2月下旬，陜西煤業(yè)化工集團公司與中國石化長城能源化工公司在西安舉行煤制天然氣項目合資意向書簽署儀式，雙方將合作新建80億立方米/年煤制天然氣項目。陜西多年追求的煤制天然氣夢想似乎就在眼前。
　　3月上旬，國家發(fā)改委和商務部聯(lián)合發(fā)布了《市場準入負面清單草案（試點版）》，將在天津、上海、福建、廣東4個省市展開試點，明確提出了328項國內禁止和限制投資的行業(yè)和領域等。煤制天然氣項目也在其中，再次被踩了急剎車。2018年起負面清單制度將在全國統(tǒng)一正式實行。
　　在當前天然氣市場需求驟然回落的新態(tài)勢下，能源化工大省陜西要不要發(fā)展本來爭議就較大的煤制天然氣？如果發(fā)展，需要規(guī)避哪些風險？中國化工報記者上周進行了采訪。 
陜西該不該發(fā)展煤制天然氣？

去年11月15日，陜西首個天然氣應急儲備調峰項目——陜西燃氣集團楊凌液化天然氣應急儲備調峰項目投產(chǎn)運行。（本報記者 李軍 攝）

現(xiàn)代煤化工就缺“氣”
　　記者了解到，在現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)中，目前陜西已擁有煤制油、煤制烯烴、煤制芳烴、煤制乙二醇技術，均實現(xiàn)或正在工業(yè)化，其中煤制油（含煤焦油加氫制油）年產(chǎn)能360萬噸、煤制烯烴年產(chǎn)能310萬噸，煤制烯烴產(chǎn)能占全國總產(chǎn)能的41.3%。唯獨煤制天然氣至今仍是陜西現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)的空白。
　　根據(jù)去年9月陜西省政府與中國石化簽署的《戰(zhàn)略合作協(xié)議》，中石化將在陜西發(fā)展煤制氣和油氣勘探開發(fā)、輸氣管道建設等。雖然此次合作只是雙方的意向，但畢竟看到了陜西發(fā)展煤制天然氣的希望。不少業(yè)內專家看好該項目并建議加快實施。
　　“國家規(guī)劃到2020年要達到4200億立方米的天然氣供應量，隨著氣化管網(wǎng)向中小城市和城鎮(zhèn)延伸，天然氣潛在需求會迅速上升，未來加快煤制天然氣發(fā)展是必然趨勢。陜西煤炭資源豐富，地處中國地理版圖中心，周邊省市有巨大的天然氣市場需求，這個項目具有良好前景。”化工專家、陜西省決策咨詢委員會辦公室主任郭衛(wèi)東告訴記者，從供給側角度來看，天然氣供給仍然是未來長時期的短板。今后煤炭低價態(tài)勢將可能持續(xù)，這對降低煤制氣生產(chǎn)成本十分有利，并可提升我國煤制天然氣的國際競爭力。建議有關部門簡化審批程序和環(huán)節(jié)，使這一項目盡快進入前期，成為國家推進重大項目審批改革的示范，成為近零排放、超凈排放和煤炭分級利用與多聯(lián)產(chǎn)的示范項目，提高投資和建設效率，降低建設成本。
　　陜西省決策咨詢委員會完成的《關于建議“十三五”我省將現(xiàn)代煤化工作為戰(zhàn)略產(chǎn)業(yè)持續(xù)做大做強的調研報告》認為，天然氣作為清潔能源消費量快速增長，并已形成以城市燃氣、車用燃料、工業(yè)原料為主的消費結構。據(jù)預測，我國天然氣需求將逐年快速上升，10年后年總需求可能超5000億立方米。目前由于絕大多數(shù)城市輸氣管網(wǎng)尚未涉及，油價下跌導致進口高價液化天然氣競爭力下降，中俄東西天然氣輸氣管道建成供氣和國內一批煤制天然氣項目陸續(xù)投產(chǎn)后，供求矛盾有所緩解。但隨著我國工業(yè)化、城鎮(zhèn)化進程加速，限煤推氣的能源結構調整，天然氣需求缺口將持續(xù)擴大。從長遠市場需求看，“十三五”乃至今后更長時期我國天然氣仍將有巨大發(fā)展空間。預計到2020年天然氣需求量將達到2500億立方米，市場缺口1500億立方米。
