2009年7月4日，中国海洋石油总公司总经理傅成玉出席全球智库峰会分论坛“可持续发展与宏观经济政策——中国能源环境高峰论坛”时表示，中海油已经选定了两个煤制天然气大项目，未来五年会形成年产100亿立方米的生产能力。

　　如果我们细数一下，会发现目前国内规划的煤制天然气项目已经有近10个，合计产能约为200亿立方米/年，任何一个项目投资均超过百亿元。为什么众多企业会如此关注煤制天然气，耗巨资投资煤制天然气？煤制天然气究竟会带来多大的效益，使得这些企业趋之若鹜？

　　业界有些人对煤制天然气的发展前景充满信心，也有些人对此表示了疑义。曾经被企业热捧的煤制甲醇“遇冷”，煤制油项目被叫停，那么如今被视为煤化工产业新宠儿的煤制天然气，会不会面临与煤制甲醇和煤制油同样的命运呢？

　　企业为何竞相投资煤制天然气

　　煤制天然气何以这么大的魅力，吸引国内这些能源企业竞相投资？宏观上看，一定程度上有国家政策的鼓励。对企业而言，则是想利用我国丰富的煤炭资源和相对成熟的煤制气技术，获取丰厚的利润。

　　国家政策鼓励科学发展煤化工产业

　　国家政策鼓励科学发展的煤化工产业健康发展，是煤制天然气得以发展的首要因素。“十一五”规划以及西部大开发规划中，关于西部地区产业发展布局部分，均强调“支持资源优势转化为产业优势，大力发展特色产业，加强清洁能源、优势矿产资源开发及加工”；国家发改委1350号文件“关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知”中明确“在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展；按照上下游一体化发展思路，建设规模化煤化工产业基地”；同时还指出，“民用燃料和油品市场为导向，支持有条件的地区，建设大型化工项目”。

　　国家《“十一五”十大重点节能工程实施意见》和《能源发展“十一五”规划》中，也都强调“以煤炭气化替代燃料油和原料油；在煤炭和电力资源可靠的地区，适度发展煤化工替代石油化工”。更让投资者欣喜的是，今年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，并强调要重点抓好现有的示范工程，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的新途径。大唐发电的内蒙古克什克腾旗和辽宁阜新以及内蒙古汇能煤化工有限公司的鄂尔多斯三个项目，一开始就被列入了国家石化调整和振兴规划。

　　天然气需求量增大是驱动力

　　国内天然气市场的巨大需求是煤制天然气成为煤化工领域投资热点的重要驱动力。随着我国城市化进程的加快和环境保护力度的增强，天然气消费结构逐渐由化工和工业燃料为主向城市燃气转变。伴随“西气东输”、“川气东运”等工程的建成、海上天然气登陆和沿海地区LNG进口，天然气工业进入快速发展时期，消费市场迅速成长。

　　同时，我国资源的特点是相对富煤、缺油、少气，探明的天然气储量只占不到世界总量的1%。中央财经大学中国发展和改革研究院副院长张安华说：“将部分煤炭转化成天然气加以利用是我国的一项重要战略选择。尤其是将一些低热值褐煤、禁采的高硫煤或地处偏远地区运输成本高的煤炭资源就地转化出天然气加以利用，是一个很好的煤炭利用途径。内蒙古等地出产的褐煤，发热量低、粉尘多、二氧化碳排放高，作为动力煤使用性价比不高，但却适合气化，是煤制天然气的优良原料。”

　　数据显示，2000～2008年，我国天然气消费量年均增长16.2％。预计2010年需求量将达到1000亿～1100亿立方米，而同期的天然气产量只能达到900亿～950亿立方米；预计2020年的需求量将达到2000亿立方米，而同期的天然气产量只能达到1400亿～1600亿立方米，为缓解这种供求矛盾，除了要立足于国内现有资源外，还必须多渠道多方式扩大资源供给，这就为煤制天然气提供了一定的市场空间。张安华说：“我国煤制气的发展前景向好，发展空间较大。国际上天然气在一次能源消费中的比例已达到25%，而我国2008年天然气占一次能源消费比例只有3.2%。随着我国节能减排工作的不断深入和城市化进程的不断发展，燃气领域的发展空间将越来越大。”

