【煤化工】

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煤化工跌入低谷期 全行业加快储备技术期望未来“好日子”
2016年04月19日09:44 一财网
　　2014年下半年以来油价暴跌，跌幅最大的时期达到70%左右。暴跌的油价也间接影响到了国内曾经热火朝天的煤化工产业。

　　据记者了解，国内很多的煤化工产业是以油价70美元以上为条件制定的可行性报告。但当前遇到低油价，一些项目处境艰难。来自中国石化联合会《2016年度石化行业产能预警报告》显示，低油价导致煤化工产能利用率和效益明显下降。

　　根据石化联合会的统计，2015年煤制油平均产能利用率比2014年下降26个百分点，仅47.%%，个别企业陷入严重亏损。低油价效应传导到化工行业，乙二醇、聚烯烃的市场价格一路下跌，跌幅在40%和30%左右，煤制乙二醇、煤制烯烃盈利能力也大幅压缩，煤化工行业陷入低谷。

　　不过，煤炭清洁高效利用列入十三五规划，煤化工是清洁利用的途径之一。“与油价的波动对应，煤化工也有低谷，但是在煤炭清洁高效利用的前景下，未来好日子还会到来”，三聚环保(25.490, -0.32, -1.24%)总裁林科对本报记者称。

　　煤化工还处于示范阶段

　　去年年末，环境保护部发布《现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）》，要求现代煤化工项目应布局在优化开发区和重点开发区，优先选择在水资源相对丰富、环境容量较好的地区布局，缺水地区严格控制新建现代煤化工项目。

　　不过今年以来，陆续有煤制油和煤制气项目获得环评，引起煤化工复苏的遐想。例如今年3月份，中海油大同煤制气项目就获得获评批复。

　　更早之前的2月，山西潞安矿业集团高硫煤清洁利用油化电热一体化示范项目二次环评报告通过环保部审批，此一体化项目包含煤制油工程。几乎同时，环保部还受理伊犁新天煤化工20亿立方米/年煤制天然气项目。

　　根据石化联合会统计，煤化工全行业产能利用率不足，工厂闲置。其中2015年煤制油全年平均产能利用率仅47.5%，比2014年下降26个百分点，煤制乙二醇产能利用率仅48.1%。煤制天然气产能利用率稍高，为51.5%。

　　针对煤化工产业未来的发展前景，石化联合会副秘书长赵俊贵分析说，现代煤化工总体依然是示范工程，预计“十三五”也会延续这一定位，应该有足够长的时间完善、示范技术，要避免过快、过热发展，也要量水、依据环境容量而行。他认为，煤化工不具有大规模重启的条件。

　　技术储备迎接“好日子”

　　低油价在造成化工行业艰难的同时，也给技术研发创新提供了合适的时机。“低油价适合技术研发，行业转暖时，我们将从中获益”，林科称。

　　技术创新瞄准劣质煤煤炭清洁化利用和重油加工，劣质煤和重油在各自领域占有很高比重，但是清洁化加工技术一直不成熟。今年技术创新不断，中科院的煤制乙二醇、煤化工添加剂技术等都有突破。


　　三聚环保和北京华石的悬浮床技术新装置，15.8万吨的示范装置已经过1000多小时考验，具备推广条件，这一新技术将可以广泛应用于煤焦油和重油加工，提高炼油厂应对“劣质能源”的能力。根据中石油经研院的报告统计，全球重油可采资源量为7147亿桶，重油和有啥可采资源量合计占全球可采资源量的52%。

　　除了用于重油加工，新装置还可用于煤化工领域，促进煤炭清洁化利用。中国能源结构是富煤贫油少气，2015年煤炭在一次能源消费中的比重65%，未来一段时间也将是这一比例。新的装置技术用于煤焦油加工芳烃，将会获得较高的芳烃收率，从而增加国内芳烃产量，替代进口。

　　石化联合会副秘书长胡迁林认为，这套技术的推广为实现芳烃生产原料的多元化，提供了技术支撑，有助于降低芳烃对外依存度。

　　林科还算了一笔账，认为新装置煤焦油加工成本400元，能有效降低煤化工和重油炼化项目，损失，提高产品收率，未来油价从低谷走出时，经济效益将体现出来。
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中国取得煤化工突破：煤制烯烃将告别高耗水

2016-03-05 15:42:54 来源：澎湃

　　3月4日，包信和教授在中科院物理所介绍研究成果。
　　国际化工界90多年来一直沿袭、被视为不可替代的费托（F－T）过程，如今被中国科学家颠覆??他们摒弃了高水耗和高能耗的水煤气变换制氢过程，创造性地直接采用煤气化产生的合成气，高选择性地一步反应获得低碳烯烃。这项技术发明也因此被业界认为是“煤转化领域里程碑式的重大突破”。
　　全国人大代表、中国科学院大连化学物理研究所研究员、复旦大学教授、中国科学院院士包信和4日透露了这一最新研究成果。
　　据介绍，德国科学家费舍尔和托普希1923年发明了煤经合成气生产高碳化学品和液体燃料的费托过程。该过程并不完美，除产生大量的二氧化碳以外，还要消耗大量的水，且产物选择性差，后续处理消耗大量能量。
　　与费托过程不同，包信和研究团队创制的过程采用部分还原的复合氧化物作催化剂，CO分子在催化剂氧缺陷位上吸附并解离，气相氢分子选择性地与解离生成的C原子反应生成亚甲基自由基，而催化剂表面CO解离生成的氧原子倾向于与另一个CO反应，形成CO2。亚甲基自由基不在催化剂表面停留或发生表面聚合反应，而是迅速进入分子筛孔道，在孔道限域环境中进行择形偶联反应，定向生成低碳烯烃。
　　“通过以CO替代H2来消除烃类形成中多余的氧原子，在反应不改变CO2总排放的情况下，摒弃了水煤气变换反应，从原理上开创了一条低耗水进行煤转化的新途径。”包信和说。
　　同时，这一新过程通过创造性将氧化物催化剂与分子筛复合，巧妙地实现CO活化和中间体偶联等两种催化活性中心的有效分离，把费托过程中“漫无目的”生长的自由基控制在一个“笼子”（分子筛）里，使其变成想要的目标产物（低碳烯烃），破解了传统催化反应中活性与选择性此长彼消的“跷跷板”难题，为高效催化剂和催化反应过程的设计提供了指南。
　　包信和带领的研究团队耗时9年完成了这一研究成果，相关文章将发表在美国《科学》杂志，并申报中国发明专利和国际PCT专利。然而，更让他感到振奋的，是这项技术发明对国家能源安全和资源环境保护带来的巨大意义。
　　烯烃是重要的化工原料，高端如航天飞机，日常如生活用品，所用的塑料都是从烯烃生产而来。国内外大都采用石油生产烯烃，而对于60%以上石油需要进口、能源结构以煤为主且水资源日益短缺的中国而言，在煤制烯烃领域取得这一新突破的重要性不言而喻。
　　“中国的发展依赖于技术的突破。”包信和说，“我们必须走集约发展、绿色发展的道路，最根本的办法是靠新技术更高效地利用现有资源，使其利用率更高、更环保。”
　　另据介绍，美国《科学》杂志同期还将刊发以“令人惊奇的选择性”为题的专家评述文章，认为该过程未来在工业上将具有巨大的竞争力。

