行业要闻
煤化工
对煤制气产业的考量，应该综合我国能源资源和结构现状，以及天然气市场的需求和能源安全进行系统分析，而不是一味地叫好或质疑。
近年来，基于防治大气污染的考虑，以及我国天然气需求量的持续增长和煤炭行业的持续低迷，煤化工尤其是煤制气项目备受关注。近日，国家能源局下发规范煤制油、煤制气产业的通知，更是被市场解读为“肯定大方向”的行业“强心剂”，相关项目密集上马。
与此同时，产业热潮中，各界对煤制气项目的质疑与反对声音也随之出现。尤其是作为发改委核准的首个大型煤制天然气示范项目，大唐发电旗下的克旗煤制天然气项目不断暴露出各种问题，又引发了业界对于煤制气可行性的担忧，以及对整个产业的质疑。
然而，对煤制气产业的考虑，应该综合我国能源资源和结构现状，综合我国天然气市场的需求和能源安全，具体项目，具体分析，而不是一味地叫好或质疑。笼统地说煤制气是好还是坏，毫无用途。
煤炭转型的有效路径
我国已成为世界第三大天然气消费国，国内天然气市场发展快速。2013年，我国天然气表观消费量1676亿立方米，比2012年增长13.9%。2014年，随着大气污染防治方案等环保政策的出台，以及各地煤改气和油改气项目的推进，天然气需求量增长更为迅猛。
在未来，国内居民消费的快速增长和为节能环保而进行的工业气改，将会维持天然气需求量的长期增长趋势，这种“缺口”和“依赖”的情况都将加剧。国家发改委发布的《天然气发展“十二五”规划》预计，到2015年国内天然气消费量将达到2300亿立方米，其中需要净进口900亿立方米。国家能源行动计划设定“十三五”末（即2020年）天然气消费量将达到4000亿立方米。虽然2014年5月份中俄签署的天然气供气合同能在一定程度上缓解我国天然气紧张的局面，但俄气到2018年后才能来到中国，而且供给量也只占到供气时我国天然气需求量的20%左右。为了满足国内需求，我国每年依然需要进口大量的LNG（液化天然气）。
因此，作为天然气供给的补充，煤制气生产在一定程度上能够缓解天然气供给压力。
与天然气热火朝天地发展相对应的，是我国煤炭产业的一路低迷。中国是全球最大的煤炭消费国和生产国，煤炭长期占据我国一次能源消费的绝对主导地位。为了保障国民经济的快速稳步发展，现阶段还不得不依赖于大量使用煤炭资源的能源策略。
然而，2012年以来，除了全球市场波动的因素外，基于节能减排的压力，中国经济的放缓和我国原煤生产能力的不断增加，中国国内煤炭市场开始步入整体供大于求的局面。在这一背景下，煤炭行业的转型显得尤为迫切。发展煤制气，一方面有利于消化煤炭行业持续增长的产能，也能够对煤炭分散消费过程中产生的污染进行集中控制。因此，发展煤制气是我国当前能源结构下，煤炭行业转型的一条有效路径之一。
此外，能源资源分布与区域经济发展不匹配的矛盾在我国长期存在。在我国，有40%的煤炭资源分布在新疆、内蒙等西部、北部地区，而能源消耗最多的经济发达地区则分布在中东部及东南沿海一带。从能源流通角度看，发展煤制气，有利于解决这种资源中心与经济中心不均衡的矛盾。同时，通过在煤炭富集区发展煤制气项目，并利用西气东输管道等途径远距离输送入需求市场，也有利于降低煤炭直接运输的流通成本。众所周知，管路是远距离油、气运输的有效办法。东部利用新疆丰富的煤炭资源，通过管路输送煤制气是可行的选择。
首要做好市场定位
综合以上几个方面，可以看到在我国当前的能源结构制约下，煤制气能够有效缓解我国天然气资源供给不足的压力，降低我国天然气资源使用成本，同时有利于环境治理工作，所以我国发展煤制气产业有一定的必要性。
然而，这种必要性并不是绝对的，需要综合考虑不同的市场因素。因此，煤制气项目在我国的发展要明确市场定位，即将煤制气生产作为天然气供给的一种补充。
一方面，煤制气应该具有特定的终端需求领域。据相关统计，当前我国每年煤炭需求量达约36亿吨，而其中约有50%被全国约71万台中小锅炉消耗了。中小锅炉脱硫、脱硝和除粉尘技术并不完善，大量污染物被直接排放到空气中，是我国雾霾天气的重要成因之一。在可见的未来，并没有足够的常规管道输送的天然气去取代这近18亿吨的散烧煤。因此，为了改善环境，在煤炭资源比较丰富、且没有足够管输天然气的地方，大力发展煤制气产业，推进中小锅炉的煤改气工作，在煤制气阶段进行集中脱硫、脱硝、脱粉尘处理，可以大幅度地减少煤炭直接燃烧过程中二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等的排放，助推我国雾霾天气的治理工作。
与此相比，那些已具有完备的脱硫、脱硝、脱粉尘技术和设备的大型燃煤供电企业，使用煤制气以降低环境成本的预期则并不能显现。为了有效降低污染，有限的天然气不应供应给已有脱硫、脱硝设备的大电厂。然而，用煤制气取代中小锅炉的散烧煤炭，因污染物可集中处理，对环境是有利的。
