煤制天然气前行路上挑战重重
□ 中国化工信息中心 桑建新
一、大气污染与天然气需求给煤制天然气带来生机
近年来我国煤化工产业取得举世瞩目的突破，煤制烯烃、煤制油、煤制气、煤制乙二醇等相继实现产业化生产。环保部至今已批复4个煤制气项目，包括辽宁大唐阜新、内蒙古大唐克旗、内蒙古汇能和新疆庆华，共计151亿立方米。其中大唐克旗、内蒙古汇能和新疆庆华3个项目一期建成，建成产能31亿立方米，大唐阜新项目停建，详见表1。
在大气污染与天然气需求增长的双重压力下，一度停滞的煤制天然气项目审批在2013年有所松动。国家发改委指出，解决大气污染特别是雾霾严重的问题，关键是“压煤、上气、控车、监管”。“压煤、上气”被认为是煤制天然气的方向所在。煤制天然气项目由于技术流程短等优势成为实业青睐的领域之一。神华、华能、中电投、大唐、新奥、中石化、新汶等大型煤炭、发电企业，以及中石化、中海油等石化企业看好并拟进入煤制天然气行业。截至2014年底，除首批获准开工的4个煤制气项目外，已获得开展前期工作“路条”的共有17个项目，合计产能898亿立方米，一期产能526亿立方米。
目前，获得“路条”的山东能源新矿集团伊犁新天煤化工公司20亿立方米煤制天然气项目主要工艺设备已安装到位，正进入最后的收尾阶段，预计2015年产气；中国电力投资集团在新疆霍城和内蒙古汇能在鄂尔多斯的2个20亿立方米项目、国电在内蒙兴安盟的40亿立方米项目正抓紧建设，预计2016年一期投产。
表1 国内已核准煤制天然气示范项目统计 亿立方米
项目名称 建设地点 建设规模 备注
大唐克旗煤制气项目 内蒙古赤峰克什克腾旗 40 一期13.5亿立方米建成，
二期、三期在建
内蒙古汇能公司煤制气项目 内蒙古鄂尔多斯 16 一期4亿立方米建成，
二期在建
大唐阜新煤制气项目 辽宁阜新 40 停建
新疆庆华煤制气项目 新疆伊犁 55 一期13.5亿立方米建成，
二期在建
合计 151 建成31亿立方米
二、诸多压力和挑战不容忽视
煤制气曾经被认为是一种技术成熟、工艺流程短的现代煤化工技术而广受推崇。但示范项目的建设和运行却暴露出很多问题，当前又面临国际油价跌跌不休等问题，我国煤制天然气正面临多方面的挑战。
1国家政策收紧
预测2020年前国家将收紧现代煤化工政策。煤制气国家最初计划到2020年发展到600亿立方米规模，而最新消息表明，2020年前政府将只允许已获核准的4个项目继续开展示范，产能规模限定在151亿立方米。这意味着，已获得政府“路条”以及计划中的项目将大部分被搁置。
2投资巨大，建设周期长
煤制气项目投资很大，存在资金链中断的隐患。以大唐克旗项目为例，其一期13.5亿立方米总投资达313亿元，这与总投资10亿元的50亿立方米天然气项目相比显得过于庞大，
煤制气项目不仅投资大，建设周期也较长，约4年左右。如大唐克旗一期13.5亿立方米2011年5月开工建设，2014年全部建成投产；内蒙古庆华集团新疆伊犁的煤制气一期13.5亿立方米于2009年7月开工建设，2013年6月建成。
3天然气管输“卡脖”
我国煤制天然气的市场很明确，主要在东部地区。而目前我国大规模建设的煤制天然气项目主要布局在新疆、内蒙古和山西等西部地区。显而易见，需要把天然气管道输送到目标市场，必须做好管网规划与建设。如大唐克旗煤制天然气示范项目一期13.5亿立方米工程，于2012年9月通过大负荷试验，随时可以投入生产，但由于项目靠近北京段的输气管网因种种原因迟迟没有修通，成为“卡脖子工程”，导致整个装置迟迟不能投产。
