瓦斯发电产业市场运营趋势及投资潜力研究

能源ZhouJiaLiang2021/9/22

煤层气在煤矿称为煤矿瓦斯。煤矿瓦斯发电，既可以有效地解决煤矿瓦斯事故、改善煤矿安全生产条件，又有利于增加洁净能源供应、减少温室气体排放，达到保护生命、保护资源、保护环境的多重目标。煤矿瓦斯分高浓度瓦斯和低浓度瓦斯，低浓度瓦斯是指瓦斯浓度低于30%的瓦斯。低浓度瓦斯发电需要解决2个问题，一是各个煤矿的本身情况不一样，而瓦斯状态随时都在变化，传统的发电机组很难"以不变应万变";二是低浓度瓦斯的安全输送问题。低浓度瓦斯发电机组采用电控燃气混合器技术，可以自动控制空燃比，以适应瓦斯的浓度变化，同时，低浓度瓦斯安全输送技术，采用细水雾技术，解决了低浓度瓦斯的地面安全输送问题。

据中研产业研究院报告《2019-2025年国内瓦斯发电产业市场运营趋势及投资潜力研究报告》分析显示

按国家煤矿安全管理部门的要求安装了瓦斯抽放系统，并且须正常运行;其次、瓦斯抽放系统纯瓦斯抽放量在100万m3/年左右，瓦斯浓度在6-25%之间。达到这2个条件就能具备建设瓦斯电站的基础，若建设瓦斯电站就可实现"以利用促抽采、以抽采促安全"的煤矿良性循环发展。当前煤层气(煤矿瓦斯)开发利用经济效益差，现有补贴标准偏低。高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井开采成本高、安全投入大，需要国家在税费等方面出台扶持政策。政策层面应严格落实煤层气(煤矿瓦斯)抽采企业税费优惠、瓦斯发电上网及加价等政策。

根据"十三五"规划，到2020年天然气占一次能源消费比重提高到10%左右，天然气消费量达到3600亿立方米，年均复合增长率高达14.2%。大力抽采煤层气将有助于促进清洁能源的消费，并降低天然气对外依存度。在未来的十年内，地面和井下利用均将迎来黄金期。地面利用伴随技术开发的成熟以及管道运输的健全将迎来量的集中爆发，应用领域也会更加多元化，主要是增量市场;井下利用主要伴随利用率的提升，存量市场仍将保持快速成长，但应用领域更多集中在发电侧。

瓦斯发电产业市场运营趋势

第一节、瓦斯发电行业竞争现状

一、瓦斯发电技术竞争分析

很多国家和地区把煤层气勘探开发作为重要的能源政策方向，其中美国、德国、澳大利亚、俄罗斯等不仅起步早，而且发展快。国家能源委咨询专家委员会委员孙茂远以美国为例介绍说，早在上世纪30年代，该国在阿巴拉齐亚盆地进行了煤层气商业开发，之后在圣胡安盆地的煤层气也被开采出来，并形成了一定产能。进入上世纪80年代，美国在黑勇士盆地和圣胡安盆地的煤层气开采试验取得重大突破，推动了该国煤层气产业大发展，产量从1981年的1.3亿立方米提升至1989年的26亿立方米。在其后十多年间，每年增产40亿-50亿立方米，到2001年，产量超440亿立方米。完善、成熟的煤层气产业在美国建立起来并引发了国际煤层气开采热潮。

中国煤层气开发利用已经有超过50年历史，大致可划分为井下抽放--试验勘探--技术引进--规模开发4个阶段。上世纪50年代到70年代，中国开始了煤层气的开采工作，但鉴于技术因素制约，当时主要采取的是井下抽放煤层气的开采方式，主要着眼点是减少煤矿瓦斯安全事故。期间，在河南焦作、山西阳泉、辽宁抚顺等煤矿钻下几十口煤层气井。1970年至1990年间，中国煤层气进入试验勘探阶段，政府和科研机构积极尝试对煤层气进行勘探开发以及利用，并在个别条件较好的矿区进行了试采，为以后的煤层气开发提供了宝贵的数据和经验。

1990年至2005年，中国处于技术引进实践阶段，以中联煤层气有限责任公司(中联公司)为代表的中方企业大力引进国外先进技术进行煤层气勘探。1998年1月，中联公司与一家美国公司签署了合作开发安徽省淮北煤层气田的产品分成合同，这也是中国第一个煤层气开发对外合作合同。

煤层气开发被列入了国家"十一五"和"十二五'能源发展规划，一系列鼓励政策相继出台，推动煤层气开发利用进入新阶段，产量从2007年的约34亿立方米，增长至2017年的约180亿立方米。

煤层气资源目前主要有两种开发方式：一是地面钻井开采;二是井下抽采。井下抽采意味着先采煤后采气，或者边采煤边采气，抽放的煤层气绝大部分仍然排入大气，得不到合理利用。而地面钻井开采则是先采气后采煤，为利用煤层气创造前提，也有利于改善煤矿的安全生产条件。显而易见，地面钻井开采是更为先进优良的方式，更能促进对能源资源的高效利用。

