煤层气产业化究竟有多远?
煤层气产业化究竟有多远?
煤层气，这一最具利用潜力的清洁能源，以告别井组试验、跨入大规模商业开发的昂扬姿态再度吸引了世人的目光。
一小步与一大步
与以往分散的区块开发不同，此次中联煤层气有限责任公司在山西沁南346平方公里范围内开发的钻井群将分三期完成，共建井909口，已从该地区获取的754亿立方米的探明储量为基础，其可采资源总量，相当于一个大型规模的天然气田。
我国开采利用煤层气主要有两种方式：一是直接从高瓦斯和突出矿井中抽排利用，这部分资源量约占煤层气总量的48％。二是地面钻井直接开采，单机技术含量高，抽放量大，钻机越多成本越低，易形成规模化商业开采模式。
从上世纪80年代至90年代初起，国家利用节能投资资金，共建设了56项煤层气利用项自，将抽放的煤层气用于居民燃气、生产碳黑和甲醛等化工原料。
近年来，国家又专向拨款用于煤矿安全改善项目，其中大部分用于改善煤层气抽放系统，煤层气抽放量得以迅速增加，2003年达到15.12亿立方米。
尽管如此，从煤矿中直接抽放煤层气这种方式受技术与成本局限，其利用量并不大，仅为6亿立方米，与每年煤矿开采排放的100亿立方米煤层气量相比，杯水车薪。
而从地面钻井直接开采煤层气的方式目前已突破了诸多高端技术难题，成为最具开发潜力的生力军。潘河项目正式对外售气是地面钻井开发煤层气迈出的一小步，但是这种开发利用方式却表明我国煤层气开发的产业化进程又迈出了一大步。
从观望到行动
对外合作是地面钻井攻克资金与技术难关的必要手段。
从上世纪80年代起，我国地面煤层气开发采用的模式与海洋石油开采模式一致，即签订国际通用的产品分成合同(psc)：中方划分区块，收取签字费用，外方承担投资风险勘探，双方成立联管会，前期投入计入联合账本。
按照协议，一旦地下无气，外方风险自担；若发现有气，由外方负责开发销售，收回成本后双方按比例分成。
随着这一进程的逐渐推进，我国惟一被授权参与对外经营煤层气开发利用的企业——中联煤层气有限责任公司正式组建。
“公司组建之初，目的只是承担煤层气地面开采对外合作的管理职能，并不需要自己建井开发。但形势所迫，只好自己动手。”中联煤层气有限责任公司总工程师秦俭说。
“形势”指的是外方签订的大多只是意向性合约，。并没有真正投入专业设施与技术人员。“老外也很精明，看到我们国内几个企业自己钻的井都不出气，他们不敢贸然投入。另外，中国的煤层结构复杂，不像美国、澳大利亚的煤层裂隙发育，易钻探开采。即使用他们的设备与技术钻井，有时候也不灵。”秦俭说，一不能一直等着别人，所以我们开始引进技术，自己在生产矿井和原始煤田进行煤层气勘探开发试验。”
“现在开发出来的煤层气是压缩状态，下一阶段配套管网建成后，将直接抽放常态气体。这种气体与井下抽放出的含其他混合气体的煤层气(这种煤层气俗称瓦斯)不同，纯度极高，用于天然气管道输送，是未来的发展方向。”
上规模指日可待
“当前地面煤层气资源的开发已经受到越来越多的关注。”中联煤层气公司总经理孙茂远介绍： “资金、技术以及下游市场已经不成问题。出于资源保护的考虑，今后放开合作的区块计划集中在云南、贵州以及新疆维吾尔自治区等边缘地区。只要开始售气，尝到商业运作的甜头，大规模上马指日可待。”
在潘河项目一期工程现场，记者见到了中华煤气国际有限公司(香港)高级副总裁何联彪。他是专程来订购第一批压缩煤层气的下游中介商。
“坦率地讲，煤层气利用市场还没有形成，但今后发展清洁能源是大趋势，一定有销路，所以我们想先订下来。”何联彪说。
据了解，世界上最常见的煤层气使用方式是发电和注入管道。在美国，由于电力价格相对较低，而天然气价格较高，因此注入天然气管道是最普遍、也是盈利最高的使用方法。
在我国，由于天然气工业规模很小，在全国范围内缺乏输气管道设施，因此，在建设煤层气项目的同时，必须考虑投资建设输气管道系统，这就大大增加了生产成本，是煤层气项目产业化的一大主要障碍。同时，民用输送方面，在大多数矿区城市没有形成燃气市场价格机制，建设煤层气利用工程投资效益较差，因此，煤矿企业不愿投资。
业内专家指出，面对这种情况，国家应该安排专项资金重点支持煤层气利用项目，同时投资建设区域性煤层气输配管网工程，对并网煤层气电厂按发电量优价收购，从根本上解决问题。
如今，我国正在建设的西气东输工程为西部煤层气开发带来机遇，从西气东输主管道引出的天然气支线管道及由此新建的城市天然气管网，将为煤层气的市场利用提供设备保障。
同时，越来越多的煤炭企业也投入到煤层气产业开发的队伍中。中联煤层气有限责任公司近期与淮南矿业集团签订协议，合作引进外资，同时投入钻井勘探与井下抽排；晋城煤业集团也正在利用亚洲开发银行贷款建设120兆瓦世界最大的煤层气发电厂，煤层气商业开发前景可期。
中国煤炭报
[/HTML]
