摘要：全面分析了國內外煤制天然氣的技術進展 、產業化發展現狀 、生產成本和經濟性 ，并對我國煤制 天然氣產業發展中的主要問題進行了分析思考，提出了相關建議 。認為我國已經基本掌握了煤制天然氣全 產業鏈關鍵核心技術，產業發展取得顯著進步，但也存在一些不容忽視的問題，主要包括：項目規劃多 、投 產少，存在技術 、環保 、安全等風險和挑戰，需要繼續推進工業裝置示范運行和技術進步；生產成本較高 、經 濟性不強，需要進一步降低成本，提高市場競爭力；資源配置 、管網接入 、市場準入接受度較低，需要著力推 進與傳統天然氣的協調發展；生產過程 CO₂ 排放量較大，需要加強 CO₂ 捕獲 、利用與封存（CCUS）技術的應 用及綠氫的引入，促進碳循環和“零碳”排放，推動煤制天然氣產業規模化發展 。

關鍵詞：煤制天然氣；技術進展；產業現狀；生產成本；經濟性；問題分析

      隨著“雙碳 ”戰略的實施，我國加快調整以煤為主的能源消費結構，天然氣以其綠色低碳、高效清潔的特點，在促進能源結構轉型、實現碳達峰碳中和目標進程中發揮著重要的橋梁作用。據《中國天然氣發展報告（2022）》，2021 年我國天然氣表觀消費量為 3690×10⁸ m³ ， 在一次能源消費結構中的占比升至 8.9%。在碳中和目標下，預計我國2035—2040年的天然氣消費量將達到峰值 （ 6 000～6 500）×10⁸ m³，2060年的消費量約為（3 500～5 300）×10⁸ m³，在一次能源消費結構中占比10%左右。根據《BP 世界能源統計年鑒（2022）》發布數據，2022 年中國液化天然氣（LNG）進口量達到 1095×10⁸ m³，管道天然氣進口量 532×10⁸ m³，總消費量 3787×10⁸ m³，是全球最大的天然氣進口國（對外依存度達43%）。在此背景下，持續加快開發利用煤制天然氣、頁巖氣 、煤層氣等非常 規天然氣很有必要。利用我國相對豐富的煤炭資源發展煤制天然氣，是對開采天然氣的必要補充，一方面有助于推進煤炭資源清潔化利用，實現能源供給多元化；另一方面可以降低對進口天然氣的依賴，為保障天然氣供應安全發揮作用。經過多年技術研發與產業化實踐，我國煤制天然 氣技術不斷成熟完善， 但也存在產業化步伐緩慢 、產業規模較低 、經濟性不強等實際問題，值得行業人員深入思考和研究 。

1   國外煤制天然氣發展概況

1. 1   技術進展

      煤制天然氣技術分為“二步法 ”和“一步法”。 前者即傳統煤制天然氣工藝，其中的煤炭氣化與合成氣甲烷化反應過程分開進行 ，已經實現規模化工業應用 ；后者則是在催化劑作用下，煤氣化與甲烷化過程在同一個反應器（氣化爐）中進行，是目前正在開發探索的煤制天然氣新技術。

1. 1. 1  “ 二步法”工藝

      “二步法”工藝（見圖 1）是煤炭經過氣化反應生產合成氣，合成氣經變換、凈化后，在催化劑作用下經甲烷化反應，生產熱值符合規定的替代天然氣產品，同時副產硫磺、石腦油、焦油、粗酚、液氨等。 凈化過程中生成的 H₂S 氣體經過硫回收裝置得到單質硫 ，CO₂  氣體經過CO₂捕獲、利用與封存（CCUS）技術處理得到化工利用或地質封存。其中最關鍵的技術環節是煤氣化與合成氣甲烷化。

