晋煤集团煤层气开发利用十二五规划

1、本规划根据国家能源局关于编制煤层气开发利用“十二五”规划的通知和山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司（以下简称：山西晋城煤业集团）的中长期发展战略编制。有效期为2011年至2015年。规划到“十二五”末，煤层气抽采量达到100亿m3，其中地面抽采煤层气85亿m3 ，井下抽采瓦斯15亿m3；综合利用率达到80%以上。第一章 晋城煤业集团煤层气产业发展现状第一节 煤层气资源状况一、晋城煤业集团所在晋城规划矿区煤层气资源情况晋城规划矿区位于山西省沁水煤田南部，面积约5953.54km2，煤炭资源储量50124.61Mt。规划区内蕴藏着丰富的煤层气资源，煤层气含量高、含气饱和度高、压力高，具有良好的可抽

2、采性。煤层气资源丰度2.32亿m3/ km2，吨煤含气量12.0-28.7 m3/t，平均18 m3/t，局部可达1.9 Mpa，属可以抽放-易抽放煤层。预测煤层气储量6112.52亿m3，已获国家批准探明储量750亿m3。二、晋城煤业集团现有煤层气资源情况1.晋城煤业集团在晋城规划矿区的矿权状况1.1煤炭矿权情况晋城煤业集团有煤炭采矿权和探矿权的井田面积共576.51km2，正在办理煤炭矿权的面积为346.34km2，此外资源整合小煤矿面积为262.92km2。有煤炭采矿许可证的井田：王台铺矿、凤凰山矿、古书院矿、寺河矿、成庄矿、赵庄矿、长平矿； 有煤炭探矿权的井田：郑庄矿、胡底矿、龙湾矿、

3、中乡井田。1.2煤层气矿权情况目前，晋城煤业集团在上述各具有煤炭矿权区块范围内只在成庄矿和寺河矿的一部分井田内拥有煤层气采矿权107.74 km2。胡底矿、郑庄矿、赵庄矿井田范围内的煤层气采矿权正在办理，办理后将拥有煤层气矿权面积311.34 km2。（1）晋城煤业集团已办理和正在办理的煤层气矿权面积如下表1-1：表-1：晋城煤业集团煤层气矿权面积一览表 内容区域区块名称面积（km2）煤炭矿权情况煤层气权情况备注晋城矿区1寺河矿76.6有采矿许可证已办理37.61寺河西区和扩区煤层气探矿权全部被中联公司占有2成庄矿74.3有采矿许可证已办理70.133郑庄矿49.14有探矿权正在办理36.59

4、4胡底矿25.16有探矿权正在办理22.91有7.25 km2探矿权和中石油气权重叠5赵庄矿144.1有采矿许可证正在办理144.1准备办理采气许可证6凤凰山矿29.37王台铺矿33.78古书院矿25.4合 计457.7311.34（2）晋城煤业集团在晋城矿区未获得煤层气矿权的区块如下表1-2：表1-2：晋城煤业集团在晋城矿区未获得煤层气矿权的区块一览表 内容区域区块名称面积（km2）煤炭矿权情况煤层气权情况备注晋城矿区1中乡区块38.71有探矿权无采气权探矿权全部和中石油公司气权重叠2长平矿45.5有采矿许可证无采气权采矿权20km2和中石油公司气权重叠，有18km2和中联公司气权重叠3龙湾

5、矿（含黄龙山）34.6有探矿权无采气权和中石油公司有18.7km2气权重叠4东大矿井117.41采矿权正在办理无采气权和中石油公司气权重叠5樊庄矿井127探矿权正在申请无采气权和中石油公司气权重叠6寺河扩区101.93采矿权正在办理无采气权和中联公司有气权重叠合 计465.152. 晋城煤业集团对外合作地区的煤层气矿权状况晋城煤业集团于2008年5月与阳泉煤业集团签订了合作开发阳泉矿区煤层气协议，现已进入开发实施阶段。在离柳矿区三交井田，晋城煤业集团与太钢集团已签订合作开发煤炭协议，计划在开采煤炭的同时开发煤层气。在甘肃庆阳地区，晋城煤业集团已和庆阳市达成合作开发煤层气框架协议。矿权情况见下表

6、1-3：表1-3：晋城煤业集团对外合作地区的煤层气矿权状况 内容区域区块名称面积煤炭矿权情况煤层气权情况备注对外合作地区1阳泉矿区464.58阳泉煤业集团有180 km2采矿权无采气权少部分和中石化气权重叠，多数没登记2离柳矿区三交井田94.52有探矿权无采气权与太钢公司有合作合同，矿权和中联公司气权重叠3庆阳地区无无采气权4宁武煤田无无采气权5西山矿区无无采气权6霍州矿区无无采气权7武襄区块无无采气权另外，潘庄区块（面积150.8km2）原由晋城煤业集团拥有煤层气矿权，后来由于国家设立煤层气对外合作专营权而转让给中联公司，晋城煤业集团与中联公司以PSC产品分成合同方式共同开发潘庄区块的煤层气

