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我国煤层气和页岩气发展现状浅析?与美国相比，中国非常规天然气开发仍然处于比较初级的状态，主要是体现在技术落后、经济性差和产权不明晰等方面。以目前开发能力来看，煤层气开采最为成熟，页岩气次之。 一、煤层气技术较为成熟，可能最快放量的非常规天然气品种 2011年12月，国家能源局正式发布《煤层气“十二五”规划》，提出到2015年，煤层气产量达到300亿立方米，其中地面开发160亿立方米，基本全部利用；瓦斯抽采140亿立方米，利用率达到60%以上。“十二五”规划中300亿立方米的生产任务分解到各主要煤层气企业中，比例为：中联煤35亿立方米，中石油60亿立方米、中石化6亿立方米、晋煤集团55亿立方米、河南煤层气集团3亿立方米。按照上述企业井口数量来看，完成利用率指标以外的规划任务，难度不大。 图表1：中国煤层气产量变化（亿立方米） 图表2：煤层气井口数快速增加（口） 值得注意的是，煤层气发展受到诸多因素制约。2011年煤层气抽采量为115亿立方米，利用量为53亿立方米，利用率为46.09%。2012年煤层气抽采量达到125亿立方，利用量为52亿立方米，利用率为41.53%。从近两年的数据中，我们可以发现，煤层气抽采量提升，但是利用率却出现明显下降。制约煤层气利用量提升的关键因素在于配套管网缺失。 同时煤层气的采矿权与煤炭重合，又分属于不同主体。国家明确提出“先气后煤”的开采主张，但是大部分煤企出于井网破坏煤层结构、增加开采难度等考虑，越过煤层气开采环节，以经济补偿的方式收购煤层气采矿权。 在煤层气采矿权归属不明晰、配套设施缺失的环境之下，即使企业为完成政府规划目标，实现煤层气抽采量的短期增长，利用率低的问题依然将影响煤层气开采企业的发展动力。 6月以来，市场频繁传出中石油降低煤层气开发进度的消息。由于缺乏配套的外送管道，中石油在山西和/freereports/regions/shanxis.shtml陕西两省的煤层气开发业务处于严重的成本倒挂状态。 目前中石油陕西省煤层气出气井平均产气量约300-350立方米/日，按照稳产期18年计算，1300口出气井的总产气量约26亿立方米，按现行1.56元/立方米的气价计算，总收益约40亿元。 而钻井成本方面，成型直井施工费用为500元/掘进米，总价200万元；斜井施工费用为600元/掘进米，总价250万元；水平井成本1200万元。1300口出气井的实际成本超过百亿。 图表3：煤层气采矿权基本集中在几个企业手中 图表4：大部分煤层气采矿权与煤矿重合 如能解决诸如采矿权重合、资源垄断程度高以及配输管网里程短等限制因素，煤层气有望在2015-2020年进入产能释放期，成为常规天然气的补充资源。煤层气的发展现状尚不明朗。 二、以美国发展历史为鉴，页岩气放量仍需时日 国内页岩气发展空间非常巨大，仅四川和/freereports/regions/xinjiang.shtml新疆等盆地探明储量就已经达到30万亿立方米，居世界第一位。但是国内开采的技术水平很大程度上限制了页岩气的发展。以目前技术、井口数量和配套设施等指标来看，我国页岩气与美国的差距大约在10-15年之间。 以四川长宁-威远示范区为例，页岩气网井、横井的打井周期和开采燃气的单位成本分别是美国的3倍和10倍，产气井口数量仅相当于美国FortWorth盆地（美国最早的页岩气开采区）1985年的水平。 虽然通过共同开发、购买成熟技术和学习美国的发展经验可以大幅加快开发速度，但是按照目前国内的技术水平和基础设施来看，页岩气形成规模化/reports/index188.html商业性开采至少在2020年之后。 图表5：与美国历史比照，中国页岩气形成量产仍需时间 中国天然气储量巨大，但是非常规气源在开采和销售过程中，涉及到采矿权分歧、基础设施建设和定价入网等阻力，难以在2015年以前实现放量，短期内天然气仍存在供需缺口。