石化
據中國能源報報道，2009年7月4日，中國海洋石油總公司總經理傅成玉出席全球智庫峰會分論壇“可持續發展與宏觀經濟政策——中國能源環境高峰論壇”時表示，中海油已經選定了兩個煤制天然氣大項目，未來五年會形成年產100億立方米的生產能力。
如果我們細數一下，會發現目前國內規劃的煤制天然氣項目已經有近10個，合計產能約為200億立方米/年，任何一個項目投資均超過百億元。為什么眾多企業會如此關注煤制天然氣，耗巨資投資煤制天然氣？煤制天然氣究竟會帶來多大的效益，使得這些企業趨之若鶩？
業界有些人對煤制天然氣的發展前景充滿信心，也有些人對此表示了疑義。曾經被企業熱捧的煤制甲醇“遇冷”，煤制油項目被叫停，那么如今被視為煤化工產業新寵兒的煤制天然氣，會不會面臨與煤制甲醇和煤制油同樣的命運呢？
企業為何競相投資煤制天然氣
煤制天然氣何以這么大的魅力，吸引國內這些能源企業競相投資？宏觀上看，一定程度上有國家政策的鼓勵。對企業而言，則是想利用我國豐富的煤炭資源和相對成熟的煤制氣技術，獲取豐厚的利潤�！�
國家政策鼓勵科學發展煤化工產業
國家政策鼓勵科學發展的煤化工產業健康發展，是煤制天然氣得以發展的首要因素�！笆晃濉币巹澮约拔鞑看箝_發規劃中，關于西部地區產業發展布局部分，均強調“支持資源優勢轉化為產業優勢，大力發展特色產業，加強清潔能源、優勢礦產資源開發及加工”；國家發改委1350號文件“關于加強煤化工項目建設管理促進產業健康發展的通知”中明確“在有條件的地區適當加快以石油替代產品為重點的煤化工產業的發展；按照上下游一體化發展思路，建設規模化煤化工產業基地”；同時還指出，“民用燃料和油品市場為導向，支持有條件的地區，建設大型化工項目”。
國家《“十一五”十大重點節能工程實施意見》和《能源發展“十一五”規劃》中，也都強調“以煤炭氣化替代燃料油和原料油；在煤炭和電力資源可靠的地區，適度發展煤化工替代石油化工”。更讓投資者欣喜的是，今年5月，國家出臺的《石化產業調整和振興規劃》明確地將煤制天然氣列為煤化工的五類示范工程之一，并強調要重點抓好現有的示范工程，探索煤炭高效清潔轉化和石化原料多元化發展的新途徑。大唐發電的內蒙古克什克騰旗和遼寧阜新以及內蒙古匯能煤化工有限公司的鄂爾多斯三個項目，一開始就被列入了國家石化調整和振興規劃。
天然氣需求量增大是驅動力
國內天然氣市場的巨大需求是煤制天然氣成為煤化工領域投資熱點的重要驅動力。隨著我國城市化進程的加快和環境保護力度的增強，天然氣消費結構逐漸由化工和工業燃料為主向城市燃氣轉變。伴隨“西氣東輸”、“川氣東運”等工程的建成、海上天然氣登陸和沿海地區LNG進口，天然氣工業進入快速發展時期，消費市場迅速成長。
同時，我國資源的特點是相對富煤、缺油、少氣，探明的天然氣儲量只占不到世界總量的1%。中央財經大學中國發展和改革研究院副院長張安華說：“將部分煤炭轉化成天然氣加以利用是我國的一項重要戰略選擇。尤其是將一些低熱值褐煤、禁采的高硫煤或地處偏遠地區運輸成本高的煤炭資源就地轉化出天然氣加以利用，是一個很好的煤炭利用途徑。內蒙古等地出產的褐煤，發熱量低、粉塵多、二氧化碳排放高，作為動力煤使用性價比不高，但卻適合氣化，是煤制天然氣的優良原料�！�
數據顯示，2000～2008年，我國天然氣消費量年均增長16.2％。預計2010年需求量將達到1000億～1100億立方米，而同期的天然氣產量只能達到900億～950億立方米；預計2020年的需求量將達到2000億立方米，而同期的天然氣產量只能達到1400億～1600億立方米，為緩解這種供求矛盾，除了要立足于國內現有資源外，還必須多渠道多方式擴大資源供給，這就為煤制天然氣提供了一定的市場空間。張安華說：“我國煤制氣的發展前景向好，發展空間較大。國際上天然氣在一次能源消費中的比例已達到25%，而我國2008年天然氣占一次能源消費比例只有3.2%。隨著我國節能減排工作的不斷深入和城市化進程的不斷發展，燃氣領域的發展空間將越來越大�！�
國內天然氣價格有大幅上升空間
目前，國內天然氣價格偏低，有較大上漲空間，這可能是能源企業熱衷煤制天然氣項目的最大誘惑。國際天然氣價格受油價波動影響，進口天然氣的價格要比國內價格高得多。據測算，中亞天然氣進口到國內首站霍爾果斯的價格每立方米2元以上，再加上管線運輸費，到達城市門站的價格至少要每立方米3元以上，這一價格已遠高于目前西氣東輸一線到達各城市門站的價格(一線到達最遠上海市場的價格為1.31元/立方米)。
