导读： 1 山西省煤层气开发利用现状 1.1 地面煤层气开发现状 山西作为煤炭大省，煤层气资源十分丰富，其资源量预测可达10万亿m3，约占全国煤层气总量的近1／3。山西地面煤层气勘探开发工作不断发展，截至2004年，山西沁水和河东煤田已
1 山西省煤层气开发利用现状 1.1 地面煤层气开发现状 山西作为煤炭大省，煤层气资源十分丰富，其资源量预测可达10万亿m3，约占全国煤层气总量的近1／3。山西地面煤层气勘探开发工作不断发展，截至2004年，山西沁水和河东煤田已施工各类煤层气井159口，单井日产气量一般在500—4000m3／d，最高达16000m3／d。山西煤层气勘探开发对外合作日益广泛，目前在山西省从事煤层气勘探开发的外国公司达7家，内联外引开发煤层气成为山西省煤层气产业发展的趋势。例如，中联公司沁水盆地南部煤层气开发利用高技术产业化示范工程的快速推进，将有利于推动我国煤层气产业的发展。晋城无烟煤矿业集团与美国美中能源公司、中联公司合作开发的潘庄井田地面煤层气项目获得较大进展。 山西煤层气资源赋存条件与国外不同，不能照搬国外相关经验做法。这样，煤层气开发技术就成为我国煤层气产业发展中的关键因素。山西晋煤集团在借鉴国外技术的基础上，创建了一套拥有自主知识产权、适合本地区的地面煤层气开发技术，率先实现煤层气产业规模化开发利用。 1.2 煤层气井下抽采情况 关于煤层气井下抽采，目前已经发展到安全能源环保综合开发型抽采，抽采技术也逐渐发展到针对各类条件适合于不同开采方法的瓦斯综合抽采技术。山西加大了煤矿井下煤层气抽采利用力度，全省高瓦斯矿区已基本建立井下抽放系统和地面输配气系统。随着寺河井下煤层气抽放项目的全面开展，它成为国内最大井下煤层气抽采利用项目，这标志着山西井下煤层气抽放利用进入了一个新的发展阶段。 1.3 省内输气管网建设情况 目前省内建设输气管网有：临汾一河津天然气管道、应县－金沙滩－大同天然气管道、盂县－阳泉天然气管道。其中在建煤层气和天然气输气管线包括：大盂－忻州－原平天然气管道和沁水－晋城、阳城、泽州煤层气管线。“李庄－晋城－矿区”的煤层气输气管线也正在建设之中。2006年6月，山西煤层气集输有限公司和亚美大陆煤层气公司正式签订供气协议及长期战略合作意向，标志着全国第一条煤层气管道，晋城至侯马管线建设项目正式启动。晋城至侯马煤层气输气管线长145km，途经沁水、翼城、曲沃3县，可向3县供气；3县都设有供气分输站，管线到达侯马后，再向3个方向分输，一路到运城，一路到河津，一路直达临汾。此外，山西能源产业集团有限公司将进行沁水至运城煤层气输气管线项目。即建设由沁永煤田到侯马，再由侯马分别输往运城等周边市县的煤层气输气管道，这条管线全长260km，气源主要来自于沁水的潘河、枣园煤矿。 1.4 山西省煤层气利用现状 由于煤层气产业开发整体滞后，下游利用市场狭小等原因，我国每年瓦斯的实际利用率很低。以山西阳煤集团为例，2003年集团生产矿井共抽放煤层气2.5亿m3(纯甲烷)，而新老两个煤层气输配系统的利用量仅为3414万m3／a，其余全部排向大气，利用率还不足20%，其中仅五矿一座煤矿抽放系统的每年排空量就超过了1亿m3。2006年12月5日国家发展和改革委员会发布的数据显示，前10月，全国煤层气利用率仅为23%，与36%的规划目标差距较大。其中只有河北、重庆、甘肃和宁夏完成了前10月煤层气利用目标，包括山西省在内的13个省、自治区和直辖市没有完成利用目标。 虽然山西省没有完成煤层气利用目标，但煤层气利用工作在以往基础上还是有所发展。阳煤集团和晋煤集团同属山西沁水煤田，储层条件好、资源量十分丰富，均属易抽放煤层，是国内煤层气开发最具有前景的地区之一。阳煤已建成完备的矿井煤层气抽放系统管路长达120多km，城市居民用户达到了10万多户，几乎涵盖了整个阳泉市区，另外还拥有200多家工业用户，包括碳黑厂、甲醇和甲醛厂。 晋城煤业集团煤层气利用已广泛用于民用燃气与采暖、汽车燃料、工业燃料、发电等领域。在民用燃气方面，应用CNG技术，已建成全国最大的煤层气压缩站，日设计压缩能力达16万m3。目前利用26辆专用煤层气运输槽车，向矿区、晋城市、长治市以及河南省等2.6万户居民供应清洁、高效、安全的煤层气，2005年供气量950万m3。