煤制天然氣作為我國現(xiàn)代煤化工的熱點(diǎn)，近年來取得快速發(fā)展。2010年國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于規(guī)范煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展有關(guān)事項的通知》，規(guī)范和引導(dǎo)煤制天然氣產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。以此為指導(dǎo)思想，2009~2012年，大唐克旗、大唐阜新、內(nèi)蒙古匯能和新疆慶華煤制天然氣項目陸續(xù)得到國家發(fā)改委的核準(zhǔn)并開工建設(shè)，產(chǎn)能共計151億立方米/年。為了進(jìn)一步促進(jìn)煤制天然氣等產(chǎn)業(yè)發(fā)展，2012年國家發(fā)改委組織開展關(guān)于煤炭深加工升級示范的規(guī)劃和政策研究工作，制定了“十二五”期間包括煤制天然氣項目在內(nèi)的煤炭深加工發(fā)展的產(chǎn)業(yè)化目標(biāo)，在資源轉(zhuǎn)化效率、技術(shù)裝置自主化和生態(tài)環(huán)境保護(hù)等方面提出更高的要求，嚴(yán)格控制盲目發(fā)展。2013年至2014年國家陸續(xù)批準(zhǔn)了17個煤制天然氣項目開展前期工作，項目分布于新疆、內(nèi)蒙古、山西、安徽等煤炭產(chǎn)地，產(chǎn)能共計722億立方米/年。

     截至2014年底，已投產(chǎn)煤制天然氣產(chǎn)能僅31.05億立方米/年，建設(shè)中產(chǎn)能139.95億立方米/年，前期工作項目產(chǎn)能702億立方米/年。

     已投產(chǎn)的3個煤制天然氣項目仍處于運(yùn)行初期，達(dá)到70%左右的試運(yùn)行負(fù)荷狀態(tài)。截至2014年底，共計生產(chǎn)天然氣約7億方（詳見表1）。預(yù)計經(jīng)過整改實現(xiàn)高負(fù)荷穩(wěn)定運(yùn)行后，2015年多數(shù)項目有望達(dá)到設(shè)計指標(biāo)，按照目前的出廠價格，煤制天然氣項目能夠達(dá)到煤化工項目的平均收益水平。

     進(jìn)入前期工作階段的項目觀望氣氛濃厚，其中只有260億立方米/年的產(chǎn)能在積極推進(jìn)，卻又面臨各地區(qū)環(huán)保和節(jié)能指標(biāo)的影響，舉步維艱。

     除了上述單獨(dú)以天然氣為產(chǎn)品的煤炭轉(zhuǎn)化項目，近年來部分新建煤化工項目也聯(lián)產(chǎn)少量天然氣或LNG產(chǎn)品，成為煤制天然氣的另一股新生力量。包括：已投產(chǎn)的云南先鋒化工有限公司20萬噸/年煤經(jīng)甲醇制汽油聯(lián)產(chǎn)15萬噸/年LNG（折天然氣約2億立方米/年），在建的中煤鄂爾多斯能源化工有限公司年產(chǎn)200萬噸合成氨、350萬噸尿素、8億立方米天然氣項目（一期已投產(chǎn)），等等。聯(lián)產(chǎn)型煤制天然氣項目具有煤化工建設(shè)經(jīng)驗豐富、建設(shè)周期短、產(chǎn)業(yè)鏈完整、靠近市場等諸多優(yōu)勢，取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。

     樂觀估計，上述在建項目全部落地，前期工作項目進(jìn)展順利，2020年可形成300~400億立方米/年的煤制天然氣產(chǎn)能。 

表1 煤制天然氣已投產(chǎn)和在建項目匯總 

  

