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北极星电力网技术频道 作者:佚名 2008/2/28 17:45:01
摘 要 介绍了我国可能的CDM运行机制和国际目前支持CDM的资金机构；论证了在我国煤矿区发展煤层气CDM项目的可行性，认为建设煤层气利用项目可有效利用CDM机制，促进矿区可持续发展。 关键词 煤层气 清洁发展机制(CDM) 煤层气发电 煤层气民用 清洁发展机制（CDM）是《京都议定书》所规定的附件Ⅰ缔约方在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。其目的是协助未列入附件Ⅰ的缔约方实现可持续发展以及《气候变化框架公约》的最终目标，并协助附件Ⅰ所列缔约方遵守《京都议定书》第三条规定的限制和减少排放的定量承诺。CDM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（CER）”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发展CDM项目方面持积极态度，而对我国企业来讲，对CDM的希望一是获得正常商业渠道无法获得的技术，二是增加其获得国际融资的可能性。 煤层气开发是实施CDM项目的重要领域。煤层气的利用将会收到增加清洁能源供应、改善煤矿安全和保护全球环境的多重效益。本文将重点介绍CDM在我国的可能运行机制，目前为CDM项目提供资金及技术支持的国际组织，以及正在申请的2个煤矿区煤层气CDM项目。 1 我国可能的CDM运行机制 国家气候变化对策协调小组将是CDM政府层面的基本架构。国家气候变化对策协调小组是我国CDM项目活动的最高决策机构，小组下设项目办公室。项目办公室在协调小组的指导和授权下，对指定的经营实体和CDM项目活动进行监督，并协调和促进CDM项目的执行，对CDM项目实施过程中的问题及改进意见可向协调小组提出建议。 在国家气候变化对策协调小组指定和授权下建立的国家CDM项目活动经营实体，即CDM项目活动管理中心将是CDM项目层面上的管理机构。 我国政府没有对《京都议定书》作出承诺，但是鼓励民间机构开展有关CDM问题的研究，为将来引进CDM机制作充分准备。1996年，清华大学与煤炭信息研究院等单位合作开展“全球气体变化的重要战略与政策研究”课题研究，该课题得到国家科委和美国能源部的支持，其研究范围包括7个重要领域：风能发电、生物质能和太阳能、煤层气、工业锅炉和热电联产、电机和变压器、建筑节能、发电等。煤层气被列为重点支持的4个优先技术领域之一。 在联合国开发计划署的支持下，国家计委能源研究所准备申请联合国基金会资助项目“中国CDM能力建设项目”，煤炭信息研究院承担了部分工作。2002年1月在北京召开“中国CDM能力建设项目技术研讨会”。煤层气、能源效率及可再生能源做为重点研究领域，来自这3个领域的专家在会上作了技术报告。会议讨论了CDM项目建议书能力建设的基本框架，CDM项目活动内容，资金使用方向和基本分配，并推荐了各领域的备选项目。 2 国际目前支持CDM的资金机构 2.1 雏形碳基金（PCF） 此基金主要是世界银行对CDM项目的主要基金。目的在于帮助建立项目式的碳减排市场，通过为缔约方提供“实践中学习”的经验，探索经常遇到的问题，显示CDM对可持续发展的贡献，并证明CDM是既利于发展中国家又利于CER购买方的“双赢”机制。 PCF的特征是封闭性的共同基金。其总资本额为1.45亿美元，来自于包括荷兰、芬兰、瑞典、挪威、加拿大、日本银行在内的6个国家政府（每家政府1000万美元）和17个公司（每个公司500万美元）。PCF现在CO2的支付价格是3～4美元/t。在项目选择上，PCF遵循的原则是：符合世界银行和联合国气候变化框架公约的标准;每个项目的碳购买在300～1500万美元之间;尽可能让更多的国家参与。 2.2 CER单位采购招标机构（CERUPT） CERUPT是荷兰CDM项目的执行单位。它通过对其它国家CDM项目的投资为荷兰政府获得所需的CER。