焦作煤业集团.doc

摘 要 焦作煤业集团是我国大型煤炭企业之一。总核定生产能力为346万t/a，到2015年的规划产量为450万t/a。2000年，焦作煤业集团的煤炭产量达到299万t。 焦作矿区拥有丰富的煤层气资源，2000m以浅的煤层气总资源量为1733亿m3。焦作矿区含煤面积350km2，平均煤层气含量为1038m3/t，平均资源丰度为2.31亿m3/km2。焦作矿区具有煤层吸附性能好、煤层含气量高、含气饱和度高等优点，有利于煤层气开发。 焦作矿区现有7座高瓦斯或瓦斯突出矿井，2000年矿矿区甲烷排放量达6016万m3。焦作矿区已建立了7套井下煤层气抽放系统，2000年的抽放量达1142万m3，经技术改造，煤层气抽放量可上升到2000万m3/a。煤层气地面抽放也进行了一些尝试，目前已钻10个地面钻孔和4口地面煤层气井，地面钻孔的最高产气量1307m3/d。地面开发具有一定前景。 焦作矿区煤层气年利用量目前约6000万m3，占总抽放量的53。目前，焦作市民用煤层气需求量为3000万m3/d。根据专家预测，到2010年，焦作市天然气总需求量和民用需求量将分别达5.64亿m3和1.0亿m3。 根据市场需求和技术经济分析，本报告提出2个比较现实的煤层气项目。焦作煤业集团将为项目实施而寻求外部技术和资金支持。 （1）焦作煤层气民用项目。目前，焦作矿区的煤层气抽放主要是为了确保煤矿安全。焦作矿区现有4座煤矿回收的煤层气向市区居民供应。本项目将扩大抽放量，并将利用量从目前的600万m3/a提高到2000万m3/a。本项目将包括改造和完善井下抽放系统、新建储气设施、输配管道以及辅助设施。本项目的总投资为5300万元（639万美元），其中包括原有输配系统投资3000万元（361万美元）。本项目新增投资中，焦作煤业集团提供30的投资，其余的70通过向金融机构贷款或由国内外投资来解决。经财务分析，按5300元的项目总投资计算，本项目的净现值为1979万元（238万美元），内部收率为23，投资回收期为7年。焦作煤业公司计划于2002年开始启动，并于2003年末完成本项目。 （2）恩村煤层气地面开发项目。本项目将采用地面垂直井方法在恩村区块建立煤层地面开发项目，项目规模为100口地面井，年产量1.0亿m3。项目服务年限为30年。本项目回收的煤层气将主要供应焦作市的主要工业用户。项目工程主要是地面井钻井和地面集气系统建设。在2亿元（2410万美元）项目总投资中，焦作煤业集团将负责筹集35的投资，其余部分由外国公司投资来解决。按2亿元的项目总投资进行财务分析，本项目的净现值为9866万元（1189万美元），内部收益率24，投资回收期为7年。焦作煤业集团建议于2002年开始实施本项目，2005年建成投产。 焦作煤业集团认为上述项目的投资具有一定的风险，例如煤层气价格的波动，煤层气产量变化等。焦作煤业集团能够投资商确定存在的市场风险，并很乐意回答投资商所关心的重要问题。 焦作煤业集团愿意考虑各种合作方式和融资途经来实施以上项目。欢迎银行、外国公司和国际金融机构的代表审阅此报告，并与焦作煤业集团公司联系，以便了解更多的信息。 目 录 第一章 概述 1.1 企业概况 1.2 煤炭生产现状及规划 1.3 煤层气资源开发利用前景 第二章 煤层气资源 2.1 地质条件 2.2 储层条件 2.3 资源量估算 第三章 煤层气回收利用现状 3.1 煤层气排放 3.2 煤层气抽放利用现状 3.3 煤层气生产能力分析 3.4 煤层气市场分析 3.5 煤层气开发利用优先项目 第四章 煤层气民用项目 4．1 项目概述 4．2 矿井选择 4．3 工艺方案 4．4 项目建设 4．5 财务评价 4．5 节能与环保效益 第五章 煤层气地面开发项目 5．1 项目描述 5．2 开发方案 5．3 项目建设 5．4 财务分析 5．5 节能与环保效益 第六章 煤层气项目开发的障碍及技术经济合作 6.1 主要障碍 6.2 合作方式 6.3 融资渠道 6.4 风险分析和投资商可利用资源 第七章 结论与建议 第一章 概述 1．