另外，以同等熱值計算，天然氣目前價格均低于油、電、液化氣的價格，價格與價值不相符。以北京為例，目前民用天然氣價格2.05元/立方米，液化石油氣以73-75元一瓶計算，與一升燃氣同等熱值液化石油氣價格為3.2-3.4元。有人做過這樣一個估算，國際油價在40美元／桶時，按同等熱值計算，我國天然氣出廠價相當于國際原油價格的51%。2008年國內天然氣(LNG)平均出廠價只有0.93元/立方米，折合原油價格相當于21美元/桶，僅為原油現價的18%。
就天然氣本身的價格來看，企業獲利不菲。仍以北京為例，目前北京天然氣出廠價大約為0.8元/立方米，西氣東輸管線到達北京價格為1.28元/立方米，而北京目前居民城市燃氣價格為2.05元/立方米，其中價差為0.77元/立方米。國家發改委也在2007年明確提出要用兩到三年時間，逐步提高天然氣價格。去年，深圳、上海等城市已開始上調天然氣價格。
煤炭儲量可滿足生產需求
煤炭科學研究總院北京煤化工研究分院研究員、著名煤氣化專家陳家仁對記者說：“就目前我國煤炭資源的儲量來說，合理開發和利用煤炭，開展煤制天然氣項目是可行的�！辟Y料顯示，我國煤炭總資源量為10405億噸，經濟可采儲量為1817億噸，煤炭在總的能源結構中占65％～70％。陳家仁告訴記者：“鄂爾多斯盆地和新疆的準格爾、吐哈煤田約占我國煤炭總儲量的70%，剛剛開始開發利用。這兩塊煤田的遠景儲量都號稱有近2萬億噸，近年來我國每年的煤產量在23億噸左右，如果科學利用煤炭，可以保證我們用上好多年�！标惣胰收f：“內蒙古、新疆等地區煤炭資源豐富，但運輸成本高，將富煤地區的煤炭就地轉化成天然氣，將成為繼煤發電、煤制油、煤制烯烴之后的又一重要戰略選擇，還可以帶動當地經濟發展�！�
技術上基本成熟
“國內煤制天然氣的技術不存在什么大問題，大部分技術已實現國產化�！痹げ康诙O計院工程設計師李大尚告訴記者。在技術裝備上，甲烷化裝置僅引進高壓蒸汽過熱器、循環氣壓縮機等個別設備，其余大部分為國產化設備。陳家仁對記者說：“目前，在煤制天然氣項目中，主要采用魯奇氣化爐法，除了甲烷化采用國外先進技術外，其他部分基本為國產化技術，國產與引進相結合，保證項目技術的成熟性，具有一定的競爭力�！泵褐铺烊粴庠诩夹g上沒有什么大的障礙，這就降低了企業介入的門檻。
目前，與發電、煤制油、煤制甲醇和二甲醚等煤資源轉化的能源產品，煤轉化為天然氣的能源利用效率最高，可達60%左右，其單位熱值水耗卻是其中最低的，為0.18～0.23噸/吉焦。現在煤制甲醇市場一蹶不振，煤制油項目又被國家發改委叫停，煤制天然氣自然受到能源企業的青睞。
發展煤制天然氣
要過幾道坎
從市場前景和我國煤炭現有儲量來看，煤制天然氣有著廣闊的發展前景。但是，煤制天然氣畢竟是一種煤化工項目，在實際運行過程中，必須要邁過原料價格、水資源、節能減排、運輸這幾道坎。
煤炭價格是關鍵
“花巨資投入煤制天然氣項目，對企業來說更多的是看好它的利潤空間和市場前景，但作為煤制天然氣原料的煤炭價格以及天然氣的價格，對煤制天然氣的價格起著決定性作用。”廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強對記者說。我國的煤炭價格不會一直保持現有水平，仍有上漲的空間，天然氣的價格也將隨國際市場的波動而不斷發生變化，雖然煤制天然氣技術上沒有問題，但是生產成本與煤價高低息息相關。劣質煤的成本雖然較低，但含碳低，轉化率也低，經濟效益不會太高。國內的煤制天然氣項目主要位于內蒙古和新疆等環境脆弱的地區，煤化工對環境承載能力的要求可能是一大筆看不見的“成本”。
運輸管道是難題
李大尚對記者說：“煤制天然氣屬新興產業，發展前景很好，但與傳統天然氣的開發和利用相比，生產出來的合成天然氣如何輸送至目標地區，是當前煤制天然氣產業面臨的重要瓶頸之一。”從各種運輸方式的經濟性考慮，密閉的管道無疑是運輸煤制天然氣的首選，有些項目需配套建設數百公里甚至上千公里的輸送管線，投資龐大，風險甚高。而且目前國內的天然氣運輸管道主要是被中石油和中石化兩大油企所壟斷，兩大巨頭是否允許其他企業并入管網，并入以后如何收費，無形之中會增加煤制天然氣的風險，削減利潤空間。
節能減排是硬杠
煤制天然氣在生產的過程中會產生一些廢物，比如二氧化碳、硫化物等以及一些含酚的廢水，如果處理不當，會對環境造成很大污染。
業內一位不愿具名的資深專家告訴記者，煤轉化為天然氣技術上沒有問題，美國大平原廠就是利用高含水（30％）褐煤生產，已經運行20年，生產出的氣體中甲烷含量比較高，但是含酚廢水的處理比較難，目前在國內是一個瓶頸問題。美國大平原廠很多年不賺錢，只是近年來石油價格上漲加上又生產其他附加產品才逐漸好轉。
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（莉莉）