行业要闻
煤化工
近年来，中国东部城市雾霾污染日益恶化，老百姓要求改善环境和保护健康的呼声日益高涨。在2013年，中国政府以治理东部城市雾霾为理由，大幅放行煤制天然气项目的审批，并公开鼓励煤制天然气的投资。
然而，煤制合成天然气在全世界范围内都是一种使用经验极少、成熟度低的技术，在实际应用过程中会对环境造成重大影响，比如水资源消耗、二氧化碳排放、三废污染和煤炭上游开采破坏等。庆华和大唐的两个“示范项目”甚至在投产数月之内就因严重故障而被迫停工检修，而且大唐还发生了伤亡事故。
中国煤制气的支持者在宣传该技术时，往往以美国大平原项目的经验为例。然而，中国的媒体与产业界对于美国发展大平原煤制天然气项目的历史经验存在诸多误解。我们希望通过详细回顾该项目的发展历程，以及美国发展煤制气的政策历史，来为当下中国煤制气的监管提供有力的借鉴。
世界煤制油气的技术最早起源于德国。早在20世纪30年代，德国就开发了鲁奇(Lurgi)煤炭气化工艺。由于德国缺乏油气资源，希特勒为了发动侵略战争，不惜代价全力支持大规模生产煤制油，以满足纳粹德国机械化部队的燃料需求。在侵华战争期间，日本也在其本土及其占领的中国东北地区研究煤制油气的工艺。虽然实验室的研究取得了一些成果，但是在规模化量产方面均以失败收场。
西方国家煤制油气的研发，大多是归到合成燃料(synthetic fuels)项目下，合成燃料的研发以煤制油气为主要内容，也包含了页岩油的提炼。世界上(中国以外)到目前为止规模化生产煤制油气的案例只有三个，一是纳粹德国的煤制油，二是南非的煤制油，三是美国的大平原煤制气。煤制油与煤制气的技术有很多相关的地方，不容易分开来谈。南非的煤制油技术是沿袭纳粹德国的煤制油技术发展而来，美国大平原煤制气的鲁奇气化炉则是由南非引进。因此这三个项目可以说是一脉相承。
南非的煤制油发展历程
早在第二次世界大战之前，南非安格罗瓦尔(Anglovaal)公司就试图从德国鲁尔化学(Ruhrchemie)公司引进煤制油技术，并与德国鲁奇(Lurgi)公司签订了技术授权协议。但是实际的技术引进工作随二战爆发而暂停。二战结束后，德国鲁尔化学公司的煤制油技术专利大多被英美等国掠夺或没收，安格罗瓦尔公司因此转向南非政府寻求援助。
在安格罗瓦尔公司的鼓吹推动下，南非政府于1947年立法推动煤制油的发展。1950年9月，南非政府决定成立国营的沙索(Sasol)公司进行煤制油的开发工作，自此南非的煤制油研发转向完全由政府主导。
沙索公司同时从美国与德国引进了煤制油技术，他们选定了德国战后由鲁尔化学公司与鲁奇公司合作研发的Arge固定床(fixedbed)气化炉工艺，并同时从美国凯洛格(Kellogg)公司引进其流化床(fluidizedbed)气化炉技术。南非专家经评估认为德国的技术经过充分的量产验证，比较值得信服，而美国的技术虽然在实验室中显现出较优越的性能，但是缺乏实际量产的经验。可以说，两种技术路线各有利弊。
沙索公司引进凯洛格公司的气化炉后，在进行实际操作时遇到了许多技术上的问题，气化炉温度难以控制，容易过热，催化剂易受污染毒化而失效。这些问题经过反复试验仍无法解决，凯洛格公司最终不得不退还沙索公司支付的技术转让金。在凯洛格公司退出后，沙索公司并未放弃这项未引进成功的流化床技术，而是继续研究改进，并在此基础上逐步开发出了自有产权的Synthol工艺。沙索一号煤制油厂于1955年开始生产，同时采用鲁奇工艺与Synthol工艺。生产初期大小问题不断，但是南非政府不计亏损坚定支持。沙索一号厂不断累积经验，研究改进的历程长达二十年，直到1976年，沙索公司才累积了足够的经验与信心，决定开始兴建沙索二号厂。
