摘要：全面分析了国内外煤制天然气的技术进展 、产业化发展现状 、生产成本和经济性 ，并对我国煤制 天然气产业发展中的主要问题进行了分析思考，提出了相关建议 。认为我国已经基本掌握了煤制天然气全 产业链关键核心技术，产业发展取得显著进步，但也存在一些不容忽视的问题，主要包括：项目规划多 、投 产少，存在技术 、环保 、安全等风险和挑战，需要继续推进工业装置示范运行和技术进步；生产成本较高 、经 济性不强，需要进一步降低成本，提高市场竞争力；资源配置 、管网接入 、市场准入接受度较低，需要着力推 进与传统天然气的协调发展；生产过程 CO₂ 排放量较大，需要加强 CO₂ 捕获 、利用与封存（CCUS）技术的应 用及绿氢的引入，促进碳循环和“零碳”排放，推动煤制天然气产业规模化发展 。

关键词：煤制天然气；技术进展；产业现状；生产成本；经济性；问题分析

      随着“双碳 ”战略的实施，我国加快调整以煤为主的能源消费结构，天然气以其绿色低碳、高效清洁的特点，在促进能源结构转型、实现碳达峰碳中和目标进程中发挥着重要的桥梁作用。据《中国天然气发展报告（2022）》，2021 年我国天然气表观消费量为 3690×10⁸ m³ ， 在一次能源消费结构中的占比升至 8.9%。在碳中和目标下，预计我国2035—2040年的天然气消费量将达到峰值 （ 6 000～6 500）×10⁸ m³，2060年的消费量约为（3 500～5 300）×10⁸ m³，在一次能源消费结构中占比10%左右。根据《BP 世界能源统计年鉴（2022）》发布数据，2022 年中国液化天然气（LNG）进口量达到 1095×10⁸ m³，管道天然气进口量 532×10⁸ m³，总消费量 3787×10⁸ m³，是全球最大的天然气进口国（对外依存度达43%）。在此背景下，持续加快开发利用煤制天然气、页岩气 、煤层气等非常 规天然气很有必要。利用我国相对丰富的煤炭资源发展煤制天然气，是对开采天然气的必要补充，一方面有助于推进煤炭资源清洁化利用，实现能源供给多元化；另一方面可以降低对进口天然气的依赖，为保障天然气供应安全发挥作用。经过多年技术研发与产业化实践，我国煤制天然 气技术不断成熟完善， 但也存在产业化步伐缓慢 、产业规模较低 、经济性不强等实际问题，值得行业人员深入思考和研究 。

1   国外煤制天然气发展概况

1. 1   技术进展

      煤制天然气技术分为“二步法 ”和“一步法”。 前者即传统煤制天然气工艺，其中的煤炭气化与合成气甲烷化反应过程分开进行 ，已经实现规模化工业应用 ；后者则是在催化剂作用下，煤气化与甲烷化过程在同一个反应器（气化炉）中进行，是目前正在开发探索的煤制天然气新技术。

1. 1. 1  “ 二步法”工艺

      “二步法”工艺（见图 1）是煤炭经过气化反应生产合成气，合成气经变换、净化后，在催化剂作用下经甲烷化反应，生产热值符合规定的替代天然气产品，同时副产硫磺、石脑油、焦油、粗酚、液氨等。 净化过程中生成的 H₂S 气体经过硫回收装置得到单质硫 ，CO₂  气体经过CO₂捕获、利用与封存（CCUS）技术处理得到化工利用或地质封存。其中最关键的技术环节是煤气化与合成气甲烷化。

