在天然氣需求與日俱增的態(tài)勢下，煤制氣能否成為繼天然氣之后，滿足居民及企業(yè)用氣需求的有力支點?相對天然氣，煤制氣生產(chǎn)成本是否占據(jù)優(yōu)勢?昨日，天然氣資深分析師李祾譞在接受記者電話采訪時表示，煤制氣生產(chǎn)成本高于天然氣，但售價比天然氣更具優(yōu)勢。

　　煤制天然氣成本主要受煤炭價格影響，原料煤成本占比40%以上，每千立方米天然氣耗煤3噸左右，耗水10噸左右。按照煤制天然氣出廠價格1.6元/立方米計算，原料煤價格在160元/噸以下就有利可圖。

　　伊犁州新型工業(yè)化建設協(xié)調(diào)領導小組辦公室重點項目負責人萬方說，自治區(qū)有關部門根據(jù)成本測算，慶華煤制天然氣生產(chǎn)成本價為1.6元/立方米，加上自治區(qū)給予每立方米0.2元補貼，出廠價為1.8元/立方米。

　　“與煤制氣1.6元/立方米的生產(chǎn)成本價格相比，每立方米天然氣的開采成本在1元以內(nèi)，煤制氣生產(chǎn)成本高于天然氣。”李祾譞說，但在售價方面，目前我國的天然氣價格大概在每立方米2-4元之間，我國從中亞進口的天然氣到新疆地區(qū)的成本價格就在每立方米2.5元，這還不包括其他費用，而我國進口的 LNG(液化天然氣)價格達到每立方米4元以上。

　　天然氣分析師王曉坤初步統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，獲得國家發(fā)改委路條的煤制氣項目有9個，其中3個分布在新疆，其他還有同煤集團40億立方米煤制天然氣項目、新蒙集團在鄂爾多斯的40億立方米煤制天然氣項目、國電蒙能在興安盟的40億立方米煤制天然氣項目等。一個40億立方米的煤制氣項目，投資額在250億元左右。

　　但此前，國家發(fā)改委曾因各地申請煤化工項目太多，有過剩隱憂，收緊煤化工項目核準權(quán)。特別是2010年6月發(fā)布《關于規(guī)范煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展有關事項的通知》，要求在國家出臺明確的產(chǎn)業(yè)政策之前，煤制天然氣及配套項目由國家發(fā)改委統(tǒng)一核準，各級地方政府不得擅自核準或備案煤制天然氣項目。

　　“壓抑”多時的煤制天然氣，在2012年國家發(fā)改委核準新疆慶華煤制氣示范項目后，重新成為煤炭企業(yè)和天然氣用戶關注的熱點。《現(xiàn)代煤化工“十二五”規(guī)劃》中規(guī)劃，煤制天然氣規(guī)模是1000億立方米，粗略估計總投資額在6000億元左右。

　　“從目前來看，煤制氣還遠遠不能成為繼天然氣之后一項有力的氣源保證。”李祾譞說，根據(jù)國家發(fā)改委在今年1月公布的2012年度天然氣行業(yè)運行簡況，2012年全年國內(nèi)天然氣產(chǎn)量1077億立方米，同比增長6.5%，天然氣進口量(含液化天然氣)425億立方米，增長31.1%;表觀消費量 1471億立方米，增長13.0%。目前已經(jīng)投產(chǎn)的煤制氣項目，遠遠不能與天然氣的主要用氣地位相比，甚至不及LNG占據(jù)國內(nèi)輸氣2%-3%的氣源比例。但從長期看，天然氣價格改革大步推進，將成為煤制氣產(chǎn)業(yè)加速發(fā)展的催化劑。

　　目前，國內(nèi)天然氣的定價體系由井口價、城市門站價和終端用戶價三部分組成。國家明確把天然氣價改列入“十二五”期間資源產(chǎn)品價格改革的主要目標之一，“可預期的是，每方3.5元的天然氣價位即將成為大勢。”李祾譞說。

　　我國自上世紀80年代就開始摸索煤制天然氣項目，目前還未達到產(chǎn)業(yè)化應用階段。煤制天然氣工藝路線的核心技術(shù)是甲烷化技術(shù)，目前此技術(shù)在國外已經(jīng)成熟，國內(nèi)至今還沒有掌握大型合成氣高溫甲烷化工藝，主要技術(shù)要向國外購買。

　　李祾譞說，通俗來講，煤上面潑上水就能產(chǎn)生煤制氣。現(xiàn)在，煤制氣項目的技術(shù)難題主要在于煤氣化基礎上得到的天然氣需要提純，這個難度比較大。最主要的還有大量二氧化碳、硫化物以及一些含酚的廢水等的產(chǎn)生，二氧化碳如果處理不當，會對環(huán)境造成很大污染。

　　“減量化、資源化、再利用”的循環(huán)經(jīng)濟發(fā)展模式是新疆慶華55億立方米/年煤制天然氣項目的發(fā)展模式，“公司在工藝上采用了較先進的碎煤加壓氣化配套低溫甲醇洗凈化，使污染物排放量大大減少。項目廢水由污水處理裝置進行處理，達到一級標準后進入回用水裝置循環(huán)使用，避免了廢水對環(huán)境的影響。”新疆慶華能源集團黨委書記、總經(jīng)理許忠曾向記者介紹說。