宋鵬飛（中海石油氣電集團技術研發中心）

摘 要：“雙碳”目標對煤制天然氣產業提出了更高的降碳和環保要求，高碳排放限制了產業未來的發展潛力，迫切需要解決碳排放問題。通過科技創新并與其他低碳或零碳能源融合發展有望實現低碳化轉型。通過分別分析煤制天然氣與 LNG（液化天然氣）產業、可再生能源的協同發展模式，認為煤制天然氣與 LNG 產業在資源、市場、價格對沖、調峰等方面能夠實現很好的協同和互補效應；煤制天然氣通過技術升級與流程低碳化改造可以實現與可再生能源的融合發展，獲得新的市場發展機遇。最后，針對煤制天然氣產業的未來發展方向及技術應用提出了建議。

關鍵詞：煤制天然氣；LNG；可再生能源；甲烷化；氫能

 引言

       中國煤炭資源豐富，截至 2020 年煤炭儲量為 1 431.97×10⁸ t，占全球總量的 13.3%，位居全球第四，占全國化石能源總儲量 95.6%，屬于絕對主體^［1-2］。 中國的資源稟賦特征和經濟發展階段決定了煤炭是當前乃至今后相當長一段時期的主體能源^［3］。近年來中國通過供給側改革，淘汰落后產能的引導，對鋼鐵、發電等領域進行了一系列的政策調整和關停，使煤炭在一次能源生產和消費占比逐年下降。截至2020 年底，煤炭占能源消費比例已經從 1980 年的72%下降至 57%左右。但煤炭的主體能源地位仍很穩固，2020年中國煤炭產量仍高達8 091×10⁸ t，位居全球第一，占全球總產量的50.7%；煤炭消費量達到了8227×10⁸ t，占全球消費總量的 54.3%^［2］。 可以說，從中長期發展來看，煤炭是保障能源安全和經濟高速發展的“壓艙石”和“穩定器”。

       煤炭不僅是用于燃燒的能源資源，還是化工原料的材料資源。煤炭消費中電煤占比最大，超過60%，煤化工占比約 5%。煤化工能夠把煤炭生成油品、天然氣、甲醇、醋酸、乙二醇、烯烴等多種產品，是石油化工的優良補充，廣泛應用于各領域^［4］。煤化工是增加煤炭產業附加值、實現高碳能源低碳化利用的重要力量，已成為發揮能源資源稟賦特長，支撐國家現代化的重要途徑和手段^［5］。中國是全球煤化工生產大國，已經走出了一條中國特色的能源與化工融合發展的清潔高效的工業化之路。可以確定的是，煤炭在中國化工領域短期內很難被完全替代，未來煤炭的清潔高效利用將是煤化工領域的重中之重。煤制天然氣是煤化工的重要組成，整體轉化效率（55%～60%）遠高于其他煤化工類型，而且水耗較低，是煤炭清潔化利用的重要方向之一。

1  “雙碳”背景下中國煤制天然氣 的發展預期

       煤制天然氣是把煤炭轉化為能量密度更高的天然氣的化工過程，即把煤經過氣化、除塵、變換、脫酸脫碳后，再通過甲烷化技術化學合成清潔的合成天然氣。典型的采用碎煤加壓氣化的煤制天然氣工藝流程見圖 1^［6］。煤制天然氣技術鏈中，最核心的技術是煤氣化和甲烷化，這兩項技術目前都已經打破國外技術壟斷，實現了完全國產化。

       煤制天然氣的主產品為天然氣，產品中 C2 及以上的烴類、硫化物、氧氣等經過凈化、甲烷化工序后基本被轉化或吸收，殘留微量的 CO₂ 和惰性氣體，組成與傳統天然氣類似（見下表 1），可以同輸同用，具有互換性，品質能夠滿足管輸氣國家一類天然氣標準。副產品有石腦油、焦油、粗酚、硫酸銨、硫磺等。

表 1 典型煤制天然氣項目設計產品組成

       從能源流通角度看，煤制天然氣能夠從一定程度上解決國內資源分布和能源消費市場不匹配這一矛盾。在煤炭資源豐富的西北地區發展煤制天然氣，用天然氣長輸管線送到全國消費市場，既開拓了清潔能源生產的新途徑，相比煤炭直接運輸又降低了流通成本，減少了運輸過程的能源消耗和污染排放。

