煤层气甲烷收集发电CDM项目案例－晋城项目
1、背景及项目介绍
煤层气（CBM）的主要成分之一是甲烷。我国由于煤矿开采而产生的煤层气排放量由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。增加我国的煤层气的回收和利用/销毁,对减少全球甲烷排放量有很大贡献,而我国目前煤矿对煤层气进行抽放的目的主要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会对煤层气利用产业自身发展带来益处，同时大大减少我国温室气体的排放量。
晋城矿区拥有丰富的煤层气资源,总储量约为534亿m3。2002年,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。当时预计到2003年煤层气抽放量可达到10113万m3 ,2005年达到16235万m3。2002年，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。项目期限为15年。
2、项目技术方案
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,该项目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
在CDM项目设计中做投资分析主要是寻找“额外性”证据，即证明项目在没有CDM帮助的情况下经济基本不可行或者完全就不可行，而正是CDM的介入使得项目克服了经济障碍而得以实施。就晋城项目CMM生产环节而言，项目总投资为235百万美元。通过计算，在没有CER收入的情况下，项目内部收益率（IRR）仅为5.3%,在有CER收入的情况下，IRR飙升至14.8%。另外，看项目净现值（NPV）也是CDM额外性分析中有利的工具，该项目的NPV在没有CER收入时仅为310万元，而在有CER收入时增加为2.113亿元。就其发电部分而言，财务分析显示在没有CER收入时IRR仅为6.6%,而在有CER收入时升至8.2%。净现值由没有CER收入时1.529亿元升至有CER收入时的2.887亿元。该项目的财务分析计算均采用4.96%作为贴现率。
4、温室气体减排计算
本项目利用煤层气发电,电厂正常达产达到设计发电量后每年消耗煤层气9073.7万m3 ,相当于减排2980,904tCO2（注意：该项目基准线情景下有2550万m3甲烷是被已有设施利用掉的，所以真正用来计算减排的是9073.7万m3减去2550万m3后的6523.7万m3，即这6523.7万m3甲烷燃烧抵销的排放才是“额外”产生的减排量）。燃烧甲烷释放的CO2相当于160,802tCO2（需要减去）。项目所需辅助燃料燃烧排放613tCO2，也应当减去。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CO2 (每kg标准煤燃烧后排放约2.66kgCO2)68,845tCO2。因此项目每年减排888,334t CO2。随着装机的增加，从2008年起，该项目的减排量还会随着燃烧利用的甲烷量的增加而增加。下表列出了该项目入计期内减排量，单位是吨CO2当量。
