国内煤制天然气现状

　　目前国内规划的煤制天然气项目有近10个，合计产能接近200亿立方米/年，成为继煤制油之后的煤化工领域投资热点。

　　目前国内的煤制天然气项目包括：新疆庆华集团在伊犁的55亿立方米/年煤制天然气项目，神华集团在内蒙古鄂尔多斯的20亿立方米/年项目，大唐发电在克什克腾旗40亿立方米/年以及在辽宁省阜新市40亿立方米/年的两个项目，内蒙古汇能煤化工有限公司16亿立方米/年项目，华银电力内蒙古鄂尔多斯15亿立方米/年项目，新汶矿业集团(伊犁)年产20亿标准立方米项目等。此外，中国海洋石油总公司与同煤集团拟合作投资建设年转化1800万吨原煤的煤制天然气项目。

　　与此前煤制油项目被政府多次叫停不同，大唐克旗、大唐阜新以及汇能鄂尔多斯三个项目一开始就被列入了国家石化振兴规划。

　　煤制天然气项目是非石油路线生产替代石油产品的一个有效途径。煤制天然气的能源转化效率较高，比用煤生产甲醇等其他产品高约13%，比直接液化高约8%，比间接液化项目高约18%。

　　煤制天然气项目技术比较成熟，美国大平原厂利用高含水褐煤生产天然气，已经运行20年。这种技术以劣质褐煤为原料，为低品质褐煤的增值利用提供了方向，符合我国煤化工发展的要求。

　　从需求来看，我国天然气产品的市场容量巨大而且稳定。2000～2008年，我国的天然气消费量年均增长率达16%，同期产量的年均增长率约13%。2008年我国天然气消费量约775亿立方米，同期产量760亿立方米，15亿立方米的缺口通过进口弥补。

　　亚化咨询的研究人士认为，中国资源禀赋的特点是富煤缺油少气。环渤海、长三角、珠三角三大经济带对天然气需求巨大，而内蒙古、新疆等地的煤炭资源丰富，但运输成本高昂。因此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。

　　尽管如此，对煤制天然气提出质疑的也不少。如果上述项目都能顺利建成投产，则我国煤制天然气年产量将达到近200亿立方米。而相对于2008年15亿立方米的国内需求缺口，这一增量将是大大过剩的。不过，我国天然气需求潜力很大，只要管网能够配套建成，市场容量将迅速扩大。

　　技术、经济条件已基本成熟

　　石油和化学工业规划院院长顾宗勤指出，煤制合成天然气就是煤经过气化产生合成气，再经过净化处理，最后甲烷化合成热值大于8000卡/立方米的代用天然气。

　　国内煤制甲烷气技术是成熟的，工艺跟合成氨基本相同。煤气化和净化以及甲烷化的技术我国都有，只不过现成的甲烷化工艺装置是小型装置，没有煤制天然气所要求的那么大的实际生产运行装置。如果国内现在开始进行放大试验，完全可以取得成功，只是需要时间。

　　目前世界上已经有采用煤气化合成天然气的工厂——位于美国北达科他州的美国大平原公司。这也是全世界唯一一家煤制合成天然气企业。如果我国短期内新上煤制天然气项目，可以考虑从美国引进大型甲烷化技术。因此，煤制合成天然气在技术上不存在问题。

　　以前做煤制天然气的经济效益不太好。美国大平原公司在项目建成后的很长一段时间经济效益一直不佳，其主要原因就是国际石油价格较低。直到2002年以后，石油价格上涨，天然气价格随之上涨，该公司经营效益才变好。

　　在我国发展煤制合成天然气产业也有类似的问题。目前，我国天然气价格实行不同用途不同价格的定价方式，价格由国家发改委确定。化肥用天然气是国家保护价，每立方米天然气价格在0.7元左右，其他工业用天然气价格是每立方米1.2元，民用天然气价格一般在每立方米1.8元以上。目前，输送到东部沿海城市的民用天然气价格，到用户手上时有的已经达到每立方米两三元钱。随着经济发展和人民生活水平的提高，民用领域可以承受较高的天然气价格。然而，在2005年之前，天然气包括民用天然气不能涨价。天然气价格起不来，发展煤制合成天然气就没有经济效益，所以在当时也没有吸引力。2006年以后，形势就完全不一样了。

　　可以说，现在国内发展煤制合成天然气的条件已基本成熟。因为居民经济水平提高了，承受能力强了，可以接受高一点的天然气价格。而且居民使用天然气可以改善城市环境，不像过去一家一户都用煤炉子，污染城市空气。此前，北京为了迎接奥运会，治理城市环境很重要的一个措施就是让陕北天然气进京。也正因如此，国家近年来重点建设西气东输工程。

　　值得一提的是，煤制合成天然气企业可以借用西气东输的管线。国家正在建设的西气东输二期工程，把天然气从新疆一直输送到广东，这样沿线的各个城市都能使用。现在有很多企业想把煤制合成天然气并入西气东输管线，以解决合成天然气的运输问题。不过，也有企业离城市比较近，可以自建管线。当然这些都要先经过技术和经济分析，怎么可行怎么做。

　　我国天然气需求旺盛

　　2000～2008年，我国天然气消费量年均增长16.2%。预计2010年我国天然气需求量将达到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年我国天然气的需求量将达到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。因此，我们还必须利用其他国家的天然气资源，进口液化天然气。继2006年6月我国第一个液化天然气项目在深圳投产之后，福建与印尼签署了260万吨/年的天然气供应合同，上海也与马来西亚签署了300万吨/年的天然气长期供应合同。近年来，我国与国外签署的液化天然气进口合同的天然气数量超过1000万吨/年。因此，国内煤制合成天然气的市场空间还是很大的。

　　最大风险是成本偏高

　　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，转化率也较低，经济效益不会太高。而考虑到目前我国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。

　　也有专家认为，煤制天然气项目虽然值得去研究和探索，但由于成本等因素抬高了煤制天然气的门槛，因此短时期内要想进行商业化运作还很难。此外，虽然煤制天然气市场相对稳定，但经济性的关键是原料价格和管道投资，这两个问题如果解决不了，煤制天然气的经济效益甚微。

　　煤制天然气并不是对所有地区和企业都适合。它和当地的建设条件有很大关系，如果当地的煤很贵，水也短缺，其他的建设条件都不好，生产的合成天然气成本就会很高。再加上管输费，合成天然气还不如天然气气田的输送气便宜，这样的项目就没有竞争力了。因此，煤制合成天然气的关键在于项目本身的竞争力。

　　风险体现在两头：一是煤价，二是天然气产品价格。目前看，天然气价格上涨基本成定局。因此，随着天然气价格的上调，煤制合成天然气的风险将下降。项目在装置建设方面没什么风险，技术和装备也比较成熟。可以说，最大的风险还是煤价。如果煤价高，就会直接导致煤制合成天然气的成本高。

　　另外就是副产品的利用问题。副产物必须要利用，因为直接排放会造成污染，烧掉又很可惜。所以，煤制合成天然气项目要考虑副产物煤焦油、萘、蒽等的加工和利用。项目规模大有利于副产物的利用，因为规模大副产物的量就多，比较好利用。副产物的利用方案需要深入研究，每个企业的特点不一样、煤种不一样、项目副产品不一样，方案也就不一样，而且还有个当地市场的问题，这些都需要因地制宜。