煤矿甲烷减排迈入“深水区”

我国“双碳”工作迈向更注重落实和成效的新阶段，作为全球第二大温室气体的甲烷，其减排工作迎来新的战略机遇期。

“甲烷减排已成为应对气候变化的重要行动方向”“能源活动是我国甲烷排放的主要来源之一，约占全国甲烷排放总量的46%”“能源成为我国落实甲烷排放的重点领域”“不容忽视的是，能源领域的甲烷减排项目普遍面临融资渠道有限、技术准入标准高、前期投入大以及收益机制不完善等”……这是《中国能源报》记者在“能源领域的甲烷减排与金融创新”研讨会上听到的观点。

在业内看来，《中华人民共和国生态环境法典》《碳达峰碳中和综合评价考核办法》等一系列重要政策密集出台，意味着我国“双碳”工作迈向更注重落实和成效的新阶段。在此背景下，作为全球第二大温室气体的甲烷，其减排工作迎来新的战略机遇期。

非二氧化碳减排从规划

走向具体实施

在100年尺度内，甲烷的温室效应是二氧化碳的28倍，我国和国际社会高度重视甲烷减排。去年，中国首次在国家自主贡献（NDC）目标中将甲烷等非二氧化碳温室气体纳入总量控制范围。“十五五”规划纲要亦将甲烷等非二气体减排列入碳达峰碳中和重大工程。刚刚印发的《国家应对气候变化“十五五”规划》进一步将非二氧化碳温室气体减排专项化、系统化，围绕甲烷、氧化亚氮和含氟气体管控部署重点任务，推动其从规划目标走向具体实施。

从能源消费结构来看，尽管煤炭消费占比总体趋势是下降的，但受能源消费总量增长带动，全国原煤产量、煤炭消费量仍保持微弱增长。因此，煤矿甲烷排放规模短期内将维持高位，仍是我国非二氧化碳温室气体减排的重点治理领域。

我国已构建起“约束兜底、激励赋能” 的煤矿甲烷治理政策体系。从约束角度来看，2024年发布的《煤层气（煤矿瓦斯）排放标准》明确，甲烷体积浓度高于8%且抽采纯量超10立方米/分钟的瓦斯禁止直排，从源头强制推动中高浓度瓦斯资源化利用。从激励角度来看，2025年生态环境部等三部门发布《甲烷体积浓度低于8%的煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用》CCER方法学，为项目打开碳收益市场化通道；财政部优化煤层气开发利用补贴机制、提升补贴权重。顶层目标上，我国更新版国家自主贡献（NDC）提出，到2035年全经济范围温室气体净排放量比峰值下降7%—10%，煤矿甲烷减排是落实该目标的重要抓手，整套政策框架为行业规模化治理甲烷减排提供了明确导向。

低浓度瓦斯利用

挑战犹存

利好政策频出，但需要注意的是，煤矿甲烷减排特别是低浓度瓦斯的利用，仍面临技术与经济性的挑战。

数据显示，我国煤炭行业是能源领域最大的甲烷排放源，约占全国甲烷排放总量的41%。体积浓度小于8%的低浓度瓦斯占比近八成，但利用率又是最低的，山西的数据显示利用率不到5%。自然资源保护协会工业项目主任潘支明指出，煤炭行业的甲烷减排潜力主要集中在两类排放源：一类是甲烷浓度较低的低浓度抽采瓦斯；另一类是煤矿通风系统排出的、甲烷浓度低于0.75%的风排瓦斯。

尤其是我国煤矿多为低透气性煤层，瓦斯抽采气源分散，抽采量和抽采浓度不稳定，导致低浓度瓦斯浓度和流量波动大，给利用带来挑战。中国地质大学自然资源战略发展研究院绿色矿业研究中心主任周进生表示，在低浓度瓦斯利用技术方面，我国已达到国际领先水平。目前主要路径包括瓦斯发电、提纯、掺混燃烧以及蓄热氧化。其中，蓄热氧化技术正处在推广阶段，是实现“销毁”的关键。

经济性不足是项目大规模落地的核心瓶颈。自然资源保护协会工业项目高级主管魏威指出，当前低浓度瓦斯利用项目的内部收益率偏低，这与CCER的当前的核算方式密切相关。现行核算通过发电效率反算减排量，由于效率原因，大量实际已被销毁的甲烷未能计入减排量。煤炭低浓度瓦斯减排遵循“浓度分级、梯级利用、能用尽用、保底销毁”的技术路径，安全始终是首要底线。在安全可控的前提下，运行稳定性是基础，直接决定减排量的连续性和CCER收益的可靠性。三者层级递进，缺一不可。

自然资源保护协会工业项目主任潘支明表示，煤矿低浓度瓦斯利用项目初始设备投资大、投资回收周期长，而CCER收益通常需要项目建成运行并完成核证后才能实现，存在约一年半的时间滞后，导致项目早期现金流压力较大。金融机构对项目的技术风险、减排量风险缺乏成熟评估体系，容易形成“项目缺资金、金融机构缺优质标的”的供需错配。

“目前低浓度瓦斯利用正处于从工业示范向商业化推广迈进的关键阶段，虽然环境效益显著，但经济性仍依赖CCER补贴。”周进生建议，项目投资首先要摸清家底，进行“储量—涌出—波动”三维评估，稳住源头，做到采煤采气同步规划、应抽尽抽，并采用灵活适配技术，保证协同管理。

探索“技术+碳资产+金融”

闭环模式

面对资金约束难题，业内专家认为，通过创新金融机制打通资金进入煤矿甲烷减排项目的渠道是关键。当前工作的重点是如何让政策真正转化为大规模项目落地。

截至2026年7月底，全国温室气体自愿减排注册登记系统中，已有9个煤矿低浓度瓦斯CCER项目完成公示，预计年减排量约78万吨二氧化碳当量。这标志着煤矿低浓度瓦斯减排已经开始通过CCER机制形成可核算、可交易、可融资的项目实践。

“未来应推动CCER预期收益权质押标准化，明确登记估值与处置的统一规则，并设计风险分担机制。” 魏威建议，在绿色金融配套方面，需要三管齐下：一是推动CCER预期收益权质押的标准化，这是此类资产能否从市场获取资金的关键；二是明确碳资产的登记、估值与处置规则，为金融机构提供可操作的依据；三是设计合理的风险分担机制，针对低浓度瓦斯项目气源波动、技术适配等固有不确定性，建立业主、开发企业和第三方之间风险共担的框架，确保各方权责清晰、激励相容，才能真正打通从项目开发到资金支持的完整链路。

专家们一致认为，绿色金融是服务实体产业的桥梁，银行不仅是资金的提供方，更是资源的整合方。通过搭建跨界对话的桥梁，让产业端讲清痛点，让金融端讲清产品与约束，可以共同探索可复制、可推广的“技术落地+碳资产增值+金融赋能”的闭环模式，让金融活水真正注入煤矿甲烷减排的实体项目。针对煤矿甲烷减排，金融机构需要结合区域产业结构和资源禀赋，设计差异化的服务方案。

文丨本报记者 苏南

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出品 | 中国能源报（cnenergy）

责编丨李慧颖