1.發(fā)展煤制天然氣有利緩解國內(nèi)油氣短缺我國天然氣供需矛盾突出，形勢不容樂觀。由于產(chǎn)量的增速趕不上消費量的增速，我國每年要從國外進(jìn)口大量的天然氣。未來十幾年，中國天然氣需求呈高速增長的趨勢，平均增速將達(dá)13%。預(yù)計2015年，天然氣需求量將達(dá)到1700億～2100億立方米左右，屆時缺口將達(dá)到300億～700億立方米。2015年前，中國沿海地區(qū)擬建總規(guī)模接近7000萬噸/年液化天然氣設(shè)施。LNG（液化天然氣）不僅受資源的影響，而且還受建設(shè)成本、運輸成本、投資、氣價波動、政治不確定性的影響。因此中國解決未來天然氣的需求，在開發(fā)國內(nèi)天然氣資源及進(jìn)口一定LNG的同時，利用我國豐富的煤炭資源，積極發(fā)展煤制天然氣，從偏遠(yuǎn)的富煤產(chǎn)地用長輸管線送到全國消費市場，在能源安全、節(jié)能減排方面具有戰(zhàn)略意義。

我國目前天然氣在一次能源消費結(jié)構(gòu)中的比例僅為4%，為加大天然氣在一次能源結(jié)構(gòu)中的比例，提高人民生活質(zhì)量，適應(yīng)人類改善生態(tài)環(huán)境的要求，政府制定了“油氣并舉”的戰(zhàn)略方針，大力鼓勵開發(fā)利用天然氣資源。

在國內(nèi)天然氣新增技術(shù)和經(jīng)濟(jì)可采儲量減少、勘探難度增加、新發(fā)現(xiàn)儲量品質(zhì)下降的大背景下，國內(nèi)企業(yè)有針對性的開展了煤制甲烷氣項目的工業(yè)化進(jìn)程工作。

國家一直鼓勵通過煤炭的清潔利用發(fā)展能源和化工產(chǎn)業(yè)，煤制天然氣正是立足于國內(nèi)能源結(jié)構(gòu)的特點，通過煤炭的高效利用和清潔合理轉(zhuǎn)化生產(chǎn)天然氣。煤制天然氣 作為液化石油氣和天然氣的替代和補(bǔ)充，既實現(xiàn)了清潔能源生產(chǎn)的新途徑，優(yōu)化了煤炭深加工產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，豐富了煤化工產(chǎn)品鏈，又具有能源利用率高的特點，符合國 內(nèi)外煤炭加工利用的發(fā)展方向，對于緩解國內(nèi)石油、天然氣短缺，保障我國能源安全具有重要意義。

2.煤制天然氣的相對優(yōu)勢

目前國內(nèi)將煤炭轉(zhuǎn)化為能源產(chǎn)品的方式有發(fā)電、煤制油、煤制甲醇和二甲醚、煤制天然氣等，能量效率由低到高為：煤制油（34.8%）、煤制二甲醚（37.9%）、煤制甲醇（41.8%）、發(fā)電（45%）、煤制天然氣（50％～52%）。煤制天然氣的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，也是煤制能源產(chǎn)品的最優(yōu)方式。

煤制天然氣的CO轉(zhuǎn)化率接近百分之百，氫轉(zhuǎn)化率99%、CO2轉(zhuǎn)化率98%、能量總有效轉(zhuǎn)化率60%~65%，比生產(chǎn)甲醇高17%，比制成油高15%~25%，比發(fā)電高27%。煤制天然氣克服了傳統(tǒng)的煤制燃?xì)鉄嶂档偷娜秉c，單位熱值耗水量最低，甲烷合成廢水基本不含有害物，易于利用，是最節(jié)水的能源產(chǎn)品。這對于富煤缺水的西部地區(qū)發(fā)展煤化工產(chǎn)業(yè)意義重大。

煤制天然氣與甲醇、二甲醚相比，省去了合成氣壓縮、甲醇合成、精餾、二甲醚合成，以及產(chǎn)品的儲存、裝車等設(shè)施；與煤制合成油相比，省去的裝置更多，因此投資省、消耗低。

煤制天然氣也為低品質(zhì)褐煤的增值利用開辟了潛力巨大的市場。

目前國內(nèi)在煤制天然氣項目中，除了甲烷化裝置中的個別設(shè)備需要引進(jìn)外，其他技術(shù)裝備均為國產(chǎn)化，可以保證項目技術(shù)先進(jìn)、成熟可靠。

