煤层气利用技术的发展现状及利弊简评.docx
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煤层气利用技术的发展现状及利弊简评
煤层气利用技术的发展现状及利弊简评
1.情况概述
1.1煤层气及其主要特性
煤层气又称煤层甲烷(coalbedmethane简称CBM),俗称煤层瓦斯,是成煤母质在煤化过程中形成并储集在煤层中,以CH4为主的非常规的天然气,含量一般大于80%,甚至可达到98%,其余为少量的CO、CO2,、N2、H2等气体,发热量为30MJ-40MJ/m3,开发利用煤层气,对于充分利用能源,改善我国能源结构,减少煤矿瓦斯灾害,保护大气环境,都具有极为重要的意义。
开发作为清洁能源的煤层气资源,日益受到各国青睐,成为世界各国新时期能源发展的新趋势。
开发利用洁净能源是世界能源工业发展的趋势。
众所周知,我国的能源结构不理想,在一次能源结构中强污染的煤炭约占75%,而石油和天然气的比例约占20%和2%。
这远远低于世界平均水平,尤其缺乏洁净的气体能源。
因此,开发利用煤层气,增加我国的洁净气体能源,改善能源结构,已成为中国能源政策的主要内容之一。
山西应抓住国家扶持煤层气产业的机遇,利用资源优势,大力开发煤层气,使其成为我省新的经济增长点,并带动行业和区域经济的大发展。
1.2天然气在世界能源结构中的重要性
煤,石油和天然气是当今世界一次能源的三大支柱.天然气在日本等某些能源消费大国已经成为第二大能源。
19世纪前期,人类以煤炭代替柴薪为主要能源,实现了工业革命,带来了世界资本主义的发展,是第一次能源革命。
20世纪中期,开始以石油代替煤炭为主要能源,带来了世界经济的繁荣,是第二次能源革命。
进入21世纪,全世界将出现以天然气代替石油为主要能源的又一次能源消费结构大变革,预计2010年,天然气在世界能源结构中将占35-40%,成为第一大能源,将是第三次能源革命,21世纪是清洁能源的时代。
目前世界天然气占能源比重的25%,自1990年以来每年以23%的速率增长。
能源结构的变化反映社会经济的进步,落后的能源结构必然不利于经济的发展。
以煤炭为主要能源是基于我国能源发展的历史,单一的煤炭能源不仅造成严重的环境污染,而且会制约我国经济的高速发展。
开发利用煤层气资源,不仅可以弥补煤炭供应缺口,而且可以改善能源质量。
开发天然气资源,优化能源结构已经成为我国能源安全战略的重要组成部分。
中国的经济起飞发生在人类第三次能源革命时期,中国的经济发展必将以清洁能源的大规模使用为特征。
西方工业革命是以牺牲地球自然环境为代价的,21世纪的中国担负着发展绿色环保能源工业的历史使命。
世界能源经济正在由石油能源经济向天然气能源经济过渡。
世界石油能源经济的巅峰期已经结束,英国石油、壳牌石油、埃克森美孚石油公司正在疯狂抢购LNG生产权,广东LNG接收站启动了本世纪最大的能源市场-中国天然气市场的国际竞争。
1.3世界煤层气资源和开发利用
世界煤层气储量约占世界天然气总储量的30%以上,世界上已经发现的26个最大的天然气田(>2830亿立方米)中,就有16个是煤层气田,其煤层气储量占天然气总储量的77%,位居世界前五位的特大气田均为煤层气田。
煤层气的研究始于20世纪50年代,80年代对煤层气进行了系统的研究并取得商业用途,按照美国气体能源所1998年在17届世界能源大会上公布的世界主要国家煤层气资源储量和可采储量,世界前五位的国家依次为加拿大、美国、中国、俄罗斯、澳大利亚。
当今世界煤层气开发领域,无论是开发规模,还是技术水平,美国一直处于领先地位。
随着美国煤层气产业的商业化进程、研究开发程度的不断深人,煤层气开发新理论的出现,煤层气产量大幅上升,在天然气中的所占比重也有所上升。
截止到2000年,美国煤层气勘探井为8200口,煤层气产量占世界煤层气总产量的36.4%。
中、美之间煤层气资源量相同,但是,截止到2000年中国煤层气产量仅为美国相同年份煤层气的1.6%,这也说明我国煤层气资源有着广阔的发展空间和潜力。
