煤制氣：成敗取決于長(cháng)距離管輸

雖然國內目前尚無(wú)一套商業(yè)化運營(yíng)的煤制天然氣裝置，但煤制氣的技術(shù)經(jīng)濟性顯然已經(jīng)得到國家層面的認可。專(zhuān)家指出，煤制氣項目在消除了技術(shù)瓶頸之后，管輸問(wèn)題成為項目成功的關(guān)鍵。

技術(shù)不再是攔路虎

繼“十一五”批準大唐克旗40億立方米/年、大唐阜新40億立方米/年、慶華伊犁55億立方米/年、匯能鄂爾多斯16億立方米/年4個(gè)煤制氣項目之后，今年又有中電投霍城60億立方米/年、山東新汶礦業(yè)伊犁40億立方米/年、國電興安盟40億立方米/年等8個(gè)煤制氣項目獲得國家發(fā)改委“路條”，從而使煤制氣成為獲批項目最多的新型煤化工路徑。

“這主要因為煤制氣已不存在懸而未決的技術(shù)難題，國內需求旺盛，同時(shí)能解決新疆、內蒙古等西部富煤地區的煤炭深加工問(wèn)題，促進(jìn)地方經(jīng)濟發(fā)展。”陜西省決策咨詢(xún)委員會(huì )委員賀永德說(shuō)。德國魯奇、英國戴維和丹麥托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技術(shù)，其中魯奇公司的技術(shù)在日處理褐煤1.85萬(wàn)噸的美國大平原煤制氣工廠(chǎng)經(jīng)過(guò)了30多年的驗證。

為確保項目成功，一方面，“十一五”獲批的4個(gè)煤制氣項目，全部采用國外技術(shù)，今年獲得“路條”的8個(gè)煤制氣項目，大多也將引進(jìn)國外技術(shù)。

另一方面，國內的技術(shù)也加快了研發(fā)腳步，中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所自行設計的5000立方米/日煤制天然氣甲烷化中試裝置已在河南義馬氣化廠(chǎng)實(shí)現了長(cháng)周期穩定運行，國產(chǎn)甲烷化技術(shù)也趨于成熟，煤制氣項目已經(jīng)基本不存在技術(shù)難題。

供需缺口打開(kāi)利潤空間

煤制天然氣的市場(chǎng)前景同樣被業(yè)內看好。

“十一五”以來(lái)，我國天然氣產(chǎn)量和消費量持續快速增長(cháng)，供需缺口不斷拉大。2012年，全國天然氣產(chǎn)量1077億立方米，消費量1471億立方米，供需缺口達394億立方米。

據權威機構預測：受居民消費快速增長(cháng)推動(dòng)，今后5～10年，我國天然氣需求量仍將持續大幅增長(cháng)。到2015年，我國天然氣需求量將達2600億立方米，2020年將超過(guò)3200億立方米。然而，國內天然氣產(chǎn)量（含煤層氣）屆時(shí)分別不會(huì )超過(guò)1850億立方米和2200億立方米，供需缺口高達750億立方米和1000億立方米。

“如此大的供需缺口，給煤制氣項目提供了巨大的發(fā)展空間，5～10年內煤制氣不會(huì )遭遇產(chǎn)能過(guò)剩困擾。”賀永德說(shuō)。

石油和化學(xué)工業(yè)規劃院副院長(cháng)白頤對煤制氣的經(jīng)濟性給予了肯定。她說(shuō)，以新疆、內蒙古目前的煤炭?jì)r(jià)格計算，在當地建設煤制氣項目，生產(chǎn)成本在1.2～1.5元/立方米。按照全線(xiàn)平均管輸費1.2元/立方米計算，城市門(mén)站均價(jià)為2.4～2.7元/立方米。與西氣東輸二線(xiàn)相比，煤制氣具有0.5元/立方米以上的優(yōu)勢。若與進(jìn)口LNG相比，煤制氣有2元/立方米以上的優(yōu)勢。后期如果天然氣價(jià)格上調，煤制氣的價(jià)格優(yōu)勢會(huì )更加明顯。

“在國家確定的幾大新型煤化工示范路徑中，煤制氣的能量轉化效率相對較高，但二氧化碳排放強度也很大?？紤]到日益加劇的環(huán)境約束和排碳壓力，煤制氣項目不宜獨立布局，應通過(guò)煤分質(zhì)利用，先熱解提取煤焦油，對煤焦油深加工，同時(shí)將熱解氣中甲烷提取，并用半焦造氣生產(chǎn)甲烷氣。同時(shí)建設余熱發(fā)電、‘三廢’處理、二氧化碳捕集與利用等配套設施，借助煤基多聯(lián)產(chǎn)，大幅提高能源、資源利用效率，提升項目綜合競爭力。”國家能源煤炭分質(zhì)清潔轉化重點(diǎn)實(shí)驗室主任、陜煤化集團副總經(jīng)理尚建選表示。

管輸問(wèn)題亟待解決

中科合成油公司高級工程師唐宏青則提醒說(shuō)，煤制氣項目雖然沒(méi)有技術(shù)難題，短期內也無(wú)產(chǎn)能過(guò)剩之虞，并具有生產(chǎn)成本優(yōu)勢，但若不能解決管輸問(wèn)題，同樣會(huì )面臨巨大風(fēng)險。

綜合考慮各種因素，煤制氣宜集中在新疆、內蒙古等地建設，但上述地區距離天然氣主要消費市場(chǎng)遙遠，如果不能借助方便、低成本的管道輸送，而是將制得的天然氣壓縮后再通過(guò)鐵路或公路運至中東部地區，不僅會(huì )大幅增加項目投資，而且要支付高昂的運費。液化天然氣從新疆、內蒙古運往中東部地區，噸產(chǎn)品運費少則500～600元，多則上千元，且無(wú)法保證天量天然氣安全、順利、快捷地運輸銷(xiāo)售。

上述任何一種情況的發(fā)生，都將使項目原本擁有的成本優(yōu)勢蕩然無(wú)存，經(jīng)濟效益與社會(huì )效益大打折扣。甚至可能使投資者進(jìn)退維谷。據專(zhuān)家透露，已有一個(gè)煤制氣項目因管輸問(wèn)題沒(méi)有落實(shí)到位而推遲了投產(chǎn)期，使企業(yè)蒙受了巨大損失，在建擬建的眾多項目，應以此為鑒。

對此，唐宏青提出了四點(diǎn)建議：一是國家層面要集中布局煤制氣項目，且一個(gè)地區的規模至少應在100億立方米/年以上，以便集中管輸；二是在布局煤制氣項目時(shí)，要同步規劃管輸工程，確保項目一投產(chǎn)即能通過(guò)管道方便、快捷、安全地輸送到目標市場(chǎng)；三是綜合考慮投資、運行與環(huán)保費用，煤制氣項目最好以褐煤為原料，采用氣流床氣化和絕熱甲烷化工藝，以及高鎳催化劑；四是要對煤制氣實(shí)施總量控制，防止后期頁(yè)巖氣規?；_(kāi)發(fā)導致國內天然氣供應格局改變對項目帶來(lái)沖擊和影響。