由于煤制天然氣甲烷化裝置副產(chǎn)大量的高壓蒸汽，這些蒸汽用于驅(qū)動空分透平，減少了鍋爐和燃料煤的使用量。在甲烷化裝置部分，幾乎84％的廢熱以高壓蒸汽的形式得到回收，而僅有0.5％的廢熱要用冷卻水冷卻，整個系統(tǒng)熱量回收效率非常高。同時大量富余的低壓蒸汽可以用于發(fā)電。而煤制甲醇、二甲醚和合成油裝置中，空分所需高壓蒸汽幾乎全部由鍋爐供給，而且基本沒有富余的低壓蒸汽。為此，煤制天然氣可以大大降低鍋爐和發(fā)電產(chǎn)生的CO2排放量。例如，采用水煤漿氣化技術(shù)的煤制天然氣項目，生產(chǎn)規(guī)模為年產(chǎn)天然氣16億立方米，利用富余的低壓蒸汽發(fā)電，年發(fā)電4.8億千瓦時，相當(dāng)于減少CO2排放45.12萬噸；該項目甲烷化副產(chǎn)9.8MPa蒸汽542噸/時，年減排CO2達(dá)138萬噸。

另外，煤制天然氣可以大規(guī)模管道輸送，節(jié)能、環(huán)保、安全，輸送費用低。而甲醇、二甲醚（加壓液化）、油品都是易燃易爆的液體產(chǎn)品，運輸難度大、費用高，運輸安全值得關(guān)注。因此，從產(chǎn)品輸送方面來看，煤制天然氣更具優(yōu)勢。

從長遠(yuǎn)來看，天然氣價格逐步上漲的趨勢是確定的，因此煤制天然氣項目經(jīng)濟(jì)效益的前景是光明的。

3.煤制天然氣的價格競爭優(yōu)勢

據(jù)美國大平原公司的經(jīng)驗介紹，煤制天然氣規(guī)模只要在20億立方米/年以上，1立方米天然氣的煤炭消耗可控制在4千克以內(nèi)。未來幾年如果進(jìn)口天然氣到達(dá)中國口岸的價格維持在2元/立方米，用于生產(chǎn)天然氣的煤炭價格不超過300元/噸，或者進(jìn)口天然氣到達(dá)中國口岸的價格攀升至2.5元/立方米，用于生產(chǎn)天然氣的煤炭價格不超過370元/噸，煤制天然氣就能與進(jìn)口天然氣競爭。

目前，在山西、陜西、甘肅、寧夏、山東、河南、貴州、四川及東北地區(qū)等大多數(shù)產(chǎn)煤省區(qū)，煤炭出礦價都超過300元/噸。按照上述比價關(guān)系，在這些地方建設(shè)煤制天然氣項目風(fēng)險較大。但在內(nèi)蒙古東部及新疆地區(qū)，煤制天然氣項目的競爭優(yōu)勢較為明顯。

與DMTO（煤制烯烴技術(shù)）不同，由于天然氣可以通過管道方便快捷地長距離輸送，使得項目選址的范圍擴(kuò)大。這一優(yōu)勢決定了煤制天然氣項目可以建設(shè)在DMTO項目無法涉足的內(nèi)蒙古東部、新疆等交通運輸不便，但煤炭儲量豐富、價格低廉的偏遠(yuǎn)地區(qū)。

目前，這些地區(qū)的煤炭價格普遍未超過300元/噸，儲量豐富的劣質(zhì)煤（褐煤）的價格更低至130~170元/噸。在這些地區(qū)的褐煤礦區(qū)建設(shè)大型煤制天然氣項目，其生產(chǎn)成本只有0.87~1.13元/立方米，不僅與進(jìn)口天然氣相比有較強(qiáng)的競爭優(yōu)勢，即便與調(diào)價后的國產(chǎn)陸上天然氣相比，價格也很接近。如果再算上煤制天然氣熱值普遍高于普通天然氣15%以上，以及生產(chǎn)天然氣過程回收的焦油、石腦油、酚、硫黃等副產(chǎn)品帶來的收益，則在這些地區(qū)建設(shè)煤制天然氣項目，其收益更高，產(chǎn)品競爭力更強(qiáng)。

4.煤制天然氣的經(jīng)濟(jì)規(guī)模

2020年前中國將形成以國產(chǎn)氣為主、進(jìn)口氣為輔的多氣源資源保障體系，煤層氣、煤制氣將成為重要的補(bǔ)充氣源。目前，我國煤制天然氣的價格不到1元/立方米，相對而言，具有明顯的成本優(yōu)勢。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，預(yù)計2015年我國將形成200億立方米/年的煤制天然氣產(chǎn)能，占消費量的10%左右。

而從國家宏觀經(jīng)濟(jì)政策來看，國家鼓勵煤化工產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，尤其是鼓勵以煤為原料發(fā)展石油替代產(chǎn)品，以減輕石油進(jìn)口的壓力，保障國家的能源安全。一般煤制天然氣單系列的經(jīng)濟(jì)規(guī)模在8億～10億立方米/年，相當(dāng)于125萬～160萬噸/年甲醇當(dāng)量規(guī)模，完全符合國家產(chǎn)業(yè)政策的相關(guān)規(guī)定。而有關(guān)示范工程的建設(shè)，將為我國“十二五”及更長時期石油替代產(chǎn)業(yè)發(fā)展奠定基礎(chǔ)。

