“十四五”时期现代煤化工发展思考

胡迁林，赵 明

(中国石油和化学工业联合会，北京市朝阳区，100723)

我国能源结构正在由以煤炭为主向多元化转变，但是应当清醒认识到，在短期内我国以煤炭为主的消费结构无法改变。在经济发展过程中，煤炭支撑了我国经济社会的快速发展，保障了我国能源安全，在未来一段时间内，煤炭仍将是我国能源消费的支柱[1]。习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上明确提出了“四个革命、一个合作”的能源发展战略，其中，煤炭清洁高效利用是能源供给革命的核心内容之一。

现代煤化工是指以煤为原料，通过技术和加工手段生产替代石化产品和清洁燃料的新兴产业，产品主要包括煤制油、煤制天然气、煤制化学品及低阶煤分级分质利用等[2]。发展现代煤化工可以拓宽化学品和清洁能源产品的来源渠道，对提高国家能源战略安全保障能力、支撑国民经济发展、促进煤炭清洁高效转化、优化产业结构以及带动地方经济发展具有十分重要的意义[3]。

1 “十三五”期间我国现代煤化工产业取得的主要成就

“十三五”以来，我国现代煤化工无论是在产业发展、基地建设，还是在技术创新等方面均取得显著成绩，并继续保持国际领先地位，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[4]。截至“十三五”末，我国煤制油产能达到823万t/a，与2015年度相比增加了505万t，增幅为158.81%；煤制天然气产能达到51.05亿m3/a，与2015年度相比增加了20亿m3，增幅为64.41%；煤(甲醇)制烯烃产能达到1 672万t/a，与2015年度相比增加了844万t，增幅为101.93%；煤(合成气)制乙二醇产能达到597万t/a，与2015年度相比增加了367万t，增幅为159.57%。其中，煤(甲醇)路线乙烯产能占全国乙烯总产能20.1%，煤(甲醇)路线丙烯产能占全国丙烯总产能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%。

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的延伸发展，逐步形成了宁东能源化工基地、鄂尔多斯能源化工基地、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。

随着技术创新的深入推进，我国现代煤化工取得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t/a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(DMTO-III)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，继续引领了甲醇制烯烃技术进步；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1 500 t/a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，为低阶煤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。

2 “十三五”期间我国现代煤化工产业运行及存在的突出问题和解决措施

2.1 示范项目运行情况

“十三五”期间，我国现代煤化工示范工程项目在前期打通工艺流程、试车和商业化运行的基础上，着力工艺优化和管理提升，运行水平显著提高，主要呈现出以下特点。

2.1.1装置实现长周期稳定运行

“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，“十三五”期间累计生产油品388万t，平均生产负荷为79%左右，单周期稳定运行突破了420 d，超过设计310 d运行时间；国家能源集团宁夏煤业公司400万t/a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 d、甲烷化系统单套稳定运行超过265 d；大唐克旗煤制气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m3/d(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 d；国家能源集团包头煤制烯烃项目中的设备基本实现2年1次大修，“十三五”期间达到满负荷运行，最长连续运行突破528 d，累计生产聚烯烃约315万t。

2.1.2企业能效管控水平不断提升

“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。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1 000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2 657 kg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产业。

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10 t下降到5.8 t以下；内蒙古伊泰化工有限责任公司120万t/a精细化学品示范项目吨油品水耗为5.1 t(冬季)，远低于该公司16万t/a煤间接液化示范项目的水耗12.81 t(2014年考核值)；神华宁煤400万t/a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，吨产品新鲜水消耗降至6.1 t，远低于南非沙索公司煤炭间接液化工厂吨产品12.8 t的新鲜水耗量。

