《新能源资讯》第5期.docx

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《新能源资讯》第5期

山西都宝清洁能源投资有限公司

新能源资讯

主办：

CDM中心2015年第5期[总第171期]

本期导读

新能源资讯1

国家能源局发布煤层气勘探开发行动计划1

多方面提升煤矿瓦斯利用率2

碳市场资讯6

发改委新任副主任张勇主管环保和气候6

瑞士提交国家自主决定贡献方案减少50%温室气体排放6

李河君：

建议建立“绿碳银行”活跃碳市场7

政策和观点8

中国每年损失煤层气200亿立方米不利用直接排8

新能源资讯

国家能源局发布煤层气勘探开发行动计划

来源：

中国煤炭资源网2015-2-27

2月3日，为贯彻中央财经领导小组第六次会议和新一届国家能源委员会首次会议精神，落实《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》要求，加快培育和发展煤层气产业，推动能源生产和消费革命，国家能源局组织编制了《煤层气勘探开发行动计划》，明确2015年及“十三五”时期我国煤层气产业发展指导思想、目标、布局、主要任务和保障措施。

计划中提出，到2020年，我国将新增煤层气探明地质储量1万亿立方米；煤层气（煤矿瓦斯）抽采量力争达到400亿立方米。

相对于2014年的170亿立方米，未来5年，我国煤层气抽采量将增长1倍多。

“十二五”期间，建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业化基地，初步形成勘探开发、生产加工、输送利用一体化发展的产业体系；建成36个年抽采量超过1亿立方米的规模化矿区，煤矿瓦斯抽采利用水平明显提高。

计划提出，“十三五”期间，煤层气勘探开发步伐进一步加快，产业布局更趋优化，关键技术取得突破，产量大幅提升，重点煤矿区采煤采气一体化、煤层气与煤矿瓦斯共采格局基本形成，煤层气（煤矿瓦斯）利用率普遍提高，煤层气产业发展成为重要的新兴能源产业。

计划提出，到2020年，建成3—4个煤层气产业化基地，新增探明煤层气地质储量1万亿立方米；煤层气（煤矿瓦斯）抽采量力争达到400亿立方米，其中地面开发200亿立方米，基本全部利用；煤矿瓦斯抽采200亿立方米，利用率达到60%；煤矿瓦斯发电装机容量超过400万千瓦，民用超过600万户。

计划明确今后一段时间我国煤层气开发利用的重点任务。

一是分区域分层次开展勘探，加快沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘勘探，推进新疆、云贵等地区勘探，加强煤矿区资源综合勘查，形成规模探明储量；二是加快煤层气地面开发，建成沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘产业化基地，在准噶尔、鄂尔多斯等地区建设一批示范工程；三是加强煤矿瓦斯规模化抽采；四是完善利用基础设施，根据资源分布和市场需求，统筹建设区域性输气管道，因地制宜建设一批压缩、液化站，推广低浓度瓦斯发电；五是强化科技创新，开展煤层气富集规律等基础理论研究，加快煤层气勘探开发关键技术装备研发，发布一批行业重要标准规范。

分析人士认为，随着国家煤层气开发利用规划的实施，勘探开发资金正在不断投入，相关的配套设施也在大力建设，相关的煤层气优惠政策陆续推出，国家扶持力度逐步加强，煤层气行业迎来高速发展阶段，煤层气作为非常规油气资源，是国家未来着力发展的，且潜在市场巨大。

多方面提升煤矿瓦斯利用率

来源：

美国商业资讯2015-3-2

2015年，我国煤矿瓦斯抽采量达到了118亿方，从总量上来看，离“十二五”目标的140亿方似乎已然接近，但38%的利用率，却暴露了煤矿瓦斯利用率低下的问题，离利用率达60%的“十二五”目标相去甚远。