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“十三五”推进煤化工要选好煤种
作者：呼跃军  2016年04月20日   来源：中国化工报   
　　中化新网讯 “十三五”时期，我国推进现代煤化工发展务必选好“煤种”，实现煤与煤气化技术的优化匹配，避免巨资投建项目因煤质不对路难以正常运营的现象再度出现。在4月18日闭幕的第十一届鄂尔多斯国际煤炭及能源工业博览会暨2016中国煤炭清洁高效利用高峰论坛上，专家发出上述警示。
　　煤炭科学研究总院北京分院副院长陈亚飞认为，我国现代煤化工产业发展仍处在示范阶段，其技术难点就是煤质是否对路，这也是煤化工项目投资成功与否、经济效益好坏的根源，而气化技术的选择与煤质是否匹配则是关键。
　　陈亚飞认为，建设现代煤化工项目首先要研究煤种对项目的总体经济性，并非所有煤种都适合作为气化原料。一方面，应做好前期煤质评价工作，进行焦炉试验、加压固定床工艺性实验等一系列实验，了解煤的工艺性能，也为工程设计提供基础数据;另一方面，依矿区而建的大型项目更应对煤质稳定性有足够预测，做到精细化，使其达到最佳经济状态。
　　“煤气化技术是现代煤化工的龙头，没有最好的技术，只有合适的技术。在项目前期，根据煤种和下游产品选择合适的煤气化技术必须给予足够的重视。”内蒙古煤化工企业联盟副秘书长李怀忠向中国化工报记者表示。
　　他举例说，煤气化技术是有技术边界的，不顾煤种特点会给项目投资带来很大风险。比如内蒙古蒙东地区的煤化工项目使用褐煤，而褐煤并非理想的气化原料。大唐锡林郭勒盟多伦煤制烯烃项目壳牌炉、大唐赤峰克旗煤制天然气项目的鲁奇炉就是因为煤质问题，曾长期运行不正常。同样，由于灰熔点低和灰含量高，陕西渭河化肥项目水煤浆气化也被迫将黄陵煤改为甘肃华亭煤，还有新疆多地也因煤质问题影响了气化炉平稳运行。相比之下，陕北、鄂尔多斯、宁东长焰煤更适于气化，许多煤化工项目运行效果非常好。
　　神华集团一位负责人告诉记者，目前国家已经制定颁布了煤化工用煤导则以及煤气化、煤液化技术条件等国家标准，但还没有相关煤化工用煤标准。再加上煤炭资源本身成分复杂多样，企业只能靠自己的力量寻求各方咨询支援试验，摸索技术方案，极大地制约了现代煤化工行业的发展。
　　鉴于此，与会专家和企业界代表呼吁，国家应在“十三五”期间尽快制定切实可行的相关标准，规范煤化工用煤。国家用煤标准的制定不仅有利于煤炭资源的开发规划，保护稀缺煤种，还有助于推动具有国家安全战略意义的现代煤化工技术的有序健康发展。
　　此次会议由鄂尔多斯市政府与中国煤炭加工利用协会主办，吸引了来自国内外200多家能源化工企业代表参加。

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“十三五”现代煤化工还要不要“大发展”
中国化工报  作者:徐岩  2016/2/19

四是产品同质化问题。现代煤化工产业起步时间短、研发时间不长，加上投入资源有限，核心装备技术又不能完全掌握，导致煤化工的中间产品雷同现象比较严重。产业链也做不长，不少终端产品是低附加值产品，比如聚乙烯、聚丙烯等，产业竞争力不强。若不走差异化的发展道路，现代煤化工产业还将形成新一轮的产能过剩。

五是低价油气冲击经济性问题。在高油气价格的前提下，现代煤化工的竞争力毋庸置疑。但是到了低油气价阶段，如油价在每桶60美元、50美元以下的时候，煤化工成本优势遇到了极大的挑战。如何采取应对措施扶持政策，是行业和有关部门必须考虑的问题。

在业内人士看来，“十三五”现代煤化工面临的诸多挑战中，首当其冲的便是油价问题。

近日，国际原油期货价格跌至12年来新低点。对此，不少分析机构预计，整个“十三五”期间国际油价都将保持在中低位。

白颐表示，预计“十三五”期间，石油价格大部分时间将保持在每桶50～70美元，前3年价格会低一些，后2年价格会上涨一些，但是也有分析机构预计的油价更低。这说明，现代煤化工产业很可能将长期受到低油价的冲击。

新型煤化工包括煤制油、煤制气、煤制烯烃、煤制芳烃、煤制乙二醇等，白颐指出，这些工艺产品对油价的承受能力各不相同。

煤价在每吨200～300元的情况下，煤制油项目可承受每桶70～80美元的油价，若煤制油项目享受30%税费优惠，则可承受每桶60～70美元的油价。

煤制天然气方面，目前世界各地区天然气定价机制存在显著差异，气价与油价脱钩已逐渐成为世界天然气贸易定价的新趋势，我国煤制天然气与油价不完全挂钩，所以煤制天然气项目更多的不是考虑油价，而是考虑目标市场和运输途径。

煤制烯烃方面，在煤炭价格每吨200～300元的情况下，新建煤/甲醇制烯烃项目可承受每桶70～80美元的油价，已建煤或甲醇制烯烃项目的承受能力(按照边际成本考虑)可承受每桶50～55美元的油价。价格和市场环境是煤制烯烃企业必须考虑的因素。白颐认为，东部地区项目将主要面临海外低价原料产品的冲击，如果项目在东部地区，船运费用较低，就要考虑国外产品的竞争;项目要是在西部煤炭产地，就要考虑液体运输半径和消费能力，尽可能在周边解决销售问题。此外，煤制烯烃除了生产聚丙烯、聚乙烯等通用产品外，产品还要往高端和精细化学品方向发展。

由于项目投资高，煤制芳烃项目对原油价格下降的承受能力略低于煤制烯烃，而且PX不宜长距离运输、PTA产能过剩，白颐建议企业在进行布点时充分考虑产业链衔接。

煤制乙二醇项目还无法与乙烷路线工艺竞争，因此新建项目应尽可能分布在中西部地区，目标市场控制在一定销售半径内，以产业链形式发展。

突围需靠创新 瞄准成套技术

业内人士普遍认为，在当前的形势下，技术创新依然是现代煤化工行业实现困境突围的重要途径。业内专家认为，在示范阶段，应在煤炭分质高效利用、资源能源耦合利用、污染控制技术(如废水处理技术、废水处置方案、结晶盐利用与处置方案等)等方面承担环保示范任务，并提出示范技术达不到预期效果的应对措施;同时严格限制将加工工艺、污染防治技术或综合利用技术尚不成熟的高含铝、砷、氟、油及其他稀有元素的煤种作为原料煤和燃料煤。

技术创新不仅在于原创性发明，更在于具有重大应用价值的技术集成。汪寿建表示，“十三五”期间，应通过对煤化工单项工艺技术、工程技术和信息技术的重组，获得具有统一整体功能的全新成套技术，并努力形成现代煤化工的品牌;要进一步加大核心工艺技术、工程技术和环保技术的创新力度，在关键及核心技术方面取得突破;煤化工项目应创新工艺技术、工程技术和环保节能减排技术，项目建设规模应符合国家产业政策要求，采用能源转换率高、污染物排放强度低的升级工艺技术，并确保原料煤质相对稳定。
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煤化工“半拉子”项目停还是不停?
来源:《中国煤化工》  作者:陈继军  2016/2/1

北极星节能环保网讯:对于煤化工企业乃至整个煤化工行业来说，目前的心情十分纠结：一方面，2015年不少项目差强人意的表现让众多投资者对煤化工的前景产生质疑和担心，至少没有前几年的热情爆棚，于是无奈地决定“十三五”期间大幅压缩煤化工建设规模;另一方面，已经选择的技术研发方向、规划甚至已经开工建设的煤化工项目何去何从，令人左右为难、举棋不定。《中国煤化工》编辑部在“十三五”开局之际，业内外迫切地想要知道，怎样对待那些已经开工建设的煤化工项目?带着这些问题，记者进行了深入采访。

延伸阅读：

环保部一份函件 为何在煤化工行业掀起波澜?

“十三五”缩水已成定局

“受油价、煤价、气价下跌，宏观经济下行压力增大、煤化工投资效果低于预期，以及其他诸多因素影响，新疆‘十二五’规划的煤化工项目目标很难实现。‘十三五’期间，新疆将大幅压缩煤化工建设规模。”上月末，新疆自治区发改委能源处副处长陈伟东在接受记者采访时透露。

他说，新疆“十二五” 煤化工本来的规划是：到2015年，建成煤制合成氨、煤制二甲醚、煤制气、煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤焦化七大产业链和具有一定规模的现代煤化工产业集群;形成年产煤制尿素260万吨、煤制二甲醚80万吨、煤制天然气600亿立方米、煤制油360万吨、煤制烯烃100万吨、煤制乙二醇100万吨生产能力。但截止2015年12月底，上述目标绝大多数未能实现，有些目标甚至干到“十三五”都很难实现。考虑到煤化工项目现在的经济性和未来的不确定性，新疆自治区在给国家能源局的“十三五”规划送审稿中，大幅压缩了煤化工规模。其中，仅煤制气产能就由“十二五” 规划目标的600亿立方米/年压缩至“十三五”的300亿方米/年。

事实上，压缩“十三五”煤化工规模的地方政府绝非新疆自治区一家。

陕西省工信厅公布的该省“十三五”将重点打造的产业中，煤化工产业虽然仍位列其中，却没有再提及“十二五”规划中所列的煤制气、煤焦化、煤制化肥和煤制二甲醚等项目;内蒙古、山西、甘肃3省区相关部门负责人在接受记者问询时也明确表示，虽然目前还未最终敲定，但“十三五”煤化工规划的新增规模肯定要比“十二五”规划的小，投资额也将大幅压缩。

