煤制气监管难控企业转型冲动

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本文由 马后炮化工论坛转载自互联网

如何在不污染环境的情况下利用煤炭？将煤制成天然气和石油恐怕是适当的选择。近日，为了让煤制油气产业合理健康地发展，国家能源局发布通告称，国家发展改革委、能源局正在研究制定《关于有序推进煤制油示范项目建设的指导意见》和《关于稳步推进煤制天然气产业化示范的指导意见》，近期将发布实施。

    同时，通告明确了严格能源转化效率、水耗、排放等产业准入要求，禁止建设年产20亿立方米及以下规模的煤制天然气项目和年产100万吨及以下规模的煤制油项目；并提出，没有列入国家示范的项目，严禁地方擅自违规立项建设。

    “煤制油气产业，尤其是煤制气在我国还是一个新兴产业，需要合理的政策规划进行引导。况且煤制气本身具有高耗水、高排放的特点，所以我们目前在规划中提出了严格的准入指标、规范的审批程序、项目监督评价等要求。总之，此次产业政策对煤制气的定性就是适度发展。”参与此次政策制定的国家能源局能源节约和科技装备司相关人士告诉记者。

    煤制气的环保账：高耗水、高排放

    近年来，在国内煤炭库存积压、价格下跌和天然气供求扩大、价格上涨的市场环境下，在重点区域雾霾治理和煤炭产业转型升级的政策导向下，煤制油气项目审批闸门明显松开。据统计，我国处于运行、试车、建设和前期工作阶段的煤制油项目26个、煤制天然气项目67个，如果全部投产，预计2020年可能形成4000万吨/年煤制油产能、2800亿立方米/年煤制天然气产能。对此，也有人担忧，煤制气会加重我国对煤炭的依赖程度，并带来一系列新的环境风险。

    中国石油大学天然气产业专家刘毅军称，“煤制气的制成原理其实很简单，就是将煤炭气化成二氧化碳，再将这些二氧化碳和大量的水混合成天然气。”

    也就是说煤制气的环境风险首先在于高耗水，其次在于大量二氧化碳的排放。

    据受访专家提供的数据，在用水方面，生产1立方米合成天然气需要6吨到10吨水。而我国七成以上通过审批的煤制气项目都在水资源紧张的地区运行，干旱的西部完全负担不起煤制气项目对用水的巨大需求。现实情况是，在中国西北地区的甘肃、内蒙古等地引入黄河水开展的煤化工项目，已对黄河流域的生态和当地环境带来了一定影响。

    而在二氧化碳排放方面，制取每千立方米煤制天然气所排放的二氧化碳约为4.5吨至5吨，若直接排放，每年将新增大量二氧化碳排放。

    正因为如此，根据国家能源局的通告，在此次的产业规划中，产业政策明确了煤制油（气）“不能停止发展、不宜过热发展、禁止违背规律无序建设”的方针和“坚持量水而行、坚持清洁高效转化、坚持示范先行、坚持科学合理布局、坚持自主创新”的原则，申报的示范项目必须符合产业政策相关规定，能源转化效率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指标必须达到准入值等要求。

    看来，量力而行、“细水长流”才是煤制气应该走的道路。

    煤制气的经济账：盈利好，不确定性多

    2013年，可谓是煤制气的“开闸之年”，共有15个煤制气项目得到国家发展改革委的批复，此前冷滞的煤制气产业如今热闹喧嚣，煤电企业、石化企业甚至是外围房地产企业等都涌入了煤制气大军。

    虽然从“环保账”上来看，发展煤制气并不划算。但如果算算“经济账”，将煤变成气不失为煤炭企业在煤炭价格低迷、天然气大规模应用背景下一条不错的出路。“以目前的煤炭价格来看，煤制气的出厂价在1.5元/立方米左右，介于国产气和进口气之间，是有利可图的。”卓创资讯天然气分析师王晓坤分析称。

    根据国家发展改革委去年7月对全国天然气门站价格的调整，全国天然气平均门站价格由1.69元/立方米提高到1.95元/立方米。如果未来存量气进一步调整到位，国内天然气价格仍将呈上涨趋势。由此看来，煤制气似乎“钱程”似锦。

    但煤制气项目的初期投入也不可小觑，一个40亿方的煤制气项目，总投资将达到250亿元左右，而且近两年，煤炭行情低迷，煤炭企业利润严重缩水，许多煤制气项目还面临比较大的融资问题。

    “事实上，煤制气的盈利也具有一定的不确定性，天然气价格和煤炭价格走势是影响煤制气盈利状况的主要因素。”王晓坤告诉记者。

    根据国务院发展研究中心资源与环境政策研究所所长助理郭焦锋的测算，从煤制气项目经济性看，煤炭价格上涨10%，内部收益率降低0.62%；天然气价格降低10%，内部收益率降低2.78%。

    因此，受访专家均认为，目前企业看好煤制气项目，在一定程度上与煤炭市场清淡、煤炭价格处于低谷有关，但是，未来煤炭价格走势仍有许多不确定性。因此，煤制气项目要想具备持续的盈利能力，关键是做深做长产业链，实现煤制气副产品的综合利用。

    设产业规模下限：避免遍地开花

    “禁止建设年产20亿立方米及以下规模的煤制天然气项目和年产100万吨及以下规模的煤制油项目、没有列入国家示范的项目，严禁地方擅自违规立项建设。”这是国家能源局的公告中明确的“两大禁令”。

    刘毅军认为，此举主要是便于碳排放和水资源利用的管理和监督，同时也避免出现小项目“遍地开花”、产能质量低下的问题。这一说法也得到了国家能源局能源节约和科技装备司相关人士的认同：“总之，适度发展是国家目前对于煤化工项目的大原则。”

    而对于20亿立方米的“红线”，近两年获得审批的煤制气项目基本规模都在40亿立方米或以上。当然一旦“红线”确定，对今后投资煤化工的企业的各方面实力都将提出更高的要求。但即使是国家设立了产业规模下限，有了更严格的指标控制，煤炭企业还是会加速布局煤化工尤其是煤制气，毕竟这是目前煤炭企业产业转型最好的路径。

    安徽省淮南市凤台县，富集煤矿与水资源，毗邻着一片耕地，一个新的煤化工项目在4月底刚刚拿到国家发展改革委的“路条”，将在几年之内建成。这个项目是国投新集能源股份有限公司（下称“国投新集”）和安徽省能源集团有限公司共同投资的。国投新集煤制气项目部提供的资料显示，杨村煤制气项目规划年产天然气40亿立方米，总投资240多亿元。

而身为老煤炭企业的国投新集，2013年实现煤炭主营业务收入72.5亿元，较上年同期减少10.9亿元，降幅为13.10%。2014年前两个季度库存仍居高不下，利润仍下滑不止，企业亏损面仍在扩大。“把不受欢迎的煤炭，转变成清洁紧俏的天然气是公司产业转型必须走出的路。”这是国投新集不止一次的公开表态。