近日從由亞化咨詢主辦的“2010年煤制合成天然氣技術經濟研討會”上獲悉：截至目前，我國擬在建的煤制天然氣項目有14個，發展速度之快，投資數額之大，已成為煤化工行業的一個焦點。然而，另一個消息也同樣引起了行業內的普遍關注。2009年12月30日，國家發改委聯合其他部委召開的“抑制部分行業產能過剩和重復建設，引導產業持續健康發展”第四次部門聯合信息發布會上明確指出，今后三年原則上將不再安排現代煤化工項目新的試點項目。
這對諸多熱捧煤制天然氣的企業來說不啻潑了一盆冷水。煤制天然氣的出路究竟在何方？是該剎車還是繼續前行？
煤制氣相對優勢明顯
資料顯示：2010年我國天然氣需求量將達1000億-1100億立方米，而同期天然氣產量僅為900億-950億立方米，這意味著缺口達100億-150億立方米。國家發改委能源研究所研究員宋武成預測，20年后我國天然氣消費年缺口將達1075億-1765億立方米。加之去年末席卷全國大部分地區的“氣荒”，在這樣的背景下，諸多企業從煤制天然氣項目中看到了“曙光”。
中國城市燃氣協會相關人士表示，國際上天然氣在一次能源消費中的比例已達25%，而我國只有3.2%。業界基本形成這樣的共識，拓展天然氣氣源在保障我國能源安全和節能減排中將扮演越來越重要的角色，這也符合我國發展低碳經濟之路。
在煤化工項目中，煤制天然氣能效轉化率最高可達60%，單位熱值水耗卻最低，其熱值比國家天然氣質量標準規定的最低熱值高17.8%-21%。二氧化碳、硫化氫、總硫等產品指標也高于國家標準，這也是煤制天然氣備受關注的重要原因之一。
目前，與煤制天然氣有競爭關系的產品主要包括進口LNG（液化天然氣）、從中亞管道進口的天然氣、LPG（液化石油氣）和二甲醚。對此，石油和化學工業規劃院副總工程師劉志光認為：“煤制天然氣的成本與西氣東輸一線和陜京線等國產天然氣相比沒有競爭優勢，但和進口LNG、從中亞進口的天然氣、LPG相比，有一定的競爭力。”
按照西氣東輸二線與國際油價掛鉤的定價公式計算，當國際石油價格為80美元/桶時，在霍爾果斯的邊境完稅后進口的天然氣價格為2.20元/立方。按全線平均管輸費1.08元/立方計算，城市門站平均價格達3.28元/立方。按照遞遠遞增方式確定管輸費，預計沿海地區的價格將更高。相比之下，如果在新疆建設煤制天然氣項目，天然氣單位生產成本為1.059元/立方，明顯低于土庫曼斯坦進口天然氣。如果在內蒙、山東建設煤制天然氣項目，天然氣單位生產成本分別為1.591元/立方米和2.151元/立方米，都可以和西氣東輸二線進口天然氣競爭。
神華集團有限責任公司副總工程師吳秀章表示，我國天然氣價格未來還有較大的上漲空間，化肥、城市燃氣補提0.4元/立方米后，全國平均出廠價提高到1.17元/立方米。以此為基礎價格，隨著油價的上漲，測算天然氣價格將明顯上升。據測算，煤制天然氣項目在天然氣價格高于1.6元/立方米（出廠價）時有較好的經濟效益。
政策收緊讓企業“降溫”
2009年5月，國家出臺的《石化產業調整和振興規劃》明確地將煤制天然氣列為煤化工的五類示范工程之一，此前政策也都表示了對適度發展煤化工的支持。同時，2009年，大唐國際內蒙古克什克騰旗和內蒙古匯能集團的兩個煤制天然氣項目先后獲得國家發改委核準，這讓排隊待審的其他企業看到了希望。
大唐能源化工有限公司發展規劃部王群利參與了大唐的兩個煤制天然氣前期規劃。他告訴記者，此前國家并沒有明確的現代煤化工相關產業政策和導向，目前發展煤化工項目多是以國家發改委等部門聯合下發的《關于抑制部分行業產能過剩和重復建設引導產業健康發展的若干意見》為準。
