今年以來，隨著一批示范項目獲得“路條”，以煤制油、煤制烯烴、煤制天然氣、煤制乙二醇為代表的現(xiàn)代煤化工再次出現(xiàn)大干快上的局面，國內(nèi)現(xiàn)代煤化工產(chǎn)品的規(guī)劃產(chǎn)能更是已達天文數(shù)字。但同時，現(xiàn)代煤化工的諸條產(chǎn)業(yè)鏈也不同程度地遇到了問題，有的問題甚至難以解決。有的產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展勢頭很好，但潛在風(fēng)險也在增加。年終歲尾，記者走訪了一批業(yè)內(nèi)專家，請他們就現(xiàn)代煤化工不同產(chǎn)業(yè)鏈所遇到的問題進行了梳理。
煤制氣：管道是瓶頸
在內(nèi)蒙召開的2013煤制天然氣戰(zhàn)略發(fā)展高層論壇上透露，目前發(fā)改委已對煤層氣項目審批節(jié)奏持續(xù)提速，今年以來又有一批煤制氣項目獲得“路條”，成為獲準(zhǔn)項目最多的現(xiàn)代煤化工路徑。
顯然，煤制氣的技術(shù)經(jīng)濟性已經(jīng)得到國家層面的認(rèn)可。
據(jù)了解，煤制氣的主要工藝流程包括煤氣化→粗煤氣凈化→甲烷化三大單元。其中，甲烷化工藝中的反應(yīng)器和催化劑技術(shù)是整個工程的核心。德國魯奇、英國戴維和丹麥托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技術(shù)。上世紀(jì)80年代中后期，中科院大連化物所自行設(shè)計的5000立方米/日煤制天然氣甲烷化中試裝置已在河南義馬氣化廠實現(xiàn)了長周期穩(wěn)定運行，從而使煤制氣項目不存在懸而未決的技術(shù)難題。
煤制氣的成本也得到肯定。石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院副院長白頤說，以新疆、內(nèi)蒙古目前的煤炭價格計算，在當(dāng)?shù)亟ㄔO(shè)煤制氣項目，生產(chǎn)成本約1.2～1.5元（每立方米價，下同）。按照全線平均管輸費1.2元計算，城市門站均價為2.4～2.7元。與西氣東輸二線相比，煤制氣具有0.5元以上的優(yōu)勢。若與進口LNG相比，煤制氣有2元以上的優(yōu)勢。后期如果天然氣價格上調(diào)，則煤制氣的價格優(yōu)勢會更加明顯。
煤制天然氣的市場前景同樣被業(yè)內(nèi)看好。
據(jù)權(quán)威機構(gòu)預(yù)測，2015年，我國天然氣需求量將達2600億立方米，2020年將超過3200億立方米。但屆時國內(nèi)天然氣產(chǎn)量（含煤層氣）分別將不超過1850億立方米和2200億立方米，供需缺口分別高達750億立方米和1000億立方米。業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，至少5～10年內(nèi)，煤制氣不會遭遇產(chǎn)能過剩困擾。
專家認(rèn)為，雖然煤制氣的二氧化碳排放強度很大，但通過煤分質(zhì)利用、項目集中布局等手段，可以大大降低碳排放。
最大的軟肋是運輸。中科合成油公司高級工程師唐宏青等專家提醒說，煤制氣集中在新疆、內(nèi)蒙古等地建設(shè)，但上述地區(qū)距離天然氣主要消費市場遙遠(yuǎn)。如果將制得的天然氣壓縮后再通過鐵路或公路運至中東部地區(qū)，不僅會大幅增加項目投資，還要支付高昂的運費（液化天然氣從新疆、內(nèi)蒙古運往中東部地區(qū)，噸產(chǎn)品運費少則500～600元，多則上千元）。同時，無法保證天量天然氣安全、順利、快捷地運輸銷售。上述任何一種情況的發(fā)生，都將使項目原本擁有的成本優(yōu)勢蕩然無存，經(jīng)濟效益與社會效益大打折扣，甚至毀了煤制氣這個產(chǎn)業(yè)。
最現(xiàn)實的運輸條件就是借助油氣管道。但這就涉及管理權(quán)問題。