7、，晋城煤业集团占45的比例。以上数据说明，资源问题是制约晋城煤业集团煤层气产业发展的瓶颈。第二节 煤层气开发利用现状从2006年到2010年，晋城煤业集团完成地面煤层气钻井总计2503口，共抽采煤层气43.88亿m3，其中井下抽采瓦斯21.73亿m3，地面抽采煤层气22.15亿m3。利用煤层气23.55亿m3，其中井下抽采瓦斯利用9.09亿m3，地面抽采煤层气利用13.46亿m3。“十一五”期间，晋城煤业集团煤层气开发利用情况见下表1-4：（单位：亿m3）表1-4：晋城煤业集团煤层气开发利用情况表年度分类抽采量利用量抽采量合计利用量合计·公司、英国气候变化资本集团碳贸易公司签订了“碳

8、减排购买协议”，共出售二氧化碳减排额度1780万t。在第一个减排期（2008年2012年），可获收益约1亿美元，约合7亿元人民币。五、完善了产业结构，培育了产业队伍截止2010年底，晋城煤业集团煤层气产业基础设施建设投资累计超过50亿元，已建成的煤层气（瓦斯）输送管道共计1200余km（包括集输管道）；建成了压缩站、加气站、瓦斯电厂、液化厂等基础设施；形成了沁水蓝焰煤层气公司的地面勘探开发、各矿瓦斯抽采队的井下抽采、各矿抽采集输站、铭石煤层气利用公司、晨光物流公司、各矿瓦斯发电厂、山西易高煤层气液化等煤层气的开发利用的上、中、下游队伍，造就了一批精通专业的技术人员和能力强素质高的管理人员，培育

9、了一支技术精湛、本领过硬的煤层气开发利用团队，现有从业人数近万名。 第四节 存在的主要问题煤层气产业在我国是个新兴产业，存在着很多制约产业健康发展的体制性障碍和问题，突出表现在以下几点：一、煤炭矿权与煤层气矿权的分置重叠，严重制约着煤炭资源的规划建设和矿井安全生产，阻碍着煤层气产业的健康快速发展。由于煤炭矿权与煤层气矿权分置，大块区域煤层气矿权过早划分给个别企业占有，使煤炭企业的煤层气抽采及煤炭资源申请都受到了制约，煤炭企业推进采煤采气一体化的愿望无法实现；煤、气两权分置，造成开发主体不明确，煤炭工业发展规划的落实准备工作全面受阻；非煤企业占有煤层气矿权不及时开发、制约煤炭开发建设；煤层气与煤

10、炭资源开发相脱节，给煤矿企业的安全生产带来了严重隐患。二、煤层气行业标准及规范缺失，给煤炭企业开发利用煤层气造成了严重困难。目前，我国的煤层气开采利用尚处在初级阶段，行业安全生产缺乏统一的标准和规范，国家各部门之间、国家部门与地方政府之间、地方政府各部门之间缺乏有效的协调与沟通机制，一些政策尤其是在煤层气开发利用各种行政许可的办理上相互矛盾，给企业的正常生产经营造成了很大困难。三、国家及地方政府对煤层气开发利用缺乏必要的资金投入，煤层气产业价格机制不完善，给煤层气生产企业的生产经营带来严重影响。煤层气产业开发具有高投入、高风险的特征，勘探开发初期及配套煤层气利用项目所需资金较大，单纯依靠企业自

11、身实力难以承担。国家及地方政府对煤层气开发利用补贴偏低，不能很好地激发煤层气开发利用企业的积极性。同时，国家在煤层气产业价格机制上的不完善，也给煤层气生产企业生产经营带来了严重影响。四、煤层气利用项目审批不顺畅，给煤层气利用项目的建设带来严重不利影响。目前，煤层气利用项目的审批不顺畅，周期过长，导致煤层气利用项目不能及时完成，抽采煤层气不能得到完全利用，只能烧掉或排空，造成资源浪费。第二章 面临形势和行业竞争力分析第一节 国内能源供需形势一、能源需求总量分析2009年，我国各类能源需求总量共计29.4亿t标准煤，2010年需求约32.5亿t标准煤。在过去几十年中，我国一直处在经济高速发展的快车