1 企业概况 焦作矿区位于河南省西北部，横跨焦作市修武县和辉县。矿区东西长60km，南北宽15km， 含煤面积970km2，保有煤炭储量26.65亿t。焦作矿务局成立于1949年，2000年3月改制为焦作煤业集团，是我国大型煤炭企业之一。焦作煤业集团现有生产矿井7座，核定生产能力346万t/a。焦作煤业集团2000年末企业资产总额为22.8亿元，年经营收入达12.1亿元，全公司雇员为4.1万人， 其中原煤生产职员1.4万人。 焦作矿区的交通十分方便，东距京广线新乡站63km，西至陇海线洛阳站140km，新焦铁路、焦太铁路和焦枝铁路横贯矿区。 图1 焦作矿区交通示意图 1.2 煤炭生产现状及规划 焦作煤业集团具有50年多年的煤炭生产历史，目前，煤炭年产量维持300万t左右，2000年达到299.02万t。根据焦作煤业集团的煤炭生产规划，到2010年，煤炭产量为330万t/a；2015年达到450万t/a。焦作矿区的矿井分布及矿井主要参数见图2和表1。 图2 焦作矿区矿井分布示意图 表1 焦作矿区矿井主要参数 矿井 保有储量 万t 设计能力 万t/a 原煤产量 万t, 2000年 规划产量 万t/a,2010年 朱村 300 60 47 -- 中马村 3840 60 68 60 韩王 90 30 21 -- 演马庄 1790 45 52 60 冯营 1035 45 15 -- 九里山 5760 90 70 90 位村 800 50 25 50 古汉山 13411 -- -- 70 合计 27026 380 298 330 1.3 煤层气资源开发利用前景 焦作矿区拥有丰富的煤层气资源。经测算，焦作矿区2000m以浅的煤层气总资源量为1733亿m3。焦作矿区含煤地层总厚约740m，含可采煤层3层。煤层总厚为810m，均为无烟煤。煤层气含量为1838m3/t。焦作矿区煤层具有吸附性能好、煤层含气量高、含气饱和度较高和煤层渗透率高的优点，有利于煤层气开发。 焦作矿区煤层气开发潜力大，利用市场广阔。根据煤科总院西安分院的预测，焦作矿区地面井的单井煤层气产量可达3000m3/d，而该矿区的恩村、演马庄-九里山和古汉山区块均具有较好的开发条件。煤层气井下抽放目前已在6座煤矿进行，2000年的抽放量达1141万m3。目前，焦作矿区煤层气利用方向主要是民用，其次是焦作市工业用户。 第二章 煤层气资源 2.1 地质条件 焦作矿区地层属石炭二迭系，含煤地层厚约740m。该矿区含煤 11-15 层，其中主要可采煤层3层。分别为山西组二1煤、太原组一5和一2煤。矿区煤层总厚0.3612.69m，煤层倾角525。煤种为低硫、中低灰无烟煤。二1煤层厚度为6m，沉积稳定性较好。 焦作矿区位于太行山复背斜隆起的南侧，处于东西向构造和新华夏系构造的复合部位，区内广泛发育自燕山运动以来所生成的各种构造形迹，主要以断裂构造为主，褶皱构造表现微弱，煤层顶、底板为致密粉砂岩，有利于煤层气保持。煤层埋深为5001500m。 2.2 储层特征 1）含气量 焦作矿区煤层气含量变化范围为438m3/t。煤层气含量呈西高东低变化趋势，并随煤层埋深增加而增加。 在煤层气组分中，甲烷含量在90以上，重烃小于1。 2孔隙度 根据真假比重法测定结果，焦作矿区煤的孔隙率一般为712，煤中以微孔和小孔为主。矿区由东到西、由浅到深部，煤的孔隙度由小变大。 3 吸附性能 煤科总院西安分院对焦作矿区二1煤层煤样做过吸附能力测试，最大饱和吸附量为38m3/t。 4 渗透率 焦作矿区煤层渗透率因地域不同，差异较大。在构造应力紧密地带，渗透率较低，如恩村向斜轴部仅为0.0018md；而在构造应力松驰地带，渗透率很高，例如古汉山井田局部地区的渗透率一般大于3md。焦作煤田基本处于地应力松驰状态，构造裂隙较发育且张开程度较好。 5 储层压力 在焦作煤田，恩村井田二1煤层的储层压力为7.3MPa，矿区西部煤层的埋深为80550m，储层压力为0.886.02MPa。