现代煤化工发展及问题浅析.docx

现代煤化工发展及问题浅析.docx

《现代煤化工发展及问题浅析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《现代煤化工发展及问题浅析.docx（8页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

现代煤化工发展及问题浅析

现代煤化工发展现状及问题浅析

煤化工是指经化学方法将煤炭转换为气体、液体和固体产品或半产品，而后进一步加工成化工、能源产品的工业。

煤化工产业分为传统煤化工和现代煤化工两种。

传统煤化工主要包括合成氨、甲醇、焦炭和电石四种产品；现代煤化工是指那些替代石油或石油化工的产品，目前主要包括煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气、煤制乙二醇等有机原料。

图1.煤化工工艺路线

（资料来源：

石油和化学工业规划院）

传统煤化工技术及产品较为成熟，但产能已是严重过剩；现代煤化工在技术尚不成熟的情况下也已呈现发展过热的势头，且面临着国外低价产品的冲击，其战略意义大于经济意义。

一、现代煤化工主要特点

1.节约资源、充分利用劣质煤

我国虽然煤炭资源相对丰富，但高硫、高灰的劣质煤比重较高，现代煤化工，如煤气化技术及煤液化技术对煤种要求低，都已经实现了对劣质煤的充分利用，国家发改委也明文规定煤化工应实行煤炭资源分类使用优化配置政策：

炼焦煤优先用于煤焦化工业；褐煤和煤化程度较低的烟煤优先用于煤液化工业；优质和清洁煤炭资源，优先用于发电、民用和工业炉窑的燃料；高硫煤等劣质煤，主要用于煤气化工业；无烟块煤，优先用于化肥工业。

发展现代煤化工有利于实现能源节约及对劣质煤碳的充分利用。

2．“大型化、多联产、一体化”是煤化工未来发展方向

煤化工未来发展方向将突出“大”字，既以建设大型企业及大的产业集群为主，包括采用大型反应器和建设大型现代化单元工厂，如百万吨级以上的煤直接液化、间接液化工程及大型联产系统等；同时根据煤种、煤制特点及目标产品不同，采用不同煤转化高新技术，并在能源梯级利用、产品结构方面对不同工艺优化集成，提高整体经济效益，如煤焦化-煤直接液化联产、煤焦化-化工合成联产、煤气化合成-电力联产、煤层气开发与化工利用、煤化工与矿物加工联产等；在此基础上，紧密依托于煤炭资源的开发，并与其他能源、化工技术结合，形成煤炭、能源-基础化学品-化工产品一体化的产业。

通过建设大型工厂及产业集群，发挥资源与价格优势，资源优化配置，技术优化集成，使资源、能源得到高效合理利用，降低生产成本、提高综合经济效益。

二、现代煤化工主要技术/产品现状

1．煤制油：

解决能源安全的战略选择

煤制油根据加工过程的不同路线，分为直接液化和间接液化两种，主要产物是柴油（或汽油）、石脑油和液化石油气。

直接液化是在高温和高压条件下，使其热解并与氢反应，变为液态油料的过程，也称加氢液化；间接液化是以煤炭为原料先生产合成气，再以合成气为原料合成液体燃料或化学产品。

表1.煤直接液化与间接液化对比

类别

原料煤

燃料煤

耗水

石脑油、LPG等副产物

技术

直接液化

2吨左右

1-2吨

7-10吨

0.4-0.5吨

德、美、日有技术储备，我国拥有世界是唯一生产线-神华鄂尔多斯

间接液化

3-4吨

1-2吨

10-13吨

0.3-0.4吨

南非萨索（SASOL）拥有成熟技术且已运行多年。

我国有神华、伊泰、潞安、兖矿项目。

（数据来源：

国务院发展研究中心）

煤间接液化核心技术为南非所掌握，我国目前有神华、伊泰、潞安、兖矿四个项目，均为采用自主研发技术，另外神华正拟与南非萨索（SASOL）在宁夏投资共建煤间接液化项目，项目还在谈判中。

我国已试生产的煤间接液化项目虽然在反复调试中也已生产出合格的油品，但是由于技术路线不成熟，设备运行不稳定，其油品质量波动性大，无法实现长周期的大规模生产，仍处于不断改进技术的过程中。

煤直接液化目前德国、美国、日本有技术储备，我国神华鄂尔多斯拥有世界上唯一一条年产100万吨煤直接液化生产线，已于2009年试车成功，2009年出产油品10万吨，2010年上半年生产油品20万吨。

该项目设计规模共三期，每期100万吨，但由于一期产品质量尚不稳定、技术路线仍在优化调整，其设备可靠性、技术优良性、产品质量仍需时日验证，因此投资方态度谨慎，二、三期项目迟迟未动工。

发展煤制油对我国减少石油对外依赖度，维护能源安全具有重要意义，但由于煤制油技术成熟度不够、经济性有待验证、耗水巨大等原因，国家产业政策重点目前支持煤制油技术研发，目前经国家发改委核准的仅有一个，为神华鄂尔多斯的百万吨级煤直接液化项目。