1.4中国煤层气资源及开发利用现状
中国是煤炭资源大国.煤层气储量丰富,居世界第三位.埋深2000米以内的煤层气资源量达31.46万亿立方米,其中,埋深1500米以内的约占总资源量的60%。
主要分布在山西地区(以阳泉为中心)、陕西、东北地区(以抚顺为中心)、新疆、内蒙古、河南、云南和重庆、贵州地区。
储量在1000亿m3以上的矿区:
阳泉、离柳、晋城、淮南、淮北、韩城、盘江等。
储量在1百至数百亿立方米的矿区:
平顶山、彬长、开滦、鸡西、焦作、鹤壁、安阳、鹤岗、筠连、登封、黄陵、芙蓉、天府、铁法、双鸭山、松藻、阜新、南桐和抚顺。
我国在开采煤炭过程中,为了保证煤矿的安全,预防瓦斯灾害的发生,常采用抽排瓦斯的方法,将煤层气直接排放到大气中,瓦斯排放量也逐年增加,到2002年我国主要采煤地区,如晋城、阳泉、抚顺、淮南、松藻等地瓦斯年排放量都在1亿立方米以上,全国年瓦斯排放量为360亿立方米,仅5.6亿立方米被回收利用,利用率为1.56%。
我国在学习和消化美国煤层气经验之后,逐步在国内实验和开发利用煤层气,截止到2002年初,全国各类煤层气勘探开发井178口,在安徽淮北、山西临兴、河东、柳林、寿阳、沁南等地分别与美国Texaco、Arco、Philips、SABA、Shell、Lowel公司等进行联合开发,引进和利用外资1.6亿美元,接受联合国提供开发煤层气专项资金1200万美元,同时,加大了自主勘探开发的力度,单井产量在3000立方米-8000立方米/天。
到目前为止,涉及民用、化肥、化工、发电等方面煤层气利用量达3.2亿立方米。
煤层气在民用方面的成功实例是抚顺至沈阳33km长的输气管网,日供气146万立方米,用户100万户,预计2010年达到124万户,日供气178万立方米,2003年沁阳盆地屯留区块已开始向郑州等城市供气,满足了100万人口的需求,1999年,枣园至长治市85km的管线建成,向城市输送煤层气。
这些都标志着我国煤层气勘探开发进入了一个新阶段。
1.5中国的煤层气利用前景
我国丰富的煤层气资源可作为后备战略资源。
国家已将煤层气开发利用列入“十一五”规划的能源发展计划之中,并将在为煤层气勘探开发利用提供财政支持和鼓励政策。
2005年11月在美国召开的“煤层气推向市场战略合作伙伴计划”已经正式启动,中国是13个成员国之一,中国煤层气走向市场将逐渐掀起一轮新的能源热潮。
未来15年中国天然气需求的年增长率将达到12%,两倍于国民生产总值的增速。
到2020年,中国天然气供应中的51%将来自国内气田的开采,39%将来自液化天然气进口,届时中国沿海将建成12个进口液化天然气接收站,另外的10%可能来自俄罗斯和中亚国家的管道天然气进口。
2005年我国通过海运进口的液化天然气已达到320万吨,2010年将达到1900万吨,2015年将达到3300万吨。
1.6山西省煤层气的开发现状
山西省煤层资源十分丰富,已探明全省煤层气资源量约10万亿m3,占全国煤层气总量的30%。
省内煤层气资源具有集中分布的特点,主要分布在沁水盆地、河东煤田和西山、轩岗等矿区。
沁水盆地面积约32000km2,资源量为6.85万亿m3,河东煤田面积17000km2,资源赏为2.84万亿m3,分别占全国煤层气总量的20%和8%。
山西省煤层气资源地质构造简单,煤层渗透性好,煤阶在多为焦煤、瘦煤、贫煤和无烟煤,利于煤层气的生成和储集,属于典型的煤层气高渗富集区。
沁水盆地煤层平均气含量为15-25m3/t煤,河东煤田平均气含量为8-15m3/t煤。
这两个地区的煤层埋深在200-1500米之间,利于煤层气的开发。
勘探实践表明,沁水盆地和河东煤田已成为我国煤层气开发最有利的地区。
同时煤层气勘探结果显示,从沁水盆地和河东煤田采出的煤层气中甲烷含量大于95%,目前是国内外最优质的天然气。
由此可见山西煤层气资源丰富、可采性好,具备大规模开发的资源条件。
1.7煤层气的利用途径
煤层气的利用可分为两类,即能源和原料。
