我國缺油、少氣、富煤的能源結構使得煤炭的高效、節(jié)能、綜合利用已成為我國能源利用發(fā)展的趨勢，我國能源供應“以我為主、以煤為主”在相當長一段時間內(nèi)不會改變。隨著石油、天然氣資源的日漸短缺，煤炭的重要性逐漸提升，但由于煤炭的自然屬性，常規(guī)的煤炭轉化技術的資源、環(huán)境負荷大，且對運輸能力要求高。為滿足能源需求、促進節(jié)能減排，發(fā)展煤制天然氣是未來煤炭清潔高效利用的必然選擇。

目前，煤制天然氣產(chǎn)業(yè)技術已比較成熟，世界上有多套煤制氣工業(yè)化生產(chǎn)裝置在穩(wěn)定運行，技術風險小。因此發(fā)展煤制天然氣產(chǎn)業(yè)是有效補充我國石油、天然氣資源不足、保障能源安全的重要途徑，將有利于緩解我國天然氣供需矛盾，促進社會經(jīng)濟均衡發(fā)展。但是，中國煤制氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展在業(yè)內(nèi)一直存有爭議。有企業(yè)人士分析指出，煤制氣項目投資金額巨大，投資動輒一兩百億，且高耗煤、高耗水、高耗電。即使天然氣作為清潔能源，煤制天然氣從產(chǎn)品全生命周期來看，似乎并不清潔。在目前國家天然氣管網(wǎng)和市場被大型石油公司壟斷的背景下，煤制天然氣的后續(xù)銷售也是問題。再加上，2015年開始全球經(jīng)濟下滑，國際油價大幅下跌，天然氣價格也隨之下跌，需求增速逐漸放緩。這些都導致煤制氣項目投資回報預期不明朗，業(yè)內(nèi)觀望情緒濃烈。這也是現(xiàn)在項目批多建少，推進緩慢的主要原因之一。

1 我國天然氣供應與需求分析

2014年中國天然氣供應、進口和消費繼續(xù)增長，天然氣產(chǎn)量1279億m3，同比增長5.7%;天然氣進口量578億m3，增長8.2%;天然氣表觀消費量1786億m3，增長5.6%[1]。天然氣在我國能源消費結構中的比重不斷上升，相比之下，煤炭、石油等化石能源的比重卻總體呈下降趨勢。

2015年在環(huán)保壓力及特殊的能源結構形勢下，我國越來越重視天然氣等清潔能源，通過各種政策鼓勵清潔能源的使用，使得天然氣等清潔能源的消費總量逐年增加，表1統(tǒng)計了我國2003—2015年12年內(nèi)我國天然氣消費總量和供應總量的對比情況(圖1為我國天然氣消費量和生產(chǎn)增長趨勢對比，源自源國家統(tǒng)計局)。

2 煤制天然氣項目發(fā)展狀況

2.1 煤制天然氣項目現(xiàn)狀

煤制天然氣作為示范項目被列入國家《石化產(chǎn)業(yè)調整和振興規(guī)劃》，充分說明了國家對天然氣能源的需要和對發(fā)展煤制天然氣產(chǎn)業(yè)的高度重視[2]。

進入21世紀，我國對能源需求日益明顯，加之我國能源結構的特殊性，更加促進了我國煤化工產(chǎn)業(yè)的蓬勃發(fā)展。煤制天然氣與其他煤化工技術相比，具有流程短、能效高、技術相對成熟、投資成本低、污染物排放少等優(yōu)勢，目前已經(jīng)核準和拿到“路條”的煤制天然氣項目，總產(chǎn)能達851億m3/a能達，其中國家發(fā)展改革委員會已經(jīng)核準4個煤制天然氣項目，分別是內(nèi)蒙古大唐國際克什克騰旗40億m3/a、遼寧大唐國際阜新40億m3/a、新疆慶華55億m3/a、內(nèi)蒙古匯能16億m3/a煤制天然氣項目，產(chǎn)能達到151億m3/a。