图 1   “ 二步法 ”煤制天然气工艺流程示意

      煤炭气化技术    采用先进高效的气化技术对于提高煤炭转化效率和粗煤气产量至关重要。自20世纪70年代起到目前，煤炭气化技术的发展历经4代技术：第1代为固定床（移动床）气化技术，分为常压和加压两种，多以块煤和小颗粒煤为原料制取合成气，装置规模 、原料、能耗及环保的局限性较大，代表性技术如德国Lurgi公司开发的加压 Lurgi 气化技术和中国化学赛鼎工程有限公司开发的BGL气化技术等，均要求入炉煤有一定的粒度和均匀性，以保证床层的均匀性和透气性；第2代是流化床（沸腾床）气化技术，采用碎煤进料，灰渣循环使用，仍存在气化温度较低、停留时间短、要求原料煤有较好的反应性等不足， 代表性技术有德国开发的常压Winkler炉和德国Uhde公司开发的加压HTW炉气化技术等；第 3代是气流床气化技术，采用干煤粉或水煤浆进料、液态排渣，原料适应范围宽，气化能力大，碳转化效率高，符合大型化要求，而且该气化技术近年来发展较快，是当前煤气化的主流工艺技术，代表性技术有美国 Texaco 公司开发的GE-Texaco 水煤浆气化、英荷Shell 公司开发的Shell 粉煤气化、美国ConocoPhillips公司开发的E-Gas气化、德国Siemens 公司开发的GSP气化技术等；第4代气化技术尚处于试验阶段，如煤炭地下气化（UCG）、催化气化、加氢气化、等离子体气化、太阳能气化、核能余热气化等。

      在上述第 4 代气化技术中，UCG 作为一种潜在的煤炭清洁开采利用方式受到国内外越来越多的重视。相较于传统的采煤-地面气化，UCG 技术直接在地下完成煤炭气化反，将灰渣留在地下，避免废气、废水、废渣对地上环境造成污染，故是深部煤炭资源开发的有效途径 ， 在经济性 、 安全性 、清洁性等方面具有明显的优势。 国外发展UCG技术已有 100 多年， 尽管英国、澳大利亚、南非、加拿大、美国、中欧地区等均开展了该技术相关试验，但由于技术及经济等因素制约，多以浅部煤层气化为主，目前仍处于工程试验阶段，而深部UCG在环境保护方面更有优势，但是制约深部UCG发展的气化炉构建和气化燃烧控制等关键技术还需进一步试验攻关。开展煤炭地下气化的关键，首先是地质、地表、技术条件等方面的选址评价，其次是气化炉建造技术，包括井型优选、注气井与采出井连通的精准入靶技术、钻井液防漏堵漏技术、井筒完整性技术等，此外还有实时监测和控制技术、可控后退燃烧技术等运行控制技术。从各国开展的UCG试验探索进程可知，未来技术总体上有 3 个发展方向：（1）与CCUS、整体煤气化联合循环发电（IGCC）相结合；（2）与 CCUS、燃料电池或气体透平相结合；（3）与CCUS、费 - 托（F-T）合成化学品相结，以实现UCG技术低碳减排和效益最大化。

      甲烷化技术    甲烷化是合成气中的CO，CO₂和H₂，在一定的温度、压力及催化剂作用下，进行化学反应生成甲烷的过程。国际上商业化的甲烷化工艺主要有英国Davy公司的 HICOM 工艺（采用两段转化）、丹麦Topsoe公司的TREMP工艺 （采用 3 台串联绝热反应器）和德国 Lurgi 公司的固定床气化工艺（采用 3 台固定床反应器）。由于甲烷化反应是强放热反应，为有效控制及利用反应热，并维持适宜的反应温度，工业上一 般采用绝热反应器配合循环外移热的解决方法，Davy公司 HICOM工艺、Topsoe 公司 TREMP 工艺均采用该方案。以 HICOM 甲烷化工艺为例，该工艺包括主甲烷化和辅助甲烷化两级，采用 4~6 台反应器串并联；第 1 级为主甲烷化工段，根据处理气量不同而采用 2 台或更多台绝热反应器以串并联的形式完成主甲烷化反应；第 2 级为辅助甲烷化工段， 由 2～3 台绝热甲烷化反应器串联组成，进行补充甲烷化，并产生 500 ℃以下次高温气体用于工艺换热。甲烷化催化剂主要有镍基、铁基、 钴基 、铜基等催化剂，其中镍基催化剂最为常用 ， 以氧化铝及相关助剂为载体，具有活性高、选择性好 、稳定性强等优点。全球甲烷化催化剂主要供应商包括： 英国 Davy 公司、Johnson Matthey公司 、法国Axens公司 、丹麦 Topsoe 公司、德国 Basf  公司等。 目前已经进入商业市场的催化剂是英国 Davy 公司的 CEG 系列催化剂 、德国 Basf  公司的 G 1 系列镍基催化剂，丹麦 Topsoe 公司的  MCR-2 X 系列催化剂，三者均为镍基催化剂 。今后甲烷化催化剂的开发方向是：（1） 开发新型的活性组分，如贵金属、多金属等，以提高催化剂的活性和稳定性；（2）优化载体的结构和形貌 ，如纳米材料、多孔材料等，以增加催化剂的比表面积和强度；（3）探索新型的助催化剂，如碱金属、稀土金属等， 以调节催化剂的电子结构和酸碱性；（4）利用多重外场作用（如电场 、光场 、磁场等）激发催化剂的潜在活性。

