煤制天然气行业研究报告Final

信永中和会计师事务所（特殊普通合伙）2014年12月24日煤制天然气行业研究报告目录页码第一部分行业概况2第二部分行业环境分析11第三部分行业产业链分析19第四部分行业竞争分析23第五部分行业趋势分析29第六部分附录38第一部分行业概况行业界定/分类行业特点行业发展现状传统煤化工行业产能严重过剩，国家政策不断收紧。煤炭能源作为我国能源结构的重要组成，对于确保我国能源供应安全具有至关重要的作用。而煤化工产业作为实现煤炭资源高效利用的有力手段，直接关系到国家能源战略发展规划。传统煤化工产业包括合成氨、电石和焦化三个子行业，产品主要为焦炭、合成氨、甲醇和电石等。目前，我国传统煤化工产品生产规模均居世界第一，合成氨、甲醇、电石和焦炭产量分别占全球产量的32%、28%、93%和58%。传统煤化工产品处于阶段性供大于求状态，产能具有一定程度过剩。淘汰落后产能成为传统煤化工结构调整的必然。作为实现煤炭资源高效利用的有力手段，新型煤化工产业成为中国煤化工的未来之路。2013年，我国焦炭行业平均产能利用率仅约74%，过剩产能在1.5亿吨以上。2013年，我国尿素产量3333万吨，行业产能利用率将不足75%。预计到“十二五”末全国尿素产能将突破9000万吨，过剩产能约3000万吨。焦化及尿素行业亏损面均在40%左右。新型煤化工产业快速发展，煤制气项目受到国家重点支持。在“十二五”重点组织实施现代煤化工产业升级示范项目建设的背景下，我国新型煤化工产业快速发展。我国在建、拟建的煤制烯烃项目有60余个、煤制天然气项目60余个、煤制油项目10余个。新型煤化工以生产洁净能源和可替代石油化工的产品为主，主要包括：-煤制甲醇、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇、煤制油等煤制天然气可将劣质褐煤转换成高质量、高热量的清洁能源，不仅是我国现代煤化工的代表，还是国家战略型项目，受到政策重点支持。煤制天然气行业范畴燃气生产和供应业

指利用煤炭、油、燃气等能源生产燃气，或利用畜禽粪便和秸秆等农作物、农村废弃物生产沼泽气，或外购液化石油气、天然气等燃气，并进行输配，向用户销售燃气的活动，已经对煤气、液化石油气、天然气输配，向用户销售燃气的活动，以及对煤气、液化石油气、天然气输配及使用过程中的维修和管理活动。

D电力、热力、燃气及水生产和供应业燃气生产和供应业新型煤化工项目建设周期较长，前期工程资金投入巨大，呈现大型化特点。现代新型煤化工项目建设周期较长，从立项到建成一般需要4-6年，而投资回收周期一般在7-8年左右。在新型煤化工中，煤制天然气项目单位投资额最高，每亿立方米的单位投资额平均为6亿元/。“十二五”规划中，新疆现代煤化工项目投资额高达8773亿元，四川省由于只有一个煤制气项目，故投资较少。化工行业属于高耗能、高排放产业，其能源消耗高出全国平均水平的10倍以上。新型煤化工受技术制约，除煤制天然气之外，其他产品的能源转换效率都处于煤炭产业链的较低水平。据《国家发展改革委关于规范煤化工产业有序发展的通知》显示，新型煤化工行业能源消耗和二氧化碳排放强度均高出全国平均水平。煤炭全生命周期能量利用效率对比（%)过程过程效率全生命周期效率开采环节

100100加工环节

80-9580-95使用环节发电行业37.4-40.229.9-38.2钢铁行业96.2-97.877.0-92.9建材行业30.0-40.024.0-38.0煤化工行业31.6-54.325.3-51.6现代新型煤化工也是技术密集型产业，其技术、装备投入占比高达60%。自2006年至2020年，中国煤化工总计投资1万多亿元，其中装备费用将占50%，技术费用占10%。气化炉是煤化工，尤其是煤制天然气项目的关键设备之一，其投资额占一个煤化工项目总装备投资的25%-30%，与空分装备一起具有较高的技术壁垒。新型煤化工产业工艺路线、装备集成、煤质影响、污水处理等问题错综复杂，一些工艺技术路线国内尚不成熟，仍处于探索阶段，例如煤制油工艺、煤间接液化工艺

