煤炭氣化底氣不足產業進程停滯技術難題未破
伴隨高油價與氣短缺，中國走進了2006年。
專家分析認為；作為占中國能源資源70%的煤炭，能否加快推進煤炭氣化產業，在減少環境污染的前提下釋放更大的能效出來，這無疑對“十一五”發展計劃的起步具有重要的戰略意義。
目前，在國內火力發電是重頭。據國家發改委副主任張國寶披露，截至去年，在國內總裝機容量中，煤電占73.9%，水電占24.5%，核電占1.6%。至于可再生資源發電，其所占的比重微乎其微。
一份數據表明，煤炭火力發電站的能源利用率一般為48%至50%，使用煤炭氣化發電技術可把能源利用率提高大約幾個百分點到十幾個百分點不等。而煤炭氣化過程中產生的氮氧化物和硫化物等有害氣體也將比直接燃燒煤炭減少20%以上。
中國煤炭氣化的正式起步始于上個世紀80年代。當時，在徐州、唐山、山東等十余個礦區先后進行試驗。從2000年起，山東新汶礦務局煤炭氣化步入產業化應用，實現了連續穩定生產中熱值煤氣，供民用及內燃機發電。此前唐山劉莊煤礦煤氣主要用于工業鍋爐燃燒。
一般說來，煤炭氣化分為地上與地下氣化兩種。前者以煤炭作為原料，以氧或氫作氣化介質，控制氧化程度，使煤炭轉化成為一氧化碳、氫和甲烷等可燃性氣體。后者的原理與前者基本一致，區別僅在于是在未經開采的煤層中進行。
由于地下氣化集建井、采煤、地面氣化三大工藝為一體，通過對煤的熱作用及化學作用而產生可燃氣體，可作為燃料、化工原料、城市煤氣或用于提取氫氣與建設坑口電廠發電，具有安全性好、投資少、效益高、污染少等特點，目前深受世界各國重視。
從目前進展看，中國地下氣化技術仍處于工業試驗階段，不盡如人意。專家分析指出：產業化進程停滯，技術難題尚未破，政策措施不到位，這三大問題是導致上述結果的直接原因。
煤炭地下氣化的目的在于應用和產業化。近幾年來，國內不少企業，這其中不乏煤炭的大型企業，紛紛看好煤炭地下氣化技術，但煤炭價格的不斷飚升，效益唾手可獲，因此“繼續挖煤”，不愿意冒太大的風險，投資止步不前。
據調查，煤炭地下氣化在實現商業化前必須攻克五大難點，這就是氣化爐型與結構、單爐產量服務年限與成本、提高煤氣質量與數量、地下氣化爐密閉與安全、地下氣化爐氣化工藝測控。
對地下氣化的研究，一般需要建立煤炭氣化試驗研究基地。選擇1—2個有代表性的煤種(煙煤、無煙煤等)、煤層(厚度、傾角等)和用戶(民用燃料、發電、化工原料)作為試驗基地，開展多項技術攻關與研究。但缺乏支持力度，尚為空白。
相關資料顯示，在國際上，煤炭地下氣化技術，俄羅斯、美國、德國和日本處于領跑者的地位。
據悉，美國的煤炭氣化技術現擁有移動床氣化裝置、流體床氣化裝置、夾帶氣化裝置三大類。而煤炭的綜合氣化裝置具有第二代氣化技術的特點，能確保發電廠機組發電能力達到100兆瓦—300兆瓦，可與現有的商業性發電廠競爭。
開發煤炭氣化復合發電技術是日本電力公司的主攻方向。這是指首先在氣化爐里用1600到1800攝氏度的高溫把煤炭氣化，使之推動燃氣輪機發電；然后，再利用廢氣廢熱制造水蒸氣，推動蒸汽輪機發電。據悉，日本電力計劃在2010年前使之達到實用化水平。
而煤氣化技術的大容量示范電站與商業化運行表明，氣流床氣化爐代表著發展趨勢，目前世界上已經商業化的大型(250MW以上)電站都采用氣流床。例如，以水煤漿為原料的Texaco、Destec和以干煤粉為原料的Shel1、Prenflo。在當前，幾乎所有重要的煤氣化工藝都在開拓聯合循環發電方面的應用。
時不我待。
據統計，中國排放的二氧化硫的90%、氮氧化物的70%來自燃煤，這其中50%左右來自火電廠，電廠每發1000瓦時火電向大氣中排放0.1公斤二氧化硫。在去年，其排放總量接近1600萬噸。按此速度，到2025年前后，中國二氧化硫排放量將超過美國居全球第一。
為此，專家再次發出呼吁，煤炭深加工及煤炭氣化刻不容緩，它不僅是中國未來能源產業的重要出路，更是當前減少大氣污染的重要途徑。
何以提速當前中國煤炭氣化，記者以為，有兩種方式可以考慮繼續采用：
一是走國際合作道路。與先進國家相比，中國煤炭氣化技術尚存很多不足。由此，對接擁有尖端煤炭氣化技術的跨國公司，以合資合作的方式將此類技術為我所用。據悉，寧夏煤業集團已與瑞士可持續技術公司組建煤炭氣化公司，將GSP氣化技術引進。
二是直接購買專有技術。煤炭氣化技術研發到應用需要很長時間。而靠我們自身的力量，目前是很難超越國際水平，這勢必影響大規模商業化的推進。為此，將幾家國內企業捆綁起來，共同出資購買成熟的煤炭氣化技術，這是一個明智之舉。據悉，德國蒂森克魯伯集團已將從煤炭中直接獲得動力燃料的技術轉讓中國。
必須指出的是，上述兩種方式的采用皆必須建立在有利于我國最終獨立打造煤炭氣化技術體系基礎上。