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文/呂淼 北京市燃?xì)饧瘓F(tuán)

經(jīng)過多年的探索與實踐，我國煤制合成天然氣（簡稱煤制氣）行業(yè)逐步消化吸收國外先進(jìn)技術(shù)，“十一五”期間建設(shè)了若干示范項目。同時，政府對煤制氣發(fā)展經(jīng)歷了前期的嚴(yán)格控制后，從2012年開始對煤制氣行業(yè)發(fā)展有意扶持。在國際油價高企、國內(nèi)煤價低迷的背景下，我國煤制氣發(fā)展具備較好的經(jīng)濟(jì)性，各地發(fā)展煤制氣熱情較高，煤制氣具有一定的發(fā)展空間。但是，煤制氣的發(fā)展仍面臨著來自資源承載、環(huán)境容量、管網(wǎng)設(shè)施、技術(shù)水平等方面的挑戰(zhàn)。

一、國內(nèi)外煤制氣發(fā)展現(xiàn)狀

1. 國外煤制氣發(fā)展現(xiàn)狀

   
   

美國、英國和德國等發(fā)達(dá)國家早在上世紀(jì)前半葉就已開展煤氣化技術(shù)研發(fā)，多數(shù)國家只作為技術(shù)儲備而未投入商業(yè)運行，目前僅美國在發(fā)展煤制氣項目。美國大平原煤制氣廠是目前全球（除中國外）唯一一家商業(yè)化運行的煤制氣工廠。該廠建于1984年，年產(chǎn)能14億立方米，目前運行情況良好。

2. 國內(nèi)煤制氣發(fā)展歷程與現(xiàn)狀

（1）我國煤制氣行業(yè)發(fā)展歷程

第一階段：“十一五”末至“十二五”初，國家嚴(yán)控煤制氣項目審批。2009年5月，國務(wù)院發(fā)布《石化產(chǎn)業(yè)調(diào)整和振興規(guī)劃》，首次明確提出開展煤化工示范工作。此后，全國各地掀起對煤制氣行業(yè)的投資熱情，提出大量項目建設(shè)計劃。2010年6月，由于擔(dān)心各地項目重復(fù)建設(shè)導(dǎo)致產(chǎn)能過剩，國家發(fā)改委專門發(fā)布《關(guān)于規(guī)范煤制氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展有關(guān)事項的通知》，將煤制氣項目的審批權(quán)限收緊到國家層面。2011年3月，發(fā)改委再次明確禁止建設(shè)年產(chǎn)20億立方米（含）以下煤制氣項目，最終發(fā)改委僅核準(zhǔn)了4個煤制氣示范項目。

第二階段：“十二五”中期，國家對煤制氣行業(yè)發(fā)展顯現(xiàn)出扶持態(tài)度。2012年12月，國家能源局發(fā)布《天然氣發(fā)展十二五規(guī)劃》，提出到2015年我國煤制氣產(chǎn)量將達(dá)150億立方米，占國產(chǎn)天然氣的8.5%，這是煤制氣首次被寫入天然氣發(fā)展規(guī)劃。

（2）我國煤制氣行業(yè)項目發(fā)展現(xiàn)狀

截至2013年，國家發(fā)改委共核準(zhǔn)了4個煤制氣示范項目，合計產(chǎn)能達(dá)151億立方米/年。分別是大唐發(fā)電遼寧阜新40億立方米/年項目、大唐發(fā)電內(nèi)蒙古赤峰克旗40億立方米/年項目、內(nèi)蒙匯能鄂爾多斯16億立方米/年項目和新疆慶華集團(tuán)伊犁55億立方米/年項目。其中，大唐克旗項目一期13億立方米/年和新疆慶華伊犁項目一期13.5億立方米/年工程均已建成投產(chǎn)。

以大唐克旗項目為例，2013年12月10日，中國石油天然氣股份有限公司與大唐國際發(fā)電股份有限公司，在北京簽署大唐國際克什克騰旗煤制天然氣項目“煤制天然氣購銷協(xié)議”。根據(jù)協(xié)議，從12月起，煤制氣項目每天向北京市供氣400萬立方米。應(yīng)該說，這一氣源的引入極大的緩解了北京市冬季供氣高峰壓力，并大幅提高了北京市密云、懷柔區(qū)及北部城區(qū)的供氣能力，滿足了北京市各區(qū)縣對天然氣的需求。

