中华工商时报
产业进程停滞技术难题未破政策措施缺位
伴随高油价与气短缺，中国走进了2006年。
专家分析认为；作为占中国能源资源70%的煤炭，能否加快推进煤炭气化产业，在减少环境污染的前提下释放更大的能效出来，这无疑对“十一五”发展计划的起步具有重要的
战略意义。
目前，在国内火力发电是重头。据国家发改委副主任张国宝披露，截至去年，在国内总装机容量中，煤电占73.9%，水电占24.5%，核电占1.6%。至于可再生资源发电，其所占的比重微乎其微。
一份数据表明，煤炭火力发电站的能源利用率一般为48%至50%，使用煤炭气化发电技术可把能源利用率提高大约几个百分点到十几个百分点不等。而煤炭气化过程中产生的氮氧化物和硫化物等有害气体也将比直接燃烧煤炭减少20%以上。
中国煤炭气化的正式起步始于上个世纪80年代。当时，在徐州、唐山、山东
等十余个矿区先后进行试验。从2000年起，山东新汶矿务局煤炭气化步入产业化应用，实现了连续稳定生产中热值煤气，供民用及内燃机发电。此前唐山刘庄煤矿煤气主要用于工业锅炉燃烧。
一般说来，煤炭气化分为地上与地下气化两种。前者以煤炭作为原料，以氧或氢作气化介质，控制氧化程度，使煤炭转化成为一氧化碳、氢和甲烷等可燃性气体。后者的原理与前者基本一致，区别仅在于是在未经开采的煤层中进行。
由于地下气化集建井、采煤、地面气化三大工艺为一体，通过对煤的热作用及化学作用而产生可燃气体，可作为燃料、化工原料、城市煤气或用于提取氢气与建设坑口电厂发电，具有安全性好、投资少、效益高、污染少等特点，目前深受世界各国重视。
从目前进展看，中国地下气化技术仍处于工业试验阶段，不尽如人意。专家分析指出：产业化进程停滞，技术难题尚未破，政策措施不到位，这三大问题是导致上述结果的直接原因。
煤炭地下气化的目的在于应用和产业化。近几年来，国内不少企业，这其中不乏煤炭的大型企业，纷纷看好煤炭地下气化技术，但煤炭价格的不断飚升，效益唾手可获，因此“继续挖煤”，不愿意冒太大的风险，投资止步不前。
据调查，煤炭地下气化在实现商业化前必须攻克五大难点，这就是气化炉型与结构、单炉产量服务年限与成本、提高煤气质量与数量、地下气化炉密闭与安全、地下气化炉气化工艺测控。
对地下气化的研究，一般需要建立煤炭气化试验研究基地。选择1—2个有代表性的煤种(烟煤、无烟煤等)、煤层(厚度、倾角等)和用户(民用燃料、发电、化工原料)作为试验基地，开展多项技术攻关与研究。但缺乏支持力度，尚为空白。
相关资料显示，在国际上，煤炭地下气化技术，俄罗斯、美国、德国和日本处于领跑者的地位。
据悉，美国的煤炭气化技术现拥有移动床气化装置、流体床气化装置、夹带气化装置三大类。而煤炭的综合气化装置具有第二代气化技术的特点，能确保发电厂机组发电能力达到100兆瓦—300兆瓦，可与现有的商业性发电厂竞争。
开发煤炭气化复合发电技术是日本电力公司的主攻方向。这是指首先在气化炉里用1600到1800摄氏度的高温把煤炭气化，使之推动燃气轮机发电；然后，再利用废气废热制造水蒸气，推动蒸汽轮机发电。据悉，日本电力计划在2010年前使之达到实用化水平。
而煤气化技术的大容量示范电站与商业化运行表明，气流床气化炉代表着发展趋势，目前世界上已经商业化的大型(250MW以上)电站都采用气流床。例如，以水煤浆为原料的Texaco、D e s tec和以干煤粉为原料的Sh e l1、P ren flo。在当前，几乎所有重要的煤气化工艺都在开拓联合循环发电方面的应用。
时不我待。
据统计，中国排放的二氧化硫的90%、氮氧化物的70%来自燃煤，这其中50%左右来自火电厂，电厂每发1000瓦时火电向大气中排放0.1公斤二氧化硫。在去年，其排放总量接近1600万吨。按此速度，到2025年前后，中国二氧化硫排放量将超过美国居全球第一。
为此，专家再次发出呼吁，煤炭深加工及煤炭气化刻不容缓，它不仅是中国未来能源产业的重要出路，更是当前减少大气污染的重要途径。
何以提速当前中国煤炭气化，记者以为，有两种方式可以考虑继续采用：
一是走国际合作道路。与先进国家相比，中国煤炭气化技术尚存很多不足。由此，对接拥有尖端煤炭气化技术的跨国公司，以合资合作的方式将此类技术为我所用。据悉，宁夏煤业集团已与瑞士可持续技术公司组建煤炭气化公司，将GSP气化技术引进。
二是直接购买专有技术。煤炭气化技术研发到应用需要很长时间。而靠我们自身的力量，目前是很难超越国际水平，这势必影响大规模商业化的推进。为此，将几家国内企业捆绑起来，共同出资购买成熟的煤炭气化技术，这是一个明智之举。据悉，德国蒂森克鲁伯集团已将从煤炭中直接获得动力燃料的技术转让中国。
必须指出的是，上述两种方式的采用皆必须建立在有利于我国最终独立打造煤炭气化技术体系基础上。