瓦斯抽采关乎煤矿安全问题，在国家近几年加强监管和财政补贴的推动下，煤矿瓦斯治理受重视程度和执行力度不断提高，抽采量逐年增长。

但是，瓦斯抽采出来之后的利用，却一直受到颇多技术和市场问题的制约，利用率始终在35%上下徘徊。

那些占抽采总量2/3左右的没有被利用的瓦斯，有相当一部分被直接排空。

但是，主要成分为甲烷的煤矿瓦斯，作为燃料时，比煤炭和石油产品更清洁环保，燃烧后排放的污染物和温室气体大幅减少，但若直接排空，则甲烷的温室效应要比二氧化碳高出20多倍，对环境危害更大。

最初的煤矿瓦斯利用，主要集中在中高浓度（30%以上）的瓦斯利用上，发电、民用、工业燃料各有拓展。

不过，我国抽采的煤矿瓦斯，因资源赋存原因，有一半以上属于低浓瓦斯（30%以下），这些瓦斯若不加以利用，不仅是资源的浪费，对环境更是一种污染。

为此，国家安监局在2010年修改了《煤矿安全规程》，修改了“利用瓦斯时，瓦斯浓度不得低于30%”的规定，取消了对低浓度瓦斯用于内燃机发电及低浓度瓦斯浓缩后再利用的限制。

政策上放开了闸门，技术上仍有待攻关。

因为瓦斯浓度在8-16%之间极易发生爆炸，因此低浓瓦斯的利用，不仅涉及利用效率和经济性问题，更要在技术上解决安全问题。

可喜的是，近年来我国在煤矿瓦斯利用方面，多点开花、寻求突破，在技术上也日趋成熟。

低浓瓦斯发电：

传统应用，不断突破极限

曾经只用浓度30%以上瓦斯的发电领域，随着技术突破和设备创新，能应用的瓦斯浓度范围不断下探。

不仅实际应用上已普遍使用浓度20%甚至更低的煤矿瓦斯，而且在技术和设备方面也已攻克7%至12%浓度瓦斯的发电应用。

继山东胜动集团成功研制我国第一台低浓度瓦斯发电机组后，又有数家国内企业跨入该领域。

全球发电设备领先企业通用电气，今年也向中国市场推出了能利用8%浓度瓦斯高效发电的内燃机组，为低浓瓦斯发电设备领域新增一款选择。

除了技术和设备上的突破，2014年9月颁布的《关于进一步加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用意见》，则确认了煤层气发电上网电价“成本加利润”的形式，让以往较为微薄的煤层气发电利润有了提高的空间，为煤层气发电的发展打下又一层基础。

瓦斯提浓：

浓度提升，带来附加值提升

瓦斯提浓技术，则让煤矿瓦斯的应用范围进一步扩大，附加值也得到提高。

通过提浓，可以将低浓瓦斯提高到40%，然后通过独立管网直接用于民用和工业燃料。

更可以将瓦斯提浓到90%甚至99%以上，与民用或工业用管道天然气混输混用，或制成压缩天然气用于CNG汽车，又或者液化成LNG用于车船燃料，同时也更便于运输至远距离的消费市场。

2014年3月，山西晋城煤业集团成庄矿12000Nm3/h瓦斯提浓装置顺利开车，最终生产出甲烷含量35%的产品供城市燃气和发电用。

该项目是我国自主知识产权技术建成的最大瓦斯提浓项目之一，提供该项目核心技术的上海汉兴能源科技公司的业务发展总监蒋曙介绍说：

“目前的真空变压吸附工艺，已能实现12%左右低浓瓦斯提浓到30%以上，甚至通过二次提浓达到90%以上。

”

