天然气十一五规划

山西省煤层气（天然气）产业“十一五”发展规划本规划是山西省国民经济和社会发展第十一个五年规划的重要内容，是贯彻科学发展观，建设节约型社会，落实省委、省政府关于把山西建设成为新型能源和工业基地战略部署，进一步加快煤层气（天然气）产业化进程的专项规划，也是指导“十一五”期间全省煤层气（天然气）勘探、开发、利用的行动纲领。 一、煤层气资源及开发利用进展 山西煤层气资源十分丰富。作为优质洁净能源和基本化工原料，煤层气开发利用对于改善能源结构、调整产业结构、保护生态环境，培育新型产业，促进经济、社会可持续发展具有重要意义。近年来，在省委、省政府的高度重视，省煤层气天然气综合开发利用领导组强力推进和中外十余家企业的不懈努力下，山西煤层气开发利用已具雏型。 （一）煤层气资源分布及基本评价 山西是煤炭资源大省，全省含煤面积5.66万km2，占国土面积的36%。做为煤炭的伴生资源，山西煤层气资源极为丰富，煤层气资源总量占全国的1/3，是我国最具开发前景的煤层气开发利用基地。 1. 煤层气资源总量及分布 我国煤层气资源丰富。全国煤层气资源量约为31.46万亿m3，与陆上常规天然气相当，主要分布在中部的山西和西部地区的陕西、甘肃、云南等省，其中，中部为20.08万亿m3，西部为7.99万亿m3，占全国煤层气资源总量的89.22%。 山西地处中部，是全国煤层气资源最为富集的地区，全省2000m以浅的煤层气资源量约10万亿m3，占全国的1/3。在六大煤田中，除大同煤田属贫甲烷区外，沁水、河东、西山、霍西、宁武等煤田均有煤层气赋存，其中，沁水煤田和河东煤田煤层气资源量最大，分别为6.85万亿m3和2.84万亿m3，占全省煤层气资源总量的93.26%，是煤层气开发利用的两大战略重点（表1）。从山西煤层气资源的分布、开采条件和资源品质分析，山西煤层气资源有着分布集中，埋藏浅，可采性好，甲烷含量高（大于95%）等特点，具备大规模开发的资源优势，开发前景广阔。 2. 主要煤田煤层气资源评价 沁水煤田 面积32000km2，主力煤层为山西组3号、太原组9、15号，煤种主要为贫煤、无烟煤，埋藏深度300600m，煤层总厚515m，平均10m左右；含气量5.038.7m3/t，平均15.5 m3/t；渗透率一般在1md以上;煤层气资源丰度1.72.8亿m3/km2。根据煤储层参数、煤层埋藏深度和地质构造等特点，本煤田可划分北部和南部两个勘探开发有利区。北部有利区：包括阳泉、和顺、马坊、寿阳、盂县等城镇环绕地带。煤厚15m，含气量718m3/t，气资源丰度2.8亿m3/km2。南部有利区：指屯留、长子、阳城、沁水、安泽等县城联线范围，煤厚10m，含气量538m3/t，气资源丰度1.7亿m3/km2。 河东煤田 面积约17000km2。主力煤层为山西组4、5号，太原组8、9号，煤种主要为气煤、肥煤、焦煤，埋藏深度4001500m，煤层总厚825m，平均15m左右；含气量4.1523.0 m3/t，平均12.64 m3/t；渗透率一般为1-10md，平均为3.2md；含气饱和度3.595，平均75; 煤层气资源丰度1.053.04亿m3/km2。本煤田可划分出2个勘探开发有利区。中部有利区：包括三交北与三交区块的中西部、柳林区块、石楼区块北部。该区煤层埋深适中，煤层厚度大，渗透率高，含气饱和度高达80%，是近期煤层气勘探开发的重点区。南部有利区：位于大宁吉县区块中部，煤层总厚达16米，含气量1123.4 m3/t，含气饱和度76.590.8%，具有高压、高渗、高含气量、高饱和度的“四高”特征，可作为河东煤层气田勘探开发的首选区。 3. 重点矿区井下煤层气资源特征 阳泉矿区 位于沁水煤田北部，总面积2668km2（含远景区和后备区），煤层气资源量约为6448亿m3，吨煤含气量7.13-18.17 m3/t ，平均17.2 m3/t;瓦斯绝对涌出量27.76324.1m3/min，抽放率10.0876.27%， 压力0.21.5Mpa， 属易抽煤层。现有13对生产矿井，其中除一对为瓦斯突出矿井外，其余全部为超级瓦斯矿井，为井下煤层气重点抽采地区。 晋城矿区 位于沁水煤田南部，面积6206km2(含远景区和后备区)，煤层气资源量约6112.52亿m3，吨煤含气量12.028.7 m3/t，平均为18 m3/t， 压力一般在0.21.5Mpa，局部可达1.9 Mpa， 瓦斯绝对涌出量15386m3/min ，抽放率3540%，属可以抽放-易抽放煤层。现有7对生产矿井，寺河、成庄属高瓦斯矿井，为井下煤层气重点抽采区。 