拳皇2002max是什么意思:煤层气：价值开发洼地将进入爆炸发展周期

煤层气：价值开发洼地将进入爆炸发展周期手机免费访问　www.cnfol.com　2011年09月22日 09:03　和讯股票　 　　一、煤层气：资源量大、分布集中

　　煤层气(俗称瓦斯)主要成份是甲烷，其余是二氧化碳、氮气等。作为自生自储式的非常规天然气资源，煤层气热值为35800KJ/立方米(相当于1.22kg标准煤)，与常规天然气热值相当。

　　煤层气燃烧基本无烟尘，具有清洁、热值高、优质和安全等特点，主要用做民用燃料，也可用于发电和工业原料；

　　中国埋深2000米以浅的煤层气资源量约36.8万亿立方米，与天然气储量相当，位居世界第三。其中，埋深1000米以浅的煤层气地质资源量占全国总量的38.8%；

　　煤层气资源分布集中，具备商业化开发价值。其中，煤层气资源量超过1万亿立方米的盆地共8个，总资源量28万亿立方米，占全国总量的76%。其中，鄂尔多斯和沁水盆地是两个最大的盆地，资源量分别为9.8万亿立方米和3.9万亿立方米，占全国总量的40%，最具商业化开采前景。

　　二、发展动因：起源于安全、发展于环保、着眼于新能源

　　开发煤层气具有多重积极效应：治理瓦斯灾害的安全效应；减排温室气体的环保效应；提高高效和洁净能源的经济效应。

　　减少瓦斯爆炸事故发生。瓦斯爆炸死亡人数占中国煤矿死亡总人数30%左右，国家相关法律法规强制煤炭开采前和开采过程中对煤矿瓦斯进行抽采，使井下瓦斯抽采率达到一定标准，以确保安全生产；

　　大幅减少碳排放。煤层气的主要成份-甲烷温室效应是二氧化碳的20倍，直接排放会污染环境。作为世界上甲烷排放最多的国家，中国占到世界排放总量的40%。2007年，国家出台的《煤层气(煤矿瓦斯)排放标准(暂行)》规定：煤矿通风口瓦斯排放气中甲烷浓度不得高于0.75%，甲烷浓度高于30%的瓦斯禁止直接排空。

　　弥补天然气的巨大缺口。2007年，中国天然气首次净进口，此后天然气需求缺口迅速扩大。国际能源署(IEA)预测，2015年、2020年、2025年、2030年、2035年中国天然气需求量将分别达到2470、3350、4300、5350、6340亿立方米，需求缺口分别为45%、45%、48%、51%、52%。因成份与天然气大体相同，故煤层气可作为天然气的替代品，其商业化开发对弥补天然气需求缺口和保障能源安全具有战略意义。

　　三、美国经验：世界煤层气商业化的领先者

　　据国际能源署(IEA)估计，世界煤层气资源总量约260万亿立方米，其中，俄罗斯、加拿大、中国、美国和澳大利亚等资源量均超过10万亿立方米，美国更是在煤层气的研究、勘探和开发利用方面处于世界领先地位，是世界煤层气商业开发最成功的国家，并已在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亚和粉河等盆地进行大规模开发，煤层气产量从1989年26亿立方米提高到2009年54亿立方米；煤层气产量占天然气产量比例从1989年不到1%提高2006年10.5%，并稳定在10%上下。我们认为，美国煤层气产业发展主要得益于良好的开采条件和积极的政策扶持：

　　美国境内分布有多个煤层气盆地，煤层厚、含气量高，适宜开采；

　　美国先后出台《能源政策法》、《能源以外获利法》、《气候变化行动计划》支持煤层气开发等；并且，通过立法取消对天然气价格的管制，使得煤层气与天然气一样采用市场定价体系，令煤层气开采具备商业价值；

　　美国具有覆盖全国的、发达的天然气管道系统，拥有11个大的天然气进出口通道，超过210个天然气管道系统，30多万英里的州际和州内天然气输送管道，超过1400个天然气压缩站和400个地下天然气储存设施。

　　四、中国现状：煤层气产业仍然处于发展初期

　　与美国相比，我们认为中国煤层气产业还处于发展初期，主要在于：

　　尚需开发适应中国地质条件的钻井技术；

　　地面抽采量占比有待进一步提高；

　　低浓度瓦斯输送技术广泛应用尚需时间；

　　煤层气产业化尚需完善的管道网络和低浓度煤层气发电技术。

　　4.1中国煤层气产业处于发展初期

　　近年来，中国煤层气产业快速发展，煤层气抽采量与利用量都有大幅度增长。2001-2010年，尽管中国煤层气抽采量复合增长率超过25%，但并未改变煤层气产业仍然处于初期阶段的事实。从绝对量来看，煤层气2010年抽采量仅88亿立方米，利用量仅36亿立方米，抽采利用率仅41%，利用量占天然气比例不足4%。