能源——煤层气发电,每亿度电排放SO2是煤电厂的千分之一,煤电厂热效率最高40%,天然气电厂可达56%,煤层气工业燃料,锅炉燃料、金属冶炼、陶瓷玻璃工业,城市居民燃气,煤制气热值低(14.6kJ/m3),天然气热值高(35.6kJ/m3),天然气是21世纪中国城市民用燃气首选燃料、汽车燃料,改善汽车尾气对大气的污染。
原料——煤层气制合成氨,世界合成氨的73.7%来自天然气原料;甲醇80%由天然气生产,煤层气制乙炔,由天然气部分氧化法生产乙炔,由乙炔生产PVC制品。
2.煤层气开发利用与绿色环保型安全矿山的可持续发展策略
2.1煤层气向大气排放是造成地球自然环境恶化的主要原因
煤层气中的主要成分甲烷是一种很强的温室效应气体,甲烷的温室效应是CO2的20多倍。
对臭氧层的破坏能力是CO2的7倍。
排放到大气的煤层气中还混杂有甲烷的同系物、H2、H2S、CO、NO、NH3、SO2、乙醛、汽油蒸汽、汞和砷的蒸汽、CO2、N2、Ar、He以及Rn、Th、Ac等放射性物质。
不仅污染大气,对人体健康也有害。
根据联合国的调查报告,中国煤矿在开采过程中每年向大气排放的甲烷量达194亿m3,约占世界采煤排放甲烷总量的三分之一,引起国际社会的严重关注。
若用1亿m3煤层气代替煤作燃料,不仅可以大大减少大气中甲烷的含量,而且可以节省30万吨煤,少排放0.36万吨CO2和0.5万吨煤烟尘。
2.2煤层气的开采利用关系到矿工生命安全和社会稳定
煤层气是矿井发生瓦斯爆炸和瓦斯突出灾害事故的有害根源。
据统计,中国煤矿瓦斯爆炸事故约占世界瓦斯爆炸事故的40%。
历年来因瓦斯事故而死亡的人数,约占煤炭行业工伤事故死亡人数的30%-40%。
通过开采煤层气(先采气后采煤)不仅可以从根本上防止瓦斯事故、保障煤矿安全,而且可以使煤炭建井费用至少降低1/4,极大地提高煤矿经济效益。
同时,开采并利用煤层气,可以有效地缓解某些由于煤炭经济衰退而带来的城市发展难题。
3.煤层气液化技术是煤层气开发利用的关键技术
3.1限制煤层气开发利用的根本原因
煤层气气井的分布具有偏、散、小的特点:
气源远离大型工业区.远离大城市居民区,气井大面积分布、不集中、气源形不成规模,单井产量不够大,储量有限,可开采期短。
3.2煤层气液化的优点
1.天然气液化后便于进行经济可靠的运输。
用专门的LNG槽车、轮船、把边远、沙漠、海上分散的天然气,经液化后进行长距离运输到销售地,它比管道输气可节省大量投资,而且方便可靠,风险小,适应性强。
2.储存效率高、占地少、投资省。
据有关资料统计,建成1MPa的6座l000m3的天然气球罐的投资,要比建成1座储气量相当的0.5MPa的100m3LNG储罐的投资高出80倍之多。
3.有利于城市负荷的平衡调节。
一些城市燃气化以后,由于民用气量冬用多、夏用少,或者因用气的化工厂检修或者天然气厂本身进行技术改造,甚至是输气管网出故障等,都会造成定期或不定期的供气的不平衡,而建设LNG储罐就能起到削峰填谷的作用。
目前,在美国、日本、欧洲已建成投产100多座LNG调峰装置,它比地面高压储气罐和地下储气库建设节省土地、资金、工期,而且方便、灵活,不受地质条件限制。
4.生产过程中释放出的冷量可回收利用。
例如可将LNG汽化时产生的冷量,用作冷藏、冷冻、低温粉碎等。
因此,有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。
按目前LNG生产的工艺技术水平,可将天然气液化生产所耗能量的50%加以回收利用。
5.低温液化还可分离出部分有用的副产品。
在生产过程的不同阶段,可分离出H2S、H2等化工原料及燃料。
LNG也可同氦(He)进行联产。
因为He的液化温度是-269℃,所以当温度降到-l62℃时,LNG就先分离出来了。
现在四川威远化工厂是一座日处理l万m3天然气的提He厂,同时可日产LNG产品3吨左右。
6.LNG可作为优质的车用燃料。
