中華石化網訊 4月8日訊，在國家“貧油、少氣、富煤”的能源消費格局下，面對當前大氣污染防治的嚴峻形勢，我國的煤制天然氣發展備受關注。由于面臨來自資源承載、環境容量、管網設施、技術水平以及生產成本等方面的挑戰，煤制氣的發展并不順利。
前不久，記者走進剛投產的內蒙古匯能煤化工有限公司煤制天然氣項目生產區。這家公司的一期工程4億立方米煤制天然氣項目于2014年10月實現一次性投料試車成功。目前，企業進入安全平穩的運行狀態。至此，我國首批由國家核準的4個煤制天然氣項目中，已有3個項目投產。
煤制天然氣項目陸續投產，企業卻有各自的苦惱
我國的煤制天然氣項目起步于“十一五”期間。2009年8月，內蒙古大唐國際克什克騰煤制天然氣項目經過國家發改委核準，成為我國首個大型煤制天然氣示范項目。隨后，大唐遼寧阜新、匯能內蒙古鄂爾多斯和慶華新疆伊犁煤制天然氣項目也陸續經過國家發改委核準，年產能共計151億立方米。
在這些煤制天然氣項目中，內蒙古大唐國際克什克騰40億立方米煤制天然氣項目是我國首個達產的煤制天然氣項目，也被業界認為擁有得天獨厚的資源稟賦。其項目所在地靠近水源和煤源，且用水和用煤都屬于大唐能源化工有限公司下設單位，綜合保障能力較強，價格受市場影響較小；項目用煤為劣質褐煤，在價格上較同類煤制氣項目用煤價格更低。
公司主要目標市場為北京市。一方面，北京市天然氣需求量與日俱增，另一方面，項目所供天然氣可直接進入輸氣管道，企業以產定銷，產品不存在調峰問題，這都為項目的經濟性提供了有效保障。
但自該企業第一系列13.3億立方米項目向北京供氣以來，已遭遇數次停產檢修和技改。在2014年4月至8月連續穩定運行的4個多月時間內，氣化爐總負荷保持在60%左右，日供氣量為240萬立方米。目前，項目實現每天向中石油管道供氣約180萬立方米，接近總負荷的一半。
當前，我國煤制氣企業生產的天然氣只能通過兩種渠道銷售：一種是生產出天然氣后通過輸送管道入網實現銷售；另一種是無法進入輸送管道，企業將天然氣液化后靠汽車運輸銷售。
相比常規的礦采天然氣，煤制合成天然氣的純度更高，液化后甲烷含量可達到99.9%，屬綠色清潔能源。汽車燃燒后尾氣排放污染極低，對大氣環境治理和改善有積極作用。然而，就是這樣的天然氣，在實際的應用中進展并不順利。
“想打開市場很難。由于成本問題，我們的煤制天然氣無法通過輸氣管線入網銷售，目前只能通過先液化再運輸的方式進入市場。作汽車發動機燃料是最好的辦法，但液化天然氣不適宜長距離運輸，能就地消化的量又太小。” 匯能煤化工有限公司總經理劉建強介紹。
從事汽車貨運行業的王瑞民，對煤制天然氣的未來持觀望態度。“使用天然氣汽車要求運營線路上必須有加氣站才行，但很多地方還沒有加氣站。其次就是天然氣卡車相比燃油車價格高出8到10萬元，雖然后期燃料費用節省20%，但一次性投入太高，很多想買的人也打了退堂鼓。”他說。
大量的碳排放不可避免，但算環境總賬依然合算
經過多年的探索與實踐，我國煤制合成天然氣行業正逐步消化吸收國外先進技術。同時，經歷了前期的嚴格控制，2012年開始，陸續有5家在內蒙古投資煤制天然氣項目的企業拿到“路條”，可以開展前期工作。這些企業如建成，年產能將達240億立方米。
但外界關于該行業的爭論卻從未停止。
煤制氣工廠不可避免會產生大量的碳排放，同時煤制氣生產過程中又要耗費大量的水。當前，我國煤制氣工廠大多計劃建在水資源匱乏的西北部地區。同時，煤制氣企業在生產過程中也遇到了一系列技術難題，對煤制氣技術的成熟性以及環保性的爭論一直沒有停止。
