經(jīng)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(yè)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(fā)展經(jīng)歷了前期的嚴格控制后，從2012年開始對煤制氣行業(yè)發(fā)展有意扶持。在國際油價高企、國內(nèi)煤價低迷的背景下，我國煤制氣發(fā)展具備較好的經(jīng)濟性，各地發(fā)展煤制氣熱情較高，煤制氣具有一定的發(fā)展空間。但是，煤制氣的發(fā)展仍面臨著來自資源承載、環(huán)境容量、管網(wǎng)設施、技術水平等方面的挑戰(zhàn)。
    一、國內(nèi)外煤制氣發(fā)展現(xiàn)狀
    1.國外煤制氣發(fā)展現(xiàn)狀
    美國、英國和德國等發(fā)達國家早在上世紀前半葉就已開展煤氣化技術研發(fā)，多數(shù)國家只作為技術儲備而未投入商業(yè)運行，目前僅美國在發(fā)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(yè)化運行的煤制氣工廠。該廠建于1984年，年產(chǎn)能14億立方米，目前運行情況良好。
    2.國內(nèi)煤制氣發(fā)展歷程與現(xiàn)狀
    (1)我國煤制氣行業(yè)發(fā)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(fā)布《石化產(chǎn)業(yè)調(diào)整和振興規(guī)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(yè)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(chǎn)能過剩，國家發(fā)改委專門發(fā)布《關于規(guī)范煤制氣產(chǎn)業(yè)發(fā)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(fā)改委再次明確禁止建設年產(chǎn)20億立方米(含)以下煤制氣項目，最終發(fā)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(yè)發(fā)展顯現(xiàn)出扶持態(tài)度。2012年12月，國家能源局發(fā)布《天然氣發(fā)展十二五規(guī)劃》，提出到2015年我國煤制氣產(chǎn)量將達150億立方米，占國產(chǎn)天然氣的8.5%，這是煤制氣首次被寫入天然氣發(fā)展規(guī)劃。
    (2)我國煤制氣行業(yè)項目發(fā)展現(xiàn)狀
    截至2013年，國家發(fā)改委共核準了4個煤制氣示范項目，合計產(chǎn)能達151億立方米/年。分別是大唐發(fā)電遼寧阜新40億立方米/年項目、大唐發(fā)電內(nèi)蒙古赤峰克旗40億立方米/年項目、內(nèi)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(chǎn)。
    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(fā)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(xié)議”。根據(jù)協(xié)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(qū)及北部城區(qū)的供氣能力，滿足了北京市各區(qū)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(xù)獲得國家發(fā)改委授予的“路條”，主要集中于新疆伊犁和內(nèi)蒙古鄂爾多斯、興安盟等西部煤炭主產(chǎn)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(chǎn)，合計產(chǎn)能將高達811億立方米/年(表1)。

    (3)配套管網(wǎng)建設穩(wěn)步推進
    隨著煤制氣項目開工和投產(chǎn)，我國配套的煤制氣管道建設也同時展開。目前國內(nèi)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(chǎn);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(chǎn)。
    (4)局部地區(qū)呈現(xiàn)過熱苗頭
    除了表1所列已獲國家批準的煤制氣項目外，據(jù)不完全統(tǒng)計，我國還有60多個煤制氣項目處于規(guī)劃計劃階段，等待國家發(fā)改委批復。這些項目主要集中在新疆北部、內(nèi)蒙古和東北地區(qū)，若全部投產(chǎn)，預計總產(chǎn)能將超過2600億立方米/年。煤制氣行業(yè)已呈現(xiàn)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(nèi)均因為氣化爐內(nèi)壁腐蝕等問題被迫停產(chǎn)檢修，給企業(yè)造成較嚴重的經(jīng)濟損失。對于氣化爐出現(xiàn)的問題，設計單位和業(yè)主均始料不及。事后根據(jù)專家研究和判斷，主要原因是煤質(zhì)中含有一種對爐壁腐蝕性較強的化學物質(zhì)所致。新型煤化工項目一般投資規(guī)模巨大，少則數(shù)十億、多則數(shù)百億，來不得半點閃失，如果在設計環(huán)節(jié)出現(xiàn)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(yè)發(fā)展優(yōu)勢
    從資源基礎、經(jīng)濟性、政策扶持力度和天然氣供需角度分析，我國發(fā)展煤制氣產(chǎn)業(yè)具備一定發(fā)展優(yōu)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(jù)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(xù)增長，煤炭資源總量可滿足我國煤制氣發(fā)展的原料需求。
    2.煤制氣價格具有一定競爭力
    經(jīng)濟性是煤制氣項目最主要的指標。項目成本與煤價、投資規(guī)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(chǎn)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(jīng)濟規(guī)模的煤制氣裝置的生產(chǎn)成本約1.0-1.5元/立方米，隨著規(guī)模擴大生產(chǎn)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(chǎn)成本如表2。

    將以上測算的煤制氣生產(chǎn)成本與國內(nèi)自產(chǎn)天然氣及進口氣價格比較，可以發(fā)現(xiàn)在當前煤價和氣價下，煤制氣與國內(nèi)自產(chǎn)天然氣相比優(yōu)勢不明顯，與進口氣相比具有較強競爭力。
    與國內(nèi)自產(chǎn)常規(guī)天然氣比較：2013年《國家發(fā)展改革委關于調(diào)整天然氣價格的通知》要求，調(diào)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(diào)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(chǎn)成本約1.25元，若再考慮煤制氣企業(yè)的利潤，目前的煤制氣較國產(chǎn)天然氣的經(jīng)濟優(yōu)勢明顯;如果按照300元/噸計算，則生產(chǎn)成本約1.70元，若再考慮煤制氣企業(yè)的利潤，目前的煤制氣較國產(chǎn)天然氣的經(jīng)濟優(yōu)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(nèi)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(fā)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(xù)出現(xiàn)霧霾天氣，環(huán)保壓力不斷增加，政府極力推動煤炭利用向清潔化方向轉(zhuǎn)變，煤制氣便是一個較優(yōu)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(chǎn)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(xù)攀升。發(fā)展煤制氣是當前增加國內(nèi)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(yōu)化能源消費結構和保障天然氣供應安全。此外，在富煤地區(qū)發(fā)展煤制氣，還有利于將當?shù)氐馁Y源優(yōu)勢轉(zhuǎn)化為現(xiàn)實生產(chǎn)力，帶動區(qū)域經(jīng)濟發(fā)展。