与汽车烧汽油相比,它具有辛烷值高、抗爆性好、燃烧完全、排气污染少、发动机寿命长、降低运输成本等优点,即使与压缩天然气(CNG)汽车相比,它也具有储存效率高、加一次气续行程远,车装钢瓶压力小、重量轻、数量小,建站不受供气管网的限制等优越之处。
7.生产使用比较安全。
LNG的燃点650℃,比汽油高230多度,LNG爆炸极限4.7%-15%,汽油为1%-5%,高出2.5-4.7倍,LNG密度为0.47左右,汽油为0.7左右,它与空气相比更轻,所以稍有泄漏立即飞散,不致引起自然爆炸。
正由于LNG具有低温、轻质、易蒸发的特性,可防止被人窃取或变卖造成损失。
8.有利于环境保护,减少城市污染。
目前我国城市污染源主要来自大量烧煤和车辆排放的尾气所造成的。
若汽车改烧LNG,其有害物大为减少。
3.3煤层气液化解决煤层气远距离运输问题
煤层气液化运输的优点:
低温液化后的煤层气体积缩小625倍,一台35立方米的标准液化气槽车可运输21000标方煤层气,相当于8个标准气井的全部日产量。
液化槽车是“高速公路上的天然气管道”。
煤层气液化储存的优点:
大型LNG储罐可达7000-200000立方米液化天然气,小型LNG储罐可存5-50立方米液化天然气,液化天然气经简单的气化装置就可重新变成气态使用,液化储存的天然气可以用于城市管网和解决天然气电厂的调峰难题。
煤层气液化克服了长途铺设管线耗资大,覆盖地区有限,且不具备储存和调峰能力的缺点。
3.4液化天然气是安全的燃料
液化天然气(LNG)的可燃极限、点火温度、蒸汽密度和易爆性等有关安全的指标都好于汽油和液化石油气(LPG)。
天然气的可燃性使天然气工业同其他燃料工业一样具有安全生产和使用问题,但是LNG工业几乎是经历了无事故发展的30年。
自1970年以来,全世界只发生过16起与LNG有关的事故。
自1980年以来,全世界只有两人的死亡与LNG有关。
一般说来,LNG是目前可用的最安全的工业和民用燃料。
4.国内外煤层气液化技术的现状
4.1工艺流程
目前世界上通常采用的小型LNG系统工艺循环:
带丙烷预冷的混合工质闭式循环(C3/MRC);单工质透平膨胀闭式循环(N2/Turbine);Joule-Thomson膨胀开式循环(Letdown);透平膨胀开式循环(Letdown);混合工质透平膨胀闭式循环(Brayton/Claude);级联式闭式循环(Cascade);热声振荡制冷循环(ThermalAcoustic);磁制冷循环等等。
世界上已有29个国家开展了煤层气研究、勘探和开发活动,从事煤层气开发的各国公司约有20多个。
美国从80年代以来,进行了大规模的科研和试验,取得了总体勘探开发技术的突破。
1984年,美国国会通过了煤层气享受税款补贴政策。
在这项政策和大量科技成果的积极推动下,美国煤层气产量从1983年的6.7亿立方米猛增到1997年的300亿立方米,增长了40余倍,约是我国同年天然气产量的1.5倍。
美国快速发展煤层气产业的经验已引起世界各产煤国家的广泛关注,英、德、澳、波兰、印度等国都已经制定了相应的鼓励政策,积极推动本国煤层气的发展。
2000年以来,随着低温深冷技术的成熟和发展,美国等西方发达国家针对煤层气的特点也相继研发了小型液化系统,综合开发和利用煤矿瓦斯。
美国近两年已经研制成功液化气量在1000-10000加仑/天的天然气液化系统,并大力推广这项新技术。
近来,个别美国和日本公司已经开始针对中国瓦斯矿难问题,极力向中国推销小型天然气液化设备。
4.2哈工大天然气液化工业系统实验研究平台
实验平台由哈工大低温与超导技术研究所(国家“985规划”建设中的国家重点实验室)设计和制造,日产20立方米和5立方米液化天然气的全尺寸工业实验平台,投资1000万元,2005年初已完成工业实验平台的工程设计,目前正在建设中,预计2006年8月底将完成煤层气液化技术实验中心的建设。
该系统包括天然气净化、液化、贮存三个部分,全部采用可移动的撬装式模块化结构,可在不同气源地重复安装使用,该系统移植了现代大科学工程中使用的远程全自动监控与测试技术,液化流程和工艺过程经大型计算机数值模拟,可针对具体气源条件进行快速优化设计。
