中国煤炭的清洁高效转化之路

煤炭是我国的基础能源。尽管我们在努力调整能源结构，试图降低其在一次能源中的比重，但在可预见的长期能源结构中煤炭仍将占主导地位。基于我国富煤贫油的国情，如何高效清洁地利用我国煤炭资源是我国能源工作面临的一个大课题，对能源安全与雾霾治理等都有着重要意义。除了发电和热利用之外，新兴煤化工(煤制油品、天然气和烯烃等化工产品)也是一种重要的煤炭利用方式。充分利用相对丰富的本土资源来开发煤基替代燃料与化工产品符合我国的战略利益。

经过几十年的努力，我国已经掌握了煤制油、煤制天然气、煤制烯烃/芳烃、煤制乙二醇和大型煤制醇醚等尖端煤化工技术，5大技术的产业化试点都很成功，已经走在世界前列，各地开发的积极性很高。但规划工作滞后、认识不一致、地方政府的就地转化要求和企业的盲目投资也导致了煤化工项目的到处开花，应当引起注意。

同时，因潜在或已经存在的环境污染、水资源消耗和废水处理、碳排放等问题，国内学术界与决策层对煤化工发展意见不一。2009年，国务院出台38号文件，规定三年内停止审批传统煤化工项目，原则上也不批现代煤化工。现在三年期限已过，国务院层面正在关注煤化工政策问题。

有资深专家归纳认为，我国煤化工产业发展面临5大方面的问题：一是认识不一致，对是否应支持煤化工发展存在争议。二是规划不到位。由于存在争议，煤化工规划至今没有出台，重点煤化工项目没有放行，许多未经规划、环保要求不合格的项目则没经审批就开工建设，有些产品已成盲目发展之势。目前不是规划引导项目，而是项目倒逼规划、规划追认项目。三是机制不完善。煤化工是技术与资金密集型产业，需要消耗一定量水资源，产生大量CO2和其他污染物。这些社会负效应没有在项目成本里得到体现，政府也没有这方面的规范要求。在碳排放成本方面，国家的预期政策不明朗，相关工作不到位，使得企业决策存在风险。四是市场主体不成熟。部分地方和企业只讲发展不讲科学，讲形式不讲实质，讲当前不讲长远，讲单干不讲合作。五是温室气体减排不落实。减排技术也没有大突破，对减排工作缺少规范性要求和政策支持。

中国要不要发展新兴煤化工产业？如何引导这一产业的科学发展？如何完善市场监管和产业政策？煤化工产业又如何应对市场与政策风险？如何有效的解决上述5大方面的问题？

2013年7月20日，北京国际能源专家俱乐部特邀30余位长期从事相关研究的知名专家学者围绕以上问题进行了讨论。中国工程院院士、神华集团总经理张玉卓博士应邀以“中国煤炭的清洁高效转化之路”为题作了主旨发言。北京国际能源专家俱乐部名誉理事会主席、国家发改委前副主任、国家能源局前局长张国宝先生做开场致辞并全程参与了讨论。国家能源局前副局长吴吟先生、俱乐部名誉理事会副主席、能源研究会副会长周大地先生以及来自国家发改委、国家能源局、环保部、中财办、发改委能源所、中科院、清华大学、中石化、中石油、中海油、伊泰、中科合成油公司等政府机构、研究机构与能源企业的专家参加了讨论。

张玉卓院士主旨演讲的主要观点归纳如下：

一、中国现代煤转化技术工业示范基本成功，产业分布初具规模

中国现代煤转化技术研究始于上世纪70年代甚至更早，现代煤化工直到本世纪前端都处于实验阶段，2005年后才逐步实现示范工程建成运行，初步形成了包括煤制油、煤制天然气、煤制芳烃、煤制乙二醇、大型煤制醇醚在内的5大煤转化产业技术体系，先期开展的工业示范项目基本成功。我国现代煤化工项目集中分布在蒙东、鄂尔多斯、新疆等富煤地区，产业分布初具规模。其中神华煤制油、煤制烯烃、煤制聚丙烯三个煤化工示范工程运行稳定，收益较高。2012年，神华煤制油项目生产运行302天，煤液化平均投煤负荷80%，生产油品86万吨，销售收入约60亿元，利税17亿元；煤制烯烃项目运行343天，甲醇制烯烃装置平均负荷97.8%，生产聚烯烃约55万吨，销售收入59亿元，利税13亿元。

