國內煤制氣發展現狀與趨勢
發布時間：
2024-02-19 08:58
近年來，我國天然氣消費需求呈快速上升趨勢，并且形成多元化的供應結構，天然氣進口依存度超過40%。天然氣供應安全至關重要，疊加2022年國際天然氣市場劇烈波動，天然氣供應安全更加受到重視。基于我國煤炭資源豐富的稟賦條件，發展煤制天然氣（coal-based SNG）產業有利于提升我國天然氣自主多元的供應能力和應急情景下的安全保障能力。
長期以來經濟性和碳排放是制約煤制天然氣發展的關鍵問題，產業發展受到了限制，學者從多個角度開展煤制天然氣產業問題研究。牛亞群、崔亞蕾等從全生命周期碳排放角度，實證研究了煤制天然氣項目全生命周期碳排放量和各階段排放的主要來源。孫小濤等分析了煤制天然氣項目生產成本構成，指出經濟性是項目的主要考量指標。李恒沖構建了煤制天然氣全生命周期成本模型并進行了對比分析，指出煤制天然氣與傳統燃料相比在城市燃氣領域不占優勢。侯建國等、呂淼和安文忠等從產業和政策角度分析了煤制天然氣的發展機遇與挑戰，指出煤制天然氣既有資源基礎等優勢，也存在環境壓力和管輸等風險，是煤炭清潔利用的發展方向。宋鵬飛從雙碳目標下煤制天然氣與液化天然氣（LNG）和可再生能源協同角度進行了分析，指出煤制天然氣與LNG和可再生能源可實現協同和融合發展。基于以上研究，進一步從雙碳目標和能源安全新形勢角度研究產業環境，以及從天然氣市場化環境角度分析煤制天然氣在終端市場的競爭力，非常必要。
本文從碳達峰、碳中和目標下我國天然氣長期發展趨勢，以及地緣政治影響下保障能源安全等角度分析煤制天然氣產業的發展機遇，從天然氣市場競爭和碳排放約束等角度分析產業的發展挑戰；同時從煤制天然氣終端氣源成本構成，結合不同區域終端市場氣源的供應特點，對比分析煤制天然氣與環渤海、長三角和中部地區其他氣源的經濟性，綜合預測煤制天然氣的市場需求。
1國內煤制天然氣發展現狀
國煤制天然氣項目起步于“十一五”時期，到“十二五”時期，國家發展改革委員會陸續核準了十余個煤制天然氣項目。目前，國內已投產的煤制天然氣項目共有4個，分別為內蒙古大唐國際克什克騰煤制天然氣有限責任公司13.3 × 108 m3/a煤制天然氣項目、內蒙古匯能煤化工有限公司14.2 × 108 m3/a煤制天然氣項目、新疆慶華能源集團有限公司13.75 × 108m3/a煤制天然氣項目，以及伊犁新天煤化工有限責任公司20 × 108 m3/a煤制天然氣項目。“十三五”以來，我國煤制天然氣產能和產量呈增長趨勢（圖1），到2020年我國煤制天然氣產量達到47.00 × 108 m3，較2016年的21.60 × 108 m3增長117%，到2022年繼續增至61.25 × 108 m3，在天然氣消費結構中占比約1.6%。
圖1 我國煤制天然氣產能和產量（2016—2022年）
碳達峰、碳中和目標下，我國強調發揮好煤炭在能源中的基礎和兜底保障作用，推進煤炭清潔高效利用，建立綠色低碳循環發展的現代煤化工產業體系，現代煤化工迎來發展契機。“十三五”以來，我國煤化工產業升級發展，以煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴和煤制乙二醇為主的現代煤化工產業達到世界領先水平，產業化示范取得了重要的階段性成果。發展煤化工產業已成為發揮我國能源資源稟賦特點，推進煤炭消費轉型升級，保障國家能源資源安全，支撐國家現代化建設的重要途徑和手段。煤制天然氣是現代煤化工的重要組成，是煤炭清潔利用的重要方向之一。2022年，國內自主研制的甲烷化關鍵核心技術成功應用，實現了煤制天然氣全產業鏈條關鍵技術的國產化，為發展煤制天然氣產業提供了基礎保障。
2.2.1天然氣多元化供應的重要補充