4调峰项目滞后
煤天然气和其他煤化工产品不同，具有需要调峰的特点。主要是因为天然气和水、电一样，有高峰使用时段和低谷使用时段之分，通常冬天由于取暖天然气使用量能达到夏季的几倍，而一天中，白天的用气量通常比夜晚要高。如果天然气使用高峰与低谷相差过大，会造成存储和运输等一系列问题。调峰的意义在于保证用气高峰时的管道压力。
因此，调峰工程是保证煤制天然气项目稳定生产和项目经济性的重要组成部分。但目前一个普遍现象是，企业在考虑项目时，往往没把调峰和主体装置一并考虑，使调峰成为煤制气项目另一个“卡脖子工程”。随着国内建成和在建煤制天然气项目越来越多，调峰问题将更加突出。
5因大量耗煤而角色尴尬
煤制气是耗煤大户。我国已核准的4个煤制天然气示范项目平均每千立方米天然气耗煤量3.13吨，一个年产40亿立方米的煤制气项目，年耗煤量超过1250万吨，如按2020年煤制天然气产能200亿立方米计，则需耗煤0.63亿吨。如果在建及规划的项目全部建成，年耗煤总量将超过10亿吨。这与政府的控煤行动计划存在矛盾。
煤制气一方面可提供清洁能源天然气，无疑可为大气污染防治做出贡献，但煤制气项目在生产过程中二氧化碳的排放量也不低。已核准的4个煤制天然气示范项目每千立方米天然气平均二氧化碳排放量为4.35吨。有专家表示，以一个年产40亿立方米的煤制天然气项目为例，尽管因为用煤制天然气替代煤炭而减少了约738万吨的温室气体排放，但从全生命周期的角度计算，总计将会净增加约377万吨的温室气体排放。煤制气到底是功大于过、功过相抵、还是功不抵过？一时难以清楚，因而在这一点上也饱受公众诟病。煤制气项目的关键在于是否可以不把“煤炭使用末端环节的环境污染转移到煤制天然气的生产环节”、“不把东部的污染转移到西部”。
6水资源制约
我国煤炭资源和水资源逆向分布，煤炭资源丰富的地区水资源缺乏。因此煤化工行业不得不面临一些随之而来的问题，如水资源和碳排放等问题带来的成本增加和社会舆论压力。煤制天然气产品新鲜水单耗在6.5～8.5吨/千立方米，依此计算一个40亿立方米的项目年需新鲜水量为2000万～3000万吨。
7盈利受煤价和气价双重制约
现在我国煤制气还面临原料市场化与产品缺乏议价权的尴尬。煤制气作为市场化运作项目，原材料随行就市，但产品的定价权既不在市场也不在企业，而在政府。虽说近年来我国已在广东、福建等部分地区进行了天然气价改革，但改革推广的进展十分缓慢。本来，政府提出天然气价格改革的方向是由“成本加成”法向“市场净回值”法转变，但目前政府对煤制气的定价仍然采用“成本加成”法。然而，煤制气不同于自然开采的天然气产品，其成本受制于边界条件，如果包括原材料在内的边界条件出现变化，以及不可预测的隐性成本不断上升，煤制气成本就会发生较大改变。因此，现行的定价方式不利于煤制气企业充分利用市场变化，通过价格杠杆参与市场竞争。
再者，事实上我国天然气管网和市场早已被大型石油公司垄断，煤制气企业生产的产品只能进入其管网，受制于人，失去了对产品议价的权利，很难在市场上一展身手。
8来自海外低成本产品的竞争压力
中东地区的油气资源丰富。同时，美国页岩气革命不仅改变了美国的能源供应和石化行业的前景，而且影响着全球能源产业结构，无疑对我国的煤制天然气也将带来新的冲击。
面临上述诸多挑战，我国煤制天然气发展之路并不平坦，各大项目企业应该充分认识到所处的严峻环境，做好应对准备，重点要做好项目的产品链设计，注重资源和能源的综合利用。