2.1.3安全环保水平不断提升

现代煤化工工厂大多属于近几年新建的项目，从技术路线选择、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t/a煤(合成气)制乙二醇项目以提升安全环保管理为核心，引入智能化的制造执行系统(MES)生产制造系统，利用MES实现安全环保管理的系统化、动态化；国家能源集团煤制油化工公司持续推进分析和可操作性分析(HAZOP)，实现了在役装置HAZOP工作常态化和自主化，在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选择性降解的难题，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；中煤能源集团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t/a，按照10元/t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 m3/h降至10 m3/h，回用率90%以上，废水基本实现了近零排放。

2.2 存在的突出问题及解决措施

“十三五”期间，我国现代煤化工产业尽管取得了显著成绩，但仍存在以下突出问题。

2.2.1企业效益整体不佳

在国际油价大幅下跌和新冠肺炎疫情的双重冲击下，现代煤化工行业生产经营受到严重影响，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，已有部分企业开始停产检修。特别是煤制乙二醇企业，随着近年来受国内产能快速扩张、竞争加剧等因素的影响，其运营能力面临巨大挑战。同时，大批量极具成本优势的进口乙二醇进入国内市场，对国内煤制乙二醇销售造成巨大冲击。截至目前，煤制乙二醇行业企业亏损面达100%，成本倒挂严重、生存压力巨大。提高企业经济效益一方面需要企业内部挖潜、降本增效，走高质量发展之路，另一方面也需要国家相关政策予以支持。

2.2.2产品结构不尽合理

国内采用费托合成技术生产煤制油品的产品类型一致，造成同质化产品供应量激增，加剧了同业竞争。煤制烯烃项目产品以中低端为主，双烯产品集中在少数一些通用料或中低端专用料牌号上，高端专用料牌号基本空白。煤制乙二醇产品结构单一，已建成的项目通常以乙二醇为绝对主产品，下游用于聚酯的高端应用比例还不高。未来，现代煤化工项目应从高端化、差异化上解决同质化问题，提升企业竞争力。

2.2.3产业布局尚需优化

我国煤炭资源与地区的经济发达程度呈逆向分布。我国已建和在建煤化工项目主要集中在中西部煤炭资源丰富的地区，这对于减少项目煤炭物流成本、缓解运煤通道压力、拉动当地经济增长和转型升级等方面具有显著效果，但是这些地区普遍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。更为重要的是，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。随着煤炭运输通道的成熟以及西部环保治理费用的提高，东西部建设煤化工项目的成本差别不断缩小。因此，未来可按照“靠近原料、靠近市场、进入园区”的原则，在消费市场中心按照调度灵活、就地消纳的模式布局规模适中的示范项目，进一步优化产业布局。

2.2.4高盐废水处理处置费用高

现代煤化工项目主要以坑口布局为主,集中分布在西部和北部地区,由于这些地区水资源承载力有限,对煤化工项目的水资源利用和废水处理技术提出严格要求。高盐废水由于含有高浓度盐分和有机物，水质复杂、处理难度大,如何妥善地处置废水成为困扰煤化工企业的难题。

据不完全统计，现代煤化工产业投产项目若满负荷运行，废盐排放量约为80万t/a，其中内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆等西部5个省区年废盐排放量约占全国总排放量的3/4。若全行业产生的废盐作为危险废物处理，处理费用按3 000元/t计，内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆等西部5个省(区)年处理费用高达20亿元左右。目前高盐废水深度处理和综合利用的技术水平整体上仍然较低，高盐废水无害化处理难度较大且成本较高，降低了企业开展高盐废水治理的积极性[5]。建议在摸清煤化工高盐废水特征污染物的基础上,结合下游盐加工企业的工艺需要,开展煤化工分质结晶盐的相关标准研究，推动高盐废水资源化和无害化。

3 “十四五”期间的总体思路、布局及相关原则

3.1 总体思路

科学谋划和合理统筹当前与长远、局部与整体重大需求，科学规划、优化布局、合理控制产业规模[6]，强化生态红线、加强自主创新，积极开展现代煤化工产业升级示范，推动产业集约发展、清洁发展、低碳发展和安全发展。