12、道，能源需求与消耗量随之同步增长，能源需求的年平均增长率达5.5%。预计在“十二五”期间，这一势头不会有大幅转变。依次推算，到2015年，我国的能源需求总量将达42.5亿t标准煤。随着经济发展速度的趋稳、产业结构的调整，以及能源领域的技术升级，我国能源需求量增长率势必逐渐降低，接近世界平均水平（2%-3%）。因此，到2020年，我国能源需求总量预计将达47.2亿t标准煤。图2-1：中国能源需求总量变化趋势二、能源需求结构分析在能源需求中，主要包括煤炭、石油、天然气/煤层气，非化石能源四大类；非化石能源，包括太阳能、风能、核能、水电等能源形式。图2-2：中国能源需求结构图根据有关行业数据，201

13、0年我国煤炭、石油的需求量分别为30亿t和4.27亿t，占我国能源总需求量的86%。我国“十二五”能源规划，将围绕非化石能源增加和碳减排两大目标展开。预计到“十二五”末，煤炭需求占比将下降至64%左右，石油需求将下降至16.5%左右，天然气/煤层气的需求占比将翻番，从目前的4%提升到8%，而非化石能源占比将达11%以上。根据预测，到2020年我国煤炭需求量约为34亿t，占比将下降到51%左右，“一煤独大”的局面得到初步改善；石油需求约为5.6亿t，占比控制在17%左右；对于非化石能源，占比目标大约是15%，根据目前新兴能源产业的发展态势，预计这一占比将超21%；而天然气/煤层气的需求占比将达到

14、10%左右，成为国家经济建设的重要能源支柱。三、煤层气需求量分析根据对能源需求总量与结构的预测，结合对天然气/煤层气产业发展态势的判断，预计我国天然气/煤层气的需求量将呈现先加速后放缓的上涨趋势：2009年，天然气/煤层气的需求量为875亿m3，2010年将近1200亿m3，到“十二五”末将达2800亿m3左右，到2020年，需求量将稳步提升至近4000亿m3。图2-3：天然气/煤层气需求总量变化趋势从天然气生产方面来看，2009年天然气产量为830亿m3，需求量为875亿m3，缺口达45亿m3，已经连续两年出现天然气紧缺的现象。根据2010年1-5月份的天然气产量（392亿m3）推算，全年产

15、量约940亿m3，在需求接近1200亿m3的情况下，天然气缺口将达260亿m3。预计“十二五”期间天然气产量年增速维持在13%左右，这意味着，到2015年，天然气缺口逾1000亿m3。而在2015-2020年间，随着天然气/煤层气需求增速放缓，以及国内产能的稳步提升，天然气缺口预计维持在1000-1100亿m3。图2-4：天然气产量及缺口变化趋势鉴于属性、用途的相近性，煤层气将是弥补这一缺口的重要选择。这也意味着煤层气产业将在“十二五”期间迎来战略机遇期，如果把握得当，将在2015年前后形成近1000亿m3的市场需求空间，而且这一需求量将在一段时间内保持稳定。如果按当前销售价格计算，煤层气产业

16、的年产值届时将超1300亿元。四、煤层气用户需求分析由于能源相似性，煤层气的消费市场趋同于天然气，主要包括：化工生产、发电、工业燃气、民用燃气等领域。化工生产：依据国家石化产业调整和振兴规划，随着化工行业利润缩减，市场进入低迷期，整体需求将增速放缓。规划同时指出，“十二五”期间，我国化工行业将会经历一次较大规模的产业结构调整，国家将会大幅缩减高能源消耗，高能源污染的落伍产能，缩减小型化工厂，提高资源集中利用度，大力发展高端专用化学用品和化工新材料。因此，未来十年，天然气/煤层气的化工需求量将由312亿m3放缓增长至640亿m3，五年期增长率为13.5%，十年期增长率为7%，占比则由现在26%下

17、降至16%。图2-5：天然气/煤层气化工需求变化趋势发电：目前，天然气/煤层气发电量仅占发电燃料结构的3，但其作为清洁能源在碳减排方面具备巨大优势，随着国家对天然气/煤层气发电的积极推进，天然气/煤层气发电装机容量将快速发展，预计2015年有望达到6900万kw，占全国装机总容量的5。由此带动，2010-2020年间，天然气/煤层气发电需求量将由168亿m3加速增长至600亿m3，五年期需求增长率达18.5%，十年期需求增长率达13.6%，但需求占比基本维持不变。图2-6：天然气/煤层气发电需求变化趋势工业燃气：在政府大力倡导非化石能源的环境下，生物能、核能、水电等能源形式的发展正步入快车道。

18、受此影响，工业燃气需求量增幅将放缓：从2010年的312亿m3增至2020年的800亿m3，五年期增长率为16.6%，十年期增长率为10%，需求占比呈小幅下落。图2-7：天然气/煤层气工业燃气需求变化趋势城市民用：截止2008年底，城市燃气已经成为第一大用气领域，随着我国城市化水平进一步提高，天然气/煤层气将逐步成为城市燃气市场的主力军。在未来5-10年中，城市民用需求将会保持高速持续增长，从2010年的408亿m3/年，飞跃至2020年的1960亿m3/年，五年期需求增长率为23%，十年期需求增长率为17%，需求占比跃升至近五成。图2-8：天然气/煤层气城市民用需求变化趋势综合来看，在201

