清洁能源—煤制天然气的优势与发展

清洁能源—煤制天然气的优势与发展

富煤、缺油、少气是我国的资源禀赋，发展煤制合成天然气是适合我国国情，化解能源危机的一条捷径。但这条捷径也同样伴随着众多的潜在风险。

一、煤制天然气的优势分析

1.发展煤制天然气有利缓解国内油气短缺我国天然气供需矛盾突出，形势不容乐观。由于产量的增速赶不上消费量的增速，我国每年要从国外进口大量的天然气。未来十几年，中国天然气需求呈高速增长的趋势，平均增速将达13%。预计2015年，天然气需求量将达到1700亿～2100亿立方米左右，届时缺口将达到300亿～700

亿立方米。2015年前，中国沿海地区拟建总规模接近7000万吨/年液化天然气设施。LNG（液化天然气）不仅受资源的影响，而且还受建设成本、运输成本、投资、气价波动、政治不确定性的影响。因此中国解决未来天然气的需求，在开发国内天然气资源及进口一定LNG的同时，利用我国丰富的煤炭资源，积极发展煤制天然气，从偏远的富煤产地用长输管线送到全国消费市场，在能源安全、节能减排方面具有战略意义。

我国目前天然气在一次能源消费结构中的比例仅为4%，为加大天然气在一次能源结构中的比例，提高人民生活质量，适应人类改善生态环境的要求，政府制定了“油气并举”的战略方针，大力鼓励开发利用天然气资源。

在国内天然气新增技术和经济可采储量减少、勘探难度增加、新发现储量品质下降的大背景下，国内企业有针对性的开展了煤制甲烷气项目的工业化进程工作。

国家一直鼓励通过煤炭的清洁利用发展能源和化工产业，煤制天然气正是立足于国内能源结构的特点，通过煤炭的高效利用和清洁合理转化生产天然气。煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，既实现了清洁能源生产的新途径，优化了煤炭深加工产业结构，丰富了煤化工产品链，又具有能源利用率高的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向，对于缓解国内石油、天然气短缺，保障我国能源安全具有重要意义。

2.煤制天然气的相对优势

目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电、煤制油、煤制甲醇和二甲醚、煤制天然气等，能量效率由低到高为：煤制油（34.8%）、煤制二甲醚（37.9%）、煤制甲醇（41.8%）、发电（45%）、煤制天然气（50％～52%）。煤制天然气的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，也是煤制能源产品的最优方式。

煤制天然气的CO转化率接近百分之百，氢转化率99%、CO2转化率98%、能量总有效转化率60%~65%，比生产甲醇高17%，比制成油高15%~25%，比发电高27%。煤制天然气克服了传统的煤制燃气热值低的缺点，单位热值耗水量最低，甲烷合成废水基本不含有害物，易于利用，是最节水的能源产品。这对于富煤缺水的西部地区发展煤化工产业意义重大。

煤制天然气与甲醇、二甲醚相比，省去了合成气压缩、甲醇合成、精馏、二甲醚合成，以及产品的储存、装车等设施；与煤制合成油相比，省去的装置更多，因此投资省、消耗低。

煤制天然气也为低品质褐煤的增值利用开辟了潜力巨大的市场。

目前国内在煤制天然气项目中，除了甲烷化装置中的个别设备需要引进外，其他技术装备均为国产化，可以保证项目技术先进、成熟可靠。

由于煤制天然气甲烷化装置副产大量的高压蒸汽，这些蒸汽用于驱动空分透平，减少了锅炉和燃料煤的使用量。在甲烷化装置部分，几乎84％的废热以高压蒸汽的

形式得到回收，而仅有0.5％的废热要用冷却水冷却，整个系统热量回收效率非常高。同时大量富余的低压蒸汽可以用于发电。而煤制甲醇、二甲醚和合成油装置中，空分所需高压蒸汽几乎全部由锅炉供给，而且基本没有富余的低压蒸汽。为此，煤制天然气可以大大降低锅炉和发电产生的CO2排放量。例如，采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目，生产规模为年产天然气16亿立方米，利用富余的低压蒸汽发电，年发电4.8亿千瓦时，相当于减少CO2排放45.12万吨；该项目甲烷化副产9.8MPa 蒸汽542吨/时，年减排CO2达138万吨。

