一次能源，二次能源，可再生能源分别有哪些

煤层气开发，既能为国家提供紧缺的清洁能源，又能减少煤矿安全事故和温室气体的排放，能带来显著的社会效益和环境效益。因此，煤层气开发具有正的外部性。但是煤层气开发相对于天然气而言，初期投资高、风险大、投资回收期长。在上述沁水盆地两个开发方案评价中，综合考虑了国家税收补贴政策，故两个方案在经济上可行。如果没有国家优惠的财税政策的支持，煤层气开发就不具有经济性。在建立煤层气项目经济评价模型时，不仅要从经济效益考虑，还要考虑其社会效益和环境效益，即建立煤层气项目开发的综合性经济评价模型。由于煤层气项目开发的社会效益主要以定性分析为主，所以本书主要将煤层气开发的环境效益予以量化。煤层气综合经济效益包括经济效益、社会效益和环境效益。经济效益主要是项目的财务经济效益，社会效益体现在降低煤矿安全事故损失带来的效益，环境效益是减少温室气体排放带来的效益。

从社会效益来看，煤层气开发可以减少煤矿安全事故、防治矿井瓦斯灾害、保障社会稳定。我国国有重点煤矿高瓦斯、煤与瓦斯突出矿井抽采率偏低，矿井瓦斯抽采系统装备不足，还不能真正实现瓦斯先抽后采，地方国有煤矿和乡镇煤矿大多数没有进行抽采，全国平均瓦斯抽采率不足30%，部分煤矿企业瓦斯灾害仍然很严重。煤矿瓦斯事故仍是“第一杀手”。据统计，新中国成立至2005年7月全国煤矿共发生19起一次死亡百人以上的特大事故，共死亡3162人。其中，15起是瓦斯爆炸事故，死亡2140人，事故起数和死亡人数分别占79%和68%［146］。2005年至2007年9月发生重特大瓦斯事故329起、死亡3082人，占煤矿同类事故起数的58.6%、死亡人数的64.6%［147］。据国家安全生产监督管理总局统计:2008年全国发生较大瓦斯事故63起、死亡290人重特大瓦斯事故18起、死亡352人。2009年2月22日，山西焦煤集团西山煤电公司屯兰煤矿特大瓦斯爆炸事故，造成70多人死亡。实现煤矿安全生产的重点是防治瓦斯，只有在煤炭生产中先抽煤层气后采煤，才能有效地减少采煤过程中的矿井瓦斯涌出量。

从环境效益看，开发利用煤层气可以有效减少温室气体的排放。甲烷是一种主要的温室气体，其温室效应是二氧化碳的21倍(表7－8)，其对全球气候变暖的贡献占15%，仅次于CO2。与CO2相比，甲烷在大气中的滞留时间只有8～12年，而CO2则超过200年，这就意味着甲烷的温室效应是在散发后几十年中完成的，而CO2引起的气候变暖则是在几百年内逐渐实现的，而且其浓度的提高会使对流层的臭氧增加，平流层中的臭氧减少。甲烷对臭氧层的破坏能力是CO2的7倍，臭氧层的破坏将加剧温室气体的产生［148］。甲烷是在成煤的地质变化过程中大量产生的，伴随每吨煤产生的甲烷量可高达200m3。其中的大部分甲烷产生后会从煤中逸出。然而对于未经开采的煤层，每吨煤中吸附的甲烷仍可达25m3。根据国外科学家的研究结果表明:全球甲烷排放量为(520±80)Tg/a，其排放源有稻田、反刍动物、生物质燃烧、天然湿地、垃圾填埋和煤矿开采等，其中煤矿甲烷每年排放量约为(35±10)×106t［149］。

表7－8 温室气体全球变暖潜力值

(据《联合国气候变化框架公约》，1995整理)

