中國煤制天然氣市場(chǎng)空間及展望

煤炭加工轉換生產(chǎn)天然氣過(guò)程中要消耗大量的煤炭資源和水資源,同時(shí)煤炭大量開(kāi)采對脆弱的生態(tài)環(huán)境也會(huì )帶來(lái)巨大影響。從國家能源戰略安全和技術(shù)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(zhì)煤炭資源適度發(fā)展煤制天然氣是必要的,但對于發(fā)展規模,各方面還沒(méi)有達成統一的認識,有待于進(jìn)一步綜合論證。

1、我國天然氣中遠期需求量預測

1.1 天然氣市場(chǎng)發(fā)展規律

對天然氣市場(chǎng)而言,從美國、英國、日本、俄羅斯等成熟國家的發(fā)展經(jīng)驗看,一般都經(jīng)歷了啟動(dòng)期、發(fā)展期、成熟期3個(gè)階段。天然氣市場(chǎng)發(fā)展各時(shí)期在資源、管道、市場(chǎng)、消費模式以及在能源消費中地位的特征詳見(jiàn)表。

天然氣市場(chǎng)的發(fā)展是一個(gè)較為長(cháng)期的過(guò)程,從啟動(dòng)期、發(fā)展期到成熟期通常歷時(shí)半個(gè)世紀或更長(cháng)時(shí)間(圖)。以日本和美國為例,日本從20世紀50年代開(kāi)始利用天然氣,70年代進(jìn)入快速發(fā)展期,2000年前后進(jìn)入成熟期,期間經(jīng)過(guò)了50年,之后消費增長(cháng)趨于緩慢。美國從1885年開(kāi)始利用天然氣,到1945年進(jìn)入快速發(fā)展期,1970年消費量達到6000×10⁸m³,之后消費量趨于穩定,部分年份曾下降到5000×10⁸m³以下。

新中國成立后川渝地區開(kāi)始少量利用天然氣,到2004年西氣東輸管道建成投產(chǎn),市場(chǎng)才進(jìn)入快速發(fā)展階段,啟動(dòng)期經(jīng)歷了漫長(cháng)的55年。從當前經(jīng)濟社會(huì )發(fā)展所處階段和市場(chǎng)發(fā)展規律看,我國天然氣利用的快速發(fā)展期要持續到2035年左右,2035年以后中國天然氣市場(chǎng)將進(jìn)入成熟期,到21世紀中葉天然氣市場(chǎng)完全成熟。

1.2 我國天然氣需求量預測

2013年春季以來(lái)全國大面積出現連續的霧霾天氣,讓全社會(huì )深刻認識到改善環(huán)境已刻不容緩。2013年9月,國務(wù)院下發(fā)了《大氣污染行動(dòng)計劃》,環(huán)境保護部、發(fā)改委等6部門(mén)聯(lián)合下發(fā)了《京津冀及周邊地區大氣污染防治行動(dòng)計劃實(shí)施細則》,要求到2017年全國PM2.5濃度普降10%,京津冀、長(cháng)三角、珠三角三個(gè)重點(diǎn)區域分別下降25%、20%、15%;全國煤炭消費比重降到65%以下。

各地市紛紛制定了大氣污染治理實(shí)施方案,如淘汰市區燃煤小鍋爐,劃定無(wú)煤區等,加快了采暖煤改氣、工業(yè)鍋爐煤改氣、熱電項目煤改氣的步伐,天然氣行業(yè)發(fā)展迎來(lái)了前所未有的機遇。

天然氣消費受需求和供應兩方面因素的影響。西氣東輸管道建成以來(lái),在國際油價(jià)不斷上漲、國內天然氣價(jià)格較低的大背景下,我國天然氣消費量快速增長(cháng)。2013年7月,發(fā)改委公布天然氣價(jià)格改革方案,除居民用氣價(jià)格不作調整,其他用氣價(jià)格全部提高,這在一定程度上抑制了市場(chǎng)需求量的增長(cháng),但國內天然氣產(chǎn)量的增長(cháng)仍無(wú)法滿(mǎn)足市場(chǎng)需求。

