近年來國內風頭正勁的煤化工產業眼下正處于發展的一個調整期：既要應對全球金融危機的打擊，還要應對產業自身發展“瓶頸”的考驗。調整得好，國內煤化工產業可以擺脫高能耗、低效率的桎梏，出現一個新的飛躍并對整個經濟產生積極影響。

　　國內煤制天然氣現狀

　　目前國內規劃的煤制天然氣項目有近10個，合計產能接近200億立方米/年，成為繼煤制油之后的煤化工領域投資熱點。

　　目前國內的煤制天然氣項目包括：新疆慶華集團在伊犁的55億立方米/年煤制天然氣項目，神華集團在內蒙古鄂爾多斯的20億立方米/年項目，大唐發電在克什克騰旗40億立方米/年以及在遼寧省阜新市40億立方米/年的兩個項目，內蒙古匯能煤化工有限公司16億立方米/年項目，華銀電力內蒙古鄂爾多斯15億立方米/年項目，新汶礦業集團(伊犁)年產20億標準立方米項目等。此外，中國海洋石油總公司與同煤集團擬合作投資建設年轉化1800萬噸原煤的煤制天然氣項目。

　　與此前煤制油項目被政府多次叫停不同，大唐克旗、大唐阜新以及匯能鄂爾多斯三個項目一開始就被列入了國家石化振興規劃。

　　煤制天然氣項目是非石油路線生產替代石油產品的一個有效途徑。煤制天然氣的能源轉化效率較高，比用煤生產甲醇等其他產品高約13%，比直接液化高約8%，比間接液化項目高約18%。

　　煤制天然氣項目技術比較成熟，美國大平原廠利用高含水褐煤生產天然氣，已經運行20年。這種技術以劣質褐煤為原料，為低品質褐煤的增值利用提供了方向，符合我國煤化工發展的要求。

　　從需求來看，我國天然氣產品的市場容量巨大而且穩定。2000～2008年，我國的天然氣消費量年均增長率達16%，同期產量的年均增長率約13%。2008年我國天然氣消費量約775億立方米，同期產量760億立方米，15億立方米的缺口通過進口彌補。

　　亞化咨詢的研究人士認為，中國資源稟賦的特點是富煤缺油少氣。環渤海、長三角、珠三角三大經濟帶對天然氣需求巨大，而內蒙古、新疆等地的煤炭資源豐富，但運輸成本高昂。因此將富煤地區的煤炭就地轉化成天然氣，將成為繼煤發電、煤制油、煤制烯烴之后的又一重要戰略選擇。

　　盡管如此，對煤制天然氣提出質疑的也不少。如果上述項目都能順利建成投產，則我國煤制天然氣年產量將達到近200億立方米。而相對于2008年15億立方米的國內需求缺口，這一增量將是大大過剩的。不過，我國天然氣需求潛力很大，只要管網能夠配套建成，市場容量將迅速擴大。

　　技術、經濟條件已基本成熟

　　石油和化學工業規劃院院長顧宗勤指出，煤制合成天然氣就是煤經過氣化產生合成氣，再經過凈化處理，最后甲烷化合成熱值大于8000卡/立方米的代用天然氣。

　　國內煤制甲烷氣技術是成熟的，工藝跟合成氨基本相同。煤氣化和凈化以及甲烷化的技術我國都有，只不過現成的甲烷化工藝裝置是小型裝置，沒有煤制天然氣所要求的那么大的實際生產運行裝置。如果國內現在開始進行放大試驗，完全可以取得成功，只是需要時間。

　　目前世界上已經有采用煤氣化合成天然氣的工廠——位于美國北達科他州的美國大平原公司。這也是全世界唯一一家煤制合成天然氣企業。如果我國短期內新上煤制天然氣項目，可以考慮從美國引進大型甲烷化技術。因此，煤制合成天然氣在技術上不存在問題。

　　以前做煤制天然氣的經濟效益不太好。美國大平原公司在項目建成后的很長一段時間經濟效益一直不佳，其主要原因就是國際石油價格較低。直到2002年以后，石油價格上漲，天然氣價格隨之上漲，該公司經營效益才變好。

