近年來，中國東部城市霧霾污染日益惡化，老百姓要求改善環境和保護健康的呼聲日益高漲。在2013 年，中國政府以治理東部城市霧霾為理由，大幅放行煤制天然氣項目的審批，并公開鼓勵煤制天然氣的投資。

然而，煤制合成天然氣在全世界范圍內都是一種使用經驗極少、成熟度低的技術，在實際應用過程中會對環境造成重大影響，比如水資源消耗、二氧化碳排放、三廢污染和煤炭上游開采破壞等。慶華和大唐的兩個“示范項目”甚至在投產數月之內就因嚴重故障而被迫停工檢修，而且大唐還發生了傷亡事故。

中國煤制氣的支持者在宣傳該技術時，往往以美國大平原項目的經驗為例。然而，中國的媒體與產業界對于美國發展大平原煤制天然氣項目的歷史經驗存在諸多誤解。我們希望通過詳細回顧該項目的發展歷程，以及美國發展煤制氣的政策歷史，來為當下中國煤制氣的監管提供有力的借鑒。

世界煤制油氣的技術最早起源于德國。早在20 世紀30 年代，德國就開發了魯奇(Lurgi)煤炭氣化工藝。由于德國缺乏油氣資源，希特勒為了發動侵略戰爭，不惜代價全力支持大規模生產煤制油，以滿足納粹德國機械化部隊的燃料需求。在侵華戰爭期間，日本也在其本土及其占領的中國東北地區研究煤制油氣的工藝。雖然實驗室的研究取得了一些成果，但是在規模化量產方面均以失敗收場。

西方國家煤制油氣的研發，大多是歸到合成燃料(synthetic fuels)項目下，合成燃料的研發以煤制油氣為主要內容，也包含了頁巖油的提煉。世界上(中國以外)到目前為止規模化生產煤制油氣的案例只有三個，一是納粹德國的煤制油，二是南非的煤制油，三是美國的大平原煤制氣。煤制油與煤制氣的技術有很多相關的地方，不容易分開來談。南非的煤制油技術是沿襲納粹德國的煤制油技術發展而來，美國大平原煤制氣的魯奇氣化爐則是由南非引進。因此這三個項目可以說是一脈相承。

南非的煤制油發展歷程

早在第二次世界大戰之前，南非安格羅瓦爾(Anglovaal)公司就試圖從德國魯爾化學(Ruhrchemie)公司引進煤制油技術，并與德國魯奇(Lurgi)公司簽訂了技術授權協議。但是實際的技術引進工作隨二戰爆發而暫停。二戰結束后，德國魯爾化學公司的煤制油技術專利大多被英美等國掠奪或沒收，安格羅瓦爾公司因此轉向南非政府尋求援助。

在安格羅瓦爾公司的鼓吹推動下，南非政府于1947年立法推動煤制油的發展。1950

年9 月，南非政府決定成立國營的沙索(Sasol)公司進行煤制油的開發工作，自此南非的煤制油研發轉向完全由政府主導。

沙索公司同時從美國與德國引進了煤制油技術，他們選定了德國戰后由魯爾化學公司與魯奇公司合作研發的Arge固定床(fixed bed)氣化爐工藝，并同時從美國凱洛格(Kellogg)公司引進其流化床(fluidized bed)氣化爐技術。南非專家經評估認為德國的技術經過充分的量產驗證，比較值得信服，而美國的技術雖然在實驗室中顯現出較優越的性能，但是缺乏實際量產的經驗。可以說，兩種技術路線各有利弊。

沙索公司引進凱洛格公司的氣化爐后，在進行實際操作時遇到了許多技術上的問題，氣化爐溫度難以控制，容易過熱，催化劑易受污染毒化而失效。這些問題經過反復試驗仍無法解決，凱洛格公司最終不得不退還沙索公司支付的技術轉讓金。在凱洛格公司退出后，沙索公司并未放棄這項未引進成功的流化床技術，而是繼續研究改進，并在此基礎上逐步開發出了自有產權的Synthol工藝。沙索一號煤制油廠于1955 年開始生產，同時采用魯奇工藝與Synthol

工藝。生產初期大小問題不斷，但是南非政府不計虧損堅定支持。沙索一號廠不斷累積經驗，研究改進的歷程長達二十年，直到1976 年，沙索公司才累積了足夠的經驗與信心，決定開始興建沙索二號廠。

