是的，乍一听都会想，这个法官傻了吗？这不等于自我揭发吗？白岩松（评论员）：这个法官一点都不傻，一方面，他是一个完全明白人的违法和违规，他违反《法官法》、《公务员法》。
今年三四月份以来，煤炭价格又表现出淡季不淡的特征，从三月下旬开始再次步入快速上涨的轨道。随着国际煤炭价格下跌，国际煤价更具竞争力，电厂和钢铁厂更有动力使用进口煤炭。
据环球煤炭交易平台数据显示，5月14日澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格在上周末106.2美元/吨的基础上回落3.97美元/吨至102.23美元/吨，幅度为3.88%。近两周以来，国际动力煤市场出现连续下跌走势。欧洲债务危机升级，对欧元形成压制，造成了美元的强劲走势。运价下跌，秦皇岛港煤炭价格上涨速度本周趋缓。综上所述，在国内煤炭需求受到房地产调控影响下，和国际石油价格和国际煤价下跌的带动下，不排除煤炭价格在用煤旺季见顶下跌的可能。
严格的调控政策势必会在一定程度上影响房地产的开工率，进而影响到对电力、钢材、水泥等的需求。但是，4月份政府力度空前的房地产调控，和欧洲债务危机的骤然升级，却给旺季的煤炭前景带来不确定性的影响在内蒙古、山东建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本分别为1.591元/立方米和2.151元/立方米，都可以和西气东输二线进口天然气竞争
另外，中国城市燃气协会人士表示，国际上天然气在一次能源消费中已达到25%，而我国的3%明显滞后。但是，如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/立方米，与西气东输二线霍尔果斯门站价2.2元/立方米（石油价格为80美元/桶时）相比，煤制天然气竞争力明显高于土库曼斯坦进口的天然气。显然无法与近年来进口的LNG（液化天然气）相竞争。亚化咨询预计2015年我国将形成200亿立方米/年的煤制天然气产能，约占天然气消费量的10%左右。
亚化咨询对《能源》杂志记者算了一笔账：每10亿立方米就需要50亿元的投资，一般1个项目是40亿立方米左右，需投入200亿元，那么，近20个项目将是很大的一笔投资。就在众多企业无法从三大石油公司手中分得天然气的一杯羹之际，煤制天然气开始盛行起来，短短一两年的时间，已经有近20个项目开工或规划。
而采用水煤浆气化工艺，假设在内蒙或陕西等地区，采用水煤浆气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产16亿立方米天然气，原料煤为长焰煤，价格为300元/t，燃料煤为煤矸石，价格为50元/t，测算得到的天然气单位生产成本为1.591元/立方米（已扣除副产品收入）。考虑到天然气易于大规模管道输送等因素，建议煤制天然气项目重点布局在新疆、内蒙古东部等地区，这些地区地理位置偏远，煤炭难以外运，因此价格较低，有利于降低生产成本。成本困惑据刘志光介绍，目前西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/立方米。如果按照递远递增方式确定管输费，预计沿海地区的价格将更高。
在内蒙古、山东建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本分别为1.591元/立方米和2.151元/立方米，都可以和西气东输二线进口天然气竞争。在生产成本（未扣除副产品）中，原材料费用占41.4%。国家发展改革委能源所研究员宋武成预测，20年后，我国天然气消费年缺口将达到1075亿—1765亿立方米。或许，正是因此，大批能源企业纷纷把煤制天然气项目落户新疆。
技术之争煤制天然气的清洁性是众所周知的，煤制天然气的热值达到37-38兆焦尔/标准立方米（高热值），与国家天然气质量标准规定的最低热值31.4兆焦尔/标准立方米（高热值）相比，热值高出17.8%-21%。中电投新能察布查尔和中电投霍城2个60亿立方米煤制天然气项目近期在新疆伊犁哈萨克自治州开工建设。
陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/立方米。刘志光介绍说，时下常用三种技术，碎煤固定床加压气化工艺、水煤浆气化工艺、粉煤加压气化工艺。
