瓦斯回收利用发展潜力与技术进展如何？

瓦斯回收利用仍有极大的提升空间。

煤矿瓦斯回收利用有助于增加我国能源供给。煤矿瓦斯的热值是煤炭的 2–5 倍，每 1 立方米煤矿瓦斯（折纯）， 相当于 9.5 度电、1.13 千克汽油、1.2 千克标准煤 18。我国对天然气的消费需求较大，且对外依存度较高。2023 年 全国天然气消费量为 3917 亿立方米，较 2022 年增加 6.6%，其中城市燃气增长 8.2%，发电用气增长 9.6%，工 业用气增长 6.1%。在我国天然气的供应结构中，国产气占比仅为 58%，进口 LNG 和进口管道气分别占 25% 和 17%19。煤矿瓦斯回收利用后可作为居民、发电和工业用气的燃料和原材料，对降低我国天然气对外依存度、保障 能源安全起到积极作用。

我国瓦斯总产生量大，回收利用空间充足。我国目前回收利用的瓦斯气体仍以井下抽采瓦斯为主。根据测算，如果 同时考虑井工开采、露天煤矿、矿后活动以及废弃井产生的瓦斯气体，目前煤矿瓦斯的整体利用率约为 14%。2020 年， 我国煤炭行业的瓦斯逸散量约为 358 亿方，占当年全国天然气产量的 19%、天然气进口量的 27%、天然气消费量 的 11%（如图表 11 所示）。假设我国能够将煤矿瓦斯的整体利用率提升至 30%，则能够在原有基础上增加 66 亿 方 / 年的瓦斯利用量，相当于降低当年天然气进口量 5%，或节约 800 万吨标准煤。

瓦斯利用量的增长空间主要集中在乏风瓦斯、低浓度瓦斯和废弃井瓦斯。以我国山西省为例：山西省是我国煤炭产 量最高的省份，井工煤矿数量众多，煤矿瓦斯资源十分丰富。山西省已经实现煤层气（煤矿瓦斯）产业化发展，建 成了沁水盆地和鄂尔多斯东缘两个煤层气（煤矿瓦斯）产业化基地，形成勘探开发、装备制造、工程服务、瓦斯 利用为一体的产业体系。截止至 2018 年，山西省已建成煤矿瓦斯发电厂 140 余座，总装机容量达到 1600MW。从 瓦斯利用量和利用方式来看，山西省的瓦斯利用量约占全国的 50%，主要利用方式有瓦斯发电、民用、矿井瓦斯 锅炉燃用等，其中瓦斯发电是最主要的利用途径，占 67.8%，居民用气占 18.7%，锅炉等其他方式占比 13.5%23,24。 本报告对山西省井工煤矿的瓦斯整体利用情况进行了分析。山西省回收利用的瓦斯绝大部分为高浓度抽采瓦斯，主 要作为城市燃气、工业用气和瓦斯锅炉燃料，其余主要来自低浓度瓦斯，全部用于瓦斯发电。不同浓度和来源的瓦 斯利用率也有着较大差距，浓度高于 30% 的瓦斯利用率达到了 60% 以上，浓度介于 8%-30% 的低浓度瓦斯利用 率在 35% 以上，而浓度低于 8% 的抽采瓦斯、乏风瓦斯及废弃井瓦斯气体的利用率则不足 1%， 考虑到低浓度、乏风和废弃井产生的瓦斯能够通过技术手段进行回收利用，预计未来上述来源将成为我国瓦斯利用 的关键增长点。

瓦斯回收利用潜力尚未被完全开发的主要原因有以下三点： 1）瓦斯回收利用技术的发展不均衡：低浓度和乏风瓦斯的发展仍处于示范阶段，废弃井技术仍处于起步阶段，高 浓度瓦斯技术基本成熟并实现商业应用，因此目前瓦斯回收利用项目主要针对高浓度瓦斯。本报告对各类技术的成 熟度进行了分析整理： · 高浓度瓦斯：甲烷含量高，具有较高的热值，因此在利用的过程中能够产生更多的能量，被广泛应用于发电、 管道气和提纯等等，技术成熟度等级（Technology Readiness Level, TRL）均在 7 以上，其中高浓度瓦斯发 电技术 TRL 已经达到 9 级，是目前应用最广泛的瓦斯回收利用技术。 · 低浓度瓦斯：甲烷浓度在 5–16% 之间容易爆炸，同时还会产生巨大的能量，低浓度瓦斯发电技术正是利用这 一特性实现化学能向电能的转换 26，技术 TRL 可达到 7–9。瓦斯直燃供热类技术（如多孔介质燃烧和超焓燃烧 技术）的适用浓度在 4%–8% 之间，由于瓦斯能量密度更低，技术研发时间较晚，目前多处于中试阶段和工业 示范阶段，TRL 在 3–5。

