近日从由亚化咨询主办的“2010年煤制合成天然气技术经济研讨会”上获悉：截至目前，我国拟在建的煤制天然气项目有14个，发展速度之快，投资数额之大，已成为煤化工行业的一个焦点。然而，另一个消息也同样引起了行业内的普遍关注。2009年12月30日，国家发改委联合其他部委召开的“抑制部分行业产能过剩和重复建设，引导产业持续健康发展”第四次部门联合信息发布会上明确指出，今后三年原则上将不再安排现代煤化工项目新的试点项目。
    这对诸多热捧煤制天然气的企业来说不啻泼了一盆冷水。煤制天然气的出路究竟在何方？是该刹车还是继续前行？
    煤制气相对优势明显
    资料显示：2010年我国天然气需求量将达1000亿-1100亿立方米，而同期天然气产量仅为900亿-950亿立方米，这意味着缺口达100亿-150亿立方米。国家发改委能源研究所研究员宋武成预测，20年后我国天然气消费年缺口将达1075亿-1765亿立方米。加之去年末席卷全国大部分地区的“气荒”，在这样的背景下，诸多企业从煤制天然气项目中看到了“曙光”。
    中国城市燃气协会相关人士表示，国际上天然气在一次能源消费中的比例已达25%，而我国只有3.2%。业界基本形成这样的共识，拓展天然气气源在保障我国能源安全和节能减排中将扮演越来越重要的角色，这也符合我国发展低碳经济之路。
    在煤化工项目中，煤制天然气能效转化率最高可达60%，单位热值水耗却最低，其热值比国家天然气质量标准规定的最低热值高17.8%-21%。二氧化碳、硫化氢、总硫等产品指标也高于国家标准，这也是煤制天然气备受关注的重要原因之一。
    目前，与煤制天然气有竞争关系的产品主要包括进口LNG（液化天然气）、从中亚管道进口的天然气、LPG（液化石油气）和二甲醚。对此，石油和化学工业规划院副总工程师刘志光认为：“煤制天然气的成本与西气东输一线和陕京线等国产天然气相比没有竞争优势，但和进口LNG、从中亚进口的天然气、LPG相比，有一定的竞争力。”
    按照西气东输二线与国际油价挂钩的定价公式计算，当国际石油价格为80美元/桶时，在霍尔果斯的边境完税后进口的天然气价格为2.20元/立方。按全线平均管输费1.08元/立方计算，城市门站平均价格达3.28元/立方。按照递远递增方式确定管输费，预计沿海地区的价格将更高。相比之下，如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/立方，明显低于土库曼斯坦进口天然气。如果在内蒙、山东建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本分别为1.591元/立方米和2.151元/立方米，都可以和西气东输二线进口天然气竞争。
    神华集团有限责任公司副总工程师吴秀章表示，我国天然气价格未来还有较大的上涨空间，化肥、城市燃气补提0.4元/立方米后，全国平均出厂价提高到1.17元/立方米。以此为基础价格，随着油价的上涨，测算天然气价格将明显上升。据测算，煤制天然气项目在天然气价格高于1.6元/立方米（出厂价）时有较好的经济效益。
    政策收紧让企业“降温”
    2009年5月，国家出台的《石化产业调整和振兴规划》明确地将煤制天然气列为煤化工的五类示范工程之一，此前政策也都表示了对适度发展煤化工的支持。同时，2009年，大唐国际内蒙古克什克腾旗和内蒙古汇能集团的两个煤制天然气项目先后获得国家发改委核准，这让排队待审的其他企业看到了希望。
    大唐能源化工有限公司发展规划部王群利参与了大唐的两个煤制天然气前期规划。他告诉记者，此前国家并没有明确的现代煤化工相关产业政策和导向，目前发展煤化工项目多是以国家发改委等部门联合下发的《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》为准。
