理論上講，在現(xiàn)代煤化工的五大產(chǎn)品之中煤制氣的前景最為光明。
一方面，我國人口眾多，對能源尤其清潔的天然氣資源需求大。另一方面，新疆、內(nèi)蒙古煤炭資源量之和占到全國煤炭資源總量的62.3%，由于地處偏遠、交通不便，兩地豐富的煤炭資源最好的利用方案就是煤制氣，通過管道輸入內(nèi)地。在已經(jīng)建成、核準或給予“路條”的合計17個煤制氣項目中，有14個項目集中于上述區(qū)域。
（資料圖片 來源于網(wǎng)絡） 按理，這個既有巨大市場需求，又有重要戰(zhàn)略影響且備受各方關注的項目，應該發(fā)展得順風順水、紅紅火火才對。但事實正好相反。
在已經(jīng)商業(yè)化的四大現(xiàn)代煤化工技術路徑中，煤制氣的表現(xiàn)最差——
—除去剛剛投產(chǎn)的伊犁新天煤化工有限責任公司20億立方米/年煤制氣項目外，2016年以前投產(chǎn)并運營2年以上的大唐克旗煤制天然氣公司、內(nèi)蒙古匯能煤化工有限公司、中國慶華能源集團3個煤制氣項目，投產(chǎn)以來給予投資人的回報均為負值。
雖然不少業(yè)內(nèi)人士將煤制氣當前困境歸咎于國內(nèi)油氣巨頭對天然氣管網(wǎng)的壟斷經(jīng)營、刻意壓低煤制氣進入管道的價格，以及國際油氣價格下跌和國內(nèi)煤炭價格的堅挺，但仔細分析不難發(fā)現(xiàn)，煤制氣困局的真正原因，還是沒有掌握先進成熟的核心技術，是行業(yè)自身本領不夠過硬。
縱觀已經(jīng)建成的4個煤制氣項目，均有以下共同特點：
一是為了從粗煤氣中最大限度地獲得甲烷氣，氣化裝置均采用了碎煤加壓氣化技術。與先進的粉煤氣化或水煤漿氣化技術相比，碎煤加壓氣化存在煤種適用范圍小、單臺氣化爐規(guī)模小、污水產(chǎn)生量大且成分復雜難以處理、工藝流程長、環(huán)保設施投入與運行費用高、環(huán)境風險大等弊端。在環(huán)保要求日益嚴格的情況下，這種技術將會持續(xù)增加整個裝置的運營成本，削弱煤制氣裝置盈利能力和競爭力。
二是包括甲烷化反應器、甲烷化催化劑，以及循環(huán)氣壓縮機等關鍵設備和助劑，幾乎全部從國外進口，增加了項目投資成本和后期運行與檢維修費用，降低裝置盈利能力。
三是無論工藝設計、裝置布局、裝置規(guī)模、技術路徑，均套用或基本套用了美國大平原公司煤制氣模式。因美國大平原公司是全球首個煤制氣項目，當時并無成熟經(jīng)驗可供借鑒，致使其從項目前期準備、施工建設，到后來的生產(chǎn)運營，均走了不少彎路，甚至一度出現(xiàn)了巨額虧損。國內(nèi)眾多煤制氣項目不加甄別（也無更多案例可選）地照搬大平原模式，等于跟隨了一位不良老師，又怎么會有好的結(jié)果呢？
因此，必須盡快開發(fā)適宜的大型、特大型煤氣化爐和先進可靠的甲烷化技術工藝并實現(xiàn)技術裝備國產(chǎn)化。
令人欣慰的是，國內(nèi)一些企業(yè)自主開發(fā)的技術，已經(jīng)能夠擔綱降低煤制氣項目投資和能耗、提升項目盈利能力的重任。比如，陜西延長石油集團開發(fā)的CCSI技術（煤熱解氣化一體化）和大型輸運床連續(xù)氣化技術，由于回收利用了煤焦油、實現(xiàn)了熱焦粉的直接氣化，加之單臺氣化爐日處理煤量可達5000噸，且無難以處理的廢水產(chǎn)生，其節(jié)能減排效果和經(jīng)濟效益十分顯著，經(jīng)測算：以該技術為龍頭建設煤制氣項目，每立方米天然氣成本可控制在1.1元以內(nèi)。又比如，北京新奧集團開發(fā)的煤催化氣化、煤加氫氣化技術，不僅煤的適應范圍廣、粗合成氣中的甲烷氣含量超過20%（最高可達50%），而且不會產(chǎn)生大量難以處理的氣化污水。采用這種技術建設的煤制氣裝置，成本可控制在1元/立方米以下。
業(yè)內(nèi)專家指出，如果采用上述國產(chǎn)化技術、設備，并精心設計，一個40億立方米/年煤制氣項目的投資可控制在200億元以內(nèi)，將比目前建成和在建的項目節(jié)約資金約100億元。按目前的煤炭價格計算，煤制氣的綜合成本可控制在1.3元/立方米以內(nèi)，遠低于目前已經(jīng)建成投產(chǎn)的幾個煤制氣項目1.6元～1.9元/立方米的綜合成本，具備市場競爭實力。（陳光達 陳繼軍）
轉(zhuǎn)自：中國化工報
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