自去年来，国内批复了很多企业可以开展项目前期的各项工作，即拿到了“路条”，但是今年一年来并没有一家企业获得“核准”，现在各家煤制天然气项目，要么是几家早已开始施工的项目，在慢腾腾的前进着，要么是一直流传着各种“新闻”“新动向”，其实是没有什么实质性的动态。总的来说，现在煤制天然气行业，大家多是在观望，不知道这种氛围要持续到什么时候？或者结局会怎样？会是长久积压后的一次爆发？还是就这样偃旗息鼓下去？
一些新建的示范工程并没有起到很好的示范作用，煤种不适、污水处理、环境污染等问题，面对问题并没有听到哪家企业有意的去做些相应的技术攻关。是问题太难，还是压根就没有利润推进企业进行相应的改善？煤制天然气技术也在国内开展很多年了，但是一直未能脱掉让人“不放心”的帽子。是这个方向本来就有问题，还是什么？不知道煤制天然气行业什么时候能有新的动向？即使走向灭亡。无字碑啊大家都在进步中等待。。。我想毕竟还属于示范阶段吧，国家对项目的审批只会越来越规范！慢慢上项目未必不是好事！个人感觉用原料资源制作原料资源，肯定价值不大。现在提倡高产值低能耗！昨天看的最新的政策：煤制气、煤制油适当发展，量水而行。
但是从新发布的2014-2020年能源发展规划中看，煤炭清洁利用仍是在倡导的，煤制油、煤制气技术也是在提倡的。若国家现在没有好的办法把西部资源更高效利用，采用就地转化也是必须的，只是采用什么方法进行转化而已，是用来发电、还是用来制气、制油或者其他。现在大家广泛讨论煤制气不适宜推广的主要原因是：水污染、二氧化碳排放量大。那么为什么不想办法去改善气化工艺，发展水处理、二氧化碳收集技术等，而把工作重点放在去讨论要不要上项目，要不要批准，仍然像是计划经济的一套。上不上项目应该有市场说了算，有利可图则可以上，但是前提是你要做好环保，政府做好这方面的监管才是引导行业发展的应有举措。想想这些事，只能用乱形容。
如果煤价不变，天然气价格一路上涨的话，这种项目还是可以做，制气之后并入西气东输的管线。
对于煤制其他产品，如果仍旧是半成品则利润还是不大，而且有些地方的运输成本非常高，很多因素在制约。
据南方都市报11月18日消息，从发改委相关官员处获悉，煤化工产业两项指导意见目前已经搁置，因为“争议比较大，条件不成熟”。
今年7月17日，国家能源局在其官方网站上发布了《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》。通知称，国家发展改革委、能源局正在研究制定《关于有序推进煤制油示范项目建设的指导意见》和《关于稳步推进煤制天然气产业化示范的指导意见》，近期将发布实施。
随后不久，上述两份《指导意见》的草案开始征求意见和修改。然而，迄今为止再无下文。
业内人士分析，环保问题是这两份指导意见被搁置的重要原因。http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=161417
还主要是新技术的发展速度跟不上项目建设速度吧。煤化工污染估计很长时间内都是一个永恒的命题。要不怎么不见哪些发达国家发展煤化工呢！
据说现在很多煤化工项目在前期审批阶段环评等要求严厉的多了！大唐搞得这么灰头土脸，领导们现在都谨慎了
大唐煤化工现在什么状态啊？我们公司现在也准备上煤制气项目呢，正在搜集相关资料，求解释啊~
煤制气可能仍是价值洼地
作者/来源： 日期： 2014-12-01 点击率：28
在煤化工集中爆发的2013年，煤化工仅仅占到煤炭下游消费的3%，是非常不起眼的一个消费方向。在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下，不难理解为何我国煤制气项目更多是进行示范性探索，而非大规模集中上马。
在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下，我国煤制气项目更多的是进行示范性探索，而非大规模集中上马。
2013年以来，我国煤制气项目借着政策东风，结结实实火了一把。据不完全统计，截至2014年9月底，包括已投产、在建、拟建在内的我国煤制气项目已经达到39个，总设计产能1800亿立方米/年左右，此产能若全部转化为产量，基本相当于中国2014年全年的天然气消费量。但当产能和产量遇到市场，我们应该如何解读煤制气的价值？
不平衡格局将持续
一直以来，我国煤制气项目的产业布局始终遵循一个特点：规划多投产少，西部多东部少，国企参与多民企参与少，能源企业参与多其他企业参与少。
在目前统计的39个煤制气项目中，真正实现投产的只有5个，包括大唐发电、庆华集团、新疆广汇淖毛湖、云南先锋、中电投新疆，总设计产能约122亿立方米/年，相较规划的1800亿立方米的总产能占比不足7%。在地域分布上，我国煤制气项目主要集中在西部产煤大省，其中内蒙和新疆排前两名，分别占比45%、44%。在所属企业方面，当前投资方以国企为主，占比超过60%。
根据当前已投产煤制气项目核算，1亿立方米/年的项目初始投资约在5亿元人民币，项目前期投资巨大，预计短期内参与企业以国企为主的情况将不会发生改变。另外，在2014年新出台的政策中，有明确表示，我国煤炭资源净输出省才可以建设煤制气项目，因而，项目在地域上主要集中在西部地区的情况将不会发生改变。
盈利前景难乐观
与产业前景的不变相比，政策带动下的盈利前景则不然。
当下，政府对待煤制气项目的政策的最大特点是摇摆。2007~2012年，政府对煤化工项目政策的基调为限制，甚至一度不再允许审批任何新项目。受到大气污染影响，2013年春政府对待煤化工政策逐渐出现松动，2013年一年所给“路条”项目几乎超过以往总和，煤制气项目迎来爆发式增长。
但在增长的同时，问题也频繁出现：今年7月煤制气新政出台，规定20亿立方米/年以下的项目不再审批通过，并严禁在煤炭资源净调入省发展煤制气项目。与此同时，大唐发电易主煤制气业务，业内人士解读为剥离“包袱”资产，煤制气项目在一片欢呼声中遇冷，引发各界质疑。
哥本哈根气候变化大会上，时任国务院总理温家宝曾做出承诺，中国在2005年基础上，到2020年将万元GDP碳排放量减少40%至45%。而一个40亿立方米/年的煤制气项目排放的二氧化碳就能达到2000万吨/年，环保压力巨大。此外，煤制气项目耗水量惊人，一个40亿立方米/年的项目年用水量可以达到2000万吨，而我国煤制气项目却集中分布在西部缺水省份，成为煤制气项目发展的重要阻碍。
在技术层面，辽宁阜新也因为技术不够成熟而导致工程延迟投产1年以上，大唐煤制气项目一度因为气化炉腐蚀而停工，大唐煤制气易主之后，其化工公司总经理就曾表示“煤化工是高温、高压的高危行业，工艺技术十分复杂，非标设备多，我司一些关键工艺从国外引进，并且是从实验室直接进行工业放大，许多工作尚处于探索之中，需要极大的耐心和时间考验”。我国煤制气技术当前尚不具备大规模推广的条件。