企业方面，大唐煤化工公司有关负责人近日透露，公司正全力推动集团旗下煤化工板块整体出售事宜，至于“十三五”期间是否还要新增现代煤化工项目，或者增加多大规模，目前并无明确说法。

另外，伊泰集团、潞安集团、兖矿集团、陕煤化集团、延长石油集团等企业负责人亦明确表示，虽然目前还不能透露企业“十三五”规划的具体内容，但煤化工建设规模肯定会被压缩。今后，企业绝不会一味铺摊子，而是要集中有限资金，选择那些技术先进成熟、市场容量大、目前情况下仍有一定盈利的煤化工项目，并经充分论证后再择机开工建设。

“相信全国其他产煤省份、更多能源化工企业乃至国家层面，在制定‘十三五’规划时，都会不同程度地压缩煤化工建设规模。”陕西煤业化工集团常务副总经理尤西蒂表示。

他说，中国煤化工由高烧不退到降温，是众多因素共同作用的结果，是调结构转方式应对环境约束、适应经济“新常态”以及国际能源格局新变化的现实选择，是当前国际石油价格暴跌冲击的短期直接结果，更是政府和企业的明智之举。

业内人士对煤化工降温原因的分析趋于一致。

首先，煤化工项目的经济性没有预期那么好。2008年金融危机爆发后，全球经济调头向下。虽然中国、美国、欧盟等主要经济体均采取了量化宽松政策以刺激经济，但也只是防止了经济硬着陆，并未能彻底扭转经济下滑的态势。持续走软的全球经济，对包括石油、天然气和煤炭等能源资源的需求强度明显减弱。再加上北美地区页岩气及致密油的大规模开发和国际地缘政治格局的改变，使得全球石油、天然气、煤炭等主要能源资源类产品由过去的供应偏紧转而供大于求，煤炭、石油价格分别自2012年和2014年下半年持续大幅下跌，继而拖累大宗商品和众多化学品价格断崖式下跌。在煤价、油价和产品价格均大幅下跌的情况下，不少煤化工产品出现了成本倒挂。一些煤化工项目甚至成了拖累企业健康发展的包袱，企业因此对煤化工的态度发生逆转。

其次，煤化工项目对地方GDP的拉动作用已经减弱。一方面，“十八大”之后，中央的政策导向发生了巨大变化。最显著的特点是更加注重生态环境，不再唯GDP论英雄。宏观层面的这一变化，使得地方政府主观上没有了为实现高速发展而竞相上马煤化工项目的冲动。另一方面，由于煤化工项目的表现差强人意，去年至今不少项目还出现了较大亏损，且亏损面正在扩大，投资煤化工项目不仅无法为地方政府增加财税收入，反而可能迫使地方政府为挽救亏损巨大的煤化工项目而“出血”，加重地方财政负担。加之大型煤化工项目的资金来源多以银行贷款为主，项目亏损后，银行贷款难以如期归还，有引发金融风险的可能，这种情况下，地方政府自然会对煤化工“变脸”。

据记者了解，近几年煤化工尤其大型煤化工项目的投资主体，依次为煤炭、石油和电力企业。受传统能源价格持续大幅下跌影响，目前煤炭行业已经出现了行业性亏损，石油企业正遭遇历史性困局。这些企业维系正常生产经营的资金捉襟见肘，即便想铺摊子上项目，也已力不从心。至于电力企业，虽然日子稍微好过些，但由于缺乏煤化工方面的技术人才和专业化管理团队，其涉足煤化工遭遇的困难、挫折和风险更大。大唐能源集团煤化工板块因亏损巨大欲整体出售的前车之鉴，令不少非化企业对煤化工望而却步。

最后，煤化工项目综合成本和风险悄然增大。此前，煤化工规模小，现代煤化工刚刚起步，环境和水资源约束尚不明显。但如今煤化工规模已经较大、国家环保法规日益严格，这使得煤化工项目的前期投入大幅增加，政策性风险加大(去年至今不少煤化工项目环评被否或无法取得土地使用证就令不少企业骑虎难下)。后期，在减排压力持续增大、国际石油天然气供应充足、中国能够方便地低价进口油气资源的情况下，国家对投资强度大、资源消耗多、排放多的煤化工项目的审批势必越来越严格，煤化工项目面临的政策性风险将持续增大，客观上起到了对煤化工降温的作用。

一位不愿俱名的专家更向记者透露：“十三五”期间，国家层面除有条件地核准“十二五”已经开工的重点煤化工项目和已经获得“路条”且手续齐全的现代煤化工项目外，将不会新批任何煤化工项目。

这几种路径被普遍看好

虽然目前煤化工项目盈利能力和经济性差强人意，行业遇冷且建设规模将在“十三五”被大幅压缩，但这并不代表煤化工没有前景，这也是业内专家的一致看法。

尤西蒂表示，煤化工投资的降温，是政府、企业和社会客观、理性看待煤化工的务实之举。厘清发展煤化工的重点和方向，把有限的资金、人才及要素，集中于那些具有前景和战略意义的技术研究与项目建设与管理上，提升煤化工技术水平、环保能力和资源利用效率，这对煤化工后期的健康可持续发展大有裨益。

他认为，综合考虑示范项目近几年的表现、投资强度、工艺技术的先进可靠度、产品市场容量和可预见的政策与市场变化，建议继续重点关注以下路线：

一是煤制烯烃。无论全球首套示范项目?神华包头60万吨/年煤制烯烃还是后期投产的神华宁煤50万吨/年煤制聚丙烯，拟或是去年才投产的中煤榆林60万吨/年煤制烯烃项目，均取得了不错的经济效益。尤其在国际油价低于50美元/桶时仍能实现较好盈利，说明煤制烯烃项目具有较强的抗风险能力和盈利能力。从需求侧看，我国每年进口聚烯烃超过1000万吨，供需缺口较大，而石油法乙烯即便在当前低油价情况下其成本依然远高于西部地区的煤制烯烃，后期产能增长有限。随着家庭小轿车的普及和汽车轻量化的需要，汽车行业对聚丙烯、聚乙烯的需求量将持续增加。因此，煤制烯烃应成为煤化工的首选。

二是煤制乙二醇和对二甲苯。预计2020年，我国乙二醇和对二甲苯表观消费量将分别达到1800万吨和2700万吨。新增产能有限，这为煤制乙二醇和煤制对二甲苯提供了历史性机遇。从几套煤制乙二醇装置2015年的表现看，有的实现了长周期高负荷稳定运行，产品稳定地达到了聚酯行业的质量要求，有的已经在聚酯行业成功应用。这些都表明，我国不仅掌握了煤制乙二醇成套工业化技术，也总结摸索出管理运营煤制乙二醇装置的经验和方法。只要生产管理和市场营销跟得上，即便在目前低油价情况下，煤制乙二醇仍具较强的盈利能力。更为重要的是，相比其他现代煤化工路径，煤制乙二醇项目投资相对较小，无须更高层面审批或核准，项目面临的政策性风险和资金压力较小，在绝大多数企业资金紧张的情况下，煤制乙二醇是较为理想的投资品种。至于煤经甲醇制对二甲苯，有市场、有竞争力、也有较好的盈利预期。但由于目前尚无大型工业化装置示范验证，且存在项目能否顺利落地的风险(由于对二甲苯已经被妖魔化，公众谈之色变，导致不少对二甲苯项目无法落地或中途夭折)，建议企业可积极关注适度介入。

三是以煤热解为龙头的煤分质利用项目。煤分质利用不仅符合高质高用、低质低用和能量梯级利用的物质利用原则，也能最大限度地减少能源消耗和排放。热解得到的洁净兰炭、煤焦油和煤气，既可作为商品直接销售，也可与更多行业耦合深加工为高附加值产品，已经被国家层面确定为煤化工未来发展的重要路径之一。目前，多条煤热解技术路径已经获得突破;中低温煤焦油深加工诞生了延迟焦化加氢、固定床全馏分加氢、悬浮床全馏分加氢和沸腾床全馏分加氢数种加氢技术且均得到了工业化应用验证。其中采用清水熄焦或干法熄焦技术的洁净兰炭，不仅广泛用于化肥、电石、铁合金、高炉喷吹等领域，还因其各项指标符合散烧煤卫生质量要求、对减少燃煤排放与防止雾霾天气出现有显著效果，备受京津冀鲁豫及陕西等地方政府和用户关注与青睐，入冬以来，仅榆林兰炭销往京津冀地区的就超过15万吨。后期一旦能够给予使用兰炭的居民像使用无烟块煤的居民相同的燃煤补助，兰炭的成本优势将凸显，必能凭借明显的性价比优势迅速抢占散烧煤市场。