圖 1   “ 二步法 ”煤制天然氣工藝流程示意

      煤炭氣化技術    采用先進高效的氣化技術對于提高煤炭轉化效率和粗煤氣產量至關重要。自20世紀70年代起到目前，煤炭氣化技術的發展歷經4代技術：第1代為固定床（移動床）氣化技術，分為常壓和加壓兩種，多以塊煤和小顆粒煤為原料制取合成氣，裝置規模 、原料、能耗及環保的局限性較大，代表性技術如德國Lurgi公司開發的加壓 Lurgi 氣化技術和中國化學賽鼎工程有限公司開發的BGL氣化技術等，均要求入爐煤有一定的粒度和均勻性，以保證床層的均勻性和透氣性；第2代是流化床（沸騰床）氣化技術，采用碎煤進料，灰渣循環使用，仍存在氣化溫度較低、停留時間短、要求原料煤有較好的反應性等不足， 代表性技術有德國開發的常壓Winkler爐和德國Uhde公司開發的加壓HTW爐氣化技術等；第 3代是氣流床氣化技術，采用干煤粉或水煤漿進料、液態排渣，原料適應范圍寬，氣化能力大，碳轉化效率高，符合大型化要求，而且該氣化技術近年來發展較快，是當前煤氣化的主流工藝技術，代表性技術有美國 Texaco 公司開發的GE-Texaco 水煤漿氣化、英荷Shell 公司開發的Shell 粉煤氣化、美國ConocoPhillips公司開發的E-Gas氣化、德國Siemens 公司開發的GSP氣化技術等；第4代氣化技術尚處于試驗階段，如煤炭地下氣化（UCG）、催化氣化、加氫氣化、等離子體氣化、太陽能氣化、核能余熱氣化等。

      在上述第 4 代氣化技術中，UCG 作為一種潛在的煤炭清潔開采利用方式受到國內外越來越多的重視。相較于傳統的采煤-地面氣化，UCG 技術直接在地下完成煤炭氣化反，將灰渣留在地下，避免廢氣、廢水、廢渣對地上環境造成污染，故是深部煤炭資源開發的有效途徑 ， 在經濟性 、 安全性 、清潔性等方面具有明顯的優勢。 國外發展UCG技術已有 100 多年， 盡管英國、澳大利亞、南非、加拿大、美國、中歐地區等均開展了該技術相關試驗，但由于技術及經濟等因素制約，多以淺部煤層氣化為主，目前仍處于工程試驗階段，而深部UCG在環境保護方面更有優勢，但是制約深部UCG發展的氣化爐構建和氣化燃燒控制等關鍵技術還需進一步試驗攻關。開展煤炭地下氣化的關鍵，首先是地質、地表、技術條件等方面的選址評價，其次是氣化爐建造技術，包括井型優選、注氣井與采出井連通的精準入靶技術、鉆井液防漏堵漏技術、井筒完整性技術等，此外還有實時監測和控制技術、可控后退燃燒技術等運行控制技術。從各國開展的UCG試驗探索進程可知，未來技術總體上有 3 個發展方向：（1）與CCUS、整體煤氣化聯合循環發電（IGCC）相結合；（2）與 CCUS、燃料電池或氣體透平相結合；（3）與CCUS、費 - 托（F-T）合成化學品相結，以實現UCG技術低碳減排和效益最大化。