而另一条变压吸附工艺路线的代表四川达科特能源科技公司，也是国内瓦斯提浓技术的先行者。

与阳煤集团合作的瓦斯提浓项目，日产10万方CNG的一期项目已建成投产，同时日产5万吨/年LNG的二期项目也在筹建中。

据达科特公司总工程师余兰金介绍：

“瓦斯提浓项目的经济性与装置规模和原料气浓度密切相关，不考虑各种政策补贴和税收优惠，项目对原料瓦斯浓度的盈亏平衡点约5~8%。

”针对目前大多利用30%以上浓度瓦斯提浓的项目，运行得好的项目，利润率能达到40%以上。

煤矿瓦斯液化：

开辟新路，利用方向多样化

早期的煤层气液化LNG项目，主要针对地面开采的高浓度煤层气（90%以上）。

前几年国内涌现了一批煤层气液化LNG项目，在主要集中地山西地区，就有近10个煤层气液化项目，总产能超过300万吨/年，占国内LNG生产总量7%左右。

随着提浓工艺在技术和经济性上的发展，也逐渐有了中低浓度煤矿瓦斯，提浓后再液化的项目。

近几年，更出现了低浓度瓦斯直接液化，通过液化环节一并实现提浓的工艺。

此工艺路线的代表企业山西赞扬煤层气公司，目前2万方/年LNG的项目已经成功投产，目前将阳煤供应的煤矿瓦斯，通过液化后达到99.5%的浓度，用于车用LNG。

赞扬煤层气公司负责人介绍：

“相比变压吸附提浓后再液化，直接液化的工艺路线投资相对小一些。

在整个工艺流程中，甲烷的损耗也更小。

”

乏风瓦斯利用：

继续攻关，小荷才露尖尖角

除了低浓瓦斯的利用，我国在乏风瓦斯（浓度<1%）的利用上也在积极拓展。

目前，国内外通风瓦斯的利用主要有热氧化、催化氧化和作为辅助燃料三种利用方式。

我国已有多家企业和技术研究机构在合作尝试，我们也期待有更多的项目投产，为我国煤矿瓦斯利用开辟出更大的天地。

虽然各类煤矿瓦斯利用的发展，还要经历技术成熟和推广、经济性提升，以及天然气整体需求的多重考验，但毫无疑问，煤矿瓦斯利用的发展速度正在加快，而这些努力也终将换来我国环境与能源的双重收获。

碳市场资讯

发改委新任副主任张勇主管环保和气候

来源：

网易财经2015-3-4

国家发改委近日公布了新任副主任张勇的主管范围，张勇分管固定资产投资司、农村经济司、资源节约和环境保护司、应对气候变化司、重大项目稽察特派员办公室。

并联系国家投资项目评审中心、国家节能中心、国家应对气候变化战略研究和国际合作中心、中国工程咨询协会、中国施工企业管理协会。

此前，气候变化等由发改委刚卸任的副主任谢振华主管。

发改委为中国应对气候变化的牵头单位。

随着环境挑战日益紧迫，环境保护司和应对气候变化司的地位越来越重要。

瑞士提交国家自主决定贡献方案减少50%温室气体排放

来源：

经济日报2015-3-4

瑞士联邦政府近日宣布，瑞士承诺到2030年温室气体排放水平将在1990年的基础上减少50%。

瑞士由此成为根据2014年12月联合国利马气候大会决议第一个提交国家自主决定贡献方案的国家。

利马气候大会决议要求，各国须在2015年早些时候制定并提交2020年后的国家自主决定贡献，并对其所需基本信息提出了要求。

《联合国气候变化框架公约》秘书处将在2015年11月1日前对所有方案作出综合性评估，以检验各国的承诺加起来是否能够达到将全球温升幅度控制在比1750年工业革命前气温水平高2摄氏度以内的目标。

根据瑞士国家自主决定贡献方案，减排目标中至少30%来自于国内，如新能源汽车的使用、减少化石燃料消耗等，其他将来自于瑞士对海外减排项目的投资。

瑞士联邦政府环境办公室表示，目前瑞士排放的温室气体占全球排放量的0.1%。

瑞士提交的这份方案还考虑到了历史责任，能够满足温升幅度控制在2摄氏度以内的目标。

此外，瑞士还考虑在2050年前将温室气体排放减少70%到85%。

不过，从现实情况来看，瑞士依然有很长的路要走。

截至2012年，瑞士减排水平只比1990年减少了2.8%。

李河君：

建议建立“绿碳银行”活跃碳市场

来源：

网易财经2015-3-4

两会召开之际，政协委员、汉能控股集团有限公司董事局主席李河君提出关于建立“绿碳银行”，鼓励新能源家庭用户，活跃我国碳市场的建议，他分析认为，我国碳市场已初步形成，但活跃度有限，虽然我国新能源家庭用户快速增长，但碳减排量被闲置。