2013年3月以來，又有8個煤制氣項目陸續(xù)獲得國家發(fā)改委授予的“路條”，主要集中于新疆伊犁和內(nèi)蒙古鄂爾多斯、興安盟等西部煤炭主產(chǎn)地，投資者以大型能源央企為主。若8個項目全部獲準(zhǔn)建設(shè)并投產(chǎn)，合計產(chǎn)能將高達(dá)811億立方米/年（表1）。

表1 已獲批復(fù)（核準(zhǔn)和路條）的煤制氣項目統(tǒng)計

（3）配套管網(wǎng)建設(shè)穩(wěn)步推進(jìn)

隨著煤制氣項目開工和投產(chǎn)，我國配套的煤制氣管道建設(shè)也同時展開。目前國內(nèi)已建成三條煤制氣管道，一是西三線“新疆伊寧—霍爾果斯輸氣管道”天然氣支干線，全長64公里，設(shè)計輸氣量300億立方米/年，已于2013年2月投用；二是克旗煤制氣外輸管道，設(shè)計輸氣量1200萬立方米/日，已于2013年底投產(chǎn)；三是阜新煤制氣外輸管道，全長110公里，設(shè)計輸氣量1200萬立方米/日，2013年10月貫通，但尚未投產(chǎn)。

（4）局部地區(qū)呈現(xiàn)過熱苗頭

除了表1所列已獲國家批準(zhǔn)的煤制氣項目外，據(jù)不完全統(tǒng)計，我國還有60多個煤制氣項目處于規(guī)劃計劃階段，等待國家發(fā)改委批復(fù)。這些項目主要集中在新疆北部、內(nèi)蒙古和東北地區(qū)，若全部投產(chǎn)，預(yù)計總產(chǎn)能將超過2600億立方米/年。煤制氣行業(yè)已呈現(xiàn)出投資過熱的苗頭。

（5）部分項目開工后由于某些原因暫停，凸顯項目簡單復(fù)制問題較多

自2012年以來，包括新疆廣匯煤化工等項目在內(nèi)均因為氣化爐內(nèi)壁腐蝕等問題被迫停產(chǎn)檢修，給企業(yè)造成較嚴(yán)重的經(jīng)濟(jì)損失。對于氣化爐出現(xiàn)的問題，設(shè)計單位和業(yè)主均始料不及。事后根據(jù)專家研究和判斷，主要原因是煤質(zhì)中含有一種對爐壁腐蝕性較強(qiáng)的化學(xué)物質(zhì)所致。新型煤化工項目一般投資規(guī)模巨大，少則數(shù)十億、多則數(shù)百億，來不得半點閃失，如果在設(shè)計環(huán)節(jié)出現(xiàn)失誤或顛覆性錯誤，后果不堪設(shè)想。因此，項目設(shè)計不能簡單復(fù)制，需因地制宜。

二、我國煤制氣行業(yè)發(fā)展優(yōu)勢

從資源基礎(chǔ)、經(jīng)濟(jì)性、政策扶持力度和天然氣供需角度分析，我國發(fā)展煤制氣產(chǎn)業(yè)具備一定發(fā)展優(yōu)勢。

1. 擁有豐富的煤炭資源基礎(chǔ)

   
   

與油氣資源相比，我國的煤炭資源相對豐富。根據(jù)中國工程院等機(jī)構(gòu)的研究和評價結(jié)果，我國煤炭資源總量為5.55萬億噸，已累計探明的保有儲量約1萬億噸，探明可采儲量為1145億噸。隨著勘探開采的技術(shù)進(jìn)步和力度加大，中國煤炭資源的探明可采儲量還將持續(xù)增長，煤炭資源總量可滿足我國煤制氣發(fā)展的原料需求。