同样地，沙索公司也是在二号厂运转多年后的1982年才兴建三号厂。长期谨慎的研发改进而不贸然投资，再加上南非政府的强力支持，是沙索公司成功的重要原因。此外，南非是发展中国家，对环保的要求不如欧美严格，高污染的煤制油产业比较容易为社会所接受。
南非政府对煤制油强有力的支持有其特殊的历史背景，当时的南非政府因实行种族隔离政策而遭受许多国家的贸易制裁，因此在国际市场上买原油(97.80,-0.28,-0.29%)十分困难。但是缺乏石油的南非，其煤炭资源却非常丰富，这就使得南非政府大力支持煤制油，发展出了在全世界独树一帜的煤制油产业。
南非政府不但长达数十年不计成本地坚定支持沙索公司发展煤制油，还直接进行市场干预以保障煤制油的销售。南非政府与所有的南非石油公司都达成了协议，这些公司必须关闭其部分的炼油产能，转而买下沙索公司产量的91%来供应南非的石油市场。
在20世纪70年代，南非政府除了以汽油税的收入补贴沙索公司的运营费用外，还对煤制油的价格进行了补贴。在当时南非的政治与经济体制下，政府严格控制所有的石油产业，因此煤制油即便没有商业竞争力也能生存。
美国的煤制油气研发历程
二战胜利后美国开始对煤制油气进行小规模的研发。1944年到1952年间，在美国内政部矿业局(Bureauof Mines,Department of Interior)的主导下，美国政府开展了一系列的煤制油气的研发与示范项目。
此期间美国煤制油气的研发历程，可以说是一部政府内部部门利益的斗争史。矿业局代表煤炭业的利益，为了争取更多的预算，压低煤制油成本的估算，宣称煤制汽油的成本已经低于当时汽油的批发价。国家石油委员会(NationalPetroleumCouncil)则代表石油业的利益，因而评估出煤制油不具市场竞争力，认为煤制油气的研发是在浪费预算。同样是1951年的评估，矿业局估算的煤制汽油每加仑成本为11美分，国家石油委员会则估算为41美分(当时美国汽油批发价每加仑约12美分)。
1953年美国总统艾森豪威尔就职后，采取较为保守的财政政策，由于煤制油气的经济可行性饱受争议，美国政府全面停止了煤制油气的研发。
从20世纪50年代到70年代初，国际原油的实际价格(通货膨胀调整后)大致保持了长期稳定下跌的趋势，许多原本使用煤炭的产业逐渐改用石油，这造成了煤炭业的萧条，许多产煤州的国会议员在美国国会不断推动各项振兴煤炭产业的方案。于是，美国内政部矿业局于1960年成立了煤炭研究办公室(Office of Coal Research)，进行煤炭转化(煤化工)的相关研究。此期间的煤制油气研究充满了政治分肥(pork-barrelpolitics)ii的特色。
各个产煤州的议员们主要目的在于争取联邦政府加大在本州的经费开支，以增加就业并提升经济，对于煤制油气技术能否有效发展并不是很关心，因此出现了很多政治挂帅、外行领导内行的示范项目。
美国国会对于煤制油气示范项目的讨论重点主要在于补贴金额的高低与项目地点的选择，议员们都希望经费开支多多益善，而项目地点最好就设在自己的选区内，经济性与技术可行性并不受重视。虽然研究成果乏善可陈，但是煤炭研究办公室的预算在国会议员的支持下不断增长，从1962年到1973年增长了四十余倍。
虽然所有的示范项目工期不断延误，经费不断透支，但是因为这些国会议员以扩大政府开支、增加就业为目的，并不在乎煤制油气的技术是否具有商业竞争力。到了1973年爆发石油危机时，煤炭研究办公室的预算更是在一年之内提高了三倍。
1973年启动的H-coal示范项目是一个典型的政治挂帅、扭曲技术研究的例子。原本H-coal前期研究都是采用伊利诺伊州和怀俄明州的煤炭，其示范工厂工艺也是根据伊利诺伊州和怀俄明州的煤炭性质做的设计。然而，肯塔基州州长强力争取将这个示范工厂设置到肯塔基州，并且同意给予总价值约八百万美元的各式优惠与补贴，美国联邦政府最终决定将示范工厂设置在肯塔基州。
