“双碳”背景下煤制天然气与LNG产业及可再生能源协同发展路径的思考

宋鹏飞

中海石油气电集团技术研发中心

0 引言

中国煤炭资源丰富，截至2020年底煤炭储量为1 431.97×108t，占全球总量的13.3%，位居全球第四，占全国化石能源总储量95.6%，属于绝对主体［1-2］。中国的资源禀赋特征和经济发展阶段决定了煤炭是当前乃至今后相当长一段时期的主体能源［3］。近年来中国通过供给侧改革，引导淘汰落后产能，对钢铁、发电等领域进行了一系列的政策调整和关停，使煤炭在一次能源生产和消费的占比逐年下降。截至2020年底，煤炭占能源消费比例已经从1980年的72%下降至约57%。但煤炭的主体能源地位仍很稳固，2020年中国煤炭产量仍高达8 091×108t，位居全球第一，占全球总产量的 50.7%；煤炭消费量达到了8 227×108t，占全球消费总量的54.3%［2］。从中长期发展来看，煤炭是保障能源安全和经济高速发展的“压舱石”和“稳定器”。

煤炭不仅是用于燃烧的能源资源，还是化工原料的材料资源。煤炭消费中电煤占比最大，超过60%，煤化工占比约5%。煤化工能够把煤炭生成油品、天然气、甲醇、醋酸、乙二醇、烯烃等多种产品，是石油化工的优良补充，广泛应用于各领域［4］。煤化工也是增加煤炭产业附加值、实现高碳能源低碳化利用的重要力量，已成为发挥能源资源禀赋特长、支撑国家现代化的重要途径和手段［5］。中国是全球煤化工生产大国，已经走出了一条中国特色的能源与化工融合发展的清洁高效的工业化之路。可以确定的是，煤炭在中国化工领域短期内很难被完全替代，未来煤炭的清洁高效利用将是煤化工领域的重中之重。煤制天然气（SNG）是煤化工的重要组成，整体转化效率（55%～60%）远高于其他煤化工类型，而且水耗较低，是煤炭清洁化利用的重要方向之一。

1 “双碳”背景下中国煤制天然气的发展预期

煤制天然气是把煤炭转化为能量密度更高的天然气的化工过程，即把煤经过气化、除尘、变换、脱酸脱碳后，再通过甲烷化技术化学合成清洁的合成天然气。典型的采用碎煤加压气化的煤制天然气工艺流程见图 1［6］。煤制天然气技术链中，最核心的技术是煤气化和甲烷化，这两项技术目前都已经打破国外技术垄断，实现了完全国产化。

图1 典型碎煤加压气化的煤制天然气工艺流程框图

煤制天然气的主产品为天然气，产品中C2及以上的烃类、硫化物、氧气等经过净化、甲烷化工序后基本被转化或吸收，残留微量的CO2和惰性气体，组成与传统天然气类似（见表1），可以同输同用，具有互换性，品质能够满足管输气国家一类天然气标准。副产品有石脑油、焦油、粗酚、硫酸铵、硫黄等。

表1 典型煤制天然气项目设计产品组成

从能源流通角度看，煤制天然气能够从一定程度上解决国内资源分布和能源消费市场不匹配这一矛盾。在煤炭资源丰富的西北地区发展煤制天然气，用天然气长输管线送到全国消费市场，既开拓了清洁能源生产的新途径，相比煤炭直接运输又降低了流通成本，减少了运输过程的能源消耗和污染排放。

