我国基础能源格局的特点是“富煤贫油少气”，长期以来，煤炭在我国能源结构中一直占有绝对主导地位。目前我国查明煤炭储量为1.3万亿吨，预测煤炭总资源量为5.57万亿吨，在我国一次能源的生产和消费总量中占有率分别为76%和69%。

　　第三次全国油气资源评价显示我国石油资源总量约为1072.7亿吨，其中陆上石油资源约为826.7亿吨，占总量的77.07%，海上石油资源约为246亿吨，占总量的22.93%。总体来说我国属于石油资源相对短缺的国家，随着近年来我国经济的高速发展，石油对外依存度不断攀升。

　　我国的常规天然气资源量初步估算为56×1012m3，可采资源量22×1012m3。作为清洁、优质、高效的能源，天然气越来越多地引起人们的关注，随着国内大型、特大型天然气资源的不断被发现，国内也掀起了一轮天然气开发、利用的高潮。从2000年到2008年，天然气消费量呈快速增长态势，2000年全国天然气消费量为245亿m3，2008年达到720亿m3，平均增速率达14.4%。

　　二、煤制天然气市场前景

　　发展煤制天然气是非石油路线生产替代石油产品及解决我国天然气供求矛盾的有效途径。并且煤制天然气的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，也是煤制能源产品的最优方式，发展前景看好。

　　2009年，我国天然气产量830亿m3，同比增长7.71%；进口量75亿m3，增长63.37%；出口量为31亿m3，增长81.65%；表观消费量为873亿m3，增长9.31%。2000～2009年期间，我国天然气消费量年均增长速度为15.40%，远远高于同期世界平均增长率2.78%，是世界上天然气消费增长最快的国家。同期产量的年均增长速度为13.19%，低于消费增长。虽然我国天然气生产和消费均增长迅速，但与其他国家相比，中国的天然气使用量在一次能源中的比重还处于较低水平。2009年我国的天然气消费仅占一次能源消费总量的3.9%，远低于世界24%、亚洲11%的平均水平。

　　目前我国天然气主要消费于化工、工业燃料、城市燃气和发电领域。2009年，全国城市燃气(居民、公共福利、CNG汽车、采暖以及城市小工业)消费量为290亿m3，占全国天然气消费总量的33.2%；工业燃料消费量为230.5亿m3，占消费总量的26.4%；天然气化工消费量192.9亿m3，占消费总量的22.1%；天然气发电消费量159.7亿m3，占消费总量的18.3%。在国家《天然气利用政策》的指导下，随着城市环保要求和人民生活水平的提高，城市燃气的需求量增长最为迅速，居民、公共福利以及城市其他用户用气量越来越大，在天然气消费结构中的比例不断增加，而工业用气比例会逐渐减少。与此同时，我国天然气生产能力和运输能力面临着巨大的挑战，预计2015年我国天然气产量可达1200亿m3，而消费量将达到至少2000亿m3，供需缺口约800亿m3；到2020年产量有望达到1600亿m3，消费量将至少达到3000亿m3，供需缺口高达1400亿　m3。随着经济发展和天然气作为燃料的比重越来越大，我国的天然气供应量和需求量缺口呈逐年增加的趋势，业内人士预计未来几年我国天然气的年均消费量增长率将达到甚至超过15%。

　　对于天然气存在的供需缺口，我国将主要采取海上LNG进口和陆路管道天然气进口的方式解决。陆路进口天然气主要是从中亚、俄罗斯和缅甸进口，以中国石油为主。但进口管道气和进口LNG均面临较大的气源稳定性和气价波动风险，实际进口量很难保障。因此，建设煤制天然气可保障我国天然气气源的多样性和安全性，增强市场平衡能力和议价能力。

