就在眾多企業(yè)無法從三大石油公司手中分得天然氣的一杯羹之際，煤制天然氣開始盛行起來，短短一兩年的時間，已經(jīng)有近20個項目開工或規(guī)劃。看中這個項目的有國有資本也有民營資本，有電力公司也有石油公司和煤炭公司。
    亞化咨詢對《能源》雜志記者算了一筆賬：每10億立方米就需要50億元的投資，一般1個項目是40億立方米左右，需投入200億元，那么，近20個項目將是很大的一筆投資。
大手筆或許會催生出一個新的產(chǎn)業(yè)。然而，這個戴著“清潔能源”高帽的新興產(chǎn)業(yè)應(yīng)該如何發(fā)展？卻一直處于爭論的漩渦之中。

    技術(shù)之爭

    煤制天然氣的清潔性是眾所周知的，煤制天然氣的熱值達(dá)到37-38兆焦?fàn)?標(biāo)準(zhǔn)立方米（高熱值），與國家天然氣質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的最低熱值31.4兆焦?fàn)?標(biāo)準(zhǔn)立方米（高熱值）相比，熱值高出17.8%-21%；在二氧化碳、硫化氫、總硫等指標(biāo)方面也高于國家標(biāo)準(zhǔn)，產(chǎn)品中幾乎不含一氧化碳。
    然而，投資者畢竟是企業(yè)，對項目經(jīng)濟性的評定自然成為熱點。石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院副總工程師劉志光專攻煤化工經(jīng)濟性分析，其參與了國內(nèi)多個煤制天然氣前期研究工作。
    劉志光介紹說，時下常用三種技術(shù)，碎煤固定床加壓氣化工藝、水煤漿氣化工藝、粉煤加壓氣化工藝。其中，碎煤固定床加壓氣化工藝的生產(chǎn)成本最低，而水煤漿氣化工藝的生產(chǎn)成本最高。
    假設(shè)在新疆或內(nèi)蒙東部地區(qū)，采用碎煤固定床加壓氣化工藝建設(shè)煤制天然氣項目，生產(chǎn)規(guī)模為年產(chǎn)40億立方米天然氣，原料煤、燃料煤均為褐煤，價格為170元/t，測算得到的天然氣單位生產(chǎn)成本為1.059元/立方米（已扣除副產(chǎn)品收入）。
    在生產(chǎn)成本（未扣除副產(chǎn)品）中，原材料費用占41.4%；燃料動力費用占18.2%，二者合計為59.6%，說明煤價是影響生產(chǎn)成本的最敏感因素。折舊和修理費用占28%，表明投資對生產(chǎn)成本的影響也較大，煤制天然氣項目要嚴(yán)格控制煤炭價格和投資規(guī)模，從而降低生產(chǎn)成本，提高項目的競爭力和抗風(fēng)險能力。
    另外，由于碎煤固定床加壓氣化工藝副產(chǎn)大量的焦油、石腦油、粗酚等價值較高的副產(chǎn)品，副產(chǎn)品的銷售收入達(dá)0.468元/立方米，對天然氣的生產(chǎn)成本和項目的經(jīng)濟效益產(chǎn)生了重大的影響。
    而采用水煤漿氣化工藝，假設(shè)在內(nèi)蒙或陜西等地區(qū)，采用水煤漿氣化工藝建設(shè)煤制天然氣項目，生產(chǎn)規(guī)模為年產(chǎn)16億立方米天然氣，原料煤為長焰煤，價格為300元/t，燃料煤為煤矸石，價格為50元/t，測算得到的天然氣單位生產(chǎn)成本為1.591元/立方米（已扣除副產(chǎn)品收入）。
    采用粉煤加壓氣化工藝，假設(shè)在山東或河南地區(qū)，采用粉煤加壓氣化工藝建設(shè)煤制天然氣項目，生產(chǎn)規(guī)模為年產(chǎn)40億立方米天然氣時，原料煤、燃料煤均為洗中煤，價格為400元/t，測算得到的天然氣單位生產(chǎn)成本為2.151元/立方米（已扣除副產(chǎn)品收入）。

