1月5日-6日，环保部环境工程评估中心在北京召开了《蒙西煤制天然气外输管道项目环境影响报告书》技术评估会，并顺利通过专家组评审。至此，蒙西煤制气外输管道项目(以下简称“蒙西管道”)离环评获批只差临门一脚，而环评被认为是煤制气相关项目核准过程中最为关键的环节之一。当前，蒙西管道的全线路由方案已获得四省市批准。

蒙西管道是中海油第一条长输跨省天然气管道，线路总长度约1279km，总投资预计为180亿元，管道公司和维抢中心的人员定编总数为647人。蒙西管道的气源包括5大煤制气+一座LNG接收站。5大煤制气包括中海油鄂尔多斯煤制气、中海油山西大同煤制气、新蒙能源鄂尔多斯煤制气、河北建设鄂尔多斯煤制气及北控能源煤制气，一座LNG接收站指中海油天津LNG接收站。据了解，5大煤制气产能合计为240亿方/年，中海油天津LNG接收站的能接收能力为200万吨/年。

环保部的公示信息显示，蒙西管道设计的年输气量为200亿方，而远期在上游产能建设情况适时可以增加压气站，加压后达到300亿方的输气能力。

据悉，蒙西管道和中海油鄂尔多斯煤制气、山西大同煤制气，都属于中海油新能源公司解散前就存在的项目。2014年4月，中海油新能源公司解散，大同和鄂尔多斯煤制气项目收归总部，项目所在公司是直属总公司的二级单位，而项目组成立于当年3月的蒙西管道，则划归中海油气电集团。

对于即将环评获批、拥有自己第一条跨省长输天然气管道的中海油而言，喜悦之外，管道投资收益率、上游气源建设能否与管道同步等，都是需要逐一克服的难题。

根据国家能源局2013年11月4日下发的《关于同意蒙西煤制气外输管道项目开展前期工作的复函》，中海油需要牵头组建具有独立法人资格的蒙西煤制气外输管道公司，负责管道建设和运营。股东方可包括煤制气生产企业、管道沿线省(区、市)投资主体，鼓励民间参股，股东方和具体股比在核准批复时确定。

不过，蒙西管道至今仍是以项目的形式存在，并没有成为独立的法人。而未来，蒙西管道要成为一个单独的管道公司，又将面临着可能无法实现投资收益8%的风险点。

据中石油规划总院副总经济师赵连增研究，新的管道运输定价机制对于新管道公司做出了特定的安排，即管道达产前按项目评价法核定管输价格，达产后按年度核定法调整管输价格，这将使得新成立的管道公司无法实现投资收益8%的政策目标。同时，新成立的法人建设新管道，建设和运营成本一般都会比老管道高，又没有老管道低成本的交叉补贴，核定的管输价格比老管道高，在管输市场中缺乏竞争力。

与此同时，国家能源局要求中海油牵头研究管输(储气)业务与上游供气、下游销售业务分离的运行模式，支持供气商以自行或委托代理等方式直接向下游市场售气，并与管输公司签署管输服务合同，管道运输服务继续实行中央政府定价。

而同时，在上游气源方面，天津LNG已投产，中海油大同、北控鄂尔多斯环评通过，其他项目均仍在环评过程中。

有业内人士告诉eo，天然气管道作为连接资源与市场的渠道，面临的最大风险不是管道建设本身，而在能否与上游资源与管道建设同步。

据悉，蒙西管道与中海油的煤制气同为早期的煤制气计划组成部分，而中海油内部当前对于煤制气的争议仍非常大。也有气电集团负责煤制气下游市场开发的相关人士认为，在蒙晋地区等距离天然气终端市场较近的地区建设煤制气项目是具有一定的经济效益，竞争力大于进口气。业内达成共识的一点是，即便今年内环评获批，蒙西管道还需要获得国家发改委核准，再加上开工建设，投产时间预计在2020年之后。

根据环保部网站公示的《蒙西煤制天然气外输管道项目环境影响报告书》，蒙西管道线路工程包括1条干线，2条注入支线，1条分输支线，1条联络线以及制气厂—首站连接管道，线路总长度约1279km。该管道旨在将内蒙古鄂尔多斯和山西大同地区的煤制天然气输送到京津冀及环渤海地区，一方面可以解决鄂尔多斯、大同地区煤制天然气的外输瓶颈，另一方面将保障京津地区天然气安全稳定供应。

蒙西管道干线自内蒙古杭锦旗首站起，经内蒙、山西、河北和天津4省区市，终至河北省黄骅市黄骅末站，全长约1022km;注入支线管道包括大路注入支线，长约36km;左云注入支线，长约34km;分输支线为廊坊分输支线，线路长约84km;联络线为中海油天津LNG联络线，线路长约88km;大路各制气厂至大路首站、左云制气厂至左云首站以及庆华集团制造厂至托克托注入分输站注入管道约15km。蒙西管道工程将新建各类站场16座，改造1座;阀室50座。