本报告所研究的煤制SNG项目的投资估算见下表：
图表煤制SNG投资估算表 项目 工艺生产装置 包括空分，气化，变换，酸脱，甲烷化，硫回收 公用工程 辅助生产装置 全厂系统 厂内基础设施 厂外系统 其它费用 总计 费用(万元) 509419 239901 44025 168774 31907 109682 341475 1445183 3成本估算 图表煤制SNG成本估算表 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 项目 原料煤 燃料煤 催化剂及化学品 电 原水 工资及福利费 制造费用 生产成本 天然气单位成本 单位 t t t KWh t 元/Nm3 单价（元） 160 160 0.36 6.00 年消耗量 3834600 991352 65264 358453760 13691680 成本 61354 15862 7909 12868 8215 14940 105613 51155 1.07 4效益分析 本文所研究项目的产品天然气单位生产成本为1.07元/Nm3，影响成本的主要因素为原料煤价格及建设投资。该项目所得税后全部投资财务内部收益率为10.65%，财务净现值(i=10％)为54463万元。财务内部收益率大于基准收益率，说明盈利能力高于行业规定。所得税后的投资回收期为9.77年(含建设期3年)，均小于行业基准回收期，表明项目投资能按时收回。此外，根据敏感性分析，随着原料煤价格的下降以及天然气价格的上涨，税后内部收益率还会提高。由此可见，煤制SNG具有较好的经济可行性。
结论
总之，在我国发展煤制SNG，各项常规技术已有较广泛的应用和发展，如碎煤加压气化、空分、耐硫变换、脱硫脱碳、锅炉和汽机等技术。甲烷化反应器及催化剂在传统应用中也取得了一定的经验，而大规模应用可以借鉴国外成熟技术。为此，扎实稳步地在中国推进煤制SNG
发展路线，无论是适度发展煤制天然气，补充天然气资源，缓解国内天然气供求的矛盾，还是推广已有成熟技术或新技术储备，都将具有积极的推动意义。
二、液化煤层气：能源新秀后来居上
2009年6月18由中国联盛投资集团有限公司投资建设的山西沁水顺泰能源煤层气液化项目正式投产运行。该项目正式投产后可日产液化煤层气50万立方米。该项目三期工程预计将于今年开工建设，届时项目的煤层气液化能力将达到每天150万立方米。
2009年7月5日，山西港华煤层气液化项目一期工程投产暨二期工程奠基仪式在山西沁水举行。该项目总投资9800万美元，一期工程日产液化煤层气25万立方米，二期工程日产量再增加57万立方米，使总生产规模达到日产82万立方米，投产后可每年减少二氧化碳排放500万吨。
2009年10月14日，山西能源煤层气投资控股有限公司世行贷款煤层气开发利用示范项目煤层气液化工程开工奠基。该项目总投资13.5亿元，其中利用世界银行贷款8000万美元。项目建设内容包括煤层气开发工程和煤层气液化工程两部分，建成后可年产煤层气2.5亿立方米，年产液化煤层气20万吨；可减排120万吨二氧化碳、7800吨二氧化硫。
2009年12月1日，重庆市能源投资集团与易高环保投资有限公司在香港签署煤层气液化项目协议。该项目由美国联邦环保署出资，项目建设选址位于綦江松藻矿区，将每年利用松藻煤矿产出的1.1亿立方米煤层气，经过提纯、冷却、液化，生产出9100万立方米液化煤层气，同时减少156万吨二氧化碳排放量。
截至2009年11月底，全国已经建成投产了6家煤层气液化工厂，而且基本实现了“安稳长满优”，即安全生产、稳定生产、长周期运行、满负荷运行和优质产品。
清洁能源的现实需要
我国2000米以浅的煤层气资源量约为36.81万亿立方米。其中，鄂尔多斯盆地、沁水盆地是资源最富集地区。
虽然资源丰富，但是煤层气的利用却有两大拦路虎——运输和补充。气态煤层气体积庞大，进行远距离运输需要大面积铺设管网或者多次运输，耗费的成本巨大。同时，一定体积的气态煤层气质量很小，释放的能量不足以支持能耗大的工业生产需求，要想满足工业生产需求就要不断补充。这给生产带来极大的不便。
于是，液化煤层气应时而生。
煤层气液化是利用深冷技术，将气态煤层气在常压下冷却至-162℃而凝结形成液化煤层气的过程。在这个过程中，气态煤层气中含有的少量重烃及汞、硫等成分因沸点高于甲烷而被先后排出，最后得到的液化煤层气更加纯净，成分只是单一的甲烷，燃烧后不产生任何废气，是一种更加洁净的能源。经过深冷后，液化煤层气的体积被压缩至气态煤层气的1/625，非常适合远距离运输，比管道输气和压缩煤层气运输节约成本，方便可靠，风险小，适应性强，储存效率高，占地少，投资省，而且产生的热能是相同体积气态煤层气的625倍，是一种更加高效
