煤制气：看煤价吃饭的尴尬

　　大唐集团煤化工资产打包易主的消息之后，煤制天然气再次引起关注。

　　大唐是目前五大电力集团中，煤化工业务做得最早、规模最大的一家。大唐内蒙古克旗煤制气去年已经给北京供应天然气。

　　但作为少数几家投产的煤制气项目之一，大唐的煤制气也遇到麻烦，在煤种和污染方面为外界诟病。大唐之外，各个领域的企业都在规划煤制气项目，以在国内快速增长的天然气消费中获益。

　　不过，煤制气对水资源的需求量大，煤炭资源丰富的西北地区是煤制气项目集中地，是否大规模发展煤制气一直存在分歧。

　　环境之外，煤制气的经济性也一直存在争议。到底在什么情况下赚钱，综合考虑煤制气是否能维持运行？这些也并不统一。

　　煤制气大跃进

　　曾几何时，煤制气并不受鼓励。作为高耗能、高污染、高耗水的“三高”产业，2012年前煤制气是国家限制发展的对象。

　　2009年《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知》提出，“由于传统煤化工重复建设严重，产能过剩，要遏制传统煤化工盲目发展，原则上三年内不再安排新的现代煤化工试点项目。”煤制气审批就此收紧。

　　2010年6月，国家发改委在《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》中也指出，煤制天然气及配套项目由国家发改委统一核准，地方政府不得擅自核准或备案。

　　2012年到2013年，对于煤制气的态度开始转变。措辞从限制、遏制转变成谨慎发展，随后又出现有序发展的提法。

　　2013年的《大气污染防治行动计划》提出谨慎发展，同时要求满足最严格的环保要求和保障水资源供应。2014年国家能源局的《2014年能源工作指导意见》称，“提高天然气供气保障能力，推进煤制气产业科学有序发展。”

　　在2012年到2013年之间，因为中石化新粤浙煤制气管道的筹划建设，在新疆已经集聚了规模可观的煤制气项目，等着给管道供气。加之新疆差别化的产业政策，新疆的煤制气彼时就很火热。

　　随着煤炭价格从2012年开始逐步下滑，煤制气的经济性开始显现。2011年前，煤炭价格高企，根据国家应对气候变化战略研究和国际合作中心的研究，彼时煤制天然气的成本在每立方米2元左右，与国内天然气价格持平，煤制气生产几乎无利可图。之后，煤炭价格下跌，天然气价格上升，煤制气的价格优势增强。

　　去年以来，大唐集团内蒙古克旗和庆华集团新疆伊犁煤制气示范项目投产。煤制气进入发展快车道，公开资料统计显示，全国目前共有不同阶段煤制气项目50个，其中在建项目5个，正在做前期工作的项目16个，计划中的项目18个，另有2013年以来新签约的11个项目。

　　截至2014年6月，全国煤制气项目总计计划产能达到2250亿立方米/年。已投产产能仅27.05亿立方米/年，建设中产能143.95亿立方米，前期工作项目产能662亿立方米，计划中项目产能637亿立方米。

　　2013年全年国内天然气表观消费量为1676亿立方米，而目前煤制气产业计划的规模是消费量的1.34倍。计划项目的产能规模，还相当于能源局“十三五”末煤制气产量目标500亿立方的4.5倍。

　　煤制气主要分布在西北的新疆、内蒙古。新疆总计产能992亿立方米，内蒙古产能1076亿立方米。煤制气作为西北地区的大项目，不断受到重视。

　　环境约束难解

　　在国家气候中心主任李俊峰看来，这些计划中的项目大多数压根不会建设。

　　李俊峰还认为，煤制气是合成气的一种，与天然的天然气并不相同，现在用煤制天然气有个说法：煤制天然气“就像整过容的美女”。

　　煤制气面临的环境问题主要有两个，分别是水资源和温室气体排放。中国目前的煤制气项目72%分布在西北地区，西北地区一向缺水。

　　最终没有正式公布的《煤炭深加工产业发展政策（征求意见稿）》提及，煤制天然气新鲜水耗应低于6.9吨/千立方米。

　　有业内人士对记者称，这一政策最终没有下发，一般的煤制气项目耗水量高于这一标准，但同时煤制气项目会有水循环利用的装置，并不能一概而论。

　　如果按照政策要求的耗水量高限计算，新疆地区规划的煤制气项目投产后，一年将消耗水资源6.8亿立方米，内蒙古西部地区将消耗水资源4.1亿立方米，蒙东地区3.31亿立方米。

　　根据《中共中央国务院关于加快水利改革发展的决定》，对各省市制定了明确的用水总量、用水效率等控制目标。新疆2013年的用水总量已经超过2015年的目标100多亿立方米。内蒙古煤制气也面临水资源难题。

　　碳排放更是惊人。石油和化学工业规划院的研究计算出，煤制气生产环节每千立方米煤制气排放4.83吨二氧化碳。目前已经获得“路条”及在建的煤制气项目产能833亿立方米，假设在2020年建成，投产后每年将排放4.02亿吨二氧化碳。与美国承诺的2020年前二氧化碳减排目标3.96亿吨相当。

　　当然，国家也要求在煤制气工厂应用排放的二氧化碳驱油及封存试验示范。但由于价格高昂，碳捕捉、封存和利用（CCUS）的煤制气项目并不多。

　　上述业内人士对记者称，总体而言煤制气可算是过渡能源，在目前煤炭与天然气价格和环境监管较为宽松的西部上马煤制气项目，还可以赚钱，如果按照严格的环境标准，则未必经济可行，至于水资源，企业肯定会考虑，没水也不会上马项目。

　　煤制气经济性如何

　　经济性是企业考虑项目的主要因素。不过对于煤制气的经济性，各方说法莫衷一是。

　　国家气候中心的研究团队，以天然气价格3元/立方米，煤炭成本500元/吨、居民用电0.56元/度，柴汽油价格为8元/升，对用户端的经济性进行比较。

　　研究得出的结论认为，使用煤制天然气发电，其上网电价水平与常规天然气发电持平，是燃煤发电平均价格的2.5倍，用煤制气供热及替代家庭炊事，都不合算，只有用煤制天然气替代车用燃料，价格是汽油柴油的一半。

　　不过，据记者比较分析，煤炭价格下跌后，西部地区的煤价远低于500元/吨的水平，这个假设并不成立。从事煤化工投资的一位人士对记者称，新疆的煤制气成本基本在1.2~1.4元/立方米，在现行天然气价格下，经济性不成问题，无论替代什么都可行。

　　内蒙古的煤炭坑口价也比较低，低于500元的水平。所以上述计算并不能说明所有煤制气项目的处境。

目前煤制气普遍以补充天然气供需缺口为目标，中国和亚洲的天然气价格挂钩油价，东亚地区天然气价格远高于北美和欧洲。如果油价下跌，会引起连锁反应，反过来对煤制气项目造成压力。

　　不过上述业内人士对记者称，油价和气价的下跌不好预测，从国内天然气的发展势头看，短期内迅速增长的需求无法得到满足，这是煤制气的空间，具体企业也会根据供需和价格变化作出调整，未来油气价格下跌的假设，理由并不充分。

　　即使有门槛和不确定性，煤制气的项目还在持续增加，当然动工的并不多，更多的都是在默默地先圈资源再观望时机。