19、0-2020年间，天然气/煤层气需求结构将发生一定变化：城市民用占比将迅速提升至49%，工业燃气、化工生产需求占比都将逐步下降，而发电需求占比基本保持不变。如果煤层气产业能有效弥补天然气缺口，煤层气的各类需求将达如表2-1所示： 表2-1：中国煤层气需求结构预测表2015年需求量（亿m3）2020年需求量（亿m3）城市民用438530工业燃气256216化工生产224173发电150162合计10681082第二节 企业内部和新建煤层气项目需求预测预计到2015年，晋城市及周边地区地面抽采的高浓度煤层气基本用气量为15亿m3。参见下面用气量需求预测表：（单位：亿m3） 表2-2：晋城市及周边地

20、区地面高浓度煤层气基本用气量预测表时间 项目2011年2012年2013年2014年2015年备注晋城市和集团公司民用1.08(日用30万m3)1.26(日用35万m3)1.44(日用40万m3)1.8(日用50万m3)1.8(日用50万m3)360天/年CNG销售（含加气站用气）2.52(日用70万m3)3.6(日用100万m3)3.6(日用100万m3)3.6(日用100万m3)3.6(日用100万m3)360天/年晋城长治管道1.05(日用30万m3)1.05(日用30万m3)2.1(日用60万m3)2.1(日用60万m3)2.1(日用60万m3)350天/年山西易高公司（液化厂）2.9

21、72.972.972.972.97330天/年，日均用气90万m3山西顺泰公司（液化厂）1.651.651.651.651.65330天/年，日均用气50万m3王台液化厂0.99(日用30万m3)0.99(日用30万m3)0.99(日用30万m3)2.97(日用90万m3)2.97(日用90万m3)330天/年合计10.2611.5212.7515.0915.09第三节 企业内部发电需求预测预计到2015年，晋城煤业集团各瓦斯电厂总装机容量将达44.9万kw，瓦斯利用需求量10.28亿m3。详见下表：（单位：亿m3）表2-2：晋城煤业集团各瓦斯电厂总装机容量预测表时间名称2011年2012年2

22、013年2014年2015年备注寺河12万kw瓦斯电厂2.122.122.122.122.12煤矸石3.6万kw电厂0.731.331.331.331.332012年扩容至6.6万kw成庄1.8万kw热电厂0.390.760.760.760.762012年扩容至3.8万kw寺河1.5万kw瓦斯电厂0.360.770.770.770.77胡底15万kw瓦斯发电厂2.652.652.65龙湾矿15万 kw瓦斯发电厂2.652.65合计3.64.987.6310.2810.28第四节 企业竞争力分析在多年开发利用煤层气的过程中，晋城煤业集团形成了一定的优势，具备了一定的产业竞争力。一、晋城煤业集团煤

23、层气开发技术成熟，工艺可靠，装备先进晋城煤业集团经过多年探索实践，掌握了一整套拥有自主知识产权的无烟煤地面煤层气抽采技术，形成了“清水钻进，活性水压裂，定压排采，低压集输”等地面煤层气开采技术和井下顺层长钻孔等在内的可靠有效的开采工艺体系，在国内率先走出了一条“采煤采气一体化、开发利用商业化”的新型产业化道路，并配备有国内先进的空气钻机等地面煤层气抽采装备。二、晋城煤业集团形成了完备的煤层气产业体系晋城煤业集团经过多年努力，形成了较为完整的煤层气产业体系，涵盖了煤层气开发、管输、压缩液化、瓦斯发电、汽车燃气的各主要方面，各方面结合紧密，运转有序，取得了良好的综合效益。三、晋城煤业集团造就了一支

24、技术精湛、本领过硬的煤层气开发利用团队晋城煤业集团子公司蓝焰煤层气有限责任公司取得了山西省国土资源厅颁发的固体矿产勘查乙级资质，气体矿产勘查乙级资质，地质钻探乙级资质，获得了山西省发改委下发的煤层气开发利用经营许可，建成了山西省煤层气工程技术研究中心。四、晋城煤业集团形成了卓有成效的管控模式晋城煤业集团煤层气产业设立1个业务职能管理部门（煤层气产业发展局）、5个子公司、1个参股的从事煤层气液化的公司，各单位严格人、财、物管理，规范产、运、销运作，提效创收，基本构建了具有市场竞争力的运行模式。五、煤层气的开发利用取得了瞩目成就晋城煤业集团成功探索出了一条井上下抽采并重的治理煤矿瓦斯之路，形成了“