。在新型煤化工中，煤制天然气较其他产品能源转化率最高，碳排放量、耗煤量、耗水量明显低于其他煤基产品。煤制天然气具有良好的经济性，在现代新型煤化工行业中发展前景较好。新型煤化工路径经济效益技术成熟度工业化案例市场需求发展前景相关单位或公司煤制天然气较好，现阶段我国天然气的成本约为1.5-2.5元/标方，而民用天然气售价约2.5-3.0元/标方国外技术成熟，国内相对较弱德国鲁奇公司技术应用于美国太平原389万/Nm3/d；国内尚未实现大规模商业化运行我国天然气需求旺盛，至2020年供需缺口将持续加大★★★★★潞安、神华、中煤、兖矿、中石化、大唐、庆华、新疆龙宇能源等煤制烯烃在“高油价，低煤价”下，与石油基聚烯烃相比，煤制烯烃具有明显成本优势国内技术较为成熟，但建成项目不多国内DMTO技术神华包头项目；MTP技术神华宁夏煤业；大唐国际多伦项目烯烃产品下游需求量大，煤制烯烃是最有希望取代传统石脑油制烯烃方法的路线★★★★中煤、神华、中石化、青海煤业、河南煤业等煤制乙二醇具有较好的经济可行性技术较为成熟，中科院福建物构所成功完成世界首创万吨级煤制乙二醇工业化示范丹华科技通辽金煤一期20万吨煤制乙二醇项目已达到设计产能的90%乙二醇应用广泛，市场需求大，但国内自给率仅为34%★★★中石化、中石油、永金化工、华鲁恒升、内蒙古开滦化工等煤制油具有一定的经济可行性，受国际油价波动影响较大技术瓶颈有待打破，但已具备一定的工业化基础神华集团100万吨煤炭直接液化项目；伊泰16万吨/年和潞安16万吨/年煤制油项目预计2015年我国石油对外依存度将超过60%，发展煤制油具有较高的战略性意义★★神华宁煤、潞安、兖矿、中海油、伊泰等目前，获国家批准的煤制天然气项目超过60个，其产能将到达2600亿立方。截至2013年10月，中国已立项的煤制气项目约60-70个左右，已有20多个项目获得批准，后续预计还有10多个项目将陆续拿到“路条”，大量煤制气项目仍处于规划阶段，距投入商业运行仍需4-5年，这些项目总产能将超2600亿方,预计总投资将近1.5万亿。已立项煤制天然气项目中，投产项目2个，施工项目12个，设计中项目8个，处于立项和前期工作的项目共29个。第二部分行业环境分析政策环境市场环境技术环境国家产业政策规范准入门槛，推进煤制天然气产量快速增长。文件名称相关内容来源石化产业调整和振兴规划稳步开展煤化工示范：重点抓住现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等五类示范工程，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的新途径。国务院办公厅关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见稳步开展现代煤化工示范工程建设，今后三年原则上不再安排新的现代煤化工试点项目。国家发改委关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知煤制天然气产业的发展思路：综合考虑资源承载、能源消耗、环境容量、天然气管网、区域市场容量等配套条件，合理布局煤制天然气气源点，优先安排煤炭调出区煤制天然气项目；鼓励采用自主知识产权技术和国产化设备项目；鼓励节能节水降耗新工艺、新技术的应用，贯彻循环经济理念，做好环境保护工作；发展煤、电、气、化多联产，最大限度地提高能效；与天然气管道规划衔接，落实外输通道和天然气销售市场，大力开发和推广天然气终端高效利用方式。在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发展改革委统一核准。国家发改委关于促进新疆工业、通信业和信息化发展的若干政策意见优先在伊犁、准东等煤炭主产地发展煤制烯烃、乙二醇等现代煤化工项目，发挥钾盐资源优势，注重钾盐副产品综合利用。氯碱行业要向上下游一体化发展，提升资源使用效能。工业和信息化部关于规范煤化工产业有序发展的通知切实加强煤化工产业的调控和引导，禁止建设以下项目：年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，年产100万吨及以下煤制甲醇项目，年产100万吨及以下煤制二甲醚项目，年产100万吨及以下煤制油项目，年产20亿立方米及以下煤制天然气项目，年产20万吨及以下煤制乙二醇项目。国家发改委外商投资产业指导目录《外商投资资产指导目录（2011年修订）》中与2007年指导目录相比调整之处包括：为抑制部分行业产能过剩和盲目重复建设，将多晶硅、煤化工等条目从鼓励类删除。国家发改委商务部国家推行天然气价改，解决天然气市场产品缺乏议价权的尴尬。政策规划规划及政策中关于天然气价改的主要内容天然气十二五规划一、建立反映资源稀缺程度和市场供求变化的天然气价格形成机制，加快理顺天然气与可替代能源的比价关系，充分发挥价格在调节供求关系中的杠杆作用，并为天然气价格最终市场化奠定基础。二、研究建立上中下游价格联动机制。三、鼓励天然气用气量季节差异较大的地区，研究推行天然气季节差价和可中断气价等差别性气价政策，引导天然气合理消费，提高天然气利用效率，鼓励天然气生产企业，下游用户通过多种渠道积极参与储气调峰设施的建设，支持发展可中断、可转换、可调节的天然气用户。四、研究建立国家级天然气交易市场问题。能源发展“十二五”规划深入推进天然气价格改革，在总结广东、广西试点经验的基础上，建立反映资源稀缺程度和市场供求关系的天然气价格形成机制，逐步理顺天然气与可替代能源比价关系，建立上下游价格合理传导机制。研究推行天然气季节性差价和可中断气价等差别性价格政策，页岩气出厂价格实行市场定价。天然气利用政策继续深化天然气价格改革，完善价格形成机制，加快理顺天然气价格与可替代能源比价关系；建立并完善天然气上下游价格联动机制；鼓励天然气用气量季节差异较大的地区，研究推行天然气季节差价和可中断气价等差别性气价政策，引导天然气合理消费，提高天然气利用效率；支持天然气贸易机制创新。天然气供需缺口逐年扩大，煤制天然气成为有益补充，未来具有较大市场空间。我国煤制天然气市场空间预测（亿立方米）年份201520202030天然气需求量230038005200已有资源供应量211035004800新建煤制天然气项目市场空间190300400我国进口天然气依赖度不断增加，能源安全面临巨大不确定性，发展煤制天然气具有战略意义。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。2013年，我国天然气进口首次超过30%，根据已签署合同，到2015年进口依存度将超过35%。从国家能源安全战略出发，缺口完全依赖进口将导致我国能源安全面临巨大不确定性，发展煤制天然气是最为现实的途径之一。天然气价改推行打开产业利润空间，相较国产天然气及进口天然气，煤制天然气价格竞争力显著。国产天然气方面，以北京市为例，根据2013年7月国家天然气价格改革方案，增量气门站价格为3.14元/Nm3。2013年12月24日刚投产供气的大唐克什克腾旗煤制天然气项目与中石油签订的供销协议结算价为2.75元/Nm3，比增量气门站价低0.39元/Nm3，煤制气相比国内自产气价格竞争力显著。进口天然气方面，以新疆40亿立方米煤制气项目为例，其煤制天然气价格与进口中亚气相比具有较大竞争优势。新疆煤制天然气与中亚进口气价格比较表（元/立方米）项目参数新疆煤制天然气出厂价

