关于我国新型煤化工产业发展的思考

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摘要：近年来，国际油价高企，我国石化产品需求旺盛、石油对外依存度不断增长。在这种背景下，以煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃为代表的新型煤化工产业凭借其成本优势高速发展。伴随着资源、环境约束日趋凸显以及2014年下半年以来国际油价大幅下跌，新型煤化工产业发展过程中的问题逐渐暴露出来。对于已经起步的新型煤化工产业未来将如何发展，社会各界尚未形成一致的认识。本文梳理了全国新型煤化工产业发展现状，分析了项目运行中面临的主要问题和难点，提出了相关的政策建议。

关键词：新型煤化工，资源，环境，能源决策，能源替代

1  我国新型煤化工产业发展现状

20世纪40年代以来，德国、美国、日本等发达国家在煤制油、煤制合成天然气等领域进行过许多探索，先后建成过试验装置，但由于受到能源价格、技术、环境、投资等因素的影响，实现工业化的寥寥无几，目前仅有南非沙索(Sasol)公司的煤制油工厂和美国大平原煤制天然气工厂。

近年来我国煤化工产业发展迅速，以焦炭、合成氨等为代表的传统煤化工整体产能过剩，以煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃为代表的新型煤化工发展势头迅猛，正处在大规模建设阶段，产能扩张迅速。

截至2015年2月，全国新型煤化工项目数量和产能统计如表1所示。煤制油产能与全国炼油产能之比为0.25%，煤制天然气在全国天然气产量中占2.5%，煤制烯烃在全国乙烯、丙烯总产能中占9.6%，煤制乙二醇在全国乙二醇产能中占21.9%。如果在建项目全部投产，届时煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇的产能将分别扩大为当前的8倍、5.9倍、5倍和2.2倍，产能增速显著，可能对国内市场形成重大影响。

表1  我国新型煤化工项目产能

新型煤化工项目类别1	项目数量	项目产能2	新型煤化工投产项目产能占全国总产能比例(%)
投产	在建	拟建	产能单位	投产	在建	拟建
煤制油	5	10	1	万t/a	178	1425	600	0.253
煤制天然气	3	6	18	亿m3/a	31	184	758	2.54
煤制烯烃	9	29	11	万t/a	436	2289	870	9.65
煤制乙二醇	9	11	9	万t/a	130	287	470	21.66

注：1煤制芳烃发展程度较低，目前仅有万吨级示范装置，表1未作统计。2仅统计已投产、在建和拟建的项目，未统计尚处于规划阶段的项目；数据来源为《中国现代煤化工项目分布图(2015)》^[1]。345采用《2014年国内外油气行业发展报告》^[2]中2014年全国炼油能力、全国天然气产量及乙烯、丙烯产能数据计算。6采用《中国石油和化工大宗产品年度报告(2015版)》^[3]数据计算。

我国近年来在技术研发、示范项目建设运行方面获得了长足进步，多种煤气化、低温甲醇洗净化、费托合成单元(F-T)、甲醇制低碳烯烃(MTO)、煤直接加氢等关键技术实现了突破，取得了一批意义重大、具有自主知识产权的成果；设备制造水平大幅提升；大型成套装置大批建立，其中部分示范项目达到设计产能。我国新型煤化工技术总体处于领先水平。

1.1  煤制油

煤制油有直接液化和间接液化两种主要工艺。直接液化核心原理是煤加氢、产出液化油，然后分离、精制，产出柴油、石脑油和液化气。间接液化是煤经过气化成合成气，再通过费托(F-T)合成生产液态烃类燃料，或者将合成气合成甲醇，甲醇在催化剂作用下直接转化为汽油、液化石油气(LPG)等产品。

截至2015年2月，全国已有4个煤间接液化项目投产，分别是神华鄂尔多斯18万t/a煤间接液化项目、伊泰16万t/a煤间接液化项目、潞安16万t/a煤间接液化项目和云南先锋20万t/a煤基甲醇制汽油项目。其中伊泰16万t/a煤间接液化装置是截至2013年底全国唯一达到设计能力的新型煤化工装置，全年生产18.2万t油品，并且有盈利。该项目标志着我国煤间接液化技术已经成熟。

