丁涵,等:油气企业开发生物天然气策略思考

表1 2022—2024年生物天然气产业相关政策

1.2 优化能源供给结构，保障能源安全

生物天然气产业链的原料资源具备分散性与可再生性，这使其不受国际能源市场价格波动、地缘政治冲突等外部因素的干扰。凭借这一优势，生物天然气能够构建与传统油气互补的多元化供应体系^［16］。油气企业在能源基础设施建设、管网运营等领域积累了丰富的技术经验，可推动生物天然气接入现有的能源输送网络，增强能源系统的抗风险能力。不仅如此，生物天然气的开发还能够将分散的生物质能转化为集中且稳定的能源供给。在面对极端天气、突发事件引发的能源供应中断情况时，生物天然气可发挥区域性应急补充作用，从而进一步筑牢国家能源安全的底层支撑。

1.3 推动绿色低碳转型，实现价值增长

随着“双碳”目标的推进以及能源行业绿色转型的加速，传统油气业务面临着诸多压力。一方面，碳排放的约束日益趋紧；另一方面，市场需求结构也发生了变化。而生物天然气作为一种低碳可再生能源，与国家绿色发展战略高度契合。在此背景下，油气企业若布局生物天然气领域，具有重要意义。首先，能够突破传统化石能源业务的路径依赖，构建起“化石能源+清洁能源”的双轮驱动业务架构，从而实现与绿色发展政策导向的深度协同。同时，国际上的认证体系为生物天然气产业提供了重要支持，如ISCC（国际可持续发展与碳认证）、RSB（可持续生物材料圆桌会议认证）等。油气企业参与生物天然气业务并获取此类认证，能带来多方面的积极影响：其一，可增强生物天然气在国内外市场的竞争力，为绿色能源产品打开更广阔的应用空间；其二，能借助认证所体现的碳减排成效与生态价值，提升品牌在低碳领域的社会认同度，推动自身从传统的“能源供应商”向“综合能源服务商+生态价值创造者”转型，为企业在低碳时代的价值增长开辟新路径^［17］。

目前，中国油气企业在生物天然气开发领域已迈入规模化实践阶段。以中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）、中国石油化工集团有限公司（简称中国石化）等企业为主导，通过对工业废水（如舍得酒业项目）和农业废弃物（如大邑项目）进行资源化利用，实现了商业化应用，其技术涵盖沼气提纯、管网消纳及碳减排交易等方面。具体项目如下：

2024年9月，中国石油西南油气田分公司（简称西南油气田）与舍得酒业的生物天然气合作项目正式签约启动，并于2024年12月16日完成ISCC认证。该项目采用“ICX厌氧+变压吸附提纯”工艺处理酿酒废水，产出甲烷含量97%的一类标准燃气。同时，西南油气田在成都大邑县建成农业废弃物处理项目，年处理粪污秸秆35×10⁴ t，日产生物天然气1.5×10⁴ m³。2024年12月，该项目生产的生物天然气通过管道并入城市燃气管网，成为国内首个生物天然气并网项目；截至2025年7月，大邑项目累计产气220×10⁸ m^3［18］。

中国石油大庆炼化公司与黑龙江博能绿色能源科技集团股份有限公司开展绿色甲醇项目合作，通过现有的天然气制甲醇装置加工生物天然气获得生物甲醇。一期工程规划年产能4×10⁴ t，预计于2026年实现生物甲醇规模化量产。2024年9月，该项目正式投产并产出国内首吨符合国际标准的绿色甲醇，其产品通过ISCC EU认证，成为国内首个兼具国际认证与量产能力的绿色新能源项目^［19］。

中国石化集团新星石油有限责任公司（简称新星公司）在河北、河南等地运营多个生物天然气项目。作为中国石化地热与新能源板块的主力军，新星公司正逐步构建生物天然气规模化发展的产业生态，计划到2025年实现生物天然气年产能超5×10⁸ m³，2030年成为国内生物天然气主要供应商之一。