      甲烷化技術    甲烷化是合成氣中的CO，CO₂和H₂，在一定的溫度、壓力及催化劑作用下，進行化學反應生成甲烷的過程。國際上商業化的甲烷化工藝主要有英國Davy公司的 HICOM 工藝（采用兩段轉化）、丹麥Topsoe公司的TREMP工藝 （采用 3 臺串聯絕熱反應器）和德國 Lurgi 公司的固定床氣化工藝（采用 3 臺固定床反應器）。由于甲烷化反應是強放熱反應，為有效控制及利用反應熱，并維持適宜的反應溫度，工業上一 般采用絕熱反應器配合循環外移熱的解決方法，Davy公司 HICOM工藝、Topsoe 公司 TREMP 工藝均采用該方案。以 HICOM 甲烷化工藝為例，該工藝包括主甲烷化和輔助甲烷化兩級，采用 4~6 臺反應器串并聯；第 1 級為主甲烷化工段，根據處理氣量不同而采用 2 臺或更多臺絕熱反應器以串并聯的形式完成主甲烷化反應；第 2 級為輔助甲烷化工段， 由 2～3 臺絕熱甲烷化反應器串聯組成，進行補充甲烷化，并產生 500 ℃以下次高溫氣體用于工藝換熱。甲烷化催化劑主要有鎳基、鐵基、 鈷基 、銅基等催化劑，其中鎳基催化劑最為常用 ， 以氧化鋁及相關助劑為載體，具有活性高、選擇性好 、穩定性強等優點。全球甲烷化催化劑主要供應商包括： 英國 Davy 公司、Johnson Matthey公司 、法國Axens公司 、丹麥 Topsoe 公司、德國 Basf  公司等。 目前已經進入商業市場的催化劑是英國 Davy 公司的 CEG 系列催化劑 、德國 Basf  公司的 G 1 系列鎳基催化劑，丹麥 Topsoe 公司的  MCR-2 X 系列催化劑，三者均為鎳基催化劑 。今后甲烷化催化劑的開發方向是：（1） 開發新型的活性組分，如貴金屬、多金屬等，以提高催化劑的活性和穩定性；（2）優化載體的結構和形貌 ，如納米材料、多孔材料等，以增加催化劑的比表面積和強度；（3）探索新型的助催化劑，如堿金屬、稀土金屬等， 以調節催化劑的電子結構和酸堿性；（4）利用多重外場作用（如電場 、光場 、磁場等）激發催化劑的潛在活性。

1. 1. 2   “ 一步法 ” 工藝

      由于“二步法 ”工藝流程較長 、生產過程較為 復雜 、裝置投資高 ，美國 GPE 公司在 Exxon 公司 的研究基礎上，于 20 世紀 80 年代開發了煤催化 氣化 “ 一步法 ”合成天然氣技術 ， 也稱 “ 藍氣 （BlueGas）”技術，其工藝流程見圖 2。

圖 2   “ 一步法 ”煤制天然氣工藝流程示意

      相較于傳統“二步法”，“一步法 ”煤制天然氣  工藝是在同一反應器中，煤粉顆粒、催化劑與蒸汽  同時發生煤氣化和甲烷化反應， 甲烷化反應釋放  的熱量可為煤氣化反應提供部分所需熱量 ，從而  降低能耗；而且煤直接甲烷化技術需要的設備少、 投資低、能耗低 ，是煤制天然氣領域新的研究熱點。“一步法”工藝技術的優勢體現在：（1）原料多樣化，可以使用煤、石油焦等碳質原料；（2）反應溫度（650～750 ℃)較低，能耗低；（3）產品質量高， 合成天然氣的甲烷體積分數高達97% 以上 ；（4）CO₂ 排放量（1.25 kg/m³）少，因不產生洗焦廢水，故對環境污染較小。其缺點是催化劑穩定性差，易失活或積炭，不易分離回收，并且反應器設計復雜，需要考慮流化床的流態化和分布均勻性。

      “一步法 ”工藝中使用的催化劑，能夠促進煤和氣化介質在加壓流化床反應器內同時發生煤氣化、變換和甲烷化 3 個反應，并生成高甲烷含量的產品氣。其催化劑種類主要有堿金屬（K，Na，Li 等 ）、過渡金屬（Fe，Co，Ni 等 ）和堿土金屬（Ca  等）。近年，美國 GPE 公司積極在中國尋求合作伙伴，已與萬向集團、大唐集團等簽署了框架協議 ，盡管在新疆 、內蒙古等地建有試驗性示范生產裝置，但截至目前并無實質性進展。