　　我国环渤海、长三角、珠三角三大经济带对天然气需求巨大，而内蒙古、新疆等地煤炭资源丰富，但运输成本高昂。因此将富煤地区的煤炭就地转化成天然气，将成为继煤发电、煤制油、煤制烯烃之后的又一重要战略选择。煤制天然气可实现偏远山区或边疆煤丰富地区的煤的坑口转化，然后用管道输送到很远的目标消费市场，节能、环保、安全，大大降低运输成本，缓解交通运输压力，管道输送虽然成本高但比运输煤炭要经济的多。而甲醇、二甲醚(加压液化)、油品都是易燃易爆的液体产品，运输难度大、费用高，运输安全值得关注。因此，从产品输送方面来看，煤制天然气更具优势。

　　在当前的能源结构和价格水平前提下，煤制天然气在煤价为300元/吨时，生产成本为1.5元/m3，达到10%内部收益率时，售价为2.1元/m3，与进口LNG相比，具有较大的竞争优势。由于国内天然气价格仍受政府定价控制，造成煤制天然气项目经济效益一般，但从长远来看，天然气价格逐步上涨的趋势是确定的，因此煤制天然气项目经济效益的前景是乐观的。

　　三、甘肃煤制天然气发展规划

　　目前甘肃省发展煤化工受到国家产业政策的限制，本省煤炭资源中西部不足，东部资源较好，但水资源严重不足，交通不畅，因此，甘肃省发展煤化工应利用新疆及本地的煤炭资源，发展耗水量较小的煤化工产品，为省内工业配套，形成较为完整的煤化工产业链。

　　(一)甘肃煤制天然气发展设想

　　根据《甘肃省“十二五”石化产业发展规划》，有序推进甘肃省煤化工发展，积极支持中国石化、华能、庆华公司、中化集团、等利用新疆调入煤炭和本地煤在河西、陇东等具备条件的地方建设煤化工产业园区，打造清洁能源-精细化工-资源综合利用的循环经济产业链，培育大型煤-电-化一体化基地。

　　设想一：

　　利用新疆调入煤炭，在具有一定水资源的张掖市或武威天祝，建设年产40亿m3的煤制天然气项目，依托西气东输二线、三线工程的实施，向东南部地区输送天然气。

　　设想二：

　　可利用陇东地区丰富的煤炭资源，同时积极进行水利工程建设，在庆阳长庆桥地区建设年产40亿m3的煤制天然气项目，依托西气东输二线(西气东输二线支线计划在平凉泾川经过，距离长庆桥约10km)，向东部地区输送天然气。

　　(二)甘肃发展煤制天然气项目优势条件

　　1、煤炭资源优势。甘肃省煤炭资源较为丰富，甘肃省预测煤炭储量为1428亿吨，居全国第六位，累计探明的资源量92.27亿吨，居全国第十四位。

　　河西的煤炭资源相对不足，但由于邻近新疆地区，距蒙古国的富产煤区也较近，可以向本地区运入，为煤化工产业的发展提供了很好的基础条件。2008年10月，甘肃与新疆维吾尔自治区签署了《甘肃省人民政府新疆维吾尔自治区全面战略合作框架协议》及《煤炭供需和运输保障合作协议》，就能源、矿产资源、公路、铁路、就业、劳务、口岸、旅游、投资贸易、宗教事务管理等方面的合作事宜形成了共识。两省区将在能源方面建立长期合作关系，在未来几年，甘肃省将逐步从新疆哈密等地调入大量煤炭资源。甘新两省战略合作框架协议的签订这为甘肃省煤电化工业的发展提供了资源优势条件。

　　庆阳地区煤炭资源丰富。据全国第三次煤炭预测评价资料表明，庆阳境内煤炭预测储量为1342亿吨，占甘肃省煤炭预测储量的94%，其中千米以浅的预测储量为84亿吨。目前已开始大面积的勘探，三级查明储量达到88.07亿吨，煤质优良。