2024年8月，绿气新能源（北京）有限公司联合中石化新星（北京）新能源有限公司、上海石油天然气交易中心，推出国内首个“互联互通、气证合一”生物天然气线上交易平台，实现绿色属性与交易凭证绑定，形成产供销一体化市场体系。该平台以“六统一”（统一规划、统一建设、统一购销、统一监测、统一核证、统一标准）为运营准则，通过专业化、市场化及国际化运作模式，推动生物天然气与常规能源管网互联及全国统一市场对接，促进资源整合与降本增效协同。同年8月20日，绿气新能源（北京）公司挂单的1 500×10⁴ m³生物天然气被百事食品（中国）有限公司摘单，达成中国首单绿色天然气线上交易^［20］。

3.1 面临的挑战

在全球能源结构低碳转型的大背景下，生物天然气产业虽具备重塑能源结构的潜力，但其规模化发展仍受多重瓶颈制约。油气企业布局生物天然气产业也面临着战略机遇与多维挑战的双重博弈。

3.1.1 产业链层面

当前，生物天然气产业链呈现出显著的“碎片化”特征，具体表现为上下游环节严重割裂，各参与主体之间缺乏有效的协同合作。这种状况导致了产业链整体效率低下、成本偏高的问题。从原料端来看，农业废弃物地理分布零散，生物质资源具有“三高三低”的特征：“三高”即收集成本高（占生产成本的35%~50%）、时空波动性高（生物质资源在时间和空间分布上呈现出明显的不均衡性和不稳定性）以及预处理难度高；“三低”则是能量密度低、标准化程度低和储存稳定性低。这就形成了“原料荒”与“原料废”并存的矛盾局面，而且农户、合作社与生产企业之间尚未形成稳定的利益联结。生产端存在技术协同不足、规模效应缺失的问题。消纳端方面，生物天然气项目大多远离城市燃气管网，运输成本高达0.7~1.3元/m^3［21］。

3.1.2 技术层面

生物天然气的技术成熟度直接决定着产业发展潜力。当前，技术层面存在的两大问题严重制约着生物天然气产业的发展。首先，核心发酵环节存在明显短板。厌氧发酵工艺效率偏低，成为产业扩张的首要障碍。中国主流湿式厌氧发酵工艺的平均有机负荷率为3.2 kgCOD/（m³·d），较德国双膜系统在处理混合有机废弃物（有机负荷率可达5.8 kgCOD/（m³·d））低45%^［22］。同时，膜分离组件、智能控制系统等核心设备进口依赖度达72%，其中高端气体分离膜（如氦气提纯膜）、高精度传感器等关键部件进口比例超过85%^［23］。其次，副产物综合利用技术滞后，影响了产业的经济性。厌氧发酵产生的沼渣沼液富含氮、磷、钾等养分，但国内资源化利用率不足40%，多数企业仅进行简单堆肥处理，未能实现高附加值转化。相比之下，德国企业通过膜浓缩与低温干燥技术，将沼液加工为有机液体肥，单位重量附加值提升3 ~ 5倍^［24］。

3.1.3 绿色价值开发层面

在全球低碳转型加速推进的大背景下，生物天然气的绿色价值凸显，其意义不仅局限于能源替代本身，更体现在国际贸易规则适配、碳资产转化与国际认证衔接等多个维度^［25］。从国际贸易规则适配角度来看，CBAM（欧盟碳边境调节机制）已明确将对电力、钢铁、水泥、铝、化肥、氢气等六大行业征收“碳关税”。由于这些行业的大部分生产工艺与过程和天然气关联紧密，若企业使用生物天然气替代化石天然气或其他化石能源，便可大幅降低碳排放。这不仅能减少碳关税支出，降低国际贸易成本，还能有效提升产品的国际竞争力^［26］。然而，当前生物天然气在助力企业应对国际贸易规则方面存在诸多问题。一方面，缺乏精准的碳足迹核算体系。多数企业尚未建立覆盖“原料收集—发酵产气—运输使用”全链条的碳排放计量模型，这使得企业难以量化生物天然气替代所带来的碳减排效益。另一方面，碳关税应对策略滞后。这导致国内企业在未来的国际贸易中，仍需为化石能源消耗支付高额碳成本。在国际认证衔接方面，ISCC 2023版新增了生物质原料可追溯性数字系统强制条款^［27］。国内众多企业若想进入国际市场，尤其是欧盟市场，就必须通过该认证。但目前国内缺乏符合国际标准的原料追溯技术平台，现有系统在生物质来源真实性核验、运输路径追踪等功能上存在漏洞。这种国际绿色认证体系衔接不畅的情况，成为国内企业进入国际市场的隐形壁垒。

