【平安煤炭】矿井水资源化空间广阔，煤层气碳减排效益显著

平安研究 2022-04-22

分析师

樊金璐投资咨询资格编号 S1060520060001

摘要

绿色低碳是煤炭高质量发展核心：煤炭是我国的基础能源，其生产和消费过程带来了水固气污染等环境问题。大型煤炭基地多分布在黄河流域，煤炭生产过程产生大量碳排放，在黄河生态保护和碳中和战略下，煤炭行业的绿色低碳发展成为必然选择。

煤炭行业废水将从无害化到资源化：煤炭行业废水主要产生在开采和煤化工转化环节。开采环节每年产生约80亿吨矿井水，主要含有悬浮物、盐类、油类及有毒物质，目前实际综合利用率仅35%。假设到2025年矿井水综合利用率提升至80%，矿井水处理增量市场空间超过590亿元。焦化废水含有高浓度的氨氮和有机物，每年排放2.73亿吨废水，预计焦化废水零排放工程市场规模约50亿元。现代煤化工废水深度处理及回用是煤化工产业升级示范的重点内容，按照“十四五”规划规模推测，新建项目水处理投资规模约57亿元。

煤炭产业固废应优先实现减量化：煤炭开采加工环节产生煤矸石，燃煤发电环节产生粉煤灰、炉渣和脱硫石膏，煤化工环节产生炉渣、杂盐危废等。国家政策鼓励大宗工业固废综合利用。从产生量来看，煤矸石和粉煤灰产生量和存量规模较大，特别是煤矸石存量超过500亿吨，煤矸石可用于井下充填、循环流化床发电和热电联产、生产建筑材料等，在实现减量化同时提升经济性是发展趋势。

碳中和目标下需加大煤层气开发利用：2017年，煤炭生产和消费产生碳排放量约68.63亿吨二氧化碳，占我国CO2排放总量约73.5%。碳减排对煤炭生产及利用提出更高要求，甲烷气体的温室效应是二氧化碳的21倍，加强煤层气（甲烷）的抽采利用是碳减排的现实途径。每年约百亿立方米煤层气排放到大气中，如果将煤层气全部利用将减少1.5亿吨碳排放，按照当前国内20元/吨碳价估算，可以产生30亿元的碳收益。

投资建议：在黄河生态保护和碳中和的战略下，煤炭行业绿色低碳发展成为必然选择。在废水方面，每年产生80亿吨矿井水、近3亿吨焦化废水，增量水处理工程市场空间分别为590亿元、50亿元；煤化工新建项目水处理工程投资约为57亿元。在固废方面，煤矸石和粉煤灰产生量和存量规模较大，实现减量化同时提升经济性是发展趋势。在碳排放方面，加强煤层气（甲烷）的抽采利用是碳减排的现实途径，如果将煤层气全部利用将减少1.5亿吨碳排放，产生30亿元的碳收益。

风险提示：1）政策实施不及预期，环保政策执行力度不及预期将对环保工程推广产生不利影响；2）煤矿、煤化工废水处理行业竞争激烈，存在新项目拓展不及预期风险；3）煤炭、化工等周期行业波动较大，工程及设备类公司可能出现应收账款难以回收；4）技术发展不及预期的风险

绿色低碳是煤炭高质量发展核心

（1）国家高度重视煤炭行业绿色发展

煤炭是我国的基础能源，生产和消费占比均居主导地位。2019年，全国原煤产量占全国一次能源生产总量的68.6%，煤炭消费占能源消费总量的57.7%，其在生产和消费过程中产生大量的污染物，包括煤矸石、矿井水、瓦斯等固液气等污染物和温室气体，还会引起地表沉陷和水土流失问题。

近些年，随着国家对环境保护的重视，我国明确了煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的发展方向，政府出台了《关于促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见》《煤炭清洁高效利用行动计划（2015—2020年）》等一系列政策支持煤炭行业绿色发展。

2020年12月21日，国务院新闻办公室发布《新时代的中国能源发展》白皮书，提出“推进煤炭安全智能绿色开发利用。努力建设集约、安全、高效、清洁的煤炭工业体系。推进大型煤炭基地绿色化开采和改造，发展煤炭洗选加工，发展矿区循环经济，加强矿区生态环境治理，建成一批绿色矿山，资源综合利用水平全面提升。”

