呂玉麗

（中海石油氣電集團(tuán)有限責(zé)任公司，北京 100028）

1 煤制天然氣行業(yè)在國內(nèi)外發(fā)展概況

煤制天然氣也被稱為煤氣化轉(zhuǎn)化，通常指采用已開采原煤，經(jīng)過煤化工流程后生產(chǎn)的天然氣。

1.1 全球主要煤制天然氣項目

全世界已投產(chǎn)的工業(yè)級別煤制天然氣裝置較少，美國大平原煤制氣項目（Great Plains Synfuels）是全球第一個大型煤制天然氣項目，產(chǎn)能11.6 億m3/a，總成本約20.3 億美元，于1984 年投入運營，項目已穩(wěn)定運行超過30 a，證明煤制天然氣技術(shù)的可靠性和穩(wěn)定性。項目建設(shè)背景是20 世界70 年代的石油危機和美國國內(nèi)天然氣短缺，在經(jīng)歷美國天然氣價格全面市場化、頁巖氣革命，及項目破產(chǎn)重組、不斷追加環(huán)保投資及污染防治設(shè)施后，項目終于在2007 年回收投資，從經(jīng)濟(jì)性角度來說是一次失敗的投資。

1.2 我國煤制天然氣項目規(guī)劃及進(jìn)展

中國的煤制天然氣在規(guī)劃產(chǎn)能層面規(guī)模列世界之最?！笆晃濉逼陂g，國家發(fā)改委核準(zhǔn)煤制氣項目4 個，產(chǎn)能合計151 億m3/a。四個項目均采用分期建設(shè)方案，截至2022 年9 月實際建成投產(chǎn)三個項目，分別為大唐克旗一期13.3 億m3/a，新疆慶華一期13.75 億m3/a，匯能兩期共16 億m3/a，合計產(chǎn)能43.05 億m3/a。

“十二五”期間，國家發(fā)改委批準(zhǔn)17 個煤制氣項目開展前期工作，合計產(chǎn)能1 215 億m3/a，未有項目實際建設(shè)。

“十三五”期間，規(guī)劃5 個新建項目，其中伊犁新天項目于2017 年投產(chǎn)，設(shè)計產(chǎn)能20 億m3/a，其他項目未開工。

2 我國煤制氣行業(yè)發(fā)展環(huán)境

我國天然氣供需結(jié)構(gòu)的不斷變化、國家對環(huán)境保護(hù)、碳排放、煤炭利用政策也不斷調(diào)整。

2.1 國家煤制天然氣產(chǎn)業(yè)規(guī)劃及政策不斷調(diào)整

國家對煤制天然氣的產(chǎn)業(yè)政策經(jīng)歷了從2013 年的相對寬松到2015—2016 年日趨收緊，2018 年后隨著天然氣產(chǎn)供儲銷體系建設(shè)和煤礦限批的解禁，以及天然氣對外依存度逐年攀升，目前產(chǎn)業(yè)政策又回到相對積極狀態(tài)。

2013 年，國務(wù)院發(fā)布《大氣污染防治行動計劃》，要求加快清潔能源替代利用，制定煤制天然氣發(fā)展規(guī)劃，在滿足最嚴(yán)格的環(huán)保要求和保障水資源供應(yīng)的前提下，加快煤制天然氣產(chǎn)業(yè)化和規(guī)?；椒ィ?014 年，能源局發(fā)布《2014 年能源工作指導(dǎo)意見》，提出積極穩(wěn)妥推進(jìn)煤制氣、煤制油產(chǎn)業(yè)化示范；2015 年，環(huán)境保護(hù)部發(fā)布了《現(xiàn)代煤化工建設(shè)項目環(huán)境準(zhǔn)入條件（試行）》，提出較為嚴(yán)苛環(huán)保準(zhǔn)入條件，重點在煤炭資源豐富、生態(tài)環(huán)境可承受、水資源有保障、運輸便捷的中西部地區(qū)布局示范項；2016 年，煤炭產(chǎn)業(yè)去產(chǎn)能政策實施，3 年內(nèi)停止審批新建煤礦項目、新增產(chǎn)能的技術(shù)改造項目和產(chǎn)能核增項目；確需新建煤礦的，一律實行減量置換。

2019 年，國務(wù)院發(fā)布《關(guān)于建立健全能源安全儲備制度的指導(dǎo)意見》，將煤制氣行業(yè)定位為國家能源戰(zhàn)略技術(shù)儲備和產(chǎn)能儲備[1-2]。

2.2 煤制天然氣投資大，煤炭成本及天然氣售價為最敏感因素

目前我國在運行的煤制天然氣項目經(jīng)濟(jì)性并不理想，四個主要煤制天然氣項目有三個經(jīng)濟(jì)效益長期欠佳，僅內(nèi)蒙匯能項目液化后銷售收益相對穩(wěn)定。

