晋能源规发〔2023〕250号
省直各有关单位，各市发展改革委、能源局，各有关企业：
为全面贯彻落实党中央、国务院和山西省委、省人民政府关于碳达峰、碳中和工作的决策部署，推动我省非常规天然气行业高质量发展，有效支撑全省碳达峰目标实现，省发展和改革委员会、省能源局制定了《山西省非常规天然气行业碳达峰实施方案》,现印发给你们，请结合实际组织实施。
山西省发展和改革委员会 山西省能源局
2023年10月18日
（此件主动公开）
山西省非常规天然气行业碳达峰实施方案
为全面贯彻落实党中央、国务院和山西省委、省人民政府关于碳达峰、碳中和工作的决策部署，推动我省非常规天然气行业高质量发展，有效支撑全省碳达峰目标实现，特制定本方案。
一、总体要求
（一）指导思想
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻习近平总书记考察调研山西重要指示精神，全面落实党的二十大精神，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，积极融入新发展格局，强化科技创新，深化体制机制改革，科学统筹增储上产，提升天然气安全保障能力；深入推动绿色低碳开采和清洁高效深度利用，充分发挥非常规天然气在构建清洁低碳、安全高效能源体系中的重要作用，推动全省如期实现碳达峰目标，助力全省能源高质量发展。
（二）基本原则
坚持高质量发展。统筹增储上产与节能降碳，全面提升非常规天然气勘探开发技术水平，实现高速度与高质量协同可持续发展。
坚持高效利用。充分发挥非常规天然气在能源低碳转型过程中的重要作用，拓展非常规天然气消纳市场，持续提升非常规天然气占一次能源消费比重，优化全省能源消费结构。
坚持创新驱动。大力推进非常规天然气开采和节能降碳技术创新，构建以市场为导向的技术创新体系。深化体制机制改革，充分发挥市场在资源配置中的主体作用，更好发挥政府作用。
二、主要目标
“十四五”期间，非常规天然气开发规模和产量较快增长，全省输气和储气调峰能力逐步提升，产业链节能降碳水平明显提高，天然气占一次能源消费比重稳步提升。到2025年，非常规天然气产量力争达到200亿立方米，全省天然气管网输气能力超过400亿立方米/年，储气调峰能力达到4.81亿立方米。
“十五五”期间，非常规天然气开发规模和产量保持稳定，全省输气和储气调峰能力基本完善，产业链节能降碳成效明显，天然气占一次能源消费比重持续提升。
三、主要任务
（一）建设国家非常规天然气基地
1.加快开展非常规天然气资源勘探。加快开展非常规天然气资源勘探，以沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘为重点，推动已开发区周边区域滚动勘探，进一步增加探明地质储量，提供可靠接替区。推动勘探发现区实施重点勘探和开发试验，重点推进榆社-武乡、和顺横岭、三交北等区块的重大勘探和综合勘探，提供增储后备区。加快新出让区块勘查进度，重点推进马坊东、左权西、榆社东、武乡东、武乡南等区块的综合勘探，力争取得勘探突破和重大发现。争取到2030年，全省新增地质探明储量稳步增长，保障非常规天然气持续稳定开发。”（省自然资源厅、省能源局、省发展和改革委员会等按职责分工负责）
2.大力推进非常规天然气开发。有序推动煤层气成熟区稳步增产，保障沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘已开发区稳产增产。加快沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘已完成新增探明地质储量备案区产能建设，推动已探明未动用区达产。鼓励企业推进新出让区块试采建产，探索和攻克深部煤层资源开发、压裂及排采关键“瓶颈”技术，重点推进沁水盆地北部榆社至武乡一带新出让煤层气区块的探采一体化建设。推进鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县、石楼西、三交北、临兴中、临兴西等诸多区块深部致密砂岩气综合开发，促进致密砂岩气快速上产。推广应用瓦斯抽采先进装备、工艺和技术，强化高瓦斯、突出矿井瓦斯抽采利用监管，提高煤矿瓦斯抽采率。到2025年，非常规天然气产量力争达到200亿立方米；到2030年，非常规天然气产量持续保持高产稳定。（省能源局、省自然资源厅、省发展和改革委员会等按职责分工负责）