所有具备煤化工常识的人都知道，煤化工对煤炭的品质稳定有严格的要求，变更煤炭种类是大忌，然而在政治挂帅、外行领导内行的政治环境下，美国政府对H-coal示范工厂的选址不得不在政治上妥协。
1974年美国联邦政府改组能源机构，原本属于内政部的煤炭研究办公室并入能源研发署(Energy Research and Development Administration)。
1976年能源研发署在肯塔基州的卡特里兹堡(Catlettsburg)投资1.43亿美元建设H-coal示范工厂，虽然经过多年的研发与建设，可由于所有参与的公司都不看好这项技术的商业前景而纷纷退出，H-coal示范项目最终于1982年全面终止。
美国著名的智库兰德公司(Rand Corporation)曾经就美国研发煤制油气的经验进行分析，发现所有的研发项目大多遵循类似的轨迹——对初期成本的估算都很低，但随着项目的开展，从可行性评估、初步设计、预算编制、细节设计、实际施工、到运转后依据实际经验修改工艺并加配设施，实际成本逐渐上升，最后发现，从可行性评估到项目末期的成本大约会增长2到4倍。因此在起初的可行性评估中认为经济可行的，到了后来都不可行。
从20世纪40年代到现在，美国在数十年的煤制油气技术研发历程中，能够实现商业化运转的煤制油气厂只有一座，就是大平原煤制气厂(Great Plains Synfuels)。大平原煤制气厂最初的可行性评估开始于1973年，原本规划日产2亿5千万立方英尺(约合708万立方米)的煤制合成天然气。到1975年底，评估结果认为资金需求过于庞大，为了降低风险，将设计产能降低一半，最终规划为日产量1亿2千5百万立方英尺(约合354万立方米)。
由五家油气管道公司合资组成的大平原气化联营公司(Great Plains Gas ification Associate)于1980年开始动工兴建，美国政府为了鼓励和发展替代油气的煤制气技术的应用，为大平原项目提供了建厂与启动费用75%的贷款担保(最终由美国联邦政府担保的贷款额度总计15.4亿美元)。大平原气化联营公司自行出资4.93亿美元。大平原煤制气厂总建厂成本约为20.3亿美元。
大平原煤制气厂于1983年底完工，并于1984年7月28日正式开始运转。大平原厂在建厂前与四家天然气管道公司签订了25年的长期供气合约，管道公司同意以高于市价的价格购买煤制天然气，具体价格按合约中规定的公式计算。购气合约以1981年1月1日每百万英热值(MMBTU)6.75美元的天然气价格作为基准价，每季度根据生产者价格指数和二号燃油(No.2 fueloil)的价格依公式进行调整，但前五年购气价格不得高于二号燃油的市场价。
当时美国人普遍认为美国的自然资源禀赋是富煤贫油少气，随着美国石油进口依赖度不断提高，天然气资源逐渐耗尽，油气价格长期看涨不看跌。大平原气化联营公司在开始规划建厂时跟美国能源产业界的大多数人一样，认为在富煤少气的美国，天然气价格只会涨不会跌，他们预估建厂完成时，天然气价格应该已经涨到每百万英热值(MMBTU)9到10美元之间。但在大平原建厂完成后，美国油气价格不但没有出现预期中的上涨，反而开始下跌，即便根据购气合约公式的有利价格，大平原厂也无法获利。而按这样的优惠购气价格，购气的管道公司也是亏损的。
管道公司想把合成天然气的高价转嫁到消费者身上，而美国的消费者团体则提起法律诉讼，最后和解结果是双方都承担部分损失。管道公司受合约限制不得不以高于市场的价格向大平原厂购气，但是在必须购买的总量上发生争议，因此管道公司与大平原厂之间也展开法律诉讼，直到1994年才达成和解。
