创新+融合 促现代煤化工可持续发展
■ 中国煤炭加工利用协会煤化工事业部主任兼散煤治理分会常务副会长 阮立军
潜在风险与挑战
1.政策时有变化
一个产业的发展，特别是现代煤化工这样涉及能源与基础产品的新兴产业的发展，政策导向的影响很大，有时还起决定作用。由于各种条件和各种因素的不断变化，政策的调整和变化也在所难免，但产业的发展最需要的是政策的稳定和持续。
目前来看，对于现代煤化工的发展定位和基调已基本确定，随着技术进步和示范升级的推进，相关问题也将逐步得到解决，政策方面应该不会再有颠覆性的变化。
2.持续低油价
煤化工的发展绕不开石油价格，而现代煤化工的产品将面对国内油基产品、进口制成品、进口油再制产品等三个方面的竞争，这无疑对现代煤化工自身的生存力和竞争力都提出了更高的要求。从长远看，虽然国际油价受多种因素影响，不确定因素较大，对中长期国际油价的预测也分歧较大。
2016年4月8日，中国石化联合会发布的《2016年度石化行业产能预警报告》针对低油价对煤化工的影响做出了以下预警：受低油价和环保法规日趋严格的影响，煤化工拟建、规划项目放缓，部分新增产能或将推迟投运。低油价下，若无重大利好政策出台，煤化工产能利用率将进一步下挫。
3.水资源与环境容量的制约
煤炭资源产地大多位于西北地区，其水资源和环境容量都极为有限，这些都是现代煤化工必须面对和解决的问题。现代煤化工要想取得健康和可持续发展，必须要在科学布局上慎重对待。
我国水资源和煤炭资源呈逆向分布，现代煤化工项目主要分布在水资源匮乏的中西部地区。西部富煤地区煤炭开采量占全国2/3以上，水资源只占全国的1/3。尤其是山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆、甘肃等地区水资源总量占比更小，且植被覆盖率低，生态脆弱。
现代煤化工项目废水的处理难度较大，特别是含有难降解的焦油、酚、多元酚等高浓度难降解有机废水，采用一般的生化工艺很难处理。高浓含盐废水主要采用蒸发工艺浓缩后结晶或采用蒸发塘自然蒸发，但蒸发、结晶处理工艺投资成本高、运转稳定性差，企业承受压力大。而采用蒸发塘自然蒸发方式现在无法通过环保审批。当然，这些问题随着技术进步和投入，一定会得到根本解决。
4.产品同质化严重
目前，现代煤化工产业具备产业化和开展工业性示范的技术和产品不多，仅有煤制烯烃、煤制油、煤制乙二醇等。产品方案也主要集中在汽柴油、聚乙烯、聚丙烯、煤制气、乙二醇等产品，深加工及延伸产品种类和产量都不大，项目产品方案雷同。
很多煤化工企业都苦于难以找到技术成熟的好产品，而一旦某产品在技术上获得突破，又会发生一哄而上的现象。
5.碳减排的压力
现代煤化工项目CO2排放量较大，因此，CO2治理是现代煤化工产业发展急需解决的问题。应积极研究CO2利用途径，发挥现代煤化工项目所产CO2浓度高、易于利用的优势，探索CO2综合利用技术。
目前处理CO2排放比较有效的方式主要是向地下注入、封存。碳捕捉封存对地质有较高要求，需要稳固地质，且需存放在咸水层，并非所有地方都可以封存，未来的持续监测也是很重要的工作。另外还可以通过植树来吸收煤化工排放的二氧化碳，通过种植碳汇林，可完全吸收排放的二氧化碳还绰绰有余。这一路线其实投资并不高，应该切实可行。
随着现代煤化工产业的发展，其生产过程的碳排放绝对数值仍将增加。但现代煤化工产出的是大量清洁能源，这些清洁能源进入消费领域，可以大幅减少消费领域的污染物排放。从全生命周期角度衡量，具有相对优势的较高能效。可以说，现代煤化工是以自身付出集中碳排放的代价，实现煤炭全生命周期清洁高效利用的目标。
6.经济性还有待长期检验
目前，煤制油和气受外部因素影响，盈利性不佳，但政策性影响并不代表真实的盈利能力和前景。煤制烯烃和乙二醇经济性尚佳，可以说抵御了低油价的冲击。但影响企业经济性和盈利能力的因素太多，企业若要在市场中生存和发展，归根到底还是要靠自身的能力和实力。