煤层气虽与煤炭伴随而生，但也有其自身独特的性质，不能完全按照油气勘探开发的方法对其进行开发，而是需采用符合其特点的方法。目前煤层气的排采机理为：抽排煤层承压水，降低煤储层压力，促使吸附态甲烷解吸为大量游离态甲烷，并在地层压力和井筒压力差的作用下运移至井口。

一个完整的瓦斯发电站主要由输送系统，发电机组，冷却系统，控制系统组成。其中，发电机组是最核心的组成部分。目前我国的瓦斯发电机组主要采用的是内燃机发电和燃气轮机发电两种方式。

在采煤之前，先行开采伴生其间的煤层气，不仅可以把煤矿瓦斯爆炸率降低70%到85%，从根本上提高煤矿安全环境，而且可以通过瓦斯发电获得一种重要而丰富的清洁能源，产生巨大经济价值。

二、瓦斯发电替代能源竞争分析

煤层气，又被称为"煤矿瓦斯"，是赋存在煤层和煤系地层的烃类气体，主要成分为甲烷，是煤的伴生矿产资源。当其在空气中浓度达到5%-16%时，遇明火会爆炸，曾是煤矿安全生产的主要威胁之一，它也因此得过"矿工杀手"恶名。另一方面，煤层气是上好的工业、化工、发电和居民生活燃料。1立方米煤层气大约相当于9.5度电、1.13千克汽油、1.21千克标准煤。煤层气的热值是通用煤的2至5倍，燃烧后几乎不产生任何废气，是当之无愧的"优质"清洁能源。

三、瓦斯发电成本竞争分析

全球陆上风电度电成本区间已经明显低于全球的化石能源，陆上风电平均成本逐渐接近水电，达到6美分/千瓦时，2017年以来新建陆上风电平均成本为4美分/千瓦时。

国际可再生能源署(IRENA)预计随着技术进步，2019年全球成本最低的风电和光伏项目的度电成本将达到甚至低于3美分/千瓦时，成为最经济的绿色电力。可再生能源相较化石能源已具备绝对的成本竞争力，将主导未来能源行业的新增投资。

由于全球范围内各个国家化石能源储量不一致、社会经济发展水平不一致，可再生能源资源不一致，能源政策不同等，各种能源的度电成本也有一定差异。

而从国内情况来看：

火电的度电成本受煤炭价格影响很大，根据国内当前煤炭价格，大型火电站的度电成本约为0.2~0.3元。

陆上风电的度电成本受所在风电场的风能资源影响很大，根据当前项目造价，陆上大型风电场(I、II、III类资源区)的度电成本约为0.2~0.35。

集中式光伏的度电成本受所在区域的太阳能资源及技术路线影响较大，大型集中式、支架跟踪式光伏电站(I类资源区)的度电成本约为0.3~0.4。

随着竞价、平价上网、特高压线路的建设、促进消纳等政策的出台，国内可再生能源的开发会趋于理性，风能及太阳能资源优越的地区才会有开发价值。可以看出，国内风能资源较好的陆上风电项目度电成本已经和火电十分接近，大型光伏电站的成本也在主要电气设备降价和技术提升的助力下快速下降。

而国内瓦斯发电项目可以取得良好的经济效益，以燃气发电机组利用30%浓度的瓦斯发电为例：

假设燃气发电机组发电效率为35%，每立方米纯瓦斯可发电3.0―4.2度，则每立方米30%浓度的瓦斯可发电1.0―1.4度，利用30%浓度的瓦斯发电成本约需0.15元/度，而上网电价约为0.56元/度，如果在项目投产后可以保证瓦斯气源的稳定供应，项目在两到三年时间内即可收回成本。此外，考虑到瓦斯抽采及利用的政府补贴、项目产生的可交易CO2减排指标等，瓦斯发电项目的经济效益十分显着。瓦斯发电项目还可以减少温室气体排放，降低大气温室效应，减少环境污染，并且给项目所在地区带来更多的就业机会，具有很大的社会、环境效益。

由此可见，瓦斯发电相比其他形式的能源发电更具有成本竞争优势。

第二节、2018年中国瓦斯发电行业集中度分析

一、瓦斯发电企业集中度分析

根据相关资料统计显示，2016年我国瓦斯发电企业CR2、CR5、CR8分别达到18.66%、25.31%、29.90%，截至2018年，我国瓦斯发电企业CR2、CR5、CR8分别为22.65%、30.58%、36.11%，我国瓦斯发电行业集中度进一步提升。

图表：2016-2018年中国瓦斯发电行业企业集中度情况

数据来源：中研普华产业研究院整理

二、瓦斯发电市场集中度分析

瓦斯发电市场的分布与我国煤层气资源的分布密切相关，据了解，我国煤层气资源丰富。根据相关资料显示，我国埋深2000m以浅煤层气地质资源量约36.8万亿方，主要分布在华北和西北地区。其中，华北地区、西北地区、南方地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的 56.3%、28.1%、14.3%、1.3%;1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m的煤层气地质资源量，分别占全国煤层气资源地质总量的38.8%、28.8%和32.4%。

图表：我国煤层气分布情况(单位：m，万亿方，%)