2017年美国和中国天然气发展现状比较分析

　　一、美国各类型天然气占比及变化

　　2002 年之前，美国非常规天然气的产量非常小，几乎可以忽略。2002 年之后，美国常规天然气的产量出现了明显下滑的趋势。在煤层气钻井技术提高和政府财政补贴支持的双重作用下，美国煤层气产业在2002 年之后进入了快速发展期，弥补了常规天然气产量下滑的缺口。随着页岩气革命的爆发，2009 年美国以6240 亿立方米的产量首次超过俄罗斯成为世界第一天然气生产国，页岩气的产量快速爆发，产量几乎与常规天然气相当。而煤层气的产量则逐步稳定下来且略有下降。

　　二、在中国煤层气的经济性高于页岩气

　　地面钻井开采方式，国外已经广泛使用，我国有些煤层透气性较差，地面开采有一定困难，但随着开采技术的提高，企业开采积极性也随之提高。全球煤层气开采的平均成本约为0.11美元。根据亚美能源公司公告，其2012 年-2014 年煤层气生产成本（以净运营开支除以净产量算，不包括折旧摊销）分别为1.2 元/立方米，0.7 元/立方米和0.4 元/立方米。原因是在勘探阶段的试生产项目成本较高，但随着项目进入商业开发及生产阶段，会因整体规模和经济效益的提高而成本下降。

　　　在中国页岩气的成本显著高于煤层气。页岩气水平井单井的投资成本大约5000-7000 万元，单井日产量大约6 万立方米。而煤层气L 型井单井投资成本大约600-700 万元，单井日产量大约2 万立方米。

　　从供给端各类型天然气的成本来看，煤层气的成本介于陆上常规天然气和管道进口天然气之间，远小于同为非常规国产天然气的页岩气。由于液化天然气（LNG）运输较灵活，所以随着国际油价和天然气价格的波动，进口液化气（LNG）也相对波动比较大。

　　美国煤层气产量1989 年占天然气总产量不到1%，2008 年煤层气产量占天然气总产量7.5%,然而从2009 年开始煤层气进入低潮，至2014 年占天然气总产量仅5.4%，EIA 预测，2015-2040 年煤层气占天然气总产量比例将逐步下降至1%以下。EIA 认为煤层气低潮主要是由于页岩气的发展对其形成冲击，美国现阶段页岩气与煤层气享有相当的补贴及政策扶持，但页岩气的生产成本已低于煤层气。反观我国现阶段，2015 年煤层气产量占我国天然气总产量3.2%，远未达到美国最高水平。目前我国并不具备美国成熟页岩气开采技术，更不具备技术进步带来的生产成本的大幅降低，美国现阶段页岩气的生产成本已经低于煤层气，但我国现阶段页岩气生产成本仍高于煤层气。政策扶持、补贴力度上对煤层气的倾斜，开采成本、供应成本上煤层气的显著优势都将使得十三五期间我国煤层气的发展前景更好。

　　对比美国页岩气和中国天然气的发展模式，我们可以看出：

　　A、非常规天然气产业的发展具有慢热型特征

　　从历史角度看，美国的页岩气产量在取得大突破之前经历了漫长的积淀和等待，仅页岩气商业化开采利用的历史就有80 多年。当然，若不考虑商业因素，仅考虑生产因素，那么页岩气开发的历史则更长。现实当中的“页岩气革命”是偶然当中的必然，并非一朝一夕所能完成。而我国煤层气的开发是从1980 年左右开始的，直至2002 年之前，基本处于地质寻证，勘探找气，开发摸索的阶段。

　　事实上在美国页岩气大规模爆发之前，美国是第一个煤层气实现商业化开采的国家，也是煤层气产业发展最迅速的国家。我国2012 年地面煤层气产量为25.73 亿立方米，与美国1989 年煤层气产量持平。美国1990 年至2001 年为快速发展阶段，产量年均增长50 多亿立方米，达到年产500 亿立方米以上，仅仅用了十年。迄今为止的十几年中，美国煤层气产业已处于成熟稳定期，年产量始终保持400-500 亿立方米。

　　上世纪70 年代，能源危机促使美国政府提出“能源独立”目标。1978 年，美国天然气供给出现巨大缺口，促使美国政府放松天然气价格管制。11 月，美国国会出台了“国家能源法”，其中包括“天然气政策法”，确立了天然气的市场价格机制，刺激天然气生产。煤层气、页岩气等非常规天然气产业成为美国政府重点扶持项目。美国政府根据开放市场、财政补贴、产权明晰、鼓励投资四大原则制定了一系列扶持政策，煤层气产业迅速发展。美国80 年代末对煤层气生产实行的税款补贴政策，达到24.7 美元/1000 方，而天然气的价格为53美元/1000 方。

　　美国1976 年打出第一口商业性煤层气井，1981 年初步实现煤层气的工业性生产。美国煤层气的探明储量从1989 年的1040 亿m3 提高到2014 年的4444 亿m3，在圣胡安、黑勇士、北阿帕拉契亚、粉河、拉顿等多个盆地形成商业产能，煤层气产量在1989 年仅有26亿立方米，在天然气总产量中占比不到1%。到1994 年，美国煤层气产量260 亿方，短短五年提高了10 倍。2008 年煤层气产量为557 亿立方米，占当年天然气总产量的7.5%。

　　然而从2009 年开始，煤层气的开发陷入低潮，产量逐渐跌落至2014 年的398 亿立方米，在天然气总产量中占比5.4%。根据EIA 预测，从2015 年至2040 年，美国煤层气产量将在400 亿立方米左右基本保持不变，在天然气总产量中其占比将逐步下至1%以下。究其原因，首当其冲就是页岩气产业的发展对煤层气产业造成了冲击。同为非常规天然气，页岩气与煤层气享有相同力度的补贴和政策扶持。页岩气水力压裂技术相对成熟后，页岩气生产成本已低于煤层气。大批资本涌入页岩气产业，对煤层气形成了“挤出”效应。

　　中国在开始开发煤层气之前，经历了漫长的瓦斯抽放阶段。1952 年龙凤矿建立起瓦斯抽放站，开创了中国煤层气开发之先河。1975 年我国在辽宁抚顺，山西阳泉，湖南冷水江等地试验地面直井开采煤层气瓦斯，由于知识和技术方面的原因，没有取得理想结果，未能持续下来。但是过程中形成了大量煤层气基础资料。2007 年8 月，国家发展改革委员会能源局复函中联煤层气责任有限公司，明确中联煤层气有限责任公司和亚美大陆煤层气有限公司的全资子公司美中能源公司在山西晋城潘庄煤层气资源开发项目，是煤层气开发利用“十一五”规划的主要规划项目。据此，国家发改委能源局批准合作双方按年产5 亿立方米煤层气的建设规模立即开始潘庄煤层气资源开发项目的前期工作。 该批准是外国公司近20 年来在中国进行煤层气勘探开发所获得的第一个由国家发改委签发的进行商业性开发的批准文件，使潘庄项目成为中国第一个进入煤层气商业性开发的项目。

　　至今，我国煤层气的开发利用已经渡过了摸索阶段，处于从起步阶段进入快速发展阶段的拐点。要达到规划目标，“十三五”期间地面煤层气年均增长量需为30 亿立方米。我国煤层气年均增长30 亿立方米，虽然不及美国的煤层气产量快速增长期，也标志着进入产业发展的快车道。