的能源。温家宝总理曾经说，煤层气液化产业的发展是“一举三得”，可以缓解我国能源紧张的局面，可以保护生态环境，可以改善煤矿安全生产条件。
因此，我国非常重视煤层气液化产业的发展，“十一五”规划明确提出将煤层气液化产业作为重要的鼓励发展产业。
为了鼓励煤层气液化产业发展，国家出台了一系列优惠政策：要求煤矿必须要先排后采，排气实行国家补给；增值税由17%下调至13%，并且先征后返；定价不受国家指导价格限制等。
本身具有多种优势
液化煤层气的主要优势，不是和天然气液化技术搞规模比赛，不是和天然气管道、煤层气管道开展竞争，也不是和天然气市场竞争用户，而是与液化天然气、管道天然气和管道煤层气的发展相衔接、相促进、相依托。
液化煤层气具有明显的比较优势。煤层气液化项目由于规模相对较小，选址条件要灵活得多。国际上以大规模液化天然气（LNG）生产基地为源头的LNG进口，需要配套建设大规模的LNG终端项目。目前，我国已经在深圳、湄州、上海、宁波、青岛等地建立了ＬＮＧ项目，规模都在300万吨/年左右。这需要巨大的码头等诸多条件，而液化煤层气在这些方面要求较少，成本要低得多。
煤层气管道到哪里，液化煤层气产品的市场就到哪里。一方面管道天然气和管道煤层气到达之后，液化煤层气就会遇到很大的竞争。但另一方面，管道燃气越来越离不开液化煤层气。首先，液化煤层气可以在管道燃气调峰上发挥积极作用。应对2009年“气荒”时，液化煤层气就发挥了积极的作用。其次，管道燃气的发展，很好地宣传了天然气和煤层气。在管道附近而又是管道尚未覆盖的区域，就是液化煤层气进军的首选市场。
此外，液化煤层气生产过程中释放出的冷量可回收利用。例如可将液化煤层气汽化时产生的冷量，用作冷藏、冷冻、低温粉碎等。因此，有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。按目前液化煤层气生产的工艺技术水平，可将煤层气液化生产所耗能量的50%加以回收利用。
液化煤层气也是优质的车用燃料。与汽油相比，它具有热值高、抗爆性好、燃烧完全、排放污染少、延长发动机寿命、降低运输成本等优点。
液化煤层气生产使用比较安全。它的燃点为650℃，比汽油高230℃左右；爆炸极限为4.7%～15%，比汽油高出2.5～4.7倍；液化煤层气密度为0.47左右，汽油为0.7左右。它比空气更轻，所以稍有泄漏会立即飞散并迅速吸热，不致引起自燃爆炸。
初步完成规模化历程
正是上述诸多优势让生产厂家看到了液化煤层气的广阔前景。一时间，液化煤层气成为市场的又一新宠。这一产业大有后来居上之势。
目前，我国液化煤层气在运输成本控制上取得了重要进步。煤层气液化后体积压缩为原来的1/625，大大提高了运输效率和效益。一辆35立方米的标准液化气槽车，可以运输2.1万立方米的液化煤层气，相当于10～15口直井的生产能力。在1000千米的运距内，单位运输成本约为0.5元/立方米。
此外，国内与煤层气液化产业相关的配套产业也逐渐开始发展壮大。国产煤层气液化设备的生产技术和质量已经完全可以满足煤层气液化企业的需求。比如，联盛沁水顺泰煤层气液化项目所使用的设备90%以上是国产，只有一些MG泵、调节阀及一些零部件是进口而来的。
经过10余年的探索与发展，我国煤层气液化产业已经初步完成了规模化历程。截至2009年11月底，全国液化煤层气总规模约为260万立方米/天。
到2020年中国天然气市场缺口将达到900亿立方米。近年来南方供气紧张，特别是在南方“气荒”的影响下，一批新的、规模更大的煤层气液化项目正在酝酿之中。随着规模扩大和技术改造，煤层气单位液化成本控制在0.5～0.6元/立方米在不远的将来有望实现。
2010年我国液化煤层气总需求约为300万立方米/天，2015年达到500万立方米/天，到2020年这个数字有可能达到700万立方米/天。
按照目前的发展速度，煤层气这个既是新能源又是低碳能源的清洁能源将会很快进入大发展时代。
产业也有近忧远虑
首先，大多数企业都集中在探明程度较高的山西沁水南部作业，煤层气、煤炭矿权重叠问题比较突出。其次，对外合作依赖程度高，自营项目受限制。目前我国已登记的煤层气区块约6万多平方千米，其中对外合作区块占60%以上。
煤层气市场太近、太小、太乱、太间接。太近：目前的煤层气市场主要分布在煤层气田周围，或者甚至就在煤层气田的矿区里面，当地和周边用户成了主导市场；太小：最大用户每天用量为几十万立方米，一般用户每天用气量小到几百立方米、数千立方米，无法支撑煤层气大规模开发与快速发展；太乱：无论是勘探开发市场，还是煤层气销售市场，均陷入极端无序状态；太间接：压缩煤层气项目、煤层气液化项目等煤层气用户，都是转售煤层气的中间用户，并不是直接的煤层气利用企业或对象，给煤层气上游发展带来了很大的市场不确定性。