25、采煤采气一体化”、“三级瓦斯治理”的瓦斯治理模式，开创了煤矿瓦斯治理的晋城模式。第三章 晋城煤业集团煤层气产业发展思路和发展目标第一节 指导思想及发展思路一、指导思想以科学发展观为指导，以服务煤矿安全生产为宗旨，以治理煤矿瓦斯为目的，落实“先抽后采”，以用促抽，开发清洁能源，促进节能减排，科学利用煤层气资源，推进煤层气产业健康发展。二、发展思路1“年产百亿、气化山西、服务矿山、奉献社会”的发展思路紧紧围绕“气化山西”战略目标，依托山西省丰富的煤层气资源、良好的产业发展基础和广阔的市场空间，统筹规划，科学实施，力争到“十二五”末，形成100亿m3的地面煤层气产量，为“气化山西”提供可靠的气源保障

26、，为服务煤矿安全生产、促进我省资源性经济转型、建设低碳经济、节能环保作出积极的贡献。2.“立足矿区、技术创新、重点突破、全面推进”的开发思路在山西省各煤炭企业集团所属的煤矿区和煤层气赋存条件好的区域，大力开展地面煤层气开发合作，全力推进煤矿瓦斯的综合治理，促进地面煤层气开发。加强与科研院所和高校的横向联合，充分发挥产、学、研和技术中心的优势，以国家科技重大专项为平台，在煤矿区和煤层气赋存条件好的区域探索和创新适用于不同地质条件下的地面煤层气开发技术，培养煤层气专业技术人才，不断完善煤矿区和煤层气赋存条件好的区域的煤层气开采技术体系。在实施过程中，优先选择省内34个重点矿区推进，再逐步推广至全省

27、其它区域。3.“依托气源、合理布局、民用优先、多方合作”的利用思路在依托气源的基础上，统筹、科学、合理规划和布局煤层气利用项目，按照“优先选择民用、气源区、人口密集区、就近入管网、重点建设CNG压缩站、合理兼顾LNG液化等项目”的利用原则，积极培育完善有序的市场运行体系，在努力争取各级政府的大力支持下，不断深化企业间的气源、管网、加气站等利用项目的多方合作，形成互通有无、资源共享的良好局面，为煤层气产业健康发展创造条件。第二节 “十二五”发展目标一、建井目标：计划到2015年，晋城煤业集团地面煤层气井，总数达到20000口。见下表（井数：口）表3-1：晋城煤业集团地面煤层气井总数预测表 时间地

28、区 2015年累计晋城矿区3000阳泉矿区4000潞安矿区3000西山矿区4000河东矿区3400霍西矿区1400其它矿区1200总计20000二、产量和利用规划目标：1产量：计划到2015年，晋城煤业集团地面开发煤层气产量85亿m3，井下抽采瓦斯产量15亿m3。煤层气产量规划参见下表：（单位：亿m3）表3-1：晋城煤业集团地面煤层气产量规划表时间地区2010年2015年晋城矿区915对外合作区块阳泉矿区317潞安矿区012西山矿区017离柳矿区013霍州矿区06其它矿区05地面合计1285井下瓦斯615总计181002利用：计划到2015年，晋城煤业集团地面开发煤层气利用量70亿m3，井下抽

29、采瓦斯利用量10亿m3。煤层气利用量规划参见下表：（单位：亿m3）表3-2：晋城煤业集团地面煤层气利用量规划表时间地区2010年2015年晋城矿区713对外合作区块阳泉矿区2.8514潞安矿区010西山矿区014离柳矿区012霍州矿区04其它矿区03地面合计9.8570井下瓦斯410合计13.85803. 晋城煤业集团煤层气抽采利用规划汇总表（含对外合作区块）：单位：（亿m3）表3-3：2011年-2015年晋城矿区井下瓦斯抽采利用规划表 年度项目2011年2012年2013年2014年2015年产量规划6.57.8911.715利用规划4.555.466.38.1910表3-4：2011年-

30、2015年地面煤层气抽采利用规划表 单位：（亿m3）年度项目2011年2012年2013年2014年2015年产量规划晋城矿区11.512.513.514.515阳泉矿区2.56101317潞安矿区0.524812西山矿区1.6591317离柳矿区0.8481013霍州矿区00.41.636其它矿区000.825合计17294763.585利用规划晋城矿区89101213阳泉矿区1.8581114潞安矿区0.213610西山矿区1481114离柳矿区0.537912霍州矿区00124其它矿区000.513合计1217385270第四章 晋城煤业集团煤层气产业布局与重点项目第一节 产业发展布局根