1. 1. 2   “ 一步法 ” 工艺

      由于“二步法 ”工艺流程较长 、生产过程较为 复杂 、装置投资高 ，美国 GPE 公司在 Exxon 公司 的研究基础上，于 20 世纪 80 年代开发了煤催化 气化 “ 一步法 ”合成天然气技术 ， 也称 “ 蓝气 （BlueGas）”技术，其工艺流程见图 2。

图 2   “ 一步法 ”煤制天然气工艺流程示意

      相较于传统“二步法”，“一步法 ”煤制天然气  工艺是在同一反应器中，煤粉颗粒、催化剂与蒸汽  同时发生煤气化和甲烷化反应， 甲烷化反应释放  的热量可为煤气化反应提供部分所需热量 ，从而  降低能耗；而且煤直接甲烷化技术需要的设备少、 投资低、能耗低 ，是煤制天然气领域新的研究热点。“一步法”工艺技术的优势体现在：（1）原料多样化，可以使用煤、石油焦等碳质原料；（2）反应温度（650～750 ℃)较低，能耗低；（3）产品质量高， 合成天然气的甲烷体积分数高达97% 以上 ；（4）CO₂ 排放量（1.25 kg/m³）少，因不产生洗焦废水，故对环境污染较小。其缺点是催化剂稳定性差，易失活或积炭，不易分离回收，并且反应器设计复杂，需要考虑流化床的流态化和分布均匀性。

      “一步法 ”工艺中使用的催化剂，能够促进煤和气化介质在加压流化床反应器内同时发生煤气化、变换和甲烷化 3 个反应，并生成高甲烷含量的产品气。其催化剂种类主要有碱金属（K，Na，Li 等 ）、过渡金属（Fe，Co，Ni 等 ）和碱土金属（Ca  等）。近年，美国 GPE 公司积极在中国寻求合作伙伴，已与万向集团、大唐集团等签署了框架协议 ，尽管在新疆 、内蒙古等地建有试验性示范生产装置，但截至目前并无实质性进展。

1. 2   产业化现状

      国外发展煤制天然气的国家主要集中在美国、德国、南非、澳大利亚、印度、蒙古等国，其中美国最早实现煤制天然气工业化生产。20 世纪 70 年代， 在第 1 次石油供应危机背景下， 德国 Lurgi 公司与南非 Sasol 公司合作在南非 F-T 合发催化剂的潜在活性。成煤制油工厂建成 1 套半工业化煤制天然气试 验装置，同时 Lurgi 公司和奥地利 El-Paso 公司合作在奥地利维也纳也建成另 1 套煤制天然气半 工业化装置，而且这 2 套试验装置的长时间运转试验结果良好。在此基础上，美国 Great Plains 公司于1984 年在北达科塔州建成 389×10⁴ m³/d（约 14×10⁸ m³/a）的煤制天然气工厂，原料利用当地高水分（30%）褐煤，其工艺采用Lurgi 公司的纯氧干排灰压力气化技术、耐硫耐油变换和低温甲醇洗净化技术以及甲烷化技术（2.4 MPa 高压，其主产品甲烷（体积分数达 96%）进入天然气主管网，副产品无水氨和硫磺供市场销售，焦油、酚类和石脑油在工厂内部作燃料用，高纯度的CO₂ 销售给其他石油公司用于提高石油采收率；该厂是全球首家煤制天然气商业化工厂，建成后运行 20 余年，后来由于市场需求变化和技术经济性原因停产。另外，Topsoe 公司于20世纪80年代在美国建成 72×10⁴ m³/d 的煤制天然气厂，后因油价下跌无法维持生产被迫关停。尽管煤制天然气技术在国外发展较早，却没有实现规模化发展，主要是由于石油和天然气工业快速发展，致使煤制天然气的经济性无法与其相竞争，但国外公司早期开发的相关关键技术为全球煤制天然气技术的进步和产业化发展奠定了基础。

