長期以來，我國煤制天然氣（以下簡稱“煤制氣”）產業發展緩慢。隨著近年來我國霧霾天氣頻頻出現，為防治嚴重霧霾污染，煤制氣迎來迅猛發展的契機。2012年國家發布《天然氣發展“十二五”規劃》、2013年發布《大氣污染防治行動計劃》，都有力推動了煤制氣產業的發展，國內多家企業也紛紛啟動了煤制氣項目。
有數據顯示，國家能源局規劃到2020年煤制氣產量目標為500億立方米/年，但目前我國建成、在建或擬建的煤制氣項目已超過60個，年預計產業規模遠遠超過了規劃目標。
今年7月22日，國家能源局下發了《關于規范煤制油、煤制天然氣產業科學有序發展的通知》，明確了嚴格能源轉化效率、水耗、排放等產業準入要求，對煤制氣的發展做出了進一步規范，規定年產20億立方米及以下規模的煤制氣項目不再審批通過，并嚴禁在煤炭資源凈調入省發展煤制氣項目。
對于借助霧霾天氣防治而迅速發展的煤制氣產業來說，這一紙文件被解讀為對煤制氣行業的“降溫”。
國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心主任李俊峰表示，雖然有著政策利好因素，但水耗、能耗、污染處理以及碳排放等實際問題，也著實讓不少煤制氣企業陷入兩難境地。尤其是煤制氣項目在生產過程中水資源消耗量較大，目前我國煤制氣項目多布局在西北干旱、環境敏感區域，對水資源和生態環境來說，都將成為難以承受之重。
政策、經濟因素推動煤制氣產業迅速發展
目前我國建成、在建或擬建的煤制氣項目已超過60個，年總產能超過2600億立方米，為國家規劃2020年總量規模的5倍
煤炭是我國的主體能源。近年來，面對日趨嚴重的大氣污染，減少燃煤、改變以煤為主的能源結構，成為大氣污染治理的重點。許多省市在能源規劃中，也提出擴大天然氣供應的目標，我國對天然氣供應的需求也因此與日俱增。
在“富煤、缺油、少氣”的資源條件下，發展煤制氣產業成為現實的選擇。
事實上，在2012年前煤制氣并不受鼓勵，甚至是限制發展的對象。國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心主任李俊峰表示，煤制氣與煤制油、煤制甲醇等其他煤化工產品類似，但其生產過程中在節能、節水和二氧化碳排放方面處于劣勢地位。因此長期以來，國家將其作為高耗能、高污染、高耗水的產業進行管理，其發展也受到了限制。
“近年來，在我國中東部地區出現的大面積霧霾污染，嚴重危害到人們的身心健康，構建清潔能源體系成為我國當前社會經濟可持續發展的戰略需求。”李俊峰說。
2013年9月，國務院出臺了《大氣污染防治行動計劃》。作為加快清潔能源替代利用的方式之一，煤制氣被賦予重要角色。這也為之前一直嚴控的煤制氣產業提供了發展契機。
除了政策因素之外，近年來煤炭價格下降、天然氣需求量迅速增加，也成為推動中西部產煤區紛紛上馬煤制氣項目的一個重要因素。
李俊峰說，煤制氣在國內的發展幾經周折。2011年以前，煤炭價格高企，煤制氣成本在每立方米兩元左右，與國內常規天然氣價格持平，煤制氣生產幾乎無利可圖。不過，從2011年起，隨著國內外煤炭價格持續下跌，天然氣價格迅速增長，煤制氣生產成本下降到每立方米1.7元左右，而國內常規天然氣價格維持在每立方米2.5元以上。
此外，我國正在加快調整能源結構，加大天然氣等清潔能源供應。據統計，2013年，我國天然氣消費量達1676億立方米，年進口天然氣530億立方米，估計供需缺口達到了220億立方米/年。