目前国内已投产的煤制天然气项目共4个，设计总产能为131×108m3/a，分别为内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气有限责任公司40×108m3/a煤制气项目、内蒙古汇能煤化工有限公司16×108m3/a煤制气项目、新疆庆华能源集团有限公司55×108m3/a煤制气项目、伊犁新天煤化工有限责任公司（简称伊犁新天）20×108m3/a煤制气项目，其中前三个项目都只投产了一期工程，产能分别为13.3×108m3/a、4×108m3/a、13.75×108m3/a，均为设计产能的三分之一，仅有伊犁新天项目一次性建成20×108m3/a。自2009年以来，国家有关部门对煤制天然气陆续出台了一系列政策，经历了由限制到适度发展的转变，目前对煤制天然气的整体定位为“战略技术储备和产能储备”［7-8］。从产能角度来看，2020年中国煤制天然气产量 47×108m3，约占全国天然气生产量的2.5%，占比较小。从技术储备角度来看，中国已基本掌握了包括煤气化、变换、低温甲醇洗、大型甲烷化等煤制天然气全流程的关键核心技术，以及工厂设计、装备制造、工程施工、生产运营等技术，关键设备的国产化制造，具备设计、建设和运营世界先进煤制天然气工厂的能力。

近年来国家能源局一直未批复新的示范项目，对煤制天然气行业持谨慎规划和管控的态度，形成了示范为主、有序发展的整体政策导向［9-11］。在“双碳”目标的大背景下，新能源和可再生能源对传统能源的替代能力将显著增强，来自资源、环境、安全等多方因素的约束将更加强化［12-13］。在这些因素博弈下，预计未来新建煤制天然气项目将审批更加严格，如果不能解决碳排放问题，煤制天然气产业整体很难有大幅增长，新建项目的机会不多，但已获批项目的二期有望会继续得到支持。

在“双碳”战略背景下，新要求、新挑战的不断涌现，使煤制天然气产业的发展面临更大的碳减排压力，但同时也为产业的绿色转型和技术升级提供了宝贵机遇。煤制天然气产业需在原料调整、过程强化、产品升级上加大探索，优化生产要素配置、能源梯级利用，把市场与新材料、新能源、新技术紧密融合，提高能效、降低资源消耗和污染排放，促进产业高端化、多元化、低碳化和高质量发展，走出适应“双碳”目标的新发展路径。未来具备成本优势并且率先在碳中和领域布局的煤制天然气项目仍将更具竞争力和生命力。“碳达峰、碳中和”会进一步倒逼煤制天然气项目与LNG（液化天然气）产业、可再生能源等融合协同发展，进一步提高综合利用效能，促进产业高端化、多元化、低碳化，实现绿色发展。

2 与LNG产业协同发展

煤制天然气可以与进口 LNG形成良好的互补和协同效应，有利于对冲国际LNG价格波动，解决天然气供求矛盾和储备调峰，是天然气供应格局中的关键环节。

2.1 煤制天然气与国际LNG价格波动形成对冲机制

以典型的伊犁新天项目为例，20×108m3/a煤制天然气建设投资约120×108元，天然气产品的生产成本仅约 1.05～1.2元/m3，成本构成中以原料煤、燃料煤和折旧占比最大（见图2）。影响煤制天然气项目收益率的因素包括建设投资、天然气价格、煤炭价格和生产负荷等，影响程度从高到低依次为：天然气价格、生产负荷、建设投资、煤炭价格。国家石油天然气管网集团有限公司（简称国家管网公司）成立后，天然气长输管道形成了互联互通、统一调度的公共平台，管输成本更加透明、公平，使煤制天然气能够更加公平地参与市场销售和竞争，解开了束缚煤制天然气项目外输和市场开发的枷锁。相对低价且价格波动相对平稳的煤制天然气资源可以作为进口LNG价格波动的对冲工具。

国际LNG价格波动受供需、地缘政治、大国博弈、市场情绪等复杂因素的影响，尤其是近年来在新冠疫情、中美贸易摩擦的影响下出现了大幅度波动。中国LNG进口多以长期合同为主，交易价格与国际原油价格联动，随着国际油价的大幅震荡而剧烈波动。LNG现货交易价格低于甚至大大低于长协价格的现象周期性出现。这种情况出现时中国LNG进口企业会面临巨大的经营压力，为冲抵高成本只能进口更多的LNG现货以摊薄成本。有必要建立应对国际LNG价格波动的高效机制，才能更好地抵御风险，实现稳健经营。除了通过国内外天然气与原油期货、期权合约作为金融对冲手段外，把低价、稳定的煤制天然气作为企业天然气资源池的“底仓”，也是一种对冲LNG价格波动的可选方式。