神华鄂尔多斯108万t/a煤直接液化项目是我国唯一的煤直接液化项目。这套装置从研发到投入生产，国内多家单位付出了艰苦卓绝的努力。近期该项目的生产能力约为设计值的80%，项目基本上是成功的。目前全国还有10个项目在建，合计产能1425万t/a。

1.2  煤制天然气

截至2015年2月，全国已有3个煤制天然气项目投产，分别是大唐克旗13.3亿m³/a煤制气(一期)项目、内蒙古汇能鄂尔多斯4亿m³/a煤制气(一期)项目、新疆庆华伊犁13.75亿m³/a煤制气(一期)项目。

大唐克旗项目是国家发展和改革委员会核准的第一个煤制气项目。项目在建设阶段多次拖延工期、被迫追加投资，试车过程中生产流程颇为不顺，项目建成后又在管道输送、气化炉故障等方面多次面临难题，项目的示范意义大打折扣。2014年7月，大唐将拖累公司业绩多时的煤化工业务及相关资产和股权(包括多伦煤制烯烃项目、克旗煤制天然气项目、阜新煤制气项目等)打包转让，整体剥离出去。

目前全国共有6个项目在建，合计产能184亿m³/a。

1.3  煤制烯烃

截至2015年2月，全国已有9个煤制烯烃项目投产。神华包头60万t/a煤制烯烃项目运行最为成功，从2013年开始盈利，2014年装置基本实现满产，盈利水平较好。目前全国有29个项目在建，合计产能高达2289万t/a。

1.4  煤制乙二醇

煤制乙二醇有三种主要的工艺路线，目前应用最为普遍的是草酸酯氧化偶联制取乙二醇法，另外还有甲醇制烯烃(MTO)—乙烯环氧化制环氧乙烷—环氧乙烷水合制乙二醇路线，以及伊士曼公司2013年10月宣布的合成气不经过草酸酯路线的专利。草酸酯氧化偶联法由中科院福建物质结构所开发，开发过程漫长、困难重重，曾先后进行过300t级和1万t级试验。

截至2015年2月，全国共有9个项目投入运行，尚没有装置达到设计产能；有11个装置在建，总产能达到287万t，2015年将有数个装置投产。

1.5  煤制芳烃

煤制芳烃技术起源于20世纪80年代新西兰实现工业化的甲醇制汽油(MTG)工艺，是现代煤化工中期望成功的第5种工艺。如果能够成功，将对化学工业产生较大的影响。目前陕西华电榆横公司正在进行万吨级工业化试验。另有两套10万t/a的装置正在建设。

2  新型煤化工产业面临的问题和难点

2.1  项目投资强度过高决定了产品具有较高的固定成本

单位产品投资过大是煤化工最大的不利因素之一。例如，100万t/a煤制油项目的投资强度达到1亿元/万t以上，而建设一座规模为1000万t/a、以生产成品油为主的炼油厂，投资强度为1500万～1900万元/万t；煤制烯烃大型装置的投资强度为3.0亿～3.3亿元/万t，一个规模为60万t/a的煤制烯烃项目初期投资达180亿～200亿元，远高于石油路线制烯烃装置。这些投资折算到生产周期中导致产品具有较高的固定成本。

目前投入运行的新型煤化工项目大量采用国外技术。虽然空分、煤气化、低温甲醇洗、甲醇低压合成、烯烃聚合等单元早已有国产化的技术工艺，但国内项目考虑到国内乃至世界范围内都缺乏大型煤化工项目运行管理经验，为了确保项目一次成功，采用了大量的国外技术和设备，需支付昂贵的专利许可和设备采购费用。这是项目投资强度过高的重要原因。

2.2  煤化工产品市场面临不确定性，低端聚烯烃市场可能产能过剩

国际油价波动多变，新型煤化工项目在低油价下难以与石油化工竞争。2014年下半年以来，国际油价维持在60美元/桶上下，跌破国内多数煤化工企业测算出的盈亏平衡点。新型煤化工产业正面临严峻的市场挑战。