據(jù)不完全統(tǒng)計，我國目前共有不同階段煤制氣項目55個(包含投產(chǎn)及在建、前期準備工作、計劃、簽約項目)，涉及產(chǎn)能共計2410億m3/a。但是，從項目布局來看，我國的煤制氣項目存在分布不均，西多東少的狀況;從項目推進來看，目前項目規(guī)劃多，投產(chǎn)少。截至今日，全國煤制氣項目投產(chǎn)數(shù)目僅為5個，涉及產(chǎn)能為38.03億m3/a。僅占全部煤制氣項目的1.58%。國內(nèi)煤制氣項目之所以規(guī)劃多，投產(chǎn)少，與煤制氣運行過程中遇到的問題關系密切。

2.2 項目運行存在的問題

2.2.1經(jīng)濟性較差

在煤制氣生產(chǎn)成本構成中，煤炭所占比重達60%，煤炭價格的波動對煤制氣的成本影響較大，風險性較高。另外，根據(jù)示范項目運行狀況看，煤制氣實際生產(chǎn)成本很高，僅低于進口氣(進口氣享受國家補貼)，因此煤制氣在生產(chǎn)成本方面幾無優(yōu)勢。而在銷售價格方面，目前管道輸送及液化制LNG，煤制氣的銷售價格均高于當?shù)靥烊粴忾T站價格，競爭力較小。

2.2.2 氣化技術選擇存在問題

目前已投產(chǎn)煤制氣項目氣化技術主要分為兩種，碎煤加壓氣化技術以及水煤漿氣化技術。其中，碎煤加壓氣化技術應用較為普遍，占比達89.48%;水煤漿氣化技術占比為10.52%。兩種技術各有優(yōu)劣勢，但在技術的應用過程中都不同程度出現(xiàn)了問題。碎煤加壓氣化技術出現(xiàn)的主要問題是廢水處理困難、污染環(huán)境，而水煤漿氣化技術的問題則是氣化工藝能耗不符合示范項目指標標準。可見，單一氣化技術的應用給項目運行帶來風險。

2.2.3 水資源和污水排放問題

煤制氣項目耗水量巨大，但目前的項目大多分布于水資源貧乏的內(nèi)蒙、新疆等地區(qū)。這些地區(qū)生態(tài)脆弱，土壤自凈能力較弱，而且這些地區(qū)大多是沙化嚴重的荒漠和沙漠，缺少納污水體，對項目產(chǎn)生的污水幾乎沒有一點承載能力。近年關于企業(yè)污水污染沙漠的事件頻發(fā)，造成了不少環(huán)境問題。為了杜絕此類事件的發(fā)生，要求企業(yè)在污水處理上有更高的投入，實現(xiàn)污水零排放。但是，污水零排放是個世界性難題，目前還沒成熟的技術可以應用。這是制約項目發(fā)展的，影響項目收益的主要問題。

3 煤制天然氣市場分析

煤制天然氣項目的發(fā)展前景可以從天然氣市場供需總平衡得到。根據(jù)前面的分析，天然氣消費總量與供應總量比例逐年攀升，需求大于供應，煤制天然氣作為補充，其發(fā)展空間非?？捎^。目前已投產(chǎn)運行的煤制天然氣產(chǎn)能約40億m3/a，主要是大唐內(nèi)蒙古克什克騰旗、新疆慶華、匯能鄂爾多斯、新疆廣匯以及云南解化的煤制油聯(lián)產(chǎn)甲烷項目。截至2014年12月，在建和審批通過的項目高達1162(1215)億m3/a(源自中國化工報)，預計在2018年后逐漸投入市場。伴隨著廣大社會對改善空氣環(huán)境的熱切渴望，國家將不斷推進清潔能源的使用，越來越多的城市和居民將使用天然氣，未來天然氣將成為與用電和用水一樣普遍，這無疑是一個巨大的市場。

