來源：中國能源報

日前，新疆自治區發改委召開新疆準東經濟技術開發區煤制油氣戰略基地的規劃編制工作會議。在新疆煤制油氣戰略基地初步方案中，準東開發區計劃建設兩個500萬噸煤制油聯產天然氣和化學品基地、240億立方米煤制天然氣聯產化學品基地，總投資3624億元，總產值1335億元。

與此同時，全國首家由民營企業投資建設的煤制天然氣示范項目也傳來消息：匯能煤制天然氣二期打通全流程產出了合格液化天然氣。該項目位于鄂爾多斯市伊金霍洛旗圣圓煤化工基地，建設規模為年產10.2億標準立方米煤制天然氣并全部液化。

在降碳目標拉升天然氣需求、氣價近期持續走高的背景下，已有項目全面虧損、發展“不溫不火”的煤制氣是否迎來“回暖期”？

項目上馬需謹慎理智

國家在“十二五”規劃 、“ 十三五”規劃 以及《現代煤化工“ 十三五 ”發展指南》《煤炭深加工產業示范“ 十三五 ”規劃》和《現代煤化工產業創新發展布局方案》等文件，都曾明確支持發展煤制氣。

今年3月，《中華人民共和國國民經濟和社會發展第十四個五年規劃和2035年遠景目標綱要》（下稱《規劃綱要》）正式發布，首次提出“油氣核心需求依靠自保”這一底線，對明確煤制油氣產業定位具有重要意義。

從《規劃綱要》內容來看，煤制油氣基地的選址以煤炭資源為基本前提，主要集中在鄂爾多斯盆地和新疆兩大區域，這也是未來我國煤炭產能進一步集中的區域。煤制油氣戰略基地的提出也意味著產業發展模式將由“項目示范”升級為“基地布局”。

但煤制氣項目的發展并非一帆風順。據了解，目前幾個投產煤制氣項目的實際完全成本約在1.5元/立方米至2.5元/立方米之間，高于常規天然氣及頁巖氣、煤層氣等非常規天然氣在內的所有天然氣產品成本。

新疆慶華集團總經理孟令江也曾指出，新疆慶華的55億立方米/年煤制氣項目一期工程投產后，生產負荷達到80%以上，天然氣成本高于1.5元/立方米。但新疆天然氣最高門站價格僅1.05元/立方米，毫無利潤可談。

“此前貴州等地也有發展煤制氣項目的計劃，當時該地招商投資局曾預計年可實現利潤（稅前）8.62億元，投資回期為5.8年。但即便有豐富的煤炭資源、水資源和電力資源，這樣的投資預期仍過于樂觀。要知道，明星項目大唐克旗煤制氣項目自2013年投產以來也是一直虧損。”某業內人士指出。

中國石油和化學工業聯合會煤化工專委會副秘書長王秀江表示，煤制氣項目發展要謹慎、理智，新項目上馬一定要做足功課，做好應對政策挑戰的準備。

目前技術工藝尚不能滿足降碳需求

國家發改委公布的數據顯示，今年1—7月，我國天然氣表觀消費量達2112億立方米，同比增長17.1%。天然氣需求持續增長。同時，相關數據顯示，截至“十三五”末，我國煤制天然氣年產能達51億立方米，與“十二五”末相比，產能實現大幅增長。

中國石油和化學工業聯合會會長李壽生表示，近年來我國攻克了一系列重大技術難題，開發出一大批關鍵技術，建設了多個現代煤化工示范工程。大唐克旗煤制天然氣等工程穩定運行，不論是創新能力，還是工藝技術管理、裝備制造等方面都走在了世界前列。

在王秀江看來，煤化工項目只能在環境容量允許的條件下，在適當的區域適度發展，同時要求企業對于環境保護具有高度的責任感和有效的治理手段。

“未來，在碳達峰、碳中和目標要求下，資源能源和生態環境的強約束將對煤化工發展提出更高要求。”王秀江說，“政策約束下的煤制氣產業雖然在逐步探索減碳技術工藝，但尚遠不能滿足日益增長的碳減排需求。”

上述業內人士指出，目前煤制氣采用凈回值法定價機制，統一定價過低。與此同時，財政部出臺了《可再生能源發展專項資金管理暫行辦法》，針對煤層氣、頁巖氣 、致密氣等非常規天然氣開采利用每立方米補貼0.3元，而煤制氣這一非常規天然氣卻始終沒有享受到相應的政策補貼。“所以，煤制氣項目的虧損可以說是屬于政策性虧損。”

注重綠色可持續發展

業內人士建議，應利用環境稅—碳稅聯合效應改革，提高煤制天然氣行業準入門檻，執行環保標準，重視長期、可持續與利潤、環境成本的平衡發展。探索高碳產業低碳排放、二氧化碳循環利用新路徑。通過顛覆性技術創新，突破源頭減排和節能提效的瓶頸，以科技創新推動下游化工產品向精細化、高附加值方向發展，降低二氧化碳排放并開拓二氧化碳資源化利用新路徑，進而爭取持續發展空間。

“應鼓勵煤炭清潔利用關鍵技術的研發與示范，走新型綠色、低碳、高效現代煤制氣發展道路，才能真正有效減少煤制氣污染物的排放。”王秀江表示。

上述業內人士進一步表示，對企業來說，短期利潤和長期利益的抉擇，以及企業利潤與環境成本的平衡是重點。企業作為煤制氣技術研發和產業化發展的主體，應在經濟可行的前提下，盡量采用先進可靠、能耗最低、節水型綠色工藝和技術，堅持升級發展，從而探索更加低碳和高效的技術路徑。