中華石化網訊 在天然氣需求與日俱增的態勢下，煤制氣能否成為繼天然氣之后，滿足居民及企業用氣需求的有力支點？相對天然氣，煤制氣生產成本是否占據優勢？昨日，天然氣資深分析師李祾譞在接受記者電話采訪時表示，煤制氣生產成本高于天然氣，但售價比天然氣更具優勢。

煤制天然氣成本主要受煤炭價格影響，原料煤成本占比40%以上，每千立方米天然氣耗煤3噸左右，耗水10噸左右。按照煤制天然氣出廠價格1.6元/立方米計算，原料煤價格在160元/噸以下就有利可圖。

伊犁州新型工業化建設協調領導小組辦公室重點項目負責人萬方說，自治區有關部門根據成本測算，慶華煤制天然氣生產成本價為1.6元/立方米，加上自治區給予每立方米0.2元補貼，出廠價為1.8元/立方米。

“與煤制氣1.6元/立方米的生產成本價格相比，每立方米天然氣的開采成本在1元以內，煤制氣生產成本高于天然氣。”李祾譞說，但在售價方面，目前我國的天然氣價格大概在每立方米2-4元之間，我國從中亞進口的天然氣到新疆地區的成本價格就在每立方米2.5元，這還不包括其他費用，而我國進口的LNG（液化天然氣）價格達到每立方米4元以上。

天然氣分析師王曉坤初步統計發現，獲得國家發改委路條的煤制氣項目有9個，其中3個分布在新疆，其他還有同煤集團40億立方米煤制天然氣項目、新蒙集團在鄂爾多斯的40億立方米煤制天然氣項目、國電蒙能在興安盟的40億立方米煤制天然氣項目等。一個40億立方米的煤制氣項目，投資額在250億元左右。

但此前，國家發改委曾因各地申請煤化工項目太多，有過剩隱憂，收緊煤化工項目核準權。特別是2010年6月發布《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項的通知》，要求在國家出臺明確的產業政策之前，煤制天然氣及配套項目由國家發改委統一核準，各級地方政府不得擅自核準或備案煤制天然氣項目。

“壓抑”多時的煤制天然氣，在2012年國家發改委核準新疆慶華煤制氣示范項目后，重新成為煤炭企業和天然氣用戶關注的熱點。《現代煤化工“十二五”規劃》中規劃，煤制天然氣規模是1000億立方米，粗略估計總投資額在6000億元左右。

“從目前來看，煤制氣還遠遠不能成為繼天然氣之后一項有力的氣源保證。”李祾譞說，根據國家發改委在今年1月公布的2012年度天然氣行業運行簡況，2012年全年國內天然氣產量1077億立方米，同比增長6.5%，天然氣進口量（含液化天然氣）425億立方米，增長31.1%；表觀消費量1471億立方米，增長13.0%。目前已經投產的煤制氣項目，遠遠不能與天然氣的主要用氣地位相比，甚至不及LNG占據國內輸氣2%-3%的氣源比例。但從長期看，天然氣價格改革大步推進，將成為煤制氣產業加速發展的催化劑。

目前，國內天然氣的定價體系由井口價、城市門站價和終端用戶價三部分組成。國家明確把天然氣價改列入“十二五”期間資源產品價格改革的主要目標之一，“可預期的是，每方3.5元的天然氣價位即將成為大勢。”李祾譞說。

我國自上世紀80年代就開始摸索煤制天然氣項目，目前還未達到產業化應用階段。煤制天然氣工藝路線的核心技術是甲烷化技術，目前此技術在國外已經成熟，國內至今還沒有掌握大型合成氣高溫甲烷化工藝，主要技術要向國外購買。

李祾譞說，通俗來講，煤上面潑上水就能產生煤制氣。現在，煤制氣項目的技術難題主要在于煤氣化基礎上得到的天然氣需要提純，這個難度比較大。最主要的還有大量二氧化碳、硫化物以及一些含酚的廢水等的產生，二氧化碳如果處理不當，會對環境造成很大污染。

“減量化、資源化、再利用”的循環經濟發展模式是新疆慶華55億立方米/年煤制天然氣項目的發展模式，“公司在工藝上采用了較先進的碎煤加壓氣化配套低溫甲醇洗凈化，使污染物排放量大大減少。項目廢水由污水處理裝置進行處理，達到一級標準后進入回用水裝置循環使用，避免了廢水對環境的影響。”新疆慶華能源集團黨委書記、總經理許忠曾向記者介紹說。

網站聲明：凡本網轉載自其它媒體的文章，目的在于傳遞更多石化信息，弘揚石化精神，并不代表本網贊同其觀點和對其真實性負責。