自去年以來，國內煤制天然氣項目備受追捧。不完全統(tǒng)計，國內在建或規(guī)劃的煤制氣項目50余個，總產能超過2200億立方米/年。對煤制天然氣的熱衷，實際上是對稀缺天然氣資源的渴望。
　　
　　目前，國家對于煤化工產業(yè)政策相對謹慎——不能停止發(fā)展、不宜過熱發(fā)展、禁止違背規(guī)律無序建設。在能源行業(yè)內，對煤制天然氣的態(tài)度也呈現兩極分化。
　　
　　支持者認為，發(fā)展煤制天然氣是大氣污染治理的需求，也是煤炭清潔利用的主要途徑。近期，中國煤炭工業(yè)協(xié)會等機構建議推動將煤炭從燃料向原料轉變。國家能源委、中央財經領導小組會議也提出，促進煤炭集中高效利用代替粗放使用，保護大氣環(huán)境。
　　
　　反對者從水資源、環(huán)境的壓力層面出發(fā)，對煤制天然氣投反對票。其認為，我國大部分富煤地區(qū)水資源缺乏、生態(tài)環(huán)境脆弱，煤制油氣對資源環(huán)境條件要求高，應定位于國內油氣供應的重要補充。
　　
　　一、煤制天然氣政策基調：從嚴管理
　　
　　今年初，國家能源局提初定“十三五”末煤制氣產量500億立方米/年的目標，占天然氣總量1/8。目前，國內投產天然氣產量不過數十億立方米，500億立方米的規(guī)模為投資企業(yè)和煤炭資源地提供龐大的預期。
　　
　　但從國家政策看，煤制油氣的審批仍然從嚴管理。年產超過20億立方米的煤制天然氣項目和年產超過100萬噸的煤制油項目報國務院投資主管部門核準。禁止建設年產20億立方米及以下規(guī)模的煤制天然氣項目和年產100萬噸及以下規(guī)模的煤制油項目。
　　
　　從過去五年行業(yè)發(fā)展和政策沿革看，煤化工產業(yè)經歷產能擴張——嚴控項目審批——重點項目示范——國家有限度放開三個階段。
　　
　　2009年至2011年，國務院、國家發(fā)改委連續(xù)下發(fā)多份文件，以規(guī)范煤化工產業(yè)發(fā)展。地方政府不得擅自核準或備案煤制天然氣項目，不安排新煤化工示范項目，煤化工項目進入階段性冰封期。
　　
　　2013年之后，國內煤化工的發(fā)展基于大氣污染治理需要，并釋放出為煤化工松綁的信號。2013年9月下發(fā)的《大氣污染防治行動計劃》提出，在滿足最嚴格的環(huán)保要求和保障水資源供應的前提下，加快煤制天然氣產業(yè)化和規(guī)�；�步伐。同期，內蒙、新疆境內多個煤制天然氣項目拿到開展前期工作的路條。
　　
　　2014年以來，為落實大氣污染治理工作，增加天然氣供應量，國務院常務會議、國家能源局專題會議、相關專家咨詢會先后研究煤制油氣產業(yè)的發(fā)展問題。從政策導向看，從嚴管理是煤化工的基調。
　　
　　2014年7月17日，國家能源局下發(fā)《關于規(guī)范煤制油、煤制天然氣產業(yè)科學有序發(fā)展的通知》，要求“堅持量水而行、堅持清潔高效轉化、堅持示范先行、堅持科學合理布局、堅持自主創(chuàng)新”的原則，申報的示范項目必須符合產業(yè)政策相關規(guī)定，能源轉化效率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指標必須達到準入值。
　　
　　二、煤制氣上馬背后：
　　
　　資源省轉型沖動和經濟效益刺激
　　
