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审慎评估再产“气”
但也有专家认为,我国“十三五”现代煤化工仍以示范为主,煤制天然气要谨慎发展。煤制天然气只能是一种清洁能源的补充,要慎重冷静发展,防止头脑过热。即使陕西煤炭资源丰富,也要保护性开发。在目前油价下跌导致天然气竞争力下降的冲击下,煤制气投资热度明显降温。
中国石油和化学工业联合会副秘书长胡迁林介绍,截至2015年我国煤制天然气总产能31.05亿立方米/年,但产量仅16亿立方米,开工率51.5%。
胡迁林认为,“十三五”期间现代煤化工面临的环境错综复杂,机遇挑战并存,受低油价冲击较大,利润空间很小。天然气仍存缺口,发展煤制天然气可作为其有效补充。但因自主技术比重不高,“十三五”重点是加强关键技术和装备创新,攻克单套13亿~30亿立方米/年甲烷化反应器及催化剂,实现甲烷化工程放大。
记者在采访时了解到,煤制天然气仍面临许多风险,制约瓶颈包括技术、经济性、水资源制约、环保排放、天然气运输通道配套等。
中国石油和化学工业联合会煤化工专委会专家、陕西省化工学会名誉理事长贺永德告诉记者,煤制天然气技术核心是甲烷化催化剂和大型甲烷化反应器,主要技术和关键设备依靠国外引进。煤制天然气中的甲烷合成技术已经工业化的有丹麦托普索、英国戴维、德国鲁奇等工艺,其技术核心是甲烷化催化剂和大型甲烷化反应器。已经建成运行的煤制天然气项目,核心技术大都是采用国外的,我国催化剂、大型化反应器及关键设备材料等还依赖进口,面临专利转让费高、催化剂和设备昂贵的现实。今后应加快国内技术和产业化步伐,尽早实现国产化。
陕西省决策咨询委员会委员胡海峰对记者说,我国页岩气储藏条件不如美国,大规模开发利用尚需时日,短期内不会冲击天然气。煤制天然气潜力巨大,是重要的调节补充,也是可靠的战略保障。但煤制天然气项目一次性投资较大,生产成本偏高,利润空间不大。同时CO2排放问题难以有效解决。
贺永德也认为,煤制天然气投资大、耗水量大,污水处理难度大。比如40亿立方米/年煤制天然气项目投资高达240亿元,年耗水量4000万~5000万吨。煤制天然气大多采用鲁奇炉煤气化,但鲁奇炉煤气化温度较低,产生的合成气中本身含10%~13%的甲烷,煤气洗涤冷却水中含油及有机化合物多,污水处理非常困难、成本高。40亿立方米/年天然气生产装置若达到近零排放,仅污水处理投资就需要10亿元以上。外热式热解煤气含甲烷35%左右,煤热解制天然气也可以适当发展。
在郭卫东看来,煤制天然气的最大障碍是含盐废渣的资源化利用问题。去年年底环境保护部出台的《现代煤化工建设项目环境准入条件(试行)》,无疑提高了环保门槛。苏新能源和丰公司40亿立方米/年煤制天然气项目历经环评被否决的波折广受关注。
记者注意到,环保部对中海油山西大同煤制天然气项目环境影响报告书批复中,除对大气、废水、固体废物等排放提出要求外,还明确加强无组织挥发性有机污染物和恶臭废气的污染防治,采用设备泄漏检测和修复技术;落实各项环境风险防范措施,有效预防环境风险。
我国天然气输气管网主要被“两桶油”掌控,煤制天然气项目均不同程度地受制于输气管网,完全处于弱势。比如大唐克旗煤制气项目自2012年7月打通流程投运以来,因中石油输气管线建设严重滞后,1年半以后才得以投产送气。其后,又因输气管网原因多次影响正常生产。
国家发改委能源研究所研究员、中国能源研究会常务副理事长周大地说,我国能源消费高速增长期已经结束,“十三五”将继续保持低速增长,保障能源供应主要矛盾转变为优质低碳能源供应不足;能源结构调整,加快绿色低碳化发展,提高能源系统效率、讲求能源投资和运行经济效益将成为今后能源发展的主要目标。他认为现代煤化工总体风险仍然较高,对煤制气等严格控制,将其限制为技术示范和储备。
业内专家认为,陕西发展煤制天然气对这些因素必须充分考量。
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