煤層氣銷售策略研究

張 浩

（中國石化華東油氣分公司，江蘇 南京 210019）

0 引言

煤層氣是以吸附狀態(tài)儲存于煤層內(nèi)并與煤炭相伴生的非常規(guī)天然氣，它的主要成分是CH4（甲烷），熱值是通用煤的2～5倍，燃燒后非常清潔，是非常好的化工和工業(yè)、發(fā)電以及居民燃料［1］。我國煤層氣資源豐富，全國新增煤層氣探明地質(zhì)儲量為3 504×108m3。2015年，煤層氣產(chǎn)量44×108m3、利用量38×108m3，煤層氣利用率86.4%。2017年以來天然氣消費市場逐漸轉(zhuǎn)暖，2018年上半年全國天然氣市場增速超過15%，整體市場呈現(xiàn)“淡季不淡，冬季緊缺”的需求趨勢，但在煤層氣富集區(qū)山西省內(nèi)受局部市場需求驟減、管網(wǎng)互聯(lián)互通不利、出境外輸消化受限等種種因素影響，雖然沒有出現(xiàn)前幾年大規(guī)模集中放燒的情況，但夏季需求淡季還是存在局部短期放空損耗嚴(yán)重、夏季價格優(yōu)惠促銷保量等現(xiàn)象，對煤層氣效益開發(fā)和后期發(fā)展帶來巨大的影響。因此，對煤層氣產(chǎn)銷特點進(jìn)行分析，結(jié)合消費市場變化情況，總結(jié)前期煤層氣銷售存在的問題，確定煤層氣銷售原則，制定合理的煤層氣銷售策略具有十分重要的意義。

1 煤層氣與常規(guī)天然氣差異性分析

1.1 生成和存儲原理不同

煤層氣源于煤藏又以吸附態(tài)儲存于煤層中，是典型的“自生自儲”氣藏；而常規(guī)天然氣則是“他生他儲”氣藏，源于烴源巖（泥巖、灰?guī)r、煤層），大多數(shù)經(jīng)運移以游離態(tài)聚集在儲集巖中（砂巖、灰?guī)r等）［2］。不同的生儲原理造成煤層氣與常規(guī)天然氣生產(chǎn)特點產(chǎn)生巨大差異，煤層氣必須通過緩慢排水降壓采氣，產(chǎn)能釋放呈現(xiàn)出長周期緩慢漸增至峰值后緩慢下降的趨勢，而常規(guī)天然氣則是短期內(nèi)產(chǎn)能急劇釋放至峰值后急劇下降的趨勢。不同的生產(chǎn)趨勢造成差異化的產(chǎn)量模型，煤層氣田在投產(chǎn)初期低壓低產(chǎn)，緩慢增減；而常規(guī)天然氣則反之，初期高壓高產(chǎn)，峰谷明顯。

1.2 儲層特性和壓力不同

煤層氣藏儲存于煤層內(nèi)，一般煤層氣孔隙度小，滲透性差，井底流壓低，必須通過機采排水降壓采氣，煤層氣流動對井底流壓變化比較敏感，生產(chǎn)上必須保障連續(xù)穩(wěn)定緩慢排采，不能長時間關(guān)停限產(chǎn)，否則會因為井底流壓及井筒排液變化造成流體中煤粉雜質(zhì)堵塞煤層氣孔隙，從而使煤層氣無法正常出氣或排采周期拉長。常規(guī)天然氣藏儲層一般孔滲性相對較好，井底流壓比較高，一般不需要機采管柱可自噴生產(chǎn)，關(guān)停后短期即可恢復(fù)產(chǎn)能。

1.3 氣質(zhì)組分和熱值不同

雖然煤層氣與常規(guī)天然氣主要組分都是甲烷，可以混輸銷售，但是煤層氣甲烷含量一般在95%以上，其余為少量的氮氣、二氧化碳，而常規(guī)天然氣甲烷含量一般為90%左右，除了少量氮氣、二氧化碳外還有部分乙烷、丙烷等。C2以上組分的存在使得常規(guī)天然氣發(fā)熱量優(yōu)于煤層氣發(fā)熱量。

2 煤層氣銷售中存在問題

2.1 產(chǎn)銷矛盾突出

煤層氣生產(chǎn)具有初期產(chǎn)量低、排采周期長、產(chǎn)量遞增慢的特點，且生產(chǎn)無法長時間關(guān)停，長時間關(guān)停后可能會對產(chǎn)能釋放產(chǎn)生不可逆的損害導(dǎo)致出氣量大幅降低或不出氣，因此需要連續(xù)穩(wěn)定排采。而目前常規(guī)天然氣消費市場特別是北方地區(qū)冬夏季需求波谷差大，在現(xiàn)有調(diào)峰儲氣設(shè)施設(shè)備不完善的條件下，只能通過氣田井口控制關(guān)停或減產(chǎn)來強制性調(diào)峰。因此現(xiàn)有天然氣消費市場變化與煤層氣連續(xù)生產(chǎn)的特點矛盾突出，造成“冬季供不上，夏季減不了”的局面。

