信永中和會計師事務所（特殊普通合伙）2014年12月24日煤制天然氣行業研究報告目錄頁碼第一部分行業概況2第二部分行業環境分析11第三部分行業產業鏈分析19第四部分行業競爭分析23第五部分行業趨勢分析29第六部分附錄38第一部分行業概況行業界定/分類行業特點行業發展現狀傳統煤化工行業產能嚴重過剩，國家政策不斷收緊。煤炭能源作為我國能源結構的重要組成，對于確保我國能源供應安全具有至關重要的作用。而煤化工產業作為實現煤炭資源高效利用的有力手段，直接關系到國家能源戰略發展規劃。傳統煤化工產業包括合成氨、電石和焦化三個子行業，產品主要為焦炭、合成氨、甲醇和電石等。目前，我國傳統煤化工產品生產規模均居世界第一，合成氨、甲醇、電石和焦炭產量分別占全球產量的32%、28%、93%和58%。傳統煤化工產品處于階段性供大于求狀態，產能具有一定程度過剩。淘汰落后產能成為傳統煤化工結構調整的必然。作為實現煤炭資源高效利用的有力手段，新型煤化工產業成為中國煤化工的未來之路。2013年，我國焦炭行業平均產能利用率僅約74%，過剩產能在1.5億噸以上。2013年，我國尿素產量3333萬噸，行業產能利用率將不足75%。預計到“十二五”末全國尿素產能將突破9000萬噸，過剩產能約3000萬噸。焦化及尿素行業虧損面均在40%左右。新型煤化工產業快速發展，煤制氣項目受到國家重點支持。在“十二五”重點組織實施現代煤化工產業升級示范項目建設的背景下，我國新型煤化工產業快速發展。我國在建、擬建的煤制烯烴項目有60余個、煤制天然氣項目60余個、煤制油項目10余個。新型煤化工以生產潔凈能源和可替代石油化工的產品為主，主要包括：-煤制甲醇、煤制烯烴、煤制天然氣、煤制乙二醇、煤制油等煤制天然氣可將劣質褐煤轉換成高質量、高熱量的清潔能源，不僅是我國現代煤化工的代表，還是國家戰略型項目，受到政策重點支持。煤制天然氣行業范疇燃氣生產和供應業

指利用煤炭、油、燃氣等能源生產燃氣，或利用畜禽糞便和秸稈等農作物、農村廢棄物生產沼澤氣，或外購液化石油氣、天然氣等燃氣，并進行輸配，向用戶銷售燃氣的活動，已經對煤氣、液化石油氣、天然氣輸配，向用戶銷售燃氣的活動，以及對煤氣、液化石油氣、天然氣輸配及使用過程中的維修和管理活動。

D電力、熱力、燃氣及水生產和供應業燃氣生產和供應業新型煤化工項目建設周期較長，前期工程資金投入巨大，呈現大型化特點。現代新型煤化工項目建設周期較長，從立項到建成一般需要4-6年，而投資回收周期一般在7-8年左右。在新型煤化工中，煤制天然氣項目單位投資額最高，每億立方米的單位投資額平均為6億元/。“十二五”規劃中，新疆現代煤化工項目投資額高達8773億元，四川省由于只有一個煤制氣項目，故投資較少。化工行業屬于高耗能、高排放產業，其能源消耗高出全國平均水平的10倍以上。新型煤化工受技術制約，除煤制天然氣之外，其他產品的能源轉換效率都處于煤炭產業鏈的較低水平。據《國家發展改革委關于規范煤化工產業有序發展的通知》顯示，新型煤化工行業能源消耗和二氧化碳排放強度均高出全國平均水平。煤炭全生命周期能量利用效率對比（%)過程過程效率全生命周期效率開采環節

100100加工環節

80-9580-95使用環節發電行業37.4-40.229.9-38.2鋼鐵行業96.2-97.877.0-92.9建材行業30.0-40.024.0-38.0煤化工行業31.6-54.325.3-51.6現代新型煤化工也是技術密集型產業，其技術、裝備投入占比高達60%。自2006年至2020年，中國煤化工總計投資1萬多億元，其中裝備費用將占50%，技術費用占10%。氣化爐是煤化工，尤其是煤制天然氣項目的關鍵設備之一，其投資額占一個煤化工項目總裝備投資的25%-30%，與空分裝備一起具有較高的技術壁壘。新型煤化工產業工藝路線、裝備集成、煤質影響、污水處理等問題錯綜復雜，一些工藝技術路線國內尚不成熟，仍處于探索階段，例如煤制油工藝、煤間接液化工藝

