新型煤化工(对现代煤化工发展的思考)
来源:中国石油和化学工业观察杂志
作者:胡倩琳赵明
胡倩琳，中国石油和化学工业联合会党委常委、副秘书长，中国石油化工联合会煤化工委员会秘书长。
中国石油和化学工业联合会科技项目处处长、中国石油化工联合会煤化工委员会发展部主任赵明。
不容忽视的巨大进步
“十三五”以来，我国现代煤化工产业在产业发展、基地建设、技术创新等方面取得显著成就，继续保持国际领先地位，为实施我国石化原料多元化战略、提升国家能源战略安全能力提供了重要支撑。“十三五”以来中国现代煤化工的主要成就包括:
各条路线的生产能力有了很大的提高。
到“十三五”末，我国煤制油产能达到823万吨/年，比2015年增加505万吨，增长158.81%；煤制天然气产能达到51.05亿立方米/年，较2015年增加20亿立方米，增幅64.41%；煤(甲醇)制烯烃产能达到1672万吨/年，较2015年增加844万吨，增长101.93%；煤(合成气)制乙二醇产能达到597万吨/年，较2015年增加367万吨，增长159.57%。其中煤(甲醇)路线的乙烯产能占全国乙烯总产能的20.1%，煤(甲醇)路线的丙烯产能占全国丙烯总产能的21.5%，煤(合成气)路线的乙二醇产能占全国乙二醇总产能的38.1%。
专业园区的优势已经开始显现。
现代煤化工项目的建设主要集中在煤炭资源区。随着现代煤化工及上下游产业的发展，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、陕西榆林国家能源化工基地等一批现代煤化工产业集群。部分化工基地与石化、电力等产业实现多代发展，工业园区和基地发展优势初步显现。
重大科技成果不断涌现。
随着技术创新的不断深入，中国现代煤化工取得了一批重大科技成果。比如先进的煤气化技术如多喷嘴对置式水煤浆气化技术、航天粉煤加压气化技术、水煤浆水冷壁废锅炉气化炉技术等。已经进入大规模长期运营阶段。国家能源集团宁夏煤业公司完成的400万吨/年煤间接液化示范工程，首创了高温浆态床费托合成新工艺，完成了27项设备和材料国产化国家重大课题，开发了大型煤间接液化系统集成和清洁运行成套技术，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，持续引领甲醇制烯烃技术进步。上海普京化工科技有限公司开发了由合成气经草酸二甲酯和乙醇酸甲酯制备聚乙醇酸的新工艺，建成1500吨/年生产装置并实现规模化生产，为我国现代煤化工向高端产品发展提供了新的路径。陕西煤化集团分别完成了低阶粉煤气体固体热载体双循环快速热解技术( *** -SP)和气体热载体分层低阶煤热解成套产业化技术( *** -GF)等一系列热解技术的开发和示范，为不同品质煤的清洁高效利用提供了技术支撑；青岛科技大学、清华大学等单位联合开发新工艺技术、萃取剂技术、设备技术和工程技术，形成了大型高效的酚氨回收成套技术和核心设备，大大提高了我国酚氨废水回收的整体技术水平。
生产水平不断提高。
“十三五”期间，现代煤化工示范项目生产运营水平不断提升。“十三五”期间，国家能源集团鄂尔多斯煤炭直接液化示范项目共生产油品388万吨，平均生产负荷约79%。其单周期稳定运行超过420天，超过了310天的设计运行时间；国家能源集团宁夏煤业公司400万吨/年煤炭间接液化项目于2016年12月21日开启全流程。目前，油品生产线一直保持在90%以上的负荷运行。新疆庆华煤制天然气项目单个粉煤加压气化炉连续运行287天以上，单个甲烷化系统稳定运行265天以上；大唐克旗一期工程已能长期满(超)负荷运行，更高日产460万立方米(设计值的115%)；内蒙古惠能煤制天然气项目产品质量和消耗指标接近或优于国家控制指标，生产系统安全稳定满负荷运行达652天。国家能源集团包头煤制烯烃项目设备基本上两年检修一次。“十三五”期间，最长连续运行已超过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的优化升级，新建项目能源转化效率普遍提高，单位产品能耗和水耗不断下降。内蒙古鄂尔多斯中天和创煤炭深加工示范项目整体清洁能源转化效率超过44%；陕西中煤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相比，从业人员减少40%，单位生产成本降低1000元，主要生产经营指标居行业前列。2019年，国家能源集团新疆煤制烯烃项目单位乙烯丙烯综合能耗为2657千克标准煤(按GB 30180-2013计算)。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，煤间接液化和煤制天然气示范项目单位产品综合能耗和水耗基本达到“十三五”示范项目基准值。国家能源集团神华百万吨煤直接液化项目吨油耗水量从设计值的10吨下降到5.8吨以下；内蒙古伊泰化工有限公司120万吨/年精细化学品示范项目用水量为5.1吨(冬季)，远低于公司16万吨/年煤间接液化示范项目12.81吨(2014年考核值)的用水量；神华煤业400万吨/年煤间接液化项目，通过采用节水技术和措施，完善污水处理系统和废水循环利用系统，吨产品新鲜水消耗降至6.1吨，远低于南非沙索公司煤间接液化厂12.8吨/吨产品新鲜水消耗。
