2004年西气东输一线工程正式投产，拉开了我国全面应用天然气的大幕，消费量年均增速超过16%。但是，由于受三期叠加(增长速度换档期，结构调整阵痛期，前期刺激政策消化期)、经济低迷，以及天然气和替代能源价格关系未理顺等多种因素影响，2014年我国开始出现天然气消费增速放缓和供应能力过剩的局面;而且天然气价格随国际油价来了个完美的“三级跳”，2015年国家发改委连续两次发文大幅下调省级门站非居民用天然气价格，完全吞噬了2010年以来“小步快跑”的涨价成果，目前我国东部地区的省级门站价格基本都在2元/方，真是“辛辛苦苦好几年，一夜回到解放前”。那么又一个三种因素叠加来了：天然气阶段性过剩+低气价+企业现金流困难，在这种形势下，耗资巨大且充满争议的煤制天然气(简称煤制气)产业该何去何从呢?且看煤制气“服务”行业资深菜鸟(煤制气配套管道及市场开发)给你慢慢分解。

一、煤制气行业知识小科普

1、煤制气是个什么东东?

煤制气=煤层气?答案是：NO;煤制气=人工煤气?答案是：NO。

①煤层气，指储存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，俗称“瓦斯”。

②煤气，指以煤为原料加工制得的含有可燃组分的气体，甲烷含量较低(根据气化技术不同，从几百个ppm到百分之十几不等)，另外含有大量的CO、H2，安全性和环保性均较差。

③煤制气，指煤经过气化产生合成气(煤气)，再经过甲烷化装置：煤气中的H2和 CO(CO2)反应生成甲烷CH4，生产代用天然气(SNG)。煤制气甲烷含量比较高，在95%以上。一般来说，根据气化技术和气化煤质不同，生产1立方米煤制天然气约耗2.4～2.9千克原料煤。

2、揭秘煤制气项目经济评价“冰山一角”

根据目前煤制气行业的发展、市场水平，以及所选技术的不同，40亿方煤制气项目总投资额一般在190240亿元之间。经济性据初步测算(3种方案气价、煤价均为含税价)：

② 当气价为1.6元/方，煤价在220元/吨以下时，项目具有较好的经济性。

②当气价为1.8元/方，煤价在300元/吨以下时，项目具有较好的经济性

③当气价为2.0元/方，煤价在400元/吨以下时，项目具有较好的经济性。

需要指出的是，目前蒙西地区5000大卡动力煤价格约为220元/吨，国家级干线管道合理运输价格约0.2元/方千公里，蒙晋地区的煤制气到达环渤海地区的价格基本可低于门站价格。另据7月份海关数据测算2016年上半年(1～6月)：进口管道气到岸均价为1.35元/方(不含税到国门价)，再加上管输价格0.8～1.0元/方，到东部省级门站基本是亏损且没有竞争力的;进口LNG到岸均价为1.67元/方(不含税到岸价)，如果加上仓储、气化和管输约0.3～0.5元/方，处于盈亏平衡且竞争力也不明显。

由此看来，在蒙晋地区等距离天然气终端市场较近的地区建设煤制气项目是有一定经济效益的，竞争力是大于进口气的。也就是说“进口气亏钱的时候，煤制气少赚点或不亏就行;大家都赚钱的时候，煤制气再多赚点”行不行?

3、煤制气产业方向优势

1)煤制气热值和洁净度高于人工煤气、煤层气，甚至高于中亚气和陕气。

2)煤制气具有调峰优势，一般常规油气田不具备调峰能力，最多±10%，峰谷比为1.22;而煤制气装置淡季可以开到75%负荷，安排检修或转产其他产品，冬季开到110%的负荷，峰谷比为1.46。

3)煤制气具有生产周期长的特点。煤制气项目配套煤矿生产周期长达70年，也就是说，煤制气项目通过设备更新和维护也可以实现70年的生产年限，远远高于常规气田20～30年的生产年限。