（煤炭150-250元/吨）1.73-2.05中亚进口气到霍尔果斯完税价

（国际油价80-100美元/bbl）2.1-2.5煤制天然气相对中亚进口气价格优势0.05-0.77煤制天然气关键技术研发实现新突破，各项常规技术已取得较广泛发展。开发先进的煤气化技术对煤炭行业发展煤化工有着重要意义。现阶段我国已基本具备了大型关键设备的国产化条件，各项常规技术已较广泛的应用和发展原料煤气化变换净化甲烷化SNG粗煤气变换气净化气煤气化技术：大部分技术基本成熟、需进一步提升改进和发展固定床气化废水：酚、起泡COD、氨氮，最复杂的废水处理系统水煤浆：氨氮最高，相对固定床较简单废水处理及零排放：现有技术基本解决煤化工污水处理达标，但实现零排放仍是巨大考验气流床气化气体冷却剂能量回收：激冷、半废锅、全废锅煤的形状：粉煤气化、水煤浆喷嘴：单喷嘴、多喷嘴保温：保温砖、水冷壁组合气化气流床气化+固定床气化流出床气化+固定床气化时下常用的煤气化技术主要有： -碎煤固定床加压气化工艺 -水煤浆气化工艺 -粉煤加压气化工艺其中，碎煤固定床加压气化工艺的生产成本最低，而水煤浆气化工艺的生产成本最高。煤制天然气甲烷化技术仍需引进，但国内甲烷化技术阶段性成果不容忽视。我国煤制天然气合成气甲烷化技术及极少部分关键设备，如高压蒸汽过热器、循环气压缩机等仍然需要从国外引进，但国内已在甲烷化技术方面开展了重点研究，并取了阶段性成果。煤制甲烷化技术分为直接法和间接法，目前间接法是主流应用工艺，具体技术有以下几种：技术名称技术特点催化剂丹麦托普索（Topsoe)公司TREMP甲烷化技术生产高压过热蒸汽，低投资，冷却水消耗量极低，产品富甲烷气符合城市煤气质量标准，甲烷化进料气压力高达8.0MPa，可减少设备尺寸。采用MCR-2X催化剂使用温度范围宽（250—700℃），CO转化率高，甲烷选择性大，催化剂寿命长，工业示范运行4×10h，但催化剂不耐硫。英国戴维（Davy)甲烷化技术可产出高压过热蒸汽和高品质天然气，甲烷化压力高达3.0——6.6MPa，可以减少设备尺寸。已经经过工业化验证，具有变换功能，合成气不需要调节H/C比，转化率高，使用范围很宽，在230—700℃范围内都具有很高且稳定的活性。德国鲁奇（Lurgi)甲烷化技术可制取合格的天然气，其中CO转化率可达100%，CO2转化率可达98%，产品甲烷化含量可达95%，完全满足天然气的需求。采用Davy公司的催化剂。法国煤气综合发展公司（GI)甲烷化工艺反应压力为2.5MPa，该工艺具有效率高、能耗低、流程简单、投资省、运行成本低等优点。美国煤气研究院（GRI)耐硫甲烷化催化剂，其操作条件为：常压至6.8MPa，240—649℃，H2/CO比可从3:1变化到0.4:1，硫含量可达1%，寿命在1年以上。北京煤化学研究所两段炉水煤气常压甲烷化采用四段绝热床一次通过，设备简单、投资省、操作容易、开停车方便、产品富甲烷气符合城市质量标准。活性高，耐热性能好，起活温度低，经过1000h寿命试验，活性基本不变化，使用寿命可达一年，但催化剂不耐硫。中科院大连化物所M34822A型常压耐高温煤气直接甲烷化工艺CO含量可控制在10%以下，达到了城市煤气的质量要求，工艺脱硫剂成本较高。性能稳定，活性、选择性高，甲烷选择性在60%—70%，抗积炭良好，催化剂寿命0.5-1年，但催化剂不耐硫。西北化工研究院甲烷化技术多段固定床甲烷化，建成北京顺义10万Nm3/d煤气甲烷化项目。JRE型耐高温煤气甲烷化催化剂，催化剂耐硫。