延长中煤靖边能化公司总经理李伟在赞同煤制烯烃前景广阔的同时，建议后期项目在规划设计时，应避免继续生产普通牌号聚烯烃产品，重点生产胶联聚丙烯、车用聚丙烯、茂金属聚乙烯，以及乙烯-醋酸乙烯共聚物等国内严重依赖进口且未来市场空间很大的产品，分享中国汽车工业和高端包装业持续发展带来的商机。

陕西煤业化工新型能源有限公司执行董事、总经理方刚则建议重点发展超细煤粉与高效煤粉锅炉项目。

他说，根据中国工程院金涌院士等多位专家的说法，只要是将煤转化为其他产品或能源的过程，均可称之为煤化工。超细煤粉是通过特殊的物理加工方法，将优质洗精煤研磨成微米级微粒。由于煤粉粒径小、比表面积大，当其以雾态喷入炉膛并与空气充分接触后，便能在低于1000摄氏度的温度下快速燃烧，从而大幅缩减了氮在高温下被氧化为氮氧化物的可能，显著提升了煤的燃尽率和锅炉热效率。与传统燃煤锅炉相比，高效煤粉锅炉煤的燃尽率超过98%，锅炉热效率超过90%，颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别低于燃气锅炉排放限值，完全可以实现煤的清洁高效利用。目前，全国能耗高、污染重、需彻底改造的中小燃煤锅炉40余万台。“十三五”期间，哪怕只有一半改为高效煤粉锅炉，也将拥有数千亿元的市场机会。不仅如此，由于超细煤粉锅炉对应的是集中供热和热、电、冷联供，既是市政服务业也是环保朝阳产业，若能及时涉足该行业，也有利于已经深陷困局的煤炭及煤化工企业加快结构调整，实现华丽转身。

立即对“半拉子”项目重新评估

目前最令企业纠结的是那些已建但尚未投产的“半拉子”煤化工项目。继续推动，还需接连不断地投入大量资金，即使咬牙建成，也许项目投产之日就是亏损之时，随后的经营负担会愈加沉重;停工不建，前期的投入成为沉没成本，部分会付诸东流，弄不好还要背上“决策失误”之责。

但专家们认为，考虑到时下的市场环境、政策趋向均已经比项目启动时发生了较大变化，对这些“半拉子”工程乃至后期建设的所有项目，都应建立动态评估机制，真正以市场为导向，及时调整项目路线和进程，确保企业损失最小化和效益最大化。

尤西蒂表示，发展现代煤化工的初衷是石油替代、降低我国石油对外依存度、保障国家能源战略安全。所以不少煤化工项目都是在石油供应紧张、价格高企时规划建设的。但在油价已经腰斩的情况下，这些煤化工项目的经济性显然已经发生了变化。目前有两种选择，一是“开工没有回头箭”， 继续坚持建设计划不动摇向前推动项目;二是“缓”， 即对已不看好的项目先缓建，停下来看看再说。

据记者了解，这两种办法都是企业的无奈之举，既有可取之处也有弊端。前者的好处是不会让前期投入打水漂，项目建成投产后，形成了有效产能，能够产生一定的现金流，维持项目运转。即便亏损，也属于市场骤变引发的经营性亏损，投资决策方面可以交代过去。而一旦情况变化、市场回暖，企业还有咸鱼翻身的机会。但若项目建成后较长时间内持续大幅亏损，对于已经竭尽全力推动项目建设的企业无异于雪上加霜。后者的好处是企业可以进一步观察论证，有机会还可以进行一些可能的调整，也可以缓解企业的后续资金压力和债务风险。但弊端是因拖延而增加建设成本，而且缓的时间也不可能无限期。

尤西蒂建议，对于那些”半拉子“项目，应立即组织不同领域的专业人员进行全面细致地重新评估，并参照项目进展情况做如下安排：一是低油价下依然能保本或盈利的项目，应毫不犹豫地加快建设进程，争取早日投产达产见效。二是对那些产能已经绝对过剩，出现行业性亏损，预计数年内甚至更长时间市场都不会好转，且实际投资未超过三分之一的项目，果断停建，最大限度地减少损失。但若项目投资幅度已经超过40%，则无论如何，只能坚持建设下去，搏一搏未来市场机会了。三是对那些在目前市场情况下虽不能盈利，但只要国家政策或外部经营环境发生改变、且有改变可能的项目(比如煤制油品的消费税有可能调整，困绕煤制气企业的管输和价格垄断问题有望随着改革的深入而缓解甚至消除)，则应区别情况调整建设节奏，做好前期工作，待市场回暖或政策明朗后再快速推进。

延长石油集团煤化工首席科学家李大鹏的建议更加直接。他说，现代煤化工虽然依然有着较好前景，但国际石油价格何时见底?将在低位运行多长时间?何时反弹?能反弹到什么高度?均是未知数。因此，凡投资额未超过10亿元的大型现代煤化工项目，都应停建。投资超过10亿元的项目，若是单纯煤制油、煤制气项目，也应适当缓建，避免占用企业宝贵的流动资金。

石油和化学工业规划院副总工程师刘延伟表示，凡是手续不全、未批先建、水资源和煤炭资源未得到有效落实，环评未通过或选址严重不复合有关规定的项目，无论投资多少，都应坚决停下来。否则，随着国家治污、治违力度的加大，将来这些项目下马的风险会越来越大。届时，企业前期投入越多，损失就会越大。

陕煤化集团副总工程师、渭化集团原副总经理张小军认为，对已经启动的煤化工项目的去留，不应一刀切，而应通过全面细致科学的动态评价后再做决定。比如当初上项目时，其理由和条件是什么?而今这些理由和条件是否发生了变化?变化到什么程度?这种变化会带来什么风险和后果?这样的后果和风险企业能否承受?如果发现在建项目当初上马的理由和条件现在均已经不复存在了，或者发现当初所选的工艺技术已经不符合国家产业政策或环保要求，存在较大的政策与道德风险时，就应当即立断停建该项目。绝不能以“开弓没有回头箭”为由，继续推动项目建设。

“这一点，国外优秀企业为我们树立了榜样。”张小军说。2007年，美国陶氏化学公司与中国神华签订协议，宣布共同开展世界单体最大煤化工项目??投资上千亿元的神华陶氏榆林循环经济煤炭综合利用示范项目的可行性研究。但历经近10年的论证，且耗用了大量人力、财务、物力和精力之后，陶氏发现随着国际油价的下跌，原规划的煤化工项目经济性已经发生巨大变化，若继续推进项目建设还可能使企业面临巨大的资金压力与财务负担，影响公司全球布局与长远发展后，便毅然决定退出榆林项目。

还有，当年美国杜邦公司拟用自己的醋酸乙烯技术与中国渭化集团合作建设醋酸-醋酸乙烯项目。但当得知该项目前段工序拟采用电石法生产乙炔继而生产乙烯时，杜邦公司当即表示不向渭化集团许可其醋酸乙烯技术。理由是电石属高耗能、高污染、高排放行业，对人类赖以生存的环境有较大负面影响。若采用杜邦公司的技术生产醋酸乙烯，就等于杜邦公司在与落后工艺合作并在间接地鼓励可能破坏环境的落后工艺继续存在和应用，这将有损杜邦公司的声誉和长远利益。

“虽然渭化集团最终未上马醋酸-醋酸乙烯项目，但这件事情给我留下了深刻印象。我想在企业决定项目去留过程中，除了考虑经济效益外，是否也应像杜邦公司那样，给予环境一票否决权。即无论是将来要上的新项目，还是当前举旗不定的在建项目，凡是可能对环境造成较大影响的，都应坚决下马。”张小军建议。