綜合各方面因素,在國家電價(jià)、氣價(jià)、熱價(jià)等用氣領(lǐng)域提供一定補貼的情況下,預計2015年我國天然氣消費需求量為2300×108m3,2020年增加到3800×108m3,2030年有望達到5200×108m3。2010-2020年平均每年增加270×108m3,年均增速13.4%,繼續保持快速增長(cháng)態(tài)勢;2020-2030年增速大大放緩,但仍有3.2%的增速(圖)。

隨著(zhù)天然氣消費規模的擴大,天然氣利用結構也在發(fā)生變化。從提高能源利用效率、有效改善大氣環(huán)境的角度來(lái)考慮,今后天然氣利用方向將依次為城市氣化、工業(yè)燃料置換、天然氣汽車(chē)、分布式能源、天然氣發(fā)電。未來(lái)天然氣利用比例大致是城市燃氣占1/3、工業(yè)燃料占1/3、發(fā)電和化工兩個(gè)行業(yè)之和占1/3,類(lèi)似于美國的均衡型結構。

2、煤制天然氣市場(chǎng)空間分析

2.1 我國天然氣資源供應潛力

我國可供天然氣資源包括國產(chǎn)常規天然氣、非常規頁(yè)巖氣與煤層氣、煤制天然氣,以及國外進(jìn)口管道氣和LNG。依據國家天然氣、煤層氣、頁(yè)巖氣發(fā)展“十二五”規劃,并參考相關(guān)文獻對資源勘探開(kāi)發(fā)前景的分析,預測各類(lèi)資源供應潛力大致如下。

1)國產(chǎn)常規天然氣資源(包括致密氣)主要來(lái)自四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地、南海海域等。

其中,致密氣資源品質(zhì)低、投資大、成本高、開(kāi)發(fā)效益差,屬于典型的非常規天然氣資源,也是技術(shù)基本成熟、短期內可以快速上產(chǎn)的最現實(shí)資源類(lèi)型,但目前我國未將致密氣列入非常規資源管理,缺少必要的扶持政策支持,發(fā)展積極性受到影響。

2013年常規氣產(chǎn)量為1178×108m3,同比增長(cháng)9.8%。國家天然氣發(fā)展“十二五”規劃提出:2015年國內常規氣的產(chǎn)量將達到1385×108m3。根據目前勘探開(kāi)發(fā)形勢并參考相關(guān)文獻,預計2020年國內常規天然氣產(chǎn)量大致為1800×108m3,2030年可增加到2500×108m3。

2)非常規天然氣資源包括煤層氣和頁(yè)巖氣,是未來(lái)我國天然氣上產(chǎn)的重點(diǎn)領(lǐng)域。

煤層氣在國內已實(shí)現商業(yè)開(kāi)采,2013年地面抽采量約30×108m3;頁(yè)巖氣尚處于摸索試采階段,2013年產(chǎn)量約為2×108m3?！秶颐簩託?煤礦瓦斯氣)開(kāi)發(fā)利用“十二五”規劃》提出,2015年煤層氣地面開(kāi)發(fā)產(chǎn)量達到160×108m3;《頁(yè)巖氣發(fā)展規劃2011—2015年》提出,2015年實(shí)現頁(yè)巖氣產(chǎn)量65×108m3,2020年力爭達到600×108~1000×108m3。

筆者按穩健開(kāi)發(fā)的方式考慮,2015年煤層氣產(chǎn)量按60×108m3、2020年按120×108m3考慮,2030年將達到300×108m3。頁(yè)巖氣方面,盡管美國已實(shí)現“頁(yè)巖氣革命”,但我國剛啟動(dòng)先導試驗項目,勘探開(kāi)發(fā)經(jīng)驗非常有限,對可采儲量認識不足,關(guān)鍵成套技術(shù)仍在探索完善之中,同時(shí)規模開(kāi)發(fā)還面臨水資源短缺和環(huán)境風(fēng)險,實(shí)現規劃目標面臨非常大的挑戰。穩妥考慮,本文頁(yè)巖氣產(chǎn)量2015年按60×108m3、2020年按300×108m3考慮,2030年將達到600×108m3。