荷兰政府掌管CDM项目的房屋、空间计划与环境总指定Senter公司专门负责CERUPT的招标工作。CERUPT根据欧盟供给指南建立了公开的采购招标程度。到2001年，荷兰一直计划购买至少300万个单位的CER。每个合同的购买量不低于10万个CER，且不设上限。Senter还具体规定了购买不同种类CDM项目产生的CER的最高价格：可再生能源（生物质能除外）5.5欧元；由清洁且可持续使用的生物质产生的能量（垃圾除外）4.4欧元；能源效率的提高4.4欧元；其它，包括矿石燃料转换和甲烷回收3.3欧元。项目招标按照招标程序运行，筛选出候选清单，而后入选公司提交项目建议书。 2.3 联合国 许多联合国机构都参与了CDM能力建设的活动。例如，联合国开发计划署自1998年起在秘鲁、菲律宾、南非等国实施了“CDM能力建设示范活动”，旨在提高对CDM的了解和认识，确定并规范可能的CDM项目以达到示范目的。联合国开发计划署同时还与世界环境基金联手开发“能力建设的初始行动”。此行动针对的是广泛意义上的解决环境问题所需的能力建设，CDM的能力建设也自然包括在内。 联合国训练所（UNITAR）会同非政府组织联合会关于气候变化的南北对话与合作一起执行了“支持发展中国家与京都议定书有关的能力需求的国家驱动评估项目”。 3 我国煤矿区煤层气CDM项目 煤层气是一种主要的温室气体，它的温室效应是二氧化炭的20倍。我国煤矿煤层气排放量由1987年的63.5亿m3增加到1996年的92.8亿m3，占世界煤层气总排放量的1/3。我国增加煤层气的回收，对减少全球甲烷排放量有很大潜力，煤矿抽放煤层气最主要的目的是为了保证煤矿安全生产。我国煤矿从1950年开始采用井下抽放方法抽取煤层气，到2000年底，全国已有184个煤矿建立煤层气井下抽放系统和地面输气系统，年抽放量达9.2亿m3，其中抚顺和阳泉矿区年抽放量均超过1亿m3，晋城、淮南和盘江的煤层气抽放量增长迅速。随着矿井煤层气抽放系统的增加和抽放效率的提高，全国煤矿区煤层气井下抽放量将在2010年达到15～20亿m3。但煤层气产业化面临资金和技术缺乏两大障碍，煤矿煤层气平均抽放效率目前仅为32，煤层气利用量仅为4亿m3，主要作民用燃料，其次是发电和生产化工产品。如果通过CDM机制引进资金和技术支持，引进CDM项目会对煤层气产业自身发展带来益处。 3.1 煤矿区煤层气CDM项目选择原则针对我国煤层气产业发展的特点及CDM机制的要求，对引进CDM机制的煤矿区煤层气项目的选择应基于以下原则。 （1）项目的代表性。所选项目必须具有针对性，技术先进、有推广价值，同时对将来的煤层气项目具有借鉴意义。 （2）项目有良好的市场前景。 （3）项目的资源条件好。所选项目瓦斯含量高，排放量大，气源必须有保证。 （4）项目有明显节能效果和温室气体减排效果。 （5）项目的执行者有良好的基础设施和技术支撑条件。基于以上原则，我们选择晋城寺河矿煤层气发电项目和淮南煤层气民用项目做为推荐项目。 3.2 晋城寺河矿煤层气发电项目 （1）概况。 晋城矿区拥有丰富的煤层气资源，总储量约为534亿m3。目前，晋城矿区只有寺河矿在进行井下煤层气抽放，其抽放设计能力为200m3/min，最终的抽放能力为400m3/min。预计到2003年煤层气抽放量可达到10113万m3，2005年达到16235万m3。目前寺河矿已建成1座装机容量为11000kW的燃气轮机发电机组试验电站，年利用煤层气2240万m3，其余的煤层气仍排入大气中。由于寺河矿井下抽放的煤层气甲烷浓度只有50.19，氧气含量达4.75，不适于作为化工原料，且矿区远离大中城市，因此煤层气利用最佳方案为发电，建1座装机容量为120MW的煤层气电厂,煤层气年利用量达16928万m3。项目期限15年。 （2）技术方案。 由于寺河矿井抽放煤层气不可能一步达到设计抽放量，因此电站的建设也必须分期建设。根据煤层气的逐年供应情况和燃气轮机燃气消耗，以及国内发电燃气轮机的生产情况，建议选用南京汽轮电机厂与美国GE公司合作生产的适合中低热值煤层气为燃料的PG6518B型重型燃气轮机发电机组，配套国产余热锅炉和国产蒸汽轮发电机组，其装机为2套1×42MW＋1×18MW的燃气轮机联合循环机组。 （3）投资估算。 项目总投资为47921万元，生产流动资金759万元。本项目总投资的25自筹解决，其余75考虑由银行贷款解决。自筹资金由山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司和山西金驹煤电化股份公司分别以60和40的比例解决。 假定煤层气价格0.234元/m3，发电设备年利用时间为6000小时，矿区自用电电价为0.381元/kWh，上网电价为0.234元/kWh。经测算项目内部收益率为12，投资回收期为10.7年。经济效益较好。 （4）温室气体减排潜力。本项目利用煤层气发电，电厂正常达产后每年消耗煤层气16928万m3,相当于减排238万tCO2。甲烷燃烧释放的二氧化炭为32.9万t。另一方面，建立煤层气电厂避免了同样规模的燃煤电厂排放的二氧化炭（每kg标准煤燃烧后排放2.66kg二氧化炭）143万t。因此项目每年减排CO2348万t。 （5）主要障碍。缺乏资金，尽管晋城矿业集团公司可以为本项目提供一部分资金，但是还需要外部资金对本项目提供的支持(项目可以申请亚洲开发银行贷款及CDM的资金支持)；上网电价过低，过低的上网电价限制了煤层气电厂的规模。 3.3 淮南煤层气民用项目 （1）概况。 淮南矿业集团公司拥有丰富的煤层气资源，煤层气资源量达5928亿m3。淮南矿区2000年煤层气抽放量为4960万m3。预计到2005年生产煤炭2000万t，煤层气抽放量达1.0亿m3；2015年生产煤炭4000万t，煤层气抽放量达2.0～2.5亿m3。目前，淮南矿区煤层气抽放的主要目的是保证安全生产，只有谢一、谢二矿将煤层气加以利用，主要为民用，但利用率只有15左右，本项目主要对7对矿井永久煤层气抽放系统抽放的煤层气加以利用。 （2）技术方案。 本项目主要对7对已建有永久煤层气抽放系统抽放的煤层气加以利用，将淮南矿区分为2大区块：潘集地区，包括潘一矿、潘三矿；新谢地区，包括新庄孜、谢一、谢二、李一矿。2大区块的煤层气通过储配系统、管网系统送入淮南市的潘集区、田家庵区、八公山区和谢家集区的居民家中。潘集地区建5万m3的低压湿式储气罐2座，建管道网75.02km。新谢地区建3万m3的低压湿式储气罐2座，2万m3低压湿式储气罐1座，建管道网143.15km，以及与它配套的设备、设施。项目煤层气利用量为7400万m3/a，服务年限为20年。 （3）投资评估。 项目总投资为17825万元。本项目总投资的30自筹解决，其余70考虑由银行贷款解决。煤层气燃料成本为0.20元/m3，劳动定员设计为146人，每人工资和福利按10000元/年计。项目修理费按设备费用的2.62计算，折旧费用按不留残值计算，折旧年限建筑工程按40年计，设备按25年计。经计算，项目内部收益率为16，投资回收期约为7年。 （4）项目温室气体减排潜力。 本项目利用煤层气代替煤炭作民用燃料，提高了热效率，而且大大减少了温室气体的排放。根据原煤和煤层气的热值以及各自的热效率，煤层气燃烧热效率为60，原煤燃烧的热效率为15，那么，每1m3纯甲烷可以代替4.72kg标准煤，本项目可节约标准煤34.8万t。 在温室气体减排方面，将抽放的煤层气用作民用燃料可年减排甲烷7400万m3，相当于减排二氧化炭110万t，而燃烧同量的甲烷将释放14.5万t二氧化炭。另一方面，本项目能节省标准煤34.8万t，1kg标准煤燃烧后释放2.66kgCO2，因此本项目可避免燃煤排放的一氧化炭292.6万t。本项目实际上可减排二氧化炭188.1万t。 （5）主要障碍。 缺乏资金，尽管淮南矿业集团公司可以为本项目提供一部分资金，但还需外部资金对本项目提供支持。同时还需技术引进，目前淮南矿区的煤层气抽放效率仅为23，如采用采空区井、水平长钻孔等新技术来回收煤层气，可使煤层气回收效率大大提高，从而增加煤层气产量。项目管理的问题主要是气源供应与利益分享问题。煤层气大规模民用往往可与城市煤气结合起来，供应管理和利益分享问题变得突出。
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