而在国家发改委能源研究所研究员姜克隽看来，凡是企业已经感到力不从心或犹豫不决的煤化工项目，都应立即停止建设。因为巴黎气候大会已经达成共识和，明确了全球2摄氏度目标，并提出了更加雄心勃勃的1.5摄氏度目标。按照这一目标和中国的承诺，今后30年，世界各国都将尽量减少化石能源尤其煤炭资源的利用，持续增加可再生能源的投入和应用，真正步入后石油经济时代，国际石油价格很难再突破80美元/桶。低油价下煤化工项目没有竞争力，指望国家给予政策支持煤化工发展更不现实。相反，由于碳减排压力日益增大，国家层面对包括现代煤化工在内的高排碳行业的约束会不断加码，择机推出碳税政策。届时，煤化工项目的成本还将增加，经济效益难以乐观。他建议那些投资未过半、尚未建成的煤化工项目，果断停工，集中有限的资金与资源，投入到那些更有前景的项目上，加快企业转型升级，为企业后期发展开创新的更广阔的天地。

糊涂虫

煤制天然气应在在陕西发展吗？

2016-04-19 中国煤化工


2月下旬，陕西煤业化工集团公司与中国石化长城能源化工公司在西安举行煤制天然气项目合资意向书签署仪式，双方将合作新建80亿立方米/年煤制天然气项目。陕西多年追求的煤制天然气梦想似乎就在眼前。

3月上旬，国家发改委和商务部联合发布了《市场准入负面清单草案（试点版）》，将在天津、上海、福建、广东4个省市展开试点，明确提出了328项国内禁止和限制投资的行业和领域等。煤制天然气项目也在其中，再次被踩了急刹车。2018年起负面清单制度将在全国统一正式实行。

在当前天然气市场需求骤然回落的新态势下，能源化工大省陕西要不要发展本来争议就较大的煤制天然气？如果发展，需要规避哪些风险？中国化工报记者上周进行了采访。


现代煤化工就缺“气”


记者了解到，在现代煤化工产业中，目前陕西已拥有煤制油、煤制烯烃、煤制芳烃、煤制乙二醇技术，均实现或正在工业化，其中煤制油（含煤焦油加氢制油）年产能360万吨、煤制烯烃年产能310万吨，煤制烯烃产能占全国总产能的41.3%。唯独煤制天然气至今仍是陕西现代煤化工产业的空白。

根据去年9月陕西省政府与中国石化签署的《战略合作协议》，中石化将在陕西发展煤制气和油气勘探开发、输气管道建设等。虽然此次合作只是双方的意向，但毕竟看到了陕西发展煤制天然气的希望。不少业内专家看好该项目并建议加快实施。

“国家规划到2020年要达到4200亿立方米的天然气供应量，随着气化管网向中小城市和城镇延伸，天然气潜在需求会迅速上升，未来加快煤制天然气发展是必然趋势。陕西煤炭资源丰富，地处中国地理版图中心，周边省市有巨大的天然气市场需求，这个项目具有良好前景。”化工专家、陕西省决策咨询委员会办公室主任郭卫东告诉记者，从供给侧角度来看，天然气供给仍然是未来长时期的短板。今后煤炭低价态势将可能持续，这对降低煤制气生产成本十分有利，并可提升我国煤制天然气的国际竞争力。建议有关部门简化审批程序和环节，使这一项目尽快进入前期，成为国家推进重大项目审批改革的示范，成为近零排放、超净排放和煤炭分级利用与多联产的示范项目，提高投资和建设效率，降低建设成本。

陕西省决策咨询委员会完成的《关于建议“十三五”我省将现代煤化工作为战略产业持续做大做强的调研报告》认为，天然气作为清洁能源消费量快速增长，并已形成以城市燃气、车用燃料、工业原料为主的消费结构。据预测，我国天然气需求将逐年快速上升，10年后年总需求可能超5000亿立方米。目前由于绝大多数城市输气管网尚未涉及，油价下跌导致进口高价液化天然气竞争力下降，中俄东西天然气输气管道建成供气和国内一批煤制天然气项目陆续投产后，供求矛盾有所缓解。但随着我国工业化、城镇化进程加速，限煤推气的能源结构调整，天然气需求缺口将持续扩大。从长远市场需求看，“十三五”乃至今后更长时期我国天然气仍将有巨大发展空间。预计到2020年天然气需求量将达到2500亿立方米，市场缺口1500亿立方米。

《陕西省“十三五”发展规划纲要》指出，“优煤、稳油、扩气”是陕西“十三五”的能源发展思路，将坚持常规与非常规天然气资源开发并重，逐步扩大天然气产量。即将发布的《陕西省推进<中国制造2025>现代化工产业五年行动计划（2016～2020）》也提出，未来5年陕西将坚持常规与非常规天然气资源开发并重，逐步扩大天然气产量，到2020年产能分别达500亿立方米/年和40亿立方米/年，其中煤制天然气产能40亿立方米/年。积极鼓励大型企业利用成熟技术发展煤制天然气及其下游精细化工产业，抓紧开工建设正在规划的煤制天然气项目，并争取引资铺设由陕西通往华东、华中和华南的天然气长输管道。

多年来，陕西发展煤制天然气的呼声从未停止，陕西煤化集团、陕西燃气集团、榆林能源集团等曾规划新建煤制气项目。

糊涂虫

SE气化装置“吃”进劣质煤“吐”出“绿色”气
中国化工报  2016-04-20

煤气化是煤炭清洁高效转化的龙头技术，但目前广泛应用的煤气化技术，虽然已经很好地解决了优质煤的利用问题，却对我国储量丰富的劣质煤“敬而远之”。华东理工大学刘海峰教授领衔、依托中石化集团完成的“单喷嘴冷壁式粉煤加压气化关键装备开发及应用”（以下简称“SE气化装置”）项目开发的气化炉，不但敢“吃”劣质煤，还实现了对劣质煤的清洁高效利用，进一步推动了我国“绿色煤炭”战略的产业应用。

正因如此，在4月18日召开的上海市科学技术奖励大会上，该项目获得了2015年上海市技术发明奖特等奖。这也是该市自2012年设立特等奖以来，颁发的首个技术发明特等奖。

关键技术突破  解决行业难题

要实现对高灰熔点、高灰分劣质煤的清洁高效转化，必须解决几个技术难题：一是“吃”得进，这就需要解决粉煤从制粉锅炉到气化炉的输送问题；二是高灰熔点，这就需要气化温度高达1400℃以上；三是“排”得出，这就需要顺畅排渣，高效除灰，不影响后续系统。此外，还必须保障气化装置的操作连续稳定、长周期运行。

项目组首先以“高压密向输送”化解了供料难题：在管道中加入氮气、二氧化碳等气体，再不断加压，即可使像面粉一样颗粒稠密的粉煤“爬”过长达几十米的管道进入气化炉。而对喷嘴和气化炉流场的独特设计，则解决了入炉煤粉灰熔点高达1400℃的难题，并且具有顺畅排渣、高效除灰以及碳转化率高等优点；发明的集点火?开工?气化功能为一体的长寿命复合式粉煤气化喷嘴和高性能膜式水冷壁衬里，为气化装置的操作连续稳定、长周期运行提供了保障。

据刘海峰介绍，SE气化装置的技术优势还包括：节能成熟的合成气激冷?洗涤?渣水处理系统，先进自动、安全可靠的气化控制、联锁逻辑系统，彻底消除瞬间黑区的可视化投煤火焰监测，反应室温度直接测量技术等。

迈过环保坎儿  走绿色发展路

日前发布的“十三五”发展规划纲要中，提出将“煤炭清洁高效利用”列为100项国家重大工程项目之一，现代煤化工产业的可持续发展，既要过技术关，更要过环保关。多个拟新建的煤化工项目和煤炭传统产业改造项目锁定了SE气化装置，无疑与其环境友好密切相关。

据刘海峰介绍，SE气化技术是在高温、强还原气氛条件下将粉煤经部分氧化反应生成合成气，由于气化温度高、反应充分以及碳转化率高，酚类和焦油等在炉内就已经裂解；其他的微量重金属在气渣分离时，被冷萃在废渣中；而气化炉产生的废渣和滤饼，则可以二次利用；排放的废气主要为氮气、二氧化碳，煤中的硫则被转化为硫黄副产品；排放的废水中基本不含有机物，氨氮等指标都较低，经过废水处理后，符合排放标准。唯一有待解决的问题，是废水中含有的少量氯离子。

目前，该技术应用企业达到42家，共113台气化炉，为我国现代煤化工产业发展提供了重要技术保障。近3年已为化工企业、工程公司、装备制造企业、研发单位等新增销售额约30亿元，直接经济效益2.9亿元。