3)煤制天然氣目前已有4個(gè)項目獲得發(fā)改委核準,分別是慶華集團在新疆伊寧的55×108m3項目,大唐在赤峰克什克騰旗的40×108m3項目、大唐在遼寧阜新的40×108m3項目,以及內蒙古匯能公司在鄂爾多斯的16×108m3項目,合計產(chǎn)能151×108m3。

其中大唐克什克騰旗一期、新疆慶華一期各13.75×108m3于2013年12月正式投產(chǎn)供氣,2014年1月由于環(huán)保、設備可靠性等問(wèn)題又被迫停產(chǎn),中斷向市場(chǎng)供氣。根據各項目建設進(jìn)展,穩妥考慮2015年全國能夠實(shí)現的煤制天然氣產(chǎn)量約為50×108m3,2020年僅考慮已核準項目,全部建成后總產(chǎn)能合計為150×108m3。

4)進(jìn)口管道天然氣主要有3個(gè)方向:

①中亞方向,氣源來(lái)自土庫曼斯坦、哈薩克斯坦等中亞國家;

②緬甸方向;

③俄羅斯東線(xiàn),經(jīng)過(guò)長(cháng)達20年馬拉松式的前期研究和談判,2014年5月22日普京總統訪(fǎng)華期間兩國石油公司簽訂了購銷(xiāo)合同,計劃在2018年底開(kāi)始向中國供氣。

3個(gè)方向預計2015年可向中國供氣460×108m3左右,2020年增加到1000×108m3,2030年按2020年資源量考慮。

5)沿海LNG進(jìn)口資源采購比較靈活,根據現有合同預計,2015年進(jìn)口資源量大致為400×108m3,2020年增600×108m3,2030年同樣按2020年資源量考慮。

綜合上述各類(lèi)資源,并減去油氣田生產(chǎn)自耗、管道耗氣和儲氣庫墊底氣,常規氣、煤層氣、頁(yè)巖氣的商品率平均按90%計算并進(jìn)行圓整,預計2015年全國可供商品氣量為2120×10⁸m³,2020年增加到3500×10⁸m³,2030年有望達到4800×10⁸m³,具體見(jiàn)表。

2.2 煤制天然氣市場(chǎng)空間

煤制天然氣項目發(fā)展空間可以從天然氣市場(chǎng)供需總體平衡中得到。根據前面的分析,預測我國天然氣消費需求量2020年為3800×10⁸m³,2030年有望增加到5200×10⁸m³。

資源供應方面,若不考慮新增進(jìn)口LNG和管道氣項目,2020年商品氣量為3500×108m3,2030年為4800×108m3。由此判斷,2020年我國新建煤制天然氣項目市場(chǎng)空間大致為300×108m3,2030年大致為400×108m3,見(jiàn)表。

3、我國煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展要素分析

3.1 煤制天然氣項目發(fā)展現狀

為防止煤制天然氣等煤化工項目無(wú)序發(fā)展,2009年以來(lái)發(fā)改委曾連發(fā)多個(gè)文件,上收審批權,并設置了嚴格的項目準入制度。面對我國大氣環(huán)境污染日益嚴峻的形勢,2013年9月國務(wù)院印發(fā)了《大氣污染防治行動(dòng)計劃》,其中第四條談到“制定煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展規劃,在滿(mǎn)足最嚴格的環(huán)保要求和保障水資源供應的前提下,加快煤制天然氣產(chǎn)業(yè)化和規?；椒?rdquo;。

在此政策引導下,2013年9月以來(lái)國家對煤制天然氣項目的審批可謂“開(kāi)閘”,全球最大的煤制天然氣項目(新疆準東年產(chǎn)300×108m3示范項目)取得了發(fā)改委的“路條”文件(表)。