我国煤制气项目成本构成主要包括煤炭（燃料煤、原料煤）、水、固定折旧、维修、工资福利、利息及其他支出，其中煤炭方面占比50~60%，是成本构成的重要方面。按照理想状态，我国煤制气生产成本为1.53~1.60元/立方米。
但是根据大唐煤制气项目测算，实际成本达到2元/立方米左右，加上管输费用，到达目的地成本高于当地门站价格，盈利性表现较为一般。此外，我国在长输管道输送方面，中石油一直是占据绝对霸主地位，其长输管网占据全国的85%，大唐煤制气项目需要通过中石油管道才能将气源送至北京，并且还需要自建110公里管线，投入巨大且严重受限于中石油，更加影响了其盈利状况。
而这并非是个别现象。在国外，尤其是美国，尽管煤制油气研发从20世纪40年代就已经开始，但至今，只有大平原煤制气厂一座实现了商业化运转。但是其成本构成中不容忽视的一个方面就是，美国政府担保其贷款的额度占总贷款的76%，而且由于工厂对未来天然气价格趋势估价过高，当前盈利情况并不乐观。
大环境利好少
从全球来看，天然气市场供需情况为基本平衡而非资源短缺，煤制气项目的发展暂无非上不可的紧迫性。
从中国来看，2013年冬季开始，我国“气荒”现象已经得到很大程度缓解，再加上中俄签订380亿立方米/年的大单，中国天然气供应稳定增长已经成为大趋势，很难出现以往短缺严重的情况。在进口价格方面，亚太地区已经出现松动，亚洲溢价情况有所缓解，尤其是在LNG现货进口方面，当前部分报价仅为到岸3500元/吨左右（合2.5元/方），优势表现明显，未来进口企业亏损有望得到弥补，促使中国天然气涨价的第一大要素——进口业务倒挂或将成为历史。国内煤制气项目投产后，或面临中国天然气涨价乏力情况，其盈利性更加难以保证。
从能源利用的角度来看，煤制气是将一种燃料资源加工成另外一种燃料，在这个过程中能源热量部分丧失，某种程度上可以说是资源的一种浪费。以生活烹饪用能来看，1MJ的热能如果通过煤制气满足，则需要消耗0.232千克褐煤，但是如果直接使用煤炭，则仅需要0.21千克褐煤。在供暖蒸汽、电力方面，煤制气的能效损失则表现更加明显。
据观测，在煤化工集中爆发的2013年，煤化工仅仅占到煤炭下游消费的3%，是非常不起眼的一个消费方向。“煤化工救不了煤炭行业，清洁煤或成为更加现实可行的选择”，一位资深的煤炭行业研究员表示。
在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下，不难理解为何我国煤制气项目更多是进行示范性探索，而非大规模集中上马。http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=161753进退之间——中国煤制天然气再认识
作者/来源： 日期： 2014-12-01 点击率：28
梦想与现实之间，总有那么一段曲折的路要走。中国煤多气少，而用煤制造天然气正是中国人一个关于能源升级的梦想。从2009年开始，我国正式大规模启动煤制天然气项目，神华内蒙古鄂尔多斯、大唐国际内蒙克什克腾旗及辽宁阜新、新汶矿业新疆伊犁等煤制天然气项目相继上马。正当我们还在为煤制天然气实现全产业链装备国产化而欢呼的同时，质疑、争议甚至尖锐的批判也滚滚而来。这个曾经风光的行业，已陷入进退两难的境地。
习近平总书记在今年召开的中央财经工作领导小组第六次会议上，明确提出要推进能源消费、供给、技术和体制“四个革命”和全方位加强国际合作。在当前“能源革命”语境下，煤制天然气到底是“革命”的题中应有之义，还是既污染环境又浪费资源的“吃饱了撑的”无益之举。“十三五”时期，正是应该对煤制天然气发展进行一次再认识的关键节点，必须科学评价、全面研究，为煤制气明确一条清晰的发展线路。
“进”与“退”
煤制天然气通常指采用已开采原煤，经过复杂的气化工艺来制造合成天然气。2013年年初，国家能源局发布的《能源发展“十二五”规划》中明确指出“要积极推进以煤炭液化、煤制气等为主要方向的大规模工程示范项目”。在规划方向的引导作用下，煤制天然气投资热情高涨，目前已有十多个煤制气项目获得了“路条”，这些项目全部建成将达到700亿方/年的产能规模。
而实际上，这十多个项目中目前仅有大唐克什克腾旗和新疆庆阳两个项目已经建成投产，其他几个项目或进展缓慢，或持观望态度，甚至已有的明确退出。而现已投产的大唐克什克腾旗煤制气项目也正处低负荷运行状态，原因是气化炉技术不过关，需要检修。究其原因，无非“技术”和“经济”两个方面，具体包括关键技术不成熟、运输成本居高不下、对水资源的依赖严重等，这些问题导致煤制天然气项目动辄数百亿元投资，投资回报期长，而煤制天然气投资的鼓励政策迟迟不到位，投资收益预期并不理想。
与此同时，煤制气在资源环境问题上更是遭到了专家学者和舆论的强烈反对。在内蒙古赤峰举行的第二届煤制天然气战略发展（克什克腾）高层论坛上，有不少专家学者异口同声地明确提出了反对继续发展煤制天然气项目的看法。
在这种内外部环境下，对于投资煤制气项目的企业来说，“进”，很难看到明显效益，“退”又恐错失良机，且许多企业已经开展了大量前期工作，“退”亦“退”不起。我国煤制天然气已经进入了一个“进”与“退”博弈的历史关键时期。
“利”与“弊”
之所以会有这种“进”与“退”的艰难抉择，从根本上看是因为煤制气项目本身“利”和“弊”都很明显，利弊权衡自然进退两难。
从“利”的方面讲，煤制气项目实现了能源形态从煤炭向天然气的转化，而这恰好是基于当前我国能源发展现状的一种重要转化。
煤制天然气实现了低级能源向高级能源转化。从能源消费特性上来讲，天然气较煤炭能源密度更高而污染物排放更低，天然气显然是更高等级的能源。从能源形态更替的历史视角来看，目前全世界也正经历由煤炭时代向油气时代转化的过渡阶段。从趋势上来看，天然气有取代煤炭成为全球主体能源的可能，而频繁出现的雾霾天气也将使我国能源清洁化利用的需求更加强烈。与煤炭相比，天然气消费由于具有明显的清洁、高效和便捷等特征，天然气在一次能源消费中的地位和作用日趋看涨。
煤制天然气实现了一般能源向稀缺能源的转化。我国煤炭资源储量占全球储量的12.8%，已探明储量1145亿吨，2013年，我国煤炭产量已达37亿吨，居世界第一位。而我国天然气探明储量仅3.3万亿立方米，占世界总量的1.8%。多年来，我国天然气资源严重供不应求，短时和区域性的天然气短缺问题时有发生，对外依存度逐年提高。2014年上半年，我国天然气进口依存度达到31.08%，较2013年提高1.06个百分点。与此同时，煤炭产能过剩问题凸显，环渤海煤炭库存量约2023万吨，煤炭价格相比历史高位跌幅近50%。煤制天然气正是将我国储量丰富、库存量大的煤炭，转化成相对稀缺、供不应求的天然气资源。从这一意义上来说，现在发展煤制气恰逢其时。