“吃”下多种煤  引领新型煤化工

2014年1月，SE气化装置在中国石化扬子石油化工有限公司开车，“吃”下了贵州煤（60%）和神华煤（40%）的混配煤，非但没有“消化不良”，反而创造了工业示范装置多个纪录。山西晋城煤、安徽淮南煤、贵州煤……这些高灰熔点、高灰分煤，先后都被送进了SE气化装置的气化炉里。为了防止“吃得过快引发消化不良”，项目组科研人员开展了大量应用基础研究工作和现场样本及数据采集后的分析研究工作，为整套气化装置“顺利吸收营养”保驾护航。

安徽是煤炭资源大省，但由于煤的灰熔点过高，绝大部分煤只能作为燃料使用，导致省内煤化工企业需到外省采购煤。中安联合煤化有限责任公司经过对国内外粉煤加压气化技术的大量比较和反复论证，最终决定采用7套日处理煤1500吨级SE气化装置，配套年产60万吨烯烃。“长期困扰淮南煤的清洁高效气化技术，终于有望得到解决了。”刘海峰说。

对于未来，刘海峰表示：“南亚、东南亚国家的煤矿大多产高灰熔点的劣质煤，SE气化技术很有希望出口到这些国家，为‘一带一路’战略服务。”

糊涂虫

金涌：发展现代煤化工要有大视野??访中国工程院院士金涌

来源:中国化工报  作者:陈继军 陈光达  2016/2/17

一方面，受宏观经济下行压力增大影响，大型能源企业盈利水平下降、资金紧张，对投资巨大的现代煤化工项目逐渐力不从心;另一方面，2015年以来，国家环保部对众多现代煤化工项目环评的铁腕否决，引发人们对煤化工政策收紧的猜想。加之国际油价持续下跌并低位运行，已建成的几套现代煤化工示范装置综合效益未达到设想。在这些因素共同打压下，现代煤化工已经由高烧不退变得理性甚至略显冷清，行业发展步入十字路口。


要不要发展现代煤化工?该怎样发展现代煤化工?应发展什么样的现代煤化工?这些问题成为业内当下关注的焦点。为此，笔者走访了中国工程院院士、清华大学化工学院原院长金涌。

发展现代煤化工很有必要

笔者：受多种因素影响，国际石油价格自2014年下半年以来持续大幅下跌，近期更有加速探底之势，且短期内大幅反弹或反转的希望十分渺茫。加之中国多渠道、多元化进口石油天然气的格局已形成，国内油气供应保障能力显著增强。在这种情况下，是否还有继续发展煤化工的必要?

金涌：中国的资源禀赋是富煤、缺油、少气。其中，煤炭资源储量占世界总储量的11.6%，石油、天然气资源量分别只占世界资源总量的2.4%和1.2%。按照近几年中国煤炭、石油、天然气产量计算，煤炭可开采与使用年限远高于石油和天然气。加之中国人口多，又处于城镇化、工业化发展阶段，对能源资源需求巨大并呈持续攀升态势，若以短缺的石油、天然气作为主要能源，进口量将十分庞大，对外依存度会持续攀升。这既不现实，也使我国能源安全面临诸多威胁和考验，决定了煤炭中长期作为中国主导能源的地位不会改变。

而煤的主要使用方式，一是作为燃料燃烧，二是作为原料生产各种化工产品。前者主要体现在民用燃料和火力发电等领域;后者就是我们通常所说的煤化工。煤作为燃料使用会产生并排放大量二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物等污染气体，对环境造成较大影响。而随着煤化工技术的进步，尤其现代煤化工技术的突破和装置大型化、产业集约化，不仅能生产出高附加值化学品，减少生产这些产品对油气资源的消耗，还为煤炭高效清洁转化开辟了现实可行的路径，也有利于“三废”集中处理与资源化利用。因此，虽然各方对发展现代煤化工的时机、规模、节奏、方式存在争议，但现代煤化工是煤炭清洁高效利用的有效途径这一事实，已经得到社会广泛认可。在这种情况下，只要煤炭依然是中国的主导能源，就有必要也必须发展现代煤化工，以便最大限度地减少使用煤炭对环境的影响。

笔者：您刚才说现代煤化工是煤炭高效清洁利用的有效途径，但为何近几年，现代煤化工污染事件频见报端?今年以来，环保部还接连否决了数个现代煤化工项目的环评报告。

金涌：现代煤化工刚刚起步，目前只是攻克了关键技术难题，处于打通流程和对技术的可行性、先进性验证的初级阶段，还无法做到对工程和工艺的集成优化，更缺乏运营与管理经验，甚至连设计都在“摸着石头过河”。在这种情况下，难免会因设计、设备与工艺选型，以及操作管理不当等出现这样那样的问题，这其中也包括安全环保风险。只要及时总结经验、吸取教训、集中力量攻克相关技术难题、持续改进优化工艺设计，相信现代煤化工的环境问题一定能解决。

至于去年以来数个现代煤化工项目环评被否，这是环保部在履行自己的职责。从被否的几个项目看，确实存在选址不当、当地环境容量不足、项目环境治理措施效果有待重新评估等问题，但这并不代表国家层面不再支持现代煤化工发展。相反，由于项目环评属前期工作内容，事关选址是否科学合理、将来运行起来是否有足够的环境容量、水资源能否支撑巨量耗水需求、项目建成后“三废”处理能否达到相关法规要求等，是项目成败的关键因素之一。如果此时考虑不周、把关不严，即便侥幸蒙混过关，一旦项目建成，也会因水资源或环境问题而无法投入生产，给企业造成更大损失。

关于这一点，一些已建成的现代煤化工装置已经尝到了苦头??一些项目当初在搞环评时急于求成、马虎过关，安全环保欠账较多，投产后不得不持续追加安全环保投入，使得项目投资远超概算，财务费用激增，盈利能力骤减甚至连续亏损。可见，对项目环评严格把关，不仅不能看作是国家打压现代煤化工。相反，应理解为国家对现代煤化工的呵护，是国家为了从源头上防止现代煤化工再度出现环境问题而陷入被动。这种事前把关的做法有利于减少和控制风险，有利于煤化工行业健康发展。

低油价时期应减少煤炭使用

笔者：如您所言，发展现代煤化是鉴于中国资源禀赋作出的战略选择，加之中国现代煤化工整体技术水平领先，且已建成并运行了数个现代煤化工示范装置，一些项目还取得了较好收益。这是否意味着，中国可以尽快扩大现代煤化工规模?

金涌：虽然相比传统煤化工或作为燃料使用，现代煤化工煤炭高效清洁转化的特点比较明显，但由于所用原料是分子大、结构复杂的高碳能源，加工过程仍存在能耗高(相比石油天然气化工)、水耗大、污染物产生与排放量大等问题，且一些问题(如废水处理)至今尚无理想的解决方案。因此，现代煤化工只能作为战略性技术与产业储备，不到万不得已，不能肆意扩大规模。

笔者：何为“万不得已”?

金涌：就是发生大的局部性战争、中国进口油气的通道受阻、能源安全受到威胁时。

笔者：那么当前我们应该怎么做呢?

金涌：在当前国际油价处于低位、供应充足且进口渠道畅通的情况下，我们应压缩包括现代煤化工在内的所有用煤规模，尽量多地进口油气资源并做好国家石油战略储备，减少国内煤炭资源的开发和使用。

笔者：如您所言，若继续大量进口油气资源，中国的石油对外依存度岂不再度攀升，导致能源安全将面临较大威胁?

金涌：近几年，总有人对中国持续攀升的石油对外依存度表示担心。这种担心有两层含意：一方面担心中国石油对外依存度过高，一旦国际形势发生变化，马六甲海峡等主要能源运输通道被封锁后，中国能源安全、政治经济安全甚至国家安全就会受到威胁;二是作为体量大、能源需求大的中国，油气资源一旦过分依赖进口，国际卖家便会跟风炒作，甚至合力抬高价格，使中国陷入垄断性高油价陷阱。事实上，这两种担心都没有太大道理。

其一，日本、韩国、德国、印度等不少国家，其能源自给率甚至不如中国，油气资源对外依存度远高于中国，美国的石油对外依存度也一度超过60%。但这些国家并未引发所谓的能源安全危机，为何能源自给率高达90%的中国，多进口一点石油天然气，能源安全就会受到威胁呢?

