理论上讲，在现代煤化工的五大产品之中煤制气的前景最为光明。
一方面，我国人口众多，对能源尤其清洁的天然气资源需求大。另一方面，新疆、内蒙古煤炭资源量之和占到全国煤炭资源总量的62.3%，由于地处偏远、交通不便，两地丰富的煤炭资源最好的利用方案就是煤制气，通过管道输入内地。在已经建成、核准或给予“路条”的合计17个煤制气项目中，有14个项目集中于上述区域。
（资料图片 来源于网络） 按理，这个既有巨大市场需求，又有重要战略影响且备受各方关注的项目，应该发展得顺风顺水、红红火火才对。但事实正好相反。
在已经商业化的四大现代煤化工技术路径中，煤制气的表现最差——
—除去刚刚投产的伊犁新天煤化工有限责任公司20亿立方米/年煤制气项目外，2016年以前投产并运营2年以上的大唐克旗煤制天然气公司、内蒙古汇能煤化工有限公司、中国庆华能源集团3个煤制气项目，投产以来给予投资人的回报均为负值。
虽然不少业内人士将煤制气当前困境归咎于国内油气巨头对天然气管网的垄断经营、刻意压低煤制气进入管道的价格，以及国际油气价格下跌和国内煤炭价格的坚挺，但仔细分析不难发现，煤制气困局的真正原因，还是没有掌握先进成熟的核心技术，是行业自身本领不够过硬。
纵观已经建成的4个煤制气项目，均有以下共同特点：
一是为了从粗煤气中最大限度地获得甲烷气，气化装置均采用了碎煤加压气化技术。与先进的粉煤气化或水煤浆气化技术相比，碎煤加压气化存在煤种适用范围小、单台气化炉规模小、污水产生量大且成分复杂难以处理、工艺流程长、环保设施投入与运行费用高、环境风险大等弊端。在环保要求日益严格的情况下，这种技术将会持续增加整个装置的运营成本，削弱煤制气装置盈利能力和竞争力。
二是包括甲烷化反应器、甲烷化催化剂，以及循环气压缩机等关键设备和助剂，几乎全部从国外进口，增加了项目投资成本和后期运行与检维修费用，降低装置盈利能力。
三是无论工艺设计、装置布局、装置规模、技术路径，均套用或基本套用了美国大平原公司煤制气模式。因美国大平原公司是全球首个煤制气项目，当时并无成熟经验可供借鉴，致使其从项目前期准备、施工建设，到后来的生产运营，均走了不少弯路，甚至一度出现了巨额亏损。国内众多煤制气项目不加甄别（也无更多案例可选）地照搬大平原模式，等于跟随了一位不良老师，又怎么会有好的结果呢？
因此，必须尽快开发适宜的大型、特大型煤气化炉和先进可靠的甲烷化技术工艺并实现技术装备国产化。
令人欣慰的是，国内一些企业自主开发的技术，已经能够担纲降低煤制气项目投资和能耗、提升项目盈利能力的重任。比如，陕西延长石油集团开发的CCSI技术（煤热解气化一体化）和大型输运床连续气化技术，由于回收利用了煤焦油、实现了热焦粉的直接气化，加之单台气化炉日处理煤量可达5000吨，且无难以处理的废水产生，其节能减排效果和经济效益十分显著，经测算：以该技术为龙头建设煤制气项目，每立方米天然气成本可控制在1.1元以内。又比如，北京新奥集团开发的煤催化气化、煤加氢气化技术，不仅煤的适应范围广、粗合成气中的甲烷气含量超过20%（最高可达50%），而且不会产生大量难以处理的气化污水。采用这种技术建设的煤制气装置，成本可控制在1元/立方米以下。
业内专家指出，如果采用上述国产化技术、设备，并精心设计，一个40亿立方米/年煤制气项目的投资可控制在200亿元以内，将比目前建成和在建的项目节约资金约100亿元。按目前的煤炭价格计算，煤制气的综合成本可控制在1.3元/立方米以内，远低于目前已经建成投产的几个煤制气项目1.6元～1.9元/立方米的综合成本，具备市场竞争实力。（陈光达 陈继军）
转自：中国化工报
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