 Sustainable Energy 可持续能源, 2012, 1, 97-102 http://dx.doi.org/10.12677/se.2012.24016 Published Online October 2012 (http://www.hanspub.org/journal/se.html) Risks in the Coal to Synthesized Natural Gas and the Counterpart Measures Thereof* Tiancun Xiao, Shisen Xu, Liang Chen Huaneng Clean Energy Research Institute, Beijing Email: xiao.tiancun@chem.ox.ac.uk, chenliang@hnceri.com Received: Aug. 14th, 2012; revised: Aug. 25th, 2012; accepted: Sep. 10th, 2012 Abstract: To meet the increasing demand of clean energy in China, more than RMB Yuan 400 billion investment has been planned to contract several coal to synthesized natural gas (Coal to SNG) project in the regions of China where there are abundant coal reserve with fewer people. Meanwhile, it has been demonstrated that the successful development of shale gas in USA leads to the excessive supply of natural gas in USA and causes the ratio of oil to gas price continuously increasing. In the 12th “5 year plan”, shale gas development has been one of the main focuses, which is expected to supply more and more natural gas from shale gas reserves. This in return would give rise to the economical risks to the coal to synthetic natural gas projects, which requires intensive invest and long payback period. To mitigate the long term economic risks of coal to SNG project, it is recommended to consider the conversion of coal to SNG project into coal to oil project in the future when the gas demand is less than requirements. Because from the technology view, coal to SNG and coal to oil processes have the similar steps and common features. Keywords: Coal to SNG; Shale Gas 煤制气工程项目的风险和对策* 肖天存，许世森，陈 亮 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司，北京 Email: xiao.tiancun@chem.ox.ac.uk, chenliang@hnceri.com 收稿日期：2012 年8月14 日；修回日期：2012年8月25日；录用日期：2012 年9月10 日 摘 要：为了满足国内清洁能源的需求，我国在“十二五”规划里，计划了4000 多亿人民币的煤制气项目，分 布在煤炭储量高而人烟较少的地区。