环保水平大幅提升。
现代煤化工装置大多是近几年新建的，在技术路线选择、设备选型、配套安全设施、自动控制系统、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)乙二醇生产项目以提升安全环保管理为核心，引入MES制造系统，利用智能制造执行系统，实现安全环保管理的系统化和动态化；国家能源集团中国神华煤制油公司持续推进HAZOP分析，实现了主动装置HAZOP分析的常态化和自主化，主动生产装置安全仪表系统评价100%完成。
随着国家环保要求日益严格，示范项目依托建设单位不断加强废水回用、终端处理等技术研究，项目环保水平不断提高。鄂尔多斯神华煤制油公司开发了高选择性多元协同催化降解新技术和生化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问题，大大提高了废水的可生化性，保证了后续生化的稳定高效运行。废水回用率可达98%，剩余2%高浓度盐水进入蒸发结晶系统结晶成盐，基本实现污水不外排。鄂尔多斯能源化工有限责任公司集高级氧化、降膜蒸发、超滤、纳滤、蒸发、结晶技术于一体，处理煤化工矿井水和浓盐水。废水回用率达到98%，可回收废水470万吨/年。按照10元/吨的价格，通过废水循环利用，每年可节约约500万元，实现废水减量化和资源化。内蒙古荣鑫化工有限公司建成高浓度盐水浓缩装置，使高浓度盐水外排由133立方米/小时降至10立方米/小时，重复利用率达到90%以上。废水基本实现零排放。
结构调整刻不容缓
虽然“十三五”期间我国现代煤化工取得了显著成就，但发展中仍存在一些突出问题。一是企业整体效益不好。投产项目除部分煤制烯烃项目外，基本处于亏损状态，面临减产风险。比如，截至目前，煤制乙二醇企业亏损面达到100%。二是产品结构不尽合理，同质化产品供给激增。煤制烯烃项目产品以低端产品为主，双烯产品集中在少数通用料或低端专用料，高端专用料基本空白。三是产业布局面临着远离产品目标市场、水资源短缺、环境资源承载能力不足、受纳体缺乏等问题。而且中西部地区的能源消耗已经超过国家总量控制指标，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成本高。据不完全统计，如果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；如果将全行业产生的废盐按危险废物处理，处理费用为3000元/吨，内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆等西部五省区每年处理费用高达20亿元左右，企业难以承受。
笔者认为，现代煤化工产业政策应在“十三五”规划的基础上及时调整。针对上述问题，坚持科学布局，推进集约化发展；坚持创新引领，推动高端发展；坚持安全环保，推动绿色低碳发展。有五种具体的调整思路:
一是科学管理能耗控制指标。当前能源消费总量控制管理存在简单平衡、逐级分解、机械实施等问题，制约了大规模、高水平煤炭转化项目的实施。中国现代煤化工发展水平位居世界前列，一批世界范围内的大型煤转化项目正在中国建设。这些项目大多采用先进技术，能效和单位产品能耗达到国际先进水平。但是，由于它们的规模很大，总能耗仍然太大。
目前能耗总量指标已经分解到各个省市，无法集中使用。真正高水平的大型煤转化项目无法通过节能评估，但一些单体规模小、技术水平一般的项目却畅通无阻。由于缺乏大型煤转化项目的竞争，落后产能永远无法通过市场手段淘汰，大型煤转化项目的规模优势难以发挥。因此，建议在能源消费总量控制制度整体改革之前，优先支持国家重点能源化工项目通过节能评估审查，使能源消费总量不占用项目所在地的能源消费控制指标，在国家层面进行综合平衡。