美国页岩气革命后，天然气凝析液（NGL）产量迅猛增长，成本不断走低；中东地区乙烷资源本就得天独厚。与这两大生产巨头区域比较，我国的煤制烯烃产业竞争压力巨大。
油基乙二醇的成本很大程度上与乙烯的价格相关，美国在页岩气革命后乙烯价格有了较大程度的下降，中东地区乙烯成本优势也较为明显，但无论从绝对利润率还是与其他供给国家的相对成本比较，我国的煤制乙二醇都有一定优势。
当然，对经济性和竞争力的影响并不能单纯地进行价格比较，还要考虑多种因素。
7.投资巨大带来的财务风险
年产55亿方天然气的煤制气项目投资在200亿元左右，100万吨间接液化煤制油项目投资160亿元左右，75万吨煤制烯烃项目总投资约170亿元，20万吨乙二醇项目总投资约30亿元。
总体来看煤化工投资中设备、安装工程、建筑工程和其余设计、建设期利息费用等分别约占55%、20%、8%和17%。我国的煤制聚烯烃成本，其中原料动力占比45%左右、利息10%~15%左右、折旧摊销25%左右。因此，不论是使用自有资金还是外部贷款，财务成本都是巨大的压力。
8.燃油汽车退出时间表
最近，众多国家和汽车厂商都出台了燃油汽车的退出时间表，我国也已开始相关工作，这对煤制油乃至整个石油化工行业都是极大的挑战。
不过，其还有一个复杂和漫长的过程，也还有诸如电动汽车的蓄充能力、基础配套建设、废弃电池处理、锂、钴等资源供应是否也要对外依存等问题要先得到解决。
此外，现代煤化工的建设和投资回报周期都较长，期间的技术进步和突破难以预料，确实也需要慎重考虑和谨慎对待。
9.可燃冰、干热岩等新能源的突破
从长远来看，最大的威胁可能还是新能源的产业化利用，如可燃冰、干热岩，以及可控核聚变等。这些目前在前期开发上都取得了突破，虽然产业化还有漫长的路要走，但也应纳入考虑范围。
未来与延伸发展
1.解决现有问题，为今后的发展打好基础
虽然现代煤化工已取得了长足的进展，但仍存在很多共性以及发展中的问题。有些通过技术进步和加强管理是可以解决的，有些是价值判断问题，需要综合多种因素权衡判断。
2.重新考虑现代煤化工的布局
我国目前已建成和在建的煤制天然气项目全部在西部地区，西部地区的优势是煤炭资源丰富，煤价低廉，缺点是水资源缺乏，产品天然气输送距离远，加上天然气管网的天然垄断性质，造成了高昂的输送成本。在能源价格较低的时期，低廉的煤价仍不能弥补项目在经济上的困难。
目前，有部分专家和企业根据当前形势的变化，提出在东中部地区，利用西煤东运、北煤南运等煤炭运输通道布局煤制天然气项目，转化的天然气进入当地管网或转化为LNG后就地消纳，替代分散燃煤，弥补当地天然气不足的缺口。
在东中部地区布局煤制天然气项目有利于东部地区的雾霾治理。例如，东部地区已完成设计方案的某项目，位于天然气管网末端，历来严重缺气，区域散煤燃烧产生了大量污染。该项目年转化煤炭约700万吨，全部作为原料使用，不设燃煤锅炉，没有锅炉烟气排放。项目年产天然气20亿立方米，可替代散煤670万吨，年减少二氧化硫排放约5万吨，减少氮氧化物排放约4万吨；同时联产燃料甲醇90万吨，作为清洁能源锅炉（甲醇锅炉）燃料可替代小锅炉散煤270万吨。而项目生产过程仅排放二氧化硫34吨，氮氧化物967吨，仅相当于超低排放电厂的3%和44%。该项目建成后，清洁能源产品合计可替代分散燃煤900万吨，将显著改善区域的空气质量，相当于净削减煤炭消费量200万吨。
我国煤炭行业已形成较严重的产能过剩局面，是国家化解产能过剩的重点领域，国家原则上三年之内不再新增煤炭产能，铁路、水运等煤炭运输能力也相对宽松。在东中部地区建设煤制气已不像“十一五”和“十二五”期间存在与电煤和其他行业争煤的问题，相反，东中部地区的煤制天然气有利于发挥现有中西部煤炭产能和煤炭运输通道的运力，对国民经济相关行业具有带动作用。