潞安矿区 位于沁水煤田东部边缘中段，面积2297km2（含远景区和后备区），煤层气资源量约为1575.95亿m3 ，吨煤含气量7.1718.0 m3/t， 压力0.10.5Mpa， 瓦斯绝对涌出量1563.54m3/min ，最大抽放率9.4%，属可以抽放-较难抽放煤层。现有3对矿井属高瓦斯矿井。 西山矿区 位于山西省中部，面积458.8km2，煤层气资源量约为1260亿m3，吨煤含气量2.6215.49 m3/t， 压力0.111.9Mpa， 瓦斯绝对涌出量54.17183.1 m3/min ，抽放率1672.2%，属可以抽放-易抽放煤层。现有6对生产矿井，其中高瓦斯矿井4对。 离柳矿区 位于河东煤田中南部，煤层气资源量约为695亿m3 ，吨煤含气量15-23 m3/t， 压力0.921.7Mpa， 瓦斯绝对涌出量26.78191.592m3/min ，抽放率12.9520%，属可以抽放煤层。现有4对生产矿井，其中除沙曲矿为突出矿井外，其余均为高瓦斯矿井。 通过上述典型矿区情况分析，充分反映了矿区所在煤田基本情况。 （二）“十五”期间煤层气产业进展 20世纪80年代末期以来，国家对煤层气勘探开发力度逐步加大，山西以其独特的资源优势，吸引了众多的国内外开发企业。“十五”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，同时煤炭安全生产问题倍受各级政府和社会广泛关注，特别是煤层气开发利用技术进一步提高，山西煤层气资源勘探、开发取得了较大进展。 1. 煤层气资源勘探取得突破性进展 随着地质勘探力度的不断加大，山西煤层气资源勘探取得突破性进展，成为我国煤层气资源勘探范围最大，勘探程度最高，探明储量最多的省区。目前，沁水、河东等煤田已登记煤层气区块面积达28303km2。其中，沁水煤田13663km2，占沁水煤田总面积的43%；河东煤田13526km2，占河东煤田总面积的79%（表2）。已施工煤层气勘探钻孔159口，获国家批准煤层气勘探探明储量达750亿m3，可采储量395亿m3。其中，中联煤层气有限责任公司在沁水煤田南部获得402.19108m3探明储量，可采储量达218.39108m3；中国石油天然气集团公司获得353.26108m3探明储量，可采储量为170.13108m3；山西阳泉煤业集团获得井下抽采煤层气探明储量191.34108m3。这是我国首次通过国家级认定的煤层气资源评价报告，为山西煤层气产业的发展奠定了资源基础。同时，大宁-吉县、柳林、三交、寿阳等区块煤层气勘探也取得很大进展，具备了申请储量的条件。 表2 山西煤层气区块登记基本情况 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，山西地面煤层气开发利用发展迅速。截至2004年，中外十余家企业在山西沁水和河东煤田已施工各类煤层气井159口（表3），单井日产气量一般在5004000m3/d，最高达16000m3/d。山西煤层气勘探开发对外合作日益广泛，目前，在山西省从事煤层气勘探开发的外国公司达7家，签订对外合作合同13个，合同面积超过2万km2，施工钻井122口。 近年来，山西地面煤层气勘探开发呈现快速增长势头。晋城无烟煤矿业集团与美国美中能源公司、中联公司合作开发的潘庄井田地面煤层气项目获得较大进展，已完成30口地面井钻井压裂任务，日产量达3万m3以上，煤层气置换水煤气工作已在晋城无烟煤矿业集团全面展开。中联公司沁水盆地南部煤层气开发利用高技术产业化示范工程项目已获批准，该项目总投资3.45亿元，2005年计划钻井100口，年产气量达1亿m3以上。河东煤田柳林区块已施工钻孔7口，并进行了长达1280天试采，累计产气220万立方米，控制储量120亿立方米。“十五”末，山西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 山西煤矿井下煤层气（瓦斯）抽采利用可追溯到20世纪50年代末，阳泉煤业集团利用井下抽放瓦斯气供居民生活使用。近年来，山西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2004年，仅阳泉和晋城矿区，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147.15km，地面输配管网260 km，年抽采量4.11 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，2004年全省瓦斯抽放量达19.37亿m3。 2004年，利用亚行贷款山西煤层气利用项目，包括寺河井下煤层气抽放、12万kW煤层气发电、内部电网改造、晋城市燃气输配和输气管道项目已全面展开，该项目总投资约20亿元人民币，为国内最大井下煤层气抽采利用项目，这标志着山西井下煤层气抽放利用进入了一个新的发展阶段。 