在北京市顺义区的北石槽天然气门站，一条从途经内蒙古赤峰、锡林郭勒、河北承德等地，总长359公里的管道连接到这里。从2013年12月开始，来自大唐集团的克什克腾旗煤制天然气，源源不断地从北石槽门站输送到北京城市天然气主管网。

   近期，一条消息传来：从9月1日开始，我国上调非居民用气存量天然气价格，同时放开非常规天然气出厂价格限制。这意味着煤制天然气（以下简称煤制气）、页岩气、煤层气等非常规天然气的竞争力加码。

    但对于技术还未成熟、环保压力巨大的煤制气来说，未来之路并不清晰。

    煤制气是以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取合成天然气。近年来，在我国部分区域雾霾治理和煤炭产业转型升级的背景下，煤制气产业得到迅速发展。然而，7月22日，国家能源局网站发布通知，明确了严格能源转化效率、水耗、排放等产业准入要求，对煤制气的发展作进一步规范，禁止建设年产20亿立方米及以下规模的煤制天然气项目。此举被解读为对煤制气行业的“降温”。

    煤制气再刹车

    煤炭是我国的主体能源。但近年来，面对日趋严重的大气污染，减少燃煤，改变以煤为主的能源结构，成为大气污染治理的重点。东部发达省市纷纷在能源规划中，提出扩大天然气供应的目标，使得我国对天然气供应的需求与日俱增。

    在“富煤、缺油、少气”的资源条件下，发展煤制气产业成为现实的选择。

    事实上，在2012年前煤制气并不受鼓励，甚至是限制发展的对象。2009年，国务院下发通知提出，由于传统煤化工重复建设严重，产能过剩，要遏制传统煤化工盲目发展，原则上3年内不再安排新的现代煤化工试点项目。

    2013年9月，国务院印发《大气污染防治行动计划》，作为加快清洁能源替代利用的方式之一，煤制气被赋予重要角色。这也为之前一直严控的煤制气打开政策闸门。

    2013年，大唐集团内蒙古克旗和庆华集团新疆伊犁煤制气示范项目投产。而后，包括中电投霍城年产60亿立方米项目、中海油山西大同的年产40亿立方米项目、内蒙古新蒙能源公司年产40亿立方米项目、山东新汶矿业新疆伊犁年产40亿立方米项目等在内的多个煤制天然气项目获得国家发改委批复，煤制气掀起了投资热潮。

    据统计，目前全国共有不同阶段煤制气项目50个，其中在建项目5个，正在做前期工作的项目16个，计划中的项目18个，另有2013年以来新签约的11个项目。这些项目主要分布在新疆、内蒙古地区。煤制气作为西北地区的大项目，不断受到重视。

    在投资热潮之下，煤制气项目的投资回报率却一直较低。据悉，大唐发电2013年煤化工业务经营性税前亏损高达22亿元。今年7月，大唐发电通过重组，拟将煤化工业务进行剥离，几乎同时，中海油、国电集团也正在对其他的煤化工业务进行重新梳理和抛售。

    大宗产品信息服务机构金银岛的市场分析师孔令青表示，由于煤制气投资总额较大，除了对企业的资金能力有一定要求，对其技术的专业性以及战略规划合理性的要求也较高。在目前相关配套技术和战略规划等条件不具备的前提下，却出现了数以千亿计的巨额投资在全国煤炭资源聚集地“跑马圈地”。这一现状急需相关监管部门对煤化工项目进行整顿和规划。

    早在今年2月，国家能源局召开了煤炭清洁利用专家咨询会。在会上，针对煤制气项目“遍地开花”现象，专家就已提出，煤制气对资源环境条件要求高，应定位于国内油气供应的重要补充，科学把握发展节奏，严格控制产业规模。

    盈利的诱惑

    业内人士认为，近两年来的煤制气投资热，一方面是由于其价格优势，另一方面则是出于目前煤炭企业产业转型的迫切性。

    据测算，2011年以前，煤炭价格高企，煤制气的成本为每立方米2元左右，与国内常规天然气的价格持平，煤制气生产几乎无利可图。从2011年起，随着国内煤炭产能过剩导致的国内外煤炭价格持续下跌和天然气价格迅速增长，煤制气生产成本下降到每立方米1.7元左右。而国内常规天然气价格维持每立方米2.5元以上。特别是京津冀控制雾霾的各项措施出台后，天然气成为稀缺资源，如北京新增天然气的门站价格高达每立方米3.14元。这导致煤制气的价格竞争优势凸显。

    中投顾问产业与政策研究中心能源行业研究员宛学智表示，在国内天然气供应紧张和国际油价、天然气价格连续上涨的情况下，煤制气具有良好的盈利能力。

    也有专家认为，煤制气的盈利性并不确定。首先，未来煤炭价格走势仍有许多不确定性。其次，煤制气普遍以补充天然气供需缺口为目标，我国及亚洲多个国家的天然气价格挂钩油价，天然气价格远高于北美和欧洲。如果油价下跌，会引起连锁反应，反过来对煤制气项目造成压力。