水资源制约是西部地区煤炭转化的制约瓶颈，而东中部地区降雨量大、水系发达，水资源制约程度小，供水问题容易解决。也可以考虑充分利用东部矿区的大量矿井水，减少自然水的用量。同时，东部地区具备纳污水体，环保上不需要严苛的零排放。
通过对多个煤制天然气项目经济性分析的结果积累的经验认为，影响煤制天然气项目经济性因素，按重要程度排序，首先是天然气价格，是对投资内部收益率最为敏感的因素；其次是项目投资；再次是煤价。东中部消费地天然气价格较高，因此，在当前的条件下，东中部消费地建设煤制天然气项目的经济性并不差，甚至还好于西部地区。
现代煤化工能否做到与综合利用相结合，跟布局也密切相关。例如，煤制天然气副产品主要是脱硫过程中副产的硫磺（或硫酸），及煤气化后的灰渣。西部地区人口密度小，灰渣制建材等市场容量小，灰渣处理困难，大部分只能堆存。副产硫磺（或硫酸）运输距离远。而东中部地区人口密度大、经济发达，灰渣可通过制砖、水泥、铺路等综合利用途径消纳，不需要堆存。副产的硫磺、硫酸等也很容易利用，副产高浓度CO2也容易用于食品和工业气体销售。
现代煤化工发展什么、多大规模、多快速度，要看煤炭资源、水资源、人才及技术储备情况，因地而异。煤化工产业应该调整规划理念，从以资源为导向，向以市场为导向转变。
3.为保障国家能源安全发挥更大的作用
2017年1~6月，我国煤制油产能达到693万吨，产量155万吨。2017年，预计煤制油产量应能达到300万~400万吨。按照《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，2020年煤制油产能为1300万吨。
2016年，全国石油产量为1.996亿吨，是2011年以来首次降至2亿吨以下，比2015年的2.15亿吨下降了1500万吨。中石油2016年原油产量比2015年下降320万吨，其中大庆油田占据大部分。2017年上半年，首个中俄石油管道进口俄罗斯原油共计750万吨。中俄原油管道二线正在加紧建设，设计年输油量1500万吨。这意未着尽管对于中国目前石油消费6亿吨来说，煤制油的产能和产量还是微不足道，但是，目前的产量已能弥补国内1~2个大型油田的减产。而“十三五”末的规划产能，已基本能够弥补目前国内全年的石油减产，或者是几乎替代一条中俄石油管道的进口量。
因此，科学有序发展现代煤化工，将能为保障国家能源安全和国民经济发展发挥更大的作用。
4.现代煤化工未来的技术新突破
当前，创新驱动成为推动行业发展的主旋律，新产品、新技术不断涌现（见表1），技术创新始终是现代煤化工行业发展的核心动力。“十三五”以来，现代煤化工相关领域技术创新能力不断加强，国内外涌现出一大批新的研究成果。其中包括难降解废水高效处理、高含盐废水处理处置、结晶盐综合利用等。
5.与煤炭伴生资源的综合利用
作为高耗水行业，其发展的同时也给环境带来了压力。矿井疏干水作为煤炭资源开采时一种伴生资源，由于利用与排放缺乏统一管理，大量的矿井余水被白白地排放掉，不仅浪费了宝贵的水资源，而且也污染了环境。我国矿井水主要含悬浮物和少量油，水质较好，一般不含有毒物质。
现代煤化工项目如果能利用好矿井水，则是一举两得。既解决了煤化工自身用水的问题，也解决了矿井水无端排放浪费的现象，使矿井水得到了充分的利用，具有良好的经济、社会和环境效益。
6.煤基产品的精细化发展
煤基精细化学品没有准确定义，暂且理解为高附加值、高技术含量、低消耗、低排放的产品，且以大型煤化工项目气化平台生产的合成气及主要产品的联产品为原料，向下游延伸精细加工产品。
7.引入最先进的信息技术和思维，推广互联网+
煤炭行业虽然是我国能源基础和支柱行业，但煤炭行业的各个环节与流程也都面临着严峻挑战。在煤化工生产环节，需要升级生产与管理系统，以更好地实现工厂自动化、智能化和精细化管理。此外，在物流运输方面，如何通过现代信息技术提升运营效率和服务质量，也是煤炭行业面临的一道考验。
