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國內煤制氣發(fā)展現狀與趨勢
發(fā)布時(shí)間：
2024-02-19 08:58
近年來(lái)，我國天然氣消費需求呈快速上升趨勢，并且形成多元化的供應結構，天然氣進(jìn)口依存度超過(guò)40%。天然氣供應安全至關(guān)重要，疊加2022年國際天然氣市場(chǎng)劇烈波動(dòng)，天然氣供應安全更加受到重視?；谖覈禾抠Y源豐富的稟賦條件，發(fā)展煤制天然氣（coal-based SNG）產(chǎn)業(yè)有利于提升我國天然氣自主多元的供應能力和應急情景下的安全保障能力。
長(cháng)期以來(lái)經(jīng)濟性和碳排放是制約煤制天然氣發(fā)展的關(guān)鍵問(wèn)題，產(chǎn)業(yè)發(fā)展受到了限制，學(xué)者從多個(gè)角度開(kāi)展煤制天然氣產(chǎn)業(yè)問(wèn)題研究。牛亞群、崔亞蕾等從全生命周期碳排放角度，實(shí)證研究了煤制天然氣項目全生命周期碳排放量和各階段排放的主要來(lái)源。孫小濤等分析了煤制天然氣項目生產(chǎn)成本構成，指出經(jīng)濟性是項目的主要考量指標。李恒沖構建了煤制天然氣全生命周期成本模型并進(jìn)行了對比分析，指出煤制天然氣與傳統燃料相比在城市燃氣領(lǐng)域不占優(yōu)勢。侯建國等、呂淼和安文忠等從產(chǎn)業(yè)和政策角度分析了煤制天然氣的發(fā)展機遇與挑戰，指出煤制天然氣既有資源基礎等優(yōu)勢，也存在環(huán)境壓力和管輸等風(fēng)險，是煤炭清潔利用的發(fā)展方向。宋鵬飛從雙碳目標下煤制天然氣與液化天然氣（LNG）和可再生能源協(xié)同角度進(jìn)行了分析，指出煤制天然氣與LNG和可再生能源可實(shí)現協(xié)同和融合發(fā)展?；谝陨涎芯?，進(jìn)一步從雙碳目標和能源安全新形勢角度研究產(chǎn)業(yè)環(huán)境，以及從天然氣市場(chǎng)化環(huán)境角度分析煤制天然氣在終端市場(chǎng)的競爭力，非常必要。
本文從碳達峰、碳中和目標下我國天然氣長(cháng)期發(fā)展趨勢，以及地緣政治影響下保障能源安全等角度分析煤制天然氣產(chǎn)業(yè)的發(fā)展機遇，從天然氣市場(chǎng)競爭和碳排放約束等角度分析產(chǎn)業(yè)的發(fā)展挑戰；同時(shí)從煤制天然氣終端氣源成本構成，結合不同區域終端市場(chǎng)氣源的供應特點(diǎn)，對比分析煤制天然氣與環(huán)渤海、長(cháng)三角和中部地區其他氣源的經(jīng)濟性，綜合預測煤制天然氣的市場(chǎng)需求。
1國內煤制天然氣發(fā)展現狀
國煤制天然氣項目起步于“十一五”時(shí)期，到“十二五”時(shí)期，國家發(fā)展改革委員會(huì )陸續核準了十余個(gè)煤制天然氣項目。目前，國內已投產(chǎn)的煤制天然氣項目共有4個(gè)，分別為內蒙古大唐國際克什克騰煤制天然氣有限責任公司13.3 × 108 m3/a煤制天然氣項目、內蒙古匯能煤化工有限公司14.2 × 108 m3/a煤制天然氣項目、新疆慶華能源集團有限公司13.75 × 108m3/a煤制天然氣項目，以及伊犁新天煤化工有限責任公司20 × 108 m3/a煤制天然氣項目。“十三五”以來(lái)，我國煤制天然氣產(chǎn)能和產(chǎn)量呈增長(cháng)趨勢（圖1），到2020年我國煤制天然氣產(chǎn)量達到47.00 × 108 m3，較2016年的21.60 × 108 m3增長(cháng)117%，到2022年繼續增至61.25 × 108 m3，在天然氣消費結構中占比約1.6%。