    三、煤制氣發(fā)展仍面臨許多風險
    煤制氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展在面臨諸多優(yōu)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(chǎn)業(yè)的健康發(fā)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(zhàn)
    煤制氣是將一種能源轉(zhuǎn)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(huán)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(yè)很難再有額外的環(huán)保資金投入。因此，發(fā)展煤制氣面臨著巨大的環(huán)境壓力。清華大學氣候政策研究中心發(fā)布的《中國低碳發(fā)展報告(2014)》指出，“作為生產(chǎn)端，煤制氣項目存在資源環(huán)境影響和高碳風險，可能造成區(qū)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(fā)展煤制氣面臨的首要問題是水資源的大量耗費。我們以內(nèi)蒙古某煤制氣項目為例，從資源消耗的角度看，內(nèi)蒙古因每年生產(chǎn)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(nèi)蒙古城市居民一年的生活用水量。然而，2011年內(nèi)蒙古自治區(qū)水資源總缺口已經(jīng)達到10億立方米，煤制天然氣的大規(guī)模生產(chǎn)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(chǎn)環(huán)節(jié)，因此，從全生命周期的的角度計算，生產(chǎn)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(chǎn)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(nèi)尚無工業(yè)化裝置及相關管理與運行經(jīng)驗可借鑒，項目按期達產(chǎn)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(chǎn)出第一方煤制氣，但產(chǎn)品質(zhì)量并不穩(wěn)定，經(jīng)過4個多月的反復調(diào)試，才最終生產(chǎn)出符合質(zhì)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(wǎng)。
    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(nèi)蒙古等地，距離天然氣消費地較遠，若要規(guī)模發(fā)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(jīng)濟性。以內(nèi)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(chǎn)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(chǎn)推遲，加大項目風險?？似祉椖繌慕ǔ傻酵懂a(chǎn)就由于管網(wǎng)不到位，經(jīng)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(jīng)濟性受煤炭價格影響大
    煤制氣項目中，煤價是影響生產(chǎn)成本最關鍵的因素，在生產(chǎn)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(chǎn)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(fā)展政策建議
    如前所述，我國煤制氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨著資源、環(huán)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(fā)展煤制氣，不要盲目追求規(guī)?；?。
    1.國家應綜合考慮經(jīng)濟發(fā)展和環(huán)境承載，有限適度地放開煤制氣發(fā)展
    應綜合考慮不同地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展水平和環(huán)境承載能力，在嚴格的環(huán)保標準下，以產(chǎn)業(yè)穩(wěn)步發(fā)展為目標，因地制宜，在環(huán)境承載力相對較高的地區(qū)有限地放開煤制氣發(fā)展?，F(xiàn)階段應堅持試點先行，充分吸收已投產(chǎn)示范項目在經(jīng)濟性、技術引進和吸收、項目運行管理和環(huán)境污染控制等方面的經(jīng)驗，引導未來我國煤制氣行業(yè)健康發(fā)展。
    2.企業(yè)應積極進行自主研發(fā)和生產(chǎn)方式創(chuàng)新
    煤制氣企業(yè)要加強與煤炭企業(yè)、天然氣上游供應企業(yè)和城市燃氣企業(yè)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(nèi)外技術使用;相關設備制造企業(yè)，應進一步加大技術研發(fā)與投入力度，重點是技術的引進、應用和吸收，努力開發(fā)出國產(chǎn)化的煤制氣成套技術。
    3.在管網(wǎng)第三方開放的前提下，實行管網(wǎng)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(wǎng)作為保障。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《油氣管網(wǎng)設施公平開放監(jiān)管辦法》要求，在現(xiàn)有管網(wǎng)有多余輸配能力的前提下，允許企業(yè)利用現(xiàn)有輸氣管網(wǎng)代輸煤制氣，以避免管網(wǎng)重復建設。如新疆煤制氣可考慮進入西氣東輸三線，內(nèi)蒙古煤制氣可進入陜京線等管輸能力還有富余的管網(wǎng)。
    4.合理定位煤制氣發(fā)展，優(yōu)化我國天然氣供應格局
    根據(jù)相關研究機構預測，隨著煤制氣項目的陸續(xù)投產(chǎn)，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(nèi)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(guī)劃的煤制氣項目全部投產(chǎn)的話，到2020年我國煤制氣總產(chǎn)量將高達800-1000億立方米，屆時國內(nèi)天然氣將出現(xiàn)明顯的供過于求，不利于天然氣行業(yè)的健康持續(xù)發(fā)展。因此，相關部門應制定好煤制氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策和統(tǒng)一規(guī)劃，合理定位其在我國天然氣供應格局中的地位，優(yōu)化我國天然氣供應格局，以促進煤制氣產(chǎn)業(yè)的有序、健康發(fā)展。（北京燃氣集團 呂淼）
    原標題:【分析】中國煤制氣還有發(fā)展前景嗎？