在大平原煤制气运转之后，大平原气化联营公司根据调整后的价格重新估算，大平原厂在运转的前十年间预计将亏损13亿美元。大平原气化联营公司起初试图要求美国政府提供更多的财政补贴，但是美国政府并不愿意填补这个无止尽的财政黑洞，在失去政府援助后，大平原气化联营公司于1985年8月1日宣布破产。
由于美国政府是大平原案贷款的担保人，在大平原气化联营公司破产后，应对其未履行的贷款负有连带赔偿责任。大平原煤制气厂投资项目，最后的结局是满盘皆输，原始投资者大平原气化联营公司破产，美国能源部连带赔偿贷款，依合约购气的管道公司以亏损的高价购气，消费者也被迫承受较高的气价。
美国建设大平原煤制气厂造成的巨额亏损和破产，并牵连政府连带赔偿，承受重大损失，这个历史教训使得世界各国在考虑发展煤制天然气时更为审慎，除中国外，再也没有其他国家建设规模化煤制天然气厂，但是曾经尝试研发的国家并不少，现简单介绍下煤制油气在其他国家的发展情况。
其他国家发展煤制油气的经验
1973年与1979年的两次石油危机使许多国家都试图发展可以替代石油的煤制油气，西德的非核能源研究项目(Program for Non-Nuclear Energy Research)强调煤炭液化对于德国的能源前景十分重要。日本的阳光计划(Sunshine Project)也认为合成燃料将在日本扮演重要角色。其他还有新西兰、澳大利亚、英国和加拿大，也都在20世纪80年代进行过许多煤制油气的研究，但是都仅止于实验阶段，没有实现商业规模的量产。综合来说，西方国家煤制油气发展的失败有以下几个主要的共同因素：
(1)多元的代议政治体制：由于代表社会各阶层不同利益的团体在代议政治中角逐，使得政府的政策难有像南非那样数十年不变的持续性。
(2)政府财政的困难：20世纪70年代的能源危机造成全球性的经济萧条，政府财政困难，而煤制油气的发展必须承担长期亏损，各国政府均不愿意以拮据的财政去填补这样的亏损。
(3)技术不成熟：煤制油气虽然不算新技术，但是非常缺乏量产的经验。各国的研发历程中都出现了许多技术上的困难。
(4)全球能源市场的变化：自20世纪80年代初到90年代末，全球石油价格呈现稳定下跌的趋势，使得原本促使各国发展煤制油气的动机不复存在了。
(5)对环境保护的重视：自20世纪70年代以来，西方国家环保意识逐渐兴起，煤制油气因为其高污染的特点而不易得到社会大众的认可。政府如果要用政府财政去补贴高污染的煤制油气，在政治上难以得到持续的支持。
回顾全世界煤制油气的发展历程，失败的占大多数，成功的只有少数特例。而从能够成功实现量产的几个特例(纳粹德国煤制油、南非煤制油和美国大平原煤制气)来看，成功背后都有其特殊的历史背景。若从纯粹自由竞争市场中商业营利的角度来看，全世界煤制油气可以说从来没有过成功的例子。
根据美国环保署的统计资料，大平原煤制气厂2011年各类空气污染物排放量如下表。污染物中排放量最大的是氨、二氧化硫、氮氧化物、一氧化碳及甲醇。
大平原厂早年二氧化硫排放量非常大，2002年之后则有显著降低。大平原厂从运转之初就一直无法符合空气污染排放标准，在大平原气化联营公司破产后，美国能源部收购重整期间也无法解决空气污染排放不达标的问题。北新电力接手运营时承诺将向符合环保标准的方向努力，但是持续多年都没有达到环保标准。
从一开始，原本建厂时安装的Stretford硫磺回收装置不断发生问题，大平原厂的工程师先是将硫磺回收装置换成sulfolin装置，但还是无法顺利运转，最后大平原厂决定放弃硫磺回收，而将工艺中产生的硫化氢予以焚化处理。硫化氢焚化后产生大量的二氧化硫，于是大平原厂斥资一亿美元在1997年加装烟道脱硫装置。然而烟道脱硫装置运转稳定性不佳，大平原厂又追加八百万美元改善系统，但是仍然无法完全解决问题。