　　2、天然气管网资源。天然气产品可通过长输管网输送是煤制天然气项目的重要优势之一，也是煤制天然气项目建设的重要条件，并直接影响项目投资、生产成本和装置的稳定运行。

　　国家规划建设的西气东输一线、二线、三线和四线均经由甘肃境内。其中西气东输一线已经建成投产，年输气量扩大到170亿m3，气源来自塔里木盆地的克拉二等大气田。西气东输二线(霍尔果斯-广州)年输气量为300亿m3，气源来自中亚国家进口天然气，目前西二线西段工程已经建成投产。西气东输三线(霍尔果斯-广东韶关)年输气量为300亿m3，气源来自中亚国家进口天然气。西三线有3000km管道与西二线并行。目前，西三线西段(新疆霍尔果斯到宁夏中卫)正在建设之中，预计2014年底投产。西气东输四线(中俄天然气管道)规划年输气量为300亿m3，目前进入研究阶段。

　　本项目计划进入西气东输二线或三线，因此，在建的天然气管网成为本项目建设的重要优势条件。

　　3、政策优势。国家《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》和《西部大开发“十一五”规划》明确提出，支持资源优势转化为产业优势，充分利用西部水资源、煤炭资源、石油天然气资源丰富的优势，调整优化能源结构，促进集中布局，提高优势资源加工增值比重。甘肃煤炭资源丰富，储量居全国前列，发展煤化工产业将有效地把资源优势转化为产业优势，提高煤炭资源在工业经济中的比重，以推动地方经济的发展。

　　《国务院办公厅关于进一步支持甘肃经济社会发展的若干意见》也明确指出甘肃应着力加快基础设施建设步伐，逐步消除瓶颈制约，加强水利工程建设，实施以优势资源开发转化为重点的产业发展战略，加快建设能源化工产业基地，加快陇东煤电化建设。加强煤炭资源勘探和开发利用，有序发展煤化工产业，规模化开发利用煤层气。因此，甘肃发展煤化工产业，建设煤制天然气项目，符合国家的总体战略规划和产业政策。

　　本项目的建设充分发挥陇东地区煤炭资源优势，以洁净煤化工技术生产天然气产品，项目的建设可以改善当地的基础设施，增加地方就业机会，增加税收，推动当地社会经济的发展和和谐社会的建设，完全符合国家的总体发展战略。

　　四、经济效益分析

　　甘肃省煤制天然气项目规划为两个，均为年产40亿m3的煤制天然气项目。

　　(一)张掖煤制天然气项目

　　在张掖市或武威天祝，利用新疆调入煤炭制取天然气，新疆调入煤炭价格约为260元/吨，项目依托西气东输二期工程的实施，向东南部地区输送天然气。该项目装置建设投资约206亿元，贷款70%即144.2亿元，建设期利息108726.27万元。经计算，项目天然气单位生产成本为1.2657元/m3，项目效益计算情况见表1。

表1  甘肃省煤制天然气综合经济指标汇总表

　 　 　                                               单位：万元

　　(二)庆阳煤制天然气项目

　　在庆阳，利用当地丰富的煤炭资源制取天然气，煤碳价格约为350元/吨。依托西气东输二线(西气东输二线支线计划在平凉泾川经过，距离长庆桥约10km)，向东部地区输送天然气。项目装置建设投资约206亿元，贷款70%即144.2亿元，建设期利息108726.27万元。经计算，项目天然气单位生产成本为1.565元/m3，项目效益计算情况见表1。

　　在此需要说明的是，庆阳的煤炭由于埋藏较深，故开采成本较高，但煤制天然气企业若能取得煤炭开采权，煤炭价格可降至250元/吨左右，天然气的单位生产成本可降至1.25元左右，项目效益会更好。

　　甘肃省煤制天然气两个项目建设共需投资412亿元，建成后，年均销售收入为170亿元，年均利润总额为40.44亿元，年均所得税为10.11亿元，年均税后利润为30.33亿元。