    成本困惑

    據(jù)劉志光介紹，目前西氣東輸一線天然氣主要由塔里木氣田供給，供氣價格為0.522元/立方米。陜京一、二線主要由長慶氣田供給，供氣價格為0.681元/立方米。
    而煤制天然氣項目的生產(chǎn)成本都在1.0元/立方米以上，在保證項目基本內(nèi)部收益率的情況下，煤制天然氣的銷售價格更高，顯然，煤制天然氣難以與西氣東輸一線和陜京線國產(chǎn)天然氣相競爭。
    劉志光算了這樣一筆賬：按照西氣東輸二線與國際油價掛鉤的定價公式，計算出當(dāng)國際石油價格為80美元/桶時，在霍爾果斯的邊境完稅價格為2.20元/立方米。按照全線平均管輸費1.08元/立方米計算，城市門站平均價格達(dá)到3.28元/立方米。如果按照遞遠(yuǎn)遞增方式確定管輸費，預(yù)計沿海地區(qū)的價格將更高。
    如果在新疆建設(shè)煤制天然氣項目，天然氣單位生產(chǎn)成本為1.059元/立方米，管輸費參照西氣東輸二線全線平均管輸費1.08元/立方米計算，到華南地區(qū)城市門站的價格為2.139元/立方米。顯然無法與近年來進口的LNG（液化天然氣）相競爭。
    “考慮到天然氣易于大規(guī)模管道輸送等因素，建議煤制天然氣項目重點布局在新疆、內(nèi)蒙古東部等地區(qū)，這些地區(qū)地理位置偏遠(yuǎn)，煤炭難以外運，因此價格較低，有利于降低生產(chǎn)成本。”劉志光說。
    雖然在新疆、內(nèi)蒙古或其它地區(qū)建設(shè)煤制天然氣項目難以與西氣東輸一線和陜京線國產(chǎn)天然氣相競爭。但是，如果在新疆建設(shè)煤制天然氣項目，天然氣單位生產(chǎn)成本為1.059元/立方米，與西氣東輸二線霍爾果斯門站價2.2元/立方米（石油價格為80美元/桶時）相比，煤制天然氣競爭力明顯高于土庫曼斯坦進口的天然氣。在內(nèi)蒙古、山東建設(shè)煤制天然氣項目，天然氣單位生產(chǎn)成本分別為1.591元/立方米和2.151元/立方米，都可以和西氣東輸二線進口天然氣競爭。
    在新疆、內(nèi)蒙古和山東等地區(qū)建設(shè)煤制天然氣項目完全可以與新增進口LNG（液化天然氣）相競爭。另外，從新疆到達(dá)華南地區(qū)的煤制天然氣其競爭力也遠(yuǎn)強于進口LPG（液化石油氣）。
    或許，正是因此，大批能源企業(yè)紛紛把煤制天然氣項目落戶新疆。中電投新能察布查爾和中電投霍城2個60億立方米煤制天然氣項目近期在新疆伊犁哈薩克自治州開工建設(shè)。
    亞化咨詢預(yù)計2015年我國將形成200億立方米/年的煤制天然氣產(chǎn)能，約占天然氣消費量的10%左右。
    另外，中國城市燃?xì)鈪f(xié)會人士表示，國際上天然氣在一次能源消費中已達(dá)到25%，而我國的3%明顯滯后。2010年我國天然氣需求量將達(dá)到1000億—1100億立方米，而同期天然氣產(chǎn)量卻只能達(dá)到900億—950億立方米。國家發(fā)展改革委能源所研究員宋武成預(yù)測，20年后，我國天然氣消費年缺口將達(dá)到1075億—1765億立方米。
    這個缺口或許對于煤制天然氣是個好消息。