（来源：WELINK化工）

《石油天然气发展"十五五"规划》里有一句话：

支持天然气及煤制气、煤层气上载国家干线管网，建设准东煤制气上载管道。

再往前看，煤炭行业"十五五"规划已经把准东、哈密和鄂尔多斯、榆林一起列入煤制油气战略基地，规划到2030年这四大基地要形成煤制油600万吨/年、煤制气140亿方/年的产能。准东煤制天然气管道一期也已经开工，一期干线起自昌吉回族自治州木垒哈萨克自治县芨芨湖首站，止于哈密市伊州区了墩压气站，全长约254公里，年设计输气能力60亿立方米，在了墩与西气东输四线连通，预计2026年底建成。

过去新疆煤制天然气最大的问题，并不只是煤制气本身贵不贵。准东煤便宜，资源也足，煤化工技术这些年也并不陌生。真正麻烦的是，气做出来以后怎么办。

如果一个煤制气项目自己还要解决几千公里外输问题，那这个项目从一开始就不是一座化工厂的问题，而是一座化工厂加一套国家级基础设施的问题。现在这一块正在发生变化：准东上载管道负责把气送进西气东输，西四线再接入全国主干网。

于是就可以认真算另一笔账了。

一方准东煤制天然气，送到江苏、上海以后，到底多少钱。

先从厂门口算起

可以拿正在推进的新疆新业准东煤制天然气项目做一个参照。

新疆公开资料显示，这个项目规模约20.08亿立方米/年，总投资155亿元，采用碎煤加压气化，并副产焦油、中油和石脑油。

折一下，相当于每形成1亿立方米/年的煤制气产能，投资大约7.7亿元。

如果假设项目寿命25年，资本成本6%—8%，年运行负荷90%，用新业项目这组数字摊到每一立方米商品气上，年化资本成本大约在：

0.67∼0.80 元/m3

然后是煤，准东的优势就在这里。公开信息显示，2024年11月中旬，当地4800—5000 kcal/kg动力煤价格一度只有160元/吨左右。这个价格在国内大型煤化工基地里很有竞争力。

按商品天然气低位热值约35.8 MJ/Nm³、准东煤低位热值约20—21 MJ/kg估算，如果煤到SNG的整体能量效率按60%左右取值（这是行业典型煤制气工艺的量级估算，不是某一个具体项目的实测数字），那么生产1 Nm³煤制天然气大约需要：2.8~3.0 kg煤。

煤价160元/吨时，原料煤成本大致是：

Ccoal ≈ 0.45∼0.48 元/m3

这个数字其实很能说明问题。

新疆煤制气为什么这些年又重新有人算账，不是因为气化炉突然便宜了，也不是甲烷化技术突然进步了一大截，首先还是煤便宜。

煤价如果从160元/吨涨到500元/吨，按2.9 kg/Nm³计算，仅煤这一项就要多出接近1元/方。

所以对准东项目来说，很多复杂模型最后都绕不开一个很朴素的关系：

煤价每上涨100元/吨

煤制气成本大约增加：

0.29元/m3

这比很多工艺优化能省出来的钱都大。

厂内成本大概落在哪

除了煤和资本回收，还有氧气、蒸汽、电、水、催化剂、维修、人工、耐材、污水处理这些费用。

这部分如果按大型煤化工项目常见量级估算，大致可以放在：

0.35∼0.50元/m3

副产的焦油、石脑油、中油等还能抵掉一部分，保守算：

0.10∼0.20元/m3

那么准东新建煤制气的基础生产成本，粗略可以写成：

再考虑项目实际财务结构、税费、管理费用和合理利润，厂门成本先按：

1.5∼1.9元/m3

麻烦还在后面：

这方气要走几千公里

厂门口1.5—1.9元/方，不代表华东用户就能1.5—1.9元/方拿到。

新疆项目最大的地理劣势一直都在这里。

国家发展改革委已经统一核定跨省天然气管输运价率，自2024年1月1日起执行。西北价区运价率为：

0.1262 元/(千m3· km)

中东部价区为：

0.2783 元/(千m3· km)

