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低碳经济下我国煤层气的发展机遇

更新时间:2011/12/29  来源:中国燃气设备网  [收藏此信息]

    天然气是最清洁、高效、低碳的化石燃料,提升天然气在能源消费中的比例,将使我国能源消费结构趋于合理,有利于减少碳排放,有助于实现我国发展低碳经济的目标。2010~2020年间预计我国天然气需求量年均增长13.04%,高于同期天然气产量增幅4.12个百分点,天然气需求缺口为煤层气提供了市场,也为我国煤层气(煤矿瓦斯)开发利用储备了充足的用户。
    “十一五”期间,国家启动了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两个煤层气产业化基地建设。截至2010年底,全国形成煤层气产能25×lO8m3/a,实现煤层气产量15.57×lO8m3/a预计2015年全国煤层气(煤矿瓦斯)产量将达215×lO8m3/a,利用率在60%以上,瓦斯发电装机容量超过300×104kW;新增煤层气探明地质
储量8500×lO8m3/a;建成13条输气管道,总长度2121km,设计年输气能力180×lO8m3/a。建议国家应进一步鼓励煤层气(煤矿瓦斯)的开发利用,将煤层气利用量纳入综合利用进行统计;加大政策支持和政府投入力度,适当提高财政补贴标准,设立煤层气发展基金;组建国家煤层气公司,增加煤层气企业的资本金投入,支持煤层气企业重组上市;同时应大力发展二氧化碳捕集技术,将以消灭或减蠓层气(煤矿瓦斯)放空为目标的专项治理纳入国家瓦斯治理计划。
  一、我国面临低碳经济的严峻挑战
  2009年12月18日,国务院总理温家宝在丹麦哥本哈根举行的联合国气候变化大会上表示,我国到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%~45%。按照单位GDP碳排放强度比2005年降低40%计算,2020年我国碳排放总量约为71.81× lOSt;按照比2005年降低45%计算,2020年我国碳排放总量约为65.83×lO8t。
    2010年我国能源消费总量约32×lOSt标煤。2011年7月9日,国家发改委副主任、国家能源局局长刘铁男在全国农村能源工作会议上指出,2010年我国能源消费总量已经占世界总量的20%,但是GDP不足世界的10 0石.我国人均能源消费与世界平均水平大体相当,但人均GDP仅为世界平均水平的50%;我国GDP总量和日本大体相当,但能源消费总量是日本的4.7倍;我国的能源消费总量已超过美国,但经济总量仅为美国的37%。
    按国家能源局编写的始邑源数据201 D),假定2010年的能源消费结构维持不变,经测算,2020年我国经济发展的碳排放总量约98.42×10s~110.46×lO8t(见.表1)。
表1 2020年中国碳排放量预测
 
 
2020年能源消费总量/ lO8t标煤
2020年碳排放量/ lO8t
项目
2010年能源消费结构,%
低方案
高方案
低方案
高方案
煤炭
70.45
29.94
33.61
80.46
90.31
石油
17.62
7.49
8.40
15.30
17.18
天然气
4.03
1.71
1.92
2.65
2.98
其他
7.90
3.36
3.77
0.00
0.00
合计
100
42.50
47.70
98.42
110.46
    目前,我国仍00处于工业化和城镇化高速发展时期,经济还要发展,老百姓的生活水平还要提高,能源消费总量还会继续增长,能源供给规模和能力还会继续扩大和增强。从表2可见,如不采取有效措施,2020年碳排放量有可能高出低碳经济要求的碳排放目标49.51%和53.82%。可见,  “十二五”期间及2020年前,我国经济社会发展节能减排的任务十分艰巨,必须走低能耗经济、低碳经济的道路。
表2 2020年不同情景下中国碳排放量对比 
项目
低方案
高方案
低碳经济下碳排放量/ lO8t
65.83
71.81
未考虑低碳经济的碳排放量lO8t
98.42
110.46
增加幅度,%
49.51
53.82
二、天然气是最清洁、高效、低碳的化石燃料
    煤炭、石油的碳排放系数较高,被称为高碳能源;而天然气的碳排放系数较低,属于低碳能源。由表3可见,天然气的碳排放系数为0.4226t/t标煤,石油为0.5574t/t标煤,煤炭为0.7329t/t标煤,天然气是最低碳的化石能源。
    增加天然气等低碳能源消费是减少碳排放的基本方向,提升天然气在能源消费中的比例,将使我国能源消费结构趋于合理。能源结构的低碳化转型有利于减少碳排放,有助于实现我国发展低碳经济的目标。
  三、我国天然气的应用领域及供需预测
  1.天然气在发电、工业、居民生活等领域得到广泛应用
    自2003年12月31日西气东输工程向长三角供气以来,我国天然气应用实现了跨越式发展。
    ①发电用气。由于天然气发电厂具有污染物排放远小于燃煤和燃油电厂、发电效率高、耗水少等特点,近年来全国天然气发电得到快速发展,发电用天然气逐年增加。2010年,发电用天然气约为214.9×lO8m3/a,占全国天然气消费总量的20.31%。
    ②化工用气。天然气用作化工原料,能耗低、环保性好、生产成本低,生产合成氨和甲醇比用煤和油经济效益高20~30倍。2010年,化工用天然气约114.3×lO8m3/a,占全国天然气消费总量的10.8%。
表3  主要能源的碳排放系数t/t标煤
 