1. 2   產業化現狀

      國外發展煤制天然氣的國家主要集中在美國、德國、南非、澳大利亞、印度、蒙古等國，其中美國最早實現煤制天然氣工業化生產。20 世紀 70 年代， 在第 1 次石油供應危機背景下， 德國 Lurgi 公司與南非 Sasol 公司合作在南非 F-T 合發催化劑的潛在活性。成煤制油工廠建成 1 套半工業化煤制天然氣試 驗裝置，同時 Lurgi 公司和奧地利 El-Paso 公司合作在奧地利維也納也建成另 1 套煤制天然氣半 工業化裝置，而且這 2 套試驗裝置的長時間運轉試驗結果良好。在此基礎上，美國 Great Plains 公司于1984 年在北達科塔州建成 389×10⁴ m³/d（約 14×10⁸ m³/a）的煤制天然氣工廠，原料利用當地高水分（30%）褐煤，其工藝采用Lurgi 公司的純氧干排灰壓力氣化技術、耐硫耐油變換和低溫甲醇洗凈化技術以及甲烷化技術（2.4 MPa 高壓，其主產品甲烷（體積分數達 96%）進入天然氣主管網，副產品無水氨和硫磺供市場銷售，焦油、酚類和石腦油在工廠內部作燃料用，高純度的CO₂ 銷售給其他石油公司用于提高石油采收率；該廠是全球首家煤制天然氣商業化工廠，建成后運行 20 余年，后來由于市場需求變化和技術經濟性原因停產。另外，Topsoe 公司于20世紀80年代在美國建成 72×10⁴ m³/d 的煤制天然氣廠，后因油價下跌無法維持生產被迫關停。盡管煤制天然氣技術在國外發展較早，卻沒有實現規模化發展，主要是由于石油和天然氣工業快速發展，致使煤制天然氣的經濟性無法與其相競爭，但國外公司早期開發的相關關鍵技術為全球煤制天然氣技術的進步和產業化發展奠定了基礎。

2   我國煤制天然氣發展現狀

2. 1   技術進展

      進入 21 世紀以來，以煤制油、煤制烯烴、煤制乙二醇、煤制天然氣為代表的我國現代煤化工產業迅速發展，整體水平在全球處于主導和引領地位。煤氣化是現代煤化工產業鏈前端共有關鍵技術，根據不同煤種氣化特點，我國成功開發出多噴嘴對置式氣化爐、航天爐、水冷壁水煤漿氣化爐、SE粉煤氣化爐、兩段干煤粉加壓氣化爐等氣化技術并得到廣泛工業應用，極大推動了煤制天然氣技術進步和產業化發展。煤制天然氣技術中的 CO 變換和合成氣凈化均屬于成熟自主工藝技術，并廣泛應用于現代煤化工、合成氨和甲醇的生產。

      CO變換的目的是調整合成氣中CO與 H₂ 的比例，分為非耐硫變換和耐硫變換；前者因先脫硫、能耗高，工業上已很少使用；目前通常使用后者，因氣化后的原料氣直接去變換，故流程短、能源利用率高。由于 CO 變換會帶來大量的CO₂ 排放，應盡可能配套尿素產品等附加生產線，以便回收利用排放的 CO₂。

      合成氣凈化的目的主要是脫除合成氣中的 H₂S，CO₂，COS 等酸性氣體，以保護后續甲烷化反應工段的催化劑。工業上基本采用物理吸收方法脫除酸性氣體，包括聚乙二醇二甲醚（NHD）溶劑 法和低溫甲醇洗法。由于大多數煤制天然氣采用碎煤加壓氣化技術，致使粗煤氣成分復雜，而低溫甲醇洗法可在同一裝置中實現多種雜質的脫除，相對于其他凈化工藝，可以一次性綜合脫除各種雜質，是目前國內外公認的最為經濟、效果最好的合成氣凈化技術。

