1.2　天然气供需形势与合成天然气产业发展

1.2.1　国际天然气供需形势

由于天然气利用的清洁高效性、人类对环境保护的诉求，未来全球天然气需求量都将呈增长态势。目前，全球天然气供需总量基本持平，但天然气资源在全球的分布和供应极不平衡，导致全球天然气市场仍以区域内资源利用为主，跨区域资源利用为辅，各区域需求量增速不一。经济合作与发展组织（OECD）中的国家的天然气需求量增长速度相对缓慢，增量主要来自以中国、印度为代表的新兴经济体。亚太、中东地区是全球天然气消费量增长最快的地区，占世界天然气消费总量的比重逐渐增大，即全球天然气消费重心逐渐向东半球移动的趋势日渐明显。北美、欧洲等成熟市场的天然气需求量的增长虽然相对缓慢，但其占世界天然气消费总量的比重仍然最大。

能源的重要性早已为人类共识，人类也不断采取能源开发和储备、自身资源利用结构优化和升级替代等策略以寻求能源安全感。如20世纪70～80年代，限于当时认知背景，美国认为其本土油气储量少，建起了全球第一座商业化煤制天然气厂——大平原合成燃料厂（Great Plains Synfuels Plant，简称美国大平原厂）。近年来，大国博弈日趋白热化，一些油气资源国持续动荡，地缘政治格局危机频发，油气供应格局也相应发生了重大变化。可以预见，天然气资源阶段性和区域性的紧张供需形势不可避免，必然殃及资源输入国的经济发展和能源安全。因此，天然气输入国必须寻求多元化供应渠道和替代方案，如韩国作为世界上第二大液化天然气（LNG）进口国，浦项钢铁在光阳（Gwangyang）港建设以进口煤炭为原料的煤制天然气工厂，原计划2015年投产，但至今没有投产信息。

此外，对于富煤少气型资源国家，为优化能源利用结构，改善煤炭资源利用引发的大气污染等环境问题，一些国家也非常重视合成天然气的技术储备和推广进程。

1.2.2　国内天然气供需形势

尽管国内天然气产量不断增加，但对外依存度一直在加大，图1-1列出了中国天然气供需量及对外依存度情况。

由图1-1可看出，我国天然气对外依存度自2013年首次突破30%，2014年上升至32.2%，并呈继续上升趋势，2017年达到37.8%。如此快速增长的对外依存度导致国家能源供应安全面临威胁。国内天然气进口主要通过两种渠道。一种是管道天然气，主要来源于3个方向：①土库曼斯坦、哈萨克斯坦等中亚方向；②缅甸方向；③俄罗斯东线，经过长达20多年马拉松式的谈判，2014年5月22日俄罗斯总统普京访华期间中俄两国石油公司签订了天然气购销合同。截至2016年底，中国已建成油气管道总里程20.57万公里，其中天然气管道7万公里。中卫-贵阳联络线主体完工，西气东输一线、二线与中缅管道对接，实现了川渝天然气区域管网与全国管网相联以及中亚气、西气、川气和缅甸气的南北互通。另一种是液化天然气（LNG），主要来源于澳大利亚、印度尼西亚、马来西亚和卡塔尔等国家。截至2018年底，我国LNG接收港口已投产19座，总能力达7245万吨／年，分布于苏、粤、闽、沪、冀等地，2018年进口LNG约3813万吨。由于国际地缘政治局势不稳，中东和北非等地域骚乱和纷争持续，欧美对供应国的制裁均使得我国天然气进口市场增加一定不确定性。根据规划，中国四大油气进口战略通道建设将进一步加速，中哈原油管道二期、中亚天然气管道二期即将建设，中俄天然气管道正在规划中。国内油气主干管网将建设西气东输三线、四线，西气东输、陕京线以及川气东送等骨干天然气管道及联络线进一步建成和完善。2017年7月12日，国家发改委、国家能源局发布《中长期油气管网规划》，到2020年，全国油气管网规模将达到16.9万公里，到2025年，全国油气管网规模将达到24万公里。