　　在我國發展煤制合成天然氣產業也有類似的問題。目前，我國天然氣價格實行不同用途不同價格的定價方式，價格由國家發改委確定。化肥用天然氣是國家保護價，每立方米天然氣價格在0.7元左右，其他工業用天然氣價格是每立方米1.2元，民用天然氣價格一般在每立方米1.8元以上。目前，輸送到東部沿海城市的民用天然氣價格，到用戶手上時有的已經達到每立方米兩三元錢。隨著經濟發展和人民生活水平的提高，民用領域可以承受較高的天然氣價格。然而，在2005年之前，天然氣包括民用天然氣不能漲價。天然氣價格起不來，發展煤制合成天然氣就沒有經濟效益，所以在當時也沒有吸引力。2006年以后，形勢就完全不一樣了。

　　可以說，現在國內發展煤制合成天然氣的條件已基本成熟。因為居民經濟水平提高了，承受能力強了，可以接受高一點的天然氣價格。而且居民使用天然氣可以改善城市環境，不像過去一家一戶都用煤爐子，污染城市空氣。此前，北京為了迎接奧運會，治理城市環境很重要的一個措施就是讓陜北天然氣進京。也正因如此，國家近年來重點建設西氣東輸工程。

　　值得一提的是，煤制合成天然氣企業可以借用西氣東輸的管線。國家正在建設的西氣東輸二期工程，把天然氣從新疆一直輸送到廣東，這樣沿線的各個城市都能使用。現在有很多企業想把煤制合成天然氣并入西氣東輸管線，以解決合成天然氣的運輸問題。不過，也有企業離城市比較近，可以自建管線。當然這些都要先經過技術和經濟分析，怎么可行怎么做。

　　我國天然氣需求旺盛

　　2000～2008年，我國天然氣消費量年均增長16.2%。預計2010年我國天然氣需求量將達到1000億～1100億立方米，而同期的天然氣產量只能達到900億～950億立方米；預計2020年我國天然氣的需求量將達到2000億立方米，而同期的天然氣產量只能達到1400億～1600億立方米。因此，我們還必須利用其他國家的天然氣資源，進口液化天然氣。繼2006年6月我國第一個液化天然氣項目在深圳投產之后，福建與印尼簽署了260萬噸/年的天然氣供應合同，上海也與馬來西亞簽署了300萬噸/年的天然氣長期供應合同。近年來，我國與國外簽署的液化天然氣進口合同的天然氣數量超過1000萬噸/年。因此，國內煤制合成天然氣的市場空間還是很大的。

　　最大風險是成本偏高

　　雖然煤制天然氣技術上沒有問題，但是生產成本與煤價高低息息相關。劣質煤的成本雖然較低，但含碳低，轉化率也較低，經濟效益不會太高。而考慮到目前我國的煤制天然氣項目主要位于內蒙古和新疆等環境脆弱的地區，煤化工對環境承載能力的要求可能是一大筆看不見的成本。

　　也有專家認為，煤制天然氣項目雖然值得去研究和探索，但由于成本等因素抬高了煤制天然氣的門檻，因此短時期內要想進行商業化運作還很難。此外，雖然煤制天然氣市場相對穩定，但經濟性的關鍵是原料價格和管道投資，這兩個問題如果解決不了，煤制天然氣的經濟效益甚微。

　　煤制天然氣并不是對所有地區和企業都適合。它和當地的建設條件有很大關系，如果當地的煤很貴，水也短缺，其他的建設條件都不好，生產的合成天然氣成本就會很高。再加上管輸費，合成天然氣還不如天然氣氣田的輸送氣便宜，這樣的項目就沒有競爭力了。因此，煤制合成天然氣的關鍵在于項目本身的競爭力。

　　風險體現在兩頭：一是煤價，二是天然氣產品價格。目前看，天然氣價格上漲基本成定局。因此，隨著天然氣價格的上調，煤制合成天然氣的風險將下降。項目在裝置建設方面沒什么風險，技術和裝備也比較成熟。可以說，最大的風險還是煤價。如果煤價高，就會直接導致煤制合成天然氣的成本高。

　　另外就是副產品的利用問題。副產物必須要利用，因為直接排放會造成污染，燒掉又很可惜。所以，煤制合成天然氣項目要考慮副產物煤焦油、萘、蒽等的加工和利用。項目規模大有利于副產物的利用，因為規模大副產物的量就多，比較好利用。副產物的利用方案需要深入研究，每個企業的特點不一樣、煤種不一樣、項目副產品不一樣，方案也就不一樣，而且還有個當地市場的問題，這些都需要因地制宜。