匯能集團年產16億立方米煤制天然氣示范項目業已于本月獲批，成為繼大唐內蒙古克什克騰旗40億立方米/年煤制天然氣項目之后，國家發改委正式核準的第二個大規模煤制天然氣項目。中國石油與化學工業協會產業發展部副主任王孝峰在接受記者采訪時指出，天然氣的供需缺口不斷加大，開拓多方面的天然氣供應來源成為必然選擇；發展煤制天然氣，可增強我國進口天然氣議價能力。
天然氣消費保持穩定增長
在我國的能源消費上，結構失衡已經是非常嚴重的問題，突出表現在天然氣產業發展的不健全。2008年，中國能源消費總量為28.5億噸標煤，其中煤炭、石油分別占了69%和20%，天然氣只占3.4%。
我國目前天然氣消費3.4%的比重，與世界平均的24%相比明顯嚴重偏低。國內天然氣從2000年開始進入快速發展期，年均增長率約16%，隨著城市化率水平提高，快速增長預計將持續到2030年左右。預計到2010年，我國天然氣需求量將達到1000億～1100億立方米，而同期的天然氣產量只能達到900億～950億立方米；到2020年，預計我國天然氣的需求量將達到2000億立方米，而同期的天然氣產量只能達到1400億～1600億立方米。
資源開采難度大儲采比低
雖然我國天然氣遠景儲量較高，達到37.37萬億立方米，但探明儲量相對較小，2008年僅有2.5萬億立方米左右。而且我國天然氣資源開發難度相對較大，主要表現在三個方面：一是天然氣資源中伴生氣儲量占總儲量比重高，為20.1%，利用率低；二是規模偏小，我國大氣田的下限地質儲量為300億立方米，可采儲量為180億立方米，而國外大氣田的可采儲量標準是1000億立方米，我國可采儲量超過1000億立方米的氣田到目前為止只有6個；三是豐度偏小，儲量豐度低和特低的氣田占全部氣田的50%，低滲儲層（低壓、低產）所占比例高，埋深大，遠離東部經濟中心。
同時，我國天然氣的儲采比也有持續下降的趨勢。1998～2008年間我國天然氣探明儲量年均增長率為6.5%；而同期，我國天然氣產量年均增長率達到12.7%，2008年天然氣產量達到760.82億立方米。儲量的增長速度遠遠跟不上需求的增長速度，造成我國天然氣儲采比從1998年的58.7年持續下降到2008年的32.3年，遠低于同期世界63.3年的平均水平。
天然氣進口價格明顯偏高
在天然氣供應不足以支持巨大市場需求的情況下，我國已大力開拓進口天然氣的渠道。進口液化天然氣（LNG）方面，2008年我國進口LNG333.6萬噸，同比增長14.5%。管道天然氣方面，西氣東輸二線工程已全線開工，計劃于2011年底貫通。西氣東輸二線西起新疆霍爾果斯，南至廣東廣州、深圳和香港，總長度9102千米，設計年輸氣能力300億立方米，并與2009年12月中旬開通的中國—中亞天然氣管道連接。進口LNG與管道天然氣將對我國推廣清潔能源利用、優化能源消費結構產生深遠影響。
然而，不論是進口的海外LNG還是管道天然氣，與目前國內的天然氣價格相比，價格都明顯偏高。以西氣東輸二線為例，中國—中亞管道進口天然氣到達中國口岸的成本為2元/立方米左右，比西氣東輸一線的相應價格高出2倍多。進口的LNG價格甚至更高，據估算，國內某購買澳大利亞LNG長期協議，折合價格為4元/立方米，大大高于目前國內天然氣價格。雖然煤制天然氣的成本高于普通天然氣，但與進口LNG的價格相比，仍具有一定的比較優勢。
發展煤制氣提升議價能力
當前，我國面臨天然氣供需缺口加大、資源開發難度大、儲采比較低以及進口天然氣的價格偏高等問題，必須發展多元化的天然氣供應來源以滿足國內的天然氣消費需求。王孝峰認為適度發展煤制合成天然氣項目，形成一定規模的煤制天然氣供應將是解決問題的一個有效途徑。
不過王孝峰同時指出，并不是所有的煤化工項目都過剩，要根據匯能等示范項目的實際運營效果，才能判斷是否應該大規模推廣煤制天然氣商業項目。另外，煤制天然氣并不僅僅起到拓寬天然氣來源作用，發展它在某種程度上更出于戰略上的考慮。
統計數據顯示，預計2015年我國將形成200億立方米/年的煤制天然氣產能，占消費量的10%左右。通過實現煤制天然氣項目示范和商業化運行，可為國內市場提供相對廉價而可靠的天然氣供應來源，也將有利于提升我國進口天然氣時在國際市場的議價能力。