准东煤制气先通过上载管道到哈密，再接入西气东输四线，经甘肃、宁夏到中卫，再继续向中东部和长三角送。

按区间估算：

准东到中卫按1700—2000 km算，西北段管输大约：

0.21∼0.25元/m3

中卫到上海按1900—2100 km算，中东部段大约：

0.53∼0.58元/m3

再考虑准东上载支线、入口出口和调度等因素，整条链条的长距离管输成本，放在：

0.75∼0.90元/m3

到这里有个很有意思的对比。

一方准东煤制气里，原料煤成本只有四五毛钱，但把这方气送到华东，管输成本可能要七八毛，甚至接近九毛。

所以新疆煤制气一直不是"煤便宜就天下无敌"。

它便宜在资源端，吃亏在距离端。

到上海以后，大概2.3—2.8元一方，把厂门成本和长距离管输加起来，取前面的估算：

得到：

2.25∼2.80元/m3

可以四舍五入理解成：

2.3∼2.8元/m3

这大概就是在不考虑高比例CCUS的情况下，准东煤制天然气进入华东市场比较值得参考的完全成本区间。

跟进口LNG比，

这个成本已经能坐到一张桌子上

进口LNG的价格波动很大，单看某一天没有意义。

但如果把近年的市场区间放在一起看，2025年一季度中国进口LNG到岸价约合3.4元/方左右，遇到国际市场紧张的年份，比如2026年上半年地缘冲突推高气价时，现货到岸成本一度冲到6元/方以上。取一个相对正常年份的区间看，进口LNG到岸原料成本大致在2.9—3.4元/方，加上接收站、气化、外输和管网费用，送到华东用户侧，进口LNG完全成本大致处在：

3.0∼3.5元/m3

国际市场紧张时还会明显更高。

这样一比，准东煤制气的：

2.3∼2.8元/m3

就有意思了。

它未必永远便宜，但已经有机会在高LNG价格环境下形成明显价差。

对于60亿立方米/年的项目，哪怕每方之差：

0.1元

一年对应的就是：

6亿元

这也是为什么天然气价格环境稍微一变，大型煤制气项目的经济性看起来就会完全不同。

但跟川渝气比，

还是没什么优势

国产常规气和页岩气是另一回事。

川渝气不需要走：

煤 → 气化 → 变换 → 净化 → 甲烷化

这一串高资本流程。

而且川气东送系统本身就是往华东送，距离也比准东短得多。

所以优质川渝天然气送到华东后的成本，大体仍有机会落在：

1.7∼2.3元/m3

附近。

这说明准东煤制气不太可能成为全国最低成本气源。

它更适合放在天然气供应曲线的中后段去看。

前面是低成本国产常规气、页岩气，后面是高成本进口LNG现货，煤制气和部分进口管道气大概处在中间。

这个位置并不尴尬。

中国天然气消费量已经很大，真正需要解决的本来就不是"全国所有气都必须来自最低成本气田"，而是增量从哪里来、极端情况下谁能顶上。

中亚气和准东煤制气，

倒是很适合放在一起比

中亚天然气进入霍尔果斯以后，也要走几千公里西气东输。中国—中亚天然气管道ABC三线并行，境外段全长1833公里，总设计输气能力600亿立方米/年，入境后通过霍尔果斯压气站接入西气东输二线、三线。西气东输二线干线西起霍尔果斯，东达上海，干线本身长约4595公里，加上多条支干线总长超过9000公里。

也就是说，中亚气和准东煤制气到了新疆以后，后面的长距离管输成本其实有很大一部分是共同项。用同一套跨省管输运价率来测算：霍尔果斯到中卫这一段比准东到中卫略长，按2500—2700公里估算，落在西北价区，大约0.32—0.34元/方；中卫到上海这一段，两路气其实走的是同一条东段管线，按1900—2100公里、中东部价区运价估算，大约0.53—0.58元/方。加总起来，霍尔果斯到上海的管输成本大致落在0.85—0.95元/方，比准东气全程（0.75—0.90元/方）略高一点，这也符合地理直觉——霍尔果斯本来就比芨芨湖、了墩更靠西。

两者真正的差别，主要发生在管道入口以前。

中亚气是：

境外天然气生产 + 跨境采购价格

准东煤制气是：

低价煤 + 煤化工转化成本

中亚气这一段的价格，公开、口径统一的数据并不多，只能拼一个大致区间。往回倒推的一种做法是用贸易统计估算：2024年土库曼斯坦对华出口管道气超过430亿立方米，如果按公开报道的贸易额估算，折算到岸价大致在190—200美元/千方上下，换算成人民币大约1.3—1.6元/方（不含税），这个量级和另一份较早年份的行业测算（霍尔果斯口岸价约160美元/千方左右）基本吻合。需要说明的是，这类数字本身波动不小——土库曼斯坦这些年一直在争取"与国际油气定价接轨"，2024年一轮提价谈判据报道未能谈成，说明边境价格本来就是一个持续博弈的变量，不是一个锚定不变的数字。

把这两段加起来，中亚气到上海的完全成本大致落在：

2.2∼2.6元/m3

这个区间和准东煤制气不计CCUS时的2.3—2.8元/方相当接近。这也从另一个角度印证了前面那句话：中亚气和准东煤制气的差别主要不在"怎么送"，而在"送之前是怎么来的"。当然，这只是一个基于公开贸易数据的粗略测算，边境价格的不确定性比国内管输费高得多，不宜把这两个区间的重合看得太精确，更适合理解成"两者大致处在同一量级"。