另外，以煤为主的传统能源利用模式暴露出日益加剧的生态环境问题（增加煤炭消费总量、分散用煤量）。自2012年以来，我国部分地区持续出现雾霾天气，使得我国政府加速了能源利用模式的改革。天然气燃烧产生的CO₂仅为煤的40%左右，产生的SO₂也很少，且无废渣、废水排放，具有安全、高效、清洁的优势。随着人们环保意识提高和政策导向，各地积极加快推进以天然气替代散煤燃烧计划。2014年7月—2017年3月，大唐高井热电厂、京能石景山热电厂、国华燃煤热电厂、华能北京热电厂四座燃煤电厂相继关停。2017年底，北京工业企业基本实现无燃煤，基本淘汰远郊区平原地区10蒸吨［每小时蒸发的蒸汽质量（吨）］及以下和建成区35蒸吨及以下燃煤锅炉。“煤改气”工程无疑将进一步拉大国内天然气供需缺口，《关于保障天然气稳定供应长效机制的若干意见》要求到2020年满足“煤改气”工程的天然气需求为1120×10⁸m³/a。

此外，经济发展和城镇化进程遭遇阶段性“气荒”。2014年，全国城市燃气中天然气使用人口由上年的2.1亿人增长至2.7亿人，城镇气化率达到37%，云、贵、桂等省结束了没有管道天然气供应的历史。2016年国家发改委发布《天然气“十三五”规划》，提出至2020年常规天然气产量2070亿立方米，年均增速为8.9%，消费量占一次能源消费的8.3%～10%。国民经济的稳步发展和城镇化进程加速，必将扩大天然气供需缺口，造成阶段性“气荒”。

综上，我国常规天然气储量少，对外依存度高，供需矛盾突出，形势紧张。因此，科学发展合成天然气产业，对满足国家能源需求、优化能源利用结构、缓解环境污染和保障能源战略安全具有重大意义，是我国能源产业必由之路。

1.2.3　合成天然气发展概况

鉴于上述情况，我国从21世纪初开始探索煤制合成天然气产业，并取得重大进展。由于常规天然气供应有限、供需缺口拉大和降低环境污染等因素，作为常规天然气的有效补充，合成天然气对优化能源利用结构、缓解局部供需形势具有重要意义。其中，煤基合成气产业发展迅速，已有多个工厂建成、在建或拟建。

1.2.3.1　合成天然气技术发展概况

早在150多年前，英国成功将煤气用于路灯照明后，人类就在民用、工业、发电等领域大量使用煤气。在第一次世界大战前，当时的一些大中型城市都建立了气体输送管网设施。煤气的主要成分是H₂、CO和CH₄，来源于煤炉、水煤气发生炉和冶金焦炉等。因煤炭和石脑油等原料价格上涨、煤气中CO易令人窒息死亡，特别是一些常规天然气矿藏的陆续发现，煤气逐渐被市场淘汰。虽然煤气已退出历史舞台，但气体燃料的便利性使得人类没有停下寻求清洁高效燃料的脚步。

1902年，Sabatier和Senderens发现利用CO（含CO₂）与H₂可以催化合成CH₄，并揭示了甲烷化反应机理，该发现掀起了甲烷化技术研发与应用热潮。甲烷化催化剂和工艺很快在合成氨和制氢工业中得到广泛应用，以脱除合成气中少量CO和CO₂，防止合成氨催化剂中毒。Fisher和Tropsch受甲烷化技术启发，于1926年开发了对人类能源产业有重大意义的费托（F-T）合成技术（即煤间接液化制燃料油技术）。但以合成天然气为目标的甲烷化技术因反应热效应大、工艺复杂，直至20世纪40年代才得以起步发展。

20世纪70年代初爆发了石油危机，美、德、英、日等国兴起了合成天然气技术研发和产业高潮，诞生了英国ICI石脑油制天然气、美国大平原煤制天然气等多个中试或示范项目，但仅有美国大平原煤制天然气项目成功建设并商业化运行。具有合成天然气产业领域里程碑意义的美国大平原厂于1980年开始建设，1984年7月28日产出合格的天然气，并于同年达到设计能力。中国也于此期间开展过甲烷化生产城市燃气的研究，主要利用甲烷化技术使煤气中的CO部分转化为CH₄，提高煤气热值，降低煤气CO含量，并进行了小规模应用。