2. 煤制氣價格具有一定競爭力

經(jīng)濟(jì)性是煤制氣項目最主要的指標(biāo)。項目成本與煤價、投資規(guī)模、工藝路線等均有關(guān)。若僅計算煤制氣的直接成本，按當(dāng)前技術(shù)水平，1噸原料煤可以生產(chǎn)約300立方米天然氣。如果煤價為每噸150元，加上設(shè)備折舊、管理、人工以及燃料等其他成本計算，在不考慮管輸費用時，經(jīng)濟(jì)規(guī)模的煤制氣裝置的生產(chǎn)成本約1.0-1.5元/立方米，隨著規(guī)模擴(kuò)大生產(chǎn)成本還會進(jìn)一步降低。以典型的40億立方米煤制氣項目為例，采用三種主流的氣化技術(shù)，煤制氣的生產(chǎn)成本如表2。

表2 煤制氣生產(chǎn)成本

將以上測算的煤制氣生產(chǎn)成本與國內(nèi)自產(chǎn)天然氣及進(jìn)口氣價格比較，可以發(fā)現(xiàn)在當(dāng)前煤價和氣價下，煤制氣與國內(nèi)自產(chǎn)天然氣相比優(yōu)勢不明顯，與進(jìn)口氣相比具有較強(qiáng)競爭力。

與國內(nèi)自產(chǎn)常規(guī)天然氣比較：2013年《國家發(fā)展改革委關(guān)于調(diào)整天然氣價格的通知》要求，調(diào)整非居民用天然氣門站價格，將天然氣分為存量氣和增量氣。存量氣門站價格每立方米提價幅度最高不超過0.4元。增量氣門站價格按可替代能源（燃料油、液化石油氣）價格的85%確定。調(diào)整后，全國平均門站價格由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元。如果按照煤制氣在煤炭成本150元/噸時生產(chǎn)成本約1.25元，若再考慮煤制氣企業(yè)的利潤，目前的煤制氣較國產(chǎn)天然氣的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢明顯；如果按照300元/噸計算，則生產(chǎn)成本約1.70元，若再考慮煤制氣企業(yè)的利潤，目前的煤制氣較國產(chǎn)天然氣的經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢并不明顯。

與進(jìn)口氣比較：2013年我國進(jìn)口管道氣到岸均價2.13元/立方米（完稅價格為2.41元/立方米），進(jìn)口LNG到岸均價2.45元/立方米。因此，只要國內(nèi)煤價在450元/噸以下，煤制氣與進(jìn)口氣相比就有競爭力。

3. 煤制氣是煤炭清潔利用的一大發(fā)展方向

長期以來煤炭是我國的主要能源，約占一次能源消費總量66%。近年來，我國大氣污染日益嚴(yán)重，越來越多的城市連續(xù)出現(xiàn)霧霾天氣，環(huán)保壓力不斷增加，政府極力推動煤炭利用向清潔化方向轉(zhuǎn)變，煤制氣便是一個較優(yōu)的煤炭清潔化利用途徑。

4. 煤制氣有助于保障我國天然氣供應(yīng)安全

近年來，天然氣在我國的能源消費結(jié)構(gòu)中占比逐漸增大。而受資源稟賦、技術(shù)條件、勘探進(jìn)展和管道建設(shè)等因素制約，我國天然氣產(chǎn)量增長較慢，供應(yīng)缺口需要通過進(jìn)口來滿足。2013年我國天然氣對外依存度為31.6%，未來還將繼續(xù)攀升。發(fā)展煤制氣是當(dāng)前增加國內(nèi)天然氣供應(yīng)的有效途徑之一，能有效緩解我國天然氣供應(yīng)壓力，有助于我國優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)和保障天然氣供應(yīng)安全。此外，在富煤地區(qū)發(fā)展煤制氣，還有利于將當(dāng)?shù)氐馁Y源優(yōu)勢轉(zhuǎn)化為現(xiàn)實生產(chǎn)力，帶動區(qū)域經(jīng)濟(jì)發(fā)展。

三、煤制氣發(fā)展仍面臨許多風(fēng)險

煤制氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展在面臨諸多優(yōu)勢和機(jī)遇的同時，也有著自身無法回避的劣勢，而這些劣勢的存在為我國煤制氣產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展帶來了不容忽視的風(fēng)險。