北达科他州卫生局在1997年对大平原厂发出违规通知。在高达一百三十万美元的巨额罚款的威胁下，大平原厂承诺再投资三千五百万美元安装湿式静电除尘装置(于2001年完成安装)，并与卫生局达成和解协议。
经过不断尝试与一再投资改善设备，在运转十多年后，大平原厂终于能够符合空气污染排放标准。
废水排放方面，大平原煤制气厂位于密苏里河流域，距离全美第三大人工湖沙卡卡威亚湖(LakeSakakawea)仅约十英里(约合16公里)。沙卡卡威亚湖平均储水量约294亿立方米，大约相当于中国的鄱阳湖的满水位容量，因此大平原厂附近的水资源可以说十分丰富。大平原厂年耗水量约924万立方米28，每分钟产生3000加仑(约合11.36立方米)的废水，但是完全不对厂外排放。所有产生的废水均在场内处理，部分回收，部分蒸发，部分用于灰分处理，随灰分送往灰分掩埋场进行掩埋，最后还剩下一部分无法处理的浓缩废液，则注入深井抛弃。
大平原建厂时原本设计的废液焚化炉因为经常发生机械故障，而且耗费大量燃料，因此于1993年修改工艺将废液焚化炉拆除，而将蒸发浓缩的废液重新导入气化炉。
气化炉废水中含有酚、儿茶酚、酸和醇类等有机物质，这些有机物质会因细菌作用而使冷却水塔及许多废水挥发系统产生恶臭。厂区因散发恶臭二十多年来不断被附近居民投诉。经过大平原厂近年努力改善，并于2013年投资7千7百万美元加装冷却水塔污水分离系统，恶臭投诉案件才显著减少，2012年有16起，到2013年只剩下3起。
污水零排放并不等于完全解决了水污染的问题。因为向地下深井排注废液会有污染地下水的隐患，所以大平原厂在厂区附近640英亩(3840亩)的范围内设置了130多座地下水水质监测井，并聘有专职的环境水文工程师每半年对地下水水质进行检验，以确认储存于地底下的污水没有向邻近的地下水层扩散。
美国能源部总结大平原厂二十年运转经验的报告中指出，大平原厂的工程师一致建议未来新建的煤制天然气不要再使用跟他们一样的气化炉，因为他们用的鲁奇气化炉虽然在运转上非常稳定可靠，但是产生的废液成分复杂且难以处理。许多大平原厂的工程师建议未来新建的煤制天然气厂可以采用新开发的流化床气化炉技术，认为该技术可能可以减少废液的产生而降低污水处理的难度。
固体废弃物方面，大平原厂产生的废弃物种类包括：实验室溶剂废物、重金属废弃物、丙酮/甲苯/乙腈、矿物油、废碱/酸、废弃的1,1,1-三氯乙烷、废弃的催化剂、实验室废弃化学品和工艺清洗残渣。大平原厂有专属的废弃物掩埋场以供气化炉灰分以及各类工艺所产生的固体废弃物掩埋之用。
二氧化碳排放方面，大平原煤制气厂与加拿大的泛加拿大(Pan Canadian)石油公司于1997年达成协议，泛加拿大石油公司从大平原厂购买二氧化碳为其Weyburn油田提高原油采收率。大平原煤制气厂的二氧化碳捕获与储存(carbon capture and storage，以下简称CCS)设施于2000年10月开始运作，所捕获的二氧化碳通过328公里(205英里)长的管道输送到邻近的加拿大油田，作为提高原油采收率(enhanced oil recovery，以下简称EOR)之用。
大平原厂将捕捉二氧化碳的成本列为商业机密。大平原厂的CCS设施总投资金额约一亿美元，泛加拿大公司的EOR投资则超过十亿美元。据学者估计，大平原厂捕集与运输二氧化碳的成本大约为每吨20美元。近年来，由于石油业者用于EOR的二氧化碳的需求不断增加，平均购买价格约在每吨28美元以上，当原油价格维持在每桶100美元以上时，石油业者甚至最高有可能出到每吨40～45美元来购买二氧化碳。据此可以判断大平原厂的CCS应该有可观的利润。
目前全世界对于煤炭燃烧产生的二氧化碳所做的CCS，大多仅为小规模的示范，或是仍在规划阶段，大平原厂的CCS是全世界煤炭能源的CCS中规模最大的，运转经验最久的。然而即使在有利可图，而且运转经验领先全世界的情况下，大平原厂的CCS捕集率最高时大约也只有50%。
