煤矿甲烷排放现状及挑战分析

煤矿甲烷排放以低浓度煤矿瓦斯为主

1.低浓度煤矿瓦斯排放现状

 目前我国煤矿甲烷的排放有 80% 是来自煤矿地下开采，13% 来自矿后活动。数据显 示，在煤矿地下开采甲烷排放中有 83% 排放来自乏风瓦斯（甲烷浓度30%）10。

作为一种优质清洁能源，煤层气（煤矿瓦斯）的开采一般通过地面钻井抽采和井下抽采，前 者抽采的煤层气中甲烷浓度高，一般称为地面煤层气，经过简单处理可以直接接入到天然气管网 进行利用，因此高浓度煤层气逸散的占比较小。 井下抽采煤层气一般称为煤矿瓦斯，多伴随煤炭开采进行，这一部分煤层气由于会有空气混 入，因此浓度较低，其抽采利用率远低于前者。以《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》 为例，规划目标为 2015 年地面开采达到 160 亿立方米，基本全部利用；煤矿瓦斯抽采利用率达 60% 以上11。但是数据显示，到 2015 年煤层气利用率达到了 86.4%，但是煤矿瓦斯利用率仅为 35.3%12，与规划目标差距较大。而我国在《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》中设定 的 2020 年煤层气（煤矿瓦斯）开发利用目标也未能完成13。由于井下抽采的煤层气中甲烷浓度在 30%以下的低浓度煤矿瓦斯占比较大且不易利用，最后被排放到大气中，导致甲烷排放的增加。

此外，由于煤层气也是一种易燃易爆的气体，爆炸的风险对煤矿的安全生产带来隐患。为了 确保煤矿生产安全，会有大量空气通入矿井，使矿井中的煤矿瓦斯甲烷浓度小于 0.75%（这部分 的煤层气也被称为风排或者乏风瓦斯）。乏风瓦斯由于甲烷浓度极低，利用困难，因此大多直接 排空，导致中国的煤矿甲烷中低浓度瓦斯排放占比高。

2. 挑战

2.1. 低浓度煤矿瓦斯减排尚未有足够的政策约束

首先，现有的排放标准并没有对低浓度瓦斯排放做出限制要求。为了促进煤层气（煤矿瓦斯） 的利用，我国在 2008 年发布了《煤层气（煤矿瓦斯）排放标准（暂行）》，其中规定煤层气地面 开发系统的煤层气和煤矿瓦斯抽放系统的高浓度瓦斯（甲烷体积分数≥30%）禁止排放。但是标准 并没有对低浓度瓦斯（甲烷体积分数< 30%）和煤矿回风井的风排瓦斯（即乏风瓦斯）的排放有控 排要求14。

其次，现行标准主要侧重在以甲烷浓度为指标对瓦斯排放进行限制，但是对于甲烷排放总量 没有要求15。按照现行标准要求，煤矿需要对管道内的甲烷浓度、流量、压力、温度等参数进行监测。并且按照《污染源自动监控管理办法》的规定，安装煤层气（煤矿瓦斯）排放自动监控设备， 并与环保部门的监控中心联网。但是并未提到对甲烷排放总量有限制。因此，为实现甲烷排放浓 度达标，企业可通过加大进入抽采系统的空气量，稀释抽采瓦斯的甲烷浓度后进行排放。这也是 导致目前煤层气甲烷逸散以低浓度瓦斯为主的重要原因之一。

最后，对于煤矿企业而言，保障安全的煤炭生产、提供稳定的煤炭供应是其主要任务。我国 高瓦斯、煤与瓦斯突出矿井多，煤矿瓦斯一直是煤矿安全生产的重大隐患16。虽然随着多年发展， 煤矿瓦斯的抽采已由最初为保障煤矿安全生产扩大到安全能源环保综合开发型抽采17，但安全生产 仍是煤矿瓦斯抽采的首要意义。因此，煤矿企业往往缺乏对抽采瓦斯进行利用的积极性。

