四川省煤矿瓦斯.doc

四川省煤矿瓦斯（煤层气） 抽采利用规模化建设研究 四川省安全科学技术研究院 二〇一〇年七月 前 言 中国能源结构状况长期以来是以煤为主,这种结构状况既造成严重的空气污染和温室效应，在煤的开采过程中对优质能源煤层气又缺少有效的规模化开发利用,不仅浪费了大量洁净能源,且对能源战略安全形成威胁。 现在国内外对瓦斯抽放的要求力度越来越大，瓦斯抽放技术发展也比较快，而与之相适应的利用技术，利用范围，利用规模，以及产业化进程却相对滞后。 煤层气开发既是能源战略结构调整的要求，也是我国环境和经济可持续发展的要求。加大煤层气资源开发利用还是对天然气能源的有效补充。国家制定出台了许多有关发展瓦斯利用的优惠政策，发展瓦斯综合利用前景十分广阔的。因此，应把握时机，积极开发和推广煤层气综合利用技术，依靠科技进步， 本文详述了我国煤层气资源状况，煤层气产业在中国能源结构优化调整及经济、能源和环境可持续发展中的作用。指出了我国煤层气开发既是能源战略结构调整的要求，也是我国环境和经济可持续发展的要求。加大煤层气资源开发利用还是对天然气能源的有效补充。 课题叙述了我省煤层气资源状况，煤层气产业在四川省能源结构优化调整及经济、能源和环境可持续发展中的作用，指出了我省通过对国内外煤层气开发利用状况、影响制约煤层气产业发展的主要因素我省煤层气资源低渗、低压、低饱和三低的特点、煤层气基础理论研究、资金、关键技术、管理政策、市场等因素的分析，认为我省煤层气开发利用虽然有着光明的前景，但这些制约因素严重阻碍了我国煤层气产业的发展。同时，课题也全面研究分析了这些不利因素和煤层气产业目前发展缓慢的问题之关键所在。提出了四川省煤层气开发利用的建议应当在加强煤层气基础理论研究基础上，掌握全省煤层气资源状况,制订好煤层气开发利用的规划;加大资金投入、走产学研结合的道路，引进吸收并研究开发先进技术;提高相关政策扶持力度等。随着这些关键因素的解决以及环境和经济可持续发展对能源结构要求的提高，四川省煤层气产业将迎来其大发展的时期。 关键词煤层气；能源结构；开发利用；影响因素 目 录 1绪论 1.1 煤层气开发利用的必要性及意义 1.1.1煤层气开发利用关系中国能源安全战略. 1.1.2煤层气开发利用是解决环境污染和实现经济可持续发展的要求 1.1.3煤层气开发利用增加矿井生产安全性和经济效益 1.1.4增加城市居民生活用气保障增强矿区经济活力 1.2我国煤层气资源状况 1.3国内外煤层气开发利用现状 1.4四川省煤层气开发利用状况 1.5本课题的主要内容 2 3影响我省煤层气开发的主要因素 3.1我省煤层气藏特点 3.2煤层气基础研究状况 3.3勘探开采技术水平 3.4市场因素 3.5政策因素 4我国煤层气产业发展所亟待解决的问题. 4.1煤层气理论及生产技术亟待进步 4.2政策扶持以及市场建设力度不够 5加快煤层气开发利用的对策 5.1加强技术创新，拓展特殊的煤层气开发技术 5.2加大投资力度增加融资渠道 5.3制定更有力的支持政策 5.4拓宽煤层气应用领域 5.5本章小结 6结论及建议 6.1煤层气开发前景结论 6.2建议 四川省煤矿瓦斯（煤层气）抽采利用规模化建设研究 编制提纲 煤层气是由煤层生成并主要以吸附态储集于煤层中的一种非常规天然气，其主要成分是甲烷，煤矿俗称瓦斯。煤层气产业是近二十余年来为满足能源需求而在世界上崛起的新兴能源产业[1]，开发煤层气具有重要的社会和战略意义。一，我国高瓦斯矿井和瓦斯突出矿井占46，每年因瓦斯爆炸和瓦斯突出事故死亡约2000人，直接经济损失超过500亿元[2]，开发利用煤层气可以改善煤矿安全生产，提高经济效益；二，煤层气是一种洁净能源，是常规天然气最现实可靠的补充或替代能源；三，开发利用煤层气可以有效减排温室气体，改善大气环境；四，开发利用煤层气可拉动相关产业的发展，增加就业机会，提高人民群众生活水平，具有“一举多得”的重大意义。 煤层气是一种洁净能源，开发利用煤层气可以增加能源供应，改善煤矿安全和减少温室气体排放。现我国煤层气抽取量的90作为民用燃料，剩余的作为化工原料。 近年来，国际能源需求形势日趋紧张，石油价格不断飙升，引起世界各国高度关注。作为能源消费大国，中国能源消费增长速度远大于生产发展速度，对外依存度大幅提高，2004年我国进口石油1.2亿吨，十年间增长了13倍，以开始影响我国的能源安全。