“雖然大化工企業會產生排放，但大型裝置效能利用率高，對煙氣等有害物質處理充分，比家家戶戶分戶燃燒的排放要小得多。”劉建強說，“煤制天然氣在生產過程中高效脫除了有害物質，液化天然氣純度高，甲烷含量能夠達到99.9%，屬綠色清潔能源。汽車燃燒后尾氣排放污染極低，對大氣環境治理和改善有積極作用。”
王瑞民告訴記者，由于各地的新能源補貼政策不盡相同，司機們對于天然氣汽車的熱情也不一致，“國家從大層面考慮的是環境問題，但對于分散的天然氣使用者來說，算的是經濟賬。如果能對新能源給予補貼政策，對于推廣更環保的天然氣將起到重要作用”。
據內蒙古煤炭工業局副局長陳澤分析，近年來，我國天然氣對外依存度逐年提高，2013年首次超過30%，2014年達到32.2%。從國家產業政策來看，發展煤制天然氣仍是未來煤炭清潔利用的發展方向和保障我國天然氣供應的重要措施。為防治大氣污染，京津冀地區對天然氣等較清潔能源的需求量會與日俱增。同時隨著煤炭價格的走低，氣荒的愈演愈烈，使得煤化工產品相對于石油產品有著比較優勢。
目前，我國的能源消費每年都在攀升，但是石油和天然氣仍然依賴國際市場，因此煤制合成天然氣項目發展前景可觀，具有一定的發展空間。
專家認為不宜“大干快上”，應制定發展規劃
當前，我國煤制天然氣企業主要采用兩種工藝流程：一種是碎煤加壓氣化技術，另一種是多元料漿氣化技術。碎煤加壓氣化成本較低，但產生的廢水量大且很難做回收凈化處理；多元料漿氣化成本較高，但產品純度高、質量穩定，廢氣廢水廢渣便于治理。
匯能煤制氣是國內四大煤制氣示范項目中唯一采用多元料漿氣化技術的企業。劉建強介紹，匯能煤制氣因一期工程規模較小，基礎設施及污水處理等配套工程一次性投入建設、財務費用及運行成本均偏高，待二期工程投產后，人工、折舊、管理等運行成本將會進一步降低，規模效益將會凸顯。
但記者了解到，煤制天然氣的成本往往數倍于礦采天然氣，煤制氣企業要想發展，需要突破的關口還有很多。
例如，鄂爾多斯居民目前使用的是礦采天然氣，價格是1.77元/立方米。而匯能煤制氣若能獲批準，通過內蒙古西部唯一的天然氣管道入網，每立方米的價格僅能拿到約1.2元。而煤制氣的實際成本，卻比這些價格都高出許多。如此，企業能夠想到的唯一出路是，直接發展建設汽車液化天然氣加注站，通過自己建站形成產供銷一體化的產業體系，提高項目整體經濟效益。但是，此項工作的開展步履艱難。
而此前，大唐克什克騰煤制天然氣項目的日子顯得好過許多。其生產的天然氣價格為國家發改委批復的價格，初期結算價格為每立方米2.75元。但以內蒙古東部的褐煤為原料的煤制天然氣技術的可行性、可靠性和穩定性有待進一步驗證。
“在國家富煤少氣、大氣污染的大背景下，我認為煤制天然氣不僅僅是一種工業技術，也是一種戰略資源。既然是一種戰略資源，國家應當給予政策上的傾斜。”陳澤說。
專家認為，煤制氣在我國屬于新興產業，還處于發展的初級階段，不宜“大干快上”。煤炭屬于國家戰略資源，水的消耗涉及環保問題，管網又具有自然壟斷性質，需要國家從大局出發，通盤考慮，對煤制氣行業發展進行統籌規劃。“同時還要建立上下標準。煤制氣的產品只有氫氣和甲烷，不同于常規天然氣的組成成分，下游用戶要根據煤制氣的產品特性，適應不同來源的天然氣產品。這可以借鑒煤層氣、頁巖氣發展規劃的做法，制定煤制氣發展規劃，并出臺相應的扶持政策。”內蒙古大唐國際克什克騰煤制氣有限公司總經理李克軍建議。吳 勇
