氣化島多元燃料生產路線發展分析

邢 濤，張妍妍

(兗礦集團有限公司，山東 鄒城 273516)

氣化島是當前隨著煤氣化技術快速發展、工業園區(大型企業)規模擴大、產業更替和優化升級，采用專業化煤氣化技術為工業園，特別是大型企業，提供大量合格、低價的合成氣、氫氣、一氧化碳等工業氣體的生產模式。

1 主要煤氣化技術

中國氣流床煤氣化技術的研究開發、工程示范、長周期高效運行以及進一步大型化，有力支持了現代煤化工產業的發展。目前我國擁有世界上最大的水煤漿氣化爐，煤氣化技術的基礎研究和技術開發均已進入國際先進行列。世界主要煤氣化技術見表1。

表1 主要煤氣化技術

2 燃料生產路線

2.1 煤制甲醇

2.1.1 產能及消費組成

2018年中國甲醇供應維持穩步增長，總產能攀升至約8 534萬t/a，整體有效產能達8 453萬t/a，較2017年增長5.19%。2018年甲醇新增產能530萬t，以煤為原料甲醇項目產能達410萬t/a，占比達77.4%。2018年中國進口甲醇總量約740萬t，較2017年縮減74萬t，降幅達9.1%。2018年中國甲醇表觀消費量5 900萬t，其中MTO/P需求仍占據首位，占比約49%。

2.1.2 甲醇主要用途

甲醇下游產品主要有甲醛、甲基叔丁基醚MTBE、醋酸、二甲醚、烯烴、芳烴等。近期尤為熱門的是甲醇汽車，工信部等八部委日前聯合發布了《關于在部分地區開展甲醇汽車應用的指導意見》，文件的出臺對甲醇汽車的發展具有里程碑式的重要意義，它使甲醇汽車可以直接合法地進入汽車市場與其它燃料汽車同臺競爭。

2.1.3 成本及效益分析

生產1 t甲醇消耗煤炭1.35 t，按煤價600元/t算，水、電、蒸汽合計200元，人工費及折舊合計為400元，煤制甲醇總成本約為1 400元/t。

2.1.4 甲醇汽油分析

我國自1983年起，國家科委就開始布局甲醇汽油及甲醇汽車的研發。從“六五”至“十五”期間，先后開展了“M15摻燒技術”、“M100甲醇汽油汽車試驗”、“甲醇燃料汽車(M85)示范工程”型煤項目、“甲醇燃料汽車(M85-M100)”示范工程的研發。相比傳統汽柴油，甲醇汽油具有以下優勢：

(1)價格優勢。目前甲醇價格2 400元/t，汽油國六92號價格6 500元/t。與汽油價格相比，甲醇價格非常便宜。目前，1 t汽油的市場價約可購買3 t甲醇。甲醇汽油價格約5元/L，按照30%的添加比例和汽油混合使用，既可以提升汽油的辛烷值，也提升了動力。

(2)環保效率優勢。通常甲醇汽油是要和國標汽油混合使用的。甲醇本身含有氧，可以增加汽油的含氧量，讓汽油燃燒得更充分。既減少了汽車尾氣有害氣體的排放，又提升了發動機的動力。

(3)延長發動機壽命。清除發動機內的積炭，可以延長發動機的使用壽命。

甲醇汽油不足之處是熱值比汽油低，若大比例添加，會造成發動機動力不足，油耗增加10%～15%。

2.2 煤制油

我國主要煤制油項目統計于表2。

表2 國內主要煤制油項目統計

2.2.1 產能及消費組成

《能源發展“十三五”規劃》中提出：“十三五”期間，煤制油生產能力達到1 300萬t/a左右。截至2017年1月底，我國現投產、在建和已經拿到路條的項目，符合“十三五”建設條件的地區煤制油產能總計達到了2 868萬t/a，遠遠超出了“十三五”規劃產能。2018年中國煤制油裝置運行總能力約為1 500萬t/a。

