新型煤化工（对现代煤化工发展的思考）

新型煤化工（对现代煤化工发展的思考）

来源：《中国石油和化工产业观察》杂志

作者：胡迁林 赵明

胡迁林 中国石油和化学工业联合会党委常委、副秘书长、中国石化联合会煤化工专委会秘书长

赵 明 中国石油和化学工业联合会科技项目处处长、中国石化联合会煤化工专委会发展部部长

不容小觑的巨大进步

“十三五”以来，我国现代煤化工无论在产业发展、基地化建设，还是在技术创新等方面均取得了显著成绩，继续保持了国际领先地位，为实施我国石化原料多元化战略及提升国家能源战略安全保障能力提供了重要支撑。“十三五”以来我国现代煤化工取得的主要成绩包括：

各种路径产能大幅提升

截至“十三五”末，我国煤制油产能达到823万吨/年，与2015年相比增加了505万吨，增幅为158.81%；煤制天然气产能达到51.05亿立方米/年，与2015年相比增加了20亿立方米，增幅为64.41%；煤（甲醇）制烯烃产能达到1672万吨/年，与2015年相比增加了844万吨，增幅为101.93%；煤（合成气）制乙二醇产能达到597万吨/年，与2015年相比增加了367万吨，增幅为159.57%。其中，煤（甲醇）路线乙烯产能占全国乙烯总产能的20.1%，煤（甲醇）路线丙烯产能占全国丙烯总产能的21.5%，煤（合成气）路线乙二醇产能占全国乙二醇总产能的38.1%。

专业园区优势初步显现

现代煤化工项目建设主要集中在煤炭资源地，随着现代煤化工及上下游产业延伸发展，逐步形成了宁夏宁东能源化工基地、内蒙古鄂尔多斯能源化工基地、陕西榆林国家级能源化工基地等多个现代煤化工产业集聚区，部分化工基地已实现与石化、电力等产业多联产发展，产业园区化、基地化发展的优势已经初步显现。

重大科技成果不断涌现

随着技术创新的深入推进，我国现代煤化工取得了一批重大的科技成果,如多喷嘴对置式水煤浆气化技术、航天粉煤加压气化技术、水煤浆水冷壁废锅煤气化炉技术等先进煤气化技术已经进入大型化、长周期运行阶段。国家能源集团宁夏煤业公司等单位合作完成的400万吨/年煤间接液化示范项目，首创了高温浆态床费托合成新工艺，完成了国家27项重大装备及材料国产化任务，开发出大型煤间接液化系统集成及清洁运行成套技术，最终实现了安全稳定清洁运行，推动了我国煤炭间接液化产业的发展；中国科学院大连化学物理研究所开发的第三代甲醇制烯烃技术在甲醇转化率、乙烯丙烯选择性、吨烯烃甲醇单耗等方面优势明显，继续引领甲醇制烯烃的技术进步；上海浦景化工技术股份有限公司开发了以合成气为原料，经草酸二甲酯、乙醇酸甲酯制备聚乙醇酸的新工艺，建成了1500吨/年的生产装置并实现规模化生产，为我国现代煤化工向产品高端化发展提供了新路径；陕西煤业化工集团分别完成了低阶粉煤气固热载体双循环快速热解技术（SM-SP）、煤气热载体分层低阶煤热解成套工业化技术（SM-GF）等一系列热解技术的开发和示范，为煤炭分质清洁高效利用提供了技术支撑；青岛科技大学、清华大学等单位将新型流程技术、萃取剂技术、装备技术和工程化技术的开发结合起来，形成了大型化、高效化的酚氨回收成套技术和核心装备，大幅度提升了我国酚氨废水回收整体技术水平。

生产运行水平不断提升

“十三五”期间，现代煤化工示范项目生产运行水平不断提升。国家能源集团鄂尔多斯煤直接液化示范项目在“十三五”期间累计生产油品388万吨，平均生产负荷为79%左右，单周期稳定运行突破420天，超过设计310天的运行时间；国家能源集团宁夏煤业公司400万吨/年煤间接液化项目于2016年12月21日打通工艺全流程，目前已实现油品线保持90%以上负荷运行。新疆庆华煤制天然气项目碎煤加压气化炉单炉连续运行超过287天、甲烷化系统单套稳定运行超过265天；大唐克旗项目一期工程已具备长周期满（超）负荷运行的能力，最高产量460万立方米/天（达到设计值的115%）；内蒙古汇能煤制天然气项目产品质量、消耗指标均接近或优于国家控制指标，生产系统安全、稳定、满负荷运行最长达652天。国家能源集团包头煤制烯烃项目设备基本实现两年一大修，“十三五”期间达到满负荷运行，最长连续运行突破528天，累计生产聚烯烃约315万吨。

