当前位置：首页 > 储运工程 > 中国煤层气发展任重道远

关于我们

储运工程

中国煤层气发展任重道远

2010/4/19　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

[中国能源报2010年4月15日] 随着低碳经济时代的到来，煤层气(煤矿瓦斯)这个昔日名不见经传的“小角色”也逐渐登上了大舞台，迈向了快速发展的轨道。2010年，与煤层气相关的各种展会、论坛、项目蜂拥而起。可以想见，不管是专业煤层气公司，还是煤炭企业，或者地方政府，都力图要从煤层气身上分得一杯“羹”。无论是资源之争还是利益之争，有一点可以肯定，当前，要让煤层气顺利有序发展，我们就要尽最大可能去理顺煤层气产业链的各种关系，只有这样，才能让其真正成长起来，发挥应有的作用。由此，记者专访了国土资源部油气资源战略研究中心副主任车长波。

我们现在是把简单问题复杂化了。影响煤层气产业发展的主要因素并不是煤层气和煤炭的作业权问题，而是煤层气的价格太低、政策约束和经济利益等问题。

“不能把煤层气只看成是一种简单的气体资源”

煤层气首先是一种洁净优质能源，其次，它会影响大气和生态环境，第三它要涉及煤矿安全问题，同时它还是天然气的重要补充。所以，我们对煤层气一定要高看一眼，必须高度重视。

记者：您认为未来能够支撑我国天然气消费的市场主要有哪些？

车长波：从市场讲，天然气的发展形式应该有两个大市场：一是管输，二是LNG(液化天然气)。天然气管道一旦建立起来，就要稳定供应，照付不议，使用年限不低于20年；LNG运输方式灵活，可以销往管线触及不到的地方，或者管输不经济的地方，未来LNG会是一个大市场。从资源上讲，毫无疑问，未未煤层气将是天然气资源的一大补充；还有页岩气，页岩气在美国已经是一个很大的补充了，但是国内目前好多工作还只是在初期探索；另外，还有水溶气、天然气水合物等，虽然有些也都只是一些专家的认识，相信未来对这些资源的勘查和认识会逐步加深的。总的说来，我国未来天然气市场会有一个较大的发展。但是不管怎样，我们一定要务实，决不能盲目跟进。

