我国煤层气产业链集输环节存在的问题与建议

江 涛，王遂正，林中月，赵 欣，孙 杰，何 亮，王 佟

(1.中国煤炭地质总局第一勘探局 河北 邯郸 056004；2.中煤地质工程总公司 北京 100039；3.中国煤炭地质总局勘查研究总院 北京 100039； 4.中煤矿业发展有限公司 北京 100039；5.中国煤炭地质总局 北京 100039)

1 发展煤层气产业的重大意义

煤层气是以煤为主要生储层，以甲烷为主要成分，以吸附态为主赋存的非常规天然气，具有资源和灾害的双重属性，也是一种效应极强的温室气体。从资源紧迫性角度，煤层气是与煤炭共伴生的清洁、低碳、优质能源资源，煤炭之于我国能源安全的战略地位决定其短期内不可能停止开发，这就必然导致煤层气资源的巨大浪费，开发利用煤层气比其他任何天然气都更为迫切；从灾害角度，其号称煤矿安全“第一杀手”，严重威胁煤炭安全生产并对煤炭行业形象造成负面影响，同时，甲烷温室效应是二氧化碳的21倍，其大规模排放必然严重危害大气环境。

我国2 000m以浅煤层气地质储量30×1012m3，占天然气总量12%，可采储量12.5×1012m3[1]，然而其在一次能源消费中的比例仅占0.8%，产量和消费比重与其资源地位严重不符，具有弥补天然气供应、优化能源结构的巨大潜力。然而现实是“常规油气供应不足，煤层气尚未发力”，2017冬季气荒、我国天然气对外依存度高达35%并曾遭受“三次卡脖子”更是警示我们：大力发展、加快发展煤层气不仅具有促进资源综合高效利用，提高国家能源自主保障能力，优化能源结构的重大意义，也有保障煤炭安全生产和促进生态文明建设，建设“美丽中国”的重大意义。

2 煤层气产业发展现状

我国煤层气产业“十五”期间进入商业化运营以来快速发展(图1、图2)。截止2016年底，全国累计探明储量6 928亿m3，煤层气总产量168亿m3，其中地面产量45亿m3。但无法回避的事实是，“十一五”和“十二五”煤层气规划均未达到预期目标，“十三五”虽进一步调低规划目标，但根据当前产业发展形势，完成压力依然很大，甚至呈现衰滞现象，部分学者形容“我国煤层气是起了个大早，赶了个晚集”甚为贴切，究其原因，与当前我国煤层气产业配套政策不完善或力度不足[2]以及产业链各环节存在亟待解决难题，环节发展不协调、不畅通密切相关。

图1 我国煤层气累积探明量增长趋势Figure 1 Growth trend of CBM cumulative measuredresources in China

图2 我国煤层气产量增长趋势Figure 2 Growth trend of CBM production in China

“产业链”是产业经济学中的概念，是产业各环节、各部门之间基于一定的技术经济关联，并依据特定的逻辑关系和时空布局关系客观形成的链条式关联关系形态。表面看，产业链是从生产端指向消费端的单向链条，但从其运转机制看，某一环节的健康程度和与其他环节的发展协调程度就能对整个产业链表现出整体促进或整体制约的作用，继而又反过来促进或制约该环节的发展，最终导致整个行业发展呈现似“马太效应”，构成实质上的环形链。煤层气产业链包括上游的勘查评价与开发、中游的储集运输、下游的转化利用三个环节。本文主要从煤层气产业链中游集输环节分析其存在的突出问题，并提出相关建议。

3 煤层气集输环节存在的突出问题

3.1 自有管网规模小，尚未形成全国网络

天然气管道运输(PNG)具有安全性高、经济性好、大输量、宽口径、长距离、高压力的优点，是陆上长距离大规模天然气运输最成熟、应用最普遍的运输技术，全球约75%天然气采用管道运送，号称“能源大动脉”。