矿区中部煤层埋深为801000m，储层压力为0.8811.00MPa。 6 含气饱和度 焦作矿区煤层含气处于欠饱和状态，含气饱和度一般为6099。 2.3 煤层气资源量估算 1 计算范围 焦作煤田煤层气资源计算分生产矿井、在建井、勘探区、预测区和地方矿5个部分。生产矿井的计算范围为1000m以浅，勘探区和预测区均为2000m以浅。 2 计算结果 本计算结果为煤科总院西安分院承担的焦作矿区煤层气资源评价的研究成果，计算结果表明，焦作矿区煤层气资源总量为1416亿m3。各部分的煤层气资源量见表2。 表2 焦作矿区各区块煤层气资源量 计算区块 埋深m 平均含气量m3/t 煤层气资源量亿m3 生产矿井 80800 9.414 69.18 在建矿井 2001100 14 27.53 勘探区 3001000 1124 96.74 预测区 6002000 1624 3.36 地方矿 150640 9.5 19.39 合计 802000 9.424 1416.20 焦作矿区煤层气资源密度比较高，平均值为2.31亿m3/km2。在焦作矿区的煤层气开发有利区块中，恩村区块的资源密度为3.64亿m3/km2，演马庄-九里山区块的资源密度为1.43亿m3/km2，古汉山区块的资源密度为1.92亿m3/km2。上述三个区块的平均含气量为1838m3/t。 第三章 煤层气抽放利用现状 3.1 煤层气排放 焦作矿区现有7座生产矿井，均为高瓦斯或瓦斯突出矿井。2000年矿区甲烷通风排放量达6016万m3。焦作矿区各煤矿的煤层气排放情况见表3。 表3 焦作矿区矿井煤层气涌出情况 2000年 煤矿 设计能力 万t/a 甲烷排放量 万m3/a 朱村 60 397 中马村 60 1583 演马村 45 1206 韩王 30 143 冯营 45 212 九里山 90 1400 位村 50 1165 合计 380 6016 3.2 煤层气抽放利用 焦作矿区煤层气抽放始于1964年。1990年煤层气抽放量突破1000万m3。到2000年，焦作矿区有7座矿井建立抽放系统，煤层气抽放量达1142万m3，见表4。井下煤层气抽放方法主要采用本煤层和穿层钻孔抽放。 煤层气地面抽放从“九五“期间开始，当时在中马村矿钻了10个地面钻孔，平均产气量为195613m3/d。进行水力冲孔和压裂作业后，煤层气产量成倍增加，其中5号钻孔的产量达1307m3/d。1995年，中原油田与焦作煤业公司联合投资，在焦作矿区古汉山井田中深部进行煤层气开发试验，施工了4口地面井，进行了参数测试和采气试验工作。 焦作矿区抽出的煤层气主要用作民用燃料，2000年的纯煤层气利用量约600万m3。目前，焦作煤业集团所属4座煤矿向市燃气热力公司供气。煤层气供气管道总长为24.8km。 焦作矿区已建成一定规模的煤层气民用系统。朱村矿和九里山矿分别建成1 万m3和0.5万m3的储气罐。位村矿也建有100m3的加压罐，并送往九里山储气罐。另外，焦作市煤气公司还建成了3万m3和5.4万m3储气罐各一个。目前，煤层气利用户数已达5.15万户，年用混合气量为2000 m3， 相当于纯煤层气600万m3。 混合气终端用户价为0.50元/m330CH4。 表4 矿井煤层气资源及抽放量 矿井 矿井面积km2 煤层气资源量亿m3 2000年抽放量万m3 朱村 6.9 1.95 106 中马村 14.5 1.84 236 韩王 3.7 3.67 35 演马庄 14.7 27.50 317 冯营 12 6.47 -- 九里山 17.7 30.30 237 焦村 3.3 3.86 110 古汉山 21.2 37.53 100 合计 93.4 129.70 1141 3.3 煤层气生产能力分析 目前焦作矿区的煤层气年涌出量已达6016万m3，（不含抽放的1141万m3）随着煤炭开采深度的增加和煤炭产量的上升，焦作矿区的煤层气涌出量将进一步提高。目前焦作矿区已有7座矿井开建立了煤层气抽放系统，但抽放效率很低，不到20。