二、能源革命的关键是实现煤炭清洁高效转化

2012年，全球一次能源消耗约为178.2亿吨标煤，其中化石能源占87%，煤炭占比29.9%，为1970年以来的最高水平。全球煤炭消费净增长全部来自中国，中国煤炭消费量首次超过全球的50%，日本和印度的用煤量同比增幅较大。因此“清洁煤”不仅是中国需求，也是世界需求。同时，能源生产和消费革命的几个方式均存在不确定性：储能装置的滞后大大制约了能源互联网的推进，页岩气存在着环保风险和经济风险，福岛事故影响了核裂变的推进信心，核聚变发展又极为缓慢。因此，以煤炭为基础的化石能源在较长时间内的主体地位不会发生根本改变，在推动实现化石能源近零排放的基础上，将化石能源与可再生能源、能源生产与消费绿色协同发展是推动能源革命的关键。

三、煤炭清洁高效转化需要实现四大转变

转变一：促进煤炭由主要作为燃料向燃料、原料并重转变

要充分利用煤炭碳、氢等元素发热和化工合成原料的功能，满足电、热需求的同时，生产天然气、超低污染物含量的液体燃料油、航空及军用特种燃料、化工品等多种清洁能源和工业原料。其中，煤基清洁能源替代石油重要性凸显，焦炭、煤制化肥等传统煤化工已向石油替代方向的现代煤化工转变。

2012年，我国煤制液体燃料产能达168万吨，煤制甲醇产能达5500万吨，煤制烯烃产能达180万吨，都具备了相当规模。预计2010~2050年间，我国累计用煤量会在1500~2100亿吨，其中三分之一可以用来做转化，未来40年煤转化用煤可达到400~500亿吨。

转变二：促进煤由能源主体向与新能源、可再生能源协同发展转变

我国拥有全球规模最大的煤电装机容量，同时拥有全球规模最大的水电、风电、在建核电。如果放在一个能源体系中考虑，可以将新能源、可再生能源的大规模应用与煤电、煤化工多联产技术相结合。这一结合技术可行、成本可控。例如光热发电自己发展可能会受到一些限制，如果光热和煤电结合则在经济上完全可行。

转变三：促进煤炭由高碳粗放型开发利用向近零排放目标的清洁高效利用转变

无论是经过液化还是气化，煤炭转化的终极目标是生产包括电力、燃料和化工产品在内的终端产品，在生产过程中要把污染物和温室气体的排放降至最低，做到近零排放。一方面在转化过程中去除所有的污染物，并实现伴生资源(铝、镓、锗、铀、硫等)、废弃物或污染物进行的资源化高效综合利用、吃干榨净；另一方面利用碳捕获、利用和封存(CCUS)技术降低温室气体排放。

转变四：促进煤基能源生产消费向智能化方向发展

在一次能源(化石能源、可再生能源、核能)、二次能源(电力、清洁燃料、液体燃料)、智能电网、储能与燃料电池技术和终端用户之间建立基于物联网的智能能源系统，通过最优化选择，提高整个能源体系效率，降低排放。通过清洁低碳能源与智能能源系统的结合实现能源产业革命。

四、经济可行性对比分析显示，煤制油、煤制烯烃具有良好的市场前景

煤化工具有巨大的石油替代潜力

按照中国工程院的预测，如果将石油进口60%作为红线的话，煤化工产品(包括直接液化、间接液化、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃、煤制天然气、煤焦油和醇醚燃料)在2015年可替代原油2600万吨，2020年可替代6500万吨，2030年1.1亿吨。

