这个项目是国投新集(2.96, 0.00, 0.00%)能源股份有限公司（下称“国投新集”）和安徽省能源集团有限公司（下称“皖能集

　　　团”）共同建设的，主要是把不受欢迎的煤炭，转变成清洁紧俏的天然气。

　　　国投新集煤制气项目部提供给新金融记者的资料显示，杨村煤制气项目规划年产天然气40亿Nm3（标方），总投资240多亿元。公司内部管理人士告诉新金融记者，现在项目正在前期筹备阶段，项目部目前有几十个人，未来还要尽快吸纳大量人才。

　　　和国投新集一起在煤制气领域招兵买马的，全国大概有50家。2013年是煤制气行政审批的开闸之年，共有15个煤制气项目得到发改委批复，此前冷滞的煤制气产业如今热闹喧嚣，煤电企业、石化企业甚至是外围房地产企业等都涌入了煤制气大军。

　　　对于煤制气的经济性，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所所长助理郭焦锋持谨慎态度。他认为，煤制气的巨额投资本身充满了不确定性，煤炭 成本、全球天然气价格是影响煤制气项目经济性的关键，根据测算，煤炭价格上涨10%，内部收益率降低0.62%；天然气价格降低10%，内部收益率降低 2.78%。

　　　然而市场分析师对盈利空间表示乐观。安迅思息旺能源燃气产业链总监黄庆对新金融记者说，煤价下行趋势已然确定，而未来价改后的天然气价格一定是上涨的，所以煤制气的盈利空间显而易见。

　　　据测算，煤制天然气生产成本在1.6-1.8元/立方米，在已核准和投产的19个煤制气项目中，有17个聚集在“煤多价低”的内蒙古和新疆地 区，凸显了原料成本优势，但是针对国投新集在安徽的煤制气项目，黄庆依然看好其经济性，“安徽的煤炭价格虽然高一些，煤制气的生产成本也会控制在2元/立 方米之内，而安徽省内居民用天然气和非居民用天然气的门站价格区间在2.35元-3.23元，所以项目经济性良好。

　　　安迅思报告显示，这个项目是华中地区第一个获得路条的煤制气项目，这比分布在西北地区的同类项目更接近终端消费市场，也利于节省管道建设的支出。

　　　输气管网建设是煤制气项目企业一直关注的问题，虽然国家能源局要求油气管网有剩余能力时向第三方市场主体开放，提供输送和储存服务，天然气管 线建设的垄断局面看似已被破除，但现有管线大多处于满负荷状态，新增气源的同时，必须配套建设输气管道，煤制气在管网建设和运营上依然会遇到较大风险。

　　　“国投新集煤制气项目未来将使用皖能集团现成的管网设施，所以这方面的成本风险可以规避。”上述国投新集人士告诉新金融记者，至于两公司在此项目上的投资比例还不方便进行披露。

　　　煤制气经济性的另一个潜在风险是国内页岩气的开发和利用程度。因为煤制气本身高耗水、排放温室气体的环保短板，使其更多地扮演着过渡性角色，填补目前国内天然气的消费缺口。

　　　国内在建和计划中的煤制气项目近50个，总产能超过2000亿立方米/年，这接近于美国2012年的页岩气产量。近几年来美国页岩气的迅速发展，导致天然气供应大幅增加，致使价格下跌，对煤制天然气发展造成了很大的冲击。

　　　美国的经验很难说不会复制到中国，目前国家政策非常鼓励页岩气产业，财政部在2012年11月发布了页岩气补贴政策：2012-2015年补贴标准为0.4元/立方米，而对发展煤制气的态度却非常谨慎。

　　　暧昧的政策环境

　　　其实早在2010年之初，国投新集就开始筹措煤制气项目，距离获得国家发改委批准进行项目前期工作已经有4年时间。

　　　彼时煤炭企业还处在黄金发展期，日子过得相当红火。彼时国投新集创新提出要发展煤气一体化产业，4年时间，煤炭形势急转直下，现在发展煤制气变成了转型之举。

　　　“尽管较早布局煤制气，但是手续审批却非常慢，主要是土地审批、环评等等手续太过繁琐。”上述国投新集人士对新金融记者说。

　　　这条缓慢繁琐的报审之路同时映射了国家对于发展煤制气的态度转变。2010-2012年是政策约束期，包括国家发改委2010年发布的《关于 规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，要求各级地方政府不得擅自核准或备案煤制天然气项目；还有2011年国家发改委发布的《关于进一步规范煤化工产 业有序发展的通知》，规定企业禁止建设年产20亿立方米及以下煤制气项目。这期间国家发改委核准的煤制气项目不足5个。

　　　2013年后，煤制气项目审批的阀门才逐渐松开，国家批复了15个煤制气项目，国家能源局也规划在未来6年煤制气要达到500亿方。黄庆认为，这主要是由于我国煤炭产能过剩，且天然气气源紧张，为了降低油气资源对外依存度而采取的应时举措。

