清洁能源煤制天然气的优势与发展.docx

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清洁能源煤制天然气的优势与发展

清洁能源—煤制天然气的优势与发展

富煤、缺油、少气是我国的资源禀赋，发展煤制合成天然气是适合我国国情，化解能源危机的一条捷径。

但这条捷径也同样伴随着众多的潜在风险。

一、煤制天然气的优势分析

1.发展煤制天然气有利缓解国内油气短缺我国天然气供需矛盾突出，形势不容乐观。

由于产量的增速赶不上消费量的增速，我国每年要从国外进口大量的天然气。

未来十几年，中国天然气需求呈高速增长的趋势，平均增速将达13%。

预计2015年，天然气需求量将达到1700亿～2100亿立方米左右，届时缺口将达到300亿～700亿立方米。

2015年前，中国沿海地区拟建总规模接近7000万吨/年液化天然气设施。

LNG（液化天然气）不仅受资源的影响，而且还受建设成本、运输成本、投资、气价波动、政治不确定性的影响。

因此中国解决未来天然气的需求，在开发国内天然气资源及进口一定LNG的同时，利用我国丰富的煤炭资源，积极发展煤制天然气，从偏远的富煤产地用长输管线送到全国消费市场，在能源安全、节能减排方面具有战略意义。

我国目前天然气在一次能源消费结构中的比例仅为4%，为加大天然气在一次能源结构中的比例，提高人民生活质量，适应人类改善生态环境的要求，政府制定了“油气并举”的战略方针，大力鼓励开发利用天然气资源。

在国内天然气新增技术和经济可采储量减少、勘探难度增加、新发现储量品质下降的大背景下，国内企业有针对性的开展了煤制甲烷气项目的工业化进程工作。

国家一直鼓励通过煤炭的清洁利用发展能源和化工产业，煤制天然气正是立足于国内能源结构的特点，通过煤炭的高效利用和清洁合理转化生产天然气。

煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，既实现了清洁能源生产的新途径，优化了煤炭深加工产业结构，丰富了煤化工产品链，又具有能源利用率高的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向，对于缓解国内石油、天然气短缺，保障我国能源安全具有重要意义。

2.煤制天然气的相对优势

目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电、煤制油、煤制甲醇和二甲醚、煤制天然气等，能量效率由低到高为：

煤制油（34.8%）、煤制二甲醚（37.9%）、煤制甲醇（41.8%）、发电（45%）、煤制天然气（50％～52%）。

煤制天然气的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，也是煤制能源产品的最优方式。

煤制天然气的CO转化率接近百分之百，氢转化率99%、CO2转化率98%、能量总有效转化率60%~65%，比生产甲醇高17%，比制成油高15%~25%，比发电高27%。

煤制天然气克服了传统的煤制燃气热值低的缺点，单位热值耗水量最低，甲烷合成废水基本不含有害物，易于利用，是最节水的能源产品。

这对于富煤缺水的西部地区发展煤化工产业意义重大。

煤制天然气与甲醇、二甲醚相比，省去了合成气压缩、甲醇合成、精馏、二甲醚合成，以及产品的储存、装车等设施；与煤制合成油相比，省去的装置更多，因此投资省、消耗低。

煤制天然气也为低品质褐煤的增值利用开辟了潜力巨大的市场。

目前国内在煤制天然气项目中，除了甲烷化装置中的个别设备需要引进外，其他技术装备均为国产化，可以保证项目技术先进、成熟可靠。

由于煤制天然气甲烷化装置副产大量的高压蒸汽，这些蒸汽用于驱动空分透平，减少了锅炉和燃料煤的使用量。

在甲烷化装置部分，几乎84％的废热以高压蒸汽的形式得到回收，而仅有0.5％的废热要用冷却水冷却，整个系统热量回收效率非常高。

同时大量富余的低压蒸汽可以用于发电。

而煤制甲醇、二甲醚和合成油装置中，空分所需高压蒸汽几乎全部由锅炉供给，而且基本没有富余的低压蒸汽。

为此，煤制天然气可以大大降低锅炉和发电产生的CO2排放量。

例如，采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目，生产规模为年产天然气16亿立方米，利用富余的低压蒸汽发电，年发电4.8亿千瓦时，相当于减少CO2排放45.12万吨；该项目甲烷化副产9.8MPa蒸汽542吨/时，年减排CO2达138万吨。

