战略角度看待煤制气的未来

近年来，新型煤化工作为一个快速发展的新生事物广受实业和资本市场关注，包括煤制烯烃、煤制油、煤制天然气、煤制芳烃、煤制醇醚等产品形式；国家根据中国资源禀赋结构将新型煤化工定义为未来的一个战略发展方向，希望能在规范、有序的发展路径上实现技术、效益、环境的协调发展。

2013年初以来，大部分新型煤化工示范项目陆续获得路条，开始项目的前期工作；此外根据调研情况，许多非示范项目也在积极推进；在前述多种产品形式中，煤制天然气项目由于单位产品投资低、技术流程短等成为实业资本最青睐的领域。

煤制气项目进展及市场担忧

新型煤化工，业内称之为现代煤化工，是中国政府支持的一个战略方向，鉴于目前大规模工业化技术并未完全成熟，理想路径是以“示范项目”的形式有序推进，逐步消化吸收国外的先进技术，最终实现大规模工业化；“成熟”的标准应包括三个方面：流程打通、效益良好、环保过关，目前中国已上马的工业化项目大部分仍徘徊在第一个方面。

除十五个示范项目外，非示范项目的新型煤化工项目上马不见得比示范项目慢，项目推进速度还得看业主的决策层，与是否是示范项目、是否拿到路条关系不大。

煤制天然气较其他煤基产品具突出优势。在现有的煤清洁转化技术路线中，煤制天然气在以下几方面具有明显的优势：（1）能效较高，煤制天然气的能效可达到60%，而其他煤基产品，煤直接液化59%，煤间接液化42%，煤制二甲醚37.9%，煤制烯烃36%-41%，煤制甲醇45%，燃煤发电35%；（2）耗水量较少，每吨煤制天然气耗水量约为6吨，而生产一吨煤制油的耗水量约为9吨，煤制烯烃约为20吨，煤制二甲醚约为12吨，煤制乙二醇约为9吨。煤制天然气耗水量最少；（3）工艺流程短，产品单一，煤制天然气的工艺流程简单，技术成熟、可靠，产品单一，易于分离提取；（4）投资较少，每万吨煤制气投资成本约为0.65亿-0.93亿元，煤制油为1亿-1.2亿元，煤制烯烃为3亿-4亿元，煤制乙二醇为1亿-1.5亿元。

煤制天然气也是实业资本最青睐的领域。我们将根据调研所得的示范项目进展情况划分为无动作、论证、设计、施工、投产，并简单总结了十五个示范项目中煤制天然气、煤制油、煤制烯烃三类项目的进展情况。各个具体项目的进度相差较大，总体来说，煤制油项目推进最快，煤制天然气次之，煤制烯烃项目较慢。

煤制天然气项目推进的市场担忧。目前市场对于煤制天然气项目的担忧主要在如下几个方面：(1)工艺技术上的问题，担忧煤制天然气技术不成熟、大规模工业化会有问题；（2）经济效益问题，煤炭价格与天然气价格存在一定的对应关系，因原料是煤炭，在目前煤炭市场清淡、煤炭价格处于低谷的情况下，煤制天然气可能会有一定的经济效益，但未来煤炭价格不排除上涨的可能性，煤制天然气项目的经济效益是否会受到影响；（3）新能源（如页岩气等）的问题，美国的页岩气革命促使美国超过俄罗斯成为全球天然气第一大资源国与生产国，不但实现了自给自足，还在考虑出口天然气的可能性，那么未来中国页岩气的发展会不会影响煤制天然气的发展；（4）管道输送和存储问题，中国天然气长输管线基本为中石油和中石化拥有。

另外，根据天然气利用政策，新增天然气消费以民用为主，而民用天然气消费具有明显的季节性，但生产装置必须是连续化的大生产，否则将影响装置的安全性、稳定型和经济性。

战略角度看煤制天然气：能源安全、能源结构调整和天然气价格改革。如果仅从技术工艺成熟度、替代能源和管道输送的角度来考虑煤制天然气项目，则无助于我们对其未来发展的判断。我们建议从中国能源结构调整、天然气价格体制改革的角度，对煤制天然气未来的发展趋势进行分析。