圖1 我國煤制天然氣產(chǎn)能和產(chǎn)量（2016—2022年）
碳達峰、碳中和目標下，我國強調發(fā)揮好煤炭在能源中的基礎和兜底保障作用，推進(jìn)煤炭清潔高效利用，建立綠色低碳循環(huán)發(fā)展的現代煤化工產(chǎn)業(yè)體系，現代煤化工迎來(lái)發(fā)展契機。“十三五”以來(lái)，我國煤化工產(chǎn)業(yè)升級發(fā)展，以煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴和煤制乙二醇為主的現代煤化工產(chǎn)業(yè)達到世界領(lǐng)先水平，產(chǎn)業(yè)化示范取得了重要的階段性成果。發(fā)展煤化工產(chǎn)業(yè)已成為發(fā)揮我國能源資源稟賦特點(diǎn)，推進(jìn)煤炭消費轉型升級，保障國家能源資源安全，支撐國家現代化建設的重要途徑和手段。煤制天然氣是現代煤化工的重要組成，是煤炭清潔利用的重要方向之一。2022年，國內自主研制的甲烷化關(guān)鍵核心技術(shù)成功應用，實(shí)現了煤制天然氣全產(chǎn)業(yè)鏈條關(guān)鍵技術(shù)的國產(chǎn)化，為發(fā)展煤制天然氣產(chǎn)業(yè)提供了基礎保障。
2.2.1天然氣多元化供應的重要補充
“十三五”以來(lái)，我國大力推進(jìn)能源消費和能源供給改革，著(zhù)力構建清潔低碳、安全高效的能源體系。能源清潔低碳化進(jìn)程不斷加快，帶動(dòng)天然氣消費需求顯著(zhù)增長(cháng)。2020年，我國天然氣消費量達到3240 × 108 m3，2022年達到3663 × 108 m3。為滿(mǎn)足持續增長(cháng)的天然氣消費需求，我國已形成了以國產(chǎn)氣為主，進(jìn)口管道氣和進(jìn)口LNG支持的多元化供應結構。2018年，我國進(jìn)口天然氣為9038.5 × 104t，成為全球第一大天然氣進(jìn)口國，對外依存度升至45%，此后一直在40%~50%之間波動(dòng)（圖2）。2020年9月，我國明確提出碳達峰、碳中和目標，在此低碳發(fā)展的背景下，天然氣作為低碳清潔的化石能源將在能源結構中發(fā)揮重要作。我國天然氣消費量預測到2035—2040年前后達峰，峰值約為5500 × 108~6500 × 108m3，至此天然氣消費量將有2000 × 108~3000 × 108m3的增長(cháng)空間。
圖2 我國天然氣進(jìn)口量和消費量（2016—2022年）
天然氣需求量增長(cháng)和對外依存度提高，增加了天然氣穩定供應的難度，必須加快天然氣儲備能力建設和推動(dòng)國產(chǎn)氣增儲上產(chǎn)。煤制天然氣作為一種自主的氣源形式，有利于豐富天然氣的長(cháng)期供應來(lái)源。煤制天然氣供應量達到100 × 108 m3及以上將更加有效保障我國天然氣的供應來(lái)源。
2.1.2有助于提升天然氣安全儲備能力
從國際市場(chǎng)看來(lái)，2022年國際地緣政治事件引發(fā)歐洲天然氣市場(chǎng)震蕩，能源安全問(wèn)題提升至新高度。資源儲備有助于提升風(fēng)險應對能力。2021年，俄羅斯供應歐洲的管道天然氣約為1670 × 108 m3，占歐洲天然氣進(jìn)口量的一半左右。2022年，俄羅斯供應歐洲的管道天然氣下降約1000 × 108 m3，降幅約60%。為應對持續的管道天然氣供應緊張，歐洲積極呼吁削減用氣需求，同時(shí)大量進(jìn)口LNG。歐洲儲氣庫最大容量為1077 × 108 m3，到2022年10月，平均儲氣庫水平達到90%以上，為歐洲平穩度過(guò)2022—2023年冬季提供了保障，在調節資源供需平衡中發(fā)揮了重要作用。國際市場(chǎng)價(jià)格劇烈波動(dòng)抑制了天然氣資源進(jìn)口。