我国煤制天然气行业的发展环境、政策及应用条件分析

吕玉丽

（中海石油气电集团有限责任公司，北京 100028）

1 煤制天然气行业在国内外发展概况

煤制天然气也被称为煤气化转化，通常指采用已开采原煤，经过煤化工流程后生产的天然气。

1.1 全球主要煤制天然气项目

全世界已投产的工业级别煤制天然气装置较少，美国大平原煤制气项目（Great Plains Synfuels）是全球第一个大型煤制天然气项目，产能11.6 亿m3/a，总成本约20.3 亿美元，于1984 年投入运营，项目已稳定运行超过30 a，证明煤制天然气技术的可靠性和稳定性。项目建设背景是20 世界70 年代的石油危机和美国国内天然气短缺，在经历美国天然气价格全面市场化、页岩气革命，及项目破产重组、不断追加环保投资及污染防治设施后，项目终于在2007 年回收投资，从经济性角度来说是一次失败的投资。

1.2 我国煤制天然气项目规划及进展

中国的煤制天然气在规划产能层面规模列世界之最。“十一五”期间，国家发改委核准煤制气项目4 个，产能合计151 亿m3/a。四个项目均采用分期建设方案，截至2022 年9 月实际建成投产三个项目，分别为大唐克旗一期13.3 亿m3/a，新疆庆华一期13.75 亿m3/a，汇能两期共16 亿m3/a，合计产能43.05 亿m3/a。

“十二五”期间，国家发改委批准17 个煤制气项目开展前期工作，合计产能1 215 亿m3/a，未有项目实际建设。

“十三五”期间，规划5 个新建项目，其中伊犁新天项目于2017 年投产，设计产能20 亿m3/a，其他项目未开工。

2 我国煤制气行业发展环境

我国天然气供需结构的不断变化、国家对环境保护、碳排放、煤炭利用政策也不断调整。

2.1 国家煤制天然气产业规划及政策不断调整

国家对煤制天然气的产业政策经历了从2013 年的相对宽松到2015—2016 年日趋收紧，2018 年后随着天然气产供储销体系建设和煤矿限批的解禁，以及天然气对外依存度逐年攀升，目前产业政策又回到相对积极状态。

2013 年，国务院发布《大气污染防治行动计划》，要求加快清洁能源替代利用，制定煤制天然气发展规划，在满足最严格的环保要求和保障水资源供应的前提下，加快煤制天然气产业化和规模化步伐；2014 年，能源局发布《2014 年能源工作指导意见》，提出积极稳妥推进煤制气、煤制油产业化示范；2015 年，环境保护部发布了《现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）》，提出较为严苛环保准入条件，重点在煤炭资源丰富、生态环境可承受、水资源有保障、运输便捷的中西部地区布局示范项；2016 年，煤炭产业去产能政策实施，3 年内停止审批新建煤矿项目、新增产能的技术改造项目和产能核增项目；确需新建煤矿的，一律实行减量置换。

2019 年，国务院发布《关于建立健全能源安全储备制度的指导意见》，将煤制气行业定位为国家能源战略技术储备和产能储备[1-2]。

2.2 煤制天然气投资大，煤炭成本及天然气售价为最敏感因素

目前我国在运行的煤制天然气项目经济性并不理想，四个主要煤制天然气项目有三个经济效益长期欠佳，仅内蒙汇能项目液化后销售收益相对稳定。

煤制天然气项目投资大，成本费用主要包括生产成本费用、管理费用及财务费用和营业费用等，营业收入主要为销售天然气产品及其他副产品。资源以销售至河北省为例，淡旺季销售送到价格在门站价基础上上浮20%及35%、管输费用取值0.55 元/m3测算，不含税出站价为1.62 元/m3，考虑液氩、硫磺等副产品收入1 亿元，全年营业收入预计为33.4 亿元。

产能为20 亿m3/a 的煤制天然气项目总投资预计130 亿元，70%外部资金10 a 贷款、贷款利息利率按照4.35%～4.70%，14 年直线折旧、残值率3%，维修费为固定资产原值2%考虑，人工费用按照1 亿元、其他营业费用等按照0.3 亿元考虑，20 a 生产周期预计平均固定成本约13 亿元/a。

按照每生产千立方米干天然气需约2.82 吨原料煤及0.62 t 燃料煤测算，根据新疆煤炭交易中心数据，2019—2021 年上半年，伊犁基地煤炭成交价格为145～155 元/t（含税），考虑运费后煤炭成本为0.53 元/m3（含税），年消耗煤炭10.6 亿元；考虑水、电等消耗预计2.6 亿元，年可变成本为13.2 亿元。