　　国内天然气价格有大幅上升空间

　　目前，国内天然气价格偏低，有较大上涨空间，这可能是能源企业热衷煤制天然气项目的最大诱惑。国际天然气价格受油价波动影响，进口天然气的价格要比国内价格高得多。据测算，中亚天然气进口到国内首站霍尔果斯的价格每立方米2元以上，再加上管线运输费，到达城市门站的价格至少要每立方米3元以上，这一价格已远高于目前西气东输一线到达各城市门站的价格(一线到达最远上海市场的价格为1.31元/立方米)。

　　另外，以同等热值计算，天然气目前价格均低于油、电、液化气的价格，价格与价值不相符。以北京为例，目前民用天然气价格2.05元/立方米，液化石油气以73-75元一瓶计算，与一升燃气同等热值液化石油气价格为3.2-3.4元。有人做过这样一个估算，国际油价在40美元／桶时，按同等热值计算，我国天然气出厂价相当于国际原油价格的51%。2008年国内天然气(LNG)平均出厂价只有0.93元/立方米，折合原油价格相当于21美元/桶，仅为原油现价的18%。

　　就天然气本身的价格来看，企业获利不菲。仍以北京为例，目前北京天然气出厂价大约为0.8元/立方米，西气东输管线到达北京价格为1.28元/立方米，而北京目前居民城市燃气价格为2.05元/立方米，其中价差为0.77元/立方米。国家发改委也在2007年明确提出要用两到三年时间，逐步提高天然气价格。去年，深圳、上海等城市已开始上调天然气价格。

　　煤炭储量可满足生产需求

　　煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院研究员、著名煤气化专家陈家仁对记者说：“就目前我国煤炭资源的储量来说，合理开发和利用煤炭，开展煤制天然气项目是可行的。”资料显示，我国煤炭总资源量为10405亿吨，经济可采储量为1817亿吨，煤炭在总的能源结构中占65％～70％。陈家仁告诉记者：“鄂尔多斯盆地和新疆的准格尔、吐哈煤田约占我国煤炭总储量的70%，刚刚开始开发利用。这两块煤田的远景储量都号称有近2万亿吨，近年来我国每年的煤产量在23亿吨左右，如果科学利用煤炭，可以保证我们用上好多年。”陈家仁说：“内蒙古、新疆等地区煤炭资源丰富，但运输成本高，将富煤地区的煤炭就地转化成天然气，将成为继煤发电、煤制油、煤制烯烃之后的又一重要战略选择，还可以带动当地经济发展。”

　　技术上基本成熟

　　“国内煤制天然气的技术不存在什么大问题，大部分技术已实现国产化。”原化工部第二设计院工程设计师李大尚告诉记者。在技术装备上，甲烷化装置仅引进高压蒸汽过热器、循环气压缩机等个别设备，其余大部分为国产化设备。陈家仁对记者说：“目前，在煤制天然气项目中，主要采用鲁奇气化炉法，除了甲烷化采用国外先进技术外，其他部分基本为国产化技术，国产与引进相结合，保证项目技术的成熟性，具有一定的竞争力。”煤制天然气在技术上没有什么大的障碍，这就降低了企业介入的门槛。

　　目前，与发电、煤制油、煤制甲醇和二甲醚等煤资源转化的能源产品，煤转化为天然气的能源利用效率最高，可达60%左右，其单位热值水耗却是其中最低的，为0.18～0.23吨/吉焦。现在煤制甲醇市场一蹶不振，煤制油项目又被国家发改委叫停，煤制天然气自然受到能源企业的青睐。

　　发展煤制天然气要过几道坎

　　从市场前景和我国煤炭现有储量来看，煤制天然气有着广阔的发展前景。但是，煤制天然气毕竟是一种煤化工项目，在实际运行过程中，必须要迈过原料价格、水资源、节能减排、运输这几道坎。

　　煤炭价格是关键

　　“花巨资投入煤制天然气项目，对企业来说更多的是看好它的利润空间和市场前景，但作为煤制天然气原料的煤炭价格以及天然气的价格，对煤制天然气的价格起着决定性作用。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对记者说。我国的煤炭价格不会一直保持现有水平，仍有上涨的空间，天然气的价格也将随国际市场的波动而不断发生变化，虽然煤制天然气技术上没有问题，但是生产成本与煤价高低息息相关。劣质煤的成本虽然较低，但含碳低，转化率也低，经济效益不会太高。国内的煤制天然气项目主要位于内蒙古和新疆等环境脆弱的地区，煤化工对环境承载能力的要求可能是一大笔看不见的“成本”。