3.2 煤制天然氣項目發(fā)展的驅動(dòng)因素

當前,煤制天然氣項目備受青睞的原因,可以總結為以下幾點(diǎn)。

1)我國天然氣供應長(cháng)期存在缺口,2020年平衡缺口大致為300×108m3,2030年缺口約為400×108m3。

2)煤制天然氣相比進(jìn)口氣價(jià)格上有競爭力。

目前示范階段,煤制天然氣項目單位產(chǎn)能投資水平為5~7元/m3,具體與項目規模、建設地點(diǎn)、工程建設內容及外部配套有關(guān)。以某典型40×108m3煤制氣項目為例,采用魯奇公司BGL煤氣化工藝,項目年耗原料煤986×104t、燃料煤272×104t,年外購電2.56×108kWh、新鮮水2528×104t,建設投資約247億元。若內部收益率按10%考慮,當煤炭?jì)r(jià)格為100元/t、150元/t、200元/t、250元/t、300元/t時(shí),估算煤制氣價(jià)格介于1.57~2.22元/m3(表)。

若項目建在新疆地區,煤制天然氣與進(jìn)口中亞氣在霍爾果斯入境點(diǎn)的價(jià)格對比,可以看出煤制天然氣具有較大的競爭優(yōu)勢(表)。

內陸省份以北京市為例,根據2013年7月國家天然氣價(jià)格改革方案,增量氣門(mén)站價(jià)格為3.14元/m3。2013年12月24日剛投產(chǎn)供氣的大唐赤峰煤制氣項目與中石油簽訂的供銷(xiāo)協(xié)議結算價(jià)為2.75元/m3,比增量氣門(mén)站價(jià)低0.39元/m3,煤制氣相比國內自產(chǎn)氣價(jià)格競爭力顯著(zhù)。

3)煤炭富集省份資源就地轉化愿望迫切。

據《2012年中國國土資源公報》,截至2011年底,全國煤炭保有探明儲量為1.3779×1012t,其中新疆、內蒙古兩個(gè)自治區資源儲量占全國的60%以上,豐富的煤炭資源為這些地區發(fā)展煤制天然氣、煤制油產(chǎn)業(yè)提供了充足的資源基礎,地方政府為此傾注了極大的熱情,迫切希望將資源優(yōu)勢轉化為經(jīng)濟優(yōu)勢。

近兩年出現的煤炭產(chǎn)能過(guò)剩、煤炭?jì)r(jià)格下滑也促使政府和煤炭企業(yè)尋求資源型經(jīng)濟轉型之路,寄希望于把過(guò)剩的煤炭轉移到天然氣上來(lái)。此外,國家《大氣污染防治行動(dòng)計劃》提出:到2017年煤炭占全國能源消費總量比重降到65%以下,京津冀及周邊地區已制定了實(shí)施細則,采取禁煤、控煤、壓煤、加快淘汰落后產(chǎn)能等一系列措施,到2017年實(shí)現削減煤炭消費量8300×104t的目標,此舉將成為內蒙古等地加快煤制天然氣發(fā)展的新推動(dòng)力。

3.3 煤制天然氣項目發(fā)展的制約因素

3.3.1 面臨水資源與生態(tài)環(huán)境壓力

中國人均水資源量?jì)H為世界平均水平的1/4,且全國分布極不均勻。中西部地區屬于缺水地區,尤其是內蒙古河套地區大量抽取黃河水,用水量已超過(guò)黃河的承載能力(表)。煤制天然氣項目耗水量巨大,據已開(kāi)展前期工作的示范項目可研成果,單位產(chǎn)品新鮮水消耗量大概在7t/1000m3,年產(chǎn)40×108m3的項目每年耗水量多達2800×104。

目前主要煤化工發(fā)展區的通行做法有兩種:

①興建引水設施,如新疆建設了“引額濟烏”工程;

②實(shí)行工農業(yè)用水水權置換,但通過(guò)水權置換有可能導致地下水位下降,引發(fā)植被退化、土地沙化等生態(tài)問(wèn)題。

除了水資源問(wèn)題外,大規模發(fā)展煤制天然氣產(chǎn)業(yè)開(kāi)采煤炭將加劇破壞周邊土地資源、惡化生態(tài)環(huán)境。

3.3.2 國際上面臨CO2減排壓力

低碳發(fā)展已成為新一輪國際經(jīng)濟增長(cháng)點(diǎn)和競爭焦點(diǎn),其核心是建立高能效、低排放的發(fā)展模式。中國溫室氣體排放總量已居世界首位,2012年排放量達到92.1×108t,占全球總排放量345×108t的26.7%,國際上面臨著(zhù)巨大的減排壓力,政府已承諾到2020年單位GDP的排放量比2005年減少40%~45%。