煤制天然气实现了传统能源向战略能源的转化。从维护国家能源安全角度来看，石油依然居于全球能源安全的核心。随着能源结构的演变，电力、天然气以及核能等安全问题也日益突出，成为世界能源安全的重要影响因素。《能源发展“十二五”规划》提出“加强能源储备和调峰设施建设，全面提升能源应急保障能力，以应对石油天然气供应中断的严峻问题”，体现了国家对能源安全更深层次的考量。然而，单从天然气方面来看，当前我国天然气调峰储备远远低于国际水平。由此可见，煤制天然气不仅是在国家能源结构方面的进一步优化配置，更是从传统能源向保障国家能源安全的战略能源进行转化。
从长远来看，煤制气项目具有明显的战略意义和经济效益，但从现实来看，也存在着诸多困难，制约着煤制天然气的快速发展，主要体现在经济、技术和环保三个方面。
从经济上看，煤制天然气投资巨大、运输成本高、回报慢。煤制天然气项目单位产能投资水平约为5~7元/m3,以此测算，一个典型的年产40亿立方米煤制天然气项目建设投资在250亿元以上，投产后还会有巨大的原料煤、燃料煤、外购电、水等消耗，如此大的投资成本如在煤制天然气过程中出现不可控风险导致停工，会给企业带来不小的经济损失。与此同时,在西部省份煤制天然气运输问题上，要解决将内蒙、新疆等地煤炭资源丰富地区的煤制天然气，运送到天然气需求旺盛的环渤海、长三角、珠三角三大经济带，从各种运输方式的经济性考虑，密闭的管道无疑是天然气运输的首选。而天然气管道属自然垄断环节，由中石油、中石化两家运营。这就意味着，煤制天然气外输要么使用“两桶油”管道，要么自建管道。使用“两桶油”管道，则并网问题及确定入网价格对于天然气运输价格影响重大。而如果自建管道，庞大投资也是企业不得不面对的重要风险因素。
从环境上来看，目前我国建成及拟建的煤制天然气项目大多位于环境脆弱地区，项目面临较大环保压力。煤制天然气的污染来自废气、污水和固体废弃物。而其中废水是首要污染因素,煤制天然气项目单位产品新鲜水消耗量大概在6.9t/1000m3,年产40亿立方米项目年耗水量约为2760万吨，煤化工产生的高浓盐水成分复杂，难以再利用，现阶段技术水平下只能存放于蒸发池当中。我国西部的地下水资源是相当宝贵的，但国内规划的煤制天然气项目大都在水资源相对缺乏的新疆、内蒙古等西北部地区，也给当地造成了水土流失、草场破坏、地下水污染的严重问题。
从技术角度来说，煤制天然气相关技术虽已基本成熟，但是在实际应用过程中，受非议最大的是整体能量转化效率的问题。目前，国家设定的行业准入门槛为56%的转化率。因此有不少专家提出，与其损失掉一半的能量，还不如拿去发电。此外，如果产能难以达到设计值，还会由于煤质不同，出现很多难以解决的问题。比如，大唐克旗煤制天然气项目曾是国家发改委核准的首批煤制天然气项目，也是我国首个煤制天然气示范项目。但项目从建成到现在,供气量最高时一天能达到300多万立方米，与原计划每天400万立方米的供气量相比有较大差距。另外，我国煤制天然气的关键技术——碎煤加压气化技术存在诸多实际问题，大唐克旗项目年初停产，主要原因在于气化炉对煤质不适应，从而导致气化炉内壁腐蚀及内夹套减薄，停产给企业造成了巨大的经济损失，虽然该项目曾是大唐跨界经营的一大亮点，却落得在7月被整体打包重组。由此可见，煤制天然气的关键技术以及污水处理技术等的不成熟，会给企业投资带来相当风险。这些都是必须正视的实际问题。
“张”与“驰”
站在煤制天然气发展的这个关键时点上，我们回顾一下2008年以来，历次全国能源工作会议给煤制天然气发展定的调子——“适度发展煤制天然气”，现在来看，“适度”二字依然精准。落实到煤制天然气产业发展现实来看，就是张弛有道，既不能盲目投资，也不能停滞不前。
从“张”的方面来讲，投资者和社会公众要宽容地看待煤制天然气这样一个新兴产业，不能因为出了问题就要一棍子打死。哪个新生事物产业化的初期不出问题的？投资者现阶段既不能盲目增加投资、扩大生产，也要坚持长远目光，长期坚持不懈的投入和改进，从而促进煤制天然气这个新兴行业的健康持续发展。同时，社会公众也要以一种包容的态度客观评价煤制气的转化效率，现阶段煤制天然气能源转化效率普遍达到了56.5%的水平，高于煤制甲醇（54%）,也远高于煤直接液化（40.5%）、燃煤超临界发电（45%）。现在还有一种观点是：煤制天然气既然具有战略意义，可以作为一种技术储备，以备不时之需。但是，技术储备不是写成教科书存到图书馆里就可以实现的，还是要通过适度的发展，在发展中解决技术进步的问题。
从“驰”的方面来讲，煤制天然气发展要稳住步子，成熟一个上马一个，不盲目扩张。站在国家能源安全的角度，把握好煤制天然气发展的“度”，总体谋划项目布局。对于这个“度”的衡量，可以从两个角度入手：第一，由于国内天然气巨大的市场需求，天然气供需缺口将逐年扩大，由此持续攀升的对外依存度将给我国能源安全带来新的挑战，必须在优化天然气消费结构同时，努力提高国内有效供给，从能源安全的角度确定煤制天然气行业发展的下限。第二，也要看到煤制天然气所带来的巨大环境问题，结合我国西部煤炭资源丰富地区的环境承载力，确定我国煤制天然气发展的上限。
结合我国市场空间、水资源保护、环境容量、煤炭清洁利用技术发展，以及国产和进口天然气资源数量，煤制天然气项目应因地制宜，适度发展，远景发展规模以800亿立方米左右为宜。而从整个国家和行业发展层面，要进一步采取措施，保障煤制天然气行业健康发展。
首先，要加快制定煤制气产业政策，明确产业发展方向。在政策方向上，政府绝不能摇摆不定。从调整能源结构、促进节能减排、应对气候变化的角度出发，明确鼓励加快煤制天然气产业发展，提高天然气在一次能源消费中的比重。
其次，要兼顾环境承载和行业健康发展的目标，从重点地区和行业发展两个层面做好煤制天然气发展规划。从重点地区角度，要在考虑当地煤炭资源情况的基础上，提高煤制天然气项目在水资源相对丰富地区的建设规模，并要求各地统筹规划，合理进行生产用水的处理和回用，尽量降低项目的水耗，缓解水资源供应的压力。在行业发展角度，要认真扎实做好行业调研，深入内蒙古、新疆等煤制天然气初步发展的地区，针对行业发展存在的瓶颈、生产技术难题、产生的环境问题等，切实做好现状和发展分析，制定出切实可行的行业发展规划。
最后，大力推进煤制天然气关键技术和污水处理技术研发。以煤制天然气关键技术来说，当前企业按照传统生产理念认为要用劣质褐煤去作原料来制备天然气，并且采用鲁奇炉进行气化，从而产生了污染严重、鲁奇炉腐蚀等问题。企业要传遍传统的生产理念，协同高校、科研院所，共同进行技术攻关，让新技术在煤制天然气生产实际中不断加以检验，可以选用烟煤作为原料煤，并采用合理的煤资源和煤气化方法（如褐煤制浆法、气流床气化法），在煤制天然气产业实际应用中发现问题并进行技术优化，使得新技术不只是形成了技术储备，而是在煤制天然气产业发展中不断进步，最终尽量减少煤制天然气的污染，使得煤制天然气工业站稳脚跟。
我国资源禀赋结构决定了煤制天然气可能会成为未来的一个战略发展方向，而煤制天然气的发展又必须在规范有序的发展路径上实现技术、效益和环境的协调统一。煤制天然气还有很长的路要走，也许后面还有更多我们没有预见到的惊喜。