下一步，煤层气的供气方式将变为以长输管线为主。 在汽车燃料方面，晋城煤业集团在晋城市建成了第一座CNG加气站，并改装完成第一辆CNG汽车。到目前为止，已改装CNG汽车500多辆，年用气近360万m3。晋城出租车、太原公交车和出租车已经开始使用煤层气作为燃料。以煤层气代替汽油，不仅经济节约，而且利于环保，使用煤层气的汽车尾气排放比国家规定的污染排放标准下降98%，接近于零排放。 燃气锅炉代替燃煤锅炉成为趋势，晋城煤业集团现有民用燃煤锅炉110台、总容量634t／h，年燃煤约30万t；现新上燃气锅炉23台、132t／h，年耗气1500万m3。目前正在逐步以燃气锅炉代替燃煤锅炉，全部完成后，年耗气约1亿m3。 利用煤层气发电效益显著：1m3含量100%的瓦斯，可以发出3.2—3.3kWh电，含量30%的1m3瓦斯可以发出1kwh电。当前，晋煤集团利用寺河矿井下抽采的瓦斯，建成了装机容量1.5万kW的瓦斯发电试验厂。冬季利用余热为矿区供暖，实现热电联供，形成了一个闭路的多联产循环。该厂2001年投入运行至2005年底累计发电3.3亿kwh，实现产值11759万元。另外，利用亚行贷款的120MW煤层气发电厂已于2003年12月2日正式奠基，正在加紧建设。该电厂建成后将成为亚洲规模最大的煤层气发电厂，年耗气1.8亿m3，年发电量7.2亿kWh。 2 山西省煤层气产业存在问题及不足 尽管山西省已取得了煤层气勘探和开发试验的成功，也具备了建设煤层气开发基地的基本条件，但要真正实现煤层气的规模化和产业化生产，仍然受到各方面因素的制约。 2.1 人才匮乏，理论欠缺，技术落后 由于国内有关院校均未设置专门学科，没有煤层气技术方面的人才储备，导致煤层气开发应用方面的专业技术人才匮乏。 基础理论存在关键性难题，目前对煤与瓦斯突出机理还没有根本认识；我国尤其是我省绝大多数煤田的地质条件比美国复杂得多，目前尚没有建立起符合我国地质条件的煤层气存储、渗流、开发等地质理论。 煤层气在勘探、生产、集输、利用等各方面都需要先进技术，尤其是勘探和生产工艺上更需要技术的不断更新。山西省煤层气资源赋存条件具有压力低、渗透率低、饱和度低的特点以及地质变动的特殊性，而针对这些特点的勘探、生产技术和工艺却都没有突破性进展，成为制约山西省煤层气产业发展的瓶颈和关键因素。 2.2 煤层气基础设施不完善 下游工程一直是限制煤层气开发利用的重要因素之一。美国之所以能在短短10年时间形成煤层气新兴产业，一个重要原因就是其有一套完整的天然气网络和健全的配套基础设施，使上游生产和下游利用形成有效连接，减少了初期成本，加快了资金回收周期，形成良性循环。而我国对开采出的煤层气的主要储存方式是地面储存塔，储存容积小，这严重制约了煤层气的开发量及下游用户市场的发展。山西省煤层气管网基础设施薄弱，制约了煤层气资源与消费市场的有效连接，从而导致煤矿井下抽取的煤层气无效排放，使下游用户市场难以开拓。 2.3 缺乏统一、明确的规划和管理 煤层气勘探开发管理责任不明确，导致煤层气项目审批管理程序过于漫长复杂，一些煤层气项目在执行过程中出现争议，从而阻碍了山西煤层气产业的顺利发展。此外，山西省内开发利用煤层气的企业各自为政、信息不沟通，没有一个权威的数据，给政府在宏观管理煤层气产业方面带来一定难度。如何合理地安排煤层气资源产权，实现资源的最佳配置，有效地管理煤层气资源以保证煤层气项目有序地进行，成为山西省煤层气产业发展所面临的首要问题。 2.4 资金投入少，缺乏相关扶持政策 资金不足是当前制约煤层气产业发展的重要因素之一。煤层气产业是资金和技术密集型的基础能源产业，具有高勘探风险和高固定资产投入特征。尽管近年来国家十分重视煤层气产业的发展，不断加大这方面的投入，但总的来说，勘探开发投入力度相对于煤层气产业发展的需求来说还远远不够。过去的10余年间，我国用于煤层气开发的投资与美国在产业发展早期8年间投资60亿美元相比相差甚远。目前中国每年投入的煤层气勘探费用与石油天然气的投入差距很大，远远不能满足煤层气产业发展的需要。山西省也是近几年才对省内煤层气产业有所投资，投资力度尚需加强。 煤层气开发存在投入高、难度大、单井产量低、投资回收期需要6—12年等特点，与天然气相比，煤层气产业缺乏竞争力。