“特別是京津冀控制霧霾的各項措施出臺，天然氣成為稀缺資源。例如北京新增天然氣的門站價格高達每立方米3.14元，這導致煤制氣的價格競爭優勢增強。”李俊峰說，煤氣價格變化、天然氣需求量和進口量持續增長的發展趨勢，為我國中西部產煤地區發展煤制氣產業提供了較大的利潤空間和發展機遇，也成為中西部地區化解煤炭產能過剩和拉動經濟發展的新機遇。
李俊峰說，據不完全統計，截至2013年10月，我國建成、在建或擬建的煤制天然氣項目共61個，年總產能達到2693億立方米。這些項目大部分布在嚴重缺水的內蒙古自治區、新疆維吾爾自治區等西部地區。
按國家能源局規劃，到2020年，我國煤制氣產量目標為500億立方米/年，而目前煤制氣產業規模已經達到了計劃總量規模的5倍。
七成煤制氣項目位于水資源緊張區域
目前已獲批煤制氣項目有75%處于水資源高度緊張地區。煤制氣耗水量巨大，水資源問題將成為其必須面對的一道坎兒
雖然算算經濟賬，煤制氣產業有著一條不錯的出路，但水資源問題仍是一道繞不過的坎兒。
數據顯示，從煤制氣的產能規模來看，內蒙古自治區的鄂爾多斯市及周邊的蒙西地區、新疆維吾爾自治區占了主要部分；從項目分布看，被統計的已建或在建、擬建中煤制氣項目，有46個分布在水資源非常貧乏的西北地區。
以內蒙古自治區鄂爾多斯市為例，2015年全市用水總量指標是16.58億立方米、2020年是16.79億立方米，但2012年其用水總量已達15.69億立方米。目前鄂爾多斯市共承接了總計436億立方米/年煤制氣項目，這些項目每年預計將消耗高達3億立方米的水資源。
2011年中央“1號文件”提出推行最嚴格的水資源管理政策，對用水等進行總量控制。李俊峰認為，即使煤制氣可行，也不應該集中在嚴重缺水的西北部地區。
據估算，煤制氣的平均耗水量約為煤直接利用的18倍。按照國家要求，生產1000立方米煤制氣的最高水耗不能超過6.9噸，但在實際運行中，耗水往往都會超過這個標準。
李俊峰說，由于煤制氣的耗水量主要集中在生產過程，每千立方米耗水量高達8噸以上，約占全生命周期的42%， 考慮到我國發展煤制氣產業項目大部分集中在西部水資源貧乏地區，發展煤制氣必然會對當地本來就很脆弱的生態環境帶來更大的負面影響，同時擠占了這些地區發展其他產業和人民生活水平提高的水資源空間。
目前，我認為水安全比能源安全形勢更重要、更緊迫。能源是戰略資源，但水是生命之源。如果未來我國所需求的水有10%需要到國外采購的話，屆時生存都可能會出現問題。”李俊峰強調，從水安全角度來說，煤制氣必然受到巨大的制約。特別是在嚴重缺水的西部地區，不應該把發展煤制氣及發展煤化工產業作為拉動經濟增長點的戰略舉措。
廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強也表示，生產煤制氣需要消耗大量水資源。目前通過國家發改委審批開展前期工作或者已經被核準的煤制氣項目，大多集中在中西部煤炭資源比較豐富的地區，這些地區的水資源卻往往比較缺乏。
“如果新建的煤制氣項目加劇這些地區缺水現狀，水資源供給問題反過來將會對煤制氣生產和收益造成負面影響，需要慎重對待。”林伯強說。
有研究機構指出，迄今為止，我國已獲批的煤制氣項目75%處于水資源高度緊張的地區。這些項目全部投產后，將會加劇干旱地區本來就缺水的窘境。同時，由于中西部干旱地區在雨季和旱季之間的水供應變化無常，也會使得煤制氣企業面臨隨時減產甚至暫時停產的風險。
總煤炭消耗量、溫室氣體排放量增加