同时作为新兴能源，继美国页岩气开发成功，并满足美国国内天然气需求 后，我国页岩气的勘探和开发也在加快步伐。美国页岩气的开发使天然气的价格持续走低，油气价格比不断上 升，使得美国国内的煤制气项目的经济可行性越来越小。而且煤制气项目的投资强度大，规模要求高。虽然我 国页岩气的开发还处于早期阶段，但是在可以预期的时间段内，煤制气项目的必要性和经济可行性是存在的。 但是从中长期的角度看，煤制气项目的经济风险还是比较高的。但是鉴于煤制气和煤制油项目有很相似的工艺 和设备，因此为了防范煤制气项目的风险，建议在煤制气项目的设计和建设阶段，就应该考虑工程改造，一旦 煤制气项目的经济性不可行，可以把煤制气改造为煤制油项目。 关键词：煤制气；页岩气 1. 引言 天然气是较为安全的燃气之一，在化石能源中氢 碳比最高，燃烧产生的水汽比二氧化碳多。因此采用 天然气作为能源，可减少煤和石油的用量，改善环境 质量并降低二氧化碳的排放。但是我国能源现状是相 *资助信息：中国华能集团公司“千人计划”人才科研专项。 Copyright © 2012 Hanspub 97  煤制气工程项目的风险和对策 对富煤，少油并缺气。因此经国务院同意，国家发展 改革委研究制定的“天然气利用政策”于 2007 年8 月30 日正式颁布实施。天然气利用领域归纳为四大 类，即城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化 工。综合考虑天然气利用的社会效益、环保效益和经 济效益等各方面因素，根据不同用户用气的特点，将 天然气利用分为优先类、允许类、限制类和禁止类。 城市燃气列为优先类，禁止以天然气为原料生产甲 醇；禁止在大型煤炭基地所在地区建设燃气发电站。 而且近年来，我国在油价不断攀升的背景下，“以 气代油”的呼声越来越高，作为清洁能源，液化天然 气(Liquefied Natural Gas，下称“LNG”)在汽车上的 应用也越来越多。这从另一方面也大大增加了天然气 的需求量。图 1给出了近年来我国天然气供应和需求 以及未来的预测。 由图 1可以看出，目前国内天然气供应的缺口正 逐年加大，对外依存度近两年来更是 呈快速上升之势。 到2020 年，国内天然气缺口将达 1000 亿立方米。2011 年，我国天然气对外依存度达 24%，与 2010 年12.8% 相比，呈成倍增长态势。这从客观上加大了对非常规 天然气及替代天然气的需求力度，因此国家把煤制天 然气列为“十二五”战略产业，而且被寄予厚望。 基于此，2012 年4月，由煤炭科学研究院主导编 Figure 1. The natural gas output, demand and import dependence of China[1] 图1. 我国天然气产出，需求及进口依赖度[1] 制的“煤化工“十二五”科技规划”已经编制完成， 即将对外公布。根据“规划”，“十二五”期间，国家 将重点扶持煤制天然气技术应用，并扩大此方面的试 点范围。 2. 煤制天然气工艺 所谓煤制天然气是指煤经过气化产生合成气，再 经过甲烷化过程，生产人工合成天然气(SNG)。相对 于煤制油，煤制天然气目前国际上只有美国大平原公 司运行。该过程可以表示如下图2。 Figure 2. Process map of the great plains synfuels plant in US[2] 图2. 美国大平原公司煤制气工艺图[2] Copyright © 2012 Hanspub 98  煤制气工程项目的风险和对策 目前国内外已经运行和正在设计的煤制气采取 的工艺路线基本都是首先是煤炭气化，生成含有杂质 和一氧化碳，二氧化碳和氢气，甲烷，水蒸气等的混 合气。其中杂质包括硫化氢，氨氮和颗粒物等。根据 气化工艺的不同，气化产物的组成有较大的区别。但 一般而言，气化过程在 700℃以上进行，热力学的限 制使得气化产物中的一氧化碳含量会比较高，而氢气 含量相对较低。因此得到的气体产物需要首先经过冷 却，在经过不同阶段的水煤气变换，调节使得气体中 的H2/CO 比例接近3。再经过甲醇洗和胺吸附脱硫， 分离其中的二氧化碳和杂质，再精脱硫，经过这些工 段调节处理后，气体组成以 H2/CO 为主，也许含有其 他惰性气体。这个气体再经过甲烷化催化剂，得到合 成天然气和水。