盡管近期煤炭市場處于低迷狀態，但煤制甲烷仍處于“火熱”狀態。不能回避的是，煤制甲烷的爭議始終沒有停止，特別是2014年7月17日國家能源局發布《關于規范煤制油、煤制天然氣產業科學有序發展的通知》，再一次將煤制甲烷發展定位的爭論和思考推向高潮。

據2014年7月“綠色和平”煤制氣產業發展利弊研討會最新發布數據，截至2014年6月，全國煤制甲烷項目總計計劃產能已經達到2250億立方米/年。其中，已投產產能僅27.05億立方米/年，建設中產能143.95億立方米/年，前期工作項目產能662億立方米/年，計劃中項目產能637億立方米/年，新近簽約項目產能780億立方米/年。計劃建設的項目規模是已投產和建設中規模的12倍。

我國發展煤制甲烷項目可以說已經走到了“十字路口”，作為天然氣的“替代品”，需要從能源、天然氣、環境等“大空間”中分析，煤制甲烷何去何從，需要業內人士及國家主管部門盡快研究，制定相關政策。

“傍大款”顯示底氣不足

煤制甲烷的名稱稱謂多種，如：煤制氣、煤制天然氣、煤制合成氣等，目前用的比較多的是前兩種稱謂，這可能是由于天然氣是清潔能源，按照國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心主任李俊峰的說法，是為了“傍大款”。其實，應該從煤制甲烷的反應原理和生產過程入手分析，探究煤制甲烷的具體稱謂。

煤制甲烷的工藝技術方案主要是以煤為原料，采用加壓粉煤氣化或水煤漿氣化、變換、低溫甲醇洗氣體凈化、硫回收、甲烷化、煤氣水分離等工藝技術生產主要產品甲烷和副產品硫磺、石腦油、焦油、粗酚、液氨等。從反應過程可以看出，其原料是煤炭和水，主要產品是甲烷，以及二氧化碳排放物。

可見，此類項目就是一個煤化工項目，在與其它煤化工項目在取名時應類似，比如煤生產合成氨、甲醇、合成氣（CO+H2）等，被稱為“煤制甲烷”是合適的。

應適度發展

一個國家是否要要發展煤制甲烷主要取決于三方面因素：能源發展目標、環境容量、天然氣供需形勢。因此，我國的能源發展目標決定應適度甚至控制煤制甲烷發展。

世界上大多數國家的能源革命基本上通過能源結構調整和提高能源效率或節約能源來實現，在這個過程中通常是煤炭比例下降和天然氣比例上升。我國的能源發展目標是控制能源總量和能源結構調整，能源消費革命路線圖之一是節約能源。在實現能源發展目標中，煤制甲烷并不具備這樣的功能，主要因為發展煤制甲烷不能調整一次能源結構。

煤制甲烷之所以發展，可能其中最主要的提法就是將非清潔能源——煤炭轉化為清潔能源——天然氣（主要組成是甲烷），即所謂的煤炭清潔化。然而，煤制甲烷實際上就是煤化工的一種，主要是以煤為原料。

基于此，無論從供應端和消費端，尤其是供應端，煤制甲烷仍然沒有擺脫煤炭，對于一次能源來說沒有改變能源結構，消費的仍然是煤。預測2020年我國一次能源消費總量為43.2億噸，若2020年煤制甲烷規模1000億立方米，那么消費煤炭3.2億噸，占一次能源消費總量的7%，比例比較大，對我國一次能源結構調整是個考驗。

同時，盡管煤制甲烷具有相對能效，但存在二次利用能效降低問題。目前國內將煤炭轉化為能源的方式發電、煤制油、煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制甲烷，其中煤制甲烷的能效利用率最高，單位熱值耗水量最低，項目綜合二氧化碳排放較少等優勢，如果與其他煤制能源方式相比，煤制甲烷具備一定優勢。

但是這只說明了煤炭一次利用的能耗問題，如果考慮煤炭甲烷在生活生產中需要進行二次利用，利用流程加長，那么煤制甲烷在節能上不一定具備優勢。以煤發電為例為，如果煤炭直接發電，目前最先進的工藝技術綜合能耗可以達到40%；而煤制甲烷的綜合能耗為52%，如果再發電，目前最先進的天然氣發電綜合能耗可以達到58%，兩次利用的綜合能耗僅有30%。我國《能源發展“十二五”規劃》提出，2015年國家能源綜合效率提高到38%，煤制甲烷用于發電的綜合能耗遠低于此，與能源消費革命路線圖中關于節約能源的目標存在一定沖突。

未來應定位西部地區

未來我國天然氣行業繼續保持高速發展的態勢，而在一段時期內，市場仍存在供小于求的情況，煤制甲烷作為天然氣資源的補充氣源，承擔著催化市場發展的作用。因此應該從供應規模、項目布局、利用方向等角度進行評判，進而確定較為合理、可行的煤制甲烷定位。

