中華石化網訊 2月13日，距離我國首個煤制氣示范項目——大唐內蒙古克什克騰旗煤制天然氣示范項目投運已有兩個月。

然而，有關煤制氣計劃的爭議從未間斷。去年9月，美國杜克大學研究報告明確指出，中國煤制合成氣計劃較傳統天然氣可能多產生7倍碳排放，較開發頁巖氣多消耗100倍水資源。而去年12月，有專家在中國煤制氣技術與市場論壇上表示，煤制氣能源效率較高，是實現減排目標的最佳選擇。以煤制氣代替煤炭消費，究竟是柳暗花明還是飲鴆止渴?這需要撥開三層疑云來一探究竟。

疑云一：真正減排還是污染轉移?

作為二次能源，煤制氣生命周期排放總量的計算，必須綜合考慮煤制氣的生產環節和終端應用環節。如果單從終端使用過程來看，天然氣自然是節能減排的利器。但如果加上生產環節，結果就不那么樂觀了。

據統計，煤制氣發電排放的二氧化碳僅占煤制氣生命周期排放總量的20%左右，生產環節卻占70%至80%。總體上，煤制氣發電比直接燃煤發電排放的二氧化碳還要多40%至50%。

翻開水耗賬單，1噸煤僅能生產1110立方米天然氣，卻要消耗6噸水，是傳統天然氣工廠的7倍。我國大部分煤制氣工廠選址集中在缺水的西北地區，勢必會影響當地其他工業、農業用水。“煤制氣生產過程中產生的含酚廢水處理問題將是另一個挑戰。”亞化咨詢總經理夏磊說。

除此之外，在現有技術水平下，煤制氣發電的綜合能源效率僅在27%至31.8%之間，而最新的超臨界燃煤機組發電效率已達40%左右。在接受記者采訪時，國家應對氣候變化戰略研究中心主任李俊峰總結道：“目前，煤制氣污染仍只是從一個環節到另一個環節的轉移，而且算總賬的話，煤制氣排放的污染物更多。”

疑云二：項目審批為何由“勒緊”變“松綁”?

2010年6月，發改委收回煤制氣項目審批權，并嚴令各地不得擅自核準或備案煤制氣項目。2011年3月，國家再次明確禁止建設年產20億立方米及以下的煤制氣項目。

彼時的“勒緊”源于煤制氣飽含爭議，以及煤制油發展的前車之鑒。“一紙規范曾有效避免這一產業的發展走向無序狀態。”中國石油大學(北京)工商管理學院副院長董秀成說。

3年后，隨著《大氣污染防治行動計劃》的出臺，國家對煤制氣的禁令漸行漸緩，表示在滿足最嚴格的環保要求和保障水資源供應的前提下，加快煤制氣產業化和規模化步伐。一時間，煤制氣工程如雨后春筍，僅去年就有近20個煤制氣項目獲得“路條”。

明知煤制氣工程利弊參半，國家政策為何會由“勒緊”變為“松綁”呢?

由中國石油規劃總院天然氣市場室統計的一組數據可窺一斑。按照年均增加天然氣消費200億立方米計算，假設現有建設和生產項目順利實現，2015年中國天然氣供需缺口約為90億立方米。巨大的天然氣缺口為煤制氣的發展提供了市場空間。

此外，煤價持續下跌，國內天然氣持續漲價，低成本高產出的價格差也為煤制氣提供了盈利空間。新型煤制氣工程既能讓煤炭換上“清潔外衣”，又能營利，自然刺激了疲軟的煤炭市場，造成“有煤就想轉化”的現狀。在需求與利潤決定市場的大背景下，國家對煤制氣的“松綁”也就不難理解了。

疑云三：短期替代還是持續發展?

中國煤炭工業協會副會長梁嘉琨曾透露，煤炭的主體地位在短期內不會改變。中國要走循環、綠色、低碳的發展道路，就需要在煤炭清潔利用上做文章，把資源優勢轉變為經濟優勢，走出一條資源節約、環境友好、創新驅動的發展道路。

從短期看，煤制氣工程具有經濟價值，且能有效破解我國“富煤少氣”的能源稟賦限制。而從長期看，煤制氣能否可持續發展的關鍵在于能否找到提高效益與節能減排的結合點，其中政府和企業起到決定性作用。

在中國石油和化學工業規劃院副院長白頤看來：“政府要加強項目審批管理，堅持科學適度和布局合理是關鍵。”政府只有提高煤制氣行業準入門檻，嚴格執行煤制氣環保標準，鼓勵國內大型能源企業承擔關鍵技術的研發與示范，探索新型綠色、低碳、高效現代煤化工發展道路，才能有效減少煤制氣污染物的排放。

從企業層面來說，短期利潤和長期利益的抉擇及企業利潤與環境成本的平衡是重點。企業作為煤制氣技術研發和產業化發展的主體，應在經濟可行的前提下，盡量采用先進可靠、能耗最低、節水型綠色工藝和技術，堅持升級發展，從而探索更加低碳和高效的煤炭清潔轉化途徑。

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