2015年中国煤制合成天然气(以下简称“煤制气或煤制SNG”)行业发展并不顺利。由于国际油价下跌，以及中国环保标准趋于严格，煤制气项目在经济性和环保方面遭受双重挑战。但即便如此，煤制气在促进煤炭清洁利用和保障国家能源安全方面仍然具有战略价值。2015年中国煤制气行业在项目推进、产品运输等方面取得了许多进展，亚化咨询将在下文为读者进行回顾，并展望煤制气产业十三五期间的发展前景。
已投产煤制气项目2015年运行情况
根据大唐发电2015半年度报告，克旗40亿方/年煤制气项目2015上半年完成了限制产能提升的动力车间环保改造，一系列B单元始终保持长周期大负荷运行，截至6月底，累计生产天然气3.21亿标方。阜新40亿方/年煤制气项目2015上半年按计划开展基建活动。
内蒙古汇能4亿方/年煤制气项目全部SNG都液化为LNG，于2014年11月投产。为了开拓下游销售渠道，汇能集团于2015年7月在河北邢台南宫市开建LNG储备库及加气站、威县建设LNG/L-CNG加气站，后期邢台市50座LNG/L-CNG加气站将在未来三年内全部建成。
庆华煤制气项目位于新疆伊宁县伊东工业园，一期建设13.75亿立方米/年煤制气，于2013年12月进入试运行。2015年1月，新疆庆华30万方/天SNG液化项目投产。该项目为新疆庆华煤制气下游项目，产品主要面向伊犁市场销售。
前期工作煤制气项目2015年推进进展
2015年仍然有十多个煤制气项目处于积极的前期工作状态，并取得了一定进展。中国煤制气行业的最新特点如下。
1.项目前期工作高标准、规范化运作，基本杜绝未批先建。
2.非常重视环境影响评估、节能评估和水资源认证等关键性核准支持文件
3.部分项目前期工作完成度已经非常高，核准所需支持性文件只剩环评等1-2项。
其中有9大项目在水资源获取方面取得了重大进展。
管道基础设施建设有利于煤制气项目发展
近十年来，中国天然气管道长度年均增长约0.5万公里，进入2015年，天然气管道业仍保持快速发展势头。
煤制气产品运输方案与项目所在的区位密切相关，主要有以下四种方式：1.进入多来源天然气长输主干管网。2.进入煤制天然气专用长输管道。3.自建输气管道，就近供应城镇用户。4.液化后销售LNG。
2015年7月，环境保护部发布公告，中国石化新疆煤制气外输管道工程(新粤浙管道)获得环评批复。该管道工程总投资1399亿元，建设内容包括一条干线，六条支干线，管道总长度为8372公里，设计输量300亿方/年。
新粤浙管道的主供气源为新疆准东综合示范区的煤制天然气，重要气源为伊犁地区的煤制天然气，中石化西北地区的常规天然气、煤层气和页岩气作为重要补充气源。煤制SNG气质最低要求应符合国标《天然气》(GB17820)二类气标准的规定。2015年6月，新疆龙宇能源准东煤化工公司和苏新能源公司已经先后与中国石化天然气分公司签署了煤制天然气购销协议。
此外，2015年3月，由中国石化天然气分公司建设的鄂尔多斯-安平-沧州输气管道工程(鄂安沧管道)进行环境影响评价公众参与调查第一次公示。公示信息显示，项目包括一条主干线，五条支干线，线路总长2422公里，输气能力300亿方/年。
主干线起点位于榆林市榆阳区小壕兔乡塔巴庙首站，终点为河北省沧州末站。内蒙古自治区境内管道总长为685km，设置站场8座，途径鄂尔多斯市(杭锦旗、伊金霍洛旗、乌审旗、准格尔旗、鄂托克前旗)。亚化咨询认为，中石化鄂安沧管道将为鄂尔多斯和陕西地区的煤制气项目提供产品外输通道，大大加强途径区域煤制气项目的可行性。
低油价和低气价令煤制气经济性承压
中国进口管道天然气和长协进口LNG的价格都以一定公式与国际油价挂钩，由于国际油价持续处于低位，中国进口天然气成本大幅降低。另一方面，中国天然气定价机制已经完成从“成本加成法”向“市场净回值法”改革。国家发改委选取上海市场(中心市场)作为计价基准点，并建立中心市场门站价格与可替代能源(燃料油、LPG)价格挂钩机制。根据气流反向回推，参考管输费用形成各省的门站价格和各气田出厂价格。