“十三五”以來，我國大力推進能源消費和能源供給改革，著力構建清潔低碳、安全高效的能源體系。能源清潔低碳化進程不斷加快，帶動天然氣消費需求顯著增長。2020年，我國天然氣消費量達到3240 × 108 m3，2022年達到3663 × 108 m3。為滿足持續增長的天然氣消費需求，我國已形成了以國產氣為主，進口管道氣和進口LNG支持的多元化供應結構。2018年，我國進口天然氣為9038.5 × 104t，成為全球第一大天然氣進口國，對外依存度升至45%，此后一直在40%~50%之間波動（圖2）。2020年9月，我國明確提出碳達峰、碳中和目標，在此低碳發展的背景下，天然氣作為低碳清潔的化石能源將在能源結構中發揮重要作。我國天然氣消費量預測到2035—2040年前后達峰，峰值約為5500 × 108~6500 × 108m3，至此天然氣消費量將有2000 × 108~3000 × 108m3的增長空間。
圖2 我國天然氣進口量和消費量（2016—2022年）
天然氣需求量增長和對外依存度提高，增加了天然氣穩定供應的難度，必須加快天然氣儲備能力建設和推動國產氣增儲上產。煤制天然氣作為一種自主的氣源形式，有利于豐富天然氣的長期供應來源。煤制天然氣供應量達到100 × 108 m3及以上將更加有效保障我國天然氣的供應來源。
2.1.2有助于提升天然氣安全儲備能力
從國際市場看來，2022年國際地緣政治事件引發歐洲天然氣市場震蕩，能源安全問題提升至新高度。資源儲備有助于提升風險應對能力。2021年，俄羅斯供應歐洲的管道天然氣約為1670 × 108 m3，占歐洲天然氣進口量的一半左右。2022年，俄羅斯供應歐洲的管道天然氣下降約1000 × 108 m3，降幅約60%。為應對持續的管道天然氣供應緊張，歐洲積極呼吁削減用氣需求，同時大量進口LNG。歐洲儲氣庫最大容量為1077 × 108 m3，到2022年10月，平均儲氣庫水平達到90%以上，為歐洲平穩度過2022—2023年冬季提供了保障，在調節資源供需平衡中發揮了重要作用。國際市場價格劇烈波動抑制了天然氣資源進口。2021年第四季度起，全球天然氣價格走高，歐洲為緩解能源供應緊張大量進口LNG現貨，進一步推高了國際LNG價格。2022年，歐洲天然氣價格（荷蘭TTF）均價超過40 USD/mmBTU，東北亞地區LNG現貨全年均價約34 USD/mmBTU。LNG現貨價格走高抑制了我國LNG進口需求，當年LNG進口量下降17%，約1700 × 104 t。建設發展煤制天然氣項目，合理提升煤制天然氣產能，使其成為資源儲備的重要補充，有助于保障能源安全和產業鏈安全，也有助于平抑市場價格。因此，煤制天然氣產業發展迎來歷史性機遇。
我國煤炭資源豐富，近十年來，煤炭行業持續加強供給體系建設，夯實了我國煤炭供應的基礎，保障了國家能源安全和產業鏈、供應鏈安全。目前國內煤炭自給率保持在92%以上。國家自然資源部《中國礦產資源報告2022》顯示，2021年全國煤炭資源儲量2078.85 × 108t。國家發展改革委員會、國家能源局《“十四五”現代能源體系規劃》提出，優化煤炭產能布局，建設包括新疆、蒙西和蒙東在內的五大煤炭供應保障基地。新疆和內蒙古作為全國能源供應的重要區域，2021年煤炭資源儲量分別為327.02 × 108t和364.52 × 108t，位居全國第二和第三。依托當地豐富的煤炭資源和煤炭開采能力，新疆和內蒙古也是我國煤制天然氣產能集中的區域，在我國能源安全穩定供應中發揮了突出作用。根據新疆自治區“十四五”規劃，新疆將重點推進大型煤炭基地建設，有序發展現代煤化工產業，穩妥推進煤制油氣戰略基地建設。根據內蒙古自治區“十四五”規劃，內蒙古圍繞煤電油氣安全穩定供應，穩定能源外送能力，構建安全可靠的能源供應保障體系，要推動5個煤制天然氣項目建設，合計產能176 × 108 m3/a，推進蒙西煤制天然氣、天然氣外輸管道建設。
2.1.3管網開放市場范圍擴大
