記者獨家了解到，指導和規范“十二五”時期煤化工行業發展的綱領性文件———《煤炭深加工示范項目規劃》已經下發到各省，該規劃確定了15個示范項目，其中分布在新疆、內蒙古、安徽等地的示范項目均以煤制天然氣為主，投資主力涵蓋神華、中海油、華能、華電、大唐、國電、中電投、新奧集團、慶華集團、新汶、兗礦、潞安、中煤等國內耳熟能詳的大型能源企業。據悉，現已獲得發改委核準的4個煤制天然氣項目年總產能合計已達110億立方米，更多項目則有望近期獲得路條。

但我國天然氣價改進度卻為這些項目的經濟性帶來較大不確定因素。“從可研報告來看，目前煤制天然氣項目都是虧的，但企業都在賭將來天然氣漲價。”煤炭科學研究總院北京煤化工研究分院副院長陳亞飛表示。

記者近日從“內蒙煤化工行”活動中采訪了解到，作為國家支持發展的現代煤化工項目之一，煤制天然氣項目在產業政策支持下各地規劃項目如雨后春筍，規模少則15億立方米，多的可達80億立方米，其中40億立方米以上的項目較多。現已獲得國家發改委核準的煤制天然氣項目包括大唐內蒙古克旗年產40億立方米、大唐遼寧阜新年產40億立方米、匯能內蒙古鄂爾多斯年產16億立方米和新疆慶華年產13.5億立方米的煤制氣項目，總產能合計年產110億立方米。

記者還獨家獲悉，在下發到各省的《煤炭深加工示范項目規劃》中，新疆伊犁的慶華集團55億立方米煤制天然氣、新疆準東由中石化牽頭眾多能源企業參與的煤化電熱一體化項目(煤制天然氣為主產品)、內蒙古興安盟煤化電熱一體化項目(煤制天然氣為主產品)、安徽煤化電熱一體化項目(煤制天然氣為主產品)等均榜上有名。此外，新奧集團位于內蒙古烏蘭察布的國內首個無井地下氣化采煤項目也將在工業性試驗成功實施基礎上，進一步擴大生產規模，預計近期將取得路條。

但縱觀上述項目的可研報告，不難發現煤制氣項目對天然氣漲價的依賴性。“可研報告中，假設1噸煤可制300立方米的天然氣，目前1方氣入管道的價格一般做到1.2元至1.5元之間不等，在目前煤價成本約300元每噸的情況下，煤制天然氣理論上肯定是虧損的；綜合各項煤制氣成本考慮，要么煤價下降到200元每噸以下，要么隨著天然氣價改進程的提速，天然氣入管道的價格上漲，煤制氣項目才能基本做到不虧損。”陳亞飛分析說。

記者采訪發現，一些能源企業已經因天然氣價格較低，而更多投入到煤間接液化制油的項目中去。據了解，煤間接液化過程的第一階段就是煤制氣。伊泰煤化工集團總經理齊亞平告訴記者，煤制氣項目投資很大、效果一般，但要將生產鏈延伸到煤制油，利潤則較為可觀。因此目前來看，煤制氣投資回報不及煤制油。

盡管如此，以液化天然氣(LNG)為產品的新奧煤制氣示范項目卻已經可以取得盈利。新奧氣化采煤有限公司總經理龐旭林告訴《經濟參考報》記者，新奧地下氣化采煤項目總投資預計37億元人民幣，年產液化天然氣6億方，年氣化煤量252萬噸。該示范項目目前對褐煤的利用率可達到85%，計算后項目投資回報期(稅后)是7.2年，稅前利潤率19%，稅后可達17%，經濟性較好。據悉，此測算是建立在液化天然氣售價2.8元每方基礎之上，而目前液化天然氣市場售價一般為3元每方左右。“項目一期規模為年產2億方，制造LNG成本為1.98元每方，與管輸天然氣液化后每方2.2元至2.3元的價格相比有優勢，項目二期規模4億方，還能再降低一些投資成本，如果煤價進一步下滑，將來生產每方LNG成本可能降到1.2元至1.5元。”龐旭林預測說。

“目前眾多大型能源企業進入煤制氣，更多還是基于我國天然氣的需求前景和較富吸引力的價格改革預期。”陳亞飛表示“十二五”期間，煤制天然氣項目的經濟性還是將重點取決于管輸和氣價。