經過多年的探索與實踐，我國煤制合成天然氣(簡稱煤制氣)行業逐步消化吸收國外先進技術，“十一五”期間建設了若干示范項目。同時，政府對煤制氣發展經歷了前期的嚴格控制后，從2012年開始對煤制氣行業發展有意扶持。在國際油價高企、國內煤價低迷的背景下，我國煤制氣發展具備較好的經濟性，各地發展煤制氣熱情較高，煤制氣具有一定的發展空間。但是，煤制氣的發展仍面臨著來自資源承載、環境容量、管網設施、技術水平等方面的挑戰。
    一、國內外煤制氣發展現狀
    1.國外煤制氣發展現狀
    美國、英國和德國等發達國家早在上世紀前半葉就已開展煤氣化技術研發，多數國家只作為技術儲備而未投入商業運行，目前僅美國在發展煤制氣項目。美國大平原煤制氣廠是目前全球(除中國外)唯一一家商業化運行的煤制氣工廠。該廠建于1984年，年產能14億立方米，目前運行情況良好。
    2.國內煤制氣發展歷程與現狀
    (1)我國煤制氣行業發展歷程
    第一階段：“十一五”末至“十二五”初，國家嚴控煤制氣項目審批。2009年5月，國務院發布《石化產業調整和振興規劃》，首次明確提出開展煤化工示范工作。此后，全國各地掀起對煤制氣行業的投資熱情，提出大量項目建設計劃。2010年6月，由于擔心各地項目重復建設導致產能過剩，國家發改委專門發布《關于規范煤制氣產業發展有關事項的通知》，將煤制氣項目的審批權限收緊到國家層面。2011年3月，發改委再次明確禁止建設年產20億立方米(含)以下煤制氣項目，最終發改委僅核準了4個煤制氣示范項目。
    第二階段：“十二五”中期，國家對煤制氣行業發展顯現出扶持態度。2012年12月，國家能源局發布《天然氣發展十二五規劃》，提出到2015年我國煤制氣產量將達150億立方米，占國產天然氣的8.5%，這是煤制氣首次被寫入天然氣發展規劃。
    (2)我國煤制氣行業項目發展現狀
    截至2013年，國家發改委共核準了4個煤制氣示范項目，合計產能達151億立方米/年。分別是大唐發電遼寧阜新40億立方米/年項目、大唐發電內蒙古赤峰克旗40億立方米/年項目、內蒙匯能鄂爾多斯16億立方米/年項目和新疆慶華集團伊犁55億立方米/年項目。其中，大唐克旗項目一期13億立方米/年和新疆慶華伊犁項目一期13.5億立方米/年工程均已建成投產。
    以大唐克旗項目為例，2013年12月10日，中國石油天然氣股份有限公司與大唐國際發電股份有限公司，在北京簽署大唐國際克什克騰旗煤制天然氣項目“煤制天然氣購銷協議”。根據協議，從12月起，煤制氣項目每天向北京市供氣400萬立方米。應該說，這一氣源的引入極大的緩解了北京市冬季供氣高峰壓力，并大幅提高了北京市密云、懷柔區及北部城區的供氣能力，滿足了北京市各區縣對天然氣的需求。
    2013年3月以來，又有8個煤制氣項目陸續獲得國家發改委授予的“路條”，主要集中于新疆伊犁和內蒙古鄂爾多斯、興安盟等西部煤炭主產地，投資者以大型能源央企為主。若8個項目全部獲準建設并投產，合計產能將高達811億立方米/年(表1)。

    (3)配套管網建設穩步推進
    隨著煤制氣項目開工和投產，我國配套的煤制氣管道建設也同時展開。目前國內已建成三條煤制氣管道，一是西三線“新疆伊寧—霍爾果斯輸氣管道”天然氣支干線，全長64公里，設計輸氣量300億立方米/年，已于2013年2月投用;二是克旗煤制氣外輸管道，設計輸氣量1200萬立方米/日，已于2013年底投產;三是阜新煤制氣外輸管道，全長110公里，設計輸氣量1200萬立方米/日，2013年10月貫通，但尚未投產。
    (4)局部地區呈現過熱苗頭
    除了表1所列已獲國家批準的煤制氣項目外，據不完全統計，我國還有60多個煤制氣項目處于規劃計劃階段，等待國家發改委批復。這些項目主要集中在新疆北部、內蒙古和東北地區，若全部投產，預計總產能將超過2600億立方米/年。煤制氣行業已呈現出投資過熱的苗頭。
    (5)部分項目開工后由于某些原因暫停，凸顯項目簡單復制問題較多
    自2012年以來，包括新疆廣匯煤化工等項目在內均因為氣化爐內壁腐蝕等問題被迫停產檢修，給企業造成較嚴重的經濟損失。對于氣化爐出現的問題，設計單位和業主均始料不及。事后根據專家研究和判斷，主要原因是煤質中含有一種對爐壁腐蝕性較強的化學物質所致。新型煤化工項目一般投資規模巨大，少則數十億、多則數百億，來不得半點閃失，如果在設計環節出現失誤或顛覆性錯誤，后果不堪設想。因此，項目設計不能簡單復制，需因地制宜。