“目前中國天然氣管網(wǎng)主要由中石油、中石化經(jīng)營。如果生產(chǎn)出來的氣不能入兩大集團的網(wǎng)，你只能憋死。而要想順利入網(wǎng)，煤制氣企業(yè)就得在價格上做出讓步，使盈利項目變得微利。”石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院無機化工處處長李志堅這樣表示。
據(jù)了解，大唐煤制氣項目就因管輸問題沒有很好地落實推遲了投產(chǎn)期，使企業(yè)蒙受了巨大損失。
對此，唐宏青提出3點建議：一是國家層面要集中布局煤制氣項目，且一個地區(qū)的規(guī)模至少應(yīng)在100億立方米以上，以便集中管輸；二是在布局煤制氣項目時，要同步規(guī)劃管輸工程，確保項目一投產(chǎn)即能通過管道方便、快捷、安全地輸送到目標(biāo)市場；三是綜合考慮投資、運行與環(huán)保費用，煤制氣項目最好以褐煤為原料，采用氣流床氣化和絕熱甲烷化工藝，以及高鎳催化劑。
而國內(nèi)的油氣管道使用問題，只能靠國家政策層面解決，現(xiàn)尚無良方。
煤制烯烴：市場有遠(yuǎn)憂
煤制烯烴（含外購甲醇制烯烴及煤制丙烯，下同），即MTO，顯然是國家層面比較認(rèn)可的第二個現(xiàn)代煤化工路徑。粗略統(tǒng)計：到2015年，我國煤制烯烴總產(chǎn)能將達1450萬噸。2017年底前，我國煤制烯烴總產(chǎn)能將達1950萬噸。
根據(jù)中國石油經(jīng)濟技術(shù)研究院提供的數(shù)據(jù)，截至2012年底，我國乙烯總產(chǎn)能1709.5萬噸。到2015年，新增乙烯產(chǎn)能將達1000萬噸。如果屆時所形成的1450萬噸煤制烯烴產(chǎn)能中，有45%為乙烯產(chǎn)能，那么，到2015年，我國乙烯總產(chǎn)能將達3360萬噸，遠(yuǎn)超《乙烯工業(yè)“十二五”規(guī)劃》所確定的2700萬噸產(chǎn)能目標(biāo)。2017年，我國乙烯總產(chǎn)能將超過3600萬噸，乙烯當(dāng)量消費自給率將超過90%。
而據(jù)中國石化聯(lián)合會的統(tǒng)計，截至2011年6月30日，全國在建、擬建的煤制烯烴項目多達39個，合計烯烴產(chǎn)能2800萬噸。如果這些項目全部在2020年前實施，即便2015年以后，中國不再增加石腦油制乙烯產(chǎn)能，那么，2020年前后，我國乙烯當(dāng)量消費自給率也將達到甚至超過100%，國內(nèi)烯烴將供需平衡并略顯過剩。
業(yè)內(nèi)專家將煤制烯烴與石腦油乙烯路線進行了比較。由于我國石腦油貨緊價揚，而西部地區(qū)煤價較低，導(dǎo)致煤制烯烴成本普遍較石腦油路線低800元/噸以上。但專家提醒，與中東低成本的石腦油制乙烯、乙烷制乙烯相比，中國的煤制烯烴并無優(yōu)勢可言；若與北美因產(chǎn)能過剩、價格持續(xù)下跌的天然氣凝析液經(jīng)管式裂解爐制烯烴相比，煤制烯烴還處于明顯劣勢。據(jù)國內(nèi)掌握的數(shù)據(jù)，2017年前后，中東、北美各有1000萬噸低成本石腦油制乙烯、乙烷制乙烯和NGL管式裂解爐制烯烴項目投產(chǎn)。一旦這些低成本乙烯及其衍生物大舉進軍中國市場，會重創(chuàng)成本居高不下的國內(nèi)石腦油乙烯裝置，還會對現(xiàn)在看來“錢”景光明的煤制烯烴項目帶來沖擊和影響。如果屆時中東、北美地區(qū)也以十分廉價的頁巖氣或油田伴生氣生產(chǎn)甲醇，再用甲醇生產(chǎn)烯烴，那么，中國煤制烯烴將徹底喪失競爭力。
還有專家提出，煤制烯烴技術(shù)路線并不是最優(yōu)的。其生產(chǎn)基本流程是煤→合成氣→甲醇→脫水→烯烴，即將煤這種大分子物質(zhì)先打開變成小分子合成氣后，又將小分子合成氣轉(zhuǎn)變成大分子的聚烯烴，能源轉(zhuǎn)換效率僅42%～44%，遠(yuǎn)低于煤制天然氣和煤制甲醇。
“即便在目前，煤制烯烴也面臨重油催化熱裂解制乙烯、碳四碳五綜合利用制乙烯、煤等離子制乙炔再加氫轉(zhuǎn)化為乙烯等眾多技術(shù)路徑的挑戰(zhàn)。”中國工程院院士楊啟業(yè)說。
