煤制天然氣發(fā)展現(xiàn)狀分析及問題思考

摘要：全面分析了國內(nèi)外煤制天然氣的技術(shù)進(jìn)展 、產(chǎn)業(yè)化發(fā)展現(xiàn)狀 、生產(chǎn)成本和經(jīng)濟(jì)性 ，并對我國煤制 天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展中的主要問題進(jìn)行了分析思考，提出了相關(guān)建議 。認(rèn)為我國已經(jīng)基本掌握了煤制天然氣全 產(chǎn)業(yè)鏈關(guān)鍵核心技術(shù)，產(chǎn)業(yè)發(fā)展取得顯著進(jìn)步，但也存在一些不容忽視的問題，主要包括：項目規(guī)劃多 、投 產(chǎn)少，存在技術(shù) 、環(huán)保 、安全等風(fēng)險和挑戰(zhàn)，需要繼續(xù)推進(jìn)工業(yè)裝置示范運(yùn)行和技術(shù)進(jìn)步；生產(chǎn)成本較高 、經(jīng) 濟(jì)性不強(qiáng)，需要進(jìn)一步降低成本，提高市場競爭力；資源配置 、管網(wǎng)接入 、市場準(zhǔn)入接受度較低，需要著力推 進(jìn)與傳統(tǒng)天然氣的協(xié)調(diào)發(fā)展；生產(chǎn)過程 CO₂ 排放量較大，需要加強(qiáng) CO₂ 捕獲 、利用與封存（CCUS）技術(shù)的應(yīng) 用及綠氫的引入，促進(jìn)碳循環(huán)和“零碳”排放，推動煤制天然氣產(chǎn)業(yè)規(guī)模化發(fā)展 。

關(guān)鍵詞：煤制天然氣；技術(shù)進(jìn)展；產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀；生產(chǎn)成本；經(jīng)濟(jì)性；問題分析

      隨著“雙碳 ”戰(zhàn)略的實施，我國加快調(diào)整以煤為主的能源消費結(jié)構(gòu)，天然氣以其綠色低碳、高效清潔的特點，在促進(jìn)能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型、實現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)進(jìn)程中發(fā)揮著重要的橋梁作用。據(jù)《中國天然氣發(fā)展報告（2022）》，2021 年我國天然氣表觀消費量為 3690×10⁸ m³ ， 在一次能源消費結(jié)構(gòu)中的占比升至 8.9%。在碳中和目標(biāo)下，預(yù)計我國2035—2040年的天然氣消費量將達(dá)到峰值 （ 6 000～6 500）×10⁸ m³，2060年的消費量約為（3 500～5 300）×10⁸ m³，在一次能源消費結(jié)構(gòu)中占比10%左右。根據(jù)《BP 世界能源統(tǒng)計年鑒（2022）》發(fā)布數(shù)據(jù)，2022 年中國液化天然氣（LNG）進(jìn)口量達(dá)到 1095×10⁸ m³，管道天然氣進(jìn)口量 532×10⁸ m³，總消費量 3787×10⁸ m³，是全球最大的天然氣進(jìn)口國（對外依存度達(dá)43%）。在此背景下，持續(xù)加快開發(fā)利用煤制天然氣、頁巖氣 、煤層氣等非常 規(guī)天然氣很有必要。利用我國相對豐富的煤炭資源發(fā)展煤制天然氣，是對開采天然氣的必要補(bǔ)充，一方面有助于推進(jìn)煤炭資源清潔化利用，實現(xiàn)能源供給多元化；另一方面可以降低對進(jìn)口天然氣的依賴，為保障天然氣供應(yīng)安全發(fā)揮作用。經(jīng)過多年技術(shù)研發(fā)與產(chǎn)業(yè)化實踐，我國煤制天然 氣技術(shù)不斷成熟完善， 但也存在產(chǎn)業(yè)化步伐緩慢 、產(chǎn)業(yè)規(guī)模較低 、經(jīng)濟(jì)性不強(qiáng)等實際問題，值得行業(yè)人員深入思考和研究 。

1   國外煤制天然氣發(fā)展概況

1. 1   技術(shù)進(jìn)展

      煤制天然氣技術(shù)分為“二步法 ”和“一步法”。 前者即傳統(tǒng)煤制天然氣工藝，其中的煤炭氣化與合成氣甲烷化反應(yīng)過程分開進(jìn)行 ，已經(jīng)實現(xiàn)規(guī)模化工業(yè)應(yīng)用 ；后者則是在催化劑作用下，煤氣化與甲烷化過程在同一個反應(yīng)器（氣化爐）中進(jìn)行，是目前正在開發(fā)探索的煤制天然氣新技術(shù)。

1. 1. 1  “ 二步法”工藝

      “二步法”工藝（見圖 1）是煤炭經(jīng)過氣化反應(yīng)生產(chǎn)合成氣，合成氣經(jīng)變換、凈化后，在催化劑作用下經(jīng)甲烷化反應(yīng)，生產(chǎn)熱值符合規(guī)定的替代天然氣產(chǎn)品，同時副產(chǎn)硫磺、石腦油、焦油、粗酚、液氨等。 凈化過程中生成的 H₂S 氣體經(jīng)過硫回收裝置得到單質(zhì)硫 ，CO₂  氣體經(jīng)過CO₂捕獲、利用與封存（CCUS）技術(shù)處理得到化工利用或地質(zhì)封存。其中最關(guān)鍵的技術(shù)環(huán)節(jié)是煤氣化與合成氣甲烷化。