另外，煤制天然气可以大规模管道输送，节能、环保、安全，输送费用低。

而甲醇、二甲醚（加压液化）、油品都是易燃易爆的液体产品，运输难度大、费用高，运输安全值得关注。

因此，从产品输送方面来看，煤制天然气更具优势。

从长远来看，天然气价格逐步上涨的趋势是确定的，因此煤制天然气项目经济效益的前景是光明的。

3.煤制天然气的价格竞争优势

据美国大平原公司的经验介绍，煤制天然气规模只要在20亿立方米/年以上，1立方米天然气的煤炭消耗可控制在4千克以内。

未来几年如果进口天然气到达中国口岸的价格维持在2元/立方米，用于生产天然气的煤炭价格不超过300元/吨，或者进口天然气到达中国口岸的价格攀升至2.5元/立方米，用于生产天然气的煤炭价格不超过370元/吨，煤制天然气就能与进口天然气竞争。

目前，在山西、陕西、甘肃、宁夏、山东、河南、贵州、四川及东北地区等大多数产煤省区，煤炭出矿价都超过300元/吨。

按照上述比价关系，在这些地方建设煤制天然气项目风险较大。

但在内蒙古东部及新疆地区，煤制天然气项目的竞争优势较为明显。

与DMTO（煤制烯烃技术）不同，由于天然气可以通过管道方便快捷地长距离输送，使得项目选址的范围扩大。

这一优势决定了煤制天然气项目可以建设在DMTO项目无法涉足的内蒙古东部、新疆等交通运输不便，但煤炭储量丰富、价格低廉的偏远地区。

目前，这些地区的煤炭价格普遍未超过300元/吨，储量丰富的劣质煤（褐煤）的价格更低至130~170元/吨。

在这些地区的褐煤矿区建设大型煤制天然气项目，其生产成本只有0.87~1.13元/立方米，不仅与进口天然气相比有较强的竞争优势，即便与调价后的国产陆上天然气相比，价格也很接近。

如果再算上煤制天然气热值普遍高于普通天然气15%以上，以及生产天然气过程回收的焦油、石脑油、酚、硫黄等副产品带来的收益，则在这些地区建设煤制天然气项目，其收益更高，产品竞争力更强。

4.煤制天然气的经济规模

2020年前中国将形成以国产气为主、进口气为辅的多气源资源保障体系，煤层气、煤制气将成为重要的补充气源。

目前，我国煤制天然气的价格不到1元/立方米，相对而言，具有明显的成本优势。

统计数据显示，预计2015年我国将形成200亿立方米/年的煤制天然气产能，占消费量的10%左右。

而从国家宏观经济政策来看，国家鼓励煤化工产业的发展，尤其是鼓励以煤为原料发展石油替代产品，以减轻石油进口的压力，保障国家的能源安全。

一般煤制天然气单系列的经济规模在8亿～10亿立方米/年，相当于125万～160万吨/年甲醇当量规模，完全符合国家产业政策的相关规定。

而有关示范工程的建设，将为我国“十二五”及更长时期石油替代产业发展奠定基础。

二、国外煤制天然气技术开发与应用进展

煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，既实现了清洁能源生产的新途径，优化了煤炭深加工产业结构，丰富了煤化工产品链，又具有能源利用率高的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向。

煤制天然气工艺和催化剂的研究始于20世纪70年代，其工艺可分为煤气化转化技术和直接合成天然气技术。

用焦炉气或煤气化合成气生产替代天然气近来受到广泛关注，多家国外公司的煤制甲烷化技术也纷纷推出。

煤气化转化技术是以煤炭为原料，经气化、净化、变换以后，在催化剂的作用下发生甲烷化反应，从技术上划分可分为传统的两步法甲烷化工艺和一步法甲烷化工艺（将气体转换单元和甲烷化单元合并为一个单元）。

两步法典型代表主要有鲁齐技术、托普索技术和戴维技术，国内的中科院物化所和新奥集团已进行工业中试。

一步法典型代表主要有HICOM工艺，Comflux工艺和液相甲烷化工艺。

直接合成天然气技术是将煤气化和甲烷化合并为一个单元直接由煤生产富甲烷气体，分为加氢气化工艺和催化气化工艺。

典型代表为美国巨点能源公司的蓝气技术。

比较而言，直接合成天然气技术不需要空分装置，但催化剂分离困难，且容易失活；煤气化转化技术虽然需要设备较多，但技术非常成熟，甲烷转化率高，技术复杂度略低，因此应用更加广泛，是煤制天然气中的主流工艺，主要采用固定床反应器和镍系催化剂。