4. 输气管网建设已初具规模 随着国家“西气东输”工程的实施，山西输气管网从无到有，目前，已建成输气管道6条，达1224.5km。 （1） 国家级天然气干线管网 西气东输天然气管道 该管道设计年输量120亿m3。从永和关入晋，经永和、蒲县、浮山、沁水，由阳城入河南，管线长328km（山西境内），留设临汾、阳城2个分输口。 陕京一线管道 该管道设计年输量33亿m3。从保德入晋，经神池、应县、浑源，由广灵入河北，管线长330km（山西境内），留设神池清管站和北曹山分输站。 陕京二线管道 该管道设计年输量120亿m3。从兴县入晋，经岚县、静乐、阳曲，由盂县入河北，管线长260km（山西境内），留设岚县、大盂、盂县3个分输站。 （2） 省内已建成和在建输气主管网临汾-河津天然气管道 该管道以西气东输临汾分输口为起点，经侯马、新绛、稷山，至河津，全长140 km，留设侯马、新绛、稷山3个分输站。 应县-金沙滩-大同天然气管道 该管道始于应县北曹山分输站，经怀仁金沙滩，至大同，全长113 km，留设怀仁分输站。 盂县-阳泉天然气管道 该管道始于陕京二线盂县分输口，止于阳泉末站，全长53.5 km。在建煤层气和天然气输气管线2条，即大盂-忻州-原平90km天然气管线和沁水-晋城、阳城、泽州90km煤层气管线，将在2005年和2006年投入运行。 随着输气管网建设的加快，朔州市城区已于1997年实现供气，平鲁区于2002年实现供气；2005年大同、盂县、河津等县、市和华泽铝电实现供气；2006年忻州、原平、定襄、榆次、太谷、祁县、平遥、运城、闻喜及晋北铝厂等大型工业用户可望实现供气（表4）。 （三）煤层气产业发展存在的问题 我国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、技术研发等方面尚未给予足够的重视，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、快速发展。 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规划，已进入煤层气开发领域的各部门相互封锁、多头规划，勘探开发布局不尽合理，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17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、勘探开发缓慢等问题，限制了有实力企业的进入，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。也造成了山西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，直接影响到山西煤炭工业发展和山西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，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，导致山西在建设煤层气中、下游开发利用项目举步维艰，严重影响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的投入均严重不足，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，山西各部门用于煤层气产业发展的资金少且分散，投资缺乏已成为制约山西煤层气产业发展的瓶颈之一。 6. 缺乏必要的激励和约束机制 煤矿井下瓦斯属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家差别较大，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，大规模展开尚需时日。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形式供民用或做工业燃料，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。 （四）煤层气产业化发展的有利条件 山西煤层气资源丰富，与其他省份相比开发与利用煤层气较早，积累了一定的经验与技术，具备煤层气产业化发展的基础。 1. 煤层气资源丰富，具备规模开发条件 山西省煤层气资源量为10万亿m3，约占全国煤层气资源总量的1/3，相当于全国天然气资源总量的1/3。丰富的资源量为煤层气产业的发展奠定了坚实基础。