糾結的現代煤化工

1.26

T.O.D.A.Y

「導語」

現代煤化工的產品種類繁多，多種技術路線並存，雖然其在技術和產業化方面都已有所突破，但仍面臨技術、經濟性、環保等諸多方面的問題。在複雜的市場環境下，未來何去何從？——煤化工企業頗為糾結。

“發展煤化工要仔細盤算選擇好產品，否則工藝將會成為負資產。 ”清華大學化學工程系教授、中國工程院院士金湧在山西孝義召開的全國煤炭深加工及焦化產業綠色發展交流會上一針見血地表示。

事實上，現代煤化工既包括煤制燃料有限責任公司，此外還有應用相變蠟以及多規格煤基尼龍纖維等多種精細煤化工產品。

在兗礦集團方面，按照其煤制油規劃，第一步已建設了100萬噸/年的煤間接液化工業示範裝置，採用兗礦自有低溫費托合成技術主要生產柴油、石腦油等產品。第二步是建設400萬噸/年的大型間接液化項目，包括200萬噸/年高溫費托合成工業示範裝置和200萬噸/年低溫費托合成工業化聯產裝置，煤液化能力達到500萬噸/年。該項目將綜合考慮烯烴和含氧化合物的下游加工利用情況，實現油品和化學品聯產。第三步則以高溫費托合成技術為主、同時採用高溫和低溫費托合成兩種技術，使液體產品總能力達到1000萬噸/年，全面考慮石腦油、烯烴和含氧化合物的下游加工利用方案，優化產品結構。

然而對於煤制油品，長遠來看，其真正的方向又在哪裡呢？

“一是降低成本，歸根到底還是要靠自身的競爭力佔領市場。二是高端化，仰仗其它產品不具備的特點，搶佔高端市場。三是差異化，充分發揮自身產品的優勢，進入差異化的市場。當然，相關的政策支援也是需要和必要的。 ”中國煤炭加工利用協會煤化工事業部主任阮立軍回復《能源》記者時表示。

煤制氣VS氣荒

作為煤制油的難兄難弟，煤制氣的處境似乎更為尷尬。

國內天然氣一直存在缺口，天然氣對外依存度越來越高，在“煤改氣”的大背景下，天然氣的缺口不斷擴大。這是否會給煤制氣發展以新的發展契機呢？

“煤制天然氣是非常規天然氣的一部分，是我國天然氣生產的重要組成部分，

也是解決氣源和氣荒的一個有效方式，但由於目前成本與價格的倒掛，需要國家和地方相關政策的支持。同時從佈局上統籌考慮就近市場，而不僅僅是就近資源。 ”阮立軍分析認為。

相比其他煤制氣項目，大唐克旗煤制氣曾是離緩解氣荒最為接近的一個。氣價方面，初期的結算價為2.75元/立方米，在正常滿負荷運行時每立方米的利潤也可達0.7～0.8元/立方米，但是經過兩次下調後，現在的價格為1.82元/立方米，下調了約34%。

同煤制油項目類似，受制於天然氣價格調控以及煤價的持續高位，儘管天然氣的發展空間很大，但是煤制氣項目的成本仍然高昂，如何盈利仍然是一大難題。

阮立軍認為，煤制氣陷入困境有三方面的原因：一是煤制天然氣項目均未達到設計生產能力，

且實際產量更低。已建成的4個煤制氣項目中，除新天外，其餘都只完成了一期項目建設。但一些基礎性設施和工程等，都已先於主體工程建成。此外，實際產量更低，生產負荷率基本都不超過50%。二是成本高於氣價，成本倒掛。經過國家多次調價，現在煤制氣的完全成本已遠高於天然氣的門站價格。三是企業沒有市場話語權。煤制天然氣不同於煤制化學品，可以在市場上銷售。煤制氣必須要進入管網，這樣產量和價格都要受到限制，自己無法決定。

目前已經建成生產的4個項目中，大唐克旗煤制氣一期13.35億方/年，新疆慶華伊犁煤制氣一期13.75億方/年，內蒙古匯能煤制氣一期4億方/年，

新疆新天伊犁煤制氣20億方/年。而2016年，國內天然氣產量1371億立方米，天然氣消費量2058億立方米，即使建成的4個項目滿產運行，其體量也十分有限。

《煤炭深加工產業示範“十三五”規劃》中對於煤制氣的定位是：協同保障進口管道天然氣的供應安全，解決富煤地區能源長距離外送問題，為大氣污染防治重點區域工業、民用、分散式能源等都是煤化工被人詬病的地方。

現代煤化工專案廢水處理流程大多採用“預處理+生化處理+廢水膜濃縮+蒸發結晶”的近零排放工藝，膜濃縮後得到的清水回用，高鹽水送至蒸發塘進行自然蒸發或者進蒸發結晶器對廢水進行減量回收。

蒸發塘具有處置成本低、運營維護簡單、使用壽命長、抗衝擊負荷好、運營穩定等優點，較長一段時期內，新建煤化工專案大多採用這種方式。但是由於占地面積大，以及使用過程中出現滲漏造成污染的情況，蒸發塘乃至整個煤化工水處理都受到質疑。

隨著新環保法以及大氣污染、水污染、土壤污染等專項行動計畫的實施，煤炭深加工產業的污染控制要求將更加嚴格，煤炭深加工專案獲得用水、用能、環境指標的難度加大。

現代煤化工在發展過程中為了滿足環保的要求，在耗水、汙水處理等方面也在發生著變化。“面對環保的壓力，行業一直都在積極投入和努力解決，也已經取得了很大的進展和成績。”阮立軍告訴記者。

2015年12月22日，環保部發佈《現代煤化工建設專案環境准入條件（試行）》，檔要求，在缺乏納污水體的區域建設現代煤化工專案，應對高含鹽廢水採取有效處置措施，不得污染地下水、大氣、土壤等。同時，蒸發塘、晾曬池、氧化塘、暫存池選址及地下水防滲、監控措施還應參照《危險廢物填埋污染控制標準》(GB 18598)，防止污染地下水。在日趨嚴苛的環保條件下，眾多煤化工專案和正在申報政府部門審批專案中，基本採用蒸發結晶技術處理高濃鹽水。

耗水方面，以煤制油為例，原來煤炭直接液化生產1噸油需要耗費10噸水。但是經過發展，2016年，神華集團（現國家能源投資集團）鄂爾多斯煤制油項目噸油水耗已經從設計之初的10噸降到5.8噸左右，最好的時候噸油水耗不足5噸。

此外，我國已承諾2030年左右二氧化碳排放達到峰值並爭取早日實現，煤炭深加工產業也面臨碳減排壓力。

國際環保組織綠色和平發佈《中國煤化工行業“十三五”期間碳排放量估算研究》顯示，中國2015年碳排放中，工業碳排放量的占比約為70%以上，其中中國煤化工產品在2015年的碳排放量占中國工業排放量的13%。而在規劃情景、極端情景、預測情景對煤化工行業在“十三五”末期所產生的碳排放量的預測值分別為3.01億噸、4.09億噸和7.92億噸。

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較長一段時期內，新建煤化工專案大多採用這種方式。但是由於占地面積大，以及使用過程中出現滲漏造成污染的情況，蒸發塘乃至整個煤化工水處理都受到質疑。

此外，我國已承諾2030年左右二氧化碳排放達到峰值並爭取早日實現，煤炭深加工產業也面臨碳減排壓力。

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