根据大平原厂公布的数据，大平原厂每年捕集的二氧化碳大约三百万短吨，美制的短吨(shortton)合两千英镑或约0.907吨，三百万短吨约合二百七十二万吨。大平原厂每年消耗产于邻近FreedomMine的褐煤约六百万短吨(约合544万吨)，Freedom Mine的褐煤为地表开采，平均热值每英镑约6775英热值40。根据美国能源信息管理局的资料，北达科他州褐煤的二氧化碳排放系数为218.8英镑/百万英热值。根据这些数据，我们可以估计大平原厂生产煤制合成天然气的二氧化碳排放量约为每年八百万吨(含下游合成气燃烧产生的排放量)。Freedom Mine的褐煤因为是地表开采，开采过程的能源消耗低于地下开采。根据学者的估算，美国地表开采的煤炭开采过程的二氧化碳排放量约为40.65公斤/短吨(约合44.82公斤/吨)。依此我们可以估计供应大平原厂的褐煤在开采过程的二氧化碳排放量每年约24.4万吨。Freedom Mine到大平原厂的距离只有不到十英里(约合16公里)，运输过程产生的二氧化碳可以忽略不计。这样我们可以估算出大平原的CCS大约可以将煤制合成气的全生命周期二氧化碳排放量减低约三分之一。
无CCS的合成天然气若是用来发电，其碳排放强度会高于燃煤发电，依照大平原厂的CCS捕集率扣除捕集的二氧化碳后，其碳排放强度会略低于燃煤发电，但仍显著高于一般的天然气发电。
在理想状况下，CCS可以将二氧化碳封存于地下而减缓地表的温室效应，但是长期来说，现在封存的二氧化碳也有可能会因为地壳变动或人为疏忽与破坏而泄漏出来。因此封存之后必须长期监控。从防治温室效应的时间尺度来说，即使用最低的标准，CCS也必须要能封存几千年以上才有意义。
从能源转换效率的角度来看，使用煤制合成天然气发电是一种低效的能源利用方式。根据大平原厂近年实际运转资料来计算，由煤炭转换成合成天然气的能源转换效率大约60%。大型复循环燃气电厂的能源转换效率大约50%。因此由煤炭先制成合成天然气再用做燃气发电的能源转换效率大约为60%*50%=30%。一般大型燃煤电厂的能源转换效率则大多可达到40%以上。同样发一度电，使用煤制天然气要比直接燃煤多消耗三分之一的煤炭资源。
启示：煤制气项目眼光至少要看四十年
新科技的发展，往往是很难预测的。然而有一个基本的方向就是，竞争越激烈的市场，厂商为了维持竞争力就必须投入更多的资源进行研发，而投入更多资源做研发的产业技术进步就更快。
从前富煤少气的美国，在建立了全世界最自由竞争的天然气市场之后，不但传统天然气的新发现超乎原本的预期，而且新技术的创新使得美国在煤层气、页岩气的开发都领先于全世界。现在美国因为天然气太便宜，连燃煤电厂都纷纷改烧天然气发电。
像煤制天然气这样的投资，眼光至少要看四十年。四十年前，美国没有人可以想象四十年后的今天，美国的天然气资源不但没有枯竭，还比四十年前更丰富。四十年前，风力与太阳光伏发电技术犹如空中楼阁，几乎没有任何市场竞争力。而四十年后的今天，风力发电俨然已经成为主流的发电技术之一，太阳光伏的成本也越来越有竞争力。
从过去数十年的经验来看，太阳光伏的成本大约每十年下降一半，未来十年到二十年间，太阳光伏发电的成本很可能会降到跟燃煤发电差不多甚至更便宜。如果到时候用太阳光伏发电来取暖煮食比用煤制气更便宜，那么现在建的这些煤制气厂将被迫停产关闭。如果只运转不到二十年就关闭，现在的投资将难以收回成本。
美国在取消天然气价格管制的初期兴建了大平原煤制天然气厂，经历了惨痛的教训。现在一窝蜂地投入煤制天然气，将对中国的长期发展带来极高的风险。政府跟投资者对于这样攸关国家社会未来发展的豪赌，必须要三思而后行，切莫跟风盲从。