。在新型煤化工中，煤制天然氣較其他產品能源轉化率最高，碳排放量、耗煤量、耗水量明顯低于其他煤基產品。煤制天然氣具有良好的經濟性，在現代新型煤化工行業中發展前景較好。新型煤化工路徑經濟效益技術成熟度工業化案例市場需求發展前景相關單位或公司煤制天然氣較好，現階段我國天然氣的成本約為1.5-2.5元/標方，而民用天然氣售價約2.5-3.0元/標方國外技術成熟，國內相對較弱德國魯奇公司技術應用于美國太平原389萬/Nm3/d；國內尚未實現大規模商業化運行我國天然氣需求旺盛，至2020年供需缺口將持續加大★★★★★潞安、神華、中煤、兗礦、中石化、大唐、慶華、新疆龍宇能源等煤制烯烴在“高油價，低煤價”下，與石油基聚烯烴相比，煤制烯烴具有明顯成本優勢國內技術較為成熟，但建成項目不多國內DMTO技術神華包頭項目；MTP技術神華寧夏煤業；大唐國際多倫項目烯烴產品下游需求量大，煤制烯烴是最有希望取代傳統石腦油制烯烴方法的路線★★★★中煤、神華、中石化、青海煤業、河南煤業等煤制乙二醇具有較好的經濟可行性技術較為成熟，中科院福建物構所成功完成世界首創萬噸級煤制乙二醇工業化示范丹華科技通遼金煤一期20萬噸煤制乙二醇項目已達到設計產能的90%乙二醇應用廣泛，市場需求大，但國內自給率僅為34%★★★中石化、中石油、永金化工、華魯恒升、內蒙古開灤化工等煤制油具有一定的經濟可行性，受國際油價波動影響較大技術瓶頸有待打破，但已具備一定的工業化基礎神華集團100萬噸煤炭直接液化項目；伊泰16萬噸/年和潞安16萬噸/年煤制油項目預計2015年我國石油對外依存度將超過60%，發展煤制油具有較高的戰略性意義★★神華寧煤、潞安、兗礦、中海油、伊泰等目前，獲國家批準的煤制天然氣項目超過60個，其產能將到達2600億立方。截至2013年10月，中國已立項的煤制氣項目約60-70個左右，已有20多個項目獲得批準，后續預計還有10多個項目將陸續拿到“路條”，大量煤制氣項目仍處于規劃階段，距投入商業運行仍需4-5年，這些項目總產能將超2600億方,預計總投資將近1.5萬億。已立項煤制天然氣項目中，投產項目2個，施工項目12個，設計中項目8個，處于立項和前期工作的項目共29個。第二部分行業環境分析政策環境市場環境技術環境國家產業政策規范準入門檻，推進煤制天然氣產量快速增長。文件名稱相關內容來源石化產業調整和振興規劃穩步開展煤化工示范：重點抓住現有煤制油、煤制烯烴、煤制二甲醚、煤制甲烷氣、煤制乙二醇等五類示范工程，探索煤炭高效清潔轉化和石化原料多元化發展的新途徑。國務院辦公廳關于抑制部分行業產能過剩和重復建設引導產業健康發展的若干意見穩步開展現代煤化工示范工程建設，今后三年原則上不再安排新的現代煤化工試點項目。國家發改委關于規范煤制天然氣產業發展有關事項的通知煤制天然氣產業的發展思路：綜合考慮資源承載、能源消耗、環境容量、天然氣管網、區域市場容量等配套條件，合理布局煤制天然氣氣源點，優先安排煤炭調出區煤制天然氣項目；鼓勵采用自主知識產權技術和國產化設備項目；鼓勵節能節水降耗新工藝、新技術的應用，貫徹循環經濟理念，做好環境保護工作；發展煤、電、氣、化多聯產，最大限度地提高能效；與天然氣管道規劃銜接，落實外輸通道和天然氣銷售市場，大力開發和推廣天然氣終端高效利用方式。在國家出臺明確的產業政策之前，煤制天然氣及配套項目由國家發展改革委統一核準。國家發改委關于促進新疆工業、通信業和信息化發展的若干政策意見優先在伊犁、準東等煤炭主產地發展煤制烯烴、乙二醇等現代煤化工項目，發揮鉀鹽資源優勢，注重鉀鹽副產品綜合利用。氯堿行業要向上下游一體化發展，提升資源使用效能。工業和信息化部關于規范煤化工產業有序發展的通知切實加強煤化工產業的調控和引導，禁止建設以下項目：年產50萬噸及以下煤經甲醇制烯烴項目，年產100萬噸及以下煤制甲醇項目，年產100萬噸及以下煤制二甲醚項目，年產100萬噸及以下煤制油項目，年產20億立方米及以下煤制天然氣項目，年產20萬噸及以下煤制乙二醇項目。國家發改委外商投資產業指導目錄《外商投資資產指導目錄（2011年修訂）》中與2007年指導目錄相比調整之處包括：為抑制部分行業產能過剩和盲目重復建設，將多晶硅、煤化工等條目從鼓勵類刪除。國家發改委商務部國家推行天然氣價改，解決天然氣市場產品缺乏議價權的尷尬。