行业要闻
煤化工
在煤化工集中爆发的2013年，煤化工仅仅占到煤炭下游消费的3%，是非常不起眼的一个消费方向。在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下，不难理解为何我国煤制气项目更多是进行示范性探索，而非大规模集中上马。
在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下，我国煤制气项目更多的是进行示范性探索，而非大规模集中上马。
2013年以来，我国煤制气项目借着政策东风，结结实实火了一把。据不完全统计，截至2014年9月底，包括已投产、在建、拟建在内的我国煤制气项目已经达到39个，总设计产能1800亿立方米/年左右，此产能若全部转化为产量，基本相当于中国2014年全年的天然气消费量。但当产能和产量遇到市场，我们应该如何解读煤制气的价值？
不平衡格局将持续
一直以来，我国煤制气项目的产业布局始终遵循一个特点：规划多投产少，西部多东部少，国企参与多民企参与少，能源企业参与多其他企业参与少。
在目前统计的39个煤制气项目中，真正实现投产的只有5个，包括大唐发电、庆华集团、新疆广汇淖毛湖、云南先锋、中电投新疆，总设计产能约122亿立方米/年，相较规划的1800亿立方米的总产能占比不足7%。在地域分布上，我国煤制气项目主要集中在西部产煤大省，其中内蒙和新疆排前两名，分别占比45%、44%。在所属企业方面，当前投资方以国企为主，占比超过60%。
根据当前已投产煤制气项目核算，1亿立方米/年的项目初始投资约在5亿元人民币，项目前期投资巨大，预计短期内参与企业以国企为主的情况将不会发生改变。另外，在2014年新出台的政策中，有明确表示，我国煤炭资源净输出省才可以建设煤制气项目，因而，项目在地域上主要集中在西部地区的情况将不会发生改变。
盈利前景难乐观
与产业前景的不变相比，政策带动下的盈利前景则不然。
当下，政府对待煤制气项目的政策的最大特点是摇摆。2007~2012年，政府对煤化工项目政策的基调为限制，甚至一度不再允许审批任何新项目。受到大气污染影响，2013年春政府对待煤化工政策逐渐出现松动，2013年一年所给“路条”项目几乎超过以往总和，煤制气项目迎来爆发式增长。
但在增长的同时，问题也频繁出现：今年7月煤制气新政出台，规定20亿立方米/年以下的项目不再审批通过，并严禁在煤炭资源净调入省发展煤制气项目。与此同时，大唐发电易主煤制气业务，业内人士解读为剥离“包袱”资产，煤制气项目在一片欢呼声中遇冷，引发各界质疑。
哥本哈根气候变化大会上，时任国务院总理温家宝曾做出承诺，中国在2005年基础上，到2020年将万元GDP碳排放量减少40%至45%。而一个40亿立方米/年的煤制气项目排放的二氧化碳就能达到2000万吨/年，环保压力巨大。此外，煤制气项目耗水量惊人，一个40亿立方米/年的项目年用水量可以达到2000万吨，而我国煤制气项目却集中分布在西部缺水省份，成为煤制气项目发展的重要阻碍。
在技术层面，辽宁阜新也因为技术不够成熟而导致工程延迟投产1年以上，大唐煤制气项目一度因为气化炉腐蚀而停工，大唐煤制气易主之后，其化工公司总经理就曾表示“煤化工是高温、高压的高危行业，工艺技术十分复杂，非标设备多，我司一些关键工艺从国外引进，并且是从实验室直接进行工业放大，许多工作尚处于探索之中，需要极大的耐心和时间考验”。我国煤制气技术当前尚不具备大规模推广的条件。
我国煤制气项目成本构成主要包括煤炭（燃料煤、原料煤）、水、固定折旧、维修、工资福利、利息及其他支出，其中煤炭方面占比50~60%，是成本构成的重要方面。按照理想状态，我国煤制气生产成本为1.53~1.60元/立方米。
但是根据大唐煤制气项目测算，实际成本达到2元/立方米左右，加上管输费用，到达目的地成本高于当地门站价格，盈利性表现较为一般。此外，我国在长输管道输送方面，中石油一直是占据绝对霸主地位，其长输管网占据全国的85%，大唐煤制气项目需要通过中石油管道才能将气源送至北京，并且还需要自建110公里管线，投入巨大且严重受限于中石油，更加影响了其盈利状况。
而这并非是个别现象。在国外，尤其是美国，尽管煤制油气研发从20世纪40年代就已经开始，但至今，只有大平原煤制气厂一座实现了商业化运转。但是其成本构成中不容忽视的一个方面就是，美国政府担保其贷款的额度占总贷款的76%，而且由于工厂对未来天然气价格趋势估价过高，当前盈利情况并不乐观。
大环境利好少
从全球来看，天然气市场供需情况为基本平衡而非资源短缺，煤制气项目的发展暂无非上不可的紧迫性。
从中国来看，2013年冬季开始，我国“气荒”现象已经得到很大程度缓解，再加上中俄签订380亿立方米/年的大单，中国天然气供应稳定增长已经成为大趋势，很难出现以往短缺严重的情况。在进口价格方面，亚太地区已经出现松动，亚洲溢价情况有所缓解，尤其是在LNG现货进口方面，当前部分报价仅为到岸3500元/吨左右（合2.5元/方），优势表现明显，未来进口企业亏损有望得到弥补，促使中国天然气涨价的第一大要素——进口业务倒挂或将成为历史。国内煤制气项目投产后，或面临中国天然气涨价乏力情况，其盈利性更加难以保证。
从能源利用的角度来看，煤制气是将一种燃料资源加工成另外一种燃料，在这个过程中能源热量部分丧失，某种程度上可以说是资源的一种浪费。以生活烹饪用能来看，1MJ的热能如果通过煤制气满足，则需要消耗0.232千克褐煤，但是如果直接使用煤炭，则仅需要0.21千克褐煤。在供暖蒸汽、电力方面，煤制气的能效损失则表现更加明显。
据观测，在煤化工集中爆发的2013年，煤化工仅仅占到煤炭下游消费的3%，是非常不起眼的一个消费方向。“煤化工救不了煤炭行业，清洁煤或成为更加现实可行的选择”，一位资深的煤炭行业研究员表示。
在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下，不难理解为何我国煤制气项目更多是进行示范性探索，而非大规模集中上马。