4 煤制天然氣經(jīng)濟性分析

煤制天然氣項目采用的工藝技術不同，其投資和經(jīng)濟效益存有一定差異。現(xiàn)以40億m3/a天然氣項目為例進行計算。

該項目擬在內(nèi)蒙古鄂爾多斯某地建設，氣化采用GSP粉煤氣化和(MK+魯奇氣化技術);變換采用低水/汽比的耐硫變換工藝;脫硫脫碳采用低溫甲醇洗技術;甲烷化采用國外先進技術，項目建設總投資約256億元。項目每年產(chǎn)出：天然氣40億m3，硫磺8萬t，液氨5萬t，粗酚4.5萬t，硫銨2.5萬t，石腦油8萬t，柴油18萬t，加氫尾油0.2萬t;年耗煤量(5~50mm)原料煤702萬t，(0~5mm)原料煤400萬t，燃料煤83萬t;耗水1970萬t。

5 煤制天然氣優(yōu)劣勢分析

5.1 煤制天然氣優(yōu)勢

5.1.1 煤制天然氣節(jié)能減排優(yōu)勢

低碳發(fā)展已成為新一輪國際經(jīng)濟增長點和競爭焦點，其核心是建立高能效、低排放的發(fā)展模式。與煤制油、煤制甲醇相比，煤制天然氣在二氧化碳排放方面最具有優(yōu)勢，因此，發(fā)展煤制天然氣產(chǎn)業(yè)是最有利于減排目標的實現(xiàn)，符合現(xiàn)代煤化工發(fā)展的要求。

5.1.2 煤制天然氣高能效優(yōu)勢

煤作為能源，利用路線主要有直接燃燒發(fā)電、轉化制油、制天然氣、制甲醇、制烯烴等技術，其中煤制天然氣效率最高，理論上可超過60%。因此，從綜合能源利用效率看，煤用于轉化成天然氣作為清潔能源是最高效節(jié)能的。

5.2 煤制氣項目存在問題

目前我國煤制天然氣產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)過度和無序發(fā)展的現(xiàn)象，國家能源局[2015]69號文件《關于規(guī)范煤制燃料示范工作的指導意見》提出，在深入評估已建示范項目經(jīng)驗和問題的基礎上，統(tǒng)籌規(guī)劃、科學布局、嚴格準入、穩(wěn)步推進煤制燃料產(chǎn)業(yè)化示范，主要任務是圍繞能效、環(huán)保、節(jié)水及技術裝備自主化等內(nèi)容開展產(chǎn)業(yè)化工程示范，要求堅持“示范先行、量水而行”的基本原則，但是目前尚未出臺具體產(chǎn)業(yè)政策及設計規(guī)范，還有很多問題需要進一步研究。

5.2.1 氣化技術的選型問題

氣化技術的可靠性直接影響煤制天然氣項目的安全穩(wěn)定運行和公司效益，煤氣化是煤制天然氣核心技術。各種煤氣化技術各自有優(yōu)缺點，不存在一種“萬能”的煤氣化技術。氣化技術的選擇取決于原料煤的性質及產(chǎn)品方案。表3列出了在建或擬建煤制天然氣項目所選煤質與氣化技術及存在的主要問題。

碎煤加壓氣化技術在煤制天然氣工廠中應用比較普遍，其優(yōu)點主要體現(xiàn)在適應煤種廣泛、投資成本低、能效高、原料氣中甲烷含量高、副產(chǎn)酚和油品、國產(chǎn)化率100%，按照單條生產(chǎn)線10億m3/a照單條生產(chǎn)能力，其投資水平是目前所有煤制氣化技術中最低的;缺點是以粒徑5~50mm塊煤為原料，粒徑小于5mm粉煤無法消耗、蒸汽分解率低，含酚廢水處理量大，環(huán)保壓力大、單臺爐處理能力偏小。