31、据晋城煤业集团的煤层气资源情况，在做好晋城矿区煤层气资源抽采利用的同时，将进一步加大对山西省的煤层气资源勘察，并不断加快对外合作区块的地面煤层气开发利用步伐。一、井下瓦斯开发规划到“十二五”末，晋城煤业集团井下瓦斯抽采量将达到15亿m3。其中，现有高瓦斯矿井抽采量7.44亿m3；规划建设的高瓦斯矿井及整合矿井抽采量7.46亿m3。利用量达到10亿m3，瓦斯利用率达到67%。如4-1表所示：表4-1：晋城煤业集团井下瓦斯开发规划表时间项目名称2011年2012年2013年2014年2015年现有高瓦斯矿井现有高瓦斯矿井寺河矿东井瓦斯抽放量（亿m3）1111.41.5抽放率（）5555606060

32、寺河矿西井瓦斯抽放量（亿m3）22.32.52.52.5抽放率（）7575757575成庄矿瓦斯抽放量（亿m3）0.90.90.90.90.9抽放率（）6060606060赵庄矿瓦斯抽放量（亿m3）0.070.090.10.120.12抽放率（）2045454545时间项目名称2011年2012年2013年2014年2015年寺河二号井瓦斯抽放量（亿m3）0.150.170.20.250.25抽放率（）5555555050岳城矿瓦斯抽放量（亿m3）0.720.780.840.90.9抽放率（）6060606060寺河矿北区抽采井瓦斯抽放量（亿m3）1.21.21.21.211.21抽放率（）7

33、575757575其它矿井瓦斯抽放量（亿m3）0.060.060.060.060.06合计瓦斯抽放量（亿m3）6.16.56.87.347.44规划建设矿井胡底、郑庄、东大、龙湾、樊庄、三交一号瓦斯抽放量（亿m3）0.20.71.33.266.21整合矿井整合的高瓦斯矿井瓦斯抽放量（亿m3）0.20.60.91.11.35合计井下瓦斯瓦斯抽放量（亿m3）6.57.8911.715二、地面煤层气开发1晋城矿区及对外合作区块煤层气地面开发规划（1）晋城矿区：到2015年，开发规模达到3000口煤层气井，产量15亿m3，投资约60亿元。此外，地面采空区抽放井达到40口。（2）阳泉矿区：到2015年，

34、开发规模达到4000口煤层气井，产量17亿m3，投资约80亿元。（3）潞安矿区：到2015年，开发规模达到3000口煤层气井，产量10亿m3，投资约60亿元。（4）西山矿区：到2015年，开发规模达到4000口煤层气井，产量17亿m3，投资约80亿元。（5）离柳矿区：到2015年，开发规模达到3400口煤层气井，产量12亿m3，投资约68亿元。（6）霍州矿区：到2015年，开发规模达到1400口煤层气井，产量6亿m3，投资约28亿元。（7）其它矿区：到2015年，开发规模达到1200口煤层气井，产量5亿m3，投资约24亿元。如果规划在实施过程中，煤层气资源不足、资金不到位，把霍州矿区等其它地区

35、的煤层气开发作为储备项目。表4-2：各区块具体情况一览表（单位：钻井，口；投资，亿元）时间类别2011年2012年2013年2014年2015年新增累计新增累计新增累计新增累计新增累计建井规划晋城矿区30023002002500200270020029001003000阳泉矿区10060080014001000240080032008004000潞安矿区1501503004505009501000195010503000西山矿区400400800120010002200100032008004000离柳矿区2002008001000800180080026008003400霍州矿区001001

36、003004003007007001400其它矿区00002002003005007001200合 计1150365030006650400010650440015050495020000注：1、单井按日平均产能约1000-1500m3/d估算，正常工作日按照330天/年进行估算。根据实际开发经验及当地地质情况进行估计；煤层气抽采井从打井到投入使用，包括打井成本、集输管线、场地道路、供电等各种费用，预计每口直井投资大约为200万元左右。第二节 开发建设项目 “十二五”期间的煤层气产业重点项目包括在晋城矿区、阳泉矿区、潞安矿区、西山矿区、离柳矿区、霍州矿区及其它矿区建设地面煤层气井20000口，

37、投资400亿元；建设煤层气压缩站集群10个，投资5亿元；加气站50个，投资5亿元；建设液化项目4个，投资24亿元；建设煤层气输送管道4条，其中3条采用合资形式建设，投资6.6亿元，总投资440.6亿元。年度投资情况见表4-3：（单位：亿元）表4-3：“十二五”期间:煤层气产业重点项目年度投资规划表 年度项目2011年2012年2013年2014年2015年地面钻井406080100120利用项目5.210.28.68.68合计45.270.288.6108.6128总计440.6一、地面煤层气抽采井到2015年，晋城煤业集团地面煤层气钻井总数达到20000口。二、煤层气利用重点建设项目1煤层气