從全生命周期來看，煤制氣過程中的煤耗和溫室氣體排放都在增加。對于減排來說，相當于減在A區，增在B區
煤制氣產業為治理霧霾而生，但在“制”的過程中卻消耗了更多的煤，產生了更多的溫室氣體。
據清華大學氣候政策研究中心測算，北京市每年從內蒙古引進40億立方米煤制氣，這將替代北京市約894萬噸的煤炭消費，而內蒙古自治區因為每年生產40億立方米煤制氣會增加煤炭消費約1203萬噸。盡管北京市因為使用煤制氣替代煤炭而減少了約738萬噸的溫室氣體排放，但兩地總計將會凈增加約377萬噸的溫室氣體排放。
華南理工大學化工與能源學院院長錢宇也表示，煤制氣效率僅為55%，是比較低的，有很多能量損失。從國家層面來說，總煤炭消耗量將會大幅增加。
根據國家對煤制氣的耗煤量指標計算，每生產1000立方米煤制氣就會排放出4.83噸二氧化碳。2000多億立方米的總產能，每年排放的二氧化碳將會超過10億噸。
“雖然國家發改委曾要求新疆準東煤制氣示范項目利用煤制氣工廠產生的高濃度二氧化碳，在周圍油田開展驅動及封存的試驗示范，但根據現有的已公開資料，目前沒有一個項目配套涉及了碳捕捉、封存和利用項目。”錢宇說。
錢宇表示，在城市用煤制氣供熱比直接燃煤供熱，可減少98%的霧霾污染物排放，降低霧霾效果顯著，但二氧化碳的排放量將直線上升。
李俊峰做的一項研究顯示，煤制氣排放的二氧化碳的大部分來自燃料生產過程，占到了其全生命周期二氧化碳排放的70%左右。從全生命周期來看，相當于煤制氣的煤耗和溫室氣體排放減在A區、增在B區。
對此，李俊峰強調，由于煤制氣替代其他技術都會產生更高的能源消耗及溫室氣體排放，發展煤制氣將擠占各地的能源消費總量和碳排放空間，增加我國能源消耗總量和溫室氣體排放總量。
“煤制氣產業發展，從某種程度上來說，是以整體一次能源消費和溫室氣體排放來換取部分地區的能源結構優化，并不適宜作做為清潔化、低碳化措施在全國大規模推廣。從全局看，這與能源體系低碳化發展方向是相悖的。”李俊峰說。
林伯強也認為，如果從全國范圍來看，煤制氣沒有達到改變以煤炭為主的能源結構目的，也達不到減少碳排放的
目的，因為將生產過程考慮在內，煤制氣的溫室氣體和其他污染物排放，比直接使用煤炭還要多。大規模發展煤制氣替代燃煤，實際上只是將污染排放從東部轉移到了西部，整體上還是增加了全國的排放量。
煤制氣是機動車燃料較好替代方案
從經濟性比較情況看，除了替代車用燃料外，發展煤制氣并不具有優勢，并且替代車用燃料的可行性也是有條件的
李俊峰將煤制氣與燃煤大、中型鍋爐，電磁爐、汽油小汽車、柴油公交車等能源使用方式，從全生命周期進行了技術環境指標分析比較。他發現與其他技術相比，煤制氣全生命周期的能源消耗將增加20%~110%，水資源消耗是其他技術的4倍~6倍，二氧化碳排放量比其他替代技術分別高出10%~270%。
“從削減包括二氧化硫和氮氧化物在內的污染物角度來看，除了替代燃煤發電之外，其環境效益是可以接受的，其中以替代車用燃料的優勢最大，分別可以減少70%的二氧化硫和氮氧化物的排放。”李俊峰說。
在煤制氣替代經濟指標上，假設天然氣價格為3元/立方米、煤炭成本500元/噸、居民用電0.56元/度、柴汽油價格為8元/升。李俊峰經粗略比較發現，使用煤制氣發電是燃煤發電上網平均價格的2.5倍；在供熱方面，煤制氣成本分別是中、大型燃煤鍋爐的4倍、5倍；替代家庭炊事，煤制氣價格與常規天然氣、電炊持平，是蜂窩煤的兩倍；替代車用燃料，煤制氣價格是普通汽油和柴油的一半。