煤制天然氣發展初期，項目面臨管輸限制，不利于煤制天然氣向終端市場供應。2017年5月中共中央國務院印發的《關于深化石油天然氣體制改革的若干意見》，提出要“分步推進國有大型油氣企業干線管道獨立，實現管輸和銷售分開”，完善了油氣管網公平接入機制，基礎設施放開，油氣干線管道、各地方管網均向第三方市場主體公平開放。2019年，國家石油天然氣管網集團有限公司（國家管網公司）成立，上下游市場主體均可申請成為天然氣托運商，利用開放的管道設施輸送天然氣。同時，我國長輸管道建設不斷加強，實現物理上的互聯互通，全國管道“一張網”初步建成。管網基礎設施聯通提高了調氣能力和調氣效率，為區域乃至全國范圍內的氣源互補、應急調峰提供管網設施保障。2020年12月，由新疆慶華能源集團有限公司托運的首批煤制天然氣，通過國家管網公司的西氣東輸二、三線管網系統，正式向新疆、山東和河南等地終端用戶輸送。
2.2.1終端市場競爭中經濟性偏弱
我國天然氣價格市場化改革繼續推進，2020年起，中游油氣管道運輸價格由國家價格主管部門定價，包括煤制天然氣在內的多種氣源價格由市場形成。2019年，伊犁新天煤化工有限責任公司的煤制天然氣實現代輸入浙，到2022年，提供了浙江當年約10%的天然氣用氣需求，為該省“迎峰度夏”和用氣安全提供了保障。2021年4月，中海石油氣電集團有限責任公司實現新疆慶華能源集團有限公司的伊犁煤制天然氣資源供應湖北，這是煤制天然氣資源開拓中部天然氣市場的積極嘗試，慶華煤制天然氣資源主要目標市場為蘇、皖、鄂和冀等地。在季節性需求波動大的環渤海地區、價格承受力高的長三角地區和氣源供應不足的中部地區等，綜合考慮煤制天然氣的氣源成本、管輸成本和終端配氣成本，有機會在終端市場與多種市場化氣源展開競爭。但是，煤制天然氣在上述三個區域市場的平均成本分別約為2.7 CNY/m3、2.9 CNY/m3和2.7 CNY/m3，經濟性弱于國產常規氣、進口管道氣等氣源。進口LNG價格隨國際市場價格波動，且根據價格的波動，LNG進口量也存在明顯的增加或者減少。因此綜合看來，煤制天然氣在終端市場競爭力不強。長期看來，隨著全國碳市場的建設，煤制天然氣項目將納入控排范圍，如果考慮將煤制天然氣的碳排放成本反映到氣源價格中，會進一步削弱煤制天然氣的經濟性。
2.2.2高碳排放等環境問題限制產業發展
煤制天然氣存在碳排放高、污染物排放高和水資源消耗大等突出的環保問題，產業發展中爭議不斷，不但給項目所在地內蒙古、新疆等地區的環境保護帶來壓力，也增加了項目建設和經營的風險。煤制天然氣生產周期的碳排放總量顯著高于其他氣源，煤制天然氣產業整體上提高了我國的煤炭消費量和二氧化碳排放量。以大唐KQ煤制天然氣項目來看，2015年煤制天然氣產量為5.52 × 108 m3，對應煤炭開采和煤制天然氣生產環節碳排放量分別占其全生命周期碳排放量的53.13%和44.41%，分別為2915.00 × 104t和2436.49 × 104t。煤制天然氣項目布局集中，將大量的碳排放集中在西北地區，明顯增加了當地的環境壓力，受到了較強的環境安全約束影響。立足我國現實的能源基礎，發展現代煤化工是促進煤炭清潔高效利用和煤炭產業轉型升級的重要路徑，現代煤化工行業積極推進減碳增效是未來較長時期的關鍵任務。從頂層規劃看來，煤制天然氣的產能規劃和布局既要考慮資源安全儲備需求，也要兼顧碳排放約束。從行業和企業看來，一方面利用現代煤化工碳排放濃度高和排放集中的特點，在生產環節耦合發展二氧化碳捕集；另一方面加快現代煤化工產業低碳化技術創新，研究現代煤化工與石油化工、可再生能源的融合，從提高能效和減碳固碳角度加強創新，切實降低碳排放水平。
3.1氣源生產成本及敏感性分析