2020年11月3日，中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议发布，提出“十四五”时期经济社会发展主要目标之一是“生态文明建设实现新进步。国土空间开发保护格局得到优化，生产生活方式绿色转型成效显著，能源资源配置更加合理、利用效率大幅提高，主要污染物排放总量持续减少，生态环境持续改善，生态安全屏障更加牢固，城乡人居环境明显改善。”“到二〇三五年基本实现社会主义现代化远景目标。广泛形成绿色生产生活方式，碳排放达峰后稳中有降，生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现”。

（2）黄河流域生态保护对煤炭行业环保要求进一步提高

2020年8月，中共中央政治局召开会议审议了《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》，会议指出，黄河流域生态保护和高质量发展是事关中华民族伟大复兴的千秋大计，要综合治理、系统治理、源头治理，改善黄河流域生态环境，优化水资源配置，促进全流域高质量发展。黄河流域生态保护与高质量发展已上升为国家战略，与京津冀协同发展、长江经济带发展、粤港澳大湾区建设、长三角一体化发展齐头并进，标志着推进黄河流域高质量发展进入了新的历史阶段。

我国14个大型煤炭生产基地有9个分布在黄河流域，煤炭年产量约占全国总产量的70%，黄河流域面积约80万平方公里，其中含煤面积超过35.9万平方公里。2019年，晋陕蒙甘宁五省煤炭产量达27.49亿吨、占全国产量73.39%，而水资源量仅占全国4.81%。我国四大现代煤化工产业示范区（内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东）也有3个分布在黄河流域。黄河流域中上游处于干旱半干旱地区，生态环境脆弱；下游常出现阶段性断流，水资源匮乏。

根据《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》相关要求，煤化工项目、煤矿项目环评审批将更加严格；另一方面，由于用水指标有限和水价较高，煤炭及煤化工企业加强废水深度处理循环利用补充企业用水将成为必然选择。

煤炭行业废水将从无害化到资源化

煤炭产业涉及到煤炭开采和洗选、煤炭深加工与利用。煤炭开采环节产生大量矿井水，洗选环节产生选煤废水（循环利用，基本无外排）；在煤炭应用方面，煤化工环节产生煤化工废水。

煤矿废水：煤炭开采矿井水产生量大，按照吨煤产生2吨水、40亿吨煤炭年产量估算，每年产生约80亿吨矿井水。矿井水含有悬浮物、盐类、油类及有毒物质，所含悬浮物的粒度小、比重轻、沉降速度慢、混凝效果差。

煤化工废水：煤化工企业用水量、废水排放量均很大，废水含有大量酚、氰、油、氨氮等有毒有害物质。综合废水中CODcr一般约在5000mg/L、氨氮在200-500mg/L，废水所含有机污染物包括酚类、多环芳香族化合物及含氮、氧、硫的杂环化合物等，是典型的含有难降解的有机化合物废水。

2.1矿井水：膜法脱盐成为达标排放选择

矿井水是指在矿山建设和矿产开采过程中，由地下涌水、地表水渗透、生产排水汇集所产生的废水。矿井水水质特点与矿井地域和开采工艺等有关，一般含有悬浮物、废机油、乳化油、氟、铁、锰、铜、锌、铅及放射性元素铀、镭等；开采含硫煤层时产生酸性矿井水；西北及北方缺水地区往往产生高矿化度矿井水，含有大量的钙、镁、钾、硫酸根、碳酸氢根等离子，含盐量大多数为1000-10000mg/L，大多数水质呈中性或偏碱性。

（1）矿井水综合利用不足，处理标准提升

随着我国煤炭产业技术水平的提升，我国矿井水处理利用技术与装备也经历了近20年的高速发展，由最早的简单沉淀处理发展到深度处理，近期成功应用“零排放”技术。但目前我国矿井水利用率明显偏低，根据国家能源集团数据，矿井水平均利用率仅为35%。影响煤矿矿井水利用率的主要因素是利用渠道不畅、处理成本高、处理后的水质与用户需求不匹配。