迄今世界上唯一的规模化煤制天然气的工厂——美国大平原煤制天然气厂是采用鲁齐技术，以褐煤为原料建成的，拥有16亿Nm3/a的产能，使用庄信万丰公司的CRG催化剂和巴斯夫公司的HI系催化剂。

美国大平原公司是目前世界上惟一的一家煤制天然气商业运行工厂，投产于上世纪80年代，已经成功运营了20多年，近年来随着油价的攀升效益特别好。

三、国内合成天然气甲烷化技术进展

据介绍，煤经过气化、变换、净化、甲烷化、干燥等过程即得到替代天然气。

所谓甲烷化就是CO和CO2加氢生成甲烷，它是一个强放热的可逆反应，反应一旦开始即迅速达到平衡。

亦即是指合成气中CO、CO2和H2在一定温度、压力及催化剂作用下，进行化学反应生成甲烷的过程。

甲烷化催化剂制备技术作为煤制天然气最核心的关键技术，掌握在巴斯夫、戴维、托普索、鲁奇等国外几家大公司手中。

我国一些科研机构上世纪80年代至90年代展开了多项煤气甲烷化增加热值的研究开发工作。

近年来，随着国内煤制天然气项目在国内的大量建设，国内的甲烷化催化剂研制呈现出赶超国外的势头。

2012年2月21日，中科院大连化物所承担的国家“863”项目合成气甲烷化制天然气通过了专家验收。

2012年4月24日，大唐能源化工公司内蒙古克什克腾旗煤制合成天然气（SNG）项目中，由大唐能源化工研究院自主研发的SNG催化剂1000小时寿命评价实验取得成功，该公司实验室规模催化剂研制技术顺利过关，研发工作进入中试放大生产阶段。

四、我国煤制天然气建设项目进展

数据显示，我国天然气需求量年均增长率近16%，从2008年开始出现的供需紧张矛盾延续至今，每年的需求缺口达到200亿立方米。

国家能源局预测，到2020年，国内天然气需求缺口或将突破900亿立方米。

长期以来，“富煤、少气、缺油”的资源条件决定了我国能源消费结构只能以煤为主，鉴于环保压力的日益加大，通过煤气化转化技术生产清洁能源天然气成为一项重要的战略选择，尤其是将一些低热值褐煤、高硫煤或地处偏远地区运输成本高的煤炭资源就地转化成天然气加以利用，将是一条很好的煤炭利用途径。

从煤生产替代天然气（SNG）是中国的能源格局中的重要组成部分，它可为国内使用提供清洁燃烧的燃料，可方便地通过管道输送。

这将替代使用不太方便的燃料如煤或液化石油气（LPG），并可为中国大中城市增大能源供应安全性和实现减少空气污染作出贡献。

近年来，国内天然气的高速需求增长激发了各地投资建设煤制天然气项目的热情，为了加强对煤制天然气产业的规范和引导，国家发改委于2010年6月出台了《国家发展改革委关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，该《通知》指出“煤制天然气及配套项目由国家发展改革委统一核准”。

我国各地建设和规划的煤制天然气项目如雨后春笋，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。

据统计，截至2011年12月，我国煤制天然气项目共计39个，总年产能已达1619.84亿立方米。

另据笔者不完全统计，截至2012年11月已开工投产煤制天然气项目3个，计达约140亿立方米，建设和规划的煤制天然气项目达30多个，已投产及建设和规划的煤制天然气项目总能力约近2300亿立方米/年。