李河君建议建立绿碳银行，而国家应核定新能源家庭用户CCER标准收益，由新能源家庭用户在“绿碳银行”建立个人账户，按照每年实际发电量、用气量及相关凭据，申请和被核查后获得收益。

政策和观点

中国每年损失煤层气200亿立方米不利用直接排

来源：

经济参考报2015-3-2

近年来，全国多地频发雾霾，能源发展结构不合理等矛盾带来的后果逐渐显现，以天然气为代表的清洁能源越发被重视。

我国山西、内蒙古等煤炭主产区与煤炭伴生的煤层气储量巨大，其成分与天然气接近，可以作为清洁能源开发利用。

但由于矿权纠纷多、价格补贴低、输气管网少等原因，我国煤层气开发利用程度较低，亟待国家进一步出台政策破解瓶颈、打破利益屏障，形成煤层气工业生产体系。

储量大利用少浪费多

在治理雾霾、节能减排的背景下，天然气作为清洁能源越来越得到重视，但由于我国“少气”的资源禀赋，目前我国天然气对外依存度已超过三成。

我国替代能源品种的选择离不开资源禀赋的约束，有专家认为，当前煤层气是较为现实可行的选择。

中国工程院院士林宗虎说，地面井开发抽取的煤层气与天然气成分类似，是一种高热值的清洁能源，天然气可使用之处都可使用这种煤层气。

据测算，全球埋深浅于2000米的煤层气资源约为240万亿立方米，是常规天然气探明储量的2倍多。

我国埋深浅于2000米的煤层气资源量为36.81万亿立方米，居世界第三位。

然而，与资源存储量相比，目前我国煤层气开采严重不足。

从地域上看，我国95%的煤层气资源分布在晋陕蒙、新疆、冀豫皖和云贵川渝等四个含气区，其中，晋陕蒙含气区煤层气资源量最大，占全国的五成左右。

目前，全国只有山西晋煤集团等几家企业开采煤层气，内蒙古的煤层气开发利用工作仍处于筹备状态。

从产量上看，2006年开始，随着国家有关政策措施出台，煤层气开发利用加速，但利用量和利用率仍处于较低水平。

据统计，我国2011年煤层气抽采量115亿立方米，利用量53亿立方米，利用率46.09%；2012年抽采量125亿立方米，利用量52亿立方米，利用率41.53%；2013年抽采量156亿立方米，利用量66亿立方米，利用率42.31%。

