煤制气三大尴尬待解

煤制气作为我国现代煤化工的代表和国家重点支持的清洁能源项目，近年来受到了市场的追捧和各方的关注。然而，我国煤制气项目自2009年陆续开展示范和规划发展以来，却遭遇了尴尬。

　　其一，煤制气既生产清洁能源又大量耗煤的角色尴尬。国家能源局前不久刚刚发布的《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》，对我国2014年至2020年期间的能源发展提出了约束性要求。其要旨是，政府鼓励和支持发展天然气等清洁能源，至2020年要使天然气在能源中的占比由现在的约5.9%提高至10%以上。对煤炭消耗提出了约束性指标，即到2020年煤炭消耗总量控制在42亿吨左右。

　　煤制天然气作为新兴的煤炭清洁利用产业，其产品是市场急需和政府支持发展的清洁能源。根据有关机构梳理，我国煤制气已建项目4个，总产能为151亿立方米，目前在建、拟建及规划中的项目还有约60个，总产能可达2600亿立方米。按照国家能源局规划，我国煤制气2020年的产量目标为500亿立方米，显然有利于实现到2020年天然气消费量占比10%的结构性目标。

　　但同时煤制气又是耗煤大户。一个年产40亿立方米的煤制气项目，年耗煤量约为2000万吨，如按2020年煤制天然气产能500亿立方米计，则需耗煤2.5亿吨，而如果在建及规划项目全部建成，年耗煤总量将超过10亿吨。这与政府的控煤行动计划又存在矛盾。

　　其二，煤制气原料市场化与产品缺乏议价权的尴尬。最近，新疆庆华集团高层向媒体抱怨说，企业投资120亿元建设的煤制气项目却没有销售议价权，为此寝食难安。

　　煤制气作为市场化运作项目，原材料随行就市，但产品的定价权既不在市场也不在企业，而在政府。虽说近年来我国已在广东、福建等部分地区进行了天然气价改革，但改革推广的进展十分缓慢。本来，政府提出天然气价格改革的方向是由“成本加成”法向“市场净回值”法转变，但目前政府对煤制气的定价仍然采用“成本加成”法。然而，煤制气不同于自然开采的天然气产品，其成本受制于边界条件，如果包括原材料在内的边界条件出现变化，以及不可预测的隐性成本不断上升，煤制气成本就会发生较大改变。因此，现行的定价方式不利于煤制气企业充分利用市场变化，通过价格杠杆参与市场竞争。

　　再者，事实上我国天然气管网和市场早已被大型石油公司垄断，煤制气企业生产的产品只能进入其管网，受制于人，失去了对产品议价的权利，好比“戴着脚镣跳舞”，很难在市场上一展身手。

　　其三，煤制气为大气污染防治贡献与自身排放的尴尬。2013年9月，国务院出台了《大气污染防治行动计划》。作为加快清洁能源替代利用的方式之一，煤制气被赋予重要角色。今年11月12日，中美共同发表气候变化联合声明，中国承诺计划2030年前后二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰，并计划到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。北京“APEC蓝”已经证明，多使用包括天然气在内的清洁能源，减少燃煤排放是防控大气污染的有效途径。

　　然而，煤制气一方面可提供清洁能源，无疑可为中国乃至全球的大气污染防治作出贡献，但煤制气项目在生产过程中二氧化碳的排放量也不低。据专家介绍，以一个年产40亿立方米的煤制天然气项目为例，尽管因为用煤制天然气替代煤炭而减少了约738万吨的温室气体排放，从全生命周期的角度计算，总计将会净增加约377万吨的温室气体排放。煤制气到底是功大于过、功过相抵、还是功不抵过，还真有些说不清楚，而恰恰在这一点上饱受公众诟病，从而使煤制气这样一个煤炭清洁利用项目遭遇尴尬。

　　不过，如果各方重视，煤制气遭遇的尴尬完全可以化解。比如，随着天然气市场化步伐的加快，以及政府审批权限的下放，煤制气议价权的问题完全可以解决。随着CCS(碳捕集与封存)等技术的成熟和企业对环保投入的增加，煤制气企业的碳排放也不将再成为问题。政府对落后产能的大量淘汰，完全可以给煤制气发展留下煤炭消耗空间。期待政府、企业和社会共同努力，推动煤制气产业走出尴尬境地，走上良性健康发展的轨道。

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