在此期间，美国天然气协会（American Gas Association）还专门组织整理了1960—1973年以液体烃（原油）为原料制取SNG的技术文献，天然气技术研究所（Institute of Gas Technology）也曾专门组织过研讨会，并形成文集。

随着20世纪80年代中后期石油市场回暖，除日本外其他国家基本搁置了合成天然气技术的研发。各技术开发方均积极开展专利的国际布局，尤其是在煤炭资源较为丰富以及煤炭进口量较多的国家申请了天然气技术相关专利。在合成天然气技术集群中，国外Lurgi公司、Topsøe公司和Davy公司均已实现工业化应用。

以实现煤制天然气关键技术国产化为目标的863计划重点项目“煤气化甲烷化关键技术开发与煤制天然气示范工程”已顺利结题，开发的甲烷化催化剂通过了工业侧线试验长周期验证和工业装置部分催化剂替代的验证，运行良好，达到商业催化剂水平。工业化规模的工艺包编制完成，在甲烷化催化剂、工艺、设备、控制等方面的专利群已经形成，完全可以打破国外专利商对甲烷化技术的垄断，预计“十三五”期间，甲烷化催化剂与工艺技术将会全部实现国产化。

由煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院牵头，大唐国际化工技术研究院有限公司等5家单位参与起草的《煤制天然气单位产品能源消耗限额》国家标准（GB 30179—2013）于2013年12月31日发布，并于2014年12月1日实施。国家《煤制合成天然气》（GB/T 33445—2016）国家标准于2017年7月1日起实施。由中新能化科技有限公司承担的《煤制天然气取水定额标准》国家标准编制完成。

鉴于国内煤制天然气工厂建设可借鉴经验少的情况，大唐国际辽宁阜新煤制天然气有限公司组织开展了“面向城镇用户的现代煤制天然气工厂概念设计（研究）”，并已经通过中国石油和化学工业联合会组织的评审，认为“填补了煤制天然气工程研究空白”，部分研究成果已应用到大唐阜新等国内部分煤制天然气工厂设计中，以该研究报告为基础的专著《现代煤制天然气工厂概念设计研究》已于2015年由化学工业出版社出版。在总结部分煤制天然气工程建设与运行经验基础上，由大唐能源化工有限责任公司组织编著的《煤制合成天然气技术与应用》已于2017年10月由化学工业出版社出版。

在关键设备国产化方面，相关企业也做了大量工作并进行了有益探索，空分设备、气化设备、废热锅炉（简称废锅）和压缩机等关键设备可全部实现国产化。针对煤制天然气项目剩余物质量大，国内开展了剩余物质的管理和处理技术及资源化利用的研究，如粗酚精制技术、煤焦油加氢技术均取得了进步，为提高煤制天然气项目效益奠定基础。立足于解决碎煤加压气化废水处理难题的863计划重点项目“碎煤加压气化废水处理与回用技术”顺利结题，开发的“新型活性焦吸附＋生化处理技术”在大唐克什克腾煤制天然气示范项目中获得了应用。为了降低煤制天然气项目CO₂排放量，提高项目整体能效，大唐国际辽宁阜新煤制天然气有限公司与中国石油大学（北京）合作开展了煤制天然气工厂节能减排研究，部分研究成果已应用在了阜新煤制天然气项目上。

目前，煤基合成天然气技术在基础研究、工程研究、工程设计及建设运营等方面积累了一定的实践经验，部分项目已实现商业化运行。

生物质气化合成（Bio-SNG）是一个相对较新的技术，目前仅有奥地利、荷兰等国家进行了实验室与中试规模装置的验证，商业化规模装置正在建设中，丹麦、智利、加拿大、美国、德国等国也对本国发展Bio-SNG技术的可行性进行了分析。欧盟计划到2030年在天然气管网中使用10%，即550亿立方米由生物质制备的天然气，该技术对生物质原料适用范围较大。

生物质气化合成Bio-SNG作为一种新技术首先得到欧洲国家的关注，双床流化床被认为更适于制备Bio-SNG。目前双流化床气化反应器主要有3种，即SilvaGas气化器、FICFB气化器和MILENA气化器，其中仅有FICFB气化技术和MILENA技术面向制备Bio-SNG，考虑了合成气的甲烷化过程。