http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=161756
听说克旗项目检修后重新生产，阜新项目很多制约条件已经解决差不多！
哦，谢谢你的帮助。
前期示范项目最大的问题还是对煤制气技术特点不了解，用发电企业的管理理念来指导化工生产，是会发生很大问题的。还是把煤制气项目简单化了，认为没有太大难度。克旗据说是调整了煤种，造成了气化炉腐蚀问题，煤制气对煤指标的要求和发电对煤的要求完全是两个概念。污水问题也是由于对煤制气污水成分没有非常清晰的了解，招办其他污水处理工艺来用，不出问题才怪。所以说，示范项目给我们了很多经验和教训，替大家缴了学费，示范作用还是有的。
花两百多个亿证明化工跟发电不一样？
煤化工国家政策转向
作者/来源： 日期： 2014-12-22 点击率：3
中国已经向世界承诺，“在2030年左右二氧化碳排放达到峰值，并且将努力早日达峰”。煤化工行业回归理性发展，对国内节能减排工作和全球应对气候变化意义重大。
近日，国内媒体引用“参与“十三五”煤炭规划编制的人士”，称未来五年国家或将重新收紧现代煤化工政策，不再新增煤制气项目，煤制油仅可作为战略储备，而煤制烯烃也被要求适度发展。《煤炭“十三五”规划》草案，初定到2020年，煤制天然气产能150亿立方米，煤制油产能660万吨，煤制烯烃产能1500万吨。
而本月初，另一份在起草中的能源规划也传出相同的政策信号。据媒体介绍，《能源“十三五”规划》草稿初定，到2020年，煤制天然气产能300亿立方米，煤制油产能1000万吨，而且这个目标已经过国家高层审阅。另一位参与规划制定的专家也向笔者证实了此消息。
这与此前煤化工的火爆场面大相径庭。今年1月召开的全国能源工作会议，还一度传出消息称，初定“十三五”发展煤制气产能500亿立方米，煤制油3000万吨。另据煤炭工业协会会长王显政称，国家初定2020年煤制烯烃目标2400万吨。对比眼下煤化工的实际投产规模，这一些列目标意味着行业将成倍爆发式增长。
http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=162521环保与碳排放可能掣肘煤制气行业快速发展
作者/来源： 日期： 2014-12-18 点击率：19
参加近日举行的“中国天然气产业国际峰会”的业内人士表示，环保与碳排放等因素可能将制约我国煤制气产业的快速发展。
大唐集团煤炭产业部专家刘永健在会上表示，按照目前行业的发展进度，加上近期国际油价下行带来的气价下行风险，要完成煤制气产业“十二五”产量规划目标存在一定的难度，最终可能会完成目标的60%-70%的水平。
根据国家能源局发布的《天然气发展“十二五”规划》，到2015年我国煤制气产量将达到150亿-180亿立方米，占国产天然气的8.5%-10.2%。截至目前，我国已核准在建的煤制天然气项目共有4个，合计年产能为151亿立方米。分别为大唐内蒙古赤峰克旗40亿立方米/年项目、大唐发电辽宁阜新40亿立方米/年项目、内蒙汇能鄂尔多斯16亿立方米/年项目、以及新疆庆华集团伊犁55亿立方米/年项目。
据悉，目前大唐克旗项目一期13亿立方米/年和新疆庆华伊犁项目一期13.5亿立方米/年工程已经建成投产。刘永健说，新疆庆华伊犁项目已经按照1.6元/立方米的价格进入中石油管网，按照该价格计算，该项目满负荷运转情况下已基本能实现盈亏平衡。
但是，煤制气的发展近期在业内存有一定争议，核心就在于环保问题。国家发改委能源研究所副主任姜鑫民说，页岩气开发中一个很大的问题就是水资源的大量利用和可能带来的水污染，而煤制气的用水量比页岩气更高。
另一个煤制气的难点是大量的二氧化碳排放。刘永健说，在煤制气生产过程中，只有三分之一的碳元素进入天然气产品，有三分之二都会以二氧化碳的形式排放。对于一个年产量40亿立方米的项目，每小时将排放2000吨二氧化碳，这一数字十分惊人。而如果采取额外的碳封存技术减少排放，则会进一步增大煤制气的成本。他指出，如果未来国内加强碳排放税管理，煤制气的经济性将面临严峻挑战。
此外，由于采用人工合成方式形成，煤制气在组分构成上与常规、非常规天然气存在一定差异，氢元素含量较高，不适合使用于天然气化工、天然气发电等相关领域。但由于进入全国管网后无法进行区分，令煤制气的下游利用也存在一定风险。随着中亚管道气、俄罗斯管道气以及东部沿海LNG接收站的发展，国内天然气市场近期逐步趋于供大于求，此前因“气荒”屡屡发生而被视为天然气有效补充的煤制气，生存空间将面临进一步考验。
http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=162396
十三五煤制气的150亿还是300亿规模对眼下的这些煤制气项目影响可就大了！呵呵
一些新建的示范工程并没有起到很好的示范作用，煤种不适、污水处理、环境污染等问题，面对问题并没有听到哪家企业有意的去做些相应的技术攻关。是问题太难，还是压根就没有利润推进企业进行相应的改善？煤制天然气技术也在国内开展很多年了，但是一直未能脱掉让人“不放心”的帽子。是这个方向本来就有问题，还是什么？不知道煤制天然气行业什么时候能有新的动向？即使走向灭亡。无字碑啊大家都在进步中等待。。。我想毕竟还属于示范阶段吧，国家对项目的审批只会越来越规范！慢慢上项目未必不是好事！个人感觉用原料资源制作原料资源，肯定价值不大。现在提倡高产值低能耗！昨天看的最新的政策：煤制气、煤制油适当发展，量水而行。
sean816 发表于 2014-11-21 09:11
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个人感觉用原料资源制作原料资源，肯定价值不大。现在提倡高产值低能耗！
但是从新发布的2014-2020年能源发展规划中看，煤炭清洁利用仍是在倡导的，煤制油、煤制气技术也是在提倡的。若国家现在没有好的办法把西部资源更高效利用，采用就地转化也是必须的，只是采用什么方法进行转化而已，是用来发电、还是用来制气、制油或者其他。现在大家广泛讨论煤制气不适宜推广的主要原因是：水污染、二氧化碳排放量大。那么为什么不想办法去改善气化工艺，发展水处理、二氧化碳收集技术等，而把工作重点放在去讨论要不要上项目，要不要批准，仍然像是计划经济的一套。上不上项目应该有市场说了算，有利可图则可以上，但是前提是你要做好环保，政府做好这方面的监管才是引导行业发展的应有举措。想想这些事，只能用乱形容。
zhengbingcumt 发表于 2014-11-21 10:39
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但是从新发布的2014-2020年能源发展规划中看，煤炭清洁利用仍是在倡导的，煤制油、煤制气技术也是在提倡的 ...