二是制定合理的煤化工原料控煤方案。2015年5月，国家发改委、原环保部、国家能源局印发《大气污染防治重点城市加强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比上年实现负增长。相关部门还严格限制煤炭消费总量控制指标的执行。现代煤化工的原煤不同于燃料煤。原煤进入工艺系统，主要转化为化工产品，两者有本质区别。然而，原煤在统计中被记录为能源的主要煤炭消耗指标。无论是燃料煤还是原煤，只要用煤，就面临着减煤、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。因此，建议国家有关部门牵头对各省市煤炭消费总量进行调查统计，摸清家底，获取真实数据。各地要避免一刀切地削减煤炭，既要保证空气质量的改善，又要避免对企业的误伤。在严格控制燃料煤消耗的前提下，合理制定煤化工原煤的控煤方案。
三是落实煤制油、煤制气生产支持政策。煤制油产品和石油基产品的技术路线完全不同。以目前煤炭价格计算，煤基柴油和石脑油产品总成本综合税负分别超过39%和58%。高税负严重制约煤制油创新发展，使示范项目失去意义。因此，建议充分考虑煤制油作为新兴产业的特殊性，基于设立石油消费税的初衷，暂对煤制油产品实行差别化消费税政策。比如可以根据油价波动情况，适时调整煤制油产品消费税，采用阶梯模式。在低油价区间，免征消费税，在中油价区间，消费税实行阶梯式征收，在高油价区间，提高征收比例。或者根据项目不同阶段征收消费税，在项目运营初期采取免税或低税政策，适时逐年提高税率，直至与石油基产品税率一致。
同时，要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。建议参考中亚进口天然气价格确定价格浮动机制，将煤制天然气价格提高到合理范围，保证煤制天然气产业的可持续发展。建议允许煤制天然气直供销售，以煤制天然气作为运输的替代品。建议将煤制天然气项目列为公平开放管道示范工程，明确更佳经济管道路线和价格，充分释放企业产能，增强煤制天然气企业投资建设的信心和积极性，为增加我国天然气生产和供应做出积极贡献。
四是鼓励关键和前沿技术的研究。建议国家加大科技投入，鼓励产学研协同创新，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，加快核心技术产业化进程，完善技术装备和标准体系，依托煤化工示范工程和产业化基地建设，提升产业自主发展和创新发展能力。重点发展大型先进煤气化技术；进一步提高煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇和低阶煤品质利用示范工程的技术水平；研发高附加值煤化工和特种油品新产品，延伸现代煤化工产业链；发展煤基化学品短流程和差异化技术，提高竞争力；研发节能节水技术、环境保护和二氧化碳资源利用技术，提高低碳绿色水平。
第五，努力适应碳排放政策的约束。煤炭、石油、天然气等化石燃料中，天然气含氢量更高，煤炭含氢量更低。根据测算，在现有技术水平和工艺条件下，煤制天然气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单位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。这将给现代煤化工企业在全国炭素市场带来一定的成本负担，进一步降低产品的竞争力。因此，建议现代煤化工企业首先以二氧化碳排放峰值和碳中和的意识，加强生产方式向清洁、高效、节能方式的转变，积极采用新技术、新材料、新工艺，减少二氧化碳排放。其次，积极开展二氧化碳捕集、净化、储存和资源化利用研究，加强二氧化碳合成石油产品和化学品的开发和生产，大幅减少现代煤化工的碳排放，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《现代煤化工产业“十四五”发展指南》，到2025年，单位工业增加值用水量比2020年降低10%，能效水平提高5%，二氧化碳排放量减少5%。突破10项重大关键共性技术，完成5 ~ 8项重大技术成果产业化，建设一个示范工程，建设一批高水平协同创新平台；示范和产业化项目设备国产化率(以设备价值计)不低于85%；能效、煤耗、水耗、排放均达到或超过单位产品能耗限额基准值。同时，到2025年，形成煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、低阶煤提质利用等完整的现代煤化工产业链。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。
我相信，只要及时完成产业结构调整，上述目标是可以实现的。