圖 1   “ 二步法 ”煤制天然氣工藝流程示意

      煤炭氣化技術(shù)    采用先進(jìn)高效的氣化技術(shù)對于提高煤炭轉(zhuǎn)化效率和粗煤氣產(chǎn)量至關(guān)重要。自20世紀(jì)70年代起到目前，煤炭氣化技術(shù)的發(fā)展歷經(jīng)4代技術(shù)：第1代為固定床（移動床）氣化技術(shù)，分為常壓和加壓兩種，多以塊煤和小顆粒煤為原料制取合成氣，裝置規(guī)模 、原料、能耗及環(huán)保的局限性較大，代表性技術(shù)如德國Lurgi公司開發(fā)的加壓 Lurgi 氣化技術(shù)和中國化學(xué)賽鼎工程有限公司開發(fā)的BGL氣化技術(shù)等，均要求入爐煤有一定的粒度和均勻性，以保證床層的均勻性和透氣性；第2代是流化床（沸騰床）氣化技術(shù)，采用碎煤進(jìn)料，灰渣循環(huán)使用，仍存在氣化溫度較低、停留時間短、要求原料煤有較好的反應(yīng)性等不足， 代表性技術(shù)有德國開發(fā)的常壓Winkler爐和德國Uhde公司開發(fā)的加壓HTW爐氣化技術(shù)等；第 3代是氣流床氣化技術(shù)，采用干煤粉或水煤漿進(jìn)料、液態(tài)排渣，原料適應(yīng)范圍寬，氣化能力大，碳轉(zhuǎn)化效率高，符合大型化要求，而且該氣化技術(shù)近年來發(fā)展較快，是當(dāng)前煤氣化的主流工藝技術(shù)，代表性技術(shù)有美國 Texaco 公司開發(fā)的GE-Texaco 水煤漿氣化、英荷Shell 公司開發(fā)的Shell 粉煤氣化、美國ConocoPhillips公司開發(fā)的E-Gas氣化、德國Siemens 公司開發(fā)的GSP氣化技術(shù)等；第4代氣化技術(shù)尚處于試驗階段，如煤炭地下氣化（UCG）、催化氣化、加氫氣化、等離子體氣化、太陽能氣化、核能余熱氣化等。

      在上述第 4 代氣化技術(shù)中，UCG 作為一種潛在的煤炭清潔開采利用方式受到國內(nèi)外越來越多的重視。相較于傳統(tǒng)的采煤-地面氣化，UCG 技術(shù)直接在地下完成煤炭氣化反，將灰渣留在地下，避免廢氣、廢水、廢渣對地上環(huán)境造成污染，故是深部煤炭資源開發(fā)的有效途徑 ， 在經(jīng)濟(jì)性 、 安全性 、清潔性等方面具有明顯的優(yōu)勢。 國外發(fā)展UCG技術(shù)已有 100 多年， 盡管英國、澳大利亞、南非、加拿大、美國、中歐地區(qū)等均開展了該技術(shù)相關(guān)試驗，但由于技術(shù)及經(jīng)濟(jì)等因素制約，多以淺部煤層氣化為主，目前仍處于工程試驗階段，而深部UCG在環(huán)境保護(hù)方面更有優(yōu)勢，但是制約深部UCG發(fā)展的氣化爐構(gòu)建和氣化燃燒控制等關(guān)鍵技術(shù)還需進(jìn)一步試驗攻關(guān)。開展煤炭地下氣化的關(guān)鍵，首先是地質(zhì)、地表、技術(shù)條件等方面的選址評價，其次是氣化爐建造技術(shù)，包括井型優(yōu)選、注氣井與采出井連通的精準(zhǔn)入靶技術(shù)、鉆井液防漏堵漏技術(shù)、井筒完整性技術(shù)等，此外還有實時監(jiān)測和控制技術(shù)、可控后退燃燒技術(shù)等運(yùn)行控制技術(shù)。從各國開展的UCG試驗探索進(jìn)程可知，未來技術(shù)總體上有 3 個發(fā)展方向：（1）與CCUS、整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電（IGCC）相結(jié)合；（2）與 CCUS、燃料電池或氣體透平相結(jié)合；（3）與CCUS、費 - 托（F-T）合成化學(xué)品相結(jié)，以實現(xiàn)UCG技術(shù)低碳減排和效益最大化。

