煤制天然气（简称煤制气）是以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取合成天然气（Synthetic Natural Gas, SNG）。煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，既实现了清洁能源生产的新途径，优化了煤炭深加工产业结构，丰富了煤化工产品链，又具有能源利用率高的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向。来自能源网-中国能源报，更多精彩尽在www.cnenergy.org

　　全世界已投产的工业级煤制天然气装置较少，而受益于丰富的煤炭资源，中国的煤制天然气在规划产能层面规模列世界之最。随着天然气在环保及节能等方面的优势逐渐凸显，中国的天然气需求量迅速增长。城镇燃气、天然气汽车、发电及分布式能源等下游产业均有望在未来数年取得可观发展。而从供给面看，进口气源价格高企，页岩气技术瓶颈尚存，我们认为在重点地区适度、规模化发展煤制天然气项目是可行的，煤制天然气或将是液化石油天然气和常规天然气的重要替代和补充。

　　近年来，国内天然气的高速需求增长激发了各地投资建设煤制天然气项目的热情。不过，一直以来，国家对煤制天然气产业发展是持审慎支持态度。国务院2009年5月正式发布的《石化产业调整和振兴规划》，在关于稳步开展煤化工示范中提到：“重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等五类示范工程，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的新途径。”2011年国家“十二五”规划中也提及煤制天然气的重要性：“有序开展煤制天然气、煤制液体燃料和煤基多联产研发示范，稳步推进产业化发展。”但是，随着我国煤化工出现投资过热迹象，为了加强对煤制天然气产业的规范和引导，防止煤制天然气一涌而上盲目发展，促进煤制天然气行业健康发展，国家对煤制天然气等新型煤化工项目出台了一些限制政策。2010年6月18日，国家发展改革委出台了《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》（发改能源【2010】1205号）称，要求在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发展改革委统一核准。要求各级地方政府应加强项目管理，不得擅自核准或备案煤制天然气项目。2011年4月12日，国家发展改革委再次发布《关于规范煤化工产业有序发展的通知》》(发改产业【2011】635号)，明确规定包括年产20亿立方米及以下煤制天然气项目在内的新型煤化工项目将被禁止。2012年12月，国家能源局出台的《天然气发展“十二五”规划》明确提出，到2015年，要使“十一五”期间国家已核准的煤制天然气项目尽快达产达标，国内煤制天然气要达到约150亿至180亿立方米的规模，并开展煤制气项目升级示范，进一步提高技术水平和示范规模。这是煤制天然气首次被列入天然气发展规划。2013年9月10日，国务院发布《大气污染防治行动计划》（国发〔2013〕37号），确定了十项大气污染防治具体措施。《大气污染防治行动计划》明确提出,要加快调整能源结构,控制煤炭消费总量,加大天然气、煤制天然气、煤层气等清洁能源供应力度。按照计划,到2017年,煤炭占能源消费总量比重将降到65%以下,原煤入选率达到70%以上。关于煤制天然气，《大气污染防治行动计划》中是这样说的，“制定煤制天然气发展规划，在满足最严格的环保要求和保障水资源供应的前提下，加快煤制天然气产业化和规模化步伐。”不过，“最严格”和“保障”二字依然是基本前提。