　　五、甘肃煤制天然气项目的竞争力分析

　　煤制天然气项目的经济性要考虑多方面因素。在当前能源结构和价格水平的前提下，要考虑项目所在地的煤炭资源、水资源以及其他原材料是否丰富，价格是否合理；要考虑当地是否有天然气产品市场或是否能进入天然气管网输送，输送价格是多少。并不是所有地方都适合建设煤制天然气项目。

　　(一)煤制天然气的产品质量

　　煤制天然气的热值可达到37～38MJ/m3(标准)(HHV，即高热值)，该值比国家天然气质量标准(GB17820～1999)规定的最低热值31.4MJ/m3(标准)(高热值)高17.8%～21%。另外，CO2、H2S、总硫等指标也高于国家标准，产品中几乎不含CO。同时经过干燥的煤制天然气水露点也满足要求(见表2)。

表2  天然气质量指标对比

　　(二)煤制天然气的生产成本

　　1、在张掖或武威天祝地区，采用粉煤加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为40×108m3/a天然气时，原料煤、燃料煤均为新疆输入煤，到厂价格260元/吨(含税价)，测算出的天然气生产成本为1.2657元/m3(已扣除副产品收入)，见表3。

表3  天然气生产成本（一）

　　注：水价为4.5元/吨(含税价)

　　在上述生产成本(未扣除副产品)中，原材料费用占51.00%，燃料动力费用占14.39%，二者合计为65.39%；另外，折旧和修理费用占31.60%。同样可以表明煤价和投资是影响天然气生产成本的最关键因素。

　　2。在庆阳地区，采用粉煤加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为40×108m3/a天然气时，原料煤、燃料煤均为当地煤，价格350元/吨(含税价)，测算出的天然气生产成本为1.5650元/m3(已扣除副产品收入)，见表4。

表4  天然气生产成本（二）

　　注：水价为4.5元/吨(含税价)

　　在上述生产成本(未扣除副产品)中，原材料费用占54.92%，燃料动力费用占17.07%，二者合计为71.99%；另外，折旧和修理费用占25.57%。同样可以表明煤价和投资是影响天然气生产成本的最关键因素。

　　(三)甘肃煤制天然气项目的竞争力比较

　　1、与西气东输一线和陕京线国产天然气比较。目前西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/m3。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/m3。

　　无论是在张掖、武威天祝、庆阳或其他地区建设煤制天然气项目，生产成本都在1.0元/m3以上，在保证项目基本内部收益率的情况下，天然气的销售价格更高，因此煤制天然气难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。

　　2、与西气东输二线进口天然气比较。西气东输二线输气管线分境外管线和国内管线。境外管线为中亚天然气管道，起于土乌边境，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，止于中国新疆霍尔果斯口岸，与西气东输二线相连。

　　国内管线干线从霍尔果斯口岸入境之后，经独山子、乌鲁木齐，在红柳与西气东输线路重合，然后向东经酒泉、山丹、武威，在宁夏中卫过黄河后与西气东输线路分开，向东南经西安、南昌、赣州，到达广州，干线全长4945km。

　　西气东输二线干线管道设计输气规模为300×108m3/a，于2008年全面开工建设，2010年建成投产。

　　如果在张掖或武威天祝建设煤制天然气项目，天然气生产成本为1.2657元/m3(已扣除副产品的收入)，与西气东输二线霍尔果斯门站价2.20元/m3(石油价格为80美元/bbl时)相比，煤制天然气的竞争力要明显高于从土库曼斯坦进口的天然气。另外，在庆阳建设煤制天然气项目，天然气生产成本分别为1.565元/m3，都可以与西气东输二线进口天然气竞争。

　　3、与进口LNG比较。近年来我国进口的LNG价格情况见表5。

表5：近年来我国进口的LNG价格情况

　　注：完税价格包含20%的关税和13%的增值税，未含LNG气化管输费用。

　　如果在张掖或武威天祝建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.2657元/m3(已扣除副产品收入)，管输费参照西气东输二线全线平均管输费1.08元/m3计，到华南地区城市门站的价格为2.3457元/m3。显然无法与近年来进口的LNG相竞争。