煤炭
石油
天然气
DOE/EIA
0.702
0.478
0.389
日本能源研究所
0.756
0.586
0.449
国家科委气候变化项目
0.726
0.583
0.409
发改委能源研究所
0.7476
0.5825
0.4435
平均值
0.7329
0.5574
0.4226
  ③工业燃料。天然气热值高,碳氢比高,常温下为气态,作为燃料比其他化石燃料具有较低的环境污染和较高的效率,工业燃煤锅炉效率为50%~60%,燃气锅炉为80%~90%。因此,天然气替代煤和石油是减少二氧化碳排放量的重要措施。2010年,工业用天然气约373.7×10SE 3,占全国天然气消费总量的35.32%。
  ④城市燃气。我国天然气利用正处于大力发展民商用气阶段,天然气是城市燃气的理想气源。提高城市天然气利用水平,对改善城市大气质量有重要作用。2010年,城市燃气用量约355.2×10SE。,占全国天然气消费总量的33.57%。
 2.2020年我国天然气供需预测
  ①国内天然气供应能力持续增长。2001年以来,在新疆塔里木天然气田、普光气田开发的带动下,我国天然气产量实现了快速发展。2010年全国生产天然气944.8 lO8m3/a×,2000~2010年间天然气产量年均增长率为13.36%。
  依据历史产量数据,预计2010~2020年问天然气产量年均增长率约8.92%,2015年然气产量有可
能达到1499×10%3,2020年可达到2221×10SE。(见表4)。
    ②进口天然气继续快速增长。我国煤炭人均剩余可采储量仅为世界人均水平的60%,石油、天然气人均占有量更是只有世界人均水平的6.2%和6.7%。2010年我国一次能源消费总量中,12%是由进口支撑的。我国石油对外依存度已超过55%,天然气对外依存度已达到15.70%,煤炭已经是净进口。“十二五”期间,LNG项目建设步伐加快,跨国天然气管道建设将进一步发展。预计2015年进口天然气将超过280×lO8m3/a,年均增长率超过11.01%,2020年进口天然气约500×lO8m3/a。
    ③天然气需求急速增长。2004年以来,随着西气东输、川气东送等管道工程投产供气,我国天然气利用与消费增长很快。2010年天然气消费量为1058.10×lO8m3/a,比上一年增长18.20%。2000~2010年间天然气消费量年均增长16.18%,2010~2020年问预计年均增长13.04%,高于同期天然气产量增幅4.12个百分点。预计2015年全国天然气需求量      约2057×lO8m3/a,2020年约3605×lO8m3/a (见表5)。
表4 2020年中国天然气产量预测
年份
实际产量/ lO8m3/a
增长幅度,%
年份
预测产量/ lO8m3/a
增长幅度,%
2001
299.69
11.12
2011
1033.15
9.35
2002
324.38
8.24
2012
1140.31
10.37
2003
344.93
6.34
2013
1253.64
9.94
2004
108.49
18.43
2014
1373.20
9.54
2005
499.50
22.28
2015
1499.00
9.16
2006
585.53
17.22
2016
1630.18
8.80
2007
677.36
15.68
2017
1769.18
8.47
2008
770.50
13.75
2018
1913.53
8.16
2009
843.10
9.42
2019
2064.15
7.87
2010
944.80
12.06
2020
2220.95
7.60
2000~2010
年年增率
13.36
2010~2020
年年增率
8.92
 