5.2.2水資源問題

與其他能源化工產(chǎn)品相比較, 煤制天然氣項目的能源利用效率和水資源利用率都是最高的, 但由于其規(guī)模巨大, 因而用水量也是巨大的。一個年產(chǎn)40億m3的煤制天然氣項目用水量約2000萬t/a。這對煤炭資源豐富的西部缺水地區(qū)來說難度較大。煤制天然氣項目最大的耗水裝置是循環(huán)冷卻水系統(tǒng)，其次是生產(chǎn)用水、跑冒滴漏、化驗、生活、綠化等用水無法回收。

因此, 煤制天然氣工廠節(jié)約用水的關鍵是節(jié)約循環(huán)冷卻水耗水量。循環(huán)冷卻水最主要和有效的節(jié)水措施是采用閉式循環(huán)水和多采用空冷器等措施;同時，煤礦疏干水、城市污水和中水進行回用、完善設計、優(yōu)化技術以及提高企業(yè)管理水平等措施進行節(jié)水，已成為滿足大型的現(xiàn)代化工業(yè)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展趨勢。

5.2.4 經(jīng)濟效益問題

首先，我國煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展受國際能源結構變化，特別是未來石油價格長期在低位徘徊等影響，其經(jīng)濟競爭力和經(jīng)濟效益將受到嚴重削弱。油價下跌將間接導致天然氣價格在未來出現(xiàn)下調趨勢。2014年6月份以來，國際原油價格整體下滑趨勢嚴重，未來回調空間有限。加上天然氣進口量的逐步攀升，將進一步加劇我國天然氣市場競爭，市場同質競爭沖擊加大。

其次，國家對煤制天然氣項目環(huán)保要求和成本投資要求逐步加大。國家已明文規(guī)定氮氧化物和二氧化硫的排放指標，及廢水實現(xiàn)“零排放”，環(huán)保要求比以往更為嚴格，項目環(huán)保設備設施投資占比加大，從目前已投產(chǎn)的煤制天然氣示范項目看，未來面臨的環(huán)保壓力巨大，企業(yè)的經(jīng)濟效益堪憂。

再次，天然氣增氣量和存氣量實現(xiàn)價格并軌機制終將成為事實，增量氣與存量氣的并軌，使得市場公平度提升，削弱了天然氣市場的競爭優(yōu)勢;直供用戶門站價格的放開，將顯著提升下游大用戶在市場交易中的話語權，勢必造成供氣企業(yè)進一步降低制氣成本，維持企業(yè)生存。

隨著2013年底中緬天然氣管道的投運，中俄進口天然氣大單的簽訂，以及沿海進口接收站逐步投運，進口天然氣資源將大為豐富，與此同時，中國整體經(jīng)濟增速放緩，天然氣需求增速隨之下降。可以預見，未來將出現(xiàn)各種氣源充分競爭的局面，煤制天然氣的競爭較為激烈。

6 國內(nèi)煤制天然氣項目發(fā)展建議

近10年來，天然氣產(chǎn)業(yè)不僅實現(xiàn)了快速發(fā)展，而且形成了比較完整的工業(yè)體系。天然氣開發(fā)利用不僅對我國能源保障具有重要意義，而且對改善能源結構，促進清潔能源發(fā)展也具有重大意義。我國政府高度重視天然氣的發(fā)展，始終將天然氣發(fā)展擺在國民經(jīng)濟發(fā)展的戰(zhàn)略位置，所以我國發(fā)展煤制天然氣是必然的。但隨著世界石油市場格局發(fā)生深刻變化，油價下行、國內(nèi)GDP增速放緩，我國天然氣市場發(fā)展的內(nèi)外部條件正在發(fā)生變化[3]。未來我國煤制天然氣的發(fā)展將面臨機遇和挑戰(zhàn)將并存的局面，所以必須科學合理地發(fā)展煤制天然氣。

