行业要闻
煤化工
一次不合时宜的批复？
中海油山西大同低变质烟煤清洁利用示范项目（40亿标准立方米的煤制天然气项目）终于拿到了环保部的环评批复。这距离中海油向环保部递交该项目环评文件已经将近10个月。按照项目审批流程，环评获批，意味着项目核准也不远了。
与过去期待项目获批的迫切心情截然相反，这被认为是一次不合时宜的获批。国际油气价格大跌，基于项目前景的担忧，中海油内部人士私下表示希望该项目延缓核准，山西煤制气相关项目人员也表示，项目组近期专门通知，不许就项目情况发表任何公开说法。
不过，在环保部的批复中明确提出：自环境影响报告书批复文件批准之日起，项目超过5年方决定开工建设，环境影响报告书应当报我部重新审核。5年时间也够宽松的，期间要完成项目卫生防护距离内居民搬迁搬迁，完成项目核准，这些工作大概需要一年左右时间。但是，5年内，国际油价、国际气价、国内气价，将发生怎样变化，这一点谁也难以作出准确判断。
油气业界对煤制气的评价概括起来简称“三不”，不环保、不经济、不稳定。特别是在国际气价已经跌到不忍直视，国内天然气价还有下调空间的情况下，中海油煤制气的项目前景堪忧。
不过，也有相关人士直言，“别担心，那只是环评批复，等项目要件齐全要2000多个章（这个说法有点夸张），没个三年前期手续办不完。再说办完了不一定马上动工建设。”也有人建议，转手给拥有更多煤化工资产的中石化来做，不过中石化是否愿意接手，并非外界一厢情愿的猜测能定论。
山西煤制气项目正式启动于2009年，是中海油总公司与山西省大同市政府、大同煤矿集团合作的煤基清洁能源项目，项目包括两个年产1000万吨的煤矿和一个年产40亿立方米的煤制天然气项目。按照约定，两个煤矿由同煤集团控股，中海油参股，而煤制气项目则由中海油控股，同煤集团参股。
2009年11月前后，该项目提交至发改委审批。但直到2013年2月27日，国家发改委才下发了同意山西大同低变质烟煤清洁利用示范项目开展前期工作的函，即拿到了所谓的“路条”。2013年8月中海油煤制气项目组基本完成了工程可行性研究设计。2015年5月，环保部受理了该项目的环境影响评价文件。
煤制气项目排队“过关”
由于受各种阻碍天然气应用的因素影响，天然气消费从2014年起进入低增长。中石油经济研究院的统计数据显示，2015年我国天然气全年表观消费量为1910亿立方米，同比增长3.7%，创近10年新低。
不过，相比2015年，对2020年和2030年的预测都是大幅增长。预计，2020年国内天然气消费量为2900亿立方米，“十三五”期间年均增长7.5%。2030年达到4800亿立方米，2020年到2030年间年均增长5.2%，占一次能源消费总量比重升至12%。
目前天然气消费量已经有回暖的迹象。国家发改委公布的运行快报数据显示，2016年1月份天然气进口量76亿立方米，增长22.6%，天然气消费量223亿立方米，大幅增长17.6%。
中国目前共有不同阶段煤制气项目55个（包含投产及在建、前期准备工作、计划、签约项目），涉及产能共计2410亿立方米/年。我国煤制气项目在分布上呈现出西北多、东部少的特点。
下表是部分重点煤制气项目进展情况。
煤制气项目意义
尽管业界各种不同的声音存在，煤炭能源企业仍对煤制天然气情有独钟。结合诸多中国具备的现实情况考虑，煤制天然气仍有其存在和发展的合理性。