根据焦作矿区的煤层气开发计划，到2005年通过改进煤层气抽放方法，完善地面煤层气利用设施，全矿区井下抽放煤层气产量可达2000万m3/a。 焦作矿区煤层气地面开发将集中在恩村，演马庄-九里山和古汉山区块。恩村区块的煤层气资源条件最好，而且离用户较近，因此可优先开发。恩村区块位于焦作市东南5km，面积79km2，该区块的煤层气资源量达288亿m3。假定建立100口井的煤层气地面井回收项目，单井产气量为3000m3/d，则年产气1.0亿m3。 3.4 煤层气市场分析 煤层气既是一种清洁能源，又是一种优质的化工原料。 焦作市能源消费以煤炭为主， 煤炭消费量占90以上。 这种不合理的能源结构已导致焦作市严重的大气污染。为此， 用煤层气代替部分煤作燃料， 可以有效地改善当地的大气质量。 煤层气可用作民用和工业燃料、发电以及生产化工产品， 焦作市的煤层气市场将主要为民用燃料和工业燃料。 焦作矿区电力供应比较充足， 而且煤层气电厂所发的电必须上网， 上网电价仅为0.27元/kWh。 然而， 焦作燃气市场对煤层气的需求很大， 价格也比较理想。 焦作市区民用煤层气的价格已达0.50元/ m3（30CH4）。 目前，焦作市区潜在民用用户为15万户， 如果全部以煤层气为燃料， 则年需混合气1亿m3， 相当于纯气3000万m3。另外， 西气东输项目建成后，天然气在焦作出口处的价格为1.20元/ m3以上。 因此， 未来煤层气价格可维持在1.20元/ m3。随着人们生活水平的提高和对环保要求的日益严格， 焦作市的天然气的需求量将迅速增长。 据专家预测， 焦作市天然气需求量将从2003年的2.4亿m3 上升到2010年的 5.64亿m3。焦作市主要天然气用户及其需求量预测见表5。 表5 焦作市主要天然气用户及需求量预测 用户 天然气需求量， 万m3 2005年 2010 年 化工总厂 8000 8000 化电集团 1680 2940 新美公司 1000 1000 中原轴件厂 400 2000 民用 5195 10028 3.5 煤层气开发利用优先项目 根据焦作矿区的煤层气资源条件和煤层气市场情况，可优先考虑建立2个煤层气开发利用项目。具体为 1 焦作矿区煤层气民用项目 2 恩村煤层气地面开发项目 第四章 焦作矿区煤层气民用项目 4.1 项目概述 本项目主要对5座建有永久煤层气抽放系统抽放的煤层气加以利用。5座煤矿抽出的煤层气将通过管线进行联网，统一向焦作市和矿区居民供气。本项目供气规模为2000万m3/a，合混合气5700万m3/aCH435。本项目将通过完善抽放利用系统，改进抽放方法，使全矿区煤层气抽放量达2000万m3。本项目的工程将包括抽放工程、建2座各2万m3的储气罐和建输气管道5km以及其它配套的设备和设施。本项目的总投资为5300万元 （ 包括原有输配系统），项目服务年限为30年。 4.2 矿井选择 鉴于韩王、冯营和朱村矿即将报废，因此本项目将重点考虑中马村等5座煤矿的煤层气抽放利用。候选煤矿的煤层气资源条件和服务年限见表6。 表6 候选矿井煤层气资源和矿井服务年限 煤矿 煤炭地质储量万t 煤层气资源量亿m3 平均含气量 m3/t 矿井服务年限年 中马村 9209 18.42 15 64 演马庄 12502 27.50 11 42 九里山 12626 30.30 9 64 位村 1707 3.86 11 16 古汉山 15638 37.53 15 60 合计 51682 117.61 上述5座煤矿均建有永久煤层气抽放系统，2000年煤层气抽出总量为1000万m3，但平均抽放效率只有16.9，因此，煤层气抽放量增加的潜力很大，随着煤炭开采深度的增加和古汉山煤矿的建成投产，上述煤矿的煤层气涌出量将进一步加大。 4.3 工艺方案 焦作矿区目前主要采用本煤层预抽和边采边抽两种方法，抽放效率较低，抽出的煤层气浓度偏低。为此，在完善抽放工程中应积极采用抽放新技术如井下水平长钻孔抽放和采空区抽放等来提高抽放效率，改变封孔方法和井下管网管理以提高抽放浓度。 