煤层气的一些新闻

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煤层气开发三大难点待解


　　日前，世界上最大的能源咨询顾问公司之一Wood Mackenzie在所发布的一份有关中国抽采煤层气努力的报告中指出，中国对煤层气进行商用生产的宏伟目标，需要经过“现实的检验”。
　　国家发布的《煤层气开发利用“十一五”规划》（下简称《规划》）提出，到2010年，全国地面煤层气开发建成煤层气生产能力70亿立方米，产量 达到50亿立方米。但是，根据中投顾问资料，截至2009年底，全国建成煤层气产能25亿立方米，仅完成《规划》中提出的2009产能目标的一半还不到。
　　“煤层气现在炒得很热，如果可以充分利用，那意义太大了。但是目前还远远不能和煤、天然气的开发利用相比，实际情况很复杂，并不是那么容易的。” 山西煤层气行业协会的相关人士对本报记者说。
　　国土资源部油气战略研究中心副主任车长波此前表示：“十一五”规划的发展目标没有完成是有客观原因的，当时规划的目标有一定的前提条件，但这些条件后来没有跟上，因而没有完成。
　　中投顾问能源行业研究员宋智晨在接受本报记者采访时指出，当初有关部门在制定煤层气发展规划的过程中，对于国内煤层气开发中存在的问题认识不够，因而造成了对煤层气开发形势的估计存在一定的误差，目前来说，2010年完成《规划》中的目标难度较大。
　　难点一：管道建设滞后
　　煤层气作为一种优质高效清洁能源，具有良好的安全效益、环保效益和经济效益，其大规模开发利用前景诱人。目前中国煤层气发展迟缓，难以完成“十一五”既定目标，专家表示，造成这种情况的原因有很多，首当其冲的就是管道运输问题。
　　业内人士表示，煤层气长输管网建设滞后，管道短、管径细、分布碎，开发与输送衔接不畅，制约了煤层气资源的大规模开发利用，造成开采量上不去，开采多的又卖不掉。“大规模的商业开发煤层气必然要依托管道运输，但是，目前我国天然气管道建设并不完善。”宋智晨说。
　　数据显示，目前国内煤层气管道总长度每年增长不到5000米，且多是局部联网，难以形成规模。据了解，目前国内煤层气企业除中石油外，全都没有 自己的长距离输气管道，供给中石油管道的煤层气受到价格和数量限制，只能就近销售或者小规模液化。长输管道公司对煤层气市场的垄断、独立建设管道的资金压 力成为横亘在开发煤层气企业面前的一座大山。
　　难点二：价格打压企业积极性
　　国务院有关文件规定，国内煤层气气价由供需双方协商确定，不实行国家定价。对煤层气勘探开发作业的设备等免征进口关税和进口环节增值税，中央财政按0.2元/立方米煤层气(折纯)标准进行开发补贴。
　　但实践中，煤层气的生产商不但“占不了什么便宜”甚至有“赔本”的危险。山西省煤层气行业协会一名不愿具名的人士告诉本报记者，煤层气价目前执 行的是和天然气挂钩，但一些地方政府干预煤层气价格，造成煤层气的价格比天然气还低。他举例说，山西某地居民用煤层气还不到一元钱每立方米。
　　“低气价虽然对居民有利，但是企业的利益难以保证。在调研中，很多企业对此怨气很多。”该人士对记者说：“煤层气的开采成本很高，一口井少则一 两百万元多则上千万元，有时打了一口井，找不到气，又是一大笔损失。相比之下煤层气的价格太便宜了，我建议，煤层气定价至少应该和天然气持平。否则，企业 的积极性都没了。”
　　为了缓解车用煤层气现行价格偏低的矛盾，并与天然气、成品油等可替代燃料保持合理比价关系，山西省晋城市物价局日前传出消息：从8月20日零时起，该市车用压缩煤层气零售价格由现行的每立方米2.79元，统一调整为3.40元，每立方米上涨0.61元。
　　除了提高煤层气出售价格，专家表示，还要善于利用补贴税费政策，提高煤层气的价值和瓦斯排放的成本，改变目前煤矿“弃气采煤”的情况。