    天然氣對于我國優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、改善環(huán)境質(zhì)量、推動能源消費(fèi)革命發(fā)揮著重要作用。近年國家政策密集出臺，加大天然氣發(fā)展力度，并支持煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展。2013年4月《大氣污染防治行動計劃》（國發(fā)[2013]37號）將“加大天然氣、煤制天然氣、煤層氣供應(yīng)”作為治理污染的重要措施。2014年4月《發(fā)展改革委關(guān)于建立保障天然氣穩(wěn)定供應(yīng)長效機(jī)制若干意見》（國發(fā)辦[2014]16號），提出“到2020年天然氣供應(yīng)能力達(dá)到4000億立方米，力爭達(dá)到4200億立方米”。2014年11月《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》（國辦發(fā)[2014]31號）（以下簡稱《行動計劃》），提出2020年天然氣在一次能源消費(fèi)中的比重提高到10%以上，積極發(fā)展煤制天然氣等替代能源。

     除了強(qiáng)大的政策驅(qū)動力量，天然氣市場需求保持增長，天然氣市場化定價機(jī)制的逐步推進(jìn)，煤制天然氣主要工藝技術(shù)的發(fā)展成熟，煤炭清潔高效轉(zhuǎn)化的迫切需要，均為煤制天然氣產(chǎn)業(yè)創(chuàng)造了有利的發(fā)展空間。

     根據(jù)我國常規(guī)天然氣產(chǎn)能建設(shè)和開發(fā)情況，2020年常規(guī)天然氣僅能達(dá)到供應(yīng)能力的45%左右，非常規(guī)氣（煤層氣、頁巖氣、煤制天然氣等）在我國天然氣供應(yīng)中的占比將進(jìn)一步提高。按照《行動計劃》提出的2020年目標(biāo)：“年產(chǎn)常規(guī)天然氣1850億立方米，頁巖氣產(chǎn)量力爭超過300億立方米，煤層氣產(chǎn)量力爭達(dá)到300億立方米”，結(jié)合2020年我國煤制天然氣產(chǎn)量300億立方米進(jìn)行預(yù)測，煤制氣在國內(nèi)天然氣供應(yīng)占比將達(dá)到11%（見圖1）。

 
 

      由于煤制天然氣為大型煤炭清潔轉(zhuǎn)化過程，集成了凈化、合成等化工單元，不僅污染物排放低于其他以燃燒為主的煤炭利用過程，而且提供了更加清潔的能源產(chǎn)品。根據(jù)國家能源結(jié)構(gòu)調(diào)整方向，天然氣的新增市場主要來自集中供熱和居民自采暖部門。按照2020年煤制天然氣產(chǎn)量300億立方米、原煤含硫量1%進(jìn)行計算，按等熱值折算可替代分散燃煤3600萬噸標(biāo)準(zhǔn)煤/年。煤制天然氣選取已投產(chǎn)項目的典型排放數(shù)據(jù)，分散燃煤基本無脫硫脫硝措施，那么煤制天然氣用于替代分散燃煤可減少SO2、NOx和粉塵分別為60萬噸/年、15萬噸/年、70萬噸/年，分別占2013年京津冀地區(qū)排放總量的約40%、7%和50%。煤制天然氣用于替代分散燃煤對于治理霧霾改善環(huán)境作用顯著。