國家發改委產業司副司長李寧寧曾指出，一些企業會以開展煤化工項目為由圈占煤礦資源，一些煤炭資源產區則為拉動地方經濟，忽視對煤制天然氣的技術、副產品CO2的處理、水資源消耗等諸多考慮，熱捧煤制天然氣項目。另據一家擬建煤制天然氣企業的內部人士說，有的企業則是趁現在沒有明確的項目上馬門檻和準入條件，抓緊立項。
按照國家發改委的劃分，煤制烯烴、煤制油、煤制天然氣、煤制乙二醇、煤制二甲醚等都屬現代煤化工。業內人士指出，目前，現代煤化工的子行業中，除煤制二甲醚能大規模生產并有過剩苗頭外，其余子行業尚處于示范階段，談不上“過剩”。
國家能源局局長張國寶曾指出：“要依托示范項目，推進甲烷化等關鍵技術和裝備的國產化。現在煤制天然氣有遍地開花之勢，我們主張要穩妥進行，對煤制氣的優缺點要客觀分析。”國家發改委相關負責人則表示，三年停批試點主要是為了遏制各地上馬現代煤化工的熱情。
“我們打算投資煤制天然氣項目，進行了可行性研究，但是現在對國家政策有些吃不透。”安徽省能源集團相關負責人這樣說。他告訴記者，安徽省能源公司計劃投資100億元，在淮南建設一個20億立方米/年的煤制天然氣項目，項目所需條件都已具備，項目建成后將對西二線起到相應的安全支撐，對保障華東地區天然氣供應具有重要意義。
這位負責人說，該項目今年爭取省里審批問題不大，但最終能否通過國家發改委的核準目前還不好說。就此項目審批，記者相繼致電安徽省發改委產業協調處、能源局煤炭處、石油天然氣處，均未得到明確答復。
減輕依賴但要看示范效應
按照我國煤多油少的資源稟賦，合理有序發展現代煤化工，可以緩解對石油的依賴。據不完全統計，我國擬規劃的煤制天然氣項目有250億立方米。一位不愿具名的業內人士說，目前國內煤制天然氣項目發展態勢有過熱傾向，在示范工程沒被證實安全、經濟的情況下，對于這種投資巨大的項目，國家肯定不會大規模開展。
去年12月3日，大唐華銀電力宣布，經過調研認為在內蒙古鄂爾多斯15億立方米/年的煤制天然氣項目經濟指標一般，決定終止該項目。究其原因，亞化咨詢認為，傳統的煤氣化制合成氣、合成氣甲烷化制合成天然氣的兩步法技術相當成熟，在天然氣漲價預期強烈的市場現狀下，煤制天然氣項目的經濟效益前景可觀。華銀電力終止該項目，可能更多是考慮到一步法煤制天然氣技術沒有商業化運營業績，風險較大。
西南證券的柴沁虎博士認為，煤炭價格對發展煤制天然氣來說至關重要，按目前的天然氣價格測算，煤制天然氣的原料成本煤不能高于200元。目前在一些地理位置偏僻、煤炭資源尚未充分開發的地區，煤炭價格可能低至100-200元，但這種價格并非均衡價。隨著市場深入開發、大企業入駐以及交通條件改善，煤炭價格上漲不可避免，煤制天然氣的成本也會水漲船高。此外，從發達國家的發展經驗來看，隨著天然氣的普及，構建全國性統一的天然氣輸配干網勢在必行。那么，現有的煤制天然氣項目到底是納入統一的燃氣輸配系統還是獨立鋪設管網，也是企業要認真考慮的問題。
中國石油規劃總院油氣管道研究所副所長楊建紅告訴記者，發展煤制天然氣可擴大我國天然氣氣源。但要根據煤制天然氣的建設地區、生產規模，提前考慮連續供氣能力、與下游市場的同步發展是否匹配，充分利用現有天然氣管網，實現管網輸送或新建管網。
水資源的消耗和對環境的影響是發展煤制天然氣不容回避的話題。目前我國煤制甲醇的水資源消耗約為國際先進水平的5-6倍。在節水氣化技術成熟之前，在水資源匱乏地區發展煤制天然氣，將對這些資源地的可持續發展構成巨大挑戰，氣化過程中伴生的排放物處理同樣也是問題。
資料顯示，國內所有擬在建的煤制天然氣項目最早的也要到2012年建成。目前，世界上唯一投入商業化運營的美國大平原廠運行好多年并不賺錢，只是近年來石油價格上漲，加上又生產其他附加產品才有所好轉。政策、煤價、環境、水資源、管網這些因素都必須謹慎考慮。因此相關人士強調，雖然煤制天然氣有一定的發展空間，但還是要看具體的示范效應逐步發展。