这也是煤制气在能源安全上比较特殊的地方。

它的煤矿、气化厂、甲烷化装置和管道都在国内。平时这只是一个成本问题，遇到国际天然气市场紧张、进口通道受扰时，就多了一层别的价值。

这个价值很难直接算进每一方气里，但规划层面显然已经开始把它考虑进去。

真正让账重新变难的是CCUS

如果只算到这里，很容易得出一个过于乐观的结论：准东煤制气已经重新具备明显成本优势。

问题是，煤制天然气还有碳排放。

美国大平原煤制气工厂和CCS-EOR（二氧化碳捕集和驱油）

而且它的碳排放不是只发生在最后用户烧掉甲烷的时候。煤气化以后，为了把煤这种低氢碳比原料变成甲烷，变换、净化过程中本来就会分离出大量高浓度CO₂。

具体到较高比例配置CCS后煤制SNG生产成本会增加多少，按行业量级估算，大致是：

0.4∼0.6元/m3

具体多少，取决于捕集比例、压缩压力、输送距离和封存条件，这里给的是一个方向性区间。

如果按中值估算，准东煤制气厂门成本就会从：

提高到：

1.9∼2.4元/m3

再加上华东长距离管输：

最后大概是：

2.7∼3.3元/m3

到这里，和进口LNG的价差就没有前面那么宽了。

所以未来准东煤制气会有两本账。

一本是不充分计碳的传统化工账。

一本是把CCUS、碳约束真正算进去的新账。

两本账的差别可能就是每方四五毛钱，甚至更多。

放到60亿方/年的规模上，就是几十亿元。

管道打通以后，

项目风险确实少了一大块

"十五五"油气规划里那句"建设准东煤制气上载管道"，最大的作用并不是让煤制气的生产成本突然下降。

它降低的是另一个过去很难写进财务模型、但一直很致命的东西：基础设施风险。

以前一个准东煤制气项目要同时问：

煤矿有没有资源？

水从哪里来？

气化炉能不能长期稳定运行？

甲烷化装置能不能达到设计负荷？

几十亿方气谁来买？

外输管道谁建？

西气东输还有没有容量？

这些问题里，后面两个过去经常直接卡住项目。

现在准东上载管道、西气东输四线和"全国一张网"逐渐把这部分变成公共基础设施。

煤制气项目只需要把气送到入口点，后面的市场不再是某一个城市、某一个用户，而是整个全国天然气池。

这对新疆项目的意义很大。

但进入全国市场以后，

日子也不会更轻松

有了全国一张网，煤制气不再担心"卖不出去"，但会更直接地面对各种气源竞争。

池子里同时有：

川渝气 + 长庆气 + 塔里木气 + 中亚气 + 中俄气 + LNG + 煤层气 + 煤制气

谁便宜，谁更适合跑基荷。

谁贵，谁就更接近边际气源。

所以准东煤制气未来比较合理的位置，大概不是替代所有进口天然气，也不是成为全国主力基荷气源。

它更像是：

平时作为一部分增量商品气进入市场；

国际LNG价格高的时候多体现经济价值；

冬季保供、进口受扰的时候多体现战略价值。

这个角色和十多年前"用煤大规模替代天然气"的想象已经不太一样了。

储气库扩张，

对煤制气其实是个好消息

"十五五"还提出，到2030年天然气储备规模要占全国消费比重超过13%。

这个变化对煤制气挺重要。

煤制天然气是一套连续化工流程，气化、变换、净化、甲烷化都不喜欢大幅度季节性启停。

装置最好长期高负荷运行。

但天然气消费偏偏冬夏差别很大。

如果储气能力继续扩张，就可以把两者拆开：

煤制气全年稳定生产

夏天富余部分：

进入储气库

冬天：

集中采出

这样煤制气厂不用跟着居民采暖负荷一起大起大落。

从装置运行角度看，这比单纯扩一条管道更舒服。

准东真正要盯的还是四个数

第一是煤价。

这个前面已经算过。煤价每涨100元/吨，煤制气成本大约多0.29元/方。

第二是实际管输结算价。

区域运价率可以用来估算，但从准东哪个入口到江苏哪个出口，最终还是要看具体输送路径和国家管网结算。

第三是CCUS成本。

这很可能决定未来新增项目是在2块多一方，还是进入3块一方。

第四是装置负荷率。

煤制气这种高投资项目最怕低负荷。

如果20亿方设计能力长期只能跑七成左右，单位资本成本会上升得很快，前面很多低煤价优势会被吃掉。

最后再回到"十五五"那句话

"支持煤制气上载国家干线管网"，看起来只是管网规划里一句很技术性的表述。但对新疆来说，它解决的是一个困扰煤制气很多年的结构性问题。现在准东上载管道、西气东输四线和全国一张网逐渐把这段距离变成一项可以明确计价的公共服务。

所以"十五五"对新疆煤制天然气的影响，可能没有"煤制气重新迎来大发展"那么戏剧化。

更接近现实的变化是：过去很多项目连上桌比较的资格都没有，因为没有外送条件；现在管道正在把它们送进全国天然气市场。

接下来某个具体项目竞争力就体现在煤价、气价、管输费、负荷率和碳成本。