政策規劃規劃及政策中關于天然氣價改的主要內容天然氣十二五規劃一、建立反映資源稀缺程度和市場供求變化的天然氣價格形成機制，加快理順天然氣與可替代能源的比價關系，充分發揮價格在調節供求關系中的杠桿作用，并為天然氣價格最終市場化奠定基礎。二、研究建立上中下游價格聯動機制。三、鼓勵天然氣用氣量季節差異較大的地區，研究推行天然氣季節差價和可中斷氣價等差別性氣價政策，引導天然氣合理消費，提高天然氣利用效率，鼓勵天然氣生產企業，下游用戶通過多種渠道積極參與儲氣調峰設施的建設，支持發展可中斷、可轉換、可調節的天然氣用戶。四、研究建立國家級天然氣交易市場問題。能源發展“十二五”規劃深入推進天然氣價格改革，在總結廣東、廣西試點經驗的基礎上，建立反映資源稀缺程度和市場供求關系的天然氣價格形成機制，逐步理順天然氣與可替代能源比價關系，建立上下游價格合理傳導機制。研究推行天然氣季節性差價和可中斷氣價等差別性價格政策，頁巖氣出廠價格實行市場定價。天然氣利用政策繼續深化天然氣價格改革，完善價格形成機制，加快理順天然氣價格與可替代能源比價關系；建立并完善天然氣上下游價格聯動機制；鼓勵天然氣用氣量季節差異較大的地區，研究推行天然氣季節差價和可中斷氣價等差別性氣價政策，引導天然氣合理消費，提高天然氣利用效率；支持天然氣貿易機制創新。天然氣供需缺口逐年擴大，煤制天然氣成為有益補充，未來具有較大市場空間。我國煤制天然氣市場空間預測（億立方米）年份201520202030天然氣需求量230038005200已有資源供應量211035004800新建煤制天然氣項目市場空間190300400我國進口天然氣依賴度不斷增加，能源安全面臨巨大不確定性，發展煤制天然氣具有戰略意義。在國內天然氣需求持續上漲的同時，產量增速則受技術條件、地質環境、勘探進展、管道建設等因素的限制，基本維持在10%-13%的水平。2013年，我國天然氣進口首次超過30%，根據已簽署合同，到2015年進口依存度將超過35%。從國家能源安全戰略出發，缺口完全依賴進口將導致我國能源安全面臨巨大不確定性，發展煤制天然氣是最為現實的途徑之一。天然氣價改推行打開產業利潤空間，相較國產天然氣及進口天然氣，煤制天然氣價格競爭力顯著。國產天然氣方面，以北京市為例，根據2013年7月國家天然氣價格改革方案，增量氣門站價格為3.14元/Nm3。2013年12月24日剛投產供氣的大唐克什克騰旗煤制天然氣項目與中石油簽訂的供銷協議結算價為2.75元/Nm3，比增量氣門站價低0.39元/Nm3，煤制氣相比國內自產氣價格競爭力顯著。進口天然氣方面，以新疆40億立方米煤制氣項目為例，其煤制天然氣價格與進口中亞氣相比具有較大競爭優勢。新疆煤制天然氣與中亞進口氣價格比較表（元/立方米）項目參數新疆煤制天然氣出廠價

（煤炭150-250元/噸）1.73-2.05中亞進口氣到霍爾果斯完稅價

（國際油價80-100美元/bbl）2.1-2.5煤制天然氣相對中亞進口氣價格優勢0.05-0.77煤制天然氣關鍵技術研發實現新突破，各項常規技術已取得較廣泛發展。開發先進的煤氣化技術對煤炭行業發展煤化工有著重要意義。現階段我國已基本具備了大型關鍵設備的國產化條件，各項常規技術已較廣泛的應用和發展原料煤氣化變換凈化甲烷化SNG粗煤氣變換氣凈化氣煤氣化技術：大部分技術基本成熟、需進一步提升改進和發展固定床氣化廢水：酚、起泡COD、氨氮，最復雜的廢水處理系統水煤漿：氨氮最高，相對固定床較簡單廢水處理及零排放：現有技術基本解決煤化工污水處理達標，但實現零排放仍是巨大考驗氣流床氣化氣體冷卻劑能量回收：激冷、半廢鍋、全廢鍋煤的形狀：粉煤氣化、水煤漿噴嘴：單噴嘴、多噴嘴保溫：保溫磚、水冷壁組合氣化氣流床氣化+固定床氣化流出床氣化+固定床氣化時下常用的煤氣化技術主要有： -碎煤固定床加壓氣化工藝 -水煤漿氣化工藝 -粉煤加壓氣化工藝其中，碎煤固定床加壓氣化工藝的生產成本最低，而水煤漿氣化工藝的生產成本最高。煤制天然氣甲烷化技術仍需引進，但國內甲烷化技術階段性成果不容忽視。我國煤制天然氣合成氣甲烷化技術及極少部分關鍵設備，如高壓蒸汽過熱器、循環氣壓縮機等仍然需要從國外引進，但國內已在甲烷化技術方面開展了重點研究，并取了階段性成果。