    由于油氣的替代關(guān)系，不可否認(rèn)油價的長周期變化對氣價存在著間接影響。但是從直接聯(lián)系看，世界各地區(qū)天然氣定價機(jī)制存在顯著差異，僅部分地區(qū)氣價與油價存在直接關(guān)聯(lián)，并且氣價與油價脫鉤已逐漸成為世界天然氣貿(mào)易定價的新趨勢。參考國際天然氣聯(lián)盟2013年發(fā)布的全球天然氣批發(fā)價格調(diào)查結(jié)果，主要包括三大類定價方式：第一類，在北美和部分歐洲等地區(qū)，氣價完全由市場競爭形成，與油價無直接關(guān)系，該部分天然氣占全球天然氣總消費(fèi)量比例約40%，居首位。第二類，采用管制定價（基于服務(wù)成本、社會政治成本或低于成本價格）的天然氣占比約35%，主要存在于俄羅斯、中東和非洲等地區(qū)，這部分氣價與油價也無關(guān)。第三類，在歐洲以及亞太的部分地區(qū)，氣價與競爭性燃料價格掛鉤（如石油、柴油或燃料油），從而形成與油價掛鉤的關(guān)系，占全球天然氣總消費(fèi)量比例約20%。若加上中國近兩年非居民用氣定價過渡為與替代能源掛鉤，這一比例應(yīng)修正為21%左右。不同定價方式中，與油價掛鉤的氣價是市場競爭定價的兩倍。近年來由于需求平穩(wěn)，進(jìn)口來源日益多元化，歐洲和亞太部分地區(qū)正逐步由與油價掛鉤轉(zhuǎn)向市場競爭定價。預(yù)計未來氣價與油價掛鉤的貿(mào)易量將呈總體下降趨勢，有效緩解亞太地區(qū)溢價嚴(yán)重的現(xiàn)象。

     我國當(dāng)前的天然氣價格形成機(jī)制以及與國際油價關(guān)系比較復(fù)雜，供應(yīng)側(cè)（出廠價或邊境價）與消費(fèi)側(cè)（門站價）的定價機(jī)制完全不同，前者與油價無直接關(guān)系，后者與油價掛鉤，整體來看仍是以政策指導(dǎo)為主的價格形成體系。

     首先來看供應(yīng)側(cè)，目前我國天然氣來源為國產(chǎn)天然氣、進(jìn)口LNG、進(jìn)口管道氣，定價機(jī)制呈“三足鼎立”之態(tài)。國產(chǎn)天然氣基于成本加成原則定價，根據(jù)國家發(fā)改委《關(guān)于提高國產(chǎn)陸上天然氣出廠價格基準(zhǔn)價格的通知》（發(fā)改電[2010]211號），國產(chǎn)氣供工業(yè)的出廠價為1.2~1.6元/方，加上國家規(guī)定的管輸費(fèi)，以及配送等其他環(huán)節(jié)0.5~0.7元/方的合理費(fèi)用，至上海門站的成本價約為2.4~3.0元/方。進(jìn)口氣多為長期協(xié)議價格，價格隨油價波動變化幅度較小，其中進(jìn)口LNG合同價格僅在一定程度上與原油價格（日本LNG定價公式）掛鉤；進(jìn)口管道氣一部分采用“雙邊壟斷”的政府談判價，一部分采用與油價掛鉤。根據(jù)《關(guān)于調(diào)整進(jìn)口天然氣稅收優(yōu)惠政策有關(guān)問題的通知》（財關(guān)稅[2014]67號），結(jié)合2011年至2014年海關(guān)數(shù)據(jù)分析，天然氣進(jìn)口完稅價格波動幅度不大。其中，進(jìn)口管道氣完稅（含進(jìn)口增值稅扣除倒掛補(bǔ)貼、外貿(mào)手續(xù)和銀行財務(wù)費(fèi)等，下同）后輸送至上海門站的成本價約為3~3.6元/方；LNG進(jìn)口價格明顯呈兩極分化，以2014年為例，早期簽約項目進(jìn)口完稅價折每立方米1.5~2.3元/方，近期簽約項目進(jìn)口完稅價折每立方米3.6~4.4元/方。上述三種來源的天然氣價格都沒有與油價直接掛鉤。