二、國外煤制天然氣技術(shù)開發(fā)與應(yīng)用進(jìn)展

煤制天然氣作為液化石油氣和天然氣的替代和補(bǔ)充，既實現(xiàn)了清潔能源生產(chǎn)的新途徑，優(yōu)化了煤炭深加工產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)，豐富了煤化工產(chǎn)品鏈，又具有能源利用率高的特點，符合國內(nèi)外煤炭加工利用的發(fā)展方向。

煤制天然氣工藝和催化劑的研究始于20世紀(jì)70年代，其工藝可分為煤氣化轉(zhuǎn)化技術(shù)和直接合成天然氣技術(shù)。

用焦?fàn)t氣或煤氣化合成氣生產(chǎn)替代天然氣近來受到廣泛關(guān)注，多家國外公司的煤制甲烷化技術(shù)也紛紛推出。

煤氣化轉(zhuǎn)化技術(shù)是以煤炭為原料，經(jīng)氣化、凈化、變換以后，在催化劑的作用下發(fā)生甲烷化反應(yīng)，從技術(shù)上劃分可分為傳統(tǒng)的兩步法甲烷化工藝和一步法甲烷化工藝 （將氣體轉(zhuǎn)換單元和甲烷化單元合并為一個單元）。兩步法典型代表主要有魯齊技術(shù)、托普索技術(shù)和戴維技術(shù)，國內(nèi)的中科院物化所和新奧集團(tuán)已進(jìn)行工業(yè)中試。一 步法典型代表主要有HICOM工藝，Comflux工藝和液相甲烷化工藝。

直接合成天然氣技術(shù)是將煤氣化和甲烷化合并為一個單元直接由煤生產(chǎn)富甲烷氣體，分為加氫氣化工藝和催化氣化工藝。典型代表為美國巨點能源公司的藍(lán)氣技術(shù)。

比較而言，直接合成天然氣技術(shù)不需要空分裝置，但催化劑分離困難，且容易失活；煤氣化轉(zhuǎn)化技術(shù)雖然需要設(shè)備較多，但技術(shù)非常成熟，甲烷轉(zhuǎn)化率高，技術(shù)復(fù)雜度略低，因此應(yīng)用更加廣泛，是煤制天然氣中的主流工藝，主要采用固定床反應(yīng)器和鎳系催化劑。

迄今世界上唯一的規(guī)模化煤制天然氣的工廠——美國大平原煤制天然氣廠是采用魯齊技術(shù)，以褐煤為原料建成的，擁有16億Nm3/a的產(chǎn)能，使用莊信萬豐公司的CRG催化劑和巴斯夫公司的HI系催化劑。

美國大平原公司是目前世界上惟一的一家煤制天然氣商業(yè)運行工廠，投產(chǎn)于上世紀(jì)80年代，已經(jīng)成功運營了20多年，近年來隨著油價的攀升效益特別好。

三、國內(nèi)合成天然氣甲烷化技術(shù)進(jìn)展

據(jù)介紹，煤經(jīng)過氣化、變換、凈化、甲烷化、干燥等過程即得到替代天然氣。所謂甲烷化就是CO和CO2加氫生成甲烷，它是一個強(qiáng)放熱的可逆反應(yīng)，反應(yīng)一旦開始即迅速達(dá)到平衡。亦即是指合成氣中CO、CO2和H2在一定溫度、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。甲烷化催化劑制備技術(shù)作為煤制天然氣最核心的關(guān)鍵技術(shù)，掌握在巴斯夫、戴維、托普索、魯奇等國外幾家大公司手中。

我國一些科研機(jī)構(gòu)上世紀(jì)80年代至90年代展開了多項煤氣甲烷化增加熱值的研究開發(fā)工作。近年來，隨著國內(nèi)煤制天然氣項目在國內(nèi)的大量建設(shè)，國內(nèi)的甲烷化催化劑研制呈現(xiàn)出趕超國外的勢頭。

2012年2月21日，中科院大連化物所承擔(dān)的國家“863”項目合成氣甲烷化制天然氣通過了專家驗收。

2012年4月24日，大唐能源化工公司內(nèi)蒙古克什克騰旗煤制合成天然氣（SNG）項目中， 由大唐能源化工研究院自主研發(fā)的SNG催化劑1000小時壽命評價實驗取得成功，該公司實驗室規(guī)模催化劑研制技術(shù)順利過關(guān)，研發(fā)工作進(jìn)入中試放大生產(chǎn)階段。

四、我國煤制天然氣建設(shè)項目進(jìn)展

數(shù)據(jù)顯示，我國天然氣需求量年均增長率近16%，從2008年開始出現(xiàn)的供需緊張矛盾延續(xù)至今，每年的需求缺口達(dá)到200億立方米。國家能源局預(yù)測，到2020年，國內(nèi)天然氣需求缺口或?qū)⑼黄?00億立方米。