同时，我省煤层气资源还有分布集中（仅沁水和河东煤田煤层气储量占全省资源总量的80%以上）、开发条件较好（煤层深度适中，构造简单，含气量高）、勘探程度高（其中沁水煤田目前是全国勘探程度最高、开发潜力最好的煤层气气田）、现已勘探开发区域交通便利、经济发达等优势，更加有利于煤层气的规模开发与有效利用。 2. 区位优势明显，市场前景广阔 煤层气是优质、高效、安全、清洁的能源，目前我国能源短缺尤其是石油、天然气严重不足，我省煤层气的开发可以弥补天然气资源不足。山西地处中部，紧邻京、津、唐等大中城市及能源紧缺的东部省区，具有明显的区位优势。同时，煤层气与石油、煤炭、焦炉煤气在许多应用领域可以相互替代，但是其燃烧效率要大大优于焦炉煤气和煤炭，而且作为化工原料生产甲醇、合成氨、甲醛、炭黑等还能产生更好的经济效益、社会效益，煤层气开发利用的市场前景十分广阔。 3. 煤层气勘探开发技术取得突破性进展 山西省煤层气地面开采与井下抽放技术发展迅速，取得了一系列显著成就。以晋城大宁矿区煤层气多分支水平井试验成功为主要标志的地面煤层气开发技术基本成熟，采空区煤层气抽采、低浓度煤层气提纯、乏风煤层气利用等井下煤层气抽放新技术也已引起国内外有关开发利用企业的关注，煤层气发电和民用燃气技术的完善使煤层气在这些领域的商业利用规模迅猛增长。煤层气上、中、下游各个层面技术上的突破性进展，将大大推动我省煤层气产业的发展。 4. 清洁发展机制将促进煤层气开发利用 清洁发展机制的核心是允许发达国家和发展中国家进行基于投资项目的“经证明的减排量”的转让与获得。我国政府对在提高能效和优化能源结构领域对清洁发展机制项目持积极态度。目前我省晋城煤业集团与山西省能源产业集团公司在利用清洁发展机制上有所进展。进一步充分利用清洁发展机制，可以使我省煤层气企业获得正常商业渠道无法获得的技术和国外资本，从而在一定程度上消解煤层气产业发展的障碍，加快发展速度，提高发展水平。 二、“十一五”时期煤层气（天然气）产业发展面临的形势 党的十六届五中全会通过的中共中央关于制定国民经济和社会发展第十一个五年规划的建议提出的“坚持以科学发展观统领经济社会发展全局，加快建设资源节约型、环境友好型社会，大力发展循环经济”等要求，是“十一五”时期能源发展的重要指针。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，已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。 （一）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，山西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 中国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将实现翻两番目标，工业化和城镇化进程将继续加快，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，国内油气供需缺口将急剧扩大。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 山西每年因采煤排放的煤层气约60亿m3，接近“西气东输”工程年输气量的一半。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。资料表明，我国因采煤每年向大气排放的甲烷气体达7090亿m3，居世界第一。山西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利用的低效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，进一步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%。在山西省，从2000年到2004年各类煤矿发生瓦斯事故36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5070%，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1/51/4）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%），山西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，若按照目前天然气的中等价格（每方1元），将为山西创造1万亿元财富。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，煤层气产业将成为21世纪山西省国民经济新的增长点。 （二）煤层气（天然气）需求形势分析 山西煤层气（天然气）市场需求预测是建立在对山西焦煤集团、长治煤气化、阳泉煤业、潞安矿业、晋城无烟煤矿业、亚美大宁煤层气（天然气）市场实地调研的基础上，采用主要耗气部门测算法，预测得出山西省2010年与2020年煤层气的总需求量达50.5亿m3与72.0亿m3（表5）。 1. 城市燃气需求预测 包括居民用气与公共福利用气。山西省城市燃气主要集中太原、晋城、潞城、长治、阳泉、榆次等中部和南部城市以及离柳、大宁等矿区。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%。 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，用户主要集中在太原、长治、朔州、阳泉、临汾、吕梁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、甲醇及其下游精细化工产品，具有良好的经济、环境和社会效益。煤层气化工利用是山西省今后重点发展的产业，市场发展前景广阔。预计2010年与2020年化工转化对煤层气需求将分别达到10.0亿m3和18.15亿m3，约占需求总量的20%与25%。 4. 发电需求预测 山西利用井下煤层气发电开始较早，目前主要集中在晋城、潞安、阳泉、离柳、大宁等矿区，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。 5. LNG和CNG 预计2010年与2020年LNG需求量将达到5.0亿m3、10.0亿m3，占总需求量的10%和13.9%。CNG汽车用气将达到1.50亿m3、3.1亿m3，占总需求量的3%和4.3%。 6. 周边省市场需求预测 据预测，河北省到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1520亿立方米。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5060亿立方米。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。三、煤层气（天然气）产业发展的指导思想和目标 丰富的煤层气资源、良好的发展环境以及广阔的市场需求，为山西“十一五”期间实现煤层气（天然气）产业化发展目标奠定了坚实基础。根据党的十六届五中全会精神，结合山西省情，提出“十一五”期间全省煤层气（天然气）产业发展的指导思想、基本原则、发展目标和重点。 （一）指导思想 “十一五”期间，山西煤层气（天然气）产业发展的指导思想是：以科学发展观为指导，以构建和谐社会、建设节约型社会为根本，以建设新型能源和工业基地，保护生命、保护资源和保护环境为目标，紧紧抓住国家实施中部崛起战略机遇，充分发挥资源优势，依靠科技进步和体制创新，全力推进煤层气产业发展，使之成为山西新型能源和工业基地的新兴支柱产业。 （二）基本原则 山西煤层气产业发展必须坚持以下原则： 1. 资源为基础，市场为导向原则：在现有工作基础上，加大煤层气资源勘探力度，大幅度提高资源保证程度，为煤层气产业发展奠定坚实基础；同时，注重消费市场开发，扩大煤层气利用领域。 2. 重点突破、适度集中和全面发展相结合原则：选择资源赋存条件好、保证程度高的煤层气区块，集中力量重点突破。“十一五”期间，重点放在引进新技术，提高单井产气量上。在取得经验后，全面推广。 3. 地面开发和井下抽采相结合原则：井下抽采是煤矿安全生产的重要手段，现采矿井应加大井下抽采力度，将矿井瓦斯含量降到安全水平；煤矿远景区和后备区应优先进行地面开发，真正使煤矿安全生产与清洁能源开发利用有机结合起来。 4. 上、中、下游协调发展原则：煤层气勘探、开发（上游）、集输（中游）、利用（下游）是一个有机整体，上、中、下游协调发展是煤层气产业健康发展的关键，必须坚持统筹规划、协调发展原则。 5. 分类区别，优质优用原则：地面煤层气甲烷含量高，适宜长距离输送和化工转化，近期应以大中城市民用和工业燃气为主，鼓励煤层气精细化工转化。井下煤层气由于含有大量氧气、氮气，加压易引起爆炸，应以就近利用为主，用途为民用和工业燃料以及坑口发电。 6 改革开放、内引外联相结合原则：优化发展环境，创新发展模式，积极扩大煤层气领域的对外开放，打破垄断，以开放的思维、开放的胸怀、开放的举措加快煤层气产业发展，加强与国内外煤层气企业的战略合作。 7. 优先本省利用，争取实现外输原则：煤层气是山西的重要清洁能源，其开发利用对改善能源结构、缓解环境污染、改善人民生活质量具有重要意义，因此，山西应在民用和工业燃气、气代油等领域大力使用煤层气。