从能源安全看煤制气

天然气占一次能源消费比重提升是未来发展趋势。一次能源是指商业贸易的燃料，包括用于发电的现代可再生能源。天然气是一种优质、高效、清洁、方便储运的低碳能源。天然气在一次能源消费中占据相当的比重，2011年世界平均水平为23.8%，而中国仅有5%左右。在环境问题日益严峻，节能减排压力越来越大的情况下，天然气作为清洁能源的优势日益显著，天然气占一次能源消费的比重提升将是未来发展趋势。

政策规划要求提高天然气占一次能源消费的比重。2012年，天然气占中国一次能源消费比重为5.3%，能源发展“十二五”规划要求到2015年，天然气占一次能源消费比重提高到7.5%，但这仍与国际23.8%的平均水平相差较大。政府从调整能源结构、促进节能减排、应对气候变化的角度出发，明确鼓励加快天然气产业发展，提高天然气在一次能源消费中的比重。

为此，“十二五”以来中国从能源结构调整和能源安全战略出发，出台的政策和规划一致地推进天然气产量的快速增长，提高天然气在一次能源消费中的比重；同时，政府要求努力增强能源的国内供给能力。

根据能源发展“十二五”规划和天然气“十二五”发展规划，“十二五”期间，预计年均新增天然气消费量超过200亿立方米，到2015年天然气消费将达到2300亿立方米，其中国内天然气供应达到1760亿立方米（煤制天然气约为150亿-180亿立方米）。根据已签署合同，进口天然气量约为935亿立方米。

到2020年，天然气消费达到3000亿立方米。天然气供应方面，煤制天然气为500亿立方米。非常规天然气中的页岩气，2015年规划产量为65亿立方米；2020年规划为600亿-1000亿立方米，但根据彭博的预测，实际数值会低于规划，可能是230亿立方米。

到2030年，据英国石油（BP）预测，中国天然气消费将达到4754亿立方米。根据BP编写的《2030年世界能源展望》报告，中国天然气消费自2012年将以年均7.6%的速度迅速增长，2030年的消费量将达到460亿立方英尺/日，合计年消费量达4754亿立方米，天然气在中国一次能源消费中的比重达到9.5%。

天然气供需缺口料将逐年扩大。天然气的低价效应和环保效应，促生了国内天然气巨大的市场需求。

2006年至2012年，中国天然气消费量年均增长17.0%，远高于同期世界平均增速2.6%，中国天然气产量的年均增长率为10.6%。截至2012年末，天然气供需缺口达37亿立方米，中石油董事长周吉平预计，2013年供需缺口将达到80亿立方米。天然气消费增速持续高于产量增速，中国天然气市场面临越来越严重的供需失衡。

在国内天然气需求持续上涨的同时，产量增速则受技术条件、地质环境、勘探进展、管道建设等因素的限制，基本维持在10%-13%的水平。面对国内有限的增产，中国天然气供应依然需要通过进口来满足。2012年，中国进口天然气达408亿立方米，进口依赖度达28.2%；2013年上半年中国就进口了247亿立方米，进口依赖度达到30.9%，首次超过30%。根据已签署的合同，到2015年，中国年进口天然气量约935亿立方米，预计2015年进口依存度将超过35%。另据BP《2030年世界能源展望》预测，至2030年，中国天然气生产增速为年均6.1%，而消费增速为年均7.6%。从国家能源安全战略出发，缺口完全依赖进口将导致中国能源安全面临巨大的不确定性，发展煤制天然气是最为现实的途径之一。

由上可知，天然气供需缺口较大，且很大程度上将持续扩大。天然气“十二五”规划提出高度关注供气安全问题。持续攀升的对外依存度将给中国能源安全带来新的挑战，必须在优化天然气消费结构的同时，努力提高国内的有效供给。

国内页岩气未来发展存在变数：借鉴美国页岩气发展历程。二战后，美国调整石油勘采政策，由全球石油主要输出国变为石油净进口国。为摆脱对外石油依赖，美国提出能源独立计划，大力推进非常规天然气的开采，其中以页岩气开发最为成功。据评估，不考虑天然气水合物，全球非常规天然气资源共922万亿立方米，其中页岩气为456万亿立方米，占比49.45%。至2012年，美页岩气产量超2500亿立方米，占天然气总产量的37%，美对外石油依存度也由2007年67%的峰值降至51.8%，为全球最大天然气生产国。美国能源资料协会（EIA）预计，2030年美天然气对外依存度仅为6%，到2035年页岩气产量更将占比天然气总产量的49%。