2015年，国务院“水十条”明确，推进矿井水综合利用，煤炭矿区的补充用水、周边地区和生态用水应优先使用矿井水。2020年，生态环境部、国家发改委、国家能源局联合印发《关于进一步加强煤炭资源开发环境影响评价管理的通知》，为控制高矿化度矿井水排放可能引发的土壤盐渍化等问题，明确提出外排矿井水全盐量不超过1000mg/L。山西、陕西、内蒙古等省份的煤炭主产区开始要求将矿井水外排标准根据受纳水体环境功能区划规定提高到GB3838—2002《地表水环境质量标准》Ⅲ类标准及以上。例如，《山西省水污染防治2018年行动计划》，明确煤矿外排矿井水化学需氧量、氨氮、总磷三项主要污染物达地表水环境质量Ⅲ类标准，已于2021年开始实施。

（2）矿井水减量化和资源化处理是长期方向

矿井水关键处理方法与矿井水具体水质特点有关。高悬浮物矿井水主要采用澄清处理，煤矿地下水库净化技术的发展和应用，实现了矿井水的大规模低成本自净化。高矿化度矿井水处理主要分为预处理(通常采用混凝沉淀和软化工艺对高矿化度矿井水进行预处理)、脱盐浓缩（主要有膜法和热法两大技术类别)和蒸发结晶（主要有蒸汽机械再压缩、多效蒸发和蒸发塘）3个工艺段。

井下减量处理是矿井水处理技术的主要发展趋势之一。井下处理包括保水采煤技术、地下水库净化技术、注浆封堵技术。相比传统井上处理，大部分矿井水井下处理后直接井下利用无需升井，降低了水泵提升费、管路费等，并减少了地面建筑费用和占地。

资源化处理是矿井水处理技术的长期方向。矿井水处理目标是提升资源化水平，以“清污分流、分级处理和分质利用”为原则，工艺流程应根据资源化用途合理设计、对矿井水适度处理；同时矿井水外排标准有所提升，虽然矿井水不要求做到零排放，但矿井水外排脱盐处理必不可少。

矿井水利用主要包括井下生产利用，矿区地面生产、生活、生态利用，矿区周边生产生活利用（外部供水、矿区周边电厂、煤化工企业等用水、水务公司集中收集统一利用）等。

（3）矿井水处理典型案例

宁东矿区矿井水及煤化工废水处理利用项目是国家能源集团旗下宁夏煤业集团的环保1号工程，第一阶段的目标是实施预处理及膜脱盐单元处理、产品水回用、实现达标外排，第二阶段的目标是实施浓盐水分盐及分质结晶装置、实现废水零排放；处理后的产品水达到初级再生水水质标准（TDS＜500mg/L）后回用于园区化工项目，作为循环冷却水补充水。流程简图如下：

（4）矿井水综合利用水平提升带来市场空间

目前，矿井水综合利用率仅为35%，假设未来煤炭年产量保持在38.4亿吨左右、到2025年矿井水综合利用率提升至80%（参考《煤炭工业发展“十三五”规划》），处理能力将提升35亿吨/年，按照案例单位处理规模合同金额计算，未来矿井水处理工程增量市场空间超过590亿元，同时随着专业化运营发展，运营市场也将具有较大空间。

2.2煤化工：废水零排放是项目准入要求

煤化工废水包括以焦化废水为代表的传统煤化工废水（焦化）和现代煤化工废水（煤制油气和煤制化工品）。焦化废水来源包括蒸氨工段产生的蒸氨废水、各类水封水、煤气净化过程中冷凝液、冲洗水、初期雨水、循环冷却水排污等，以蒸氨废水为主，含有高浓度的氨氮、酚类、氰化物、硫化物、苯等多环芳烃、烃类。

现代煤化工产生的废水具有化学需氧量和氨氮浓度高的特点；循环水系统排污水、除盐水站排污水、工艺废水处理系统排水以及锅炉排水等，具有溶解性总固体和悬浮固体含量高的特点。

（1）新建煤化工项目要求零排放

废水零排放是新建煤化工废水处理的发展方向。2017年2月，现代煤化工行业第一个国家级专项规划《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》正式发布，现代煤化工产业发展定位于“升级示范”，废水深度处理及回用是煤化工产业升级示范的重点内容。2020年11月11日，《煤化工废水处理与回用技术规范》国家标准启动会在京召开。国家将进一步规划煤化工产业废水处理要求，加强煤化工废水处理及回用，推动煤化工行业用水效率的提升，通过技术规范化和标准化推动废水回用发展。