同煤炭相比，生物质热值低，含有一些易造成催化剂中毒的化学组分（如有机硫），气化过程中有焦油析出，合成气含有一定比例的乙烯，这也会影响催化剂性能和寿命。鉴于此，采用煤-生物质共气化方案（coal - biomass co - gasification process）较为可行。伍德公司（Uhde）曾利用其Prenflo气流床气化炉开展了煤-生物质共气化制备天然气的研究。

1.2.3.2　煤基合成天然气产业发展概况

20世纪70年代初，美、德、英、日等国兴起了合成天然气技术研发和产业高潮，诞生了英国ICI石脑油制天然气、美国大平原煤制天然气等多个中试或示范项目，但仅有美国大平原煤制天然气项目成功建设并商业化运行。

2000年后，合成天然气产业进展迅猛。自2009年起，获中国政府首批核准的4个煤制天然气示范项目陆续开工，合计产能151×10⁸m³/a（标况，下同）。2013年12月18日，大唐克什克腾煤制天然气工程一系列装置投运成功；2013年12月30日，新疆庆华煤制天然气一期工程已投入生产运营。韩国也基本建成规模为50万吨（7×10⁸m³/a）管道级质量的煤制天然气项目，原计划于2015年投产，截至2019年没有公开投产消息（表1-1）。

截至2017年底，国家发改委核准的煤制天然气项目共7个，总产能达到251×10⁸m³/a，其中投产项目4个，合计产能51.05×10⁸m³/a，如表1-2所列。

根据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，预计到2020年，煤制天然气产能为170×10⁸m³/a。

近年来，国家对焦化企业设立了越来越严格的环保标准，在焦化行业的准入标准中明确规定焦炉煤气利用率要大于98%，使得焦化企业不得不为焦炉煤气找寻更好的去处。另外，焦化市场行情持续低迷，行业产能严重过剩，企业经济效益下滑，而天然气使用量稳步增长，市场前景广阔，于是一些企业就瞄准了市场潜力巨大的液化天然气，将焦炉煤气制液化天然气作为摆脱企业困境的一个抓手。于是，焦炉煤气制天然气成为焦化行业中投资的一项热门技术。

据不完全统计，自2012年底首个焦炉煤气制天然气项目投产以来，截至2014年末，内蒙古、山西、陕西、河北、山东等地有超10家企业陆续建成、投产了焦炉煤气制天然气项目。目前在建和拟建项目的企业还有约20家。一时间焦炉煤气制天然气项目变得“炙手可热”（表1-3）。

1.2.3.3　生物质基合成天然气产业发展概况

相比于煤基合成天然气，生物质基合成天然气商业化进程较为缓慢，但相关的基础研究和工艺优化则取得长足进展，欧洲几家研究机构处于科技前沿水平。

荷兰能源研究中心（The Energy Research Center of the Netherlands，ECN）于2004年开发了生物质制合成天然气实验室规模装置，包括双流化床气化装置（MILENA），处理量为5kg/h，操作温度为750～900℃，气化和甲烷化工段均为常压操作。该装置采用循环流化床气化炉，生物质在气化炉提升管段与水蒸气发生气化反应，生成的焦炭返回气化炉底部的燃烧器与空气进行燃烧供热。在该装置基础上，ECN优化了生物质合成天然气工艺，包括间接气化炉、焦油脱除系统、合成气净化及变换装置以及甲烷化反应器。甲烷化完成后，生成的天然气进一步脱除CO₂、H₂O，以达到产品气规格。该工艺整体净热效率达70%（LHV）、约64%（HHV）。生物质中的碳组分有40%转化为SNG，40%作为CO₂被捕获，剩余20%以烟道气形式排放。目前，ERC正联合相关公司共同开发大规模示范装置。

瑞士保罗·谢尔研究所（PSI）从20世纪90年代起，持续实施了生物质气化和甲烷化相关的理论与试验研究。在奥地利Güssing地区建立快速内循环流化床（FICFB）气化工艺和Comflux^®流化床甲烷化工艺装置并开展试验，2007年开始建造一个集气化、合成气洗涤、甲烷化、产品气净化的1MW的木材制合成天然气PDU装置，并于2009年6月产出高质量的SNG（100m³/h）。与此同时，PSI在2009年开发出“SunCHem”微藻水热催化气化制SNG工艺。