表5 2020年中国天然气需求量预测
年份
实际需求量/ lO8m3/a
增长幅度,%
年份
预测需求量/ lO8m3/a
增长幅度,%
2001
274.30
16.19
2011
1217.22
15.04
2002
291.84
6.39
2012
1403.37
15.29
2003
339.08
16.19
2013
1602.24
14.17
2004
396.72
14.00
2014
1817.59
13.44
2005
467.63
17.87
2015
2057.15
13.18
2006
561.41
20.05
2016
2307.15
12.15
2007
705.20
25.61
2017
2610.33
13.14
2008
812.90
15.27
2018
2905.41
11.30
2009
895.20
10.12
2019
3267.34
12.46
2010
1058.10
18.20
2020
3604.97
10.33
2000~2010
年年增率
16.18
2010~2020
年年增率
13.04
    四、我国煤层气的发展机遇
    1.天然气需求缺口为煤层气提供了市场
    随着经济社会发展,天然气需求迅速增长,导致天然气供需出现缺口。2006年天然气开始出现进口,当年进口天然气约9.50×llO8m3/a,约为当年天然气产量的l.62%。“十一五”期间,天然气进口量迅速增加。2010年进口天然气约166.10×lOSm。,占当年天然气消费量的15.70%,是当年国内天然气产量的17.58%(见表6)。
    201l~2020年问,我国天然气供需缺口存在迅速扩大的趋势。预计2011年供需缺口约26.82%。2015年将达到46.24%,接近50%;2016年将突破50%,扶50.46%;2018年将突破60%,达60.84%;2020年将突破70%,达到71.32%(见表7)。201l~2020年问巨大的天然气供需缺口,为引进国外天然气提供了持续增长的市场,同时也为我国煤层气(煤矿瓦斯)开发利用储备了充足的用户。
    2. 煤层气开发利用具有突出的综合优势
    (1)资源量大。据新一轮煤层气资源评价,我国2000m以浅的煤层气资源量约为36.8l×lO8m3/a,与天然气资源量38×lO8m3/a基本相当,巨大的资源量预示着煤层气开发利用具有广阔的发展空间。
    ②勘探风险小。天然气勘探,特别是早期勘探的风险相对较高,东海油气勘探的探井成功率接近70%,已经是天然气行业不可多见的巨大成就。但是对于煤层气勘探来说,实现70%的探井成功率并不很困难。
    ⑨发展速度快。2010年煤层气产量比2009年增长54.06%,是同期天然气产量增长率的4.48倍,成为增长速度最快的能源产业。
    ㈤分布集中在中部。天然气资源分布与市场需求分布错位严重。煤层气资源量主要集中在中部地区,距市场和用户较近,具有显著的区位优势。
    ⑨政策支持力度大。由于煤层气(煤矿瓦斯)开发利用不仅可以供应清洁能源,更重要的是可对煤矿安全生产产生积极作用,因此享有增值税退税、财政补贴等多项特别鼓励政策。
  3.我国煤层气生产现状及发展前景
  (1)我国煤层气生产现状
  我国从20世纪90年代以来,先后在山西、陕西、河南、安徽、辽宁、贵州等全国多个省市开展了煤层气勘探和开发试验工作。“十一五,,期间,国家
表6  2001~2010年中国天然气产量、消费量及进口量
年份
产量/ lO8m3/a
消费量lO8m3/a
进口量lO8m3/a
占产量比例﹪
2001
299.69
274.30
 
 
2002
324.38
291.84
 
 
2003
344.93
339.08
 
 
2004
408.49
396.72
 
 
2005
499.50
467.63
 
 
2006
585.53
561.41
9.50
1.62
2007
677.36
705.20
40.20
5.93
2008
770.50
812.90
46.00
5.97
2009
843.10
895.20
76.30
9.05
2010
944.80
1058.10
166.10
17.58
 
 
表7  2011~2020年中国天然气供需缺口预测
 
 
 