本项目将通过管网将抽出的煤层气供给焦作市和矿区居民。目前，九里山、演马庄、中马村和位村矿抽出的煤层气经加压罐送到三座储气罐，其中九里山矿建有一座0.5万m3的储气罐，焦作市煤气公司在山阳区拥有1座3万m3和1座5.4万m3的储气罐。本项目将充分利用原有输配系统，并将马村和中站各新建1座2万m3的储气罐，1座加压站在古汉山矿和8km的输气管道。 各煤矿抽出的煤层气经加压后通过输气管道送到各储气罐，然后通过中低压供气系统向居民供气。 4.4 项目建设 本项目拟于2003年施工，2005年的抽放和供气能力达到2000万m3/a （混合气5700万m3）。本项目的投资可通过贷款、投资、集资和自筹等多种形式来解决。整个项目的建设期为2年。本项目的主要技术经济指标见表7。 表7 焦作矿区煤层气民用项目主要技术经济指标 项目 单位 数量 抽放量 万m3/a 2000 输配量 万m3/a 2000 混合气甲烷浓度 35 新建储气罐容量 万m3 4 新建输气管线 Km 8 4.5 财务评价 1 固定资产投资 本项目工程新建项目包括井下抽放系统、储配站和必要的输气管道。本项目将充分利用现有输配系统， 现有输配主管网输送能力为7200万m3/年， 能满足新增煤层气产量的要求。 储配站至居民用户之间的管网由市政投资和集资来解决。本项目总投资为5300万元，其中， 原有输配系统折价3000万元， 详见表8。 资金不足部分将由焦作煤业集团的安全技措资金来解决。 2 资金筹措 本项目固定资产投资的70考虑向有关金融机构申请贷款或由国内外公司投资来解决，额度为1610万元；固定资产投资的30及流动资金自筹，额度为690万元。 表8 项目投资估算表 项目 投资 万元 井下抽放工程 1000 储配站工程 2800 输气管道 400 原有输配系统折价 3000 其他 200 合计 7400 3 成本分析 由于井下煤层气抽放是煤矿安全的一部分，其生产成本一般计入煤炭生产成 本。考虑到抽放的煤层气将用于商业目的，可将煤层气的井口价定为0.40元/m3（纯气），这部分资金将主要用于维护和改善井下抽放系统以及支付有关人员的工资等。将煤层气从矿井输送到储气罐的平均成本为0.10元/m3纯气，而从储配站送到居民用户或其他用户的平均成本为0.20元/ m3 纯气。总之， 煤层气从抽放到居民用户的完全成本为0.70元/m3。 4 财务赢利能力分析 这里用折现现金流量法分析该煤层气项目的赢利能力。现假定实际折现率为12，通货膨胀率为3，本项目前5年所得税率为0，以后为33。焦作市区居民用气的价格为1.50元/ m3（纯气）。经计算，本项目的主要技术经济指标见表9。 表9 焦作矿区煤层气民用项目 项目 数量 总投资 7400万元 生产规模 2000万m3/a （纯气） 输配规模 5700万m3/a （混合气， 35CH4） 全成本 0.70元/ m3 （纯气） 居民用气价格 1.40元/ m3 （纯气） IRR 23 NPV 1979万 Pt 7年 5）敏感性分析 本项目经济性的主要影响因数为总投资、煤层气售价和运行成本。 现以此三因素进行敏感性分析， 分析结果见表10。 财务分析结果表明， 本项目具有较好的盈利能力。 敏感性分析结果表明， 本项目具有较强的抗风险能力。 在同样的变动率下， 煤层气售价对项目经济性的影响最大。 表10 不确定性对内部收益率的影响 变动因素 20 10 0 -10 -20 项目总投资 19 21 23 26 30 煤层气售价 34 29 23 18 12 年运行成本 18 20 23 25 27 4．5 节能与环保效益 本项目利用煤层气代替煤炭作民用燃料， 提高了热效率， 而且大大减少了温室气体的排放。作民用燃料时， 煤层气热效率约为煤炭的4倍， 每1甲烷可以代替4.72kg 标准煤。 本项目可节约标准煤9.4万t， 相当于当地原煤8.3万t。 本项目的实施可避免燃煤造成的污染。 焦作矿区原煤的灰分、硫分和热值分别为17、0.34和8200kcal/kg。 