山西煤层气发电产业可行性分析

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煤层气发电产业对于能源利用，保护生态环境、拉动地方经济等方面都具有重要意义。该文从山西省煤层气资源储量、发电技术与设备、发电盈利模式和国家相关政策等多方面对煤层气发电产业进行了可行性分析；同时，还对现阶段产业定位、运营模式和潜在风险进行了评估预测，为积极筹建和开展的煤层气利用项目提供一定的参考和指导作用。

山西；煤层气发电；产业现状；发展模式；可行性分析

【作者简介】石 悦（1982—），2009年硕士毕业于中国石油大学（北京）油气储运专业，现主要从事油田、天然气及煤层气等生产、集输工作。

煤层气俗称煤矿瓦斯，其主要成分是甲烷。当甲烷在空气中浓度达到5～16%时，遇明火就会爆炸，因此，煤矿瓦斯一直是煤矿生产的主要灾害和危害煤矿职工生命的“第一杀手”。但另一方面，甲烷本身是一种极具利用价值的能源，国家鼓励各类企业利用多种方式开发利用煤层气，旨在大力推进煤矿瓦斯综合利用工作，保障煤矿生产安全，节约利用能源，保护生态环境。因此，将煤层气发电作为煤矿瓦斯综合利用规划的一项内容，从生态环境及生产安全等角度都具有重要意义。

1.产业现状分析

A.煤层气资源概况

资源状况。煤层气是煤层在漫长的煤化变质过程中形成的与煤层共生的以甲烷为主要成分的非常规天然气。丰富的煤炭资源使得山西省在煤层气资源利用方面占有绝对优势。经调查，山西省每吨煤层中煤层气含量大于2m3/t以上，埋藏深度小于2000m的煤层气资源量约为9.1万亿m3，占资源量的91%。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，其中沁水盆地面积约32000km2，资源量为685万亿m3占全国煤层气总量的20%。

开发现状。山西省不断加大煤层气资源开发力度，在技术研发、管网建设、气站配置和推广利用等方面都做了大量工作，并取得了明显成效。截至2010年底，全省累计完成地面煤层气钻井5000多口，建成输气管网1500公里，建成加气站56座；抽采煤层气40.7亿m3，占全国的47.7%。

煤层气利用项目。截止到2004年，山西煤层气利用项目中，包括寺河井下煤层气抽放、12万kW煤层气抽放发电、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，成为国内最大井下煤层气抽采利用项目，这标志着山西省井下煤层气抽放利用进入了一个新的发展阶段。

B.国家扶持政策

2007年4月，国家发展改革委出台了《关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作的实施意见》（发改能源〔2007〕721号）。根据《意见》，电力产业政策鼓励煤矿坑口煤矿瓦斯发电项目建设，鼓励采用单机容量500千瓦及以上煤矿瓦斯发电机组，开发单机容量1000千瓦及以上的内燃机组，以及大功率、高参数和高效率的煤层气燃气轮机（煤矿瓦斯）发电机组。此外，电网企业应当为煤层气（煤矿瓦斯）电厂接入系统，提供各种便利条件。与此同时，为控制煤矿瓦斯事故，充分利用煤层气（煤矿瓦斯），减少温室效应，同年10月，国家环境保护总局颁布《煤层气（煤矿瓦斯）排放标准（暂行）》，制定强制性标准促进其抽放。

因此，国家出台多项政策扶持煤层气利用项目，同时也迫使各煤矿企业减少煤层气排放，积极争取煤层气利用项目。

2.产业发展模式

产业定位。在煤炭开采过程中，根据开发形式不同，常把煤层气分成三类：地面开发煤层气、煤矿井下抽放煤层气、报废矿井煤层气。通过地面钻井开采的煤层气甲烷浓度高，适于压缩和长距离输送，但产品价格偏高，用于发电则很难形成可观的经济效益；而通过煤矿通风排出的瓦斯，目前很难利用，大都采用排空处理。

井下抽放系统产生的煤层气，由于抽放方法、抽放对象和抽放时间，即抽放工艺的不同，瓦斯浓度会在一定范围内波动，一般在30%～60%之间波动，且气源分散，无法长距离输送，因此，这部分气源可作为煤层气发电的原料气主要来源。

表1 不同开采方式下煤层气甲烷浓度

煤层气发电技术及设备。由于煤矿井下瓦斯抽采系统抽采的瓦斯浓度随着抽采地点和方式的不同而变化，这就要求煤层气电站设备要有较强的适应性，运行灵活，能够适合煤层气供应系统的特点。

煤层气发电采用的主机设备主要有以下三种形式：蒸汽轮机发电机组；燃气轮机发电机组；燃气内燃机发电机组。三种发电机组的技术特性比较见表2。目前煤层气发电的主机设备一般选择燃气内燃发电机组，其中进口机组发电效率、性能稳定、无故障运行时间上占有优势，国产机组在对煤层气的适用范围、价格等方面占有一定优势，因此煤层气发电项目在主机设备选择时，应针对不同的资源供应情况和业主的资金状况综合考虑。

表2 煤层气发电机组技术特性

运营模式及盈利空间。山西省由于其特殊的历史条件，中小型煤矿星罗棋布，其中有许多不具备安全生产条件，瓦斯抽放标准不达标，煤层气发电为其提供了很好的合作空间。因此，应充分发挥山西省能源优势及国家的扶持政策，联合地方政府，及中小型煤矿，打造山西乃至全国跨行业、跨区域的多矿一体化煤矿瓦斯发电企业。

从一定程度上讲，煤层气发电的利润空间决定着该产业的发展前景。电厂的利润主要受投资及运行成本和发电收益二大部分影响：

电厂投资运行成本。气源：气源直接决定着煤层气发电生产成本的高低。民用煤层气出厂价格由供需双方协商确定，现基本在1.0元/Nm3左右波动。电厂建设：包括设备购置费，建筑安装费等在内，投资约可折合为3000～4000元/KW。运行成本：煤层气电厂运行成本主要包括：水电消耗、人工费、设备维护及折旧等，约可折合为0.1元/KWh。

发电收益。煤层气电厂不参与市场竞价，不承担电网调峰任务，参考山西省扶持政策及已建项目，上网电价约为0.5～0.7元/KWh。若以年运转6000小时，发电300万KWh的发电机组为例，则年发电收益可达150～210万元。扣除投资及运行成本外，煤层气发电项目存在0.35～0.15元/KWh的利润空间。

3.风险分析

利用煤层气发电，符合国家能源政策，环境效益，社会效益高，项目是可行的，也是必要的。

利用现有煤矿瓦斯发电，不仅减少有害气体污染排放，而且改善当地环境条件，节约能源，变废为宝，符合国家能源政策。日益成熟的发电技术和设备为煤层气发电产业提供客观保障。煤层气发电产业0.15～0.35元/KWh的利润空间，将吸引更多的资金流入，有利于该产业的做大做强。电站可满足煤矿部分用电需要，降低煤矿用电成本，促进企业发展。

增加就业渠道，带动当地经济发展。利用煤层气发电，形成煤层气产业，对经济的拉动作用是显而易见的，但是由于某些客观因素，该产业还存在一定的风险因素：与煤矿企业合作：部分中小型煤矿不愿参与煤层气发电项目，

或因煤矿企业违约等原因而致气源不稳定。

国家鼓励煤层气发电的相关补贴政策没有落实：暂可参考国家发展和改革委员会《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》中的规定：生物质发电项目上网电价实行政府定价的，电价标准由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加每千瓦时0.25元补贴电价组成。

安全风险。国家制定的低浓度瓦斯输送规范，可能将对煤层气发电项目带来一定影响。

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