2021年第四季度起，全球天然氣價(jià)格走高，歐洲為緩解能源供應緊張大量進(jìn)口LNG現貨，進(jìn)一步推高了國際LNG價(jià)格。2022年，歐洲天然氣價(jià)格（荷蘭TTF）均價(jià)超過(guò)40 USD/mmBTU，東北亞地區LNG現貨全年均價(jià)約34 USD/mmBTU。LNG現貨價(jià)格走高抑制了我國LNG進(jìn)口需求，當年LNG進(jìn)口量下降17%，約1700 × 104 t。建設發(fā)展煤制天然氣項目，合理提升煤制天然氣產(chǎn)能，使其成為資源儲備的重要補充，有助于保障能源安全和產(chǎn)業(yè)鏈安全，也有助于平抑市場(chǎng)價(jià)格。因此，煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展迎來(lái)歷史性機遇。
我國煤炭資源豐富，近十年來(lái)，煤炭行業(yè)持續加強供給體系建設，夯實(shí)了我國煤炭供應的基礎，保障了國家能源安全和產(chǎn)業(yè)鏈、供應鏈安全。目前國內煤炭自給率保持在92%以上。國家自然資源部《中國礦產(chǎn)資源報告2022》顯示，2021年全國煤炭資源儲量2078.85 × 108t。國家發(fā)展改革委員會(huì )、國家能源局《“十四五”現代能源體系規劃》提出，優(yōu)化煤炭產(chǎn)能布局，建設包括新疆、蒙西和蒙東在內的五大煤炭供應保障基地。新疆和內蒙古作為全國能源供應的重要區域，2021年煤炭資源儲量分別為327.02 × 108t和364.52 × 108t，位居全國第二和第三。依托當地豐富的煤炭資源和煤炭開(kāi)采能力，新疆和內蒙古也是我國煤制天然氣產(chǎn)能集中的區域，在我國能源安全穩定供應中發(fā)揮了突出作用。根據新疆自治區“十四五”規劃，新疆將重點(diǎn)推進(jìn)大型煤炭基地建設，有序發(fā)展現代煤化工產(chǎn)業(yè)，穩妥推進(jìn)煤制油氣戰略基地建設。根據內蒙古自治區“十四五”規劃，內蒙古圍繞煤電油氣安全穩定供應，穩定能源外送能力，構建安全可靠的能源供應保障體系，要推動(dòng)5個(gè)煤制天然氣項目建設，合計產(chǎn)能176 × 108 m3/a，推進(jìn)蒙西煤制天然氣、天然氣外輸管道建設。
2.1.3管網(wǎng)開(kāi)放市場(chǎng)范圍擴大
煤制天然氣發(fā)展初期，項目面臨管輸限制，不利于煤制天然氣向終端市場(chǎng)供應。2017年5月中共中央國務(wù)院印發(fā)的《關(guān)于深化石油天然氣體制改革的若干意見(jiàn)》，提出要“分步推進(jìn)國有大型油氣企業(yè)干線(xiàn)管道獨立，實(shí)現管輸和銷(xiāo)售分開(kāi)”，完善了油氣管網(wǎng)公平接入機制，基礎設施放開(kāi)，油氣干線(xiàn)管道、各地方管網(wǎng)均向第三方市場(chǎng)主體公平開(kāi)放。2019年，國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司（國家管網(wǎng)公司）成立，上下游市場(chǎng)主體均可申請成為天然氣托運商，利用開(kāi)放的管道設施輸送天然氣。同時(shí)，我國長(cháng)輸管道建設不斷加強，實(shí)現物理上的互聯(lián)互通，全國管道“一張網(wǎng)”初步建成。管網(wǎng)基礎設施聯(lián)通提高了調氣能力和調氣效率，為區域乃至全國范圍內的氣源互補、應急調峰提供管網(wǎng)設施保障。2020年12月，由新疆慶華能源集團有限公司托運的首批煤制天然氣，通過(guò)國家管網(wǎng)公司的西氣東輸二、三線(xiàn)管網(wǎng)系統，正式向新疆、山東和河南等地終端用戶(hù)輸送。
