■ 中国化工信息中心 桑建新
煤化工废气、废渣、废水产生量大
现代煤化工的发展既丰富了我国化工产品原料来源，也为我国能源安全提供保障。但是不容讳言，煤化工是高污染、高排放的产业，与石油化工相比，将产生更多的污染物排放并给环境造成负荷。
（1）废水
现代煤化工是“水老虎”，废水处理量和排放量大。以烯烃为例，石油化工用石脑油制乙烯和丙烯，吨产品耗水量为6～7立方米，而煤制烯烃吨产品耗水量高达30立方米。神华煤直接液化项目，每生产1吨油品消耗水不到6吨，伊泰间接液化项目每生产1吨油品水耗6吨多，煤制油水耗仍是石油炼制企业10倍左右。煤制天然气产品新鲜水单耗按不同的煤气化技术在6.5～8.5吨/千立方米，依此计算，一个40亿立方米的煤制天然气项目年需新鲜水量为2000万～3000万吨。当前我国部分现代煤化工工艺单位水耗见表1。
（2）废气
煤炭加工过程中会释放大量的CO2、SO2，加剧温室效应，形成烟雾、酸雨等。目前，我国SO2和CO2排放量分别居世界第一和第二，其中90%的SO2排放来自煤的使用。
以煤制油产业为例，不管是直接液化和间接液化，都必须配有煤气化设施，所以每吨产品CO2排放量高于石油炼制企业。直接液化工艺吨产品CO2排放量是石油炼制企业的14 倍左右，间接液化工艺是石油炼制企业的6.4 倍左右；直接液化工艺吨产品CO2排放量大约是间接液化工艺的2 倍多。煤液化制油与炼油废气排放数据比较见表2。
（3）固废
煤化工是高耗煤产业，会产生大量的煤渣。例如，年产40亿立方米的煤制天然气项目每年煤炭资源消费量达850万吨以上；神华包头60万吨煤制烯烃项目，年耗煤量410~480万吨。
除了废煤渣，还产生大量其他固体废物。以煤制油为例，与石油炼制固体废物排放的共同点是均产生废催化剂、废填料、污水处理“三泥”、油品罐底泥等废渣。煤液化制油和炼油固体废物排放数据比较见表3。
快速发展，环保压力越来越大
近年来我国煤制烯烃、煤制油、煤制气和煤制乙二醇等现代煤化工先后实现工业化生产，技术性和经济性得到验证，经受住了原油暴跌的考验，为世人瞩目。
（1）煤制烯烃
截至2016年底，我国投资煤/甲醇制烯烃项目26个，产能1228万吨，其中乙烯产能443万吨，丙烯产能785万吨。自2010年8月神华包头煤制烯烃工业化示范装置成功投产以来，神华包头、中石化中原石化等煤制烯烃（简称CTO）/甲醇制烯烃（简称MTO）项目取得良好的经济效益，验证了CTO/MTO的技术可行性和经济性，商业化运行不断取得新突破，引起国内外对CTO/MTO的极大兴趣和投资热情。据不完全统计，目前我国在建项目14个，根据这些项目的进展情况，预计将于2017~2021年投产，合计总产能515万吨；拟建项目15个，合计产能达502万吨；在建和拟建总产能达1017万吨。
（2）煤制气
截至目前，环保部已批复了4个煤制气项目，包括辽宁大唐国际阜新40亿立方米、内蒙古大唐国际克旗40亿立方米、内蒙古汇能16亿立方米和新疆庆华55亿立方米煤制天然气项目，建成大唐克旗13.5亿立方米、内蒙古汇能4亿立方米和新疆庆华13.55亿立方米三个项目，产能31亿立方米。
天然气供应的缺口与中国能源结构仍将长期以煤为主的现实，导致原本备受争议的煤制气一跃成为当前的主推产业，受到各方热捧。2016年煤制天然气发展提速，另外已获得开展前期工作发改委“路条”合法身份的煤制气项目还有13个，一期规划产能合计达386亿立方米。徘徊于审批门外甚至已经未批先建的项目数字更为庞大。多以大型央企为主，集中于新疆、内蒙古等煤炭产地。
（3）煤制油
