山西煤矿瓦斯发电的优与忧

煤矿瓦斯发电既清洁环保又强晋富民

瓦斯发电为煤矿产能释放提供了助力。众所周知，瓦斯是导致煤矿瓦斯事故的根源及环境污染的重要因素，瓦斯发电作为矿井瓦斯就近利用最便捷、最成熟的方式，能够快速消耗井下瓦斯或地面煤层气。位于沁水煤田的晋能控股寺河矿、成庄矿、长平矿、寺河矿二号井、岳城矿、胡底矿等矿井抽出的瓦斯，主要由金驹煤电化公司瓦斯电站快速消耗，从而为井下瓦斯持续抽采、高强度抽采提供了可能，为矿井煤炭产能安全高效释放提供了助力。据了解，金驹煤电化公司瓦斯发电服务矿井年产量目前已接近3000万吨。

瓦斯发电为工矿企业提供了稳定电源和热源。矿井瓦斯电站的设计建设不仅解决了瓦斯消耗问题，更主要的是作为紧邻大型工矿企业的电厂，能够减轻高耗电企业对公共电网的用电压力，还可以更好地保障企业用电。瓦斯发电厂产生的余热还可以稳定供应给工矿企业和周边村镇居民。瓦斯发电既延长了能源企业产业链条，还促进了地方电网和热网的清洁发展。只要气源稳定，瓦斯发电厂的电源和热源就可长期稳定服务周边百姓和企业。

瓦斯发电为规模性减排二氧化碳提供了有效途径。瓦斯的温室效应约为二氧化碳的20多倍，煤矿瓦斯的抽放排空会对大气环境造成严重破坏。矿井瓦斯就地利用的特性，决定了瓦斯发电大有可为，也是规模性减排温室气体的最有效途径之一。以金驹煤电化公司为例，该公司年可利用煤矿井下瓦斯约6亿标准立方米，相当于减排二氧化碳当量约900万吨，可转化为清洁电力约20亿千瓦时，相当于植树造林2.45万公顷，环保效益十分显著。

瓦斯发电为大学毕业生和电站周边村镇农民提供了就业岗位。随着高浓度瓦斯电站的退出，瓦斯发电正转向低浓度发电，发电站小、散、偏僻成为显著特点。近年来，金驹煤电化公司根据市场变化，建设了多个低浓度瓦斯电站，多分布在矿井周边的风井旁，距离乡村较近。新电站运行后，不仅招聘了近百名大学毕业生，且电站的环卫绿化、生活服务等工作为周边村民提供了工作岗位和劳务机会，增加了农民收入，促进了企地和谐。据初步了解，沁水煤田内的瓦斯发电企业为500余名周边村民提供了劳务输出岗位。

瓦斯发电为国产发电机组提供了开拓市场的机遇。2010年以来，我国瓦斯发电从最初的零散开发走向大规模开发，瓦斯利用从高浓度发电走向高低浓度同时发电，瓦斯发电机组也从最初的市场需求不旺走向需求渐旺。相较于国外上世纪80年代开展瓦斯发电，我国起步较晚，导致国产燃气发电机组技术相对落后，应用市场不大。发展好瓦斯发电项目，有助于国产燃气发电机组生产厂家更新技术、优化管理、扩大市场份额。

瓦斯发电有望成为能源企业新的效益增长点。目前，沁水煤田高瓦斯矿井抽采的瓦斯被瓦斯发电企业利用后，矿井获得减排补贴，电厂获得电价补贴，双方均有意愿提升瓦斯抽采利用效率。未来，随着国家核证自愿减排量计划的加速推进，瓦斯电站的碳减排量必将成为能源企业新的效益增长点。在瓦斯开发利用全产业链体制机制均成熟的条件下，随着未来碳减排受益期待值增加，多方利益协调有了可靠保障，共同发展成长成为可能。

制约煤矿瓦斯发电高质量发展问题有待

破解

我们看到了山西瓦斯发电的光明前景，同时也意识到瓦斯发电产业性规模化之路并不平坦，想要实现高质量发展还要突破重重困境。

一是国有企业改革造成的体制性困境。2020年之前，山西省煤层气产业的抽采、运输、综合利用同属一家大型煤炭企业，依托“采煤采气一体化”的成熟体系，已建起了成熟、稳定、完整的产业链。2020年国企改革后，山西省的煤层气运输被专业化的省属燃气企业接管，而上游矿井瓦斯抽采和下游瓦斯发电依然归属煤炭企业，造成煤层气利用上、中、下游产业链断裂。再加上企业兼并重组后，体量大、规模大、产业多，管理体制机制处于探索阶段，隶属产业分属不同公司，使得上、中、下游各企业之间的协调难度增大。