按照2010年人均GDP比2000年翻两番的目标，能源供给需翻一番才能满足社会消费和经济增长需要。加之，环保压力日益增大，洁净能源的市场需求量激长，都是煤层气产业快速发展的重要机遇。 1、四川省煤矿瓦斯（煤层气）抽采利用形势 四川是是我国上煤炭资源（）的省份之一，煤炭资源总量（包括探明储量和远景资源量）（）亿吨左右。同时我省还拥有丰富的煤层气资源，在埋深3002000m以内的煤层气资源量达（）亿m3。它们分布在不同的含煤盆地、不同的成煤时代、不同的储层类型之中，其埋藏深度、勘探程度等相差也很大，为成功开采造成一定困难。据统计，我省国有重点煤矿中高瓦斯和瓦斯突出矿井占48。 20世纪80年代末期以来，国家对煤层气勘探开发力度的逐步加大，“十一五”期间，随着经济快速发展，能源供求日益紧张，环保压力日益增大，同时煤炭安全问题倍受各级政府和社会广泛关注，特别是开发利用技术进一步提高，四川煤层气资源勘探、开发取得了重大进展。 1.1 煤炭开发形势 1.1.1煤炭开发现状 1） 煤炭赋存情况（含煤地层的地质年代、倾角、厚度、走向、倾向、顶底板岩性及厚度），煤质参数（煤种、挥发份、灰分、含硫磷等、发热量等），储量（分煤种、成煤年代和分煤层的地质储量和可采储量），构造分布、水文等相关资料） 2）煤炭开采情况（矿井所有制、设计规模、近五年产量、主要开采煤层、采煤方法、通风方式、机械化状况） 图1-1四川矿区井田分布图 3）安全生产情况（分矿井、分年度统计2005－2009年的资料煤层突出情况、矿井瓦斯等级，煤层自然发火倾向性、发火期和最短发火期，煤尘爆炸性，瓦斯、突出、水害、火灾、煤尘、顶板、机电运输等伤亡事故情况） 4）组织管理情况（政府组织管理机构，煤矿企业安全生产管理机构，煤矿企业采矿、通风、机电、地质技术力量，煤矿企业中层以上管理层和井下员工成分构成） 1.1.2 煤炭开发规划 2010－2015年分年度各矿煤炭产量、回采率、动用地质储量和可采储量规划并汇总。 1.2 煤层气抽采利用形势 我国煤层气开发始于20世纪50年代，主要是基于煤矿安全的井下瓦斯抽采，年抽采量约0.6108m3；最近几年，我国煤矿区瓦斯抽采非常活跃，2006年共有264处瓦斯抽放点，全年煤矿瓦斯井下抽采量达32108m3[12]。 1.2.1 煤层气抽采利用现状（含井田范围内的地面钻井抽采） 1）主要煤层气抽采方法 我省煤层气抽采技术包括井下抽采和地面开发。井下抽采技术已应用于许多矿区，是现在和近期煤矿区煤层气开发的主要技术。地面开发技术主要包括地面标准井和地面采空区井抽采技术。 我省煤矿区煤层气的井下抽采起步较早，目前各种抽采技术已十分成熟，基本上处于世界领先水平，并已形成完整的井下抽采技术体系，适合各种地质条件的煤层气抽采。常用的井下抽采技术包括本煤层抽采、邻近层抽采、采空区抽采和综合抽采法。 其中邻近层抽采利用工作面回风副巷布置钻场，钻场打在工作回采面所形成的裂隙带内并到达邻近层。邻近层卸压煤层气抽采法在全国得到了最广泛的应用。当邻近层瓦斯涌出量大于30m3/分钟的时候，采用该方法的抽放率可达到85以上。 煤层气的地面开发有两种途径一种是抽采未开采煤层中的煤层气，另一种是抽采生产矿区内煤层气。我省自90年代开始试验和推广煤层气地面回收技术，到目前为止已取得长足的进展，但大规模商业化开发仍未取得突破性进展。 最近几年，随着国家对煤矿安全生产的重视，加大了对煤层气抽采系统的投入，煤层气抽采量迅速增加，2009年我省煤层气抽采量达到15.21亿m3。 图1 1990-2003年中国煤矿区煤层气抽采量 2）2005－2009年分年度的抽采量和抽采浓度并汇总 3）煤层气主要利用途径 我省煤层气利用始于70年代末，到目前为止，共建成煤层气利用工程100多个，全部在煤矿区，而且多是以提高煤矿区居民生活水平为主的居民燃气利用形式。近年来，随着环保意识的增强，政府放开天然气价格，煤层气作为一种能源得到更多的认可。因此，利用煤层气发电，用作工业燃气等项目得到大量开发。 1 煤层气发电 煤层气发电是一项多效益型煤层气利用形式。它将煤层气变为电能，可以方便地输送，同时也是实现温室气体减排的最有效手段之一。 