按照以上参数，年均销售利润约7.2 亿元，税后利润为5.4 亿元，税后总投资收益率约为4%。当煤炭价格上涨10%、天然气价格上涨10%时，税后收益率变动为5%。

煤制气项目投入大，项目盈利水平相对低，需承担一定的投资风险；项目对煤炭和天然气价格波动敏感，需要对上游煤炭有强控制力。国家能源局多次组织会议，研究调峰认定、政府补贴、定价与管输机制、煤炭资源保障等支持政策。据了解，除新疆庆华煤制天然气项目曾获得0.2 元/m3的当地政府补贴以外，其他项目未得到实际财政支持[3]。

2.3 煤制天然气工艺与技术成熟，已实现长期、稳定生产

煤制天然气工艺按加工过程特点，可分为两种，即“一步法”和“两步法”[4]。

“一步法”是煤直接合成天然气技术，即采用催化气化技术、加氢气化技术生产合成天然气，热效率较高，目前处于研发阶段。工业化生产的煤制天然气工艺路线为“两步法”，煤为原料生产合成气后制取天然气，也称为蒸汽氧化气化法，主要指以氧气（空气、富氧或纯氧）、水蒸汽或二氧化碳等作为气化剂采用煤蒸汽氧气气化法生产合成气，在气化设备内通过高温条件下的化学反应，将煤或焦炭中的可燃部分转化为气体；之后通过合成气中的氢与一氧化碳或二氧化碳经催化反应以获得甲烷的过程。

在煤制天然气生产技术中，主要包括气化、变换、酸性气体脱除、甲烷化、污水处理、空分、制冷、制硫等，这些技术已在煤制气、煤制合成氨、煤制甲醇(烯烃)、煤制油等大型现代煤化工项目中得到广泛成熟应用，煤制天然气不存在工艺技术方面的瓶颈。从已投产的煤制气项目生产情况来看，生产负荷和最长连续运行时间都表明工艺技术不存在颠覆性问题，可保持长周期稳定生产。

2.4 煤制天然气技术不断提升，减少大气污染、符合排放要求

相较于散煤直接燃烧，煤制天然气可有效解决脱硫、脱销、除尘及污染物直接排放的环境问题。根据中国海油鄂尔多斯40 亿m3/a 煤制天然气环评报告，项目年用煤量约1 100 万t，煤制天然气产生的二氧化硫、氮氧化物较散煤燃烧分别减少95.89%、74.07%，同时实现氨水、二氧化碳等副产品的回收利用。

但煤制天然气的生产环节所需要的水及废水问题是公认的难题。我国煤炭资源较为丰富，煤炭资源分布呈现“北富南贫，西多东少”的状况，煤炭深加工产业围绕煤炭产地布局建设，其中鄂尔多斯盆地、新疆伊犁和准东地区是项目集中区。除新疆伊犁外，其他区域煤制天然气项目水资源供需矛盾突出，且纳污水体不健全，易导致局部地区污染无超标。《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》中指出，“十二五”期间每千标方煤制天然气水耗从超过10 t 降至6 t 以下，外排废水量从1～5 t 降至1 t 以下，行业平均污水回用率提高至80%以上。

随着技术不断提升，煤制天然气以清洁生产为主，选用先进的生产工艺及环保措施，具备所有污染物达标排放标准。煤制天然气主要污染物包括废气、废水、固体废物、噪声等，废气主要指动力站的锅炉烟气、硫回收装置尾气及各装置非正常排放气等，通过布袋除尘、洗涤后、脱硫后进行高空排放；废水是锅炉排污、工艺废水及工艺冷凝液，通过含盐污水处理、生化处理及回用装置深度处理后，部分作为循环冷水补充水回用及除盐站原水回用；固体废物主要指锅炉灰渣、气化炉渣、污水处理排放的生化污泥及废催化剂、废保护剂等，对一般工业固体废物进行综合利用后渣场填埋，有回收价值的由专业单位回收，不能再利用的送有资质单位处置；噪声指生产环节各种机器正常生产及气体防空的声音，通过降噪处理达标。

3 我国煤制气发展的机会与风险

3.1 我国天然气对外依存度不断提高，能源自给能力愈发重要

2020 年，我国天然气表观消费量3 240 亿m3，增幅9.8%，其中国产气量1 832 亿m3、进口气量1 408 亿m3，对外依存度达到43%。能源局预测，2025 年我国天然气消费量4 290 亿m3；就产量方面，2025 年达到2 300 亿m3，减去在执行的长协合同后，仍存在600 亿m3的供应缺口需要通过进口天然气进行补充，后续俄罗斯管道气以及卡塔尔、美国和俄罗斯的进口LNG 将成为进口主力资源。