焦化废水是传统煤化工中高浓废水代表之一，国家对焦化废水的处理要求逐步提升：一是焦化废水排放达到《炼焦化学工业污染物排放标准》；二是焦化废水源头减量，“到2025年焦化废水产生量减少30%”；三是提升焦化园区循环经济水平，“通过园区产业之间的生产耦合，使物料、能量、产品在园区内产业之间进行循环，从而实现园区的污染‘零排放’，加快构建全国焦化产业整体布局合理的资源循环利用体系”。随着落后焦化项目淘汰、新建项目建成，一些存量项目改造和新建项目废水处理工程需求将增长。

（2）焦化废水处理减量及零排放将普及

随着环保要求提升，焦化废水处理需要关注减量技术、深度处理及零排放技术。实现焦化废水的减量化需要采用干法熄焦等清洁的炼焦生产工艺、通过管道改造实现部分废水回用以及采用清浊分流措施等。目前，焦化废水处理已形成了“预处理+生化处理+后处理+深度处理”的工艺流程，作为焦化废水主要来源，由于剩余氨水含有高浓度氨氮，大部分焦化厂都设有蒸氨装置以回收氨水，经蒸氨后的废水统称为蒸氨废水，再与其它废水混合后进入焦化厂废水处理系统。

虽然目前焦化废水处理技术较为成熟，但深度处理及零排放技术尚未普及，随着政策不断严格，焦化废水深度处理过程中高级氧化技术、超滤、反渗透等膜技术应用将越来越广泛。

焦化废水处理案例：

山西孝义经济开发区污水处理厂项目：设计规模4万吨/日（折算年处理量1320万吨/年），是目前全国最大的焦化污水深度处理项目。项目由中国化学工程集团公司旗下的中化工程集团环保公司和赛鼎工程有限公司共同投资，以BOT的模式建设和运营，项目总投资4.7亿元，折合35.6万元/（万吨/年）。工艺核心是超滤+DJM树脂吸附+反渗透，它将各个企业经过预处理的工业污水进入生化处理系统、中水处理系统跟浓盐水处理系统后，大概产水率97%的脱盐水返回到各个企业，作为循环水的补水和一次水；高浓盐水进行蒸发结晶、分盐，分解出高纯度的氯化钠、硫酸钠。

山东钢铁集团日照有限公司焦化废水处理项目：该项目是新建焦炉工程的配套水处理系统，出水水质达到《城市污水再生利用工业用水水质标准》中的敞开式循环冷却水系统补充水标准。主体工艺采用“预处理+AA1O1-A2O2两段生物脱氮工艺+生物流化床+混凝沉淀+臭氧紫外接触氧化+超滤+反渗透”。该焦化废水处理系统出水水质回用于循环冷却水系统，废水回用率达到70%以上；通过强化生化处理，实现了零稀释水的添加，从而更进一步降低了废水处理总量，达到了废水减量的目的。

焦化废水零排放工程市场规模约50亿元。根据焦化行业产排污系数，每生产一吨焦炭产生0.58吨废水（年排放废水2.73亿吨）。假设较为落后的4.3m及以下焦炉（现占比约40%）完全被新产能替代，将有约2.2亿吨新产能投产（现有焦炉产能5.5亿吨），需新建零排放废水处理工程12760万吨/年，约需要投资46亿元。如果考虑现有其他产能改造需求，市场空间更大。

在运营方面，根据中国煤炭加工利用协会统计，焦化废水处理采用托管运营模式的比例约为50%，参考山钢日照焦化废水运行成本和2020年焦炭4.71亿吨产量计算，焦化废水深度处理及零排放处理托管运营空间超过50亿元。

（3）煤化工零排放技术已成为行业必选

煤化工废水处理遵循“预处理+生化处理+深度处理+零排放处理”的路径。

预处理：采用隔油、气浮除油，采用溶剂萃取法脱酚，采用蒸氨组合工艺除氨。

生化处理：对于预处理后的煤化工废水，国内外一般采用缺氧、好氧生物法处理，但由于煤化工废水采用好氧生物法处理后，出水的化学需氧量指标难以稳定达标，因此还需采用厌氧生物处理法进一步降低氨氮浓度。