注:单位重量温室气体排放在100年周期内对大气温室效应的贡献，取二氧化碳GWP=1。

《京都议定书》于2005年2月16日正式生效，目前国际上碳减排交易十分活跃。我国GDP的增长严重依赖化石能源消费，而且煤炭在能源供给中占据了较大比重，从而导致了大量的温室气体排放(图7－3)。我国是发展中国家，根据《京都议定书》的规定，无需承担温室气体减排的义务。但我国减排的温室气体可以参与国际碳交易。自2005年以来，我国政府通过国家气候变化对策协调委员会制定了CDM项目的三个优先领域:提高能源效率开发利用新能源和可再生能源回收利用甲烷和煤层气。中国开始实行CDM活动的时间较晚，从2006年初开始中国CDM项目出现了显著增长，我国批准的碳交易数量逐年增多。2007年中期，每个月中国主办的CDM项目提交审定的数量大约是全世界的一半［150］。其中开发利用煤层气的CDM项目能带来较好的经济效益。

图7－3 中国、美国和西欧二氧化碳排放趋势(据EIA，2009数据整理)

陕西省是煤炭资源大省，近几年煤炭生产规模骤增，煤层气涌出量增大，瓦斯爆炸事故时有发生。同时，经济和社会发展对能源的需求越来越大，需要开发新的能源，为此，如何加快煤层气开发，已成为当前煤炭生产中一件突出而紧迫的大事。

1 陕西省煤层气开发经济社会效益显著

煤层气是一种以甲烷为主的多组分气体混合物，地面抽采的煤层气甲烷含量大于90%，热值约33.5kJ/m3，与天然气相当，是一种热值很高的能源。一立方米煤层气按终端利用率计算，相当于1.8～2.0kg标准煤。陕西省煤层气蕴藏量位居全国第三位，资源十分丰富，其中埋深1500m以浅的煤层气资源量1.0886亿m3，相当于16亿～19亿t标准煤，潜在经济价值8708亿元。2000m以浅的资源量13355亿m3，潜在经济价值10684亿元。按抽采率60%计算，每立方售价0.8元，其实际经济价值将达5225亿元。

煤层气和天然气一样，是世界公认的洁净能源。在世界能源消费构成中，天然气占22%，我国仅占2.8%，远远低于世界平均水平。据测算，从现在到2010年，我国国民经济年增长速度若以7%～10%计算，天然气供需缺口将达588亿～900亿m3。煤层气作为潜在的后续新能源，加快开发利用，对改善我国能源结构，缓解天然气供需矛盾将起到重大作用。

煤层气是与天然气一样的气体能源，但煤层气若不很好开发利用，它对大气层又有巨大的破坏作用。煤层气甲烷含量大于90%，甲烷的温室效应约为二氧化碳的20～24倍，对大气臭氧层的破坏力是二氧化碳的7倍。煤层气俗称瓦斯，无色、无味，易爆、易燃。井下空气中甲烷浓度达到5.5%～16%就会遇火爆炸，历来是矿难频发的罪魁祸首。1974～2009年的35年间，陕西省煤炭行业发生死亡10人以上的特大事故37起，死亡1026人，其中就有30起是瓦斯爆炸事故，死亡达941人，占总死亡人数的93%。

开发煤层气可以化害为宝，既可以大幅度降低煤层瓦斯含量而减少瓦斯事故，使煤矿生产安全得到根本改善，又能得到大量可利用的洁净能源，从而降低煤炭生产成本，还可以有效保护大气层环境，可以说是一举三得的大好事。