近年来，我国煤层气发电发展迅速。煤层气电厂燃气发电机组主要有两类燃气轮机和燃气发动机。燃气发动机具有小型、轻便、热效率高（可达40）和对煤层气浓度变化适应性强等优点，适用于小型电厂。燃气轮机具有功率大的特点，单机功率可达50MW和100MW，但发电效率一般在30左右，一般适用于大型煤层气电厂。 目前，我省的煤层气利用发电项目主要有。 由于燃气发动机的热效率较高，这些项目均采用国外或国内生产的燃气发动机，以提高井下抽采煤层气的发电利用效率和综合利用率。 2 煤层气民用 目前，我国煤层气利用主要以民用为主，煤层气民用量占总利用量的70以上。井下抽采的煤层气中CH4浓度平均为30～50％，可直接供给矿区居民用户以及食堂、医院和学校等用户。但由于矿区居民较少，因此大规模民用必须以城市为落脚点。 目前，我省内的煤层气民用的主要项目有。 3 煤层气的工业利用 4）2005－2009年分年度各种利用途径的利用量及其利用浓度并汇总 5）煤层气抽采利用的计量方法及精度 6）煤层气抽采利用成本及经济性分析 1.2.2 煤层气资源分布预测 1）按压力＜0.74MPa和≥0.74MPa或含量＜8m3/t和≥8m3/t分别预测煤层气地质储量和可抽储量（按可抽范围内的煤层气含量减去残存量确定） 2）按＜0.1md约3.87m2/MPa2.d和≥0.1md煤层透气性分别预测煤层气地质储量和可抽储量 1.2.3 煤层气抽采利用需求预测 1）按照抽采达标和煤炭开采规划预测2010-2015年分年度各矿井煤层气应抽采量； 2）按照当地条件分析预测煤层气主要利用途径、利用浓度和利用量； 3）2010-2015年分年度各矿井风排瓦斯量预测。 1.煤层气资源勘探取得进展 随着地质勘探力度的不断加大，四川省煤层气资源勘探取得较大进展，资源勘探范围，勘探程度，探明储量不断增大。目前，（）等煤田已登记煤层气区块面积达28303km2。其中，（ ）煤田 2.地面煤层气开发利用取得较大进展 自20世纪90年代以来，随着地面煤层气开采技术的引进，四川地面煤层气开发利用发展迅速。 近年来，四川地面煤层气勘探开发呈现快速增长势头。 “十一五”末，四川省地面煤层气开发产能达到2亿m3左右 3.井下煤层气抽采利用规模日益扩大 四川省煤矿井下煤层气（瓦斯）抽采利用可追溯到20世纪50年代末，（）煤业集团利用井下抽放瓦斯气供居民生活使用。近年来，四川煤炭企业以煤矿安全为中心，加大了煤矿井下煤层气抽采利用力度，利用规模日益扩大，截止2009年，井下煤层气抽放钻孔累计长度125.34 万m，建成井下煤层气抽采利用管网（）km，地面输配管网（） km,年抽采量（）亿m3折合纯甲烷,年利用量2.5亿m3。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，2009年全省瓦斯抽放量达（）亿m3。 4.输气管网建设已初具规模 1国家级天然气干线管网 （2）省内已建成和在建输气主管网 表4-3 “十一五”全国煤矿瓦斯抽采及利用量 单位万m3 省区、市 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 抽采量 利用量 抽采量 利用量 抽采量 利用量 抽采量 利用量 抽采量 利用量 河北 4219 2310 4961 2860 5511 3520 5951 4070 6061 4180 四川 59820 34562 104880 71748 107995 76204 127840 80112 151570 120111 内蒙古 2827 1200 3135 1200 3300 1500 3410 1500 3410 1500 辽宁 24497 13510 32517 24878 31133 26171 31846 26384 37770 27339 吉林 1705 330 2184 845 2294 880 2679 1386 3119 1584 黑龙江 6356 2642 8056 3830 9346 4449 10676 5132 10986 5267 江苏 273 150 273 150 273 150 220 150 220 150 安徽 29480 10398 35860 15364 41360 19120 45540 