美国页岩气的发展是伴随技术的逐步成熟曲线式前进。早在1821年，Mitchell能源公司就已经在美国Chautauqua县Durdirk页岩中钻探全球第一口商业页岩气井。由于使用直井大型水力压裂技术，开采成本过高，大规模开发不具备经济性，页岩气的初期发展并不成功。直至1997年水平压裂技术诞生，成为页岩气开发历史上的标志性事件，在此基础上，2003年水平钻井技术和2005年水平井分段压裂技术进一步发展，最终形成以水平井套管完井和分段压裂技术为主体的技术模式。页岩气开采成本大幅下降85%，具备商业开发的可能。页岩气产量也由2000年110亿立方米攀升到2012年的2500亿立方米，超过俄罗斯成为全球第一大天然气生产国。

此外，美国对页岩气的发展也提供了强有力的政策支持，并颁布了一系列税收减免和财政补贴法案。20世纪80年代《能源税收法案》和《原油暴利税法》规定，政府对1980年至1992年间钻探的非常规天然气补贴3美元税收津贴。在此期间，新增矿井有78%用于非常规天然气开发，极大激励了国内天然气的生产。2004年颁布的《美国能源法案》更规定，政府将在10年内投资4500万美元用于页岩气的研究和勘采。除政策性补贴外，美国对天然气销售市场也进行了规范：州天然气管道公司只能从事天然气输送业务，而不能再从事生产和销售事务。管道运营商对天然气供应商实施无歧视准入政策，鼓励中小型企业加入页岩气产业。2006年，美国页岩气井口数超4万余口，2011年约为11.6万口，这得益于美国国内扶持页岩气宽松的政策环境。

中国页岩气发展刚刚起步，发展有待观察。中国页岩气勘探和开采仍处在探索起步阶段。2009年，国内第一口页岩气直井“威201井”由中石油在四川威远打下并成功采气。2010年，第一口水平井“威201-H1”压裂成功；2012年，水平井“宁201-H1”获得高产，中国真正意义上具备商业价值的页岩气水平井由此起步。业内人士预计，目前中国共有页岩气井100口左右，其中水平井还不到50口，并且多是实验性质，年产量2500万立方米。而要达到2020年600亿-1000亿立方米的规划目标，至少需要4万口页岩气井（包括生产井和勘探井）。

天然气价格体制改革稳步推进中

目前，国内天然气价格受政府管制，国内价格明显低于国际市场价格，特别是进口中亚天然气按国产气价格亏损销售，不能完全反映市场供求变化和资源稀缺程度，这不利于天然气市场的健康发展。对天然气产地的地方政府来说，天然气价格相对低廉，外输并不会带来很多收益，而发展天然气化工经济性强，可以拉动地方经济和就业。但是，由于国内天然气价格体制改革刚刚开始，完全理顺天然气价格还需要一个过程。

天然气政策和规划均旨在推进价格改革。中国天然气定价政策经历了不同阶段：2006年之前区分计划内和计划外，实施政府定价与政府指导价并存的双轨制价格；2006-2011年期间出台的政策主要是对天然气区分用途，对价格进行调整；2011年12月，天然气价格改革谨慎破冰，在广东、广西区域进行试点；2013年7月，调整非居民用气价。

国家发改委通知，决定自2011年12月26日起，在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制改革试点，为在全国推进天然气价改积累经验，最终目标是放开天然气出厂价格，由市场竞争形成，政府只对具有自然垄断性质的天然气管道运输价格进行管理。

国内天然气定价和运销模式较难满足市场发展需要。国外天然气价格为市场定价，与替代能源挂钩（主要与国际油价），使用市场净回值为主的方法（将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源商品价格挂钩，在此基础上倒扣商品物流成本后回推确定天然气销售各环节的价格）进行定价。

中国天然气价格明显偏低。从天然气价格与同等热值的替代能源价格对比来看，美国天然气是原油价格的51%，而中国是32%；美国天然气是动力煤价格的2.19倍，而中国是1.47倍；美国天然气是电力价格的31%，而中国是22%。美国的天然气价格是在市场竞争中形成的，充分体现了使用成本及环境收益与成本的差异；中国天然气价格很大程度上是由政府管制的，相对于考虑市场供需和环境收益成本后的价格而言是较低的。