同樣地，沙索公司也是在二號廠運轉多年后的1982 年才興建三號廠。長期謹慎的研發改進而不貿然投資，再加上南非政府的強力支持，是沙索公司成功的重要原因。此外，南非是發展中國家，對環保的要求不如歐美嚴格，高污染的煤制油產業比較容易為社會所接受。

南非政府對煤制油強有力的支持有其特殊的歷史背景，當時的南非政府因實行種族隔離政策而遭受許多國家的貿易制裁，因此在國際市場上買原油(97.80, -0.28, -0.29%)十分困難。但是缺乏石油的南非，其煤炭資源卻非常豐富，這就使得南非政府大力支持煤制油，發展出了在全世界獨樹一幟的煤制油產業。

南非政府不但長達數十年不計成本地堅定支持沙索公司發展煤制油，還直接進行市場干預以保障煤制油的銷售。南非政府與所有的南非石油公司都達成了協議，這些公司必須關閉其部分的煉油產能，轉而買下沙索公司產量的91%來供應南非的石油市場。

在20 世紀70 年代，南非政府除了以汽油稅的收入補貼沙索公司的運營費用外，還對煤制油的價格進行了補貼。在當時南非的政治與經濟體制下，政府嚴格控制所有的石油產業，因此煤制油即便沒有商業競爭力也能生存。

美國的煤制油氣研發歷程

二戰勝利后美國開始對煤制油氣進行小規模的研發。1944 年到1952 年間， 在美國內政部礦業局(Bureau of Mines,Department of Interior)的主導下，美國政府開展了一系列的煤制油氣的研發與示范項目。

此期間美國煤制油氣的研發歷程，可以說是一部政府內部部門利益的斗爭史。礦業局代表煤炭業的利益，為了爭取更多的預算，壓低煤制油成本的估算，宣稱煤制汽油的成本已經低于當時汽油的批發價。國家石油委員會(National Petroleum Council)則代表石油業的利益，因而評估出煤制油不具市場競爭力，認為煤制油氣的研發是在浪費預算。同樣是1951 年的評估，礦業局估算的煤制汽油每加侖成本為11美分，國家石油委員會則估算為41美分(當時美國汽油批發價每加侖約12美分)。

1953 年美國總統艾森豪威爾就職后，采取較為保守的財政政策，由于煤制油氣的經濟可行性飽受爭議，美國政府全面停止了煤制油氣的研發。

從20 世紀50 年代到70 年代初，國際原油的實際價格(通貨膨脹調整后)大致保持了長期穩定下跌的趨勢，許多原本使用煤炭的產業逐漸改用石油，這造成了煤炭業的蕭條，許多產煤州的國會議員在美國國會不斷推動各項振興煤炭產業的方案。于是，美國內政部礦業局于1960 年成立了煤炭研究辦公室(Officeof Coal Research)，進行煤炭轉化(煤化工)的相關研究。此期間的煤制油氣研究充滿了政治分肥(pork-barrel politics)ii 的特色。

各個產煤州的議員們主要目的在于爭取聯邦政府加大在本州的經費開支，以增加就業并提升經濟，對于煤制油氣技術能否有效發展并不是很關心，因此出現了很多政治掛帥、外行領導內行的示范項目。

美國國會對于煤制油氣示范項目的討論重點主要在于補貼金額的高低與項目地點的選擇，議員們都希望經費開支多多益善，而項目地點最好就設在自己的選區內，經濟性與技術可行性并不受重視。雖然研究成果乏善可陳，但是煤炭研究辦公室的預算在國會議員的支持下不斷增長，從1962 年到1973 年增長了四十余倍。

雖然所有的示范項目工期不斷延誤，經費不斷透支，但是因為這些國會議員以擴大政府開支、增加就業為目的，并不在乎煤制油氣的技術是否具有商業競爭力。到了1973 年爆發石油危機時，煤炭研究辦公室的預算更是在一年之內提高了三倍。

1973 年啟動的H-coal 示范項目是一個典型的政治掛帥、扭曲技術研究的例子。原本H-coal 前期研究都是采用伊利諾伊州和懷俄明州的煤炭，其示范工廠工藝也是根據伊利諾伊州和懷俄明州的煤炭性質做的設計。然而，肯塔基州州長強力爭取將這個示范工廠設置到肯塔基州，并且同意給予總價值約八百萬美元的各式優惠與補貼，美國聯邦政府最終決定將示范工廠設置在肯塔基州。

