煤制气：大门未关 门槛抬高
08:23:32&&&中国经济导报
　　&国家能源局的相关负责人23日在接受本报记者采访时表示，并未叫停对煤制气项目的审批，只是未来的审批将更加严格，具备自主知识产权的核心技术、相应的储运条件、下游产品的利用将成为未来项目审批考量的重点&&& 中国经济导报日讯（记者刁萃、杨秦）国家发展改革委近期发布的《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》在业内引起很大反响。煤制气的项目审批工作是否已经停止？煤制气未来的发展方向如何？对于上述问题，国家能源局的相关负责人23日在接受本报记者采访时表示，并未叫停对煤制气项目的审批，只是未来的审批将更加严格。对于在试点结束前不再审批新项目的揣测，这位负责人告诉记者，“条件好的项目也会批。”除建设煤制气项目必备的煤炭、水资源，配套的管网等条件外，具备自主知识产权的核心技术、相应的储运条件、副产品的利用将成为未来项目审批考量的重点。这位负责人同时透露，有几个煤制天然气项目正在进行预可研，但离审批还有一段距离。&&&&综合记者在采访中获得的信息，煤制天然气目前发展的重点是先行试点,合理布局,再进行推广，试点项目的运行情况如何将直接决定煤制气产业下一步的发展方向。记者注意到，相比国家对煤制油谨慎推进的态度不同，煤制天然气在新型煤化工中的趋势是优先发展。&&&&煤制气项目能否过关，三个重点要注意&&&&今年6月份国家发展改革委对天然气出厂价进行调整，并且决定完善天然气价格机制。为预防天然气价格上涨激发各地投资建设煤制天然气项目的热情，国家发展改革委在天然气价格调整后不久即发布了《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》。通知要求在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发展改革委统一核准。各级地方政府应加强项目管理，不得擅自核准或备案煤制天然气项目。据记者采访了解，煤制天然气尚处于刚刚起步阶段，真正进入实质性建设阶段的相关项目还寥寥可数，国家发展改革委此次通知，更多的意义在于未雨绸缪，是对一个新兴产业实施先规划后发展的先期性引导。&&&&石油和化学工业规划院高级工程师张方告诉记者，“2009年至2011年是煤制天然气的试点期间，在此期间，煤制天然气应由国家层面审批。但在执行中，有地方政府直接审批煤制天然气项目。此次只是严格重申而已。”在煤制天然气项目升温过程中，一些企业以开展煤化工项目为由圈占煤炭资源，一些煤炭资源产区则为拉动地方经济，忽视对煤制天然气的技术、副产品二氧化碳的处理、水资源的消耗和相关配套管线的建设。张方预计，在通知发布后，部分在建项目将延期。&&&&国家对煤制天然气项目一直非常谨慎，在去年5月出台的《石化产业调整和振兴规划》中，煤制天然气被列为煤化工的5类示范工程之一，其定位以示范为主。而据记者了解，目前规划上马的14个煤制天然气项目中，通过国家审批的只有3个：大唐国际投资近百亿元在内蒙古克什克腾和辽宁阜新建设的两个40亿立方米/年煤制天然气项目、内蒙古汇能煤化工有限公司16亿立方米/年煤制天然气项目。不过，据记者了解，目前我国在建和已规划的煤制天然气规划产能达250亿立方米/年，紧追西气东输二线工程的供气能力。对此，神华集团副总工程师吴秀章表示，这其中很多都是地方审核批准的。&&&&业内对煤制气技术有两种看似矛盾的表述，说它成熟的一方是站在相关设备生产可以国产化的角度考虑，而且国产化率还很高；而称其不成熟的一方则是看到煤制气关键的核心技术都掌握在国外厂商手中。