因为甲烷化过程是强放热反应，因此 甲烷化过程一般分3段进行，以便传热和控制反应。 这里值得注意的是，和煤制油和煤制化学品相比，其 气化，气体调节和水煤气变换基本一致，和煤制气最 大的区别在于H2/CO 比例和甲烷化催化剂。 据报导，煤制天然气能源转化效率可达 50%左 右。而煤制油方面，采用F-T( 费托合成)技术，煤间接 液化的转化率为32 %，直接液化则为38%，均比煤制 天然气转化效率低出不少。 因此 2012年7月，备受关注的现代煤化工政策 即将出台。由国家发改委、能源局编制的“煤炭深加 工示范项目规划”以及“煤炭深加工产业发展政策” 拟于近期发布实施。其中，共批复气化技术、合成技 术、大型设备等 18项重点示范内容以及内蒙古、新 疆等 11个省区15 个煤炭深加工示范项目[3]。 我国的煤炭大多分布山西、陕西、新疆、宁夏等。 为了使制得的天然气运到居民区，为煤制气过程做准 备，中石化新粤浙管道(新疆准东至广东、浙江)拟投 资1590 亿元，年输气能力300 亿立方米。新鲁管道(新 疆准东至山东)拟投资 860 亿元，年输气能力同样是 300 亿立方米。两条管道建成后，将把新疆煤炭资源 转化成的天然气输往中东部各省，由此成为新疆各大 能源企业煤制气项目的外输大动脉。 为了落实气源，中石化将在新疆配套建设200 亿 立方米的煤制气项目。多家国有控股企业也与中石化 签订购销协议，将在新疆建立煤制气企业，每年还将 为中石化的管道提供300~400 亿立方米天然气。 据粗略估算，一个 40亿立方米的煤制气项目的 投资额在 240亿元，600 亿立方米的煤制气项目总投 资将达到 3600 亿元，加上两条管道共 2450 亿元的投 资，整体投资规模将超过6000 亿元。 如果进展顺利，中石化的新粤浙和新鲁煤制气管 道将于 2016 年建成。届时，从新疆地区输向内地的 天然气管线将达到五条，总输送能力达到 1370 亿立 方米。煤制气成本方面，如果按照煤炭价格每吨 150 元计算，成本在 1.28元/立方米左右，相较于新疆南 疆塔里木气田的 0.52元/立方米的供气价格并无成本 优势。但相较于进口哈气超过2.20元/立方米的进口 完税价仍有一定优势。在未来国内天然气定价机制改 革的预期下，优势将得到进一步的加强[4]。 3. 页岩气开发及其对煤制气的影响 但是就在全国煤制气如火如荼地宣传和工程上 马的同时，同样为了满足国内需求日益高涨的天然气 需求，页岩气的开发也越来越重视。据悉，正在审批 中的天然气“十二五”规划预计，到 2015 年，我国 天然气消费量将达到 2600 亿立方米，在一次能源消 费中所占比重将从目前的4%上升至 7%~8%。为此， 国家将加大飞常规能源资源，尤其是是页岩气、煤层 气的勘探开采。 所谓页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹 层中，以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天 然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资 源。我国直到去年把页岩气归类为第172 个矿种。近 几十年来，美国页岩气勘探开发技术取得突破，产量 快速增长，对国际天然气市场及世界能源格局产生重 大影响，因此世界主要资源国都加大了对页岩气的勘 探开发力度。 近年来，美国的页岩气繁荣已导致其碳排放大幅 下降，主要因为发电企业纷纷放弃煤炭，改用廉价的 天然气。国际能源署(IEA)2012 年的数据显示，美国 能源相关的二氧化碳(主要温室气体)排放在过去五年 里减少 4.5亿吨。IEA首席经济学家法提赫•比罗尔 (Fatih Birol)将这一下降归因于运输领域能效提高，以 及发电行业从煤炭向天然气的“重大转移”。“这是一 个政策与技术相结合的成功故事：政策推动提高效 率，而技术使页岩气开采变得可行，”比罗尔表示[5]。 根据我国页岩气“十二五”规划，到 2015 年， 国内页岩气产量将达 65 亿立方米，2020 年力争实现 Copyright © 2012 Hanspub 99  煤制气工程项目的风险和对策 产量 600~1000 亿立方米。7月13 日，国土部发布页 岩气资源/储量计算与评价技术要求征求意见稿，为合 理计算与评价页岩气资源储量、推进页岩气的勘探开 发铺平技术道路。