3.2 对策措施

3.2.1 加强产业链整合与协同发展

生物天然气的产业发展离不开完善的产业链以及协同发展机制。油气企业应充分发挥自身优势，依托现有的油气资源禀赋，强化与上下游企业的合作。一方面，协同农业龙头企业，构建区域性原料收储体系。在原料富集区合理布局预处理节点，以此压缩运输半径，降低物流成本。同时，推广“种植—养殖—废弃物—能源—肥料”的闭环模式，通过有机肥反哺农业，提高农户参与的积极性。通过整合农业废弃物、畜禽粪污等多元化原料，保障原料的稳定供应，进而构建“原料收储—发酵提纯—管网输配—终端利用”的产业闭环，为规模化生产奠定基础^［28］。另一方面，要充分发挥油气企业现有基础设施优势，借助成熟的城市燃气管网体系、LNG加气站网络以及工业用户资源，实现生物天然气与传统化石能源的协同输配和市场互补。

在终端消纳环节，应锁定高附加值客户（如汽车制造、食品加工企业等），并签订长期保量竞价协议（如西南油气田与中嘉汽车制造（成都）有限公司的合作）。在循环利用方面，将沼渣、沼液回收还田，建立二氧化碳捕集系统用于驱油增产，实现种养结合闭环与资源的高效再生。此外，还需制定综合能源利用方案，开发“生物天然气+分布式光伏+储能”等新能源利用综合项目，为工业园区、商业综合体供能，提升能源利用的综合效益。同时，探索生物天然气制氢、甲醇、柴油等多元化产品的可行性。通过全方位的市场拓展和紧密合作，提升生物天然气的市场份额和产业竞争力。

通过全产业链的深度整合，油气田企业能够将生物天然气产业打造成为“传统能源转型+乡村振兴+生态保护”的复合型产业。这样既能发挥能源基础设施的规模效应，又能通过跨界协同培育新的增长极，为“双碳”目标下的能源企业转型提供可复制的实践路径。

3.2.2 加大技术研发及创新力度

面对技术瓶颈，油气企业亟需加大技术研发与创新力度，可从资金投入和人才资源整合两方面着手。在资金投入方面，企业应双管齐下：一是设立专项研发基金，每年从利润中划出固定比例资金，专款专用，保障研发项目资金流稳定。同时，依据技术发展态势，合理分配资金，聚焦关键技术。二是积极争取政府资金，借助政府科研经费的杠杆力量，撬动更多社会资本涌入生物天然气研发领域。

在人才资源整合方面，企业内部要选拔不同专业背景科研人员组建生物天然气技术研发专属团队，与高校、科研机构共同搭建产学研合作基地，深入研究生物质原料收集分类技术、厌氧发酵核心技术、沼气高效提纯技术、智能化管控技术，突破生物天然气产业发展瓶颈，提升产业竞争力，实现环境效益与经济效益双赢^［29］。

3.2.3 加快生物天然气绿色价值开发

绿色价值是当下绿色能源的关键营收来源与产业名片。目前，ISCC、RSB、GS（黄金标准）等机制在全球范围内获得了广泛认可。这些机制为生物天然气等绿色能源提供了全球认证标准以及碳资产开发平台。生物天然气的绿色价值潜力巨大，生产生物天然气时，每吨干秸秆的平均温室气体减排量可达1 229 kg，每吨畜禽粪污鲜重的平均温室气体减排量为275 kg^［30］。

基于此，油气企业需多管齐下，加快生物天然气绿色价值的开发进程。一方面，要完善绿色生物天然气全生命周期数据监测体系，贯通原料收集、生产储运等环节的可追溯链条，从而实现与ISCC等国际认证标准接轨；另一方面，要同步构建碳资产开发策略，依托国际VCS（核证碳标准）、GS碳信用机制，探索CCER（国家核证自愿减排量）机制下沼气碳减排方法学的开发，以此提升绿色价值转化效能，驱动生物天然气的规模化开发与效益升级。