2 陕西省开发煤层气的条件已经具备

开发利用煤层气是人们对自然界和自然规律认识的升华。过去，由于受技术、资金等条件的制约，未能大量开发。自20世纪80年代以来，开发技术已经突破，世界许多国家已对煤层气进行开发利用。我国确定的开发目标是：到2010年，煤层气探明地质储量2000亿m3，建成5至8个煤层气开发利用基地，煤层气年产量将达到32.5亿m3；到2015年，煤层气年产量力争达到100亿m3，2020年要达到200亿m3。并正式拨出了开发基金。全国主要产煤省已纷纷行动起来。河南省已投入12亿元资金专项治理瓦斯，开发煤层气。贵州水城矿业集团开发利用瓦斯发电，使重特大安全事故得到有效遏制。安徽淮南煤矿10年前瓦斯事故频发，将瓦斯抽放出来变成洁净能源后，企业成了安全生产典型。山西阳泉等地开发的煤层气，已成为当地居民的主燃料之一。今年山西省又投资20.65亿元人民币，实施煤层气综合开发项目，国家发改委已正式批准，成为我国目前规模最大的煤层气开发利用项目。

陕西省的煤层气具有稳定性好、渗透性强、吸附性高、埋深较浅等特性。开发煤层气的条件已经完全具备。

（1）开发技术可行

自20世纪80年代末以来，通过参与国家“六五”至“十五”煤层气攻关项目及国家973煤层气项目、原煤炭部瓦斯治理项目和煤层气参数井项目等，陕西省在煤层气研究、资源评价和勘探试验等方面已基本掌握了煤层气的形成、赋存特点、分布规律、资源评价和储层测试技术，初步建立了煤层气资源数据库，试验了开采技术。特别在煤层气的选区评价、高渗透率区的预测，以及钻探、完井、增产强化措施和气井管理工作等方面均取得了可喜经验，为开发煤层气打下了技术基础。

（2）积累有探采经验

截至2004年底，陕西省煤田地质局、中联煤层气公司、石油天然气公司、华北石油管理局第三普查大队等单位在渭北、陕北矿区共打了14口地面勘探井，进行地面抽采。韩城矿区的试1井已经抽排4年，单井平均日产稳定在800～1000m3，甲烷浓度90%以上。另外，截至2004年陕西省已有17套井下抽放系统，2004年总抽放煤层气4606.05万m3。焦坪矿区下石节煤矿建立了4000kW煤层气发电站一座。

（3）技术队伍较强

有我国较早从事煤层气勘探开发研究的专门机构——煤科院西安研究院、西安科技大学、华北石油管理局第三普查大队、陕西省煤田地质局等，有一批专门从事煤层气研究、并在国外考察学习煤层气勘探开发的专家，有专门从事煤层气勘探开发利用的专业队伍。

（4）可采资源丰富

特别是韩城、焦坪、吴堡等矿区的煤层气含量较高，勘探开发条件比较优越。韩城矿区，面积1120km2，煤层气资源量1289.10亿m3，相当于一个大型天然气田。焦坪矿区，面积180.8km2，煤层气资源量可达137.94亿m3。吴堡矿区，面积93km2，煤层气总资源量为172.62亿～226.64亿m3。

（5）有可供利用的外部条件

当前有两个外部有利条件可以利用。一是《京都议定书》“清洁发展机制”。清洁发展机制，是《京都议定书》中确定的一种发达国家和发展中国家进行温室气体减排项目的合作机制，发达国家通过向发展中国家提供资金和技术，购买发展中国家“可核证的排放消减量”，以履行规定的减排义务。山西晋城煤矿已同世界银行排放交易基金达成了总体协议，出售该项目提供的450万t二氧化碳温室气体10年减排额，仅此一项就回收资金1900万美元。这个条件陕西省完全可以利用。二是可以利用现有的省内天然气管网。这既可节省管网建设投资，又能及时向省内外开拓市场。

