“有关《煤炭深加工示范项目规划》即将发布的消息经媒体报道后，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。”众多专家近日这样向记者表示。

　　中科合成油股份公司高级工程师唐宏青认为，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。2005年，美国页岩气产量只有196亿立方米，6年后的2011年已攀升至1720亿立方米，年增均长130%。页岩气规模化开发的成功，使美国天然气价格迅速下跌。虽然中国页岩气开发工作才刚刚起步，但不排除快速发展的可能。一旦中国页岩气实现规模化开发，或者国际市场因页岩气产量骤增导致天然气供大于求，价格急挫，那么投资巨大的国内煤制天然气项目，无疑会承受巨大冲击，甚至面临亏损的厄运。

　　“排碳问题同样会增加煤制天然气的投资风险。”煤炭科学研究总院煤化工分院研究员陈家仁教授这样表示。他说，一个20亿立方米的煤制天然气项目，年排放的二氧化碳近600万吨，若建设二氧化碳捕集与封存装置，无疑会大幅增加项目投资。若对二氧化碳净化后用做化工生产的原料，可供企业选择的先进、成熟、产品需求量大的技术又不多。随着环保法规的日益严格，尤其中国碳减排压力的增大，征收碳税在所难免，且税率会逐渐提高。届时，煤制天然气项目要么缴纳高昂的碳税，减弱其利润和竞争力；要么达不到环保要求被迫停产歇业。

　　煤化工专家、陕西省决策咨询委员会委员贺永德则认为，我国页岩气开发工作才刚刚起步，10年内国内天然气市场供不应求的格局难以改变，煤制天然气项目15年之内不会因市场变化而降低盈利能力，但众多项目的政策风险同样存在。

　　据统计，截至2011年底，我国煤制天然气项目共计39个，总产能达1619.84亿立方米/年，超过2011年1025.3亿立方米的天然气总产量。近期，大同煤业集团与中海油总投资300亿元的40亿立方米/年煤制天然气项目获得国家发改委“路条”后，一度观望甚至停止前期工作的许多煤制天然气项目又悄然启动，有些项目甚至已经开始实质性建设。但“十二五”可能纳入示范的煤制天然气项目，估计只有7个。目前获得国家发改委批准的只有大唐内蒙古克什克腾旗、大唐阜新、汇能鄂尔多斯和庆华伊犁4个项目。其余在建、拟建或开展前期工作的绝大多数煤制天然气项目，“十二五”期间可能难以获得国家发改委核准。得不到国家批准的项目，在土地征用、用水指标获取、银行贷款等方面都将面临巨大阻力，前期不菲的投入甚至可能打水漂。

　　专家们因此建议：在未获得国家发改委批准或取得“路条”的情况下，企业务必谨慎上马煤制天然气项目。即便要上项目，也应充分论证项目可行性与不可行性。最好在内蒙古中东部或新疆伊犁、准东等煤炭资源丰富、价格相对较低，又便于与西气东送管网连接的地区适当布局。