　　《陜西省“十三五”發(fā)展規(guī)劃綱要》指出，“優(yōu)煤、穩(wěn)油、擴氣”是陜西“十三五”的能源發(fā)展思路，將堅持常規(guī)與非常規(guī)天然氣資源開發(fā)并重，逐步擴大天然氣產(chǎn)量。即將發(fā)布的《陜西省推進<</SPAN>中國制造2025>現(xiàn)代化工產(chǎn)業(yè)五年行動計劃（2016～2020）》也提出，未來5年陜西將堅持常規(guī)與非常規(guī)天然氣資源開發(fā)并重，逐步擴大天然氣產(chǎn)量，到2020年產(chǎn)能分別達500億立方米/年和40億立方米/年，其中煤制天然氣產(chǎn)能40億立方米/年。積極鼓勵大型企業(yè)利用成熟技術發(fā)展煤制天然氣及其下游精細化工產(chǎn)業(yè)，抓緊開工建設正在規(guī)劃的煤制天然氣項目，并爭取引資鋪設由陜西通往華東、華中和華南的天然氣長輸管道。
　　多年來，陜西發(fā)展煤制天然氣的呼聲從未停止，陜西煤化集團、陜西燃氣集團、榆林能源集團等曾規(guī)劃新建煤制氣項目。
優(yōu)勢明顯要爭“氣”
記者在采訪時了解到，陜西發(fā)展煤制天然氣的優(yōu)勢明顯。一是煤炭資源豐富。陜西煤炭儲量和產(chǎn)量列全國第三位，其中陜北的榆林煤屬于低硫、低灰、高發(fā)熱量的優(yōu)質侏羅紀煤炭，賦存條件較好。煤制天然氣成本僅1.5元/立方米，有利于化解煤炭過剩產(chǎn)能。而且陜西還是我國天然氣主產(chǎn)區(qū)之一，但絕大部分供應華北等地。
　　二是技術不斷創(chuàng)新。西北化工研究院依托自主開發(fā)的碳氫尾氣合成天然氣工藝技術、催化劑及反應器等，在山西聚源煤化有限公司建成年產(chǎn)1.2億立方米焦爐煤氣制天然氣工業(yè)示范裝置，2014年底實現(xiàn)全流程投運，產(chǎn)品氣進入天然氣管網(wǎng)，并且產(chǎn)品氣質量達到液化天然氣（LNG）的生產(chǎn)要求。該技術也適合于以煤氣化合成天然氣工藝路線。
　　西北化院承擔的煤—天然氣共氣化制合成氣技術開發(fā)項目，去年也通過了驗收。該技術通過同一反應器中煤和天然氣聯(lián)合氣化制合成氣，實現(xiàn)煤、天然氣的碳氫資源互補和能量互補，彌補了煤制合成氣“碳多氫少”和天然氣制合成氣“氫多碳少”的不足。
　　三是市場需求有缺口，天然氣管道網(wǎng)絡比較完善。目前陜西已建成靖邊至西安一、二、三線，以及咸陽至寶雞、西安至渭南、寶雞至漢中、關中環(huán)線、西安至商洛、漢中至安康等11條天然氣長輸管道，總里程近3000千米，年輸氣能力130億立方米，形成了覆蓋全省11個市（區(qū)）的輸氣干線網(wǎng)絡，成為國內管網(wǎng)里程最長、輸氣規(guī)模最大、市場覆蓋最廣的地區(qū)。隨著國家“一帶一路”戰(zhàn)略的推進，中亞天然氣，西氣東輸六線、七線等干線管道建設都給陜西煤制天然氣發(fā)展帶來難得的機遇。
　　去年7月，陜西省天然氣管線配套產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟成立，陜鼓集團、延長石油、陜西天然氣公司、華陸科技等單位將發(fā)揮陜西天然氣長輸管道裝備制造等優(yōu)勢，整合企業(yè)資源開展戰(zhàn)略合作、技術攻關，形成天然氣管線配套產(chǎn)業(yè)集群。
　　隨著“氣化陜西”工程的加快實施，所有縣城及重點鄉(xiāng)鎮(zhèn)、園區(qū)的天然氣管網(wǎng)鋪設完成后，陜西天然氣需求缺口也在不斷擴大，10年內年需求量將有可能達到300億立方米以上。
　　陜西省決策咨詢委員會建議，充分利用好陜北蘭炭企業(yè)的荒煤氣和焦化企業(yè)的焦爐煤氣資源合成天然氣，實現(xiàn)副產(chǎn)物高效利用。優(yōu)先使用價格優(yōu)勢明顯的粉煤和劣質煤轉化制天然氣，提高粉煤和劣質煤的使用率，以低成本構建煤制天然氣競爭優(yōu)勢；以陜西開發(fā)的新一代粉煤干餾技術和煤加氫氣化聯(lián)產(chǎn)芳烴和甲烷新技術為依托，爭取規(guī)劃建設天然氣、焦油和芳烴深度分離、發(fā)電和廢棄物資源化利用為一體的煤制天然氣多聯(lián)產(chǎn)示范項目。
審慎評估再產(chǎn)“氣”
　　但也有專家認為，我國“十三五”現(xiàn)代煤化工仍以示范為主，煤制天然氣要謹慎發(fā)展。煤制天然氣只能是一種清潔能源的補充，要慎重冷靜發(fā)展，防止頭腦過熱。即使陜西煤炭資源豐富，也要保護性開發(fā)。在目前油價下跌導致天然氣競爭力下降的沖擊下，煤制氣投資熱度明顯降溫。