煤制油、煤制烯烃具有经济竞争力，但投资成本和CO2排放是最大的问题

对比不同石油化工产品的投资成本，从大到小依次为煤制油>天然气制油>石油基产品；生产成本为气制油>石油基产品>煤制油；也就是说煤制油产品初期投资大，但生产成本低。CO2排放煤制油远大于石油基产品；SO2排放为石油基产品>煤制油。初期投资成本大和CO2排放是煤制油的最大挑战，而CO2排放是最大的弱点。

对比不同烯烃产品，投资成本为煤制烯烃>天然气制烯烃>石油基产品；生产成本为气制烯烃>石油基产品>煤制烯烃；CO2排放为煤制烯烃远大于石油基产品，两者均大于气制烯烃；SO2排放为石油基产品>气制烯烃>煤制烯烃。以神华包头煤制烯烃和中石化油制烯烃项目为例，包头煤制烯烃完全成本为6985元/吨(不含税)，中石化油制烯烃则为8870元/吨(油价设为80美元/桶)，二者差额达1885元/吨，在成本上煤制烯烃有很大优势。

美国烯烃生产成本远低于我国

由于天然气价格高昂，我国无法考虑用天然气制烯烃，而美国天然气制烯烃反而比煤制烯烃更便宜。同时由于煤价、气价低廉，美国天然气制烯烃和煤制烯烃都比我国更具经济性，美国煤价比中国便宜一半，天然气制烯烃成本仅为每吨600多美元。中美石脑油制烯烃的经济性基本相当。

我国煤制油、煤制烯烃经济效益看好

从当前市场价格来看，对比不同煤化工产品，煤制油和煤制烯烃具有良好的市场前景，其中直接液化煤制油价格在6800元/吨，煤制烯烃价格高达11200元/吨，煤制天然气价格则仅为2240元/吨。因此，从国家战略角度，应该多进口天然气，多开发煤制油、煤制烯烃产品。

煤制油和煤制烯万元工业增加值水耗低于我国平均工业水耗

煤转化万元产值水耗其实低于我国万元产值平均工业水耗，煤制油和煤制烯烃的水耗在煤化工产品中更低一些。直接液化煤制油的水耗是18.59吨/万元(神华实测值)，煤制烯烃为33.68吨/万元，煤制天然气为94.93吨/万元。全国工业平均值则达76吨/万元。需要有关部门对耗水量指标进行系统的对比，改变煤化工高耗水的固有观念。

页岩气革命给煤转化技术带来新的机遇与发展空间

神华自主研发的煤制油技术能够迅速、便捷的转化为以页岩气为原料的气制油技术，实现煤与页岩气的共同炼制。煤气共炼可以利用天然气富氢的特点，更多地转化煤炭中的碳素，有效降低煤化工成本和环境影响程度，拓展煤转化技术的应用空间。但这可能更易在美国实现，中国页岩气产量提升还需时日。

五、构建煤基新型智能能源系统时机已经到来

目前，我国在技术进步、市场需求、能源安全战略、产业链延伸、区域经济发展等5方面都已具备了条件来构建煤基新型智能能源系统。该系统的目标为：依靠科技创新和工程示范，利用耦合优化技术和物联网技术，加大技术集成应用，形成促进煤炭与多类能源融合，及共伴生资源价值最大化，并实现污染物“近零排放”的智能能源系统。

