理論上講，在現代煤化工的五大產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，通過管道輸入內地。在已經建成、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域。
（資料圖片 來源于網絡） 按理，這個既有巨大市場需求，又有重要戰略影響且備受各方關注的項目，應該發展得順風順水、紅紅火火才對。但事實正好相反。
在已經商業化的四大現代煤化工技術路徑中，煤制氣的表現最差——
—除去剛剛投產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年以前投產并運營2年以上的大唐克旗煤制天然氣公司、內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，投產以來給予投資人的回報均為負值。
雖然不少業內人士將煤制氣當前困境歸咎于國內油氣巨頭對天然氣管網的壟斷經營、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煤炭價格的堅挺，但仔細分析不難發現，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，是行業自身本領不夠過硬。
縱觀已經建成的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、單臺氣化爐規模小、污水產生量大且成分復雜難以處理、工藝流程長、環保設施投入與運行費用高、環境風險大等弊端。在環保要求日益嚴格的情況下，這種技術將會持續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，到后來的生產運營，均走了不少彎路，甚至一度出現了巨額虧損。國內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，又怎么會有好的結果呢？
因此，必須盡快開發適宜的大型、特大型煤氣化爐和先進可靠的甲烷化技術工藝并實現技術裝備國產化。
令人欣慰的是，國內一些企業自主開發的技術，已經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的CCSI技術（煤熱解氣化一體化）和大型輸運床連續氣化技術，由于回收利用了煤焦油、實現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生，其節能減排效果和經濟效益十分顯著，經測算：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。又比如，北京新奧集團開發的煤催化氣化、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。
業內專家指出，如果采用上述國產化技術、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，將比目前建成和在建的項目節約資金約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，遠低于目前已經建成投產的幾個煤制氣項目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）
轉自：中國化工報
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