雖然國內(nèi)目前尚無一套商業(yè)化運(yùn)營的煤制天然氣裝置，但煤制氣的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性顯然已經(jīng)得到國家層面的認(rèn)可。專家指出，煤制氣項目在解決了技術(shù)瓶頸、保證了市場需求之后，管輸問題成為項目成功的關(guān)鍵。
    繼“十一五”批準(zhǔn)大唐克旗40億立方米/年、大唐阜新40億立方米/年、慶華伊犁55億立方米/年、匯能鄂爾多斯16億立方米/年四個煤制氣項目之后，今年以來，又有中電投霍城60億立方米/年、山東新汶礦業(yè)伊犁40億立方米/年、國電興安盟40億立方米/年等8個煤制氣項目獲得國家發(fā)改委“路條”，從而使煤制氣成為獲批項目最多的新型煤化工路徑。
    “這主要因為煤制氣已不存在懸而未決的技術(shù)難題，國內(nèi)需求旺盛，同時能解決新疆、內(nèi)蒙古等西部富煤地區(qū)的煤炭深加工問題，促進(jìn)地方經(jīng)濟(jì)發(fā)展。”陜西省決策咨詢委員會委員賀永德告訴記者。他說，德國魯奇、英國戴維和丹麥托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技術(shù)，其中魯奇公司的技術(shù)在日處理褐煤1.85萬噸的美國大平原煤制氣工廠經(jīng)過了30多年的驗證。為確保項目成功，“十一五”獲批的四個煤制氣項目，全部采用國外技術(shù)；今年獲得“路條”的8個煤制氣項目，大多也將引進(jìn)國外技術(shù)。中科院大連化物所自行設(shè)計的5000立方米/日煤制天然氣甲烷化中試裝置已在河南義馬氣化廠實現(xiàn)了長周期穩(wěn)定運(yùn)行，國產(chǎn)甲烷化技術(shù)也趨于成熟，煤制氣項目已經(jīng)基本不存在技術(shù)難題。
    煤制天然氣的市場前景同樣被業(yè)內(nèi)看好。據(jù)了解，“十一五”以來，我國天然氣產(chǎn)量和消費(fèi)量持續(xù)快速增長，供需缺口不斷拉大。2012年，全國天然氣產(chǎn)量1077億立方米，消費(fèi)量1471億立方米，供需缺口達(dá)394億立方米。據(jù)權(quán)威機(jī)構(gòu)預(yù)測：受居民消費(fèi)快速增長推動，今后5~10年，我國天然氣需求量仍將持續(xù)大幅增長。2015年，我國天然氣需求量將達(dá)2600億立方米，2020年將超過3200億立方米；然而，國內(nèi)天然氣產(chǎn)量（含煤層氣）屆時將分別不會超過1850億立方米和2200億立方米，供需缺口高達(dá)750億立方米和1000億立方米。“如此大的供需缺口，給煤制氣項目提供了巨大的發(fā)展空間，5~10年內(nèi)煤制氣不會遭遇產(chǎn)能過剩困擾。”賀永德說。
    石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院副院長白頤對煤制氣的經(jīng)濟(jì)性給予了肯定。她說，以新疆、內(nèi)蒙古目前的煤炭價格計算，在當(dāng)?shù)亟ㄔO(shè)煤制氣項目，生產(chǎn)成本在1.2~1.5元（每立方米，下同）。按照全線平均管輸費(fèi)1.2元計算，城市門站均價為2.4~2.7元。與西氣東輸二線相比，煤制氣具有0.5元以上的優(yōu)勢。若與進(jìn)口LNG相比，煤制氣有2元以上的優(yōu)勢。后期如果天然氣價格上調(diào)，則煤制氣的價格優(yōu)勢會更加明顯。
    “在國家確定的幾大新型煤化工示范路徑中，煤制氣的能量轉(zhuǎn)化效率相對較高，但二氧化碳排放強(qiáng)度也很大?？紤]到日益加劇的環(huán)境約束和排碳壓力，煤制氣項目不宜獨(dú)立布局，而應(yīng)通過煤分質(zhì)利用，先熱解提取煤焦油，對煤焦油深加工，同時將熱解氣中甲烷提取,并用半焦造氣生產(chǎn)甲烷氣。同時建設(shè)余熱發(fā)電、‘三廢’處理、二氧化碳捕集與利用等配套設(shè)施，借助煤基多聯(lián)產(chǎn)，大幅提高能源、資源利用效率，提升項目綜合競爭力。”國家能源煤炭分質(zhì)清潔轉(zhuǎn)化重點(diǎn)實驗室主任、陜煤化集團(tuán)副總經(jīng)理尚建選表示。
    中科合成油公司高級工程師唐宏青等專家則提醒說，煤制氣項目雖然沒有技術(shù)難題，短期內(nèi)也無產(chǎn)能過剩之虞，并具有生產(chǎn)成本優(yōu)勢，但若不能解決管輸問題，同樣會面臨巨大風(fēng)險。
    這是因為，綜合考慮各種因素，煤制氣宜集中在新疆、內(nèi)蒙古等地建設(shè)。但上述地區(qū)距離天然氣主要消費(fèi)市場遙遠(yuǎn)，如果不能借助方便、低成本的管道輸送，而是將制得的天然氣壓縮后再通過鐵路或公路運(yùn)至中東部地區(qū)，不僅會大幅增加項目投資，還要支付高昂的運(yùn)費(fèi)（液化天然氣從新疆、內(nèi)蒙古運(yùn)往中東部地區(qū)，噸產(chǎn)品運(yùn)費(fèi)少則500~600元，多則上千元），且無法保證天量天然氣安全、順利、快捷地運(yùn)輸銷售。上述任何一種情況的發(fā)生，都將使項目原本擁有的成本優(yōu)勢蕩然無存，經(jīng)濟(jì)效益與社會效益大打折扣。甚至可能使投資者進(jìn)退維谷，引發(fā)連鎖反應(yīng)，繼而毀掉整個煤制氣產(chǎn)業(yè)。據(jù)透露，已有一個煤制氣項目因管輸問題沒有落實到位而推遲了投產(chǎn)期，使企業(yè)蒙受了巨大損失，在建擬建的眾多項目，應(yīng)以此為鑒，不可重蹈覆轍。
    “目前中國天然氣管網(wǎng)主要由中石油、中石化經(jīng)營，煤制氣又必須通過管網(wǎng)輸送才能盈利。而要想順利入網(wǎng)，煤制氣企業(yè)就得在價格上做出讓步，使盈利項目變得微利。”石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院無機(jī)化工處處長李志堅這樣表示。
    對此，唐宏青提出了四點(diǎn)建議：一是國家層面要集中布局煤制氣項目，且一個地區(qū)的規(guī)模至少應(yīng)在100億立方米以上，以便集中管輸；二是在布局煤制氣項目時，要同步規(guī)劃管輸工程，確保項目一投產(chǎn)即能通過管道方便、快捷、安全地輸送到目標(biāo)市場；三是綜合考慮投資、運(yùn)行與環(huán)保費(fèi)用，煤制氣項目最好以褐煤為原料，采用氣流床氣化和絕熱甲烷化工藝，以及高鎳催化劑；四是要對煤制氣實施總量控制，防止后期頁巖氣規(guī)模化開發(fā)導(dǎo)致國內(nèi)天然氣供應(yīng)格局改變對項目帶來沖擊和影響。