六、构建煤基新型智能能源系统应建立国家战略和规划

一是2030年前以5年为阶段，确立煤洁净转化的技术路线。二是建议在2020年前，规划四大以煤转化为核心的新型煤基能源基地建设，包括能源金三角、新疆、呼伦贝尔、云贵地区。2030年前，基本建成煤基近零排放的能源技术体系，并得到推广应用。三是明确煤洁净转化的单项产品战略目标。四是明确煤化工产业升级的战略方向：控制传统煤化工规模，提高集中度；优先适度发展现代煤化工，2020年煤制气达到800亿立方米，煤制油达到400万吨，煤制烯烃达到700万吨乙烯当量；通过示范引导，发展煤基多联产系统，突破煤基多联产关键单元技术与系统集成技术，2020年前建设规模不等、多种工艺的工业示范项目。五是发展以综合联产为核心的煤基清洁能源示范基地，发展煤-电-热-油-气多联产和煤-电-稀缺资源(铝、镓等)综合利用。六是建设褐煤多联产转化产业示范及技术研发基地，实现煤-化-油-电-热多联产。七是打造全开放式的产、学、研、用协同发展模式，强化煤化工发展的顶层设计和国家战略，避免乱象丛生和今后整合的巨大代价。

与会专家感谢张玉卓院士的详尽介绍，并在随后的讨论中阐述了以下观点。

1。 煤化工是煤炭利用的发展方向，我国应在掌握技术的基础上科学有序发展。

一是适度发展煤化工不仅可以作为国家能源安全的筹码，也是为了实现煤炭资源的综合高效利用。我国煤质复杂，高灰分、高硫分的煤炭资源可以通过转化得到利用。

二是煤炭直接燃烧的路线是效率最低的煤炭利用形式，应减少直接燃烧，增加转化利用。1)煤燃烧除尘标准趋严。过去最严的烟尘标准是50毫克，目前PM 2.5标准是75微克，差了600多倍。2)脱硫、脱硝、脱汞成本高，标准趋严。3)CO2减排成本高。大体上看，从烟囱脱CO2成本在200~300元/吨，一吨煤要产生2、3吨CO2，而一吨煤价格才500~600元。4)直接燃烧效率偏低(燃煤电厂在38%左右)，而煤基多联产综合利用可以将整体效率提高到60%。

三从长远角度看，燃料替代的技术途径多样--如风电可以代替煤电，但原料不可再生，也无法替代--风力吹不出任何化工原料。将煤炭从目前的燃料为主、原料为辅的定位过渡到原料为主、燃料为辅的过程中，煤化工技术是不可或缺的。因此，从国家能源发展战略上，要减少煤炭在直接燃烧发电中的比例，适当增加包括煤化工在内的煤炭综合利用的比重。

四是煤制油可作为未来煤化工的优先领域。我国石油进口今年快达3亿吨。照4吨煤制1吨油计算，如果从发电中减少2亿吨煤用来制油5000万吨，则相当于一个半大庆以上的产量。油气“走出去”付出巨大代价也仅是获得数千万吨的产量。不同于市场与价格都变化无常的煤化工产品，我国国内的油品市场需求旺盛，价格也相对来说比较稳定。

2。　我国煤化工发展应明确外部条件。

一是煤炭消费总量控制与煤化工扩大煤炭使用范围的矛盾。现在我国近37亿吨的煤炭产量中至少一半不能完全算科学产能，其中一部分根本无法做到安全生产，所以每个月都有重大矿难。煤化工某种程度上扩大了煤炭的使用范围，而不是替代了煤炭，而国家又要对煤炭消费实行总量控制。应明确在什么样的煤炭生产和消费规模下适度发展煤化工这一边界条件。最佳的选择是减少燃煤来增加原料煤，这就要求今后控制燃煤火电，发展风力、太阳能、生物质能、水电、核电在发电中的比重，将减少的煤炭用于化工原料。

二是项目所在区域水资源总量问题。将煤化工项目的万元工业增加值与全国平均进行比较不尽合理，应在煤化工所在的区域内考虑水资源问题。我国目前考虑的煤化工项目大多处于西北煤炭基地，水资源尤为短缺，需考虑区域水资源承载能力。尤其要防止在这些区域盲目发展低技术水平的煤化工项目，与高技术项目争水和增加环保压力。

