日前，在西安召開的中國國際石油化工大會上，中國石化長城能源化工有限公司副總經理何祚云表示，到2020年中國煤制氣產量或可達到1000億立方米/年，考慮到屆時中國天然氣需求可能達到3000億立方米以上，煤制氣將有可能占到中國天然氣消費總量的1/3，與進口天然氣（包括管道氣和LNG）、自產氣（包括非常規天然氣）形成三足鼎立之勢。

煤制氣是煤制天然氣的簡稱，是指通過煤氣化生產合成氣，合成氣經過一氧化碳轉換和凈化后，通過甲烷化反應生產合成天然氣的工藝過程。在2010年以前，煤炭市場還處在“黃金時代”，直接生產煤炭的利潤要大于煤化工的利潤，煤制氣項目也往往成為各地圈占煤炭資源的手段，而國家也因各地申請煤化工項目過多，收緊了包括煤制氣在內的煤化工項目的審批，在整個“十一五”期間，僅有四個煤制氣項目獲批。

但在如今，煤炭市場已經發生了極大的變化，煤炭價格的大幅走低已經使得煤制氣項目有了足夠的盈利空間，與此同時中國對潔凈的空氣和天然氣的需求卻變得超乎以往。今年以來已有20多個煤制氣項目獲得了發改委的批復，總規模達到1000億~1200億立方米/年。而國家能源局近期在京召開會議，強調要增加天然氣供應，重點建設一批煤制氣項目，北京市也將在今年底獲得來自內蒙古的40億立方米的煤制天然氣。

隨著煤炭天然氣市場的變化以及空氣治理的要求，在經過一段時間的壓抑后，煤制氣產業重新回到了快速擴張的階段，在未來其影響已經不限于煤化工領域，整個中國的天然氣市場都將被煤制氣的崛起所撼動。

成本顯然是煤制氣發展的重要因素。中國東部地區，秦皇島，以5500大卡動力煤為例，秦皇島價格750元/噸，到達東南沿海后價格漲到780元/噸，但在新疆，價格只有135元/噸。根據中石化牽頭的新疆準東煤制天然氣示范項目的數據，在設備平穩運行、副產品優化處理的條件下，新疆煤制氣成本1.3~1.5元/立方米。而中亞管道天然氣到霍爾果斯口岸2.4元/立方米，和東部沿海LNG進口平均4元/立方米的成本，新疆煤制氣的成本相比于進口天然氣有著顯著的優勢。

國內天然氣的生產步伐滯后于消費步伐，近年來消費量已以國內生產量兩倍的速度增長。頗受矚目的中國頁巖氣開發盡管已經有所收獲，但2013年中國頁巖氣的產量預計為2億立方米，很難完成2015年65億立方米的目標。在2012年，我國天然氣進口依賴達到了27%，而進口依賴還將不斷擴大。所以發展煤制氣將對我國緩解天然氣進口依賴有著很大幫助。

而煤制氣的發展不僅影響著中國天然氣市場，也依賴于天然氣市場的發展。

在天然氣管道準入方面，國家發改委、能源局在近期牽頭制定的《天然氣基礎設施建設與運營管理辦法》正式對外征求意見。《管理辦法》明確天然氣基礎設施運營企業應該提供非歧視性服務，不得利用對基礎設施的控制排擠其他天然氣經營企業，在服務能力具備的情況下，不得拒絕為符合條件的用戶提供服務或者提出不合理要求。

而在價格試點方面，發改委已經在廣東和廣西實施定價試點改革一年多，基本上將天然氣價格與上海的進口石油產品掛鉤。這些努力意味著將一個復雜的價格網絡統一為一個單一的基于“凈回值”模型的井口價格，而改革的最終目標將是形成一個基于市場供需的天然氣價格。

以上兩點是天然氣市場化改革的兩個重要方面，天然氣改革的步伐越來越快，這對煤制氣，乃至非常規天然氣的發展都有著很好的促進。

當然，煤制氣的發展并非一片坦途，排放和水耗依然是制約煤制氣發展的主要因素。這也是反對發展煤制氣的最主要的聲音。

不過從整個煤化工領域來看，煤制氣是耗水最少、能量轉換效率最高、環境污染最小的。在各類煤化工中，無論從單位重量還是單位熱值的耗水，都大大低于甲醇、二甲醚，單位熱值的水耗僅為煤制油的43%。當然，即便如此，一個20億立方米的煤制氣項目水耗依然在900萬~1000萬噸，從水資源和煤炭資源的分布重合角度來說，新疆的伊犁河谷和準東是發展煤制氣的優勢地區。

而從能量轉化角度來說，由于煤制氣的轉化路徑（C-CH4）最短，所以煤制氣的能量轉換效率最高。根據有關專家測算，煤制天然氣的一氧化碳轉化率接近百分之百，氫轉化率99%、CO2轉化率98%、能量總有效轉化率60%~65%，比生產甲醇高17%，比制成油高15%~25%，比發電高27%。

在碳排放上，煤制氣由于來自煤炭，其并無多大優勢，但煤炭氣化過程中不產生氮氧化物，二氧化硫在氣化過程中也會被處理，所以在整個煤化工的大領域內，煤制氣是相對最環保的。

對于煤制氣產業發展的研究并不應該僅僅局限在煤炭、煤化工領域，應該將煤制氣放在更大的油氣市場下考慮。在中國的天然氣時代，煤制氣也將占有一席之地。