2.2.1終端市場(chǎng)競爭中經(jīng)濟性偏弱
我國天然氣價(jià)格市場(chǎng)化改革繼續推進(jìn)，2020年起，中游油氣管道運輸價(jià)格由國家價(jià)格主管部門(mén)定價(jià)，包括煤制天然氣在內的多種氣源價(jià)格由市場(chǎng)形成。2019年，伊犁新天煤化工有限責任公司的煤制天然氣實(shí)現代輸入浙，到2022年，提供了浙江當年約10%的天然氣用氣需求，為該省“迎峰度夏”和用氣安全提供了保障。2021年4月，中海石油氣電集團有限責任公司實(shí)現新疆慶華能源集團有限公司的伊犁煤制天然氣資源供應湖北，這是煤制天然氣資源開(kāi)拓中部天然氣市場(chǎng)的積極嘗試，慶華煤制天然氣資源主要目標市場(chǎng)為蘇、皖、鄂和冀等地。在季節性需求波動(dòng)大的環(huán)渤海地區、價(jià)格承受力高的長(cháng)三角地區和氣源供應不足的中部地區等，綜合考慮煤制天然氣的氣源成本、管輸成本和終端配氣成本，有機會(huì )在終端市場(chǎng)與多種市場(chǎng)化氣源展開(kāi)競爭。但是，煤制天然氣在上述三個(gè)區域市場(chǎng)的平均成本分別約為2.7 CNY/m3、2.9 CNY/m3和2.7 CNY/m3，經(jīng)濟性弱于國產(chǎn)常規氣、進(jìn)口管道氣等氣源。進(jìn)口LNG價(jià)格隨國際市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)，且根據價(jià)格的波動(dòng)，LNG進(jìn)口量也存在明顯的增加或者減少。因此綜合看來(lái)，煤制天然氣在終端市場(chǎng)競爭力不強。長(cháng)期看來(lái)，隨著(zhù)全國碳市場(chǎng)的建設，煤制天然氣項目將納入控排范圍，如果考慮將煤制天然氣的碳排放成本反映到氣源價(jià)格中，會(huì )進(jìn)一步削弱煤制天然氣的經(jīng)濟性。
2.2.2高碳排放等環(huán)境問(wèn)題限制產(chǎn)業(yè)發(fā)展
煤制天然氣存在碳排放高、污染物排放高和水資源消耗大等突出的環(huán)保問(wèn)題，產(chǎn)業(yè)發(fā)展中爭議不斷，不但給項目所在地內蒙古、新疆等地區的環(huán)境保護帶來(lái)壓力，也增加了項目建設和經(jīng)營(yíng)的風(fēng)險。煤制天然氣生產(chǎn)周期的碳排放總量顯著(zhù)高于其他氣源，煤制天然氣產(chǎn)業(yè)整體上提高了我國的煤炭消費量和二氧化碳排放量。以大唐KQ煤制天然氣項目來(lái)看，2015年煤制天然氣產(chǎn)量為5.52 × 108 m3，對應煤炭開(kāi)采和煤制天然氣生產(chǎn)環(huán)節碳排放量分別占其全生命周期碳排放量的53.13%和44.41%，分別為2915.00 × 104t和2436.49 × 104t。煤制天然氣項目布局集中，將大量的碳排放集中在西北地區，明顯增加了當地的環(huán)境壓力，受到了較強的環(huán)境安全約束影響。立足我國現實(shí)的能源基礎，發(fā)展現代煤化工是促進(jìn)煤炭清潔高效利用和煤炭產(chǎn)業(yè)轉型升級的重要路徑，現代煤化工行業(yè)積極推進(jìn)減碳增效是未來(lái)較長(cháng)時(shí)期的關(guān)鍵任務(wù)。從頂層規劃看來(lái)，煤制天然氣的產(chǎn)能規劃和布局既要考慮資源安全儲備需求，也要兼顧碳排放約束。從行業(yè)和企業(yè)看來(lái)，一方面利用現代煤化工碳排放濃度高和排放集中的特點(diǎn)，在生產(chǎn)環(huán)節耦合發(fā)展二氧化碳捕集；另一方面加快現代煤化工產(chǎn)業(yè)低碳化技術(shù)創(chuàng )新，研究現代煤化工與石油化工、可再生能源的融合，從提高能效和減碳固碳角度加強創(chuàng )新，切實(shí)降低碳排放水平。