“從經濟性比較情況看，除了替代車用燃料外，發展煤制氣并不具有優勢，并且替代車用燃料的可行性也是有條件的。”李俊峰說。
錢宇對此分析表示認同。他也表示，煤制氣僅在機動車燃料上是較好的替代方案，“煤制氣用于公交燃氣方面要優于柴油。但如果用甲醇替代柴油做為公交車燃料的話，比煤制氣更有優勢，不僅能更有效地減少污染物排放，還可利用我國過剩的甲醇產能。”
不能一擁而上發展煤制氣
一擁而上發展煤制氣，將對我國能源供應體系建設、應對氣候變化和環境帶來不可估量的負面影響
中德可再生能源合作中心執行主任陶光遠表示，當前煤制氣產業得以迅猛發展，一個重要的原因是為了治理燃煤污染，但燃煤污染，“錯不在煤而在人”。
陶光遠把德國魯爾區與北京進行了比較，魯爾區面積只有北京的1/3，其燃煤電站裝機功率與北京相當，每年還可煉2000多萬噸鋼。但其空氣中的PM2.5濃度不到北京的1/3。
“柏林的Moabit熱電聯供站距德國總理府的距離不到3000米，德國紐倫堡市的垃圾焚燒廠距市中心市場廣場不到3000米。1992年，德國有16%家庭燃煤采暖，現在仍有幾百萬個燃煤采暖爐，但城市環境依然非常干凈。”陶光遠說，紐倫堡垃圾焚燒廠煙塵排放為0.08mg/m3~1.19mg/m3，而中國的大部分燃煤發電廠的煙塵排放標準為50mg/m3左右，燃煤發電廠未來的煙塵排放標準是小于20g/m3~30mg/m3，上海外高橋第三發電廠的煙塵排放情況為11mg/m3。
“事實證明，燃煤不是個環境問題。中國如果實現燃煤電廠的‘近零排放’，也就是將燃料價格再增加20%~30%左右，即每千瓦時不到0.1元錢。但如果使用天然氣發電，每千瓦時就要增加到0.3元多，相差不少。中國的燃煤電廠污染物排放哪怕能達到上海外高橋的水平，今天中國的粉塵污染也可減少80%左右。”陶光遠說。
陶光遠建議，為解燃眉之急可發展少量煤制氣。但從長遠看，國家應考慮與國際能源體系接軌，重點發展常規和非常規天然氣生產，而非煤制氣。
李俊峰則表示，有關部門應統籌考慮我國優化能源結構、控制環境污染和應對氣候變化三方面的壓力和要求，制定我國清潔和低碳能源的發展目標。
“誠然，我國很多城市都面臨著防治霧霾的緊迫壓力，但它也可成為各地減排的動力。因此，我國應全面考慮能源發展、環境保護和應對氣候變化大局，從全生命周期的角度，綜合評估各項能源技術的能源、環境和經濟指標。”
李俊峰建議，一方面利用價格杠桿，將環境、資源等外部成本內部化，對能源的發展進行合理引導；另一方面，大力推動國內的可再生能源和清潔能源供 應，并積極加強國際能源合作，通過能源國際化道路，推動我國能源的清潔化和低碳化發展進程。
林伯強認為，對于煤化工，國家的基調應當是在支持的同時加以限制。無論如何，政府應當制定合理的規劃，對包括煤制氣在內的煤化工產業的有序發展加以引導。
“國家最近設立了較高的煤制油氣準入門檻，也明確了基本產業政策：煤制油氣不能停止發展、不宜過熱發展和禁止無序建設；堅持量水而行、清潔高效轉化、示范先行、科學合理布局、自主創新等基本原則；示范項目必須符合產業政策，以及滿足具體的能源轉化效率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指標。綜合起來應該是很全面了，但是現實中是否能夠真正規劃和引導煤化工產業健康發展，還需要地方政府的配合，以及政府對行業發展的有效監管。”林伯強說。
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