我国煤层气资源较为丰富，分布相对集中，是世界上继俄罗斯、加拿大之后的第三大储量国。煤层气俗称瓦斯气，与煤炭伴生，主要成分为甲烷（CH4），以吸附状态存在于煤层内的非常规天然气，热值为通用煤的2.5倍，1立方米的纯煤层气相当于1.13千克汽油、1.21千克标准煤，热值与天然气相当，可与天然气混输混用，与天然气、天然气水合物并为三大气体资源。

　　煤层气储量与分布

　　最新一轮资源评估结果表明：我国埋深2000米以内的煤层气资源量达31.7万亿立方米，相当于450亿吨标准煤、350亿吨标准油，与陆上常规天然气资源量相当。其中埋深1500米以内的达27万亿立方米，开采潜力巨大。我国的煤层气资源不仅具有总量优势，而且在区域分布、埋藏深度等方面也有利于规划开发。煤层气资源在我国境内分布广泛，地理位置又相对集中，主要分布在华北、西北、华南、东北及滇藏五大聚煤区。其中，华北、西北、华南的煤层气地质资源量分别占全国总量的56.3%、28.1%、14.3%。

　　从特点上看，西北地区虽然储量丰富，但存在含气量低、饱和度差的缺点。华南地区气源丰富，但气性变化大，经济性差，不易开采。华北地区具有资源丰富，含气量高，含气饱和度高，资源丰度大的优点，华北地区储量以山西的沁水盆地和内蒙古西部鄂尔多斯盆地为主，适合大规模开采。

　　山西是全国煤层气资源最为富集的地区。全省含气总面积39011平方公里，2000米以浅的资源储量超过10万亿立方米，占全国的三分之一。具有分布集中、埋层浅，可采性好，甲烷含量高（大于95%）的特点。山西六大煤田中，以沁水煤田和河东煤田为最大，其储量占全国的30.8%，占全省的93.2%，是煤层气开发的两大重点区域。

　　山西也是开发利用程度最高的地区。2018年，全省煤层气开发量达到120亿立方米（地面51亿，井下69亿）。

　　煤层气发电技术路径比较

　　煤层气资源的利用，主要为居民生活与采暖、发电、供热、汽车燃料以及生产炭黑、甲醛和合成氨等化工产品。我国的煤层气主要为30%～60%的低浓度气体，低浓度煤层气主要适合用于发电。煤层气发电已成为低浓度煤层气资源利用的最佳选择途径。

　　我国煤层气发电产业发展，经历了三个阶段，上世纪80年代末～90年代末是我国煤层气发电探索时期，2000年～2005年是煤层气发电产业初步发展时期，2005年至今则为煤层气发电产业迅速发展时期，出现了国产机组与进口机组竞争并存的局面。

　　鉴于煤矿井下瓦斯抽采系统抽采的瓦斯浓度随着抽采地点和方式不同而变化的特点，煤层气发电的技术选择，必须要求电站主机设备具有较强的适应性，运行灵活，能够适合煤层气供应系统的特点。主机设备主要有：

　　（一）燃气锅炉带蒸汽轮机发电机组。多用于传统的火电机组形式，工艺技术成熟，运行可靠，维护费用低，服务年限长。但燃气锅炉采用煤层气为燃料，仅局限于小型工业锅炉，受抽采波动的影响，大型电站瓦斯锅炉的应用受到限制，发电效率低，启动运行时间长，不灵活，煤层气发电基本不采用。

　　（二）燃气轮机发电机组。具有系统简单，运行灵活，单机功率大，占地小的优点。系统可加余热锅炉带蒸汽轮机联合循环发电，虽较复杂且占地面积大，且对气源品质要求较高，只有甲烷含量大于40%以及气源稳定的情况下才适用，但发电效率高达60%。由于抽采瓦斯气浓度变化大，瓦斯浓度达不到安全要求，导致机组时开时停，在煤矿瓦斯发电中很少采用，在以天然气为燃料的电站较多采用。

　　（三）燃气内燃机发电机组。具有系统简单、运行灵活、发电效率高的特点。要求进气压力低，仅为5～35kPa，适用瓦斯浓度范围广，浓度在6%以上均可采用，能较好的适应煤层气抽采的量和浓度波动范围大等特点。特别是这类成套模块化的机组，还具有系统效率优化、设计安装简单、启动时间短、运行管理自动化程度高，发电综合效率高的优点。目前属于主流机组，技术成熟，应用广泛。具体工艺流程为：被开采出来后的煤层气经过处理成燃气，在空气与燃气混合器里与空气滤清器的空气混合，混合气体经涡轮器增压，并经中冷器冷却，一部分用于回流，另一部分送往燃气内燃机发电。