如果煤价不变，天然气价格一路上涨的话，这种项目还是可以做，制气之后并入西气东输的管线。
对于煤制其他产品，如果仍旧是半成品则利润还是不大，而且有些地方的运输成本非常高，很多因素在制约。
据南方都市报11月18日消息，从发改委相关官员处获悉，煤化工产业两项指导意见目前已经搁置，因为“争议比较大，条件不成熟”。
今年7月17日，国家能源局在其官方网站上发布了《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》。通知称，国家发展改革委、能源局正在研究制定《关于有序推进煤制油示范项目建设的指导意见》和《关于稳步推进煤制天然气产业化示范的指导意见》，近期将发布实施。
随后不久，上述两份《指导意见》的草案开始征求意见和修改。然而，迄今为止再无下文。
业内人士分析，环保问题是这两份指导意见被搁置的重要原因。http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=161417
zhengbingcumt 发表于 2014-11-21 10:39
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但是从新发布的2014-2020年能源发展规划中看，煤炭清洁利用仍是在倡导的，煤制油、煤制气技术也是在提倡的 ...
还主要是新技术的发展速度跟不上项目建设速度吧。煤化工污染估计很长时间内都是一个永恒的命题。要不怎么不见哪些发达国家发展煤化工呢！
654262293 发表于 2014-11-21 10:25
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昨天看的最新的政策：煤制气、煤制油适当发展，量水而行。
据说现在很多煤化工项目在前期审批阶段环评等要求严厉的多了！大唐搞得这么灰头土脸，领导们现在都谨慎了
han9th 发表于 2014-11-24 16:30
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大唐搞得这么灰头土脸，领导们现在都谨慎了
大唐煤化工现在什么状态啊？我们公司现在也准备上煤制气项目呢，正在搜集相关资料，求解释啊~
煤制气可能仍是价值洼地
作者/来源： 日期： 2014-12-01 点击率：28
在煤化工集中爆发的2013年，煤化工仅仅占到煤炭下游消费的3%，是非常不起眼的一个消费方向。在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下，不难理解为何我国煤制气项目更多是进行示范性探索，而非大规模集中上马。
在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下，我国煤制气项目更多的是进行示范性探索，而非大规模集中上马。
2013年以来，我国煤制气项目借着政策东风，结结实实火了一把。据不完全统计，截至2014年9月底，包括已投产、在建、拟建在内的我国煤制气项目已经达到39个，总设计产能1800亿立方米/年左右，此产能若全部转化为产量，基本相当于中国2014年全年的天然气消费量。但当产能和产量遇到市场，我们应该如何解读煤制气的价值？
不平衡格局将持续
一直以来，我国煤制气项目的产业布局始终遵循一个特点：规划多投产少，西部多东部少，国企参与多民企参与少，能源企业参与多其他企业参与少。
在目前统计的39个煤制气项目中，真正实现投产的只有5个，包括大唐发电、庆华集团、新疆广汇淖毛湖、云南先锋、中电投新疆，总设计产能约122亿立方米/年，相较规划的1800亿立方米的总产能占比不足7%。在地域分布上，我国煤制气项目主要集中在西部产煤大省，其中内蒙和新疆排前两名，分别占比45%、44%。在所属企业方面，当前投资方以国企为主，占比超过60%。
根据当前已投产煤制气项目核算，1亿立方米/年的项目初始投资约在5亿元人民币，项目前期投资巨大，预计短期内参与企业以国企为主的情况将不会发生改变。另外，在2014年新出台的政策中，有明确表示，我国煤炭资源净输出省才可以建设煤制气项目，因而，项目在地域上主要集中在西部地区的情况将不会发生改变。
盈利前景难乐观
与产业前景的不变相比，政策带动下的盈利前景则不然。
当下，政府对待煤制气项目的政策的最大特点是摇摆。2007~2012年，政府对煤化工项目政策的基调为限制，甚至一度不再允许审批任何新项目。受到大气污染影响，2013年春政府对待煤化工政策逐渐出现松动，2013年一年所给“路条”项目几乎超过以往总和，煤制气项目迎来爆发式增长。
但在增长的同时，问题也频繁出现：今年7月煤制气新政出台，规定20亿立方米/年以下的项目不再审批通过，并严禁在煤炭资源净调入省发展煤制气项目。与此同时，大唐发电易主煤制气业务，业内人士解读为剥离“包袱”资产，煤制气项目在一片欢呼声中遇冷，引发各界质疑。
哥本哈根气候变化大会上，时任国务院总理温家宝曾做出承诺，中国在2005年基础上，到2020年将万元GDP碳排放量减少40%至45%。而一个40亿立方米/年的煤制气项目排放的二氧化碳就能达到2000万吨/年，环保压力巨大。此外，煤制气项目耗水量惊人，一个40亿立方米/年的项目年用水量可以达到2000万吨，而我国煤制气项目却集中分布在西部缺水省份，成为煤制气项目发展的重要阻碍。
在技术层面，辽宁阜新也因为技术不够成熟而导致工程延迟投产1年以上，大唐煤制气项目一度因为气化炉腐蚀而停工，大唐煤制气易主之后，其化工公司总经理就曾表示“煤化工是高温、高压的高危行业，工艺技术十分复杂，非标设备多，我司一些关键工艺从国外引进，并且是从实验室直接进行工业放大，许多工作尚处于探索之中，需要极大的耐心和时间考验”。我国煤制气技术当前尚不具备大规模推广的条件。
我国煤制气项目成本构成主要包括煤炭（燃料煤、原料煤）、水、固定折旧、维修、工资福利、利息及其他支出，其中煤炭方面占比50~60%，是成本构成的重要方面。按照理想状态，我国煤制气生产成本为1.53~1.60元/立方米。
但是根据大唐煤制气项目测算，实际成本达到2元/立方米左右，加上管输费用，到达目的地成本高于当地门站价格，盈利性表现较为一般。此外，我国在长输管道输送方面，中石油一直是占据绝对霸主地位，其长输管网占据全国的85%，大唐煤制气项目需要通过中石油管道才能将气源送至北京，并且还需要自建110公里管线，投入巨大且严重受限于中石油，更加影响了其盈利状况。