煤制油：示范難推廣
在已經(jīng)確定的5個現(xiàn)代煤化工路徑中，煤制油爭議最大。
反對者認(rèn)為，煤制油能耗高、水耗大、污染重、產(chǎn)品全生命周期能量轉(zhuǎn)化效率低，項目的經(jīng)濟、技術(shù)、環(huán)保風(fēng)險都較大。
“煤經(jīng)不同方式轉(zhuǎn)化后，可以獲得石油化工所能生產(chǎn)的一切產(chǎn)品，但就能源轉(zhuǎn)化效率來看，煤制油無疑是最低的。”中國工程院院士金涌對記者說。
他以國內(nèi)目前已經(jīng)工業(yè)化運行的煤轉(zhuǎn)化裝置的實際數(shù)據(jù)為例。1噸標(biāo)準(zhǔn)煤間接制油，可獲得266千克柴油，燃燒后得到11.87吉焦熱量。再將這些油品用于柴油車燃料，按目前柴油發(fā)動機能量轉(zhuǎn)化效率30%計算，可獲得3.56吉焦的軸機械功。而1噸標(biāo)煤生產(chǎn)天然氣，則可獲得460立方米甲烷，燃燒后得到16.56吉焦熱量。這些甲烷用作汽車燃料，可轉(zhuǎn)換超過4.7吉焦的軸機械功；若1噸標(biāo)煤生產(chǎn)甲醇，可獲得698千克甲醇，燃燒可獲得15.82吉焦熱量，這些甲醇用作汽車燃料，按汽油發(fā)動機26%效率計算，可獲得4.13吉焦軸機械功；如果用1噸標(biāo)煤通過超超臨界發(fā)電，可獲得13.2吉焦電能，再按電機效率70%推算，可轉(zhuǎn)換為9.24吉焦軸機械功。
“顯而易見，如果目標(biāo)產(chǎn)品是車用燃料，煤制油的能量轉(zhuǎn)化效率和資源利用效率十分低下，不宜規(guī)模發(fā)展。”金涌表示。
支持者卻認(rèn)為，隨著石油資源的減少，我國獲取石油的難度和成本越來越高。如果不根據(jù)我國富煤貧油少氣的資源稟賦特點，提前培育發(fā)展煤制油產(chǎn)業(yè)，一旦國際風(fēng)云變化，比如馬六甲海峽或霍爾木茲海峽因地緣政治或戰(zhàn)爭導(dǎo)致航運受阻，中國的能源安全將受到極大威脅。
“現(xiàn)實情況不是中國想不想發(fā)展煤制油，而是脆弱的石油保證能力迫使我們必須發(fā)展煤制油。”中科合成油股份公司高級工程師唐宏青這樣表示。
他向記者介紹，神華108萬噸/年煤直接液化裝置，經(jīng)過連續(xù)的技術(shù)攻關(guān)和工藝優(yōu)化，現(xiàn)已實現(xiàn)長周期高負(fù)荷運行，去年下半年至今產(chǎn)生了較好的經(jīng)濟效益。與神華煤直接液化項目相比，煤間接制油的效果更好。目前，采用中科合成油股份公司F-T合成技術(shù)建設(shè)的神華18萬噸、潞安16萬噸、伊泰16萬噸3個煤間接制油項目，均實現(xiàn)了長周期滿負(fù)荷穩(wěn)定運行，獲得了良好經(jīng)濟效益。
“從油品質(zhì)量看，煤間接液化獲得的柴油，其十六烷值達65，高于國家標(biāo)準(zhǔn)（45），且不含硫、氮、磷以及重金屬離子，能滿足歐Ⅳ甚至歐Ⅴ油品質(zhì)量要求。這樣的油品不僅能直接用于車用燃料，還成為不少加油站增加油品十六烷值的首選調(diào)和油，是真正意義的高熱值清潔燃料。”內(nèi)蒙古伊泰煤制油有限公司董事長齊亞平表示。
也許正是綜合考慮了業(yè)內(nèi)對煤制油的不同意見，國家在批準(zhǔn)煤制油示范項目方面非常謹(jǐn)慎，目前也只批準(zhǔn)了神華集團、潞安集團的煤制油示范項目建設(shè)。
國家能源局總經(jīng)濟師李冶表示，從保證國家能源戰(zhàn)略安全考慮，我國必須要有自己的煤制油工業(yè)化成套技術(shù)。但煤制油又屬技術(shù)、資金、資源密集項目，尤其對水資源需求巨大，還伴有大量二氧化碳排放。其經(jīng)濟性也受到國內(nèi)外石油價格及能源價格波動的影響。在這種情況下，國家對煤制油項目的審批十分慎重。現(xiàn)階段，煤制油仍將以示范為主。
煤制乙二醇：風(fēng)險自三方
五大現(xiàn)代煤化工路徑中，爭議最小的當(dāng)屬煤制乙二醇。