      甲烷化催化劑 一 直是制約我國煤制天然氣成套技術實現國產化的主要瓶頸。多年來 ，國內 的西南化工研究設計院（簡稱西南院）、中國科學院大連化學物理研究所（簡稱大連化物所）、大唐國際化工技術研究院、中國石化南化集團研究院、新奧集團等多家單位均對甲烷化催化劑進行了深入研究，其中西南院與中國海油氣電集團聯合開發的 CNJ-8 型甲烷化催化劑，經2013—2021 年的持續模試、中試及優化完善，已于 2022 年首次工業應用在新疆慶華能源集團的慶華伊犁一期 13.3×10⁸ m³/a 煤制天然氣項目，不僅實現 110%負荷平穩運行，獲得的甲烷體積分數達 61.7%，高于國外引進技術近 3 個百分點，而且催化劑使用費比國外進口催化劑降低了55%，標志著我國自主研制的大型煤制天然氣甲烷化工藝技術已取得重大突破。

2. 2   產業化現狀

      由于我國能源供給的結構性矛盾突出，發展煤制天然氣成為能源行業轉型的重要探索之一 。 自 2000 年以來 ， 我國政府和企業大力推進煤制天然氣發展，以解決能源供給結構的不平衡和煤炭消費帶來的環境污染問題。2017 年國家發改委印發的《加快推進天然氣利用的意見》明確提出進一步推進煤制天然氣產業示范， 支持煤層氣、 頁巖氣、煤制天然氣配套外輸管道建設和氣源就近接入。目前我國既是世界上最大的煤炭生產、消費國，也是最大的煤制天然氣規劃、生產國，煤制天然氣產業化水平總體處于世界首位。

      據統計，目前我國共有不同階段煤制天然氣項目接近 70 個，總產能超過 2 000×10⁸ m³/a，但已投產的項目只有 4 個（見表 1），產能合計 61.3×10⁸ m³/ a。根據中國石油和化學工業聯合會統計數據，2022 年我國煤制天然氣總產能 61.25×10⁸ m³/a，總產量 61.61×10⁸ m³，產能利用率 100.6%，實現營業收入230.8 億元，利潤總額 60.6 億元。

表 1   我國煤制天然氣已投產運行項目產能統計

      在上述 4 個已投產運行項目中 ，除了匯能鄂爾多斯 一 期項目的產品為 LNG ， 采用槽車運輸外 ，其他 3 個項目均為氣態天然氣產品，并進入長輸管線輸送；并且大唐克旗、慶華伊犁、匯能鄂爾多斯的一期項目均已具備高負荷運行能力，而浙能新天伊犁示范工程項目因受制于天然氣管 網接收量和接收價格的限制，生產負荷有較大波動。

       大唐克旗項目是我國首個煤制天然氣示范項目，規劃總產能 40×10⁸ m³/a，分 3 期建設。一期項目于 2013 年年底投產，產能 13.3×10⁸ m³/a，采用 Lurgi 公司的碎煤固定床干法排灰加壓氣化及甲烷化技術，在生產天然氣的同時，還生產焦油、 石腦油、粗酚等副產品；該項目自建有內蒙古克旗— 北京輸氣管道， 天然氣產品直供北京市場。 二期項目正在建設，但受市場行情影響，該公司調整了產品結構， 主要包括 80×10⁴ t/a 甲醇、40×10⁴ t/a 乙二醇 、6.0×10⁸ m³/a 天然氣裝置；2022年9月，新建的70×10⁴ m³/d 煤制天然氣液化裝置一次性開車成功，順利產出合格 LNG。

      慶華伊犁項目是新疆首個獲得國家核準的 煤制天然氣示范項目，也是目前唯一成功使用國產甲烷化催化劑的工業裝置， 該項目規劃產能 55×10⁸ m³/a，分 4 期建設。一期項目于 2013 年建 成投運，產能 13.75×10⁸ m³/a，使用 16 臺賽鼎固定床碎煤加壓氣化爐，采用 Topsoe 公司的甲烷化技術，除生產天然氣以外，還生產雜酚、氨、輕烴、多元烴 、硫磺 、工業氧 、工業氮 、硫酸銨 、重芳烴等副產品。