所有具備煤化工常識的人都知道，煤化工對煤炭的品質穩定有嚴格的要求，變更煤炭種類是大忌，然而在政治掛帥、外行領導內行的政治環境下，美國政府對H-coal 示范工廠的選址不得不在政治上妥協。

1974 年美國聯邦政府改組能源機構，原本屬于內政部的煤炭研究辦公室并入能源研發署(Energy Research and Development Administration)。

1976 年能源研發署在肯塔基州的卡特里茲堡(Catlettsburg)投資1.43 億美元建設H-coal 示范工廠，雖然經過多年的研發與建設，可由于所有參與的公司都不看好這項技術的商業前景而紛紛退出，H-coal 示范項目最終于1982 年全面終止。

美國著名的智庫蘭德公司(RandCorporation)曾經就美國研發煤制油氣的經驗進行分析，發現所有的研發項目大多遵循類似的軌跡——對初期成本的估算都很低，但隨著項目的開展，從可行性評估、初步設計、預算編制、細節設計、實際施工、到運轉后依據實際經驗修改工藝并加配設施，實際成本逐漸上升，最后發現，從可行性評估到項目末期的成本大約會增長2 到4 倍。因此在起初的可行性評估中認為經濟可行的，到了后來都不可行。

從20 世紀40 年代到現在，美國在數十年的煤制油氣技術研發歷程中，能夠實現商業化運轉的煤制油氣廠只有一座，就是大平原煤制氣廠(Great Plains Synfuels)。大平原煤制氣廠最初的可行性評估開始于1973 年，原本規劃日產2 億5 千萬立方英尺(約合708 萬立方米)的煤制合成天然氣。到1975 年底，評估結果認為資金需求過于龐大，為了降低風險，將設計產能降低一半，最終規劃為日產量1 億2 千5 百萬立方英尺(約合354 萬立方米)。

由五家油氣管道公司合資組成的大平原氣化聯營公司(Great Plains Gasification Associate)于1980 年開始動工興建，美國政府為了鼓勵和發展替代油氣的煤制氣技術的應用，為大平原項目提供了建廠與啟動費用75%的貸款擔保(最終由美國聯邦政府擔保的貸款額度總計15.4 億美元)。大平原氣化聯營公司自行出資4.93 億美元。大平原煤制氣廠總建廠成本約為20.3 億美元。

大平原煤制氣廠于1983 年底完工，并于1984 年7 月28 日正式開始運轉。大平原廠在建廠前與四家天然氣管道公司簽訂了25 年的長期供氣合約，管道公司同意以高于市價的價格購買煤制天然氣，具體價格按合約中規定的公式計算。購氣合約以1981 年1 月1 日每百萬英熱值(MMBTU)6.75 美元的天然氣價格作為基準價，每季度根據生產者價格指數和二號燃油(No.2fuel oil)的價格依公式進行調整，但前五年購氣價格不得高于二號燃油的市場價。

當時美國人普遍認為美國的自然資源稟賦是富煤貧油少氣，隨著美國石油進口依賴度不斷提高，天然氣資源逐漸耗盡，油氣價格長期看漲不看跌。大平原氣化聯營公司在開始規劃建廠時跟美國能源產業界的大多數人一樣，認為在富煤少氣的美國，天然氣價格只會漲不會跌，他們預估建廠完成時，天然氣價格應該已經漲到每百萬英熱值(MMBTU)9 到10 美元之間。但在大平原建廠完成后，美國油氣價格不但沒有出現預期中的上漲，反而開始下跌，即便根據購氣合約公式的有利價格，大平原廠也無法獲利。而按這樣的優惠購氣價格，購氣的管道公司也是虧損的。

管道公司想把合成天然氣的高價轉嫁到消費者身上，而美國的消費者團體則提起法律訴訟，最后和解結果是雙方都承擔部分損失。管道公司受合約限制不得不以高于市場的價格向大平原廠購氣，但是在必須購買的總量上發生爭議，因此管道公司與大平原廠之間也展開法律訴訟，直到1994 年才達成和解。

在大平原煤制氣運轉之后，大平原氣化聯營公司根據調整后的價格重新估算，大平原廠在運轉的前十年間預計將虧損13 億美元。大平原氣化聯營公司起初試圖要求美國政府提供更多的財政補貼，但是美國政府并不愿意填補這個無止盡的財政黑洞，在失去政府援助后，大平原氣化聯營公司于1985 年8 月1日宣布破產。

