仅仅投产半年，大唐国际发电股份有限公司（601991.SH / 00991.HK，下称大唐发电）将中国第一个获批也是第一个商业化运营的煤制气项目——大唐克旗煤制气项目，转让给国资委旗下的国有资产经营公司。
转让消息公布后，大唐发电H股开盘即涨超18％，收涨23.1％，报3.73港元，创出年内新高。而大唐发电A股当天则以涨停收盘。
资本市场对大唐发电剥离旗下煤化工产业如此看好，从另一侧面也暴露出中国千亿煤制气项目的前景并不美好。
或许中国政府也意识到了这一点，在2013年煤制气项目迎来史无前例的“宽松”之后，国家能源局最近发文要规范煤制气行业有序发展，严控新项目的质量和审批速度。煤制气项目又重新步入到正常轨道。
大唐样本
7月7日，大唐发电与中国国新控股有限责任公司（下称国新公司）签署了《煤化工及相关项目重组框架协议》，拟就大唐发电的煤化工板块以及相关项目进行重组。
根据该协议，重组项目包括内蒙古大唐多伦煤化工有限责任公司、内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气有限责任公司（下称克旗煤制气公司）、辽宁大唐国际阜新煤制天然气有限责任公司、大唐呼伦贝尔化肥有限公司、内蒙古大唐国际锡林浩特矿业有限公司以及相关的配套和关联项目。
国新公司成立于2010年12月22日，是国资委旗下第三家国有资产经营公司，其主要任务是“配合国资委推进中央企业重组”，“接收、整合中央企业整体上市后存续企业资产及其他非主业资产”，“参与中央企业上市、非上市股份制改革”。
大唐发电出售的资产目前由大唐能源化工有限公司经营。大唐能源化工一位高管在接受财新记者采访时表示，出售这些资产是出于大唐集团业务调整考虑，“主要是为集团减轻投资负担，转向自己主业”。根据大唐发电2013年的年报披露，其煤化工业务经常性税前亏损22亿元。
作为中国首个煤制天然气示范项目——克旗煤制气项目——上述大唐人士表示，该项目已进入稳定运行阶段。
克旗煤制气项目2009年8月正式开工建设，计划总投资257.1亿元，建设规模为年产天然气40亿立方米。2013年12月18日，项目一系列装置投运成功，正式并入管网，向中石油北京段天然气管线输送煤制天然气产品。截至今年6月3日，克旗煤制气项目已累计生产合格天然气产品超过2亿立方米。
根据大唐发电与中石油签订的协议，大唐克旗煤制气项目高产稳产期的年合同量为40亿立方米/年，初期定价为2.75元/立方米。
“与中石油达成的这个价格，应该算不错。”上述大唐人士表示，目前国内煤制天然气的生产成本多集中于1.6-1.8元/立方米之间，加上当前国家对煤制气项目0.2元/立方米补贴，如果按照2.75元/立方米计算，尚有盈利。
但在华南理工大学化工与能源学院院长钱宇看来，要做到真正清洁的煤制气，其成本实际比天然气成本高。“成本包括内部成本和外部成本。由于天然气比较干净，所以外部成本比较低。煤制气从企业的生产成本来讲比较便宜，但是考虑到未来的资源税、生产过程的排放和使用过程的排放这些外部成本，实际比天然气成本更高。”
国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰则认为，现在各地抢煤制天然气都是希望国家补贴，国家不补贴就不愿意做。
除了经济成本，克旗煤制气项目诸多问题也值得思考，而“无知者无畏”更是成了多位煤制气项目高管对大唐进军煤制气领域的评价。
中石化煤化工领导小组办公室副主任何祚云认为，煤制气项目投资强度大、技术密集，是非常复杂的系统工程，能够把握风险才能做好，需要强大的技术团队、有过适应化工行业经济周期的投资经验，很多非化工背景的企业是要交“学费”的。
一位煤制气项目管理人士在接受财新记者采访时直言，虽然克旗煤制气项目已投产，但问题不少。“其中包括技术、管理等问题。大唐发电为这个项目从电厂抽调了一些人去做高管的同时，也从化工企业找了一些工程技术人员。但这些技术人员在项目里处于基层，不能参与最终决策，还是要听从电厂背景的高管，是用做电厂的管理方法在做化工厂。”他分析称，电厂出身的管理人员的思路是投钱就行了，因为发电领域的专业承包商不是太多，但运作一个大型化工厂时，承包商成千上万，需要花很大的功夫进行招标组织和管理。
