近日，中国海油对外宣布，由我国自主研制的甲烷化催化剂，日前在新疆庆华大型煤制天然气项目中，试车成功。
据了解，该催化剂由中国海油与中国中化西南化工研究设计院联合研制。而本次项目试车，实现了装置110%满负荷平稳运行，产生甲烷浓度达61.7%，高于国外引进技术近3个百分点。
而该技术的成功应用，也意味着我国在煤制天然气领域，实现了全产业链技术国产化。
煤制气的冰火两重天
近年来，随着我国能源结构转型的持续深入，对天然气的需求持续加大。
而我国资源具有“富煤、贫油、少气”的特点，在这一形势下，就需要多渠道、多方式地扩大天然气资源供给。完善气源结构，已成为优化我国能源结构的重要战略。
气不够，煤来凑。将西部的煤炭转化成天然气，并借助天然气管网将其运输至东部需求旺盛的地区，是我国近年来采取的、缓解天然气供应紧张的重要战略之一。
因为我国煤炭储量大，能生产出相当多的天然气。并且煤制天然气可以用低品质煤作为原料。通过煤制气，能够使煤炭的利用更加清洁高效。
我国煤制天然气的研究可以追溯到本世纪初。2009年国家发改委批准了40亿m3/a煤制天然气项目，标志着我国煤制天然气进入到国家示范项目的技术行列当中。
此后，不少企业看好煤制气的前景，纷纷上马煤制气项目，在国内刮起了一股追逐煤制气小旋风。
比如，神华、大唐、中海油等企业，在煤炭资源丰富的新疆、内蒙古、山西、辽宁等地都上马了煤制气项目。
数据显示截至2012年底，我国煤制气项目共计43个，总产能达1969.86亿立方米。
不过在随后的很多年，我国煤制气产业的发展并不十分顺利。煤制气项目的产业链长、投资巨大、投资回报周期长，开展起来极具挑战。
更重要的是，生产成本较高，再加上当时的煤制气上网价格高，煤制气项目很难获利。
另外，煤制气上网价格也高于普通天然气，这进一步降低了煤制气的市场竞争力。
最终的结果是，一些花巨资建成的项目不得不转产其他产品，有些项目不得不放缓建设节奏，有的甚至直接停产。
关键技术突破
不过面对产业困境，一些能源企业也持续开展技术方面的探索，以求降低煤制气生产成本。
比如煤制气的关键技术——甲烷化催化剂技术，这项技术很大程度上影响了煤炭气化效率的高低。但煤制气所用的甲烷化催化剂，长期以来被国外垄断，且其供货期长、价格高昂并存在断供风险。
这项技术的发展突破，还要从中国海油的“上岸”计划说起。
时间回到本世纪初，中国海油从公司成立开始主要业务一直是在海上，也想尝试着将业务向陆地扩展。
但是，中国陆地的油气勘探开发业务一向是由中国石油、中国石化来做，所以拥有上岸梦想的中国海油只能另辟蹊径。
而此时，中国海油将目光投向了天然气领域。比如LNG接收站、开发煤层气和煤制天然气。
2010中国海油拟在内蒙、山西等地投资建设煤制天然气项目，并开始在新疆发展煤制天然气相关业务。
随后决定进行煤制天然气工艺技术和催化剂的研究，并在2013年联合中国中化西南院开展联合研发。
经过多年的研发深耕，不断优化调整，研究人员终于制造出了合格的催化剂。并且于2022年初，于新疆庆华15亿方/年煤制天然气项目中实现应用，产品质量满足国家标准一类产品气指标。
该催化剂具有抗高温、高活性、高稳定性和抗积碳等优点，能够满足大型煤制天然气工业生产要求。初步估计，该催化剂比国外进口催化剂节省54.9%。
据了解，中国海油将继续推进甲烷化成套技术在新疆庆华二期、三期的应用。
煤制气的利好因素增加
据了解，我国是世界最大煤炭生产国，2021年我国煤炭产量为41.3亿吨，占全球产量一半以上，如若有1/4的煤炭用于煤制气，那就足以弥补我国现在的天然气缺口。
而近年来，煤制气产业除了在技术上有突破，还有不少新的利好因素。
比如在煤制气上网价格方面，国家有了新的规范。2021年5月18日国家发改委印发《关于“十四五”时期深化价格机制改革行动方案的通知》中提到，按照“管住中间、放开两头”的改革方向，根据天然气管网等基础设施独立运营及勘探开发、供气和销售主体多元化进程，稳步推进天然气门站价格市场化改革，完善终端销售价格与采购成本联动机制。
在煤炭的清洁化利用方面，2022年8月18日，科技部等九部门印发了《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022—2030年）》，其中提到，要立足以煤为主的资源禀赋，抓好煤炭清洁高效利用，在煤炭资源富集地区建设煤炭清洁高效利用、燃煤机组灵活调峰、煤炭制备化学品等示范工程。
另外，近年来国际能源价格的上涨，也为煤制气替代进口气添加了动力，带来了煤制气的新增发展空间。
