煤層氣正在成為中石油戰(zhàn)略的重點(diǎn)。中石油煤層氣有限責(zé)任公司總經(jīng)理接銘訓(xùn)在日前的中國能源戰(zhàn)略高層論壇上透露，該公司計(jì)劃在未來幾年內(nèi)投資超過100億元，用于煤層氣產(chǎn)能的擴(kuò)張，2015年中石油希望煤層氣的銷售量占全國比例超過40%。
顯然，中石油正力圖成為國內(nèi)最大的煤層氣生產(chǎn)和銷售商。接銘訓(xùn)稱，煤層氣完全是市場定價(jià)，國家不限價(jià)，煤層氣的定價(jià)將不會(huì)低于天然氣的定價(jià)。分析人士認(rèn)為，6月1日，國家發(fā)改委上調(diào)了天然氣價(jià)格，這將給煤層氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展帶來利好。
投資超100億產(chǎn)能擴(kuò)至45億方
“在煤層氣上，2013年，中石油將建成45億方生產(chǎn)能力，”接銘訓(xùn)說道，“2015年產(chǎn)量達(dá)到45億方，商品量40億方，占全國比例超過40%，成為國內(nèi)煤層氣第一生產(chǎn)企業(yè)。”
據(jù)國家能源局統(tǒng)計(jì)，截至2009年底，全國建成煤層氣產(chǎn)能25億方/年，其中，中石油6億方/年，中聯(lián)煤3億方/年，晉煤集團(tuán)5.5億方/年，其他公司10.5億方/年。
截至目前，全國探明煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量1852億方，其中中石油899億方（約占50%），中聯(lián)公司402億方，其他公司555億方。
中石油現(xiàn)已形成沁水、鄂東兩大煤層氣產(chǎn)業(yè)基地。接銘訓(xùn)說，今年在沁水盆地和鄂爾多斯盆地累計(jì)建成產(chǎn)能達(dá)到30億方，產(chǎn)量達(dá)到15億方。
不過，目前，國內(nèi)煤層氣開采中存在著煤炭和煤層氣礦權(quán)重疊、地方煤企與專業(yè)煤層氣開發(fā)的央企矛盾叢生、產(chǎn)業(yè)鏈上下游發(fā)展不配套等系列問題。
接銘訓(xùn)說，在國土資源部協(xié)調(diào)下，與資源地政府及煤炭企業(yè)溝通，中石油按照“先采氣、后采煤”原則，形成共同開發(fā)，油氣公司先采氣，煤炭企業(yè)后采煤的“三交模式”和礦權(quán)重疊區(qū)協(xié)議劃分，分別開發(fā)，雙方開展下游合作的“沁南模式”，有效解決礦權(quán)重疊問題。目前國家堅(jiān)持采氣采煤一體化，依法清理并妥善解決煤層氣和煤炭資源礦業(yè)權(quán)交叉問題。
煤層氣定價(jià)不低于天然氣價(jià)
接銘訓(xùn)稱，中石油煤層氣利用方式是進(jìn)入西氣東輸管線，沁水已建成至西氣東輸管線的煤層氣輸氣管線，年輸氣能力10億方。目前已向西氣東輸供商品氣超過1億方，沁水計(jì)劃2010年商品量4億方，今年中石油全部的煤層氣銷售量估計(jì)能達(dá)到6億方。
6月1日零時(shí)起，國產(chǎn)陸上天然氣出廠基準(zhǔn)價(jià)格由每千立方米925元提高到1155元，每千立方米提高230元，提價(jià)幅度為24.9%；天然氣出廠基準(zhǔn)價(jià)格允許的浮動(dòng)幅度統(tǒng)一確定為上浮10%、下浮不限。
接銘訓(xùn)認(rèn)為，天然氣價(jià)格上調(diào)后，煤層氣的定價(jià)也會(huì)相應(yīng)上調(diào)，“公司主要參考天然氣價(jià)格來定價(jià)，基本上與天然氣定價(jià)持平或高于。”
國家現(xiàn)已出臺(tái)一系列鼓勵(lì)政策，包括中央財(cái)政按0.2元/方煤層氣（折純）標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行補(bǔ)貼；從事煤層氣勘查開采的企業(yè)，2020年前可按國家有關(guān)規(guī)定申請(qǐng)減免探礦權(quán)使用費(fèi)和采礦權(quán)使用費(fèi)，對(duì)地面抽采煤層氣暫不征收資源稅；對(duì)煤層氣勘探開發(fā)作業(yè)的設(shè)備等免征進(jìn)口關(guān)稅和進(jìn)口環(huán)節(jié)增值稅，增值稅先征后退。
接銘訓(xùn)認(rèn)為，煤層氣的開采成本較高，特別是資源評(píng)價(jià)階段投入巨大，例如打一口井包括建外輸管道等的投入為180萬～200萬元。目前，新開采區(qū)塊不能保證利潤的產(chǎn)出。