      甲烷化技術(shù)    甲烷化是合成氣中的CO，CO₂和H₂，在一定的溫度、壓力及催化劑作用下，進(jìn)行化學(xué)反應(yīng)生成甲烷的過程。國際上商業(yè)化的甲烷化工藝主要有英國Davy公司的 HICOM 工藝（采用兩段轉(zhuǎn)化）、丹麥Topsoe公司的TREMP工藝 （采用 3 臺串聯(lián)絕熱反應(yīng)器）和德國 Lurgi 公司的固定床氣化工藝（采用 3 臺固定床反應(yīng)器）。由于甲烷化反應(yīng)是強(qiáng)放熱反應(yīng)，為有效控制及利用反應(yīng)熱，并維持適宜的反應(yīng)溫度，工業(yè)上一 般采用絕熱反應(yīng)器配合循環(huán)外移熱的解決方法，Davy公司 HICOM工藝、Topsoe 公司 TREMP 工藝均采用該方案。以 HICOM 甲烷化工藝為例，該工藝包括主甲烷化和輔助甲烷化兩級，采用 4~6 臺反應(yīng)器串并聯(lián)；第 1 級為主甲烷化工段，根據(jù)處理氣量不同而采用 2 臺或更多臺絕熱反應(yīng)器以串并聯(lián)的形式完成主甲烷化反應(yīng)；第 2 級為輔助甲烷化工段， 由 2～3 臺絕熱甲烷化反應(yīng)器串聯(lián)組成，進(jìn)行補(bǔ)充甲烷化，并產(chǎn)生 500 ℃以下次高溫氣體用于工藝換熱。甲烷化催化劑主要有鎳基、鐵基、 鈷基 、銅基等催化劑，其中鎳基催化劑最為常用 ， 以氧化鋁及相關(guān)助劑為載體，具有活性高、選擇性好 、穩(wěn)定性強(qiáng)等優(yōu)點。全球甲烷化催化劑主要供應(yīng)商包括： 英國 Davy 公司、Johnson Matthey公司 、法國Axens公司 、丹麥 Topsoe 公司、德國 Basf  公司等。 目前已經(jīng)進(jìn)入商業(yè)市場的催化劑是英國 Davy 公司的 CEG 系列催化劑 、德國 Basf  公司的 G 1 系列鎳基催化劑，丹麥 Topsoe 公司的  MCR-2 X 系列催化劑，三者均為鎳基催化劑 。今后甲烷化催化劑的開發(fā)方向是：（1） 開發(fā)新型的活性組分，如貴金屬、多金屬等，以提高催化劑的活性和穩(wěn)定性；（2）優(yōu)化載體的結(jié)構(gòu)和形貌 ，如納米材料、多孔材料等，以增加催化劑的比表面積和強(qiáng)度；（3）探索新型的助催化劑，如堿金屬、稀土金屬等， 以調(diào)節(jié)催化劑的電子結(jié)構(gòu)和酸堿性；（4）利用多重外場作用（如電場 、光場 、磁場等）激發(fā)催化劑的潛在活性。

1. 1. 2   “ 一步法 ” 工藝

      由于“二步法 ”工藝流程較長 、生產(chǎn)過程較為 復(fù)雜 、裝置投資高 ，美國 GPE 公司在 Exxon 公司 的研究基礎(chǔ)上，于 20 世紀(jì) 80 年代開發(fā)了煤催化 氣化 “ 一步法 ”合成天然氣技術(shù) ， 也稱 “ 藍(lán)氣 （BlueGas）”技術(shù)，其工藝流程見圖 2。

圖 2   “ 一步法 ”煤制天然氣工藝流程示意

      相較于傳統(tǒng)“二步法”，“一步法 ”煤制天然氣  工藝是在同一反應(yīng)器中，煤粉顆粒、催化劑與蒸汽  同時發(fā)生煤氣化和甲烷化反應(yīng)， 甲烷化反應(yīng)釋放  的熱量可為煤氣化反應(yīng)提供部分所需熱量 ，從而  降低能耗；而且煤直接甲烷化技術(shù)需要的設(shè)備少、 投資低、能耗低 ，是煤制天然氣領(lǐng)域新的研究熱點。“一步法”工藝技術(shù)的優(yōu)勢體現(xiàn)在：（1）原料多樣化，可以使用煤、石油焦等碳質(zhì)原料；（2）反應(yīng)溫度（650～750 ℃)較低，能耗低；（3）產(chǎn)品質(zhì)量高， 合成天然氣的甲烷體積分?jǐn)?shù)高達(dá)97% 以上 ；（4）CO₂ 排放量（1.25 kg/m³）少，因不產(chǎn)生洗焦廢水，故對環(huán)境污染較小。其缺點是催化劑穩(wěn)定性差，易失活或積炭，不易分離回收，并且反應(yīng)器設(shè)計復(fù)雜，需要考慮流化床的流態(tài)化和分布均勻性。

      “一步法 ”工藝中使用的催化劑，能夠促進(jìn)煤和氣化介質(zhì)在加壓流化床反應(yīng)器內(nèi)同時發(fā)生煤氣化、變換和甲烷化 3 個反應(yīng)，并生成高甲烷含量的產(chǎn)品氣。其催化劑種類主要有堿金屬（K，Na，Li 等 ）、過渡金屬（Fe，Co，Ni 等 ）和堿土金屬（Ca  等）。近年，美國 GPE 公司積極在中國尋求合作伙伴，已與萬向集團(tuán)、大唐集團(tuán)等簽署了框架協(xié)議 ，盡管在新疆 、內(nèi)蒙古等地建有試驗性示范生產(chǎn)裝置，但截至目前并無實質(zhì)性進(jìn)展。