因此， 本项目的实施可分别减少飞灰2822t， 炉渣1.13万 和SO2 4515t。 在温室气体减排方面， 将抽放的煤层气用作民用燃料可减排甲烷2000万 m3（1.4万t）， 相当于减排CO2 29.4万t； 燃烧2000万m3甲烷释放CO2 3.9万t。 另一方面， 本项目节省标准煤9.4万t。 每kg标准煤燃烧释放2.66kg CO2， 因此， 本项目可避免燃煤排放的CO225.2万t。 总之， 本项目实际上可减排CO2 50.7万t。 本项目完全运行成本为0.70元/ m3， 本项目年运行成本为1400万元。 本项目的CO2减排量为50.7万t， 则CO2的减排成本为 1400/50.727.6 （元/tCO2）。 第五章 恩村煤层气地面开发项目 5.1 项目描述 本项目将采用地面垂直井方法在恩村区块建立煤层气地面开发项目，项目规模为100口地面井，年产量1.0亿m3。项目服务年限为30年。恩村区块的市场和资源条件有利于煤层气开发。 恩村区块位于焦作市东南5km。总体构造为一轴向近东西的向斜，发育数条高角度正断层。煤层气储层为二1和一1煤层，其中二1煤层厚度0.7112.69m，一般38m，平均6.26m。煤种为无烟煤，割理不发育，但经压裂后可大幅度提高渗透率。煤储层的兰格尔体积为59.5m3/t，兰格尔压力为0.91MPa。二1和一1煤层的平均含气量分别为32m3/t和25.6m3/t。该区块的煤层气资源量为287.78亿m3，全区资源丰度高达3.64m3/km2。 设计能力为120万t/a的恩村煤矿将于2015年投产，采煤之前先采气，将能从根本上解决瓦斯灾害问题。 5.2 开发方案 恩村区块的煤层气开发将采用煤层气地面钻井开发技术，二层煤层完井以及煤层激励增产措施。 根据本区煤层的发育特征，目标层主要有二1煤层和一1煤层。因此，本区完井技术采用多煤层套管射孔完井技术，煤层加裂可采用清水压裂工艺。 根据恩村区块的煤储层条件，煤层气井的平均日产量可达3000 m3/d，欲达到日产气27万m3/d，年产气1亿m3，需生产井90-100口井。若井间距为0.24km2，则100口井所需的最小可供开发区面积为24km2。考虑到河流、居民地等不可利用区的影响，开发区块的面积应大于24km2。 煤层气开发分阶段进行。首先进行5-10口井的井组生产，试验，获取足够的生产参数。若首期试验成功，则进入滚动开发阶段，再用4年时间完成其余的90口井。 开发项目回收的煤层气将通过输配系统供应焦作市主要工业用户。 工业用户可优先考虑化工总厂和化电集团。 到2005年， 化工总厂和化电集团的煤层气年需求量将达1亿m3。化工总厂离恩村区块12km， 而化电集团离恩村区块15km。根据调查， 上述两企业可接受的煤层气价格为1.30元/m3。 5.3 项目建设 恩村矿区煤层气地面开发项目将从2002年开始，设计年生产能力为1亿m3，煤层气井有效服务年限20年。该项目的勘探试验期为2年，建设期为3年。到2006年全面完成100口生产井。达产后，该项目的煤层气产量将维持在1亿m3/a。恩村区块煤层气地面开发项目的主要技术经济指标见表11。 表11 恩村煤矿层气地面开发项目技术经济指标 项目 数量 总投资 2亿元 生产规模 2亿m3/a 生产井数 100 单井投资 170万元 单井输气管道投资 30万元 井间距 0.24km2 单井产量 3000m3/d 5.4 财务分析 1）固定资产投资 本项目的全部投资包括勘探评价投资、开发工程投资和地面设施工程投资等。根据中原油田在焦作矿区地面煤层气井的施工实践，煤层气钻探和完井成本约170万元（含地面采气设备），平均单井输气管道投资30万元。项目建设期内总投资约2亿元。 2）资金筹措 本项目投资的65向有关机融机构贷款或由外国公司投资来解决，额度为1.30亿元；其余的35由焦作煤业集团有限公司自筹来解决。贷款利息为6.5。 3）成本分析 煤层气生产成本包括折旧成本和经营成本。