煤制甲烷化技術分為直接法和間接法，目前間接法是主流應用工藝，具體技術有以下幾種：技術名稱技術特點催化劑丹麥托普索（Topsoe)公司TREMP甲烷化技術生產高壓過熱蒸汽，低投資，冷卻水消耗量極低，產品富甲烷氣符合城市煤氣質量標準，甲烷化進料氣壓力高達8.0MPa，可減少設備尺寸。采用MCR-2X催化劑使用溫度范圍寬（250—700℃），CO轉化率高，甲烷選擇性大，催化劑壽命長，工業示范運行4×10h，但催化劑不耐硫。英國戴維（Davy)甲烷化技術可產出高壓過熱蒸汽和高品質天然氣，甲烷化壓力高達3.0——6.6MPa，可以減少設備尺寸。已經經過工業化驗證，具有變換功能，合成氣不需要調節H/C比，轉化率高，使用范圍很寬，在230—700℃范圍內都具有很高且穩定的活性。德國魯奇（Lurgi)甲烷化技術可制取合格的天然氣，其中CO轉化率可達100%，CO2轉化率可達98%，產品甲烷化含量可達95%，完全滿足天然氣的需求。采用Davy公司的催化劑。法國煤氣綜合發展公司（GI)甲烷化工藝反應壓力為2.5MPa，該工藝具有效率高、能耗低、流程簡單、投資省、運行成本低等優點。美國煤氣研究院（GRI)耐硫甲烷化催化劑，其操作條件為：常壓至6.8MPa，240—649℃，H2/CO比可從3:1變化到0.4:1，硫含量可達1%，壽命在1年以上。北京煤化學研究所兩段爐水煤氣常壓甲烷化采用四段絕熱床一次通過，設備簡單、投資省、操作容易、開停車方便、產品富甲烷氣符合城市質量標準。活性高，耐熱性能好，起活溫度低，經過1000h壽命試驗，活性基本不變化，使用壽命可達一年，但催化劑不耐硫。中科院大連化物所M34822A型常壓耐高溫煤氣直接甲烷化工藝CO含量可控制在10%以下，達到了城市煤氣的質量要求，工藝脫硫劑成本較高。性能穩定，活性、選擇性高，甲烷選擇性在60%—70%，抗積炭良好，催化劑壽命0.5-1年，但催化劑不耐硫。西北化工研究院甲烷化技術多段固定床甲烷化，建成北京順義10萬Nm3/d煤氣甲烷化項目。JRE型耐高溫煤氣甲烷化催化劑，催化劑耐硫。第三部分行業產業鏈分析產業鏈概況上下游影響因素產業鏈延伸產品介紹煤制天然氣產業價值鏈核心分為設計研發、設備制造、工程建設、化工生產、產品運輸、站點銷售。核心價值鏈設計研發工藝設計技術預研設備制造壓力容器制造換熱器制造機泵制造空分設備制造工程建設車間建設產區建筑管系建設化工生產煤制天然氣煤制油煤制烯烴煤制乙二醇產品運輸管網運輸公路運輸燃氣銷售價格政策能源規劃管網協議煤制天然氣行業價值鏈中，很多煤化工企業利用其在煤炭產業及資金規模的優勢成為煤化工旗艦企業，如神華、中煤能源、大唐等。受煤制天然氣市場拉動，其設備制造企業也發展快速，如煤化工行業核心設備主要供應商張化機、專注熱交換器設備的藍科高新等。煤化工技術開發方面，北京煤化學研究所、中科院大連化物所、西北化工研究院及北京航天萬源煤化工工程技術有限公司成果突出。污水處理環保政策污水回收循環利用通過價值鏈分析，不同價值環節的企業其盈利能力呈現出由高到低，而煤化工環節則處于最低點。工藝設計技術研發核心設備制造項目工程建設煤化工生產全國運輸站點分銷高利潤低上游業務工序下游煤制天然氣產業價值鏈煤制天然氣產業價值鏈上游的研究開發、核心設備制造等環節，是由高級人才、充足的資本和先進的制造力作為支撐，這些環節是形成高質量產品、差異產品的關鍵，所以利潤很高。價值鏈下游的天然氣運輸主要是全國性管網運輸，目前我國的天然氣運輸管道有中石油和中石化壟斷，因此下游環節的利潤也較高。處于價值鏈中游的煤化工生產環節由于受到技術、政策、市場供需等影響，風險較大，利潤存在很大不確定性。污水處理煤制天然氣產業價值鏈較短，為實現產業升級，延伸產業鏈，實現多聯產是較優選擇。與其他行業相比，煤制天然氣行業價值鏈較短，且季節性影響顯著。為提高產業綜合競爭力，增加其附加值，煤制天然氣項目可根據自身發展延伸其產業鏈，實現耦合多聯產，促進資源的循環利用和能量的梯級利用，減少“三廢”排放，實現效益最大化。下圖為基于煤制天然氣項目可選擇的產業鏈延伸方向：煤炭合成氣（CO+H2）天然氣煤氣化甲烷化合成氨甲醇烯烴草酸酯尿素硝酸甲醛醋酸二甲醚PEPP乙二醚第四部分行業競爭分析行業集中狀況國內投產項目研究關鍵成功因素目前，煤制天然氣項目多集中于新疆和內蒙古等地區，新疆煤制氣項目多達37個。