    国家发改委产业司副司长李宁宁曾指出，一些企业会以开展煤化工项目为由圈占煤矿资源，一些煤炭资源产区则为拉动地方经济，忽视对煤制天然气的技术、副产品CO2的处理、水资源消耗等诸多考虑，热捧煤制天然气项目。另据一家拟建煤制天然气企业的内部人士说，有的企业则是趁现在没有明确的项目上马门槛和准入条件，抓紧立项。
    按照国家发改委的划分，煤制烯烃、煤制油、煤制天然气、煤制乙二醇、煤制二甲醚等都属现代煤化工。业内人士指出，目前，现代煤化工的子行业中，除煤制二甲醚能大规模生产并有过剩苗头外，其余子行业尚处于示范阶段，谈不上“过剩”。
    国家能源局局长张国宝曾指出：“要依托示范项目，推进甲烷化等关键技术和装备的国产化。现在煤制天然气有遍地开花之势，我们主张要稳妥进行，对煤制气的优缺点要客观分析。”国家发改委相关负责人则表示，三年停批试点主要是为了遏制各地上马现代煤化工的热情。   
    “我们打算投资煤制天然气项目，进行了可行性研究，但是现在对国家政策有些吃不透。”安徽省能源集团相关负责人这样说。他告诉记者，安徽省能源公司计划投资100亿元，在淮南建设一个20亿立方米/年的煤制天然气项目，项目所需条件都已具备，项目建成后将对西二线起到相应的安全支撑，对保障华东地区天然气供应具有重要意义。
    这位负责人说，该项目今年争取省里审批问题不大，但最终能否通过国家发改委的核准目前还不好说。就此项目审批，记者相继致电安徽省发改委产业协调处、能源局煤炭处、石油天然气处，均未得到明确答复。
    减轻依赖但要看示范效应
    按照我国煤多油少的资源禀赋，合理有序发展现代煤化工，可以缓解对石油的依赖。据不完全统计，我国拟规划的煤制天然气项目有250亿立方米。一位不愿具名的业内人士说，目前国内煤制天然气项目发展态势有过热倾向，在示范工程没被证实安全、经济的情况下，对于这种投资巨大的项目，国家肯定不会大规模开展。
    去年12月3日，大唐华银电力宣布，经过调研认为在内蒙古鄂尔多斯15亿立方米/年的煤制天然气项目经济指标一般，决定终止该项目。究其原因，亚化咨询认为，传统的煤气化制合成气、合成气甲烷化制合成天然气的两步法技术相当成熟，在天然气涨价预期强烈的市场现状下，煤制天然气项目的经济效益前景可观。华银电力终止该项目，可能更多是考虑到一步法煤制天然气技术没有商业化运营业绩，风险较大。
    西南证券的柴沁虎博士认为，煤炭价格对发展煤制天然气来说至关重要，按目前的天然气价格测算，煤制天然气的原料成本煤不能高于200元。目前在一些地理位置偏僻、煤炭资源尚未充分开发的地区，煤炭价格可能低至100-200元，但这种价格并非均衡价。随着市场深入开发、大企业入驻以及交通条件改善，煤炭价格上涨不可避免，煤制天然气的成本也会水涨船高。此外，从发达国家的发展经验来看，随着天然气的普及，构建全国性统一的天然气输配干网势在必行。那么，现有的煤制天然气项目到底是纳入统一的燃气输配系统还是独立铺设管网，也是企业要认真考虑的问题。
    中国石油规划总院油气管道研究所副所长杨建红告诉记者，发展煤制天然气可扩大我国天然气气源。但要根据煤制天然气的建设地区、生产规模，提前考虑连续供气能力、与下游市场的同步发展是否匹配，充分利用现有天然气管网，实现管网输送或新建管网。
    水资源的消耗和对环境的影响是发展煤制天然气不容回避的话题。目前我国煤制甲醇的水资源消耗约为国际先进水平的5-6倍。在节水气化技术成熟之前，在水资源匮乏地区发展煤制天然气，将对这些资源地的可持续发展构成巨大挑战，气化过程中伴生的排放物处理同样也是问题。
    资料显示，国内所有拟在建的煤制天然气项目最早的也要到2012年建成。目前，世界上唯一投入商业化运营的美国大平原厂运行好多年并不赚钱，只是近年来石油价格上涨，加上又生产其他附加产品才有所好转。政策、煤价、环境、水资源、管网这些因素都必须谨慎考虑。因此相关人士强调，虽然煤制天然气有一定的发展空间，但还是要看具体的示范效应逐步发展。