煤制天然氣項目投資大，成本費用主要包括生產(chǎn)成本費用、管理費用及財務(wù)費用和營業(yè)費用等，營業(yè)收入主要為銷售天然氣產(chǎn)品及其他副產(chǎn)品。資源以銷售至河北省為例，淡旺季銷售送到價格在門站價基礎(chǔ)上上浮20%及35%、管輸費用取值0.55 元/m3測算，不含稅出站價為1.62 元/m3，考慮液氬、硫磺等副產(chǎn)品收入1 億元，全年營業(yè)收入預(yù)計為33.4 億元。

產(chǎn)能為20 億m3/a 的煤制天然氣項目總投資預(yù)計130 億元，70%外部資金10 a 貸款、貸款利息利率按照4.35%～4.70%，14 年直線折舊、殘值率3%，維修費為固定資產(chǎn)原值2%考慮，人工費用按照1 億元、其他營業(yè)費用等按照0.3 億元考慮，20 a 生產(chǎn)周期預(yù)計平均固定成本約13 億元/a。

按照每生產(chǎn)千立方米干天然氣需約2.82 噸原料煤及0.62 t 燃料煤測算，根據(jù)新疆煤炭交易中心數(shù)據(jù)，2019—2021 年上半年，伊犁基地煤炭成交價格為145～155 元/t（含稅），考慮運費后煤炭成本為0.53 元/m3（含稅），年消耗煤炭10.6 億元；考慮水、電等消耗預(yù)計2.6 億元，年可變成本為13.2 億元。

按照以上參數(shù)，年均銷售利潤約7.2 億元，稅后利潤為5.4 億元，稅后總投資收益率約為4%。當(dāng)煤炭價格上漲10%、天然氣價格上漲10%時，稅后收益率變動為5%。

煤制氣項目投入大，項目盈利水平相對低，需承擔(dān)一定的投資風(fēng)險；項目對煤炭和天然氣價格波動敏感，需要對上游煤炭有強控制力。國家能源局多次組織會議，研究調(diào)峰認(rèn)定、政府補貼、定價與管輸機制、煤炭資源保障等支持政策。據(jù)了解，除新疆慶華煤制天然氣項目曾獲得0.2 元/m3的當(dāng)?shù)卣a貼以外，其他項目未得到實際財政支持[3]。

2.3 煤制天然氣工藝與技術(shù)成熟，已實現(xiàn)長期、穩(wěn)定生產(chǎn)

煤制天然氣工藝按加工過程特點，可分為兩種，即“一步法”和“兩步法”[4]。

“一步法”是煤直接合成天然氣技術(shù)，即采用催化氣化技術(shù)、加氫氣化技術(shù)生產(chǎn)合成天然氣，熱效率較高，目前處于研發(fā)階段。工業(yè)化生產(chǎn)的煤制天然氣工藝路線為“兩步法”，煤為原料生產(chǎn)合成氣后制取天然氣，也稱為蒸汽氧化氣化法，主要指以氧氣（空氣、富氧或純氧）、水蒸汽或二氧化碳等作為氣化劑采用煤蒸汽氧氣氣化法生產(chǎn)合成氣，在氣化設(shè)備內(nèi)通過高溫條件下的化學(xué)反應(yīng)，將煤或焦炭中的可燃部分轉(zhuǎn)化為氣體；之后通過合成氣中的氫與一氧化碳或二氧化碳經(jīng)催化反應(yīng)以獲得甲烷的過程。

在煤制天然氣生產(chǎn)技術(shù)中，主要包括氣化、變換、酸性氣體脫除、甲烷化、污水處理、空分、制冷、制硫等，這些技術(shù)已在煤制氣、煤制合成氨、煤制甲醇(烯烴)、煤制油等大型現(xiàn)代煤化工項目中得到廣泛成熟應(yīng)用，煤制天然氣不存在工藝技術(shù)方面的瓶頸。從已投產(chǎn)的煤制氣項目生產(chǎn)情況來看，生產(chǎn)負(fù)荷和最長連續(xù)運行時間都表明工藝技術(shù)不存在顛覆性問題，可保持長周期穩(wěn)定生產(chǎn)。

2.4 煤制天然氣技術(shù)不斷提升，減少大氣污染、符合排放要求

相較于散煤直接燃燒，煤制天然氣可有效解決脫硫、脫銷、除塵及污染物直接排放的環(huán)境問題。根據(jù)中國海油鄂爾多斯40 億m3/a 煤制天然氣環(huán)評報告，項目年用煤量約1 100 萬t，煤制天然氣產(chǎn)生的二氧化硫、氮氧化物較散煤燃燒分別減少95.89%、74.07%，同時實現(xiàn)氨水、二氧化碳等副產(chǎn)品的回收利用。