3 对陕西省煤层气开发的建议规划

建议陕西省煤层气开发利用，先按十年进行规划，大体分为两期：2006～2010年为近期；2011～2015年为中期。

第一期为探采示范阶段。主要选择有利区块作为试验探采区，通过探采，摸清资源，为以后的大规模开发积累经验。这一期重点抓好两个试验区。第一个是，韩城矿区南部地面抽采试验区。该区煤层气丰度高，可以在已打3口探试井的基础上，扩大探采范围，布置一个探采试验区，打井30口，单井产气平均按1500m3/d计算，日产气总量为45000m3，年产气1640万m3，可供9万户居民生活用气，或供6000kW的燃气轮机发电，年发电量4800万kW·h，估算总投资1.15亿元。第二个是，井下抽采试验区。在总结下石节煤矿井下抽采瓦斯发电经验的基础上，扩大到陈家山煤矿。按年产煤200万t计算，吨煤含煤层气5m3，抽采率60%，每年可抽采煤层气600万m3，建燃气发电2000kW电厂一座，年发电量1600万kW·h，需投资2500万元。另外，对现已开采的30个高瓦斯矿井均可采用井下抽采、采前预抽、高位裂隙抽等方式进行煤层气抽采，用于发电或民用。与此同时，要加大煤层气勘探力度。尽早在全省主要矿区拿出一批煤层气探明储量，为以后大开发打好基础。需打勘探井50口，约投资1.2亿元。可以采取探采结合的办法，以节省投资。

“十一五”期间，全省年采煤层气约8740万m3，共需打井100口，约投资4.9亿元，平均每年需投入1亿资金。

第二期为大开发阶段。在“十一五”取得经验基础上，“十二五”扩大开采区域和开采量，使年产煤层气达到3亿～5亿m3，需打井410～685口，约投资12亿～25亿元，平均每年需投入2.4亿～5亿资金。第二期主要抓好以下几个矿区的开发：

1）韩城矿区。1000m以浅的煤层气资源量为882.49亿m3，按30%探明储量为264.75亿m3，抽采率为60%，可产气158.8亿m3；打井365口，需投资8.2亿元，建成年产气2亿m3的能力。除就近民用外，可将1.5亿m3煤层气并入关中天然气管网。

2）焦坪矿区（玉华、陈家山、下石节、崔家沟）。在“十一五”的基础上，进一步扩大煤层气开采规模，使其年总产气达到1亿m3。除供发电外，可将部分气（5000～6000万m3）并入靖边—西安天然气输气管线，以补充关中天然气不足。按单井产气1000m3/d计算，需打井275口，建输气管线50km，需投资6.5亿元。

3）吴堡矿区。在地面抽采试验的基础上，扩大抽采规模，再打150口井，使年产煤层气达1亿m3，需投资5亿元。

4）府谷矿区。该区测定煤层气吸附参数为10.49～12.38m3/t，可采煤层气按5m3/t计算，单井日产气1500m3，年产气1亿m3，需打地面抽采井184口，投资5.5亿元。煤层气主要用于氮肥厂原料、发电和城镇居民及商业。

按照以上规划，十年内投入30亿元资金，可开发煤层气30亿m3。按三分之一民用，三分之一发电，三分之一用于化工计算，投入产出比为1∶1.5，总产值可达45亿元，创造利税16.8亿元，利税率为37%。另外，10年累计减排二氧化碳9600万t，按照山西晋城煤矿同世界排放基金达成的协议计算，还可收回4.03亿美元的资金，约32亿人民币，仅此一项即可收回全部投资。

4 加快陕西省煤层气开发应采取的措施

1）加强对煤层气开发的统一领导。组建由主管省长为组长、各有关部门主要领导为成员的陕西省煤层气开发领导小组，对省内煤层气勘探开发利用实施统一领导。不另增设办事机构，仅给省发改委增加相应职能，作为其办事机构。

2）组建国有控股的陕西省煤层气开发公司。建议由省煤业集团公司牵头，省天然气公司入股，并吸收社会法人参股，抓紧组建国有控股的陕西省煤层气开发股份公司。其主要职能是：受政府委托，研究编制陕西省煤层气开发利用规划，并列入陕西省国民经济和社会发展规划；组织力量勘探陕西省煤层气资源；制定省内外企业来陕开发煤层气的准入条件、资质审定以及招投标事项；组织实施陕西省煤层气开发利用的项目；负责陕西省煤层气开发利用的气田登记等基础工作。省煤层气开发股份公司组建后，要通过财政支持方式，由其负责组建省煤层气开发工程中心和省煤层气技术重点实验室，作为全省煤层气开发利用的技术支持平台。