從產業鏈看來，煤制天然氣包括上游原料煤供應和生產加工、中游儲運以及下游分銷三個主要環節，氣源生產成本受到項目投資規模、技術工藝、煤炭價格和天然氣價格等影響，終端市場的綜合成本還包括儲運成本，不同項目因復雜性不同成本也各有差異。除自身成本外，煤制天然氣經濟性還受終端市場天然氣價格的影響。
從生產成本看來，以40 × 108 m3/a、總投資約220 × 108 CNY的煤制天然氣項目為例，按當前技術水平，若僅計算煤制天然氣的直接成本，需要近1000 × 104 t/a的原料煤。如果煤價為100 CNY/t，綜合行業內煤制天然氣項目的平均成本水平，在不考慮管輸費用和過程中產生的各種稅費時，經濟規模下煤制天然氣項目的生產成本約為1.07 CNY/m3。煤炭價格是影響煤制天然氣項目生產成本最關鍵的因素，用作原料的煤炭占生產成本的40%左右，用作燃料的煤炭占20%左右，若考慮到煤炭價格的變動，對煤制天然氣生產成本影響可達到60%[3]。根據2022年新疆及內蒙古地區煤炭坑口價格平均值，選取150 CNY/t和350 CNY/t為基準，得到了不同煤炭價格下煤制天然氣生產成本，見表1。如表1所示，若坑口煤炭價格為150~350 CNY/t，則煤制天然氣成本在1.32~2.35 CNY/m3，相較于2020—2022年我國進口LNG平均價格（2.75 CNY/m3），煤制天然氣價格具有一定的競爭優勢。
表1 不同煤炭價格下煤制天然氣生產成本
若將煤化工行業納入碳排放管理，以2.2.2小節中的煤制天然氣項目排放水平為例，生產環節碳排放為0.044 t/m3，分別考慮5%、10%和20%的碳排放成本，疊加碳成本后的氣源成本見表2。如表2所示，隨著碳價格上漲，以及需支付的碳成本占比提升，氣源成本不斷增加，當碳價格為100 CNY/t、需支付的碳成本占比為20%時，氣源成本接近3 CNY/m3。
表2 疊加碳成本的煤制天然氣氣源成本
注： 煤價取300 CNY/t，對應煤制天然氣生產成本為2.094 CNY/m3。
3.2終端市場的綜合成本分析
天然氣管網實現互聯互通及公平開放后，各種氣源可以通過長輸管網運輸到目標區域，實現在終端市場的競爭。天然氣氣源終端價格主要由氣源成本和到達終端市場的管輸費兩部分構成。按照目前煤制天然氣運輸管線路徑，選取環渤海、長三角及中部地區作為目標區域市場，測算煤制天然氣達到終端區域市場的價格。其中，煤制天然氣生產成本取1.32~2.35 CNY/m3，管輸費取煤制天然氣外輸管線+長輸管線的價格，且長輸管線價格根據國家管網公司公布價區的平均運價率設定（內蒙古克什克騰旗至北京煤制天然氣管道運價率為0.9610 CNY/(km3·km)，國家管網中東部價區平均運價率為0.3175 CNY/(km3·km)，西北價區平均運價率為0.1380 CNY/(km3·km)），終端價格的區間見圖3。
圖3 煤制天然氣達到終端市場的價格區間
如圖3所示，煤制天然氣到達三個區域市場的終端價格差距較小，整體價格差在0.2~0.3 CNY/m3，由于管輸距離的原因，到達環渤海、中部地區的終端價格較長三角地區具有一定優勢。
3.3煤制天然氣市場價格競爭分析
目前，我國煤制天然氣已有約60 × 108 m3/a的消費量，以下分別從環渤海、長三角和中部地區三個區域市場分析預測2030年煤制天然氣的市場空間。
3.3.1環渤海區域市場
在環渤海地區，天然氣氣源包括內陸國產氣，中亞、中俄進口管道氣，渤海海氣，以及天津、河北和山東進口LNG等。未來山東、河北將新建大批LNG接收站，同時新增渤海海氣、煤層氣和煤制天然氣等氣源。根據相關省市能源規劃，到2030年，區域內天然氣需求量明顯增長。從氣源供應看來，增量氣源中LNG占比最大，其次是中俄東線進口管道氣。對區域內各氣源終端價格進行測算對比，煤制天然氣價格略低于LNG價格，高于其他氣源，因此該區域煤制天然氣的需求量受LNG價格波動的影響。
3.3.2長三角區域市場