      相較于近年來煤制烯烴、煤制油、煤制乙二 醇在我國的發展 ，煤制天然氣的發展歷經曲折、 產業化進程相對較慢，這主要是由于此類項目的 建成投運成本較高、經濟性不強、市場競爭力偏弱 ，致使投資商熱情下降，許多項目不得不被推 遲建設或取消。盡管如此，已建成運行項目在技術選擇、項目建設、運營管理、人才儲備、“三廢 ” 治理以及并網輸送管道建設和調峰等方面積累了寶貴的實踐經驗，為推動我國煤制天然氣產業的科學發展奠定了堅實基礎。

2. 3   成本與經濟性分析

2. 3. 1   成本分析

      煤制天然氣項目的經濟規模為 40×10⁸ m³/a， 投資額 260～300 億元，一 般都是分期建設，主要包括預干燥、煤氣化、空分、合成氣凈化、甲烷化、 硫回收等主體裝置以及配套公用工程和輔助生產設施等。煤制天然氣的生產成本構成包括直接材料費，如原料煤 、燃料煤、催化劑和化學品消耗；水電氣及污水處理等公用工程費用；設備折舊費 、維修費等制造費用；以及工資 、福利等人工費用。對于采用天然氣管網輸送至城市門站的煤制天然氣，其成本還應包含管輸費。

      煤炭成本是煤制天然氣生產成本的主要組成部分，其受煤炭的品質、采礦、運輸等多種因素影響，不同地區和煤種的煤炭成本會有所差別； 煤制天然氣企業一般采用價格低廉的坑口煤作為氣化原料。此外，煤制天然氣成本還受其他相關原料價格、副產品收入、技術水平、政策環境等多種因素影響。以產能為40×10⁸ m³/a 煤制天然氣項目為例，需年消耗原料煤 970×10⁴ t，燃料煤 150×10⁴ t，電力 11×10⁸ kW·h，原水 2 200×10⁴ t，按照 3 年建設期、15 年生產期進行測算，則該項目年均總成本為 65 億元，副產品收入為 14 億元，扣除  副產品收入后的單位天然氣成本為1.275 元/m³。 國內某典型煤制天然氣/LNG 項目的成本構成詳見表2。

表 2   我國某 2 個典型煤制天然氣/LNG 項目的成本構成測算   %

*：該測算未考慮 CCUS 成本。

      從表 2 可知：在這 2 個煤制天然氣/LNG 項目的成本構成中，煤炭原料成本占比均最高 ，分別為36%，38%；財務費用和設備折舊費次之 ，占比分別為 24%，26%；人工費用和運營維護管理費分別占10%，12%；煤制天然氣項目廢水處理 、管輸  費用占比分別為 15%，9%；而煤制 LNG 項目特有的液化處理費占比為21% 。根據估算，該煤制天然氣項目實現滿負荷運行后，按照原料煤和燃料褐煤150 元/t，到達城市門站完全成本（含管輸費）按2元/m³ 計算，則抵扣副產品收益后的天然氣成本為1.47 元/m³ ； 而此煤制LNG項目滿負荷運行后，按照原料煤（煙煤）和燃料褐煤 300 元/t 計  算，則其 LNG 出廠完全成本為 2 元/m³。

       值得指出的是，煤制天然氣過程實際上是一個增氫降碳的轉化過程，從煤中脫除的碳元素大部 分 經 過 變 換 反 應 生 成 了CO₂，據 測 算 每 生 產1 000 m³ 煤制天然氣會排放 3.45 t 的 CO₂，其中燃 燒排放占 37%，工藝過程排放占 63%。因此， 如果考慮 CO₂ 捕集利用，則生產成本無疑會進一 步上升。

