大规模生产优先入网 杨建红提出，煤层气生产20亿立方米以上规模可考虑纳入国家管网；5亿-20亿立方米的规模可建设独立管道，就近供应；1亿-5亿立方米间既可考虑纳入其他集输管道，又可建设LNG项目；1亿立方米以下应建设小型LNG项目。 国内已建成和建设中的煤层气液化项目，半数的产能规模都超过30万立方米/日。“这会给下游的销售造成压力，因为价格比管道气贵得多，而量又太大。”杨建红说。 他表示，煤层气液化后将比管道气缺乏价格竞争力，一般作为当地的调峰气源。 经历了去年的“气荒”，不但中石油规划和开建大型地下储气库，地方燃气公司也在规划和建设终端调峰设施，从长期来看，终端调峰能力的增强将降低对高价格的调峰气源的需求。因此规模超大的煤层气液化项目将有可能面临风险。 “如果能统筹多种气源，规划煤层气管网，组织多气源将较大规模的煤层气进入天然气主干管网，将更有利于下游的开发利用。”杨建红说。 而一位山西某煤层气液化项目公司负责人表示，当地液化、发电等项目主要体现引导当地的产业化发展方向，更体现地方与央企合作带来的政治效益和社会效益，而不仅仅是经济效益的问题。 “统筹”意味着“垄断”？ 对于中石油的“统筹论”，也有下游煤层气市场销售公司尖锐指出：“本来在天然气领域就已经是三大石油公司垄断，这个新兴的行业已经有国有、地方、民营和外资多种资本进入，如果再通过进入管网把气源都收归到中石油，煤层气下游市场岂不又将像天然气一样受制于中石油？” 对此，杨建红认为，应该把煤层气作为一个产业而非一个项目去发展，如果仅从单个项目、单个公司的利益来考虑，担心气源为大公司所控制可以理解，但各自为战的地方利益将不利于把这个产业做大做强。 业内人士指出，2009年底首次出现的大面积“气荒”令业内惶恐不安，除了对上下游调峰能力不足的反思之外，对石油公司“坐地要价”、“逼宫提价”的指责不绝于耳。当地的富集煤层气进入主干管网各有利弊，一方面将使更多气源受制于石油公司，进入其“垄断版图”；另一方面终端用户将增加管道供气量，使用管道气的成本也低于液化调峰用气。
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