行业要闻
煤化工
借助雾霾防治契机，以及国家政策的推动、煤炭价格下降带来的比较优势，煤制气产业迅猛发展。但目前我国煤制气项目多布局在西北干旱、环境敏感区域，对水资源和生态环境都将带来巨大的压力
长期以来，我国煤制天然气（以下简称“煤制气”）产业发展缓慢。随着近年来我国雾霾天气频频出现，为防治严重雾霾污染，煤制气迎来迅猛发展的契机。2012年国家发布《天然气发展“十二五”规划》、2013年发布《大气污染防治行动计划》，都有力推动了煤制气产业的发展，国内多家企业也纷纷启动了煤制气项目。
有数据显示，国家能源局规划到2020年煤制气产量目标为500亿立方米/年，但目前我国建成、在建或拟建的煤制气项目已超过60个，年预计产业规模远远超过了规划目标。
今年7月22日，国家能源局下发了《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》，明确了严格能源转化效率、水耗、排放等产业准入要求，对煤制气的发展做出了进一步规范，规定年产20亿立方米及以下规模的煤制气项目不再审批通过，并严禁在煤炭资源净调入省发展煤制气项目。
对于借助雾霾天气防治而迅速发展的煤制气产业来说，这一纸文件被解读为对煤制气行业的“降温”。
国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰表示，虽然有着政策利好因素，但水耗、能耗、污染处理以及碳排放等实际问题，也着实让不少煤制气企业陷入两难境地。尤其是煤制气项目在生产过程中水资源消耗量较大，目前我国煤制气项目多布局在西北干旱、环境敏感区域，对水资源和生态环境来说，都将成为难以承受之重。
政策、经济因素推动煤制气产业迅速发展
目前我国建成、在建或拟建的煤制气项目已超过60个，年总产能超过2600亿立方米，为国家规划2020年总量规模的5倍
煤炭是我国的主体能源。近年来，面对日趋严重的大气污染，减少燃煤、改变以煤为主的能源结构，成为大气污染治理的重点。许多省市在能源规划中，也提出扩大天然气供应的目标，我国对天然气供应的需求也因此与日俱增。
在“富煤、缺油、少气”的资源条件下，发展煤制气产业成为现实的选择。
事实上，在2012年前煤制气并不受鼓励，甚至是限制发展的对象。国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰表示，煤制气与煤制油、煤制甲醇等其他煤化工产品类似，但其生产过程中在节能、节水和二氧化碳排放方面处于劣势地位。因此长期以来，国家将其作为高耗能、高污染、高耗水的产业进行管理，其发展也受到了限制。
“近年来，在我国中东部地区出现的大面积雾霾污染，严重危害到人们的身心健康，构建清洁能源体系成为我国当前社会经济可持续发展的战略需求。”李俊峰说。
2013年9月，国务院出台了《大气污染防治行动计划》。作为加快清洁能源替代利用的方式之一，煤制气被赋予重要角色。这也为之前一直严控的煤制气产业提供了发展契机。
除了政策因素之外，近年来煤炭价格下降、天然气需求量迅速增加，也成为推动中西部产煤区纷纷上马煤制气项目的一个重要因素。
李俊峰说，煤制气在国内的发展几经周折。2011年以前，煤炭价格高企，煤制气成本在每立方米两元左右，与国内常规天然气价格持平，煤制气生产几乎无利可图。不过，从2011年起，随着国内外煤炭价格持续下跌，天然气价格迅速增长，煤制气生产成本下降到每立方米1.7元左右，而国内常规天然气价格维持在每立方米2.5元以上。