       目前國內已投產的煤制天然氣項目共 4 個，設計總產能為 131×10⁸ m ³ /a，分別為大唐內蒙古克旗 40×10⁸ m ³ /a 項目、內蒙古匯能 16×10⁸ m ³ /a 項目、 新疆慶華 55×10⁸ m ³ /a 項目、新疆伊犁新天 20×10⁸m ³ /a 項目，其中前三個項目都只投產了一期工程，產能分別為 13.3×10⁸ m ³ /a、4×10⁸ m ³ /a、13.75×10⁸ m ³ /a，均為設計產能的三分之一，僅有伊犁新天項目一次性建成 20×10⁸ m ³ /a。自 2009 年以來，國家有關部門對煤制天然氣陸續出臺了一系列政策，經歷了由限制到適度發展的轉變，目前對煤制天然氣 的整體定位為“戰略技術儲備和產能儲備” ^［7-8］。從產能角度來看，2020 年中國煤制天然氣產量 47×10⁸ m ³，約占全國天然氣生產量的 2.5%，占比較小。從技術儲備角度來看，中國已基本掌握了包括煤氣化、變換、低溫甲醇洗、大型甲烷化等煤制天然氣全流程的關鍵核心技術，以及工廠設計、裝備制造、工程施工、生產運營等技術，關鍵設備的國產化制造，具備設計、建設和運營世界先進煤制天然氣工廠的能力。

       近年來國家能源局一直未批復新的示范項目，對煤制天然氣行業持謹慎規劃和管控的態度，形成了示范為主、有序發展的整體政策導向^［9-11］。在“雙碳”目標的大背景下，新能源和可再生能源對傳統能源的替代能力將顯著增強，來自資源、環境、安 全等多方因素的約束將更加強化^［12-13］。在這些因素博弈下，預計未來新建煤制天然氣項目將審批更加嚴格，如果不能解決碳排放問題，煤制天然氣產業 整體很難有大幅增長，新建項目的機會不多，但已獲批項目的二期有望會繼續得到支持。

       在“雙碳”戰略背景下，新要求、新挑戰的不斷涌現，使煤制天然氣產業的發展面臨更大的碳減 排壓力，但同時也為產業的綠色轉型和技術升級提供了寶貴機遇。煤制天然氣產業需在原料調整、過程強化、產品升級上加大探索，優化生產要素配置、能源梯級利用，把市場與新材料、新能源、新技術緊密融合，提高能效、降低資源消耗和污染排放，促進產業高端化、多元化、低碳化和高質量發展，走出適應“雙碳”目標的新發展路徑。未來具備成本優勢并且率先在碳中和領域布局的煤制天然氣項目仍將更具競爭力和生命力。“碳達峰、碳中和”會進一步倒逼煤制天然氣項目與 LNG（液化天然氣）產業、可再生能源等融合協同發展，進一步提高綜合利用效能，促進產業高端化、多元化、低碳化，實現綠色發展。

2 與 LNG 產業協同發展

       煤制天然氣可以與進口 LNG 形成良好的互補和協同效應，有利于對沖國際 LNG 價格波動，解決天然氣供求矛盾和儲備調峰，是天然氣供應格局中的關鍵環節。

2.1 煤制天然氣與國際 LNG 價格波動形成對沖機制

       以典型的新疆煤制天然氣項目為例，20×10⁸ m ³ /a 煤制天然氣建設投資約 120×10⁸ 元，天然氣產品的生產成本僅約 1.05～1.2 元/m ³，成本構成中以原料煤、燃料煤和折舊占比最大（見圖 2）。影響煤制天然氣項目收益率的因素包括建設投資、天然氣價格、煤炭價格和生產負荷等，影響程度從高到低依次：天然氣價格、生產負荷、建設投資、煤炭價格。國家石油天然氣管網集團有限公司（簡稱國家管網公司）成立后，天然氣長輸管道形成了互聯互通、統一調度的公共平臺，管輸成本更加透明、公平，使煤制天然氣能夠更加公平地參與市場銷售和 競爭，解開了束縛煤制天然氣項目外輸和市場開發的枷鎖。相對低價且價格波動相對平穩的煤制天然氣資源可以作為進口 LNG 價格波動的對沖工具。

       國際 LNG 價格波動受供需、地緣政治、大國博弈、市場情緒等復雜因素的影響，尤其是近年來在 新冠疫情、中美貿易的大力影響下出現了大幅度波動。尤其是我國 LNG 進口多以長期合同為主，交易價格與國際原油價格聯動，隨著國際油價的大幅震 蕩而劇烈波動。LNG 現貨交易價格低于甚至大大低于長協價格的現象周期性出現。這種情況出現時我國 LNG 進口企業會面臨巨大的經營壓力，為沖抵高成本只能進口更多的 LNG 現貨以攤薄成本。有必要建立應對國際 LNG 價格波動的高效機制，才能更好地抵御風險，實現穩健經營。除了通過國內外天然氣與原油期貨、期權合約作為金融對沖手段外，把低價、穩定的煤制天然氣作為企業天然氣資源池的 “底倉”，也是一種對沖 LNG 價格波動的可選方式。