從煤制甲烷的供應規模來看，對所有煤制甲烷項目進行逐一排產分析，考慮煤制甲烷項目的開工率，未來我國煤制甲烷發展規模較先前預測的水平有所降低。預計2015年煤制甲烷供應量約為50億立方米，年均增長25億立方米，小于《天然氣發展“十二五”規劃》150～180億立方米的目標；2020年供應量約為500億～700億立方米，2015～2020年年均增長90～130億立方米，是煤制甲烷高速發展期。2020年之后，隨著非常規氣資源的增長，煤制甲烷增速將進一步放緩，預計2025年供應量約為800～1100億立方米，年均增長60～80億立方米，2030年供應量約為1200～1600億立方米/年，年均增長80～100億立方米，低于2250億立方米的總計劃產能。

從煤制甲烷項目的布局分析，根據煤制甲烷的原理，1噸煤可生產250～333立方米煤制天然氣，煤含碳量按70%計算，產生1.28噸二氧化碳。若煤制甲烷規模500億立方米，若沒有有效的碳捕捉、封存和利用工藝（CCS），將會產生二氧化碳2億噸。若2020年我國二氧化碳排放總量以33億噸計算，則生產煤制甲烷產生的二氧化碳將會占據6%的排放份額。我國煤制甲烷項目主要集中在新疆、內蒙古等地區，上述兩省地理面積大，環境容量相對較大，對于我國中東部地區，如安徽等省份，環境容量較小，不建議在該地區發展煤制甲烷項目。

從煤制甲烷的利用方向看，煤制甲烷生產的氣與一次能源生產的天然氣一樣，可以用于城市燃氣、工業燃料、化工和發電。然而由于煤炭直接用于做化工原料和發電燃料，經濟上更可行，因此煤制甲烷若再用于發電和化工從經濟上來說就不合理。這樣的話，那么煤制甲烷生產的天然氣比較合理地只有用于城市燃氣和工業燃料。但未來在我國西部，特別是新疆不能大規模的消費天然氣，那么多余的天然氣只有東輸。因此建議煤制甲烷從能源流向來看是在西部消費煤炭，而將煤制甲烷生產的天然氣流向了東部。

外輸和調峰短板

我國天然氣供需形勢將逐漸轉變為供大于求，在保證國產氣生產、進口氣合同前提下，煤制甲烷產能將最先受到挑戰。目前煤制甲烷計劃總產能已經達到2250億立方米，隨著煤制甲烷建設進度加快，已經在局部地區產生過熱情況。未來將面臨外輸和調峰短板：一是現有的管網規劃無法滿足資源的外輸，二是其占2030年我國天然氣資源資源總量的三分之一，影響我國天然氣市場調峰安全。

從管道輸送來看，因為煤制甲烷資源主要集中在新疆、內蒙地區，目前已建成接入管道主要有大唐煤制甲烷外輸管道，在建管道有西三線，規劃管道包括新粵浙、鄂安滄、中海油煤制甲烷外輸管道以及煤制甲烷項目自建的外輸管道等，總體走向為自東向西、自南向北，與我國常規氣資源流向相同。上述管道總輸氣能力接近1400億立方米/年，除輸送其他天然氣資源外，可以輸送煤制甲烷1000億立方米/年，無法滿足2025年高限資源供應的安全保障，更無法滿足2250億立方米煤制甲烷總計劃產能，煤制甲烷資源外輸存在一定問題。

從調峰能力來看，煤制甲烷從本質上屬于煤化工項目，化工項目工藝技術上其中一個特點是連續穩定生產，同時受到設備等方面因素，化工設備需有檢修期。基于此，煤制甲烷項目不僅要滿足下游用戶的調峰需要，而且由于自身的檢修，需要其它設施進行調峰。

以一個年產40億立方米的煤制甲烷項目為例，相當于日產1000萬立方米天然氣。當此煤制甲烷項目向北部一個城市集中供應天然氣時，消費市場同樣40億立方米，由于下游用氣的波動性，假設高峰用氣1800萬立方米，低谷用氣為800萬立方米倍，那么煤制甲烷項目同樣也得和常規天然氣一樣，尋求配套的調峰設施；另外，當煤制甲烷項目檢修時，借鑒其它煤化工的經驗，每年有15～30天的檢修時間（盡管有業內專家提出可以通過多系列避免這個問題，可是如果系列越多，單體規模越小，達不到經濟規模，能耗越大），在此期間，每天停產1000萬立方米的天然氣，下游用氣如何解決，必須有其它氣源來配合，也是一個難題。

由此可見，我國發展煤制甲烷應適度，對局部地區的煤制甲烷大熱現象，有關主管部門應盡快進一步嚴格核準和管理，從國家總體層面規劃布局，既要避免先斬后奏，又要合理控制產能。

其次，我國天然氣總體供應格局仍然是以國產氣為主，以擴大常規氣勘探開發、實現非常規氣資源大發展為目標。因此無論煤制甲烷項目怎么發展，煤制甲烷主要定位仍然是天然氣供應的接替資源，是發展天然氣產業的一個階段性資源，不能作為未來的主力氣源，而我國天然氣總體供應格局的發展產生影響。

最后，我們應協調發展煤制甲烷項目、管道運輸及下游市場，處理好三者之者關系，尤其是共同研究調峰問題。