焦炉煤气制天然气项目约为15亿立方米/年。

1.煤制天然气项目

2012年9月3日，大唐能源化工有限责任公司在内蒙古克旗煤制气项目是中国大唐建设的我国首个煤制天然气示范项目，一期工程一系列大负荷试验已取得成功。

试验从8月26日至8月31日，天然气产量连续稳定，达到7.5万立方米/时，甲烷含量高达97.77%，最大生产负荷达到94%，达到设计要求。

这标志着我国首个煤制天然气示范项目顺利通过大负荷运行。

相对于低负荷运行时，低温甲醇洗系统温度明显下降，洗涤粗煤气的效果明显增强；甲醇再生系统中，二氧化碳排放气中的硫化氢含量也明显降低。

2.焦炉煤气制天然气项目

据了解，焦炉气的应用方法有多种，如直接燃烧、发电、制尿素、制甲醇、制天然气、炼钢等。

但通过技术经济分析，焦炉气制SNG经济效益最佳。

一套100万吨/年的焦化装置副产的焦炉气甲烷化后制SNG，可年生产1亿标准立方米的压缩天然气。

全国焦化企业每年排放的焦炉气约200亿立方米，其热值超过西气东输一期工程的天然气总热值。

我国是目前世界最大的焦炭生产、消费和出口国，焦炭年产能超过3.6亿吨，占全球总产量的60%以上。

全国有各类焦化企业2000多家，其中2/3为独立的焦化企业，每年副产焦炉气891亿立方米，除回炉加热自用、民用和生产合成氨或甲醇外，每年排放的焦炉气约200亿立方米，既污染环境，又造成能源的巨大浪费。

我国每年若回收200亿立方米焦炉气，可得到70亿～80亿立方米压缩天然气，相当于520万～590万吨汽油。

在焦炉煤气制合成天然气方面，截至2012年6月，至少已有约10个项目在实施之中，总能力约达15亿立方米/年。

表2列出我国典型的焦炉煤气制合成天然气项目。

五、煤制天然气项目的考虑因素

煤制天然气将成为我国天然气市场的重要补充，天然气价格改革的推进也将使其更具市场竞争力。

但目前来看，管线建设和未来天然气市场的潜在过剩，都将是影响其发展前景的不确定因素。

煤制天然气项目的经济性要考虑多方面的因素。

在当前的能源结构和价格水平前提下，要考虑项目所在地的煤炭资源、水资源以及其他原材料是否丰富、价格是否合理；要考虑当地是否有天然气产品市场或是否能进入长输天然气管网进行输送，输送价格是多少。

并不是所有的地方都适合开展煤制天然气项目。

如果不把上述因素都考虑周全就盲目上马新项目是不可取的。

煤制天然气项目要做好可行性研究报告，认真分析。

目前发展煤制天然气面临三大风险。

第一，由于我国煤炭资源分布不均，目前我国拟建的煤制天然气项目大多位于环境脆弱地区，项目面临较大环保压力。

第二，如何实现输送及开发目标客户是煤制天然气项目面临的难题。

常规的天然气利用流程是天然气经矿场集中输送、处理后由管道输送至消费地，经调压配气后输送至工业和民用客户。

与传统天然气的开发和利用相比，煤制天然气属新兴产业，生产出来的合成天然气如何输送至目标地区是产业面临的瓶颈。

从各种运输方式的经济性考虑，密闭的管道无疑是煤制天然气运输的首选，但管道建设的庞大投资也是不得不考虑的风险因素。

同时，终端用户的开发也是项目面临的风险之一。

第三，煤炭价格和天然气价格的变动也是煤制天然气项目面临的潜在风险。

因此，国内发展煤制天然气应注意以下几点。

第一，在科学、有序、合理规划的基础上发展。

尽管煤制天然气与煤制油、煤制烯烃等其他新型煤化工产业相比具有一定竞争优势，同时也能在一定程度上缓解天然气供需矛盾，但基于我国煤炭资源的分布情况，煤制天然气的规划和布局必须在科学、有序、合理的基础上进行，同时要避免以上项目为由圈占资源、一哄而上的局面。

