煤层气销售策略研究

张 浩

（中国石化华东油气分公司，江苏 南京 210019）

0 引言

煤层气是以吸附状态储存于煤层内并与煤炭相伴生的非常规天然气，它的主要成分是CH4（甲烷），热值是通用煤的2～5倍，燃烧后非常清洁，是非常好的化工和工业、发电以及居民燃料［1］。我国煤层气资源丰富，全国新增煤层气探明地质储量为3 504×108m3。2015年，煤层气产量44×108m3、利用量38×108m3，煤层气利用率86.4%。2017年以来天然气消费市场逐渐转暖，2018年上半年全国天然气市场增速超过15%，整体市场呈现“淡季不淡，冬季紧缺”的需求趋势，但在煤层气富集区山西省内受局部市场需求骤减、管网互联互通不利、出境外输消化受限等种种因素影响，虽然没有出现前几年大规模集中放烧的情况，但夏季需求淡季还是存在局部短期放空损耗严重、夏季价格优惠促销保量等现象，对煤层气效益开发和后期发展带来巨大的影响。因此，对煤层气产销特点进行分析，结合消费市场变化情况，总结前期煤层气销售存在的问题，确定煤层气销售原则，制定合理的煤层气销售策略具有十分重要的意义。

1 煤层气与常规天然气差异性分析

1.1 生成和存储原理不同

煤层气源于煤藏又以吸附态储存于煤层中，是典型的“自生自储”气藏；而常规天然气则是“他生他储”气藏，源于烃源岩（泥岩、灰岩、煤层），大多数经运移以游离态聚集在储集岩中（砂岩、灰岩等）［2］。不同的生储原理造成煤层气与常规天然气生产特点产生巨大差异，煤层气必须通过缓慢排水降压采气，产能释放呈现出长周期缓慢渐增至峰值后缓慢下降的趋势，而常规天然气则是短期内产能急剧释放至峰值后急剧下降的趋势。不同的生产趋势造成差异化的产量模型，煤层气田在投产初期低压低产，缓慢增减；而常规天然气则反之，初期高压高产，峰谷明显。

1.2 储层特性和压力不同

煤层气藏储存于煤层内，一般煤层气孔隙度小，渗透性差，井底流压低，必须通过机采排水降压采气，煤层气流动对井底流压变化比较敏感，生产上必须保障连续稳定缓慢排采，不能长时间关停限产，否则会因为井底流压及井筒排液变化造成流体中煤粉杂质堵塞煤层气孔隙，从而使煤层气无法正常出气或排采周期拉长。常规天然气藏储层一般孔渗性相对较好，井底流压比较高，一般不需要机采管柱可自喷生产，关停后短期即可恢复产能。

1.3 气质组分和热值不同

虽然煤层气与常规天然气主要组分都是甲烷，可以混输销售，但是煤层气甲烷含量一般在95%以上，其余为少量的氮气、二氧化碳，而常规天然气甲烷含量一般为90%左右，除了少量氮气、二氧化碳外还有部分乙烷、丙烷等。C2以上组分的存在使得常规天然气发热量优于煤层气发热量。

2 煤层气销售中存在问题

2.1 产销矛盾突出

煤层气生产具有初期产量低、排采周期长、产量递增慢的特点，且生产无法长时间关停，长时间关停后可能会对产能释放产生不可逆的损害导致出气量大幅降低或不出气，因此需要连续稳定排采。而目前常规天然气消费市场特别是北方地区冬夏季需求波谷差大，在现有调峰储气设施设备不完善的条件下，只能通过气田井口控制关停或减产来强制性调峰。因此现有天然气消费市场变化与煤层气连续生产的特点矛盾突出，造成“冬季供不上，夏季减不了”的局面。

2.2 调峰措施不利

常规天然气冬夏季调峰目前主要有地下储气库调峰、气田井口调峰、LNG液化调峰、可中断用户调峰、长输管道调峰等［3］，但是目前煤层气产销调峰方式相对比较匮乏，一方面现有煤层气田大部分外输渠道单一，造成下游市场变化直接通过单一渠道冲击气田生产；另一方面目前大部分外输管线都没有与大型国家级输气干线相连通，极少数连通的气田也因没有足够的上载量计划造成无法进入长输大管线统一调峰或输送至沿途储气库进行调峰。同时由于煤层气热值、煤粉等问题造成LNG液化产品较常规天然气液化LNG品质差，特别近几年LNG市场低迷，因此液化调峰渠道也不通畅。

2.3 客户接受度低

煤层气由于热值差异造成消耗量增加，在现行按照用量核算成本的方法，造成像CNG、LNG车用，燃气电厂等用户用其成本增加，使得用户对煤层气的认可度下降。同时由于煤层气排采时会携带出部分煤粉杂质，虽然经过集输处理，但是纳米级煤粉依然无法完全脱除，对发动机、燃烧器等精密性设备产生损伤和影响，给销售用户带来不良的影响，因此客户对煤层气整体接受度较天然气低。