4)煤制气供应的安全性和稳定性高于进口气。众所周知，进口气受制于国际关系、地缘政治、恐怖主义活动、海盗、港口管制、气象以及海况等多种因素的影响，导致安全性和稳定性不高。先不说俄罗斯和乌克兰的“天然气战争”，就说2015～2016年采暖季，受制于海况和天气影响，中石油唐山曹妃甸LNG接收站(很多接收站一样发生过)曾发生过这样的事：一边是极寒天气导致限制用气亟须补充天然气的局面;另一边的复杂局面是：因为“雾霾君”来了，LNG运输船只能趴在海上远距离欣赏城市的“朦胧美”，好不容易来了场大风把“雾霾君”打跑了，结果因为风大，LNG运输船仍只能在海上打转(靠不了岸还得花费不菲的租船费)。

5)煤制气与其他煤化工方向相比拥有的优势。现代煤化工有多种方向，例如煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制合成氨、煤制芳烃、煤制二甲醚等等。

与其他煤化工相比，煤制气方向能源转化效率最高，大约56%~60%。不是因为技术有多先进，而是因为煤制气流程相对较短，能量和物质损失就少。

单位耗水较低。一吨煤制油耗水大概10多吨，而1000方煤制气耗水低于5吨。

二、资深菜鸟与业界大虾就煤制气进行“华山论剑”

现在煤制气遇到“危机”了，从业者都戏称自己搞得“没志气”，看到有人不明就里的幸灾乐祸，因此本资深菜鸟决定出山，并用尽洪荒之力来与各位业界大虾们过过招，来一场“华山论剑”。

1、某集团煤制气项目是不成功的?

一谈起煤制气，很多所谓“专家”言必称某集团，认为某集团做得很“失败”，所以煤制气没前途，真是只知其一、不知其二。某集团不能代表整个煤制气行业对不对?至少还有个新疆庆华和内蒙汇能煤制气项目比他做得好有木有?某集团煤制气项目不成功的原因主要有三点：

(1)某集团做煤化工属于跨界，缺少人才和专业管理，跨度太大“一不小心掉沟里”了，但是我们要允许人家交学费;

(2)该项目投资超预算情况非常严重;

(3)该项目要从两三百公里外的地方运煤，而且运的是含水高达20%～30%的褐煤，可想而知其成本多高。

而现在规划的煤制气项目，大多厂址据煤矿3～5公里，靠传送带运输，十分经济、便利。所以某集团的学费也没有白交，可供未来新建的煤制气项目借鉴经验、吸取教训。

2、煤制气项目投资大且缺乏经济性?

这确实是个问题，但是经过上述分析，即使是处于天然气价格低迷时期，煤制气项目经济性还是有的。另外，既然那么多企业愿意做煤制气项目，说明还是有利润或者长远是前景看好的。而且也不是完全没有办法解决，比如，煤矿和煤制气项目捆绑(股东股比均相同)，长期低价供煤，让煤矿保持微利，把利润实现在煤制气销售环节。关于投资大和经济性的问题，相信企业会算好这本帐且会平衡好的，除非是不讲条件的政治任务，所以这不应该成为业界反对发展煤制气的一个理由。

3、煤制气项目环保问题N多?

大虾们提的环保问题无非是：高污染、高耗水、大量排放CO2并没有实现减排等问题。“解惑”如下：

(1)高污染的问题，不是事实。今年上半年，中海油大同、北控鄂尔多斯以及苏新能源和丰有限公司新疆3个40亿标准立方米/年煤制天然项目环评陆续获得环保部批复。这说明煤制气项目环保问题从设备、从工艺、从理论上是可以达标的，是没有问题的;下一步重点是做好已批复项目的环保设施“三同时”监管。各位大虾，环保部那么多专家都审过了，那么高污染的问题应该不存在了，相信他们不敢滥用权利，因为我国已经实行“环保责任终身负责制”了。大虾们，不要再拿着卖白菜的钱去操卖白粉的心了好不好?