目前，我国已建成山西端氏-晋城-博爱、端氏-沁水、晋城-侯马、晋城-长治、太原-和顺-长治；陕西韩城-渭南-西安；河南沁阳-济源(晋气入豫配套支线)；辽宁调兵山-银州-开原-清河等多条煤层气长输管线。尤其是山西省主要围绕沁水盆地和吕梁山周边地区向外辐射的多条煤层气管道已与途经的西气东输线、陕京线、榆济线连接成网，覆盖全省99县的重点城镇，覆盖率达83%，是目前我国煤层气管网最密、最健全的省份，为山西煤层气集输利用，实现“气化山西”发挥了积极作用。“十二五”期间，我国实际铺建煤层气主管道4 300多公里，年输气能力达180亿m3。

除煤层气专用管线外，西气东输管线、陕京管线、榆济管线也广泛覆盖了我国煤层气资源富集区，尤其是“西气东输”管线覆盖煤层气总资源量近14万亿m3，将为开发、利用煤层气富集区资源提供良好输送条件[3-4]。

然而，我国煤层气总体具有资源分布不均、空间离散、大型气田少、中小气田多的特点，虽然现有建成主线管网或在建、规划天然气管网覆盖面大，但资源丰富且近-中期有望开发的某些地区却没有被顾及或很难做到延伸覆盖，大部分气田开发的煤层气仍因缺乏输出管网[5]而无法进入销售终端，并因就地储存设施匮乏、不能有效利用而只能被迫烧掉，造成了资源的极大浪费。

总的来说，我国煤层气自有管网设施建设还很薄弱，管道短、管径小、分布碎，不均衡。按照管道强度，即单位产量分摊的长输管道长度计算，煤层气管道强度仅为天然气管道强度的十四分之一，也远未形成全国网络。煤层气大规模开发利用的主要矛盾是长距离运输瓶颈，煤层气进不了管网，意味着瓶颈问题得不到解决。然而与发达国家相比，我国煤层气开发潜力较大地区缺乏可用的输送管线，这就使得煤层气生产与市场脱节，难以将资源产品转化为资源商品，制约了投资者开发利用煤层气的热情[6]。

3.2 难以进入油气管网，不能参与油气统筹

实践证明，地面开发煤层气甲烷含量达95%以上，与天然气热值基本相同，两者拥有共同市场用户，并且煤层气与常规天然气在地域分布上具有互补性，这就为煤层气借助天然气管网，实现两者同输同用、混输混用创造了条件，也是目前煤层气自有管网不健全情况下打通煤层气上下游联系的最优途径。为此，国家出台有关政策[7]鼓励煤层气优先并入天然气管网及城市公共供气网，但因种种原因，煤层气仍难以进入油气管网参与国家油气统筹：

一是煤层气并入天然气管网有气质要求。只有符合天然气质量标准的煤层气，甲烷含量较低的煤层气必须通过提纯净化工艺，达到安全或可与天然气互换的气质才能进入天然气管网。但因我国目前尚缺乏煤层气气质标准和完整的检验体系、常规天然气输气用气设备与煤层气气质和特性不适应而难以进入天然气管网参与国家天然气统筹；

二是天然气管道运营垄断。我国天然气管网相对健全，如果就近生产的煤层气通过加压可以直接输入天然气管道，则会大大节约煤层气生产企业对长输管线的投资。但是，管道天然气行业几十年来几乎有一个“谁投资、谁使用”的潜规则，即使是西气东输这样的特大型工程也不例外。管道运营主体和天然气供应主体的统一，限制了其它企业使用天然气管道。在西气东输管道、陕京管道起点和沿线，都有一些煤层气开发企业，这些企业生产的煤层气不能通过大管道运输，成为制约行业发展的瓶颈之一。

三是煤层气入网价格低。因行业保护和天然气管道运营的垄断性，即便符合气质的煤层气并入管网，也只能获得较低的入网价格，大幅分摊了煤层气企业的经济利益，降低了煤层气入天然气管网的积极性。

3.3 煤层气集输技术成本高或不成熟

煤层气自有管网规模小又难以进入天然气管网参与油气统筹，研发符合煤层气特色的集输方式就成为一种现实性选择，也是当前研究的热点。除常规管线集输(PNG)外，目前煤层气集输还有压缩天然气(CNG)、液化天然气(LNG)运输[8]，国内外学者还针对吸附天然气(ANG)和水合物(NGH)[6]等新型集输方式开展了研究，各方式特点及其优缺点如表2所示。