1. 2   產(chǎn)業(yè)化現(xiàn)狀

      國外發(fā)展煤制天然氣的國家主要集中在美國、德國、南非、澳大利亞、印度、蒙古等國，其中美國最早實現(xiàn)煤制天然氣工業(yè)化生產(chǎn)。20 世紀(jì) 70 年代， 在第 1 次石油供應(yīng)危機(jī)背景下， 德國 Lurgi 公司與南非 Sasol 公司合作在南非 F-T 合發(fā)催化劑的潛在活性。成煤制油工廠建成 1 套半工業(yè)化煤制天然氣試 驗裝置，同時 Lurgi 公司和奧地利 El-Paso 公司合作在奧地利維也納也建成另 1 套煤制天然氣半 工業(yè)化裝置，而且這 2 套試驗裝置的長時間運(yùn)轉(zhuǎn)試驗結(jié)果良好。在此基礎(chǔ)上，美國 Great Plains 公司于1984 年在北達(dá)科塔州建成 389×10⁴ m³/d（約 14×10⁸ m³/a）的煤制天然氣工廠，原料利用當(dāng)?shù)馗咚郑?0%）褐煤，其工藝采用Lurgi 公司的純氧干排灰壓力氣化技術(shù)、耐硫耐油變換和低溫甲醇洗凈化技術(shù)以及甲烷化技術(shù)（2.4 MPa 高壓，其主產(chǎn)品甲烷（體積分?jǐn)?shù)達(dá) 96%）進(jìn)入天然氣主管網(wǎng)，副產(chǎn)品無水氨和硫磺供市場銷售，焦油、酚類和石腦油在工廠內(nèi)部作燃料用，高純度的CO₂ 銷售給其他石油公司用于提高石油采收率；該廠是全球首家煤制天然氣商業(yè)化工廠，建成后運(yùn)行 20 余年，后來由于市場需求變化和技術(shù)經(jīng)濟(jì)性原因停產(chǎn)。另外，Topsoe 公司于20世紀(jì)80年代在美國建成 72×10⁴ m³/d 的煤制天然氣廠，后因油價下跌無法維持生產(chǎn)被迫關(guān)停。盡管煤制天然氣技術(shù)在國外發(fā)展較早，卻沒有實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展，主要是由于石油和天然氣工業(yè)快速發(fā)展，致使煤制天然氣的經(jīng)濟(jì)性無法與其相競爭，但國外公司早期開發(fā)的相關(guān)關(guān)鍵技術(shù)為全球煤制天然氣技術(shù)的進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)化發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。

2   我國煤制天然氣發(fā)展現(xiàn)狀

2. 1   技術(shù)進(jìn)展

      進(jìn)入 21 世紀(jì)以來，以煤制油、煤制烯烴、煤制乙二醇、煤制天然氣為代表的我國現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)迅速發(fā)展，整體水平在全球處于主導(dǎo)和引領(lǐng)地位。煤氣化是現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)鏈前端共有關(guān)鍵技術(shù)，根據(jù)不同煤種氣化特點，我國成功開發(fā)出多噴嘴對置式氣化爐、航天爐、水冷壁水煤漿氣化爐、SE粉煤氣化爐、兩段干煤粉加壓氣化爐等氣化技術(shù)并得到廣泛工業(yè)應(yīng)用，極大推動了煤制天然氣技術(shù)進(jìn)步和產(chǎn)業(yè)化發(fā)展。煤制天然氣技術(shù)中的 CO 變換和合成氣凈化均屬于成熟自主工藝技術(shù)，并廣泛應(yīng)用于現(xiàn)代煤化工、合成氨和甲醇的生產(chǎn)。

      CO變換的目的是調(diào)整合成氣中CO與 H₂ 的比例，分為非耐硫變換和耐硫變換；前者因先脫硫、能耗高，工業(yè)上已很少使用；目前通常使用后者，因氣化后的原料氣直接去變換，故流程短、能源利用率高。由于 CO 變換會帶來大量的CO₂ 排放，應(yīng)盡可能配套尿素產(chǎn)品等附加生產(chǎn)線，以便回收利用排放的 CO₂。

      合成氣凈化的目的主要是脫除合成氣中的 H₂S，CO₂，COS 等酸性氣體，以保護(hù)后續(xù)甲烷化反應(yīng)工段的催化劑。工業(yè)上基本采用物理吸收方法脫除酸性氣體，包括聚乙二醇二甲醚（NHD）溶劑 法和低溫甲醇洗法。由于大多數(shù)煤制天然氣采用碎煤加壓氣化技術(shù)，致使粗煤氣成分復(fù)雜，而低溫甲醇洗法可在同一裝置中實現(xiàn)多種雜質(zhì)的脫除，相對于其他凈化工藝，可以一次性綜合脫除各種雜質(zhì)，是目前國內(nèi)外公認(rèn)的最為經(jīng)濟(jì)、效果最好的合成氣凈化技術(shù)。