　　煤层气发电运营及环保效益分析

　　目前，国内外主要瓦斯发电机组制造商有七家，分别是：道依茨能源系统（北京）公司、卡特彼勒中国投资公司、GE能源集团颜巴赫北京代表处，胜利油田胜利动力机械集团公司、济南柴油机股份有限公司、南通宝驹气体发动机有限公司、株洲南方燃气轮机公司。其中：胜动公司拥有自主知识产权的低浓度瓦斯机组及安全输送系统；南通宝驹拥有发电效率达到42%的单机3000千瓦瓦斯发电机组，以及无隙并网技术和余热利用技术；道依茨公司侧重系统开发，200～4000千瓦不同型号机组可保证8000小时无故障运行；卡特彼勒公司有较好的维修服务网络；GE颜巴赫公司在全球安装1000千瓦以上的瓦斯发电机组容量最大，其机组具有大功率、高效率、低排放、最大系统可靠性及高发电密度的特点，单机3000千瓦以上大功率机组效率达46%。

　　（一）发电投资分析

　　山西省是煤层气发电最多的省份，不同的发电设备选型、投资额及运行费用差异较大。

　　以所调研某大中型电厂采用的设备为例：

　　1.发电公司A：容量为10.8万千瓦（60×1800千瓦），美国卡特彼勒公司生产的内燃机组，价款2.9亿元，4台3000千瓦杭州汽轮机公司生产的汽轮机组，价款1940万元，输气管网及配套设备2.46亿元，房屋建筑物1.2亿元，建设费用0.64亿元，项目动态投资7.4亿元，单位千瓦造价6850元。

　　2.发电公司B：容量为3.2万千瓦（8×4000千瓦），德国道依茨能源系统技术公司生产的内燃机组，价款1.17亿元，1台3000千瓦洛阳中重发电设备厂生产的汽轮机组，价款240万元，输气管网及配套设备1亿元，建安费用0.4亿元，贷款利息0.2亿元，项目动态投资2.8亿元，单位千瓦造价8100元。

　　（二）发电运营效益分析

　　煤层气发电总成本指企业达到设计规模后正常年份全部支出的费用，包括电力生产成本和期间费用。影响煤层气电站经济效益的主要因素有：上网电价、电价补贴、气源价格、运行成本、贷款比例和利率等。此外，国家的税收、补贴、投资等政策也是重要因素。

　　发电公司A依托大股东晋城煤业集团，是我国较早系统开展煤层气发电的企业，是目前世界上容量最大的煤层气电厂，也是我国首次利用世行贷款并成功进行CDM碳交易的企业。该企业在煤层气发电运行和调试方面做了大量的探索研究，设备选型好，造价最低，运行稳定，运行时间长，人员素质好。以该企业先进运营情况进行分析，较为客观。

　　基本要素：年发电7500小时、厂用电率4.5%、资本金30%、综合折旧率8%、贷款利率6%，投资回收期20年、1立方气发电3.6千瓦时为基本指标。不考虑税收等政策，煤层气价格和上网电价是效益的决定性因素。

　　若以1立方气价格为1元，其度电综合成本为0.35元，其中燃料成本0.28元，其它综合成本0.07元。若以1立方气价格为2元，其度电综合成本为0.58元，其中燃料成本0.51元。若以1立方气价格为3元，其度电综合成本为0.87元，其中燃料成本0.8元。

　　山西晋城煤层气甲烷含量大于95%，单位发热量8500大卡，几乎可与天然气品质相媲美。按照国家燃料气体用途相同价格大致相同的政策取向，煤层气价格应当参照天然气价格进行核定。

　　以现行的山西大工业天然气2.75元直供价格计算，度电综合成本0.79元，其中燃料成本0.72元。从上网电价上看，山西的煤层气发电价格目前为0.509元。不考虑大股东以低于政府核定的西气东输天然气价格的40%的内供价格以及碳交易的收入，该企业年度预计理论亏损2亿元。

　　（三）发电环保效益分析

　　与同等规模燃煤电厂相比，煤层气发电具有代煤、节煤和减少污染排放等优势。据对山西多家电厂调研，以1000立方米煤层气与吨煤比较，煤层气发电可实现代替燃煤1.9吨、节约煤炭0.1吨。全省26万千瓦装机，全年可节约80万吨标准煤，减少SO2排放0.75万吨、烟尘0.15万吨、煤渣14.8万吨，具有良好的环保效益。