2022 年的俄乌冲突及相关的制裁不仅导致油气、煤炭等能源价格飙升，更是影响了全球能源安全。我国承担了进口能源成本溢价，在国际采购时要避免受到连带性制裁，更要在长期能源安全战略规划中考虑能源的多元化与稳定性。

我国持续关注地缘政治与能源发展的关系，在发展中要坚持能源转型方针不动摇，持续优化能源结构，提高油气能源的投资力度，加快低碳新能源的研发与应用，千方百计提升能源自给能力。煤制天然气可作为国家能源战略技术储备和天然气产能储备，提升能源供应能力。

3.2 煤制天然气是煤炭清洁高效利用的重要方式，避免煤炭长途运输

我国煤炭资源较为丰富，煤炭是我国主体能源。长期以来，如何清洁高效地利用煤炭资源，提高单位碳排放的利用效率和产值，对推进国家中长期能源发展战略具有非常重要的意义，而现代煤化工是煤炭清洁高效利用的重要途径[5]。

我国煤炭产地与消费地逆向分布，主要富煤区为内蒙古、山西、山西和新疆，需要通过长距离运输或多次转运送往消费地。煤炭的物流不仅带来燃料油损耗及污染，煤炭在长途运输中会产生扬尘及损耗，污染运输道路两侧的农田及建筑，形成黑色污染。尤其新疆煤炭外运运输成本过高、抢占运输渠道资源，可操作性不强。选择丰富水资源、距离天然气管道距离近的煤炭产区，将煤炭资源在产地进行深加工后变为易于运输的天然气是解决煤炭产地与消费地长途运输的有效方法。

3.3 煤炭产业调整和生态环境约束强化提升投资难度

煤炭行业增速放缓，政府推进煤炭产业结构改革与高质量发展会影响煤制天然气投资决策。2021 年我国煤炭总产量超41 亿t，《煤炭工业“十四五”结构调整的指导意见》提出，到“十四五”末，国内煤炭产量控制在41 亿t 左右，消费量控制在42 亿t 左右，年均消费增长1%左右。煤炭总量控制的大背景下，“双碳目标”的承诺与新环保法、大气污染及水污染等专项行动计划的出台会提高煤炭深加工产业约束要求，新项目获得煤炭资源、用水及环境指标的难度会进一步加大。

3.4 煤制天然气需要稳定市场及管输支撑，通过产业链提升抗风险能力

煤制气属于原料加工类产业，配套煤矿是煤化工行业共识，可有效规避煤质变化风险，保障煤炭稳定供应，确保装置“安稳长满优”运行。煤制天然气项目投资大，有一定的盈利能力但抗风险能力较弱，需要统筹煤炭资源、煤制天然气项目、管输方及下游用户形成合力。

在运行的大唐克旗及新疆庆华煤制天然气项目都曾因长输管道中涉及到中石油管道建设工期、代输资源配置等原因严重影响项目的生产负荷及销售价格，对项目经济性及安全生产带来重大挑战。国家石油天然气管网公司的成立有助于打破管输路由瓶颈，便利、通常的管道优势为煤制天然气销售提供保障。煤制天然气对煤炭价格敏感，煤制天然气根据需求调整价格的市场化能力相对较弱，煤炭供应方、下游销售方及用户共同参与煤制天然气项目的投资及运营，煤炭资源方稳定煤炭价格、控制成本，下游销售方及用户落实资源消纳、提升附加值。通过部分工艺装置的转产改造，可进一步向煤制氢、甲醇、烯烃或化工新材料等方向发展，优化产业链提升抗风险能力，保证项目的稳定生产负荷、共担盈亏。

4 结论

为立足国内，提高自有能源保障能力，煤制天然气是多元化发展油气核心需求的举措之一，可补充常规天然气资源不足、解决富煤区能源长距离外输问题等效用。在新疆伊犁州等煤炭资源、水资源和环境容量等综合优势最突出地点建设大型煤化工基地，加强顶层设计，通过项目研发、建设、运营，培养优秀煤制天然气是国家能源战略技术储备和产能储备；引入煤炭资源方、煤制天然气生产运营方、下游销售方及用户，并引入资金方，发挥各自优势，形成合力，共担风险，共享利润，增强持续稳定供应与风险管控能力。