(2)高耗水的问题是事实。鉴于水资源的宝贵和有限性，要按地区的水资源分布统筹考虑煤制气项目布局。每个地方的水指标都是有限的，水对于发展工业又是必须的，政府不会乱发指标好不好?

(3)大量排放CO2是事实，但“没有实现减排”却是个伪命题。煤制气项目虽然大量排放CO2，但是一方面排放在地广人稀的西北地区;另一方面排放的CO2浓度和压力都很高，为后续研究利用创造了便利条件，例如，驱油驱气、制碱、制干冰等等，甚至最近报道德国科思创公司(Covestro)已经利用CO2实现了工业化生产塑料，国内也已经研究出可以用CO2生产甲醇。关于减排的问题，CO2排放总量确实没变，但是可以肯定地说煤制气实现了减排，原因在于，一方面煤炭燃烧产生的SOx很多，但是通过煤制气净化环节，已经变废为宝，硫几乎全部回收;另一方面，煤制成天然气以后，实现了煤从地下走，降低了运费和能耗，更重要的是，燃气锅炉可以达到96%的燃烧效率，而一般的燃煤锅炉效率70%~80%，因此，获取同样单位的热量，使用天然气消耗的就更少，相当于实现了减排。所谓“不知者不罪”，今后请转变认识，好不好?

4、煤制气如用来发电，不如直接在坑口燃煤发电?

简单地比较可以得出煤制气发电就不如直接在坑口建煤电合适。但是看完以下几点，大虾们还坚持你们的观点吗?

(1)远距离输电一般有10%的损失，而输气几乎没有损耗。

(2)考虑到煤制气市场落实需要和保证项目经济性的问题，煤制气输到终端一部分用来供发电或者热电联产用户是必要的，但大部分用来替代燃煤锅炉或者散煤燃烧，这有利于人口聚集区的环境改善。

(3)煤制天然气输送到终端可以进行热电联产，而在坑口建电厂，余热就浪费掉了。大城市的清洁采暖或者热电联产应该首选天然气(含煤制气)，而煤炭热电联产SOx和NOx排放即使能做到宣传的像天然气一样的标准，但是，粉尘的问题呢?还有运煤和储煤环节呢?要知道，粉尘才是引起雾霾的“元凶”。

三、煤制气路在何方

2015年我国天然气表观消费量达到1932×108亿方，总体规模已居世界第三位，未来发展空间仍然十分广阔。业内预计，2030年我国天然气消费量有望达到5000亿方规模，但是，国产常规气和非常规气增长潜力有限。我国石油对外依存度已经接近6成，天然气现在3成、长期看将达到5成，为能源安全计，不发展点煤制气和相关技术储备行吗?

考虑到：

(1)我国资源禀赋：富煤、缺油、少气，因此，煤炭除了发电之外，发展煤制气是优先方向，这也是确保我国能源安全的重要技术储备;

(2)发展煤制气有利于增强我国对进口气的议价能力;

(3)老少边穷地区(如山西、内蒙及新疆)的发展高度依赖煤炭，单纯的输出原煤不利于当地经济发展，因此要走煤炭深加工路线，而煤制气则是优先选项;

(4)任何单独气源的保供和调峰能力都十分有限，解决保供和调峰问题的最佳途径就是气源多元化，亟须在常规气和进口气之外，补充新的气源。

综合上述因素，结合国家对煤制气产业“升级示范”的定调，向我国煤制气产业的发展献计：不能不搞，不宜多搞，禁止乱搞。煤制气可以适当发展一些，仅当项目具备技术创新带来煤炭转化效率的提升、能耗的降低或者环保技术的革新，才批准进行升级示范;但升级示范项目不宜遍地开花，全国布局6～8个即可。

来源：南方能源观察  作者：中海石油气电集团有限责任公司贸易分公司  燕群