煤转气，即煤制天然气（SNG），正成为中国能源版图里最受瞩目的“过渡角色”。它既被寄望于缓解天然气对外依存，又面临碳排放与经济性双重拷问。本文用问答式拆解，带你看清这条产业链的真实走向。
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煤转气到底能不能赚钱？
盈利逻辑=煤价×转化率+管输费－碳成本－折旧
- 当煤价≤500元/吨、管输费0.8元/方、碳价≤100元/吨时，项目IRR可突破8%；
- 若煤价飙升至700元/吨，即便碳价维持低位，IRR也会跌至4%以下；
- 折旧占成本大头，单吨投资若从1.1万元降至0.8万元，项目净利率可抬升6个百分点。
结论：煤价是生命线，碳价是天花板，投资强度决定生死。
技术路线谁主沉浮？
固定床、流化床、气流床三大工艺PK
| 工艺 | 单炉投煤量 | 甲烷收率 | 碳排放强度 | 成熟度 |
|---|---|---|---|---|
| 固定床 | ≤2万t/a | 55% | 高 | 商业化 |
| 流化床 | 4–6万t/a | 62% | 中 | 示范 |
| 气流床 | ≥10万t/a | 68% | 低 | 工业试验 |
气流床+CCUS的组合，可将吨产品碳排放从3.5t降至1.2t，是2030年前最可能大规模落地的路径。
政策风向：补贴退坡后靠什么？
国家层面已明确：2025年起煤制天然气不再享受原料煤差价补贴，但以下窗口仍在：
- 绿色电力抵扣：每用1kWh绿电可抵0.6kg碳排放，相当于0.06元/方的成本减免；
- 管网公平开放：西气东输三线新增300亿方/年容量，煤制气可“照付不议”锁定运销；
- 氢氨联产：同一套气化岛同时产氢和甲烷，氢气售价≥2元/Nm³即可覆盖额外投资。
区域布局：哪里还有“洼地”？
新疆准东、内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林形成“黄金三角”，共同特征是：
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- 坑口煤价≤300元/吨，运费可省0.2元/方；
- 风光资源富集，可就地制绿氢掺混，降低碳足迹；
- 靠近主干管网，管输距离<800公里，损耗<2%。
而东部沿海项目因煤价高、碳排放大，已逐步转向“进口LNG+储气库”模式。
碳中和倒计时：煤转气会被淘汰吗？
不会立即消失，但角色将发生三重转换：
- 从“基荷气源”变为“调峰气源”，利用储气库实现夏储冬销；
- 从“单一甲烷”转向“甲烷+氢气+CO₂”多联产，CO₂用于驱油或食品级利用；
- 从“高碳资产”升级为“零碳园区”节点，配套光伏、风电、储能，形成综合能源岛。
投资窗口期还有多长？
按目前审批节奏，2024–2026年将是最后一批大型煤制气项目集中获批期，之后：
- 新建项目须同步配套CCUS，投资门槛抬升至150亿元/套；
- 碳价若突破200元/吨，煤制气成本将与进口LNG倒挂，经济性归零；
- 技术迭代加速，第四代等离子气化技术有望将甲烷收率提升至75%，但商业化至少需5年。
因此，2027年前锁定煤源、管网、碳指标，才能赶上末班车。
用户最担心的五个细节问答
Q1：煤制天然气热值是否低于常规天然气？
答：热值均为35–38MJ/Nm³，与中亚管道气一致，可直接接入城市门站。
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Q2：硫化物会不会腐蚀管网？
答：现代低温甲醇洗+Claus工艺可将总硫降至≤10mg/Nm³，远低于国标20mg/Nm³。
Q3：项目周期多长？
答：从可研到投产约36–42个月，其中长周期设备（气化炉、甲烷化反应器）订货需提前18个月。
Q4：能否获得绿色金融支持？
答：若CCUS捕集率≥90%，可申请人民银行碳减排支持工具，利率低至1.75%。
Q5：副产CO₂卖给谁？
答：油田驱油需求约3000万吨/年，食品级CO₂需求约200万吨/年，可覆盖60%以上副产量。
写在最后
煤转气不是“夕阳产业”，而是化石能源与可再生能源之间的“翻译器”。谁能率先把碳成本做成碳收益，谁就能在下一个十年继续留在牌桌上。
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