但是根据最近的报导，仅江西就计 划在 2015 年生产页岩气 10亿立方米，2020年达到 1000 亿立方米[6]，并希望以此来改变江西的能源结构， 提高环境质量和提升当地的经济发展。 据最新报导，我国页岩气资源资源比较丰富，有 机质页岩分布于南方地区、华北地区和新疆塔里木盆 地，华北地区、准噶尔盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆 地、渤海湾盆地和松辽盆地。这些地质条件具备页岩 气成藏条件，资源潜力较大。据专家预测，中国页岩 气可采资源量为 25~200 万亿立方米，超过常规天然 气资源[7](见图3)。 美国对页岩气的开发技术大规模研究从上世纪 70 年代开始，政府在页岩气开发过程中，投入了大量 的科研和技术支持。1986 年，美国政府和企业合作在 阿巴拉契亚盆地打了全世界第一口空气钻探水平井， 同时在空气钻探井中使用套管外封隔器。美国也率先 同开发了多段水力压裂技术、电磁随钻测量技术、定 向空气锤技术等，而这些技术目前正被广泛用于全球 的页岩油气以及常规油气生产中。 这些工作使得美国在 06年后页岩气出现了爆发 性增长，占天然气的比重接近翻了10 倍，至 2011 年 已经提升到18 .6%。这也导致天然气价格从06 年一路 下跌，从 14 美元/MMBtu，下跌至 2012 年年初最低 的不足 2美元/MMBtu。 图4给出了近年来国际油价以及不同地区的液化 天然气价格变化。可以看见，美国近年来随页岩气的 成功开发，天然气价格从2008 变以来一直呈现下降 趋势。欧洲天然气价格2008 年到 2009 年快速下降， 但从 2009 年到 2011年逐渐上升，2012 年则下降。与 之相反，亚洲的天然气价格除了 2008 年到 2009 年油 短暂下降后，一直呈现上升趋势。但与石油价格相比， 上升速度较低。 图5给出了美国天然气和石油价格变化。总体而 言，石油对天然气的比例在 1986~2008 年间，油气价 格平均为 9.9。到2009~2012 年期间，油气价格比上 升到 21.2。到 2012 年1~4 月份，油气价格比更攀升 到52，表明相对于石油价格的攀升，天然气的价格在 快速下降。而且据报导，随着水平井和压裂技术的 Figure 3. The 11 countries with the largest shale gas basin and reserves in the world[8] 图3. 全球页岩气盆地及储量最多的 11 个国家[8] Figure 4. International oil prices and liquefied natural gas prices changes in different parts of world in recent years[9] 图4. 近年来国际油价以及不同地区的液化天然气价格变化[9] Figure 5. The oil and natural gas price ratio changes in US[9] 图5. 美国石油和天然气价格比例变化情况[9] 进一步发展，未来页岩气单位产量将增至传统天然气 的4倍，而其成本将降低至1.8 倍，所以综合成本将 有望仅为天然气的45%[10]。 这些综合因素都导致了美国几年来已经从天然 气进口国成为天然气出口国。而且由于页岩气的大量 Copyright © 2012 Hanspub 100  煤制气工程项目的风险和对策 开发以，近年来，美国对页岩气的进一步转化技术也 越来越重视。2011 年，美国几个大型工程公司和页岩 气公司合作，选择和牛津催化剂公司合作，进行页岩 气转化为液体石油的技术开发。这里值得指出的是： 大型气变油的工艺技术在国际上已经比较成熟，如壳 牌在马来西亚的 Bintulu公司以及和 Sasol 合作的卡塔 尔的 Peal气变油项目都进行的十分顺利，但是因为这 些大型的气变油要求投资巨大，因此气田的储量和可 采量需要十分高，才能满足天然气而且在 2012 年3 月，美国页岩气公司开始和牛津催化剂集团公司合 作，研究利用牛津催化剂集团公司的过程强化反应器 和超高活性催化剂以模块形式，把小型气源转化为液 态油品的可行性。 也是因为页岩气的大量开采和供应，使得美国煤气 化和煤制天然气的项目基本停止[11]，尤其是煤制天然气 项目，因为低价页岩气的大量供应，使得煤制天然气的 经济可行性越来越低。