　　运输管道是难题

　　李大尚对记者说：“煤制天然气属新兴产业，发展前景很好，但与传统天然气的开发和利用相比，生产出来的合成天然气如何输送至目标地区，是当前煤制天然气产业面临的重要瓶颈之一。”从各种运输方式的经济性考虑，密闭的管道无疑是运输煤制天然气的首选，有些项目需配套建设数百公里甚至上千公里的输送管线，投资庞大，风险甚高。而且目前国内的天然气运输管道主要是被中石油和中石化两大油企所垄断，两大巨头是否允许其他企业并入管网，并入以后如何收费，无形之中会增加煤制天然气的风险，削减利润空间。

　　节能减排是硬杠

　　煤制天然气在生产的过程中会产生一些废物，比如二氧化碳、硫化物等以及一些含酚的废水，如果处理不当，会对环境造成很大污染。

　　业内一位不愿具名的资深专家告诉记者，煤转化为天然气技术上没有问题，美国大平原厂就是利用高含水（30％）褐煤生产，已经运行20年，生产出的气体中甲烷含量比较高，但是含酚废水的处理比较难，目前在国内是一个瓶颈问题。美国大平原厂很多年不赚钱，只是近年来石油价格上涨加上又生产其他附加产品才逐渐好转。

　　煤制天然气当慎行

　　一些业内专家认为，煤制天然气项目虽然值得研究和探索，但是由于成本、环境等因素抬高了煤制天然气的门槛，短期内大规模运作还不现实。发展煤制天然气应科学、合理、有序。

　　煤制天然气应定位于城市燃气市场

　　目前，我国天然气消费主要在城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工等领域，以煤为原料可以直接发电或生产合成氨、甲醇等煤化工产品。因此，煤制天然气用于发电和天然气化工是不合理的。

　　此外，国家发布的《天然气利用政策》明确指出“确保天然气优先用于城市燃气”。因此，煤制天然气的合理定位是城市燃气市场，如民用燃气、公共服务燃气等。

　　建立科学合理的天然气价格机制

　　国际天然气价格和原油价格相关性较强，而我国天然气价格长期采用政府定价，不同行业和不同地区的天然气价格不同。目前我国长输管网的天然气成本主要包括两部分：天然气出厂价+管道输送费用，两项价格均由国家发改委统一制定。以目前民用天然气价格为例，使用国产气的四川成都市居民用气价格是1.43元/立方米，而兼用国产气和进口气的北京市居民用气价格是2.05元/立方米，二者相差0.62元/立方米。由于国内天然气源分布很不均衡，管道等设施的投资成本和输送成本存在很大差异，造成国内许多城市的天然气价格各不相同，天然气市场价格呈现各自为战的局面。张安华说：“目前我国天然气价格主要是由国家有关部门规定，并且实行不同用途不同价格的定价方式，如果煤制气价格能够由市场决定，建立科学合理的天然气价格机制，将会为我国煤制天然气产业的发展创造更为有利的条件。”

　　适度发展，不宜大范围生产

　　国家发改委能源研究所原所长周大地坦言：“就煤制天然气项目本身而言，在一定程度上可以缓解我国对天然气的缺口，保障国家的能源安全，但是如果以后发展低碳经济，煤制天然气就会受到限制，就不适合大规模地发展煤制天然气。”他告诉记者：“煤制天然气可以作为一段时期内对我国天然气缺口的补充，但是从总的能源战略角度来说，煤制天然气并不是一种高效的利用能源方式，所以不适宜大范围地开展。”

　　虽然去年以来能源企业对煤制天然气投入了巨大的热情，规划的项目也有近10个，但是，迄今为止，没有任何一家企业得到国家发改委的最终核准。煤制天然气的发展前景究竟会怎么样，必须等这些示范项目真正投入生产才能见到。

　　中国石油大学中国能源战略研究中心执行主任王震说：“煤制天然气项目之所以受到一些能源企业的青睐，是因为目前的政策环境、煤价等因素使得煤制天然气在价格上具有竞争力，近年来持续的高油价也支撑了煤制油、煤化工等的发展，一旦油价下跌就不一定有利润空间。而且它是利用传统能源生产另外一种能源，不应一拥而上。