第三部分行业产业链分析产业链概况上下游影响因素产业链延伸产品介绍煤制天然气产业价值链核心分为设计研发、设备制造、工程建设、化工生产、产品运输、站点销售。核心价值链设计研发工艺设计技术预研设备制造压力容器制造换热器制造机泵制造空分设备制造工程建设车间建设产区建筑管系建设化工生产煤制天然气煤制油煤制烯烃煤制乙二醇产品运输管网运输公路运输燃气销售价格政策能源规划管网协议煤制天然气行业价值链中，很多煤化工企业利用其在煤炭产业及资金规模的优势成为煤化工旗舰企业，如神华、中煤能源、大唐等。受煤制天然气市场拉动，其设备制造企业也发展快速，如煤化工行业核心设备主要供应商张化机、专注热交换器设备的蓝科高新等。煤化工技术开发方面，北京煤化学研究所、中科院大连化物所、西北化工研究院及北京航天万源煤化工工程技术有限公司成果突出。污水处理环保政策污水回收循环利用通过价值链分析，不同价值环节的企业其盈利能力呈现出由高到低，而煤化工环节则处于最低点。工艺设计技术研发核心设备制造项目工程建设煤化工生产全国运输站点分销高利润低上游业务工序下游煤制天然气产业价值链煤制天然气产业价值链上游的研究开发、核心设备制造等环节，是由高级人才、充足的资本和先进的制造力作为支撑，这些环节是形成高质量产品、差异产品的关键，所以利润很高。价值链下游的天然气运输主要是全国性管网运输，目前我国的天然气运输管道有中石油和中石化垄断，因此下游环节的利润也较高。处于价值链中游的煤化工生产环节由于受到技术、政策、市场供需等影响，风险较大，利润存在很大不确定性。污水处理煤制天然气产业价值链较短，为实现产业升级，延伸产业链，实现多联产是较优选择。与其他行业相比，煤制天然气行业价值链较短，且季节性影响显著。为提高产业综合竞争力，增加其附加值，煤制天然气项目可根据自身发展延伸其产业链，实现耦合多联产，促进资源的循环利用和能量的梯级利用，减少“三废”排放，实现效益最大化。下图为基于煤制天然气项目可选择的产业链延伸方向：煤炭合成气（CO+H2）天然气煤气化甲烷化合成氨甲醇烯烃草酸酯尿素硝酸甲醛醋酸二甲醚PEPP乙二醚第四部分行业竞争分析行业集中状况国内投产项目研究关键成功因素目前，煤制天然气项目多集中于新疆和内蒙古等地区，新疆煤制气项目多达37个。煤制天然气项目主要集中于内蒙古和新疆等地区，其产业发展格局初步形成。其中，内蒙古的煤化工产业正由示范项目向示范基地转变，产业化、规模化、集群化发展势头强劲。截止2013年10月，统计的62个煤制天然气项目中，新疆地区煤制天然气项目多达37个，总规模达1840亿立方米，内蒙古煤制天然气项目17个，规模548亿立方米。具体情况如下：海南黑龙江吉林辽宁1河北山东福建江西安徽1湖北湖南广东广西河南山西2内蒙古17陕西宁夏甘肃2青海四川1贵州云南1西藏新疆37江苏浙江台湾北京上海大唐克什克腾旗、伊犁庆华投入商业运行，预计满负荷运作后，税前利润将分别达到39.6亿和41.25亿。2013年12月，2个煤制天然气项目完工投产，分别是大唐克什克腾旗、伊犁庆华。大唐克什克腾旗满负荷规模技术输送地原料原料价格40亿方/年固定床气化北京褐煤（3500kcal/kg）150元/吨结算价格标准结算价格副产品价值抵扣后成本税前利润大唐与中石油签订的《煤制天然气购销协议》2.75元/方1.76元/方39.6亿伊犁庆华满负荷规模技术输送地原料原料价格55亿方/年固定床气化西气东输二线管道长焰煤（4700kcal/kg）200元/吨结算价格标准结算价格副产品价值抵扣后成本税前利润2013年我国管道天然气平均进口价格2.47元/方1.72元/方41.25亿元汇能鄂尔多斯煤制天然气项目将SNG产品全部液化为LNG进行销售，预计税前利润1.5元/方。