新政“绊住”煤制气的脚

□ 文/本刊记者 田野

7月22日，国家能源局发布通知指出，国家发改委、能源局正在研究制定《关于有序推进煤制油示范项目建设的指导意见》和《关于稳步推进煤制天然气产业化示范的指导意见》，近期将发布实施。通知强调，按国务院发布的《政府核准的投资项目目录（2013年本）》要求，禁止建设年产20亿立方米及以下规模的煤制天然气项目和年产100万吨及以下规模的煤制油项目。

目前国内外煤制气发展现状及配套管网建设如何？存在哪些机遇和风险？怎样才能摆脱煤制气项目看煤价吃饭的尴尬？与发达国家相比，我国煤制气技术工艺水平怎样？能否作为破解能源困局的技术选择？带着一系列问题，本刊记者采访了相关专家。

记者：目前国内外煤制气产业处于怎样的发展现状？几个月内政策变化传递着怎样的政策信号？是否意味着国家将对煤制气产业踩“刹车”？

李俊峰（国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任）：经过近年来的探索与实践，我国煤质合成天然气（煤制气）行业逐步消化吸收国外先进技术，“十一五”期间建设了几个示范项目。目前煤制油项目建成、在建及规划的项目超过10个，总产能超过3000万吨/年；煤制气项目达67个，计划产能达2800亿立方米/年。从2013年8月至今，各地有13个煤制油气项目陆续上马。在政策层面，确实经历了几次“反复”。2012年政策的“松”，主要是考虑我国是能源需求大国，对海外油气过度依赖，利用国内煤炭资源优势开发油气资源，以填补国内能源需求的部分缺口。近日将出台的“指导意见”，并不是对煤制气产业踩“刹车”，而是在煤化工热潮下，避免出现一窝蜂局面。我国煤制油（气）仍处于产业化示范阶段，要坚持统筹规划、科学布局、严格准入，在煤炭资源、水资源、环境容量和项目建设用地等条件允许的前提下有序推进，目的是为了产业健康发展。

徐承恩（中国石化工程建设公司专家委员会主任、中国工程院院士）：早在上世纪前半叶，美国、英国、丹麦和德国等发达国家就开展了煤气化技术研发，但多数国家只作为技术储备而未投入商业运行，目前仅美国和南非的煤制气项目进入商业开发试验阶段。

我国煤制气发展历程并不长，主要分二个阶段。第一阶段是在“十一五”末至“十二五”初。2009年5月，国务院发布《石化产业调整和振兴规划》，首次明确提出开展煤化工示范工作，重点抓好煤制油、煤质烯烃、煤制气等项目，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展途径。2010年6月，由于担心各地项目重复建设导致产能过剩，国家发改委发布了《关于规范煤制气产业发展有关事项的通知》，将煤制气项目的审批权限收紧到国家层面。2011年3月，发改委再次明确禁止建设年产20亿立方米（含）以下煤制气项目。第二阶段是在“十二五”中期，国家对煤制气行业发展显现出扶持态度，提出到2015年，我国煤制气产量将达150亿-180亿立方米，占国产天然气的8.5%-10.2%，这是煤制气项目首次被写入天然气发展规划。业界对煤制气项目的投资热情被重新燃起。

2013年3月以来，已有8个煤制气项目陆续获得国家发改委发放的“路条”，主要集中于新疆伊犁、准东、塔城和内蒙古鄂尔多斯、兴安盟等西部煤炭主产地，投资者以大型能源央企为主。若8个项目全部获准建设并投产，合计产能将高达811亿立方米/年。

黄鹂（国家能源局科技装备司副司长）：随着煤制气项目的开工投产，我国配套的煤制气管道建设也同步展开。目前国内已建成三条煤制气管道，一是西三线“新疆伊宁-霍尔果斯输气管道”天然气支干线，全长64千米，设计输气量300亿立方米/年，已于2013年2月投用；二是克旗煤制气外输管道，设计输气量1200万立方米/日，已于2013年底投产；三是阜新煤制气外输管道，全长110千米，设计输气量1200万立方米/日，2013年10月贯通，但尚未投产。规划中还将在新疆、内蒙古、甘肃、大同等地建设项目配套的煤制气管网。