2.2 協同開拓中西部市場

       LNG 接收站需要船舶接卸，主要分布在有良好航運條件的沿海省市，LNG 產品主要通過液態槽車運輸和天然氣管道的方式向內陸市場輻射。對于距離較遠的中西部地區，LNG 產品難以體現經濟性和競爭力。國家管網公司成立后，LNG 進口企業可以通過把沿海天然氣資源與內陸資源進行互換、購銷 煤制天然氣資源后通過管網銷售等方式在中西部獲取資源和市場。中國煤制天然氣主要集中新疆、內蒙古等西北地區，以新疆煤制天然氣項目為例，主要借助國家管網公司的西氣東輸二線管道實現產品外輸。西氣東輸二線干線長 4978 km，8 條支干線 總長 3726 km，設計輸氣能力達 300×10⁸ m ³ /a，西 起新疆霍爾果斯口岸，南至廣州，途經新疆、甘肅、 寧夏、陜西、河南、湖北、江西、湖南、廣東、廣西等 14 個省份，可以輻射覆蓋中西部、珠三角等用氣區域，形成“國內+海外”的多元化資源獲取格局。

2.3 協同資源調配與儲氣調峰

       受近年來“煤改氣”、供暖用戶增加、熱電聯產項目集中大規模投產等因素影響，北方地區用氣的季節峰谷差進一步拉大。以北京為例，冬夏峰谷差可達 3 倍。尤其是冬季保供時期，LNG 接收站需要 面臨巨大的資源調配與儲氣調峰挑戰。

       煤制天然氣屬于生產型氣源，生產負荷一般可以在 50%～100%范圍內調節，當冬季保供天然氣緊 缺時加大生產，在夏季需求低谷時減少生產，或聯產其他產品實現負荷調整，可以與下游用氣市場需求相匹配，提高了天然氣的儲氣和季節調峰功能。LNG 由于其長期合同中的“照付不議”條款，調配難度大，可以通過煤制天然氣進行綜合資源調配。據悉，國家有關部門已經將對煤制天然氣的研究視為天然氣儲備和調峰的前期研究工作。

3 與可再生能源協同發展

       煤制天然氣產業有高碳屬性，碳排放主要集中在煤炭開采和煤制天然氣兩個階段，碳排放量占煤 制氣產業全生命周期碳排放的 97%^［14-15］。其中煤制天然氣工序中碳排放來源主要是工藝排放和燃燒排放。工藝排放源自煤氣化爐中煤炭被氧化釋放熱量， 以及 CO 被氧化為 CO₂時產生 H₂的過程。在低溫甲醇洗工段會把大部分的 CO₂ 吸附并脫除，從而排出高純度的 CO₂。煤炭燃燒的排放主要是為配套的熱電中心鍋爐供能，為全廠提供蒸汽驅動空分透平的高壓蒸汽和氣化用工藝蒸汽等，還要為全廠提供所需的電力。

       煤炭的氫/碳原子比為 0.2～1.0，而天然氣產品的氫碳原子比為 4.0，多出的碳原子都會以 CO₂ 的形式產生。一個年產量為 40×10⁸ m ³ /a 煤制天然氣工 程年用煤量約 970×10⁴ t，總帶入碳的約 36%進入天 然氣產品及粗酚、焦油等副產品，其余以 CO₂ 形成 排放，排放量約 1 700×10⁴ t ^［16-18］。煤制天然氣過程 整體富碳缺氫，如果有充足廉價的 H₂ 供給，無需變 換和脫碳，僅需要進行脫硫處理，在甲烷化工段把 CO、CO₂ 充分和 H₂ 反應，把碳盡量多的加氫轉化為 CH₄。這不僅能充分利用煤中的碳資源，還能省去 CO 變換單元和脫碳工序，大幅度提高產品生產量。 對于甲烷化工段來講，補氫甲烷化后反應負荷有所增加，但通過對工藝和設備進行調整，如調控循環比和汽氣比等手段，在技術上是可以實現的。這種構思最大的瓶頸在于大量廉價 H₂ 的獲取。根據甲烷化反應，1 molCO 需要消耗 3 molH₂，而每 1 molCO₂ 需要消耗 4 molH₂。