开发出的煤层气在优先保证本省利用的前提下，积极创造条件，争取实现外输。 （三）总体目标 到2010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，产业布局合理、经济效益、社会效益、环境效益突出的产业格局。“十一五”期间建成沁南、阳泉、大宁-吉县、保德四大煤层气开发基地，产能达到60亿m3/年，煤层气年利用总量达到50亿m3，新增输配气管网1099km，总长度达到2000km以上，产值达到133亿以上。 新增探明储量目标：到2010年，实现新增煤层气探明储量1543亿m3，可采储量770亿m3。其中沁南地区探明储量600亿立方米，可采储量300亿立方米。 地面开采能力目标：到2010年，地面煤层气产量达到45亿立方米，其中沁南区块30亿立方米（其中中联公司潘河6亿立方米，寺庄南4亿立方米，成庄1亿立方米，共计11亿立方米，华北油田8亿立方米，晋煤集团8亿立方米，亚美大宁3亿立方米），吉县大宁区块10亿立方米，寿阳区块2亿立方米（中联公司、阳煤集团与美国远东能源合作），保德区块3亿立方米（中联公司、德士古公司、BHP公司合作）。 井下抽采能力目标：到2010年，井下煤层气抽采量15亿立方米（折合纯甲烷），其中晋城矿区抽采量4亿立方米（折合纯甲烷），阳泉矿区抽采量5亿立方米（折合纯甲烷），潞安、西山等其他煤矿区抽采量5.5亿立方米（折合纯甲烷）。采空区煤层气和乏风煤层气利用0.5亿m3。 长输管网建设目标：到2010年，重点新建7条长输管线，线路全长1099km，输配气管网达到2000km以上。 综合利用目标：2010年， 煤层气(天然气)利用总量50.5亿立方米，其中，城市燃气13.33亿立方米，工业燃气15.18亿立方米，LNG5.0亿立方米，CNG1.5亿立方米，化工转化10.0亿立方米，发电4.36亿立方米。 （五）煤层气（天然气）产业发展方向和重点 1. 产业发展方向“十一五”期间，山西煤层气勘探重点要继续放在沁水煤田和河东煤田，同时，加大宁武煤田勘探力度。煤层气开发要以勘探程度高、资源条件好的沁南、寿阳、吉县-大宁、保德区块和大、中型煤矿现采区为重点。煤炭现采区(含采动区)鼓励采煤采气一体化，以有效降低矿井瓦斯含量；煤炭远景区和后备区，要坚持“先采气后采煤”，做到有计划、有步骤的开展。 煤层气利用坚持优质优用原则，地面煤层气主要作为大中城市民用和工业燃料，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。井下抽采煤层气按照就近利用原则，主要用于民用、工业燃料和坑口发电。 2. 产业重点及十大工程 （1）地面煤层气开发利用 重点推进沁南、寿阳、吉县-大宁、保德四个煤层气开发基地建设，启动与之配套的沁南-侯马-运城、沁南-长治-邯郸、太原-阳泉-石家庄、端氏-晋城-博爱等煤层气输气管道建设。加快屯留、三交、柳林、临（县）兴（县）及宁武南和其它区块煤层气勘探开发步伐，通过多分支水平羽状井技术试验，争取在“十一五”末实现突破。同时在沁水煤田和河东煤田选择典型矿井进行采动区煤层气地面开发与井下抽放相结合的煤层气综合开发试验。 （2）井下煤层气抽放利用 充分利用京都议定书的清洁发展机制和国家加大煤矿瓦斯治理的有利时机，加大井下煤层气抽放利用力度。将正在进行的煤矿瓦斯综合治理与煤层气利用有机结合起来，增加配套储气设施和输气管网，化害为利。重点抓好晋城矿区、阳泉矿区、西山矿区井下煤层气抽放利用，在原有基础上扩大煤层气发电和煤层气民用规模，鼓励低浓度煤层气提纯、乏风煤层气利用、采空区煤层气开发及近距离管道输送，扩大供气范围。积极推进其他矿区井下煤层气抽放利用工作。 （3）十大工程 采煤采气一体化示范工程（采动区煤层气地面开发与井下抽采综合示范工程）；多分支水平羽状井试验工程；煤层气管道输送工程；煤层气精细化工转化工程；煤层气民用和工业利用规模扩大工程；气代油工程（煤层气压缩CNG、液化工程LNG）；井下煤层气发电工程；废弃矿井和采空区煤层气开发示范工程；低浓度煤层气提纯示范工程；乏风煤层气利用示范工程。 四、煤层气（天然气）产业战略布局 （一）“十一五”期间煤层气勘探开发布局及重点项目 1. 勘探开发重点区域 “十一五”期间，山西煤层气开发要坚持“重点突破，以点带面”的开发方针。根据山西煤层气勘探开发现状和已获得的煤层气储量，结合山西煤层气市场及生产力布局状况，“十一五”期间重点建设沁南、寿阳、吉县-大宁、保德四个煤层气开发基地（表6），同时，加快西山、宁武、三交-柳林、煤层气勘探开发步伐。