3）积极争取国家煤层气专项治理资金的支持。尽快争取把陕西省列为国家煤层气开发利用基地。提前做好规模开发煤层气与天然气输送管道统一共用的前期各项工作，以及其他有关基础设施建设。

4）抓紧制定《陕西省煤层气开发利用条例》，并由省人大颁布实施。依法实施“先抽后采”方针。陕西省所有新建的高瓦斯煤矿，从2006年起一律实行“先抽气、后采煤”的基本建设程序；正在生产的煤层气富集矿井，既要严格执行煤矿安全生产规程，也要严格执行“先抽后采”方针。加快绿色安全煤矿建设，从根本上解决煤矿安全生产问题。在国家确定的煤矿区内，实行采煤权与抽气权相统一，以调动煤炭生产企业开发利用煤层气的积极性，确保采煤、抽气、利用一体化发展。必须强化安全监测监控。加大煤矿安全生产投入，加快煤层气监测监控系统的建设。针对煤层气开发初期投资大、回收期长的特点，明确地方政府对国内外企业来陕开发煤层气的环境支持和有关政策。（编者注：《陕西省煤炭条例》已列入陕西省人大2009年重点立法计划，预计2009年底可颁布实施）。

5）尽快制定煤层气开发利用的优惠政策。建议由省发改委牵头，组织省财政厅、省国土资源厅、省国税局、省地税局、省煤炭局等部门，抓紧制定陕西省煤层气开发利用优惠政策措施。建议对煤层气开发企业免征煤层气资源税、矿产资源补偿费，免征煤层气探矿权、采矿权使用费；增值税按5%缴纳；从企业盈利之日起，所得税可实行“免二减三”等等。利用煤层气发电的上网价应享受可再生能源发电的上网优惠政策。通过地方财政贴息、银行贷款、优先担保、上市融资优先等政策扶持煤层气产业的发展。

6）建立陕西省煤层气开发利用基金。依据陕西省今年初发布的《关于进一步加强煤矿安全生产工作的决定》（陕政发[2005]10号文）精神，对高瓦斯、煤与瓦斯突出、自然发火严重、涌水量大的矿井，从省上规定提取的吨煤20元安全费和其他煤矿按财政部有关规定提取的安全费中，建议将省财政集中的安全基金由吨煤1元提高到1.5元，吨煤增加的0.5元作为陕西省煤层气综合开发利用基金。并改由省煤炭局统一管理、省财政厅监督，专款专用，有偿使用，滚动发展。主要用于煤层气开发、瓦斯治理的技术研究、勘探开发、管理建设以及煤矿专业人员培养、煤矿重大安全课题研究等专项支出。