25186 49500 26682 江西 2640 396 3166 475 3960 594 5146 772 6946 1042 河南 11000 2387 15000 12718 22000 27298 30000 39365 35000 48670 湖南 3000 1000 3500 2000 4500 3000 6000 4500 8000 6000 重庆 20632 3536 22492 4097 24551 4645 26856 5560 29601 6704 四川 5926 3792 7586 5656 15055 10401 21237 15822 22774 17054 贵州 68618 14520 78408 16786 87272 20268 93238 19918 104956 21384 陕西 9031 1300 11318 2947 11648 7260 26754 8162 32692 11264 甘肃 2607 1100 2860 1500 3608 3190 4290 3960 4290 3850 宁夏 9020 7216 10395 8835 13200 11880 16500 15675 21500 17300 1.3 面临的主要问题和挑战 1.3.1 煤矿安全生产面临的主要问题 存在的安全隐患、设备设施和工程、技术政策和技术难题、资金筹措和生产成本等问题，并阐明问题的依据。 表4-4 煤与瓦斯严重突出矿区 重点区域 平均瓦斯含 量m3/t 构造复杂 程度 构造煤发育 情况 煤层群或单一煤层开采 1 芙蓉矿区突出煤层区 10.0以上 极为复杂 普遍发育 煤层群 2 攀枝花矿区突出煤层区 9.0以上 复杂 发育 煤层群 3 1.3.2 煤层气产业发展存在的问题 我省煤层气开发利用虽然经历了十多年的发展历程，煤层气勘探开发取得了重要进展，煤层气产业化进程加快，取得了一定的成绩。但是，对煤层气开发利用的认识上始终停留在为煤矿安全生产服务的附属地位，对煤层气开发利用在改善能源结构、调整产业结构、提高资源利用水平、保护生态环境等方面的重要性缺乏足够而深刻的认识，未能真正将其做为新能源、新产业对待，在产业政策、资金投入、技术研发等方面给予足够的重视，从而造成许多突出的、深层次的问题，严重影响到煤层气产业有序、健康发展。 1.政策法规不健全 目前，我国已出台的涉及煤层气开发利用的政策、法规，基本是比照常规天然气制定的，没有出台专门针对煤层气产业勘探、开发、利用各个环节的完整的政策法规和优惠鼓励政策。与发展成熟的常规天然气工业相比，煤层气产业有着高技术、高风险、高投入、经济效益低的特点。由于政策体系不健全，从而影响了中、外企业开发煤层气资源的积极性，在很大程度上影响了煤层气产业的发展。 2.缺乏统一的规划 由于国家有关煤层气产业发展的法律规章制度滞后，资源开发和产业发展缺乏系统的规划，致使现已进入煤层气开发领域的各行业相互封锁、多头规划，开发企业随意布点、无序建设和强占地盘现象十分突出。规模小，布点散 给产业化开发利用带来系列矛盾和问题。如我省境内（）个重点煤层气资源区块均由中联公司、中石油等企业登记，普遍存在着登记面积过大、投入过少、勘探开发进展缓慢等问题，限制了有实力的企业进入，妨碍了地方积极性的发挥。 3.资源管理体制不顺 我国对煤层气资源开发实行国家一级统一管理。这一制度有利于国家对煤层气资源的统一规划与管理，但在实际工作中造成了同一煤田内煤层气资源与煤炭资源登记重叠，煤层气开发与煤炭开采相脱节，即矿权与气权分置问题。也造成了四川在煤层气开发方面缺乏应有的主导权，致使省级与国家煤层气开发利用部署无法有效衔接和推进。直接影响到四川煤炭工业发展和四川煤层气开发利用企业的积极性。 4.价格机制不完善 煤层气产业是新兴产业，还未形成稳定的供求关系，市场机制对价格的调节作用还不完善。国家现行的“煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定”的政策，在实践中，由于各方对政策理解不一致，加之国家对上中下游煤层气价格政策不统一，致使一些开发企业脱离现阶段市场实际和违反市场定价规则制定产地井口价格，导致四川在煤层气中、下游开发利用项目建设上举步维艰，严重影响到四川煤层气开发利用和用气市场的稳定。 