3.1氣源生產(chǎn)成本及敏感性分析
從產(chǎn)業(yè)鏈看來(lái)，煤制天然氣包括上游原料煤供應和生產(chǎn)加工、中游儲運以及下游分銷(xiāo)三個(gè)主要環(huán)節，氣源生產(chǎn)成本受到項目投資規模、技術(shù)工藝、煤炭?jì)r(jià)格和天然氣價(jià)格等影響，終端市場(chǎng)的綜合成本還包括儲運成本，不同項目因復雜性不同成本也各有差異。除自身成本外，煤制天然氣經(jīng)濟性還受終端市場(chǎng)天然氣價(jià)格的影響。
從生產(chǎn)成本看來(lái)，以40 × 108 m3/a、總投資約220 × 108 CNY的煤制天然氣項目為例，按當前技術(shù)水平，若僅計算煤制天然氣的直接成本，需要近1000 × 104 t/a的原料煤。如果煤價(jià)為100 CNY/t，綜合行業(yè)內煤制天然氣項目的平均成本水平，在不考慮管輸費用和過(guò)程中產(chǎn)生的各種稅費時(shí)，經(jīng)濟規模下煤制天然氣項目的生產(chǎn)成本約為1.07 CNY/m3。煤炭?jì)r(jià)格是影響煤制天然氣項目生產(chǎn)成本最關(guān)鍵的因素，用作原料的煤炭占生產(chǎn)成本的40%左右，用作燃料的煤炭占20%左右，若考慮到煤炭?jì)r(jià)格的變動(dòng)，對煤制天然氣生產(chǎn)成本影響可達到60%[3]。根據2022年新疆及內蒙古地區煤炭坑口價(jià)格平均值，選取150 CNY/t和350 CNY/t為基準，得到了不同煤炭?jì)r(jià)格下煤制天然氣生產(chǎn)成本，見(jiàn)表1。如表1所示，若坑口煤炭?jì)r(jià)格為150~350 CNY/t，則煤制天然氣成本在1.32~2.35 CNY/m3，相較于2020—2022年我國進(jìn)口LNG平均價(jià)格（2.75 CNY/m3），煤制天然氣價(jià)格具有一定的競爭優(yōu)勢。
表1 不同煤炭?jì)r(jià)格下煤制天然氣生產(chǎn)成本
若將煤化工行業(yè)納入碳排放管理，以2.2.2小節中的煤制天然氣項目排放水平為例，生產(chǎn)環(huán)節碳排放為0.044 t/m3，分別考慮5%、10%和20%的碳排放成本，疊加碳成本后的氣源成本見(jiàn)表2。如表2所示，隨著(zhù)碳價(jià)格上漲，以及需支付的碳成本占比提升，氣源成本不斷增加，當碳價(jià)格為100 CNY/t、需支付的碳成本占比為20%時(shí)，氣源成本接近3 CNY/m3。
表2 疊加碳成本的煤制天然氣氣源成本
注： 煤價(jià)取300 CNY/t，對應煤制天然氣生產(chǎn)成本為2.094 CNY/m3。
3.2終端市場(chǎng)的綜合成本分析
天然氣管網(wǎng)實(shí)現互聯(lián)互通及公平開(kāi)放后，各種氣源可以通過(guò)長(cháng)輸管網(wǎng)運輸到目標區域，實(shí)現在終端市場(chǎng)的競爭。天然氣氣源終端價(jià)格主要由氣源成本和到達終端市場(chǎng)的管輸費兩部分構成。按照目前煤制天然氣運輸管線(xiàn)路徑，選取環(huán)渤海、長(cháng)三角及中部地區作為目標區域市場(chǎng)，測算煤制天然氣達到終端區域市場(chǎng)的價(jià)格。其中，煤制天然氣生產(chǎn)成本取1.32~2.35 CNY/m3，管輸費取煤制天然氣外輸管線(xiàn)+長(cháng)輸管線(xiàn)的價(jià)格，且長(cháng)輸管線(xiàn)價(jià)格根據國家管網(wǎng)公司公布價(jià)區的平均運價(jià)率設定（內蒙古克什克騰旗至北京煤制天然氣管道運價(jià)率為0.9610 CNY/(km3·km)，國家管網(wǎng)中東部?jì)r(jià)區平均運價(jià)率為0.3175 CNY/(km3·km)，西北價(jià)區平均運價(jià)率為0.1380 CNY/(km3·km)），終端價(jià)格的區間見(jiàn)圖3。