三是系统能效问题。煤制油将煤炭进行转换变成另一种燃料，总的系统热值损失是多少？在系统总体能效和项目经济性之间如何比选，这需要进一步分析。

四是煤炭发展路线问题。探讨煤化工未来发展，要分析我国能否建立以煤为主的先进能源发展路线？这条路线能否代表今后的发展方向？会遇到哪方面的挑战？除中国外，美国、俄罗斯等国是煤炭储量更为丰富、开采更加容易的国家。中国的煤化工路线今后是否也会受到这些国家的挑战？

五是碳排放问题对能源技术路线选择的影响。中国目前占全球碳排放总量的30%左右，近年来占全球碳排放增量的70%。中国10年后将从发展中国家毕业，碳排放总量可能超过所有发达国家的总和，国际减排压力会非常巨大。如果煤化工项目无法解决碳排放问题，那么可能出现的高碳成本将会给煤化工技术路线一个致命的打击。如果按15元/吨CO2征收碳税，煤制乙烯与石脑油路径相比将增加400元/吨的成本。

六是煤化工成本的国际竞争力问题。一方面，煤化工项目评估应与石油、天然气的生产成本进行比较，而不仅是现有的市场产品价格。二是如果煤化工真的成为全球潮流，我国将面临全球化竞争，美国、澳大利亚等国的煤炭价格低于我国，煤化工边际成本低于我国。我国目前几百万吨的产量对全球市场平衡没影响，而几千万吨的产能就会冲击全球化工产品，此外，国外特别是中东地区的油气生产成本极低，以中东廉价轻烃为原料的烯烃产品也极具竞争力，烯烃产品的成本竞争力需与其他国家的煤化工路线、中东伴生轻烃为原料的技术路线进行比较。以聚甲醛为例，在市场价格为每吨6万元时，国内企业大规模上马。但因市场容量有限，目前已经降到了每吨7500元，低于9000元每吨的生产成本。

3。 目前煤化工项目存在的环境污染风险很大，废水、废气、固废物排放严重超标。

1)废水。煤化工行业的废水成分复杂，处理工艺难度高。虽然现在多数煤化工项目报批时都说是废水零排放设计，还没有看到任何一个真正零排放的项目运行。2012年西北地区四个煤化工基地中，环保部现场检查的几十家企业80%多都有问题：近三分之一煤化工项目没有废水处理设施，三分之二废水处理设施不能达标，所有项目高盐水在没有处理的情况下外排，有一企业全部排入防洪洞。部分企业生产的废水、高盐水在工厂里存放、蒸发。这样一方面造成水资源浪费，另一方面带来巨大的环境安全隐患。

2)废气。所有受检工业企业大气污染物实际排放量均超出环评批复总量。国家SO2排放控制目标为2015年低于5.45万吨，2012年已经达到8万吨。

3)固废问题更加突出。某煤化工基地2012年工业固废物产量占全省的70%，综合利用率只有40%，远低于全国平均的60%，更低于“十二五”规范中2015年到达72%的目标。煤化工行业固废产生量大、利用率低。相比于受到重视的水、气污染，固废物处理还没有提到应有的日程上。

4。　以石脑油为原料的烯烃路线存在巨大的经济风险。

我国目前以石脑油为原料的乙烯项目已出现亏损，而"十二五"规划中还有多套以油为原料的乙烯要上马，应认清新原料路线下带来的挑战。国内煤化工、中东乙烷和美国页岩气已经对我国以石脑油为原料的烯烃产业造成了巨大的冲击，中石化现有的1200万吨乙烯亏损严重，上半年化工板块亏损6个亿。中石油原来坚持石油化工路线，现在也意识到这方面的挑战而在调整战略。据初步统计，我国至少有3000万吨烯烃产能在排队待批。大规模的煤化工项目投产之后，极有可能会出现产能过剩的情况，造成价格大战。因我国石油化工产品在价格上无法与国际、特别是低价的中东产品竞争，价格战将导致石油化工全行业亏损。其中地方和民营企业更容易盲目扩大产能，问题尤为严重。预计三年后将出现烯烃行业全面亏损的局面，造成银行贷款受灾。因此，及时调整产业发展战略，谨慎选择化工产品原料路线迫在眉睫。

