“企业若想不赔钱，最好不要投资煤制气。”日前，美国杜克全球变化中心研究人员杨启仁在环保组织绿色和平举办的一场煤制气专题沙龙上语出惊人。他表示，中国业界一直当做成功案例的美国大平原煤制气投资是“一场惨痛的教训”，并以此警示中国企业切莫跟风盲从，谨慎上马煤制气项目。
在中国“富煤少气”的资源禀赋条件下，通过新型煤化工技术将富裕的煤炭资源转换为天然气，不仅能够化解过剩、促进煤炭产业发展，更能有效解决中国日益严峻的“气荒”难题，这一直被有关方面视为战略好棋。
但是，煤制气“开闸”在业内一直争议不断，其高能耗、高耗水、高污染成为热议焦点。重要的论据是2013年9月杨启仁一篇题为《中国合成天然气大变革》的论文，文章认为中国大规模发展煤制气将带来“灾难性”的污染。杨启仁最近又发表《美国煤制天然气发展的经验和启示》一文，首次以第一手数据澄清国内对美国发展大平原煤制气项目的诸多误区，再次警示中国煤制气投资热。
激增的产能与高昂的能耗
据绿色和平统计，我国目前共有不同阶段煤制气项目50个，其中实际建设中项目5个（部分产能已投产），正在做前期工作的项目16个，计划中的项目18个，另有2013年以来新签约的11个项目。全产业规模2250亿方，八成项目在新疆、内蒙古、宁夏、甘肃等西北地区。截止到今年6月，计划建设的项目规模是已投产和建设中规模的12倍。八成产能面临较高水风险，重点地区恐突破用水红线。
以鄂尔多斯为例，鄂尔多斯每年用水总量指标分别是，2015年16.58亿立方米，2020年16.79亿立方米，2030年19.94亿立方米。2012年，鄂尔多斯市用水总量已达15.69亿立方米。到2020年，增长空间仅为1亿立方米。然而，目前鄂尔多斯市共承接了436亿立方米/年煤制气项目，占全区总规模的41%，这些项目预计消耗3亿立方米水资源。这意味着，煤制气产业一项就将用完剩余的用水指标。
另外，煤制气产业作为治理雾霾措施被提出来，却转移并增加了煤炭消费量，限制了我国治霾政策发挥最大化的作用。据统计，煤制气产业计划2015年实现产能90亿方，2017年320亿方。这意味着，到2017年，煤制气产业将比2012年新增煤炭消费约1.03亿吨（换算成标准煤），这相当于京津冀地区、山东、陕西等12省市的煤炭削减目标。而已经获得“路条”及在建的煤制气项目产能833亿立方米/年，投产后每年将排放4.02亿吨二氧化碳，这个数字相当于美国2020年以前的二氧化碳减排目标。
“煤制气目前只能作为权宜之计，不应作为国家战略。”在绿色和平举办的一场煤制气产业利弊研讨会上，国家发改委应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰认为，尽管煤制气可以降低一次能耗、水资源消耗和二氧化碳及排放，但从全生命周期过程来看，其一次能源消耗和二氧化碳排放均高于传统能源和技术，在水资源消耗和污染物排放方面也没有明显优势。“煤制气的优势仅存在于替代车用燃料，可降低70%的二氧化硫和氮氧化物的排放。”
因此他认为，即使煤制天然气可行，也不应该集中在严重缺水、生态脆弱的西北部地区，而环保政策更为严苛的东部及沿海城市如天津、上海更适合煤制气产业发展。
李俊峰建议，在当前的技术水平下，应谨慎发展煤制天然气产业。否则产业体系一旦形成，将长期固化下去，并对我国能源供应体系建设、应对气候变化和环境保护带来不可估量的负面影响。
华南理工大学化工与能源学院院长钱宇也指出，发展煤制气要放眼长远，监管部门与企业都要考虑气候、水资源、清洁生产等可持续发展问题。对于发展煤制气所造成的污染转移问题，有必要建立生态补偿机制，以保护煤炭产地的生态环境。
中德可再生能源合作中心执行主任陶光远则提出，从经济性、能源安全、环境影响等方面对比，油改气发展潜力比煤改气更大。因此，他建议，政府在制定能源政策和开发能源项目时，要把握好决策的经济性、能源供应安全性、环境和气候的承受能力这三个主要评判指标，避免偏颇。
从“大松绑”到“急刹车”
2013年，随着《大气污染防治行动计划》、《天然气发展“十二五”规划》等煤制气产业利好政策的发布，监管部门国家能源局一改过往的谨慎态度，对煤制气的大规模发展开闸放水。2013年，共发放了13个煤制天然气项目的“路条”。