     其次來看消費(fèi)側(cè)。我國天然氣門站價執(zhí)行“市場凈回值法”的政府指導(dǎo)價，即中心市場的可替代能源比價倒扣管輸費(fèi)作為地區(qū)門站價，實行最高上限價格管理，該上限指導(dǎo)價與油價關(guān)系緊密。該政策自2013年6月出臺，通過三步調(diào)整于2015年4月1日到位，即最新發(fā)布的《國家發(fā)展改革委關(guān)于理順非居民用天然氣價格的通知》（發(fā)改價格[2015]351號）。屆時，存量增量氣價雙軌合一，非居民氣最高門站價格將與計算期內(nèi)的液化石油氣和燃料油價格掛鉤，并定期調(diào)整。根據(jù)定價計算公式，結(jié)合2009至2014年我國海關(guān)液化石油氣和燃料油價格以及相應(yīng)的國際原油價格和美元匯率，按照線性關(guān)系進(jìn)行簡單擬合，得出上海市場最高門站價與國際油價的關(guān)系為：上海市場最高門站價格（元/方）=0.0245×布倫特原油價格（美元/桶）+0.6829，相關(guān)系數(shù)為r=0.92。取2014年下半年平均國際油價89.2美元/桶，則可算出上海市場最高門站價為2.87元/方，與351號文給出的并軌后上海地區(qū)最高門站價2.88元/方基本一致。

     綜上分析，為了簡化表達(dá)我國氣價與油價的關(guān)系，現(xiàn)將供應(yīng)側(cè)（出廠價或邊境價）與消費(fèi)側(cè)（門站價）的定價繪于一張圖內(nèi)，均以國際油價為橫坐標(biāo)。則供應(yīng)側(cè)氣價存在幾個固定區(qū)間短期幾乎不隨油價波動，長期呈正相關(guān)變化趨勢，而消費(fèi)側(cè)氣價與油價線性正相關(guān)。

 

     按照我國天然氣發(fā)展政策，進(jìn)口天然氣、非常規(guī)天然氣將是供應(yīng)增長的主要力量，均屬于較高價格貨源。若以3.0~4.0元/方作為門站價倒推，需要油價高達(dá)95~135美元/桶才能夠支撐?？梢?，當(dāng)前我國以政策指導(dǎo)為主的天然氣價格形成機(jī)制，是考慮社會承受能力的，保護(hù)了消費(fèi)、抑制了多元化供應(yīng)。從短期來看，天然氣價格更加緊密地跟隨大宗能源價格波動。長遠(yuǎn)來看，這只是半市場化的過渡方案，最終目標(biāo)是建立有效的競爭性市場，天然氣價格由市場供需關(guān)系決定，有利于推進(jìn)創(chuàng)新、優(yōu)化市場、增加供給。

    過去十年，我國天然氣消費(fèi)快速增長，得益于經(jīng)濟(jì)社會快速發(fā)展、儲運(yùn)設(shè)施不斷完善和長期的價格優(yōu)勢。中石油和化學(xué)工業(yè)聯(lián)合會最近發(fā)布的《我國天然氣發(fā)展面臨的不確定因素》顯示，2014年我國天然氣表觀消費(fèi)量為1800億立方米，同比增長7.4%，對外依存度達(dá)32.2%。這是近十年來我國天然氣消費(fèi)增速首次降至10%以內(nèi)。隨著國家經(jīng)濟(jì)增速的放緩和天然氣價格水平的提高，支持天然氣快速發(fā)展的基本因素已經(jīng)轉(zhuǎn)變，生態(tài)環(huán)境保護(hù)和能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化將取代資源和價格成為未來推動我國天然氣需求增長的最主要驅(qū)動力量。特別是在全球天然氣市場供需寬松、亞太市場LNG價格回落的環(huán)境下，國家必將加大液化天然氣和管道天然氣進(jìn)口力度。長期來看，作為公共能源產(chǎn)品，充分競爭市場將使天然氣達(dá)到合理利潤高下的均衡價格，譬如電價的模式。

    已投產(chǎn)的煤制天然氣項目（見表1）天然氣出廠價基本與所在地2015年4月即將執(zhí)行的最高門站價一致，LNG相應(yīng)的附加液化環(huán)節(jié)的增值部分（增值約0.5~0.6元/方）。雖然原則上政府指導(dǎo)的最高門站價不對煤制天然氣等非常規(guī)氣的出廠價進(jìn)行約束，但實際仍是供需雙方協(xié)商的主要參考依據(jù)。