煤制天然氣項目主要集中于內蒙古和新疆等地區，其產業發展格局初步形成。其中，內蒙古的煤化工產業正由示范項目向示范基地轉變，產業化、規模化、集群化發展勢頭強勁。截止2013年10月，統計的62個煤制天然氣項目中，新疆地區煤制天然氣項目多達37個，總規模達1840億立方米，內蒙古煤制天然氣項目17個，規模548億立方米。具體情況如下：海南黑龍江吉林遼寧1河北山東福建江西安徽1湖北湖南廣東廣西河南山西2內蒙古17陜西寧夏甘肅2青海四川1貴州云南1西藏新疆37江蘇浙江臺灣北京上海大唐克什克騰旗、伊犁慶華投入商業運行，預計滿負荷運作后，稅前利潤將分別達到39.6億和41.25億。2013年12月，2個煤制天然氣項目完工投產，分別是大唐克什克騰旗、伊犁慶華。大唐克什克騰旗滿負荷規模技術輸送地原料原料價格40億方/年固定床氣化北京褐煤（3500kcal/kg）150元/噸結算價格標準結算價格副產品價值抵扣后成本稅前利潤大唐與中石油簽訂的《煤制天然氣購銷協議》2.75元/方1.76元/方39.6億伊犁慶華滿負荷規模技術輸送地原料原料價格55億方/年固定床氣化西氣東輸二線管道長焰煤（4700kcal/kg）200元/噸結算價格標準結算價格副產品價值抵扣后成本稅前利潤2013年我國管道天然氣平均進口價格2.47元/方1.72元/方41.25億元匯能鄂爾多斯煤制天然氣項目將SNG產品全部液化為LNG進行銷售，預計稅前利潤1.5元/方。2014年11月，匯能鄂爾多斯一期4億方/年煤制氣項目成功投產，該項目采用水煤漿氣化技術進行生產，并且將SNG產品全部液化為LNG進行銷售。據估算，匯能20億方/年SNG配套12億方/年LNG項目全部投產并滿負荷運行后，若原料煤（煙煤，5400kcal/kg）價格按照300元/噸計算，其LNG出廠含稅完全成本為2.61元/方，副產品價值抵扣后為2.5元/方。2013年鄂爾多斯地區LNG的平均價格約為4元/方，因此匯能煤制氣項目LNG有1.5元/方的稅前利潤。大唐集團成為產業龍頭，技術投入及先進設備是其發展助力。大唐克什克騰旗煤制天然氣項目運用低質煤生產天然氣，是中國第一個建設完工并投運入網的大型煤制天然氣示范工程。截至2014年6月已向北京供氣2億立方米。基于2.75元/方，預計項目內部收益率為13%，全面達產后凈利潤率為24%。大唐集團在煤制天然氣行業能成為產業龍頭的重要關鍵在于其在技術、設備投資方面的重視及投入。煤制天然氣項目投資比例項目投資比例/%工藝車間煤炭處理8氣化20變換3廢液處理、副產品回收7煤氣凈化10硫磺回收3合成甲烷6公用工程制氧車間11蒸汽、動力供應與分配18供水、水處理與冷卻水5區總圖建筑與雜項9大唐克旗項目化工區固定資產投資與熱電站投資合計比例達73%，去掉其中應包含的廠房等固定資產投資，設備投資約占總需求比例的50%，與《煤化工中長期發展規劃》征求意見稿中所述裝備投資占比50%相當。大唐國際化工技術研究院煤制天然氣相關成果技術合成氣完全甲烷化成套工藝技術碎煤加壓氣化廢水處理與回用技術合成氣完全甲烷化催化劑低階煤水熱處理制備高濃度水煤漿技術專利《一種用于甲烷化反應的集成裝置》《一種遠紅外加熱的化學反應裝置》《一種甲烷合成反應器》《一種高溫甲烷化反應器》科研項目國家高技術研究發展計劃（863計劃）自2009年以來，化工技術研究院為打破煤制天然氣項目對國外甲烷化技術的依賴，采取“自主創新、合作為輔”的科研合作模式，從甲烷化催化劑、工藝技術、關鍵設備等方面開展系統化研究。煤制天然氣項目的關鍵成功要素決定了其長期可持續發展能力。選址合理和資源依靠項目規劃及合理布局技術投入及設備引進運行管理及安全生產污水處理及碳排放一體化及多聯產123456項目建設優先視水資源規模而定，堅持量水而行，權衡煤炭資源及水資源來源問題，解決煤制天然氣企業水資源需求難題。有長遠的專項規劃，且規劃科學合理，設計成熟縝密。堅持自主創新，打通工藝流程，工程配置方面進行系統優化，保證關鍵設備運行正常，完善各方面配套設施。運行管理科學規范，強調安全生產，保證項目穩定運行。