文/覃軍 邢承治，內蒙古北控京泰能源發展有限公司

隨著我國經濟持續快速發展，天然氣資源與市場供需缺口量不斷增大，季節性供需矛盾日益突出，煤制天然氣項目正是在此背景下應運而生。通過煤炭高效利用和清潔轉化生產天然氣，對緩解我國油氣資源短缺，保障我國能源安全和促進大氣污染防治具有重要意義。

我國煤制天然氣經過近10年的發展，已初具規模，但也普遍暴露出難以達產、經濟性差等突出問題。究其原因，一方面是煤制天然氣價格沒有市場化放開，氣價嚴格受到國家調控，氣價相對較低;另一方面受到季節性用氣影響，在采暖期和非采暖期，市場供需矛盾突出，給煤制天然氣的生產和經濟效益帶來重要影響，解決好煤制天然氣調峰的問題已迫在眉睫。

1 調峰的必要性分析

1.1 國家產業政策對天然氣調峰有要求

能源發展“十三五”規劃明確指出，我國天然氣消費與供應能力階段性富余問題突出，儲氣調峰設施嚴重不足。天然氣調峰成本補償及相應價格調節機制尚未完全形成，鼓勵天然氣企業及用戶自主參與調峰、錯峰，增強天然氣調節響應能力。規劃提出了天然氣調峰的重要性，明確鼓勵支持企業和用戶自主參與調峰、錯峰，為煤制天然氣項目調峰指明了方向。

1.2 天然氣消費市場有需求

我國天然氣消費具有明顯的季節特征，特別是北方地區，供暖用氣是年度主要用氣，供暖期是每年用氣波峰期，這樣導致冬夏兩季用氣峰谷差極大，給上游供氣調配造成極大的困難，每年出現夏季氣過剩、冬季鬧氣荒的現象。2017年冬，北方地區大面積“煤改氣”工程的實施加劇了供氣緊張形勢。

以北京為例，2014年、2015年、2016年全年供氣量分別為105億m3、139億m3及152億m3，供氣谷期均為4月至10月，峰期均為11月至次年3月，2014年、2015年、2016 年全年最大的峰谷差分別為 13.15倍、8.3 倍及8.1倍。2014年—2016 年連續 3年北京天然氣用氣平均峰谷差接近 10倍，峰期基本與采暖期相重合，為11月至次年的3月，實例證明采暖是北京地區消費用氣的主力。一年之中長達7個月為非采暖期，即用氣谷期，這就為上游供氣提出了季節性調峰問題。

煤制天然氣項目必須根據長輸管線儲氣設施及自身實際情況，針對性地制定調峰措施，以避免用氣谷期陷入限產限氣的被動形勢。

1.3 煤制天然氣企業有訴求

“十二五”期間建成投產的內蒙和新疆一期煤制天然氣項目由于未采取有效調峰措施，導致生產出現被動的局面。其中內蒙項目一期設計產能400萬m3/d，于2013年12月投產并網供氣，投產后每年非采暖期都受到中石油管網供氣限制，夏季每日接受上限氣量為300萬m3/d，僅維持75%負荷運行，同時要求額外收取儲氣調峰費用;新疆項目一期設計產能420萬m3/d，于2013年12月投產并網供氣，每年非采暖期同樣面臨中石油管網夏季限供問題，并且要求額外收取儲氣調峰費用。

由于已投運的兩個煤制天然氣項目前期未考慮調峰措施，造成淡季限產限氣的被動局面，淡季調峰已成為煤制天然氣項目無法回避的共性問題，因此煤制天然氣項目要選擇調峰能力好、技術成熟、有一定產品附加值的轉化產品進行調峰，以達到淡季錯峰去產能、冬季有力保障市場需求的目的，全面提高煤制天然氣項目抵御市場風險的能力。

2 煤制天然氣調峰方式

目前，我國天然氣調峰方式有限，調峰能力嚴重不足。煤制天然氣項目如何根據自身實際情況，選擇最佳調峰方式，實現投資效益最大化是前期必須解決的問題。選擇工藝匹配、技術可靠、效益可觀的調峰方式，這是煤制天然氣適應天然氣消費市場的必由之路。

2.1 儲氣庫調峰

地下儲氣庫是利用枯竭的地下氣層或油層而建的儲氣設施，是目前最常用、最經濟的一種地下儲氣形式。

儲氣庫采用“削峰填谷”的調峰原理，即當供氣量大于用氣量時，多余天然氣進庫儲存，當供氣量小于用氣量時，不足的氣量出庫補充。地下儲氣庫一般設在輸氣管網末端或用氣負荷中心附近，以便能快速對用氣量的變化做出反應，準時完成調峰作業。