第一，市场空间大，当煤炭价格在400～500元/吨时，煤制天然气的制造成本约1.8～1.9元/立方米，而进口气到达中国口岸价普遍超过2元/立方米，入管网价在2.48元/立方米以上，前者比后者拥有0.5元/立方米的成本优势，与进口液化天然气相比，煤制气优势更扩大到1.5元/立方米以上。另外，从产能角度来看，中国是一个富煤贫油少气的国家，天然气资源量和产量都十分有限，而需求增长却异常迅猛。
第二，是煤炭行业转型的有效路径，中国是全球最大的煤炭消费国和生产国，煤炭长期占据我国一次能源消费的绝对主导地位。为了保障国民经济的快速稳步发展，现阶段还不得不依赖于大量使用煤炭资源的能源策略。然而，自2012年以来，除了全球市场波动的因素外，基于节能减排的压力，中国经济的放缓和我国原煤生产能力的不断增加，中国国内煤炭市场开始步入整体供大于求的局面。与此同时，随着大气污染防治方案等环保政策的出台，以及各地煤改气和油改气项目的推进，天然气需求量增长将更为迅猛。在这一背景下，煤炭行业的转型显得尤为迫切。发展煤制气，一方面有利于消化煤炭行业持续增长的产能，也能够对煤炭分散消费过程中产生的污染进行集中控制。因此，发展煤制气是我国当前能源结构下，煤炭行业转型的一条有效路径之一。
第三，保障国家能源安全，目前我国天然气供给的对外依存度比较高，在国内需求市场日益扩大的情况下，我国在国际能源市场上的谈判能力比较弱。如果能在煤制气领域有所突破，成功降低煤制天然气生产成本，可以让我国在与他国签订能源购买协议的过程中拥有更多的主动权。首先是在价格方面，煤制气成本的降低有助于压低天然进口气价格；其次是在供给保障方面，一旦进口天然气资源骤减，煤制气可以作为一种补充手段保障社会与经济的正常运行。
尽管业界各种不同的声音存在，煤炭能源企业仍对煤制天然气情有独钟。结合诸多中国具备的现实情况考虑，煤制天然气仍有其存在和发展的合理性。
第一，市场空间大，当煤炭价格在400～500元/吨时，煤制天然气的制造成本约1.8～1.9元/立方米，而进口气到达中国口岸价普遍超过2元/立方米，入管网价在2.48元/立方米以上，前者比后者拥有0.5元/立方米的成本优势，与进口液化天然气相比，煤制气优势更扩大到1.5元/立方米以上。另外，从产能角度来看，中国是一个富煤贫油少气的国家，天然气资源量和产量都十分有限，而需求增长却异常迅猛。
第二，是煤炭行业转型的有效路径，中国是全球最大的煤炭消费国和生产国，煤炭长期占据我国一次能源消费的绝对主导地位。为了保障国民经济的快速稳步发展，现阶段还不得不依赖于大量使用煤炭资源的能源策略。然而，自2012年以来，除了全球市场波动的因素外，基于节能减排的压力，中国经济的放缓和我国原煤生产能力的不断增加，中国国内煤炭市场开始步入整体供大于求的局面。与此同时，随着大气污染防治方案等环保政策的出台，以及各地煤改气和油改气项目的推进，天然气需求量增长将更为迅猛。在这一背景下，煤炭行业的转型显得尤为迫切。发展煤制气，一方面有利于消化煤炭行业持续增长的产能，也能够对煤炭分散消费过程中产生的污染进行集中控制。因此，发展煤制气是我国当前能源结构下，煤炭行业转型的一条有效路径之一。
第三，保障国家能源安全，目前我国天然气供给的对外依存度比较高，在国内需求市场日益扩大的情况下，我国在国际能源市场上的谈判能力比较弱。如果能在煤制气领域有所突破，成功降低煤制天然气生产成本，可以让我国在与他国签订能源购买协议的过程中拥有更多的主动权。首先是在价格方面，煤制气成本的降低有助于压低天然进口气价格；其次是在供给保障方面，一旦进口天然气资源骤减，煤制气可以作为一种补充手段保障社会与经济的正常运行。
