就在众多企业无法从三大石油公司手中分得天然气的一杯羹之际，煤制天然气开始盛行起来，短短一两年的时间，已经有近20个项目开工或规划。看中这个项目的有国有资本也有民营资本，有电力公司也有石油公司和公司。
    记者算了一笔账：每10亿立方米就需要50亿元的投资，一般1个项目是40亿立方米左右，需投入200亿元，那么，近20个项目将是很大的一笔投资。
    大手笔或许会催生出一个新的产业。然而，这个戴着“清洁能源”高帽的新兴产业应该如何发展？却一直处于争论的漩涡之中。
    技术之争
    煤制天然气的清洁性是众所周知的，煤制天然气的热值达到37-38兆焦尔/标准立方米(高热值)，与国家天然气质量标准规定的最低热值31.4兆焦尔/标准立方米(高热值)相比，热值高出17.8%-21%；在二氧化碳、硫化氢、总硫等指标方面也高于国家标准，产品中几乎不含一氧化碳。
    然而，投资者毕竟是企业，对项目经济性的评定自然成为热点。石油和化学工业规划院副总工程师刘志光专攻煤化工经济性分析，其参与了国内多个煤制天然气前期研究工作。
    刘志光介绍说，时下常用三种技术，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。
    假设在新疆或内蒙东部地区，采用碎煤固定床加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方米天然气，原料煤、燃料煤均为褐煤，价格为170元/t，测算得到的天然气单位生产成本为1.059元/立方米(已扣除副产品收入)。
    在生产成本(未扣除副产品)中，原材料费用占41.4%；燃料动力费用占18.2%，二者合计为59.6%，说明煤价是影响生产成本的最敏感因素。折旧和修理费用占28%，表明投资对生产成本的影响也较大，煤制天然气项目要严格控制煤炭价格和投资规模，从而降低生产成本，提高项目的竞争力和抗风险能力。
    另外，由于碎煤固定床加压气化工艺副产大量的焦油、石脑油、粗酚等价值较高的副产品，副产品的销售收入达0.468元/立方米，对天然气的生产成本和项目的经济效益产生了重大的影响。
    而采用水煤浆气化工艺，假设在内蒙或陕西等地区，采用水煤浆气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产16亿立方米天然气，原料煤为长焰煤，价格为300元/t，燃料煤为煤矸石，价格为50元/t，测算得到的天然气单位生产成本为1.591元/立方米(已扣除副产品收入)。
    采用粉煤加压气化工艺，假设在山东或河南地区，采用粉煤加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方米天然气时，原料煤、燃料煤均为洗中煤，价格为400元/t，测算得到的天然气单位生产成本为2.151元/立方米(已扣除副产品收入)。
    成本困惑
    据刘志光介绍，目前西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/立方米。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/立方米。
    而煤制天然气项目的生产成本都在1.0元/立方米以上，在保证项目基本内部收益率的情况下，煤制天然气的销售价格更高，显然，煤制天然气难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。
    刘志光算了这样一笔账：按照西气东输二线与国际油价挂钩的定价公式，计算出当国际石油价格为80/桶时，在霍尔果斯的边境完税价格为2.20元/立方米。按照全线平均管输费1.08元/立方米计算，城市门站平均价格达到3.28元/立方米。如果按照递远递增方式确定管输费，预计沿海地区的价格将更高。
    如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/立方米，管输费参照西气东输二线全线平均管输费1.08元/立方米计算，到华南地区城市门站的价格为2.139元/立方米。显然无法与近年来进口的LNG(液化天然气)相竞争。
    “考虑到天然气易于大规模管道输送等因素，建议煤制天然气项目重点布局在新疆、内蒙古东部等地区，这些地区地理位置偏远，煤炭难以外运，因此价格较低，有利于降低生产成本。”刘志光说。
    虽然在新疆、内蒙古或其它地区建设煤制天然气项目难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。但是，如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/立方米，与西气东输二线霍尔果斯门站价2.2元/立方米(石油价格为80美元/桶时)相比，煤制天然气竞争力明显高于土库曼斯坦进口的天然气。在内蒙古、山东建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本分别为1.591元/立方米和2.151元/立方米，都可以和西气东输二线进口天然气竞争。
    在新疆、内蒙古和山东等地区建设煤制天然气项目完全可以与新增进口LNG(液化天然气)相竞争。另外，从新疆到达华南地区的煤制天然气其竞争力也远强于进口LPG(液化石油气)。