踟蹰不前 煤制气发展为何低于预期？
为了解决大气治理问题和能源需求问题，煤制气可以作为天然气的重要补充，发展是必然趋势，尽管目前国内煤制气项目处在技术开发阶段。
10月13日，在一场煤制气产业研讨会上，与会专家几乎一致地，以技术不成熟、经济性存在不确定性、环境破坏等因素为由，反对国内煤制气项目规模发展。这无疑再次给“踟蹰不前”的煤制气产业发展带来阻力。
在此之前，国内首批大型煤制天然气示范项目自2009年获准开工建设以来，其投产时间和效果已远低于预期。煤制气产业发展因此广受反对者异议。
但就在一月前，国家能源局官员在一次会议上透露，要应用推广煤制气等技术。“未来5~7年，按照技术成熟度应用推广一批能源技术;其中之一的煤炭深加工技术，首要内容即为煤制天然气和清洁油品等成套技术。”
国内煤制天然气产业未来前景到底如何?国家对此又是如何支持呢?其发展面临哪些难题?
政策层面的积极信号
今年2月12日，国务院总理李克强主持召开国务院常务会议时提出，研究部署进一步加强雾霾等大气污染治理工作，推广使用洁净煤技术。而这里包含了煤制气技术。
与此同时，国家能源局召开了煤炭清洁利用专家咨询会。与会专家指出，煤制油、煤制气是煤炭清洁利用的重要方向。目前中国已验证了其自主技术的可行性，煤制油、煤制气工程建设即将进入一个新的发展阶段。
上述煤炭清洁利用咨询专家一致认为，当前煤制气产业一不可原地踏步停止发展，二不能遍地开花过热发展，三禁止违背规律盲目发展;同时，理应明确煤制气应用方向，限制用于发电和化工，加快已规划示范项目的核准工作。
此外，新一届国家能源委员会会议和中央财经领导小组第七次会议在研究能源战略问题时，提出立足国内能源科技现状和产业发展需求，重点考虑未来5~7年内，按照技术成熟度，推进“三个一批”;其中应用推广一批能源技术，包括煤炭深加工技术。
今年国家层面这一系列的会议信号释放，意味着煤制气项目未来将会理性推进，并不能停止发展。中国科学技术信息研究所低碳发展研究室的专家称，为了解决大气治理问题和能源需求问题，煤制气可以作为天然气的重要补充，发展是必然趋势，尽管目前国内煤制气项目处在技术开发阶段。
今年7月，国家能源局发布了《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》，并研究制定《关于稳步推进煤制天然气产业化示范的指导意见》，推进煤制气产业科学有序发展，积极稳妥推进煤制气产业化示范。
市场发展的运作难题
按照反对专家的意见，国内煤制气建设存在环境问题、经济性和技术问题、管网输送等问题。这些问题均制约国内煤制气规模发展。
中国科学技术信息研究所专家认为，产业化初期必然存在诸多问题，所付出的成本也必然偏高，但需要时间去解决。
发展煤制气第一因素便是水资源。煤制气项目建设耗水量大，国内煤炭资源和水资源大体逆向分布，煤炭资源丰富的地区，水资源缺乏。同时，建设煤制气项目可能会造成水资源短缺和水资源污染两方面的问题。
至关重要的因素即为经济和技术因素。国内4个首批示范项目大唐内蒙克什克腾旗、新疆庆华、汇能鄂尔多斯(600295,股吧)、大唐辽宁阜新煤制气项目均延迟一年(及以上)投产，其中制约因素便有技术不成熟的原因。其中，汇能煤制气项目便存在水煤浆气化工艺能耗不符合示范项目标准问题。
上述4个示范项目也均存在投资超额、环保投资高等问题。数位专家批评称，煤制气示范项目中一些关键工艺技术大多是从国外引进，并且是直接从实验室搬到工业中，许多工作尚处在探索阶段，并不成熟。