这就意味着，中国天然气的价格与国际油价强相关，煤制气在油价高的时候(80-100美元/桶)经济性良好，但在目前的油价下(40-60美元/桶)，煤制气就很难盈利。
2015年11月18日，国家发改委通知，经国务院批准，决定自2015年11月20日起将非居民用气最高门站价格每千立方米降低700元，并由现行最高门站价格管理改为基准门站价格管理，降低后的门站价格作为基准门站价格，供需双方可在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。方案实施时门站价格暂不上浮，自2016年11月20日起允许上浮。
亚化咨询根据国家发改委2015年2月发布的《各省(区、市)天然气最高门站价格表》，结合此次调价幅度，绘制《2015年11月中国天然气基准门站价格地图》如下。
2014年8月，国家发改委通知要求，进口LNG和页岩气、煤层气、煤制气，需要进入管道与国产陆上气、进口管道气混合输送并一起销售的，供需双方可区分气源单独签订购销和运输合同，气源和出厂价格由市场决定，管道运输价格按有关规定执行。
亚化咨询认为，由于煤制气和页岩气的出厂价格已经市场化，因此本次天然气价格下调将使煤制气和页岩气在与国产气、进口LNG等的竞争中更加不利。以一个典型的40亿方/年煤制气项目为例，下调0.7元/方价格就相当于在成本不变的前提下减少了28亿元/年的销售收入。规划和建设中的煤制气项目还可以期待建成之时油价回升并带来天然气价格的上涨，但对于已经投产的煤制气项目，经营压力将非常大。
亚化咨询根据独家煤制气成本模型，以及与国际油价挂钩的中国天然气定价机制，得出不同油价下，鄂尔多斯、新疆和淮南煤制SNG的经济性分析如下。其中国际油价用BRENT价格，天然气定价公式折价系数K=0.9。煤制SNG项目气化炉采用固定床和水煤浆2：1配置，100%年度开工率。可以发现，煤制SNG项目，在60美元/桶的国际油价下，仍然可以大体维持盈亏平衡，如果能达到80美元/桶的国际油价，则煤制气项目可以获得良好的盈利空间。
煤制气战略价值仍然值得重视
天然气是中国清洁能源战略的重要组成部分，而中国天然气需要大量进口，因此煤制气和页岩气、煤层气一起，将成为中国天然气供应的必要补充。
根据2014年国务院、国家发改委的《关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见》、《能源行业加强大气污染防治工作方案》和《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》等规划文件，到2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米。
亚化咨询根据公开规划文件和行业信息整理各来源天然气2014-2020年供应能力如下图所示。根据行业最新发展形势，页岩气在2020年达到300亿方/年产量是有可能的，但煤层气和煤制气分别达到300亿方/年和500亿方/年产量，就有相当大的难度。
国际油价不可能长期处于低位，时间或长或短，由于勘探开发投资下降带来的供应短缺，以及随之而来的国际能源价格上涨迟早要到来。煤制气基于中国运输不便地区丰富的煤炭资源，以可以预期的成本，生产清洁的天然气产品，对于需要大量进口天然气的中国来说，仍然具有战略价值。形成一定规模的煤制气产能，有助于中国控制天然气进口价格。
亚化咨询认为，处于建设或前期工作中的煤制气项目，应当从示范项目吸取经验和教训，尤其是示范项目在环保措施和三废达标排放方面的宝贵经验。
原标题：2015年中国煤制合成天然气（SNG）年度回顾和展​望