　　中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會副秘書長胡遷林介紹，截至2015年我國煤制天然氣總產(chǎn)能31.05億立方米/年，但產(chǎn)量僅16億立方米，開工率51.5%。
　　胡遷林認為，“十三五”期間現(xiàn)代煤化工面臨的環(huán)境錯綜復雜，機遇挑戰(zhàn)并存，受低油價沖擊較大，利潤空間很小。天然氣仍存缺口，發(fā)展煤制天然氣可作為其有效補充。但因自主技術比重不高，“十三五”重點是加強關鍵技術和裝備創(chuàng)新，攻克單套13億～30億立方米/年甲烷化反應器及催化劑，實現(xiàn)甲烷化工程放大。
　　記者在采訪時了解到，煤制天然氣仍面臨許多風險，制約瓶頸包括技術、經(jīng)濟性、水資源制約、環(huán)保排放、天然氣運輸通道配套等。
　　中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會煤化工專委會專家、陜西省化工學會名譽理事長賀永德告訴記者，煤制天然氣技術核心是甲烷化催化劑和大型甲烷化反應器，主要技術和關鍵設備依靠國外引進。煤制天然氣中的甲烷合成技術已經(jīng)工業(yè)化的有丹麥托普索、英國戴維、德國魯奇等工藝，其技術核心是甲烷化催化劑和大型甲烷化反應器。已經(jīng)建成運行的煤制天然氣項目，核心技術大都是采用國外的，我國催化劑、大型化反應器及關鍵設備材料等還依賴進口，面臨專利轉讓費高、催化劑和設備昂貴的現(xiàn)實。今后應加快國內技術和產(chǎn)業(yè)化步伐，盡早實現(xiàn)國產(chǎn)化。
　　陜西省決策咨詢委員會委員胡海峰對記者說，我國頁巖氣儲藏條件不如美國，大規(guī)模開發(fā)利用尚需時日，短期內不會沖擊天然氣。煤制天然氣潛力巨大，是重要的調節(jié)補充，也是可靠的戰(zhàn)略保障。但煤制天然氣項目一次性投資較大，生產(chǎn)成本偏高，利潤空間不大。同時CO2排放問題難以有效解決。
　　賀永德也認為，煤制天然氣投資大、耗水量大，污水處理難度大。比如40億立方米/年煤制天然氣項目投資高達240億元，年耗水量4000萬～5000萬噸。煤制天然氣大多采用魯奇爐煤氣化，但魯奇爐煤氣化溫度較低，產(chǎn)生的合成氣中本身含10%～13%的甲烷，煤氣洗滌冷卻水中含油及有機化合物多，污水處理非常困難、成本高。40億立方米/年天然氣生產(chǎn)裝置若達到近零排放，僅污水處理投資就需要10億元以上。外熱式熱解煤氣含甲烷35%左右，煤熱解制天然氣也可以適當發(fā)展。
　　在郭衛(wèi)東看來，煤制天然氣的最大障礙是含鹽廢渣的資源化利用問題。去年年底環(huán)境保護部出臺的《現(xiàn)代煤化工建設項目環(huán)境準入條件（試行）》，無疑提高了環(huán)保門檻。蘇新能源和豐公司40億立方米/年煤制天然氣項目歷經(jīng)環(huán)評被否決的波折廣受關注。
　　記者注意到，環(huán)保部對中海油山西大同煤制天然氣項目環(huán)境影響報告書批復中，除對大氣、廢水、固體廢物等排放提出要求外，還明確加強無組織揮發(fā)性有機污染物和惡臭廢氣的污染防治，采用設備泄漏檢測和修復技術；落實各項環(huán)境風險防范措施，有效預防環(huán)境風險。
　　我國天然氣輸氣管網(wǎng)主要被“兩桶油”掌控，煤制天然氣項目均不同程度地受制于輸氣管網(wǎng)，完全處于弱勢。比如大唐克旗煤制氣項目自2012年7月打通流程投運以來，因中石油輸氣管線建設嚴重滯后，1年半以后才得以投產(chǎn)送氣。其后，又因輸氣管網(wǎng)原因多次影響正常生產(chǎn)。
　　國家發(fā)改委能源研究所研究員、中國能源研究會常務副理事長周大地說，我國能源消費高速增長期已經(jīng)結束，“十三五”將繼續(xù)保持低速增長，保障能源供應主要矛盾轉變?yōu)閮?yōu)質低碳能源供應不足；能源結構調整，加快綠色低碳化發(fā)展，提高能源系統(tǒng)效率、講求能源投資和運行經(jīng)濟效益將成為今后能源發(fā)展的主要目標。他認為現(xiàn)代煤化工總體風險仍然較高，對煤制氣等嚴格控制，將其限制為技術示范和儲備。
　　業(yè)內專家認為，陜西發(fā)展煤制天然氣對這些因素必須充分考量。