2010年我国天然气需求量将达到1000亿—1100亿立方米，而同期天然气产量却只能达到900亿—950亿立方米。然而，这个戴着清洁能源高帽的新兴产业应该如何发展？却一直处于争论的漩涡之中。而煤制天然气项目的生产成本都在1.0元/立方米以上，在保证项目基本内部收益率的情况下，煤制天然气的销售价格更高，显然，煤制天然气难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。然而，投资者毕竟是企业，对项目经济性的评定自然成为热点。燃料动力费用占18.2%，二者合计为59.6%，说明煤价是影响生产成本的最敏感因素。作为新兴的清洁能源，煤制天然气近两年来虽发展迅猛，却一直处在争论的漩涡中。
虽然在新疆、内蒙古或其它地区建设煤制天然气项目难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。刘志光算了这样一笔账：按照西气东输二线与国际油价挂钩的定价公式，计算出当国际石油价格为80美元/桶时，在霍尔果斯的边境完税价格为2.20元/立方米。
大手笔或许会催生出一个新的产业。假设在新疆或内蒙东部地区，采用碎煤固定床加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方米天然气，原料煤、燃料煤均为褐煤，价格为170元/t，测算得到的天然气单位生产成本为1.059元/立方米（已扣除副产品收入）。
看中这个项目的有国有资本也有民营资本，有电力公司也有石油公司和煤炭公司。石油和化学工业规划院副总工程师刘志光专攻煤化工经济性分析，其参与了国内多个煤制天然气前期研究工作。
在二氧化碳、硫化氢、总硫等指标方面也高于国家标准，产品中几乎不含一氧化碳。另外，由于碎煤固定床加压气化工艺副产大量的焦油、石脑油、粗酚等价值较高的副产品，副产品的销售收入达0.468元/立方米，对天然气的生产成本和项目的经济效益产生了重大的影响。折旧和修理费用占28%，表明投资对生产成本的影响也较大，煤制天然气项目要严格控制煤炭价格和投资规模，从而降低生产成本，提高项目的竞争力和抗风险能力。采用粉煤加压气化工艺，假设在山东或河南地区，采用粉煤加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方米天然气时，原料煤、燃料煤均为洗中煤，价格为400元/t，测算得到的天然气单位生产成本为2.151元/立方米（已扣除副产品收入）。
按照全线平均管输费1.08元/立方米计算，城市门站平均价格达到3.28元/立方米。另外，从新疆到达华南地区的煤制天然气其竞争力也远强于进口LPG（液化石油气）。
其中，碎煤固定床加压气化工艺的生产成本最低，而水煤浆气化工艺的生产成本最高。如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/立方米，管输费参照西气东输二线全线平均管输费1.08元/立方米计算，到华南地区城市门站的价格为2.139元/立方米。
这个缺口或许对于煤制天然气是个好消息。在新疆、内蒙古和山东等地区建设煤制天然气项目完全可以与新增进口LNG（液化天然气）相竞争
然而，这些还未成规模，比如华电，煤炭自有量还很低。而每年3000万吨的交易也将远远超过目前中电国际的年用煤量，以2009年为例，中电国际完成发电量490.0873亿千瓦时，而供电煤耗是334.58克每千瓦时，如此算来，只需要1639.7万吨煤。某发电企业曾如此表示。况且，国务院国资委对中央企业的要求是做强主业，发电企业的主业自然是发电，而非煤炭。
拥有一块优质的煤田已经成为奢望。那么，如何在发电企业内部解决燃煤之痛？煤炭是制约发电企业年度扭亏为盈、扭亏增盈的最关键因素之一。
于是，近两三年间，发电企业纷纷成立了煤炭公司或者控股煤矿项目。于是，很多发电企业提出拥有了煤炭就得到了主动权。
但是，可以采取一些其他的措施，比如海外找煤，再比如对国内的煤炭企业参股，甚至并购小煤矿。这的确是一宗大买卖，一旦成功将成为澳大利亚有史以来金额最大的出口合同。
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