       如果非并網可再生能源電力能夠提供大量廉價的 H2，則對煤制天然氣整體工藝流程可以進行大幅度簡化和優化。相比于原工藝流程可以省去變換單元和脫碳工序，并把電解水過程中的 O₂ 替代一部分空分制氧，送入氣化爐用于氣化。在甲烷化工段把 CO、CO₂ 充分和 H₂ 反應，把碳盡量多的加氫轉化為甲烷產品，甚至可能實現“零碳”排放^［19-23］。傳統 煤制天然氣流程與可再生能源電力—氫—煤制天然氣的流程示意圖對比見圖 3。

圖 3 傳統煤制天然氣流程與可再生能源-氫-煤制天然氣的流程示意圖對比

     中國煤化工和可再生能源的集中分布重合度高，主要在“三北”地區，便于就近融合發展。通過可再生能源制取 H₂ 和 O₂ 與煤制天然氣產業結合 應用，有利于充分利用碳資源，把綠色能源轉化為 天然氣產品的化學能，并實現大宗 CO₂ 的資源化、 循環利用，給煤制天然氣帶來綠色轉型。

     另外，煤制天然氣工藝中產生的 CO₂ 濃度高，易于開展捕集封存與綜合利用。把捕集的 CO₂ 與綠氫結合，通過化學轉化制成零碳天然氣（PTM）和液態燃料（PTL），能夠實現可再生能源和氫能的深度融合，實現大規模的 CO₂ 資源化化學利用（圖 4）。

圖 4 煤制天然氣 CO2 與可再生能源制氫融合發展模式

     可再生能源與煤化工融合發展的趨勢在國內已初現，2020 年寧夏寶豐能源集團股份有限公司投資建設了太陽能電解制氫示范項目，年產 2.16×10⁴ t 綠氫，綠氫直供化工裝置生產高附加值的煤基新材料產品，副產綠氧替代空分裝置所產的氧氣，減少燃料煤消耗，每年可減少二氧化碳排放 66×10⁴ t。 2021 年中國石油化工集團有限公司啟動了新疆庫車市萬噸級光伏綠氫示范項目，年產綠氫 2×10⁴ t，供應中國石化塔河煉化公司，每年可減少 CO₂ 排放 48.5×10⁴ t。未來傳統煤化工通過引入綠氫實現產業 升級和減排的項目將更多。

4 結論與建議

     （1）中國能源未來在相當長一段時期仍然以煤炭為主，煤制天然氣是煤炭低碳化利用的方向之一， 是獲取非常規天然氣的重要來源。“雙碳”戰略一方面為煤制天然氣產業的發展帶來更大的碳減排壓力，另一方面在面對新要求、新挑戰的同時，為煤制天然氣產業與 LNG 產業和可再生能源融合協同發展，實現綠色轉型和技術升級提供了寶貴機遇。

      （2）“雙碳”目標對煤制天然氣提出了更高的降碳和環保要求，建議積極探索與 LNG 產業和可再 生能源協同與融合發展的新技術、新模式，實現技術升級和低碳轉型。

（3）在多因素博弈下，預計中國未來新建煤制天然氣項目將受到更加嚴格審批限制，煤制天然氣產業整體很難有大幅的增長，新建項目的機會不多， 但已獲批項目的二期建設有望會繼續得到支持。

（4）煤制天然氣具有穩定、低價的優勢，可以與進口 LNG 形成良好的互補和協同效應，與國際 LNG 價格波動形成對沖機制，協同開拓中西部市場和資源調配與儲氣調峰，建議 LNG 產業積極參與已建煤制天然氣項目的技術升級和綠色轉型。

（5）通過大規模可再生能源制氫，以“綠氫” 融入煤制天然氣工藝流程中，通過甲烷化把 CO₂ 與 綠氫合成為甲烷產品，可以簡化工藝流程，大幅度降低碳排放。也可以把捕集后的 CO₂ 與綠氫結合， 通過 PTM 生產“零碳”天然氣，PTL 生產“零碳” 燃料，助力下游用戶脫碳。這種理念是可再生能源與傳統化石能源的融合發展模式，既實現了可再生能源的消納，高碳行業的減碳，也替代以低碳或“零 碳”天然氣和汽油、柴油、航油等燃料產品進入下游，避免因為能源轉型導致使用終端大幅度替換和淘汰與傳統化石能源生產之間的矛盾而帶來的高昂 社會成本，是未來能源融合低碳發展的方向和趨勢。

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