折旧年限10年计，折旧总额为200万元，则每年单井折旧成本为20万元。另一方面，每年单井运行成本为30万元，包括工资、电费、管理维修费和土地租用费等。在稳产期间，煤层气井单井年产量为100万m3。因此，煤层气的生产成本约为0.50元/m3。根据焦作市燃气市场现状，煤层气的井口价可定为1.00元/ m3。 4）财务赢利能力分析 这里用折现现金流量法分析煤层气项目的赢利能力。现假定实际折现率为12，通货膨胀率为3。本项目煤层气生产增值税为5，所得税为33。煤层气井口价为1.00元/m3。经计算，该项目的主要技术经济指标见表12。 5）敏感性分析 本项目经济性的主要影响因素为总投资、煤层气井口价和经营成本。现以此三因素进行敏感性分析，分析结果见表13。 财务分析结果表明，本项目具有较好赢利能力。敏感性分析表明， 本项目具有较强的抗风险能力， 在同样的变动率下， 变动对项目经济性的影响最大. 表12 恩村煤层气地面开发项目经济评估结果 项目 数量 总投资 2亿元 生产规模 1亿m3 煤层气井口价 1.20元/m3 IRR 23 NPV 9824万元 Pt 8年 表13 不确定性对内部收益率的影响 变动因素 20 10 0 -10 -20 项目投资 19 21 23 25 27 煤层气井口价 29 26 23 20 17 年运行成本 21 22 23 24 25 5.5 节能与环保效益 本项目回收的煤层气将用来代替煤炭作工业燃料。按热值计算， 本项目年产煤层气1亿m3，可代替标准煤11.81万t， 相当于原煤10.37万t。因此， 用煤层气代替原煤可分别减排飞灰3526t、炉渣1.41万和SO2 5641t。 用煤层气代替原煤作燃料， 还能显著减少温室气体的排放。 燃烧1亿m3煤层气的温室气体排放量为19.5万t CO2； 而燃烧11.81万t标准煤释放的CO2为31.4万t。 因此， 本项目的实施可减排CO2 11.9万t。 本项目煤层气生产的井口成本为0.40元/ m3，年运行成本为4000万元。因此， 本项目的CO2减排成本为 4000/19.5205 （元/t CO2） 第六章 煤层气项目开发的障碍及经济技术合作 6.1 主要障碍 焦作矿区拥有丰富的煤层气资源，开发条件也十分理想。然而，焦作矿区煤层气开发利用仍面临着下列障碍。 1）缺乏资金 近几年，由于煤炭供过于求，煤炭企业的经营状况不太理想，很难有富余的资金用于煤层气项目。焦作矿区目前把资金和人力主要投入到煤炭和多种经营项目。焦作矿区煤层气开发利用和市场条件较好，焦作煤业集团也十分重视煤层气项目，但由于缺乏资金，一些煤层气开发利用项目难以实施。近期，焦作矿区可考虑完善煤层气井下抽放利用项目和建立恩村地面煤层气开发项目，两个项目的总投资的 2.74亿元， 其中需要新投资2.44亿元。焦作矿区拥有巨大的煤层气生产潜力和很好的煤层气投资机会，迫切希望外部资金的介入，推进焦作矿区煤层气产业的发展。 2）技术引进 为了推进煤层气开发利用，焦作矿区需要引进地面垂直井、采动区井和井下水平长钻孔等技术提高煤层气抽放效率。尽管中原油田曾在古汉山区块已钻了4口煤层气井，但因对煤层气开发认识不足而中途放弃。在井下抽放方面，仅采取本煤层钻孔和穿层钻孔抽放，抽放效率平均为20。因此，新技术引进将能显著提高煤层气产量。 3）煤层气价格 目前在焦作地区的煤层气民用体系中，焦作煤业集团负责煤层气生产，焦作煤气公司负责向用户供气。但煤层气井口价和终端用户价之间差别太多。焦作矿区抽出煤层气入罐价仅为0.20元/m3（混合气CH435），而终端用户价为0.50元/m3（混合气）。这种过大的价格差对焦作煤业集团的煤层气生产造成消极影响。 6.2 合作方式 焦作矿区的煤层气项目可采用下列合作方式。 1）产品分成模式 产品分成模式是我国煤层气勘探开发的主要合作模式。这种合作模式的合同期一般为30年，分为勘探期、开发期和生产期三个阶段。勘探阶段的全部投资由外国公司承担，发现商业性煤层气田后，中外双方联合开发，中方参股比例为30-51。