2月13日，距离我国首个煤制气示范项目——大唐内蒙古克什克腾旗煤制天然气示范项目投运已有两个月。
然而，有关煤制气计划的争议从未间断。去年9月，美国杜克大学研究报告明确指出，中国煤制合成气计划较传统天然气可能多产生7倍碳排放，较开发页岩气多消耗100倍水资源。而去年12月，有专家在中国煤制气技术与市场论坛上表示，煤制气能源效率较高，是实现减排目标的最佳选择。以煤制气代替煤炭消费，究竟是柳暗花明还是饮鸩止渴?这需要拨开三层疑云来一探究竟。
疑云一：真正减排还是污染转移?
作为二次能源，煤制气生命周期排放总量的计算，必须综合考虑煤制气的生产环节和终端应用环节。如果单从终端使用过程来看，天然气自然是节能减排的利器。但如果加上生产环节，结果就不那么乐观了。
据统计，煤制气发电排放的二氧化碳仅占煤制气生命周期排放总量的20%左右，生产环节却占70%至80%。总体上，煤制气发电比直接燃煤发电排放的二氧化碳还要多40%至50%。
翻开水耗账单，1吨煤仅能生产1110立方米天然气，却要消耗6吨水，是传统天然气工厂的7倍。我国大部分煤制气工厂选址集中在缺水的西北地区，势必会影响当地其他工业、农业用水。“煤制气生产过程中产生的含酚废水处理问题将是另一个挑战。”亚化咨询总经理夏磊说。
除此之外，在现有技术水平下，煤制气发电的综合能源效率仅在27%至31.8%之间，而最新的超临界燃煤机组发电效率已达40%左右。在接受记者采访时，国家应对气候变化战略研究中心主任李俊峰总结道：“目前，煤制气污染仍只是从一个环节到另一个环节的转移，而且算总账的话，煤制气排放的污染物更多。”
疑云二：项目审批为何由“勒紧”变“松绑”?
2010年6月，发改委收回煤制气项目审批权，并严令各地不得擅自核准或备案煤制气项目。2011年3月，国家再次明确禁止建设年产20亿立方米及以下的煤制气项目。
彼时的“勒紧”源于煤制气饱含争议，以及煤制油发展的前车之鉴。“一纸规范曾有效避免这一产业的发展走向无序状态。”中国石油大学(北京)工商管理学院副院长董秀成说。
3年后，随着《大气污染防治行动计划》的出台，国家对煤制气的禁令渐行渐缓，表示在满足最严格的环保要求和保障水资源供应的前提下，加快煤制气产业化和规模化步伐。一时间，煤制气工程如雨后春笋，仅去年就有近20个煤制气项目获得“路条”。
明知煤制气工程利弊参半，国家政策为何会由“勒紧”变为“松绑”呢?
由中国石油规划总院天然气市场室统计的一组数据可窥一斑。按照年均增加天然气消费200亿立方米计算，假设现有建设和生产项目顺利实现，2015年中国天然气供需缺口约为90亿立方米。巨大的天然气缺口为煤制气的发展提供了市场空间。
此外，煤价持续下跌，国内天然气持续涨价，低成本高产出的价格差也为煤制气提供了盈利空间。新型煤制气工程既能让煤炭换上“清洁外衣”，又能营利，自然刺激了疲软的煤炭市场，造成“有煤就想转化”的现状。在需求与利润决定市场的大背景下，国家对煤制气的“松绑”也就不难理解了。
疑云三：短期替代还是持续发展?
中国煤炭工业协会副会长梁嘉琨曾透露，煤炭的主体地位在短期内不会改变。中国要走循环、绿色、低碳的发展道路，就需要在煤炭清洁利用上做文章，把资源优势转变为经济优势，走出一条资源节约、环境友好、创新驱动的发展道路。
从短期看，煤制气工程具有经济价值，且能有效破解我国“富煤少气”的能源禀赋限制。而从长期看，煤制气能否可持续发展的关键在于能否找到提高效益与节能减排的结合点，其中政府和企业起到决定性作用。
在中国石油和化学工业规划院副院长白颐看来：“政府要加强项目审批管理，坚持科学适度和布局合理是关键。”政府只有提高煤制气行业准入门槛，严格执行煤制气环保标准，鼓励国内大型能源企业承担关键技术的研发与示范，探索新型绿色、低碳、高效现代煤化工发展道路，才能有效减少煤制气污染物的排放。
从企业层面来说，短期利润和长期利益的抉择及企业利润与环境成本的平衡是重点。企业作为煤制气技术研发和产业化发展的主体，应在经济可行的前提下，尽量采用先进可靠、能耗最低、节水型绿色工艺和技术，坚持升级发展，从而探索更加低碳和高效的煤炭清洁转化途径。