记者：和天然气不一样，煤层气一般是和煤赋存在一起的，如何去评价煤层气的资源量？车长波：我们一般根据吨煤瓦斯含量来估算煤层气的资源量。从国家层面讲，在国土资源部、国家发改委和财政部联合组织完成的新一轮全国煤层气资源评价中，相关的其它权威机构包括中石油、中石化、中联煤、中国矿业大学、中国石油大学等都有参与，从而保证我们能够得到尽可能最真实准确的结果。当然，不同地区的地质条件有所不同，同一地区不同区块的地质条件也有差别，不同的专家也会有不同的看法，而且随着我们的认识水平和勘探技术的发展，这个资源评价结果肯定还会发生认识上的进步和资源量上的进一步修正。记者：发展煤层气对我国有何现实意义？车长波：实际上我们不能把煤层气只看成是一种简单的气体资源，而应该从以下四个角度看待煤层气：煤层气首先是一种洁清优质能源，其次，它会影响大气和生态环境，第三它要涉及煤矿安全问题，同时它还是天然气的重要补充。所以，我们对煤层气一定要高看一眼，必须高度重视。了解了煤层气的这四个特殊功能，国家去加强、重视、支持煤层气的开发利用，我认为怎样做都不为过。比如国家出台煤层气相关的补贴政策，以及“先采气，后采煤”、“采煤采气一体化”政策，这些都非常重要。 “要保障煤层气健康发展建立完善法律法规是头等重要的” 我国煤层气产业主要存在以下几方面的问题：基础设施匮乏、理论与技术滞后、科技投入不足、煤矿生产与煤层气开发利用、价格缺乏竞争力、资源远离市场、缺乏有力扶持政策等。记者：与国外如美国、澳大利亚相比，我国煤层气起步不晚，但是发展却很慢，主要原因是什么？车长波：尽管近几年我国煤层气产业快速发展,但是其勘探、开发、利用在我国尚处于起步阶段,与美国等国家比起来还有一定差距,主要存在以下几方面的问题：一是基础设施匮乏。中国非常规气开发潜力较大的地区相对缺乏天然气管网设施，制约了非常规气的规模化商业开发；二是理论与技术滞后。我国煤层气的成藏机理、富集规律研究，高阶煤层和低含气量厚煤层中的煤层气开采技术、低渗透性构造煤储层改造技术、油气共伴生煤田煤层气的开发技术、不同煤田类型采用的不同钻井技术以及煤层气井压裂技术等均落后于煤层气技术先进国家；三是科技投入不足。国家对煤层气勘探开发及利用方面的科技投入明显偏少，而企业的投入更少，外商投资呈观望状态，从而造成许多煤层气开发利用关键技术迟迟不能突破，制约了煤层气产业化发展；四是煤矿生产与煤层气开发利用存在纷争。由于考虑煤炭生产的刚性特点，时常会发生在已设置煤层气的矿业权中重叠设置煤炭探矿权和采矿权，由于考虑煤层气勘探开发有利于煤矿安全生产，加之一级登记管理，煤层气矿业权人只有开采煤层气权利，煤层气矿业权实行承诺制，部分煤层气矿业权与煤矿和煤炭探矿权等重叠；五是价格缺乏竞争力。由于天然气价格偏低，导致煤层气价格更加缺乏竞争性，制约了国内外投资者对煤层气勘探开发投资的积极性，影响了煤层气产业的发展，国家在煤层气产业的扶持政策(如资金投入、税费政策等)也相对不足；六是资源远离市场。我国煤层气资源虽然潜力巨大，但分布多位于西部，与天然气使用地距离较远，不利于运输，给煤层气的开发利用带来困难；七是缺乏有力扶持政策，相关法律法规不健全。由于缺乏有力扶持政策,致使煤层气资源勘探投入不足,相关企业积极性不高。记者：你认为在保障煤层气产业健康发展中什么是当前比较紧迫和重要的事情？车长波：建立完善法律法规是头等重要的事情。煤层气勘探开发利用作为独立的产业应该建立比较完善的法律法规，从而明确各方的权利和义务，以促进煤层气产业的健康发展。现行中国煤层气方面的法律法规存在法律层级低、约束性不强以及法律体系存在空白等问题。中国煤层气资源勘探、开发、生产、运输和销售整个产业链的管理主要以国务院条例和政府部门规章为主，这些条例和规章同属于第二级法律工具，法律体系效力层级较低，容易造成执行不力。此外，中国煤层气产业中、下游的许多重要领域都存在着法律空白，使得中、下游缺乏长期稳定的投资和经营环境，增大了不确定性和投资风险，不利于该领域的发展。在煤层气开发方面“先采气、后采煤”缺乏刚性实施方案。2006年6月，国务院颁发了《关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》，但问题的关键在于政策能否贯彻执行？以及如何制定严格的法律规章，落实“先采气、后采煤”、“采气采煤一体化”的发展方针？ “中国煤层气的发展要用好石油公司和煤炭企业两支力量” 中国煤层气的勘探开发要用好两支力量，一是石油公司的力量，要依靠石油公司的技术、设备、资金、人才；二就是要用好1.5万个煤矿企业的力量，要求凡是采煤的企业必须要求就地先采气。记者：国家为什么要把煤矿的采气权和采煤权分开，而不把它们放在同一个作业主体上？车长波：历史上煤矿采煤的时候并没有把煤层气这种资源重视起来，但是后来发现煤矿采煤时其伴生的瓦斯气容易爆炸，就将其进行抽放处理。但是从资源利用的角度讲，要涉及一些技术的问题，在最初的时候我们将煤层气抽出来后烧掉。在上世纪90年代美国开发利用煤层气后，我国相关部门的领导去做了考察，回来后就专门组织成立了一个专业化的煤层气公司，也就是现在的中联煤层气有限责任公司。当时成立这个公司了就让其专门负责勘探开发煤层气。所以后来就把煤层气作为一个单独的矿种列了出来。再说，采气和采煤作业权其实是不重叠的，采气一定要在采煤之前，这是毫无疑问的。但是这两个作业权不一定非得是同一个主体，因为采气、采煤完全是两种作业手段。对于将采煤、采气权是不是要放在一个主体上，我认为各有各家的理由。况且现在好多情况下，二者的矛盾也并不是那么尖锐。如果只让采煤的企业去采气也行，在技术和装备上能不能做到？而且，目前没有设置煤层气作业权的煤矿区里，有几家煤矿企业在先采气，后采煤？不得不承认，很大一部分的瓦斯气还是放空处理了。记者：不少煤炭企业反映，之前因为国家对煤炭比较重视，煤炭这种资源又如此重要，所以他们就把主要的精力放在了采煤身上，而忽视了气。现在国家重视煤层气了，企业想重视发现晚了。您怎么看？车长波：其实这都是在讲客观理由，并不是因为发了个什么证，把煤层气和煤炭作业权分开，就导致中国的煤层气发展不起来。国外的成功经验是，先采煤层气，气采完了就没事了。至于要把煤的作业权交给谁，则是另外一回事。而我们现在是把简单问题复杂化了。影响煤层气产业发展的主要因素并不是煤层气和煤炭的作业权问题，而是煤层气的价格缺乏竞争力、政策约束和经济利益等问题。对作业权的争夺事实上是在争夺资源。但是煤矿企业争来了煤炭作业权就不让别人采气，而自己同样不采。当然，这里也涉及到一些技术和安全问题，比如未来采气后再采煤是不是会有影响？肯定有。关键看我们要怎么面对。现在煤炭企业能否正确对待和积极行动起来。我觉得这也不完全在煤矿企业本身，与国家政策有很大的关系。我认为，中国煤层气的勘探开发要用好两支力量，一是石油公司的力量，要依靠石油公司的技术、设备、资金、人才；二就是要用好1.5万个煤矿企业的力量，要求凡是采煤的企业必须要求就地先采气。记者：您认为如何解决产煤采气的矛盾问题？车长波：一要协调好煤层气与煤炭矿业权的关系，采气兼顾采煤，在煤炭生产指标额定下，优先煤层气；还要协调好煤层气、天然气和煤炭的价格关系。适当提高天然气价格，增强节能意识，也增强煤层气的竞争力；再要协调煤层气开发中的各方面利益，妥善处理中央与地方企业、国内与外商企业、煤层气企业与煤炭企业利税分配关系；最后还要协调煤层气管线与天然气管线的共用关系，国家投资建设煤层气主干管网，允许煤层气就近并输天然气主干管网，鼓励煤层气发电并网并给予补贴。 煤制天然气正在跨越减排门槛