由于美國政府是大平原案貸款的擔保人，在大平原氣化聯營公司破產后，應對其未履行的貸款負有連帶賠償責任。大平原煤制氣廠投資項目，最后的結局是滿盤皆輸，原始投資者大平原氣化聯營公司破產，美國能源部連帶賠償貸款，依合約購氣的管道公司以虧損的高價購氣，消費者也被迫承受較高的氣價。

美國建設大平原煤制氣廠造成的巨額虧損和破產，并牽連政府連帶賠償，承受重大損失，這個歷史教訓使得世界各國在考慮發展煤制天然氣時更為審慎，除中國外，再也沒有其他國家建設規模化煤制天然氣廠，但是曾經嘗試研發的國家并不少，現簡單介紹下煤制油氣在其他國家的發展情況。

其他國家發展煤制油氣的經驗

1973 年與1979 年的兩次石油危機使許多國家都試圖發展可以替代石油的煤制油氣，西德的非核能源研究項目(Program for Non-Nuclear Energy Research)強調煤炭液化對于德國的能源前景十分重要。日本的陽光計劃(SunshineProject)也認為合成燃料將在日本扮演重要角色。其他還有新西蘭、澳大利亞、英國和加拿大，也都在20 世紀80 年代進行過許多煤制油氣的研究，但是都僅止于實驗階段，沒有實現商業規模的量產。綜合來說，西方國家煤制油氣發展的失敗有以下幾個主要的共同因素：

(1)多元的代議政治體制：由于代表社會各階層不同利益的團體在代議政治中角逐，使得政府的政策難有像南非那樣數十年不變的持續性。

(2)政府財政的困難：20 世紀70年代的能源危機造成全球性的經濟蕭條，政府財政困難，而煤制油氣的發展必須承擔長期虧損，各國政府均不愿意以拮據的財政去填補這樣的虧損。

(3)技術不成熟：煤制油氣雖然不算新技術，但是非常缺乏量產的經驗。各國的研發歷程中都出現了許多技術上的困難。

(4)全球能源市場的變化：自20世紀80 年代初到90 年代末，全球石油價格呈現穩定下跌的趨勢，使得原本促使各國發展煤制油氣的動機不復存在了。

(5)對環境保護的重視：自20 世紀70 年代以來，西方國家環保意識逐漸興起，煤制油氣因為其高污染的特點而不易得到社會大眾的認可。政府如果要用政府財政去補貼高污染的煤制油氣，在政治上難以得到持續的支持。

回顧全世界煤制油氣的發展歷程，失敗的占大多數，成功的只有少數特例。而從能夠成功實現量產的幾個特例(納粹德國煤制油、南非煤制油和美國大平原煤制氣)來看，成功背后都有其特殊的歷史背景。若從純粹自由競爭市場中商業營利的角度來看，全世界煤制油氣可以說從來沒有過成功的例子。

根據美國環保署的統計資料，大平原煤制氣廠2011 年各類空氣污染物排放量如下表。污染物中排放量最大的是氨、二氧化硫、氮氧化物、一氧化碳及甲醇。

大平原廠早年二氧化硫排放量非常大，2002 年之后則有顯著降低。大平原廠從運轉之初就一直無法符合空氣污染排放標準，在大平原氣化聯營公司破產后，美國能源部收購重整期間也無法解決空氣污染排放不達標的問題。北新電力接手運營時承諾將向符合環保標準的方向努力，但是持續多年都沒有達到環保標準。

從一開始，原本建廠時安裝的Stretford

硫磺回收裝置不斷發生問題，大平原廠的工程師先是將硫磺回收裝置換成sulfolin裝置，但還是無法順利運轉，最后大平原廠決定放棄硫磺回收，而將工藝中產生的硫化氫予以焚化處理。硫化氫焚化后產生大量的二氧化硫，于是大平原廠斥資一億美元在1997 年加裝煙道脫硫裝置。然而煙道脫硫裝置運轉穩定性不佳，大平原廠又追加八百萬美元改善系統，但是仍然無法完全解決問題。

北達科他州衛生局在1997 年對大平原廠發出違規通知。在高達一百三十萬美元的巨額罰款的威脅下，大平原廠承諾再投資三千五百萬美元安裝濕式靜電除塵裝置(于2001 年完成安裝)，并與衛生局達成和解協議。

