煤制气发展现状与前景分析

由庆华集团投资建设的新疆庆华55 亿标方/年煤制天然气项目，建设地点为新疆伊犁州伊宁县伊东工业园区。 项目设计利用新疆伊犁地区煤炭资源为原料和燃料，通过新疆伊宁-霍尔果斯输气管道，进入西气东输三线送至沿海市场。 新疆庆华煤制天然气项目 2012 年 7 月 11 日正式获得国家发改委核准，2013年 6 月， 装置投料试车； 2013 年 8 月 20 日，装置一期工程竣工并打通工艺流程。

3.2.4 内蒙古汇能煤制天然气项目进展

由内蒙古汇能煤电集团有限公司投资建设的 16 亿标方/年煤制天然气项目， 建设地点为内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗纳林陶亥镇。内蒙古汇能煤制天然气项 目设计利用鄂尔多斯当地煤炭资源为原料，配套建设 LNG 装置生产 LNG 送至目标市场。 2009 年 12 月 8 日，内蒙古汇能煤制天然气项目正式获得国家发改委核准； 2010 年 4 月 21 日，项目正式开工建设。目前，该项目正在主体装置的主体设备安装，预计 2014 年投产。 3.2.5 其他项目进展

山东新汶伊犁项目、新蒙能源鄂尔多斯项目、中海油大同项目、中电投霍城项目、 国电兴安盟项目、 中石化牵头的新疆准东煤制天然气示范项目等正在积极 推进。 4 我国煤制天然气发展前景分析

4.1 发展煤制天然气是我国资源特点和可持续发展的需要基于我国“富煤、少油、贫气”的资源特点，煤炭在我国能源结构中的主导地位较长一段时间内不会改变， 日趋渐长的煤炭价格及煤炭运输费用促使人们寻 找煤炭利用和传输的新途径，日益严格的环保要求促使人们寻找煤炭利用中减少 对环境的危害的新方式，持续增加的天然气需求促使人们寻找天然气供应新渠道， 这些使得通过煤炭洁净转化为天然气成为一项重要的战略选择，成为我国优化能源结构和保障能源安全的重要手段 煤制天然气是低阶煤利用的一种有效方式。

一般来讲，2.3 吨标煤生产 1000 Nm3天然气，分析表明，低阶煤生产天然气成本相对较低。我国煤炭资源中 50% 以上属于低阶煤， 《中国的能源政策（2012） 》白皮书也鼓励建设低热值煤炭清洁利用和加工转化项目，因此从资源、政策和经济性上讲，采用低阶煤生产天然气 是低阶煤利用的一种有效方式。 从运输上讲， 天然气的运输成本低于煤炭运输成本。以 500 千米的输送费用 为例，天然气管道输送费用约为 165 元/kNm3 ，按照每kNm3 SNG相当于 3.22 吨煤的消耗（热值以 5000 大卡计）、价格按照朔黄铁路每吨公里 0.12 元运费计算，需要 193.2 元的运费，这还不包括铁路运输各种杂费以及每千公里 0.56% 标煤的运输损失。从这一点上讲， 将煤转换成天然气输送是可行的。因此，煤制天然气是偏远地区煤炭利用（转换成天然气再输送）的一种有效途径。 4.2 煤制天然气生产技术已趋成熟

煤制天然气生产技术已日趋成熟。美国大平原气化厂 20 多年的成功运行经 验证明了煤制天然气工艺路线是可行的。关键技术中空分、气化、变换、净化、 等国内外均有成功的设计和运行经验。从设备制造的角度来讲，目前我国基本具 备了大型关键设备的国产化条件， 只有合成气甲烷化技术及极少部分关键设备需要从国外引进， 并且国内已在甲烷化技术方面开展了重点研究并取得了阶段性成果， 即将具备工业化应用条件。 三废处理技术也在不断发展以满足当前环保要求。

4.3 煤制天然气项目具有一定经济竞争力

煤制天然气生产成本主要包含原煤成本、 投资的财务费用以及副产品产生的 效益。原料煤性质决定了气化炉的选型，而气化炉选型将影响原料煤的用量，也将影响各装置的规模及投资和运行费用，进而影响煤制天然气的成本。原料煤和 燃料费用所占煤制天然气生产成本比例约 60%左右， 是影响天然气生产成本的最 敏感因素，其次是折旧和修理费，所占比例约为 22%~30%，表明投资对生产成 本的影响也较大。