从经济性角度考虑，国内煤制气价格存在较大竞争压力。理想情况下，煤制气生产成本为1.5元/立方米左右，而根据投产示范项目运行情况，实际成本要在2元/立方米以上。对比国产天然气井口价在0.6元/立方米左右，及进口管道气一般高于2.2元/立方米，煤制气价格竞争力明显偏弱。
根据石油和化工规划院专家的意见，另外一种算法是，煤制气价格大体参考国内现在的增量天然气价，可能在2.2元/立方米~2.5元/立方米左右，而考虑到碳减排等因素，其最后价格可能还要增加0.1元~0.7元/立方米。
此外，煤制气初始建设投资经济压力加较大。以广汇能源(600256,股吧)年产40亿立方米煤制气项目为例，预计投资总额约为250亿元。这对于一般的企业来讲，融资压力较大。
煤制气管道输送也存在阻碍。据不完全统计，近80%的煤制气项目规划采用管道输送下游的销售方式，其余则通过液化成LNG以槽车形式面向市场销售。
但国内煤制气项目建设企业若无配套的管道输出路径，一般均要通过中石油、中石化的管网进行销售，无法直接与用户直接销售，其中便会增加煤制气销售成本;而自建输送管道将会提高企业的资金压力和建设成本。
以大唐克什克腾旗年产40亿立方米煤制气项目为例，其一期工程已延迟一年至2013年底投产，但早与中石油销售公司签订协议，产出的煤制气需先卖给中石油，转经其管道送至北京销售市场;而初期结算价格每立方米2.75元(含13%增值税)。
为此，一些专家建议，优先发展具备煤炭、水资源等条件的煤制气项目。皖能集团淮南年产40亿立方米煤制天然气项目便有优势。
皖能集团上述煤制气一期项目今年4月获得国家核准开展前期工作。该项目具备煤炭、水资源优势，同时煤制气将直接面向安徽市场，更加接近销售终端，可以增强华东地区天然气供应能力。
当前煤制气建设低于预期
基于上述存在的难题，当前国内煤制天然气建设进展远低于预期。除了首批示范项目投产均延期外，一些煤制气项目规划和建设也存在问题。国家能源局7月下发的文件中，曾明确要求禁止建设年产20亿立方米及以下规模的煤制天然气项目。
以广汇能源煤制气项目为例。该公司年产40亿立方米煤制气项目原计划2012年内动工，2015年内投产;实际上其前期工作路条在2013年9月获得，若以通常的3年建设周期计算，该项目尚不能在2015年前投产;并且，该项目至今尚未获得国家核准建设。
中石油规划总院天然气市场研究专家给出的意见是，目前已获得路条开展前期工作和正在申请路条等煤制气项目，在2015年前可能很难获准开工，有望延迟至“十三五”期间开工建设完成。
按照天然气发展“十二五”规划，到2015年国内煤制天然气产气量目标为150~180亿立方米。上述专家预测，由于煤制气项目进展慢及未达产等问题，到2015年国内煤制气产量将达不到规划要求，预计在40~60亿立方米左右。
同时，根据国家能源行动计划设定的2015年及2020年天然气消费量分别达到2300亿立方米、4000亿立方米，并结合实际生产能力预测，到2020年煤制气在天然气供应结构中的市场空间将仅有300亿立方米。而国家能源局规划2017年煤制气产量达320亿立方米。
此外，煤制气项目也存在一些“未批先建”等问题。根据第三方机构统计，截至今年6月，全国煤制气项目计划产能达到2250亿立方米/年，但其中大部分项目还没有取得国家发改委核准;新疆、内蒙、陕西等早期规划煤制气超过1000亿立方米，不过多数项目至今仍停留在规划阶段。
安迅思统计数据显示，目前仅有8%的煤制气项目已经投产运营，5%的项目处在核准过程中，26%的项目已经获得国家发改委开展前期工作的“路条”，超过60%的项目仍处在规划中，尚未进一步推进。
当前的煤制天然气项目在新疆和内蒙地区较为集中，两地产能之和占全国总产能的70%左右，主要是因为这些地区煤炭资源丰富且集中，拥有先天的煤炭资源优势。
