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煤制氣:成敗取決于長(cháng)距離管輸

來(lái)源: 中化新網(wǎng)
編輯: 阿勇
發(fā)布時(shí)間: 2013-06-18
訪(fǎng)問(wèn)量: 3052

    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,煤制氣項目在解決了技術(shù)瓶頸、保證了市場(chǎng)需求之后,管輸問(wèn)題成為項目成功的關(guān)鍵。
    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/年四個(gè)煤制氣項目之后,今年以來(lái),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 )委員賀永德告訴記者。他說(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,“十一五”獲批的四個(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)。中科院大連化物所自行設計的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。
    煤制天然氣的市場(chǎng)前景同樣被業(yè)內看好。據了解,“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)。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)將分別不會(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(每立方米,下同)。按照全線(xiàn)平均管輸費1.2元計算,城市門(mén)站均價(jià)為2.4~2.7元。與西氣東輸二線(xiàn)相比,煤制氣具有0.5元以上的優(yōu)勢。若與進(jìn)口LNG相比,煤制氣有2元以上的優(yōu)勢。后期如果天然氣價(jià)格上調,則煤制氣的價(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,而應通過(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。
    中科合成油公司高級工程師唐宏青等專(zhuān)家則提醒說(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。
    這是因為,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,還要支付高昂的運費(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,引發(fā)連鎖反應,繼而毀掉整個(gè)煤制氣產(chǎn)業(yè)。據透露,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,不可重蹈覆轍。
    “目前中國天然氣管網(wǎng)主要由中石油、中石化經(jīng)營(yíng),煤制氣又必須通過(guò)管網(wǎng)輸送才能盈利。而要想順利入網(wǎng),煤制氣企業(yè)就得在價(jià)格上做出讓步,使盈利項目變得微利。”石油和化學(xué)工業(yè)規劃院無(wú)機化工處處長(cháng)李志堅這樣表示。
    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。