记者：我国煤制气资源基础怎样？经济性如何？价格是否具有竞争力？主要面临哪些风险？

李俊峰：从资源基础、经济性、政策扶持力度和天然气供需角度分析，我国发展煤制气产业具备一定的优势。

《孙子兵法·虚实篇》中提出“夫兵形象水，水之形，避高而趋下；兵之形，避实而击虚。”在战争中，“实”和“虚”实战争中的两种基本态势。如：防守坚固时就是“实”；防守薄弱就是“虚”；人数和兵力占优的时候就是“实”，反之就是“虚”；进攻的火力强大就是“实”，进攻的火力薄弱就是“虚”。这种“实”和“虚”实相对的，并在一定条件下互相转化的。所以善战者首先要理清“实”和“虚”的辩证关系和转化条件，并且做好针对性的部署才能取得最终的胜利。

一是拥有充沛的煤炭资源基础。与油气资源相比，我国的煤炭资源相对丰富，其资源总量（远景储量）为5.55万亿吨，累计探明的保有储量超过1万亿吨，探明可采储量为1145亿吨。

二是我国煤制气价格具有一定竞争力。经济性是煤制气项目最主要的考量指标，其成本与煤价、投资规模、工艺路线等均有关系。若仅计算煤制气的直接成本，按当前技术水平，1吨原料煤可生产300立方米天然气。如果煤价为每吨150元，抛开设备折旧、管理、人工，以及燃料等成本，我国经济规模的煤制气装置的生产成本为1元-1.5元/立方米。将煤制气生产成本与国内自产天然气及进口气价格比较可以发现，在当前煤价和气价下，煤制气与国内自产天然气相比优势不明显，但与进口气相比具有较强竞争力。目前西气东输的城市燃气出厂价为1.19元/立方米，煤制气在煤炭成本150元/吨时，生产成本为1.25元/立方米，考虑到煤制气企业的利润，优势并不明显。但与进口气比较，2012年我国进口管道气到岸均价为2.44元/立方米，进口LNG到岸均价为2.52元/立方米。因此，只要国内煤价低于450元/吨，煤制气与进口气相比就有竞争力。

三是煤制气是煤炭清洁利用的发展方向。

四是煤制气有助于保障我国天然气供应安全。

徐承恩：煤制气产业发展在面临诸多优势和机遇的同时，也有着自身无法回避的劣势，而这些劣势的存在为我国煤制气产业的健康发展带来了不容忽视的风险。

煤制气发展首先面临水资源大量消耗和环境污染的挑战。煤制气工艺是将一种能源转化成另一种能源的过程，这其中伴有水资源消耗、能量损耗和污染物排放等，而这些给环境造成的影响远大于煤炭的直接利用。且由于项目前期投资巨大，回报周期长，很多项目在初始阶段亏损运营，企业很难再有额外的环保资金投入。因此，发展煤制气面临着巨大的环境压力。中科院和国际绿色和平组织联合发布报告指出，2015年我国大型煤电基地上下游产业链需水量总计99.75亿吨，相当于黄河可供水量的1/4以上，其中耗水量最大的内蒙古、山西和陕西等省区，均是我国煤制气项目扎堆的区域。据估算，煤制气的平均耗水量为煤直接利用的18倍。按照国家要求，生产1000立方米煤质合成气的最高新鲜水耗不能超过6.9吨，但实际运行中耗水往往超过8吨。世界资源研究所研究发现，迄今我国已获批的煤气项目75%处于水资源高度紧张的地区。

除了耗水量巨大外，煤制气项目全生命周期的温室气体排放明显高于其他化石燃料。美国杜克大学研究表明，煤制气的全生命周期温室气体排放是普通天然气开采的7倍。因此，如果不配套相应的碳捕集与封存技术，大量的煤制气项目建设将挑战我国的低碳化能源发展战略。但CCS技术成本高、风险大，在西北部地区实施CCS技术，在工艺和经济上是否可行目前仍存在较大争议。

