中國煤化工產業(yè)在“爭議”中前行已是這幾年有目共睹的，無論是煤制油、煤制氣還是煤制烯烴等煤化工項目，其過去的發(fā)展不順利，而未來的發(fā)展也注定不平坦。
    今年7月，國家能源局發(fā)出《國家能源局關于規(guī)范煤制油、煤制天然氣產業(yè)科學有序發(fā)展的通知》（下稱《通知》），這立刻被解讀為國家限制發(fā)展、國內煤制氣產業(yè)將再次“剎車”。
    其實，對于發(fā)展歷程并不長的煤制氣來說，如果水資源、關鍵技術、配套管輸設施等外在制約因素不消除，國內發(fā)展煤制氣的“神經”就難以放松。
    煤制天然氣是以煤為原料，采用氣化、凈化和甲烷化技術制取的合成天然氣。在我國“富煤、缺油、少氣”的資源條件下，發(fā)展煤制天然氣是緩解國內天然氣供需矛盾、治理大氣污染的有效途徑之一。
    2009年5月，國務院發(fā)布《石化產業(yè)調整和振興規(guī)劃》，首次明確提出開展煤化工示范工作，探索煤炭高效清潔轉化和石化原料多元化發(fā)展新途徑，其中重點抓好的五類項目里面就包括煤制氣。
    此后，全國各地掀起對煤制氣項目的投資熱情，大批項目建設規(guī)劃也隨之出現。不過，由于擔心各地重復建設導致產能過剩，國家發(fā)改委在2010年6月又專門發(fā)布《關于規(guī)范煤制氣產業(yè)發(fā)展有關事項的通知》，將煤制氣項目的審批權限收緊到國家層面。2011年3月，國家發(fā)改委再次明確禁止建設年產20億立方米（含）以下的煤制氣項目。
    在此期間，國家核準了包括大唐發(fā)電、內蒙古赤峰克旗40億立方米/年、遼寧大唐國際阜新40億立方米/年、內蒙古匯能16億立方米/年和新疆慶華55億立方米/年四個煤制氣示范項目。不過，從發(fā)改委最終僅核準了4個煤制氣示范項目來看，在發(fā)展初期，國家是嚴格控制煤制氣項目審批的。
    進入2012年，國家出臺的一系列產業(yè)規(guī)劃目標，又讓行業(yè)看到了加快發(fā)展的希望。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年我國煤制氣產量將達150億~180億立方米，占國產天然氣的8.5%~10.2%。這是煤制氣首次被寫入天然氣發(fā)展規(guī)劃。
    因此，在上述政策推動下，2013年，國家發(fā)改委加快了對煤制天然氣項目的審批速度，總共有十五個項目陸續(xù)獲得國家發(fā)改委“路條”，總產能超過500億立方米/年，總投資接近4000億元。中電投霍城年產60億立方米項目、中海油山西大同的年產40億立方米項目、內蒙古新蒙能源公司年產40億立方米項目、山東新汶礦業(yè)新疆伊犁年產40億立方米項目等在內的多個煤制氣項目被允許開展前期工作。
    然而，此后煤制氣項目的實質性進展并未達到先前預期。截至目前，去年獲得“路條”的十五個示范項目，市場上仍沒有哪個項目獲得核準、開工的消息。
    究其原因，水資源、關鍵技術、配套管輸設施、項目經濟性等，均成為國內煤制氣行業(yè)發(fā)展的“絆腳石”。
煤制天然氣項目對環(huán)保的要求相當高，而且需要消耗大量水資源，但國內規(guī)劃的煤制天然氣項目大都處于水資源相對比較貧乏的西北部地區(qū)。
    卓創(chuàng)資訊分析師王曉坤對《第一財經日報》記者表示，天然氣雖然是一種低碳能源，但是煤制氣項目碳排放則較高，以當前的技術水平，一個40億立方米/年的煤制天然氣廠排放的CO₂約2000萬噸/年，但我國已對碳減排做出承諾，所以未來CO₂減排是煤制氣工程必須重點考慮的因素，此外，一個20億立方米的煤制氣工程年用水量可達到900萬噸。
    而關鍵技術缺乏也阻礙了國內煤制氣產業(yè)的穩(wěn)步發(fā)展。今年初，我國首個煤制天然氣示范項目——大唐內蒙古克旗煤制氣示范項目在投運入網僅一個月左右的時間里，因氣化爐故障突然停產，每天損失的金額以百萬計算。另外，我國還規(guī)定示范項目的裝備國產化投資必須達到80%以上，這也是示范項目通過核準的紅線。但以目前我國煤制氣技術來說，多數項目很難達到這一要求。
    在銷售方面，煤制天然氣還受到運輸制約。目前，一種選擇是可以接入管網，賣給中石油、中石化等管道公司；另一種方式是企業(yè)自己建設管道，直接面對下游用戶。
    “但這兩者都是比較難解決的問題，即便自己找用戶，也需要建設管道，而管道建設是很大一筆投資，大唐克旗煤制氣項目也曾非常尷尬，自己投資建設管道，但進入北京市之后的管道運輸必須與中石油合作。”安迅思分析師王瑞琦表示。
    據中石油經濟技術研究院報告測算，自建管道將使項目初期投資增加20%以上，內蒙古大唐克旗項目在原料煤價格不到150元/噸的情況下，該項目生產成本可控制在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2.75元/立方米。同樣工藝和煤價水平下，新疆煤制氣項目面臨更大的運輸成本壓力。
    王瑞琦還認為，雖然產出的天然氣在當地進行液化是沒有問題的，但由于煤制氣生產成本不低，再液化的話，就需要額外的設備投入，成本會升高，因此這不能算是合理利用，也就沒有競爭優(yōu)勢了。
    但不可否認的是，我國發(fā)展煤制氣仍然具有一定優(yōu)勢，比如豐富的煤炭資源、煤制氣價格有一定競爭力等。此外，發(fā)展煤制氣也是未來煤炭清潔利用的發(fā)展方向和保障我國天然氣供應的重要措施之一。
    實際上，從國家能源局本次下發(fā)的《通知》內容來看，也并沒有新增限制性發(fā)展的條款。其中，涉及的“禁止建設年產20億立方米及以下規(guī)模的煤制天然氣項目和年產100萬噸及以下規(guī)模的煤制油項目”產能規(guī)模限制，以及水資源及污染物排放限制在之前的產業(yè)規(guī)范發(fā)展條例中已經明確提過。
    同時，產業(yè)政策也再次明確了煤制氣“不能停止發(fā)展、不宜過熱發(fā)展、禁止違背規(guī)律無序建設”的方針和“堅持量水而行、堅持清潔高效轉化、堅持示范先行、堅持科學合理布局、堅持自主創(chuàng)新”的原則。另外，重申所有審批權限收歸國家發(fā)改委和國家能源局，禁止煤炭凈調入省發(fā)展煤制氣。
    因此，業(yè)內分析人士認為，關于煤制氣發(fā)展最有實質內容的可能是《通知》中提到的，將于近期公布的《關于有序推進煤制油示范項目建設的指導意見》和《關于穩(wěn)步推進煤制天然氣產業(yè)化示范的指導意見》。