2   我国煤制天然气发展现状

2. 1   技术进展

      进入 21 世纪以来，以煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制天然气为代表的我国现代煤化工产业迅速发展，整体水平在全球处于主导和引领地位。煤气化是现代煤化工产业链前端共有关键技术，根据不同煤种气化特点，我国成功开发出多喷嘴对置式气化炉、航天炉、水冷壁水煤浆气化炉、SE粉煤气化炉、两段干煤粉加压气化炉等气化技术并得到广泛工业应用，极大推动了煤制天然气技术进步和产业化发展。煤制天然气技术中的 CO 变换和合成气净化均属于成熟自主工艺技术，并广泛应用于现代煤化工、合成氨和甲醇的生产。

      CO变换的目的是调整合成气中CO与 H₂ 的比例，分为非耐硫变换和耐硫变换；前者因先脱硫、能耗高，工业上已很少使用；目前通常使用后者，因气化后的原料气直接去变换，故流程短、能源利用率高。由于 CO 变换会带来大量的CO₂ 排放，应尽可能配套尿素产品等附加生产线，以便回收利用排放的 CO₂。

      合成气净化的目的主要是脱除合成气中的 H₂S，CO₂，COS 等酸性气体，以保护后续甲烷化反应工段的催化剂。工业上基本采用物理吸收方法脱除酸性气体，包括聚乙二醇二甲醚（NHD）溶剂 法和低温甲醇洗法。由于大多数煤制天然气采用碎煤加压气化技术，致使粗煤气成分复杂，而低温甲醇洗法可在同一装置中实现多种杂质的脱除，相对于其他净化工艺，可以一次性综合脱除各种杂质，是目前国内外公认的最为经济、效果最好的合成气净化技术。

      甲烷化催化剂 一 直是制约我国煤制天然气成套技术实现国产化的主要瓶颈。多年来 ，国内 的西南化工研究设计院（简称西南院）、中国科学院大连化学物理研究所（简称大连化物所）、大唐国际化工技术研究院、中国石化南化集团研究院、新奥集团等多家单位均对甲烷化催化剂进行了深入研究，其中西南院与中国海油气电集团联合开发的 CNJ-8 型甲烷化催化剂，经2013—2021 年的持续模试、中试及优化完善，已于 2022 年首次工业应用在新疆庆华能源集团的庆华伊犁一期 13.3×10⁸ m³/a 煤制天然气项目，不仅实现 110%负荷平稳运行，获得的甲烷体积分数达 61.7%，高于国外引进技术近 3 个百分点，而且催化剂使用费比国外进口催化剂降低了55%，标志着我国自主研制的大型煤制天然气甲烷化工艺技术已取得重大突破。

2. 2   产业化现状

      由于我国能源供给的结构性矛盾突出，发展煤制天然气成为能源行业转型的重要探索之一 。 自 2000 年以来 ， 我国政府和企业大力推进煤制天然气发展，以解决能源供给结构的不平衡和煤炭消费带来的环境污染问题。2017 年国家发改委印发的《加快推进天然气利用的意见》明确提出进一步推进煤制天然气产业示范， 支持煤层气、 页岩气、煤制天然气配套外输管道建设和气源就近接入。目前我国既是世界上最大的煤炭生产、消费国，也是最大的煤制天然气规划、生产国，煤制天然气产业化水平总体处于世界首位。

      据统计，目前我国共有不同阶段煤制天然气项目接近 70 个，总产能超过 2 000×10⁸ m³/a，但已投产的项目只有 4 个（见表 1），产能合计 61.3×10⁸ m³/ a。根据中国石油和化学工业联合会统计数据，2022 年我国煤制天然气总产能 61.25×10⁸ m³/a，总产量 61.61×10⁸ m³，产能利用率 100.6%，实现营业收入230.8 亿元，利润总额 60.6 亿元。