經過不斷嘗試與一再投資改善設備，在運轉十多年后，大平原廠終于能夠符合空氣污染排放標準。

廢水排放方面，大平原煤制氣廠位于密蘇里河流域，距離全美第三大人工湖沙卡卡威亞湖(Lake Sakakawea)僅約十英里(約合16 公里)。沙卡卡威亞湖平均儲水量約294 億立方米，大約相當于中國的鄱陽湖的滿水位容量，因此大平原廠附近的水資源可以說十分豐富。大平原廠年耗水量約924 萬立方米28，每分鐘產生3000 加侖(約合11.36 立方米)的廢水，但是完全不對廠外排放。所有產生的廢水均在場內處理，部分回收，部分蒸發，部分用于灰分處理，隨灰分送往灰分掩埋場進行掩埋，最后還剩下一部分無法處理的濃縮廢液，則注入深井拋棄。

大平原建廠時原本設計的廢液焚化爐因為經常發生機械故障，而且耗費大量燃料，因此于1993 年修改工藝將廢液焚化爐拆除，而將蒸發濃縮的廢液重新導入氣化爐。

氣化爐廢水中含有酚、兒茶酚、酸和醇類等有機物質，這些有機物質會因細菌作用而使冷卻水塔及許多廢水揮發系統產生惡臭。廠區因散發惡臭二十多年來不斷被附近居民投訴。經過大平原廠近年努力改善，并于2013 年投資7千7 百萬美元加裝冷卻水塔污水分離系統，惡臭投訴案件才顯著減少，2012年有16 起，到2013 年只剩下3 起。

污水零排放并不等于完全解決了水污染的問題。因為向地下深井排注廢液會有污染地下水的隱患，所以大平原廠在廠區附近640 英畝(3840 畝)的范圍內設置了130 多座地下水水質監測井，并聘有專職的環境水文工程師每半年對地下水水質進行檢驗，以確認儲存于地底下的污水沒有向鄰近的地下水層擴散。

美國能源部總結大平原廠二十年運轉經驗的報告中指出，大平原廠的工程師一致建議未來新建的煤制天然氣不要再使用跟他們一樣的氣化爐，因為他們用的魯奇氣化爐雖然在運轉上非常穩定可靠，但是產生的廢液成分復雜且難以處理。許多大平原廠的工程師建議未來新建的煤制天然氣廠可以采用新開發的流化床氣化爐技術，認為該技術可能可以減少廢液的產生而降低污水處理的難度。

固體廢棄物方面，大平原廠產生的廢棄物種類包括：實驗室溶劑廢物、重金屬廢棄物、丙酮/ 甲苯/ 乙腈、礦物油、廢堿/ 酸、廢棄的1,1,1- 三氯乙烷、廢棄的催化劑、實驗室廢棄化學品和工藝清洗殘渣。大平原廠有專屬的廢棄物掩埋場以供氣化爐灰分以及各類工藝所產生的固體廢棄物掩埋之用。

二氧化碳排放方面，大平原煤制氣廠與加拿大的泛加拿大(PanCanadian) 石油公司于1997年達成協議，泛加拿大石油公司從大平原廠購買二氧化碳為其Weyburn 油田提高原油采收率。大平原煤制氣廠的二氧化碳捕獲與儲存(carboncapture and storage，以下簡稱CCS)設施于2000年10 月開始運作，所捕獲的二氧化碳通過328 公里(205 英里)長的管道輸送到鄰近的加拿大油田，作為提高原油采收率(enhancedoil recovery，以下簡稱EOR)之用。

大平原廠將捕捉二氧化碳的成本列為商業機密。大平原廠的CCS 設施總投資金額約一億美元， 泛加拿大公司的EOR 投資則超過十億美元。據學者估計，大平原廠捕集與運輸二氧化碳的成本大約為每噸20 美元。近年來，由于石油業者用于EOR 的二氧化碳的需求不斷增加，平均購買價格約在每噸28 美元以上，當原油價格維持在每桶100 美元以上時，石油業者甚至最高有可能出到每噸40 ～ 45 美元來購買二氧化碳。據此可以判斷大平原廠的CCS應該有可觀的利潤。

目前全世界對于煤炭燃燒產生的二氧化碳所做的CCS，大多僅為小規模的示范，或是仍在規劃階段，大平原廠的CCS 是全世界煤炭能源的CCS 中規模最大的，運轉經驗最久的。然而即使在有利可圖，而且運轉經驗領先全世界的情況下，大平原廠的CCS 捕集率最高時大約也只有50%。