4.3煤层气液化工业的政策法规研究
世界LNG工业史和近年国外小型LNG工业实践的经验说明,LNG工业的发展不能只靠科学技术的开发,LNG工业涉及国有资产、能源、环保、安全等问题,有其自身特殊的社会经济学特征。
经济政策与科学技术的强耦合关系要求政府和社会的合作与支持。
涉及的有关课题包括:
1.研究煤层气液化技术的工业经济学课题,
2.研究国家和地方的气源价格政策和气源租赁合同政策,
3.研究煤层气工业的环保优惠政策和高科技企业退税政策,
4.研究煤层气工业链的结构和探索上中下游的合作模式,
5.研究煤层气工业投资与贷款政策,
6.移植国外LNG相关标准,推动中国LNG工业法规的立法。
中国政府十分重视煤层气的开发与利用,早在1996年,中联煤层气有限责任公司(以下简称中联公司)成立之初,前国家主席江泽民就题词:
“依靠科技进步,发展煤层气产业,造福人民”。
国务院前总理李鹏题词:
“突破煤层气,开发新能源”。
中国新一届政府成立以来,更加关注和支持煤层气的开发利用工作。
温家宝总理明确提出:
“开发和利用煤层气既可治理瓦斯,又可利用能源,一举两得,应该加大科研、勘探、开发的力度。
请发改委研究、制定规划和措施”。
黄菊、曾培炎等同志也都做过相关批示。
国家发改委及其所属能源局的相关领导也多次具体对中国煤层气开发利用工作进行批示、指导,并到煤层气开发现场进行考察。
2005年2月17日,国家发改委主任主持会议,听取中联公司关于煤层气开发利用情况的汇报。
国土资源部也分别在煤层气新一轮资源评价、煤层气产业政策研究、煤层气战略选区及资源补偿费等方面给予了很多支持。
在2005年3月召开的第81次国务院常务工作会议上,国家决定成立煤层气国家工程研究中心,以解决煤层气勘探、开发和利用中的工程技术问题,促进科技成果在生产中的利用和转化。
2006年3月国家发改委正式批准同意成立煤层气国家工程研究中心,目前该中心已经挂牌运行。
国家煤层气“十一五”规划已编制完成,为今后煤层气产业的发展提供了战略保证。
我国政府还颁布了一系列法规和条例,鼓励煤层气的勘探和开发。
《中华人民共和国矿产资源法》和《中华人民共和国矿产资源法实施细则》、《中华人民共和国煤炭法》、《中华人民共和国对外合作开采陆上石油资源条例》等法律和法规中,都已明确提出鼓励发展煤层气产业。
5.山西省煤层气开发的现状
5.1山西煤层气的开发
山西煤层气资源勘探取得突破性进展。
随着地质勘探力度的不断加大,山西成为我国煤层气资源勘探范围最大、勘探程度最高、探明储量最多的省区。
目前,沁水、河东等煤田已登记煤层气区块面积达28303km2。
其中,沁水煤田13663km2,占沁水煤田总面积的43%,河东煤田13526km2,占河东煤田总面积的79%。
已施工煤层气勘探钻孔127口,获国家批准煤层气勘探探明储量达750亿立方米,可采储量395亿立方米。
其中,中联煤层气有限责任公司在沁水煤田南部获得402.19亿立方米探明储量,可采储量达218.39亿立方米,中国石油天然气集团公司获得353.26亿立方米探明储量,可采储量为170.13亿立方米,山西阳泉煤业集团获得井下抽采煤层气探明储量191.34亿立方米。
这是我国首次通过国家级认定的煤层气资源评价报告,为山西煤层气产业的发展奠定了资源基础。
此外地面煤层气开发利用取得较大进展。
自20世纪90年代以来,随着地面煤层气开采技术的引进,山西地面煤层气开发利用发展迅速。
截至2006年,中外10余家企业在山西沁水和河东煤田已施工各类煤层气井159余口,并大部分进人生产阶段,日单井产气量平均在500--4000m3/d,最高达16000m3/d。
山西煤层气勘探开发对外合作日益广泛,目前,在山西省从事煤层气勘探开发的外国公司达7家,签订对外合作合同13个,合同面积超过2万km2,施工钻井122口。
近年来,山西地面煤层气勘探开发呈现快速增长势头。