1. 面臨水資源大量消耗和溫室氣體排放的挑戰(zhàn)

   
   

煤制氣是將一種能源轉(zhuǎn)化成另一種能源的過程，這其中伴有水資源消耗、能量耗損和污染物排放等，而這些給環(huán)境造成的壓力要遠(yuǎn)大于煤炭直接利用。而且由于項目前期投資巨大，回報周期長，很多項目在初始階段虧損運營，企業(yè)很難再有額外的環(huán)保資金投入。因此，發(fā)展煤制氣面臨著巨大的環(huán)境壓力。清華大學(xué)氣候政策研究中心發(fā)布的《中國低碳發(fā)展報告（2014）》指出，“作為生產(chǎn)端，煤制氣項目存在資源環(huán)境影響和高碳風(fēng)險，可能造成區(qū)域治霾，全國增碳的治理困境，需高度重視和謹(jǐn)慎對待”。

目前我國發(fā)展煤制氣面臨的首要問題是水資源的大量耗費。我們以內(nèi)蒙古某煤制氣項目為例，從資源消耗的角度看，內(nèi)蒙古因每年生產(chǎn)40億立方米天然氣將增加水資源消耗2400萬噸，占2012年該地生活用水總量的2.3%，相當(dāng)于約66萬內(nèi)蒙古城市居民一年的生活用水量。然而，2011年內(nèi)蒙古自治區(qū)水資源總?cè)笨谝呀?jīng)達(dá)到10億立方米，煤制天然氣的大規(guī)模生產(chǎn)將加劇這一趨勢。

除了耗水量巨大外，煤制氣項目全生命周期的溫室氣體排放明顯高于其他化石燃料。研究表明，盡管該項目煤制氣輸送所在地因使用煤制氣替代燃煤而減少了約738萬噸的溫室氣體排放，但煤制氣的溫室氣體排放主要集中在生產(chǎn)環(huán)節(jié)，因此，從全生命周期的的角度計算，生產(chǎn)和消費地將會凈增約377萬噸的溫室氣體排放。

2. 關(guān)鍵技術(shù)尚未國產(chǎn)化

目前最為成熟和領(lǐng)先的煤制氣技術(shù)均掌握在德國魯奇、丹麥托普索和英國戴維等國外公司手中，為確保項目一次成功，目前我國的煤制氣均要從國外引進(jìn)技術(shù)和設(shè)備，支付高昂的專利許可費用與設(shè)備采購費用。加之國內(nèi)尚無工業(yè)化裝置及相關(guān)管理與運行經(jīng)驗可借鑒，項目按期達(dá)產(chǎn)達(dá)標(biāo)過程面臨技術(shù)不確定性。如新疆慶華項目早在2013年8月就已產(chǎn)出第一方煤制氣，但產(chǎn)品質(zhì)量并不穩(wěn)定，經(jīng)過4個多月的反復(fù)調(diào)試，才最終生產(chǎn)出符合質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)要求的煤制氣，并于當(dāng)年12月底正式進(jìn)入西氣東輸管網(wǎng)。

3. 配套管輸設(shè)施建設(shè)能力不足

我國煤制氣項目主要集中在新疆和內(nèi)蒙古等地，距離天然氣消費地較遠(yuǎn)，若要規(guī)模發(fā)展，必須新建配套輸氣管道，這不僅需要大量投資，還將降低項目經(jīng)濟(jì)性。以內(nèi)蒙古大唐克旗項目為例，在原料煤價格不到150元/噸的情況下，該項目生產(chǎn)成本可控制在1-1.5元/立方米，但加上自建管道成本、管輸費用及一定利潤，最終銷售價格達(dá)2.75元/立方米。此外，管輸設(shè)施缺乏還會導(dǎo)致項目投產(chǎn)推遲，加大項目風(fēng)險?？似祉椖繌慕ǔ傻酵懂a(chǎn)就由于管網(wǎng)不到位，經(jīng)歷了一年多的閑置，讓項目投資方承受了巨大的沉沒成本。

