大氣污染防治“國十條”為一直嚴控的煤制天然氣打開政策閘門。在經過多年示范試點之后，國務院將制定煤制天然氣發展規劃，加快煤制天然氣產業化和規模化步伐。

　　但前提是：滿足最嚴格的環保要求和保障水資源供應。此前，為防止煤制天然氣等煤化工項目產能過剩，發改委連發多份文件，上收煤化工審批權，并設置嚴格項目準入制度。

　　天然氣行業專家認為：“目前，國家部門正委托中咨公司做相關方案。在資源地區的積極推動下，中海油、中石化、中電投等中央企業積極參與，煤制天然氣的發展速度將會提速。”

　　近期，內蒙、新疆等地多個煤制天然氣項目獲得發改委“路條”，為未來產業化、規模化鋪路，并與當地資源型經濟轉型的方向一致。

　　但業內最為擔憂的是，環保問題是否能落實，特別是廢水和煤渣的處理問題，及水資源的保護問題。其次則是，天然氣外輸管道配置及經濟性問題。

　　放寬審批政策

　　內蒙古煤炭行業管理官員為煤化工新政策動向感到興奮。他說：“內蒙古環境容量大，煤炭仍是主導產業。煤炭產業發展方向是提高就地轉化率，增加電力、天然氣、化工產品的外輸。根據國務院思路，東部地區煤炭資源減少需要由外輸電、外輸氣來補充，對煤化工是直接利好。”

　　在此之前，發改委僅核準四個示范項目，隨后煤制天然氣閘門緊閉。獲批項目分別是：大唐發電克旗年產40億立方米項目、大唐發電阜新年產40億立方米項目、內蒙匯能年產16億立方米項目和新疆慶華集團年產55億立方米項目。目前，新疆慶華煤制氣一期項目已經試生產天然氣。

　　在霧霾治理保衛戰中，天然氣的戰略地位越發重要，低迷的煤炭形勢更為煤制天然氣發展提供機遇。

　　亞化咨詢總經理夏磊認為：“國家嚴控煤炭直接燃燒，煤制天然氣發展直接利好。從經濟性上比較，煤制氣不是最佳的項目。但國內天然氣市場龐大，為企業投資煤化工提供盈利預期。從增加清潔能源供應、減少排放層面分析，煤制油因油品質量高間接利好。”

　　目前，國內煤制天然氣的主力為神華、中海油、華能、華電、大唐、國電、中電投等大型能源央企。

　　不完全統計，已經獲得“路條”開展前期工作的主要項目有：中石化準80億立方米煤制天然氣項目、中電投新疆霍城60億立方米的項目，山東新汶礦業伊犁40億立方米的項目，國電興安盟40億立方米的項目，中海油山西大同40億立方米項目，內蒙新蒙能源40億立方米的項目。

　　近期，內蒙古阿拉善盟與中國國儲能源化工集團簽訂40億立方米煤制天然氣項目協議；包頭市土右旗政府與中國國能新興能源集團簽定40億立方米煤制天然氣項目協議。

　　煤價決定經濟問題

　　煤制天然氣屬于資金密集、能耗密集產業。粗略匡算，一個年產40億立方米煤制天然氣項目需投資約200～300億元，每千立方米天然氣耗煤3噸左右，耗水10噸左右。

　　國務院特別強調，煤制天然氣必須在滿足最嚴格的環保要求和保障水資源供應的前提下發展。

　　新奧能源化工集團首席執行官趙義峰說：“我國煤炭富集區恰恰是水資源匱乏地區，水資源消耗和環境污染是煤制氣等產業的制約因素。國家支持具有自主知識產權，能源轉化率、能源消耗符合國務院標準的項目大發展。”

　　有統計顯示，煤制天然氣原料煤成本占40%以上，煤價高低決定煤化工效益。現階段，國內煤價同比下降100元/噸左右，發改委并上調天然氣價格，煤制天然氣的經濟性開始顯現出來。

　　煤科總院北京煤化工研究分院副院長陳亞飛測算認為，如按500元/t原料煤計，天然氣的原料成本為2.15元；如按400元/t原料煤計，天然氣的原料成本為1.72元；如按300元/t原料煤計，天然氣的原料成本為1.29元；如按200元/t原料煤計，天然氣的原料成本為0.86元。

　　陳亞飛認為，如果煤價（5500kcal/kg）在300元/t以下，煤化工項目應有效益。如果天然氣價與油價的比價在合理范圍內，煤制天然氣項目也有效益。