　　目前中国天然气较为短缺，天然气对外依存度将上升至35%左右。《能源发展“十二五”规划》要求到2015年，天然气占一次能源消费比重提高到7.5%。而要改变能源消耗格局，利用煤炭资源相对丰富的特点发展煤制天然气产业，是缓解我国天然气供求矛盾的一条有效途径。从国家能源安全战略出发，缺口完全依赖进口将导致中国能源安全面临巨大的不确定性，发展煤制天然气是最为现实的途径之一。正是在这样的背景下，煤制天然气进入到国家战略规划中。目前，国家加大了对非常规天然气及替代天然气的需求力度，除页岩气开发力度加大外，煤制天然气在国家“十二五”战略中也被寄予厚望。2014年4月中旬，国家强制性标准《煤制天然气单位产品能源消耗限额》(GB 30179-2013)正式印刷出版，并将于2014年12月1日起实施，这意味着国内新建煤制天然气项目将在可控范围内出现新的发展。2014年4月23日，国务院转发《国家发展改革委<关于建立保障天然气稳定供应长效机制的若干意见>的通知》（国办发【2014】16号），指出，力争2020年天然气供应能力达到4200亿立方米，相比2013年的1676亿方成倍增加。其中为满足煤改气工程用气的新增需求达1120亿立方米。为保障天然气供应，有序推进煤制气示范项目建设。天然气需求的快速增长，将拉动煤制气、页岩气等非常规油气产业发展，相关设备企业最先受益市场扩容。

　　尽管如此，我们还是不能盲目乐观。事实上，自2010年国家批准建设大唐克旗、大唐阜新、内蒙古汇能、新疆庆华4个煤制气项目以来，国内累计已有60多个煤制气项目处于前期规划阶段。仅2013年国家发放了13个煤制天然气项目的“路条”。然而迄今实际投产的产能总计仅有约30亿立方米。据悉，多数企业因为煤制气示范项目表现出来的不确定性而选择谨慎观望。来自能源网-中国能源报，更多精彩尽在www.cnenergy.org

　　确实，目前我国煤制气产业面临诸多挑战，发展要慎重。第一，煤制天然气水资源大量浪费和环境污染的挑战。由于我国煤炭资源分布不均，目前我国拟建的煤制天然气项目大多分布在西部地区，而西部是我国几大水系的上游，煤制气生产过程中产生的污染尤其是水污染，将对下游用水产生潜在的威胁。要解决这些问题需要对产生的污染进行有效治理，这当然会增加企业的生成成本，同时要有有效的监管。但西部地区经济发展较晚，环境容量相对较大，相应的环境管理水平较低，对环境问题的认识水平相对不足，这无形中增大了这种环境风险。第二，煤制天然气项目产业链长，投资额度大。一个完整的煤制天然气产业链应该包括煤炭资源的开采、煤炭到煤制气工厂的运输、煤炭转化合成天然气、天然气管网输送等四个环节。煤炭开采、煤炭运输投资门槛相对较低，而煤制天然气工厂、长输天然气管网建设需要巨额投资。据估算，产能为40亿立方米的项目建设需要投资250亿-300亿元；如果再加上长输管道，投资会更大。第三，如何实现输送及开发目标客户是煤制天然气项目面临的难题。天然气的输送方式主要分为通过长距离管道运输、液化为LNG后运输及压缩为CNG运输等，其中管道运输为主要方式。我国天然气输送管网密度极低，天然气管道干线总长度约为4万公里。由于我国目前在建的煤制气项目集中分布煤炭资源丰富的内蒙古、新疆地区，对天然气需求最多的东部沿海地区距离气源地较远。长距离运输管道投资巨大，自建管道与终端市场对接或建立支线接入主管网取决于煤制气项目与目标市场的距离。现有的输送管网已经不能满足未来煤制天然气巨大的产能运输需求。从长期来看，现有管道的输气量不足以容纳未来的煤制气产能，需要铺设专门的输气线路。但管道建设的庞大投资也是不得不考虑的风险因素。第四，煤炭价格和天然气价格的变动也是煤制天然气项目面临的潜在风险。煤制气的经济性取决于煤炭和天然气价格。一方面，煤制天然气项目随着煤炭价格升高，原料成本在总成本中的占比也不断增加，煤炭价格是影响生产成本最敏感和关键的因素。在目前煤炭市场低迷、煤炭价格处于低估的情况下，煤制天然气有一定的经济效益，但未来一旦煤炭价格持续上升，煤制天然气的经济效益将面临巨大挑战。另一方面，目前看，虽然存在天然气调价的空间，但是也存在着调价的不确定性。一旦天然气价格下降，煤制天然气的收益就会降低。因此，虽然煤制天然气市场相对稳定，但受“两头”价格影响项目收益存在风险。根据测算，煤炭价格上涨10%，内部收益率降低0.62%；天然气价格降低10%，内部收益率降低2.78%，因此，煤制天然气的巨额投资本身充满了不确定性。