最让人关注的就是克旗煤制气项目的气化炉，对项目所用的蒙东褐煤煤质不适应，造成气化炉内壁腐蚀以及内夹套件等出现问题，导致停产近两个月。
“出现这个情况主要是当时设计时没有考虑到当地煤种特性。”上述管理人士还表示，电厂是一种标准化的流程，装机量、设备都是固定标准的，可研报告做完之后基本就可以订购了，但化工厂的设备型号各方面标准不统一，比较复杂，所以在做完可研报告、总体设计和基础设计后，还要不断对方案进行优化，是个动态的过程，“化工厂的效益就是优化出来的”。而克旗项目在设计规划时，竟然在前期就已把三期的主装备全部招标采购完成，而不是第一条生产线建成运行后，再根据运行实际来定第二、第三条线的设备和技术路线。
下游瓶颈
在销售方面，煤制天然气还受到运输制约。目前，一种选择是可以接入中石油和中石化的管网，卖给其下属的天然气销售公司；另一种方式是企业自己建设管道，直接面对下游用户。
以克旗煤制气项目为例，按最初的计划，克旗煤制气及其配套输气管线项目由大唐能源化工负责建设，煤制气配套输送管线途经内蒙古赤峰、锡盟、河北承德至北京密云，全程359公里，最后并入北京燃气管网。一期工程总投资完成165亿元。
不过，因北京与中石油签有天然气供应战略协议，大唐发电只好临时修改管线方案，改由中石油北京天然气管道公司承建北京段115公里管线。但中石油建设的入京部分因征地问题没有解决，迟迟未能完工，延误了投产时间。
“这个项目在2012年7月已产出合格天然气，然而直到2013年底才入京。”上述大唐人士表示，克旗煤制气项目非常尴尬，“虽然我们投资建设管道了，但进入北京市之后的管道运输必须与中石油合作，这也是以后进入到煤制气行业的非油气公司都要遇到的问题。”
为了打通上下游的“任督二脉”，包括中石化、中海油在内的煤制气业主已着手规划专门的煤制气管道，把主动权掌握在自己手里。据了解，蒙西鄂尔多斯周边的几个煤制气项目，外送主要有两个通道，一是北控集团和中石油合资新建的陕京四线天然气管道，另一个是由多家煤制气业主共同投资、由中海油主导修建的蒙西煤制天然气外输管道项目，总投资200亿元。中石化在新疆准东地区联合几家业主修建新疆煤制天然气外输管道工程（新粤浙管道），总投资1590亿元，直接对接各省的管网。
何祚云认为，在管道、配套储存系统没有理顺之前，中石化是不会轻易上产煤制气项目的，一个装置开工后如果两年内不能达产、没有回报的话，折旧损失就很大，由此导致的亏损会使项目很难持续下去。
前述煤制气项目管理人士还表示，煤制气行业最大的瓶颈在于目前国内的季节性调峰机制还没有形成，这会限制煤制气项目的盈利能力。“从现在的可研报告看，按照门站气价低一些的价格进行保守估算，项目的投资回报率都在10%-12%左右，如果未来天然气价改能够继续落实到位，竞争力会更强。”
环保隐忧
在业内人士看来，煤制气除了项目本身的技术、管理和下游利用等问题，更不能忽视环保问题。煤制气作为煤炭消费的替代品，一方面未必能有效降低氮氧化物等污染物排放；另一方面还存在巨大的资源环境负外部性和高碳风险，从而造成“区域治霾、全国增碳”的治理困境，亟需高度重视和谨慎对待。
李俊峰在接受财新记者采访时表示，虽然审批了许多煤制气项目，比如说在内蒙古、新疆的项目，大部分拿到路条但没有开工，“原因一个在水、一个在环境，最后的问题还是技术，很多企业包括大唐、国电，试行的都不十分成功。不是他们想象的那么赚钱，所以需要有一个国资委的企业来接盘，不至于剥离它的资产。”
一项研究显示，每生产1立方米合成天然气需要6吨-10吨水。因此，中国的煤制气目标会使每年的水消耗量大大增加，从而加剧中国的水资源冲突。
钱宇告诉财新记者，目前成熟的煤制气技术已经有三种：碎煤固定床加压气化、水煤浆气化、粉煤加压气化，国内上马的煤制气项目大多采用碎煤固定床加压气化，其优势是生产成本较低，但劣势是大量含酚废水难以处理。
大唐克旗项目和阜新项目都只先上三分之一的负荷。“原因之一就是等待将来有更好的工艺，更经济地处理酚水。”李俊峰表示，目前国内仅一两家煤制气企业能完全解决水处理问题。
