上周，一個名為煤制合成天然氣技術經濟研討會的會議在北京召開。這個乍一看并不起眼的會議，卻云集了來自石油和化學工業規劃院、中國石油規劃總院等單位的專攻煤化工經濟性分析的專家，神華集團、中電投集團、晉煤集團等已經涉足煤制天然氣項目的企業，以及華誼集團、內蒙古伊泰煤制油有限公司、賽鼎工程有限公司、陜煤集團、兗礦集團等眾多與煤化工有著千絲萬縷聯系的企業。
　　在會上，與會代表的探討主要圍繞三個關鍵性的產業問題展開。
　　問題：現行條件下，煤制天然氣經濟性如何？
　　觀點：●不如西氣東輸一線和陜京線天然氣
　　●有望優于西氣東輸二線中亞進口氣
　　●成本高于目前進口液化天然氣
　　在煤制天然氣的成本方面，原材料和燃料動力費用所占比例高達60%左右。與會代表一致認為，煤制天然氣項目的關鍵在于成本。他們最關注的問題也是在現行條件下，煤制天然氣項目的經濟性到底如何？
　　與會的石油和化學工業規劃院副總工程師劉志光根據不同的地域和工藝，具體分析了各地建設煤制天然氣項目的成本情況。
　　第一種情況，假設在新疆或內蒙古東部地區，采用碎煤固定床加壓氣化工藝建設煤制天然氣項目，生產規模為年產40億立方米天然氣，原料煤、燃料煤均為褐煤，價格為170元/噸（含稅價），測算得到的天然氣單位生產成本為1.059元/立方米（已扣除副產品收入0.468元/立方米）。目前，大唐發電在內蒙古克什克騰旗建設的年產40億立方米煤制天然氣項目即屬于該范圍。
　　第二種情況，假設項目建在內蒙古或陜西等地區，采用水煤漿氣化工藝建設煤制天然氣項目，生產規模為年產16億立方米天然氣，原料煤為長焰煤，價格為300元/噸（含稅價），燃料煤為煤矸石，價格為50元/噸，測算得到的天然氣單位生產成本為1.591元/立方米（已扣除副產品收入）。目前，內蒙古匯能煤化工有限公司在鄂爾多斯擬建的年產16億立方米煤制天然氣項目就屬于該范圍。
　　第三種情況，假設在山東或河南地區，采用粉煤加壓氣化工藝建設煤制天然氣項目，生產規模為年產40億立方米天然氣，原料煤、燃料煤均為洗中煤，價格為400元/噸（含稅價），測算得到的天然氣單位生產成本為2.151元/立方米（已扣除副產品收入）。
　　劉志光認為，目前西氣東輸一線天然氣主要由塔里木氣田供給，供氣價格為0.522元/立方米。陜京一、二線天然氣主要由長慶氣田供給，供氣價格為 0.681元/立方米。按照現在的氣價，所有煤制天然氣項目均難與西氣東輸一線和陜京線國產天然氣相競爭。但是，與西氣東輸二線霍爾果斯門站價2.2元 /立方米（石油價格為80美元/桶時）相比，管輸費參照西氣東輸二線全線平均管輸費1.08元/立方米計，上述煤制天然氣項目全部有競爭力。尤其是在新疆建設煤制天然氣項目，競爭力明顯高于從中亞進口氣。
　　與進口液化天然氣（LNG）價格比，如果在新疆建設煤制天然氣項目，到華南地區城市門站的價格為2.139元/立方米，無法與近年來中國進口的LNG相競爭。但是，按照日本LNG長期合同最新成交價公式（P=0.148×油價+0.5）計算，當石油價格在80美元/桶時，LNG長期合同價格為2.37元/立方米，如包括LNG氣化費用，LNG價格將達到約2.77元/立方米。在新疆、內蒙古或山東等地區建設煤制天然氣項目則可與新增進口液化天然氣相競爭。
　　值得注意的是，上述經濟性的比對是建立在油價每桶80美元的前提下。而國際油價的上下波動，則會影響其價格的比對結果。
　　亞化咨詢公司總經理夏磊從另一個角度提示，我國天然氣價格上漲不可避免，這將在一定程度上提高我國煤制天然氣項目的經濟性。
　　問題：煤制天然氣如何進管網？
　　觀點：●規模較小的可就地利用
　　●規模較大的可進入兩大集團管道
　　會議關注的另一個關鍵問題是煤制天然氣管網如何構建。據了解，目前我國建設和規劃中的煤制天然氣年產能已達250億立方米。各地規劃項目如雨后春筍，規模少則15億立方米，多的可達80億立方米，其中40億立方米以上的項目較多。這些天然氣將如何“走”？