　　國家嚴控煤化工的政策導向擋不住資源省份的投資熱情。尤其是在煤炭產能過剩、煤價大幅下滑的背景下，煤炭產地資源轉型的訴求強烈，煤化工是延長煤炭產業(yè)鏈、增加附加值的集體選擇。
　　
　　加之，國家控制能源消費總量，嚴控京津冀、長三角、珠三角地區(qū)煤炭消費，新增能源需求原則上由西部地區(qū)調入。在這樣的政策下，給西部資源[0.00% 資金 研報]省份提供增加電力、油氣等二次能源輸出的機會。山西、內蒙等資源大省也在調整能源輸出結構，減少原煤輸出，以適應霧霾治理新需求。
　　
　　根據以往項目投資經驗，一個40億立方米煤制氣項目投資額在250億元左右。粗略計算，國內已經拿到“路條”或者計劃建設的煤制天然氣項目（2200億立方米產能）可以拉動投資55萬億元的投資。對于資源省而言，可以短暫獲取“霧霾經濟”的紅利。
　　
　　以內蒙古為例，除示范項目外，內蒙古已有四個煤制天然氣項目拿到“路條”，合計煤制氣產能280億立方米。其中包括，新蒙能源鄂爾多斯[0.00% 資金 研報]80億立方米煤制天然氣項目，準格爾旗3×40億立方米煤制天然氣項目，內蒙古華星新能源40億立方米煤制天然氣項目，內蒙古興安盟40億立方米褐煤制天然氣。根據上述項目投資計劃，將有1549億元投資在內蒙古落地。
　　
　　從企業(yè)投資層面看，低煤價、不斷提高的天然氣價格也為煤制天然氣帶來利潤空間。根據相關機構測算，按內部收益率按10%考慮，當煤價在100-300元/噸區(qū)間內，對應煤制天然氣價格1.57-2.22元/立方米之間。粗略計算，煤價每提高50元/噸，煤制氣價格相應提高0.2元/立方米。
　　
　　這樣的價格與進口氣、國產管道氣和進口LNG相比有一定的價格優(yōu)勢，如果煤制氣項目可以穩(wěn)定生產，投資企業(yè)的利潤相對可觀。以大唐克旗煤制氣項目為例，有關方測算顯示，如果項目全部達產，在正常生產的條件下，包括煤制氣主營產品、生產過程中的副產品在內，項目年可實現利潤35億元。
　　
　　三、煤制氣成�。�
　　
　　煤氣化[0.24% 資金 研報]技術與環(huán)境約束
　　
　　受煤氣化技術、管輸、環(huán)境等因素影響，國內煤制天然氣示范項目出現延期投產、投資規(guī)模增加、能耗強度高于預期等問題。
　　
　　煤氣化技術是煤化工的龍頭，事關項目成敗，必須根據煤種和下游產品選擇煤氣化技術路線。投資企業(yè)需要根據當地煤種特點選擇煤氣化技術，才能保證項目“安穩(wěn)長滿優(yōu)”運行。如果項目所在地煤種不適合氣化，項目上馬的風險將加大。
　　
　　高耗水、高排放是煤制天然氣的特點，水資源約束和環(huán)境約束不能回避。從環(huán)境影響看，“量水而行”是煤制氣的基本要求，從此前一些示范項目運行情況看，每千立方米天然氣所需新鮮水消耗在7噸左右，一個40億立方米/年的項目每年耗水在2800萬噸。而煤炭資源豐富地區(qū)水資源相對短缺，國家能源局強調“嚴禁擠占生活用水、農業(yè)用水和生態(tài)用水，以及利用地下水發(fā)展煤制油（氣）”。
　　
　　從二氧化碳排放看，以采用魯奇碎煤加壓氣化工藝、年產能40億立方米煤制天然氣項目為例，每年消耗煤炭約2000萬噸，排放CO2約1700萬噸。在煤制天然氣項目開展過程中，必須重視二氧化碳的捕獲和收集，否則可能帶來資源輸入地碳排放減少，而資源輸出地排放大量增加的狀況，不利于減排。

    來源：21世紀經濟報道