     以新疆某煤制天然氣項目為例，享受地方政府補(bǔ)貼后的出廠價為1.8元/方，接近當(dāng)?shù)刈罡唛T站氣價1.85元/方。經(jīng)測算，該出廠價高于完全成本1.6元/方（財務(wù)基準(zhǔn)收益率（稅前）為11%，原料煤價格200元/噸）。在當(dāng)前的較低原油價格下，煤制天然氣項目如能保證滿負(fù)荷運(yùn)行并達(dá)到設(shè)計指標(biāo)，是能夠?qū)崿F(xiàn)盈利的。

     以下從兩個層次分析不同油價對應(yīng)的煤制天然氣項目競爭力。

    暫以“市場凈回值法”的天然氣最高門站價作為煤制天然氣出廠價。按照上一節(jié)擬合得出的上海市場最高門站價與國際油價的關(guān)系式，倒扣運(yùn)費(fèi)1.03元/方，得到新疆地區(qū)煤制天然氣出廠價（元/方）=0.0245×布倫特原油價格（美元/桶）+0.6829-1.03。

     依據(jù)出廠價和油價的定量關(guān)系，可測算不同油價下煤制天然氣項目可承受的最高煤價。選取新疆地區(qū)典型煤制天然氣項目的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，總規(guī)模40億立方米/年，以煤為原料，經(jīng)過固定床氣化、變換、凈化、甲烷化得到合成天然氣，總投資250億元，稅前財務(wù)基準(zhǔn)收益率取11%。在不同原油價格下，以相應(yīng)的天然氣門站價作為預(yù)測出廠價，計算出煤制天然氣項目在財務(wù)內(nèi)部收益率（IRR，稅前）達(dá)到基準(zhǔn)值11%時的最高臨界煤價，如圖3。在油價變化時，只要煤價低于該最高臨界煤價，新疆地區(qū)的煤制天然氣項目將具有競爭力。

 
 

     當(dāng)國際原油價格高于90美元/桶時，按“市場凈回值法”及2014年能源產(chǎn)品數(shù)據(jù)計算的新疆地區(qū)天然氣出廠價為1.858元/方，相應(yīng)的5000kcal/kg原煤價格低于257元/噸時，煤制天然氣項目的稅前IRR可達(dá)到11%以上，具有較強(qiáng)的競爭力。當(dāng)國際原油價格低于70美元/桶時，對應(yīng)的最高臨界煤價低于82元/噸，接近甚至低于煤炭開采成本。可見，若以70美元/桶對應(yīng)的“市場凈回值法”天然氣最高門站價作為煤制天然氣出廠價，將接近煤制天然氣項目的最低警戒線。

 

      煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)性對天然氣價格極為敏感，項目收益率與油價正相關(guān)。若仍按照上述天然氣出廠價和油價的定量關(guān)系，在油價90美元/桶（對應(yīng)新疆地區(qū)天然氣出廠價為1.858元/方）的基礎(chǔ)上，在煤價257元/噸和總投資250億元不變的前提下，油價每升高10美元（增加11%），煤制天然氣項目的稅前IRR相應(yīng)升高4.5個百分點(diǎn)左右。此外，煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)性對建設(shè)投資也比較敏感，在煤價和油價不變的前提下，項目建設(shè)投資增加11%（由250億元增至278億元），稅前IRR相應(yīng)下降2個百分點(diǎn)左右。由此粗略推算，在天然氣出廠價等于與油價掛鉤的假設(shè)下，若項目投資增加11%，煤制天然氣項目的最低警戒線將升高5美元，由70美元/桶升至75美元/桶。