空间布局上，形成“沁水、河东南北两翼（沁南、寿阳、吉县-大宁、保德）为重点，兼顾中间（西山、宁武、三交-柳林）”的“h型”开发格局。 “十一五”期间将新增煤层气探明储量1543亿立方米，可采储量770亿立方米。其中沁南勘探开发区新增探明储量600亿立方米，可采储量300亿立方米；寿阳古交勘探开发区新增探明储量300亿立方米，可采储量150亿立方米；吉县大宁勘探开发区新增探明储量343亿立方米，可采储量170亿立方米。保德宁武勘探开发区新增探明储量300亿立方米，可采储量150亿立方米。 2. 勘探开发重点项目 根据山西煤层气勘探开发布局，“十一五”期间将形成年产煤层气60亿m3的产能，其中： （1）地面煤层气开发：主要在四大煤层气勘探开发区域进行，预计到2010年可形成年产气45亿Nm3的能力（表7）。 注：潘河区块规划产能还包括有其他区块的产能 山西沁南煤层气开发区（晋城）：目前该区已获得国家批准的探明储量750亿立方米。在该区从事煤层气开发的企业有：中联公司、晋城无烟煤矿业集团公司、中石油华北油田及亚美大陆能源公司、格瑞克能源公司。在十一五期间，将主要施工常规井和水平井，预计将形成年30亿立方米产能。 其中，中联公司潘河（潘庄区块一部分）高技术产业示范工程项目：年6亿m3产能；柿庄南水平井示范工程项目：年4亿m3产能；端氏油气（成庄区块）战略选区煤层气开发示范工程项目：年1亿m3产能；共计产气11亿m3。 晋城无烟煤矿业集团公司潘庄、寺河采气采煤一体化项目：年8亿m3产能。中石油华北油田樊庄区块羽状水平井示范工程项目：年8亿m3产能。亚美大陆能源公司大宁多分支水平井采气采煤一体化项目：年3亿m3产能。届时将建成我国第一个煤层气产业开发基地。 寿阳煤层气开发区：在该区从事煤层气开发的企业有：中联公司、阳泉煤业集团公司、美国远东能源公司。目前正在施工两口水平井，在“十一五”期间将实施采气采煤一体化开发项目，预计将形成年2亿立方米产能。 吉县-大宁煤层气开发区：在该区从事煤层气开发的企业有：中石油长庆油田。该区目前已施工25口勘探测试井，测试效果较好，将实施垂直井开发项目，预计2010年将形成年10亿Nm3产能。 保德煤层气开发区：在该区从事煤层气开发的企业有：中联公司、美国雪佛龙石油公司和澳大利亚必和必拓矿业公司。该区目前已施工8口勘探测试井，测试效果较好，远景产能看好。将实施多分支水平井开发项目，预计2010年将形成年3亿Nm3产能。 （2）井下抽放煤层气：主要在以下五个矿区进行井下煤层气抽采，预计到2010年可形成年产15.5亿m3的产能（折纯甲烷量，下同）（表8）。 阳泉煤业集团公司：阳泉矿区总面积2668平方公里，煤层气资源量6448亿立方米，2005年年抽放量为3.2亿立方米，预计到2010年年抽放量5.0亿立方米。废弃矿井抽采项目预计到2010年年抽放量为0.5亿立方米。 晋城无烟煤矿业集团公司：晋城矿区总面积629.7平方公里，煤层气资源量1040.78亿立方米，2005年年抽采量为1亿立方米，预计到2010年年抽放量4亿立方米。 山西焦煤集团公司：矿区面积716平方公里，煤层气资源量1975亿立方米，2005年年抽放量为 0.47 亿立方米，预计到2010年年抽放量为3.0亿立方米。 潞安矿业集团公司：潞安矿区评价面积1500平方公里，煤层气资源量2020.45亿立方米，2005年初具规模，预计到2010年年抽放量为0.5亿立方米。 地方煤矿井下抽放煤层气：其它具备完善抽采条件的所属高瓦斯矿井，预计到2010年年抽放量近2亿m3。 3. 投资估算 （1）地面煤层气投资估算： 按照常规井每口井平均160万元，水平井每口井平均1600万元计算；常规井产气平均为2000 m3/日，水平井平均20000 m3/日测算；一年按330天计算，四个地面煤层气开发区项目共需投资约110亿元（表9）。 沁南煤层气开发基地：以中联公司、中石油华北油田、晋城煤业集团、亚美大陆公司等企业为依托，以潘庄、寺河、樊庄、柿庄、大宁等区块开发项目建设为重点，2010年完成投资72.7亿元，年产煤层气30亿m3（其中：水平井11亿立方米，其它为垂直井），实现年产值24亿元。主要保证沁南煤层气工业园区用气，剩余部分输往运城、临汾、长治、邯郸等城市。 寿阳煤层气开发基地：以中联公司、远东公司、阳煤集团、焦煤公司等企业为依托，以寿阳区块开发项目建设为重点，将主要施工水平井，2010年完成投资5.28亿元，年产煤层气2亿m3，实现年产值1.6亿元。主要用于太原市及周边地区。 大宁-吉县地面煤层气开发基地：以中石油长庆油田等企业为依托，以吉县大宁区块开发项目建设为重点，将主要施工垂直井，2010年完成投资24.3亿元，年产煤层气10亿m3，实现产值8亿元。