表 1   我国煤制天然气已投产运行项目产能统计

      在上述 4 个已投产运行项目中 ，除了汇能鄂尔多斯 一 期项目的产品为 LNG ， 采用槽车运输外 ，其他 3 个项目均为气态天然气产品，并进入长输管线输送；并且大唐克旗、庆华伊犁、汇能鄂尔多斯的一期项目均已具备高负荷运行能力，而浙能新天伊犁示范工程项目因受制于天然气管 网接收量和接收价格的限制，生产负荷有较大波动。

       大唐克旗项目是我国首个煤制天然气示范项目，规划总产能 40×10⁸ m³/a，分 3 期建设。一期项目于 2013 年年底投产，产能 13.3×10⁸ m³/a，采用 Lurgi 公司的碎煤固定床干法排灰加压气化及甲烷化技术，在生产天然气的同时，还生产焦油、 石脑油、粗酚等副产品；该项目自建有内蒙古克旗— 北京输气管道， 天然气产品直供北京市场。 二期项目正在建设，但受市场行情影响，该公司调整了产品结构， 主要包括 80×10⁴ t/a 甲醇、40×10⁴ t/a 乙二醇 、6.0×10⁸ m³/a 天然气装置；2022年9月，新建的70×10⁴ m³/d 煤制天然气液化装置一次性开车成功，顺利产出合格 LNG。

      庆华伊犁项目是新疆首个获得国家核准的 煤制天然气示范项目，也是目前唯一成功使用国产甲烷化催化剂的工业装置， 该项目规划产能 55×10⁸ m³/a，分 4 期建设。一期项目于 2013 年建 成投运，产能 13.75×10⁸ m³/a，使用 16 台赛鼎固定床碎煤加压气化炉，采用 Topsoe 公司的甲烷化技术，除生产天然气以外，还生产杂酚、氨、轻烃、多元烃 、硫磺 、工业氧 、工业氮 、硫酸铵 、重芳烃等副产品。

      相较于近年来煤制烯烃、煤制油、煤制乙二 醇在我国的发展 ，煤制天然气的发展历经曲折、 产业化进程相对较慢，这主要是由于此类项目的 建成投运成本较高、经济性不强、市场竞争力偏弱 ，致使投资商热情下降，许多项目不得不被推 迟建设或取消。尽管如此，已建成运行项目在技术选择、项目建设、运营管理、人才储备、“三废 ” 治理以及并网输送管道建设和调峰等方面积累了宝贵的实践经验，为推动我国煤制天然气产业的科学发展奠定了坚实基础。

2. 3   成本与经济性分析

2. 3. 1   成本分析

      煤制天然气项目的经济规模为 40×10⁸ m³/a， 投资额 260～300 亿元，一 般都是分期建设，主要包括预干燥、煤气化、空分、合成气净化、甲烷化、 硫回收等主体装置以及配套公用工程和辅助生产设施等。煤制天然气的生产成本构成包括直接材料费，如原料煤 、燃料煤、催化剂和化学品消耗；水电气及污水处理等公用工程费用；设备折旧费 、维修费等制造费用；以及工资 、福利等人工费用。对于采用天然气管网输送至城市门站的煤制天然气，其成本还应包含管输费。

      煤炭成本是煤制天然气生产成本的主要组成部分，其受煤炭的品质、采矿、运输等多种因素影响，不同地区和煤种的煤炭成本会有所差别； 煤制天然气企业一般采用价格低廉的坑口煤作为气化原料。此外，煤制天然气成本还受其他相关原料价格、副产品收入、技术水平、政策环境等多种因素影响。以产能为40×10⁸ m³/a 煤制天然气项目为例，需年消耗原料煤 970×10⁴ t，燃料煤 150×10⁴ t，电力 11×10⁸ kW·h，原水 2 200×10⁴ t，按照 3 年建设期、15 年生产期进行测算，则该项目年均总成本为 65 亿元，副产品收入为 14 亿元，扣除  副产品收入后的单位天然气成本为1.275 元/m³。 国内某典型煤制天然气/LNG 项目的成本构成详见表2。

