煤制气：成败取决于长距离管输

虽然国内目前尚无一套商业化运营的煤制天然气装置，但煤制气的技术经济性显然已经得到国家层面的认可。专家指出，煤制气项目在消除了技术瓶颈之后，管输问题成为项目成功的关键。

技术不再是拦路虎

继“十一五”批准大唐克旗40亿立方米/年、大唐阜新40亿立方米/年、庆华伊犁55亿立方米/年、汇能鄂尔多斯16亿立方米/年4个煤制气项目之后，今年又有中电投霍城60亿立方米/年、山东新汶矿业伊犁40亿立方米/年、国电兴安盟40亿立方米/年等8个煤制气项目获得国家发改委“路条”，从而使煤制气成为获批项目最多的新型煤化工路径。

“这主要因为煤制气已不存在悬而未决的技术难题，国内需求旺盛，同时能解决新疆、内蒙古等西部富煤地区的煤炭深加工问题，促进地方经济发展。”陕西省决策咨询委员会委员贺永德说。德国鲁奇、英国戴维和丹麦托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技术，其中鲁奇公司的技术在日处理褐煤1.85万吨的美国大平原煤制气工厂经过了30多年的验证。

为确保项目成功，一方面，“十一五”获批的4个煤制气项目，全部采用国外技术，今年获得“路条”的8个煤制气项目，大多也将引进国外技术。

另一方面，国内的技术也加快了研发脚步，中国科学院大连化学物理研究所自行设计的5000立方米/日煤制天然气甲烷化中试装置已在河南义马气化厂实现了长周期稳定运行，国产甲烷化技术也趋于成熟，煤制气项目已经基本不存在技术难题。

供需缺口打开利润空间

煤制天然气的市场前景同样被业内看好。

“十一五”以来，我国天然气产量和消费量持续快速增长，供需缺口不断拉大。2012年，全国天然气产量1077亿立方米，消费量1471亿立方米，供需缺口达394亿立方米。

据权威机构预测：受居民消费快速增长推动，今后5～10年，我国天然气需求量仍将持续大幅增长。到2015年，我国天然气需求量将达2600亿立方米，2020年将超过3200亿立方米。然而，国内天然气产量（含煤层气）届时分别不会超过1850亿立方米和2200亿立方米，供需缺口高达750亿立方米和1000亿立方米。

“如此大的供需缺口，给煤制气项目提供了巨大的发展空间，5～10年内煤制气不会遭遇产能过剩困扰。”贺永德说。

石油和化学工业规划院副院长白颐对煤制气的经济性给予了肯定。她说，以新疆、内蒙古目前的煤炭价格计算，在当地建设煤制气项目，生产成本在1.2～1.5元/立方米。按照全线平均管输费1.2元/立方米计算，城市门站均价为2.4～2.7元/立方米。与西气东输二线相比，煤制气具有0.5元/立方米以上的优势。若与进口LNG相比，煤制气有2元/立方米以上的优势。后期如果天然气价格上调，煤制气的价格优势会更加明显。

“在国家确定的几大新型煤化工示范路径中，煤制气的能量转化效率相对较高，但二氧化碳排放强度也很大。考虑到日益加剧的环境约束和排碳压力，煤制气项目不宜独立布局，应通过煤分质利用，先热解提取煤焦油，对煤焦油深加工，同时将热解气中甲烷提取，并用半焦造气生产甲烷气。同时建设余热发电、‘三废’处理、二氧化碳捕集与利用等配套设施，借助煤基多联产，大幅提高能源、资源利用效率，提升项目综合竞争力。”国家能源煤炭分质清洁转化重点实验室主任、陕煤化集团副总经理尚建选表示。

管输问题亟待解决

中科合成油公司高级工程师唐宏青则提醒说，煤制气项目虽然没有技术难题，短期内也无产能过剩之虞，并具有生产成本优势，但若不能解决管输问题，同样会面临巨大风险。

综合考虑各种因素，煤制气宜集中在新疆、内蒙古等地建设，但上述地区距离天然气主要消费市场遥远，如果不能借助方便、低成本的管道输送，而是将制得的天然气压缩后再通过铁路或公路运至中东部地区，不仅会大幅增加项目投资，而且要支付高昂的运费。液化天然气从新疆、内蒙古运往中东部地区，吨产品运费少则500～600元，多则上千元，且无法保证天量天然气安全、顺利、快捷地运输销售。

上述任何一种情况的发生，都将使项目原本拥有的成本优势荡然无存，经济效益与社会效益大打折扣。甚至可能使投资者进退维谷。据专家透露，已有一个煤制气项目因管输问题没有落实到位而推迟了投产期，使企业蒙受了巨大损失，在建拟建的众多项目，应以此为鉴。

对此，唐宏青提出了四点建议：一是国家层面要集中布局煤制气项目，且一个地区的规模至少应在100亿立方米/年以上，以便集中管输；二是在布局煤制气项目时，要同步规划管输工程，确保项目一投产即能通过管道方便、快捷、安全地输送到目标市场；三是综合考虑投资、运行与环保费用，煤制气项目最好以褐煤为原料，采用气流床气化和绝热甲烷化工艺，以及高镍催化剂；四是要对煤制气实施总量控制，防止后期页岩气规模化开发导致国内天然气供应格局改变对项目带来冲击和影响。