供需缺口
 
年份
需求量/ lO8m3/a
产量/ lO8m3/a
数量/ lO8m3/a
占产量比例﹪
2011
1217.22
1033.15
277.05
26.82
2012
1403.37
1140.31
365.69
32.07
2013
1602.24
1253.64
461.43
36.81
1014
1817.59
1373.20
567.98
41.36
2015
2057.15
1499.00
693.06
46.24
2016
2307.15
1630.98
822.96
50.46
2017
2610.33
1769.18
1000.37
56.54
2018
2905.41
1913.53
1164.10
60.84
2019
3267.34
2064.15
1388.96
67.29
2020
3604.97
2220.95
1583.90
71.32
启动沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两个产业化基地建设,实施煤层气开发利用高技术产业化示范工程,建成的LNG项目总处理能力达到200×104m3/d,建成端氏一博爱等煤层气长输管线,初步实现了规模化、商业化开发,形成了煤层气勘探、开发、生产、输送、销售、利用等一体化产业格局。截至2010年底,全国共计钻井5400余口,形成煤层气产能25×lO8m3/a,实现煤层气产量15.57×lO8m3/a,其中中联公司煤层气产量约2.50×lO8m3/a。新增煤层气探明地质储量2200×lO8m3/a,比“十五”期间增长193%。
    井下瓦斯抽采利用也取得重大进展。2010年,煤矿瓦斯抽采量76×lO8m3/a,利用量24×lO8m3/a,分别比2005年增长230%和400%。另外,在煤层气开发利用技术方面也取得了进一步提高。攻克了多分支水平井钻完井等6项重大核心技术和井下水平定向钻孔钻进等32项专有技术,实施10项瓦斯治理技术示范工程和8项技术与装备研发,取得了低透气性煤层群无煤柱煤与瓦斯共采关键技术等一批重大成果。
    (2)我国煤层气产业发展前景“十二五”期问,我国将以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业化基地为重点,加快煤层气科技攻关,不断扩大开发利用规模。2015年全国煤层气(煤矿瓦斯)产量将达215×lO8m3/alOSm 3,其中地面开发90×108~100×108,煤矿瓦斯抽采120×108~130×lO8m3/a,利用率在60%以上,瓦斯发电装机容量超过300×104kW。新增煤层气探明地质储量8500×lO8m3。在沁水盆地、鄂尔多斯盆地及豫北地区建成13条输气管道,总长度为2121km,设计年输气能力180×lO8m3/alOSm。。建设沁气南下煤层气管道,北起山西南部的沁水盆地,经洛阳、丹江口库区、襄樊、岳阳到达长沙,将为缓解南方地区“气荒”做出积极贡献。  
    “十二五”末,中联公司煤层气生产能力将达到40×lO8~50×lO8m3/a,产量将达到40×lO8m3/a左右,煤层气商品率力争达到95%左右,商品率将居于全国领先水平。
  五、低碳经济-F我国发展煤层气的建议
  1.鼓励煤层气(煤矿瓦斯)开发利用
    (1)煤层气利用量纳入综合利用进行统计国家统计局、国家能源局、中联公司在研究制定煤层气报表制度时,应考虑将煤层气利用量作为综合利用的能源量进行统计,以提高各地利用煤层气的积极性。也就是说,由于利用煤层气纳入综合利用范围,煤层气用得多,冲减能源消耗的数量就多,不仅不会增加地方能耗指标,反而有利于地方政府更好地完成能耗指标。
    (2)加快沁气南下管道建设,发展煤层气管道网络
    根据《噪层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规戈吩,煤层气主要供应中部地区,也就是中原经济区。河南省川气东送天然气有限公司完成的沁气南下管道工程可行性研究报告显示,该管道北起沁水盆地,途径洛阳、丹江口库区、v襄樊、岳阳、长沙,输气能力40×lOSm 3/a,全长约844km,总投资约50亿元。该管道工程向南可延伸到深圳等珠三角地区,将为煤层气产业发展插上翅膀。通过建设沁气南下工程,形成煤层气管网的骨干管道,为煤层气勘探开发和市场发育提供最重要韵基础设施支持。
    (3)“先采气、后采煤”,依法监管煤层气开采秩序
    国家依法实施煤层气开采监督管理,严格执行矿产资源渤和铲权登记管理条侈峪,坚持持证开采,杜绝无证开采、越界开采,避免再走“小煤窑”先放开开采、后治理整顿的老路,杜绝低效率浪费资源的掠夺式开采煤层气。将依法开采煤层气纳入政绩考核,使矿权持证人能够在自己的矿权范围内安心地组织勘探开发。大力宣传煤层气,形成支持、鼓励煤层气快速发展的社会氛围,地方政府要在征地、维护勘探开发秩序方面提供便利,扭转、消除由于地方关系等原因造成的煤层气企业投资计划无法实施的局面。