      甲烷化催化劑 一 直是制約我國煤制天然氣成套技術(shù)實現(xiàn)國產(chǎn)化的主要瓶頸。多年來 ，國內(nèi) 的西南化工研究設(shè)計院（簡稱西南院）、中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所（簡稱大連化物所）、大唐國際化工技術(shù)研究院、中國石化南化集團(tuán)研究院、新奧集團(tuán)等多家單位均對甲烷化催化劑進(jìn)行了深入研究，其中西南院與中國海油氣電集團(tuán)聯(lián)合開發(fā)的 CNJ-8 型甲烷化催化劑，經(jīng)2013—2021 年的持續(xù)模試、中試及優(yōu)化完善，已于 2022 年首次工業(yè)應(yīng)用在新疆慶華能源集團(tuán)的慶華伊犁一期 13.3×10⁸ m³/a 煤制天然氣項目，不僅實現(xiàn) 110%負(fù)荷平穩(wěn)運(yùn)行，獲得的甲烷體積分?jǐn)?shù)達(dá) 61.7%，高于國外引進(jìn)技術(shù)近 3 個百分點，而且催化劑使用費比國外進(jìn)口催化劑降低了55%，標(biāo)志著我國自主研制的大型煤制天然氣甲烷化工藝技術(shù)已取得重大突破。

2. 2   產(chǎn)業(yè)化現(xiàn)狀

      由于我國能源供給的結(jié)構(gòu)性矛盾突出，發(fā)展煤制天然氣成為能源行業(yè)轉(zhuǎn)型的重要探索之一 。 自 2000 年以來 ， 我國政府和企業(yè)大力推進(jìn)煤制天然氣發(fā)展，以解決能源供給結(jié)構(gòu)的不平衡和煤炭消費帶來的環(huán)境污染問題。2017 年國家發(fā)改委印發(fā)的《加快推進(jìn)天然氣利用的意見》明確提出進(jìn)一步推進(jìn)煤制天然氣產(chǎn)業(yè)示范， 支持煤層氣、 頁巖氣、煤制天然氣配套外輸管道建設(shè)和氣源就近接入。目前我國既是世界上最大的煤炭生產(chǎn)、消費國，也是最大的煤制天然氣規(guī)劃、生產(chǎn)國，煤制天然氣產(chǎn)業(yè)化水平總體處于世界首位。

      據(jù)統(tǒng)計，目前我國共有不同階段煤制天然氣項目接近 70 個，總產(chǎn)能超過 2 000×10⁸ m³/a，但已投產(chǎn)的項目只有 4 個（見表 1），產(chǎn)能合計 61.3×10⁸ m³/ a。根據(jù)中國石油和化學(xué)工業(yè)聯(lián)合會統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2022 年我國煤制天然氣總產(chǎn)能 61.25×10⁸ m³/a，總產(chǎn)量 61.61×10⁸ m³，產(chǎn)能利用率 100.6%，實現(xiàn)營業(yè)收入230.8 億元，利潤總額 60.6 億元。

表 1   我國煤制天然氣已投產(chǎn)運(yùn)行項目產(chǎn)能統(tǒng)計

      在上述 4 個已投產(chǎn)運(yùn)行項目中 ，除了匯能鄂爾多斯 一 期項目的產(chǎn)品為 LNG ， 采用槽車運(yùn)輸外 ，其他 3 個項目均為氣態(tài)天然氣產(chǎn)品，并進(jìn)入長輸管線輸送；并且大唐克旗、慶華伊犁、匯能鄂爾多斯的一期項目均已具備高負(fù)荷運(yùn)行能力，而浙能新天伊犁示范工程項目因受制于天然氣管 網(wǎng)接收量和接收價格的限制，生產(chǎn)負(fù)荷有較大波動。

       大唐克旗項目是我國首個煤制天然氣示范項目，規(guī)劃總產(chǎn)能 40×10⁸ m³/a，分 3 期建設(shè)。一期項目于 2013 年年底投產(chǎn)，產(chǎn)能 13.3×10⁸ m³/a，采用 Lurgi 公司的碎煤固定床干法排灰加壓氣化及甲烷化技術(shù)，在生產(chǎn)天然氣的同時，還生產(chǎn)焦油、 石腦油、粗酚等副產(chǎn)品；該項目自建有內(nèi)蒙古克旗— 北京輸氣管道， 天然氣產(chǎn)品直供北京市場。 二期項目正在建設(shè)，但受市場行情影響，該公司調(diào)整了產(chǎn)品結(jié)構(gòu)， 主要包括 80×10⁴ t/a 甲醇、40×10⁴ t/a 乙二醇 、6.0×10⁸ m³/a 天然氣裝置；2022年9月，新建的70×10⁴ m³/d 煤制天然氣液化裝置一次性開車成功，順利產(chǎn)出合格 LNG。

      慶華伊犁項目是新疆首個獲得國家核準(zhǔn)的 煤制天然氣示范項目，也是目前唯一成功使用國產(chǎn)甲烷化催化劑的工業(yè)裝置， 該項目規(guī)劃產(chǎn)能 55×10⁸ m³/a，分 4 期建設(shè)。一期項目于 2013 年建 成投運(yùn)，產(chǎn)能 13.75×10⁸ m³/a，使用 16 臺賽鼎固定床碎煤加壓氣化爐，采用 Topsoe 公司的甲烷化技術(shù)，除生產(chǎn)天然氣以外，還生產(chǎn)雜酚、氨、輕烴、多元烴 、硫磺 、工業(yè)氧 、工業(yè)氮 、硫酸銨 、重芳烴等副產(chǎn)品。