圖3 煤制天然氣達到終端市場(chǎng)的價(jià)格區間
如圖3所示，煤制天然氣到達三個(gè)區域市場(chǎng)的終端價(jià)格差距較小，整體價(jià)格差在0.2~0.3 CNY/m3，由于管輸距離的原因，到達環(huán)渤海、中部地區的終端價(jià)格較長(cháng)三角地區具有一定優(yōu)勢。
3.3煤制天然氣市場(chǎng)價(jià)格競爭分析
目前，我國煤制天然氣已有約60 × 108 m3/a的消費量，以下分別從環(huán)渤海、長(cháng)三角和中部地區三個(gè)區域市場(chǎng)分析預測2030年煤制天然氣的市場(chǎng)空間。
3.3.1環(huán)渤海區域市場(chǎng)
在環(huán)渤海地區，天然氣氣源包括內陸國產(chǎn)氣，中亞、中俄進(jìn)口管道氣，渤海海氣，以及天津、河北和山東進(jìn)口LNG等。未來(lái)山東、河北將新建大批LNG接收站，同時(shí)新增渤海海氣、煤層氣和煤制天然氣等氣源。根據相關(guān)省市能源規劃，到2030年，區域內天然氣需求量明顯增長(cháng)。從氣源供應看來(lái)，增量氣源中LNG占比最大，其次是中俄東線(xiàn)進(jìn)口管道氣。對區域內各氣源終端價(jià)格進(jìn)行測算對比，煤制天然氣價(jià)格略低于LNG價(jià)格，高于其他氣源，因此該區域煤制天然氣的需求量受LNG價(jià)格波動(dòng)的影響。
3.3.2長(cháng)三角區域市場(chǎng)
在長(cháng)三角地區，天然氣氣源包括內陸國產(chǎn)氣，中亞進(jìn)口管道氣，東海海氣，寧波、舟山進(jìn)口LNG，以及煤制天然氣等。未來(lái)江蘇、浙江和上海將新建大批LNG接收站，同時(shí)新增中俄進(jìn)口管道氣等氣源。到2030年，區域內天然氣市場(chǎng)需求量明顯增長(cháng)，較環(huán)渤海地區，供應增量主要依靠進(jìn)口LNG。根據氣源價(jià)格測算對比，該區域煤制天然氣的需求量受到LNG價(jià)格波動(dòng)的影響。
3.3.3中部地區區域市場(chǎng)
在中部地區，天然氣氣源包括內陸國產(chǎn)氣、中亞進(jìn)口管道氣等，未來(lái)新增供應以煤層氣、頁(yè)巖氣和煤制天然氣等新增或潛在氣源為主。盡管煤制天然氣的經(jīng)濟性弱于其他增量氣源，但區域內缺少如進(jìn)口LNG等靈活性氣源，煤制天然氣可對滿(mǎn)足市場(chǎng)需求起到重要作用。到2030年，該區域市場(chǎng)需求增量小于環(huán)渤海和長(cháng)三角地區，煤制天然氣與其他國產(chǎn)氣氣源共同滿(mǎn)足增量需求，煤制天然氣的需求量主要受到市場(chǎng)需求的影響。
以山東、浙江和湖北為例，分析了三個(gè)區域市場(chǎng)天然氣增量氣源的供應競爭形勢（圖4）。到2030年，在山東和浙江天然氣增量市場(chǎng)中，煤制天然氣的需求量受LNG價(jià)格和供應量的直接影響；在湖北，由于其他國產(chǎn)氣源的供應量有限，天然氣增量市場(chǎng)空間直接影響煤制天然氣的需求量。
3.4煤制天然氣市場(chǎng)需求分析