2.2 調(diào)峰措施不利

常規(guī)天然氣冬夏季調(diào)峰目前主要有地下儲氣庫調(diào)峰、氣田井口調(diào)峰、LNG液化調(diào)峰、可中斷用戶調(diào)峰、長輸管道調(diào)峰等［3］，但是目前煤層氣產(chǎn)銷調(diào)峰方式相對比較匱乏，一方面現(xiàn)有煤層氣田大部分外輸渠道單一，造成下游市場變化直接通過單一渠道沖擊氣田生產(chǎn)；另一方面目前大部分外輸管線都沒有與大型國家級輸氣干線相連通，極少數(shù)連通的氣田也因沒有足夠的上載量計劃造成無法進(jìn)入長輸大管線統(tǒng)一調(diào)峰或輸送至沿途儲氣庫進(jìn)行調(diào)峰。同時由于煤層氣熱值、煤粉等問題造成LNG液化產(chǎn)品較常規(guī)天然氣液化LNG品質(zhì)差，特別近幾年LNG市場低迷，因此液化調(diào)峰渠道也不通暢。

2.3 客戶接受度低

煤層氣由于熱值差異造成消耗量增加，在現(xiàn)行按照用量核算成本的方法，造成像CNG、LNG車用，燃?xì)怆姀S等用戶用其成本增加，使得用戶對煤層氣的認(rèn)可度下降。同時由于煤層氣排采時會攜帶出部分煤粉雜質(zhì)，雖然經(jīng)過集輸處理，但是納米級煤粉依然無法完全脫除，對發(fā)動機、燃燒器等精密性設(shè)備產(chǎn)生損傷和影響，給銷售用戶帶來不良的影響，因此客戶對煤層氣整體接受度較天然氣低。

2.4 銷售價格偏低

國內(nèi)一直對煤層氣價格采取市場化確定的原則，按照《國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整天然氣價格的通知》（發(fā)改價格［2013］1246號）文件精神，頁巖氣、煤層氣、煤制氣出廠價格，以及液化天然氣氣源價格放開，由供需雙方協(xié)商確定，需進(jìn)入長輸管道混合輸送并一起銷售的（即運輸企業(yè)和銷售企業(yè)為同一市場主體），執(zhí)行統(tǒng)一門站價格。進(jìn)入長輸管道混合輸送但單獨銷售的，氣源價格由供需雙方協(xié)商確定，并按國家規(guī)定的管道運輸價格向管道運輸企業(yè)支付運輸費用。在實際的市場競爭中，由于受外輸渠道受限、氣質(zhì)品質(zhì)略差、無法關(guān)停調(diào)峰等因素影響，煤層氣價格普遍較常規(guī)天然氣價格偏低。以山西為例，煤層氣最高價也要比過境山西的常規(guī)管道天然氣非居門站價格低（0.2～0.3）元／m3。夏季為了保障生產(chǎn)、減少放空損耗，大部分煤層氣勘探開發(fā)企業(yè)不得不通過降價來促銷保量，更進(jìn)一步地拉低了煤層氣整體的銷售價格。

2.5 產(chǎn)銷配套不佳

常規(guī)天然氣項目一般在資源落實、勘探效果良好才會考慮部署天然氣管道及銷售事宜，但是煤層氣項目屬于低產(chǎn)低效勘探開發(fā)項目，勘探開發(fā)初期產(chǎn)能無法落實，產(chǎn)量不高，因此一步到位配套成熟的外輸管網(wǎng)成本偏高且投資風(fēng)險較大。煤層氣項目配套管網(wǎng)一般比較滯后，而煤層氣排采出氣后又無法關(guān)停限產(chǎn)停待管道完工投運，造成產(chǎn)能建設(shè)與管線建設(shè)進(jìn)度不匹配。中國石化延川南煤層氣田2015年完成產(chǎn)建，但是可研方案配套主要外輸渠道至2017年尚未完全貫通投產(chǎn)，造成前期煤層氣損耗達(dá)到近2×108m3，形成了極大的資源和經(jīng)濟損失。

3 煤層氣銷售主體原則

3.1 周期最長化

可銷售周期越長，所產(chǎn)生的綜合效益越多。煤層氣銷售必須以銷售周期最長化為原則，不能以縮短產(chǎn)氣周期為代價追求短期高銷售量，銷售方案的確定以不影響煤層氣“連續(xù)、緩慢、穩(wěn)定、長期”排采規(guī)律為原則確定，盡量減少因銷售運行變化波動對煤層氣田采取長期連續(xù)提產(chǎn)或關(guān)停限產(chǎn)措施。

3.2 利用最大化

煤層氣同常規(guī)油氣資源一樣屬于不可再生的一次能源，資源總量是有限的。在煤層氣田投入正常開發(fā)以后，銷售利用必須堅持最大化原則，不能僅僅因為價格、渠道、客戶等銷售因素導(dǎo)致煤層氣大量放空損耗，一方面不利于資源的有效利用和效益回收，另一方面還造成燃燒排放污染。