截至2016年底，中国建成煤制油项目15个，总产能826万吨 。其中，建成拥有自主知识产权的神华直接煤制油（简称DCTL）项目产能108万吨，也是目前世界唯一在运行的直接煤制油项目 ；建成间接液化（简称ICTL-FT）项目4个，合计产能159万吨 ；延长石油建成煤油共炼项目1个，产能45万吨；建成甲醇制汽油（简称MTG）项目8个，产能114万吨。目前中国DCTL、ICTL和MTG示范项目都实现了长周期稳定性生产和商业化运营。
随着直接、间接液化示范装置的稳定运行，煤液化制油的技术性已经得到验证。不仅神华、潞安、伊泰、晋煤和兖矿等企业纷纷新建拟建煤制油项目，新疆富蕴广汇、贵州渝富能源等企业也纷纷规划煤制油。国内现有一批在建、拟建和规划建设的煤制油项目，总规模超过4300万吨，在建规模550万吨。
（5）煤制乙二醇
石油法乙二醇是国内主要供应来源，但产量有限，由于聚酯等工业的强劲需求，虽然我国乙二醇的生产能力和产量增长较快，但仍不能满足国内市场日益增长的需求，每年70%乙二醇依赖进口，因此催生了煤制乙二醇的发展。截止2016年，我国产能已达377万吨。
乙二醇供应缺口使煤制乙二醇受到追捧。目前在建煤制乙二醇项目11个，产能302万吨；拟建项目15个，合计煤制乙二醇产能780万吨。
（5）煤制芳烃
截至2016年底，中国只建成陕西华电榆横煤化工有限公司万吨级中试装置和内蒙古阿拉善10万吨甲醇制芳烃项目，总产能11万吨。报道的新建拟建煤制芳烃项目7个，总产能555万吨。另外，2017年2月印发的《煤炭深加工升级示范“十三五”规划》涵盖煤制油、煤制天然气、低阶煤利用、煤制化学品以及煤与石油综合利用五个方面，包括“十三五”期间，14个将要开工的和约25个储备项目。 预计到2020年，我国煤制油产能将达1200万吨，煤制天然气产能将达200亿立方米，煤制烯烃产能将达1600万吨，煤制芳烃产能将达100万吨，煤制乙二醇产能达600万吨，现代煤化工不仅在量上取得优势，更在质上取得突破。规划还对示范项目提出技术和排放等方面的要求。
煤炭和水资源分布不均，煤化工发展必须节能减排
我国能源分布特点也要求煤化工项目必须节能减排。就煤炭资源和水资源而言，我国现代煤化工主要位于新疆、内蒙古、山西、陕西等煤炭资源蕴藏丰富的地区。但是由于中国煤炭资源与水资源呈逆向分布，开发上述煤炭富集区的煤炭资源，除了运输困难以外，还突出存在煤炭生产和煤炭洗选过程中的工业用水和民用水源问题。根据国土资源部调研报告，2007年上述地区和省（自治区）市煤炭资源和水资源情况详见图1。
煤化工环保政策要求越来越高
我国现代煤化工能源消耗高、发展速度快，加之能源分布不均，以及随着经济发展，人们对环保要求的提高，使我国对煤化工的环保要求越来越高。
从2014年下半年开始，环评难通过就逐渐成为现代煤化工的业内共识。据不完全统计，2014年只有一个煤化工新建项目环评获批。而2015年，环保部更是收紧了煤化工新建项目的环评，当年未有新建煤化工项目获批，多个大型煤化工项目的环评均被否。如山西潞安矿业（集团）有限责任公司高硫煤清洁利用油化电热一体化示范项目。
2016年，国家环保部对煤化工的环评终于“开闸”。截止2016年底，已经有6个煤化工项目环评获批。包括3月4日，山西潞安矿业（集团）有限责任公司高硫煤清洁利用油化电热一体化示范项目环境影响报告获批；7月8日，内蒙古伊泰煤制油有限责任公司200万吨煤炭间接液化示范项目环境影响报告获批。另外，内蒙古北控京泰能源发展有限公司、苏新能源和丰有限公司和中国海洋石油总公司三个40亿立方米和伊犁新天煤化工有限责任公司20亿立方米获得环保部批准。