與煤制油、煤制甲醇相比,煤制天然氣在二氧化碳排放方面雖具有一定優(yōu)勢(圖),但仍然屬于高排放產(chǎn)業(yè)。以采用魯奇碎煤加壓氣化工藝、年產(chǎn)能40×108m3煤制天然氣項目為例,每年消耗煤炭約1800×104t,排放CO2約1700×104t。因此,發(fā)展煤制天然氣產(chǎn)業(yè)必須重視CO2捕集與封存,否則將不利于減排目標的實(shí)現。煤制天然氣項目CO2濃度超過(guò)80%,具有開(kāi)展封存和利用的條件,但現階段受制于經(jīng)濟、技術(shù)和地質(zhì)等方面因素,全面實(shí)現捕集封存仍無(wú)法做到。

2013年5月,《中華人民共和國環(huán)境保護稅法(送審稿)》首次將CO2納入征稅范圍,提出按照CO2排放當量征收10~100元/t,政府根據需求定期發(fā)布,逐步增長(cháng)。2013年6月,全國首家碳排放權交易所-深圳排放權交易所正式開(kāi)市,運行6個(gè)月碳交易價(jià)格介于28~140元/t。如果按照80元/t價(jià)格測算,對煤制天然氣項目相當于成本增加0.34元/m3,將大大降低煤制天然氣與進(jìn)口管道氣的價(jià)格競爭力。

3.3.3 國內面臨節能降耗壓力

煤作為能源,利用路線(xiàn)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,其中轉化制天然氣效率是最高的,理論上可超過(guò)60%(圖)。但如果將煤制成的天然氣再用來(lái)發(fā)電,按聯(lián)合循環(huán)電廠(chǎng)熱效率55%計,不考慮天然氣輸送過(guò)中的能耗,從煤到發(fā)電的綜合利用效率僅為33%,遠低于超超臨界機組煤炭直接發(fā)電45%的效率水平。

如果煤制天然氣作為汽車(chē)燃料使用,低于煤發(fā)電驅動(dòng)電動(dòng)車(chē)約31%的效率水平,這主要由于燃氣發(fā)動(dòng)機的熱效率大大低于電機(表)所致。因此,從綜合能源利用效率看,煤制天然氣用于發(fā)電或用作汽車(chē)燃料是很不合適的。

測算表明,煤制天然氣項目萬(wàn)元產(chǎn)值能耗處于較高水平,遠高于煤制油、煤制燃烴,也高于煤炭直接發(fā)電(圖)。測算時(shí),煤制氣出廠(chǎng)價(jià)按2.0元/m3測算,煤制氣項目萬(wàn)元產(chǎn)值能耗為11.5tce(tce表示1t標準煤當量,tonofstandardcoalequivalent,1tce≈29.3GJ,下同);煤制油產(chǎn)品出廠(chǎng)價(jià)按8000元/t測算,此類(lèi)項目萬(wàn)元產(chǎn)值能耗約為5tce;煤炭直接發(fā)電,按超超臨界機組效率45%、上網(wǎng)電價(jià)0.35元/kWh計算,萬(wàn)元產(chǎn)值能耗為7.8tce;煤制烯烴產(chǎn)品平均按12000元/t計算,萬(wàn)元產(chǎn)能耗為4.8tce。

另一方面,按2005年不變價(jià)計算,2010年我國萬(wàn)元生產(chǎn)總值能耗指標為1.03tce,如按2010 年的當年價(jià)計算為0.8tce,國家“十二五”規劃提出2015年這一指標下降17%,則屆時(shí)將降至0.66tce。因此,大規模發(fā)展煤制氣無(wú)疑將增加國家和地區節能降耗壓力,與當前全球倡導的節能減排行動(dòng)是相悖的。