探索新型綠色、低碳、高效發展道路，堅持清潔高效轉化，有效減少煤制氣污染物的排放。在能源梯級利用、產品結構方面對不同工藝優化集成，實現“煤、電、氣、化”多聯產，提高整體經濟效益。煤制天然氣企業的成功關鍵要素第五部分行業趨勢分析行業的現狀和問題技術發展趨勢國家發展規劃企業發展對策目前，我國煤制天然氣行業發展現狀主要集中于缺乏經驗、技術尚不成熟、負外部性情況嚴峻、穩定運行受到考驗等方面。煤制天然氣行業現狀相關技術存在壁壘，距技術完全成熟還有一定距離。煤化工的三廢處理技術尚不十分完善，距離真正的“零排放”仍有不小距離。工程、技術、經濟等方面尚未得到充分驗證，還需要進一步的集成優化和升級示范。盡管示范階段在技術上可行，但尚未經過長周期穩定運行的考驗，已投產項目安全事故頻發。國內缺乏可以借鑒的成熟運行經驗，技術、工藝選擇上均處在探索時期。煤制天然氣行業風險較大，主要涉及資源風險、競爭風險、技術風險和人才風險。

隨著天然氣運輸國際化，以及我國東部沿海地區在建液化天然氣接收站生產能力的釋放，我國從中東非洲地區的液化天然氣進口還存在較大的增長空間。進口天然氣來源多元化必然加劇國內天然氣市場的競爭激烈度。競爭風險煤炭作為煤制天然氣的原料，占煤制天然氣其成本的主要部分。目前，由于我國煤炭行業施行縮產量、限進口、減負擔的一系列政策，在未來煤炭價格可能存在反彈趨勢。煤價上漲將會導致煤制天然氣行業成本上升，利潤下降。資源風險一是盡管示范階段在技術上可行，但尚未經過長周期穩定運行的考驗。二是目前煤化工的三廢處理技術尚不十分完善，距離真正的“零排放”仍有不小距離。三是在工程、技術等方面尚未得到充分驗證，還需要進一步的集成優化和升級示范，距技術完全成熟還有一定的距離。技術風險現代煤化工屬于技術、人才密集型產業。當前，許多大型現代煤化工技術仍處于示范階段，實現大規模工業化還需要一個過程，需要大量研發、設計、施工、生產、運營等多方面的高素質人才。但是，目前從事煤化工技術研發以及工程應用的人員，大多是從石油化工等其他技術領域轉行而來，因此，高素質人才缺乏也是對現代煤化工產業發展的一個嚴峻挑戰。人才風險煤制天然氣發展遭遇四大難題，需多方重視以走上良性健康發展軌道。煤制氣作為市場化運作項目，原材料隨行就市，但產品的定價權不在市場也不在企業，而是在政府，煤制天然氣產品缺乏議價權。天然氣價改推廣進展緩慢，大部分定價仍然采用“成本加成”法，不利于煤制氣企業充分利用市場變化，通過價格杠桿參與市場競爭。產品議價權缺乏煤制氣大氣污染防治貢獻與自身排放遭遇尷尬局面。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。然而，煤制氣項目在生產過程中二氧化碳的排放量也不低。以北京每年從內蒙古引入40億立方米煤制氣為例，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，但從全生命周期的角度計算，北京-內蒙古兩地總計將會凈增加約377萬噸的溫室氣體排放。自身排放遭遇尷尬煤制氣既生產清潔能源又大量耗煤。國家能源局前不久剛剛發布的《能源發展戰略行動計劃(2014~2020年)》，在鼓勵和支持發展天然氣等清潔能源，提高天然氣能源占比的同時，也對煤炭消耗提出了約束性指標，即到2020年煤炭消耗總量控制在42億噸左右。耗能指標約束我國天然氣輸送管網密度極低，天然氣管道干線總長度約為4萬公里。現有的輸送管網已經不能滿足未來煤制天然氣巨大的產能運輸需求。除管道建設不足之外，煤制天然氣管道運輸還面臨著干線調運能力不足，氣源生產、管道建設與終端銷售三者不協調，調峰設施能力不足等問題。管道運輸挑戰從技術層面來看，加速甲烷化技術的發展是煤制天然氣產業的發展趨勢。煤制天然氣工藝路線的核心技術是甲烷化技術，但國內至今還沒有掌握大型合成氣高溫甲烷化工藝，除此之外，煤氣化技術也有待進一步發展。因此，煤制天然氣行業需要在煤氣化及甲烷化技術方面取得重點突破。目前國家有關部門正在開發具有自主知識產權的煤氣化技術，如多噴嘴水煤漿氣化、干煤粉氣流床氣化等，國外引進技術的項目也在進行中。