新建项目节能降耗明显

“十三五”以来，随着现代煤化工系统配置优化和提升，新建项目的能源转化效率普遍提高，单位产品能耗、水耗不断下降。内蒙古鄂尔多斯中天合创煤炭深加工示范项目整体能源清洁转化效率超过44%；中煤陕西榆林能源化工有限公司通过智能工厂建设实现降本增效，与同类煤制烯烃项目比，用工人数减少40%，单位生产成本降低1000元，各主要生产经营指标位于行业前列；国家能源集团新疆煤制烯烃项目2019年度单位乙烯、丙烯综合能耗为2657千克标煤（以GB 30180-2013测算），产品能耗创历史新低，能效水平继续领跑煤制烯烃行业。

目前煤炭间接液化、煤制天然气示范项目的单位产品综合能耗和水耗已基本达到“十三五”示范项目的基准值。国家能源集团神华百万吨级煤直接液化项目吨油品耗水由设计值的10吨降到5.8吨以下；内蒙古伊泰化工有限责任公司120万吨/年精细化学品示范项目吨油品水耗为5.1吨（冬季），远低于该公司16万吨/年煤间接液化示范项目的水耗12.81吨（2014年考核值）；神华宁煤400万吨/年煤炭间接液化项目，通过采用节水型工艺技术和措施，完善污水处理系统及废水回收利用体系，吨产品新鲜水耗降至6.1吨，远低于南非沙索公司煤炭间接液化工厂吨产品12.8吨的新鲜水耗量。

安全环保水平大有改善

现代煤化工装置大多为近几年新建，技术路线选择、设备选型、安全设施配套、自动化控制系统、工程建设等方面起点较高，具备安全生产的硬件基础。中盐安徽红四方股份有限公司30万吨/年煤（合成气）制乙二醇项目以提升安全环保管理为核心，引入MES生产制造系统，利用智能化的制造执行系统实现安全环保管理的系统化、动态化；国家能源集团中国神华煤制油化工公司持续推进HAZOP分析，实现了现役装置HAZOP分析工作常态化和自主化，现役生产装置安全仪表系统评估工作完成100%。

随着国家环境保护要求的日趋严格，示范项目依托建设单位不断加强废水资源化及末端治理等技术攻关，项目环保水平不断提高。神华鄂尔多斯煤制油公司研发了高选择性多元协同强化催化降解新技术及生物与化学耦合分级处理关键技术，解决了煤直接液化高浓度污水中溶解性有机毒物的选择性降解难题，大幅提高了废水的可生化性，保障了后续生化的稳定高效运行，废水回用率可达98%，其余2%的高浓盐水进入蒸发结晶系统结晶成盐，基本实现了污水不外排；中煤鄂尔多斯能源化工有限公司集成高级氧化、降膜式蒸发、超滤、纳滤、蒸发结晶技术处理矿井水和煤化工浓盐水，废水回用率达98%，可回收利用废水470万吨/年，按照10元/吨的价格计算，通过废水回收利用每年可节约500万元左右，实现了废水减量化与资源化；内蒙古荣信化工有限公司建成高浓盐水提浓装置，使高浓盐水外排量由133立方米/小时降至10立方米/小时，回用率达90%以上，废水基本实现了近零排放。

不容迟缓的结构调整

尽管“十三五”期间我国现代煤化工产业取得了显著成绩，但在发展中仍存在一些突出问题。一是企业效益整体不佳，投产项目除部分煤制烯烃外基本都处于亏损状态，面临减产减量的风险，如截至目前煤制乙二醇企业亏损面达100%。二是产品结构不尽合理，同质化产品供应量激增，煤制烯烃项目产品以中低端为主，双烯产品集中在少数通用料或中低端专用料牌号上，高端专用料牌号基本空白。三是产业布局面临远离产品目标市场、水资源短缺、环境资源承载力不足、缺乏纳污水体等问题，而且中西部地区的能源消费量已超过国家总量控制指标，要发展现代煤化工很难获得相应的增量指标。四是高盐废水处理处置费用高。据不完全统计，若投产的现代煤化工项目满负荷运行，每年废盐排放量约为80万吨；若全产业产生的废盐作为危险废物处理，处理费按3000元/吨计，内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆等5个西部省区的年处理费用高达20亿元左右，企业难以承受。

笔者认为，现代煤化工“十四五”应在“十三五”的基础上及时调整产业政策。针对上述问题，坚持科学布局，促进集约发展；坚持创新引领，促进高端发展；坚持安全环保，促进绿色低碳发展。具体调整思路有5点：

一是科学管理能源消费控制指标。现行能源消费总量控制管理方式存在简单平衡、逐级分解、机械执行问题，限制了上规模、上水平的大型煤炭转化项目的实施。我国现代煤化工产业发展水平居世界前列，国内正在建设一批世界范围内屈指可数的大型煤炭转化项目。这些项目多采用先进技术，本身能效和单位产品能耗达到了国际先进水平，但因自身规模大，单从能源消费总量来看仍显得过于庞大。

目前，能源消费总量指标被分解至各省市无法集中使用，真正高水平的大型煤炭转化项目无法通过节能评估审查，反而是一些单体规模小、技术水平一般的项目畅通无阻。由于缺少大型煤炭转化项目的竞争，落后产能始终不能通过市场手段淘汰，大型煤炭转化项目的规模优势难以发挥。为此建议，在全面改革能源消费总量控制制度之前，优先支持国家重点能源化工项目通过节能评估审查，其能源消耗总量不占用项目所在地的能源消费控制指标，由国家层面进行总体平衡。