3.2 基本原则

3.2.1坚持科学布局，促进集约发展

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。根据资源承载能力和环境容量安排发展速度，按照能源保障、运输和加工能力安排资源开发规模和产业布局，推进大型化、园区化、基地化可持续发展模式。

3.2.2坚持创新引领，促进高端发展

加大科技投入，积极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。

3.2.3坚持安全环保，促进绿色低碳发展

在废水排放方面，制定分区域的环保管理标准，对于缺少纳污水体或纳污水体不能接受废水排放的，要严格落实水功能区域限制纳污红线管理的要求，做到工艺废水全部回收利用；对于有纳污水体条件的，要严格执行污水达标排放标准；开展二氧化碳为原料制高附加值及大宗化学品研究，减少温室气体排放对环境影响。

3.3 合理优化产能布局

落实《全国主体功能区规划》，采取产业园区化、装置大型化、产品多元化以及过程绿色化的方式，以石油化工产品能力补充和原料多元化为重点，规划布局内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东等4个重点现代煤化工产业示范区，适度布局国家规划的14个大型煤炭基地以及煤炭运输通道关键节点，推动产业集聚发展，逐步形成世界一流的现代煤化工产业示范区。

根据当地水资源和环境承载力，按照循环经济理念，采取多联产方式，大力推动现代煤化工与煤炭、电力、石油化工、化纤、盐化工、冶金、建材等产业融合发展，延伸产业链，壮大产业集群，助力煤炭清洁高效转化，提高产业竞争力。

3.4 产业政策建议

3.4.1科学管理能源消费控制指标

现行的“简单平衡、逐级分解、机械执行”的能源消费总量控制管理方式限制了上规模、上水平的大型煤炭转化项目实施。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源消耗达到了国际先进水平，但因其自身规模大，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后，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；一些单体规模小、技术水平一般的项目反而可以畅通无阻，由于缺少大型煤炭转化项目的竞争，落后产能始终无法通过市场手段淘汰，无法发挥出大型煤炭转化项目的规模优势。建议在全面改革能源消费总量控制制度前，优先支持国家重点能源化工项目取得节能评估审查，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。

3.4.2合理制定煤化工原料煤的控煤方案

国家发改委、环保部、国家能源局于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政策中，煤炭指标严格受限，由于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。建议由国家相关部门牵头组织，对各省市进行调研、统计，摸清家底，获取真实数据，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，现代煤化工原料用煤与燃料煤不同，原料煤进入工艺系统，其主要转变为化工产品，二者有着本质区别。避免各地限煤“一刀切”，既要确保大气质量的改善，也要避免对煤化工企业造成“误伤”。

3.4.3对煤制油气给予一定的政策扶持

(1)建议对煤制油产品实行差别化的消费税政策。由于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、石脑油吨产品完全成本中，综合税负占比分别超过39%和58%，高税负严重制约了煤制油创新发展和示范项目的意义。应充分考虑煤制油作为新兴产业的特殊性，根据设立油品消费税的初衷，暂时实行差别化成品油消费税政策。比如对煤制油产品可根据油价波动适时调整消费税，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，适时逐年调高税收水平，直至与石油基产品税率一致。

(2)建议国家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，协调解决煤制气价格倒挂问题。可参照中亚进口天然气价格等确定价格浮动机制，将煤制天然气价格尽快提升到合理区间，保障煤制天然气行业可持续发展。建议允许煤制天然气采用直供方式售气，采取煤制气“代输销售”模式，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，推动企业产能充分释放，增强煤制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。

3.4.4鼓励开展现代煤化工关键技术和前沿技术研究

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。

4 “十四五”期间产业发展的目标和应规避的风险点

4.1 发展目标

到2025年，现代煤化工产业与2020年相比，单位工业增加值水耗将降低10%，能效水平提高5%，二氧化碳排放降低5%。将突破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，建成一批示范工程和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)将不低于85%；能效、煤耗、水耗和排放等指标将全部达到或超过单位产品能源消耗限额的基准值。