    二、我國煤制氣行業發展優勢
    從資源基礎、經濟性、政策扶持力度和天然氣供需角度分析，我國發展煤制氣產業具備一定發展優勢。
    1.擁有豐富的煤炭資源基礎
    與油氣資源相比，我國的煤炭資源相對豐富。根據中國工程院等機構的研究和評價結果，我國煤炭資源總量為5.55萬億噸，已累計探明的保有儲量約1萬億噸，探明可采儲量為1145億噸。隨著勘探開采的技術進步和力度加大，中國煤炭資源的探明可采儲量還將持續增長，煤炭資源總量可滿足我國煤制氣發展的原料需求。
    2.煤制氣價格具有一定競爭力
    經濟性是煤制氣項目最主要的指標。項目成本與煤價、投資規模、工藝路線等均有關。若僅計算煤制氣的直接成本，按當前技術水平，1噸原料煤可以生產約300立方米天然氣。如果煤價為每噸150元，加上設備折舊、管理、人工以及燃料等其他成本計算，在不考慮管輸費用時，經濟規模的煤制氣裝置的生產成本約1.0-1.5元/立方米，隨著規模擴大生產成本還會進一步降低。以典型的40億立方米煤制氣項目為例，采用三種主流的氣化技術，煤制氣的生產成本如表2。

    將以上測算的煤制氣生產成本與國內自產天然氣及進口氣價格比較，可以發現在當前煤價和氣價下，煤制氣與國內自產天然氣相比優勢不明顯，與進口氣相比具有較強競爭力。
    與國內自產常規天然氣比較：2013年《國家發展改革委關于調整天然氣價格的通知》要求，調整非居民用天然氣門站價格，將天然氣分為存量氣和增量氣。存量氣門站價格每立方米提價幅度最高不超過0.4元。增量氣門站價格按可替代能源(燃料油、液化石油氣)價格的85%確定。調整后，全國平均門站價格由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元。如果按照煤制氣在煤炭成本150元/噸時生產成本約1.25元，若再考慮煤制氣企業的利潤，目前的煤制氣較國產天然氣的經濟優勢明顯;如果按照300元/噸計算，則生產成本約1.70元，若再考慮煤制氣企業的利潤，目前的煤制氣較國產天然氣的經濟優勢并不明顯。
    與進口氣比較：2013年我國進口管道氣到岸均價2.13元/立方米(完稅價格為2.41元/立方米)，進口LNG到岸均價2.45元/立方米。因此，只要國內煤價在450元/噸以下，煤制氣與進口氣相比就有競爭力。
    3.煤制氣是煤炭清潔利用的一大發展方向
    長期以來煤炭是我國的主要能源，約占一次能源消費總量66%。近年來，我國大氣污染日益嚴重，越來越多的城市連續出現霧霾天氣，環保壓力不斷增加，政府極力推動煤炭利用向清潔化方向轉變，煤制氣便是一個較優的煤炭清潔化利用途徑。
    4.煤制氣有助于保障我國天然氣供應安全
    近年來，天然氣在我國的能源消費結構中占比逐漸增大。而受資源稟賦、技術條件、勘探進展和管道建設等因素制約，我國天然氣產量增長較慢，供應缺口需要通過進口來滿足。2013年我國天然氣對外依存度為31.6%，未來還將繼續攀升。發展煤制氣是當前增加國內天然氣供應的有效途徑之一，能有效緩解我國天然氣供應壓力，有助于我國優化能源消費結構和保障天然氣供應安全。此外，在富煤地區發展煤制氣，還有利于將當地的資源優勢轉化為現實生產力，帶動區域經濟發展。
    三、煤制氣發展仍面臨許多風險
    煤制氣產業發展在面臨諸多優勢和機遇的同時，也有著自身無法回避的劣勢，而這些劣勢的存在為我國煤制氣產業的健康發展帶來了不容忽視的風險。
    1.面臨水資源大量消耗和溫室氣體排放的挑戰
    煤制氣是將一種能源轉化成另一種能源的過程，這其中伴有水資源消耗、能量耗損和污染物排放等，而這些給環境造成的壓力要遠大于煤炭直接利用。而且由于項目前期投資巨大，回報周期長，很多項目在初始階段虧損運營，企業很難再有額外的環保資金投入。因此，發展煤制氣面臨著巨大的環境壓力。清華大學氣候政策研究中心發布的《中國低碳發展報告(2014)》指出，“作為生產端，煤制氣項目存在資源環境影響和高碳風險，可能造成區域治霾，全國增碳的治理困境，需高度重視和謹慎對待”。