表 2   我国某 2 个典型煤制天然气/LNG 项目的成本构成测算   %

*：该测算未考虑 CCUS 成本。

      从表 2 可知：在这 2 个煤制天然气/LNG 项目的成本构成中，煤炭原料成本占比均最高 ，分别为36%，38%；财务费用和设备折旧费次之 ，占比分别为 24%，26%；人工费用和运营维护管理费分别占10%，12%；煤制天然气项目废水处理 、管输  费用占比分别为 15%，9%；而煤制 LNG 项目特有的液化处理费占比为21% 。根据估算，该煤制天然气项目实现满负荷运行后，按照原料煤和燃料褐煤150 元/t，到达城市门站完全成本（含管输费）按2元/m³ 计算，则抵扣副产品收益后的天然气成本为1.47 元/m³ ； 而此煤制LNG项目满负荷运行后，按照原料煤（烟煤）和燃料褐煤 300 元/t 计  算，则其 LNG 出厂完全成本为 2 元/m³。

       值得指出的是，煤制天然气过程实际上是一个增氢降碳的转化过程，从煤中脱除的碳元素大部 分 经 过 变 换 反 应 生 成 了CO₂，据 测 算 每 生 产1 000 m³ 煤制天然气会排放 3.45 t 的 CO₂，其中燃 烧排放占 37%，工艺过程排放占 63%。因此， 如果考虑 CO₂ 捕集利用，则生产成本无疑会进一 步上升。

2. 3. 2   经济性分析

      煤制天然气项目的经济性取决于产品生产成本和销售价格 ，当天然气销售价格较高时，项 目无疑具有较好的盈利空间。然而市场天然气价格与国际原油价格（简称国际油价）呈正相关， 即天然气价格随着国际油价的上涨而上涨 。根据亚化咨询煤制天然气成本模型测算结果，在不同国际油价（布伦特原油价格）下，新疆、鄂尔多斯和淮南煤制天然气项目的经济性分析见表3。可以看出，在 60 美元/桶的国际油价下，3 个煤制天然气项目均可以维持盈亏平衡，对应的新疆、鄂尔多斯和淮南天然气最高门站价分别为 1.07，1.26，2.01 元/ m³；当国际油价高于 80 美元/桶时，则这 3 个项目  可以获得良好的盈利空间；在100 美元/桶高油价下，上述三地天然气最高门站价分别为 2.47，2.66， 3.41 元/m³，各项目盈利空间凸显 ；但当国际油价低于50 美元/桶时，则这 3 个煤制天然气项目将均处于亏损状态。

表 3   不同国际油价下我国新疆 、   鄂尔多斯和淮南煤制天然气项目的经济性分析

      总体来看，我国各煤制天然气工业化项目目前依然处于升级示范和完善阶段，未来随着“双  碳 ”战略的实施，煤炭价格的进一步下降，以及关键核心技术的更加成熟， 能耗与物耗的不断降低 ， 各煤制天然气项目的生产规模将持续扩大 ， 其运营经济性可望得到持续改善和提升。

3   思考及建议

      我国煤制天然气产业发展总体上取得很大进步 ，但在技术成熟度 、经济性 、安全性 、碳排放等方面依然面临一些问题和不足，需要强化技术进步、降低生产成本、提高经济性 、加强市场准入以及生产过程的降碳减碳， 推动绿色低碳发展。具体问题分析及建议如下：

（1）煤制天然气项目规划多而实际建成投产少 ，存在技术、环保、安全等风险和挑战，需要持续加强工业装置示范，推进技术进步。在技术方面， 随着甲烷化催化剂国产化技术瓶颈的突破， 尽管我国煤制天然气全流程工艺技术基本实现了自主可控，但甲烷化催化剂技术等相关关键技术仍有待在工业装置上进行长周期运行验证。在环保方面，煤制天然气生产过程中的气化灰渣 、含盐废水以及 SO₂，NOx，H₂S 等污染物排放量大，影响生态环境，且部分污染物处理难度大（如含  盐废水 、气化废渣），需要持续加强废液 、废固处理技术的研发应用，如高浓度盐水提取工业盐技术、难降解有机废水处理技术、气化废渣利用技术、粉煤灰提取氧化铝技术等。在安全方面，主要问题是煤气化反应器的高温高压运行条件、合成  气中的毒性和易燃性成分等。建议拟建 、新建煤制天然气工程项目必须具有高水平的设计、建设、运行条件，已建成投产项目需持续提升技术的优化控制水平和装置的满负荷长周期安稳运行能力。