一部分保证吉县大宁煤层气工业园区用气，一部分作为西气东输的补充气源。 保德煤层气开发基地：以美国雪佛龙石油公司、澳大利亚必和必拓公司、中石油长庆油田等企业为依托，以保德区块开发项目建设为重点，将主要施工水平井和垂直井，2010年完成投资7.68亿元，年产煤层气3亿m3，实现产值2.4亿元。除少部分当地利用外，大部分作为陕京管线的补充气源。 （2）井下抽放煤层气投资估算： 据初步测算，井下煤层气抽放项目共需投资约9.8亿元（表10）。 阳泉煤业集团公司：井下瓦斯抽采工程两个矿总投资约3.3亿元，阳泉废弃矿井抽采项目投资约1亿元，年产煤层气5.5亿m3，实现产值1.1亿元。 晋城无烟煤业集团公司：井下瓦斯抽采工程两个矿总投资约3.2亿元， 年产煤层气4亿m3，实现产值0.8亿元。 山西焦煤集团公司：2007年井下瓦斯抽采工程投资6500万元，2008年投资3500万元，总投资约1亿元，年产煤层气3.61亿m3，实现产值0.72亿元。 潞安矿业集团公司：井下瓦斯抽采工程两个矿总投资约0.5亿元。年产煤层气0.5亿m3，实现产值0.1亿元。 地方煤矿：其它地方煤矿井下瓦斯抽采工程投资预计0.8亿元。年产煤层气2亿m3，实现产值0.4亿元。 （二）煤层气（天然气）输气管网建设布局及重点项目 1. 规划原则 山西煤层气（天然气）管网建设要坚持以资源为基础、市场为导向，统筹规划，分步实施，远近结合，实现资源、市场、资金、人力、物力等要素优化配置，确保煤层气（天然气）供给的稳定和安全。 2. 管网建设： “十一五”期间主要建设7条输气管线。线路全长1219公里，建设总投资约为24.78亿元（表11）。 注：426mm管线建设以每公里200万元计算，325mm管线建设以每公里160万元计算。 建设沁南侯马运城临汾煤层气输气管道 设计管径426mm，线路全长340公里，设计规模年输气10亿Nm3，建设投资约6.8亿元。分两期完成。 建设沁南长治邯郸煤层气输气管道 设计管径325mm，线路全长265公里，设计规模年输气5亿Nm3，建设投资约4.3亿元。分两期完成。 建设端氏晋城博爱煤层气输气管道 设计管径426mm，线路全长120公里，设计规模年输气10亿Nm3，建设资金约2.88亿元。 建设太原（古交）阳泉（寿阳）石家庄煤层气输气管道 设计管径325mm，线路全长250公里，设计规模年输气5亿Nm3，建设投资约4亿元。分两期完成。 建设保德陕京线煤层气输气管道 设计管径325mm，线路全长40公里，设计规模年输气5亿Nm3，建设投资约0.6亿元。 建设吉县大宁西气东输线煤层气输气管道 设计管径325mm，线路全长40公里，设计规模年输气5亿Nm3，建设投资约0.6亿元。 大盂平遥天然气输气管道 线路全长约164km，管径为508mm，起点压力6Mpa，最大输气量20亿m3/a。建设投资约5.6亿元。 （三）煤层气综合利用方向及重点项目 1. 综合利用发展方向 地面煤层气：主要用于大中城市民用和工业燃气、发展气代油和作为化工原料向精细化工产品转化。井下煤层气：主要用于民用、工业燃料和坑口发电。 2. 布局原则依托我省丰富的煤层气资源优势，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，加快大中城市民用和工业燃气气源置换及CNG、LNG等气代油工程建设，积极推进煤层气精细化工转化，实现山西煤层气产业可持续发展。 3. 规划目标 “十一五”期间，我省将重点扶持大型煤层气开发利用企业，实施“4218”工程。“4”是指围绕“燃、油、电、化”四条主线，“2”是指以大中城市民用和工业燃气气源置换及CNG、LNG等气代油工程建设为重点，“1”是指2010年前完成投资118亿元，“8”是指2010年煤层气产业实现产值80亿元。 2010年全省煤层气液化LNG年产 40万吨、二甲醚40万吨、甲醛30万吨、聚甲醛6万吨、1，4丁二醇5万吨，醋酸/醋酐20万吨、醋酸乙烯10万吨等。瓦斯气提纯7500Nm3，瓦斯气发电新增装机容量25万千瓦，在气制合成油方面有所突破。 4. 重点项目 “十一五”期间，要大力发展气代油项目，使全省市级以上城市出租车、公交车基本用煤层气和天然气，降低城市污染，实现蓝天工程；改造大中城市的燃气设施和城市管网，使大中城市气化率达到6080%左右。着力推进有核心企业带动的沁南煤层气工业园区、吉县大宁煤层气工业园区的建设，使其尽快形成规模和竞争优势。做好气制合成油的研究开发，为重大气制油项目的启动做好前期准备。 （1）城市燃气管网改造项目： 为了加快煤层气的利用步伐，结合煤层气上游开发的进度及管网建设，实现城市蓝天工程，提高城市燃气率，对城市现有燃气管网进行改造，我省十一个省辖