    目前我國發展煤制氣面臨的首要問題是水資源的大量耗費。我們以內蒙古某煤制氣項目為例，從資源消耗的角度看，內蒙古因每年生產40億立方米天然氣將增加水資源消耗2400萬噸，占2012年該地生活用水總量的2.3%，相當于約66萬內蒙古城市居民一年的生活用水量。然而，2011年內蒙古自治區水資源總缺口已經達到10億立方米，煤制天然氣的大規模生產將加劇這一趨勢。
    除了耗水量巨大外，煤制氣項目全生命周期的溫室氣體排放明顯高于其他化石燃料。研究表明，盡管該項目煤制氣輸送所在地因使用煤制氣替代燃煤而減少了約738萬噸的溫室氣體排放，但煤制氣的溫室氣體排放主要集中在生產環節，因此，從全生命周期的的角度計算，生產和消費地將會凈增約377萬噸的溫室氣體排放。
    2.關鍵技術尚未國產化
    目前最為成熟和領先的煤制氣技術均掌握在德國魯奇、丹麥托普索和英國戴維等國外公司手中，為確保項目一次成功，目前我國的煤制氣均要從國外引進技術和設備，支付高昂的專利許可費用與設備采購費用。加之國內尚無工業化裝置及相關管理與運行經驗可借鑒，項目按期達產達標過程面臨技術不確定性。如新疆慶華項目早在2013年8月就已產出第一方煤制氣，但產品質量并不穩定，經過4個多月的反復調試，才最終生產出符合質量標準要求的煤制氣，并于當年12月底正式進入西氣東輸管網。
    3.配套管輸設施建設能力不足
    我國煤制氣項目主要集中在新疆和內蒙古等地，距離天然氣消費地較遠，若要規模發展，必須新建配套輸氣管道，這不僅需要大量投資，還將降低項目經濟性。以內蒙古大唐克旗項目為例，在原料煤價格不到150元/噸的情況下，該項目生產成本可控制在1-1.5元/立方米，但加上自建管道成本、管輸費用及一定利潤，最終銷售價格達2.75元/立方米。此外，管輸設施缺乏還會導致項目投產推遲，加大項目風險?？似祉椖繌慕ǔ傻酵懂a就由于管網不到位，經歷了一年多的閑置，讓項目投資方承受了巨大的沉沒成本。
    4.項目經濟性受煤炭價格影響大
    煤制氣項目中，煤價是影響生產成本最關鍵的因素，在生產成本中作為原料的煤炭成本可以占到40%左右。若再加上用于燃料的煤炭，煤價的波動對生產成本的影響甚至會達到60%左右。因此擁有廉價的原料煤來源，對于鎖定煤制氣項目成本非常重要。
    四、發展政策建議
    如前所述，我國煤制氣產業發展面臨著資源、環境、技術、配套基礎設施等一系列問題，因此在目前情況下，應該適度發展煤制氣，不要盲目追求規?；?。
    1.國家應綜合考慮經濟發展和環境承載，有限適度地放開煤制氣發展
    應綜合考慮不同地區經濟發展水平和環境承載能力，在嚴格的環保標準下，以產業穩步發展為目標，因地制宜，在環境承載力相對較高的地區有限地放開煤制氣發展。現階段應堅持試點先行，充分吸收已投產示范項目在經濟性、技術引進和吸收、項目運行管理和環境污染控制等方面的經驗，引導未來我國煤制氣行業健康發展。
    2.企業應積極進行自主研發和生產方式創新
    煤制氣企業要加強與煤炭企業、天然氣上游供應企業和城市燃氣企業的密切合作，采用安全可靠、已示范成功的技術，扶持推廣自主專利新技術，平衡國內外技術使用;相關設備制造企業，應進一步加大技術研發與投入力度，重點是技術的引進、應用和吸收，努力開發出國產化的煤制氣成套技術。
    3.在管網第三方開放的前提下，實行管網代輸煤制氣
    煤制氣項目的順利推進需要有配套的天然氣管網作為保障。根據國家能源局發布的《油氣管網設施公平開放監管辦法》要求，在現有管網有多余輸配能力的前提下，允許企業利用現有輸氣管網代輸煤制氣，以避免管網重復建設。如新疆煤制氣可考慮進入西氣東輸三線，內蒙古煤制氣可進入陜京線等管輸能力還有富余的管網。
    4.合理定位煤制氣發展，優化我國天然氣供應格局
    根據相關研究機構預測，隨著煤制氣項目的陸續投產，我國煤制氣供應有望在2020年達200億-300億立方米，這樣可基本填補國內約270億立方米的供應(不含煤制氣)缺口，成為我國天然氣供應的有效補充。但若不加以控制，目前已規劃的煤制氣項目全部投產的話，到2020年我國煤制氣總產量將高達800-1000億立方米，屆時國內天然氣將出現明顯的供過于求，不利于天然氣行業的健康持續發展。因此，相關部門應制定好煤制氣產業發展政策和統一規劃，合理定位其在我國天然氣供應格局中的地位，優化我國天然氣供應格局，以促進煤制氣產業的有序、健康發展。（北京燃氣集團 呂淼）
    原標題:【分析】中國煤制氣還有發展前景嗎？