晋城无烟煤矿业集团与美国美中能源公司、中联公司合作开发的潘庄井田地面煤层气项目获得较大进展,已完成30口地面井钻井压裂任务,日产量达3万m3以上,煤层气置换水煤气工作已在晋城无烟煤矿业集团全面展开。
中联公司沁水盆地南部煤层气开发利用高技术产业化示范工程项目已获批准,该项目总投资3.45亿元,2005年计划钻井100口,年产气量达1亿m3以上。
目前,山西省地面煤层气开发产能已达到2亿m3左右。
山西井下煤层气抽采利用规模日益扩大。
山西煤矿井下煤层气(瓦斯)抽采利用可追溯到20世纪50年代末阳泉煤业集团利用井下瓦斯气。
近年来,山西煤炭企业以煤矿安全为中心,加大了煤矿井下煤层气抽采利用力度,利用规模日益扩大,截止2004年,仅阳泉和晋城矿区,井下煤层气抽放钻孔累计长度125.34万m,建成井下煤层气抽采利用管网147.15km,地面输配管网260km,年抽采量4.11亿m3(折合纯甲烷),年利用量2.5亿m3。
全省高瓦斯矿区已基本建立井下抽放系统和地面输配气系统,2004年全省瓦斯抽放量达19.37亿m3。
2004年利用亚行贷款山西煤层气利用项目,包括寺河井下煤层气抽放、12万KW煤层气抽放发电、内部电网改造、晋城市燃气输配和输气管道项目已全面展开,该项目总投资约20亿元人民币,为国内最大井下煤层气抽采利、用项目,这标志着山西井下煤层气抽放利用进人了一个新的发展阶段。
山西省输气管网建设已初具规模。
随着国家“西气东输”工程的实施,山西箱气管网从无到有,目前已建成输气管网4条达1058km。
其中,国家天然气输气管网干线3条,分别是“西气东输”管线328km、陕京一线管线330km,陕京二线管线260km,合计918km。
本省已建成临汾-河津、应县-金沙滩-大同、孟县一阳泉3条输气管线,全长140km。
目前,山西在建煤层气和天然气输气管线有2条,即大孟至忻州、原平90km天然气管线和沁水至晋城、阳城、泽州90km煤层气管线。
5.2山西煤层气开发主要面临的问题
5.2.1政策法规不健全。
目前,我国已出台的涉及煤层气开发利用的。
政策、法规,基本是比照常规天然气制定的,没有出台专门针对煤层气产业勘探、开发、利用各个环节的完整的政策法规和优惠鼓励政策。
与发展成熟的常规天然气工业相比,煤层气产业有着高技术、高风险、高投人、经济效益低的特点。
由于政策体系不健全.从而影响了中、外企业开发煤层气资源的积极性,在很大程度上影响了煤层气产业的有序、快速发展。
5.2.2缺乏统一的规划。
由于国家有关煤层气产业发展的法律规章制度滞后,资源开发和产业发展缺乏系统的规划,致使现己进人煤层气开发领域的各行业相互封锁、多头规划,开发企业随意布点、无序建设和强占地盘现象十分突出。
5.2.3资源管理体制不顺。
我国对煤层气资源开发实行国家一级统一管理。
这一制度有利于国家对煤层气资源的统一规划与管理,但在实际工作中造成了同一煤田内煤层气资源与煤炭资源登记重叠,煤层气开发与煤炭开采相脱节,即矿权与气权分置间题,也造成了山西在煤层气开发方面缺乏应有的主导权,致使省级与国家煤层气开发利用部署无法有效衔接和推进。
这直接影响到山西煤炭工业发展和山西煤层气开发利用企业的积极性。
5.2.4价格机制不完善。
在实践中,由于各方对政策理解不一致,加之国家对上中下游煤层气价格政策不统一,致使一些开发企业脱离现阶段市场实际和违反市场定价规则制定产地井口价格,导致山西在煤层气中、下游开发利用项目建设上举步维艰,严重影响到山西煤层气开发利用和用气市场的稳定、有序、健康发展。
5.2.5资金投人不足。
煤层气产业是一种高投人、高风险的产业,在勘探开发初期阶段,所需投资很大。
但目前国家、地方和企业在煤层气勘探开发利用上的投人上均严重不足,远不能满足煤层气产业发展的需要。
同时,作为主要投资来源的国内外战略投资者,受国家煤层气对外专营政策的影响
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