到2025年，将形成完备的煤制油、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；将建立起完善的现代煤化工科研、开发、生产创新体系，整体技术保持国际领先水平，为煤炭清洁高效转化利用提供技术支撑，提升现代煤化工产业的整体竞争力。

4.2 重点规避的风险点

4.2.1低油价影响

在后疫情时代，受全球经济增速放缓以及原油供应持续宽松的影响，未来几年国际原油价格有可能长期低位运行，这将大幅降低国内石油路线能源化工产品的生产成本和价格。而现代煤化工项目在原料成本变化不大、产品价格大幅下降的条件下运行，盈利能力将大幅下降。

在低油价下现代煤化工企业首先应充分发挥自身优势和特点，比如煤制油产品整体上具有低硫、低氮、低芳烃的特点，直接液化油品还有高热值、大比重、高芳潜、低凝点的优势，间接液化油品有十六烷值高、直链正构烷烯烃比例高的优势。煤制油产业可以通过生产石油路线无法生产的差异化产品提升竞争力；其次，应着力内部挖潜，通过规模化集约化建设、调整产品结构、优化生产工艺、提升管理水平、降本增效等措施，提高项目的抗风险能力和竞争力。

4.2.2海外低价产品和“炼化一体化”产品冲击

从全球范围来看，不论是中东以油田伴生气乙烷、丙烷和部分石脑油为原料，还是北美以天然气凝析液(NGL)为原料生产的烯烃和乙二醇产品，成本都极具竞争力，以上产品已进入我国市场，对我国煤制化学品已形成巨大的冲击。近年来国内炼化一体化大型项目快速发展，民营、国有、外资炼化企业千帆竞发，一批具有世界先进和领先水平的大型炼化一体化项目先后建成投产，因石油化工与煤化工的产品存在交叉和重叠，必然构成市场竞争，将对煤化工项目产生不利影响。

煤制烯烃、煤制乙二醇等煤制化学品企业，要着力开发和生产差异化、高端化、高附加值化产品，提高产品的竞争力。此外，现代煤化工项目要充分考虑与传统石化、冶金、化纤、电力等行业耦合发展，以提高项目的综合效益和整体竞争力。

4.2.3碳排放政策的影响

2020年12月，习近平总书记在气候雄心峰会上进一步承诺，到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右。2020年12月25日由生态环境部部务会议审议通过的《碳排放权交易管理办法(试行)》，自2021年2月1日起实施，意味着全国碳排放权交易体系建设迈出实质性步伐。化石原料中氢含量越高意味着利用过程中二氧化碳排放越少。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[7]。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CO2排放量为4.8 t/km3，煤直接液化、煤间接液化、煤制烯烃和煤制乙二醇的吨产品CO2排放量分别为5.56 t、6.86 t、10.52 t和5.6 t[8]，这将为现代煤化工企业带来一定的成本负担，并进一步降低产品竞争力。

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CO2排放；其次，应积极开展CO2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，大幅减少煤化工产业碳排放的同时，为企业带来经济效益。

5 结语

发展现代煤化工既是符合我国国情的必然选择，也是适应全球石化原料多元化发展趋势的重大举措。经过几十年特别是近十几年的发展，我国现代煤化工产业已经成为石油和化工行业的重要组成部分，无论是对加快推进煤炭清洁高效转化和促进区域经济发展，推动能源供给和消费革命，还是为提高我国能源战略安全保障能力都做出了重要贡献。

“十四五”时期，是我国实现第二个“一百年”奋斗目标的起步期，是我国由石化大国向石化强国跨越的关键5年，也是现代煤化工产业实现高质量发展的关键期。现代煤化工产业要贯彻“创新、协调、绿色、开放、共享”五大发展理念，积极构建“双循环”发展格局，以推动产业高质量发展为主题，以提高企业竞争力和产业整体经济效益为目标，在国家产业政策支持下，开拓进取，攻坚克难，努力开创行业高质量发展的新局面。