《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》鼓励国内煤制天然气项目采用自主知识产权技术和国产化设备项目。不过，参与煤制气相关规划制定的张方告诉记者，在有关煤制气的未来发展规划中，对相关设备的国产化没有提出强制要求。&&&&二氧化碳等煤制气的副产品利用之所以将成为煤制气项目的必备标准，原因在于煤制天然气中要产生约1/3的二氧化碳，还有硫化物以及一些含酚的废水等,如果处理不当,会对环境造成很大污染。张方认为，“在其他煤化工项目中，同样存在二氧化碳的排放问题。二氧化碳理论上使用的方法很多，但因为将影响到企业的成本，回收利用的少。到目前为止，二氧化碳的利用都不够理想，没有一个使用量非常大、又兼具经济性的解决方案。”&&&&事实证明，煤制天然气的副产品也可以变废为宝，提高企业的效益。尽管各种研究认为，煤制气的经济效益很好，但值得注意的是，只靠制造煤制气单一产品，很难取得较好的经济效益。美国大平原煤制气项目除借助天然气价格上涨扭亏外，大力开发生产副产品以及对二氧化碳进行有效利用对提高企业效益同样功不可没。该公司投资了8.34亿美元用于副产品的开发和环境保护，副产品二氧化碳、化肥、溶剂、酚类、石脑油、液氨、惰性气体等产品，副产品销售收入占总销售收入的比例由1988年的5%提高到2008年的44%。该厂预计，在二氧化碳等副产品开发方面仍有很大潜力可挖。&&& 规范来得及时&&&&煤制天然气项目受到青睐，仅仅是近一段时间的事情。张方在接受记者采访时表示：“以前对煤制天然气的前景，基本上是没人感兴趣。”据张方介绍，煤制天然气“压抑”多时，不是因为技术上的问题，而是天然气的价格一直上不来。去年天然气涨价端倪刚刚显现，国内相关企业开始张罗煤制气的投资。据张方分析，“目前来看，投资煤制气，企业不会赔钱，随着天然气价格的调整，未来煤制天然气项目盈利预期也会进一步增加，这导致煤制天然气投资热快速升温。”&&&&张方说：“天然气价格涨了2、3毛，大家开始对煤制气产生兴趣。”据了解，近年来我国天然气需求快速增长，国内天然气需求缺口进一步扩大，需要通过大量进口天然气来弥补国内市场的缺口，因而天然气价格水涨船高，今年6月份国家发展改革委对天然气出厂价进行调整，并且决定完善天然气价格机制。天然气价格的上涨，使得煤制天然气产业更具发展前景，激发了各地投资建设煤制天然气项目的热情。据张方分析，“目前来看，投资煤制气，企业不会赔钱，随着天然气价格的调整，未来煤制天然气项目盈利预期也会进一步增加，这导致煤制天然气投资热快速升温。”&&&&与进口天然气2元/立方米左右的到岸价相比，采用鄂尔多斯粉煤制成的天然气成本是1.4~1.5元/立方米，远远低于外来天然气。张方经过几种不同的计算后得出结论，在天然气出厂价为1.8元/立方米，煤炭到厂价格为260元/吨情况下，年产40亿方煤制天然气项目基本经济可行。&&&&“技术上没有障碍，比煤制油都成熟。而且，煤制气的能源利用效率也不错，因为其转化过程最简单，别的煤化工要经过三步，它只要两步就可以制造出来。”张方说。据记者了解，与发电、煤制油、煤制甲醇和二甲醚等煤化工产品相比，煤转化为天然气的能源利用效率最高，可达60%左右。&&&&“煤制天然气的发展将起到平抑气价和保障天然气供应安全的作用。具有一定的市场空间和发展的必要性。”张方认为，“热本身没有错，但不要过热；煤制天然气产业市场前景虽然广阔，但要有序发展。”&&&&尽管在张方看来，煤制天然气具有一定的市场空间和发展的必要性，但他同时强调，“我国目前并不具备大规模发展煤制油的条件，通知是个适时的提醒。”张方表示，虽然目前规划上马的项目很多，但应该说大多都处在起步规划阶段，因此国家发展改革委“关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知”非常及时。