2.2. 对煤矿瓦斯开采和利用补贴缺乏差异性

现有的煤层气（煤矿瓦斯）开发利用补贴政策也未能对低浓度瓦斯利用形成有效的激励。从 2007 年开始，中央财政对煤层气（煤矿瓦斯）的开采利用进行补贴，标准为 0.2 元/m3，并在 2016 年将标准提高为 0.3 元/m3。中央财政部于 2019 年对此项政策进行调整，不再按照定额标准 进行补贴，而是按照增量气进行补贴，即“多增多补”。由于不同浓度煤矿瓦斯开采成本的差异，采 用统一的补贴政策对低浓度煤矿瓦斯利用略显不足。以山西为例，山西煤层气（煤矿瓦斯）抽采 利用补贴标准为中央财政补贴 0.30 元/m3加上省级财政补贴 0.1 元/m3。煤层气（煤矿瓦斯）电厂 上网电价，比照国家发展改革委制定的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》（发改 价格〔2006〕7 号）中生物质发电项目上网电价（执行当地 2005 年脱硫燃煤机组标杆上网电价加 补贴电价 0.25 元/kWh）。

高于当地脱硫燃煤机组标杆上网电价的差额部分，则通过提高煤层气 （煤矿瓦斯）电厂所在省级电网销售电价解决。以山西为例，根据山西省发改委《关于煤矿瓦斯 发电执行标杆上网电价的通知》，山西省煤矿瓦斯发电上网电价标准为 0.509 元/kWh。2021 年 2 月，山西省发布《省发展改革委省能源局关于开展燃气和瓦斯发电项目核准工作的通知》，此后 核准的瓦斯发电项目不再给予补贴，已经享受电价补贴的瓦斯发电项目，自并网发电起 15 年后取 消补贴电价。上述政策对于不同类型的煤矿瓦斯利用项目按照相同的补贴标准，或针对不同浓度 的瓦斯发电项目采取相同的标杆上网电价，无法最大限度地发挥激励作用。

2.3. 低浓度煤矿瓦斯利用技术经济性不足

基于不同浓度的煤矿瓦斯，其利用方式和挑战也不相同。如图 9 所示，浓度 30% 以上的高浓 度瓦斯主要用于发电、民用燃料和工业燃料等，9%-30% 的低浓度瓦斯主要用于发电，但是低浓 度瓦斯通过发电利用效率较低，如何经济有效地开发利用低浓度煤矿瓦斯仍有待加强18。9%以下 的低浓度瓦斯（包括风排瓦斯，即乏风瓦斯）主要通过蓄热氧化、直接燃烧等技术进行利用。此 外，甲烷浓度 5%-16% 的低浓度瓦斯具有爆炸风险。因此另一个技术难点是需要防止在对其输送 以及提纯浓缩过程中存在的爆炸风险19。

对于目前抽采的煤矿瓦斯中甲烷排放占比最高的乏风瓦斯，由于甲烷浓度极低，回收利用难 度更高。目前的减排技术可以分为两类，一类是主要燃料利用技术，乏风瓦斯作为主要燃料，通 过热氧化或催化氧化产生二氧化碳和水，回收产生的热量用于供暖或者洗浴，或者把热能转换为 动能用于发电。这类技术也大多处在实验或小规模试验阶段，同时目前国内尚无相关技术规范。 另一类是辅助燃料利用技术，将乏风瓦斯作为辅助燃料，替代空气输入到燃气轮机、内燃机、锅炉等燃烧系统中进行燃烧20。目前技术的应用和发展还不是很成熟，除内燃机助燃技术进行工业示 范外，多数处在实验阶段。

由于针对低浓度瓦斯，尤其是乏风瓦斯的高效利用的经济性不足，因而未能形成稳定的市场 需求。以本报告的案例 4 为例，乏风氧化项目的初期投资规模较大，调试期间发电量仅为满供满 发情况下的 1/6，而电价仅为燃煤发电基准价的 80%，项目盈利困难。早前乏风瓦斯利用可以通过 注册 CDM 项目（即《京都议定书》下的清洁发展机制，在该机制下发达国家可以向发展中国家购 买碳减排项目来抵消其排放量）出售碳减排额来提高项目经济性。截至 2016 年 6 月我国成功注册 的乏风瓦斯利用项目有 13 个，采用的技术均为逆流式热氧化技术21。针对来自国内煤矿在联合国 注册成功的乏风瓦斯 CDM 项目的案例研究显示，项目在有碳减排收入的情况下才具有经济性。随 着《京都议定书》第一阶段的结束，我国也逐渐停止了 CDM 项目注册。未来如何形成稳定的经济 激励也有待探究。