儲氣庫具有庫容量大和安全可靠等優點，但大型儲氣庫選址地質條件要求苛刻、建設周期長、投資巨大，而且，儲、放氣流程復雜，必須經脫水處理，才可供給城市燃氣管網，增加了天然氣調峰成本，以上問題嚴重制約了國內儲氣庫調峰的發展。

地下儲氣庫作為管道項目配套工程，建設進度明顯滯后于管道建設，截至2016年底，我國共建成地下儲氣庫18座，有效工作總氣量為64億m3/a，約占全年消費量的 3.1%，遠低于世界10%的平均水平。根據目前國內的天然氣管網情況，可用于煤制天然氣淡季調峰的儲氣庫能力嚴重不足，去除常規氣自身的淡季調峰儲量外，煤制天然氣可利用調峰儲量有限。且煤制天然氣調峰氣量受中石油、中石化管網的直接調控，在淡季調峰時，不可避免地要受到常規氣的擠壓，會帶來不菲的調峰成本，從另一層面上又加重了煤制天然氣的運營負擔。

2.2 LNG 調峰

LNG調峰是將用氣淡季“富余”的天然氣通過節流、膨脹或外冷源制冷工藝，在常壓、-160 ℃條件下，使其體積縮小625倍，變為LNG并儲存，在用氣波峰期，將其汽化后，供入城市燃氣管網，以達到調峰的目的。LNG調峰具有儲運靈活、機動性高的優點，適于小型城鎮供氣及調峰。LNG作為天然氣的液化產品，同樣存在淡季市場銷售的難題。

每年4月—9月隨著北方地區用氣量的大幅縮減，LNG與天然氣一樣處于銷售低谷期，很難從根本上解決煤制天然氣大規模的調峰問題。同時，LNG投資成本高，年處理量4億m3天然氣液化裝置投資約5億元，平均每萬噸LNG投資近 2000萬元，天然氣液化成本達0.3元/m3~0.4元/m3，LNG裝置僅作為調峰設施，利用率過低，投資收益較差。

另外，淡季LNG銷售價格處于全年低位狀態，液態產品的長期儲存及長途外運又會增大危險程度及儲運成本。對于40億m3/a 煤制天然氣項目，采用LNG裝置調峰，從調峰規模、調峰市場及調峰成本上都有很大的局限性，可結合周邊用氣市場，考慮作為輔助的調峰手段。

2.3 IGCC 發電與煤制天然氣發電調峰

煤制天然氣項目選址多在陜、蒙、晉、皖、新等煤炭資源豐富的地區，均屬于電力嚴重過剩地區。由于當地發改委對煤電進行全面限制，造成燃煤發電在線發電率不到40%，多數煤電企業已面臨虧損。

煤電緊縮的態勢極大壓縮了發展IGCC與煤制天然氣發電的生存空間。《天然氣利用政策(2012版)》明確規定，陜、蒙、晉、皖等13個大型煤炭基地所在地區建設基荷燃氣發電項目(煤層氣(煤礦瓦斯)發電項目除外)屬于禁止類項目，從產業政策方面考慮，不具備可批性。建設成本上，IGCC是燃煤發電的3倍，發電成本上，IGCC大約是燃煤發電的2.5倍，煤制天然氣發電成本約是燃煤發電的2倍。

從建設投資、能效、運營成本等方面分析，IGCC與煤制天然氣發電均不具競爭力，以此作為煤制天然氣調峰手段，會加劇煤制天然氣項目的淡季減產虧損的形勢。

2.4 煤制乙二醇調峰

在明顯的成本優勢及可觀的市場需求的推動下，近幾年國內掀起了煤制乙二醇的開工熱潮，2015年以來，開工的煤制乙二醇產能已逾500萬t/a，截止到2016年，煤制乙二醇已約占乙二醇總產能37%。

煤制乙二醇通常采用合成氣兩步法反應，技術難度最高的環節是草酸二甲酯(DMO)合成中亞硝酸甲酯(簡稱MN，屬于高爆炸性化合物)的控制及DMO加氫，也是國內多數已建成煤制乙二醇裝置共同遇到的技術瓶頸，這導致煤制乙二醇項目在開車初期大多存在催化劑穩定性差、產品合格率低、開工率不足、達產困難等技術問題。另外，煤制乙二醇產品個別質量指標導致其市場開發空間受限。

國內乙二醇主要用于生產聚酯，但目前由于透光率等指標還存在一些問題，煤制乙二醇尚未完全得到聚酯行業的認可和接受。煤制乙二醇正處于高速發展階段，在建或擬建煤制乙二醇產能體量龐大，這些項目全部建成投產后，國內乙二醇市場將面臨過剩局面。同時一大批焦爐煤氣及小規模甲醇裝置轉產乙二醇的改造項目也有一擁而上之勢。雖然中國乃至亞洲乙二醇產能不足，但全球乙二醇產能已過剩。