黄鹂：目前最为成熟和领先的煤制气技术均掌握在德国鲁奇、丹麦托普索和英国戴维等国外公司手里，国内科研院所虽然一直在进行甲烷化反应器及催化剂的研发攻关，但各项成果还处于试验阶段，并未经过工业化验证。为确保项目一次成功，目前我国的煤制气均要从国外引进技术和设备，支付高昂的专利许可费用与设备采购费用。加之国内尚无工业化装置及相关管理与运行经验可借鉴，项目的施工、技术集成与优化、试车、运行等都需要摸索和总结，项目按期达产、达标过程面临着技术的不确定性。

我国煤制气项目主要集中在新疆和内蒙古等地，距离天然气消费地较远，若要规模发展，须新建配套输气管道，这不仅需要大量投资，还将降低项目的经济性。据测算，自建管道将使项目初期投资增加20%以上。此外，管输设施缺乏还将导致煤制气项目投产推迟，加大项目风险。克旗项目从建成到投产就因为管网不到位，经历了1年多的闲置时间，让大唐发电承受了巨大的沉没成本。

煤制气项目要看煤价吃饭，煤价是影响生产成本最敏感和关键的因素，煤价每增加100元/吨，每立方米的煤制气成本就要增加0.3元，再加上用于燃料的煤炭，煤价的波动对生产成本的影响更加显著。未来一旦煤价出现持续上涨，煤制气的经济效益将面临巨大挑战。

记者：对于我国煤制气产业发展有何建议？

李俊峰：我国煤制气产业发展面临着水资源、环境、技术、配套基础设施等一系列挑战，因此在目前情况下，应适度发展煤制气，不宜盲目追求规模化，坚持试点先行，待取得实践检验后再考虑扩大规模。今后，应加强煤制气项目全生命周期的环境影响评价，充分考虑水资源容量和煤炭清洁利用需要，科学合理研究未来煤制气发展的指导性意见。

在严格环境标准下，以产业稳步发展为目标，因地制宜，在环境承载力相对较高的地区有限度地放开煤制气项目。现阶段应坚持试点先行，充分吸收已投产示范项目在经济性、技术引进和吸收、项目运行管理和环境污染控制等方面的经验，引导未来我国煤制气行业健康发展。在研究制定煤制气发展规划时，应让更多的利益相关方参与，包括水资源管理部门和环保部门。

徐承恩：要重点关注煤制气项目的技术引进、应用、吸收和研发进展，鼓励有实力的企业加大技术研发与投入力度，积极推进煤制气企业与煤炭企业、天然气长输企业和城市燃气企业的密切合作，共同推进煤制气产业。采用安全可靠、示范成功的技术，扶持推广自主专利新技术，平衡国内外技术使用，积极推进煤制气技术装备的国产化，并注重一定的规模效益。

此外，还要统筹考虑煤制气输气管网，要在现有的天然气输气管网基础上，统筹考虑煤制气的输气管网建设，并纳入国家管网规划，使管网建设与煤制气项目建设相匹配。建议可利用现有输气管网的，国家应强制规定允许煤制气进入长输管网，避免重复建设。新疆煤制气可考虑进入西气东输三线，内蒙古煤制气可进入陕京线等管输能力还有富余的管网。

黄鹂：在不考虑煤制气供应的情况下，到2015年、2020年，我国天然气供需缺口将分别达到200亿立方米和270亿立方米。随着煤制气项目的陆续投产，我国煤制气供应有望在2020年达200亿-300亿立方米，这样可基本填补国内270亿立方米的供应（不含煤制气）缺口，成为我国天然气供应的有效补充。但若不加以控制，目前已规划的煤制气项目全部投产的话，到2020年我国煤制气总产量将高达800亿-1000亿立方米，届时国内天然气将出现明显的供过于求，不利于天然气行业的健康持续发展。因此，我国应统筹考虑国产天然气（含煤层气和页岩气）、进口气（管道气和LNG），以及煤制气的发展，协调常规、非常规和进口气之间的关系，做好天然气供需预测，制定好煤制气产业发展政策和统一规划，合理定位其在我国天然气供应格局中的地位，优化我国天然气供应格局，促进煤制气产业的有序、健康发展。