根據大平原廠公布的數據，大平原廠每年捕集的二氧化碳大約三百萬短噸，美制的短噸(short ton) 合兩千英鎊或約0.907 噸，三百萬短噸約合二百七十二萬噸。大平原廠每年消耗產于鄰近Freedom Mine 的褐煤約六百萬短噸(約合544 萬噸)，FreedomMine的褐煤為地表開采，平均熱值每英鎊約6775 英熱值40。根據美國能源信息管理局的資料，北達科他州褐煤的二氧化碳排放系數為218.8

英鎊/ 百萬英熱值。根據這些數據，我們可以估計大平原廠生產煤制合成天然氣的二氧化碳排放量約為每年八百萬噸(含下游合成氣燃燒產生的排放量)。Freedom Mine 的褐煤因為是地表開采，開采過程的能源消耗低于地下開采。根據學者的估算，美國地表開采的煤炭開采過程的二氧化碳排放量約為40.65 公斤/ 短噸(約合44.82 公斤/ 噸)。依此我們可以估計供應大平原廠的褐煤在開采過程的二氧化碳排放量每年約24.4 萬噸。Freedom Mine

到大平原廠的距離只有不到十英里(約合16 公里)，運輸過程產生的二氧化碳可以忽略不計。這樣我們可以估算出大平原的CCS 大約可以將煤制合成氣的全生命周期二氧化碳排放量減低約三分之一。

無CCS 的合成天然氣若是用來發電，其碳排放強度會高于燃煤發電，依照大平原廠的CCS

捕集率扣除捕集的二氧化碳后，其碳排放強度會略低于燃煤發電，但仍顯著高于一般的天然氣發電。

在理想狀況下，CCS 可以將二氧化碳封存于地下而減緩地表的溫室效應，但是長期來說，現在封存的二氧化碳也有可能會因為地殼變動或人為疏忽與破壞而泄漏出來。因此封存之后必須長期監控。從防治溫室效應的時間尺度來說，即使用最低的標準，CCS 也必須要能封存幾千年以上才有意義。

從能源轉換效率的角度來看，使用煤制合成天然氣發電是一種低效的能源利用方式。根據大平原廠近年實際運轉資料來計算，由煤炭轉換成合成天然氣的能源轉換效率大約60%。大型復循環燃氣電廠的能源轉換效率大約50%。因此由煤炭先制成合成天然氣再用做燃氣發電的能源轉換效率大約為60% *50%＝ 30%。一般大型燃煤電廠的能源轉換效率則大多可達到40%以上。同樣發一度電，使用煤制天然氣要比直接燃煤多消耗三分之一的煤炭資源。

啟示：煤制氣項目眼光至少要看四十年

新科技的發展，往往是很難預測的。然而有一個基本的方向就是，競爭越激烈的市場，廠商為了維持競爭力就必須投入更多的資源進行研發，而投入更多資源做研發的產業技術進步就更快。

從前富煤少氣的美國，在建立了全世界最自由競爭的天然氣市場之后，不但傳統天然氣的新發現超乎原本的預期，而且新技術的創新使得美國在煤層氣、頁巖氣的開發都領先于全世界。現在美國因為天然氣太便宜，連燃煤電廠都紛紛改燒天然氣發電。

像煤制天然氣這樣的投資，眼光至少要看四十年。四十年前，美國沒有人可以想象四十年后的今天，美國的天然氣資源不但沒有枯竭，還比四十年前更豐富。四十年前，風力與太陽光伏發電技術猶如空中樓閣，幾乎沒有任何市場競爭力。而四十年后的今天，風力發電儼然已經成為主流的發電技術之一，太陽光伏的成本也越來越有競爭力。

從過去數十年的經驗來看，太陽光伏的成本大約每十年下降一半，未來十年到二十年間，太陽光伏發電的成本很可能會降到跟燃煤發電差不多甚至更便宜。如果到時候用太陽光伏發電來取暖煮食比用煤制氣更便宜，那么現在建的這些煤制氣廠將被迫停產關閉。如果只運轉不到二十年就關閉，現在的投資將難以收回成本。

美國在取消天然氣價格管制的初期興建了大平原煤制天然氣廠，經歷了慘痛的教訓。現在一窩蜂地投入煤制天然氣，將對中國的長期發展帶來極高的風險。政府跟投資者對于這樣攸關國家社會未來發展的豪賭，必須要三思而后行，切莫跟風盲從。