而这并非是个别现象。在国外，尤其是美国，尽管煤制油气研发从20世纪40年代就已经开始，但至今，只有大平原煤制气厂一座实现了商业化运转。但是其成本构成中不容忽视的一个方面就是，美国政府担保其贷款的额度占总贷款的76%，而且由于工厂对未来天然气价格趋势估价过高，当前盈利情况并不乐观。
大环境利好少
从全球来看，天然气市场供需情况为基本平衡而非资源短缺，煤制气项目的发展暂无非上不可的紧迫性。
从中国来看，2013年冬季开始，我国“气荒”现象已经得到很大程度缓解，再加上中俄签订380亿立方米/年的大单，中国天然气供应稳定增长已经成为大趋势，很难出现以往短缺严重的情况。在进口价格方面，亚太地区已经出现松动，亚洲溢价情况有所缓解，尤其是在LNG现货进口方面，当前部分报价仅为到岸3500元/吨左右（合2.5元/方），优势表现明显，未来进口企业亏损有望得到弥补，促使中国天然气涨价的第一大要素——进口业务倒挂或将成为历史。国内煤制气项目投产后，或面临中国天然气涨价乏力情况，其盈利性更加难以保证。
从能源利用的角度来看，煤制气是将一种燃料资源加工成另外一种燃料，在这个过程中能源热量部分丧失，某种程度上可以说是资源的一种浪费。以生活烹饪用能来看，1MJ的热能如果通过煤制气满足，则需要消耗0.232千克褐煤，但是如果直接使用煤炭，则仅需要0.21千克褐煤。在供暖蒸汽、电力方面，煤制气的能效损失则表现更加明显。
据观测，在煤化工集中爆发的2013年，煤化工仅仅占到煤炭下游消费的3%，是非常不起眼的一个消费方向。“煤化工救不了煤炭行业，清洁煤或成为更加现实可行的选择”，一位资深的煤炭行业研究员表示。
在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下，不难理解为何我国煤制气项目更多是进行示范性探索，而非大规模集中上马。http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=161753进退之间——中国煤制天然气再认识
作者/来源： 日期： 2014-12-01 点击率：28
梦想与现实之间，总有那么一段曲折的路要走。中国煤多气少，而用煤制造天然气正是中国人一个关于能源升级的梦想。从2009年开始，我国正式大规模启动煤制天然气项目，神华内蒙古鄂尔多斯、大唐国际内蒙克什克腾旗及辽宁阜新、新汶矿业新疆伊犁等煤制天然气项目相继上马。正当我们还在为煤制天然气实现全产业链装备国产化而欢呼的同时，质疑、争议甚至尖锐的批判也滚滚而来。这个曾经风光的行业，已陷入进退两难的境地。
习近平总书记在今年召开的中央财经工作领导小组第六次会议上，明确提出要推进能源消费、供给、技术和体制“四个革命”和全方位加强国际合作。在当前“能源革命”语境下，煤制天然气到底是“革命”的题中应有之义，还是既污染环境又浪费资源的“吃饱了撑的”无益之举。“十三五”时期，正是应该对煤制天然气发展进行一次再认识的关键节点，必须科学评价、全面研究，为煤制气明确一条清晰的发展线路。
“进”与“退”
煤制天然气通常指采用已开采原煤，经过复杂的气化工艺来制造合成天然气。2013年年初，国家能源局发布的《能源发展“十二五”规划》中明确指出“要积极推进以煤炭液化、煤制气等为主要方向的大规模工程示范项目”。在规划方向的引导作用下，煤制天然气投资热情高涨，目前已有十多个煤制气项目获得了“路条”，这些项目全部建成将达到700亿方/年的产能规模。
而实际上，这十多个项目中目前仅有大唐克什克腾旗和新疆庆阳两个项目已经建成投产，其他几个项目或进展缓慢，或持观望态度，甚至已有的明确退出。而现已投产的大唐克什克腾旗煤制气项目也正处低负荷运行状态，原因是气化炉技术不过关，需要检修。究其原因，无非“技术”和“经济”两个方面，具体包括关键技术不成熟、运输成本居高不下、对水资源的依赖严重等，这些问题导致煤制天然气项目动辄数百亿元投资，投资回报期长，而煤制天然气投资的鼓励政策迟迟不到位，投资收益预期并不理想。
与此同时，煤制气在资源环境问题上更是遭到了专家学者和舆论的强烈反对。在内蒙古赤峰举行的第二届煤制天然气战略发展（克什克腾）高层论坛上，有不少专家学者异口同声地明确提出了反对继续发展煤制天然气项目的看法。
在这种内外部环境下，对于投资煤制气项目的企业来说，“进”，很难看到明显效益，“退”又恐错失良机，且许多企业已经开展了大量前期工作，“退”亦“退”不起。我国煤制天然气已经进入了一个“进”与“退”博弈的历史关键时期。
“利”与“弊”
之所以会有这种“进”与“退”的艰难抉择，从根本上看是因为煤制气项目本身“利”和“弊”都很明显，利弊权衡自然进退两难。
从“利”的方面讲，煤制气项目实现了能源形态从煤炭向天然气的转化，而这恰好是基于当前我国能源发展现状的一种重要转化。
煤制天然气实现了低级能源向高级能源转化。从能源消费特性上来讲，天然气较煤炭能源密度更高而污染物排放更低，天然气显然是更高等级的能源。从能源形态更替的历史视角来看，目前全世界也正经历由煤炭时代向油气时代转化的过渡阶段。从趋势上来看，天然气有取代煤炭成为全球主体能源的可能，而频繁出现的雾霾天气也将使我国能源清洁化利用的需求更加强烈。与煤炭相比，天然气消费由于具有明显的清洁、高效和便捷等特征，天然气在一次能源消费中的地位和作用日趋看涨。
煤制天然气实现了一般能源向稀缺能源的转化。我国煤炭资源储量占全球储量的12.8%，已探明储量1145亿吨，2013年，我国煤炭产量已达37亿吨，居世界第一位。而我国天然气探明储量仅3.3万亿立方米，占世界总量的1.8%。多年来，我国天然气资源严重供不应求，短时和区域性的天然气短缺问题时有发生，对外依存度逐年提高。2014年上半年，我国天然气进口依存度达到31.08%，较2013年提高1.06个百分点。与此同时，煤炭产能过剩问题凸显，环渤海煤炭库存量约2023万吨，煤炭价格相比历史高位跌幅近50%。煤制天然气正是将我国储量丰富、库存量大的煤炭，转化成相对稀缺、供不应求的天然气资源。从这一意义上来说，现在发展煤制气恰逢其时。
煤制天然气实现了传统能源向战略能源的转化。从维护国家能源安全角度来看，石油依然居于全球能源安全的核心。随着能源结构的演变，电力、天然气以及核能等安全问题也日益突出，成为世界能源安全的重要影响因素。《能源发展“十二五”规划》提出“加强能源储备和调峰设施建设，全面提升能源应急保障能力，以应对石油天然气供应中断的严峻问题”，体现了国家对能源安全更深层次的考量。然而，单从天然气方面来看，当前我国天然气调峰储备远远低于国际水平。由此可见，煤制天然气不仅是在国家能源结构方面的进一步优化配置，更是从传统能源向保障国家能源安全的战略能源进行转化。