近年来，美国大平原煤制气公司 的主要营收已经从过去的人造天然气转化为合成气的 其他衍生物，如合成氨，合成油甚至尿素，虽然其主导 产品仍然以合成天然气为主，但是在目前天然气的价格 情况下，企业的未来面临很多的不确定性。 4. 我国煤制气发展前景 纵观美国的页岩气发展和煤制天然气的历程，可 以为我国大规模煤制天然气和页岩气的产业开发提 供很多有益的启示。首先美国的煤制气是在天然气价 格高涨，油气价格比在较小的情况下上马的。随着页 岩气技术的进一步发展和大量页岩气的市场供应，天 然气价格快速降低，因此原来计划的煤制气项目大多 停止。 我国在十二五期间规划了4000 多亿元人民币投 资的煤制气项目，每个项目的设计寿命在20~30 年。 而多种研究表明，中国的页岩气储量大，但是地质条 件复杂，开采难度大。页岩气的十二五规划里，计划 在2020 年，我国的页岩气产量达到600~1000亿立方 米。但根据最近的报道，江西和湖南等加大了页岩气 的开发力度，力争在 2020 年页岩气开采量各达到 600~1000 亿立方米。同时中石油，中石化和中海油也 加强了页岩气的探测和开发。因此可以预见在未来的 10 年内，国内页岩气的产量会井喷，加之近来中海油 收购加拿大的Nexen，使得中国国内的天然气供求关 系在可以预见的几年内，达到平衡或过剩，这为煤制 气项目的未来，尤其是 10 年后的市场需求提供了很 大的不确定性。但是另一方面，根据国际油气价格比 的变化，未来石油价格不会因天然气的或页岩气的开 发而降低。因此煤制油应该有较大的市场需求。 鉴于近年来，很多的煤制气项目都在规划和建设 中。而且如图 2所示，煤制气一般采用三段工艺，首 先煤气化，再就是气化产物净化，变换，调整其中的 H2/CO 比例，达到3:1，之后再进行甲烷化反应。因 为甲烷化反应的强放热性质，因此甲烷化过程采用三 段甲烷化过程，每段分别分离水气，并方便传热过程。 之后的工艺部分气水分离和气体浓缩，升级。 图6给出了煤制油的大致路线。首先也是煤气化， 生产合成气，之后合成气调节，净化。再就是油的合 成过程。对比煤制油和煤制气工艺路线可以看出，两 者在煤气化，合成气调节和净化方面都一致，只是煤 制气要求合成气的组成为H2/CO = 3:1，而煤制油对合 成气组成的要求是H2/CO = 2:1，这个只要求对变换催 化剂和变换过程的操作参数进行调整。因此这将为后 面的煤制气转化为煤制油提供一个可靠的支持。在合 成阶段，煤制气的反应是： gg g 242 O, ΔH 205kJ/molCO CO HCHH 而煤制油的化学过程是： gg g 22 O,ΔH 155kJ/molCOCOHC HH xy 而且煤制气的反应器多采用固定床反应器，使用 温度，尤其是在第一阶段使用温度较高，其整个反应 的液态产物主要为水。而煤制油的以液态产物，包括 油，合成蜡和水为主，气态产物产率要求尽可能低。 因此为了防范煤制气项目因为页岩气开发引起 Figure 6. Process map of coal to oil [12] 图6. 煤制油工艺过程[12] Copyright © 2012 Hanspub 101  煤制气工程项目的风险和对策 Copyright © 2012 Hanspub 102 的潜在的经济风险，在煤制气项目设计阶段，应当考虑 在水煤气变换和甲烷化阶段，研究催化剂的和工艺参数 的最佳转化范围，在甲烷化阶段，留出油水分离设施， 这不仅可以确保我国的天然气供应，也将减少因为页岩 气的开发引起的煤制气过程的经济不确定性。 5. 结论 我国现阶段甚至在未来的10 年内，天然气可能 还处于供不应求的状态，因此煤制气在未来十年内， 应该有较大的发展空间。 煤制气项目投资大，运行周期长，但是随着页岩 气的开采技术的开发，和天然气供应的增加，价格会 下降，煤制气项目会面临很多经济不确定性。 但是煤制气和煤制油的许多工艺段有相同之处， 因此在煤制气项目开始阶段，应该考虑到未来大量页 岩气开采成功后，在把煤制气过程改为煤制油的可行 性，并留出改造空间。 参考文献 (References) [1] 中国信息网[URL]. http://www.cio360.net/h/2177/301123-14394.html [2] NETL. 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