中国煤炭工业协会政策研究部主任张勇在接受记者采访时也表示：“本次通知将促进煤制天然气科学地、规范地发展。”&&&&煤制气布局向西部倾斜&&&&记者在采访中获悉，国家能源局在今年已完成煤制天然气发展布局规划，此项规划研究将成为未来制定煤制天然气产业的政策基础。据消息人士透露，在“十二五”期间，煤制天然气项目将主要分布在四个区域，三西（山西、陕西、蒙西）、新疆、蒙东和云贵地区。张方认为，我国煤制气项目布局可以分四步走。“总的来说，第一步初期是黄河中上游，”三西“即蒙西、陕西、山西，其中山西条件是最好的，因为离华北市场近，只有几百里，而且煤炭资源丰富，水源也比较稳定。第二步是新疆，但煤制气企业必须与中石油合作才行，实现两者之间的管网合作。第三步是蒙东，因为它离东北市场不远，还可以利用俄天然气进口管网。第四步是云南、贵州，我国计划从缅甸进口天然气，也要建设管道，该地区煤制气立项上也可以利用这一条件。”张方说。目前，俄气、缅气管线还没有建成。&&&&煤制天然气前景可期，只是“借道已有管线输送，独立进行燃气销售对煤制天然气项目来说还有很长的路要走。”张方告诉记者，短距离的管线，在几百公里内，几十亿的投资，煤制气企业有能力承担。但长输管线则握在中石油和中石化手中，国内现有天然气管线拥有者和经营者同时也是天然气最主要的供应商。目前，天然气供配气管网尚未形成点线互联，离资源多元化、供应网络化、调配自动化的多气源、多用户天然气生产和供应市场化的要求还有相当的距离。张方认为，第三方气源难以经济合理地通过现有长输管线输送，这将直接影响到煤制天然气产业的发展。&&&&张方把季节性影响与天然气价格、长输管线等一起归纳为我国发展煤制天然气产业的主要控制性因素。“我国新增天然气消费以民用为主，民用燃气消费具有明显的季节性。”张方说，“煤制天然气需要安全稳妥地调峰措施。作为大型化工装置，煤制天然气项目一旦建成必须连续性煤制天然气大生产，否则将影响装置的安全性、稳定性和经济性。”&煤制天然气项目审批收紧&&& 中国石化报日&6月21日，国家发改委发布通知，要求规范煤制天然气产业发展，在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发改委统一核准。各级地方政府应加强项目管理，不得擅自核准或备案煤制天然气项目。&&& 国内天然气需求快速增长，各地投资建设煤制天然气项目的热情高涨。针对这一情况，国家发改委发布《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，要求各省、自治区、直辖市及计划单列市的发改委、能源局、经贸委加强对煤制天然气产业的规范和引导，促进煤制天然气行业健康发展。&&& 煤制天然气是以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取的合成天然气。煤制天然气是资源、资金、技术密集型产业，项目建设需要的外部配套支持条件较多，不仅涉及煤炭开采与转化、水资源保障、技术集成与优化，而且需要配套建设天然气管网、培育用气市场等，是一个复杂的系统工程，必须在国家能源规划指导下统筹考虑、合理布局。&&& 国家发改委明确了我国煤制天然气产业的发展思路：综合考虑资源承载、能源消耗、环境容量、天然气管网、区域市场容量等配套条件，合理布局煤制天然气气源点，优先安排煤炭调出区煤制天然气项目；鼓励采用自主知识产权技术和国产化设备项目；鼓励节能节水降耗新工艺、新技术的应用，贯彻循环经济理念，做好环境保护工作；发展煤、电、气、化多联产，最大限度地提高能效；与天然气管道规划衔接，落实外输通道和天然气销售市场，大力推广天然气终端高效利用方式。&&& 国家发改委强调，在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发改委统一核准，各级地方政府应加强项目管理，不得擅自核准或备案煤制天然气项目。对于通知下发前已经备案和核准的项目，各地发改委应进行认真筛选和清理，对不具备资源、技术、资金等条件的项目严禁开工建设，符合上述发展思路的项目上报国家发改委审核。扫扫二维码，随身浏览文档