(一)我国温室气体排放概况

由于能源消费是温室气体排放的主要来源，我国以煤炭为主的能源结构决定了我国温室气体排放总量大。随着我国经济的发展，能源需求量逐年增加，由此产生的温室气体也会不断增加。美国能源信息署(USEIA)2000年曾估计中国温室气体人均排放水平将在2010年超过世界人均水平。2006年4月，EIA发布了中国能源需求预测结构。根据经济增长情况设计了3种情景:参考情景、高经济增长情景和低经济增长情景(表5－11)，表明经济增长、能源需求和温室气体排放量之间存在正相关关系。2000年我国的二氧化碳的排放量为761.586×106t碳，占世界总排放量的11.42%，仅次于美国1528.796×106t碳(占22.93%)［107］。1990～2001年，中国二氧化碳排放量净增8.23×108t，占世界同期增长量的27%预计到2020年，排放量要在2000的基础上增加1.32倍，这个增量要比全世界在1990～2001年的总排放量还要大［108］。2020年左右，我国的二氧化碳排放量将超过美国成为世界第一大排放国。我国是批准《京都议定书》的国家之一，又处于工业化进程之中，目前我国除二氧化碳排放量居世界第二外，其他各类温室气体的排放均位列首位。《京都议定书》虽然对中国等发展中国家并没有具体的减排义务，但随着第二期承诺减排谈判的临近(《京都议定书》的第一个承诺期到2012年)，我国能源政策将受到较大影响。在第二承诺期的谈判中，中国作为温室气体排放量巨大的发展中国家参与减排必将成为谈判的焦点。虽然按照《京都议定书》规定的第一承诺期，中国无需承担减排的义务。但从中长期来看，由于我国温室气体排放量增长速度快，面临减排或限排的国际压力较大。从国家发改委的预测看，我国要实现全面建设小康社会的经济增长目标，能源需求将在31×108t(标准煤)左右，其中煤炭约23×108t。由此带来的能源消费和环境污染问题十分突出，如果不加以控制，那么在未来受到具体减排指标约束时，能源密集型、碳密集型行业会受到较大的冲击，并且不得不花费大量资金向排放量较小的国家购买碳排放权。因此，《京都议定书》的正式生效将会影响到我国经济结构和能源政策的调整。我国的钢铁、电力、化学、造纸和水泥、玻璃行业是能源和碳密集型产业，这些产业将会进行结构调整和技术更新。我国能源政策调整则主要体现在节能、引进CDM项目、可再生能源和煤层气开发利用等政策。其中煤层气开发利用对减少温室气体的排放具有重要意义。

表5－11 EIA预测2020年中国能源需求与温室气体排放量

(据EIA，2006)

(二)我国CDM相关管理机构

1990年2月，国务院专门成立了国家气候变化对策协调小组，负责协调、制定与气候变化有关的政策措施。2002年8月我国批准了《京都议定书》后，为了履行议定书规定的CDM机制，设立了CDM相关管理机构，将CDM的管理分为3个层次。3个层次分别是国家气候变化对策协调小组、国家CDM项目审核理事会，以及国家CDM主管机构(表5－12)。

表5－12 中国CDM管理体系

(1)国家气候变化对策协调小组下设国家CDM项目审核理事会，其下设一个国家CDM项目管理机构。

(2)协调小组为CDM重大政策的审议和协调机构，审议CDM项目的相关国家政策、规范和标准。

(3)审核理事会联合组长单位为国家发展和改革委员会、科学技术部，副组长单位为外交部，成员单位为国家环境保护部、中国气象局、财政部和农业部。

(4)审核理事会的主要职责包括:①审核CDM项目的参与资格、PDD(项目设计文件)、减排量交易价格、资金和技术转让、项目预期的促进可持续发展的效果。②向协调小组报告CDM项目执行情况和实施过程中的问题及建议。③提出修订国家CDM项目活动的运行规则和程序的建议。

(5)国家发改委是中国政府开展CDM项目活动的主管机构。

(三)CDM项目管理的政策

2005年10月国家发改委、科技部、外交部和财政部联合颁布了《清洁发展机制项目运行管理办法》，明确规定了CDM项目的许可条件、管理和实施机构及其职能，项目的申请、审批、实施和监督核查程序。规定在中国开展清洁发展机制项目的重点领域是以提高能源效率、开发利用新能源和可再生能源以及回收利用甲烷和煤层气为主。《清洁发展机制项目运行管理办法》对开发CDM项目的具体要求是:

