煤制气回暖还有哪些“堵点”？

日前，新疆自治区发改委召开新疆准东经济技术开发区煤制油气战略基地的规划编制工作会议。在新疆煤制油气战略基地初步方案中，准东开发区计划建设两个500万吨煤制油联产天然气和化学品基地、240亿立方米煤制天然气联产化学品基地，总投资3624亿元，总产值1335亿元。

与此同时，全国首家由民营企业投资建设的煤制天然气示范项目也传来消息：汇能煤制天然气二期打通全流程产出了合格液化天然气。该项目位于鄂尔多斯市伊金霍洛旗圣圆煤化工基地，建设规模为年产10.2亿标准立方米煤制天然气并全部液化。

在降碳目标拉升天然气需求、气价近期持续走高的背景下，已有项目全面亏损、发展“不温不火”的煤制气是否迎来“回暖期”？

项目上马需谨慎理智

国家在“十二五”规划 、“ 十三五”规划 以及《现代煤化工“ 十三五 ”发展指南》《煤炭深加工产业示范“ 十三五 ”规划》和《现代煤化工产业创新发展布局方案》等文件，都曾明确支持发展煤制气。

今年3月，《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》（下称《规划纲要》）正式发布，首次提出“油气核心需求依靠自保”这一底线，对明确煤制油气产业定位具有重要意义。

从《规划纲要》内容来看，煤制油气基地的选址以煤炭资源为基本前提，主要集中在鄂尔多斯盆地和新疆两大区域，这也是未来我国煤炭产能进一步集中的区域。煤制油气战略基地的提出也意味着产业发展模式将由“项目示范”升级为“基地布局”。

但煤制气项目的发展并非一帆风顺。据了解，目前几个投产煤制气项目的实际完全成本约在1.5元/立方米至2.5元/立方米之间，高于常规天然气及页岩气、煤层气等非常规天然气在内的所有天然气产品成本。

新疆庆华集团总经理孟令江也曾指出，新疆庆华的55亿立方米/年煤制气项目一期工程投产后，生产负荷达到80%以上，天然气成本高于1.5元/立方米。但新疆天然气最高门站价格仅1.05元/立方米，毫无利润可谈。

“此前贵州等地也有发展煤制气项目的计划，当时该地招商投资局曾预计年可实现利润（税前）8.62亿元，投资回期为5.8年。但即便有丰富的煤炭资源、水资源和电力资源，这样的投资预期仍过于乐观。要知道，明星项目大唐克旗煤制气项目自2013年投产以来也是一直亏损。”某业内人士指出。

中国石油和化学工业联合会煤化工专委会副秘书长王秀江表示，煤制气项目发展要谨慎、理智，新项目上马一定要做足功课，做好应对政策挑战的准备。

目前技术工艺尚不能满足降碳需求

国家发改委公布的数据显示，今年1—7月，我国天然气表观消费量达2112亿立方米，同比增长17.1%。天然气需求持续增长。同时，相关数据显示，截至“十三五”末，我国煤制天然气年产能达51亿立方米，与“十二五”末相比，产能实现大幅增长。

中国石油和化学工业联合会会长李寿生表示，近年来我国攻克了一系列重大技术难题，开发出一大批关键技术，建设了多个现代煤化工示范工程。大唐克旗煤制天然气等工程稳定运行，不论是创新能力，还是工艺技术管理、装备制造等方面都走在了世界前列。

在王秀江看来，煤化工项目只能在环境容量允许的条件下，在适当的区域适度发展，同时要求企业对于环境保护具有高度的责任感和有效的治理手段。

“未来，在碳达峰、碳中和目标要求下，资源能源和生态环境的强约束将对煤化工发展提出更高要求。”王秀江说，“政策约束下的煤制气产业虽然在逐步探索减碳技术工艺，但尚远不能满足日益增长的碳减排需求。”

上述业内人士指出，目前煤制气采用净回值法定价机制，统一定价过低。与此同时，财政部出台了《可再生能源发展专项资金管理暂行办法》，针对煤层气、页岩气 、致密气等非常规天然气开采利用每立方米补贴0.3元，而煤制气这一非常规天然气却始终没有享受到相应的政策补贴。“所以，煤制气项目的亏损可以说是属于政策性亏损。”

注重绿色可持续发展

业内人士建议，应利用环境税—碳税联合效应改革，提高煤制天然气行业准入门槛，执行环保标准，重视长期、可持续与利润、环境成本的平衡发展。探索高碳产业低碳排放、二氧化碳循环利用新路径。通过颠覆性技术创新，突破源头减排和节能提效的瓶颈，以科技创新推动下游化工产品向精细化、高附加值方向发展，降低二氧化碳排放并开拓二氧化碳资源化利用新路径，进而争取持续发展空间。

“应鼓励煤炭清洁利用关键技术的研发与示范，走新型绿色、低碳、高效现代煤制气发展道路，才能真正有效减少煤制气污染物的排放。”王秀江表示。

上述业内人士进一步表示，对企业来说，短期利润和长期利益的抉择，以及企业利润与环境成本的平衡是重点。企业作为煤制气技术研发和产业化发展的主体，应在经济可行的前提下，尽量采用先进可靠、能耗最低、节水型绿色工艺和技术，坚持升级发展，从而探索更加低碳和高效的技术路径。