PNG虽号称“能源大动脉”，但投资极高，约占整个天然气工业投资的1/3，以我国第一条天然气大动脉西气东输一期工程为例，工程全长约4 200km，设计输量120×108m3，总投资超过1 400亿元，配套设施多。高成本与效益推动型煤层气管网建设特点，使得即便大型国企也难以投入巨资从事煤层气专用管道建设。

LNG是海上长距离天然气运输的主要方式，是将甲烷含量90%以上天然气经脱水、脱烃和脱酸等处理后，运用先进制冷技术，在常压、低温(-162℃)下使其液化，体积约为气态体积1/600，能量密度接近汽油。但LNG储运难点在于将天然气液化以及维持其液态需要消耗大量能量，设备投资及运行成本高，我国第一个LNG接收站—中海油深圳大鹏LNG接收站，年接收能力370×104t，项目总投资超过300亿元。

表2 不同天然气集输方式的特点与优缺点对比

CNG是将天然气在12～25MPa左右压力下压缩，通过提升储气密度进行天然气陆地短距离储运的一种方式。该技术具有工艺简单、容器制造难度较小、常规运输方便灵活的特点，不足之处在于全程需维持25MPa高压，使用和运输存在一定危险性，且容器制造成本高，材质要求严格，所以CNG并非是一种长期和广泛推广的储气技术，一般用于短期储气、短途运输和瞬时调峰。

ANG是在中低压(3.5～5.0MPa)操作条件下，利用高效选择性吸附材料提纯、储运天然气的一项新兴技术。ANG主要针对甲烷和氮气的分离。模拟表明，甲烷含量30%的原料气经变压吸附后可得到甲烷含量为92.1%的产品气，回收率91.67%，为我国占绝大多数的低浓度瓦斯利用打开了新的途径。ANG具有投资操作费用小、储罐型材选择余地大、运输方便和实用安全可靠等优点，具有广阔发展空间。然而在实际操作中，目前仍没有合适的高效选择性吸附剂供选择，寻找和开发高效选择性分离吸附剂仍是一项长期而复杂的课题。

NGH是近几年提出的新型气体储运方法。理论上，1m3水合物能储存176m3甲烷，较好的储气能力和较低的储气条件使得水合物作为一种经济、安全、高效的气体储运技术越来越受到重视。相对PNG、CNG、LNG，水合物储运技术具有储运条件温和，安全性高；气质要求低，对水、重烃、CO2等杂质不敏感；可利用井口气压维持生成水合物的高压低温条件、节能减排等优点。但NGH的生产、储运及再气化技术目前尚处于试验研究阶段，还需要甲烷水合物制备相关技术支持，NGH的生产和储存工艺将是今后需要攻克的关键技术难题。

由上述可见，目前正在使用或正在攻关的储运技术，或者成本高、或者技术不成熟，限制了煤层气集输路径，制约了煤层气由资源产品向资源商品的转化，也显著制约了上游煤层气开发的积极性以及整个煤层气产业的发展。

3.4 煤层气集输方式单一

基于煤层气自有集输管道设施建设薄弱、无法进入天然气管道参与国家统筹、新型集输技术又成本偏高或尚未成熟，在当前煤层气价格几乎“倒挂”背景下，迫使煤层气企业不得不寻求仍具有一定利润空间的CNG、LNG等运输方式。受制于CNG和LNG槽罐车运输能力、运输半径和运输安全，其市场销售空间狭窄，虽然现在正在建设的一些LNG、CNG站能适当加大销售范围，但远不如管线运输经济方便[9]。可以说，我国煤层气集输方式单一事实上是当前煤层气产业上、中、下游不通畅，企业利润空间低下的一种迫于无奈的选择和结果。

4 煤层气集输环节相关建议

4.1 集输管网建设

跨省区管网为一级管网，省内管网为二级管网，井场管网为三级管网。一级管网和二级管网分别由国家、各省规划和出资建设。根据煤层气资源分布与其他常规或非常规天然气资源分布在地域上的互补性和市场需求，兼顾两种资源管输要求和未来区域或省内煤层气输出需要，统筹规划和开展输气管网建设，在跨省、省内煤层气资源集中分布区预留充足接口，分别作为区域和省内煤层气运输的主要干线；三级管网除企业自身投资建设外，国家要相应出台配套的鼓励性政策支持企业加快煤层气专用管网建设，减轻企业压力。