几个现代煤化工项目过关环评，可看作环保部“开闸”，但并不意味着“放水”。其实2016年同样也有多个煤化工项目的环评被否，比如中国石化长城能源化工（贵州）有限公司60万吨/年聚烯烃的项目等。
目前现代煤化工需要关注的环保政策主要包括：
（1）国家能源局《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》 （国能科技 [2014]339 号）
年产超过100万吨的煤制油项目报国务院投资主管部门核准。禁止建设年产100万吨及以下规模的煤制油项目。各地发展改革部门和能源行业管理部门要严格把关，按照相关管理规定和审批程序，加强煤制油（气）项目审批管理，严禁违规审批。
进一步加强煤制油（气）生产要素资源配置，煤炭供应要优先满足群众生活和发电需要，严禁在煤炭净调入省发展煤制油（气）；严禁挤占生活用水、农业用水和生态用水，以及利用地下水发展煤制油（气）。对取水量已达到或超过控制指标、主要污染物排放总量超标地区，暂停审批新建煤制油（气）示范项目；对不符合产业政策规定的项目，在资源配置、建设用地、环境评价、贷款融资等方面严格控制。
（2）《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划（2014-2020年）的通知》（国办发〔2014〕31号）
规定控制煤炭消费总量。制定国家煤炭消费总量中长期控制目标，实施煤炭消费减量替代，降低煤炭消费比重。稳妥实施煤制油示范工程。按照清洁高效、量水而行、科学布局、突出示范、自主创新的原则，以新疆、内蒙古、陕西、山西等地为重点，稳妥推进煤制油技术研发和产业化升级示范工程，掌握核心技术，严格控制能耗、水耗和污染物排放，形成适度规模的煤基燃料替代能力。
（3）《关于规范煤制燃料示范工作的指导意见（征求意见稿）》（国能综科技）〔2015〕69号）
基本原则：1）坚持“量水而行”，在水资源许可的条件下开展示范项目建设。2）坚持最严格环保标准，示范项目执行能源、化工领域现行最严格的环保标准或更高的环保要求。3）坚持节能高效，示范项目应在现有水平上，通过优化流程、创新工艺、技术集成等途径大幅降低资源消耗和提高能源转化效率。4）坚持科学布局，统筹考虑资源条件、环境容量、生态安全、交通运输、产品市场等因素，科学合理布局示范项目。5）坚持自主创新，重点示范自主知识产权的煤炭加工转化技术和装备，以示范项目为载体推动其产业化、定型化和标准化。
（4）《煤炭深加工升级示范“十三五”规划》
2017年2月，国家能源局编制了《煤炭深加工升级示范“十三五”规划》。规划指出，到2020年，已建成的示范项目实现安全、环保、稳定运行，自主技术和装备可靠性得到验证，煤制清洁燃料和化工原料得到市场认可和应用，装备自主化率进一步提高，推动形成技术路线完整、产品种类齐全的煤炭深加工产业体系，为产业长远可持续发展打下坚实基础。
对于新建、扩建和改建煤化工项目，环保是项目获批最基本的要求，是各项政策强调的重点，只会越来越严格。另外，2017年以后对煤化工项目不仅要进行环评审查，还需进行节能审查。