3.稳步推进输气管网建设。依据非常规天然气产能建设和下游利用发展需求，完善省级干线环网，持续构建互联互通省级干线环网。优化省级支线管网，打通管道气辐射“最后一公里”，实现重点城镇、经济开发区（工业园区）、重点工业用户、重点旅游区、非常规天然气气田全覆盖。打通外输干线管道，建设面向雄安新区、河北、河南等周边燃气市场的外输干线管道；打通与陕西互通互保通道；加强与国家管网的深入对接，提高省际之间资源互保能力。到2025年，全省天然气管网输气能力超过400亿立方米/年；到2030年，省内输气管道基本完善，全面实现互联互通。（省能源局、省发展和改革委员会等按职责分工负责）
4.持续提升储气调峰能力。推动晋南、晋北两大区域储气调峰中心建设，保障区域内储气调峰平衡。构建涵盖省内大型LNG储罐、地下储气库，租赁、合建省外储气库、沿海港口LNG接收站等多形式多层次的储气调峰体系。建立省级储气调峰运行调度平台，提高全省储气调峰的运行调节能力和智能化水平。到2025年，储气调峰能力达到4.81亿立方米，满足地方政府日均3天和城镇燃气企业全年用气量5%储气能力的要求；到2030年，储气调峰能力充分满足省内储气调峰需求。（省发展和改革委员会负责）
（二）推进非常规天然气高效利用
5.强化城乡燃气用气保障。持续推进城镇新区燃气供气管网建设，做好城镇老社区供气管网修缮改建，提升城镇居民和工商服燃气供应水平。加快提升乡村燃气供应水平，采用管道气、压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）等多种形式，提高乡村地区天然气通达能力。因地制宜，稳妥有序推进农村“煤改气”，鼓励有条件地区采用燃气空调、天然气分布式能源等。争取到2030年，城乡燃气基本实现全覆盖。（省住建厅、省能源局、省农业农村厅等按职责分工负责）
6.合理提升工业用气比重。以吕梁市、临汾市、晋城市为重点，稳步有序推进氧化铝、玻璃、陶瓷、冶炼铸造、机加工（热轧和热处理）等行业实施天然气替代。在“高污染燃料禁燃区”，合理推动工业锅炉、窑炉天然气替代燃煤；鼓励开发区、工业聚集区、产业园区等工业热负荷中心新建和改建天然气集中供热、供气设施。积极探索非常规天然气制金刚石、纳米洋葱碳、石墨烯等碳同素异形体高端材料，提升非常规天然气的消纳效率及附加值。争取到2030年，天然气占工业领域能源消费的比重明显提升。（省发展和改革委员会、省工业和信息化厅、省商务厅等按职责分工负责）
7.持续优化交通用气发展。完善加气网络建设，在全省高速公路、国道省道沿线、矿区、物流集中区、旅游区、公路客运中心等，鼓励发展CNG加气站、LNG加气站、CNG/LNG两用站、油气合建站、油气电合建站等。推动大型运载车辆等交通工具利用压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）作为燃料，提高天然气在交通、货运物流燃料中的比例。争取到2030年，天然气占交通运输燃料的比重明显提升。（省发展和改革委员会、省交通厅、省商务厅等按职责分工负责）
8.推进天然气与多种能源融合发展。推动污染重、环保要求高且具有冷热电需求的能源负荷中心、产业和物流园区、旅游服务区、商业中心、交通枢纽等发展天然气分布式能源示范项目，推广集供电、供气、供热、供冷于一体的综合能源服务模式。在风电、光伏等发电端合理配套建设天然气调峰电站，探索推进风光氢气储示范项目建设。争取到2030年，天然气发电实现与风电、光伏等可再生能源的协同发展。（省能源局、省发展和改革委员会等按职责分工负责）
（三）促进非常规天然气绿色低碳发展
9.推进勘探与钻井过程节能降碳。加强绿色勘查开采新技术，新方法和新工艺研发与推广，强制淘汰落后工艺、技术、制剂，积极推进绿色勘查与开发。推广使用先进钻井设备并加强设备维护，从源头上提高柴油燃烧效率和能源传递效率。推广使用先进钻井技术，缩短钻井时间。推行钻完井废弃物随钻无污染绿色处理技术。在条件允许前提下，实施电网供电代替柴油发电。鼓励钻井企业完善节能管理。（省能源局等按职责分工负责）