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煤制气一窝蜂上马 管网及环保要求扼制冲动
作者/来源：每日经济新闻&&&日期： &&&点击率：215
　　今年的天然气“气荒”正在加速国内煤制天然气投资的 “火爆”,中海油、中电投、大唐国际、同煤集团等一批企业纷纷涉足煤制天然气。不过,业内相关专家认为,目前整个市场还处于开发阶段,就算发展顺利,也只能在两年后大规模投产,短期内无法解决国内“气荒”。
　　虽然目前的煤制天然气在价格上有一定竞争优势,但专家表示,一旦煤价出现大涨,成本优势将不复存在;而由于现有管网短期难以入网、自建管道难成气候以及节能减排等环保要求,都将成为煤制天然气大规模上马的“拦路虎”。
　　10多个项目“一窝蜂”上马
　　“国内现在已经有10多个煤制天然气项目。”中国城市燃气协会秘书长迟国敬在接受记者采访时表示,“这种一窝蜂的上马一定会出现问题。”截至目前,上述10多个项目的合计产能超过100亿立方米,总投资超2000亿元,其中最大为中海油与同煤集团合作的项目,计划总投资300亿元,年产天然气40亿立方米。11月,中电投又联合新汶矿业在新疆伊犁开发煤制天然气项目。此前,大唐国际在克什克腾旗和辽宁省阜新分别投资了两个40亿立方米/年的煤制天然气项目;神华集团、庆华集团的煤制天然气项目也先后奠基。
　　联合证券研究员王爽认为,目前煤制气市场处于开发阶段,还不成熟。而迟国敬称,煤制气建设周期比较长,一般需要两年的时间,国内这些项目最快也要1年后才能投产。
　　成本易受煤价波动影响
　　在企业的投资热背后,是煤制气的利润空间高于天然气。“以目前的煤价,煤制气的生产成本比国产和进口的天然气要低10%~20%左右,当然有利可图。迟国敬说道。中电投公司也曾预测,中电投在新疆的煤制天然气较中亚天然气价格更低,具有一定的竞争力。中国煤炭运销协会信息中心研究员李朝林称,煤制气在技术上比较容易,一些地方企业实际上已开始少量制气,多用于工业用气。
　　显然,煤制气生产成本与煤价的高低息息相关。迟国敬担忧地提醒,天然气价格和煤价都是波动的,价改后天然气上涨并不代表煤价不上涨,我国的煤炭价格仍有上涨空间,投资存在一定的风险。此外,一些专家也不看好煤制气,因为这种大量消耗一种稀缺能源去制造另外一种稀缺能源本身是不可取的,未来也并不适合大批产能集中大规模投产。
　　管网不够 环保难过关
　　上述项目投产后面临的最大问题或许是运输管道。从各种运输方式的经济性考虑,密闭的管道无疑是运输煤制天然气的首选,有些项目需配套建设数百公里甚至上千公里的输送管线。“自己建投资庞大,风险很高。”迟国敬说道,“另外,手续很复杂,管网需要经过多少省市,并要得到当地政府批准。”瑞银研究报告也认为,煤制气项目一般都涉及大量资本成本,投资毛利率将偏低。
　　煤制气项目在生产的过程中会产生一些废物,比如二氧化碳、硫化物以及一些含酚的废水等,如果处理不当,会对环境造成很大污染。李朝林称,到目前为止,还没有看到国家出台任何鼓励这个行业发展的文件和政策,而节能减排是个硬门槛。据了解,发改委目前只批准了大唐国际克什克腾旗煤制气项目。}