二是瓦斯发电上网电价政策调整造成的制度性困境。根据山西省发改委和能源局联合下发的《关于开展燃气和瓦斯发电项目核准工作的通知》，2020年8月之后新建的燃气和瓦斯发电项目，执行燃煤发电上网基准价，即0.332元/千瓦时。从盈利情况来看，瓦斯发电给企业带来的收益微不足道，导致瓦斯发电企业在市场开发过程中面临巨大阻力，极大影响瓦斯发电产业的健康可持续发展。由于低浓度瓦斯利用的政策支持不足，近60%的瓦斯被煤矿选择排空，给环境保护增加压力，给绿色开采造成障碍。

三是超低浓度瓦斯发电面临技术困境。从目前的技术应用状况看，浓度在30%以上的高浓度瓦斯可以直接利用；浓度在8%至30%的瓦斯，可以直接用内燃机发电，从而产生经济效益；浓度在8%以下的瓦斯，由于受到技术限制，收集利用难，发电项目投资大收益微。加上浓度在8%以下的瓦斯未被列入国家环保强制性控制排放政策，煤矿直接对空排放就成为降本首选。目前来看，因无政策激励，超低浓度瓦斯发电开发研究虽有一些实验性项目，但技术均不够成熟，难以大规模利用。

四是环保排放标准存在争议。山西省对本就是绿色环保企业的瓦斯发电企业提升了排放标准。目前，山西省在运瓦斯发电机组氮氧化物排放标准执行的是国家第五阶段机动车污染物排放标准，即0.46克/千瓦时（约90至100毫克/立方米），要求新建瓦斯发电机组氮氧化物排放标准执行国家第六阶段机动车污染物排放标准。据了解，当前国内外针对煤层气（瓦斯）发电机组排放氮氧化物的浓度限值分别为：国家能源局680毫克/立方米，北京250毫克/立方米，贵州、重庆等地政府无监管要求。实际运行过程中，国产瓦斯发电机组只有在后期增加脱硝设备设施的基础上才能满足山西省排放要求，而这会大幅增加成本，影响企业经营效益。

五是大规模长周期开发造成的气源衰减困境。随着沁水煤田各矿井“采煤采气一体化”技术的成熟，以及各大能源企业地面开采煤层气技术的完善，矿井瓦斯抽采量在2020年达到峰值后，开始快速下降。此外，由于国家对煤炭开采的限制性政策，沁水煤田新建煤矿数量减少，给瓦斯发电厂的持续性电能增长和新建瓦斯电站的正常运行造成一定影响。据调查，沁水煤田范围内几乎所有在运瓦斯电站处于“吃不饱”状态，部分电站甚至建成后就处于无气可用的停运状态。

瓦斯发电产业需进一步加大扶持力度

首先，建议将浓度在8%以下的瓦斯尽早列入环保强制性控制排放政策。据了解，因技术制约和缺乏政策扶持，目前我国瓦斯抽采利用率仅为45%左右，大量的特别是浓度在8%以下的矿井瓦斯被直接排放。山西省作为瓦斯抽采利用大省，出台了一些相关政策。2022年8月19日，山西省能源局下发《关于推动煤矿瓦斯综合利用的指导意见》（晋能源油气发〔2022〕322号），要求“严禁高浓度瓦斯排放，加强低浓度瓦斯利用。到2025年，煤矿瓦斯利用技术不断完善，综合利用效率明显提升，建设一批瓦斯梯级利用项目，全省瓦斯利用率力争达到50%”。

2022年12月9日，山西省第十三届人民代表大会常务委员会三十八次会议通过《山西省煤炭清洁高效利用促进条例》（自2023年1月1日起施行），第二十一条规定“高瓦斯矿井、煤与瓦斯突出矿井应当配套建设瓦斯利用设施”。

因此，建议按照国家有关能源利用政策导向，结合目前仍存在的低浓度瓦斯大量排空造成的环境污染和能源浪费现状，国家或省市相关部门能够将浓度在8%以下的瓦斯尽早列入环保强制性控制排放政策。