国家虽颁布了一些鼓励煤层气开发利用的优惠政策，但经济政策和法规还不成体系。没有形成安全管理、质量等相关的标准和法律法规体系。目前我国还没有形成瓦斯综合利用安全管理规范及质量标准化行业标准，没有出台煤层气资源保护法规和煤层气产业监管法规，在煤层气开发利用和行业管理上无据可依，许多工作无法正常开展。 2.5 缺乏有力的监管措施，采煤采气主体分离 煤层气开发与煤炭、石油勘探区块冲突逐渐显现。煤与煤层气是共伴生的关系，采煤与采气必须有机结合才能实现协调发展，否则不仅浪费资源、污染环境，而且还威胁煤矿安全。根据国务院《关于加快煤层气抽采利用的若干意见》的精神，国家提倡采煤采气一体化。但是这一规定在具体推行时，却困难重重，出现了采煤采气主体分离现象。 山西省2.8万km2的煤层气矿权被2家中央煤层气开发企业登记，约占全省含煤面积的60%以上，几乎覆盖了全省所有煤炭规划矿区。由于煤炭矿权与煤层气矿权的分置和两种资源的开采的不协调性，就有可能造成采气和采煤不能在时间和空间上实现科学、合理、安全的一体化部署，采气的同时，破坏了煤层和顶班，破坏了采煤条件，造成资源开发总体上的得不偿失；导致煤矿安全生产无法保证。由于煤层气资源的垄断，存在开发速度缓慢的现象，制约了煤层气和煤炭工业发展。 2.6 煤层气利用受到限制 (1)由于缺乏配套的长输管线和相应的储存技术设备，致使开发出的煤层气与市场脱节。 (2)低浓度瓦斯的输送和利用还没有标准和规范，大量低浓度瓦斯只能稀释后排空。 (3)利用煤矿瓦斯发电入网价格低，发电企业无利可图，限制了矿井瓦斯利用。2005年，全国煤矿瓦斯利用量占抽采量的43%。2006年，山西煤矿矿井瓦斯抽放量达到16.11亿m3，利用量3.27亿m3，利用量只占抽采量的20%。 3 发展山西煤层气产业的建议与对策 3.1 加大科技投入，提高理论研究水平 由于我国煤层气储层条件复杂，开采难度较大，这就需要政府加大科技投入，集中人力物力，进行关键技术攻关，加强煤层气勘探基础科学和开采地质的研究，鼓励对新领域的前瞻性探索，建立适合我国煤储存特点的开采技术体系，完善煤层气相关技术的行业标准和国家标准。同时强化产学研之间的结合，加强专业人才的培养。国家自然科学基金等科技项目，也要优先安排煤层气基础理论研究课题，从而加大煤层气的科技投入，以科技突破带动煤层气生产上的突破。 3.2 统筹管理规划 为了合理开发和利用山西省的煤层气资源，必须制定统一规划，包括开发规划、管网建设规划、综合利用规划等。 发达的天然气集输管网是煤层气发展的保障，因此必须统一规划和建设。政府应加大煤层气基础设施投资力度，同时也要对建设投资巨大的长距离输送管道和城市输气管网建设，防止盲目上马、重复建设。通过管网把资源和市场联系起来，推动煤层气的发展。 为了促进煤层气的有效利用，政府需要做到统一管理。对于改烧煤层气的工业用户，政府需给予一定的补贴或贷款贴息补助，对利用煤层气发电的企业给予优惠政策。大力发展煤层气用于汽车燃料、化工原料的下游产品开发。特别在煤层气用于汽车燃料方面，要以山西省晋城市的利用水平为基础，向山西省内各个县市辐射发展。对煤层气联合循环发电、汽车加气站和汽车燃气改装业，政府需要统一规划并给予财政补贴。 3.3 加大资金投入力度，制定适宜的经济扶持政策 煤层气勘查开发投资大，开发初期阶段产气量低，生产成本高。需要政府给予煤层气勘探开发项目更宽松的税收优惠政策，减免探矿权和采矿权使用费。给予开采煤层气资源在资源税和资源补偿费方面的优惠政策，对煤炭生产企业的煤层气开发与利用实行减排补贴政策等等。此外，政府在财政预算基础上，可以适当加大煤层气产业的资金投入力度，还可以通过建立煤层气能源基金的方式来提高煤层气相关企业的资金保障。 3.4 建立相关法规，规范煤层气产业发展 从立法入手，明确开发煤层气与煤矿生产和环境保护的关系。政府应该进一步规范环保法规，可以建立甲烷减排基金，制订甲烷减排补贴和排放超标罚款法规，以鼓励煤矿企业开发和利用煤层气。此外，政府还需要自身协调，理顺煤炭矿权和煤层气矿权的关系，监督企业走采煤采气一体化、建设绿色安全煤矿的路子。实施高瓦斯煤矿必须采取先采气、后采煤的基本建设程序，并制定相应责任追究制度，从根本上解决煤矿瓦斯问题。煤矿瓦斯