深度处理：煤化工废水经生化处理后，出水仍需进一步深度处理，方法主要有混凝沉淀、固定化生物技术、吸附法、催化氧化法及反渗透等膜处理技术。

零排放技术：高盐废水富含氯化钠、硫酸钠、硝酸钠、氯化钾等有价值无机盐成分，最大程度回收才是实现高盐废水减量化、无害化、资源化的解决办法，包括软化沉淀、膜浓缩和蒸发结晶，关键是正渗透、反渗透、电渗析等减量化技术。

浓缩结晶技术主要包括浓缩工艺-膜法结晶分盐、蒸发工艺-热法结晶分盐技术。以直接蒸发结晶和纳滤-低温结晶两种工艺为例，采用膜法与热法结晶工艺结合相比单独采用热法分盐结晶，资源回收效果更好，虽然投资费用较高，但在杂盐固废处置成本较高时具备经济性优势。（根据熊日华等的《高盐废水分盐结晶工艺及其技术经济分析》，以某煤化工高盐废水为例，其性质为：流量为30m3/h，其中氯化钠和硫酸钠的含量分别为14000mg/L和42000mg/L，约含有4000mg/L的其他无机盐，其含有的硬度、硅和有机物等通过预处理已经实现大部分去除）

煤化工零排放案例：

宁东矿区矿井水及煤化工废水处理利用项目是国家能源集团旗下宁夏煤业集团的环保1号工程，煤化工废水来自于万邦达BOT污水厂反渗透浓水、煤制烯烃厂双膜回用装置外排浓盐水和其他化工厂排放的清净废水。

第一阶段：利用软化沉淀设施，在沉淀池内进行絮凝沉淀、软化处理，去除大部分硬度、碱度、氟、硅和悬浮物等，然后利用双膜法去除水中大部分盐，产品水全厂统一收集回用。反渗透浓水进一步软化，并经高级氧化+生化单元去除COD和氨氮、过滤器去除悬浮物、超滤去除浊度后进入分盐及分质结晶工段继续处理。

第二阶段：收集膜脱盐装置产水，经软化、过滤、浓缩后，进入膜分盐装置将一价盐和二价盐分开，淡水侧再经反渗透膜继续浓缩减量后进蒸发结晶系统，得到合格的氯化钠；浓水侧COD富集，设置有机物去除单元控制进入结晶单元的COD，经高压反渗透浓缩后进硫酸钠冷冻结晶系统，产出芒硝，再经熔融结晶得到无水硫酸钠产品，无法回收的杂质通过杂盐结晶器产出杂盐。

（4）煤化工废水处理市场空间巨大

截至2019年年底，煤制油产能921万吨/年，煤制天然气产能51亿立方米/年，煤经甲醇制烯烃产能1362万吨/年（其中煤制烯烃产能932万吨/年），煤制乙二醇产能478万吨/年。根据《煤炭工业“十四五”现代煤化工发展指导意见（征求意见稿）》，到“十四五”末，将建成煤制气产能150亿立方米、煤制油产能1200万吨，煤制烯烃产能1500万吨，煤制乙二醇产能800万吨等，转化煤量达到2亿吨标煤左右。根据北极星节能环保网统计以及榆能乙二醇等项目，环保投资一般占总投资的10%，其中水处理投资至少占环保投资的30%，那么水处理投资约占项目总额的3%。经测算，“十四五”时期，新建现代煤化工废水处理投资规模约57亿元。

煤炭产业固废应优先实现减量化

根据全国生态环境统计公报，我国工业固体废物的产量逐年上升，2019年产量约为44.1亿吨，处置量和综合利用量分别为11亿吨和23.2亿吨，综合利用率约为52.61%，而《中国制造2025》提出了到2025年工业固体废物综合利用率达到79%的目标，工业固废综合利用总体有待提升。从占比看，煤炭产业固废是我国工业固废产生的主要来源之一，2015年煤炭开采和洗选业固废占比约13%，另外电力、热力生产和供应业固废占比约为19%，两者加起来约占32%。

煤炭产业固废主要包括煤矸石、粉煤灰、炉渣和脱硫石膏。煤炭开采加工环节产生煤矸石，燃煤发电环节产生粉煤灰、炉渣和脱硫石膏，煤化工环节产生炉渣、杂盐危废等。

3.1煤炭固废存量规模大，利用率低

煤矸石是煤炭开采和加工过程中产生的主要固体废弃物。我国煤矸石产出量很大，其排放量约占煤矿原煤产量的15%。2019年，重点调查工业企业的煤矸石产生量为4.8亿吨，综合利用量为2.9亿吨（其中利用往年贮存量525.7万吨），综合利用率为58.9%。