而自今年年初开始，一度如火如荼的煤化工投资开始面临来自政策层面的整顿。在今年3月召开的一次业内会议中，国家发改委副主任、国家能源局局长吴新雄就已要求相关司局级根据业内情况对煤制油、煤制气提出政策文件的修改意见。
今年7月17日，国家能源局下发《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》，要求各地控制煤制油、气盲目发展势头，对违反政策规定违规上马新建项目的行为要进行问责。 通知指出，年产超过20亿立方米的煤制天然气项目和年产超过100万吨的煤制油项目需要报国务院投资主管部门核准。年产规模未能达到上述规模的项目将禁止建设。
通知还明确，要进一步加强煤制油、煤制天然气生产要素资源配置，煤炭供应要优先满足群众生活和发电需要，严禁在煤炭净调入省发展煤制油、煤制天然气;严禁挤占生活用水、农业用水和生态用水，以及利用地下水发展煤制油、煤制天然气。
有专家透露，上述通知仅仅是新一轮政策调控的开端。国家正在研究制定《稳步推进煤制天然气产业化示范的指导意见》，对产业发展的各个层面进行严格审批和监督管理，预计将于近期发布实施。
似乎与监管层频频出手洗牌煤化工行业相呼应，曾大手笔进军煤化工领域的中央企业则正以另一种形式黯然离场。
7月7日，大唐发电与中国国新控股有限责任公司签署了《煤化工及相关项目重组框架协议》，拟就大唐发电煤化工板块及相关项目进行重组。
几乎与大唐发电剥离煤化工资产的同时，中海油、国电集团也正在对其他的煤化工业务进行重新梳理和抛售。其中，中海油陆续在近日宣布转让旗下多家亏损的煤化工项目股权，而国电集团也已将旗下6个煤化工项目全部出售或转让。
美国大平原的“惨痛教训”
从20 世纪40 年代到现在，美国在数十年的煤制油气技术研发历程中，实现商业化运转的煤制油气厂只有一座，就是大平原煤制气厂。大平原煤制气厂最初的可行性评估始于1973 年，1975年评估结果出炉，由于资金需求过于庞大，为降低风险，将设计产能降低一半，最终规划为日产量125万立方英尺(约合354 万立方米)。
1980年，该项目开始动工建设，彼时东家还不是现在的Basin Electric Power Cooperative(下称“BEPC”)，而是由五家油气管道公司合伙组成的大平原气化联营公司(Great Plains Gasification Associate，下称“GPGA”)。
始于20世纪70年代的大平原项目，其实是当时美国能源险境中的产物。1973年，石油输出国组织(OPEC)停止向美国输送石油，造成美国汽油短缺、汽油价格翻倍，一些加油厂被关闭。这使美国意识到，本国的燃料能源掌握在外国供应商的手里，这一认识促使美国将能源独立作为一个国家性目标。
杨启仁表示，当时美国人普遍认为美国的自然资源禀赋是富煤贫油少气，随着美国石油进口依赖度不断提高，天然气资源逐渐耗尽，油气价格长期看涨不看跌。“在1980年大平原项目建厂前，美国天然气价格走势基本是一路上涨，呈指数型上升之势。”
多重因素之下，大平原项目应运而生。据杨启仁发表的《从财务观点分析美国大平原煤制天然气的经验与教训》一文中所列数据，美国政府对大平原项目提供75%的贷款担保(最终担保的额度总计15.4亿美元)，GPGA自行出资4.93亿美元，大平原煤制气厂(下称“大平原厂”)总建厂成本大约20.3亿美元。建厂前，大平原厂与四家天然气管道公司签订25年的优惠购气合约，管道公司同意以高于市价的优惠价格购买煤制天然气。
然而，大平原厂在商业运转的前十年间便亏损13亿美元，美国政府也不愿再填补该财政黑洞。投产仅一年后，GPGA就于1985年8月1日宣布破产。
由于美国政府是大平原案贷款的担保人，在大平原气化联营公司破产后，应对其未履行的贷款负有连带赔偿责任。大平原煤制气厂投资项目，最后的结局是满盘皆输，原始投资者大平原气化联营公司破产，美国能源部连带赔偿贷款，依合约购气的管道公司以亏损的高价购气，消费者也被迫承受较高的气价。
杨启仁说，美国大平原煤制气厂造成各相关方多输的历史教训，使得世界各国在考虑发展煤制天然气时更为审慎，但除中国外，没有其他国家建设规模化煤制天然气厂。
(责任编辑：admin)