2.2.2 煤制油競爭力分析

2018年中國的石油開采總量1.89億t，進口原油4.62億t，對外依賴度高達70%。目前我國煉油產能過剩，煤制油在長期低油價、高煤價的環境下艱難發展，經濟效益低于預期。

煤制油產出品質高于一般石油制品，可生產現有石油化工技術難以制得且超過國家現行質量標準的高品質柴油、汽油和特種燃料油。而生產精細化學品附加值高，并且不需要繳納成品油消費稅，極大緩解煤制油項目經濟效益低的劣勢，能大力推進煤制油項目發展。煤制油行業具有突出的發展戰略意義：一是發展煤制油是保障國家能源安全的戰略性舉措；二是實現煤炭清潔高效利用的重要途徑；三是有利于提升我國油品質量和生產特種燃料油；四是對西部省份社會和經濟的發展具有重要意義；五是有利于促進煤炭產業轉型升級。

2.3 煤制天然氣

2.3.1 國內主要產能

目前，我國已投產的煤制天然氣項目共有4個，分別為大唐內蒙古克旗40億m3/a煤制天然氣示范項目、內蒙古匯能16億m3/a煤制天然氣示范項目、新疆慶華55億m3/a煤制天然氣示范項目、新疆伊犁新天20億m3/a煤制天然氣項目。這4個項目設計總產能為131億m3/a。

2.3.2 煤制天然氣經濟分析

2018年中國天然氣消費量突破2 800億m3，已成為全球最具活力的天然氣和LNG市場之一。進口天然氣超過9 000萬t，超過日本成為世界最大的天然氣進口國。其中，LNG占總進口量的60%，超過5 300萬t，進口規模創歷史新高，來源涵蓋亞太、中東、北美等25個國家。目前對國內幾家已投產的煤制天然氣示范項目持不樂觀的態度。

當前，我國煤制天然氣產業尚處于示范階段，存在著產能利用率低、產品成本高、市場話語權弱三大短板。

煤制氣項目最大的難題還在于輸送管網。目前，我國天然氣干線輸氣管網均掌握在兩大油企手中，煤制天然氣企業的產品都需賣給兩大油企。

石油天然氣管道公司組建方案已獲批，并列入2019年國資委重點工作計劃。對于煤制氣企業來說，運輸仍然掌握在別人手中。

2.4 煤制氫氣

全球范圍來看，世界主要發達國家從資源、環保等角度出發，都十分重視氫能的發展。截止2017年底，全球燃料電池的裝機量達670 MW，燃料電池乘用車銷售累計接近6 000輛。全球已有327座加氫站投入運營，其中139座位于歐洲，118座位于亞洲，68座位于北美，1座位于南美，1座位于澳大利亞。我國已建成運營加氫站16座，在建加氫站約50座。

目前多種制氫方式并存：

(1)電解水制氫，包括純水電解制氫、堿性水電解制氫；

(2)化石能源制氫，主要包括煤制氫、天然氣重整制氫、甲醇制氫等；

(3)工業副產氣制氫，主要包括甲醇(合成氨)馳放氣、焦爐煤氣、氯堿尾氣、煉鋼尾氣等含氫副產氣制氫；

(4)可再生能源直接制氫，主要為生物質氣化技術。

綜合分析，電解水制氫成本為3～6元/m3，煤制氫成本為0.7～1.1元/m3，天然氣制氫成本為1.7～2.3元/m3，甲醇制氫為1.6～2.2元/m3，工業副產氣制氫成本為0.5～1.0元/m3，生物質制氫成本為3.5～4.0元/m3。就目前制氫成本看，煤制氫與工業副產氣制氫成本最低，在制氫領域競爭力最強。煤制氫也是下一步氣化島多元燃料發展的重要方向之一。

3 結 論

綜合以上分析，氣化島多元燃料的發展，煤制甲醇和煤制氫氣是主流，兼具競爭力和經濟效益；煤制油是國家能源戰略儲備，經濟性受國際油價和國內政策影響較大；煤制天然氣亦作為戰略技術儲備，還不夠成熟，需要政策扶持，建議慎重發展。