[中国化工报2010年4月16日] 中国经济迅猛发展所带来的能源短缺问题，推动了近几年煤制天然气项目的建设热潮。然而，煤制天然气项目在生产过程中的环境问题日益突出，如何迈过“减排”这道槛儿，眼下已经成为业界热议的焦点。

中国煤炭科学研究总院煤化工分院研究员陈家仁、神华集团副总工程师吴秀章等专家在接受采访时指出，煤制天然气的发展面临着碳排放和污染物处理的环保压力。比如，年产20亿立方米的煤制天然气项目，年排放CO₂近600万吨，如果不能有效处理，的确将成为很大的环保问题。但是，业界经过经过不断的技术创新与工程实践，已经找到了煤制天然气发展与减碳目标同时实现的路径，将构建起基于煤气化的清洁能源化工体系。

专家认为，煤制天然气是解决我国天然气紧缺的有效途径之一。目前我国对天然气的消费需求在不断增长。2009年天然气表观消费量达到了880亿立方米，预计2010年我国天然气的需求量将达到1000亿～1100亿立方米，同期的天然气产量只能达到900亿～950亿立方米，供需缺口正在不断加大。从我国能源资源储存情况来看，通过煤炭气化获得清洁能源是合理的。

吴秀章表示，破解煤制天然气的环保难题，关键在于选择恰当的技术路径。利用CO₂的捕集和封存（CCS）技术，捕获生产中产生的超过50%的CO₂进行输送和销售，同时配套建设环保装置处理回收副产品，可获得可观利润，实现煤炭清洁高效转化、低碳生产的新型煤化工运营模式。

煤制天然气是碳排放大户。而恰恰因为煤制天然气项目产生的CO₂浓度超过80%，为实现CO₂封存和利用打下了良好的基础。陈家仁教授表示位于美国北达科塔州东部的大平原公司的煤制天然气装置是全球唯一一套工业化生产线，目前已成功地运行了20年，规模为389万立方米/天，它的CO₂经捕集和净化处理后，被送到两家加拿大油田注入地下增加采收率，经济效益十分可观。

在污染物处理方面，陈家仁指出，煤制天然气项目可以根据自身的工艺，研发配套的环保回收项目。大平原公司的做法是，根据自身的工艺路线，配套处理回收装置，开发出无水氨、惰性气体、苯酚、甲酚酸、硫酸铵等副产品，实现环境和经济的双赢。

资料显示，目前我国已经开始建设和筹建的煤制天然气项目有15个，获国家发改委批建并开始实质性运作的有3个，分别是：内蒙古汇能集团16亿立方米鄂尔多斯项目、大唐国际内蒙古赤峰40亿立方米和大唐国际阜新年产40亿立方米项目。这些项目都在碳减排和消除污染方面进行了规划。

其中，汇能集团煤制甲烷气深加工和废气废渣综合利用项目，对已有煤制天然气、兰炭、废弃的CO₂进行深加工和循环利用，采用国内外先进工艺技术，引进国外关键设备，年可生产8亿立方米液化天然气，并配套建设年产40万吨乙二醇、6万吨碳酸二甲酯、5万吨食品级CO₂、6万吨CO₂降解塑料、3亿块灰渣砖项目，将废气、废水、废渣充分利用，实现了减排增效的双目标。此外，神华集团现正在其鄂尔多斯煤制油基地建设一个CO₂捕集与封存示范项目。

随着国内可持续发展战略和新的环保政策实施，选择环保、洁净的煤气化技术，发展CCS技术，研究其他废物的经济化回收技术，是我国煤制天然气产业发展的必然趋势，也是行业“减碳”的关键。

友情链接