      相較于近年來煤制烯烴、煤制油、煤制乙二 醇在我國的發(fā)展 ，煤制天然氣的發(fā)展歷經(jīng)曲折、 產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程相對較慢，這主要是由于此類項目的 建成投運(yùn)成本較高、經(jīng)濟(jì)性不強(qiáng)、市場競爭力偏弱 ，致使投資商熱情下降，許多項目不得不被推 遲建設(shè)或取消。盡管如此，已建成運(yùn)行項目在技術(shù)選擇、項目建設(shè)、運(yùn)營管理、人才儲備、“三廢 ” 治理以及并網(wǎng)輸送管道建設(shè)和調(diào)峰等方面積累了寶貴的實踐經(jīng)驗，為推動我國煤制天然氣產(chǎn)業(yè)的科學(xué)發(fā)展奠定了堅實基礎(chǔ)。

2. 3   成本與經(jīng)濟(jì)性分析

2. 3. 1   成本分析

      煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)規(guī)模為 40×10⁸ m³/a， 投資額 260～300 億元，一 般都是分期建設(shè)，主要包括預(yù)干燥、煤氣化、空分、合成氣凈化、甲烷化、 硫回收等主體裝置以及配套公用工程和輔助生產(chǎn)設(shè)施等。煤制天然氣的生產(chǎn)成本構(gòu)成包括直接材料費，如原料煤 、燃料煤、催化劑和化學(xué)品消耗；水電氣及污水處理等公用工程費用；設(shè)備折舊費 、維修費等制造費用；以及工資 、福利等人工費用。對于采用天然氣管網(wǎng)輸送至城市門站的煤制天然氣，其成本還應(yīng)包含管輸費。

      煤炭成本是煤制天然氣生產(chǎn)成本的主要組成部分，其受煤炭的品質(zhì)、采礦、運(yùn)輸?shù)榷喾N因素影響，不同地區(qū)和煤種的煤炭成本會有所差別； 煤制天然氣企業(yè)一般采用價格低廉的坑口煤作為氣化原料。此外，煤制天然氣成本還受其他相關(guān)原料價格、副產(chǎn)品收入、技術(shù)水平、政策環(huán)境等多種因素影響。以產(chǎn)能為40×10⁸ m³/a 煤制天然氣項目為例，需年消耗原料煤 970×10⁴ t，燃料煤 150×10⁴ t，電力 11×10⁸ kW·h，原水 2 200×10⁴ t，按照 3 年建設(shè)期、15 年生產(chǎn)期進(jìn)行測算，則該項目年均總成本為 65 億元，副產(chǎn)品收入為 14 億元，扣除  副產(chǎn)品收入后的單位天然氣成本為1.275 元/m³。 國內(nèi)某典型煤制天然氣/LNG 項目的成本構(gòu)成詳見表2。

表 2   我國某 2 個典型煤制天然氣/LNG 項目的成本構(gòu)成測算   %

*：該測算未考慮 CCUS 成本。

      從表 2 可知：在這 2 個煤制天然氣/LNG 項目的成本構(gòu)成中，煤炭原料成本占比均最高 ，分別為36%，38%；財務(wù)費用和設(shè)備折舊費次之 ，占比分別為 24%，26%；人工費用和運(yùn)營維護(hù)管理費分別占10%，12%；煤制天然氣項目廢水處理 、管輸  費用占比分別為 15%，9%；而煤制 LNG 項目特有的液化處理費占比為21% 。根據(jù)估算，該煤制天然氣項目實現(xiàn)滿負(fù)荷運(yùn)行后，按照原料煤和燃料褐煤150 元/t，到達(dá)城市門站完全成本（含管輸費）按2元/m³ 計算，則抵扣副產(chǎn)品收益后的天然氣成本為1.47 元/m³ ； 而此煤制LNG項目滿負(fù)荷運(yùn)行后，按照原料煤（煙煤）和燃料褐煤 300 元/t 計  算，則其 LNG 出廠完全成本為 2 元/m³。

       值得指出的是，煤制天然氣過程實際上是一個增氫降碳的轉(zhuǎn)化過程，從煤中脫除的碳元素大部 分 經(jīng) 過 變 換 反 應(yīng) 生 成 了CO₂，據(jù) 測 算 每 生 產(chǎn)1 000 m³ 煤制天然氣會排放 3.45 t 的 CO₂，其中燃 燒排放占 37%，工藝過程排放占 63%。因此， 如果考慮 CO₂ 捕集利用，則生產(chǎn)成本無疑會進(jìn)一 步上升。