在煤层气利用量和利用率偏低的背后，是巨大的资源浪费和温室气体排放。

煤层气与煤矿伴生，随煤炭开采会自动溢出扩散，达到一定浓度后遇明火就会发生“瓦斯爆炸”。

为保证煤矿生产安全，目前，我国大多数煤层气被不加利用直接排放，每年损失煤层气200亿立方米。

而煤层气的主要成分是甲烷，其温室效应为二氧化碳的20倍，对臭氧层的破坏力是二氧化碳的7倍。

产业化发展面临三大障碍

开发利用煤层气资源在能源安全、生产安全、环境保护方面效益显著，但由于矿权纠纷多、价格补贴低、输气管网少等原因，我国煤层气产业尚未进入快速发展阶段。

第一，矿权纠纷背后隐藏多重利益纠葛。

矿权重叠的根本原因是我国的煤炭矿权和煤层气矿权实行独立的审批登记制，同一矿区的煤炭和煤层气矿业权可能分属不同矿权人。

煤炭和煤层气的开发技术和规范要求各不相同，必须对煤炭企业和专业煤层气企业进行一致有效的协调。

但实际生产过程中，民营煤炭企业和国有专业煤层气企业之间，由于利益出发点不同，经常各自为营、矛盾重生，且多为涉及煤炭企业、煤层气企业、地方政府的多重利益纠葛。

第二，开发投入大、价格补贴少影响企业积极性。

煤层气开发投入高，但产品价格低、补贴少，导致有关项目大多亏损。

中国石油大学（北京）煤层气研究中心主任张遂安说，建设开发1亿立方米的煤层气产能，大约需要4.5亿元投资，而建设同等规模的常规天然气田产能，投资不会超过1亿元。

同时，煤层气产品在燃气市场中份额很小，缺少话语权，其价格遭遇了主导市场天然气价格的“天花板”，国家关于煤层气价格可以随行就市的政策无法发挥应有作用。

尽管2007年国家出台补贴标准，中央财政每立方米补贴企业0.2元，但这一标准是基于2006年物价水平制定，近年来物价上涨较快，补贴激励效应大大减弱。

第三，管网建设滞后导致利用率低。

据统计，截至2012年末，我国天然气管道干线、支干线长度超过5.5万公里，大多控制在大型油气企业手中，并管网系统不完善，区域性输配管网尤不发达。

目前我国煤层气开发与输送衔接不畅，部分煤层气开发地区缺少相应输气管道，大量开发出来的煤层气无法输送到远距离的需求市场，导致利用率较低、难以支撑产业发展。

此外，地质勘查、开采技术和工艺流程等方面也还没有配套，这也成为制约我国煤层气产业快速发展的痼疾。

对症下药破解瓶颈

我国是煤炭资源大国，但天然气资源不足。

煤层气与天然气主要成分接近，可以混合输送，是天然气最现实的接替能源，促进煤层气科学有序开发利用的重要性日益凸显，有关专家学者呼吁国家进一步出台更具有针对性的措施，尽快促进煤层气产业化发展。

第一，解决矿权重叠应本着既不影响煤炭工业发展，又不影响煤层气开发的原则，对煤炭企业和专业煤层气企业进行一致有效的协调，实现双赢。

目前行之有效的解决模式有三种，即由煤企和煤层气企业共同进行煤层气的开发；煤炭企业不具备煤层气开采能力时，通过招标等模式引入煤层气企业作为作业方对煤层气进行抽采；或煤炭企业具有煤层气开采能力，申请获得采气权并自主进行煤层气的开采。

国外的一些做法可以作为参考和借鉴。

在澳大利亚，当地政府会强制矿权重叠企业间签订协议，然后按照协议开采煤层气。

在美国则基本不存在矿权重叠问题，因为煤矿企业大多主动找煤层气企业开采煤层气，以便更安全地采煤。

第二，由于煤层气开发具有高投入、高风险的特征，国家应从鼓励煤层气开发利用的角度，进一步出台产业政策，为煤层气企业或项目获得金融、银行支持提供正面的政策依据。

建议国家开发银行等政策性银行为煤层气开发利用提供政策性贷款，对瓦斯治理效果显著的煤层气开发项目实行贴息。

同时，建议国家适当提高煤层气抽采企业的补贴标准。

第三，煤层气以气体产品为主，液体产品为辅，管道输送是主要方式。

国家计划“十二五”期间在鄂尔多斯盆地东缘和豫北建设13条煤层气管道，输气管道总长2054公里，设计年输气能力为120亿立方米。

但是截至今年1月，除了集输管线和就近供应小管线外，投产及在建的煤层气管道仅有5条，建议国家加大煤层气管道建设力度，解决输气瓶颈。

编辑：

李永清

2015年3月4日

送：

山西都宝新能源集团有限公司、山西唐融投资管理有限公司、山西都宝新能源发展研究院、山西都宝清洁能源投资有限公司、和顺都宝电力开发有限公司