煤制天然氣明天走向何方

□ 呼躍軍

煤制天然氣明天走向何方

□ 呼躍軍

煤制氣在我國尚屬于新興產業，處于發展的初級階段，不宜“大干快上”“遍地開花”，需要依據國家有關規劃適度有序發展。

近年來，我國天然氣需求增長迅猛，加之國內資源缺口巨大，激發了投資者對煤制天然氣項目的興趣。李曉東 供圖

當前，煤制天然氣作為我國現代煤化工的“寵兒”之一，全國各省多地正在積極規劃籌備，大力發展此類工程項目建設。然而，當前已投產的煤制天然氣裝置正在遭遇前所未有的虧損壓力，企業界及專家學者建議，國家及地方政府盡快就煤制天然氣項目生產經營所面臨的困境，以及未來發展規劃進行全面調研，并盡快出臺相關政策，確保示范項目正常運行。一邊是全國范圍內數十個項目積極籌備“大干快上”，一邊卻是已投產示范裝置“負盈利”矛盾突出。面對如此局面，煤制天然氣的明天走向何方？

規劃井噴：產能超2000億立方米

據內蒙古科技大學礦業學院原副院長李繼林教授介紹，近年來，我國天然氣需求增長迅猛，加之國內資源缺口巨大，激發了投資者對煤制天然氣項目的興趣。同時，部分煤炭資源豐富地區出臺產業政策，要求取得新建煤礦開采權，必須帶有煤炭轉化項目，也間接帶動煤制天然氣項目趨熱。

李繼林說，據不完全統計，截至2017年5月，我國共有不同階段煤制氣項目接近70個，包含投產及在建、前期準備工作、計劃、簽約項目等，涉及產能超過2000億立方米/年。但從項目推進情況來看，目前呈現的特點是規劃多，投產少，煤制天然氣裝置已經投產產能累計不到50億立方米/年，占到規劃項目規模的約2.5%。但已經核準與2017年之前拿到“路條”的項目總產能高達近900億立方米/年。

國家有關部門似乎覺察到煤制天然氣無序發展的亂象。為此，2017年年初，國家能源局在最新發布的《煤炭深加工產業示范“十三五”規劃》中提出，“十三五”期間，要重點開展煤制油、煤制天然氣、低階煤分質利用、煤制化學品、煤炭和石油綜合利用等5類模式以及通用技術裝備的升級示范。在煤制天然氣方面，預計2020年產能為170億立方米/年。

規劃新建項目只有5個：建設蘇新能源和豐、北控鄂爾多斯、山西大同、新疆伊犁、安徽能源淮南煤制天然氣示范項目，分別承擔相應的示范任務。儲備項目包括新疆準東、內蒙古西部（含天津渤化、國儲能源）、內蒙古東部（興安盟、伊敏）、陜西榆林、武安新峰、湖北能源、安徽京皖安慶等煤制天然氣項目。同時，國家能源局在2017年5月印發《關于深化能源行業投融資體制改革的實施意見》，要求不得發放同意開展項目前期工作的“路條”性文件。

示范裝置：“負盈利”問題突出

內蒙古龍美科技化工研究院副院長王強表示，近年來，在國家能源安全戰略得推動下，目前國家發改委先后共核準了多個的煤制天然氣項目，這些項目均承擔了國家現代煤化工創新技術的工業化應用與重大裝備自主化等示范任務。目前，國家發改委核準的項目3個項目處于在建和啟動階段，包括內蒙古北控京泰能源發展有限公司、遼寧大唐國際阜新，以及新疆蘇新能源和豐有限公司各40億立方米/年煤制天然氣示范項目。但從目前已經投產的煤制氣裝置來看，經濟效益并不樂觀，存在綜合成本居高不下、負盈利矛盾十分突出等問題。已投產4個項目情況大多如此，包括大唐國際克什克騰煤制氣有限公司赤峰市40億立方米/年項目、內蒙古匯能煤化工有限公司鄂爾多斯市20億立方米/年項目、新疆慶華能源集團有限責任公司伊犁55億立方米/年項目，以及新疆伊犁新天煤化工有限責任公司年產20億立方米/年煤制天然氣示范項目。