5。 美国页岩气革命不仅改变了世界能源贸易的格局，也改变了化工产业以及制作业的格局。美国烯烃在建项目数量都在飙升，五年内将对国际市场带来巨大的影响。在我国国内到处都在反对PX项目时，美、日、韩都在抓紧建设新的项目。

在上述分析基础上，与会专家建议：

1。　要尽快出台规划，引导与规范煤化工产业发展。避免煤化工项目不顾水资源状况和环境承受力而逢煤必化。同时，要对现有煤化工项目进行总结评价，分析存在的问题和解决途径。

2。 加快制定煤化工行业的环境准入政策、污染物排放标准，提供碳排放政策预期。对煤化工项目进行园区化管理，严格先期环评，加强运行期监督管理。水资源利用要以保障生态环境红线为底线，不跟老百姓争水，同时强化废水管理。提早规划固废物处理，避免大量固废物堆存。在CO2排放方面，应通过提供政策预期来进行约束。

3。 打通“煤-化-电-热”一体化多联产的路径，提高煤炭利用的综合效率。基于兖矿集团的成功经验，利用与IGCC结合开发煤基多联产系统，提高煤作为原料的比重，减少煤作为燃料的比重，充分利用高硫煤、褐煤，减少固废排放，提高脱硫、脱汞程度。同时考虑能源的梯级利用。

4。 研究试点煤炭和石油综合炼制，落实煤、油、化、电一体化开发。以煤制氢代替天然气或石脑油制氢可以节约成本三分之一。煤炭中丰富的氢元素作为化工原料比简单燃烧更具价值。新增电力供应应抛弃简单燃煤发电的做法，应尽量提取煤炭中具有更大价值的成分作为化工原料，实现煤油化电一体化开发。

5。 开发推广节水技术。煤化工项目的原料用水基本上是一吨原煤一吨水，其他多出的大量用水在于冷却系统。可以参照发电系统以风冷代替水冷却的做法，煤化工项目可以采用密闭式的冷却方法。通过这种方法，煤化工项目的水耗可以降低60~70%。密闭式系统也使得废水的排放量大幅度降低。如果增加投资5%，再加上严格管理，煤化工节水工作可以做的非常完美，80~90%用水量都可通过循环利用节省下来。

6。 拓展碳利用的思路。应重点考虑两个领域：1)建煤化工厂时考虑结合碳源和碳汇的布局，提升CO2驱油、驱气的利用程度；2)充分发挥微藻利用CO2制油与生产食品的潜力。　

7。 提高煤化工高端、精细化产品程度。我国煤化工在精细化、高附加值产品方面的能力还弱。以乙烯为例，国外已经把乙烯产品做到了化纤、化妆品等，而我国的关键精细化产品，如高性能塑料多为进口。　

8。 提升煤化工核心高端设备制造能力。泵设备制造能力是中国机械行业的软肋，特别在节水和低温能工程方面。这方面的制约导致没办法利用压缩机提高能源利用效率，也是我国大型能源系统发展滞后的原因之一。

9。 利用我国技术，开发海外煤化工市场。目前已有哈萨克斯坦、乌克兰、俄罗斯和印度尼西亚等国都表达过意向。在这些煤炭和水资源丰富的国家，煤化工在原油价格每桶80美元以上的前提下具有相当强的竞争力。

10。 加强跨部门合作。煤化工行业，特别是煤、油、电、化一体化项目，涉及不同政府部门，要进行综合性审批，行政体系要跟上形势发展。同时，电力设计院、化工设计院、规划设计院等机构应加强交流，共同制定煤化工产业的相关规范和标准。