“無論投資的安全性、碳轉(zhuǎn)化率、環(huán)境友好性、原子經(jīng)濟性還是技術(shù)的成熟可靠性，煤基醇醚燃料都是首選的石油替代品，值得大力推廣。”在近日舉行的2010全國甲醇合成技術(shù)交流研討會上，專家們表達了上述觀點。
華東理工大學教授房鼎業(yè)認為，從原子經(jīng)濟性角度看，無論煤制甲醇還是煤制烯烴，首先都必須將煤轉(zhuǎn)化成合成氣(CO+H2)，再由CO與H2合成甲醇或烴類。但CO+H2合成甲醇可一步完成，而費托合成烴類，第一步是向合成氣中引入氧原子，生產(chǎn)甲醇，再去掉甲醇中的氧原子，分離大量副產(chǎn)水分后才能獲得烯烴。顯而易見，煤制烯烴的原子經(jīng)濟性不如煤制甲醇。
從項目投資的經(jīng)濟性看，煤制甲醇優(yōu)于煤制油。國內(nèi)外的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，噸煤制油的固定資產(chǎn)投入一般高達1.2萬元，而噸甲醇的固定資產(chǎn)投入只需0.4萬元。由于固定資產(chǎn)投資太大，煤制油項目的財務(wù)及管理費用居高不下，盈利能力差。按當前的石油和煤炭價格計算，年產(chǎn)百萬噸以下的煤制油是很難盈利的，但采用現(xiàn)代氣化技術(shù)建設(shè)的30萬～60萬噸/年煤制甲醇項目，是絕對可以盈利的。
從技術(shù)的成熟可靠性看，煤制醇醚燃料的技術(shù)國內(nèi)外已經(jīng)成熟，國產(chǎn)甲醇、二甲醚合成分離與提純成套技術(shù)，均已廣泛應(yīng)用，并向大型化方向發(fā)展。3～5年內(nèi)，采用國產(chǎn)技術(shù)建設(shè)的100萬～300萬噸醇醚裝置將會涌現(xiàn)，規(guī)模效益將更加突出。但煤制油技術(shù)，國內(nèi)尚無能達到煤制油最低經(jīng)濟規(guī)模的100萬噸/年煤間接液化項目投產(chǎn)，工程的放大有待時日，并伴有一定的風險。煤直接制油方面同樣不容樂觀：國外目前還沒有大型工業(yè)化示范裝置運行，國內(nèi)神華鄂爾多斯百萬噸煤直接制油項目雖然已經(jīng)投產(chǎn)，但還需要從裝置安全穩(wěn)定運行、投入產(chǎn)出比、能源資源利用率、環(huán)境保護等多方面進行進一步驗證。
“煤制天然氣的技術(shù)可行性與經(jīng)濟合理性同樣需要冷靜思考。”房鼎業(yè)提醒。他說，煤制天然氣過程不僅要消耗大量煤，還要排放大量二氧化碳，無論從經(jīng)濟上還是生態(tài)上都是不劃算的。另外，就裝置的安全性而言，煤制天然氣過程是強烈的放熱反應(yīng)，操作條件十分苛刻，項目選址必須遠離人口居住區(qū)。
即便被大家最看好的煤制乙二醇，在房鼎業(yè)看來，仍有諸多問題需要攻克和解決。一是與乙烯路線相比，煤制乙二醇的質(zhì)量明顯遜色，如果煤炭價格大幅上漲，將沒有競爭優(yōu)勢；二是加氫催化劑壽命短的問題還需花大力氣解決，否則煤制乙二醇的成本將很難降下來；三是合成草酸酯反應(yīng)催化劑中貴金屬組分含量與反應(yīng)過程中熱點控制仍是難題；四是包括一氧化碳脫氫反應(yīng)器、催化耦聯(lián)羰基化反應(yīng)器、亞硝酸酯再生反應(yīng)器、加氫反應(yīng)器的工程放大目前還是一大難題；五是各反應(yīng)步驟的副反應(yīng)多，乙二醇總收率偏低的問題短期內(nèi)難以解決。這些都制約著煤制乙二醇的發(fā)展，也使其裝置的安全穩(wěn)定性、項目的經(jīng)濟可行性存在較大風險。
“目前新能源汽車產(chǎn)業(yè)，如氫能和太陽能，看起來很環(huán)保，但如果算上制造這些產(chǎn)品時消耗的能源和排放的二氧化碳，它們的整個生命周期并不比醇醚燃料環(huán)保。”醇醚燃料及醇醚汽車專委會副秘書長降連葆說。“如果通過政策引導，使更多企業(yè)采用焦爐煤氣、電石爐尾氣和難以利用的褐煤生產(chǎn)醇醚燃料，不僅可以獲得清潔廉價的石油替代品，而且實現(xiàn)了廢物的資源化利用，既節(jié)約了資源，又保護了環(huán)境。整個過程比氫能源和太陽能還要節(jié)能環(huán)保。”
華陸工程科技有限公司副總工程師王洪金透露：清華大學已經(jīng)攻克了甲醇制芳烴的難題，正與華陸公司聯(lián)手建設(shè)3萬噸/年甲醇制芳烴的工業(yè)化試驗裝置。用不了多久，以甲醇為原料，生產(chǎn)包括MDI在內(nèi)的高附加值產(chǎn)品就會成為現(xiàn)實。屆時，甲醇不僅可以替代成品油成為清潔燃料，還可以替代石油生產(chǎn)烯烴和芳烴、乙二醇等更多化工產(chǎn)品，科學家們設(shè)想的甲醇經(jīng)濟時代將真正來臨。