2.2 协同开拓中西部市场

LNG接收站需要船舶接卸，主要分布在有良好航运条件的沿海省市，LNG产品主要通过液态槽车运输和天然气管道的方式向内陆市场辐射。对于距离较远的中西部地区，LNG产品难以体现经济性和竞争力。国家管网公司成立后，LNG进口企业可以通过把沿海天然气资源与内陆资源进行互换、购销煤制天然气资源后通过管网销售等方式在中西部获取资源和市场。中国煤制天然气主要集中新疆、内蒙古等西北地区省份，以伊犁新天项目为例，主要借助国家管网公司的西气东输二线管道实现产品外输。西气东输二线干线长4 978 km，8条支干线总长3 726 km，设计输气能力达300×108m3/a，西起新疆霍尔果斯口岸，南至广州，途经新疆、甘肃、宁夏、陕西、河南、湖北、江西、湖南、广东、广西等14个省份，可以辐射覆盖中西部、珠三角等用气区域，形成“国内+海外”的多元化资源获取格局。

2.3 协同资源调配与储气调峰

受近年来“煤改气”、供暖用户增加、热电联产项目集中大规模投产等因素影响，北方地区用气的季节峰谷差进一步拉大。以北京为例，冬夏峰谷差可达3倍。尤其是冬季保供时期，LNG接收站需要面临巨大的资源调配与储气调峰挑战。

煤制天然气属于生产型气源，生产负荷一般可以在50%～100%范围内调节，当冬季保供天然气紧缺时加大生产，在夏季需求低谷时减少生产，或联产其他产品实现负荷调整，可以与下游用气市场需求相匹配，提高了天然气的储气和季节调峰功能。LNG由于其长期合同中的“照付不议”条款，调配难度大，可以通过煤制天然气进行综合资源调配。据悉，国家有关部门已经将对煤制天然气的研究视为天然气储备和调峰的前期研究工作。

3 与可再生能源协同发展

煤制天然气产业有高碳属性，碳排放主要集中在煤炭开采和煤制天然气两个阶段，占煤制气产业全生命周期碳排放的97%［14-15］。其中煤制天然气工序中碳排放来源主要是工艺排放和燃烧排放。工艺排放源自煤气化炉中煤炭被氧化释放热量，以及CO被氧化为CO2时产生H2的过程。在低温甲醇洗工段会把大部分的 CO2吸附并脱除，从而排出高纯度的CO2。煤炭燃烧的排放主要是为配套的热电中心锅炉供能，为全厂提供蒸汽驱动空分透平的高压蒸汽和气化用工艺蒸汽等，还要为全厂提供所需的电力。

煤炭的氢碳原子比为 0.2～1.0，而天然气产品的氢碳原子比为4.0，多出的碳原子都会以CO2的形式产生。一个年产量为40×108m3煤制天然气工程年用煤量约970×104t，总带入碳的约36%进入天然气产品及粗酚、焦油等副产品，其余以 CO2形成排放，排放量约1 700×104t［16-18］。煤制天然气过程整体富碳缺氢，如果有充足廉价的H2供给，无需变换和脱碳，仅需要进行脱硫处理，在甲烷化工段把CO、CO2充分和H2反应，把碳尽量多的加氢转化为CH4。这不仅能充分利用煤中的碳资源，还能省去 CO变换单元和脱碳工序，大幅度提高产品生产量。对于甲烷化工段来讲，补氢甲烷化后反应负荷有所增加，但通过对工艺和设备进行调整，如调控循环比和汽气比等手段，在技术上是可以实现的。这种构思最大的瓶颈在于大量廉价 H2的获取。根据甲烷化反应，1 mol的CO需要消耗3 mol的H2，而每1 mol的CO2需要消耗 4 mol的H2。