粉煤灰是指从煤燃烧后的烟气中收捕下来的细灰，是燃煤电厂排出的主要固体废物。2019年，重点发表调查工业企业的粉煤灰产生量5.4亿吨，综合利用量为4.1亿吨（其中利用往年贮存量为213.0万吨），综合利用率为74.7%。

炉渣，指企业燃烧设备从炉膛排出的灰渣，不包括燃料燃烧过程中产生的烟尘。2019年，重点发表调查工业企业的炉渣产生量为3.2亿吨，综合利用量为2.3亿吨（其中利用往年贮存量121.4万吨），综合利用率为72.7%。

脱硫石膏，指废气脱硫的湿式石灰石/石膏法工艺中，吸收剂与烟气中二氧化硫等反应后生成的副产物。2019年，重点发表调查工业企业的脱硫石膏产生量为1.3亿吨，综合利用量为9617.4万吨（其中利用往年贮存量75.9万吨），综合利用率为71.3%。

国家政策鼓励大宗工业固废综合利用，绿色发展理念为煤炭工业固废综合利用带来广阔市场，而高值化、规模化利用是主要发展趋势。

3.2煤矿固废综合利用有待提升

（1）煤矸石利用途径要因材而用、因地制宜

煤矸石主要的综合利用技术如下。根据《煤矸石综合利用管理办法》，国家鼓励煤矸石井下充填、循环流化床发电和热电联产、生产建筑材料、回收矿产品、煤矸石土地复垦及矸石山生态环境恢复等大宗、高附加值利用方式，但具体到不同地区需要根据煤矸石性质、区域产业特点等来确定经济合理的用途。

（2）部分粉煤灰具备高附加值利用条件

粉煤灰堆积会带来环境污染，发挥粉煤灰的资源属性是其处理处置的方向。粉煤灰可应用于建材、农业、化工等领域，生产陶砂陶粒、空心砌砖等新型建筑材料，用作水泥、混凝土的掺合料，提取铝、硅、锂、镓等有用金属，分选出漂珠、炭粒、磁珠等材料。

目前，我国粉煤灰综合利用主要集中在建材行业，且多数是低值化利用，而道路、回填以及高附加值利用方式的应用率偏低，高附加值利用技术仍有提升空间。同时区域发展不平衡问题仍旧存在：煤炭资源和火电厂较为集中的山西、陕西、内蒙古、宁夏等中西部地区，粉煤灰产量大，受地域偏远、产品市场需求不足和技术经济条件落后等因素限制，粉煤灰综合利用水平和规模远低于全国水平；东部沿海地区工业固废产生量小，由于经济发达、市场需求高，综合利用率普遍较高。粉煤灰根据其性质可以用于合成沸石分子筛、提取氧化铝、提取微珠以及其他有价值元素等高附加值利用。

碳中和目标下需加大煤层气开发利用

我国政府已经向全世界承诺了温室气体减排目标：到2020年，单位国内生产总值(GDP)CO2排放比2005年下降40%-45%；到2030年，碳排放强度将进一步下降到60%-65%，这对控制温室气体排放提出了更高要求。国家主席习近平在2020年9月22日召开的联合国大会上表示：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，争取在2060年前实现碳中和。”

4.1煤炭开发碳排放主要来自甲烷排放

根据中国碳核算数据库，2017年因开发利用煤炭产生的碳排放量约为68.63亿吨二氧化碳，占我国CO2排放总量约73.5%，碳减排对煤炭生产及利用提出更高要求。煤炭开采和洗选环节碳排放主要来自甲烷排放，煤炭燃烧发电、钢铁、建材环节碳排放主要是二氧化碳，煤化工环节在化工转化过程排放二氧化碳。

为实现碳中和的长远目标，一方面要加大矿井瓦斯开发利用，另一方面要控制煤炭消费、清洁高效利用煤炭。加强煤层气的抽采利用、提高发电效率、提高煤化工工艺的煤炭转化效率以及采用碳捕获、利用与封存（CCUS）等碳减排技术是降低碳排放的方式。考虑到技术经济性，煤层气抽采和利用是目前较为现实有效的降低碳排放方式。