長期以來，“富煤、少氣、缺油”的資源條件決定了我國能源消費結(jié)構(gòu)只能以煤為主，鑒于環(huán)保壓力的日益加大，通過煤氣化轉(zhuǎn)化技術(shù)生產(chǎn)清潔能源天然氣成為一項 重要的戰(zhàn)略選擇，尤其是將一些低熱值褐煤、高硫煤或地處偏遠(yuǎn)地區(qū)運輸成本高的煤炭資源就地轉(zhuǎn)化成天然氣加以利用，將是一條很好的煤炭利用途徑。

從煤生產(chǎn)替代天然氣（SNG）是中國的能源格局中的重要組成部分，它可為國內(nèi)使用提供清潔燃燒的燃料，可方便地通過管道輸送。這將替代使用不太方便的燃料如煤或液化石油氣（LPG），并可為中國大中城市增大能源供應(yīng)安全性和實現(xiàn)減少空氣污染作出貢獻(xiàn)。

近年來，國內(nèi)天然氣的高速需求增長激發(fā)了各地投資建設(shè)煤制天然氣項目的熱情，為了加強(qiáng)對煤制天然氣產(chǎn)業(yè)的規(guī)范和引導(dǎo)，國家發(fā)改委于2010年6月出臺了《國家發(fā)展改革委關(guān)于規(guī)范煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展有關(guān)事項的通知》，該《通知》指出“煤制天然氣及配套項目由國家發(fā)展改革委統(tǒng)一核準(zhǔn)”。

我國各地建設(shè)和規(guī)劃的煤制天然氣項目如雨后春筍，規(guī)模少則15億立方米，多的可達(dá)80億立方米，其中40億立方米以上的項目較多。

據(jù)統(tǒng)計，截至2011年12月，我國煤制天然氣項目共計39個，總年產(chǎn)能已達(dá)1619.84億立方米。

另據(jù)筆者不完全統(tǒng)計，截至2012年11月已開工投產(chǎn)煤制天然氣項目3個，計達(dá)約140億立方米，建設(shè)和規(guī)劃的煤制天然氣項目達(dá)30多個，已投產(chǎn)及建設(shè)和規(guī)劃的煤制天然氣項目總能力約近2300億立方米/年。焦?fàn)t煤氣制天然氣項目約為15億立方米/年。

1.煤制天然氣項目

2014年9月23日新奧能源控股份有限公司與福建省永春縣正式簽署戰(zhàn)略合作框架協(xié)議，雙方將在清潔能源、煤制天然氣、文化健康旅游等領(lǐng)域開展合作，其中，僅煤制天然氣項目一期投資就達(dá)60億元。泉州市領(lǐng)導(dǎo)及永春縣領(lǐng)導(dǎo)見證簽約。

按照此次簽署的戰(zhàn)略合作框架協(xié)議，在煤制天然氣方面，雙方將利用當(dāng)?shù)氐拿禾抠Y源和新奧集團(tuán)的煤制天然氣技術(shù)開展合作，共同致力于煤炭的清潔化利用，同時， 該集團(tuán)擬投資60億元，形成13億方/年的煤制氣生產(chǎn)能力，屆時將為泉州市乃至福建省提供更加穩(wěn)定的清潔能源保障。

此外，新奧集團(tuán)將全面啟動“管道氣進(jìn)入永春”的天然氣利用工程。永春縣將利用新奧集團(tuán)的“泛能網(wǎng)”技術(shù)，為廣大客戶提供清潔能源綜合解決方案，提高永春縣清潔能源的使用效率和利用水平，促進(jìn)企業(yè)轉(zhuǎn)型升級，為永春縣的經(jīng)濟(jì)發(fā)展和環(huán)境保護(hù)提供穩(wěn)定的清潔能源保障。

新奧集團(tuán)股份有限公司創(chuàng)建于1989年，是一家以清潔能源開發(fā)利用為主要事業(yè)領(lǐng)域的綜合性企業(yè)集團(tuán)，構(gòu)建了新奧能源、能源工程、太陽能源、智能能源、文化健康旅游等相關(guān)多元產(chǎn)業(yè)。

2.焦?fàn)t煤氣制天然氣項目

據(jù)了解，焦?fàn)t氣的應(yīng)用方法有多種，如直接燃燒、發(fā)電、制尿素、制甲醇、制天然氣、煉鋼等。但通過技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析，焦?fàn)t氣制SNG經(jīng)濟(jì)效益最佳。一套100萬噸/年的焦化裝置副產(chǎn)的焦?fàn)t氣甲烷化后制SNG，可年生產(chǎn)1億標(biāo)準(zhǔn)立方米的壓縮天然氣。全國焦化企業(yè)每年排放的焦?fàn)t氣約200億立方米，其熱值超過西氣東輸一期工程的天然氣總熱值。