从长远来看，煤制气项目具有明显的战略意义和经济效益，但从现实来看，也存在着诸多困难，制约着煤制天然气的快速发展，主要体现在经济、技术和环保三个方面。
从经济上看，煤制天然气投资巨大、运输成本高、回报慢。煤制天然气项目单位产能投资水平约为5~7元/m3,以此测算，一个典型的年产40亿立方米煤制天然气项目建设投资在250亿元以上，投产后还会有巨大的原料煤、燃料煤、外购电、水等消耗，如此大的投资成本如在煤制天然气过程中出现不可控风险导致停工，会给企业带来不小的经济损失。与此同时,在西部省份煤制天然气运输问题上，要解决将内蒙、新疆等地煤炭资源丰富地区的煤制天然气，运送到天然气需求旺盛的环渤海、长三角、珠三角三大经济带，从各种运输方式的经济性考虑，密闭的管道无疑是天然气运输的首选。而天然气管道属自然垄断环节，由中石油、中石化两家运营。这就意味着，煤制天然气外输要么使用“两桶油”管道，要么自建管道。使用“两桶油”管道，则并网问题及确定入网价格对于天然气运输价格影响重大。而如果自建管道，庞大投资也是企业不得不面对的重要风险因素。
从环境上来看，目前我国建成及拟建的煤制天然气项目大多位于环境脆弱地区，项目面临较大环保压力。煤制天然气的污染来自废气、污水和固体废弃物。而其中废水是首要污染因素,煤制天然气项目单位产品新鲜水消耗量大概在6.9t/1000m3,年产40亿立方米项目年耗水量约为2760万吨，煤化工产生的高浓盐水成分复杂，难以再利用，现阶段技术水平下只能存放于蒸发池当中。我国西部的地下水资源是相当宝贵的，但国内规划的煤制天然气项目大都在水资源相对缺乏的新疆、内蒙古等西北部地区，也给当地造成了水土流失、草场破坏、地下水污染的严重问题。
从技术角度来说，煤制天然气相关技术虽已基本成熟，但是在实际应用过程中，受非议最大的是整体能量转化效率的问题。目前，国家设定的行业准入门槛为56%的转化率。因此有不少专家提出，与其损失掉一半的能量，还不如拿去发电。此外，如果产能难以达到设计值，还会由于煤质不同，出现很多难以解决的问题。比如，大唐克旗煤制天然气项目曾是国家发改委核准的首批煤制天然气项目，也是我国首个煤制天然气示范项目。但项目从建成到现在,供气量最高时一天能达到300多万立方米，与原计划每天400万立方米的供气量相比有较大差距。另外，我国煤制天然气的关键技术——碎煤加压气化技术存在诸多实际问题，大唐克旗项目年初停产，主要原因在于气化炉对煤质不适应，从而导致气化炉内壁腐蚀及内夹套减薄，停产给企业造成了巨大的经济损失，虽然该项目曾是大唐跨界经营的一大亮点，却落得在7月被整体打包重组。由此可见，煤制天然气的关键技术以及污水处理技术等的不成熟，会给企业投资带来相当风险。这些都是必须正视的实际问题。
“张”与“驰”
站在煤制天然气发展的这个关键时点上，我们回顾一下2008年以来，历次全国能源工作会议给煤制天然气发展定的调子——“适度发展煤制天然气”，现在来看，“适度”二字依然精准。落实到煤制天然气产业发展现实来看，就是张弛有道，既不能盲目投资，也不能停滞不前。
从“张”的方面来讲，投资者和社会公众要宽容地看待煤制天然气这样一个新兴产业，不能因为出了问题就要一棍子打死。哪个新生事物产业化的初期不出问题的？投资者现阶段既不能盲目增加投资、扩大生产，也要坚持长远目光，长期坚持不懈的投入和改进，从而促进煤制天然气这个新兴行业的健康持续发展。同时，社会公众也要以一种包容的态度客观评价煤制气的转化效率，现阶段煤制天然气能源转化效率普遍达到了56.5%的水平，高于煤制甲醇（54%）,也远高于煤直接液化（40.5%）、燃煤超临界发电（45%）。现在还有一种观点是：煤制天然气既然具有战略意义，可以作为一种技术储备，以备不时之需。但是，技术储备不是写成教科书存到图书馆里就可以实现的，还是要通过适度的发展，在发展中解决技术进步的问题。
从“驰”的方面来讲，煤制天然气发展要稳住步子，成熟一个上马一个，不盲目扩张。站在国家能源安全的角度，把握好煤制天然气发展的“度”，总体谋划项目布局。对于这个“度”的衡量，可以从两个角度入手：第一，由于国内天然气巨大的市场需求，天然气供需缺口将逐年扩大，由此持续攀升的对外依存度将给我国能源安全带来新的挑战，必须在优化天然气消费结构同时，努力提高国内有效供给，从能源安全的角度确定煤制天然气行业发展的下限。第二，也要看到煤制天然气所带来的巨大环境问题，结合我国西部煤炭资源丰富地区的环境承载力，确定我国煤制天然气发展的上限。
结合我国市场空间、水资源保护、环境容量、煤炭清洁利用技术发展，以及国产和进口天然气资源数量，煤制天然气项目应因地制宜，适度发展，远景发展规模以800亿立方米左右为宜。而从整个国家和行业发展层面，要进一步采取措施，保障煤制天然气行业健康发展。
首先，要加快制定煤制气产业政策，明确产业发展方向。在政策方向上，政府绝不能摇摆不定。从调整能源结构、促进节能减排、应对气候变化的角度出发，明确鼓励加快煤制天然气产业发展，提高天然气在一次能源消费中的比重。
其次，要兼顾环境承载和行业健康发展的目标，从重点地区和行业发展两个层面做好煤制天然气发展规划。从重点地区角度，要在考虑当地煤炭资源情况的基础上，提高煤制天然气项目在水资源相对丰富地区的建设规模，并要求各地统筹规划，合理进行生产用水的处理和回用，尽量降低项目的水耗，缓解水资源供应的压力。在行业发展角度，要认真扎实做好行业调研，深入内蒙古、新疆等煤制天然气初步发展的地区，针对行业发展存在的瓶颈、生产技术难题、产生的环境问题等，切实做好现状和发展分析，制定出切实可行的行业发展规划。
最后，大力推进煤制天然气关键技术和污水处理技术研发。以煤制天然气关键技术来说，当前企业按照传统生产理念认为要用劣质褐煤去作原料来制备天然气，并且采用鲁奇炉进行气化，从而产生了污染严重、鲁奇炉腐蚀等问题。企业要传遍传统的生产理念，协同高校、科研院所，共同进行技术攻关，让新技术在煤制天然气生产实际中不断加以检验，可以选用烟煤作为原料煤，并采用合理的煤资源和煤气化方法（如褐煤制浆法、气流床气化法），在煤制天然气产业实际应用中发现问题并进行技术优化，使得新技术不只是形成了技术储备，而是在煤制天然气产业发展中不断进步，最终尽量减少煤制天然气的污染，使得煤制天然气工业站稳脚跟。