国内首个利用废弃凉水塔改建的瓦斯发电厂—成庄46兆瓦分布式瓦斯发电厂

其次，建议完善瓦斯发电企业统一的扶持政策。就山西而言，因各地市政府对瓦斯发电企业扶持政策各不相同，致使各地发展存在差异。以金驹煤电化公司所在的晋城市为例，企业虽然是节能减排大户，也是当地保供电保供热企业，但是属地政府及能源部门在热电稳定供应、产值增长、环保等方面均提出较高要求，甚至对驻地高减排瓦斯发电厂提出关停要求，造成减排效益锐减和职工就业困难。在高浓度气量衰减的客观情况下，建议省、市政府部门能够在上网电价、环保排放、新建电站等方面给予政策支持，帮助瓦斯发电企业健康可持续发展，特别是将瓦斯发电厂纳入区域能源网络，增加区域能源网络的稳定性。

目前世界最大的瓦斯发电厂—寺河120兆瓦瓦斯发电厂

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近日，山西省统计局发布消息，2023年山西省煤层气产量达112.7亿立方米，年度煤层气产量创历史新高，约占全国同期产量的80.8%。

山西省是我国煤层气资源富集程度最高、开发潜力最大的省份之一，埋深2000米以浅的煤层气预测资源量约8.31万亿立方米，占全国的近1/3。截至2022年底，山西省煤层气探明地质储量7604.27亿立方米。2022年，山西省煤层气总产量约为96.1亿立方米。根据山西省统计局数据，山西2021年煤层气发电量55.2亿千瓦时，2022年煤层气发电量57.2亿千瓦时，2023年煤层气发电量53亿千瓦时。

“十三五”期间，山西省新增煤层气储量4848.12亿立方米，发现鄂尔多斯盆地东缘临兴区块超千亿立方米煤层气气田。煤层气利用量达350亿立方米，相当于替代标准煤4250万吨。2020年，地面抽采煤层气和煤矿瓦斯抽采总量达140亿立方米。

截至2020年底，山西省累计施工煤层气钻井20312口，在建及建成地面煤层气产能142.15亿立方米/年；煤层气（瓦斯）发电装机容量超过100万千瓦，晋城市总装机容量28.4万千瓦，是全国最大的煤层气发电基地，也是世界瓦斯发电最集中、装机规模最大的区域。

输气管网建设方面，国家在山西境内建成陕京一线、陕京二线、陕京三线、榆济线、西气东输五条东西向的过境管线，山西省投资建设了连接11个设区市、111个县（市、区）的省内管线，输气管道总长度达8610公里，形成横贯东西、纵穿南北的“三纵十一横、一核一圈多环”输气管网系统。“三纵十一横”，即贯穿河东煤田的乡宁—临县—保德输气管道（西纵），贯穿中部的运城—大同输气管道（中纵），贯穿沁水煤田的晋城—阳泉输气管道（东纵）；在国家五条过境管道和右玉—山阴—浑源中海油煤制天然气管道的基础上，建设沁水—侯马—河津长输管道、洪洞—安泽—长治长输管道、离石—太原—阳泉长输管道、保德—神池—原平长输管道和长治—临汾长输管道。“一核一圈多环”管网，即以“气化太原”为重点，建设太原大外环管网；以“东纵”“西纵”管线为基础，以长治—临汾、保德—原平管道为连接，构建省级气源调配大环网；在山西省11个设区市建设环城高压管网。

《山西省矿产资源总体规划（2021—2025年）》《山西省煤层气资源勘查开发规划（2021—2025年）》指出，到2025年，煤层气地面抽采采收率达到55%以上，抽采利用率达到90%，煤层气抽采量达到200亿至250亿立方米/年；煤矿瓦斯利用量达到55亿立方米/年，利用率达到50%；沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大基地产能达到200亿至250亿立方米/年；建设沁水—屯留、左权—昔阳、沁源—安泽、古交—交城、保德—兴县、柳林—石楼、乡宁—吉县7个煤层气规划矿区；重点建设晋城、阳泉2个10亿立方米煤矿瓦斯抽采规模化矿区，山西焦煤集团有限公司、山西潞安化工集团有限公司2个5亿立方米煤矿瓦斯抽采规模化矿区；煤层气探明地质储量达到1.6万亿至2.0万亿立方米。

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