二是合理制定煤化工原料煤控煤方案。国家发改委、原环保部、国家能源局2015年5月印发了关于《加强大气污染治理重点城市煤炭消费总量控制工作方案》，要求重点城市煤炭消费总量要较上一年度实现负增长。有关部门在执行煤炭消费总量控制指标时也严格限制。现代煤化工原料煤与燃料煤不同，原料煤进入工艺系统主要转变为化工产品，二者有着本质区别。而原料煤在统计中被记入能源一次煤消耗指标，不管是燃料煤还是原料煤，只要用煤，都要面临减煤压煤、随时停产、错峰生产的风险，企业无法扩大规模，未来发展受限。为此建议，由国家相关部门牵头对各省市进行煤炭消费总量的调研和统计，摸清家底，获取真实数据。各地限煤应避免一刀切，既要确保大气质量的改善，也要避免对企业造成误伤。要在严控燃料煤消费量的前提下，合理制定煤化工原料煤的控煤方案。

三是对煤制油、煤制气执行扶持政策。煤制油产品和石油基产品的工艺技术路线截然不同，基于现行煤价，煤基柴油、石脑油产品的完全成本中综合税负占比分别超过39%和58%。高税负严重制约了煤制油的创新发展，使得示范项目失去意义。为此建议，充分考虑煤制油作为新兴产业的特殊性，立足设立油品消费税的初衷，暂时对煤制油产品实行差别化的消费税政策。比如可根据油价波动适时调整煤制油产品消费税，采用阶梯模式征收。在低油价区间免征消费税，在中油价区间按阶梯征收消费税，在高油价区间提高征收比例。或者根据项目的不同阶段征收消费税，在项目运营初期采取免征或低税政策，适时逐年调高税率水平，直至与石油基产品税率一致。

同时，应充分考虑煤制天然气产业的战略意义和实际生产成本，尽快研究确定科学合理的煤制天然气定价机制，协调解决煤制天然气价格倒挂问题。建议参照中亚进口天然气价格等确定价格浮动机制，将煤制天然气价格提升到合理区间，保障煤制天然气产业可持续发展。建议允许煤制天然气以直供方式售气，采取煤制天然气代输销售模式。建议将煤制天然气项目列为管道公平开放示范项目，明确最佳经济管输路径和价格，推动企业充分释放产能，增强煤制天然气企业投资建设信心和积极性，为我国天然气增产保供做出积极贡献。

四是鼓励开展关键和前沿技术研究。建议国家加大科技投入，鼓励开展产学研用协同创新，聚焦重点领域、关键环节和重点产品，加强共性技术研发和成果转化，依托煤化工示范工程和产业化基地建设，加快核心技术产业化进程，完善技术装备、标准体系，提升产业自主发展和创新发展能力。重点开发大型先进煤气化技术；进一步提升煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、低阶煤分质利用示范项目技术水平；研发高附加值煤制化学品、特种油品新产品，延伸现代煤化工产业链；开发煤制化学品短流程、差异化技术，提升竞争力；研发节能节水、环保和二氧化碳资源化利用技术，提升低碳化和绿色化水平。

五是努力适应碳排放政策约束。在煤炭、石油、天然气等化石燃料中，天然气氢含量最高，煤炭氢含量最少。据测算，在现有技术水平和工艺条件下，煤制天然气的单位产品二氧化碳排放量为4.8吨/立方千米，煤直接液化、煤间接液化、煤制烯烃和煤制乙二醇的吨产品二氧化碳排放量分别为5.56吨、6.86吨、10.52吨和5.6吨。这将为现代煤化工企业在全国碳市场上带来一定的成本负担，产品竞争力进一步降低。为此建议，现代煤化工企业首先应以碳达峰、碳中和倒逼自身的碳减排意识，不断加强生产方式向清洁、高效和节能方式转变，积极采用新技术、新材料和新工艺，降低二氧化碳排放。其次，积极开展二氧化碳捕集、纯化、储存及资源化研究，加强二氧化碳合成油品和化学品等开发和生产，大幅降低现代煤化工碳排放的同时，为企业带来经济效益。

根据中国石油和化学工业联合会编制的《现代煤化工“十四五”发展指南》，到2025年，现代煤化工产业与2020年相比，要实现单位工业增加值水耗降低10%，能效水平提高5%，二氧化碳排放降低5%。突破10项重大关键共性技术，完成5～8项重大技术成果的产业化，建成一批示范工程，建设一批高水平协同创新平台；示范工程和工业化项目的设备国产化率（按设备价值量计）不低于85%；能效、煤耗、水耗和排放等指标全部达到或超过单位产品能源消耗限额的基准值。同时，到2025年，形成完备的煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、低阶煤分质利用等现代煤化工产业链条；产业布局更加优化，产业规模进一步扩大，产业整体竞争力进一步提高。

笔者相信，只要及时完成产业结构调整，以上目标是能够实现的。

项目 煤化工 万吨 烯烃 天然气