此外，我国正在加快调整能源结构，加大天然气等清洁能源供应。据统计，2013年，我国天然气消费量达1676亿立方米，年进口天然气530亿立方米，估计供需缺口达到了220亿立方米/年。
“特别是京津冀控制雾霾的各项措施出台，天然气成为稀缺资源。例如北京新增天然气的门站价格高达每立方米3.14元，这导致煤制气的价格竞争优势增强。”李俊峰说，煤气价格变化、天然气需求量和进口量持续增长的发展趋势，为我国中西部产煤地区发展煤制气产业提供了较大的利润空间和发展机遇，也成为中西部地区化解煤炭产能过剩和拉动经济发展的新机遇。
李俊峰说，据不完全统计，截至2013年10月，我国建成、在建或拟建的煤制天然气项目共61个，年总产能达到2693亿立方米。这些项目大部分布在严重缺水的内蒙古自治区、新疆维吾尔自治区等西部地区。
按国家能源局规划，到2020年，我国煤制气产量目标为500亿立方米/年，而目前煤制气产业规模已经达到了计划总量规模的5倍。
七成煤制气项目位于水资源紧张区域
目前已获批煤制气项目有75%处于水资源高度紧张地区。煤制气耗水量巨大，水资源问题将成为其必须面对的一道坎儿
虽然算算经济账，煤制气产业有着一条不错的出路，但水资源问题仍是一道绕不过的坎儿。
数据显示，从煤制气的产能规模来看，内蒙古自治区的鄂尔多斯市及周边的蒙西地区、新疆维吾尔自治区占了主要部分；从项目分布看，被统计的已建或在建、拟建中煤制气项目，有46个分布在水资源非常贫乏的西北地区。
以内蒙古自治区鄂尔多斯市为例，2015年全市用水总量指标是16.58亿立方米、2020年是16.79亿立方米，但2012年其用水总量已达15.69亿立方米。目前鄂尔多斯市共承接了总计436亿立方米/年煤制气项目，这些项目每年预计将消耗高达3亿立方米的水资源。
2011年中央“1号文件”提出推行最严格的水资源管理政策，对用水等进行总量控制。李俊峰认为，即使煤制气可行，也不应该集中在严重缺水的西北部地区。
据估算，煤制气的平均耗水量约为煤直接利用的18倍。按照国家要求，生产1000立方米煤制气的最高水耗不能超过6.9吨，但在实际运行中，耗水往往都会超过这个标准，。
李俊峰说，由于煤制气的耗水量主要集中在生产过程，每千立方米耗水量高达8吨以上，约占全生命周期的42%， 考虑到我国发展煤制气产业项目大部分集中在西部水资源贫乏地区，发展煤制气必然会对当地本来就很脆弱的生态环境带来更大的负面影响，同时挤占了这些地区发展其他产业和人民生活水平提高的水资源空间。
“目前，我认为水安全比能源安全形势更重要、更紧迫。能源是战略资源，但水是生命之源。如果未来我国所需求的水有10%需要到国外采购的话，届时生存都可能会出现问题。”李俊峰强调，从水安全角度来说，煤制气必然受到巨大的制约。特别是在严重缺水的西部地区，不应该把发展煤制气及发展煤化工产业作为拉动经济增长点的战略举措。
厦门大学能源经济研究中心主任林伯强也表示，生产煤制气需要消耗大量水资源。目前通过国家发改委审批开展前期工作或者已经被核准的煤制气项目，大多集中在中西部煤炭资源比较丰富的地区，这些地区的水资源却往往比较缺乏。
“如果新建的煤制气项目加剧这些地区缺水现状，水资源供给问题反过来将会对煤制气生产和收益造成负面影响，需要慎重对待。”林伯强说。
有研究机构指出，迄今为止，我国已获批的煤制气项目75%处于水资源高度紧张的地区。这些项目全部投产后，将会加剧干旱地区本来就缺水的窘境。同时，由于中西部干旱地区在雨季和旱季之间的水供应变化无常，也会使得煤制气企业面临随时减产甚至暂时停产的风险。