5.资金投入不足 煤层气产业是一种高投入、高风险的产业，在勘探开发初期阶段，所需投资很大。但目前国家、地方和企业在煤层气勘探开发利用上的投入上均严重不足，远不能满足煤层气产业发展的需要。同时，作为主要投资来源的国内外战略投资者，受国家煤层气对外专营政策的影响无法顺利进入，国内外企业对煤层气的投资和开发积极性受到限制。此外，四川各部门用于煤层气产业发展的资金少且分散，使得投资缺乏成为制约四川煤层气产业发展的瓶颈之一。 6、缺乏必要的激励机制和约束机制 煤矿井下瓦斯书煤层气和空气的混合物，是一种清洁高效能源。由于抽采利用需投入大量资金，加之目前国家尚未出台煤层气排放约束政策，许多煤炭开采企业将井下瓦斯大量向大气排放，既浪费了资源，又污染了环境。据测算，我省因采煤每年排放煤层气约60亿立方米（折合纯甲烷），而利用每年不足5亿立方米，约为排放量的1/12。若按每立方米1.0元计算，直接经济损失高达55亿元。 7、煤层气开发技术仍需进一步完善和提高 煤层气开发技术一直是制约煤层气产业发展的重要因素。由于我省煤层气资源的地质背景和赋存条件与美国等国别差别较大，国外开发技术难以奏效。随着大宁煤矿多分支水平井试验成功，标志着我国煤层气开发技术取得重大突破。但由于该技术属于试验阶段，大规模开展上时日。同时，常规开发井产气量有待进一步提高。 8、煤层气利用领域偏窄，煤层气化工技术支撑薄弱 煤层气是一种清洁能源和基本化工原料，煤层气精细化工转化是煤层气产业的重要组成部分。由于煤层气化工技术支撑薄弱，加之煤层气一直未能形成规模生产，目前地面煤层气仅以压缩行使公民用或做工业燃料，利用领域偏窄。研发或引进煤层气精细化工转化技术是煤层气产业发展的必然要求。 目前煤层气发电及并网存在的主要问题 1、目前各煤矿企业缺乏煤层气综合利用规划，煤层气电厂均为煤矿企业自行建设，部分地区管理不规范，未按正常渠道办理核准手续，电网企业难以及时掌握其生产运行实际情况。 2、受气源总量和采集手段的限制，目前各地煤层气浓度均难以达到设计要求，造成发电机组运行很不稳定，机组启停频繁，运行可靠性差，给煤矿的安全生产及电网的安全稳定运行带来较大隐患，给电网的正常运行和调度管理增加难度。 3、由于煤层气电站单机容量较小，能源转换效率较低，每立方米煤层气发电约2.6-3千瓦时（比大容量煤层气机组发电效率低1-1.4千瓦时/立方米），煤层气资源得不到充分利用。 2、我省煤层气（天然气）产业发展的分析 2.1煤层气（天然气）产业发展的宏观环境分析 从中国经济发展形势和能源结构的演变趋势分析，中国煤层气产业正面临飞速发展的大好时机。在国家政策的强力推动下，四川煤层气产业的发展即将掀开新的一页。 1．宏观经济发展与能源供求形势 四川目前正处于经济社会快速发展的关键时期，“十一五”时期人均GDP将实现翻两翻目标，工业化和城镇化进程的加快，特别是重化工业、交通运输和物流业的快速发展，使能源需求量大幅度上升，洁净气体能源的比重将不断增加，国内油气供需缺口急剧扩大。据预测，到2010年和2020年天然气需求将分别上升至1000亿m3与2000亿m3，而同期国内产量只有700亿m3与1000亿m3，这给煤层气的发展提供了巨大的市场空间。煤层气是我国常规天然气最现实、最可靠的补充能源，开发和利用煤层气可以有效地弥补我国常规天然气在地域分布和供给量上的不足，同时对减少进口、稳定进口石油天然气价格，保障国家能源安全具有重要意义。 2．促进节约资源与改善环境状况 四川每年因采煤排放的煤层气约（）亿m3，接近“西气东输”量的一半。煤层气排空不仅浪费了宝贵的能源资源，而且导致了全球气候变化与大气污染。煤层气（甲烷）的温室效应是CO2的21倍，对臭氧层的破坏是CO2的7倍，对臭氧层的破坏是co2的7倍。资料表明，我国因采煤每年向大气排放的甲烷气体达70氧-90亿m3，居世界第一。四川省开展环境空气监测的15个城镇的年均综合污染指数目前全部超过国家二级标准，临汾、阳泉、大同在全国131个重点城市中环境空气质量状况排倒数前三名，以煤为主的能源结构和能源的低效利用是造成大气环境污染的重要因素，开发利用煤层气必将有利于改善能源结构，有助于改善城市大气环境状况，提高人民群众的生活质量和生活水平。 3．