以煤制烯烃产业为例，在北美以页岩气所含乙烷为原料生产聚烯烃可能形成对全球范围内乙烯市场的冲击。美国的页岩气成分跟常规天然气相比，所含乙烷比例较高。受限于美国对管输天然气的热值规范，仅有很少量的乙烷可以掺杂在天然气中销售，另外的大部分乙烷成为页岩气生产过程乃至化工行业的一大困扰^[4]。页岩气的持续开发造成乙烷产量的快速增加，目前美国乙烷的价格已经比2008年降低了85%左右。

乙烷最普遍的用途是生产乙烯。由于美国乙烯需求量增长缓慢，如果将过剩的乙烷用于生产乙烯，将造成乙烯产能过剩。在乙烷制乙烯、石脑油制烯烃、煤制烯烃三种低碳烯烃生产路线中，乙烷路线投资最小、原料成本最低、污染最少，煤制烯烃投资最高、污染最为严重。由于美国环境影响评价和化工项目审批周期较长，美国页岩气副产乙烷过剩的局面暂未引发乙烯产能过剩，但是未来乙烷制乙烯大幅扩产的可能性非常大^[4]。

除了北美页岩气烯烃的冲击外，中东油气富裕地区不断加大石化产品深加工力度，也应当纳入我国能源化工产业发展的决策视野。中东聚烯烃等石化产能在未来几年将集中释放，2015年约有5200万t/a的新增石化产能投产，从而使该地区石化产品规模大增，中东供应商将加大对中国的出口力度。我国的煤制烯烃、煤制乙二醇等产业面临与国外低价产品的激烈竞争。同时国内有在建、拟建的丙烷脱氢(PDH)制丙烯产能约600万t/a，以及其他新建炼油化工一体化项目也将释放烯烃产能，因此到2020年前后，即使考虑到全国消费量持续增长，但是我国烯烃产能过剩的可能性还是非常大。

目前，国内煤制烯烃项目的最终产品多为聚乙烯和聚丙烯。我国聚烯烃工业普遍存在的问题是通用品牌树脂供应较多，而高端产品供应不足。走差别化和高附加值路线、加强副产品利用、优化下游产品组合是优化煤制烯烃项目经济性的现实选择，但这对项目的设计和建设以及对下游产品市场的把握提出了更高要求。例如，若在煤制烯烃项目中增加乙醇胺、羰基合成等高附加值产品生产工艺，项目初期投资强度可能高达6亿元/万t，项目面临更大的投资风险。

2.3  国家对项目能效和资源目标提出严格要求，可能影响项目经济性

我国煤炭产业多年来一直在超出可持续能力生产，导致资源回采率低、土地塌陷严重、水资源和生态环境破坏等系列突出问题。煤化工发展因其环境影响而饱受争议。未来发展煤化工除经济性以外，国家必将重点考量环境承载能力。

2011年国家公布了《“十二五”煤化工示范项目技术规范》，对煤化工行业的发展进行宏观调控和规范，对项目的能效、能耗和水耗三项基本指标提出要求^[5]。2015年7月，国家能源局发布了《关于规范煤制燃料示范工作的指导意见》(第二次征求意见稿)，其核心思想是煤制油和煤制气产业当前尚不具备大规模产能建设的条件，今后的发展应当坚持“量水而行”、坚持最严格环保标准、坚持节能高效，对煤制油、煤制气项目的能效、煤耗和水耗指标提出更高要求^[6]。当前我国的煤化工示范项目在这几项基本指标上的表现不尽如人意。以煤制烯烃项目为例，神华包头项目能效为30%左右，新鲜水耗约为30t/t聚烯烃，未达到煤化工项目升级示范方案的要求。在现有技术条件下，通过对项目的热系统、水系统、工艺和外联系统进行合理配置和多方面优化，煤制烯烃项目基本可以满足国家的能效、资源目标。然而，全面采用节能减排技术和方案可能使项目投资较传统方案增加25%～30%，产品成本竞争力和投资效益将受较大影响。

2014年8月，国家发展和改革委员会发布《西部地区鼓励类产业目录》，新疆、内蒙古、宁夏、陕西等地区提报为鼓励类产业的新型煤化工项目最终未能列入^[7]，煤炭生产能力也不鼓励扩张，释放了有序发展新型煤化工的信号。煤化工项目在缺乏长远规划目标的情况下无序推广的态势难以为继。