针对目前煤炭行业转型所面临的挑战，通过人工智能、云计算、物联网等智能科技手段加速煤炭行业的转型升级进程。综合应用先进技术，全面提高煤化工生产的安全性、环保性，达到提质降本、节能减排的目标，推动中国煤炭工业的重大转型，引领我国煤炭行业的跨越式发展。
8.产业集中化和规模化发展，鼓励大集团投资和运营
现代煤化工是资金和技术密集型产业，确实需要行业外的进入和投入，更应该多种经营和多种所有制。现代煤化工由于技术、管理、经济性等各方面的门槛都较高，提高产业集中度，实施规模化发展就尤为重要。国家应鼓励大型企业进入现代煤化工领域，鼓励多种经营和多种所有制形式，使得现代煤化工产业能够健康稳步发展。
推动大型企业运用现有生产装置运行经验，提升资源综合利用水平，进一步提高收率，降低能耗、水耗和污染物排放，实施升级改造工程，促进产业规模化、高端化、精细化发展。
9.现代煤化工建设与运营模式创新
煤化工项目具有投资大、建设周期长、工艺复杂等特点，要建设成功一个煤化工项目，必须要加强前期的策划，加强风险控制。
目前，业主主导型模式是常见的煤化工建设模式，此外还有项目管理公司主导型模式和若干主装置承包商主导型模式等。要确定项目建设模式，必须衡量和评估企业自身的水平和能力，必须要对项目建设模式进行策划，根据实际情况，选择合理的建设模式。
模式的创新很多时候与技术创新同等重要，很有可能起到事半功倍的作用。从工程实践过程来看，每种项目建设模式都有它的优点和缺点，适合自身的建设模式才是最好的，业主需要经过认真评估后做出合理选择。
10.用现代煤化工技术改造传统煤化工
现代煤化工的发展不能仅局限于自身，还要将先进的技术应用于其他产业。改造和提升传统煤化工应该是一个重要的方向，在焦化、合成氨、甲醇、工业燃气等领域的市场和发展空间非常巨大，完全可以大有作为。2016年全国新型煤气化合成氨、甲醇生产企业及产能见表2。
11.促进焦化产业转型升级
目前我国焦炉煤气的使用率仅在70%左右，且大多数是没有深度开发的低端利用，其中将近一半的焦炉煤气被回用烧掉了。而焦炉煤气中基本含一氧化碳5%，甲烷24%~25%，氢气55%~60%，是生产LNG和化工产品的高质原料。特别是煤化工和石油化工中普遍缺氢，很多还要单独造氢或调碳氢比。
现在，气流床产生的合成气热值高、单价便宜。如果用来替代焦炉煤气燃烧供热，可以置换出高质的焦炉煤气做进一步深加工，丰富下游产业链。
12.进入燃气应用领域
气流床生产的合成气作为工业燃气，不仅可以应用在焦化行业，更可以应用到众多需要工业燃气的行业。
就目前的煤气化技术而言，还不能做到一种气化技术可以处理所有的煤种，也没有发现一个煤种能适应所有的气化技术。因此，解决煤质煤种和气化技术的匹配问题是现代煤化工技术进步和发展的重点。
在气化技术没有本质性变革之前，就像焦煤配煤一样，通过配煤适应相关气化炉，应该是现代煤化工的现实选择。
将来的煤炭企业也不应该就是对煤炭进行简单的洗选处理，而是要根据现代煤化工、焦化、电厂、散煤等不同的用户需要，进行科学配煤，实现精细化、定制化、高端化的产品销售，成为煤炭产品的选配和供应中心。
13.二氧化碳的资源化利用
现代煤化工确实要产生二氧化碳，但这些在生产中产生的二氧化碳浓度高，便于集中处理和使用。现在最大的问题是使用二氧化碳的领域用量都太小，不足以消纳这么多的二氧化碳。
目前，我国CO2的综合利用途径主要有四条，即用于化学品制造、CO2驱油、CO2生产藻类、森林碳汇，此外还可考虑捕集与封存。化学品制造主要指氮肥、纯碱生产过程消耗CO2，但受生产规模和消耗水平所限，CO2减排效果有限。CO2驱油潜力约3.7亿吨，能够实现减排CO2的同时带来经济效益，在国外已经发展得较为成熟，国内也已开展工业试验，现阶段是建设示范项目和逐步推广的关键阶段。生物微藻目前仍处于试验阶段，技术仍有待于开发。森林碳汇是我国目前固定CO2的最有效途径，应鼓励加快发展。根据我国地理条件分析，CO2捕集后再封存，封存潜力约620亿吨，但与区域地理条件有很大关系，总体上封存成本高，适宜局部试点。