4、對煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的幾點(diǎn)建議

4.1 支持研發(fā)和示范,環(huán)境上嚴格準入

目前國際上唯一建成規?；a(chǎn)的煤制天然氣項目?jì)H有美國大平原制氣廠(chǎng)一家,其產(chǎn)能為16×108m3/a。該工廠(chǎng)系20世紀70年代末石油危機時(shí)期啟動(dòng)建設,1984年建成投產(chǎn),由于美國天然氣價(jià)格長(cháng)期處于低位,工廠(chǎng)一直處于虧損狀態(tài)。20世紀90年代起,通過(guò)加大副產(chǎn)品開(kāi)發(fā)力度,生產(chǎn)液氨、焦油、苯酚等副產(chǎn)品,并將副產(chǎn)的CO2通過(guò)管道輸送到油田用于驅油,才逐步實(shí)現了盈利。

2006年前后,在國際油價(jià)持續高漲背景下,美國、韓國也曾提出建設煤制氣項目,但在油價(jià)波動(dòng)、環(huán)境減排收緊的大環(huán)境下,規劃的項目都沒(méi)有付諸實(shí)施。目前,大型甲烷化技術(shù)只有丹麥托普索TREMP技術(shù)、英國戴維公司CRG技術(shù)、德國魯奇三家,我國當前開(kāi)展的煤制天然氣項目均采用國外技術(shù)。

國外的經(jīng)驗是研發(fā)上長(cháng)期支持,示范中嚴密跟蹤,環(huán)境上嚴格準入。當前我國各地盲目發(fā)展的主要誘因是資源價(jià)格扭曲和污染成本被嚴重低估,未來(lái)發(fā)展必須嚴格環(huán)境評價(jià)和水資源保護,量水而行、量環(huán)境容量而行,對CO2排放及捕捉要有明確的責任,新上示范項目必須核算從煤炭開(kāi)發(fā)到終端使用全生命周期的能源轉換效率,煤炭資源價(jià)格按市場(chǎng)價(jià)格測算。

4.2 結合我國的國情因地制宜適度發(fā)展

我國油氣供應安全形勢嚴峻,適度發(fā)展煤制天然氣可降低油氣對外依存度,緩解天然氣供應緊張的局面。但另一方面,我國煤炭資源總體儲量盡管豐富,人均儲量只有世界平均水平的60%,有限的煤炭資源應首先保障發(fā)電、冶金等行業(yè)利用(目前我國煤炭約45%用于發(fā)電供熱、約38%用于鋼鐵冶煉與加工、約8%用于建材,約5%用于化工)。

考慮到新疆、內蒙古等地具有豐富的低熱值褐煤、高硫煤、高灰分煤資源,直接燃燒將帶來(lái)大量硫、氮和灰塵污染,并且這些資源遠離消費中心,運輸成本高、損耗大。利用這些地區相對豐富的低品質(zhì)煤炭資源適度發(fā)展煤制天然氣,是煤炭清潔利用的有效途徑之一,并且通過(guò)副產(chǎn)品回收和CO2捕集封存,相比直接燃燒可大大減少硫化物、氮氧化物和CO2排放量。

綜合考慮市場(chǎng)空間、水資源、環(huán)境容量、煤炭清潔利用技術(shù)的發(fā)展,以及國產(chǎn)和進(jìn)口天然氣資源落實(shí)程度,并考慮國外進(jìn)口氣和國產(chǎn)煤層氣、頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)的不確定性,初步認為2020年煤制天然氣產(chǎn)業(yè)的合理規模為300×108m3、2030年為400×108m3,峰值達到800×108m3。如按照中國工程院《中國能源中長(cháng)期(2030年、2050年)發(fā)展戰略研究》課題組提出的我國煤炭工業(yè)可持續發(fā)展產(chǎn)能不超過(guò)38×108t測算,若生產(chǎn)800×108m3煤制天然氣,約消耗低品質(zhì)煤炭4.8×108t,占屆時(shí)全國煤炭產(chǎn)量的10%,可以說(shuō)是控制在合理范圍內。

4.3 煤制天然氣利用方向應定位于城市燃氣和工業(yè)燃料

以煤為燃料可以直接發(fā)電,或者作為原料生產(chǎn)甲醇、二甲醚、天然氣、汽柴油等產(chǎn)品,各種方式能源轉換效率有較大差別,在轉換環(huán)節煤制天然氣的效率高于其他,先進(jìn)水平可以達到56.5%,而煤炭液化轉換效率僅為40.3%。煤制天然氣利用方向應從能源綜合利用效率的角度來(lái)加以考量。