王強舉例說明，我國煤制氣企業生產的天然氣有兩種渠道銷售：一種是生產出天然氣后通過輸送管道入網實現銷售：另一種是無法進入輸送管道，企業將天然氣液化后靠汽車運輸銷售。一個規模為40億立方米/年的煤制天然氣項目建設成本大約在200億元左右，煤價格為200元/噸，電為0.6元/度，催化劑為55元/千立方米，水耗6.3噸/千立方米，水費5元/噸，還有折舊等費用，生產成本最低約為1.58元/立方米。煤制天然氣進入管網還要扣除一定的運輸費用、增值稅、營業稅等。按照現在的市場行情，在銷售價格方面，幾乎所有煤制氣裝置管道輸送及液化制液化天然氣的市場銷售價格均高于當地天然氣門站價格，與常規天然氣相比已經不具備比較競爭優勢。

新疆慶華集團總經理孟令江證實了這一情況。據他介紹，新疆慶華55億立方米項目一期工程年產13.75億立方米煤制天然氣2013年11月投產，裝置一直維持高負荷平穩運行，生產負荷達到80%以上，月產量近1億立方米，然而2015年中國石油單方面降價、限產的決定對新疆慶華影響巨大，使公司經營收入、現金流等受到了極大地沖擊。目前，受氣價影響，公司發展日益艱難，若不能及時解決面臨的困難，企業發展將舉步維艱。

一位不愿具名的煤制天然氣企業負責人透露，即便是2016年11月之后，天然氣基準門站價格可上浮20%，兩地的門站價格也僅為1.38元/立方米和1.608元/立方米。而目前在新疆、內蒙古兩地區的門站基準價格恰好為全國最低，僅分別為1150元/千立方米和1340元/千立方米。現在，受氣價降低、費稅高舉、環保壓力陡增等多重因素影響，煤制氣企業發展日益艱難，陷入困境。

新疆慶華集團煤制天然氣項目受到低油價沖擊，舉步維艱。李曉東 供圖

“國內已投產4個項目都在新疆、內蒙古兩地。新疆慶華項目一期工程規模年產13.75億立方米煤制天然氣，價格僅為1.6元/立方米，銷售給中國石油，早期有一定的利潤。大唐克旗煤制氣項目初期的結算價為2.75元/立方米，在正常滿負荷正常運行時每立方米的利潤也可達0.7～0.8元/立方米，先后經過兩次下調后，現在的價格為1.82元/立方米，下調了約34%。匯能煤化工一期4億立方米/年工程于2014年11月投產，并同時配套建成了液化天然氣生產線，該項目自投產以來，企業長期處于虧損狀態。尤其是在2015年11月，國家發改委公布天然氣門站價格下降0.7元/立方米后，煤制氣原來在價格上的優勢基本上不復存在。”這位負責人訴苦說。

政策扶持：多措并舉 盡快實施

煤制天然氣的明天走向何方？專家在盡力呼吁，企業也在苦盼甘露。

國務院發展研究中心研究員賈瑞霞表示，盡管相比常規的礦采天然氣，煤制合成天然氣的純度更高，液化后甲烷含量可達到99.9%，屬綠色清潔能源，同時也是基于我國資源稟賦需要發展的戰略性能源，應該鼓勵發展。但同時也要看到，煤制氣在我國尚屬于新興產業，處于發展的初級階段，所以也不宜“大干快上”，需要依據國家有關規劃適度有序發展。對于已經核準的項目，國家應當給予政策上的傾斜。

李繼林教授、賈瑞霞研究員等專家建議，一方面從定價機制上，給予煤制天然氣必要的扶持政策支持，制定出優先使用煤制天然氣的優惠政策。另一方面，從地方稅收政策方面，對企業上繳地方的增值稅、所得稅和資源稅地方部分作為政府獎勵適當返還給企業。此外，也可以比照頁巖氣、煤制油、煤層氣等產業給企業以補貼。

業界專家也同時對當前“遍地開花”的煤制天然氣項目發出警示，煤制天然氣的成本往往數倍于常規天然氣，要想發展煤制氣項目，需要突破的關口還有很多。

（作者系內蒙古龍美科技化工研究院院長）