　　　看似煤制气迎来了好时期，不过雾霾污染加剧又为这个产业蒙上一层阴影。一位不愿具名的煤炭政策研究者告诉新金融记者，煤制气计划能源效率低、 耗煤量大，不符合国家长期能源安全的需要。正在热议中的全国煤炭总量控制方案，如果在“十三五”期间出台，煤制气产业的前景必然将受到影响。

　　　“能源局去年批复路条的一揽子项目，也需要全方位的严谨论证，才有可能得到国家核准。”他举例说，煤制气项目耗水量极大，但又多位于干旱缺水 的内陆省份，能源局在去年7月批复新疆准东项目的路条中，就明确要求地方政府抓紧制定上报水资源总量控制的方案，并作为项目核准的“必要条件”。 此外，刚刚投产的大唐克旗和新疆庆华两个项目的实际运行情况，也将影响能源局的进一步决策。

　　　今年1月13日，内蒙古大唐国际克什克腾旗煤制天然气有限公司发生一起中毒事故，造成2死4伤，大唐克旗是国内第一个获批、第一个商业化运营 的煤制气项目，投产不到一个月却意外停产。这个项目选用的是鲁奇（Lurgi）碎煤加压气化技术，此气化炉并不适应项目使用的劣质褐煤。

　　　煤质和气化炉不匹配的问题一时难以解决，所以对于煤制气，国家目前的态度还是相对谨慎的，依然抱着“示范、科学、合理”的观望态度。国家能源 委员会专家咨询委员会主任、前国家能源局局长张国宝曾在访谈中表示，其很赞成现在能源局发展煤制气的思路，即要适度发展，不能盲目发展。

　　　“鲁奇炉的技术问题如果在设计之初发现，通过采用一些耐腐蚀技术，是可以解决的，只是当时没有想到这一层。煤制气推广的关键问题是经济性，煤 制气成本仍要高于天然气。实际上，我曾经谈过，煤有很多利用方式，例如煤制油，煤制烯烃，煤制天然气，这几种方法里，我更推崇煤制油。”

　　　今年2月国家能源局举办的煤炭清洁利用专家咨询会，最终定下的基本调子说明了国家对于发展煤制气的暧昧态度：一是不可原地踏步停止发展。煤制 气符合我国国情，是保障天然气供应安全和推动能源结构调整的迫切需要和现实选择；二是不能遍地开花过热发展；三是禁止违背规律盲目发展。

　　　环保紧箍咒

　　　国投新集的煤制气项目地靠近淮河支流西淝河边，充足的水源降低了项目未来会遇到的环保压力。

　　　但对于大多数聚集在干旱西北地区的煤制气项目而言，水资源问题是绕不开的一道坎儿。从业内的平均水平上看，生产1立方米合成天然气需要6吨到10吨水，中国干旱的西部负担不起煤制气项目的巨大需求。

　　　所以，国家能源局把水资源总量控制指标作为了核准煤制气项目的“必要条件”，不过山东能源集团董事长卜昌森认为，企业的煤制气项目肯定都要经 过环保部门评估，一般不存在缺水问题。而企业内部也会强化对水资源的高效回收利用，山东能源在新疆伊犁的煤制气项目，就充分利用了当地相对丰富的水资源。

　　　煤制天然气是以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取合成天然气。不过，煤制气不能保证把煤炭全部转化成甲烷，在转化过程中会产生大量二氧化碳，所以项目在把煤炭转化为清洁天然气的过程中，增加了温室气体的排放，这是煤制气另一个环保难题。

　　　试验结果表明，制取每千立方米煤制气所排放的二氧化碳约为4.5吨至5吨，若直接排放，每年将新增大量二氧化碳。

　　　“煤制天然气排放温室气体的单位强度，甚至远高于页岩气和煤层气等同类竞争资源。”上述煤炭政策研究者对新金融记者说，中国现在面临越来越大的国际压力，联合国[微博]还将谈判2020年后的国际减排方案。未来逐步出台中的碳税等政策工具，都是煤制气产业面对的显著风险。

　　　“尽管煤制气的技术相对成熟，但对环境的污染较大、能源效率比较低，只能作为短期补缺的临时方案。在国家扶持下，未来页岩气和煤层气的竞争力将快速提高，同时面对日益严峻的环境治理压力，国家对煤化工项目的要求会越收越紧，部分煤制气项目可能因此夭折。”

　　　一个标准40亿方的煤制气项目，总投资将达到250亿元左右，一旦因为环保问题被勒令停产，将面临巨额损失。而近两年，煤炭行情低迷，煤炭企业利润严重缩水。许多煤制气项目还面临比较大的融资问题。

　　“煤化工搞不好就是重污染，一旦被罚，一般企业都承受不起。”上述国投新集人士对新金融记者说。2013年，国投新集实现煤炭主营业务收入 72.5亿元，较上年同期减少10.9亿元，降幅为13.10%。根据2014年前3个月的公司形势评估：库存仍高居不下，利润仍下滑不止，企业亏损面仍 在扩大。而煤制天然气产业，则是公司的重要转型路径之一。