另外，煤制天然气可以大规模管道输送，节能、环保、安全，输送费用低。而甲醇、二甲醚（加压液化）、油品都是易燃易爆的液体产品，运输难度大、费用高，运输安全值得关注。因此，从产品输送方面来看，煤制天然气更具优势。

从长远来看，天然气价格逐步上涨的趋势是确定的，因此煤制天然气项目经济效益的前景是光明的。

3.煤制天然气的价格竞争优势

据美国大平原公司的经验介绍，煤制天然气规模只要在20亿立方米/年以上，1立方米天然气的煤炭消耗可控制在4千克以内。未来几年如果进口天然气到达中国口岸的价格维持在2元/立方米，用于生产天然气的煤炭价格不超过300元/吨，或者进口天然气到达中国口岸的价格攀升至2.5元/立方米，用于生产天然气的煤炭价格不超过370元/吨，煤制天然气就能与进口天然气竞争。

目前，在山西、陕西、甘肃、宁夏、山东、河南、贵州、四川及东北地区等大多数产煤省区，煤炭出矿价都超过300元/吨。按照上述比价关系，在这些地方建设煤制天然气项目风险较大。但在内蒙古东部及新疆地区，煤制天然气项目的竞争优势较为明显。

与DMTO（煤制烯烃技术）不同，由于天然气可以通过管道方便快捷地长距离输送，使得项目选址的范围扩大。这一优势决定了煤制天然气项目可以建设在DMTO 项目无法涉足的内蒙古东部、新疆等交通运输不便，但煤炭储量丰富、价格低廉的偏远地区。

目前，这些地区的煤炭价格普遍未超过300元/吨，储量丰富的劣质煤（褐煤）的价格更低至130~170元/吨。在这些地区的褐煤矿区建设大型煤制天然气项目，其生产成本只有0.87~1.13元/立方米，不仅与进口天然气相比有较强的竞争优势，即便与调价后的国产陆上天然气相比，价格也很接近。如果再算上煤制天然气热值普遍高于普通天然气15%以上，以及生产天然气过程回收的焦油、石脑油、酚、硫黄等副产品带来的收益，则在这些地区建设煤制天然气项目，其收益更高，产品竞争力更强。

4.煤制天然气的经济规模

2020年前中国将形成以国产气为主、进口气为辅的多气源资源保障体系，煤层气、煤制气将成为重要的补充气源。目前，我国煤制天然气的价格不到1元/立方米，相对而言，具有明显的成本优势。统计数据显示，预计2015年我国将形成200亿立方米/年的煤制天然气产能，占消费量的10%左右。

而从国家宏观经济政策来看，国家鼓励煤化工产业的发展，尤其是鼓励以煤为原料发展石油替代产品，以减轻石油进口的压力，保障国家的能源安全。一般煤制天然气单系列的经济规模在8亿～10亿立方米/年，相当于125万～160万吨/年甲醇当量规模，完全符合国家产业政策的相关规定。而有关示范工程的建设，将为我国“十二五”及更长时期石油替代产业发展奠定基础。

二、国外煤制天然气技术开发与应用进展

煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，既实现了清洁能源生产的新途径，优化了煤炭深加工产业结构，丰富了煤化工产品链，又具有能源利用率高的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向。

煤制天然气工艺和催化剂的研究始于20世纪70年代，其工艺可分为煤气化转化技术和直接合成天然气技术。

用焦炉气或煤气化合成气生产替代天然气近来受到广泛关注，多家国外公司的煤制甲烷化技术也纷纷推出。