3  思考和建议

3.1  在当前能源化工产业大局中，新型煤化工仅是石油化工的补充

近年来，国内新型煤化工存在发展过热、缺少科学规划的问题。当前国内关于新型煤化工项目效益优于石化项目的判断和结论有失偏颇。部分企业在计算煤化工项目效益时，对原料煤和燃料煤采用坑口价，而与石化项目效益作对比时采用石油、石脑油等的市场价，这种算法欠妥。实际上，我国约40%的石油产量是石化企业自产的，自产石油成本远低于国际油价。部分企业在对比煤化工和石化项目效益时，忽略了石化企业对副产品的综合利用，对石化产品的成本计算不尽合理。

对煤化工的发展，企业层面和国家层面的考量重点相互背离。众多企业认为煤制天然气、煤制烯烃、煤制油等项目延伸了产业链，增加了原材料的附加值，考虑的是企业的盈利问题和地方经济的发展；而国家则重点考虑煤化工项目投资强度高、财务风险大、能量损耗大、能源效率低、水资源需求量大且造成环境污染等问题，希望产业能做好示范、稳步发展，避免大量建设项目从而导致产能过剩、供需失衡，考虑的是能源化工产业的整体优化发展问题。现在，全球石油供应还在继续增长，煤化工全面替代石油化工的时代尚未到来。

3.2  控制煤炭消费总量是我国控制大气污染和温室气体排放的关键

煤炭在我国一次能源消费结构中长期占据70%左右的比例。煤炭作为固体能源，和石油、天然气等品种相比，每产出同样多的能量，产生和排放的大气污染物都更多。在全国二氧化硫、氮氧化物和烟粉尘的排放量中，煤炭消费的贡献率分别达到93%、70%和67%^[8]。煤炭使用也是造成雾霾现象的重要原因，大气污染导致的全国年均灰霾天数随煤炭消费总量增长而显著增加，煤炭使用对环境PM_2.5年均浓度的贡献为51%～61%^[8]。

3.3  新型煤化工产业应在资源、环境双重约束下理性发展

煤炭行业的下游主要包括火电、钢铁、建材和化工四大行业。近年来，火电行业占煤炭消费总量的比例约为50%，钢铁行业约占15%，建材行业约占15%，化工行业约占3%，合计占比超过80%^[13，14]。

2014年我国全社会用电量为5.5万亿kWh，其中非化石能源发电1.42万亿kWh，非化石能源发电装机容量为4.5亿kW。根据中国电力企业联合会预测，2020年全社会用电量将达到7.7亿kWh左右，届时水电、核电、风电、太阳能发电和生物质发电等非化石能源装机容量合计达到6.98亿kW^[15]。假设2020年非化石能源平均发电设备利用小时数与2014年保持相近水平，那么非化石能源发电量可达到2.2万亿kWh。届时，化石能源发电量需达到5.5万亿kWh，比2014年增加34.8%，而燃煤发电是化石能源发电增幅的主要贡献者。因此，煤炭消费第一大户火电行业的用煤量在2020年以前还将持续增长。

钢铁、建材行业对应的煤炭消费终端是基础建设和房地产，根据相关行业协会估算，2020年以前钢铁、建材的产量仍可维持小幅增长^[14]。所以，在全国煤炭消费总量的约束下，新型煤化工产业可用的煤炭资源量必将受到约束。

新型煤化工属于高耗能、高耗水、高排放产业。假设目前在建和拟建的煤制油、煤制天然气和煤制烯烃项目全部建成达产，每年将消耗煤炭7.8亿t，消耗水17.1亿t，排放二氧化碳7.2亿t，如表2所示。这三大类项目的煤炭消费量在《计划》提出的2020年全国煤炭消费量中占18.7%；二氧化碳排放量在“2050中国能源和碳排放研究”课题组计算的基准情景下2020年是全国排放量^[16]的7.1%。如此大量的资源消耗和温室气体排放，对我国的能源行业和生态环境来说是一种不可承受之重。