2. 3. 2   經(jīng)濟(jì)性分析

      煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)性取決于產(chǎn)品生產(chǎn)成本和銷售價格 ，當(dāng)天然氣銷售價格較高時，項 目無疑具有較好的盈利空間。然而市場天然氣價格與國際原油價格（簡稱國際油價）呈正相關(guān)， 即天然氣價格隨著國際油價的上漲而上漲 。根據(jù)亞化咨詢煤制天然氣成本模型測算結(jié)果，在不同國際油價（布倫特原油價格）下，新疆、鄂爾多斯和淮南煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)性分析見表3?？梢钥闯?，在 60 美元/桶的國際油價下，3 個煤制天然氣項目均可以維持盈虧平衡，對應(yīng)的新疆、鄂爾多斯和淮南天然氣最高門站價分別為 1.07，1.26，2.01 元/ m³；當(dāng)國際油價高于 80 美元/桶時，則這 3 個項目  可以獲得良好的盈利空間；在100 美元/桶高油價下，上述三地天然氣最高門站價分別為 2.47，2.66， 3.41 元/m³，各項目盈利空間凸顯 ；但當(dāng)國際油價低于50 美元/桶時，則這 3 個煤制天然氣項目將均處于虧損狀態(tài)。

表 3   不同國際油價下我國新疆 、   鄂爾多斯和淮南煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)性分析

      總體來看，我國各煤制天然氣工業(yè)化項目目前依然處于升級示范和完善階段，未來隨著“雙  碳 ”戰(zhàn)略的實施，煤炭價格的進(jìn)一步下降，以及關(guān)鍵核心技術(shù)的更加成熟， 能耗與物耗的不斷降低 ， 各煤制天然氣項目的生產(chǎn)規(guī)模將持續(xù)擴(kuò)大 ， 其運(yùn)營經(jīng)濟(jì)性可望得到持續(xù)改善和提升。

3   思考及建議

      我國煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展總體上取得很大進(jìn)步 ，但在技術(shù)成熟度 、經(jīng)濟(jì)性 、安全性 、碳排放等方面依然面臨一些問題和不足，需要強(qiáng)化技術(shù)進(jìn)步、降低生產(chǎn)成本、提高經(jīng)濟(jì)性 、加強(qiáng)市場準(zhǔn)入以及生產(chǎn)過程的降碳減碳， 推動綠色低碳發(fā)展。具體問題分析及建議如下：

（1）煤制天然氣項目規(guī)劃多而實際建成投產(chǎn)少 ，存在技術(shù)、環(huán)保、安全等風(fēng)險和挑戰(zhàn)，需要持續(xù)加強(qiáng)工業(yè)裝置示范，推進(jìn)技術(shù)進(jìn)步。在技術(shù)方面， 隨著甲烷化催化劑國產(chǎn)化技術(shù)瓶頸的突破， 盡管我國煤制天然氣全流程工藝技術(shù)基本實現(xiàn)了自主可控，但甲烷化催化劑技術(shù)等相關(guān)關(guān)鍵技術(shù)仍有待在工業(yè)裝置上進(jìn)行長周期運(yùn)行驗證。在環(huán)保方面，煤制天然氣生產(chǎn)過程中的氣化灰渣 、含鹽廢水以及 SO₂，NOx，H₂S 等污染物排放量大，影響生態(tài)環(huán)境，且部分污染物處理難度大（如含  鹽廢水 、氣化廢渣），需要持續(xù)加強(qiáng)廢液 、廢固處理技術(shù)的研發(fā)應(yīng)用，如高濃度鹽水提取工業(yè)鹽技術(shù)、難降解有機(jī)廢水處理技術(shù)、氣化廢渣利用技術(shù)、粉煤灰提取氧化鋁技術(shù)等。在安全方面，主要問題是煤氣化反應(yīng)器的高溫高壓運(yùn)行條件、合成  氣中的毒性和易燃性成分等。建議擬建 、新建煤制天然氣工程項目必須具有高水平的設(shè)計、建設(shè)、運(yùn)行條件，已建成投產(chǎn)項目需持續(xù)提升技術(shù)的優(yōu)化控制水平和裝置的滿負(fù)荷長周期安穩(wěn)運(yùn)行能力。

（2）煤制天然氣生產(chǎn)成本較高，項目經(jīng)濟(jì)性不強(qiáng)，需要著力降低成本，提高經(jīng)濟(jì)效益 。一方面，近年來受煤價上漲、以煤定產(chǎn)、生產(chǎn)成本居高不下、天然氣門站價格調(diào)低等因素影響，我國煤制天然氣項目的盈利狀況不佳，致使企業(yè)及資本 對煤制天然氣項目的投資熱情明顯下降；另一方面，受生產(chǎn)成本 、入網(wǎng)價格 、銷售價格等多種因素影響， 致使各煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)性 運(yùn)營不好。 隨著近幾年天然氣價格體系改革，盡管非常規(guī)天然氣（煤制天然氣 、煤層氣等）價格已經(jīng)過渡到由市場定價，這為改變煤制天然氣項目經(jīng)營困難的局面帶來積極因素，但慮及煤制天然氣的成本競爭力與開采天然氣相比依然處于弱勢，建議各煤制天然氣項目持續(xù)著力于原料（煤炭 、水 、蒸 汽 、催化劑等優(yōu)化、“三廢 ”處理 、副產(chǎn)品回收利用、公用工程消耗等方面 ，以進(jìn)一步降低單耗能耗，從而提高綜合效益。