　　难点三：监管体制待改进
　　煤层气是附着在煤颗粒表面上的吸附气。如何处理“煤”和“气”的关系成为煤层气大规模开发必须解决的问题。
　　资料显示，全国6.5万平方公里煤层气矿业权有1.2万平方公里与煤炭矿业权重叠，涉及260个煤炭探矿权和1100个煤炭采矿权。以往的体制 中，煤炭和油气分别交给不同行业开采，政府将煤层气作为非常规天然气，将煤层气采矿权交给了中联公司、中石油等油气企业开采。煤层气和煤炭的矿权重叠矛盾 突出，导致煤层气开发陷入进退两难的境地。
　　今年5月份，意图打造全国最大的煤层气开发利用基地的晋煤集团成功获得了国内煤炭企业首张煤层气采矿许可证。“这将打破中联公司和中石油的垄断，改变目前的煤层气开发格局。有利于加快中国的煤层气产业化进程。”宋智晨说。
　　对此，国土资源部持不同看法，相关人士表明，并不是所有的重叠矿权都会产生矛盾。在一些地方发生的煤层气和煤炭的矿权重叠矛盾，实际上都是背后的利益在作祟。
　　除了矿区重叠之争，煤层气的管理和监管问题也是业界关心的焦点。车长波此前接受本报记者采访时表示，建立完善法律法规是推进煤层气产业发展头等 重要的事情。煤层气勘探开发利用作为独立的产业应该建立比较完善的法律法规。这一点，记者在采访山西煤层气行业协会时也得到同样的回答。该协会一位人士表 示：“现在煤层气没有专门的法律进行规范，多是法律效力较低的部门规章。有资质没资质的企业都上，造成资源浪费和无序开发，从业人员的安全也得不到保 障。”建立符合煤层气产业特点的市场准入、项目核准、政府监管等机制，加强煤层气行业管理，规范煤层气企业开发利用行为和政府监管行为，已成为业界的共 识。
　　从全球范围来看，天然气占到全球能源结构中的24%以上，而在我国，天然气消费量仅占能源消费的4%，还具有巨大的发展空间。宋智晨表示，近来 年，我国天然气发展速度较快，但是在国家能源消费结构中占比还较小。在未来，我国天然气的消费量将会呈现出快速增长的现象，煤层气的开发刚好能够减少我国 天然气需求的缺口。国家能源局表示，2015年，国内将建成36个煤层气抽采利用亿方级矿区，充分利用煤层气资源，有效保护大气环境。

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晋煤CDM为何好事多磨？


　　作为世界上最大的煤层气发电厂，山西晋城寺河煤矿煤层气发电项目从一开始就备受关注。世界银行与项目业 主山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司(下称“晋煤”)合作，共同开发寺河煤矿煤层气发电CDM项目。在全球所有有关煤层气开发利用的CDM项目中，这是 规模最大的一个，而世界银行最开始的打算是将其打造成旗舰型CDM项目。
　　在近两个月前，这个项目的DOE(Designated Operational Entity，即第三方认证机构)刚刚完成对其减排量的第一次核证。不久以后，联合国可能将对这个项目签发第一笔CER(核证减排量)。
　　然而，实际情况却是，因为DOE较低的审核效率，以及其与项目开发方世界银行沟通方面的问题，这个项目最终获得注册比原先预计的时间推迟了超过两年。
　　这是一个较为典型的CDM案例，因为在这个行业里，很多项目都因机构审批效率低等问题出现注册延迟的情况。值得关注的是，以远期合约形式与终端 买家签订CER卖出合约的碳基金，因为项目注册推迟而造成无法获得CER，进而给其带来无法提供CER给终端买家的履约风险。在晋煤CDM的故事中，有碳 基金在2008年金融危机后碳市场的剧烈波动中利用金融工具成功化解了这种风险。但在其它的一些项目里，很多碳基金却没能避开这些风险，永远地消失于这个 行业。而这不仅对碳基金这个行业造成影响，更对大量进行CDM开发的项目造成冲击。
