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　　同属替代能源的煤制天然气、煤制油项目,不仅难以与风、光、核等新能源的热闹相匹敌,就连备受诟病的垃圾焚烧发电,都相应的配有政府补贴的垃圾费处理费支持。为何清洁煤项目遭遇如此冷遇？

　　一支持,必过剩？

　　一边是政策性限制不断推陈出新,一边却是石油、天然气需求的高涨。

　　国家发展改革委发布的《关于规范煤制天然气产业发展有关事项通知》（以下简称《通知》）,其中规定在国家出台明确的产业政策之前,煤制天然气及配套项目由国家发展改革委统一核准。

　　不仅如此,《通知》中还规定通知下发前已经备案和核准的项目,也需进行严格审查。审查不合格的项目严禁开工建设。符合条件的项目则需上报国家发展改革委进一步审核。　　

　　实际上,不只是煤制天然气受此限制,煤制油项目更是三次遭遇政策性规范。两年前,国家发展改革委下发《加强煤制油项目管理有关问题的通知》,而这已是自2006年起,国家发展改革委第三次限制煤制油项目。　　

　　凯基证券统计资料显示:我国石油对外依存度高达50%,天然气虽然进口量不多,对外依存度仅5%,但其占一次能源消耗的比重也不足5%,远低于20%的世界平均水平,因此,随着国内需求越来越大,供应会越来越紧张。　　

　　面对供需不平衡的矛盾,政府的态度却是“很慎重”,海油能源投资有限公司澳洲煤矿项目经理张满怀如此解读《通知》。我国虽然是富煤国,但是“煤炭毕竟是的能源,转化成天然气是否是佳方式,目前还不是很确定。另外,煤制天然气理论转化率比较高,可达50%,但是实际上操作效果还没有掌握。”　　

　　政府的谨慎,或许在一定程度上是吸取了“凡政策支持产业必过剩”的教训。据了解,油价不断上涨,而我国富煤少油,因此,在政策支持下,各类新型煤化工不断发展起来。但是,煤制甲醇、二甲醚、醋酸等项目快速投资后,直接导致了目前的产能过剩。　　

　　“因为是政策导向型市场的缘故,市场盲目追求政策投机,很容易导致产能迅速过剩。”崔新生说。此时,政策出击,不能不说是有规范投机,引导市场的因素存在。　　

　　据记者不完全统计,大唐、中电投、华能、神华集团等公司的煤制天然气项目的合计产能超过100亿立方米,总投资超2000亿元。　　

　　技术成本瓶颈　　

　　当煤炭价格分别为300、400、500元/吨时,煤制油项目对应的盈亏平衡点的油价为40、48、54美元/桶。相较目前70美元/桶的油价来说,煤制油还是有可观的利润空间的。凯基证券分析师魏宏连在其研究报告中指出。

　　在煤制油和煤制天然气项目上,虽然政府的态度看起来有点谨小慎微,但煤制天然气项目约为12.5%的利润率还是对企业形成了不小的吸引力。　　

　　不过,我国煤制天然气的盈利性带有区域性特点。魏宏连介绍,目前新疆和蒙东的项目约13%的毛利,内蒙和陕西地区的项目基本处于小幅亏损情况,而山东和河南的项目亏损则较大。　　

　　之所以西北地区的煤制天然气项目盈利性较好,是因为项目所在地富含煤炭资源,就地消化资源降低了运输成本。并且,西北地区煤炭坑口价格也较山西、山东和河南等地低。　　

　　并且,由于国产天然气价格与进口天然气的价格相比,价差较大,还具有一定的涨价空间,这就为煤制天然气预留了一定的盈利空间。　　

　　据了解,上海7月1日调整了非居民用户天然气销售价格,上涨0.39元/立方米,工业燃气价格区间为2.22-4.19元/立方米。

　　而“煤制天然气制造成本约为2.5元/立方米,而从塔吉克斯坦进口天然气价格约3元/立方米。”张满怀认为目前煤炭转化天然气成本略低于进口成本,存在一定的盈利空间。　　

　　然而,崔新生则对此推算方法提出了异议,他认为,煤制油、煤制天然气的成本不应该与进口石油、天然气的价格比较,而是要与煤炭使用成本价格相比较,否则会导致能源结构不合理。“任何替代能源技术,基本的是实现对传统能源的替代,在成本和功能等多个方面均具有替代优势。这之后才可适时谈论是否达到新能源要求。”　　

　　张满怀也认为,如果用燃烧值高的煤,如气煤、焦煤等,转化煤制油、煤制天然气,是得不偿失。目前,煤制天然气和煤制油项目采用的煤,多为褐煤、矸石等含硫、氢较高和燃烧值低的煤种。“但是也不乏一些企业因拥有较好的上游资源,利用煤进行炒作。”　　

　　此外,目前煤制油和煤制天然气技术均是国外引进,生产线设备的国产自主化程度也不高,这就造成了“技术成本瓶颈”,迟早都会成为困扰煤制油和煤制天然气项目发展的一大难题。　　

　　一致人和环境科技有限责任公司副总经理石婉茗也曾谈到,在节能减排中本该唱主角的传统能源领域的能效提高项目,却少而又少,主要是因为“技术瓶颈和高额成本代价”。技术的缺失,羁绊着传统能源的能效提高。

　　销路成本大　　

　　煤制天然气属于资源、资金、技术密集型产业。从项目立项等待相关部门批复,到工程建成,一个40亿方的煤制天然气项目需要耗时三到五年,投资约260亿元。而这260亿投资中还不包含煤矿成本、管网和管道建设和运输成本。张满怀向记者算了这么一笔账。

　　据了解,煤制天然气项目建设不仅涉及煤炭开采与转化、技术的集成与优化,其需要的外部配套支持条件也比较多,比如配套建设天然气管网、培育用气市场等。

　　“石油、天然气都属于不宜仓储的危险产品,生产出来就必须消化,因此,销路成本大的问题就显现出来了。”张满怀说,“市场和管道连接非常紧密,市场大了,就需要相应的管道运输与之配套,否则通过路上运输成本既高,也不安全。”

　　目前,中石油已经建成西气东输工程,但管网依旧会成为煤制天然气项目发展的一大制约。“产销相宜,就不存在问题。当产大于销的时候,就会出现管道拥挤状况。此外,季节性因素带来的消费周期的淡旺季,也会导致管道拥挤和闲置状况。”张满怀说。　　

　　此外,煤制油和煤制天然气等煤化工项目耗煤量大,目前项目基本上都布局在内蒙古、陕西、新疆等煤炭资源丰富的地区。然而,煤化工耗水量大也是不争的事实,而这些地区水资源却相对匮乏。因此,张满怀认为煤制天然气项目不太可能大规模上,如果生产出的天然气不能完全消耗掉,就会造成严重的浪费。　　

　　正是因为需要水资源的保障,煤制天然气项目建设必须“因地制宜”。项目地址宜选在煤炭资源、水资源都比较丰富,或是二者比较折中的地点,减少资源运输距离。　　

　　除了工艺技术不成熟、耗水量大之外,魏宏连还担心煤化工规划过大,存在产能过剩风险。不过,鉴于项目都还处于建设期,张满怀认为“刚刚开始的煤制天然气,从总量来讲,还未达到补充我国天然气需求缺口的作用。”