在“退烧”3年后，一系列新型煤化工项目在中国西部地区正式宣布开闸。4月初，中石化麾下全球规模最大、转化效率最高的煤制天然气生产基地已在乌鲁木齐启动建设。近一个月，已有5个煤制天然气、4个煤烯烃和1个煤制油项目获得国家发展改革委的“路条”，即同意其开展相关前期工作的批文，总投资金额高达2000亿—3000亿元。

这一系列项目建设的启动反映了中国发展清洁能源的新趋势。由于煤炭在中国能源消费的重要地位，煤炭的清洁转化成为中国清洁能源的主要方向之一。在国务院《能源发展“十二五”规划》中，明确指出要以提高资源高效清洁利用水平为目标，优化煤炭加工利用方式，其中包就括了煤制天然气等煤化工技术。

所谓煤化工技术就是以煤为主要原料生产清洁液体燃料、气体燃料、焦炭，化肥、活性炭、化工产品（甲醇、烯烃、乙二醇等）的工艺技术。煤化工产业不但是适合中国国情的新兴产业之一，而且在一定程度上可以作为中国清洁能源供应的补充，为下一步煤化工产业的发展奠定了基础。

笔者认为，近阶段发展应重点煤制合成天然气产业。从时间方面考虑，煤制合成天然气具有一定的紧迫性。环保部将对防污重点区域实行煤炭总量控制，而社会对能源的需求还在不断增加，这就需要清洁能源来补充，天然气是不二的选择，而发展煤制合成天然气可以作为中国天然气供应的补充。

从运输方面考虑，煤制天然气具有明显的优势。煤化工产业将来主要分布在新疆、内蒙古、宁夏、云南等地区，距东部经济发达地区较远，均存在运输难题，包括原料煤输送、电力输送、产品输送等。相对而言，天然气的经济性较好，煤炭就地转化为天然气，采用管道输送的综合经济性与直接铁路运输原料煤、就地转化为电力、油品、烯烃等产品相比都具有明显的优势。

从经济性方面考虑，虽然目前天然气的价格偏低，但随着能源价格体系的不断理顺，天然气涨价的可能性还是存在的。事实上中国一些汽车加气站的天然气价格已经上涨较多。另外，如果采用固定床气化工艺，可以产生部分煤焦油，初步测算，1亿立方米天然气可以产生1万吨的煤焦油，通过煤焦油加氢生产柴油等油料产品可以弥补天然气价格偏低带来的经济效益的影响。从投资方面来讲，转化相同数量的原料煤，或生产相同热量的产品，煤制天然气的投资是较少的。

从消耗方面考虑，煤制天然气的能耗和水耗也较小，《“十二五”煤化工示范项目技术规范（送审稿）》，要求天然气能源转化效率＞52%、综合能耗＜2.3t标准煤、水耗＜6.9t，而要求间接液化能源转化效率＞42%、综合能耗＜4t标准煤、水耗＜11t，这样煤制天然气项目就可以以较少的西部水消耗代价，把西部煤炭转化成清洁燃料输送到东部地区。未来，随煤制天然气技术的不断发展，耗水量将进一步减少。

从技术方面考虑，煤制天然气项目的工艺流程还存在许多问题，在建设中要加以注意。煤制天然气项目一般采用鲁奇固定床气化技术，《“十二五”煤化工示范项目技术规范（送审稿）》要求，若采用固定床加压气化技术，气化炉压力等级应高于4MPa，单炉投煤量应不低于800t/日。这对气化炉的要求较高，虽然固定床加压气化技术基本成熟，但大容量气化炉的工业化使用还存在配套设备的匹配性问题。高气化强度的气化炉还需要高强度的块煤做原料，但是一方面块煤量不一定达到要求，另一方面新疆等西部地区的块煤强度较差，不能满足高强度气化的要求，可以考虑生产高强度型煤。目前中国尚无工业化应用的甲烷合成技术，采用的是国外技术，所以要加快技术开发，以降低技术使用成本。固定床加压气化技术还存在污水处理较难的问题，可以考虑与水煤浆气化工艺配合，利用浓缩的污水作为水煤浆制浆用水，以尽量做到污水零排放。

从原料煤方面考虑，煤制天然气采用固定床加压气化技术可以使用高水分的低阶煤，为中国的低阶煤的开发使用提供了一条途径。低阶煤的特点是水分较高，成浆性较差，成浆浓度较低，目前技术条件下，还不能作为水煤浆气化的原料。如要作为干煤粉气化的原料，需要对其进行深度预干燥，投资和成本较高。而作为固定床气化的原料，只需进行初步预干燥即可。

从副产煤焦油的深加工方面考虑，中国已经开发成功了中低温煤焦油深度加氢生产油料产品的工艺技术，该技术采用全馏份加氢技术，油收率在90%以上，突破了中低温煤焦油深度加氢油收率较低的技术瓶颈，不但为中低温煤焦油的高附加值加工利用提供了技术支持，而且为煤制天然气产业的发展起到了一定的支撑作用。

虽然中国的煤化工示范项目总体上是成功的，但煤化工产业毕竟还处于起步阶段，需要解决的技术、经济、环保、政策等方面的问题还很多。初期阶段应抓住重点，选准突破口，循序渐进，在逐步产业化中发现问题，从而解决问题，煤化工产业一定会在保障中国能源安全方面占居一定的地位。

（选自《新能源经贸观察》5月刊）