第二，有效利用现有天然气管网，突破煤制天然气输送和终端用户开发的瓶颈。

目前我国的天然气管网主要集中在中国石油和中国石化手中，煤制天然气如能通过管道就近输入现有天然气管网，就能解决天然气输送和终端用户开发的难题。

由于煤制天然气项目建设单位隶属于不同的行业，这就需要在国家层面上统一协调。

第三，实现煤制天然气和其他多种煤化工产品的联产，增加项目的抗风险能力。

如能实现煤制天然气与煤制甲醇、煤制烯烃、煤制合成氨等多种煤基产品的联产，就能实现多种煤基产品的优势互补，有效提高煤制天然气项目的经济效益和整体抗风险能力。

当前，我国面临天然气供需缺口加大、资源开发难度大、储采比较低以及进口天然气的价格偏高等问题，必须发展多元化的天然气供应来源以满足国内的天然气消费需求。

适度发展煤制合成天然气项目，形成一定规模的煤制天然气供应将是解决问题的一个有效途径。

另外，煤制天然气并不仅仅起到拓宽天然气来源作用，发展它在某种程度上更出于战略上的考虑。

统计数据显示，预计2015年我国将形成200亿立方米/年的煤制天然气产能，占消费量的10%左右。

通过实现煤制天然气项目示范和商业化运行，可为国内市场提供相对廉价而可靠的天然气供应来源，也将有利于提升我国进口天然气时在国际市场的议价能力。

作为一个新兴产业，我国煤制天然气还处在起步阶段。

目前中国尚未建成一个煤制天然气工业化示范项目，且煤制天然气技术本身还存在二氧化碳排放量大、装置操作条件苛刻、国内尚没有掌握大型合成气甲烷化工艺等问题。

但从美国大平原公司20多年煤制天然气商业化运作的成功经验来看，上述问题均可得到合理解决。

六、上马煤制天然气的“四同步”原则

为缓解天然气资源紧张状况，我国已将煤制天然气的发展纳入国家层面进行规划和鼓励。

由于煤制天然气项目是一个十分庞大的系统工程，涉及的因素远比其他化工项目更多、更复杂。

因此，上煤制天然气项目必须全面考虑，做到“四个同步”。

一是主体装置与管网建设同步。

煤制天然气项目因耗煤量大，厂址一般选在煤炭富集地区。

但天然气的目标市场往往在中心城市，需要从装置现场铺设较长管网至目标市场。

因此，煤制天然气项目能否如期投产，不仅取决于主体装置的建成时间，还取决于管网建设能否与主体装置同步建成。

主体装置建设周期相对比较好控制，但管网建设涉及的因素太多，控制的难度比较大。

比如，铺设一条数百千米的管网，往往要涉及到征地、文物保护、青苗补偿等诸多因素，在进度上难以准确把控。

因此，煤制气项目在建设之初就必须考虑管网建设。

二是项目建设与环保设施同步。

煤制天然气项目废水处理“零排放”是一个技术难题。

我国在建和拟建的煤制天然气项目多采用劣质褐煤为原料，气化工艺上采用碎煤加压气化技术，这种技术虽然是一种较为理想的褐煤气化方案，但因废水污染物浓度高、成分复杂、废水数量大，实现“零排放”难度很大。

因此，企业在开展煤制天然气项目建设之前，就应该与项目同时论证废水处理方案，并同时设计，同时开工建设。

否则，如果废水处理不达标，项目即便建成了，也将无法投入生产。

三是主营产品与产品调峰同步。

煤制天然气项目与其他化工项目的最大区别在于，其生产的产品是气态，无法储存，而市场对天然气的需求却有峰、谷之分。

以北京为例，北京天然气市场的高峰日与低谷日之比达到12.2∶1，高峰月与低谷月之比也达到7.2∶1。

对煤制天然气项目而言，建成后能否实现连续稳定生产，调峰是一个关键环节。

因此，在考虑煤制天然气项目时，还必须将调峰方案考虑其中，否则等项目建成了再来考虑这个问题，除了调峰项目在立项、审批等一系列环节会遇到麻烦外，还会严重影响项目的经济效益。

四是生产准备与市场营销同步。

目前我国天然气市场相对紧俏，就全国而言市场缺口很大，为煤制天然气企业提供了广阔的市场空间。

但就某一个企业面对的目标市场而言，却需要具体问题具体分析，很可能该企业目标市场需求量不足以消化项目产能，而且需求增长的幅度和过程也是缓慢的。

因此，煤制天然气企业必须充分了解目标市场，在项目开工之前就与需求方落实好产品供应合同和市场价格，尽可能使市场需求与设计的规模相匹配，最好与中石油、中石化等大企业进行合作，实现双赢。

七、煤制天然气项目制约因素

我国天然气需求的增加导致供需矛盾突出，对外依存度不断增大，利用丰富的煤资源生产天然气，技术路线成熟且经济可行，但也受到诸多因素的制约，如定价及运输、碳排放和水资源等。

若煤制天然气项目在多种条件具备的地区适度发展，在国家能源规划下统筹规划，将会对优化能源结构，保障国家能源安全都具有重要意义。

1.天然气价格及运输

煤制天然气项目的经济效益除受制于煤价外，还受到天然气定价和管网运输成本的制约。

目前，我国只在广东、广西开展天然气价格形成机制改革试点，将放开非常规天然气出厂价格，实行市场调节；煤制天然气项目的管网运输受制于中石油（除非自建管道），如何并网及确定入网价将直接影响项目的可行性。