我國是目前世界最大的焦炭生產(chǎn)、消費和出口國，焦炭年產(chǎn)能超過3.6億噸，占全球總產(chǎn)量的60%以上。全國有各類焦化企業(yè)2000多家，其中2/3為獨立的焦化企業(yè)，每年副產(chǎn)焦?fàn)t氣891億立方米，除回爐加熱自用、民用和生產(chǎn)合成氨或甲醇外，每年排放的焦?fàn)t氣約200億立方米，既污染環(huán)境，又造成能源的巨大浪費。我國每年若回收200億立方米焦?fàn)t氣，可得到70億～80億立方米壓縮天然氣，相當(dāng)于520萬～590萬噸汽油。

在焦?fàn)t煤氣制合成天然氣方面，截至2012年6月，至少已有約10個項目在實施之中，總能力約達(dá)15億立方米/年。表2列出我國典型的焦?fàn)t煤氣制合成天然氣項目。

五、煤制天然氣項目的考慮因素

煤制天然氣將成為我國天然氣市場的重要補(bǔ)充，天然氣價格改革的推進(jìn)也將使其更具市場競爭力。但目前來看，管線建設(shè)和未來天然氣市場的潛在過剩，都將是影響其發(fā)展前景的不確定因素。

煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)性要考慮多方面的因素。在當(dāng)前的能源結(jié)構(gòu)和價格水平前提下，要考慮項目所在地的煤炭資源、水資源以及其他原材料是否豐富、價格是否合 理；要考慮當(dāng)?shù)厥欠裼刑烊粴猱a(chǎn)品市場或是否能進(jìn)入長輸天然氣管網(wǎng)進(jìn)行輸送，輸送價格是多少。并不是所有的地方都適合開展煤制天然氣項目。如果不把上述因素 都考慮周全就盲目上馬新項目是不可取的。煤制天然氣項目要做好可行性研究報告，認(rèn)真分析。

目前發(fā)展煤制天然氣面臨三大風(fēng)險。第一，由于我國煤炭資源分布不均，目前我國擬建的煤制天然氣項目大多位于環(huán)境脆弱地區(qū)，項目面臨較大環(huán)保壓力。第二，如 何實現(xiàn)輸送及開發(fā)目標(biāo)客戶是煤制天然氣項目面臨的難題。常規(guī)的天然氣利用流程是天然氣經(jīng)礦場集中輸送、處理后由管道輸送至消費地，經(jīng)調(diào)壓配氣后輸送至工業(yè) 和民用客戶。與傳統(tǒng)天然氣的開發(fā)和利用相比，煤制天然氣屬新興產(chǎn)業(yè)，生產(chǎn)出來的合成天然氣如何輸送至目標(biāo)地區(qū)是產(chǎn)業(yè)面臨的瓶頸。從各種運輸方式的經(jīng)濟(jì)性考 慮，密閉的管道無疑是煤制天然氣運輸?shù)氖走x，但管道建設(shè)的龐大投資也是不得不考慮的風(fēng)險因素。同時，終端用戶的開發(fā)也是項目面臨的風(fēng)險之一。第三，煤炭價 格和天然氣價格的變動也是煤制天然氣項目面臨的潛在風(fēng)險。

因此，國內(nèi)發(fā)展煤制天然氣應(yīng)注意以下幾點。第一，在科學(xué)、有序、合理規(guī)劃的基礎(chǔ)上發(fā)展。盡管煤制天然氣與煤制油、煤制烯烴等其他新型煤化工產(chǎn)業(yè)相比具有一 定競爭優(yōu)勢，同時也能在一定程度上緩解天然氣供需矛盾，但基于我國煤炭資源的分布情況，煤制天然氣的規(guī)劃和布局必須在科學(xué)、有序、合理的基礎(chǔ)上進(jìn)行，同時 要避免以上項目為由圈占資源、一哄而上的局面。第二，有效利用現(xiàn)有天然氣管網(wǎng)，突破煤制天然氣輸送和終端用戶開發(fā)的瓶頸。目前我國的天然氣管網(wǎng)主要集中在 中國石油和中國石化手中，煤制天然氣如能通過管道就近輸入現(xiàn)有天然氣管網(wǎng)，就能解決天然氣輸送和終端用戶開發(fā)的難題。由于煤制天然氣項目建設(shè)單位隸屬于不 同的行業(yè)，這就需要在國家層面上統(tǒng)一協(xié)調(diào)。第三，實現(xiàn)煤制天然氣和其他多種煤化工產(chǎn)品的聯(lián)產(chǎn)，增加項目的抗風(fēng)險能力。如能實現(xiàn)煤制天然氣與煤制甲醇、煤制 烯烴、煤制合成氨等多種煤基產(chǎn)品的聯(lián)產(chǎn)，就能實現(xiàn)多種煤基產(chǎn)品的優(yōu)勢互補(bǔ)，有效提高煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)效益和整體抗風(fēng)險能力。