38、压缩站项目在山西阳泉、河东等地区建设10个煤层气压缩站项目，累计日处理煤层气500万m3，预计投资5亿元。参见表4-4：表4-4：煤层气压缩站项目投资建设估算表地区规模（万m³/d）年用气量（亿m³）投资估算（亿元）建设时间（预计）煤层气压缩站昔阳站501.60.5分期建设（以320天计算）寿阳站501.60.5分期建设左权站501.60.5分期建设古交站501.60.5分期建设交城站501.60.5分期建设襄垣站501.60.5分期建设武乡站501.60.5分期建设来远站501.60.5分期建设中阳站501.60.5分期建设汾西站501.60.5分期建设合计5001652

39、煤层气加气站项目在晋城市及其它地区建设20余座煤层气加气站，分别为晋城北义城加气站、晋城金村加气站、晋城周村加气站、晋城芹池加气站、沁水加气站、高平加气站、陵川加气站以及榆次加气站、太原小店加气站、太原杏花岭加气站、临汾1#加气站、临汾2#加气站、晋中地区3个加气站等。每个站的日加气能力为2-3万 m3。预计投资2.0亿元。此外，根据“气化山西”构想的要求，在山西省有关城市和重点公路附近再建设若干加气站，其中在太原市建设26个加气站，分两期进行，一期在2013年前完成12个，含1个加气母站、1个LNG/L-CNG加气站、10个加气子站；二期在2015年前完成14个，含1个加气母站、13个加气子

40、站(市区10个、县城3个)，预计投资3亿元。3煤层气液化项在山西晋城、阳泉、河东等地建设4个煤层气液化项目，累计日处理煤层气360万m3，预计投资24亿元。参见表4-5：表4-5：煤层气液化项目投资建设估算表地区规模（万m³/d）年用气量（亿m³）投资估算（亿元）建设时间预计备注液化站项目晋城王台903.156分期建设王台煤层气液化项目，已开工建设阳泉903.156分期建设河东903.156分期建设潞安903.156分期建设合计36012.624 4煤层气输送管道项目建设晋城-长治、古交-清徐、吕梁-清徐、大宁-临汾煤层气输送管道，累计长度367.1公里，投资约6.6亿元。

41、参见下表：表4-6：煤层气输送管道项目投资建设估算表管道名称输送能（亿 m3/年）设计管径（mm）输气压力（Mpa）设计长度（km）投资金额（亿元）备注晋城长治10DN5594.597.13.2已开始建设古交-清徐10DN5594.5402.2合资建设吕梁交城清徐10DN5594.51300.6合资建设大宁-临汾10DN5594.51000.6合资建设合计40367.16.6瓦斯发电项目目前晋城煤业集团拥有18.9万kw瓦斯发电装机容量，年用气量约3.8亿m³，根据集团公司在西区的矿井建设规划（东大、胡底、樊庄、龙湾、郑庄等矿井建设），到2015年，井下瓦斯年抽采量将达到15亿m&#

42、179;，可利用量将达到10亿m³，可满足新增瓦斯发电装机容量约30万kw的用气需求。6煤层气利用项目年度建设规划表 年度项目2011年2012年2013年2014年2015年压缩站数量22222投资1.01.01.01.01.0加气站数量1010101010投资1.01.01.01.01.0液化厂数量1111投资6.06.06.06.0管道名称晋城-长治古交-清徐吕梁清徐大宁-临汾投资3.22.20.60.6合计投资5.210.28.68.68总计40.6表4-6：煤层气输送管道项目投资建设估算表第三节 地质勘查项目2011-2015年，晋城煤业集团主要在沁水煤田、离柳矿区、西山矿

43、区、霍州矿区等煤田进行煤层气地质勘查。并依据实际情况，加大勘探力度和扩大勘探范围。勘探具体年度安排计划见表4-7：表4-7：煤层气地质勘查项目投资建设规划表年度勘探区面积（km2）储量目标（亿 m3）备注2011离柳矿区太钢139.67360锦源区块78.968197.422012沁水煤田和顺矿区309.14618.28高平矿区9001800离柳矿区寨子预查区170 425离石矿区300750其它矿区轩岗矿区906.252288.2962013沁水煤田冀城矿区404.13808.26古县矿区384.91769.82西山矿区东社矿区115.52317.252离柳矿区其他未登记井田251.6162

44、9.0252014沁水煤田东山矿区60120霍州矿区襄汾矿区300221.8296西山矿区清徐地区（清交矿区共400 km2）330906.2774其它矿区朔州矿区6001515.012015霍州矿区汾孝矿区1100813.3752灵石矿区510377.1103霍州矿区560414.0819克城南湾里矿区700517.6024西山矿区西山矿区200549.259东社矿区115.52317.252古交矿区304834.8737第四节 管网建设项目“十二五”期间，晋城煤业集团拟建设的主要管道如表4-8：表4-8：晋城煤业集团拟建设:主要管道规划表管道名称规模（亿m3/年）设计管径（mm）输气压力（