（3）煤制天然氣在資源配置 、管網(wǎng)接入 、市場準(zhǔn)入等方面接受度不高，需要各方共同努力推進(jìn)與傳統(tǒng)天然氣的協(xié)調(diào)發(fā)展。充分發(fā)揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發(fā)揮政府指導(dǎo)作用，切實構(gòu)建公平開放、有效競爭的能源市場體系。擴(kuò)大市場準(zhǔn)入，鼓勵各類投資主體參與煤制天然氣項目的建設(shè)和運(yùn)營；同時，要根據(jù)能源資源稟賦和生態(tài)環(huán)境承載力，科學(xué)規(guī)劃煤制天然氣項目布局，避免無序競爭和重復(fù)建設(shè)。在管網(wǎng)接入方面，加快建設(shè)煤制天然氣外輸通道和支線管道，完善油氣輸送通道網(wǎng)絡(luò)，提高煤制天然氣的輸送能力和靈活性；同時加強(qiáng)管網(wǎng)規(guī)劃和建設(shè)管理，合理確定管網(wǎng)接入條件和標(biāo)準(zhǔn)，保障煤制天然氣的優(yōu)先接入權(quán)利。在供銷市場運(yùn)作方面，要持續(xù)推進(jìn)能源市場化改革， 完善油氣價格形成機(jī)制，切實建立健全煤制天然氣與傳統(tǒng)天然氣的價格聯(lián)動機(jī)制，使之反映供需關(guān)系和環(huán)境成本；此外 ，要加強(qiáng)油氣市場監(jiān)管， 以防止壟斷和不正當(dāng)競爭，保障煤制天然氣的公平競爭地位。

   （4）煤制天然氣生產(chǎn)過程中的 CO₂ 排放量大，需要加強(qiáng) CCUS 技術(shù)應(yīng)用及綠氫引入 ，實現(xiàn)碳循 環(huán)和“零碳”排放。為降低煤制天然氣項目生產(chǎn)運(yùn)營中的碳排放，需從生產(chǎn)和消費兩個方面入手加以解決。在生產(chǎn)環(huán)節(jié)，一是降低變換反應(yīng)比或者不經(jīng)過變換，將合成氣中的碳元素最大化轉(zhuǎn)化為目標(biāo)產(chǎn)品 ；二是加強(qiáng) CCUS 技術(shù)在煤制天然氣生產(chǎn)中的應(yīng)用 ，實現(xiàn)碳循環(huán)利用 ；三是推進(jìn)煤制天然氣生產(chǎn)與新能源制氫的耦合，通過在合成氣中補(bǔ)充綠氫，彌補(bǔ)煤炭“氫少碳多 ”的先天性缺陷， 實現(xiàn)降碳目標(biāo)。在消費環(huán)節(jié)，優(yōu)先發(fā)展煤制天然  氣替代煤炭等高碳能源的領(lǐng)域，如電力 、工業(yè) 、居 民用氣等，以提高天然氣在一次能源消費中的比重，降低碳排放強(qiáng)度。此外，在政策層面，要完善煤制天然氣的定價機(jī)制，使價格反映其環(huán)境成本和社會效益，鼓勵低碳發(fā)展模式；同時要加強(qiáng)區(qū)域協(xié)調(diào)和規(guī)劃管理，根據(jù)不同地區(qū)的資源稟賦和生態(tài)環(huán)境承載力，合理確定煤制天然氣的生產(chǎn)和消費規(guī)模。

4   結(jié)束語

      天然氣作為一種高效 、優(yōu)質(zhì)的清潔燃料，與煤炭相比，可大幅減少硫、氮和粉塵的排放，然而 我國天然氣資源短缺的現(xiàn)狀使其應(yīng)用受到限制， 除了加大天然氣進(jìn)口力度，包括煤制天然氣在內(nèi)的非常規(guī)天然氣逐步成為開采天然氣的重要補(bǔ)充。煤制天然氣通過采用先進(jìn)的煤氣化和氣體凈化技術(shù)，可降低碳排放和污染物排放，達(dá)到與開采天然氣相同的產(chǎn)品質(zhì)量指標(biāo)，可作為清潔能源轉(zhuǎn)型的補(bǔ)充手段， 用以優(yōu)化我國能源消費結(jié)構(gòu)， 降低對進(jìn)口氣的依賴，助力實現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)。

      目前我國已經(jīng)基本掌握自主化的煤制天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)，展望我國煤制天然氣產(chǎn)業(yè)未來發(fā)展，首先應(yīng)做好現(xiàn)有示范項目驗證和戰(zhàn)略技術(shù)儲備，持續(xù)優(yōu)化提升地面煤炭氣化技術(shù)、甲烷化及其催化劑技術(shù)水平，進(jìn)一步降低煤耗、水耗和能耗，提升產(chǎn)品競爭力；同時，通過產(chǎn)業(yè)政策支持等手段，加大開展 UCG 技術(shù)的探索研究，加快攻克相關(guān)核心技術(shù)，實現(xiàn)地下氣化與合成氣地面凈化、甲烷化以及 CCUS 技術(shù)的耦合，徹底消除地面氣化在安全環(huán)保及經(jīng)濟(jì)性方面的問題，為推動我 國煤炭資源高效清潔利用 、保障天然氣供應(yīng)安全開辟新路徑。