4.項目經(jīng)濟(jì)性受煤炭價格影響大

煤制氣項目中，煤價是影響生產(chǎn)成本最關(guān)鍵的因素，在生產(chǎn)成本中作為原料的煤炭成本可以占到40%左右。若再加上用于燃料的煤炭，煤價的波動對生產(chǎn)成本的影響甚至?xí)_(dá)到60%左右。因此擁有廉價的原料煤來源，對于鎖定煤制氣項目成本非常重要。

四、發(fā)展政策建議

如前所述，我國煤制氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨著資源、環(huán)境、技術(shù)、配套基礎(chǔ)設(shè)施等一系列問題，因此在目前情況下，應(yīng)該適度發(fā)展煤制氣，不要盲目追求規(guī)?；?/p>

1. 國家應(yīng)綜合考慮經(jīng)濟(jì)發(fā)展和環(huán)境承載，有限適度地放開煤制氣發(fā)展

   
   

應(yīng)綜合考慮不同地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平和環(huán)境承載能力，在嚴(yán)格的環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)下，以產(chǎn)業(yè)穩(wěn)步發(fā)展為目標(biāo)，因地制宜，在環(huán)境承載力相對較高的地區(qū)有限地放開煤制氣發(fā)展?，F(xiàn)階段應(yīng)堅持試點先行，充分吸收已投產(chǎn)示范項目在經(jīng)濟(jì)性、技術(shù)引進(jìn)和吸收、項目運行管理和環(huán)境污染控制等方面的經(jīng)驗，引導(dǎo)未來我國煤制氣行業(yè)健康發(fā)展。

2.企業(yè)應(yīng)積極進(jìn)行自主研發(fā)和生產(chǎn)方式創(chuàng)新

煤制氣企業(yè)要加強(qiáng)與煤炭企業(yè)、天然氣上游供應(yīng)企業(yè)和城市燃?xì)馄髽I(yè)的密切合作，采用安全可靠、已示范成功的技術(shù)，扶持推廣自主專利新技術(shù)，平衡國內(nèi)外技術(shù)使用；相關(guān)設(shè)備制造企業(yè)，應(yīng)進(jìn)一步加大技術(shù)研發(fā)與投入力度，重點是技術(shù)的引進(jìn)、應(yīng)用和吸收，努力開發(fā)出國產(chǎn)化的煤制氣成套技術(shù)。

3．在管網(wǎng)第三方開放的前提下，實行管網(wǎng)代輸煤制氣

煤制氣項目的順利推進(jìn)需要有配套的天然氣管網(wǎng)作為保障。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《油氣管網(wǎng)設(shè)施公平開放監(jiān)管辦法》要求，在現(xiàn)有管網(wǎng)有多余輸配能力的前提下，允許企業(yè)利用現(xiàn)有輸氣管網(wǎng)代輸煤制氣，以避免管網(wǎng)重復(fù)建設(shè)。如新疆煤制氣可考慮進(jìn)入西氣東輸三線，內(nèi)蒙古煤制氣可進(jìn)入陜京線等管輸能力還有富余的管網(wǎng)。

4．合理定位煤制氣發(fā)展，優(yōu)化我國天然氣供應(yīng)格局

根據(jù)相關(guān)研究機(jī)構(gòu)預(yù)測，隨著煤制氣項目的陸續(xù)投產(chǎn)，我國煤制氣供應(yīng)有望在2020年達(dá)200億-300億立方米，這樣可基本填補國內(nèi)約270億立方米的供應(yīng)（不含煤制氣）缺口，成為我國天然氣供應(yīng)的有效補充。但若不加以控制，目前已規(guī)劃的煤制氣項目全部投產(chǎn)的話，到2020年我國煤制氣總產(chǎn)量將高達(dá)800-1000億立方米，屆時國內(nèi)天然氣將出現(xiàn)明顯的供過于求，不利于天然氣行業(yè)的健康持續(xù)發(fā)展。因此，相關(guān)部門應(yīng)制定好煤制氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策和統(tǒng)一規(guī)劃，合理定位其在我國天然氣供應(yīng)格局中的地位，優(yōu)化我國天然氣供應(yīng)格局，以促進(jìn)煤制氣產(chǎn)業(yè)的有序、健康發(fā)展。