我國環(huán)渤海、長(cháng)三角和中部地區中長(cháng)期天然氣需求旺盛，以其為例進(jìn)行不同氣源的競爭力分析，可以看出，將煤制天然氣作為補充和靈活調節氣源均有相應的市場(chǎng)需求，煤制天然氣的需求量主要由其氣源供應能力和價(jià)格競爭力決定，其他地區亦然。煤炭資源價(jià)格和進(jìn)口LNG價(jià)格均對煤制天然氣市場(chǎng)需求產(chǎn)生影響，煤炭?jì)r(jià)格走高或者進(jìn)口LNG持續低價(jià)，煤制天然氣的市場(chǎng)需求減少；煤炭?jì)r(jià)格走低或者進(jìn)口LNG持續高價(jià)，煤制天然氣的市場(chǎng)需求增加。
綜合看來(lái)，我國天然氣需求規模不斷擴大，煤制天然氣行業(yè)產(chǎn)能、氣源供應能力穩步提升，煤制天然氣的市場(chǎng)需求也將持續增長(cháng)。根據本文分區域天然氣市場(chǎng)供需結構分析，以及終端氣源競爭力分析數據，綜合我國環(huán)渤海、長(cháng)三角和中部地區市場(chǎng)情況，到2030年，預計我國煤制天然氣市場(chǎng)需求量將達到100 × 108~110 × 108 m3，在天然氣需求中的占比將達到約2%。隨著(zhù)市場(chǎng)消費量的增加，煤制天然氣的作用不容忽視，一方面作為靈活性氣源豐富了終端市場(chǎng)氣源供應，另一方面在其他氣源供應緊張時(shí)可有效彌補供應缺口。
4結語(yǔ)與展望
在實(shí)現雙碳目標和保障能源安全的發(fā)展形勢下，我國煤制天然氣產(chǎn)業(yè)面臨新的機遇。我國天然氣需求規模持續增長(cháng)，提高資源儲備能力有利于產(chǎn)業(yè)鏈安全，我國煤炭資源豐富，煤制天然氣既可作為補充氣源也可承擔資源儲備作用。同時(shí)，煤制天然氣產(chǎn)業(yè)面臨多重挑戰，天然氣終端市場(chǎng)化競爭的環(huán)境下，煤制天然氣經(jīng)濟性弱于國產(chǎn)氣和進(jìn)口管道氣等氣源，在進(jìn)口LNG價(jià)格走低時(shí)，也弱于進(jìn)口LNG氣源；高碳排放等環(huán)保問(wèn)題長(cháng)期制約該產(chǎn)業(yè)發(fā)展，加快推進(jìn)產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng )新有助于提升產(chǎn)業(yè)發(fā)展空間。通過(guò)分析煤制天然氣到達終端市場(chǎng)的綜合成本構成，并對比終端市場(chǎng)多氣源的經(jīng)濟性，預計到2030年，我國煤制天然氣市場(chǎng)需求量將達到100 × 108~110 × 108 m3。
對煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展提出如下3點(diǎn)建議。
（1）堅持適度發(fā)展，合理規劃布局。對已核準待建和建設中的煤制天然氣項目，建議對項目的碳排放水平、工藝技術(shù)進(jìn)行綜合考量，制定嚴格的環(huán)保標準，確保項目符合低碳發(fā)展的長(cháng)期要求。煤制天然氣項目建設周期長(cháng)、投資規模大，應有針對性地規劃布局產(chǎn)業(yè)發(fā)展路線(xiàn)圖，促進(jìn)行業(yè)升級發(fā)展。
（2）強調低碳發(fā)展，加強技術(shù)創(chuàng )新。在經(jīng)濟可行的前提下，采用能耗低、節水和先進(jìn)可靠的綠色工藝和技術(shù)，堅持升級發(fā)展，探索更加低碳和高效的煤炭清潔轉化途徑。
（3）加強市場(chǎng)研判，發(fā)揮戰略?xún)浜图竟澱{峰作用。通過(guò)開(kāi)展對終端市場(chǎng)消費特點(diǎn)、需求空間以及競爭氣源的分析，充分發(fā)揮煤制天然氣本土資源優(yōu)勢。
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