其二，全球石油年贸易量约23亿吨，参照世界几大油气进口大国经验并结合中国现状，只要中国石油进口量不超过全球石油贸易量的四分之一，就不会掉入所谓垄断高油价陷阱，更不会像铁矿石那样，让出口国挣得盆满钵满而使最大买家中国的利益受到损害。另外，根据中国产油能力和石油消费情况推算，中国最多再增加1亿吨石油进口量(即年进口石油4亿多吨)就可达到石油消费峰值。而届时中国石油进口量同样不足世界石油贸易量的四分之一，不足以引起国际石油市场波动，也不大可能掉入高油价陷阱。

第三，经济全球化格局已经形成，国与国之间的经济合作日益密切。作为世界第二大经济体和最大消费市场，中国与包括美国在内的世界各国都建立了你中有我、我中有你、互利互惠的经济伙伴关系。一旦中国利益受到巨大损害或政治经济出现波动，同样会影响相关方的利益甚至影响世界政治经济的稳定与发展，这是任何一方都不愿看到的。因此，虽然国际局部摩擦不断甚至不排除小范围冲突，但和平稳定是大趋势，油气运输大通道受阻、威胁中国能源安全的概率不大。

再从现实考虑，虽然自2014年下半年以来，我国石油进口量明显增加，去年前7个月，我国原油进口量更攀升至1.94亿吨的历史新高，成品油进口量也增长了6%，有了一定的战略石油储备。但若按2013年中国日均消耗原油139万吨计算，我国目前的战略原油储备仅供用8.9天，加上商业原油储备可用13.8天，全国原油储备静态能力总共只有22.7天，距离国际能源署设定的90天储备能力标准还相差甚远。这将真正威胁到国家能源安全。

因此，目前不应过分担心石油对外依存度增高的问题，而应抓住国际油价相对低位、国际政治环境相对宽松、我国拥有大量外汇储备的有利时机，在搞好国家石油战略储备的同时，进一步放开原油进口管制，鼓励民营企业进口并储存原油，形成多层次的石油存储体系，以确保国内石油市场稳定供应。

笔者：这与发展煤化工相矛盾吗?

金涌：抓住有利时机进口油气资源、促进国内石油化工和天然气化工发展并提升国家能源安全保障能力，与发展现代煤化工并不矛盾，也不等于要暂缓现代煤化工发展。相反，我们应继续支持煤化工相关技术研究、建好示范项目。

清洁高效转化煤 分质分级利用煤

笔者：您认为该怎样发展现代煤化工?

金涌：发展煤化工要有大视野、新理念。

所谓大视野，就是用战略眼光看待煤化工尤其是现代煤化工。这其中必须明确两个概念。

一是无论传统煤化工还是现代煤化工，都是中国为适应富煤贫油少气的资源禀赋的无奈之举。在全球尚处于油气时代的背景下，煤化工只能是石油天然气化工的补充，不可能取代石油化工或与其争夺市场。那样既不利于现代煤化工发展，也不利于油气化工发展，还会带来环境生态问题、重复建设和投资浪费。

二要清醒认识到所谓“富煤”，只是相对于油气资源而言的，并不是说煤炭资源多得用不完。事实上，中国人均煤炭资源量仅为世界平均水平的一半，容不得肆意开发和浪费，必须备加珍惜。我们要管好煤、用好煤，科学合理地规划包括现代煤化工在内的各种煤炭利用方式和途径。

有了上述认识，就能着眼长远，更加关注煤化工技术进步与储备技术的先进可靠性，而非急于扩大现代煤化工规模;就能用全球视野看待中国的能源安全问题，即只要中国有能力方便地进口油气资源，就应尽量进口，并控制包括现代煤化工在内的所有用煤规模;就不会再报怨国家煤化工政策忽冷忽热，而应扎实细致地做好发展现代煤化工的基础工作，为行业未来发展做好准备。

所谓新理念，即不能人为局限于传统煤化工和现代煤化工，而应把凡是以煤为原料转换为其他产品的过程都叫煤化工。这其中既包括传统煤化工和现代煤化工，也包括IGCC、超超临界发电、碳纤维以及碳素材料、碳纤维衍生品和下游领域。比如核工业用的碳棒、航空航天领域用的高强度复合碳材、新能源汽车领域用的蓄电池等，都与煤化工产品有关。这种认识上的转变，使我们从煤制化学品这一狭窄的领域扩大到航空航天、军工、船舶、核工业、新能源汽车、高效清洁发电、城市热电联供等更广阔领域，为煤化工与相关行业跨界耦合多联产扫清认识障碍，促进行业健康可持续发展。

笔者：您对现代煤化工还有什么详细的看法和建议?

金涌：我认为，发展现代煤化工要以煤炭清洁高效转化为目标，以燃料向原料转变为重点，以煤炭分质分级利用为方向。要规模化发展煤制烯烃、煤制芳烃和煤制乙二醇，谨慎发展煤制气，限制煤制油。

这是因为，相比石油和天然气，现有技术条件下煤炭再怎么转化，都没有石油天然气化工更清洁、更节能，必须瞄准能够使煤炭高效清洁转化的前沿技术进行联合攻关，才能最终打破制约煤化工健康发展的环境影响大、能耗高这一瓶颈问题。

而从几大现代煤化工产品市场供需格局看，中国烯烃年缺口达上千万吨，芳烃及乙二醇缺口也均在数百万吨。巨大的需求和供需缺口，使这些产品暂无产能过剩之虞。且与石油路径相比，即便在目前较低的油价情况下，煤制烯烃、芳烃、乙二醇仍然具有一定的成本优势，具备规模化发展的条件。

煤制油则不然，按热值计算，1吨油只比1吨标煤高30%。但以目前的工艺技术，4～5吨煤才能生产1吨油品，无论经济效益、能量转换效率都较低。加之生产过程还要排放大量二氧化碳，如果“十三五”期间开征碳税，同时严格加征燃油消费税，在油价中短期仍将低位运行的情况下，煤制油项目将很难盈利。因此，不应再扩大煤制油规模，而应将其作为战略性技术储备，搞几套工业化示范试验装置，由国家给予一定补贴，支持其技术优化升级，以备特殊情况发生时，能够迅速形成应有的规模，保障国家战略安全。

退一步讲，即便要搞煤制油，也不能再搞普通的燃料油，而应搞航油、基础油、润滑油、超硬蜡等高端特色且是石油化工难以生产的油品，以增强项目的盈利能力。

另外，若从治理雾霾及社会综合效益考虑，与发展煤制油相比，发展煤?甲醇?油品改良剂更合理。比如煤经甲醇生产聚甲氧基二甲醚(DMMn)。目前，机动车尾气对PM2.5的贡献率近三分之一，其重要原因是国产柴油的十六烷值较低、燃烧不充分。若向柴油中加入含氧的DMMn，就能显著提升柴油十六烷值和燃净率，减少颗粒物排放和PM2.5产生。

至于煤制天然气，应坚持能进口尽量进口、谨慎发展的原则。虽然单从能源转化效率看，煤制气在几条现代煤化工路径中是比较高的，但其市场需求及项目的经济性存在较大变数。比如将煤制天然气用于工业窑炉、小型燃煤锅炉的改造，既能显著减少大气污染，整个过程能源利用率也较高，还能取得好效益;但若将煤制气用于居民燃气，居高不下的价格将很难被老百姓接受;若用于发电，其经济环保等综合效益还不如进口天然气发电，甚至比不上煤直接燃烧发电。目前，全球天然气价格步入下降通道，国产天然气与进口气价已经倒挂，煤制然气风险正在增大。

更何况，国内已经上马或将要建设的煤制天然气项目，基本借鉴美国大平原煤气化厂所用的合成气甲烷化技术(即两步法技术)。为了从气化气中获得较多甲烷，企业普遍采用鲁奇炉，而鲁奇气炉最大的问题，就是运行过程会产生大量含酚、焦油等难处理的废水，这已成为制约煤制气项目正常运行盈利的一大瓶颈。建议新建项目眼光放远，尽可能采用先进环保的新工艺。

比如，河北新奥集团联手美国巨点能源公司开发的煤高效催化加氢甲烷化技术，利用催化剂在加压流化气化炉中一步合成煤基天然气，其粗煤气中甲烷含量高达50%，每消耗1立方米氢气就可多产1立方米天然气。且气化炉的原料适应范围广，整个装置工艺流程简单、投资省、单位产品煤炭和氧气消耗均较两步法工艺大幅降低，生产成本也较低，经济效益与节能减排效果十分显著。


笔者：您前面提到应将煤炭分质分级利用作为方向，理由是什么?