三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势
2009年12月7日由中国科学院福建物质结构研究所联合江苏丹化集团和上海金煤化工公司开展技术攻关的世界首创20万吨煤制乙二醇工业示范项目打通了全流程，试车成功并生产出合格的乙二醇产品。这标志着我国在世界上率先实现了煤制乙二醇（CO气相催化合成草酸酯和草酸酯催化加氢合成乙二醇）成套技术的工业化应用。
乙二醇生产采用环氧乙烷水合路线，其水的用量超过理论值的20倍，而且约有9%生产二甘醇，1%生产三甘醇和更高分子量的聚乙二醇，从而降低了单乙二醇的选择性。因而降低水比的催化工艺已经成为乙二醇新工艺的开发焦点。另外基于乙烯路线经环氧乙烷的乙二醇生产，由于石油资源的短缺和天然气资源相对丰富，因而开发以合成气为基础的各种新乙二醇生产工艺十分引人关注，更是受到各化工企业的看好。
三菱化学通过中间体合成乙二醇工艺
日本三菱化学公司开发的以环氧乙烷为原料经碳酸乙烯酯生产乙二醇的新工艺取得了突破
性进展。公司还同时解决了反应器材质和高效反应器的开发、包括低催化剂消耗量在内的工艺条件优化以及产品质量提升等问题。由日本三菱化学公司开发的经碳酸乙烯酯（EC）路线，由Texaco公司开发的联产乙二醇和碳酸二甲酯路线以及Shell公司开发的经二氧戊环的工艺路线。
丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产
乙二醇价格暴涨400元/吨:我国乙二醇对外依存度高达70%以上,由于中东地区部分装置停产,造成国内乙烯供应紧张,从而引起乙二醇等价格的迅速上涨。我国主要产能集中于中国石油和中国石化两大公司,丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产,有望受益于国内乙二醇的供不应求。乙二醇90%应用于聚酯产品的原材料。本周聚酯切片价格也随成本支撑进一步上扬。
全球首批煤质乙二醇在通辽面世
通辽金煤化工采用的“煤质乙二醇”技术路线和工业化应用，是一套一项拥有自主知识产权的世界首创技术。其推广应有可代替传统的石油技术路线生产乙二醇，将有效缓解我国乙二醇产品供需矛盾，用石油技术路线没生产1吨乙二醇约需用2.5吨石油，如果采用“煤质乙二醇”生产技术，全球每年节省下来的石油就相当于新开发一个年产5000万吨石油的大油田。通辽金煤化工乙二醇项目总投资100亿元，设计生产能力为120吨。目前，一期年产20万吨乙二醇项目全部建设完成，年可转化褐煤130万吨。二期年产40万吨乙二醇项目前期工作正在积极筹备，今年上半年全面开工建设。
乙二醇是生产聚酯切片和制冷剂的重要化工原料，目前国际上通常采用石油路线生产，生产过程水耗大、能耗大、成本高，而且关键技术都掌握在国外厂商手中。世界化工巨头壳牌公司前不久刚宣布2010年1月亚洲乙二醇合同价提高了80美元/吨。而中国乙二醇年需求量达700万吨以上，而国内用石油乙烯路线每年只能生产200多万吨，仅能满足20%——30%的市场需求，缺口的400多万吨只能依赖进口。“煤制乙二醇”项目技术负责人之一、项目攻关组组长姚元根研究员认为，“煤制乙二醇”的技术路线符合我国缺油、少气、煤炭资源相对丰富的资源特点。
据相关资料显示，目前世界对乙二醇的年需求量为2000多万吨，其中我国需求量就占到三分之一。海湾石化和化学协会(GPCA)论坛上传出消息，受中国国内需求的强劲引领，预计2010年全球乙二醇需求将会比2009年增长6.5%。2010年生产聚酯纤维常用的中间体乙二醇的全球总需求估计为1850万，亚洲的增长前景仍然看好。目前乙二醇市场需求仅为150万吨/年，而中国市场需求为700万吨/年，乙二醇的市场潜力无穷大。
就如华鲁恒升若突破乙二醇技术，那真是前途无量。内蒙古将继续推进煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气、煤制乙二醇等现代煤化工示范工程建设，形成1000万吨的甲醇生产能力。目前2010年中国“煤制乙二醇”技术工业化已拉开崭新的帷幕时，或许它的发展远比笔者想象的更精彩，在世界科技今日更迈进一步。我们期待着煤制乙二醇技术工业化的迈进。
乙二醇的化学性质常识：
乙二醇（ethyleneglycol）又名“甘醇”、“1,2-亚乙基二醇”，简称EG。化学性质与乙
(年度报告)年中国煤化工行业发展及未来走向分析报告