　　世界银行欲打造的旗舰项目
　　晋煤集团下属的寺河矿区位于高煤层气区域，而晋煤集团对煤层气综合利用也进行了很长时间的探索。早在1995年初，晋煤集团就曾利用地面抽出的 煤层气作燃料，带动两台120千瓦的内燃发电机进行发电试验。而在2000年，这家企业从从南方航空[6.79 -2.30%]公司买来退役的运七飞机发动机，对其进行改造，组成了6台2000千瓦的燃气发动机发电机组，并利用余热带动一台3000千瓦的汽轮机，筹 建了一座装机容量15兆瓦的寺河煤层气电站。2001年初，根据对寺河矿井开采年限，以及对煤层气储量的充分调研，晋煤集团决定在煤层气储量丰富的寺河矿 上建设一座世界最大的120兆瓦煤层气发电厂。
　　煤层气的主要成分甲烷是一种温室气体，其温室效应是二氧化碳气体的21倍。在采煤过程中，大量甲烷涌出，不仅对煤矿的安全生产构成巨大威胁，而 且甲烷排入大气成为引起地球温室效应不可忽视的因素。煤层气发电项目可以大幅减少温室气体甲烷的排放，而这无疑将引起CDM项目开发机构的注意。
　　最初，在国家发改委、财政部和对这个煤层气发电项目贷款的亚洲开发银行的共同推荐下，晋煤集团与世界银行合作开发寺河煤层气电厂CDM项目。这是世界最大的煤层气发电项目，世界银行希望将其打造成这种类型的旗舰项目，并更好地促进煤层气的开发利用。
　　资料显示，这个项目装机规模达到了120兆瓦，包括60组1.8兆瓦的燃气内燃发电机组，另外还有12兆瓦的余热发电。项目的第一减排计入期截 至2012年，最开始预计在从2006年开始的7年里，每年可转让二氧化碳减排量300万吨，总计达2100万吨，可获得减排收益1.4亿美元。
　　作为项目开发方的下属基金，世界银行原型碳基金早在2004年12月即与晋煤集团签订了减排购买协议。而在2005年和2006年，晋煤集团又 分别与日本碳基金和英国爱斯凯碳投资组合基金签订减排购买协议。所有这些基金似乎都对项目的注册和CER的签发信心十足，然而结局却大出所料。
　　一波三折
　　第一个尝试者总是会遇到更多的困难，寺河煤矿煤层气发电CDM项目就是一个新的尝试。它是国内第一个与煤层气开发利用相关的CDM项目。因为没 有同类的项目进行参考，这个项目的开发很大程度上是在一边摸索一边干的情况下进行的。而更重要的是，项目业主晋煤与开发机构世界银行对于项目审批的复杂性 估计不足。
　　在CDM项目开发过程中，项目必须尽早地邀请开发机构进行PDD(项目开发文件)的编写，之后提交到国家发改委和DOE进行批准和审核。DOE 是由联合国认可的审核机构，它们对联合国负责。最后，DOE将报告提交到联合国CDM执行理事会(EB)。EB会委托技术专家小组进行注册之前的审核，完 成审核后，项目才能正式被注册。
　　在寺河煤矿煤层气发电CDM项目中，最终的买家之一世界银行承担了项目开发工作。一般来说，国内CDM项目的开发有两种模式。第一种是单边模 式，即项目业主先不急着找买家，而是自己找到开发机构，并承担开发成本。第二种则是业主在一开始就引进CER的买家，并将项目开发成本作为碳交易合同的一 部分，也就是说，由买家来承担这个成本。寺河煤矿煤层气发电CDM项目属于后者。“一个CDM项目开发成本并不高。PDD编写普遍在100万元人民币以 内，而DOE审核和注册费用更低。”一位CDM资深人士称。