(1)在中国开展CDM项目合作须经国务院有关部门批准。

(2)项目必须符合中国的法律法规和可持续发展战略、政策，以及国民经济和社会发展规划的总体要求。

(3)实施CDM项目不能使中国承担《公约》和《议定书》规定之外的任何新的义务。

(4)项目应促进有益于环境的技术转让。

(5)项目要能够带来资金，这种资金应该是发达缔约方现有的官方发展援助以外的资金。

(6)项目主体是中国境内的中资或中资控股企业。这是为了防止发达国家通过在中国设立公司运作CDM项目变相转移收益。

(7)实施CDM项目的企业必须提交CDM项目设计文件、企业资质状况证明文件及工程项目概况和筹资情况相关说明。

(四)中国CDM项目新进展

目前，CDM项目已在全球发展中国家广泛开展。这些项目给发展中国家带来了改善环境的资金和技术，有利于发展中国家实现经济和环境的可持续发展。由于CDM是建立在“成本－效益原则”的基础之上，鼓励在全球范围内用最低的成本去实现最高效率的温室气体减排。因此，世界上减排成本最低的国家和地区，往往能够获得更多的资金和技术援助。以中国和印度为例，由于中国的边际减排成本(每吨碳12.67美元)几乎是印度的边际减排成本(每吨碳34.10美元)的1/3［109］，发达国家在进行CDM下的资金和技术合作时更愿意选择中国，因为投入同样数量的资金和技术可能在中国获得高于印度两倍的减排效果，投资方也就可以获得更多的本地排放许可。据世界银行统计，中国CDM项目潜力占世界总量的48%，该项目可以成为很多中国企业新的利润增长点。研究表明，中国将可以提供世界CDM所需项目的一半以上，约合1×108～2×108t二氧化碳当量的温室气体。因此，对于这些减排成本最低的发展中国家和地区来说，CDM为它们提供了更大的选择性激励因素，这些国家也更有可能参与CDM［103］。

中国自2002年开始CDM项目，其中内蒙古辉腾锡勒风电场项目于2005年6月26日正式在联合国气候变化框架公约秘书处注册成功，成为中国第一个在联合国注册成功的CDM项目，也是世界上第一个注册成功的风电项目。截至2009年9月4日，发展中国家在联合国登记注册的CDM项目总数为1797个，中国在联合国注册的CDM项目为625个，占总数的34.78%，居第一位(图5－25)。全球登记的CDM项目预计每年产生的“经核证的减排量(CER)”总数为312685856t二氧化碳当量，其中中国为184690764t二氧化碳当量，占全球年CERs的59.07%［110］，表明中国已成为全球最大的CDM市场(图5－26)。

图5－25 主要发展中国家在联合国登记的CDM项目比例(全球总数1797个)

图5－26 发展中国家在联合国登记的CDM项目预计每年产生的CERs比例

(五)煤层气CDM项目运行概况

截至2007年8月，中国正在进行中的CDM项目有737个(737个项目中包括已在联合国注册，处于审批阶段或正在申请注册的项目)，其中涉及甲烷减排技术和煤层气开发利用的项目占CDM项目总数的5%［111］。煤炭开采业的CDM项目主要用于甲烷回收后发电供热，可以在获得发电收益的同时，大大减少温室气体排放量，降低煤矿安全事故。据煤炭信息研究院预测，2010年我国大中型煤矿的抽放煤层气利用量将达到当年抽放量的80%，近16×108m3。如果有一半开发成CDM项目，平均每年可产生经核实的减排额度413080×1012t。根据已经获得国家发改委审批的项目统计，一台350MW级燃气蒸汽联合循环机组1年的温室气体减排量可达45×104t，按每吨人民币80元计算，1台机组1年的额外收益就可达3600万元。2001年，在国家发改委、财政部和亚行的共同推荐下，山西晋煤集团最先与世界银行合作开发了寺河煤层气电厂项目，获得国家CDM项目审核理事会项目审查会批准。2004年12月1日，晋煤集团与世界银行碳汇基金签订了《减排购买协议》，2005年与日本碳基金、2006年10月与英国爱斯凯碳基金签订了《减排购买协议》。目前，山西省晋城市的寺河瓦斯发电厂已成为世界上最大瓦斯发电厂，总装机容量120MW，年发电量约8.4×108kW·h，年利用煤矿瓦斯1.8×108m3(折纯)。晋煤集团每年可转让二氧化碳减排量300×104t，预计7年计入期内，可获得减排收益1.4亿美元［112］。该电厂已于2009年7月正式投产。寺河瓦斯发电厂的建成投产，对改善煤矿安全状况、利用清洁能源、保护环境等将产生较大的社会效益。可见，通过CDM机制引进资金和技术支持，会促进煤层气产业的发展。