當(dāng)前，我國面臨天然氣供需缺口加大、資源開發(fā)難度大、儲采比較低以及進(jìn)口天然氣的價格偏高等問題，必須發(fā)展多元化的天然氣供應(yīng)來源以滿足國內(nèi)的天然氣消費 需求。適度發(fā)展煤制合成天然氣項目，形成一定規(guī)模的煤制天然氣供應(yīng)將是解決問題的一個有效途徑。另外，煤制天然氣并不僅僅起到拓寬天然氣來源作用，發(fā)展它 在某種程度上更出于戰(zhàn)略上的考慮。統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，預(yù)計2015年我國將形成200億立方米/年的煤制天然氣產(chǎn)能，占消費量的10%左右。通過實現(xiàn)煤制天然氣項目示范和商業(yè)化運行，可為國內(nèi)市場提供相對廉價而可靠的天然氣供應(yīng)來源，也將有利于提升我國進(jìn)口天然氣時在國際市場的議價能力。

作為一個新興產(chǎn)業(yè)，我國煤制天然氣還處在起步階段。目前中國尚未建成一個煤制天然氣工業(yè)化示范項目，且煤制天然氣技術(shù)本身還存在二氧化碳排放量大、裝置操作條件苛刻、國內(nèi)尚沒有掌握大型合成氣甲烷化工藝等問題。但從美國大平原公司20多年煤制天然氣商業(yè)化運作的成功經(jīng)驗來看，上述問題均可得到合理解決。

六、上馬煤制天然氣的“四同步”原則

為緩解天然氣資源緊張狀況，我國已將煤制天然氣的發(fā)展納入國家層面進(jìn)行規(guī)劃和鼓勵。由于煤制天然氣項目是一個十分龐大的系統(tǒng)工程，涉及的因素遠(yuǎn)比其他化工項目更多、更復(fù)雜。因此，上煤制天然氣項目必須全面考慮，做到“四個同步”。

一是主體裝置與管網(wǎng)建設(shè)同步。煤制天然氣項目因耗煤量大，廠址一般選在煤炭富集地區(qū)。但天然氣的目標(biāo)市場往往在中心城市，需要從裝置現(xiàn)場鋪設(shè)較長管網(wǎng)至目 標(biāo)市場。因此，煤制天然氣項目能否如期投產(chǎn)，不僅取決于主體裝置的建成時間，還取決于管網(wǎng)建設(shè)能否與主體裝置同步建成。主體裝置建設(shè)周期相對比較好控制， 但管網(wǎng)建設(shè)涉及的因素太多，控制的難度比較大。比如，鋪設(shè)一條數(shù)百千米的管網(wǎng)，往往要涉及到征地、文物保護(hù)、青苗補(bǔ)償?shù)戎T多因素，在進(jìn)度上難以準(zhǔn)確把控。 因此，煤制氣項目在建設(shè)之初就必須考慮管網(wǎng)建設(shè)。

二是項目建設(shè)與環(huán)保設(shè)施同步。煤制天然氣項目廢水處理“零排放”是一個技術(shù)難題。我國在建和擬建的煤制天然氣項目多采用劣質(zhì)褐煤為原料，氣化工藝上采用碎 煤加壓氣化技術(shù)，這種技術(shù)雖然是一種較為理想的褐煤氣化方案，但因廢水污染物濃度高、成分復(fù)雜、廢水?dāng)?shù)量大，實現(xiàn)“零排放”難度很大。因此，企業(yè)在開展煤 制天然氣項目建設(shè)之前，就應(yīng)該與項目同時論證廢水處理方案，并同時設(shè)計，同時開工建設(shè)。否則，如果廢水處理不達(dá)標(biāo)，項目即便建成了，也將無法投入生產(chǎn)。

三是主營產(chǎn)品與產(chǎn)品調(diào)峰同步。煤制天然氣項目與其他化工項目的最大區(qū)別在于，其生產(chǎn)的產(chǎn)品是氣態(tài)，無法儲存，而市場對天然氣的需求卻有峰、谷之分。以北京為例，北京天然氣市場的高峰日與低谷日之比達(dá)到12.2∶1，高峰月與低谷月之比也達(dá)到7.2∶1。對煤制天然氣項目而言，建成后能否實現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，調(diào)峰是一個關(guān)鍵環(huán)節(jié)。因此，在考慮煤制天然氣項目時，還必須將調(diào)峰方案考慮其中，否則等項目建成了再來考慮這個問題，除了調(diào)峰項目在立項、審批等一系列環(huán)節(jié)會遇到麻煩外，還會嚴(yán)重影響項目的經(jīng)濟(jì)效益。

四是生產(chǎn)準(zhǔn)備與市場營銷同步。目前我國天然氣市場相對緊俏，就全國而言市場缺口很大，為煤制天然氣企業(yè)提供了廣闊的市場空間。但就某一個企業(yè)面對的目標(biāo)市 場而言，卻需要具體問題具體分析，很可能該企業(yè)目標(biāo)市場需求量不足以消化項目產(chǎn)能，而且需求增長的幅度和過程也是緩慢的。因此，煤制天然氣企業(yè)必須充分了 解目標(biāo)市場，在項目開工之前就與需求方落實好產(chǎn)品供應(yīng)合同和市場價格，盡可能使市場需求與設(shè)計的規(guī)模相匹配，最好與中石油、中石化等大企業(yè)進(jìn)行合作，實現(xiàn) 雙贏。