2.4 销售价格偏低

国内一直对煤层气价格采取市场化确定的原则，按照《国家发展改革委关于调整天然气价格的通知》（发改价格［2013］1246号）文件精神，页岩气、煤层气、煤制气出厂价格，以及液化天然气气源价格放开，由供需双方协商确定，需进入长输管道混合输送并一起销售的（即运输企业和销售企业为同一市场主体），执行统一门站价格。进入长输管道混合输送但单独销售的，气源价格由供需双方协商确定，并按国家规定的管道运输价格向管道运输企业支付运输费用。在实际的市场竞争中，由于受外输渠道受限、气质品质略差、无法关停调峰等因素影响，煤层气价格普遍较常规天然气价格偏低。以山西为例，煤层气最高价也要比过境山西的常规管道天然气非居门站价格低（0.2～0.3）元／m3。夏季为了保障生产、减少放空损耗，大部分煤层气勘探开发企业不得不通过降价来促销保量，更进一步地拉低了煤层气整体的销售价格。

2.5 产销配套不佳

常规天然气项目一般在资源落实、勘探效果良好才会考虑部署天然气管道及销售事宜，但是煤层气项目属于低产低效勘探开发项目，勘探开发初期产能无法落实，产量不高，因此一步到位配套成熟的外输管网成本偏高且投资风险较大。煤层气项目配套管网一般比较滞后，而煤层气排采出气后又无法关停限产停待管道完工投运，造成产能建设与管线建设进度不匹配。中国石化延川南煤层气田2015年完成产建，但是可研方案配套主要外输渠道至2017年尚未完全贯通投产，造成前期煤层气损耗达到近2×108m3，形成了极大的资源和经济损失。

3 煤层气销售主体原则

3.1 周期最长化

可销售周期越长，所产生的综合效益越多。煤层气销售必须以销售周期最长化为原则，不能以缩短产气周期为代价追求短期高销售量，销售方案的确定以不影响煤层气“连续、缓慢、稳定、长期”排采规律为原则确定，尽量减少因销售运行变化波动对煤层气田采取长期连续提产或关停限产措施。

3.2 利用最大化

煤层气同常规油气资源一样属于不可再生的一次能源，资源总量是有限的。在煤层气田投入正常开发以后，销售利用必须坚持最大化原则，不能仅仅因为价格、渠道、客户等销售因素导致煤层气大量放空损耗，一方面不利于资源的有效利用和效益回收，另一方面还造成燃烧排放污染。

3.3 效益最优化

国家对煤层气勘探开发利用给予了政策性补贴，但是综合评价煤层气项目仍然属于低产低效勘探项目，如何推动煤层气产业良性发展，提升企业投入煤层气行业的积极性，因此效益最大化原则是煤层气销售必须遵循的基本原则。局部市场化竞争、区域市场拓展、交易平台上线等是提升煤层气销售效益的有效途径。

3.4 终端直通化

近年来国家大力推进天然气价格改革，提出“放开两头，管住中间”的改革目标，印发了《天然气管道运输价格管理办法（试行）》《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》等一系列文件，大力推进供给侧改革，激发市场活力，鼓励供热企业与上游供气企业直接签订购销合同，通过交易平台确定或协商确定购气价格。这对于煤层气项目来说是利好消息，特别是对于上游勘探开发企业，摆脱煤层气的低产低效，必须要走出去，介入终端市场，减少中间流通环节，采用大客户直供等方式直通终端用户，提升销售效益。

4 煤层气销售具体策略

4.1 煤层气销售外输渠道必须与区块产能建设同步或先于产能建设

确定煤层气产建方案时必须同步考虑后期煤层气销售利用方案，确定销售渠道、外输管网、销售客户。考虑外输管网的建设周期及协调运行手续办理时间，外输管网建设必须与产能建设同步或早于产能建设，这样才能与产建项目匹配，达到煤层气产气即销售利用，最大限度减少排采期放空损耗，提前回收投资成本，提升项目整体效益。

4.2 建立多渠道外输出口以解决夏季调峰问题

煤层气无法长期关停限产的生产规律及天然气消费冬夏季峰谷波动大的趋势决定了单一市场及唯一管道无法保障煤层气产销平衡运行，因此除了有大型国家级管网等调峰设施保障外建议煤层气项目必须考虑两条以上的外输销售渠道以解决夏季调峰问题，保障煤层气利用率。

4.3 依托国家有利政策，打通气源地出境渠道，扩大煤层气销售区域市场

充分依托现有供给侧改革有利政策，推动气田周边管网建设及互联互通，打通气源地周边就近利用及出境消化渠道，扩大煤层气销售区域市场，充分利用地区天然气消费需求及价格差异通过市场化竞争方式，提升煤层气销售效益。

4.4 充分利用天然气交易中心等平台实现上下游直供，提升煤层气销售效益

近年来，国家相继建立了上海石油天然气交易中心、重庆石油天然气交易中心等，特别近期上海石油天然气交易中心线上天然气交易成果显著，为天然气销售提供了新的平台。随着省级管网、国家级干线的互联互通，相信煤层气也具备了进入交易中心交易的基础条件，因此大力推进线上交易，实现上下游直供，对提升煤层气销售效益具有重要意义。

5 结束语

目前，制约煤层气销售的主要问题是产销矛盾突出、调峰措施不利、客户接受程度低、销售价格偏低。研究认为，有必要加快煤层气外输渠道建设，建立多渠道外输出口，打通气源地出境渠道，利用天然气交易中心平台，促进煤层气销售。

［1］姚香虞.我国煤层气产业的定价机制研究［D］.成都：成都理工大学，2012.

［2］刘洪林，赵国良.煤层气的富集成藏类型初探［J］.辽宁工程技术大学学报，2005，24（2）：165-168.

［3］朱纪宪，靳凤兰.不同天然气调峰方式经济比选研究［J］. 石油规划设计，2011，22（1）：16-19.