截至2007年6月12日，我国已由国家发展和改革委员会批准的煤层气领域的CDM项目共25个(表5－13)。其中淮北矿业集团海孜、芦岭瓦斯发电项目，2007年2月18日通过联合国网上公示，得到正式批准并注册，成为中国首个注册成功的煤层气(矿井瓦斯)CDM项目［113］。按照协议规定，淮北矿业集团公司从2006年1月1日开始至2015年12月31日期间，将通过综合利用瓦斯发电，每减排1吨二氧化碳，就可以得到合作方———国际能源系统集团荷兰分公司9美元的资金支持。淮北矿业集团海孜、芦岭瓦斯发电项目投产以来，先后分别建成5000m3和10000m3储气罐各4座，把矿井高浓度瓦斯抽采到地面通过供气管道输送到家家户户，供职工家庭生火做饭，全部用于民用。低浓度瓦斯全部用于发电，现已建成世界先进水平的低浓度瓦斯发电厂2座。截至2008年11月，已累计利用瓦斯超过7800×104m3，发电超过9800×104kW·h，共计利用瓦斯折合纯量约为7600×104m3，减少二氧化碳排放超过700×104t［114］。该项目对淮北矿业集团公司煤矿瓦斯的综合利用和矿区的环境保护起到了积极的作用，获得了较好的社会效益和经济效益。

表5－13 中国煤矿区煤层气CDM项目［113］

续表

新能源材料主要有：超导材料、太阳能电池材料、储氢材料、固体氧化物电池材料智能材料、磁性材料、纳米材料。

新能源新材料新近发展的或正在研发的、性能超群的一些材料。

波能：

即海洋波浪能。这是一种取之不尽，用之不竭的无污染可再生能源。

煤层气：煤在形成过程中由于温度及压力增加，在产生变质作用的同时也释放出可燃性气体。

可燃冰：这是一种甲烷与水结合在一起的固体化合物，它的外型与冰相似，故称“可燃冰”。

新能源定义

1980年联合国召开的“联合国新能源和可再生能源会议”对新能源的定义为：以新技术和新材料为基础，使传统的可再生能源得到现代化的开发和利用，用取之不尽、周而复始的可再生能源取代资源有限、对环境有污染的化石能源，重点开发太阳能、风能、生物质能、潮汐能、地热能、氢能和核能。

新能源一般是指在新技术基础上加以开发利用的可再生能源，包括太阳能、生物质能、风能、地热能、波浪能、洋流能和潮汐能，以及海洋表面与深层之间的热循环等；此外，还有氢能、沼气、酒精、甲醇等，而已经广泛利用的煤炭、石油、天然气、水能 等能源，称为常规能源。

可再生能源

一次能源可以进一步分为可再生能源和不可再生能源。可再生能源包括太阳能、水能、风能、生物质能、波浪能、潮汐能、海洋温差能、地热能等。它们在自然界可以被回收。它是取之不尽、用之不竭的能源，不需要人类的参与就可以自动再生，是相对于会枯竭的不可再生能源而言的一种能源。

天然气

天然气是指所有的天然气，包括大气圈、水圈以及岩石圈中各种自然过程形成的气体(包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物气)。

长期以来被广泛使用的“天然气”的定义是从能量角度的狭义定义，是指地层中天然含有的烃类和非烃类气体的混合物。在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其成分主要是烃类，并含有非烃类气体。