综合以上论述，目前在建及拟建的新型煤化工项目全部建成达产几乎是不可能的。未来，新型煤化工应在资源、环境双重约束下理性发展。

3.4  建议国家能源、科技管理部门关注化石能源替代战略研究

我国的新型煤化工产业是在石油对外依存度不断增长、国际油价持续高企、国内石化产品需求旺盛的大背景下发展起来的。能源化工产业关系国计民生，极易受到能源价格波动影响。由于化石能源稀缺且不可再生、价格波动多变及其开采、加工和消费过程产生显著的环境影响，许多国家已经开展了以实现化石能源替代、能源可持续为目的的前沿技术研究，部分已达到技术可行、经济指标逐渐趋于合理的水平。长期来看，能源化工原料多元化将是大势所趋。

2007年美国能源部成立了先进能源研究计划署，从2009年到现在资助了400多个研究项目，资助总额超过11亿美元，平均每个项目资助额度超过270万美元，研究领域涉及太阳能、风能、生物燃料、储能技术、灵活输电技术、碳捕集技术、建筑节能技术等，其中多个项目已取得实质性进展^[17]。欧盟2014年开始推行了“地平线2020”计划，将太阳能、风能、地热利用技术及生物燃料、储能、能效提高等技术纳入重点研发领域。这是欧盟迄今为止资助力度最大的研发创新计划，资助总额超过800亿欧元^[18]。

表2  新型煤化工生产过程的煤炭和水资源消耗及CO₂排放量

项目类别	投产、在建和拟建项目总产能	单位产品煤耗	单位产品水耗	二氧化碳产生强度	二氧化碳排入大气比例(%)	总煤耗(万t)	总水耗(万t)	二氧化碳排放量(万t)
煤直接液化	108万t/a	2.8t/t	11t/t	5.8tCO2/t	70.1	302.	1188	439
煤间接液化	2095万t/a	4.8t/t	11t/t	6.1tCO2/t	71.9	10056	23045	9188
煤制天然气	973亿m3/a	4.6t/km3	6.9t/km3	4.82tCO2/km3	67.3	44758	67137	31563
煤制烯烃	3595万t/a	6.3t/t	22t/t	11.12tCO2/t	77.8	22649	79090	31102
合计	—	—	—	—	—	77765	170460	72292

从化石能源以外的一次能源出发，存在着多种能源替代技术方案。这些技术涉及多个学科领域(物理学、化学、地质学、生命科学、材料科学等)、技术专业(化学工程、电力工程、机械工程等)和很大的行业范围(能源化工、制造业、农业、运输业等)^[19]，对化石能源的燃料和材料功能都可能形成替代。而储能技术的突破可能大规模释放可再生能源的潜力，使风电、光伏发电等波动性可再生能源的地位大幅上升，并对终端能源消费形成深远影响。例如日本和沙特等主要依赖石油发电的国家如果削减其发电结构中的石油，转而使用光伏发电和风电，并配以适当的储能技术，每天可抵消400万桶原油使用量，占全球石油消费量的4.5%^[20]，这一数量足以触发原油供需关系逆转，引发油价波动，继而影响全球能源市场。

或迟或早，世界将面临能源的大规模更替。建议我国能源、科技管理部门关注化石能源替代问题，从战略高度组织研究化石能源补充和替代的重大课题，并及早制定行动方案，在下一轮能源变革中抢占先机。

参考文献：

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[2]钱兴坤，姜学峰.2014年国内外油气行业发展报告[M].北京：石油工业出版社，2015.

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[15]中国电力企业联合会.我国电力工业现状与展望[EB/OL].//www.cec.org.cn/yaowenkuaidi/2015-03-10/134972.html，2015-03-10.

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[17]US Department of Energy[EB/OL].//www.arpa-e.energy.gov/.

[18]European Commission[EB/OL].//ec.europa.eu/programmes/horizon2020/.

[19]陈俊武，李春年，陈香生.石油替代综论[M].北京：中国石化出版社，2009.

[20]Steve Levine. The Powerhouse: Inside the Invention of a Battery to Save the World[M]. New York: Viking, 2015.

 

作者： 中国石油集团经济技术研究院 高慧 杨艳 饶利波 何艳青 吕建中  来源： 《中国能源》2015年第10期