　　一面是煤制天然气产业的发展机遇逐渐清晰，一面是煤制天然气的环保性和经济性备受争议。那么，究竟该不该发展煤制天然气项目？笔者认为，可以搞。作为对燃煤发电能源利用方式的替代升级，煤制天然气的优越性不应该被忽视。发展煤制天然气并不会产生灾难性的污染，比起传统的火力发电、直接烧煤取暖产生的二氧化碳排放更低。从这个角度看，煤制天然气恰恰是一种更加清洁、环保的能源利用方式。但要注意以下几点：第一，在科学、有序、合理规划的基础上发展。规划是行动的纲领和指南，煤制天然气产业的成长和发展离不开长远的专项规划，必须先规划后开发，加强规划的科学性和指导性。煤制天然气的规划和布局必须在科学、有序、合理的基础上进行，必须在国家能源规划指导下统筹考虑、合理布局。可以预见，煤制天然气示范项目的运行情况将是未来政策走势的关键，示范项目的经济性、环保性、产业拉动等将为后续国家对于煤制天然气产业相关政策的制定提供重要的参考依据。第二，有效利用现有天然气管网，突破煤制天然气输送和终端用户开发的瓶颈。目前，煤制天然气的生产企业最大的困境仍然集中于管网分输和下游利用这个版块。2014年2月24日，国家能源局正式印发《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》（国能监管【2014】84号），强调现有管网在能力许可的情况下，要向其他市场主体公平开放。这一办法的出台，或对煤制天然气的管网并入问题提供了一些保障和支持。目前，我国的天然气管网主要集中在中国石油和中国石化手中，煤制天然气如能通过管道就近输入现有天然气管网，就能解决天然气输送和终端用户开发的难题。由于煤制天然气项目建设单位隶属于不同的行业，这就需要在国家层面上统一协调。第三，控制和降低生产成本，提高煤制天然气产品的竞争优势。煤制天然气的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。褐煤发热量低、粉尘多、二氧化碳排放高，历来被视为低质煤。在资源越来越短缺的背景下，不开采可惜，开采出来直接燃烧又污染太大，这反过来导致煤制天然气的成本过高。因此需要就近建设煤制天然气项目，改进工艺生产流程，控制生产成本，提高天然气产品的附加值，在能源市场上体现价格竞争优势。还有就是，煤制天然气项目要想具备持续的盈利能力，关键是做深做长产业链，实现煤制天然气副产品的综合化利用。第四，积极推进具有自主知识产权的国产核心技术。煤制天然气技术可以追溯到上个世纪七八十年代，目前其核心技术—合成气完全甲烷化技术主要被英国的DAVY公司和丹麦的TOPSOE公司所垄断。但令人遗憾的是，“十一五”期间获批的4个煤制气项目，全部采用国外技术。在2013年已获准的13个项目中，绝大部分也采用国外技术。就煤制气技术来说，国内技术并不比国外技术差。有关部门应当采取措施，打破国外煤制天然气技术垄断，推进国产技术的大规模应用，避免我国成为国外煤制天然气技术的试验场。先进的技术可以将煤制气的污染降到最低。支付要鼓励国内大型能源企业承担关键技术的研发与示范，探索新型绿色、低碳、高效现代煤化工发展道路，才能有效减少煤制气污染物的排放。企业作为煤制天然气技术研发和产业化发展的主体，应在经济可行的前提下，尽量采用先进可靠、能耗最低、节水型绿色工艺和技术，坚持升级发展，从而探索更加低碳和高效的煤炭清洁转化途径。

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　　（作者为中国能源经济研究院首席研究员，教授）