总煤炭消耗量、温室气体排放量增加
从全生命周期来看，煤制气过程中的煤耗和温室气体排放都在增加。对于减排来说，相当于减在A区，增在B区
煤制气产业为治理雾霾而生，但在“制”的过程中却消耗了更多的煤，产生了更多的温室气体。
据清华大学气候政策研究中心测算，北京市每年从内蒙古引进40亿立方米煤制气，这将替代北京市约894万吨的煤炭消费，而内蒙古自治区因为每年生产40亿立方米煤制气会增加煤炭消费约1203万吨。尽管北京市因为使用煤制气替代煤炭而减少了约738万吨的温室气体排放，但两地总计将会净增加约377万吨的温室气体排放。
华南理工大学化工与能源学院院长钱宇也表示，煤制气效率仅为55%，是比较低的，有很多能量损失。从国家层面来说，总煤炭消耗量将会大幅增加。
根据国家对煤制气的耗煤量指标计算，每生产1000立方米煤制气就会排放出4.83吨二氧化碳。2000多亿立方米的总产能，每年排放的二氧化碳将会超过10亿吨。
“虽然国家发改委曾要求新疆准东煤制气示范项目利用煤制气工厂产生的高浓度二氧化碳，在周围油田开展驱动及封存的试验示范，但根据现有的已公开资料，目前没有一个项目配套涉及了碳捕捉、封存和利用项目。”钱宇说。
钱宇表示，在城市用煤制气供热比直接燃煤供热，可减少98%的雾霾污染物排放，降低雾霾效果显著，但二氧化碳的排放量将直线上升。
李俊峰做的一项研究显示，煤制气排放的二氧化碳的大部分来自燃料生产过程，占到了其全生命周期二氧化碳排放的70%左右。从全生命周期来看，相当于煤制气的煤耗和温室气体排放减在A区、增在B区。
对此，李俊峰强调，由于煤制气替代其他技术都会产生更高的能源消耗及温室气体排放，发展煤制气将挤占各地的能源消费总量和碳排放空间，增加我国能源消耗总量和温室气体排放总量。
“煤制气产业发展，从某种程度上来说，是以整体一次能源消费和温室气体排放来换取部分地区的能源结构优化，并不适宜作做为清洁化、低碳化措施在全国大规模推广。从全局看，这与能源体系低碳化发展方向是相悖的。”李俊峰说。
林伯强也认为，如果从全国范围来看，煤制气没有达到改变以煤炭为主的能源结构目的，也达不到减少碳排放的
目的，因为将生产过程考虑在内，煤制气的温室气体和其他污染物排放，比直接使用煤炭还要多。大规模发展煤制气替代燃煤，实际上只是将污染排放从东部转移到了西部，整体上还是增加了全国的排放量。
煤制气是机动车燃料较好替代方案
从经济性比较情况看，除了替代车用燃料外，发展煤制气并不具有优势，并且替代车用燃料的可行性也是有条件的
李俊峰将煤制气与燃煤大、中型锅炉，电磁炉、汽油小汽车、柴油公交车等能源使用方式，从全生命周期进行了技术环境指标分析比较。他发现与其他技术相比，煤制气全生命周期的能源消耗将增加20%~110%，水资源消耗是其他技术的4倍~6倍，二氧化碳排放量比其他替代技术分别高出10%~270%。
“从削减包括二氧化硫和氮氧化物在内的污染物角度来看，除了替代燃煤发电之外，其环境效益是可以接受的，其中以替代车用燃料的优势最大，分别可以减少70%的二氧化硫和氮氧化物的排放。”李俊峰说。
在煤制气替代经济指标上，假设天然气价格为3元/立方米、煤炭成本500元/吨、居民用电0.56元/度、柴汽油价格为8元/升。李俊峰经粗略比较发现，使用煤制气发电是燃煤发电上网平均价格的2.5倍；在供热方面，煤制气成本分别是中、大型燃煤锅炉的4倍、5倍；替代家庭炊事，煤制气价格与常规天然气、电炊持平，是蜂窝煤的两倍；替代车用燃料，煤制气价格是普通汽油和柴油的一半。