3.3 效益最優(yōu)化

國家對煤層氣勘探開發(fā)利用給予了政策性補貼，但是綜合評價煤層氣項目仍然屬于低產(chǎn)低效勘探項目，如何推動煤層氣產(chǎn)業(yè)良性發(fā)展，提升企業(yè)投入煤層氣行業(yè)的積極性，因此效益最大化原則是煤層氣銷售必須遵循的基本原則。局部市場化競爭、區(qū)域市場拓展、交易平臺上線等是提升煤層氣銷售效益的有效途徑。

3.4 終端直通化

近年來國家大力推進(jìn)天然氣價格改革，提出“放開兩頭，管住中間”的改革目標(biāo)，印發(fā)了《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》《天然氣管道運輸定價成本監(jiān)審辦法（試行）》等一系列文件，大力推進(jìn)供給側(cè)改革，激發(fā)市場活力，鼓勵供熱企業(yè)與上游供氣企業(yè)直接簽訂購銷合同，通過交易平臺確定或協(xié)商確定購氣價格。這對于煤層氣項目來說是利好消息，特別是對于上游勘探開發(fā)企業(yè)，擺脫煤層氣的低產(chǎn)低效，必須要走出去，介入終端市場，減少中間流通環(huán)節(jié)，采用大客戶直供等方式直通終端用戶，提升銷售效益。

4 煤層氣銷售具體策略

4.1 煤層氣銷售外輸渠道必須與區(qū)塊產(chǎn)能建設(shè)同步或先于產(chǎn)能建設(shè)

確定煤層氣產(chǎn)建方案時必須同步考慮后期煤層氣銷售利用方案，確定銷售渠道、外輸管網(wǎng)、銷售客戶。考慮外輸管網(wǎng)的建設(shè)周期及協(xié)調(diào)運行手續(xù)辦理時間，外輸管網(wǎng)建設(shè)必須與產(chǎn)能建設(shè)同步或早于產(chǎn)能建設(shè)，這樣才能與產(chǎn)建項目匹配，達(dá)到煤層氣產(chǎn)氣即銷售利用，最大限度減少排采期放空損耗，提前回收投資成本，提升項目整體效益。

4.2 建立多渠道外輸出口以解決夏季調(diào)峰問題

煤層氣無法長期關(guān)停限產(chǎn)的生產(chǎn)規(guī)律及天然氣消費冬夏季峰谷波動大的趨勢決定了單一市場及唯一管道無法保障煤層氣產(chǎn)銷平衡運行，因此除了有大型國家級管網(wǎng)等調(diào)峰設(shè)施保障外建議煤層氣項目必須考慮兩條以上的外輸銷售渠道以解決夏季調(diào)峰問題，保障煤層氣利用率。

4.3 依托國家有利政策，打通氣源地出境渠道，擴大煤層氣銷售區(qū)域市場

充分依托現(xiàn)有供給側(cè)改革有利政策，推動氣田周邊管網(wǎng)建設(shè)及互聯(lián)互通，打通氣源地周邊就近利用及出境消化渠道，擴大煤層氣銷售區(qū)域市場，充分利用地區(qū)天然氣消費需求及價格差異通過市場化競爭方式，提升煤層氣銷售效益。

4.4 充分利用天然氣交易中心等平臺實現(xiàn)上下游直供，提升煤層氣銷售效益

近年來，國家相繼建立了上海石油天然氣交易中心、重慶石油天然氣交易中心等，特別近期上海石油天然氣交易中心線上天然氣交易成果顯著，為天然氣銷售提供了新的平臺。隨著省級管網(wǎng)、國家級干線的互聯(lián)互通，相信煤層氣也具備了進(jìn)入交易中心交易的基礎(chǔ)條件，因此大力推進(jìn)線上交易，實現(xiàn)上下游直供，對提升煤層氣銷售效益具有重要意義。

5 結(jié)束語

目前，制約煤層氣銷售的主要問題是產(chǎn)銷矛盾突出、調(diào)峰措施不利、客戶接受程度低、銷售價格偏低。研究認(rèn)為，有必要加快煤層氣外輸渠道建設(shè)，建立多渠道外輸出口，打通氣源地出境渠道，利用天然氣交易中心平臺，促進(jìn)煤層氣銷售。

［1］姚香虞.我國煤層氣產(chǎn)業(yè)的定價機制研究［D］.成都：成都理工大學(xué)，2012.

［2］劉洪林，趙國良.煤層氣的富集成藏類型初探［J］.遼寧工程技術(shù)大學(xué)學(xué)報，2005，24（2）：165-168.

［3］朱紀(jì)憲，靳鳳蘭.不同天然氣調(diào)峰方式經(jīng)濟比選研究［J］. 石油規(guī)劃設(shè)計，2011，22（1）：16-19.