目前，西气东输一线天然气供气价格为 0.752 元/Nm3，陕京一、二线供气价 格为 0.911 元/Nm3，进口LNG完税价格为 2.88 元/ Nm3，中亚进口管道天然气完税价格为 2.78 元/ Nm3[16]。 从目前资料看， 煤制天然气价格高于国内矿产天然气， 但与中亚进口管道天然气和进口LNG相比， 则具有一定的竞争力。当然影响煤炭 价格、项目投资等因素较多，但一般情况下，趋势是相同的。 4.4 煤制天然气项目面临的问题

尽管国际上煤制天然气工厂已有多年运营经验， 但我国现阶段大规模建设煤 制天然气项目还有很多工作要做，需要进一步探讨。 4.4.1 关于工厂大型化问题

美国大平原工厂设计日产天然气125×106标准立方英尺（354×104Nm3/d），而我国在建或规划建设的工厂大多在 1200 Nm3/d（40 亿标方/年）或以上。工厂 大型化所带来的是单装置规模放大或装置数量增加、资源消耗量大、产品产量大、剩余物质多、新技术应用多，这些都给装置的建设与运行带来一定的不确定性。“量变引起质变” ，在大规模煤制天然气建设中要引起重视。规模放大就存在一定的风险，由于工厂大型化所引发的问题，比较复杂，有些是有利的，有些是不 利的，有些还有待于检验，还有些需要提出新的思路。工厂的大型化也给环境、 市场、资源都带来了很大的压力和挑战。 4.4.2 关于厂址选择及天然气管网建设问题

煤制天然气产业刚刚兴起， 生产的天然气如何输送到目标市场将会影响产业 发展。我国现有的天然气管网主要由中石油、中石化、中海油所有，煤制天然气如何入网，如何 定价和调峰还有待于解决。当然，煤制天然气工厂也可以自己建立区域网，但这种模式还要自己考虑调峰设施，如生产、储存 LNG 等。建议以

政府为主导，按市场规律统筹企业网络建设和运营，调峰设施统一考虑，这样可以降低社会成本。 厂址的选择需要考虑的因素固然很多，但资源容量（煤源和水源）、市场容 量（包括管网）和环境容量（包括剩余物质资源化）特别重要。按照每千立方米消耗 2.0~2.3 吨标煤、5.0~6.9 吨新鲜水计算，对于一个 40 亿标方/年的煤制天然气工厂，每年的煤炭用量、用水量都以千万吨计，产生的剩余物质以万吨计，生 产的天然气还要通过管网销售出去。因此，选择一个具有合适的资源容量、市场 容量和环境容量的煤制天然气厂址不会容易。 由此可以考虑在沿海地区利用进口煤炭建设煤制天然气工厂，韩国正在建设 的浦项光阳煤制天然气项目值得我们借鉴。 4.4.3 关于二氧化碳排放问题

煤制天然气工厂的产品SNG 属低碳能源，但是在生产过程中只有 1/3 的碳 （含锅炉用煤）进入了天然气产品，其余 2/3 的碳以CO 2 的形式排出工厂。一般 生产 1 Nm3的天然气约排出 4 kgCO2 , 对于一个 40 亿标方/年的煤制天然气工厂，每小时排放 2000 吨CO 2 ，这个数字是十分庞大的[17]。巨大的CO 2 排放要求企业在发展煤制天然气项目时需在中长期规划中考虑碳捕集、利用和封存（CCUS），否则一旦实施碳税，有可能增加额外成本，甚至打破赢利平衡。 5 结语

煤制天然气立足于我国能源结构特点，通过煤炭的高效和合理转化，生产清洁能源，是煤制清洁能源有效的利用方式，符合国家产业政策。煤制天然气技术 上是可行的，与部分进口管道天然气和 LNG 相比，具有一定竞争力。煤制天然 气是我国低阶煤清洁利用的一种有效方式，也是我国偏远地区煤炭利用的一种有 效途径。在综合考虑资源承载、能源消耗、环境容量、技术经济性、天然气管网、区域市场容量等配套条件下和示范工程经验的基础上， 合理布局煤制天然气气源点，发展煤制天然气产业，作为天然气能源的重要补充，多渠道、多方式地扩大 天然气资源供给，对优化我国整体能源结构及保障我国能源安全具有重要意义。