我国建设和规划中的煤制天然气项目近15个，这些项目的规模产能达250亿立方米/年。中国石油规划总院油气管道研究所副所长杨建红在亚化咨询首届煤制合成天然气(SNG)技术经济研讨会上表示，煤制气、煤层气等气源进入天然气管网须提前考虑连续供气能力、与下游市场的同步发展是否匹配、是否需要新建管道等问题。

　　大规模SNG必须进管网

　　作为国家支持发展的现代煤化工项目之一，煤制天然气项目在产业政策支持下各地规划项目如雨后春笋，规模少则15亿立方米，多的可达80亿立方米，其中40亿立方米以上的项目较多。

　　对此杨建红表示，这些规划中的项目，规模较小的可以考虑就地利用，如果产能较大，就必须要考虑进入管道东输。“国内天然气供应总体偏紧，我们非常欢迎煤制气、煤层气等多气源进入天然气管网，统筹考虑管输问题，这是天然气的重要补充。”

　　他指出，煤层气、煤制气的产能建设是连续性的，但管道建设却是阶段性的，产量增长也需要与下游市场开发速度相匹配。“许多煤制气项目只要两三年就可以达产，但局部地区的下游市场开发是否能同步承受是一个问题，所以大规模煤制气必须进管网，可以与石油公司商谈管网问题。”

　　市场人士称，现有的西气东输一线和二线都已经有落实的气源够实现满负荷运行，如果在新疆建规划100亿立方米规模的煤制气项目，肯定要为之规划新的管道。如果成本合适，如价格控制在1.5元/立方米以内，完全可以考虑成为未来西气东输三线的主力气源之一。

　　亚化咨询人士表示，如果进入到石油公司的天然气管网，这些煤制气项目就可以将落实下游用户的问题交给石油公司，与其天然气下游市场开发统筹考虑，而不必再去各自寻找下游用户。

　　我国现有天然气管道3.5万公里，未来一段时期将集中建设3.5-4万公里的支线。杨建红预计到2015年天然气管道长度将接近10万公里，可覆盖所有具备规模的煤制气和煤层气项目。

　　煤制气理论成本不足1元

　　杨建红指出，煤制气的规划必须与现有的天然气规划协调好，比如目标市场的容量、项目检修期间的连续供气问题等。对此，全国煤化工设计技术中心主任李大尚表示，煤制气项目逐渐达产后，一个产能会分4-6条线轮流检修，保证全年不间断供气。

　　李大尚表示，煤制天然气项目在煤价为250元/吨的价格下，年满负荷为8000小时，其每立方米气的工厂成本为0.98元，转换率最高可达66%。大唐克旗项目规模为40亿立方米，计划3年投产，自建管线进京，到北京的气价为1.6元/立方米。

　　亚化咨询指出，天然气价格机制的改革将进一步提升煤制天然气的市场竞争力。“如果未来北京的气价上调，我们的价格也会跟随上调。”李大尚说。

　　如果以自有煤炭为原料，合成天然气的生产成本将明显低于进口天然气。尤其在煤炭运输成本较高的新疆和内蒙古等地，煤制天然气具有充分的市场竞争力。亚化咨询同时指出，煤制天然气需考虑二氧化碳利用的问题。煤制天然气项目所产生的二氧化碳如能合理利用，与石油行业的强化采油相结合，可为项目带来新的利润增长点。