2．煤制烯烃：

全球无工业化生产装置，我国受中东低价产品冲击较大

煤制烯烃技术主要有两种，中间都经过甲醇：

一种是MTO技术，是指甲醇制乙烯、丙烯等低碳混合烯烃的技术，该技术由美国UOP公司/挪威HYDRO公司开发；MTP技术，指的是甲醇制丙烯工艺技术，该技术由德国Lurgi公司开发。

煤制烯烃全世界目前尚无工业化生产装置，仅我国和伊朗有项目在建和试车。

表2.煤制烯烃与石油制烯烃区别

固定资产投资

原料

需煤/油

煤路线

3.0-3.5亿

3万吨甲醇

10万吨煤

石油路线

1.6-2.0亿

3万吨石脑油

10万吨原油

我国烯烃缺口在50%以上，发展煤制烯烃对我国意义较大。

相关资料显示，当原料甲醇价格控制在90～100美元/吨时，采用MTO（甲醇制烯烃）工艺制取的乙烯和丙烯成本与20～22美元/桶原油价格条件下，石脑油裂解制烯烃的成本相比具备经济竞争力，在油价在60美元以上，煤制烯烃工艺线路的经济竞争力相当明显。

但是近年中东石化产能急剧增长，且中东采用廉价的乙烷裂解乙烯，成本远低于我国通过石脑油裂解生产乙烯，加上海运费到达国内成本仍较国产价格低，因此，从经济性考虑，我国煤制烯烃竞争力远不及中东。

3．煤制乙二醇：

我国缺口较大，世界范围产能过剩

煤制乙二醇世界上除了日本、美国有技术储备外尚无工业化生产装置，我国目前煤制乙二醇项目正式投产的仅为通辽金煤20万吨/年煤制乙二醇工业示范项目，为拥有自主知识产权的技术。

但是由于该项目的相关技术为世界首创，其经济可行性以及实际运行效果尚待时日验证，其在近期不可能解决国内乙二醇的供需缺口，更不能替代石油路线。

乙二醇主要用于生产聚酯，占乙二醇消费量的90%以上。

我国产品自给率很低，截至2009年底，乙二醇总生产能力243.8万吨/年,产量195万吨，远不能满足实际生产需求，全年进口582.81万吨，进口依赖度达75%，缺口巨大。

但从世界总体来看，乙二醇生产能力已经过剩，加上2009年沙特阿拉伯等多套大型乙二醇生产装置建成投产，世界供应量继续大幅度增加，沙特低成本乙二醇的供应对世界市场产生重要影响，因此乙二醇发展发展速度会较慢。

4.煤制二甲醚：

技术成熟，但国内产能严重过剩

二甲醚合成法有两种，一种是二步法，由合成气先得到甲醇，再由甲醇脱水来制取；另一种是一步法，由煤气化合成气，在反应器内同时完成甲醇合成反应和甲醇脱水反应，生产二甲醚。

前者已大型化生产多年，后者技术尚未成熟，未实现工业化生产。

我国二甲醚产能严重过剩，2010年国内二甲醚消费量同比将增长20%，达到280万吨，但相比900万吨的产能来说，过剩69%。

作为汽车燃料替代柴油，是目前二甲醚工业应用的主要领域；二甲醚作为城市燃气是另外一个可靠且具发展空间的应用领域，但是被业内寄予厚望的《城市燃气用二甲醚》等国家标准及配套标准一直没有出台，因此二甲醚严重过剩局面短期无望缓解。

同时，由于二甲醚性质与液化天然气性质相似，且项目所在地多在西部等边远地区，外运困难因此国内二甲醚项目多数只生产到甲醇，加重了甲醇产能过剩局面。

5.煤制天然气：

能源转化效率高，国外技术基本成熟，成本具竞争力

我国将煤转化为能源产品的方式中不同利用方式煤的有效利用率如下：

煤制油（34%-45%）<煤制甲醇（40%-43%）<煤发电（40-45%）<煤制合成天然气（46-52%）<煤制合成气（80%左右），其中煤制天然气/合成气是转化效率最高的。

煤制天然气的关键技术“甲烷化”在国外有多家可提供专利技术的厂商，并且工业化生产装置成功运行20多年，但我国仍处于研发阶段；特征气化技术“鲁奇碎煤加压气化”在我国已经广泛应用并实现国产化。

有资料显示，在煤价200-300元时，煤制天然气的完全成本在1.4元/立方米左右，主要成本是煤炭、折旧。

考虑到副产品的收入在0.4元/立方米，只要井口价在1.13元以上，项目就能盈利。

目前我国国产天然气价格在1.15元左右，从中亚三国进口天然气价格为2元。

我国天然气长期存在供应缺口，以及国内外天然气价差较大促使国内天然气价格上涨，因此各地煤制天然气项目投资热情高涨，今年6月国家发改委发布了《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》规定在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目一律由国家发改委统一核准。