    2.加大政策支持和政府投入力度
    (1)鼓励煤层气勘探投入
    参照太阳能’项目的做法,国家对前点煤层气勘探、开发项目给予一次性补助,补助霸I最高至项目投资的50%。安排一定数量的国债资令,扶持煤层气开发、煤层气发电和煤层气管道输-j’芒设项目资本金。提高国家油气勘查投入结构煤层气投入的比例,使煤层气与天然气享有基本相当资金支持。国家开发银行对煤层气项目提供贴息贷款。
    (2)适当提高财政政策支持力
    对煤层气销售利用的财政补贴由0.20元/m3提高到0.40~O.60元/m3;煤层气发电上网价格浮动部分由现行的在省网内摊销调整为在全国电网摊销,煤层气白用发电比照上网政策执行;太阳能发电等扶持政策适用于煤层气发电;煤层气销售环节增值税由“先征后返”调整为“即征即返”;延续煤层气引进设备减免关税和进口环节增值税等政策。
    (3)设立煤层气发展基金
    在已征石油特别收益金中,拿出5%建立煤层气发展基金,用于补贴煤层气勘探、开发、管道项目资本金及瓦斯治理、乏风利用等。
    (4)完善瓦斯治理政策
    将煤层气地面集输、处理、压缩纳入瓦斯治理和综合利用项目。参照天然气,每1000m3煤层气每年提取60元人民币的安全生产费用。煤炭安全技措资金提取政策适用于煤层气,初期可按照0.05~0.10元/m。提取。
    3.实施大公司战略。提高煤层气企业的规模效益
    (1)组建国家煤层气公司,稳健推行大集团战略
    国家发改委关于煤层气产业化发展有关情况及相关建议的报告(发改能源(200 9]753号)指出:大力扶持专业化煤层气公司。按照纵向一体化的原则,以中联公司为基础,将河南省煤层气有限公司、贵州省煤层气有限公司、河南省中原石油天然气有限公司、山西煤层气集输公司、蓝焰煤层气公司以及河南省川气东送天然气有限公司整合在一起,组建煤层气行业的国家公司。
    (2)增加煤层气企业的资本金投入,提高企业的自我发展、抗风险能力
    中联公司成立时的注册资本金只有1亿元,截至2011年6月底,中联公司的注册资本金也只有6亿元左右,难以肩负起加快煤层气产业快速发展的重任。建议比照国家对东方航空公司注资30亿元的做法,国资委从国有资产收益金中安排30~50亿元注入中联公司,大幅增加中联公司的资本金。
    (3)支持煤层气企业重组上市
    参与我国煤层气合作开发的外国公司,先后在国际资本市场上成功融资近10亿美元,而我国煤层气企业在资本市场上没有任何举动。据中信证券预测,如果在国内资本市场上市,中联公司的融资数量可达50~60亿元。改革开放以来的经验证明,重组上市不
仅可以把上市企业置于更加良好的发展空间里,更为重要的是可以有效提升管理水平。应该支持煤层气企业的股份制改造和上市工作,免除3年盈利要求。
    4.大力发展二氧化碳捕集技术
    (1)积极扶持注入二氧化碳提高煤层气产量技术
    2004年以来,在国家科技部、国外机构的支持和资助下,中联公司等单位坚持发展注入二氧化碳提高煤层气产量技术,并取得初步成果。合肥工业大学、中国矿业大学也开展了跟踪研究。该技术实践表明,利用二氧化碳对煤层的强吸附特性,不仅可以提高煤层气的产量、采收率,还可以起到封存二氧化碳的重要作用,特别适合1500m以深的煤层气资源开发。建议增大项目规模,扩大参与单位和试验范围,缩短技术探索的时间,尽早实现规模化应用,为减排目标的实现发挥作用。
    (2)研究煤层气地面开发与减少煤矿瓦斯抽放的关系
    据合肥工业大学中国天然气发展研究中心的研究,以山西大宁煤矿为例,通过地面开发方法,在大宁煤矿的首采区部署10口水平井,在较短时间内可将煤层中的瓦斯含量由目前的21~27m3/t降低到8m3/t以下,大大减轻了煤矿瓦斯抽采压力,有利于减少、消除煤矿瓦斯事故、瓦斯突出等现象,消除了煤矿安全生产隐患。国家科技部、国家能源局、国家煤监局可考虑支持相关研究机构开展有关研究,深入揭示煤层气地面开发与煤矿瓦斯抽排之间的相互关系,为国家有关部门的决策提供支持。
    (3)从减排角度开展专项放空治理
    利用l×lO8m3/a。煤层气,相当于减排二氧化碳约150×104t。放空煤层气或瓦斯,温室效应是二氧化碳的21~24倍,对臭氧层的破坏是二氧化碳的7倍。据估计,2010年我国煤矿开采过程中,放空瓦斯约300×108~600×lO8m3/a,相当于排放二氧化碳约4.50×lO8~9.00×lO8t。为了实现低碳经济目标,在鼓励煤层气(煤矿瓦斯)开发利用的同时,还应该将以消灭或减少煤层气(煤矿瓦斯)放空为目标的专项治理纳入国家瓦斯治理计划。
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