恩村煤层气地面开发项目可采用这种模式。 2）合作经营 由国内外受益各方共同投资建设煤层气项目。在这种合作方式中，受益方根据各自的优势承担项目有关部分的投资。我国的阳泉、铁法煤层气民用项目就采用了这种方式。焦作矿区的煤层气民用项目可由用户、煤气公司、焦作煤业集团和感兴趣的国内外公司共同出资的方式解决民用项目的资金问题。 6.3 融资渠道 焦作矿区煤层气项目可通过下列渠道筹集资金。 1）外国公司投资 利用产品分成模式吸引外资投资煤层气项目。 2）国际机构优惠贷款 由于煤层气开发具有保护环境、改善煤矿安全和提供新能源多重效益，国际机构对我国煤层气项目往往十分重视。二十世纪九十年代以来，世界银行、联合国计划开发署、亚洲开发银行和亚太经合组织分别提供赠款，积极支持我国煤层气项目的开发。亚洲开发银行最近计划在今后3年内向我国提供2亿美元优惠贷款用于煤层气项目的开发。 3）集资 将与煤层气开发利用项目的有关各方联合起来，由受益的政府、企业和个人联合集资。 4）商业贷款 5）外国政府优惠贷款 6.4 风险分析和投资商可利用的资源 焦作煤业集团迫切需要2种合作伙伴，即投资商和技术提供商。焦作矿区的2个煤层气项目都需要以上两种合作伙伴。对于煤层气井下抽放利用项目，投资商可提供65的投资，而技术提供商则确保煤层气抽放新技术的成功应用。对于恩村地面煤层气开发项目，投资商则负责勘探阶段的全部投资，以及开发阶段的65投资，技术提供商则负责地面回收技术的引进和应用，以及提供煤层气生产方面的培训。尽管焦作矿区的2个煤层气项目具有较好的经济效益，但仍存在着一定的技术风险和市场风险。各项目的具体风险见表14。 目前，投资商可以利用下列资源来实施建议的项目。 1）焦作煤业集团是一个以煤为主、经营多样化的大型企业，年经营总额12亿元以上，因此可为项目实施提供一定的资金。另外，该公司拥有丰富的人力资源，经短期培训后可独立经营煤层气项目。 2）当地政府和焦作煤业集团积极支持焦作矿区的煤层气开发利用。焦作和郑州市对煤层气的需求十分迫切，需求量大，因此，煤层气市场有保证。 表14 建议项目的技术和市场风险 项目 技术风险 市场风险 煤层气井下抽放利用项目 抽放新技术应用煤层气产量后稳定性 煤层气供应价格的波动 恩村煤层气地面开发项目 煤层气单井产量的稳定性完井、压裂和抽排技术的应用 煤层气井口价的波动 3）焦作矿区已初步建成煤层气输配系统，并已将4座煤矿抽放的煤层气实现联网。这些基础设施可为煤层气民用项目规模的扩大提供有利条件。 4）焦作矿区曾进行过煤层气地面开发试验，积累了一定的经验，这将为恩村煤层气地面开发项目提供重要的参考。 5）焦作矿区煤层气资源十分丰富，开发条件好，煤层气生产有保证。 第七章 结论与建议 1）焦作矿区拥有丰富的煤层气资源，全区煤层气总资源量为1733亿m3。焦作矿区煤层气含量为10-38 m3/t，含气饱和度和煤层渗透率较高，资源密度高，十分有利于煤层气开发。 2）焦作矿区地处天然气供应紧缺的中原地区，附近有焦作、郑州和洛阳等城市，燃气需求量大，因此，煤层气市场条件很好。另外焦作矿区的部分煤矿抽放煤层气已经联网，煤层气民用系统也初具规模，这为煤层气进一步开发利用打下了基础。 3）焦作矿区的煤层气生产潜力很大，采用抽放新技术改造现有抽放系统和新建抽放系统，可使井下煤层气抽放能力上升到2000万m3/a。恩村地面煤层气回收项目的实施，可实现1亿m3/a供气能力。 4）根据焦作矿区煤层气生产潜力和市场条件，焦作矿区的煤层气可优先考虑民用和工业燃料， 生产的煤层气可全部供应焦作市的用户。 5）焦作矿区的煤层气项目可采用产品分成合同和合作经营等方式实施。项目融资来源可包括外国公司投资、企业自筹和商业贷款等。 6）目前，焦作矿区煤层气项目实施的主要障碍是缺乏资金、技术和合理的煤层气井口价。项目实施的风险主要包括煤层气回收新技术的应用和煤层气售价的变化。 为了加快焦作矿区煤层气项目的实施，推动焦作矿区煤