　　4.2钻井技术：多分支水平井应用前景更为远大

　　在中国，煤层气开采主要采用两种技术：直井钻井技术和多分支水平井技术。

　　直井钻井技术最成熟，应用也最普遍。但是，直井技术的缺点在于不能克服储集层低渗、低压的不利影响，单井产量有待提高。

　　“三低一高”(低储集层压力、低渗透率、低含气饱和度和高含气量)的资源赋存条件决定了多分支水平井更适合中国。与直井技术相比，多分支水平井具有单井日产量高、采气速率高、采收率高以及可采储量大等诸多优点。

　　多分支水平井投入产出比更高。根据美国经验，多分支水平井单井日均产量是直井的3-5倍，采气速率是直井的10倍，采收率是直井的1-2倍，可采储量是直井的3-4倍。并且，多分支水平井单井钻井成本约150万美元，为直井的1.5-2.5倍。不难看出，水平井的采气成本仅为直井的25%-50%，投入产出比更高。我们认为，水平钻井技术的成熟和煤层气地质资料的完善决定了多分支水平井将在中国煤层气开采中得到广泛应用，开采成本也将大幅下降。

　　4.3抽采模式：地面钻井抽采比例上升，将成为煤层气主要抽采方式

　　煤层气抽采主要分为井下抽采和地面钻井抽采等两种模式。井下抽采是从巷道向煤层钻孔，抽出正在采掘或准备采掘煤层内的煤层气并进行利用，使巷道或采掘工作面的瓦斯浓度符合安全标准要求。地面钻井抽采是通过地面钻井，通过对煤层的抽吸或排水，使其压力降低到解析压力以下，然后通过井筒输出煤层气。

　　井下抽采是当前中国煤层气抽采的主要方式。据统计，井下抽采量超过煤层气总抽采量的80%，但缺点在于井下采出的煤层气甲烷含量低，不利于集输与利用。井下抽采的目的在于保证安全生产，而非商业化开采。

　　地面钻井抽采是国外煤层气抽采的主要方式。以美国、澳大利亚和加拿大为例，其煤层气地面钻井抽采量占抽采总量的90%左右。与井下抽采相比，地面抽采的煤层气甲烷含量高，更易实现商业化开发。

　　4.4集输环节：低浓度瓦斯输送技术可提高煤层气利用率

　　尽管中国煤层气抽采量猛增，但利用率依然偏低，平均利用率仅35%，原因在于：

　　低浓度瓦斯输送难度大且输送成本高。中国主要以井下抽采为主，煤层气浓度接近5-16%的爆炸极限，导致输送难度较大，输送成本也高；

　　瓦斯直接排放成本低。井下抽采大多是煤炭企业为确保安全生产达标而进行的抽采，采气量较小，也不是其主营业务。与煤炭生产相比，其利润率低甚至亏本，且国家规定甲烷浓度低于30%的煤层气可以直接排放，因而导致大多数煤炭企业重抽采、轻利用，为降低成本而将抽采的煤层气直接排放。可喜的是，中国已经成功开发出低浓度瓦斯输送技术，令输送成本大大降低，使得井下抽采具备一定盈利能力，进而提高煤层气抽采利用率。

　　4.5利用环节：民用燃料看管道建设，煤层气发电技术取得突破

　　目前，中国用于民用燃料的煤层气比例约占利用总量的58%，用于发电的煤层气占比约为31%，用于工业锅炉、工业原料与汽车燃料约为11%。因此，管道建设和煤层气发电技术的突破是煤层气开采利用的极其重要的环节。

　　管道建设获得突破。目前，中国天然气输气管道主干线达到1.2万公里，支线3.8万公里，尤其是西气东输一线和二线均经过煤层气的主要聚集区-鄂尔多斯盆地和沁水盆地，对煤层气开采与市场衔接具有至关重要的意义。

　　煤层气发电技术亦获得突破。目前，中国已成功开发出中高浓度(甲烷浓度>30%)、低浓度(1%<甲烷浓度<30%)和极低浓度(甲烷浓度<1%)煤矿区煤层气发电技术，而且国家对煤层气发电实行优先上网的政策扶持，电价比一般电价高0.25元/千瓦时，煤层气市场化趋势促进煤层气需求的增长。因此，在国家政策的积极扶持下，预计煤层气开发将于“十二五”期间高速发展，并且开采量提升会促进煤层气下游设备的需求，下游景气可期。