　　在国家发改委、DOE和EB三者中，DOE毫无疑问是最难过的一关，它们代表联合国对项目的方方面面提出问题。对于每一种类型的项目，联合国都 有方法学的规定，项目必须满足这些规定，才能被核证为CDM项目。那么，是否满足方法学规定，减排量是不是合理，PDD提供的证据是否属实，项目监测方 法、仪表、精度是否存在问题等，所有这些都必须由DOE进行审核。发现任何的问题，DOE就可以向项目业主和开发方提出来，后者必须提出合理的解释。不然 的话，项目就可能被否决。如此反复。通常情况下，一个项目的开发可能要经过几十次这种来回的沟通。
　　与DOE沟通的效率因此非常重要，并将决定项目开发的进度。“DOE需要对每一个项目专门派一个审核员，审核员向DOE更高级别的评估人员进行 报告，并直接与项目方沟通。但是，在晋煤寺河CDM项目中，DOE的审核员频频更换，给项目审核带来了巨大的麻烦。”一位曾参与寺河煤矿煤层气发电CDM 项目开发的人士对《能源》杂志记者表示。
　　“这个项目的DOE是大名鼎鼎的DNV(挪威船级社)，但是在该项目审核过程中，审核员换了三、四次。每换一个审核员就意味着可能要重新来过， 因为新的审核员必须对项目情况进行重新了解和熟悉。最后，我们不得不找到DNV驻中国的总代表。经过多方努力后，才通过审核，并提交报告。”该业内人士表 示。
　　寺河煤矿煤层气发电CDM项目的最终注册完成于2009年4月22日，比原来推迟了两年多。那么，到2012年第一减排计入期截止，项目减排总量从2100万吨减少到了1200万吨。
　　碳基金巧解履约风险
　　项目注册时间的推迟，无疑对在早几年就与晋煤集团签订好协议的几家碳基金造成巨大的冲击。因为原来预计从2006年就可以开始计算减排量，这些 碳基金也早早地与一些终端买家签署协议卖出CER。他们的算盘是将从寺河煤矿煤层气发电CDM项目中获得的CER以合适的价格卖出。然而，因为项目的推 迟，在2006到2009年之间这些碳基金无法从晋煤获得CER。这样，它们面临着从其它渠道获得CER并提供给终端买家的风险。
　　“向终端买家提供CER一般有两种方式。一种是担保性质的，一种是非担保性质的。对于前者，不论以什么方式，碳基金都必须向终端买家交出事先已 商定好了交付数量的CER。对于后者，就可以灵活一些，比如手里有多少CER就交付多少CER。当然，前者的价格要高于后者。”全球碳减排市场中最大的私 营提供商英国爱斯凯有限公司(下称“爱斯凯”)的中国区首席代表黎东对《能源》杂志记者表示。
　　这家公司旗下的基金在2006年就与晋煤集团签订了减排购买协议。“我们以远期合约的形式与一些终端买家签订了CER卖出协议，基本上都是担保 性质的。”黎东称。如果寺河煤层气发电CDM项目的CER能如数签发出来，爱斯凯通过之前与终端买家签署的协议可以赚取预计到的利润。
　　但是，CER无法获得签发怎么办？黎东的办法是从碳交易的现货市场上借入足够数量的碳排放权指标，并提供给终端买家。在经过2008年逐渐走向 高潮的过程之后，碳交易市场在金融危机后迅速冷却，2009年3月现货市场上每吨二氧化碳的排放权仅仅为7欧元。爱斯凯在低价时从现货市场买入碳排放权并 还给之前的出借方。虽然在几年的时间里，晋煤寺河CDM项目不能提供CER，爱斯凯却通过其风险化解的方式意外地赚到了一笔钱。
　　黎东庆幸当时决策的正确。“很多公司没有借助金融手段，而是不断地直接从现货市场上买入碳排放权。它们过高地估计了碳市场向上的走势，最后在碳 市场急剧下跌过程中损失惨重。另外，相当多的碳基金并没有做好现金管理，在需要借助金融工具操作时，手上却没有足够的现金。在碳市场的剧烈波动中，很多公 司消失了。”黎东称。
[责任编辑：CUOG]

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先说两个吧，转自互联网

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碳减排究竟怎么样？是不是效果小于期望？