2014年11月，汇能鄂尔多斯一期4亿方/年煤制气项目成功投产，该项目采用水煤浆气化技术进行生产，并且将SNG产品全部液化为LNG进行销售。据估算，汇能20亿方/年SNG配套12亿方/年LNG项目全部投产并满负荷运行后，若原料煤（烟煤，5400kcal/kg）价格按照300元/吨计算，其LNG出厂含税完全成本为2.61元/方，副产品价值抵扣后为2.5元/方。2013年鄂尔多斯地区LNG的平均价格约为4元/方，因此汇能煤制气项目LNG有1.5元/方的税前利润。大唐集团成为产业龙头，技术投入及先进设备是其发展助力。大唐克什克腾旗煤制天然气项目运用低质煤生产天然气，是中国第一个建设完工并投运入网的大型煤制天然气示范工程。截至2014年6月已向北京供气2亿立方米。基于2.75元/方，预计项目内部收益率为13%，全面达产后净利润率为24%。大唐集团在煤制天然气行业能成为产业龙头的重要关键在于其在技术、设备投资方面的重视及投入。煤制天然气项目投资比例项目投资比例/%工艺车间煤炭处理8气化20变换3废液处理、副产品回收7煤气净化10硫磺回收3合成甲烷6公用工程制氧车间11蒸汽、动力供应与分配18供水、水处理与冷却水5区总图建筑与杂项9大唐克旗项目化工区固定资产投资与热电站投资合计比例达73%，去掉其中应包含的厂房等固定资产投资，设备投资约占总需求比例的50%，与《煤化工中长期发展规划》征求意见稿中所述装备投资占比50%相当。大唐国际化工技术研究院煤制天然气相关成果技术合成气完全甲烷化成套工艺技术碎煤加压气化废水处理与回用技术合成气完全甲烷化催化剂低阶煤水热处理制备高浓度水煤浆技术专利《一种用于甲烷化反应的集成装置》《一种远红外加热的化学反应装置》《一种甲烷合成反应器》《一种高温甲烷化反应器》科研项目国家高技术研究发展计划（863计划）自2009年以来，化工技术研究院为打破煤制天然气项目对国外甲烷化技术的依赖，采取“自主创新、合作为辅”的科研合作模式，从甲烷化催化剂、工艺技术、关键设备等方面开展系统化研究。煤制天然气项目的关键成功要素决定了其长期可持续发展能力。选址合理和资源依靠项目规划及合理布局技术投入及设备引进运行管理及安全生产污水处理及碳排放一体化及多联产123456项目建设优先视水资源规模而定，坚持量水而行，权衡煤炭资源及水资源来源问题，解决煤制天然气企业水资源需求难题。有长远的专项规划，且规划科学合理，设计成熟缜密。坚持自主创新，打通工艺流程，工程配置方面进行系统优化，保证关键设备运行正常，完善各方面配套设施。运行管理科学规范，强调安全生产，保证项目稳定运行。探索新型绿色、低碳、高效发展道路，坚持清洁高效转化，有效减少煤制气污染物的排放。在能源梯级利用、产品结构方面对不同工艺优化集成，实现“煤、电、气、化”多联产，提高整体经济效益。煤制天然气企业的成功关键要素第五部分行业趋势分析行业的现状和问题技术发展趋势国家发展规划企业发展对策目前，我国煤制天然气行业发展现状主要集中于缺乏经验、技术尚不成熟、负外部性情况严峻、稳定运行受到考验等方面。煤制天然气行业现状相关技术存在壁垒，距技术完全成熟还有一定距离。煤化工的三废处理技术尚不十分完善，距离真正的“零排放”仍有不小距离。工程、技术、经济等方面尚未得到充分验证，还需要进一步的集成优化和升级示范。尽管示范阶段在技术上可行，但尚未经过长周期稳定运行的考验，已投产项目安全事故频发。国内缺乏可以借鉴的成熟运行经验，技术、工艺选择上均处在探索时期。煤制天然气行业风险较大，主要涉及资源风险、竞争风险、技术风险和人才风险。