2. 3. 2   經濟性分析

      煤制天然氣項目的經濟性取決于產品生產成本和銷售價格 ，當天然氣銷售價格較高時，項 目無疑具有較好的盈利空間。然而市場天然氣價格與國際原油價格（簡稱國際油價）呈正相關， 即天然氣價格隨著國際油價的上漲而上漲 。根據亞化咨詢煤制天然氣成本模型測算結果，在不同國際油價（布倫特原油價格）下，新疆、鄂爾多斯和淮南煤制天然氣項目的經濟性分析見表3。可以看出，在 60 美元/桶的國際油價下，3 個煤制天然氣項目均可以維持盈虧平衡，對應的新疆、鄂爾多斯和淮南天然氣最高門站價分別為 1.07，1.26，2.01 元/ m³；當國際油價高于 80 美元/桶時，則這 3 個項目  可以獲得良好的盈利空間；在100 美元/桶高油價下，上述三地天然氣最高門站價分別為 2.47，2.66， 3.41 元/m³，各項目盈利空間凸顯 ；但當國際油價低于50 美元/桶時，則這 3 個煤制天然氣項目將均處于虧損狀態。

表 3   不同國際油價下我國新疆 、   鄂爾多斯和淮南煤制天然氣項目的經濟性分析

      總體來看，我國各煤制天然氣工業化項目目前依然處于升級示范和完善階段，未來隨著“雙  碳 ”戰略的實施，煤炭價格的進一步下降，以及關鍵核心技術的更加成熟， 能耗與物耗的不斷降低 ， 各煤制天然氣項目的生產規模將持續擴大 ， 其運營經濟性可望得到持續改善和提升。

3   思考及建議

      我國煤制天然氣產業發展總體上取得很大進步 ，但在技術成熟度 、經濟性 、安全性 、碳排放等方面依然面臨一些問題和不足，需要強化技術進步、降低生產成本、提高經濟性 、加強市場準入以及生產過程的降碳減碳， 推動綠色低碳發展。具體問題分析及建議如下：

（1）煤制天然氣項目規劃多而實際建成投產少 ，存在技術、環保、安全等風險和挑戰，需要持續加強工業裝置示范，推進技術進步。在技術方面， 隨著甲烷化催化劑國產化技術瓶頸的突破， 盡管我國煤制天然氣全流程工藝技術基本實現了自主可控，但甲烷化催化劑技術等相關關鍵技術仍有待在工業裝置上進行長周期運行驗證。在環保方面，煤制天然氣生產過程中的氣化灰渣 、含鹽廢水以及 SO₂，NOx，H₂S 等污染物排放量大，影響生態環境，且部分污染物處理難度大（如含  鹽廢水 、氣化廢渣），需要持續加強廢液 、廢固處理技術的研發應用，如高濃度鹽水提取工業鹽技術、難降解有機廢水處理技術、氣化廢渣利用技術、粉煤灰提取氧化鋁技術等。在安全方面，主要問題是煤氣化反應器的高溫高壓運行條件、合成  氣中的毒性和易燃性成分等。建議擬建 、新建煤制天然氣工程項目必須具有高水平的設計、建設、運行條件，已建成投產項目需持續提升技術的優化控制水平和裝置的滿負荷長周期安穩運行能力。

（2）煤制天然氣生產成本較高，項目經濟性不強，需要著力降低成本，提高經濟效益 。一方面，近年來受煤價上漲、以煤定產、生產成本居高不下、天然氣門站價格調低等因素影響，我國煤制天然氣項目的盈利狀況不佳，致使企業及資本 對煤制天然氣項目的投資熱情明顯下降；另一方面，受生產成本 、入網價格 、銷售價格等多種因素影響， 致使各煤制天然氣項目的經濟性 運營不好。 隨著近幾年天然氣價格體系改革，盡管非常規天然氣（煤制天然氣 、煤層氣等）價格已經過渡到由市場定價，這為改變煤制天然氣項目經營困難的局面帶來積極因素，但慮及煤制天然氣的成本競爭力與開采天然氣相比依然處于弱勢，建議各煤制天然氣項目持續著力于原料（煤炭 、水 、蒸 汽 、催化劑等優化、“三廢 ”處理 、副產品回收利用、公用工程消耗等方面 ，以進一步降低單耗能耗，從而提高綜合效益。