    上述與油價掛鉤的方法僅是簡化假設(shè)，不符合真實情況。煤制天然氣項目與油價的關(guān)系遠(yuǎn)比上述定量結(jié)果復(fù)雜，油價波動影響并不直接顯現(xiàn)，實際還與其他因素有關(guān)。第一，煤制天然氣作為非常規(guī)氣之一，理論上不受政府指導(dǎo)的最高門站價限制，供氣企業(yè)可與下游用戶單獨(dú)簽訂購銷和運(yùn)輸合同，出廠價格由市場決定。第二，為保障市場平穩(wěn)運(yùn)行，政府指導(dǎo)的最高門站價公式并非一成不變，不排除油價波動過大時公式系數(shù)調(diào)整的可能性。第三，由于天然氣的價格構(gòu)成比較復(fù)雜，我國乃至亞太地區(qū)的天然氣價格隨油價變化反應(yīng)遲緩，存在半年以上的滯后期。

 

發(fā)改價格[2013]1246號；發(fā)改價格[2015]351號

    回顧2013年至2015年的兩次增量氣調(diào)價，并結(jié)合各階段國際油價情況，可以得出實際規(guī)律如表2：在近期50美元左右的極低油價時，新疆門站價1.85元/方；在50~110美元時，新疆門站價2.29元/方。可見，實際上煤制天然氣項目具有承受極低油價的能力。長遠(yuǎn)來看，如果參考華東市場LPG價格隨國際油價的變化規(guī)律按照等熱值折算，50美元/桶時對應(yīng)的等熱值天然氣價格約為2.7元/方。在我國當(dāng)前的天然氣價格水平下，煤制天然氣項目可承受50美元左右的極低油價。

     綜上所述，相比于其他與油價相關(guān)性更強(qiáng)的煤化工產(chǎn)品，煤制天然氣的緩沖能力更強(qiáng)，油價波動不會造成直接影響。長期來看，我國天然氣市場處于以產(chǎn)定需局面，人均消費(fèi)水平遠(yuǎn)低于世界平均值，在我城鎮(zhèn)化發(fā)展和清潔能源需求的驅(qū)動下，我國天然氣消費(fèi)量和消費(fèi)價格仍處于上行通道。煤制天然氣相比于非常規(guī)天然氣和進(jìn)口天然氣仍然具有競爭優(yōu)勢。

    煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)性對天然氣價格敏感，增加了煤制氣項目的不確定性。為了克服外界不利影響，把風(fēng)險控制在最低水平，煤制天然氣項目需采取有針對性的措施和策略。

    按照我國天然氣發(fā)展政策，進(jìn)口天然氣、非常規(guī)天然氣將是供應(yīng)增長的主要力量。比較幾種貨源從生產(chǎn)輸送至用戶的成本來看，煤制天然氣的成本與煤層氣相當(dāng)，低于頁巖氣，比進(jìn)口氣價格低約0.4~1.5元/方，具有強(qiáng)勁的市場競爭優(yōu)勢。然而剛投產(chǎn)和在建項目由于前期工作不足，導(dǎo)致試產(chǎn)階段產(chǎn)生不同程度的問題，包括煤種適應(yīng)性和廢水處理等環(huán)節(jié)。實際上，這些問題在我國煤化工幾十年發(fā)展經(jīng)驗中均能找到解決答案，在建和后續(xù)項目吸取經(jīng)驗教訓(xùn)可實現(xiàn)較好收益。

    按照本文研究的煤制天然氣在不同油價下的競爭力關(guān)系，在內(nèi)蒙古及新疆等西部地區(qū)，煤炭價格低廉，供應(yīng)充足，煤制天然氣項目的競爭優(yōu)勢較為明顯，風(fēng)險相對較小。通過將煤炭轉(zhuǎn)化為天然氣，輸送至東部地區(qū)，解決了西部煤炭轉(zhuǎn)化產(chǎn)品難以長距離運(yùn)輸?shù)碾y題。