    根据国务院发展研究中心资源与环境政策研究所的郭焦锋测算，从煤制气项目经济性看，煤炭价格上涨10%，内部收益率降低0.62%；天然气价格降低10%，内部收益率降低2.78%。

    推动煤制气发展的另一个重要动力是煤炭市场的持续不景气。在经历“黄金十年”发展期后，我国煤炭产业终结了价格持续上涨的局面，煤炭企业靠卖煤挣钱难度越来越大。煤炭企业要实现持续健康发展，必须开拓新的发展空间。

    在煤炭大省山西，今年以来，投资总额高达1157亿元的六大现代煤化工标杆项目迅速推进。统计显示，今年1～6月，山西省属五大煤炭集团累计完成非煤收入4105.71亿元，同比增长48.53%。山西提出“鼓励发展煤电一体化、煤焦化、煤制气、煤制油等就地转化项目，实现多联产、规模发展，拓宽煤炭利用范围，将煤炭由燃料向原料转化”。

    环保紧箍咒

    尽管算算“经济账”，煤制气是煤炭企业一条不错的出路，但对于大部分煤制气项目而言，环保问题仍是绕不开的一道坎儿。

    “环境问题是煤制气必然面对的非常大的风险！”华东理工大学洁净煤技术研究所所长于广锁说。

“仅从消费端来讲，煤制气与常规天然气无异，一般意义上认为其燃烧产生的污染物和温室气体排放远低于煤炭。但从整个生产过程来看，煤制气项目替代煤炭将造成更多的煤炭资源消耗和温室气体排放。”神华科学技术研究院战略研究员毕竞悦告诉记者。

    据清华大学气候政策研究中心测算，北京市每年从内蒙古引进40亿立方米煤制气，这将替代北京市约894万吨的煤炭消费，而内蒙古因为每年生产40亿立方米的煤制气却会增加煤炭消费约1203万吨。尽管北京市因为使用煤制气替代煤炭而减少了约738万吨的温室气体排放，但两地总计将会净增加约377万吨的温室气体排放。而且，内蒙古因每年生产40亿立方米天然气将增加水资源消耗约2400万吨，占2012年该地生活用水总量的2.3%，相当于约66万内蒙古城市居民一年的生活用水量。有人将其形容为“区域治霾，全国增碳”的尴尬。

    于广锁指出，煤制气的环境问题首先是污水处理困难。国内煤制气项目主要采用加压固定床气化技术，出气化炉的产品气中含一定量的甲烷，但相伴随的是，产生了含氨、酚等难处理的废水。国内已投产的项目已充分暴露污水处理代价高昂——“耗1吨煤产生1吨多污水；处理1吨污水花费高达137元”，相应的环保设备投资也非常高昂。

    而固定床气化产生的灰也存在环境风险隐患。年产40亿吨煤制气装置，日处理煤2万多吨，每天产生的灰有数千吨。如煤在气化炉内反应不彻底，灰中还将含有较多的碳。这将对环境造成不良的影响。

    此外，还有水资源的大量耗费。据估算，煤制气的平均耗水量约为煤直接利用的18倍。按照国家要求，生产1000立方米煤制合成气的最高水耗不能超过6.9吨，但实际运行中耗水往往在8吨以上，远没有达到要求。

    世界资源研究所研究发现，迄今我国已获批的煤制气项目75%处于水资源高度紧张的地区。该机构测算，在新疆和内蒙古等干旱或半干旱地区建造的煤制气项目全部投产后每年将消耗5亿吨至7亿吨淡水，几乎相当于该地区2011年工业用水量的20%，这将使项目周边牧民、农民等的水供给受到限制，加剧该地区本来就缺水的窘境。同时，由于这些地区在雨季和旱季之间的水供应变化无常，煤制气企业也面临随时减产甚至暂时停产的风险。

    正因如此，根据国家能源局的通告，在此次的产业规划中，产业政策明确了煤制气 “坚持量水而行”的原则，申报的示范项目必须符合产业政策相关规定，能源转化效率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指标必须达到准入值等要求。

    禁止建设年产20亿立方米及以下规模的煤制天然气项目和年产100万吨及以下规模的煤制油项目、没有列入国家示范的项目严禁地方擅自违规立项建设，这是国家能源局的公告中明确的“两大禁令”。有评论认为，此举目的是便于碳排放和水资源利用的管理和监督，同时也避免出现小项目“遍地开花”、产能质量低下的问题。

    据悉，国家能源局近期将重点组织实施好煤制气示范项目，优先在新疆、内蒙古等煤炭资源丰富、综合配套条件好的地区发展，以实际可用水量确定产业规模，推动多种替代路线的示范。