金涌：第一，以煤热解为龙头的煤炭分质分级利用，先通过温和的物理方式，将煤中轻质易挥发也是附加值高的部分“拔”出来，剩余部分该怎么用还怎么用，这符合高质高用、低质低用的客观规律，已经被公认为煤炭最合理的利用路径和清洁高效利用的方向。

第二，自上世纪80年代以来，中国的煤热解技术得到了飞速发展，成功开发了固定床、流化床，固体热载体、气体热载体，带式炉、回转窑等十几种煤热解工艺，攻克了块煤热解、粉煤热解、全煤热解、高温煤气中油尘分离、煤焦油全馏分加氢等制约煤分质利用发展的世界性难题，处理高COD、高氨氮、苯、酚、焦油、金属等煤焦油废水的关键技术目前也取得突破，工业化装置即将投入运行，从而使煤炭分质利用拥有良好的技术与产业基础。

第三，国家科技部已将百万吨煤定向热解制高品质焦油及煤气确定为“十三五”重大科技攻关项目，要求2020年以前取得突破，建成百万吨级工业化示范装置。这表明煤炭分质分级利用得到国家层面认可，拥有了政策基础。

第四，以煤热解为龙头的煤炭分质分级利用，在提取了包括煤焦油、煤气等轻质高附加值组分后，还能方便地与传统煤化工、现代煤化工、超超临界发电、IGCC、城市热电联供以及建材等煤的所有应用领域实现耦合，从而构筑起跨行业发展的大煤化工构架，使煤炭高效利用的途径更丰富、前景更广阔。

糊涂虫

美科学家用煤炭研发电子元件
作者：刘园园  2016年04月21日   来源：科技日报     
　　中化新网讯 麻省理工学院科研人员认为，煤炭具有特殊的分子结构，可以作为制造太阳能板、电池或电子设备的基本材料。应该换一个角度看待煤炭了，而不是将其作为燃料付之一炬。
　　为了展示这种传统上被视为低技术的材料具有广阔的高科技应用前景，该校材料科学与工程系研究人员杰弗里?格罗斯曼与其他同事成功地用煤炭研制出一种电加热装置。这种装置可用于汽车玻璃和飞机机翼的除霜，或者作为生物医学植入物的一部分。
　　天然煤炭的种类众多，而且它们之间的导电性能最多相差1000万倍。这意味着，如果提供足够多种类的煤炭，科研人员可以利用它们的电子特性制造出独特的电子元件。
　　但这项工作的挑战之一在于如何对煤炭进行加工。经过探索，研究人员设计出一种方法：先把煤炭研制成粉末，然后将其放到溶液中溶解，最后使其沉淀在基片上并形成薄膜。利用这种方法，他们深入地对煤炭薄膜进行了测试并用来制造电子原件。研究人员发现，通过调整对煤炭进行加工时的温度，可以改变煤炭薄膜的光学和电子特性并达到他们想要的效果。在发表于《纳米快报》期刊的研究报告中，他们还首次详细介绍了4种不同的煤炭(无烟煤炭、褐煤炭和两种烟煤炭)薄膜的化学、电子和光学特性。
　　科研人员表示，从煤炭的天然化学特性这一角度对其进行应用具有广阔的前景。一是它们在自然界含量丰富，比较廉价;二是加工过程简单，成本较低。与之相比，电子芯片的重要材料??硅虽然在自然界中含量也很丰富，但它需要提纯到99.99%以上才能用于电子产品。
　　美国坦普尔大学机械工程学副教授任申强评价说，新的研究有助加深人们对天然煤炭应用潜能的理解，它意味着直接从天然煤炭中开发碳纳米材料的重大进展。

糊涂虫

三聚环保新北京华石联合能源开发超级悬浮床工业示范装置
作者/来源： 中国氮肥网  日期： 2016-04-20  

4月15日，我国首套自主研发的超级悬浮床（Mixed cracking treatment，简称MCT）工业示范装置一次开车成功新闻发布会在北京举行。该装置由北京三聚环保新材料股份有限公司（三聚环保）和北京华石联合能源科技发展有限公司（华石能源）联合开发，自2016年2月首次投料以来，已连续安全平稳运行近2个月，悬浮床单元总转化率96%~99%，轻油收率92%~95%。这标志着我国自主研发的超级悬浮床关键技术及装备一举实现了重大突破，跻身重油加工技术世界领先行列。

随着常规石油资源日益减少，原油重质化和劣质化趋势不断加剧。传统炼厂采用渣油加氢、催化裂化或者延迟焦化工艺加工重质原油及渣油，流程长、成本高、收率低。炼油行业对重质原油及渣油低成本的轻质化加工技术需求迫切。悬浮床技术在重油轻质化加工上具有优势，因此成为世界各国研发机构、国际各大石油公司重点开发的核心技术。由于悬浮床关键技术及装备尚未得到有效突破和验证，因此该技术在国内外炼油行业一直没有实质性的工业应用推广。

重油加工成本降低10%-20%

三聚环保与华石能源组建技术团队通过5年多努力，系统开展了基础理论研究、催化剂研发、反应器研发、关键单元技术研发，以及小试试验、中试验证，并全面开展了工业示范装置技术攻关，攻克了一系列重大技术难题，并形成了具有多项自主知识产权的核心技术，位于河南鹤壁的15.8万吨/年工业示范装置一次开车成功，实现了我国在重劣质油加工世界难题上的重大技术突破。

该技术主要用于加工非常规原油（超重原油、油砂、页岩油）及渣油、催化油浆、焦油、沥青等重劣质原料，可大幅提升重劣质原料的转化率。采用传统的催化裂化重油加工技术，汽柴油收率为65%-70%，延迟焦化汽柴油收率仅为50%-55%。采用超级悬浮床MCT技术，汽柴油收率较传统工艺提高20%以上，而且可以降低投资成本。以100万吨/年重油加工厂为例，采用超级悬浮床MCT技术的投资可比传统重油加工技术投资降低10%-20%。

超级悬浮床MCT技术的推广应用可以为我国降低原油进口依存度作出贡献。目前，我国催化裂化和延迟焦化产能达2亿吨/年，如果全部应用该技术，每年可增产4000万吨以上汽柴油，相当于再造一个大型油田，也相当于减少原油进口量12个百分点。同时该技术也为我国低成本加工为委内瑞拉超重油提供了技术支撑，拓宽我国原油进口渠道，支持原油多元化供给战略。

煤炭的救星？

“煤价、油价下跌，炼化、煤化工产业走向了生死存亡边缘，而如何降低成本是他们考虑的当务之急。而此项技术能够实现煤化工的低成本运营。”三聚环保总裁林科表示。

此项技术的进步开创了我国煤炭清洁高值利用的全新途径。中国能源资源禀赋富煤贫油少气，未来相当长一段时间内，煤炭在一次能源消费中的主导地位难以撼动。但目前煤炭粗放式利用方式不仅浪费资源，而且严重污染环境。因此，煤炭清洁利用技术受到广泛关注。

采用超级悬浮床MCT技术，可以将低阶煤提质后的副产物煤焦油转化成轻质油和高附加的芳烃原料，实现煤炭的清洁、高值、高效利用。我国芳烃供给量严重不足，统计数据显示，2015年我国芳烃进口比例超过50%。若全国煤焦油均采用超级悬浮床MCT技术加工，每年可以增加近1000万吨的芳烃产量，基本可以替代国外进口。

助力资源型城市转型

鹤壁市领导表示：“床加氢技术充分发挥鹤壁市的煤炭资源优势，基于“煤干馏?-煤焦油伴渣油加氢---半焦供化肥和电力---气体生产LNG”的集合创新式发展，具有能耗低、对环境影响小等特点，非常适宜在鹤壁地区推广应用，实现煤炭资源梯级利用，该项目通过煤化工产业的纵向延伸和与石油化工产业的横向耦合，实现大能源产业的整体循环发展，是当前国民经济当中能源领域里的突破。”

大庆市政府表示：“由于进口俄罗斯原油大部分为重质原油，传统的加工手段加工难度大，能耗高，轻油收率低。通过超级悬浮床这一突破性的技术，不仅可以提高石脑油、清洁柴油等产品的收率，还可以对重劣质原油进行提质，扩展企业对原油的选择范围，为下游炼化企业提供优质的生产原料，大大降低原油加工成本，提高资源利用率和综合效益。”

据了解，三聚环保和华石能源已合作开发了百万吨级成套工艺包技术，还将在15.8万吨/年工业示范装置成功开车平稳运行的基础上，开展各种原料的工业试验，获取工业运行数据，支持处理不同原料的百万吨级工业装置的设计建设，并为技术人员提供培训。该技术已引起行业内专家、企业的高度关注，多家企业表示出浓厚的合作兴趣，希望快速推进技术的产业化。