另一方面，煤制气市场还应考虑市场的区域性。对于一些富煤少气，但管道气供应不便利，到港LNG转运成本高的地区，特别是云南、贵州等地，煤制天然气的成本与价格优势将更加明显。贵州等地本身天然气资源匮乏，只能通过大量使用进口天然气来补充供需缺口，但是这些地区远离港口和俄气资源，地域限制带来的运输成本的增加会推高当地天然气的供给价格。考虑到当地煤炭资源相对丰富的特点，煤制气为清洁能源开发利用工作的开展提供了新思路。
另外，我国炼焦工业产生的焦炉煤气是煤制气很好的原料。近年来焦炉气制天然气技术已在国内大量推广，不仅经济效益显著，也带来巨大的环境效益。
因此，煤制气仅仅是我国天然气供给的一个必要补充。与常规气和煤层气的开采成本相比，煤制天然气生产的环境成本和经济成本显然是要高一些，所以它只是弥补我国天然气供需缺口的一种手段，而不能将其定位为天然气供给的主要来源。
对煤制气项目的终端需求市场做好定位，和主流天然气市场区分开来，才能发挥煤制气目前具备的价格优势、环保优势以及资源优势。
亟须政策、技术支持
从我国煤制气产业发展现状看，其发展需要给予一些政策支持，尤其是在定价方面，此外，相应的成熟技术支持也必不可少，由此才能推动我国煤制气产业健康绿色发展。
入网价格是制约产业发展的一个重要因素。目前大唐克旗煤制气产品门站基价是2.75元/立方米，并按照产品的热值折算最终价值，实际结算价格将肯定要低于此。虽然这一价格高于自然开采的天然气产品，但因煤制天然气项目投资十分巨大，财务成本相对较高，对煤价上涨的影响也很敏感，因此，这一价格能否给大唐克旗煤制气项目带来效益，这个历时4年多的示范项目能否赚钱，还有待营运一段时间后才能用数据说话。
因此，对煤制气企业而言，定价直接事关企业的盈亏。据了解，煤制气价格的制定，需要包括国家发改委、煤制气企业、目标市场所在地政府、入网企业等的反复协调，并最终经煤制气企业和入网接收企业双方签署协议确定。
在我国目前的天然气价格下，如果没有政府补贴，煤制气利润率不会很高。必要的利润是研发投入的重要保障，所以为了加快产业发展成熟，建议相关部门重视煤制气的定价问题，逐渐改变花大价钱进口LNG，而煤制天然气却定价低的现状。
同时，技术因素也是目前煤制气产业发展需要慎重考虑的一个因素。煤化工技术起源于上世纪二十年代，经过将近一个世纪的发展，目前国际上已经有相对成熟的技术，所以发展煤制气产业，技术并不是一个限制因素。但是，煤化工是一个很大的、精密的系统工程，需要一流的化学工程专业团队才能良好的运作。国内目前已有的大唐克旗和庆华两个项目之所以在运行过程中问题不断，正是因为无法配备煤化工领域最好的人才队伍与技术。要在更高的层面上推进我国煤制气产业的发展，首先要组建起具有最高水平的运营团队，国际上比较成熟的技术先要借鉴过来，这就是要求“专业的人来做专业的事”。
而为了进一步降低煤制天然气生产成本，将煤制气发展成为我国的能源战略储备技术，研发工作一定要持续进行。这里面不仅要有政府的财政支持，比较长的时间跨度也是技术进步所必须的。根据国际经验，在成功建成第一代煤制气企业后，往往要经过长期的研发，经过第二代甚至第三代企业的组建才能形成真正成熟的、突破性的生产技术。
作为弥补我国天然气巨大供需缺口的补充，同时基于发展清洁能源的需要，必须合理布局国内煤制气产业的发展。
最后，从国家能源安全角度考虑，煤制气产业同样具有其重要的发展意义。目前我国天然气供给的对外依存度比较高，在国内需求市场日益扩大的情况下，我国在国际能源市场上的谈判能力比较弱。
虽然今年5月份中俄签署的天然气供气合同能在一定程度上缓解我国天然气紧张的局面，但俄气供给量也只占到供气时我国天然气需求量的20%左右。为了满足国内需求，我国每年依然需要进口大量的LNG。我国从卡塔尔、印尼、澳大利亚等国进口LNG的价格为11～16美元/百万英热单位，而根据目前的实际情况，我国煤制天然气的成本在7～11美元/百万英热单位（取决与煤、水的成本和技术路线、投资等），随着技术不断发展，还有进一步降低成本的可能。
然而，如果能在煤制气领域有所突破，成功降低煤制天然气生产成本，可以让我国在与他国签订能源购买协议的过程中拥有更多的主动权。首先是在价格方面，煤制气成本的降低有助于压低天然进口气价格；其次是在供给保障方面，一旦进口天然气资源骤减，煤制气可以作为一种补充手段保障社会与经济的正常运行。
综合以上几个方面，可以看到在我国当前的能源结构制约下，煤制气能够有效缓解我国天然气资源供给不足的压力，降低我国天然气资源使用成本，同时有利于环境治理工作，还有可能为我国能源安全提供一定的保障。因此，我国的能源资源禀赋与现阶段的能源结构共同决定了，煤制气产业是我国天然气供给的有效补充手段。