　　五、煤层气：2015年市场容量260-600亿元

　　煤层气和天然气在成份和热值上的高度相似使得煤层气成为弥补天然气需求缺口的首选能源。根据美国煤层气开采状况，我们从煤层气与天然气比例以及煤层气对天然气需求缺口的补充等角度来测算中国煤层气的市场容量。

　　5.12015年：中国煤层气需求220亿立方米，市场价值438亿元

　　5.1.1煤层气/天然气的比例预计可达20%

　　根据相关数据，美国煤层气产量占天然气比例从1989年的0.5%提高到2004年的10%，平均每年提高0.6个百分点，目前稳定在10%左右。中国煤层气储量为美国的2倍，但天然气储量仅为美国的1/2，故我们预计中国煤层气占天然气的比例将最终稳定在20%附近，每年提高1-1.2个百分点。2010年中国煤层气实际利用量与天然气产量的比例为3.8%，预计中国2015年、2020年、2025年、2030年、2035年煤层气占天然气总需求量的百分比分别为9.8%、15.8%、20%、20%、20%。

　　5.1.2天然气价格逐渐上升

　　国际能源署(IEA)发布的《2011世界能源展望》预计世界主要天然气进口国家和地区天然气进口价格将逐渐上升，并且进口天然气量占比提高，因此，中国天然气价格将随进口天然气价格的变化而变化。无论是从天然气的进口地还是天然气的运输路线，中国都与日本类似，因此我们有理由相信中国与日本未来的天然气进口价格一致。我们预计，中国天然气进口价格在2015年、2020年、2025年、2030年、2035年分别为0.51、0.56、0.6、0.63、0.64美元/立方。

　　5.1.3从煤层气占比角度：2015年煤层气市场容量267亿元

　　根据国际能源署(IEA)发布的2011世界能源展望对中国未来天然气需求量的预测，我们预计中国2010-2015、2015-2020、2020-2025、2025-2030、2030-2035年煤层气市场容量CAGR分别为45%、21%、18%、5%、3%。到2015年，中国煤层气需求量将达到134亿立方米，市场价值达到267亿元。

　　5.2从天然气需求缺口：中国煤层气2015年市场容量219-656亿元

　　从天然气需求缺口角度，我们预计2010-2015、2015-2020、2020-2025、2025-2030、2030-2035年煤层气市场的CAGR分别为60%、10%、16%、6%、5%。如果煤层气能弥补中国天然气缺口的20%，到2015年，中国煤层气需求量将达到220亿立方米，市场价值达到438亿元。

　　六、煤层气产业“十二五”期间将迎来飞跃式发展

　　我们认为，“十一五”期间制约煤层气产业发展的管网落后、矿权重叠、技术和天然气价格管制等因素在“十二五”期间有望逐渐消除。政策扶持力度的加大将促使煤层气产业在“十二五”期间引来飞跃式发展，我们认为“十二五”规划的210亿立方米的煤层气抽采目标有望顺利完成。

　　6.1管网落后、矿权重叠、技术和气价管制约束煤层气发展

　　《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划》(以下简称“十一五”规划)提出“2010年，全国煤层气(煤矿瓦斯)产量达到100亿立方米，其中，地面抽采煤层气50亿立方米，利用率100%；井下抽采瓦斯50亿立方米，利用率60%以上”。但中国煤层气2010年实际抽采量仅有88亿立方米，其中，地面抽采量14.5亿立方米，利用率70%；井下抽采量73.5亿立方米，利用率35%。

　　造成“十一五”规划目标未能完成的原因主要有以下几个方面。

　　市场是驱动煤层气产业发展的最终动力，管道是连接煤层气生产与消费市场的桥梁，虽然中国西气东输一线和二线两条主管道经过鄂尔多斯盆地和沁水盆地两个主要的煤层气产区，但是由于支线管道建设力度跟不上，管道仍然是制约煤层气产业发展的主要因素之一。“十一五”期间规划建设的主要煤层气输气管道10条，线路全长1441公里，设计总输气能力65亿立方米，总投资31亿元人民币，截至到“十一五”末，有些规划中提出必须建设的管道虽然最终完成，但完成时间比原计划要晚；有些“十一五”规划计划建设但需