45、Mpa）设计长度（km）投资金额（亿元）备注晋城长治10DN5594.597.13.2已开工古交-清徐10DN5594.5402.2合资吕梁交城清徐10DN5594.51300.6合资大宁-临汾10DN5594.51000.6合资合计40367.16.6第五节 煤层气产业科研项目一、国家科技重大专项“十二五”期间，晋城煤业集团将做好国家重大科研项目“山西晋城矿区采煤采气一体化煤层气开发示范工程”的实施工作，主要工作如下：1攻关目标形成沁水盆地不同地质条件下采煤采气一体化开发模式及系列标准和技术规范，建立采煤采气一体化示范基地，为“十二五”末，煤层气产能达到50亿m3/年提供技术支撑。2主要任务

46、（1）地面煤层气建井达到3000口；（2）施工采动区抽采试验井30口，成井率达到80%。（3）完成30口抽采效果检测井的设计和示范。（4）煤矿井下中硬煤层施工顺层长钻孔进尺100万米；钻孔长度普遍达到300-600米。（5）软硬复合破碎煤层中施工长钻孔进尺40万米；钻孔长度达到200-400米。二、晋城煤业集团煤层气产业科研课题晋城煤业集团密切结合煤矿区地面煤层气抽采的实际情况，在“十二五”期间，开展以下科研课题的专题研究：1煤层气地面建井成本控制。要加强技术攻关，改进施工方案，提高工作效率，控制工程支出，努力降低地面煤层气井的建设成本，力争将成本控制在150万元/口以内。2煤层气地面抽采技术

47、的地质适应性研究。要深入研究煤层气地面抽采技术，不断进行抽采工艺改进，探索在不同地质条件下提高煤层气抽采率的可行措施。3地面煤层气井排采寿命研究。要结合目前地面煤层气运行井的实际情况，进行多方面的探讨分析，研究提高地面钻井运行寿命的技术方案。4争取煤层气产业扶持政策研究。煤层气是新兴产业，其成长发展不能离开国家政策的支持。要结合煤层气产业发展的现状，向国家和地方政府提交符合实际的政策建议，从而得到国家和地方政策的最大支持。5低浓度瓦斯利用研究。国家煤矿安全规程要求，瓦斯浓度在30%以下时，不得作为燃气直接燃烧；用于发电等用途时，瓦斯的利用、输送必须按照有关标准的规定，并制定安全技术措施。晋城煤

48、业集团所属矿井抽采的井下瓦斯一部分浓度在40%以下，为了有效利用这部分低浓度瓦斯，避免排空造成大气污染，要对低浓度瓦斯发电项目进行研究，提高低浓度瓦斯的利用率。第六节 煤层气研究实验中心建设由于煤层气的开发利用风险较大，有许多技术问题需要进行深入研究。晋城煤业集团与“四校两院”（中国矿业大学、中国地质大学、中国石油大学、河南理工大学、煤科总院重庆研究分院、煤科总院西安研究分院）合作建立国家级煤层气研究实验中心。第七节 煤矿抢险救援工程中心建设由于晋城煤业集团的主业为煤炭开采，煤矿事故频发，为了搞好事故抢险救援工作，建立煤矿抢险救援工程中心。配备抢险设备和器材，配备和培训抢险人员。第五章 经济测

49、算“十二五”期间，“晋城煤业集团煤层气产业各项目总投资约444.96亿元，其中地面投资400亿元，利用项目投资44.96亿元。根据蓝焰煤层气公司目前在沁水地区煤层气井的运行数据，计算的经济数据表5-1：表5-1：单口井投资收益测算表序号项目测算蓝焰2010年1-7月数据对比及说明1单口井投资成本（万元）200包括钻井、压裂、道路、集输、供电等全部投资2日产气量（方）1500蓝焰1-7月供抽采44084万方，年初2001口井，实际运行1037口，按全部井数计算，日产气量1050方，按运行井数算，日产气量2025方3全年生产天数3304全年产气量（万方）49.55销售单价（含税）1.46国家天然气

50、价格6年销售收入（万元）63.9649.5*1.46/1.13=63.968资金成本率5.50%和国资委经济增加值要求一致9运行年限（年）10根据亚行项目可研报告10年折旧费（万元）20.00200/10=2011单方气生产成本（含压缩等）0.21蓝焰1-7月平均生产成本0.207，按销量计算12年生产成本（万元）10.4049.5×0.21=10.413年运行费用（万元）8.76蓝焰1-7月运行费用5300万元，按运行井1037口计算，单口井年8.76万元14年资金成本（万元）11200×5.5%=1115年总成本（万元）50.1620+10.4+8.76+11=50.1616年净利润（万元）10.35（63.96-50.16）×75%=10.3517投资收益率10.68%（11+10.35）/200=10.68%18投资回收