我国煤层气产业建设布局分析

煤层气 2012-09-11 02:39

       内容提示：煤层气利用要坚持优质优用原则，以大企业、大集团为龙头，围绕“燃气、气代油、发电、化工转化”四条发展主线，加快周边城市民用和工业燃气气源置换及煤层气压缩( CNG) 、LNG 等气代油工程建设，积极推进煤层气精细化工转化，使其尽快形成规模和竞争优势。

      1 煤层气开发利用战略

      1) 煤层气开发坚持合作与竞争相结合。积极探索，勇于创新，努力构建适应市场经济的煤层气开发利用竞争合作机制，充分发挥大型煤炭企业和外商投资企业各方优势，采取自营、外引、内联等多种形式，实现优势互补、互利共赢，加快煤层气开发利用。

      2) 煤层气利用要坚持优质优用原则，以大企业、大集团为龙头，围绕“燃气、气代油、发电、化工转化”四条发展主线，加快周边城市民用和工业燃气气源置换及煤层气压缩( CNG) 、LNG 等气代油工程建设，积极推进煤层气精细化工转化，使其尽快形成规模和竞争优势。地面煤层气主要作为大中城市民用和工业燃料，要积极发展气代油和大中城市气源置换，煤层气精细化工转化力争有所突破。按照就近利用原则，井下抽采煤层气主要用于民用、工业燃料和坑口发电。提高煤层气综合利用水平，加强下游配置设施建设。结合煤层气上游开发进度及管网建设，进一步实施城市燃气管网改造，推动公交车、出租车加气站工程，提高煤层气综合利用水平。

      2 煤层气管网建设布局

      煤层气管网建设要坚持以资源为基础、以市场为导向，统筹规划，分步实施，远近结合的方针，实现资源、市场、资金、人力、物力等要素优化配置，确保煤层气稳定、安全地供给。地面开发煤层气中甲烷浓度一般要达到94%以上，目前主要通过管道输送。随着煤层气液化( LNG) 技术的成熟，长输管线将是地面煤层气大规模输送的主要途径。

      井下抽采的煤层气中甲烷浓度一般在30% ～ 40%，从输送效率、质量和能力的角度判断，不宜长距离输送，应采取低压管道短距离输送，就地利用。

      到2020 年，我国将建成资源多元化、供应网络化、调度灵活化的全国性供气格局。2030 年前，随着海域天然气开发的深入和煤层气开发的推进，海底管道、煤层气管道建设将会进一步发展，天然气管网干、支线连接将更趋优化，管道总里程将达到8 万km。

      3 煤层气市场建设重点

      山西省是我国煤炭资源大省，也是煤层气开发利用最为成熟的地区，其中的沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘是目前最重要的煤层气生产基地。2010—2020 年，山西省根据煤层气勘探开发现状和已获得的储量条件，结合生产力布局状况，将重点建设部分煤层气开发基地。空间布局上，形成以沁水、河东南北两翼( 沁南、寿阳、吉县至大宁、保德) 为重点，兼顾中间( 西山、宁武、三交至柳林) 的“H 型”开发格局。到2020 年，初步形成勘探、开发、利用相配套，民用燃气、工业燃气、煤层气发电、煤层气化工相结合，布局合理、经济效益、社会效益、环境效益突出的产业格局。

      山西及周边地区具有广阔的消费市场。山西省2010 年煤层气产量40 亿m3 ; 其中，地面开采煤层气20 亿m3，井下抽采煤层气20 亿m3，已广泛用于城镇燃气、工业燃气、LNG、CNG、化工转化及发电项目。预计到2020 年，煤层气产量150 亿m3，煤层气利用量130 亿m3，其中，城镇燃气40 亿m3，工业燃气42 亿m3，化工转化20 亿m3，发电10 亿m3 ; 新增输配气管网2 000 km，连接全国天然气管网。加之京、津、河北、河南等省市的市场潜力需求，山西煤层气产业化发展前景可观，煤层气产业有望成为山西省新的经济增长点［12］。