在北京市順義區的北石槽天然氣門站，一條從途經內蒙古赤峰、錫林郭勒、河北承德等地，總長359公里的管道連接到這里。從2013年12月開始，來自大唐集團的克什克騰旗煤制天然氣，源源不斷地從北石槽門站輸送到北京城市天然氣主管網。

近期，一條消息傳來：從9月1日開始，我國上調非居民用氣存量天然氣價格，同時放開非常規天然氣出廠價格限制。這意味著煤制天然氣（以下簡稱煤制氣）、頁巖氣、煤層氣等非常規天然氣的競爭力加碼。

但對于技術還未成熟、環保壓力巨大的煤制氣來說，未來之路并不清晰。

煤制氣是以煤為原料，采用氣化、凈化和甲烷化技術制取合成天然氣。近年來，在我國部分區域霧霾治理和煤炭產業轉型升級的背景下，煤制氣產業得到迅速發展。然而，7月22日，國家能源局網站發布通知，明確了嚴格能源轉化效率、水耗、排放等產業準入要求，對煤制氣的發展作進一步規范，禁止建設年產20億立方米及以下規模的煤制天然氣項目。此舉被解讀為對煤制氣行業的“降溫”。

煤制氣再剎車

煤炭是我國的主體能源。但近年來，面對日趨嚴重的大氣污染，減少燃煤，改變以煤為主的能源結構，成為大氣污染治理的重點。東部發達省市紛紛在能源規劃中，提出擴大天然氣供應的目標，使得我國對天然氣供應的需求與日俱增。

在“富煤、缺油、少氣”的資源條件下，發展煤制氣產業成為現實的選擇。

事實上，在2012年前煤制氣并不受鼓勵，甚至是限制發展的對象。2009年，國務院下發通知提出，由于傳統煤化工重復建設嚴重，產能過剩，要遏制傳統煤化工盲目發展，原則上3年內不再安排新的現代煤化工試點項目。

2013年9月，國務院印發《大氣污染防治行動計劃》，作為加快清潔能源替代利用的方式之一，煤制氣被賦予重要角色。這也為之前一直嚴控的煤制氣打開政策閘門。

2013年，大唐集團內蒙古克旗和慶華集團新疆伊犁煤制氣示范項目投產。而后，包括中電投霍城年產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、山東新汶礦業新疆伊犁年產40億立方米項目等在內的多個煤制天然氣項目獲得國家發改委批復，煤制氣掀起了投資熱潮。

據統計，目前全國共有不同階段煤制氣項目50個，其中在建項目5個，正在做前期工作的項目16個，計劃中的項目18個，另有2013年以來新簽約的11個項目。這些項目主要分布在新疆、內蒙古地區。煤制氣作為西北地區的大項目，不斷受到重視。

在投資熱潮之下，煤制氣項目的投資回報率卻一直較低。據悉，大唐發電2013年煤化工業務經營性稅前虧損高達22億元。今年7月，大唐發電通過重組，擬將煤化工業務進行剝離，幾乎同時，中海油、國電集團也正在對其他的煤化工業務進行重新梳理和拋售。

大宗產品信息服務機構金銀島的市場分析師孔令青表示，由于煤制氣投資總額較大，除了對企業的資金能力有一定要求，對其技術的專業性以及戰略規劃合理性的要求也較高。在目前相關配套技術和戰略規劃等條件不具備的前提下，卻出現了數以千億計的巨額投資在全國煤炭資源聚集地“跑馬圈地”。這一現狀急需相關監管部門對煤化工項目進行整頓和規劃。

早在今年2月，國家能源局召開了煤炭清潔利用專家咨詢會。在會上，針對煤制氣項目“遍地開花”現象，專家就已提出，煤制氣對資源環境條件要求高，應定位于國內油氣供應的重要補充，科學把握發展節奏，嚴格控制產業規模。

盈利的誘惑

業內人士認為，近兩年來的煤制氣投資熱，一方面是由于其價格優勢，另一方面則是出于目前煤炭企業產業轉型的迫切性。

據測算，2011年以前，煤炭價格高企，煤制氣的成本為每立方米2元左右，與國內常規天然氣的價格持平，煤制氣生產幾乎無利可圖。從2011年起，隨著國內煤炭產能過剩導致的國內外煤炭價格持續下跌和天然氣價格迅速增長，煤制氣生產成本下降到每立方米1.7元左右。而國內常規天然氣價格維持每立方米2.5元以上。特別是京津冀控制霧霾的各項措施出臺后，天然氣成為稀缺資源，如北京新增天然氣的門站價格高達每立方米3.14元。這導致煤制氣的價格競爭優勢凸顯。

中投顧問產業與政策研究中心能源行業研究員宛學智表示，在國內天然氣供應緊張和國際油價、天然氣價格連續上漲的情況下，煤制氣具有良好的盈利能力。

也有專家認為，煤制氣的盈利性并不確定。首先，未來煤炭價格走勢仍有許多不確定性。其次，煤制氣普遍以補充天然氣供需缺口為目標，我國及亞洲多個國家的天然氣價格掛鉤油價，天然氣價格遠高于北美和歐洲。如果油價下跌，會引起連鎖反應，反過來對煤制氣項目造成壓力。