如果非并网可再生能源电力能够提供大量廉价的H2，则对煤制天然气整体工艺流程可以进行大幅度简化和优化。相比于原工艺流程可以省去变换单元和脱碳工序，并把电解水过程中的O2替代一部分空分制氧，送入气化炉用于气化。在甲烷化工段把CO、CO2充分和H2反应，把碳尽量多的加氢转化为甲烷产品，甚至可能实现“零碳”排放［19-23］。传统煤制天然气流程与可再生能源电力-氢-煤制天然气的流程示意图对比见图3。

图3 传统煤制天然气流程与可再生能源-氢-煤制天然气的流程示意图对比

中国煤化工和可再生能源的集中分布重合度高，主要在“三北”地区，便于就近融合发展。通过可再生能源制取 H2和 O2与煤制天然气产业结合应用，有利于充分利用碳资源，把绿色能源转化为天然气产品的化学能，并实现大宗 CO2的资源化、循环利用，给煤制天然气带来绿色转型。

另外，煤制天然气工艺中产生的 CO2浓度高，易于开展捕集封存与综合利用。把捕集的 CO2与绿氢结合，通过化学转化制成零碳天然气（PTM）和液态燃料（PTL），能够实现可再生能源和氢能的深度融合，实现大规模的CO2资源化化学利用（见图4）。

图4 煤制天然气CO2与可再生能源制氢融合发展模式

可再生能源与煤化工融合发展的趋势在国内已初现，2020年宁夏宝丰能源集团股份有限公司投资建设了太阳能电解制氢示范项目，年产 2.16×104t绿氢，绿氢直供化工装置生产高附加值的煤基新材料产品，副产绿氧替代空分装置所产的氧气，减少燃料煤消耗，每年可减少 CO2排放 66×104t。2021年中国石油化工集团有限公司启动了新疆库车市万吨级光伏绿氢示范项目，年产绿氢2×104t，供应中国石化塔河炼化公司，每年可减少 CO2排放 48.5×104t。未来传统煤化工通过引入绿氢实现产业升级和减排的项目将更多。

4 结论与建议

中国能源未来在相当长一段时期仍然以煤炭为主，煤制天然气是煤炭低碳化利用的方向之一，是获取非常规天然气的重要来源。“双碳”战略一方面为煤制天然气产业的发展带来更大的碳减排压力，另一方面在面对新要求、新挑战的同时，为煤制天然气产业与LNG产业和可再生能源融合协同发展，实现绿色转型和技术升级提供了宝贵机遇。

“双碳”目标对煤制天然气提出了更高的降碳和环保要求，建议积极探索与LNG产业和可再生能源协同与融合发展的新技术、新模式，实现技术升级和低碳转型。

在多因素博弈下，预计中国未来新建煤制天然气项目将受到更加严格审批限制，煤制天然气产业整体很难有大幅的增长，新建项目的机会不多，但已获批项目的二期建设有望会继续得到支持。

煤制天然气具有稳定、低价的优势，可以与进口 LNG形成良好的互补和协同效应，与国际 LNG价格波动形成对冲机制，协同开拓中西部市场和资源调配与储气调峰，建议LNG产业积极参与已建煤制天然气项目的技术升级和绿色转型。

通过大规模可再生能源制氢，以“绿氢”融入煤制天然气工艺流程中，通过甲烷化把 CO2与绿氢合成为 CH4产品，可以简化工艺流程，大幅度降低碳排放。也可以把捕集后的 CO2与绿氢结合，通过PTM生产“零碳”天然气，PTL生产“零碳”燃料，助力下游用户脱碳。这种理念是可再生能源与传统化石能源的融合发展模式，既实现了可再生能源的消纳，高碳行业的减碳，也替代以低碳或“零碳”天然气和汽油、柴油、航油等燃料产品进入下游，避免因为能源转型导致使用终端大幅度替换和淘汰与传统化石能源生产之间的矛盾而带来的高昂社会成本，是未来能源融合低碳发展的方向和趋势。