由国家、地方、企业分别规划和投资建设一、二、三级管网，不仅大幅降低了企业开发、输送煤层气的成本，提升其开发煤层气积极性和市场竞争力，也有效避免了天然气管线覆盖区煤层气管网重复建设局面，提高管线综合利用率。

4.2 参与国家统筹

煤层气顺利进入天然气管网，除需提升天然气管网共享度，严格执行“煤层气优先入网”政策外，还必须着力提高煤层气气质，完善气质检测标准和检测体系。建议如下：

(1)制定煤层气气质标准。针对煤层气特性，特别是在天然气气质标准中未涉及到的粉尘含量等，制定明确量化标准，并将其作为强制性技术标准予以推广。为煤层气产业提供适用、可靠的气质标准。

(2)完善气质检验体系。建立健全煤层气气质检验机构，强化相关技术能力，完善检验手段，作为可靠的第三方监督检验机构，填补气质检验体系的短板。

(3)加强气源口气质管理。从气源口加强气质管理，出台相关文件，对气质检验设备、检验频率、检验报告等作出明确要求，督促各上游开采企业进一步规范、完善气质管理工作。

(4)加大煤层气下游装备的研发与推广力度。现有主要输气、用气设备的设计主要来源于天然气行业，应根据煤层气特点，加大对于适用于煤层气气质的输气、用气设备研发和推广力度，为煤层气产业开拓下游市场提供技术与装备支撑。

4.3 新型集输技术及设备

进一步攻关新型集输技术的关键理论和技术难题。如：ANG高效选择性吸附材料的选择与研发技术和吸附气充分解吸技术；NGH晶核诱发及其生长控制技术，NGH储存技术等；加强小型高效CNG和LNG设备研发，服务于管网设施不完善地区井场临时储气与就近零散利用，最大限度降低资源损耗。

5 结束语

煤层气作为一种清洁、低碳、优质能源资源，在保障主体能源-煤炭安全生产的同时，也必将为优化我国能源结构、促进“美丽中国”建设发挥举足轻重的作用，然而我国煤层气产业发展目前已呈现衰滞迹象，不免让业内专家感到惋惜并积极为煤层气呼吁。煤层气产业发展势必要从产业链角度针对突出问题开出“药方”，只有制定、完善、加大覆盖煤层气全产业链的优惠、鼓励性政策；攻克制约煤层气勘查开发的关键理论与技术难题；打通煤层气产业上下游联系通道；拓宽煤层气市场及其利用领域，使各环节由制度保驾护航、由政策引导疏通、由技术支撑发展、由市场转化吸收，产业链各环节健康、协调发展，煤层气产业才能实现重大突破，发挥其应有的资源效益和生态效益。

参考文献:

[1]国土资源部油气资源战略研究中心.全国煤层气资源动态评价[M].北京:地质出版社. 2017.

[2]接铭训,林建浩,胡爱梅.中国煤层气产业发展问题探讨及相关建议[J].中国煤层气, 2007, 4(1):3-6.

[3]潘文灿.关于加快我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的建议——资源开发秩序的原因分析及与和谐社会的关系[C]// 中国地质矿产经济学会2007年学术年会. 2007.

[4]司光耀,蔡武,张强.国内外煤层气利用现状及前景展望[J].煤, 2009, 18(2):44-46.

[5]武旭,李维明.中国煤层气产业的问题分析及政策建议[J].中国煤炭, 2012, 38(8):9-12.

[6]黄辉,粟科华,李伟.水合物储运技术在天然气领域的应用前景[J].油气田地面工程, 2016, 35(1):5-7.

[7]国务院办公厅关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见，2006.

[8]黄中昊.煤层气的变压吸附分离及吸附储运技术开发[D].华南理工大学, 2013.

[9]陈仕林.煤层气田地面集输工艺发展现状[C]// 煤层气学术研讨会. 2008.