乏风瓦斯：乏风瓦斯的回收利用技术以催化氧化和蓄热氧化为主，在国家政策和市场机制，如我国国家核 证 自 愿 减 排 量（China Certified Emission Reduction, CCER） 以 及 清 洁 发 展 机 制（Clean Development Mechanism, CDM）的推动下，在“十一五”至“十三五”期间建成了一批回收利用项目，催化氧化、蓄热氧 化等技术的 TRL 在 4–6。 · 废弃矿井瓦斯：我国废弃矿井的瓦斯回收利用技术研发仍处于起步阶段，山西省已经在晋城、西山等矿区开展 废弃矿井采空区抽采利用，淮河能源集团也在安徽省潘二煤矿开展废弃井利用，技术 TRL 在 1–3。

2）项目经济收益较难调动企业积极性： 低浓度、乏风瓦斯和废弃井回收利用技术的经济性不佳。由于甲烷浓度不同产生的能量密度差异，低浓度和乏风瓦 斯经过回收后产生的能量更低，因此出售电力和热力所获得的利润更少（如图表 15 所示）。同时，低浓度的甲烷 进行利用往往需要更复杂的技术，建设和维护成本更高，目前乏风瓦斯利用技术、低浓度瓦斯直燃技术的技术成熟 度和市场接受度有限，也限制了技术的推广和应用。本报告对各类技术的成本效益开展了分析，经济性最好的技 术为高浓度瓦斯利用技术，其净收益为 100~2500 元 / 吨甲烷。其次为低浓度瓦斯直燃类技术，净收益在 70~1500 元 / 吨甲烷，而乏风瓦斯利用、废弃井瓦斯回收利用，以及低浓度瓦斯提纯技术平均回收每吨甲烷则需要高达 2700 元的净成本，在无补贴的情况下难以盈利。

与传统能源生产销售相比，瓦斯回收利用项目的利润有限，较难调动企业的积极性。如果将煤炭生产企业的产煤收 益与瓦斯利用收益进行对比，煤矿每生产销售 1000 万吨的煤炭，可以获得的利润在 1.1–1.7 亿元之间。即使该煤 矿为高瓦斯矿井，抽采瓦斯为高浓度瓦斯，且全部采用经济性较好的技术进行回收利用，煤矿出售电力、热力和天 然气可能获得的最大利润在 200 万元以内，仅占煤炭生产销售利润的 0.3–1.4%。相较于煤炭销售， 瓦斯回收利用能够产生的收益十分有限，但同时又需要额外的成本、技术、人力投入，且需要兼顾安全生产和保供， 因此较难调动企业投资瓦斯回收利用项目的积极性，利用量暂时未达到理想规模。

3）部分矿井瓦斯气源不稳定和废弃矿井瓦斯权属问题：煤炭生产侧排放出的瓦斯浓度可能波动较大，或者排放的 瓦斯浓度高但总量较低。而瓦斯利用技术在实施过程中为保证稳定运行，需要甲烷浓度相对稳定且流量充足的瓦斯 气体。例如，我国瓦斯利用电站的单机功率基本在 0.5MW ～ 1MW 之间，部分进口发电机组的单机功率可达 3MW 左右，一般来说，3MW 的甲烷利用设施能够正常运行并完成甲烷处理的最低抽采纯量为 9.9 立方米 / 分钟。而部 分煤矿受自身资源条件和井下实际工况影响，产生的瓦斯暂时较难达到回收利用技术的要求，导致回收利用技术在 部分矿区暂不可行。除此之外，部分瓦斯回收利用技术还需要处理好权属问题，例如我国废弃矿井的瓦斯权归属尚 不明朗 27，也为回收利用带来了一定挑战。