前不久，記者走進剛投產的內蒙古匯能煤化工有限公司煤制天然氣項目生產區。這家公司的一期工程4億立方米煤制天然氣項目于2014年10月實現一次性投料試車成功。目前，企業進入安全平穩的運行狀態。至此，我國首批由國家核準的4個煤制天然氣項目中，已有3個項目投產。
煤制天然氣項目陸續投產，企業卻有各自的苦惱
我國的煤制天然氣項目起步于“十一五”期間。2009年8月，內蒙古大唐國際克什克騰煤制天然氣項目經過國家發改委核準，成為我國首個大型煤制天然氣示范項目。隨后，大唐遼寧阜新、匯能內蒙古鄂爾多斯和慶華新疆伊犁煤制天然氣項目也陸續經過國家發改委核準，年產能共計151億立方米。
在這些煤制天然氣項目中，內蒙古大唐國際克什克騰40億立方米煤制天然氣項目是我國首個達產的煤制天然氣項目，也被業界認為擁有得天獨厚的資源稟賦。其項目所在地靠近水源和煤源，且用水和用煤都屬于大唐能源化工有限公司下設單位，綜合保障能力較強，價格受市場影響較小；項目用煤為劣質褐煤，在價格上較同類煤制氣項目用煤價格更低。
公司主要目標市場為北京市。一方面，北京市天然氣需求量與日俱增，另一方面，項目所供天然氣可直接進入輸氣管道，企業以產定銷，產品不存在調峰問題，這都為項目的經濟性提供了有效保障。
但自該企業第一系列13.3億立方米項目向北京供氣以來，已遭遇數次停產檢修和技改。在2014年4月至8月連續穩定運行的4個多月時間內，氣化爐總負荷保持在60%左右，日供氣量為240萬立方米。目前，項目實現每天向中石油管道供氣約180萬立方米，接近總負荷的一半。
當前，我國煤制氣企業生產的天然氣只能通過兩種渠道銷售：一種是生產出天然氣后通過輸送管道入網實現銷售；另一種是無法進入輸送管道，企業將天然氣液化后靠汽車運輸銷售。
相比常規的礦采天然氣，煤制合成天然氣的純度更高，液化后甲烷含量可達到99.9%，屬綠色清潔能源。汽車燃燒后尾氣排放污染極低，對大氣環境治理和改善有積極作用。然而，就是這樣的天然氣，在實際的應用中進展并不順利。
“想打開市場很難。由于成本問題，我們的煤制天然氣無法通過輸氣管線入網銷售，目前只能通過先液化再運輸的方式進入市場。作汽車發動機燃料是最好的辦法，但液化天然氣不適宜長距離運輸，能就地消化的量又太小。” 匯能煤化工有限公司總經理劉建強介紹。
從事汽車貨運行業的王瑞民，對煤制天然氣的未來持觀望態度。“使用天然氣汽車要求運營線路上必須有加氣站才行，但很多地方還沒有加氣站。其次就是天然氣卡車相比燃油車價格高出8到10萬元，雖然后期燃料費用節省20%，但一次性投入太高，很多想買的人也打了退堂鼓。”他說。
大量的碳排放不可避免，但算環境總賬依然合算
經過多年的探索與實踐，我國煤制合成天然氣行業正逐步消化吸收國外先進技術。同時，經歷了前期的嚴格控制，2012年開始，陸續有5家在內蒙古投資煤制天然氣項目的企業拿到“路條”，可以開展前期工作。這些企業如建成，年產能將達240億立方米。
但外界關于該行業的爭論卻從未停止。
煤制氣工廠不可避免會產生大量的碳排放，同時煤制氣生產過程中又要耗費大量的水。當前，我國煤制氣工廠大多計劃建在水資源匱乏的西北部地區。同時，煤制氣企業在生產過程中也遇到了一系列技術難題，對煤制氣技術的成熟性以及環保性的爭論一直沒有停止。