随着天然气运输国际化，以及我国东部沿海地区在建液化天然气接收站生产能力的释放，我国从中东非洲地区的液化天然气进口还存在较大的增长空间。进口天然气来源多元化必然加剧国内天然气市场的竞争激烈度。竞争风险煤炭作为煤制天然气的原料，占煤制天然气其成本的主要部分。目前，由于我国煤炭行业施行缩产量、限进口、减负担的一系列政策，在未来煤炭价格可能存在反弹趋势。煤价上涨将会导致煤制天然气行业成本上升，利润下降。资源风险一是尽管示范阶段在技术上可行，但尚未经过长周期稳定运行的考验。二是目前煤化工的三废处理技术尚不十分完善，距离真正的“零排放”仍有不小距离。三是在工程、技术等方面尚未得到充分验证，还需要进一步的集成优化和升级示范，距技术完全成熟还有一定的距离。技术风险现代煤化工属于技术、人才密集型产业。当前，许多大型现代煤化工技术仍处于示范阶段，实现大规模工业化还需要一个过程，需要大量研发、设计、施工、生产、运营等多方面的高素质人才。但是，目前从事煤化工技术研发以及工程应用的人员，大多是从石油化工等其他技术领域转行而来，因此，高素质人才缺乏也是对现代煤化工产业发展的一个严峻挑战。人才风险煤制天然气发展遭遇四大难题，需多方重视以走上良性健康发展轨道。煤制气作为市场化运作项目，原材料随行就市，但产品的定价权不在市场也不在企业，而是在政府，煤制天然气产品缺乏议价权。天然气价改推广进展缓慢，大部分定价仍然采用“成本加成”法，不利于煤制气企业充分利用市场变化，通过价格杠杆参与市场竞争。产品议价权缺乏煤制气大气污染防治贡献与自身排放遭遇尴尬局面。2013年9月，国务院出台了《大气污染防治行动计划》，作为加快清洁能源替代利用的方式之一，煤制气被赋予重要角色。然而，煤制气项目在生产过程中二氧化碳的排放量也不低。以北京每年从内蒙古引入40亿立方米煤制气为例，尽管北京市因为使用煤制气替代煤炭而减少了约738万吨的温室气体排放，但从全生命周期的角度计算，北京-内蒙古两地总计将会净增加约377万吨的温室气体排放。自身排放遭遇尴尬煤制气既生产清洁能源又大量耗煤。国家能源局前不久刚刚发布的《能源发展战略行动计划(2014~2020年)》，在鼓励和支持发展天然气等清洁能源，提高天然气能源占比的同时，也对煤炭消耗提出了约束性指标，即到2020年煤炭消耗总量控制在42亿吨左右。耗能指标约束我国天然气输送管网密度极低，天然气管道干线总长度约为4万公里。现有的输送管网已经不能满足未来煤制天然气巨大的产能运输需求。除管道建设不足之外，煤制天然气管道运输还面临着干线调运能力不足，气源生产、管道建设与终端销售三者不协调，调峰设施能力不足等问题。管道运输挑战从技术层面来看，加速甲烷化技术的发展是煤制天然气产业的发展趋势。煤制天然气工艺路线的核心技术是甲烷化技术，但国内至今还没有掌握大型合成气高温甲烷化工艺，除此之外，煤气化技术也有待进一步发展。因此，煤制天然气行业需要在煤气化及甲烷化技术方面取得重点突破。目前国家有关部门正在开发具有自主知识产权的煤气化技术，如多喷嘴水煤浆气化、干煤粉气流床气化等，国外引进技术的项目也在进行中。煤间接甲烷化技术在国内外已成功应用，以及以煤为原料一步法生产甲烷的技术虽在国外已有报道，但在国内仍处于起步阶段，是以后我国发展的重点方向，催化剂的研制是关键。煤炭企业发展煤气化技术需要在总结国外先进技术革新的基础上，结合煤种、煤质特点，通过技术、经济研究，开发或采用适宜的工艺和炉型。如加压固定床气化和液化排渣气化等。从国家发展规划趋势来看，政府规划要求提高天然气占一次能源消费比重，力图2015年提高至7.5%。根据十二五以来中国重要的能源政策和规划文件，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，要求努力增强能源的国内供给能力。2012年以来重点能源政策及规划梳理时间政策规划具体内容2012年8月22日节能减排“十二五”规划调整能源消费结构。