今后，应大力研发二氧化碳的应用途径，不应该把二氧化碳作为废弃物来处理，而是应该作为资源加以利用。目前，已经报道有多项二氧化碳的应用技术，但都还处于研发阶段，还需要产业化的实践检验。
14.与其他产业融合发展
现代煤化工与煤炭现有其他利用途径，如发电、钢铁、建材、分散燃煤等相比，具有能量转化率高、煤炭利用效率高、污染物排放少等优势，且能够带动相关产业的升级甚至革命。通过现代煤化工产业与相关产业的融合发展重点见表3，可以发挥煤化工的优势，弥补产业发展弱势，取得多赢的发展效果。
煤炭作为我国的主体能源短期内不可能改变，其核心则是清洁高效利用，现代煤化工就是主要途径之一。随着现代煤化工产业自身的不断发展和成熟，应该也完全可以为保障国家能源安全发挥更大的作用。
现代煤化工的发展已然促进了自身和相关产业的整体技术进步，我国现阶段对其自主创新非常活跃，已经带动了设计、制造、材料、添加剂、工程等相关产业的全方位进步。随着先进单元技术更多地应用于其他产业，同时也随着与其他产业的耦合发展，现代煤化工必将对整个国民经济和全行业技术进步做出更大的贡献。
由于现代煤化工确实还有很多现实问题有待解决，因此，“十三五”期间还是应该以示范升级为主。一方面努力解决现有问题，另一方面做好技术和产能的储备，为今后进一步地科学有序发展打下坚实的基础。
表1 现代煤化工产业技术升级示范重点
类别 升级示范重点
煤制油 直接液化、费托合成、煤油共炼等
煤制天然气 大型化碎煤加压气化、大型化环保型固定床熔渣气化、气流床气化、甲烷
化成套工艺等
煤制烯烃 新一代甲醇制烯烃、合成气一步法制烯烃等
煤制芳烃 甲醇制芳烃、煤分质利用联产制芳烃等
煤制乙二醇 合成气制草酸酯、草酸酯加氢、合成气一步法制乙二醇等
环保 难降解废水高效处理、高含盐废水处理处置、结晶盐综合利用等
表2 2016年全国新型煤气化合成氨、甲醇生产企业及产能 万吨
企业数 产品产能
全国 采用新型 采用新型 全国 采用新型 采用新型
企业 煤气化技术 煤气化技术 产能 煤气化技术 煤气化技术
数/家 企业数/家 企业占比/% 产品产能 产能占比/%
合成氨 360 60 17 7300 2300 31
甲醇 350 70 20 7700 4400 57
表3 产业融合发展重点
领域 发展重点
现代煤化工-煤炭开采 利用高硫煤气化技术开展现代煤化工产业升级示范，延长现役高
硫煤矿井服务年限。重点转化利用山西和贵州高硫煤等劣质煤
炭资源。
现代煤化工-电力 结合新疆、陕西、宁夏、内蒙古等电源点建设，发展煤化电热一
体化，推动整体煤气化联合循环发电系统（IGCC）建设，实现
现代煤化工与电力（热力）联产和负荷的双向调节，提高资源能
源利用效率。
现代煤化工-石油化工 利用煤化电热一体化集成技术，建设集原油加工、发电、供热、制
氢于一体的联合装置。发挥现代煤化工与原油加工中间产品互为
供需的优势，开展煤炭和原油联合加工示范。
现代煤化工-化纤 发展煤制芳烃和煤制乙二醇，推动化纤原料多元化，实施煤基化纤
原料示范工程。
现代煤化工-盐化工 重点做好青海等地盐湖资源综合开发利用，建设青海矿业海西州煤
制烯烃项目。结合汞污染防治国际公约要求，在有条件的地区适
时实施聚氯乙烯原料路线改造、乙炔加氢制乙烯。
现代煤化工-冶金建材 发展粉煤灰制建材产品，开发高铝粉煤灰制氧化铝、一氧化碳或氢
气直接还原铁等技术，重点在蒙西等地开展现代煤化工和冶金建
材一体化示范，提高冶金副产气体综合利用水平。