但我國天然氣價改進度卻為這些項目的經(jīng)濟性帶來較大不確定因素?！皬目裳袌蟾鎭砜矗壳懊褐铺烊粴忭椖慷际翘澋?，但企業(yè)都在賭將來天然氣漲價。”煤炭科學研究總院北京煤化工研究分院副院長陳亞飛表示。
記者近日從“內(nèi)蒙煤化工行”活動中采訪了解到，作為國家支持發(fā)展的現(xiàn)代煤化工項目之一，煤制天然氣項目在產(chǎn)業(yè)政策支持下各地規(guī)劃項目如雨后春筍，規(guī)模少則15億立方米，多的可達80億立方米，其中40億立方米以上的項目較多?，F(xiàn)已獲得國家發(fā)改委核準的煤制天然氣項目包括大唐內(nèi)蒙古克旗年產(chǎn)40億立方米、大唐遼寧阜新年產(chǎn)40億立方米、匯能內(nèi)蒙古鄂爾多斯年產(chǎn)16億立方米和新疆慶華年產(chǎn)13 .5億立方米的煤制氣項目，總產(chǎn)能合計年產(chǎn)110億立方米。
《經(jīng)濟參考報》記者還獨家獲悉，在下發(fā)到各省的《煤炭深加工示范項目規(guī)劃》中，新疆伊犁的慶華集團55億立方米煤制天然氣、新疆準東由中石化牽頭眾多能源企業(yè)參與的煤化電熱一體化項目(煤制天然氣為主產(chǎn)品)、內(nèi)蒙古興安盟煤化電熱一體化項目(煤制天然氣為主產(chǎn)品)、安徽煤化電熱一體化項目(煤制天然氣為主產(chǎn)品)等均榜上有名。此外，新奧集團位于內(nèi)蒙古烏蘭察布的國內(nèi)首個無井地下氣化采煤項目也將在工業(yè)性試驗成功實施基礎上，進一步擴大生產(chǎn)規(guī)模，預計近期將取得路條。
但縱觀上述項目的可研報告，不難發(fā)現(xiàn)煤制氣項目對天然氣漲價的依賴性。“可研報告中，假設1噸煤可制300立方米的天然氣，目前1方氣入管道的價格一般做到1.2元至1.5元之間不等，在目前煤價成本約300元每噸的情況下，煤制天然氣理論上肯定是虧損的；綜合各項煤制氣成本考慮，要么煤價下降到200元每噸以下，要么隨著天然氣價改進程的提速，天然氣入管道的價格上漲，煤制氣項目才能基本做到不虧損。”陳亞飛分析說。
記者采訪發(fā)現(xiàn)，一些能源企業(yè)已經(jīng)因天然氣價格較低，而更多投入到煤間接液化制油的項目中去。據(jù)了解，煤間接液化過程的第一階段就是煤制氣。伊泰煤化工集團總經(jīng)理齊亞平告訴記者，煤制氣項目投資很大、效果一般，但要將生產(chǎn)鏈延伸到煤制油，利潤則較為可觀。因此目前來看，煤制氣投資回報不及煤制油。
盡管如此，以液化天然氣(L N G )為產(chǎn)品的新奧煤制氣示范項目卻已經(jīng)可以取得盈利。新奧氣化采煤有限公司總經(jīng)理龐旭林告訴《經(jīng)濟參考報》記者，新奧地下氣化采煤項目總投資預計37億元人民幣，年產(chǎn)液化天然氣6億方，年氣化煤量252萬噸。該示范項目目前對褐煤的利用率可達到85%，計算后項目投資回報期(稅后)是7.2年，稅前利潤率19%，稅后可達17%，經(jīng)濟性較好。據(jù)悉，此測算是建立在液化天然氣售價2.8元每方基礎之上，而目前液化天然氣市場售價一般為3元每方左右?！绊椖恳黄谝?guī)模為年產(chǎn)2億方，制造L N G成本為1 .98元每方，與管輸天然氣液化后每方2.2元至2.3元的價格相比有優(yōu)勢，項目二期規(guī)模4億方，還能再降低一些投資成本，如果煤價進一步下滑，將來生產(chǎn)每方L N G成本可能降到1 .2元至1.5元?！饼嬓窳诸A測說。
“目前眾多大型能源企業(yè)進入煤制氣，更多還是基于我國天然氣的需求前景和較富吸引力的價格改革預期?！标悂嗭w表示“十二五”期間，煤制天然氣項目的經(jīng)濟性還是將重點取決于管輸和氣價。
