国内煤制气三大尴尬待解

     煤气作为现代煤化工的代表和国家重点支持的清洁能源项目，近年来受到市场的追捧和各方的关注。然而，自2009年煤气生产项目示范和规划开发以来，一直遇到了尴尬的局面。

     首先，煤制气在生产清洁能源和消耗大量煤炭方面的作用令人尴尬。不久前，国家能源署发布的“2014-2020年能源发展战略行动计划”提出了2014至2020年中国能源发展具有约束力的要求。政府鼓励和支持发展天然气等清洁能源，到2020年，天然气在能源中的比重将从目前的5.9%左右提高到10%以上。提出了煤炭消费的约束指标，即到2020年，煤炭消费总量将控制在42亿吨左右。

     作为一种新兴的煤炭清洁利用产业，煤炭天然气产品是市场上迫切需要并得到政府扶持的清洁能源。据有关单位介绍，中国已建成4个项目，总装机容量151亿立方米。目前，仍有约60个项目在建、拟建和规划，总装机容量为2600亿立方米。根据国家能源总局的计划，2020年的煤气生产目标是500亿立方米，这显然有利于实现到2020年天然气消耗量达到10%的结构目标。

     但与此同时，煤气是一个大的煤炭消费。对于年产40亿立方米的煤改气项目，年煤炭消耗量约为2000万吨。如果到2020年，从煤到天然气的生产能力为500亿立方米，将消耗2.5亿吨煤。如果所有建设和规划项目全部完成，每年的煤炭消耗量将超过10亿吨。这与政府的煤炭控制行动计划相矛盾。

     第二，煤炭原料市场化和产品议价能力的缺乏是令人尴尬的。最近，新疆清华集团的高级官员向媒体抱怨，企业在煤气业项目上投资120亿元，但无权出售和谈判，难以入睡和吃饭。

     煤气作为一项市场化的经营项目，原料与市场相适应，但产品的定价权既不是在市场上，也不是在企业，而是在政府。虽然近年来我国在广东、福建等地进行了天然气价格改革，但改革和推广进展缓慢。最初，政府提出天然气价格改革的方向是从成本加成法向市场净收益法转变，但目前政府在煤气定价中仍然采用成本加成法。然而，与天然气产品不同的是，煤层气的成本受到边界条件的限制。如果包括原材料在内的边界条件发生变化，而不可预测的隐性成本继续上升，煤层气的成本就会发生很大的变化。因此，现行的定价方法不利于煤气企业充分利用市场变化，通过价格杠杆参与市场竞争。

     而且，事实上，我国的天然气管网和市场早已被大型石油公司垄断。煤气企业生产的产品只能进入管网，受人控制。他们失去了谈判产品的权利，比如戴着镣铐跳舞，很难在市场上发挥自己的作用。

     第三，煤气对防治空气污染的贡献和自身排放的尴尬。2013年9月，国务院发布了“大气污染防治行动计划”。煤气作为加快清洁能源替代利用的途径之一，发挥着重要的作用。今年11月12日，中美联合发表了关于气候变化的联合声明。中国承诺在2030年左右达到二氧化碳排放的峰值，并将努力尽快达到峰值，并计划到2030年将非化石能源消费的比例提高到20%左右。北京亚太经合组织蓝已经证明，使用包括天然气在内的清洁能源来减少煤炭排放是防止和控制空气污染的有效途径。

     然而，一方面，煤气可以提供清洁能源，这无疑有助于预防和控制中国乃至世界的空气污染，但煤气项目的二氧化碳排放量在生产过程中并不低。专家称，以年产40亿立方米的煤改天然气项目为例，尽管由于用煤制天然气替代煤炭，温室气体排放量减少了约738万吨。从整个生命周期来看，温室气体排放量将增加377万吨左右。目前尚不清楚煤改气的工作是否大于等于或不等于，正是在这一点上受到了公众的批评，从而使煤炭等洁净煤的利用项目陷入尴尬境地。