非居民用天然价格调整，使得常规LNG行业利润受到压缩。近期，已有不少业内人士把目光开始转向焦炉煤气制LNG。
继河南京宝新奥焦炉煤气制LNG项目顺利投产后，新奥集团旗下设计日产能30万方/天的河北唐山焦炉煤气制LNG项目也有望近期投产。
据卓创资讯数据统计显示，目前国内投产的焦炉煤气制LNG项目有4家，总产能约为98万立方米/日，约合30亿立方米/年。
我国是焦炭生产大国，2012年焦炭产量达4.43亿吨。在生产焦炭的同时会产生大量焦炉气。
中国炼焦行业协会会长黄金干指出，目前我国独立焦化企业每年副产焦炉气约1000亿立方米，用于焦炉自身加热的焦炉气量约占50%，剩余约50%的焦炉气必须寻找合理利用的出路。
“焦炉煤气制LNG开辟了焦炉煤气高效利用的新途径，不仅能带动焦化和能源产业的技术进步，还能解决焦炉煤气排放造成的环境污染和资源浪费问题。将排放到大气中的焦炉煤气转化成燃烧值更高的LNG成为今后发展的必然趋势。”卓创资讯分析师刘朝晖说。
与常规LNG生产项目相比，焦炉煤气制LNG具有明显的成本优势。首先是气源成本优势，自7月10日非居民用天然气价格调整后，天然气全国平均门站价格由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元，增量气平均价格每立方米2.95元，而焦炉煤气的价格相对比较低。
“根据焦炉煤气成份的差异，生产1吨LNG(CH4含量约为96%)消耗焦炉气约3800—4500立方米，如有其它CO、CO2资源补充，则焦炉气消耗量大幅下降；若无补充气，则可副产氢气出售。以无补充气计，每生产1吨LNG的生产成本约3000元左右。而生产常规天然气生产1吨LNG，按存量气平均门站价格1.95元/立方米计算，成本在3800元/吨左右。”刘朝晖说。
不仅如此，常规的LNG生产项目多布局在天然气气田附近，远离消费市场，而焦化厂大多在内地，接近市场，运输成本比常规LNG生产企业也将大幅降低。
据卓创资讯不完全统计，目前国内准备投产或在建的焦炉煤气制LNG约有10家，总产能达到20亿立方米/年。
虽然有着巨大的成本优势，但是焦炉煤气制LNG项目同样面临着较为棘手的问题，就是装置与气源的稳定性。相较于常规LNG项目来说，焦炉煤气中含有机硫，脱硫工艺较为复杂，对设备的要求也高于常规LNG项目，投产步伐相对缓慢。
而且“由于焦炭厂受市场影响比较大，加上受当前经济影响，焦炭厂开工率不稳定，这样焦炉煤气气源的供应量也就不太稳定，从而导致LNG生产的不稳定性增加。与此同时，由于此类项目依托于焦炭厂，产量也比较零散，而且量不大。”安讯思息旺能源分析师王瑞琦指出。