煤間接甲烷化技術在國內外已成功應用，以及以煤為原料一步法生產甲烷的技術雖在國外已有報道，但在國內仍處于起步階段，是以后我國發展的重點方向，催化劑的研制是關鍵。煤炭企業發展煤氣化技術需要在總結國外先進技術革新的基礎上，結合煤種、煤質特點，通過技術、經濟研究，開發或采用適宜的工藝和爐型。如加壓固定床氣化和液化排渣氣化等。從國家發展規劃趨勢來看，政府規劃要求提高天然氣占一次能源消費比重，力圖2015年提高至7.5%。根據十二五以來中國重要的能源政策和規劃文件，從能源結構調整和能源安全戰略出發，出臺的政策和規劃一致推進天然氣產量的快速增長，提高天然氣在一次能源消費中的比重；同時，要求努力增強能源的國內供給能力。2012年以來重點能源政策及規劃梳理時間政策規劃具體內容2012年8月22日節能減排“十二五”規劃調整能源消費結構。促進天然氣產量快速增長，推進煤層氣、頁巖氣等非常規油氣資源開發利用，加強油氣戰略進口通道，國內主干管網、城市配網和儲備庫建設。2012年10月14日天然氣利用政策為優化天然氣消費結構，提高利用效率，綜合考慮天然氣利用的社會效益、環境效益和經濟效益以及不同用戶的用氣特點等各方面因素，天然氣用戶分為優先類、允許類、限制類和禁止類。2012年10月22日天然氣發展“十二五”規劃“十二五”期間，預計年均新增天然氣消費量超過200億立方米，到2015年達到2300億立方米。2015年，國產天然氣供應能力達到1760億立方米左右。其中常規天然氣約1385億立方米；煤制天然氣約150-180億立方米；煤層氣地面開發生產約160億立方米，到2015年，我國年進口天然氣量約935億立方米。2013年1月1日能源發展“十二五”規劃2015年能源發展的主要目標之一是能源結構優化，其中，天然氣占一次能源消費比重提高到7.5%，煤炭消費比重降低到65%左右。天然氣生產能力由2010年的948億立方米提高到2015年的1565億立方米，常規天然氣1300億立方米以上，煤層氣和頁巖氣分別為200億立方米和65億立方米。從天然氣改價推行趨勢來看，我國天然氣價格上漲倒逼價改進行，天然氣價格有望放開。國家發改委自2011年低起，將廣東、廣西作為開展天然氣價格形成機制改革試點，但之后天然氣價改一直進展不大。2013年以來，多地調高天然氣價格被認為倒逼天然氣改價；今后天然氣價格的大幅上漲也在推進天然氣價格改革。天然氣價格改革試點地區與其他地區對比詳表廣東、廣西試點地區其他地區定價方法市場凈回值法成本加成法作價方法選取上海為計價中心市場，建立天然氣可替代能源價格掛鉤機制：選擇燃料油和LPG，權重分別為60%和40%，按等熱值價格加權計算值的90%測算為中心市場門店價格，以此價格為基礎，確定全省門站價格，具體公式：P天然氣=K×[α×P燃料油×H天然氣/H燃料油＋β×PLPG×H天然氣/HLPG×（1＋R）]區別氣源、路徑，分別制定出廠價格和管道運輸價格定價權天然氣門站及以上價格由國務院價格主管部門管理：國家制定的統一門站價格為最高上限價格，供需雙方可在不超過這一價格水平的前提下，自主協商確定實際交易價格；門站價格以下銷售價格由地方價格主管部門管理出廠價和管道價由國家發改委制定，城市配送服務費由地方政府制定價格水平按2010年燃料油和液化石油氣進口價格（對應的國際市場原油價格為每桶80美元左右）測算，確定廣東、廣西兩省（區）最高門站價格分別為每千立方米2740元和2570元一、二檔氣價并軌，出廠基價上浮10%,下浮不限，供需雙方可以在不超過出廠基準價格10%的前提下，協商確定具體價格適用范圍門站價格管理適用于國產陸上和進口管道天然氣，進入長輸管道混合輸送并一起銷售的頁巖氣、煤層氣、煤制氣等非常規天然氣，執行統一門站價格。國產天然氣進口中亞天然氣調整機制門站價格實行動態調整機制，根據可替代能源價格變化情況，每年調整一次，并逐步過渡到每半年或每季度調整發改委調整（自2005年調整過三次）非常規天然氣定價對頁巖氣、煤層氣、煤制氣三種非常規天然氣，出廠價格實行市場調節，由供需雙方協商確定；進入長途管道混合運送的，執行統一門站價格—十二五新建4.4萬公里管線，以解決煤制天然氣管道運輸難題。天然氣十二五規劃明確了加快管網和LNG接收站建設、抓緊儲氣設施建設等重點任務。十二五期間，我國將新建天然氣管道（含支線）4.4萬公里，新增干線管輸能力約1500億立方米/年，其中還有煤制天然氣的運輸管道項目。我國“十二五”天然氣主干管網涉及煤制天然氣管線