煤矿安全生产的基本保障 煤矿瓦斯事故是煤矿安全生产的最大威胁之一。据不完全统计，全国约有1000余个高瓦斯和瓦斯突发矿井，占总矿井数的48。历年来因瓦斯事故死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的30--40，占重大事故的70--80。在四川省，近2006年到2009年各类煤矿就发生瓦斯事故（）起，死亡941人，占特大事故死亡人数的92.80。在采煤之前将煤层气采出，可以使煤矿瓦斯涌出量降低50-70，有利于改善煤矿安全生产条件，从根本上防止煤矿瓦斯事故，保证煤炭行业的持续、健康发展。 4．煤层气开发经济效益显著 煤层气开发利用有利于煤炭企业提高经济效益，为社会创造财富。首先，在采煤之前将煤层气采出，降低煤矿瓦斯涌出量，能减少矿井建设费用（可减少1/5-1/4）和生产（通风、防突）费用，从而提高煤矿的生产效率和经济效益。其次，煤层气作为一种优质高效能源和化工原料，具有极大的市场价值。按照目前我国石油天然气资源发现率计算（10）,四川10.39万亿m3的煤层气资源总储量可获得约1万亿m3天然气，若按造目前天然气的中等价格（每方1元），将为四川创造1万亿元的财富。同时，煤层气产业的发展必将带动建筑、钢铁、化工与电力等相关产业的发展，增加就业机会，促进社会经济发展。可以预计，煤层气工业将成为21世纪四川省国民经济一个新的增长点。 2.2煤层气（天然气）需求形势分析 四川煤层气（天然气）市场需求预测是建立在对四川（）市场实地调研的基础上，采用主要耗气部门测算法，预测得出四川省2010年与2020年煤层气的总需求量达50.5亿m3与72.0亿m3（见表5）。 1．城市燃气需求预测 包括居民用气与公共福利用气。四川省城市燃气主要集中（）等矿区。城市燃气是今后煤层气开发利用的主要方向，发展空间较大。预计2010年与2020年将达到13.33亿m3、18.49亿m3，在煤层气需求总量中占到约27与26。 3.1亿m3,占总需求量的3-4.3。 2．工业燃气需求预测 煤层气做工业燃料主要用于冶金、建材、机械等行业，用户主要集中在（）等较大城市的工业企业中。预计2010年与2020年将达到15.83亿m3、16.59亿m3，在煤层气需求总量中占到约32与23。 3．化工需求预测 煤层气富含甲烷，可用于生产合成氨、尿素、甲醇及其下游产品，具有良好的经济、环境和社会效益。煤层气化工利用是四川省今后重点发展的产业，市场发展前景广阔。预计2010年与2020年煤层气化工转化将达到10.0亿m3、18.15亿m3，在煤层气需求总量中占到约20与25。 4．发电需求预测 四川利用煤层气发电较早，目前主要集中在（）等矿区，大规模利用受市场、运输及价格等方面的限制。预计2010年发电需要煤层气4.36亿m3,2020年达到5.67亿m3。 此外，预计2010年与2020年液化用气预计2010年与2020年将达到5.0亿m3、10.0亿m3，CNG汽车用气将达到1.50亿m3、3.1亿m3，这两种利用途径产量较小，发展空间不大。 6、周边省市场需求预测 据预测，（）省到2010年天然气总需求量为45-50亿立方米，而已落实气量仅为30亿立方米，缺口约15-20亿立方米。河南、陕西情况类似。按此预测，“十一五”期间，周边省天然气（煤层气）需求缺口可达50-60亿立方米。再考虑京、津、地区和山东省，则缺口更大。煤层气周边市场前景极为乐观。 3、建设重点 3.1煤层气规模抽采工程 3.2煤层气利用配套提浓（含液化）系统 3.3煤层气利用配套储运系统 3.4煤层气就地发电利用系统 3.5煤层气燃料利用系统 3.6煤层气其它利用系统 （二）政策建议 虽然近年来四川煤层气开发与利用取得了较大的进展，但总体来讲，由于我国整体煤层气开发与利用尚处于初级阶段，煤层气综合利用技术仅在小范围内得以应用，而且发展很不平衡，所以需要加强政策引导，加快制定社会主义市场经济体制下国家有关煤层气开发与利用的法律、法规以及相关政策，完善和规范煤层气治理开发秩序，大力开展适合我国国情的煤层治理和利用技术，提高科技含量，促进和带动相关产业的发展。煤层气液化技术作为煤层气技术下一步发展的核心内容，它的诸多优势能够为四川的能源利用提供新的发展方向。 