　　如果在庆阳地区建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.565元/m3(已扣除副产品收入)，管输费参照西气东输二线全线平均管输费1.08元/m3计，到华南地区城市门站的价格为2.645元/m3。显然无法与近年来进口的LNG相竞争。

　　值得注意的是，目前国内有深圳、上海和福州3个LNG接收站，由于建设年代不同，LNG价格公式不同，气价与原油价格的关联程度不同，造成进口LNG价格相差很大。如2008年，福州进口的LNG价格是深圳的2.84倍；2009年上海进口的LNG价格是深圳的2.19倍，是福州的1.63倍(见表6)。因此，煤制天然气对于进口LNG是否具有竞争力还要区别对待，不能一概而论。

表6  近年来我国进口LNG的完税价格情况（元/m3）

　　预计今后国内新增的进口LNG不会再有早期如此低的价格。按照日本LNG长期合同最新成交价公式(P=0.148×油价+0.5)计算，当石油价格在80美元/bbl时，LNG长期合同价格为2.37元/m3，如包括LNG气化费用，价格将达到约2.77元/m3。因此，在张掖、武威天祝或庆阳等地区建设煤制天然气项目完全可以与新增的进口LNG相竞争。

　　六、社会效益分析

　　甘肃省煤制天然气项目的建设充分利用了新疆调入的丰富的煤炭资源及庆阳当地的煤炭进行清洁能源生产，推进了煤炭资源的深度转化，部分缓解了我国天然气供应不足的矛盾。这对于减轻甘肃省燃煤造成的环境污染、降低我国对进口石油的依赖均有着重大意义。

　　项目的建设还可延长煤炭产业链，促进煤炭资源的合理利用和就地转化，并从机制创新和体制创新入手，促进煤炭和相关产业的协调发展。另外，项目为天然气供应地下游加工业提供了多品种、高质量的充足原料，从而更进一步地推动了地方相关产业的发展，也可为甘肃省提供充足的化工生产原料，推动地方经济的发展，特别是对加快地方煤化工及其他化工产业的发展具有较好的辐射带动作用。

　　这两个项目建成后，不仅能为企业增加可观的利润、每年为地方增创税收18.99亿元，还可以提供大量的就业机会，同时引进各种人才，极大地提高地区科技力量水平，使投资环境得到很大改善。

　　国内外企业、资金、技术的进入将使甘肃省的招商引资形成聚集效应和良性循环，并带动交通运输、电讯、金融、文化教育等其他产业的发展。这对于贯彻西部大开发的发展战略，促使地方经济的发展有着十分重要的意义，为促进可持续发展做出贡献。

　　七、运输分销情况

　　(一)国内天然气管网建设“十二五”规划

　　“十二五”期间，国产常规天然气、非常规天然气、进口管道气、进口LNG多种能源支撑天然气市场。预计到2015年全国天然气产量超过1400亿m3，商品气量1300亿m3；进口LNG量超过2400万吨，折合天然气320～400亿m3；进口管道气400～500亿m3；煤制气规模达到或超过100亿m3；国内可开发的非常规天然气资源(煤层气、页岩气等)大约100亿m3。以上合计，到2015年，天然气总供应能力应该能达到2220～2400亿m3。届时，天然气占全国一次能源消费总量的6～7%，预计到2020年其比例将超过10%。

　　“十二五”期间，我国将形成“西气东输、北气南下、海气登陆、就近外供”的供应格局。从天然气需求分布来看，环渤海、长三角、东南沿海仍是主要市场，三地天然气需求在2020年接近总需求的60%左右。

　　到2015年，我国将建成西二线、西三线、西四线、陕京三线、中卫-贵阳、中缅、中俄等17条天然气管道，新建干线管道长度2.4万公里，建成LNG接收站4座、储气库11座。届时，将基本形成资源多元、调度灵活、供应稳定的全国性管网和油气供应体系。西三线路线图已经初步确定，设计输气能力300亿m3/年，中亚天然气仍是西三线的气源地。按照规划，2014年西三线全线贯穿通气。届时将与西一线、西二线、陕京一二线、川气东送线等主干管网联网，一个横贯东西、纵贯南北的天然气基础管网将形成。