序號管道名稱長度/公里氣源干線管道1鄂爾多斯-安平680

鄂爾多斯氣、煤制氣、晉陜煤層氣煤制天然氣和煤層氣管道2新疆煤制天然氣外輸管道

新疆煤制天然氣我國十二五規劃區域管網涉及煤制氣管道序號項目名稱長度/公里輸氣能力（億立方米/年）投產時間氣源北京1古北口-高麗營107132012大唐煤制氣內蒙古1克什克騰旗-赤峰30072014大唐克什克騰旗煤制氣遼寧1阜新-沈陽111.1402013大唐阜新煤制天然氣2沈陽-本溪98202015大唐阜新煤制天然氣3沈陽-鐵嶺86202015大唐阜新煤制天然氣4沈北-撫順49202015大唐阜新煤制天然氣綜合考慮外部環境及煤制天然氣項目特點，企業應在提高經

濟效益的同時注重環保，做好調峰規劃，實現其可持續發展。

外部環境環保政策技術壁壘替代能源競爭基礎設施限制

行業特點耗煤、耗水碳排放污水排放投資規模通過長期規劃碳排放處理，降低環境成本發展煤制天然氣項目時需在中長期規劃中考慮如何通過碳的捕集、利用和封存以減少二氧化碳的排放，否則一旦實施碳稅，有可能增加額外成本，甚至打破盈利平衡。通過優化熱電方案，提高能源轉換率提高能源轉化效率是符合我國當前情況、經濟有效的碳減排方式，而提高煤制天然氣項目全廠能源轉化率的重要手段即提高供熱和供電效率。通過煤氣化多聯產，實現調峰、提高操作負荷煤制天然氣與煤制烯烴、煤制油、煤制化肥等煤化工項目均需通過煤氣化、凈化過程。以煤氣化為基礎，不同方案組合一實現多聯產，提高煤制天然氣項目操作負荷、應對天然氣需求季節性峰谷差異。通過設備標準化、技術國產化，降低項目投資、提高經濟效益通過設備系列化、國產化，加上方案優化和采購，有效降低煤制天然氣項目的投資，從而顯著提高其經濟效益。通過綜合使用管理水資源，滿足當前環保要求加強水資源綜合使用管理，最大限度提高水資源使用效率及污水回用率。嚴格遵守相關環境法規，積極發展三廢處理技術以滿足當前環保要求。第六部分附錄截至2013年5月，獲國家批準的煤制天然氣名目。項目名稱規模地點工程階段項目名稱規模地點工程階段項目名稱規模地點工程階段億/年億/年億/年大唐克旗煤制天然氣40內蒙一期建成新疆富蘊廣匯煤制天然氣120新疆環評審批神華新疆煤制天然氣50新疆立項內蒙匯能煤制天然氣16內蒙土建施工昌吉盛新煤制天然氣16新疆環評審批萬向集團新疆煤制天然氣40新疆立項鄂托克前旗恒源煤制天然氣16內蒙土建施工中煤能源新疆煤制天然氣40新疆環評審批潞安新疆煤制天然氣40新疆立項內蒙華電呼倫貝爾煤制天然氣40內蒙設計國電平煤煤制天然氣40新疆環評審批中石化長城能源煤制天然氣80新疆立項中煤能源內蒙煤制天然氣20內蒙環評審批新疆勵晶煤制天然氣60新疆環評審批中亞華金煤制天然氣50新疆立項中海油內蒙煤制天然氣40內蒙環評審批新疆龍宇煤制天然氣40新疆環評審批伊泰新疆煤制天然氣60新疆立項鄂爾多斯鑫通煤制天然氣40內蒙環評審批新疆豫煤煤制天然氣60新疆環評審批國投寶地煤制天然氣20新疆立項北京昊華煤制天然氣40內蒙立項新疆華宏煤制天然氣20新疆環評審批永煤新疆煤制天然氣40新疆立項內蒙古北控京泰煤制天然氣40內蒙立項新疆開灤煤制天然氣40新疆立項新賽新疆煤制天然氣40新疆立項內蒙古博源煤制天然氣40內蒙立項國電電力新疆煤制天然氣40新疆立項京能集團新疆煤制天然氣40新疆立項內蒙古億利煤制天然氣16內蒙立項兗礦新疆煤制天然氣40新疆立項蘇新能源新疆煤制天然氣260新疆立項神華鄂爾多斯煤制天然氣20內蒙立項兗礦新疆煤制天然氣40新疆立項大唐阜新煤制天然氣40遼寧工程進行中新能能源煤制天然氣20內蒙立項華電新疆煤制天然氣40新疆立項甘肅宏昇煤制天然氣40甘肅設計華能伊敏煤制天然氣40內蒙-福建三愛煤制天然氣20新疆立項甘肅電投晨旭煤制天然氣40甘肅立項新疆慶華煤制天然氣55新疆工程進行中神東天隆煤制天然氣13新疆立項中海油山西煤制天然氣40山西環評審批華能新疆煤制