我国资源禀赋结构决定了煤制天然气可能会成为未来的一个战略发展方向，而煤制天然气的发展又必须在规范有序的发展路径上实现技术、效益和环境的协调统一。煤制天然气还有很长的路要走，也许后面还有更多我们没有预见到的惊喜。
http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=161756
wonder1212 发表于 2014-12-3 08:28
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大唐煤化工现在什么状态啊？我们公司现在也准备上煤制气项目呢，正在搜集相关资料，求解释啊~
听说克旗项目检修后重新生产，阜新项目很多制约条件已经解决差不多！
lflsedin 发表于 2014-12-4 21:02
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听说克旗项目检修后重新生产，阜新项目很多制约条件已经解决差不多！
哦，谢谢你的帮助。
前期示范项目最大的问题还是对煤制气技术特点不了解，用发电企业的管理理念来指导化工生产，是会发生很大问题的。还是把煤制气项目简单化了，认为没有太大难度。克旗据说是调整了煤种，造成了气化炉腐蚀问题，煤制气对煤指标的要求和发电对煤的要求完全是两个概念。污水问题也是由于对煤制气污水成分没有非常清晰的了解，招办其他污水处理工艺来用，不出问题才怪。所以说，示范项目给我们了很多经验和教训，替大家缴了学费，示范作用还是有的。
sm211 发表于 2014-12-10 16:46
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前期示范项目最大的问题还是对煤制气技术特点不了解，用发电企业的管理理念来指导化工生产，是会发生很大问 ...
花两百多个亿证明化工跟发电不一样？
煤化工国家政策转向
作者/来源： 日期： 2014-12-22 点击率：3
中国已经向世界承诺，“在2030年左右二氧化碳排放达到峰值，并且将努力早日达峰”。煤化工行业回归理性发展，对国内节能减排工作和全球应对气候变化意义重大。
近日，国内媒体引用“参与“十三五”煤炭规划编制的人士”，称未来五年国家或将重新收紧现代煤化工政策，不再新增煤制气项目，煤制油仅可作为战略储备，而煤制烯烃也被要求适度发展。《煤炭“十三五”规划》草案，初定到2020年，煤制天然气产能150亿立方米，煤制油产能660万吨，煤制烯烃产能1500万吨。
而本月初，另一份在起草中的能源规划也传出相同的政策信号。据媒体介绍，《能源“十三五”规划》草稿初定，到2020年，煤制天然气产能300亿立方米，煤制油产能1000万吨，而且这个目标已经过国家高层审阅。另一位参与规划制定的专家也向笔者证实了此消息。
这与此前煤化工的火爆场面大相径庭。今年1月召开的全国能源工作会议，还一度传出消息称，初定“十三五”发展煤制气产能500亿立方米，煤制油3000万吨。另据煤炭工业协会会长王显政称，国家初定2020年煤制烯烃目标2400万吨。对比眼下煤化工的实际投产规模，这一些列目标意味着行业将成倍爆发式增长。
http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=162521环保与碳排放可能掣肘煤制气行业快速发展
作者/来源： 日期： 2014-12-18 点击率：19
参加近日举行的“中国天然气产业国际峰会”的业内人士表示，环保与碳排放等因素可能将制约我国煤制气产业的快速发展。
大唐集团煤炭产业部专家刘永健在会上表示，按照目前行业的发展进度，加上近期国际油价下行带来的气价下行风险，要完成煤制气产业“十二五”产量规划目标存在一定的难度，最终可能会完成目标的60%-70%的水平。
根据国家能源局发布的《天然气发展“十二五”规划》，到2015年我国煤制气产量将达到150亿-180亿立方米，占国产天然气的8.5%-10.2%。截至目前，我国已核准在建的煤制天然气项目共有4个，合计年产能为151亿立方米。分别为大唐内蒙古赤峰克旗40亿立方米/年项目、大唐发电辽宁阜新40亿立方米/年项目、内蒙汇能鄂尔多斯16亿立方米/年项目、以及新疆庆华集团伊犁55亿立方米/年项目。
据悉，目前大唐克旗项目一期13亿立方米/年和新疆庆华伊犁项目一期13.5亿立方米/年工程已经建成投产。刘永健说，新疆庆华伊犁项目已经按照1.6元/立方米的价格进入中石油管网，按照该价格计算，该项目满负荷运转情况下已基本能实现盈亏平衡。
但是，煤制气的发展近期在业内存有一定争议，核心就在于环保问题。国家发改委能源研究所副主任姜鑫民说，页岩气开发中一个很大的问题就是水资源的大量利用和可能带来的水污染，而煤制气的用水量比页岩气更高。
另一个煤制气的难点是大量的二氧化碳排放。刘永健说，在煤制气生产过程中，只有三分之一的碳元素进入天然气产品，有三分之二都会以二氧化碳的形式排放。对于一个年产量40亿立方米的项目，每小时将排放2000吨二氧化碳，这一数字十分惊人。而如果采取额外的碳封存技术减少排放，则会进一步增大煤制气的成本。他指出，如果未来国内加强碳排放税管理，煤制气的经济性将面临严峻挑战。
此外，由于采用人工合成方式形成，煤制气在组分构成上与常规、非常规天然气存在一定差异，氢元素含量较高，不适合使用于天然气化工、天然气发电等相关领域。但由于进入全国管网后无法进行区分，令煤制气的下游利用也存在一定风险。随着中亚管道气、俄罗斯管道气以及东部沿海LNG接收站的发展，国内天然气市场近期逐步趋于供大于求，此前因“气荒”屡屡发生而被视为天然气有效补充的煤制气，生存空间将面临进一步考验。
http://www.nmtech.com.cn/xinwen_mhg_xx.asp?id=162396
654262293 发表于 2014-12-22 10:10
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煤化工国家政策转向
作者/来源： 日期： 2014-12-22 点击率：3
中国已经向世界承诺，“在2030年左右二 ...
十三五煤制气的150亿还是300亿规模对眼下的这些煤制气项目影响可就大了！呵呵
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