煤制天然气：清洁利用还是能源污染转移借口？
- 2014-11-26 11:03:012256
零排放是一个伪命题
一直以来，在业内外的期待、审视甚至要求下，现代煤化工背上了一种略带理想化的环保理念——近零排放、零排放以及纯粹化的零排放，各种概念层出不穷。
从10年前煤化工刚刚起步时，“零排放”的问题就一直受到公众的广泛关注。这些年，不少煤化工企业针对零排放做出了相当大的努力。然而，业内始终对零排放持不同观点。
业内有一种声音认为，目前没有一家煤化工企业真正做到了工程化的纯零排放。现代煤化工废水零排放，实际是一个伪命题。
从我国的资源禀赋上看，零排放，确实是一个伪命题。我国煤炭资源主要分布在水资源相对匮乏、生态比较脆弱的中西部地区，有些地区没有多余的取水和排污指标。而现代煤化工项目集中在内蒙古、陕西、山西、新疆、宁夏等省区。现代煤化工生产废水经过技术处理后，虽然可以实现达标排放，但因为项目多建设在西部地区，当地环境承载力差或没有纳污水体，生态环境仍不允许外排，这样导致废水零排放实际很难做到。综合分析，上马煤化工要有比较高的条件和门槛，并不是所有地区和企业都具备，盲目上马不仅对我国资源能源造成严重浪费，而且不利于我国能源结构的优化调整。
但笔者也认为，在煤化工“零排放”上，如果匆匆贴上伪命题的标签，这可能带来新的片面性。对于“零排放”，不能当成“伪命题”一棒打死，而应将其当成煤化工发展中的重要课题，加紧攻关研究，找出技术可靠、成本低廉的实用方法，为那些缺水地区和纳污指标紧缺的地区发展煤化工提供可靠技术支撑。
煤制气上马背后
国家严控煤化工的政策导向挡不住资源省份的投资热情。尤其是在煤炭产能过剩、煤价大幅下滑的背景下，煤炭产地资源转型的诉求强烈，煤化工是延长煤炭产业链、增加附加值的集体选择。
加之，国家控制能源消费总量，严控京津冀、长三角、珠三角地区煤炭消费，新增能源需求原则上由西部地区调入。在这样的政策下，给西部资源省份提供增加电力、油气等二次能源输出的机会。山西、内蒙等资源大省也在调整能源输出结构，减少原煤输出，以适应雾霾治理新需求。
根据以往项目投资经验，一个40亿立方米煤制气项目投资额在250亿元左右。粗略计算，国内已经拿到“路条”或者计划建设的煤制天然气项目（2200亿立方米产能）可以拉动投资55万亿元的投资。对于资源省而言，可以短暂获取“雾霾经济”的红利。
以内蒙古为例，除示范项目外，内蒙古已有四个煤制天然气项目拿到“路条”，合计煤制气产能280亿立方米。其中包括，新蒙能源鄂尔多斯80亿立方米煤制天然气项目，准格尔旗3×40亿立方米煤制天然气项目，内蒙古华星新能源40亿立方米煤制天然气项目，内蒙古兴安盟40亿立方米褐煤制天然气。根据上述项目投资计划，将有1549亿元投资在内蒙古落地。
从企业投资层面看，低煤价、不断提高的天然气价格也为煤制天然气带来利润空间。根据相关机构测算，按内部收益率按10%考虑，当煤价在100-300元/吨区间内，对应煤制天然气价格1.57-2.22元/立方米之间。粗略计算，煤价每提高50元/吨，煤制气价格相应提高0.2元/立方米。
这样的价格与进口气、国产管道气和进口LNG相比有一定的价格优势，如果煤制气项目可以稳定生产，投资企业的利润相对可观。以大唐克旗煤制气项目为例，有关方测算显示，如果项目全部达产，在正常生产的条件下，包括煤制气主营产品、生产过程中的副产品在内，项目年可实现利润35亿元。
煤气化技术与环境约束
受煤气化技术、管输、环境等因素影响，国内煤制天然气示范项目出现延期投产、投资规模增加、能耗强度高于预期等问题。
煤气化技术是煤化工的，事关项目成败，必须根据煤种和下游产品选择煤气化技术路线。投资企业需要根据当地煤种特点选择煤气化技术，才能保证项目“安稳长满优”运行。如果项目所在地煤种不适合气化，项目上马的风险将加大。
高耗水、高排放是煤制天然气的特点，水资源约束和环境约束不能回避。从环境影响看，“量水而行”是煤制气的基本要求，从此前一些示范项目运行情况看，每千立方米天然气所需新鲜水消耗在7吨左右，一个40亿立方米/年的项目每年耗水在2800万吨。而煤炭资源丰富地区水资源相对短缺，国家*强调“严禁挤占生活用水、农业用水和生态用水，以及利用地下水发展煤制油（气）”。
从二氧化碳排放看，以采用鲁奇碎煤加压气化工艺、年产能40亿立方米煤制天然气项目为例，每年消耗煤炭约2000万吨，排放CO2约1700万吨。在煤制天然气项目开展过程中，必须重视二氧化碳的捕获和收集，否则可能带来资源输入地碳排放减少，而资源输出地排放大量增加的状况，不利于减排。