目前，煤制天然气目前经国家发改委核准的项目有四个：

大唐国际内蒙古克什克腾旗项目、内蒙古汇能项目、辽宁阜新大唐国际项目、新疆伊犁项目。

三、煤化工产业环境：

地方政府与企业积极投入，国家态度审慎

金融危机前国际油价高涨、国内供求紧张，激发了企业发展煤化工产业的积极性，并且由于煤化工产业链条长、增值空间大、关联度高，有助于提升地方经济结构，因此，地方政府对发展煤化工非常积极，有条件的企业也纷纷上报项目。

据国家发改委2010年初的统计，煤基二甲醚项目的在建以及规划产能达到4000万吨/年，大约是2008年全年二甲醚表观消费量的20倍；虽然国内尚无煤制烯烃的大规模商业化运行经验，但是国内煤制烯烃的在建以及规划产能也已经达到2000万吨/年；国家有关部门核准的煤制天然气项目不过4个，产能110亿立方米/年左右，但是拟建的煤制天然气项目达到14个，产能接近550亿立方米/年，已出现过热倾向。

因此，去年在抑制部分行业产能过剩和淘汰落后产能的政策背景下，政策层面由之前的不甚明朗改为限制发展，明令“稳步开展现代煤化工示范工程建设，今后三年原则上不再安排新的现代煤化工试点项目”。

但今年仍有广汇能源年产120万吨甲醇/80万吨二甲醚项目、新疆伊犁庆华55亿立方煤制天然气项目得到国家发改委核准。

四、现代煤化工产业面临的主要问题

1.资源及环境成本巨大

发展煤化工的最根本目的是实现能源及资源的节约，维护我国能源安全。

但是现代煤化工项目在目前技术不成熟的前提下，从煤转化成石油替代品的过程中，能源经过多次转换，中间环节损耗大，且我国自身煤炭资源也面临紧缺威胁，从能源战略方面来说并不合理。

且现代煤化工项目耗水巨大，以煤制油为例，直接液化每年生产1吨成品油耗水量为7-10吨，间接液化耗水量约10-13吨，而我国主要产煤区陕西、陕西、内蒙古的水资源相当匮乏，保证水资源的充足供应是成为一大难题。

现代煤化工生产过程中各种污染物的排放，尤其是CO2的排放作为隐性成本并未计入生产成本，从世界范围得大趋势来看，碳汇成本迟早要变成实质成本，届时发展煤化工的成本将进一步放大。

2.项目投资大，经济风险高

现代煤化工属资金密集型行业，小规模发展不具备经济性，其单个项目投资大，以国家规定的“一般不应批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目，100万吨以下的甲醇和二甲醚项目，60万吨以下的煤制烯烃项目”来计算，300万吨的煤制油项目总投资在500万左右，100万吨的二甲醚投资需几十个亿，60万吨煤制烯烃投资在180亿左右。

从单位产品投资看，由于煤化工项目生产技术路线多为将煤制成与石油性质相当的煤浆，再制成石油制品，因此，其生产链条较石油路线要长、成本较石油路线高，例如煤制烯烃是石油路线制烯烃投资的两倍以上。

因此，无论是从单个项目来看，还是从单位产品投资看，煤化工投资额都比较大，融资难度大，财务费用高，其经济风险巨大。

3.产品产地和消费地相距甚远，运输成本高

现代煤化工项目需靠近西部地区煤炭资源地，产品市场却在东部地区，运输压力大，产品多为易燃易爆、有毒、有腐蚀性，远距离运输成本高、存在安全隐患。

如目前内蒙建成的二甲醚项目，因当地市场销纳能力有限，二甲醚外运困难，多数项目至今只生产到甲醇，不再继续生产二甲醚，而目前国内甲醇市场低迷，造成项目达不到预期产能与受益。

4．项目建设周期长，不确定性因素多

现代煤化工项目建设期多在2-4年，期间原材料价格及产品价格变化大，存在项目投资超预算，利润率难以保证等问题。

从近两三年建设的项目看，由于估算不准、原材料涨价、改变生产路线而增加装置等因素，存在建设期就追加投资，而产品价格却急剧下滑等问题，不确定性因素众多。

五、小结

从我国资源禀赋特点看，我国的能源战略将以煤为基础，发展现代煤化工对维护国家能源安全具有重要的战略意义，但目前由于技术尚不成熟，仍处于示范项目阶段，尚未经过长周期、满负荷、稳定运行的考验，现代煤化工经济效益及社会效益难以体现。

因此，需要国家在人才战略、技术研发上给予资金和政策支持，大力开发自主技术，有效解决各种工艺在工业化过程中面临的技术瓶颈，战略煤化工领域的技术制高点。

同时应严控现代煤化工试点项目，在技术未成熟、产品成本未下降到足以大规模商业化应用前应统筹考虑区域经济发展以及煤化工发展对水资源以及环境等因素的影响，坚持控制总量、保护生态环境、发展循环经济，稳步有序地推进煤化工产业的健康发展。