　　在《中國化工報》2009年5月14日題為《煤制天然氣關鍵在煤價》的報道中，石油和化學工業規劃院院長顧宗勤表示，要解決煤制天然氣的運輸和分銷問題有兩種途徑：一是進入西氣東輸管線，二是企業自建輸氣管線。西氣東輸的管道是中石油等單位建設的，如果其他企業想借用這個管線，可通過商業洽談、合作來解決。
　　在這次會議上，代表們仍舊圍繞這個思路展開了討論。
　　亞化咨詢公司一位分析師認為，如果進入到石油公司的天然氣管網，這些煤制天然氣項目就可以將落實下游用戶的問題交給石油公司，與其天然氣下游市場開發統籌考慮，而不必再去各自尋找下游用戶。因此，對于企業來說，把制成的天然氣并入管網是最方便省事的，但這會受到選址、并網條件等很多因素的制約。
　　那么，對于現行煤制天然氣項目今后生產出的天然氣進管網的問題，中石油內部人士又如何看呢？對此，與會的中國石油規劃總院油氣管道研究所副所長楊建紅表示，規劃中的項目，規模較小的可以考慮就地利用。如果產能較大，自己重新開拓市場有難度，企業可以與中石油、中石化協商進入管道東輸，把下游用戶的開發交給石油公司，“國內天然氣供應總體偏緊，我們非常歡迎煤制天然氣進入天然氣管網，統籌考慮管輸問題，這是天然氣的重要補充”。
　　楊建紅建議，陜京二線管輸能力還有富余，在內蒙古的煤制天然氣可以進入陜京線；山東已經具有管網，當地項目的煤制天然氣可以進入區域管網，輸入到環渤海地區；而由于西氣東輸一線、二線以及其他規劃東輸的管線基本上與所對應的氣源匹配，所富余的管輸能力有限，因此新疆地區的煤制天然氣需要與其他新增氣源規劃新的東輸管線。
　　但他也指出，煤制天然氣的產能建設是連續性的，但管道建設卻是階段性的。所以，產量增長需要與下游市場開發速度相匹配。
　　楊建紅還表示，煤制天然氣項目建設屬于分期臺階式投產，達產時間短；而市場銷售需求有一定的周期。二者存在不匹配的情況。長輸管線建成之前，煤制天然氣只能依靠周邊銷售，不能供應到東部市場負荷中心，將抑制產能作用發揮。因此，煤制天然氣項目的規劃必須與現有的天然氣規劃協調好，比如目標市場的容量、項目檢修期間的連續供氣問題等。
　　問題：如何適應民用天然氣的季節性峰谷差？
　　觀點：●聯合循環發電
　　這次會議還討論到民用天然氣使用存在高峰和低谷的問題。一些代表提出，城市天然氣冬季用量大，非采暖期用量少，峰谷差甚至達到10倍，調峰問題非常嚴重。因此，煤制天然氣項目生產的天然氣如果要并入民用管網，就需要解決調峰的問題。畢竟，在用氣低谷時，企業不可能把煤制天然氣生產裝置給停了。
　　對于這個問題，與會的西安熱工院總工程師許世森提出了煤制天然氣聯合循環發電的設計模式。據他介紹，煤制天然氣裝置的年利用小時數為8000小時，而常規燃煤火力發電設備的年利用小時數為4500～5500小時。因此，如果采用煤制天然氣聯合循環發電設計，煤制天然氣裝置每年有近3000小時可用于發電，起到調峰的作用。煤制天然氣與發電聯產，其運行模式是：在冬季用氣高峰時提高天然氣產氣比例，在夏季用電高峰時則可提高發電量比例。這樣可以補充管網氣的不足（通過煤制天然氣）或消化管網內的過剩氣源（通過利用天然氣進行發電），起到穩定管網壓力等調節功能。這樣也能充分利用裝置，優化利用能量，從而提高項目的適應性，降低風險。
　　許世森還仔細估算了這種模式的經濟性：年產10億立方米煤制天然氣項目如果配套1臺F級燃氣—蒸汽聯合循環裝置，當煤價在650元/噸以下時都有經濟性。
　　許世森表示，煤制天然氣聯合循環發電還有利于進行二氧化碳捕集。以兩臺3000噸/日的氣化爐規模計，年可捕集二氧化碳392萬噸。
　　還有與會代表表示，我國天然氣供應有一個致命傷就是儲氣調峰設施嚴重滯后。這也正是近幾年冬季屢次出現大面積氣荒現象的主要原因。但建設調峰儲備設施的投資和運營成本巨大。如果通過優化建設方案，煤制天然氣工廠還可以通過調節生產天然氣和生產甲醇、氨、油品等化工產品，成為解決城市天然氣調峰問題的有效手段。