     以管道氣為主的項目在天然氣定價上缺乏主動權(quán)，出廠價易受管道氣執(zhí)行的最高門站價左右，因此項目需要達(dá)到較大的經(jīng)濟(jì)規(guī)模，保證穩(wěn)定生產(chǎn)和控制成本是核心競爭要素。由于規(guī)模較大，副產(chǎn)大量高濃度二氧化碳，對于有條件的項目，應(yīng)注重探索實施二氧化碳驅(qū)油等綜合利用措施，減排的同時提高效益。針對長距離運(yùn)輸管網(wǎng)和配套基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)等，國家和地方政策應(yīng)加強(qiáng)支持。

    近年來，中東部地區(qū)天然氣需求缺口擴(kuò)大，傳統(tǒng)的煤制合成氨和甲醇行業(yè)涌現(xiàn)一批改擴(kuò)建或新建的聯(lián)產(chǎn)天然氣項目。除了表1中列出的云南先鋒項目和中煤圖克項目之外，其他以改擴(kuò)建項目為主，生產(chǎn)規(guī)模較小，產(chǎn)品均為液化天然氣（LNG）。這部分產(chǎn)品主要消費(fèi)于交通運(yùn)輸、工業(yè)燃料等領(lǐng)域以及主干管網(wǎng)無法到達(dá)的偏遠(yuǎn)城鎮(zhèn)，不受國家天然氣門站價上限管制，市場已經(jīng)初步形成，并仍在快速增長，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。項目大部分位于河北、山東、山西、河南、江蘇、安徽等中東部省區(qū)。這些省區(qū)是我國糧棉主產(chǎn)區(qū)，化肥季節(jié)性需求波動大，而燃煤污染和霧霾天氣嚴(yán)重，冬季天然氣需求大，聯(lián)產(chǎn)天然氣具有互補(bǔ)調(diào)峰的優(yōu)勢。

     將來我國天然氣的新增市場主要來自集中供熱和居民自采暖部門，因此季節(jié)性供需缺口將迅速擴(kuò)大。按照2020年我國天然氣需求4000億立方米計算，儲氣調(diào)峰能力需超過500億立方米，《天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃》中重點(diǎn)儲氣庫項目合計設(shè)計工作氣量257億立方米，即便全部投產(chǎn)，再考慮進(jìn)口LNG接收站的調(diào)峰能力，仍有接近100億立方米的能力缺口。根據(jù)2014年LNG市場價格變化情況，山東地區(qū)旺季可高達(dá)3.5~4元/方，同一地區(qū)的淡旺季價差可高達(dá)0.5~0.9元/方。中東部地區(qū)建設(shè)聯(lián)產(chǎn)天然氣可適當(dāng)承擔(dān)調(diào)峰能力，發(fā)揮靠近市場和靈活生產(chǎn)的優(yōu)勢，化解傳統(tǒng)煤化工過剩產(chǎn)能，提高煤制天然氣項目的經(jīng)濟(jì)和社會效益。

      煤制天然氣產(chǎn)業(yè)對于增加我國油氣供給、促進(jìn)全國終端能源需求結(jié)構(gòu)優(yōu)化、減少大氣污染具有積極作用。其前提是煤制天然氣的能效、水耗、環(huán)保指標(biāo)均能達(dá)到現(xiàn)代煤化工升級示范的基本要求，即全廠能效≥56%（固定床氣化），煤耗≤2.3噸標(biāo)煤/千標(biāo)方天然氣，新鮮水耗≤5.5噸/千標(biāo)方天然氣，同時嚴(yán)格執(zhí)行環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)。由此體現(xiàn)煤制天然氣高效、清潔、安全等優(yōu)點(diǎn)，促進(jìn)行業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展，響應(yīng)國家能源戰(zhàn)略行動計劃，加快煤炭利用方式的轉(zhuǎn)變，成為我國清潔能源的重要角色之一。來源：化化網(wǎng)煤化工