在未來的幾年內，這些因素都會擠壓乙二醇市場的發展空間。煤制乙二醇項目單套規模偏小，調峰能力有限，已投運煤制乙二醇項目規模都局限在20萬t/a，裝置規模進一步工業化放大，會存在一定技術風險，由此可見，煤制乙二醇僅適用于中小規模的煤制天然氣項目調峰。

2.5 煤制甲醇調峰

煤制甲醇屬于煤清潔高效利用項目，在國內有許多成功運行多年的大型項目，技術成熟可靠，運行經驗豐富。煤制甲醇與煤制天然氣在氣化、變換及凈化工藝上重疊，合成工藝相似，是工藝調整最少、工藝匹配性最高、追加投資最低的煤制天然氣項目調峰方式。

煤制天然氣項目甲醇調峰工藝路線圖見圖 1。

2.5.1 甲醇產業鏈分析

甲醇具有產業鏈長、應用廣泛的特點。甲醇在化工領域具有重要的基礎性地位，主要用于制造烯烴、汽油、甲醇制芳烴、甲醛、醋酸、甲烷氯化物、甲胺等一系列有機產品。以煤制甲醇已成為甲醇上游行業的主導力量，截止到2017年底，煤在甲醇原料結構中已達75%，甲醇制烯烴則已成為甲醇主要下游產品，截止到2017 年底，烯烴在甲醇消費結構中已達 46%。

甲醇出發合成乙醛、乙醇及芳烴等工藝路線(現多從乙烯出發制得)已逐漸得到開發應用，尤其是甲醇出發合成芳烴(苯、甲苯及二甲苯)，可實現資源綜合利用最大化和大幅減少污染物排放，已列為煤制烯烴、煤制天然氣、煤制油等煤化工項目之后的第五大產品，煤制芳烴重大示范工程已列入“十三五”能源科技創新重點任務，有望實現關鍵技術突破，成為甲醇產業未來新的發展方向。甲醇還是新興的替代燃料。甲醇是替代汽油、柴油的清潔優質燃料，具有辛烷值高、燃燒性能好、能量利用率高及燃燒后污染物排放量低等特點。

甲基叔丁基醚(MTBE)是優良的汽油添加劑，可提高汽油抗爆性能，汽油中加入10%~15%的MTBE，可使馬達辛烷值MON增加。甲醇及其深加工產品在車用、船用及鍋窯等方面，對傳統燃料具有良好的清潔性、替代性及可操作性，在行業越來越受到重視并得以推廣應用，已成為我國保障能源安全、推動替代能源發展重要方向之一。

2.5.2 甲醇市場前景分析

甲醇產業有廣闊的市場前景。過去10年間我國甲醇產業發展迅速，現在我國已經是世界上生產和消費量最大的國家。盡管甲醛、醋酸等傳統甲醇下游產品需求有所放緩，但以甲醇制烯烴為主要驅動力的下游產業的強勢崛起帶動了整個甲醇市場的不斷壯大。

2016年我國甲醇消費量達到了6 153萬t，2010年到2016年甲醇消費平均年增速高達18.1%，遠高于我國GDP和能源消費增速。隨著甲醇制烯烴和醇醚燃料等新興下游產品的迅猛發展，及甲醇制乙醇、甲醇制芳烴等未來下游產業的可喜突破，甲醇產業將迎來又一高速發展階段。

供應方面，有競爭力的甲醇產能將進一步增長，主要源于煤制烯烴配套的甲醇裝置。預計2020年我國甲醇產能將達到9600萬t/a，產量為6 960萬t/a，裝置開工率72%，部分沒有競爭力的煤頭合成氨聯醇和天然氣制甲醇產能逐步退出市場，煤制甲醇的市場空間將進一步擴大。

3 結 語

3.1 地下儲氣庫資源極為有限，近期內無法成為煤制天然氣調峰的可利用設施;LNG調峰在調峰規模、調峰市場及調峰成本上都有很大的局限性，不適于煤制天然氣的淡季調峰;IGCC與煤制天然氣發電調峰在產業政策、地域限制、投資成本及發電成本等方面均無競爭力。從經濟技術上綜合分析，地下儲氣庫、LNG、IGCC和煤制天然氣發電均不適于煤制天然氣調峰。

3.2 煤制乙二醇發展已歷經10余年，但工業化示范項目仍未完全達到預期要求，整體工藝規模距離完全成熟尚有距離，且存在市場空間風險，可用于中等規模的煤制天然氣項目調峰。

3.3 煤制甲醇與煤制天然氣工藝相似，重疊度高，是工藝調整最少、工藝匹配性最高、追加投資最少的調峰方式，并且裝置規模化成本優勢突出，有良好的經濟收益，能保持項目的整體收益;同時，甲醇產品作為基礎化工原料，下游產業鏈長，消費領域廣，市場空間大，且消費市場具有較強的發展潛力，綜合考慮，煤制甲醇是目前適宜的煤制天然氣調峰方式。