然而，目前有近三分之二通过审批的煤制气项目在水资源紧张的地区，如内蒙古、甘肃、宁夏、青海等处。中国干旱的西部完全负担不起煤制气项目的巨大需求。
根据《煤炭深加工产业发展政策（征求意见稿）》中的要求，煤制天然气新鲜水耗应低于6.9吨/千立方米。环保组织绿色和平的研究称，若目前的煤制气项目全部得以投产，新疆地区将消耗水资源6.8亿立方米/年，蒙西地区将消耗水资源4.1亿立方米/年。
上述研究称，中央给新疆制定的用水总量目标是2015年515.6亿立方米、2030年526.74亿立方米，但2013年用水量已达617亿立方米，远超2015年的控制指标。若采取工业投资置换农业用水的方式，节水工程投资成本将超过500亿元。而蒙西鄂尔多斯地区的用水量增长空间，到2020年也仅剩1亿立方米。
除了水资源问题，李俊峰表示，煤制气还增加了二氧化碳的排放。“煤制气对于降低雾霾的效果显著，但它增加了二氧化碳的排放，高出10%-270%。”
不过何祚云认为，按照现在的价格水平，即便算上运费，煤制气和管道进口天然气、进口液化天然气价格相比还是有竞争优势的。此外，当前学界对包括煤制气在内的煤化工之苛求并不合理，西北地区也在大规模地上马燃煤电厂，耗水量也很大，不能撇开电厂的问题以偏概全。他表示，不应该针对煤制气行业本身谈论水消耗的问题，而应在全国的所有煤炭消费中进行比较。要把煤制气或煤化工，和煤发电或转化成其他能源进行比较和选择。“从全生命周期来看，煤转化成气再用来发电的能效、提供单位热值的耗水量和直接用煤发电相差不多，但污染物的排放要少很多。况且，煤制气的技术还在进步，效率未来还能提升，而煤发电经过这么多年的发展已很难有技术进步的空间了。”
规范煤制气
对一直被视作“富煤”的中国来说，能解决“少气”局面的煤制气该如何发展，中国政府目前的态度是紧急“刹车”。
2013年，得益于煤市的持续疲软以及中国政府减少大气污染的迫切要求，中国加快了煤制气项目的审批节奏，迎来了煤制气项目的春天。在2013年一年内获国家发改委审批通过的煤制气项目超过20个。根据绿色和平调查显示，目前中国有不同阶段煤制气项目50个，其中实际建设中项目5个（部分产能已投产），正在做前期工作的项目16个。
中国政府意识到了目前有些煤制气项目不顾环境、水资源现状和技术、经济实力而盲目发展的现象，开始规范煤制气项目。
7月17日，国家能源局发布的《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》（下称《通知》）称，近期发改委和能源局正在研究制定规范煤制油和煤制气项目建设和产业发展的指导意见，以对煤制油和煤制气的产业准入做严格要求。《通知》明确了煤制油（气）“不能停止发展、不宜过热发展、禁止违背规律无序建设”的方针和“坚持量水而行、坚持清洁高效转化、坚持示范先行、坚持科学合理布局、坚持自主创新”的原则，示范项目的能源转化效率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指标必须达到准入值。之前国家能源局人士透露，该局对煤制气产业的态度是“不能不搞、不宜多搞、不能快搞”，与《通知》基本一致。考虑到国家能源秉性及国家能源战略调整，煤制气产业适宜以示范项目为先，合理布局，严格监管，产业科学有序发展。
此外，《通知》还对煤制油（气）产业中所需的煤炭、水资源等生产要素的优化资源配置做出要求，禁止煤炭净调入省发展煤制气煤制油气，并提出禁止利用地下水发展煤制油气，严禁挤占生活用水、农业用水和生态用水，一定程度是对近期业界关于煤制气产业水资源危机及建议沿海地区发展的回应。
“国家对煤制油和煤制气的政策有松有紧。”中国石油化工联合会市场信息部副主任祝昉向财新记者表示，一方面是要逐渐放开，但又不能出现“一拥而上”、“没有条件创造条件也要上”的局面；而从能源供应结构来说，原油和天然气的对外依存度很高，中国的煤资源更丰富、成本较低，发展煤制油和煤制气可实现原料多元化，煤不仅仅作为能源原料，而是要实现综合利用。■
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