　　(二)西气东输二线建设情况

　　2008年初，我国西气东输二期工程开工建设，西气东输二线的西段(霍尔果斯-中卫-靖边)2009年底建成投产，2011年6月东段干线和深港支干线建成投产。西气东输二线2010年输气量将达60亿m3，2011年达170亿m3，2012年为300亿m3。

　　“十二五”期间，我国将建成西三线、西四线，西三线设计输气能力300亿m3/年，中亚天然气仍是西三线的气源地。

　　西二线、西三线的线路均经过河西走廊，利用张掖地区及庆阳地区的区位优势，将新疆调入煤炭就地转化为天然气，为西二线、西三线提供可靠的气源保障。

　　八、发展煤制天然气面临的风险

　　煤制天然气将促进煤炭加工和利用的产品链的延伸，培育新的经济增长点，为低品质褐煤的增值利用开辟了潜力巨大的前景，符合我国现代煤化工一体化的发展趋势，但煤制天然气需要国家统筹规范，项目的经济性要考虑多方面的因素，一定要做好可行性研究报告，认真分析，以合理规避投资风险。

　　(一)市场风险

　　我国天然气储量并不丰富，从国外引进因政治和天然气远距离运输的价格限制而风险太大。虽然煤制天然气市场相对稳定，但经济性的关键是未来煤炭和天然气的价格可能出现的较大变动，以及水、电、运输、人力等成本费用的上涨，都会影响煤制天然气产品的盈亏平衡。同时一定要有巨大而稳定的市场来保证了煤制天然气产品供给的终端用户。管道建设的庞大投资和终端用户的开发也是面临的市场风险。以丰富廉价的褐煤为原料生产天然气，生产成本低，具有较大的利润空间和抗价格风险能力。随着技术的进步，煤制天然气的煤炭转化率还可以提高，煤炭加工和利用的产品链还可延伸，开发的经济性和竞争能力将进一步显现。天然气的稀缺性，也决定了天然气价格未来上涨的空间很大，给企业带来巨大的经济效益和竞争优势。

　　(二)环保风险

　　煤制天然气和当地的建设条件有很大关系，并不是对所有地区和企业都适合。在天然气短缺的条件下，由煤炭向天然气转化就是开发利用清洁能源，有利于优化能源消费结构。由于煤炭的结构和组成的复杂性，在煤炭资源分布不均，大部分位于相对偏远的西部地区。考虑到目前我国的煤制天然气项目主要位于内蒙古和新疆等生态环境脆弱的地区，煤化工对环境承载能力的要求可能是一大笔看不见的“成本”，面临着一定程度的环保压力。由于国际油价的频繁波动，煤制油等煤化工项目的经济性已经引发争议，煤制天然气此时不宜快速大面积铺开，其经济性还有待于进一步考察。有专家测算，虽然煤制天然气耗水较少，但每生产1000m3制天然气仍需耗水6～7t，这在一定程度上会增加环境承载。因此要最大程度的重视环境保护，减少污染。

　　九、结论

　　煤制天然气的能源转化效率比用煤生产甲醇等其他产品高约13%，比直接液化高约8%，比间接液化项目高约18%。另外煤制天然气项目技术成熟，产品市场容量巨大而且稳定，在国内许多大中城市，许多车辆已改用天然气作燃料，煤制天然气项目也是非石油路线生产替代石油产品的一个有效途径。

　　在甘肃规划建设煤制天然气项目，无论从技术上，还是从产品经济效益上，都是可行的，且张掖及庆阳两地具有无可替代的区位优势条件，因此，煤制天然气项目是甘肃煤化工发展的重要突破口，必将为甘肃经济腾飞带来新的经济增长点。