隨著城市化進程加快、民用清潔燃料需求量增加，加上富煤、缺油、少氣的資源稟賦特點，使煤制天然氣技術項目在國內熱了起來。對此，國家發改委6月18日發出《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項的通知》，加強了對煤制天然氣產業的規范和引導。

　　作為一個新興產業，我國煤制天然氣還處在起步階段。目前中國尚未建成一個煤制天然氣工業化示范項目，且煤制天然氣技術本身還存在二氧化碳排放量大、裝置操作條件苛刻、國內尚沒有掌握大型合成氣甲烷化工藝等問題。但從美國大平原公司20多年煤制天然氣商業化運作的成功經驗來看，上述問題均可得到合理解決。

　　規模：不低于20億立方米/年

　　需求的迅猛增長使我國“氣荒”頻繁上演，天然氣、液化氣價格不斷抬高。目前，從中亞進口的天然氣到達中國西氣東輸首站新疆霍爾果斯口岸的價格已經達到2元/立方米。隨著全球經濟復蘇對能源資源需求增長，國際油價和天然氣價格將結束盤整，重拾升勢。預計3~5年內，進口天然氣門站價將突破2.5元/立方米。

　　據美國大平原公司的經驗和專家介紹，煤制天然氣規模只要在20億立方米/年以上，1立方米天然氣的煤炭消耗可控制在4千克以內。未來幾年如果進口天然氣到達中國口岸的價格維持在2元/立方米，用于生產天然氣的煤炭價格不超過300元/噸，或者進口天然氣到達中國口岸的價格攀升至2.5元/立方米，用于生產天然氣的煤炭價格不超過370元/噸，煤制天然氣就能與進口天然氣競爭。

　　規劃：因地制宜科學布局

　　目前，在山西、陜西、甘肅、寧夏、山東、河南、貴州、四川及東北地區等大多數產煤省區，煤炭出礦價都超過300元/噸。按照上述比價關系，在這些地方建設煤制天然氣項目風險較大。但在內蒙古東部及新疆地區，煤制天然氣項目的競爭優勢較為明顯。

　　與DMTO（煤制烯烴技術）不同，由于天然氣可以通過管道方便快捷地長距離輸送，使得項目選址的范圍擴大。這一優勢決定了煤制天然氣項目可以建設在DMTO項目無法涉足的內蒙古東部、新疆等交通運輸不便，但煤炭儲量豐富、價格低廉的偏遠地區。

　　目前，這些地區的煤炭價格普遍未超過300元/噸，儲量豐富的劣質煤（褐煤）的價格更低至130~170元/噸。在這些地區的褐煤礦區建設大型煤制天然氣項目，其生產成本只有0.87~1.13元/立方米，不僅與進口天然氣相比有較強的競爭優勢，即便與調價后的國產陸上天然氣相比，價格也很接近。如果再算上煤制天然氣熱值普遍高于普通天然氣15%以上，以及生產天然氣過程回收的焦油、石腦油、酚、硫黃等副產品帶來的收益，則在這些地區建設煤制天然氣項目，其收益更高，產品競爭力更強。

　　風險：效益規模至少百億投資

　　一個能達到效益規模的煤制天然氣項目（20億立方米/年以上）至少需100億元的投資，大幅增加了項目的投資風險和資金成本，因此煤制天然氣項目絕不可盲目跟風、隨意布點，更不能一哄而上。

　　6月18日，國家發改委下發的《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項的通知》規定：在國家出臺明確的產業政策之前，煤制天然氣及配套項目由國家發改委綜合考慮資源承載、能源消耗、環境容量、天然氣管網、區域市場容量等配套條件，合理布局并統一核準，各級地方政府不得核準或備案煤制天然氣項目。

　　這一政策將有效遏制各地上馬煤制天然氣項目的沖動，有利于煤制天然氣這一新興產業從一開始就步入科學、有序、健康的發展軌道。煤制天然氣的前景因此而更加廣闊、誘人。