根據國務院發展研究中心資源與環境政策研究所的郭焦鋒測算，從煤制氣項目經濟性看，煤炭價格上漲10%，內部收益率降低0.62%；天然氣價格降低10%，內部收益率降低2.78%。

推動煤制氣發展的另一個重要動力是煤炭市場的持續不景氣。在經歷“黃金十年”發展期后，我國煤炭產業終結了價格持續上漲的局面，煤炭企業靠賣煤掙錢難度越來越大。煤炭企業要實現持續健康發展，必須開拓新的發展空間。

在煤炭大省山西，今年以來，投資總額高達1157億元的六大現代煤化工標桿項目迅速推進。統計顯示，今年1～6月，山西省屬五大煤炭集團累計完成非煤收入4105.71億元，同比增長48.53%。山西提出“鼓勵發展煤電一體化、煤焦化、煤制氣、煤制油等就地轉化項目，實現多聯產、規模發展，拓寬煤炭利用范圍，將煤炭由燃料向原料轉化”。

環保緊箍咒

盡管算算“經濟賬”，煤制氣是煤炭企業一條不錯的出路，但對于大部分煤制氣項目而言，環保問題仍是繞不開的一道坎兒。

“環境問題是煤制氣必然面對的非常大的風險！”華東理工大學潔凈煤技術研究所所長于廣鎖說。

“僅從消費端來講，煤制氣與常規天然氣無異，一般意義上認為其燃燒產生的污染物和溫室氣體排放遠低于煤炭。但從整個生產過程來看，煤制氣項目替代煤炭將造成更多的煤炭資源消耗和溫室氣體排放。”神華科學技術研究院戰略研究員畢競悅告訴記者。

據清華大學氣候政策研究中心測算，北京市每年從內蒙古引進40億立方米煤制氣，這將替代北京市約894萬噸的煤炭消費，而內蒙古因為每年生產40億立方米的煤制氣卻會增加煤炭消費約1203萬噸。盡管北京市因為使用煤制氣替代煤炭而減少了約738萬噸的溫室氣體排放，但兩地總計將會凈增加約377萬噸的溫室氣體排放。而且，內蒙古因每年生產40億立方米天然氣將增加水資源消耗約2400萬噸，占2012年該地生活用水總量的2.3%，相當于約66萬內蒙古城市居民一年的生活用水量。有人將其形容為“區域治霾，全國增碳”的尷尬。

于廣鎖指出，煤制氣的環境問題首先是污水處理困難。國內煤制氣項目主要采用加壓固定床氣化技術，出氣化爐的產品氣中含一定量的甲烷，但相伴隨的是，產生了含氨、酚等難處理的廢水。國內已投產的項目已充分暴露污水處理代價高昂——“耗1噸煤產生1噸多污水；處理1噸污水花費高達137元”，相應的環保設備投資也非常高昂。

而固定床氣化產生的灰也存在環境風險隱患。年產40億噸煤制氣裝置，日處理煤2萬多噸，每天產生的灰有數千噸。如煤在氣化爐內反應不徹底，灰中還將含有較多的碳。這將對環境造成不良的影響。

此外，還有水資源的大量耗費。據估算，煤制氣的平均耗水量約為煤直接利用的18倍。按照國家要求，生產1000立方米煤制合成氣的最高水耗不能超過6.9噸，但實際運行中耗水往往在8噸以上，遠沒有達到要求。

世界資源研究所研究發現，迄今我國已獲批的煤制氣項目75%處于水資源高度緊張的地區。該機構測算，在新疆和內蒙古等干旱或半干旱地區建造的煤制氣項目全部投產后每年將消耗5億噸至7億噸淡水，幾乎相當于該地區2011年工業用水量的20%，這將使項目周邊牧民、農民等的水供給受到限制，加劇該地區本來就缺水的窘境。同時，由于這些地區在雨季和旱季之間的水供應變化無常，煤制氣企業也面臨隨時減產甚至暫時停產的風險。

正因如此，根據國家能源局的通告，在此次的產業規劃中，產業政策明確了煤制氣 “堅持量水而行”的原則，申報的示范項目必須符合產業政策相關規定，能源轉化效率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指標必須達到準入值等要求。

禁止建設年產20億立方米及以下規模的煤制天然氣項目和年產100萬噸及以下規模的煤制油項目、沒有列入國家示范的項目嚴禁地方擅自違規立項建設，這是國家能源局的公告中明確的“兩大禁令”。有評論認為，此舉目的是便于碳排放和水資源利用的管理和監督，同時也避免出現小項目“遍地開花”、產能質量低下的問題。

據悉，國家能源局近期將重點組織實施好煤制氣示范項目，優先在新疆、內蒙古等煤炭資源豐富、綜合配套條件好的地區發展，以實際可用水量確定產業規模，推動多種替代路線的示范