《固定资产投资项目节能审查办法》发改委[ 2016]第44号令自2017年1月1日起施行。其他固定资产投资项目，其节能审查管理权限由省级节能审查机关依据实际情况自行决定。国家发展改革委核报国务院审批以及国家发展改革委审批的政府投资项目，建设单位在报送项目可行性研究报告前，需取得省级节能审查机关出具的节能审查意见。国家发展改革委核报国务院核准以及国家发展改革委核准的企业投资项目，建设单位需在开工建设前取得省级节能审查机关出具的节能审查意见。A）年综合能源消费量 5000 吨标准煤以上（改扩建项目按照建成投产后年综合能源消费增量计算，电力折算系数按当量值，下同）的固定资产投资项目，其节能审查由省级节能审查机关负责。B）年综合能源消费量不满 1000 吨标准煤，且年电力消费量不满 500 万千瓦时的固定资产投资项目，以及用能工艺简单、节能潜力小的行业（具体行业目录由国家发展改革委制定并公布）的固定资产投资项目应按照相关节能标准、规范建设，不再单独进行节能审查。
现代煤化工节能减排进步显著
煤制烯烃、煤制油、煤制乙二醇等现代煤化工示范项目成功工业化运行几年来，在节能减排方面取得显著进步。以煤制油为例，技术进步使煤制油水耗大幅度下降，煤间接液化制油的水耗下降了一倍，但仍接近炼油的10倍。通过不断的技术改进，现代煤化工的能源消耗在不断下降。以煤液化制油为例，煤耗、电耗也在不断下降，综合能源利用效率在提高。2010年和2016年我国煤液化制油示范项目能耗消耗比较见表4。
资源和环境直接影响着企业综合竞争力的提升，煤化工要想长远发展就不能回避资源稳定供应、碳排放和废水排放的问题。虽然我国现代煤化工在降低煤炭和水资源消耗、废水处理和循环利用方面取得了良好成绩，但与石油路线相比的差距仍然巨大，行业节能减排任重而道远。
表1 当前部分现代煤化工工艺单位水耗
项目 所需水资源
煤制烯烃（MTO） 30.0t/t烯烃
石脑油制烯烃 0.55~0.7t/t
煤制气 6.5～8.5t/km3天然气
直接煤制油 5.5~6t/t油品
间接煤制油 6~7 t/t油品
石油炼化生产油 0.55~0.80 t/t油品
表2 煤液化制油与炼油废气排放数据比较 kg/t
废气 指标 煤直接 煤间接 石油炼制企业
液化制油 液化制油 广州石化 燕山石化
CO2 吨原料排放量 1026 338 216 223
吨产品排放量 3211 1497 230 236
SO2 吨原料排放量 0.1848 0.0219 1.775 0.094
吨产品排放量 0.578 0.097 1.889 0.1.
烟粉尘 吨原料排放量 0.093 / 0.304 0.0367
烃类 吨原料排放量 0.1213 / 0.922 0.784
NOX 吨原料排放量 2432 / 0.431 0.071
注：广州石化固废包括燃煤锅炉。
表3 煤液化制油和炼油固体废物排放数据比较 kg/t
废气 指标 煤直接 煤间接 石油炼制企业
液化制油 液化制油 广州石化 燕山石化炼油厂
固废单排 吨原料固废产生量 234.33 67.7 29.87 0.7646
吨产品固废产生量 733.45 301.8 31.77 0.813
危废单排 吨原料危废产生量 0.439 0.348 11.02 0.3871
吨产品危废产生量 1.37 1.55 11.72 0.405
固废利用 固废综合利用率/% 74.78 1.34 73.22 49.36
注：广州石化固废包括燃煤锅炉。
表4 2010年和2016年煤液化制油能源消耗比较
能源消耗 煤直接液化制油 煤间接液化制油
煤耗，t标煤/t油品 2010年 4（原料煤3.5） 3.78（热值5700kcal/kg原料折标煤3.0t，热
值4200kcal/kg燃料煤，折标煤0.78t）
2016年 3.88（原料煤3.23） 3.05（原料煤2.4，燃料煤0.65）
电耗，kwh kwh/t油品 2010年 1300 880
2016年 820 794.67
综合能源利用效率，% 2010年 / 40.53
2016年 58.0 45.9