七、煤制天然氣項目制約因素

我國天然氣需求的增加導(dǎo)致供需矛盾突出，對外依存度不斷增大，利用豐富的煤資源生產(chǎn)天然氣，技術(shù)路線成熟且經(jīng)濟(jì)可行，但也受到諸多因素的制約，如定價及運 輸、碳排放和水資源等。若煤制天然氣項目在多種條件具備的地區(qū)適度發(fā)展，在國家能源規(guī)劃下統(tǒng)籌規(guī)劃，將會對優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，保障國家能源安全都具有重要意 義。

1.天然氣價格及運輸

煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)效益除受制于煤價外，還受到天然氣定價和管網(wǎng)運輸成本的制約。目前，我國只在廣東、廣西開展天然氣價格形成機(jī)制改革試點，將放開非常 規(guī)天然氣出廠價格，實行市場調(diào)節(jié)；煤制天然氣項目的管網(wǎng)運輸受制于中石油（除非自建管道），如何并網(wǎng)及確定入網(wǎng)價將直接影響項目的可行性。

2. CO2排放

采用魯奇爐氣化技術(shù)的煤制天然氣項目的CO2排放量為4.3t/k m3天然氣（含工藝和公用工程），單位熱值CO2排放量低于其他煤化工項目CO2排放量（如煤制甲醇、煤制二甲醚、間接煤制油），但在整個化工行業(yè)水平中仍屬于CO2高排放項目，如何進(jìn)行CO2捕獲、利用與封存在低碳經(jīng)濟(jì)環(huán)境下將逐漸成為關(guān)注的重點。

3.水資源

一個典型的煤制天然氣項目耗水量約為7t/km3天然氣，因此，煤制天然氣項目應(yīng)在水資源相對豐富的地區(qū)建設(shè)，各地需要統(tǒng)籌規(guī)劃，并進(jìn)行合理的水處理和回用，盡量降低項目的水耗，緩解水資源供應(yīng)的壓力。

八、煤制天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電設(shè)計模式

據(jù)統(tǒng)計，煤制天然氣裝置的年利用小時數(shù)為8000小時，而常規(guī)燃煤火力發(fā)電設(shè)備的年利用小時數(shù)為4500～5500小時。因此，如果采用煤制天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電設(shè)計，煤制天然氣裝置每年有近3000小 時可用于發(fā)電，起到調(diào)峰的作用。煤制天然氣與發(fā)電聯(lián)產(chǎn)，其運行模式是：在冬季用氣高峰時提高天然氣產(chǎn)氣比例，在夏季用電高峰時則可提高發(fā)電量比例。這樣可 以補(bǔ)充管網(wǎng)氣的不足（通過煤制天然氣）或消化管網(wǎng)內(nèi)的過剩氣源（通過利用天然氣進(jìn)行發(fā)電），起到穩(wěn)定管網(wǎng)壓力等調(diào)節(jié)功能。這樣也能充分利用裝置，優(yōu)化利用 能量，從而提高項目的適應(yīng)性，降低風(fēng)險。

有關(guān)這種模式的經(jīng)濟(jì)性：年產(chǎn)10億立方米煤制天然氣項目如果配套1臺F級燃?xì)?mdash;蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置，當(dāng)煤價在650元/噸以下時都有經(jīng)濟(jì)性。

煤制天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電還有利于進(jìn)行二氧化碳捕集。以兩臺3000噸/天的氣化爐規(guī)模計，年可捕集二氧化碳392萬噸。

如果通過優(yōu)化建設(shè)方案，煤制天然氣工廠還可以通過調(diào)節(jié)生產(chǎn)天然氣和生產(chǎn)甲醇、氨、油品等化工產(chǎn)品，成為解決城市天然氣調(diào)峰問題的有效手段。

九、煤制天然氣項目的潛在風(fēng)險

有關(guān)《煤炭深加工示范項目規(guī)劃》發(fā)布后，各地再度掀起了新型煤化工建設(shè)熱潮。其中，尤以煤制天然氣項目最多。但在眾多投資者及地方政府為獲得項目批條大肆描繪煤制天然氣項目美好前景的同時，煤制天然氣項目的潛在風(fēng)險正在增加。