“从经济性比较情况看，除了替代车用燃料外，发展煤制气并不具有优势，并且替代车用燃料的可行性也是有条件的。”李俊峰说。
钱宇对此分析表示认同。他也表示，煤制气仅在机动车燃料上是较好的替代方案，“煤制气用于公交燃气方面要优于柴油。但如果用甲醇替代柴油做为公交车燃料的话，比煤制气更有优势，不仅能更有效地减少污染物排放，还可利用我国过剩的甲醇产能。”
不能一拥而上发展煤制气
一拥而上发展煤制气，将对我国能源供应体系建设、应对气候变化和环境带来不可估量的负面影响
中德可再生能源合作中心执行主任陶光远表示，当前煤制气产业得以迅猛发展，一个重要的原因是为了治理燃煤污染，但燃煤污染，“错不在煤而在人”。
陶光远把德国鲁尔区与北京进行了比较，鲁尔区面积只有北京的1/3，其燃煤电站装机功率与北京相当，每年还可炼2000多万吨钢。但其空气中的PM2.5浓度不到北京的1/3。
“柏林的Moabit热电联供站距德国总理府的距离不到3000米，德国纽伦堡市的垃圾焚烧厂距市中心市场广场不到3000米。1992年，德国有16%家庭燃煤采暖，现在仍有几百万个燃煤采暖炉，但城市环境依然非常干净。”陶光远说，纽伦堡垃圾焚烧厂烟尘排放为0.08mg/m3~1.19mg/m3，而中国的大部分燃煤发电厂的烟尘排放标准为50mg/m3左右，燃煤发电厂未来的烟尘排放标准是小于20g/m3~30mg/m3，上海外高桥第三发电厂的烟尘排放情况为11mg/m3。
“事实证明，燃煤不是个环境问题。中国如果实现燃煤电厂的‘近零排放’，也就是将燃料价格再增加20%~30%左右，即每千瓦时不到0.1元钱。但如果使用天然气发电，每千瓦时就要增加到0.3元多，相差不少。中国的燃煤电厂污染物排放哪怕能达到上海外高桥的水平，今天中国的粉尘污染也可减少80%左右。”陶光远说。
陶光远建议，为解燃眉之急可发展少量煤制气。但从长远看，国家应考虑与国际能源体系接轨，重点发展常规和非常规天然气生产，而非煤制气。
李俊峰则表示，有关部门应统筹考虑我国优化能源结构、控制环境污染和应对气候变化三方面的压力和要求，制定我国清洁和低碳能源的发展目标。
“诚然，我国很多城市都面临着防治雾霾的紧迫压力，但它也可成为各地减排的动力。因此，我国应全面考虑能源发展、环境保护和应对气候变化大局，从全生命周期的角度，综合评估各项能源技术的能源、环境和经济指标。”
李俊峰建议，一方面利用价格杠杆，将环境、资源等外部成本内部化，对能源的发展进行合理引导；另一方面，大力推动国内的可再生能源和清洁能源供 应，并积极加强国际能源合作，通过能源国际化道路，推动我国能源的清洁化和低碳化发展进程。
林伯强认为，对于煤化工，国家的基调应当是在支持的同时加以限制。无论如何，政府应当制定合理的规划，对包括煤制气在内的煤化工产业的有序发展加以引导。
“国家最近设立了较高的煤制油气准入门槛，也明确了基本产业政策：煤制油气不能停止发展、不宜过热发展和禁止无序建设；坚持量水而行、清洁高效转化、示范先行、科学合理布局、自主创新等基本原则；示范项目必须符合产业政策，以及满足具体的能源转化效率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指标。综合起来应该是很全面了，但是现实中是否能够真正规划和引导煤化工产业健康发展，还需要地方政府的配合，以及政府对行业发展的有效监管。”林伯强说。