在長三角地區，天然氣氣源包括內陸國產氣，中亞進口管道氣，東海海氣，寧波、舟山進口LNG，以及煤制天然氣等。未來江蘇、浙江和上海將新建大批LNG接收站，同時新增中俄進口管道氣等氣源。到2030年，區域內天然氣市場需求量明顯增長，較環渤海地區，供應增量主要依靠進口LNG。根據氣源價格測算對比，該區域煤制天然氣的需求量受到LNG價格波動的影響。
3.3.3中部地區區域市場
在中部地區，天然氣氣源包括內陸國產氣、中亞進口管道氣等，未來新增供應以煤層氣、頁巖氣和煤制天然氣等新增或潛在氣源為主。盡管煤制天然氣的經濟性弱于其他增量氣源，但區域內缺少如進口LNG等靈活性氣源，煤制天然氣可對滿足市場需求起到重要作用。到2030年，該區域市場需求增量小于環渤海和長三角地區，煤制天然氣與其他國產氣氣源共同滿足增量需求，煤制天然氣的需求量主要受到市場需求的影響。
以山東、浙江和湖北為例，分析了三個區域市場天然氣增量氣源的供應競爭形勢（圖4）。到2030年，在山東和浙江天然氣增量市場中，煤制天然氣的需求量受LNG價格和供應量的直接影響；在湖北，由于其他國產氣源的供應量有限，天然氣增量市場空間直接影響煤制天然氣的需求量。
3.4煤制天然氣市場需求分析
我國環渤海、長三角和中部地區中長期天然氣需求旺盛，以其為例進行不同氣源的競爭力分析，可以看出，將煤制天然氣作為補充和靈活調節氣源均有相應的市場需求，煤制天然氣的需求量主要由其氣源供應能力和價格競爭力決定，其他地區亦然。煤炭資源價格和進口LNG價格均對煤制天然氣市場需求產生影響，煤炭價格走高或者進口LNG持續低價，煤制天然氣的市場需求減少；煤炭價格走低或者進口LNG持續高價，煤制天然氣的市場需求增加。
綜合看來，我國天然氣需求規模不斷擴大，煤制天然氣行業產能、氣源供應能力穩步提升，煤制天然氣的市場需求也將持續增長。根據本文分區域天然氣市場供需結構分析，以及終端氣源競爭力分析數據，綜合我國環渤海、長三角和中部地區市場情況，到2030年，預計我國煤制天然氣市場需求量將達到100 × 108~110 × 108 m3，在天然氣需求中的占比將達到約2%。隨著市場消費量的增加，煤制天然氣的作用不容忽視，一方面作為靈活性氣源豐富了終端市場氣源供應，另一方面在其他氣源供應緊張時可有效彌補供應缺口。
4結語與展望
在實現雙碳目標和保障能源安全的發展形勢下，我國煤制天然氣產業面臨新的機遇。我國天然氣需求規模持續增長，提高資源儲備能力有利于產業鏈安全，我國煤炭資源豐富，煤制天然氣既可作為補充氣源也可承擔資源儲備作用。同時，煤制天然氣產業面臨多重挑戰，天然氣終端市場化競爭的環境下，煤制天然氣經濟性弱于國產氣和進口管道氣等氣源，在進口LNG價格走低時，也弱于進口LNG氣源；高碳排放等環保問題長期制約該產業發展，加快推進產業技術創新有助于提升產業發展空間。通過分析煤制天然氣到達終端市場的綜合成本構成，并對比終端市場多氣源的經濟性，預計到2030年，我國煤制天然氣市場需求量將達到100 × 108~110 × 108 m3。
對煤制天然氣產業發展提出如下3點建議。
（1）堅持適度發展，合理規劃布局。對已核準待建和建設中的煤制天然氣項目，建議對項目的碳排放水平、工藝技術進行綜合考量，制定嚴格的環保標準，確保項目符合低碳發展的長期要求。煤制天然氣項目建設周期長、投資規模大，應有針對性地規劃布局產業發展路線圖，促進行業升級發展。
（2）強調低碳發展，加強技術創新。在經濟可行的前提下，采用能耗低、節水和先進可靠的綠色工藝和技術，堅持升級發展，探索更加低碳和高效的煤炭清潔轉化途徑。
（3）加強市場研判，發揮戰略儲備和季節調峰作用。通過開展對終端市場消費特點、需求空間以及競爭氣源的分析，充分發揮煤制天然氣本土資源優勢。
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