煤可以直接生產(chǎn)化工原料,因此用煤制天然氣再生產(chǎn)合成氨、甲醇等化工產(chǎn)品顯然是不合理的。煤制天然氣用于發(fā)電和供熱,聯(lián)合循環(huán)發(fā)電熱效率按55%、熱電聯(lián)供熱效率按75%計算,則從煤到天然氣、再到發(fā)電和供熱的綜合利用效率為31%~42%,甚至低于超臨界機組燃煤直接發(fā)電效率。

如果加工轉換后的產(chǎn)品作為交通運輸行業(yè)的燃料,再考慮汽車(chē)發(fā)動(dòng)機的效率差異,則煤炭直接發(fā)電、供電動(dòng)汽車(chē)的綜合利用率最高,約為31%;煤制天然氣的綜合利用效率盡管高于煤制甲醇、煤制二甲醚和煤制油,但也僅為煤直接發(fā)電供電動(dòng)汽車(chē)的一半。

當前,為解決城市大氣污染問(wèn)題,各地都在積極推廣電動(dòng)汽車(chē)、天然氣汽車(chē),鑒于煤直接發(fā)電向電動(dòng)車(chē)供電效率遠高于煤制天然氣供天然氣汽車(chē)。因此煤制天然氣供汽車(chē)使用也很不合理,莫不如直接發(fā)展電動(dòng)汽車(chē)。綜上所述,從能源系統綜合利用效率來(lái)考慮,煤制天然氣的利用方向應定位于城市燃氣和工業(yè)燃料,替代分散燃燒的煤炭,有效減少煤煙污染。

4.4 煤制天然氣項目發(fā)展應統籌規劃布局

近兩年,新疆、內蒙古、山西、安徽、云南、貴州等多個(gè)省份提出了一大批煤制天然氣項目,總規模多達2800×10⁸m³/a,如果全部建成每年需消耗原煤13×10⁸t煤,全國超過(guò)三分之一的產(chǎn)煤量將用來(lái)生產(chǎn)天然氣,顯然極不合理。煤制天然氣與煤制油、煤制甲醇相比,技術(shù)相對成熟,在節能、節水和二氧化碳排放方面具有優(yōu)勢;以劣質(zhì)煤為原料加工轉換,為低品質(zhì)褐煤的增值利用提供了方向,符合我國煤化工發(fā)展的要求。

但是,煤制天然氣在世界上的發(fā)展是不均衡的,從整個(gè)能源系統效率和節能減排角度看,不宜遍地開(kāi)花都去搞。煤制天然氣是資源、資金、技術(shù)密集型產(chǎn)業(yè),項目建設需要綜合考慮煤炭開(kāi)采與轉化、水資源保障、技術(shù)集成與優(yōu)化,配套天然氣管網(wǎng)建設等諸多外部配套支持條件,是一個(gè)復雜的系統工程。因此,煤制天然氣項目必須在國家的能源規劃指導下統籌考慮、合理布局,做好總量控制。

現階段,我國煤制天然氣技術(shù)已有一定的研發(fā)基礎,但第一個(gè)工業(yè)化項目剛剛建成投產(chǎn),在技術(shù)可靠性、設備大型化、運行長(cháng)周期等方面還存在風(fēng)險,關(guān)鍵設備、工藝還有賴(lài)進(jìn)口,大規模推廣還有待于在實(shí)踐中進(jìn)一步摸索。

未來(lái)5年內,政府監管工作重點(diǎn)應是示范升級,提高技術(shù)水平和示范規模,觀(guān)察總結示范項目運行的環(huán)保性、經(jīng)濟性,作為未來(lái)制定相應政策和產(chǎn)業(yè)走向的重要參考依據。對企業(yè)而言,應關(guān)注天然氣市場(chǎng)供需、煤層氣及頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)進(jìn)展,以及國家政策動(dòng)向和示范項目的效果,避免盲目投資,做到有的放矢。（其他作者為周淑慧，田瑛，陳進(jìn)殿，魏傳博）