4.1加强煤层气产业发展的政策导向研究 自“九五”以来，煤层气就被作为国家重点鼓励发展的产业而加以大力发展。未来中国政府仍会继续扩大煤层气对外合作，加大煤层气勘探开发投入，制订积极有效政策，进一步加快煤层气的开发和利用。然而，目前四川省尚未出台以煤层气产业发展为目标的专门性地方法规。主要原因在于，国家煤层气产业发展的政策框架尚不完善，设立地方性法规的法律平台尚不具备。在依照国家相关法规政策对行业进行规范的同时，以四川省人民政府加快我省煤层气发展的若干意见为指导，以省级国民经济发展规划、工业经济规划和产业发展规划作为促进煤层气产业发展的主要政策工具。此外，2003年制定并实施的四川省天然气煤层气输气管网工程实施方案是推进未来全省天然气煤层气输气管网建设的基本框架。 在煤层气资源富集的部分县市和大型煤炭企业、煤层气开发企业，也编制了区域或企业的煤层气发展规划。我省煤层气储量丰富，但煤层气工业正处于起步阶段，缺乏相应成熟的技术，需要大量的开发、研究、测试的资金。美国在1980年至1992年的起步阶段，取得了政府在资金和税收方面的扶持，完善了煤层气商业开发的技术，生产者在能源市场上具有了竞争力。因此，我国现阶段需要政府给予煤层气工业相应的优惠政策。主要表现在以下几个方面 l明确管理职能;以法律或法规形式，进一步明确四川省煤层气产业相关执行机构一四川省发展和改革委员会、四川省煤层气天然气综合开发领导组办公室、四川省能源产业集团、四川省煤层气集输公司的管理职能，理顺管理体系。 2实行较常规油气更优惠的经济政策;中国煤层气产业要加速发展，必须实行较常规油气更优惠的经济政策。具体如下煤层气生产退税补贴优惠政策;对煤层气生产实行10年免征增值税，所得税五免三减半的优惠;出台扶持煤层气产业的投资融资优惠政策;煤层气属于国家鼓励开发的矿种，同时属于资源综合范畴使用，可适用于煤矿瓦斯抽放利用的优惠政策，免交探矿权和采矿权使用费，20年免交资源税和资源补偿费，免征水资源费;在保障交纳青苗赔偿费和临时征地费的前提下，减免其他土地使用费。 3明确煤层气探矿权和开采权;我国矿产资源法明确指出，煤层气资源是独立的资源，属国家所有。因此煤层气的开采权并不附属于煤炭的开采权而在实际开采过程中，如何具体体现煤层气探矿权和开采权的独立性，如何操作，如何使煤层气作业者和煤矿双方的利益都能得到保障，需要以立法的形式予以规定。 4加快煤层气开发速度;加大国家财政投入，建设几个具有国际水平的煤层气企业;以市场化运行，规范煤层气的专营权、开采权，吸引国内外企业参与煤层气开发;设定许可证有效期，颁发许可证的条件要更严格、执行力度更大。如果三年的期限内不对区块进行勘探，就要收回许可证，再邀请有资质的公司投标;增加持有许可证区块的成本，以促进煤层气开发进度，同时快速收回开发商放弃或资源量太低的区块;任何有资质的中国公司都应有权与外国公司签署产品分成合同，但前提条件是接受独立的监管委员会的监督; 5提高煤层气产业政策的经济性;尽快制定严格的环保法规和煤炭行业甲烷排放标准。首先，要落实国务院办公厅关于加快煤层气煤矿瓦斯抽采利用的若干意见中提出的“煤层中吨煤瓦斯含量必须降低到规定标准以下，方可实施煤炭开采，，的政策要求。虽然该政策的初衷可能更偏重于煤矿安全，但该政策的实施无疑将促进煤层气地面开发规模的提高。按照煤层气产业化开发的要求，对煤层气赋存条件较好，并且尚未大规模开发的整装资源，如河东煤田、晋城内的后备资源，四川省应结合上述政策要求，率先制定相关标准，以限制对资源的不合理开发，促进煤层气规模化开发。对己出让煤炭矿业权但尚未开发的资源区块，如适宜煤层气地面开发，也应贯彻落实上述政策要求，结合市场化手段对气权进行整合。否则，在现有矿业权分置、重叠的矛盾未解决之前，不合理煤炭开发活动将不断蚕食四川煤层气产业发展的资源基础。其次，要贯彻意见提出的“限制企业直接向大气中排放煤层气，环保总局要研究制订煤层气大气污染物排放的具体标准，并对超标准排放煤层气的企业依法实施处罚”的要求。从环保标准看，地方标准可以高于国家标准，以此严格限制对矿井瓦斯的超标排放，在实施经济处罚的同时，参照50排放交易，建立以煤层气开发利用企业与排放企业为主体的甲烷指标交易体系。通过政策手段和市场机制，促使资金向煤层气产业配置，增加煤层气开发企业的资金来源，并提高煤层气开发利用项目的经济性。