6.1 合理選擇煤氣化技術

根據(jù)煤質選擇合適的煤氣化技術尤為關鍵;煤制天然氣項目工藝技術選擇與配套煤種特性密切相關，配置穩(wěn)定的生產(chǎn)原料煤是未來煤制氣安全生產(chǎn)、穩(wěn)定、環(huán)保的根本保證。國內(nèi)幾個煤制氣項目，均曾因生產(chǎn)原料煤質變化較大，先后出現(xiàn)氣化爐不能正常生產(chǎn)、甚至損壞的事故，導致裝置停工和設備改造等巨大經(jīng)濟損失。因此，煤質是煤氣化技術最關切的核心問題。

煤質確定的基礎上組合氣化技術是最優(yōu)的搭配，以固定床加壓氣化制天然氣技術為例，該技術已經(jīng)非常成熟，為了更有效地處理生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的難降解含酚廢水和生化污泥，更合理地利用粉煤，實現(xiàn)節(jié)能降耗、環(huán)保達標，雙氣頭互補組合氣化技術是個不錯的選擇，而選擇搭配粉煤氣化或者水煤漿氣化技術取決于煤質。例如：某煤種的熱穩(wěn)定性較好、粘溫特性較好、落下強度大于78%，灰熔點約1250℃，成漿質量分數(shù)約60%。該煤種較優(yōu)地適用固定床熔渣氣化和水煤漿氣化技術，以年產(chǎn)40億m3天然氣為例，假設采用固定床熔渣氣化和水煤漿氣化技術各50%，生產(chǎn)天然氣，入廠原料煤塊/粉比例1:1，塊煤用于固定床熔渣氣化，粉煤用于水煤漿氣化和鍋爐，而固定床熔渣氣化工藝制天然氣路線生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的難降解含酚廢水可替換部分原料水全部用于制漿，產(chǎn)生的生化污泥可作為原料摻入煤漿摻燒，實現(xiàn)了難降解的含酚廢水和生化污泥的資源化利用、無害化處理，塊煤和粉煤的合理利用;從而降低了企業(yè)投資和運行成本，節(jié)水、環(huán)保方面也有很大的改善。

6.2 以水資源為綱合理規(guī)劃

因地制宜，合理規(guī)劃，科學論證水資源和環(huán)境承受能力的合理性;煤制天然氣過程中要消耗大量的水資源，而煤炭大量開采對脆弱的生態(tài)環(huán)境也會帶來巨大影響。目前，我國煤制天然氣項目大部分集中在內(nèi)蒙古、新疆等西部煤炭資源豐富、水資源貧乏地區(qū)，發(fā)展煤制天然氣會對當?shù)乇緛砭秃艽嗳醯纳鷳B(tài)環(huán)境產(chǎn)生較大的負面影響。因此，嚴重缺水地區(qū)必須在水約束的剛性前提下謀劃煤制天然氣發(fā)展。從國家能源戰(zhàn)略安全和技術儲備的角度出發(fā)，在充分考慮環(huán)境和水資源承載能力的基礎上，利用相對豐富的低品質煤炭資源，適度發(fā)展煤制天然氣是必要的。隨著我國新環(huán)保法的即將實施，國家對煤制天然氣發(fā)展的政策已表現(xiàn)出對環(huán)境問題的擔憂，已逐步轉向謹慎支持煤制天然氣的發(fā)展，譬如蘇新能源和伊犁新天煤制天然氣環(huán)評批示中明確提出水資源和環(huán)境容量等問題要求進一步論證，因此發(fā)展煤制天然氣必須合理規(guī)劃、科學論證、量水而行。

6.3 注重煤炭高效、清潔利用

充分把握煤制天然氣全局形勢，完全結合并執(zhí)行國家規(guī)劃與政策，有計劃、有把握、有信心地“煤氣化”，從而科學地實現(xiàn)煤炭就地轉化。同時，企業(yè)通過不斷的技術創(chuàng)新和工藝優(yōu)化、節(jié)能、降耗、減排、節(jié)水等多方面措施改善環(huán)境，降低成本，提高企業(yè)內(nèi)部收益率，達到企業(yè)、政府和環(huán)境的多贏局面,使得煤炭綜合、清潔、高效利用。