（2）煤制天然气生产成本较高，项目经济性不强，需要着力降低成本，提高经济效益 。一方面，近年来受煤价上涨、以煤定产、生产成本居高不下、天然气门站价格调低等因素影响，我国煤制天然气项目的盈利状况不佳，致使企业及资本 对煤制天然气项目的投资热情明显下降；另一方面，受生产成本 、入网价格 、销售价格等多种因素影响， 致使各煤制天然气项目的经济性 运营不好。 随着近几年天然气价格体系改革，尽管非常规天然气（煤制天然气 、煤层气等）价格已经过渡到由市场定价，这为改变煤制天然气项目经营困难的局面带来积极因素，但虑及煤制天然气的成本竞争力与开采天然气相比依然处于弱势，建议各煤制天然气项目持续着力于原料（煤炭 、水 、蒸 汽 、催化剂等优化、“三废 ”处理 、副产品回收利用、公用工程消耗等方面 ，以进一步降低单耗能耗，从而提高综合效益。

（3）煤制天然气在资源配置 、管网接入 、市场准入等方面接受度不高，需要各方共同努力推进与传统天然气的协调发展。充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府指导作用，切实构建公平开放、有效竞争的能源市场体系。扩大市场准入，鼓励各类投资主体参与煤制天然气项目的建设和运营；同时，要根据能源资源禀赋和生态环境承载力，科学规划煤制天然气项目布局，避免无序竞争和重复建设。在管网接入方面，加快建设煤制天然气外输通道和支线管道，完善油气输送通道网络，提高煤制天然气的输送能力和灵活性；同时加强管网规划和建设管理，合理确定管网接入条件和标准，保障煤制天然气的优先接入权利。在供销市场运作方面，要持续推进能源市场化改革， 完善油气价格形成机制，切实建立健全煤制天然气与传统天然气的价格联动机制，使之反映供需关系和环境成本；此外 ，要加强油气市场监管， 以防止垄断和不正当竞争，保障煤制天然气的公平竞争地位。

   （4）煤制天然气生产过程中的 CO₂ 排放量大，需要加强 CCUS 技术应用及绿氢引入 ，实现碳循 环和“零碳”排放。为降低煤制天然气项目生产运营中的碳排放，需从生产和消费两个方面入手加以解决。在生产环节，一是降低变换反应比或者不经过变换，将合成气中的碳元素最大化转化为目标产品 ；二是加强 CCUS 技术在煤制天然气生产中的应用 ，实现碳循环利用 ；三是推进煤制天然气生产与新能源制氢的耦合，通过在合成气中补充绿氢，弥补煤炭“氢少碳多 ”的先天性缺陷， 实现降碳目标。在消费环节，优先发展煤制天然  气替代煤炭等高碳能源的领域，如电力 、工业 、居 民用气等，以提高天然气在一次能源消费中的比重，降低碳排放强度。此外，在政策层面，要完善煤制天然气的定价机制，使价格反映其环境成本和社会效益，鼓励低碳发展模式；同时要加强区域协调和规划管理，根据不同地区的资源禀赋和生态环境承载力，合理确定煤制天然气的生产和消费规模。

4   结束语

      天然气作为一种高效 、优质的清洁燃料，与煤炭相比，可大幅减少硫、氮和粉尘的排放，然而 我国天然气资源短缺的现状使其应用受到限制， 除了加大天然气进口力度，包括煤制天然气在内的非常规天然气逐步成为开采天然气的重要补充。煤制天然气通过采用先进的煤气化和气体净化技术，可降低碳排放和污染物排放，达到与开采天然气相同的产品质量指标，可作为清洁能源转型的补充手段， 用以优化我国能源消费结构， 降低对进口气的依赖，助力实现“双碳”目标。

      目前我国已经基本掌握自主化的煤制天然气全产业链技术，展望我国煤制天然气产业未来发展，首先应做好现有示范项目验证和战略技术储备，持续优化提升地面煤炭气化技术、甲烷化及其催化剂技术水平，进一步降低煤耗、水耗和能耗，提升产品竞争力；同时，通过产业政策支持等手段，加大开展 UCG 技术的探索研究，加快攻克相关核心技术，实现地下气化与合成气地面净化、甲烷化以及 CCUS 技术的耦合，彻底消除地面气化在安全环保及经济性方面的问题，为推动我 国煤炭资源高效清洁利用 、保障天然气供应安全开辟新路径。