10.实施排采系统节能降碳。推广使用先进采气工艺，因地制宜推广“井工厂”流水线式精准开发模式，大力推进多分支水平井、“L”型井、丛式井等集约型井型；鼓励企业开展气井无杆举升、无水压裂、微生物增透、超大直径水平井应力释放采气等高效增产技术和设备应用。有效推动井场节能，加快淘汰不符合国家能效标准要求的落后低效电机，定期调节煤层气井场游梁式抽油机实施平衡，提升抽油机工序效率，因地制宜开展单井间抽。井场电网配套建设，推广使用分布式能源和智能监控设备，提高生产用能电气化水平，鼓励企业购买绿色电力；鼓励具备条件的井场使用太阳能、风能等可再生能源，实施生产用能清洁低碳替代。（省能源局负责）
11.推动集输增压系统节能降碳。推广使用先进高效率压缩机，替换高能耗压缩设备，推进压缩机余热回收利用，提升能源利用效率。鼓励企业适时开展集气站压缩机组优化、集输管网优化和集气管线清管周期优化等，保障集气系统压力平稳，降低站场能耗。鼓励企业在供电小负荷集气站开展变压器优化，降低空载能源损耗。在有条件场地积极推动太阳能、风能可再生能源利用。加强节能管理，实施大型能耗设备精细化管理和日常节能监管。（省能源局负责）
12.促进输气系统节能降碳。逐步优化或更换增压站高耗能压缩机，推进压缩机余热回收利用，新建站场优先采用电驱机组。优化站场加热工艺，提升能源利用效率。鼓励具备条件的站场建设太阳能、风能等可再生能源自用电站。开展全省输气管网设备和工艺流程的智能化升级，提升能源系统灵活感知和高效生产运行能力。建设智能调度体系，实现源网荷储互动的用能需求智能调控。争取到2030年，全省输气系统全智能化运营基本完善。（省能源局负责）
13.推动LNG生产节能降碳。鼓励企业逐步更换压缩系统高耗能落后压缩机、循环水系统高耗能落后水泵等设备，提升用电效率。推动企业结合生产实际，适当优化工艺参数，重点开展冷剂比例控制和循环水水温控制等措施，开展BOG回收利用。在有条件的场地，利用空地、屋顶发展光伏发电，提升绿电比例。强化节能管理，实施大型能耗设备精细化管理和日常节能监管。争取到2030年，全省LNG生产过程的节能降碳水平明显提升。（省能源局、省应急厅等按职责分工负责）
14.合理控制甲烷逃逸排放。鼓励企业在集输管网不发达、管网运输难度大的矿区，利用撬装压缩、液化装备等多种措施，提高收集和就地利用能力，减少放空排放。推广甲烷放散减排技术，鼓励企业逐步应用气井出水口甲烷回收技术、井口抽油杆密封盘根技术等甲烷回收技术。严格管道气密性管理和放散管理，提升管网储气能力，优化散气销售模式，降低甲烷放空，消减火炬气，提升产量的同时有效控制温室气体甲烷排放。研究探讨甲烷的收集激励、监管和惩罚制度。争取到2030年，我省非常规天然气系统甲烷逃逸排放得到有效控制。（省能源局、省生态环境厅、省应急厅等按职责分工负责）
四、保障措施
（一）加强组织领导
在省委、省政府统筹指导下，省能源局会同相关部门，系统推进非常规天然气行业碳达峰工作，推动各项指标和任务落实，制定和完善相关配套政策措施，建立健全督促检查机制，跟踪各项工作推进、任务落实情况。各有关单位根据本方案要求，结合发展实际，进一步细化落实碳达峰目标任务和政策措施，确保重点任务及时落地见效。
（二）加大政策支持力度
完善支持非常规天然气勘探开发相适应的用地、用水、安全、环保等相关政策，严格落实国家补贴、省级奖补、税费优惠、用地支持等各类政策。鼓励企业积极参与国家温室气体自愿减排交易，有力推动非常规天然气开发利用、绿色低碳转型等相关工作。推动企业建立完善碳排放计量体系和碳排放信息系统，提升碳排放数据科学性和准确性。建立并完善行业数据库，强化行业指导。支持晋城、吕梁在企地合作、价格机制、政府监管等方面进行先行先试，探索并形成一套可复制可推广的制度性经验和政策措施。
（三）深化市场机制体制改革
充分发挥市场在资源配置中的主体作用，厘清政府管理职能；根据国家“X+1+X”天然气价格改革模式稳步推进天然气价格市场化改革，严格落实非常规天然气出厂价格市场形成机制，完善管输定价机制，实行政府主导非常规天然气管输定价，合理建立非常规天然气管输费用动态调控机制。
（四）加大技术创新力度
依托煤与煤层气共采国家重点实验室等科研机构，在“三气”共生机理、开发模式等方面开展攻关，在松软低透气性煤层抽采、储层改造、高效造缝压裂等关键技术上取得突破，提高非常规天然气采出率。建立多方联动的成果交流与信息共享机制，实行关键技术共享或有偿转让，突破区块开发的技术瓶颈。研究制定并组织实施山西省地方非常规天然气勘查开采相关技术标准和规程规范，指导全行业实现绿色低碳勘查开采。
京公网安备 11010602030059号