（3）煤制天然氣在資源配置 、管網接入 、市場準入等方面接受度不高，需要各方共同努力推進與傳統天然氣的協調發展。充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好發揮政府指導作用，切實構建公平開放、有效競爭的能源市場體系。擴大市場準入，鼓勵各類投資主體參與煤制天然氣項目的建設和運營；同時，要根據能源資源稟賦和生態環境承載力，科學規劃煤制天然氣項目布局，避免無序競爭和重復建設。在管網接入方面，加快建設煤制天然氣外輸通道和支線管道，完善油氣輸送通道網絡，提高煤制天然氣的輸送能力和靈活性；同時加強管網規劃和建設管理，合理確定管網接入條件和標準，保障煤制天然氣的優先接入權利。在供銷市場運作方面，要持續推進能源市場化改革， 完善油氣價格形成機制，切實建立健全煤制天然氣與傳統天然氣的價格聯動機制，使之反映供需關系和環境成本；此外 ，要加強油氣市場監管， 以防止壟斷和不正當競爭，保障煤制天然氣的公平競爭地位。

   （4）煤制天然氣生產過程中的 CO₂ 排放量大，需要加強 CCUS 技術應用及綠氫引入 ，實現碳循 環和“零碳”排放。為降低煤制天然氣項目生產運營中的碳排放，需從生產和消費兩個方面入手加以解決。在生產環節，一是降低變換反應比或者不經過變換，將合成氣中的碳元素最大化轉化為目標產品 ；二是加強 CCUS 技術在煤制天然氣生產中的應用 ，實現碳循環利用 ；三是推進煤制天然氣生產與新能源制氫的耦合，通過在合成氣中補充綠氫，彌補煤炭“氫少碳多 ”的先天性缺陷， 實現降碳目標。在消費環節，優先發展煤制天然  氣替代煤炭等高碳能源的領域，如電力 、工業 、居 民用氣等，以提高天然氣在一次能源消費中的比重，降低碳排放強度。此外，在政策層面，要完善煤制天然氣的定價機制，使價格反映其環境成本和社會效益，鼓勵低碳發展模式；同時要加強區域協調和規劃管理，根據不同地區的資源稟賦和生態環境承載力，合理確定煤制天然氣的生產和消費規模。

4   結束語

      天然氣作為一種高效 、優質的清潔燃料，與煤炭相比，可大幅減少硫、氮和粉塵的排放，然而 我國天然氣資源短缺的現狀使其應用受到限制， 除了加大天然氣進口力度，包括煤制天然氣在內的非常規天然氣逐步成為開采天然氣的重要補充。煤制天然氣通過采用先進的煤氣化和氣體凈化技術，可降低碳排放和污染物排放，達到與開采天然氣相同的產品質量指標，可作為清潔能源轉型的補充手段， 用以優化我國能源消費結構， 降低對進口氣的依賴，助力實現“雙碳”目標。

      目前我國已經基本掌握自主化的煤制天然氣全產業鏈技術，展望我國煤制天然氣產業未來發展，首先應做好現有示范項目驗證和戰略技術儲備，持續優化提升地面煤炭氣化技術、甲烷化及其催化劑技術水平，進一步降低煤耗、水耗和能耗，提升產品競爭力；同時，通過產業政策支持等手段，加大開展 UCG 技術的探索研究，加快攻克相關核心技術，實現地下氣化與合成氣地面凈化、甲烷化以及 CCUS 技術的耦合，徹底消除地面氣化在安全環保及經濟性方面的問題，為推動我 國煤炭資源高效清潔利用 、保障天然氣供應安全開辟新路徑。