4.2煤层气开发利用减碳效应明显

煤矿开采中释放的矿井瓦斯不但会引起我国煤矿的瓦斯泄漏灾害，由于其温室效应是二氧化碳的21倍，也是引起全球大气变暖的主要气体之一，而提高煤矿瓦斯利用率有助于减少碳排放。张国铎等在《浅谈煤层气发电技术及应用前景》中指出，“煤层气发电的CO2排放量约为燃煤电厂的42%，氮氧化物排放量则不到燃煤电厂的20%”；杨晋明在《碳资产管理与煤矿瓦斯开发利用研究》中指出，“每利用1亿m3纯甲烷，相当于减排150万吨CO2”。

《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》提出了到2020年实现“煤矿瓦斯抽采140亿立方米，利用率50％以上，煤矿瓦斯发电装机容量280万千瓦，民用超过168万户”的目标。目前煤矿瓦斯利用率基本维持在40%左右，需进一步提升煤矿瓦斯利用率，进一步发展管道气、压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）、低浓度瓦斯及乏风发电等利用途径。

2018年，我国煤层气产量199亿m3，其中井下抽采128亿m3，地面抽采51亿m3，利用煤层气93亿m3，整个利用率不足50%，主要为难以利用的低浓度煤层气。每年约百亿立方米煤层气排放到大气中，如果将煤层气全部利用将减少1.5亿吨碳排放，按照当前国内20元/吨碳价估算，可以产生30亿元的碳收益。

山西晋城寺河120MW煤层气发电CDM项目：

晋城煤层气发电项目是由业主单位晋城无烟煤矿业集团有限责任公司负责开发，地点位于晋城寺河矿。电厂于2006年9月正式开工建设，2008年10月进入试运行，2009年7月5日正式投运。项目占地面积54628m3，发电厂总装机容量120MW，利用寺河矿井下抽采的浓度在30%-50%煤层气为燃料，采用联合循环发电方式，由60台单机容量为1.8MW的燃气发动机电机组，配备12台国产余热锅炉和4台3MW蒸汽轮机组成。每年消耗井下抽放瓦斯3.85亿m³，年利用煤矿瓦斯1.8亿立方米(折纯)。

该项目是目前世界上装机容量最大的煤层气发电厂之一，项目总投资为87471万元。该项目年发电量约为8.4亿kWh，年耗气量折合纯瓦斯1.84亿m3，年产生CO2减排当量约300万t，产生收益约2790万美元。项目于2009年4月22日在联合国CDM执行理事会获得成功注册，到2012年底，项目在第一个减排承诺期（2008-2012年）内，共可向买方出售项目产生的CO2减排当量约1050万t，创造收益约1亿美元。

投资建议

在黄河生态保护和碳中和的战略下，煤炭行业绿色低碳发展成为必然选择。在废水方面，每年产生80亿吨矿井水、近3亿吨焦化废水，增量水处理工程市场空间分别为580亿元、50亿元；煤化工新建项目水处理工程投资约为57亿元。在固废方面，煤矸石和粉煤灰产生量和存量规模较大，特别是粉煤灰存量超过500亿吨，在实现减量化同时提升经济性是发展趋势。在碳排放方面，因开发利用煤炭产生的碳排放量约占全国排放总量的73.5%，加强煤层气（甲烷）的抽采利用是碳减排的现实途径，每年约百亿立方米煤层气排放到大气中，如果将煤层气全部利用将减少1.5亿吨碳排放，按照当前国内20元/吨碳价估算，可以产生30亿的碳收益。

风险提示

（1）政策实施不及预期

环保政策的实施需要依靠地方政府强力执行，如执行力度不及预期将对煤炭行业环保工程推广产生不利影响。

（2）项目拓展不及预期

煤矿、煤化工废水处理中小企业较多，行业竞争激烈，存在新项目拓展不及预期风险。

（3）应收账款未能及时回收

煤炭、化工等周期行业波动较大，工程及设备类公司可能出现应收账款难以回收，造成公司计提损失较大。

（4）技术发展不及预期的风险

环保标准的提升使对处理技术和工艺的要求更高，新技术和新工艺研发或不及预期。

评级说明及声明

股票投资评级:

强烈推荐（预计6个月内，股价表现强于沪深300指数20%以上）