瑞典哥德堡生物质气化工程（GoBiGas）是迄今第一个生物质制天然气商业化项目，该项目通过林木的热气化制备合成天然气。在2009年，完成基础设计，采用PSI甲烷化工艺和FICFB气化装置，分两期建设，2012年完成一期20MW的SNG规模装置，2016年完成二期80MW的SNG规模装置。

此外，代表性的生物质制天然气技术还包括德国太阳能与氢研究所（ZSW）吸收增强气化／重整（AER）工艺、奥地利太阳能燃料技术公司工艺等。

1.2.3.4　合成天然气产业代表性工程

（1）美国大平原合成燃料厂

1973年，全球石油危机爆发，虽持续时间不足一年，但石油输出国组织（简称欧佩克）国家成功将西方市场的石油价格增加了4倍。针对这场危机，尼克松政府成立能源部，并重新审视对进口石油的较高依赖度对美国能源安全的威胁。在这一背景下，并在美国政府和相关企业的强力推动和资助下，美国天然气公司（American Natural Resource，ANR）的子公司密歇根威斯康星管道公司（Michigan Wisconsin Pipeline Co.）与北美煤炭公司合约，筹建大平原煤制气工厂。美国政府高度重视这个项目，后任的卡特总统和里根总统都给予有力的贷款支持。

北达科他州褐煤资源丰富，储量占美国褐煤储量的2/3。大平原厂位于北达科他州俾斯麦市比尤拉镇（Beulah）附近，紧邻美国北新电力合作集团（Basin Electric Power Cooperative）拟同期而建的羚羊谷发电厂（装机容量2×44万千瓦），距离北美煤炭公司下属的自由煤矿公司的露天褐煤矿区仅2～3km。业主在规划阶段就考虑到煤-电-化的协同与集成并最终协定：自由煤矿将块状褐煤供往大平原厂作为Sasol-Lurgi气化炉原料，粉煤供给羚羊谷发电厂作为燃料，电厂向大平原厂提供电力，大平原厂为电厂提供调峰发电所需的天然气，并将气化产生的灰渣和灰水返回自由煤矿进行回填和矿区喷水使用。另外，两厂共用供水工程、铁路专运线、进出厂区公路、灰渣填埋、雨水处理等系统，并共用部分技术人员，这种煤-电-化的高度集成构成了大平原厂的一大先天优势。

大平原厂于1974年在南非Sasol完成了北达科他州褐煤的工业化试烧，得到了关键结论和设计数据。原计划建设日产2.5×10⁸ft³（7.08×10⁶m³/d）煤制天然气，但因各种因素影响，后期由于资金紧张等原因，决定分两期建设，第一期建设合成天然气1.25×10⁸ft³（3.54×10⁶m³/d）大平原厂包括14台Lurgi Mark Ⅳ固定床气化炉，以及变换（1/3总气量）、低温甲醇洗与空分等装置，日处理褐煤（粒度0.6～10cm）18000t。一期工程于1980年开始建设，1984年7月28日生产出合格天然气，并于当年达到设计能力。

为了提高项目经济效益、开发新产品和适应环保的要求，大平原厂先后增加了粗酚精制、从空分装置分离惰性气体氪和氙、锅炉烟气氨法脱硫、锅炉烟气静电除尘和CO₂压缩输送、焦油（中油）精馏等装置，并去掉一些不稳定的单元，1996年又建成了日产1000t合成氨装置。自1999年起，大平原厂气体浓缩段CO₂被卖给泛加拿大（PanCanadian）石油公司为其Weyburn油田提高原油采收率（EOR）。大平原厂至今已稳定运行30多年，2013年获得美国化学理事会（ACC）颁发的废物最少化、循环再利用奖。2014年7月，大平原厂开工建设日产1100t大颗粒尿素装置。