但煤制天然氣的生產(chǎn)環(huán)節(jié)所需要的水及廢水問題是公認(rèn)的難題。我國煤炭資源較為豐富，煤炭資源分布呈現(xiàn)“北富南貧，西多東少”的狀況，煤炭深加工產(chǎn)業(yè)圍繞煤炭產(chǎn)地布局建設(shè)，其中鄂爾多斯盆地、新疆伊犁和準(zhǔn)東地區(qū)是項目集中區(qū)。除新疆伊犁外，其他區(qū)域煤制天然氣項目水資源供需矛盾突出，且納污水體不健全，易導(dǎo)致局部地區(qū)污染無超標(biāo)?！睹禾可罴庸ぎa(chǎn)業(yè)示范“十三五”規(guī)劃》中指出，“十二五”期間每千標(biāo)方煤制天然氣水耗從超過10 t 降至6 t 以下，外排廢水量從1～5 t 降至1 t 以下，行業(yè)平均污水回用率提高至80%以上。

隨著技術(shù)不斷提升，煤制天然氣以清潔生產(chǎn)為主，選用先進(jìn)的生產(chǎn)工藝及環(huán)保措施，具備所有污染物達(dá)標(biāo)排放標(biāo)準(zhǔn)。煤制天然氣主要污染物包括廢氣、廢水、固體廢物、噪聲等，廢氣主要指動力站的鍋爐煙氣、硫回收裝置尾氣及各裝置非正常排放氣等，通過布袋除塵、洗滌后、脫硫后進(jìn)行高空排放；廢水是鍋爐排污、工藝廢水及工藝?yán)淠?，通過含鹽污水處理、生化處理及回用裝置深度處理后，部分作為循環(huán)冷水補充水回用及除鹽站原水回用；固體廢物主要指鍋爐灰渣、氣化爐渣、污水處理排放的生化污泥及廢催化劑、廢保護(hù)劑等，對一般工業(yè)固體廢物進(jìn)行綜合利用后渣場填埋，有回收價值的由專業(yè)單位回收，不能再利用的送有資質(zhì)單位處置；噪聲指生產(chǎn)環(huán)節(jié)各種機器正常生產(chǎn)及氣體防空的聲音，通過降噪處理達(dá)標(biāo)。

3 我國煤制氣發(fā)展的機會與風(fēng)險

3.1 我國天然氣對外依存度不斷提高，能源自給能力愈發(fā)重要

2020 年，我國天然氣表觀消費量3 240 億m3，增幅9.8%，其中國產(chǎn)氣量1 832 億m3、進(jìn)口氣量1 408 億m3，對外依存度達(dá)到43%。能源局預(yù)測，2025 年我國天然氣消費量4 290 億m3；就產(chǎn)量方面，2025 年達(dá)到2 300 億m3，減去在執(zhí)行的長協(xié)合同后，仍存在600 億m3的供應(yīng)缺口需要通過進(jìn)口天然氣進(jìn)行補充，后續(xù)俄羅斯管道氣以及卡塔爾、美國和俄羅斯的進(jìn)口LNG 將成為進(jìn)口主力資源。

2022 年的俄烏沖突及相關(guān)的制裁不僅導(dǎo)致油氣、煤炭等能源價格飆升，更是影響了全球能源安全。我國承擔(dān)了進(jìn)口能源成本溢價，在國際采購時要避免受到連帶性制裁，更要在長期能源安全戰(zhàn)略規(guī)劃中考慮能源的多元化與穩(wěn)定性。

我國持續(xù)關(guān)注地緣政治與能源發(fā)展的關(guān)系，在發(fā)展中要堅持能源轉(zhuǎn)型方針不動搖，持續(xù)優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，提高油氣能源的投資力度，加快低碳新能源的研發(fā)與應(yīng)用，千方百計提升能源自給能力。煤制天然氣可作為國家能源戰(zhàn)略技術(shù)儲備和天然氣產(chǎn)能儲備，提升能源供應(yīng)能力。

3.2 煤制天然氣是煤炭清潔高效利用的重要方式，避免煤炭長途運輸

我國煤炭資源較為豐富，煤炭是我國主體能源。長期以來，如何清潔高效地利用煤炭資源，提高單位碳排放的利用效率和產(chǎn)值，對推進(jìn)國家中長期能源發(fā)展戰(zhàn)略具有非常重要的意義，而現(xiàn)代煤化工是煤炭清潔高效利用的重要途徑[5]。