“雖然大化工企業會產生排放，但大型裝置效能利用率高，對煙氣等有害物質處理充分，比家家戶戶分戶燃燒的排放要小得多。”劉建強說，“煤制天然氣在生產過程中高效脫除了有害物質，液化天然氣純度高，甲烷含量能夠達到99.9%，屬綠色清潔能源。汽車燃燒后尾氣排放污染極低，對大氣環境治理和改善有積極作用。”
王瑞民告訴記者，由于各地的新能源補貼政策不盡相同，司機們對于天然氣汽車的熱情也不一致，“國家從大層面考慮的是環境問題，但對于分散的天然氣使用者來說，算的是經濟賬。如果能對新能源給予補貼政策，對于推廣更環保的天然氣將起到重要作用”。
據內蒙古煤炭工業局副局長陳澤分析，近年來，我國天然氣對外依存度逐年提高，2013年首次超過30%，2014年達到32.2%。從國家產業政策來看，發展煤制天然氣仍是未來煤炭清潔利用的發展方向和保障我國天然氣供應的重要措施。為防治大氣污染，京津冀地區對天然氣等較清潔能源的需求量會與日俱增。同時隨著煤炭價格的走低，氣荒的愈演愈烈，使得煤化工產品相對于石油產品有著比較優勢。
目前，我國的能源消費每年都在攀升，但是石油和天然氣仍然依賴國際市場，因此煤制合成天然氣項目發展前景可觀，具有一定的發展空間。
專家認為不宜“大干快上”，應制定發展規劃
當前，我國煤制天然氣企業主要采用兩種工藝流程：一種是碎煤加壓氣化技術，另一種是多元料漿氣化技術。碎煤加壓氣化成本較低，但產生的廢水量大且很難做回收凈化處理；多元料漿氣化成本較高，但產品純度高、質量穩定，廢氣廢水廢渣便于治理。
匯能煤制氣是國內四大煤制氣示范項目中唯一采用多元料漿氣化技術的企業。劉建強介紹，匯能煤制氣因一期工程規模較小，基礎設施及污水處理等配套工程一次性投入建設、財務費用及運行成本均偏高，待二期工程投產后，人工、折舊、管理等運行成本將會進一步降低，規模效益將會凸顯。
但記者了解到，煤制天然氣的成本往往數倍于礦采天然氣，煤制氣企業要想發展，需要突破的關口還有很多。
例如，鄂爾多斯居民目前使用的是礦采天然氣，價格是1.77元/立方米。而匯能煤制氣若能獲批準，通過內蒙古西部唯一的天然氣管道入網，每立方米的價格僅能拿到約1.2元。而煤制氣的實際成本，卻比這些價格都高出許多。如此，企業能夠想到的唯一出路是，直接發展建設汽車液化天然氣加注站，通過自己建站形成產供銷一體化的產業體系，提高項目整體經濟效益。但是，此項工作的開展步履艱難。
而此前，大唐克什克騰煤制天然氣項目的日子顯得好過許多。其生產的天然氣價格為國家發改委批復的價格，初期結算價格為每立方米2.75元。但以內蒙古東部的褐煤為原料的煤制天然氣技術的可行性、可靠性和穩定性有待進一步驗證。
“在國家富煤少氣、大氣污染的大背景下，我認為煤制天然氣不僅僅是一種工業技術，也是一種戰略資源。既然是一種戰略資源，國家應當給予政策上的傾斜。”陳澤說。
專家認為，煤制氣在我國屬于新興產業，還處于發展的初級階段，不宜“大干快上”。煤炭屬于國家戰略資源，水的消耗涉及環保問題，管網又具有自然壟斷性質，需要國家從大局出發，通盤考慮，對煤制氣行業發展進行統籌規劃。“同時還要建立上下標準。煤制氣的產品只有氫氣和甲烷，不同于常規天然氣的組成成分，下游用戶要根據煤制氣的產品特性，適應不同來源的天然氣產品。這可以借鑒煤層氣、頁巖氣發展規劃的做法，制定煤制氣發展規劃，并出臺相應的扶持政策。”內蒙古大唐國際克什克騰煤制氣有限公司總經理李克軍建議。吳 勇