促进天然气产量快速增长，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用，加强油气战略进口通道，国内主干管网、城市配网和储备库建设。2012年10月14日天然气利用政策为优化天然气消费结构，提高利用效率，综合考虑天然气利用的社会效益、环境效益和经济效益以及不同用户的用气特点等各方面因素，天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类。2012年10月22日天然气发展“十二五”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年达到2300亿立方米。2015年，国产天然气供应能力达到1760亿立方米左右。其中常规天然气约1385亿立方米；煤制天然气约150-180亿立方米；煤层气地面开发生产约160亿立方米，到2015年，我国年进口天然气量约935亿立方米。2013年1月1日能源发展“十二五”规划2015年能源发展的主要目标之一是能源结构优化，其中，天然气占一次能源消费比重提高到7.5%，煤炭消费比重降低到65%左右。天然气生产能力由2010年的948亿立方米提高到2015年的1565亿立方米，常规天然气1300亿立方米以上，煤层气和页岩气分别为200亿立方米和65亿立方米。从天然气改价推行趋势来看，我国天然气价格上涨倒逼价改进行，天然气价格有望放开。国家发改委自2011年低起，将广东、广西作为开展天然气价格形成机制改革试点，但之后天然气价改一直进展不大。2013年以来，多地调高天然气价格被认为倒逼天然气改价；今后天然气价格的大幅上涨也在推进天然气价格改革。天然气价格改革试点地区与其他地区对比详表广东、广西试点地区其他地区定价方法市场净回值法成本加成法作价方法选取上海为计价中心市场，建立天然气可替代能源价格挂钩机制：选择燃料油和LPG，权重分别为60%和40%，按等热值价格加权计算值的90%测算为中心市场门店价格，以此价格为基础，确定全省门站价格，具体公式：P天然气=K×[α×P燃料油×H天然气/H燃料油＋β×PLPG×H天然气/HLPG×（1＋R）]区别气源、路径，分别制定出厂价格和管道运输价格定价权天然气门站及以上价格由国务院价格主管部门管理：国家制定的统一门站价格为最高上限价格，供需双方可在不超过这一价格水平的前提下，自主协商确定实际交易价格；门站价格以下销售价格由地方价格主管部门管理出厂价和管道价由国家发改委制定，城市配送服务费由地方政府制定价格水平按2010年燃料油和液化石油气进口价格（对应的国际市场原油价格为每桶80美元左右）测算，确定广东、广西两省（区）最高门站价格分别为每千立方米2740元和2570元一、二档气价并轨，出厂基价上浮10%,下浮不限，供需双方可以在不超过出厂基准价格10%的前提下，协商确定具体价格适用范围门站价格管理适用于国产陆上和进口管道天然气，进入长输管道混合输送并一起销售的页岩气、煤层气、煤制气等非常规天然气，执行统一门站价格。国产天然气进口中亚天然气调整机制门站价格实行动态调整机制，根据可替代能源价格变化情况，每年调整一次，并逐步过渡到每半年或每季度调整发改委调整（自2005年调整过三次）非常规天然气定价对页岩气、煤层气、煤制气三种非常规天然气，出厂价格实行市场调节，由供需双方协商确定；进入长途管道混合运送的，执行统一门站价格—十二五新建4.4万公里管线，以解决煤制天然气管道运输难题。天然气十二五规划明确了加快管网和LNG接收站建设、抓紧储气设施建设等重点任务。十二五期间，我国将新建天然气管道（含支线）4.4万公里，新增干线管输能力约1500亿立方米/年，其中还有煤制天然气的运输管道项目。我国“十二五”天然气主干管网涉及煤制天然气管线