2.CO2排放

采用鲁奇炉气化技术的煤制天然气项目的CO2排放量为4.3t/km3天然气（含工艺和公用工程），单位热值CO2排放量低于其他煤化工项目CO2排放量（如煤制甲醇、煤制二甲醚、间接煤制油），但在整个化工行业水平中仍属于CO2高排放项目，如何进行CO2捕获、利用与封存在低碳经济环境下将逐渐成为关注的重点。

3.水资源

一个典型的煤制天然气项目耗水量约为7t/km3天然气，因此，煤制天然气项目应在水资源相对丰富的地区建设，各地需要统筹规划，并进行合理的水处理和回用，尽量降低项目的水耗，缓解水资源供应的压力。

八、煤制天然气联合循环发电设计模式

据统计，煤制天然气装置的年利用小时数为8000小时，而常规燃煤火力发电设备的年利用小时数为4500～5500小时。

因此，如果采用煤制天然气联合循环发电设计，煤制天然气装置每年有近3000小时可用于发电，起到调峰的作用。

煤制天然气与发电联产，其运行模式是：

在冬季用气高峰时提高天然气产气比例，在夏季用电高峰时则可提高发电量比例。

这样可以补充管网气的不足（通过煤制天然气）或消化管网内的过剩气源（通过利用天然气进行发电），起到稳定管网压力等调节功能。

这样也能充分利用装置，优化利用能量，从而提高项目的适应性，降低风险。

有关这种模式的经济性：

年产10亿立方米煤制天然气项目如果配套1台F级燃气—蒸汽联合循环装置，当煤价在650元/吨以下时都有经济性。

煤制天然气联合循环发电还有利于进行二氧化碳捕集。

以两台3000吨/天的气化炉规模计，年可捕集二氧化碳392万吨。

如果通过优化建设方案，煤制天然气工厂还可以通过调节生产天然气和生产甲醇、氨、油品等化工产品，成为解决城市天然气调峰问题的有效手段。

九、煤制天然气项目的潜在风险

有关《煤炭深加工示范项目规划》发布后，各地再度掀起了新型煤化工建设热潮。

其中，尤以煤制天然气项目最多。

但在众多投资者及地方政府为获得项目批条大肆描绘煤制天然气项目美好前景的同时，煤制天然气项目的潜在风险正在增加。

煤制天然气至少存在三大风险：

一是项目投资大，经济效益难乐观。

由于煤制天然气目前只有美国大平原一个工业化示范项目，甲烷化反应器及催化剂主要被鲁奇、戴维、托普索等外国公司掌控。

国内科研院所虽也开发出具有自主知识产权的甲烷化反应器及催化剂，但并未经过工业化验证。

为确保项目一次成功，不少项目均拟采用国外技术和设备，需支付高昂的专利许可费用与设备采购费用。

加之国内尚无工业化装置及相关管理与运行经验可供借鉴，项目的施工、试车、运行等工作都需要不断摸索和总结，项目按期达产达标面临较多不确定性。

更为严峻的是：

我国天然气输送管道经营权高度垄断，加之煤制天然气项目大多又远离天然气主要消费市场，企业需自建天然气输送管网道。

某个已打通全流程的煤制天然气项目，由于需修建长途输气管道，使得规划总投资257.1亿元的项目实际投资额超过300亿元。

由于财务费用和折旧费用过高，按照目前的天然气价格计算，即便该项目按计划达产，也很难盈利。

二是面临较大的安全风险。

甲烷化过程是强放热、快速自平衡的反应。

实现精准的温度控制和热量转移，是确保装置安全运行和高甲烷化收率的关键。

这对员工的技术水平、职业素养、自动化控制水平，尤其温度、压力的精准控制都有非常高的要求。

任何一个环节出现差错，都可能引发恶性爆炸事故。

对于习惯粗放式管理的企业来说，煤制天然气项目面将临较大的安全风险。

三是市场前景难以预料。

虽然目前中国天然气缺口巨大，且随着工业及居民用气量的增加，我国天然气供需缺口仍将继续扩大。

但美国页岩气开发的经验表明：

只要政策到位、竞争机制形成、关键技术取得突破，页岩气规模化开发并非难事，其产量会呈几何级迅猛增长。

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