我國煤炭產(chǎn)地與消費地逆向分布，主要富煤區(qū)為內(nèi)蒙古、山西、山西和新疆，需要通過長距離運輸或多次轉(zhuǎn)運送往消費地。煤炭的物流不僅帶來燃料油損耗及污染，煤炭在長途運輸中會產(chǎn)生揚塵及損耗，污染運輸?shù)缆穬蓚?cè)的農(nóng)田及建筑，形成黑色污染。尤其新疆煤炭外運運輸成本過高、搶占運輸渠道資源，可操作性不強。選擇豐富水資源、距離天然氣管道距離近的煤炭產(chǎn)區(qū)，將煤炭資源在產(chǎn)地進(jìn)行深加工后變?yōu)橐子谶\輸?shù)奶烊粴馐墙鉀Q煤炭產(chǎn)地與消費地長途運輸?shù)挠行Х椒ā?/p>

3.3 煤炭產(chǎn)業(yè)調(diào)整和生態(tài)環(huán)境約束強化提升投資難度

煤炭行業(yè)增速放緩，政府推進(jìn)煤炭產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)改革與高質(zhì)量發(fā)展會影響煤制天然氣投資決策。2021 年我國煤炭總產(chǎn)量超41 億t，《煤炭工業(yè)“十四五”結(jié)構(gòu)調(diào)整的指導(dǎo)意見》提出，到“十四五”末，國內(nèi)煤炭產(chǎn)量控制在41 億t 左右，消費量控制在42 億t 左右，年均消費增長1%左右。煤炭總量控制的大背景下，“雙碳目標(biāo)”的承諾與新環(huán)保法、大氣污染及水污染等專項行動計劃的出臺會提高煤炭深加工產(chǎn)業(yè)約束要求，新項目獲得煤炭資源、用水及環(huán)境指標(biāo)的難度會進(jìn)一步加大。

3.4 煤制天然氣需要穩(wěn)定市場及管輸支撐，通過產(chǎn)業(yè)鏈提升抗風(fēng)險能力

煤制氣屬于原料加工類產(chǎn)業(yè)，配套煤礦是煤化工行業(yè)共識，可有效規(guī)避煤質(zhì)變化風(fēng)險，保障煤炭穩(wěn)定供應(yīng)，確保裝置“安穩(wěn)長滿優(yōu)”運行。煤制天然氣項目投資大，有一定的盈利能力但抗風(fēng)險能力較弱，需要統(tǒng)籌煤炭資源、煤制天然氣項目、管輸方及下游用戶形成合力。

在運行的大唐克旗及新疆慶華煤制天然氣項目都曾因長輸管道中涉及到中石油管道建設(shè)工期、代輸資源配置等原因嚴(yán)重影響項目的生產(chǎn)負(fù)荷及銷售價格，對項目經(jīng)濟(jì)性及安全生產(chǎn)帶來重大挑戰(zhàn)。國家石油天然氣管網(wǎng)公司的成立有助于打破管輸路由瓶頸，便利、通常的管道優(yōu)勢為煤制天然氣銷售提供保障。煤制天然氣對煤炭價格敏感，煤制天然氣根據(jù)需求調(diào)整價格的市場化能力相對較弱，煤炭供應(yīng)方、下游銷售方及用戶共同參與煤制天然氣項目的投資及運營，煤炭資源方穩(wěn)定煤炭價格、控制成本，下游銷售方及用戶落實資源消納、提升附加值。通過部分工藝裝置的轉(zhuǎn)產(chǎn)改造，可進(jìn)一步向煤制氫、甲醇、烯烴或化工新材料等方向發(fā)展，優(yōu)化產(chǎn)業(yè)鏈提升抗風(fēng)險能力，保證項目的穩(wěn)定生產(chǎn)負(fù)荷、共擔(dān)盈虧。

4 結(jié)論

為立足國內(nèi)，提高自有能源保障能力，煤制天然氣是多元化發(fā)展油氣核心需求的舉措之一，可補充常規(guī)天然氣資源不足、解決富煤區(qū)能源長距離外輸問題等效用。在新疆伊犁州等煤炭資源、水資源和環(huán)境容量等綜合優(yōu)勢最突出地點建設(shè)大型煤化工基地，加強頂層設(shè)計，通過項目研發(fā)、建設(shè)、運營，培養(yǎng)優(yōu)秀煤制天然氣是國家能源戰(zhàn)略技術(shù)儲備和產(chǎn)能儲備；引入煤炭資源方、煤制天然氣生產(chǎn)運營方、下游銷售方及用戶，并引入資金方，發(fā)揮各自優(yōu)勢，形成合力，共擔(dān)風(fēng)險，共享利潤，增強持續(xù)穩(wěn)定供應(yīng)與風(fēng)險管控能力。