制定促进煤层气产品消费和市场成熟的各项税收鼓励政策。加大政府资金对资源勘查、主干管网等煤层气产业基础领域的投入。加大国债资金对大型煤炭集团煤层气/煤矿瓦斯产业开发利用项目的支持力度。建立风险投资机制，引导社会资金进入行业，促进行业规模发展。 6加大投入，取得煤层气开发利用的技术突破;增加地勘费和资源补偿费的投入。加大煤层气的科技投入，由政府牵头成立相应的技术攻关项目，以煤层气科技的突破带动煤层气生产和经济效益上的突破。政府应制定政策性激励机制，鼓励有专业技能和专业经验的外国服务公司和合资企业，在中国引进、使用和开发先进的煤层气/煤矿区煤层气新技术。例如美国亚美大陆煤炭公司在晋城市大宁煤矿，成功施工多分支水平井，正在进行生产试验。要消除引进关键技术的障碍，承认下井设备认证的国际标准，积极保护专利和知识产权，采纳透明和竞争的招投标程序。 7多渠道筹集资金，加快煤层气工程建设;将CDM项目作为重要的融资渠道。积极吸引外资，尤其是国外直接投资FDl。煤层气工程的建设要采取“政府主导，市场运作”的方式，坚持统一管网规划、统一市场准入、统一价格监管，按照“谁投资，谁受益，谁承担风险”的原则，拓宽投资渠道，采取独资、合资、合作、股份制、BOT投资一运营一转让等多种投资建设和经营形式，积极引进外资和国内社会资本，促进投资主体多元化，加快煤层气工程的建设。 1.重点扶持四川省煤层气产业的发展 加快制定以四川为重点的煤层气产业专项发展规划，并将四川省重点示范项目纳入国家“十一五”规划予以支持。 将四川省作为全国煤层气产业主要发展示范区，形成国家、地方和企业煤层气勘探开发利用的合力。 进一步拓宽煤层气产业发展投资渠道。国家应加大煤层气开发前期投入，给予煤层气企业贴息贷款。支持四川建立煤层气产业发展基金，支持煤层气开发利用企业使用国债和发行企业债券，支持煤层气开发利用企业进行股份制改造，通过国内外资本平台上市，加快煤层气产业化建设步伐。 2.对现有煤层气登记区块进行清理和重新审核登记 建议国家发改委会同国土资源部等有关部门，对在四川省境内已获得煤层气勘探区块（包括对外合作区块）的所有企业进行重新审核登记。对登记面积过大、时间过长、投入过少、勘探开发进展缓慢的开发企业和已违反对外合作规定的国外开发企业进行清理，对存在上述问题的煤层气区块予以调整、核销和重新审核登记。重新审核登记的基础上，，给四川省按一定比例登记部分煤层气重点开发利用区块，由四川省授权的煤层气开发企业按照四川的规划部署统一勘探、开发和建设。 3.对煤层气区块勘探开发监管方面给予授权 建议国家加大对采煤采气一体化项目的支持力度,允许煤炭开采企业自主与国内外企业合作,加快抽采利用井田范围内的煤层气。 对煤炭矿权和煤层气矿权分置的矿区，煤层气勘探开发项目不论是中央企业、涉外企业还是地方企业开工前和建设中要与四川省煤层气主管部门和四川省煤炭主管部门及时通报，建立相互沟通机制，做到煤炭开采和煤层气开发“两不误、两促进”。同时，加强对煤层气勘探开发企业（含涉外企业）的监管力度，严格执行国家关于最低勘探投入量要求，对达不到要求影响煤炭资源开采的开发企业要依法进行处罚。 4.尽快出台优惠政策，加大扶持力度 参照美国、加拿大等国家做法，尽快出台优惠政策，对煤层气产业在政策、资金方面给予倾斜和支持。煤层气开发利用项目用地，按国家重点扶持的能源、交通、水利等基础设施用地规定列入划拨用地计划，优先予以安排，所需费用按最低标准执行；对地面直接进行煤层气勘探开发，2020年前免征探矿权和采矿权使用费及资源补偿费；煤层气开发利用企业（煤矿瓦斯抽采利用企业）所得税实行五年免征、三年减半；2012年前，每抽采1m3煤层气补贴0.1元，每利用一立方米煤层气补贴0.1元，利用煤矿瓦斯发电，电网公司无条件优先全部上网，不参加电网调峰，电量互抵结算，上网电价不低于当地火电脱硫机组的上网电价等。 5.将四川煤层气管网建设纳入全国天然气管网规划 四川的煤层气管网建设规划与建设方案，要及时纳入国家统一的天然气管网规划和建设，使之与全国管网融为一体，实现二者的共输共用，避免重复建设和浪费。 6.加快煤层气产业法制建设 建议国家发改委要会同国家有关部门加强煤层气开发利用方面的法规建设，制定煤层气资源