目前美国大平原厂由美国北新电力合作集团（Basin Electric Power Cooperative）持有。

（2）内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气示范项目

内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气项目于2009年8月20日经国家发改委核准，2009年8月30日正式开工建设，是我国首个获准、首个建设的煤制天然气示范工程。项目设计总产能40×10⁸m³/a煤制天然气，分3个系列连续滚动建设，每个系列均为13.3×10⁸m³/a煤制天然气，又分A、B两个单元，每个单元有8台4.0MPa气化炉。项目以内蒙古自治区劣质褐煤为原料，采用杭氧大型空分装置和赛鼎公司碎煤加压气化、耐硫耐油变换、低温甲醇洗净化以及丙烯压缩制冷、克劳斯-氨法硫回收等国内成熟技术，以及英国戴维公司甲烷化技术、加拿大普帕克天然气干燥技术等。

2013年12月18日，项目一系列装置A、B两个单元投运成功，合成SNG产品正式并入管网，向中石油北京段天然气管线输送清洁的SNG产品。期间，因受气化炉夹套腐蚀影响，于2014年1月20日停车检修，至4月2日恢复开车，目前已基本实现达设计产能。

（3）新疆庆华煤制天然气项目

新疆庆华煤制天然气项目由新疆庆华能源集团有限公司出资建设，是国家发改委正式核准的首批煤制天然气项目之一，位于新疆伊宁市伊东工业园，设计总产量55×10⁸m³/a。

项目采用了较先进的碎煤加压气化配套低温甲醇洗净化技术，甲烷化工艺选用丹麦托普索技术。2013年7月底，项目一期13.75×10⁸m³/a煤制天然气工程及其配套设施建设完成，实际完成投资110亿元。2013年8月20日，项目首次产出煤制天然气，由中石油天然气检测中心采样化验，天然气产品满足指标要求，具备管道输送条件。2013年12月30日，项目在霍尔果斯首站并入西气东输二线管网将煤制天然气输向东南沿海，进入商业化运行阶段。

（4）内蒙古汇能煤制天然气项目

内蒙古汇能煤化工有限公司煤制天然气及其液化项目以煤为原料生产合成天然气及液化天然气，位于内蒙古自治区鄂尔多斯市伊金霍洛旗圣圆煤化工基地，是国家发改委正式核准的首批煤制天然气项目之一。项目分两期建设，2014年10月17日，该项目一期工程一次投料成功，打通全部流程并产出合格产品，4×10⁸m³天然气全部液化出售。二期工程于2018年5月开工建设，预计2021年投产。

（5）新疆伊犁新天煤制天然气项目

新疆伊犁新天煤制天然气项目位于新疆伊宁市西北约18km处，由浙江省能源集团和山东能源新汶矿业集团共同投资。该项目利用当地煤炭资源，A、B两系列生产线，生产20×10⁸m³/a合成天然气及副产品。主工艺装置采用22台碎煤加压气化设备，采用部分耐硫变换、林德低温甲醇洗和戴维甲烷化等技术，合成天然气从伊宁首站并入中石油西气东输二线。

（6）韩国浦项煤制天然气项目

韩国是世界上第二大液化天然气（LNG）进口国。韩国浦项集团煤制合成天然气项目位于韩国光阳地区（Gwangyang），是韩国的第一套SNG装置，也是世界上第一套依靠进口煤炭，在沿海港口建设的煤制天然气项目，毗邻光阳钢厂，生产得到的SNG将替代进口LNG。

项目规模为50万吨（7×10⁸m³/a）管道级质量的合成天然气，预计每天消耗5500吨次烟煤和石油焦混合制气，其中石油焦质量分数高达20%。气化工艺选用CB&I公司的EGas煤气化技术（之前隶属于康菲公司），林德（Linder Group）和托普索（Haldor Topsoe）分别提供合成气处理设备和TREMPTM甲烷化技术。

2014年4月2日，浦项绿色气体科技（POSCO Green Gas Tech）公司成立，作为韩国浦项集团的煤制天然气专业子公司，负责从煤炭采购到SNG生产和销售的全线业务。项目原计划于2015年正式投产，但因各种原因推迟。该项目作为韩国第一个煤炭转化清洁燃料项目，是浦项集团多元化业务的有益探索，可以弥补韩国本土天然气供应的不足，增强浦项集团整体竞争力。