　　煤层气发电主要问题

　　煤层气的规模化高效利用，主要受产业政策、管理体制、技术研发、资金投入、人才支撑等因素制约。

　　（一）电价形成机制不完善，缺乏稳定投资预期。从煤层气一级价格看，煤层气产业是新兴产业，市场需求潜力巨大。但由于居民及工业、车用、发电等下游产业链基础设施建设环节复杂，投资巨大，配套产业发展缓慢，制约了市场需求的释放。国家现行的“煤层气价格按市场经济原则，由供需双方协商确定”的政策，致使拥有开采主导权的企业脱离实际定价，价格混乱，严重影响了包括发电等下游产业项目投资的预期收益。从发电来看，煤层气发电用气价格的迅速上涨是导致发电项目建设缓慢的一个重要因素。从发电上网电价看，国家至今并未出台煤层气发电的补贴政策，山西省为鼓励煤层气发电，使其获得稳定收益，在火电标杆电价的基础上，地方另外出台了度电0.25元的补贴，目前度电为0.509元，通过销售电价予以疏导。但目前的实际电价水平仍不能够弥补快速上涨的煤层气燃料成本。

　　（二）国产发电机组制造技术有限，大功率机组依赖进口。经过多年的探索，我国的煤层气发电技术也有了快速的发展，特别是山西省在煤层气发电方面取得了一些成功经验，建成了一批煤层气发电项目，但与美国、英国、德国、澳大利亚等先进国家相比，还存在很多不足。我国利用国产内燃机发电已经获得成功，相对国外设备具有价格优势，但单机功率较小，且由于煤层气浓度随时变化，发电效率较低，甚至停机。发电机组特别是大功率发电机组全部依赖进口。

　　（三）乏风发电技术研究刚刚起步，示范项目极少。我国的矿井乏风排放量居世界首位。处于安全考虑，部分排放不可避免。若能充分利用，经济效益十分可观。国外已经掌握了热逆流反应器、催化逆流反应器等利用矿井乏风发电技术，进入了小规模运行阶段。我国仅将乏风作为辅助燃料，而作为主要燃料的技术研究刚刚起步，阳煤集团的首个乏风发电试验项目于2019年6月份建成并网，但该技术的产业化尚待运行验证。

　　政策建议

　　煤层气发电是占绝对比重的低浓度煤层气最佳的利用途径，应当从财税政策、电价政策、示范工程、技术研发、并网运行等方面，给予大力鼓励，促使其大发展、快发展。

　　（一）出台促进煤层气发电产业快速发展的财税支持政策。可参照国家现行已出台的煤层气抽放利用的鼓励政策，给予煤层气发电企业增值税先征后返、设备加速折旧、中央财政补贴、发电补贴加价等支持政策，形成煤层气发电投资的良好稳定预期。

　　（二）建立乏风发电技术专项发展基金。可从高瓦斯矿井吨煤安全生产费提取的比例费用中，切出一块资金，专项用于低瓦斯浓度发电技术扶持，开展技术研发攻关，分不同气源分布特点，开展示范工程建设，更好促进煤层气的高效利用。

　　（三）出台煤层气发电规模化发展的电价形成机制。应理顺煤层气价与电价关系，尽快建立以发电用气及发电燃料成本为调价因素的基础电价，不足部分一方面将通过享受新能源补贴政策解决，剩余缺口通过定期动态调整上网电价消纳，从而形成煤层气发电的稳定良好收益预期，早日实现煤层气发电的大发展。

　　（四）统一明确煤层气发电并网运行鼓励政策。煤层气虽不属于可再生新能源，但与常规能源相比，属于不可再生的新后备能源，目前正处于鼓励发展的关键时期。此外，受煤层气开采抽采气量变化频繁的因素，煤层气发电具有稳定性较差的特点。因此，在并网接入、电量收购、电网调频调峰、运行考核、调度管理等诸多方面，应当尽快统一明确煤层气发电运行的区别化鼓励政策，促进其规模化发展利用。

　　（五）细化明确煤层气发电环保政策。由于煤层气丰富地区大多数为低硫煤主产区，其发电后的排放物质与常规火电厂大不相同。应当比照天然气电厂的环保管理政策，在确保与火电厂相同排放标准的前提下，单独研究明确煤层气发电所安装烟气除尘、脱硝脱硫等环保设备与技术的不同选型和采用标准。

　　（六）研究制订煤层气发电行业技术标准。从国家层面组织技术力量开展1000千瓦及以上高效冷热电联产综合利用瓦斯发电、乏风利用与矿井降温等设备的系统研发，组织国内主要设备商，联合吸收引进国外关键技术与工艺，提高大功率、高参数发电制造技术与设备国产化水平。