煤制天然氣至少存在三大風(fēng)險：一是項目投資大，經(jīng)濟(jì)效益難樂觀。由于煤制天然氣目前只有美國大平原一個工業(yè)化示范項目，甲烷化反應(yīng)器及催化劑主要被魯奇、 戴維、托普索等外國公司掌控。國內(nèi)科研院所雖也開發(fā)出具有自主知識產(chǎn)權(quán)的甲烷化反應(yīng)器及催化劑，但并未經(jīng)過工業(yè)化驗證。為確保項目一次成功，不少項目均擬 采用國外技術(shù)和設(shè)備，需支付高昂的專利許可費用與設(shè)備采購費用。加之國內(nèi)尚無工業(yè)化裝置及相關(guān)管理與運行經(jīng)驗可供借鑒，項目的施工、試車、運行等工作都需 要不斷摸索和總結(jié)，項目按期達(dá)產(chǎn)達(dá)標(biāo)面臨較多不確定性。更為嚴(yán)峻的是：我國天然氣輸送管道經(jīng)營權(quán)高度壟斷，加之煤制天然氣項目大多又遠(yuǎn)離天然氣主要消費市 場，企業(yè)需自建天然氣輸送管網(wǎng)道。某個已打通全流程的煤制天然氣項目，由于需修建長途輸氣管道，使得規(guī)劃總投資257.1億元的項目實際投資額超過300億元。由于財務(wù)費用和折舊費用過高，按照目前的天然氣價格計算，即便該項目按計劃達(dá)產(chǎn)，也很難盈利。

二是面臨較大的安全風(fēng)險。甲烷化過程是強(qiáng)放熱、快速自平衡的反應(yīng)。實現(xiàn)精準(zhǔn)的溫度控制和熱量轉(zhuǎn)移，是確保裝置安全運行和高甲烷化收率的關(guān)鍵。這對員工的技 術(shù)水平、職業(yè)素養(yǎng)、自動化控制水平，尤其溫度、壓力的精準(zhǔn)控制都有非常高的要求。任何一個環(huán)節(jié)出現(xiàn)差錯，都可能引發(fā)惡性爆炸事故。對于習(xí)慣粗放式管理的企 業(yè)來說，煤制天然氣項目面將臨較大的安全風(fēng)險。

三是市場前景難以預(yù)料。雖然目前中國天然氣缺口巨大，且隨著工業(yè)及居民用氣量的增加，我國天然氣供需缺口仍將繼續(xù)擴(kuò)大。但美國頁巖氣開發(fā)的經(jīng)驗表明：只要政策到位、競爭機(jī)制形成、關(guān)鍵技術(shù)取得突破，頁巖氣規(guī)模化開發(fā)并非難事，其產(chǎn)量會呈幾何級迅猛增長。2005年，美國頁巖氣產(chǎn)量只有196億立方米，6年后的2011年已攀升至1720億立方米，年增均長130%。 頁巖氣規(guī)?；_發(fā)的成功，使美國天然氣價格迅速下跌。雖然中國頁巖氣開發(fā)工作才剛剛起步，但不排除快速發(fā)展的可能。一旦中國頁巖氣實現(xiàn)規(guī)模化開發(fā)，或者國 際市場因頁巖氣產(chǎn)量驟增導(dǎo)致天然氣供大于求，價格急挫，那么投資巨大的國內(nèi)煤制天然氣項目，無疑會承受巨大沖擊，甚至面臨虧損的厄運。排碳問題同樣會增加 煤制天然氣的投資風(fēng)險。一個20億立方米的煤制天然氣項目，年排放的二氧化碳近600萬噸，若建設(shè) 二氧化碳捕集與封存裝置，無疑會大幅增加項目投資。若對二氧化碳凈化后用做化工生產(chǎn)的原料，可供企業(yè)選擇的先進(jìn)、成熟、產(chǎn)品需求量大的技術(shù)又不多。隨著環(huán) 保法規(guī)的日益嚴(yán)格，尤其中國碳減排壓力的增大，征收碳稅在所難免，且稅率會逐漸提高。屆時，煤制天然氣項目很可能要么繳納高昂的碳稅，減弱其利潤和競爭 力；要么達(dá)不到環(huán)保要求被迫停產(chǎn)歇業(yè)。

總體上來說，我國頁巖氣開發(fā)工作才剛剛起步，10年內(nèi)國內(nèi)天然氣市場供不應(yīng)求的格局難以改變，煤制天然氣項目15年之內(nèi)不會因市場變化而降低盈利能力，但眾多項目的政策風(fēng)險同樣存在。

因此建議：在未獲得國家發(fā)改委批準(zhǔn)或取得“路條”的情況下，企業(yè)務(wù)必謹(jǐn)慎上馬煤制天然氣項目。即便要上項目，也應(yīng)充分論證項目可行性與不可行性。最好在內(nèi) 蒙古中東部或新疆伊犁、準(zhǔn)東等煤炭資源豐富、價格相對較低，又便于與西氣東送管網(wǎng)連接的地區(qū)適當(dāng)布局。從長遠(yuǎn)來看，天然氣價格逐步上漲的趨勢是確定的，因 此煤制天然氣項目經(jīng)濟(jì)效益的前景是光明的。 如果要上項目，應(yīng)充分論證項目可行性與不可行性。最好在內(nèi)蒙古中東部或新疆伊犁、準(zhǔn)東等煤炭資源豐富、價格相對較低，又便于與西氣東送管網(wǎng)連接的地區(qū)適當(dāng)布局。  來源：搜狐新聞