　　视煤层气开发情况进一步论证的管道则最终并未能开工建设；

　　煤炭和煤层气采矿权分离。作为同一储层相伴而生的矿产资源，煤炭和煤层气的采矿权本应归属于同一主体才能做到抽采结合，实现资源的有效配置。但煤层气在中国属于国家一级管理矿种，由国土资源部管理；而大部分煤炭资源的探矿权和采矿权则由所在地方政府管理。矿种的共生性和矿产管理的分离造成采矿权的重叠。2007年，中国煤层气矿业权有100(探矿权98个，采矿权2个)，面积6.5万平方公里，但其中有88个煤层气探矿权与1406个煤炭矿业权重叠，重叠面积达1.2万平方公里。尽管国土资源部确定了“先采气、后采煤”的原则，但这一问题在“十一五”后期解决，矿权重叠仍然成为“十一五”期间制约煤层气产业发展的重要因素；

　　“三低一高”的储存特征决定中国煤层气开采需要技术含量更高、更加昂贵的多分支水平井，而多分支水平井技术难度高，尽管在“十一五”后期取得一定突破，但技术仍不成熟，广泛应用于不同地质条件的煤层气开采尚需时间。并且，现阶段中国煤层气地质资料并不健全，多分支井的高技术难度在地质资料不足的情况下风险要高于垂直井；

　　长期的天然气价格管制令煤层气价格长期处于低位，煤层气开采企业长期亏损(环能国际、绿龙煤气、远东能源、中国油气控股)，进而导致企业缺乏开发煤层气的意愿。

　　6.2能源安全倒逼政府加大煤层气产业扶持力度

　　过去三十年，经济快速发展决定能源消费高速增长，进而使中国基础能源对外依存度快速上升，已经超过欧美等发达国家。自1993年开始，中国变成石油净进口国，2011年上半年石油对外依存度达55.2%；自2007年开始，中国变成天然气净进口国，2011年上半年对外依存度已超过15%，上升速度远远石油。中国基础能源对外依存度过高将严重威胁能源安全，从俄罗斯和欧洲天然气价格争端来看，与石油相比，天然气对国家能源安全的威胁更加严重，这将倒逼政府加大天然气及其替代品的开发力度。因此，基于保证能源安全问题、加快利用国内潜在丰富煤层气资源的考虑，政府势必会采取鼓励措施、支持加快煤层气商业化开采的进程。即将出台的煤层气产业“十二五”规划提出，到2015年中国煤层

　　气抽采量将达到210亿立方米，其中地面抽采量达到90亿立方米。

　　6.3天然气定价机制改革将有助于煤层气产业的发展

　　为促进煤层气产业发展，国家实行放开煤层气价格的政策，但作为天然气的替代品，长期的天然气价格管制则压制煤层气的价格，不利于煤层气产业的发展。据测算，煤层气井口价达到7美元/千立方英尺(约合1.58元/立方米)时，多分支水平井单井开采的IRR才能达到30%左右，风险与收益才能平衡。但是，绿龙煤气2010年报显示，其煤层气井口价为1.45元/立方米，尽管比2009年上升32.9%，但仍然在盈亏平衡点之下。2010年6月1日零时起，中国国产陆上天然气出厂基准价由0.925元/立方米提高到1.155元，提高0.23元/立方米，提价幅度24.9%。但与其他主要一次能源价格相比，天然气价格被明显低估，这种价格低估的情况长期来看是难以持续的。而且随着中国进口天然气的逐渐增加，进口天然气在中国天然气需求总量中的比重将逐渐增加，进口天然气与国产天然气的价差将使天然气价格管制越来越困难，因此中长期看，国内天然气价格处于上升通道。天然气价格的上涨将带动煤层气价格上涨，使煤层气开采利润逐渐上升，从而促进煤层气产业的发展。

　　6.4煤层气输气管道建设有望加速

　　“十一五”煤层气规划目标未完成的原因之一是管道建设乏力，但“十二五”管道建设明显提速，预计2009-2015年新增管道里程高达23170公里。作为煤层气开发的重点省份，山西省将建设35公里长的煤层气管道连接西气东输管道，预计年输气量可达30亿立方米，其他煤层气支线管道也在筹备建设中。另外，中联煤计划在“端氏—博爱”管线末端继续实施“沁气南下”计划，将管线延伸至湖南长沙，未来可能抵达江西、广东等省，设计长度近1000公里，年输送能力预计达40亿立方米，主体管道将于“十二五”末建成投产。

　　七、投资策略与公司推荐

　　如前文所述，中国煤层气产业仍处于初期阶段，但无论从煤层气抽采的必要性还是从煤层气抽采的经济性来看，煤层气产业的发展前景无疑是十分广阔的。短期来看，煤层气上下游公司将率先受益：如天科股份(600378.SH)和准油股份(002207.SZ)；中长期看，煤层气盈利前景广阔，从事开采的公司价值将逐渐显现，如绿龙煤气(GDG.L)(即将转入香港上市)、中国油气控股(00702.HK)和煤气化(000968.SZ)。

　　(兴业证券)