序号管道名称长度/公里气源干线管道1鄂尔多斯-安平680

鄂尔多斯气、煤制气、晋陕煤层气煤制天然气和煤层气管道2新疆煤制天然气外输管道

新疆煤制天然气我国十二五规划区域管网涉及煤制气管道序号项目名称长度/公里输气能力（亿立方米/年）投产时间气源北京1古北口-高丽营107132012大唐煤制气内蒙古1克什克腾旗-赤峰30072014大唐克什克腾旗煤制气辽宁1阜新-沈阳111.1402013大唐阜新煤制天然气2沈阳-本溪98202015大唐阜新煤制天然气3沈阳-铁岭86202015大唐阜新煤制天然气4沈北-抚顺49202015大唐阜新煤制天然气综合考虑外部环境及煤制天然气项目特点，企业应在提高经

济效益的同时注重环保，做好调峰规划，实现其可持续发展。

外部环境环保政策技术壁垒替代能源竞争基础设施限制

行业特点耗煤、耗水碳排放污水排放投资规模通过长期规划碳排放处理，降低环境成本发展煤制天然气项目时需在中长期规划中考虑如何通过碳的捕集、利用和封存以减少二氧化碳的排放，否则一旦实施碳税，有可能增加额外成本，甚至打破盈利平衡。通过优化热电方案，提高能源转换率提高能源转化效率是符合我国当前情况、经济有效的碳减排方式，而提高煤制天然气项目全厂能源转化率的重要手段即提高供热和供电效率。通过煤气化多联产，实现调峰、提高操作负荷煤制天然气与煤制烯烃、煤制油、煤制化肥等煤化工项目均需通过煤气化、净化过程。以煤气化为基础，不同方案组合一实现多联产，提高煤制天然气项目操作负荷、应对天然气需求季节性峰谷差异。通过设备标准化、技术国产化，降低项目投资、提高经济效益通过设备系列化、国产化，加上方案优化和采购，有效降低煤制天然气项目的投资，从而显著提高其经济效益。通过综合使用管理水资源，满足当前环保要求加强水资源综合使用管理，最大限度提高水资源使用效率及污水回用率。严格遵守相关环境法规，积极发展三废处理技术以满足当前环保要求。第六部分附录截至2013年5月，获国家批准的煤制天然气名目。项目名称规模地点工程阶段项目名称规模地点工程阶段项目名称规模地点工程阶段亿/年亿/年亿/年大唐克旗煤制天然气40内蒙一期建成新疆富蕴广汇煤制天然气120新疆环评审批神华新疆煤制天然气50新疆立项内蒙汇能煤制天然气16内蒙土建施工昌吉盛新煤制天然气16新疆环评审批万向集团新疆煤制天然气40新疆立项鄂托克前旗恒源煤制天然气16内蒙土建施工中煤能源新疆煤制天然气40新疆环评审批潞安新疆煤制天然气40新疆立项内蒙华电呼伦贝尔煤制天然气40内蒙设计国电平煤煤制天然气40新疆环评审批中石化长城能源煤制天然气80新疆立项中煤能源内蒙煤制天然气20内蒙环评审批新疆励晶煤制天然气60新疆环评审批中亚华金煤制天然气50新疆立项中海油内蒙煤制天然气40内蒙环评审批新疆龙宇煤制天然气40新疆环评审批伊泰新疆煤制天然气60新疆立项鄂尔多斯鑫通煤制天然气40内蒙环评审批新疆豫煤煤制天然气60新疆环评审批国投宝地煤制天然气20新疆立项北京昊华煤制天然气40内蒙立项新疆华宏煤制天然气20新疆环评审批永煤新疆煤制天然气40新疆立项内蒙古北控京泰煤制天然气40内蒙立项新疆开滦煤制天然气40新疆立项新赛新疆煤制天然气40新疆立项内蒙古博源煤制天然气40内蒙立项国电电力新疆煤制天然气40新疆立项京能集团新疆煤制天然气40新疆立项内蒙古亿利煤制天然气16内蒙立项兖矿新疆煤制天然气40新疆立项苏新能源新疆煤制天然气260新疆立项神华鄂尔多斯煤制天然气20内蒙立项兖矿新疆煤制天然气40新疆立项大唐阜新煤制天然气40辽宁工程进行中新能能源煤制天然气20内蒙立项华电新疆煤制天然气40新疆立项甘肃宏昇煤制天然气40甘肃设计华能伊敏煤制天然气40内蒙-福建三爱煤制天然气20新疆立项甘肃电投晨旭煤制天然气40甘肃立项新疆庆华煤制天然气55新疆工程进行中神东天隆煤制天然气13新疆立项中海油山西煤制天然气40山西环评审批华能新疆煤制