陜煤化集團副總經(jīng)理尚建選表示，無論是煤經(jīng)合成氣一步法生產(chǎn)乙二醇還是二步法生產(chǎn)乙二醇，都是將煤這種大分子物質(zhì)變成高附加值的小分子物質(zhì)，技術(shù)路線合理、工藝流程短、整體能耗優(yōu)于石油路線。加之國內(nèi)乙二醇長期供不應(yīng)求，因此，相比現(xiàn)代煤化工其他路徑，煤制乙二醇的技術(shù)經(jīng)濟性最好，前景最為廣闊。
有關(guān)統(tǒng)計數(shù)據(jù)似乎也印證了尚建選的看法：直到2012年，我國乙二醇表觀消費量增至1160萬噸，進口量達794萬噸，但自給率僅31.3%。
為擺脫產(chǎn)不足需的困境，多年來，中國努力探索非石油路線乙二醇生產(chǎn)技術(shù)并取得可喜進展。
2009年12月，采用中科院福建物構(gòu)所開發(fā)的“CO偶聯(lián)生產(chǎn)乙二醇”技術(shù)建設(shè)的內(nèi)蒙古通遼金煤化工有限公司20萬噸/年煤制乙二醇項目，打通全流程并生產(chǎn)出合格乙二醇產(chǎn)品；2012年，天津大學(xué)與山東能源棗礦集團建成3000噸/年“CO合成草酸二甲酯-催化加氫制乙二醇”中試裝置；2012年，上海華誼集團、華東理工大學(xué)、復(fù)旦大學(xué)共同建成“亞硝酸甲酯+CO→甲酸酯→草酸二甲酯→乙二醇”萬噸級中試裝置；2012年8月中旬，由華東理工大學(xué)、上海浦景化工技術(shù)有限公司、安徽淮化集團共同建設(shè)的1000噸/年“煤基合成氣羰化耦聯(lián)加氫制乙二醇”中試裝置，通過了石化聯(lián)合會組織的72小時現(xiàn)場考核……
記者了解到，隨著煤基合成氣制乙二醇關(guān)鍵技術(shù)的突破，全國迅速掀起煤制乙二醇建設(shè)熱。截至2012年底，全國建成、在建、擬建的非石油路線乙二醇項目總產(chǎn)能高達948萬噸。到2013年年底，國內(nèi)非石油路線乙二醇產(chǎn)能將達175萬噸。預(yù)計到2017年，中國乙二醇產(chǎn)能將達1250萬噸，乙二醇自給率將達60%。
也就在此時，一批專家看到了煤制乙二醇的風(fēng)險正在聚集。
西北大學(xué)化工學(xué)院院長馬曉迅、華東理工大學(xué)教授房鼎業(yè)等專家分析，首先是技術(shù)風(fēng)險。雖然建成投產(chǎn)的項目不少，但目前尚無一套裝置通過商業(yè)化運行驗證。也就是說，目前國內(nèi)尚無一個先進、可靠、實用且經(jīng)過工業(yè)化驗證的技術(shù)供投資者采用。其次是產(chǎn)能過剩風(fēng)險。雖然中國乃至亞洲乙二醇產(chǎn)能不足，但全球乙二醇產(chǎn)能過剩。據(jù)統(tǒng)計，“十二五”期間，中東、美國、亞洲（除中國）新增的乙二醇產(chǎn)能達780萬噸。加上中國新增產(chǎn)能，到2015年，全球乙二醇產(chǎn)能將達3670萬噸。而屆時消費量僅2560萬噸，產(chǎn)能過剩30%。而美國以天然氣凝析液為原料新建的乙烯裝置，其成本比中國的煤制乙二醇還低。一旦這些產(chǎn)品進入中國市場，無疑會對現(xiàn)在看來具有成本優(yōu)勢的煤制乙二醇形成沖擊。還有是其他技術(shù)路徑競爭的風(fēng)險。據(jù)了解，煤等離子制乙炔技術(shù)現(xiàn)已建成5兆瓦規(guī)模，一旦更大規(guī)模的技術(shù)實現(xiàn)工業(yè)化，乙炔的成本將大幅下降，通過乙炔生產(chǎn)乙二醇就會對煤制乙二醇構(gòu)成挑戰(zhàn)。
煤制芳烴：“民意”是道關(guān)
作為五大現(xiàn)代煤化工路徑之一，煤制芳烴因國內(nèi)幾個PX項目難以按期實施更加受到社會關(guān)注，其前景也普遍被業(yè)內(nèi)看好。
首先，中國分別掌握了固定床、流化床甲苯甲醇制PX和甲醇直接制PX四項技術(shù)，且全部通過了中試或工業(yè)化運行驗證，煤制芳烴的技術(shù)水平世界領(lǐng)先。
其次，煤制芳烴的成本優(yōu)勢比較明顯。“萬噸級試驗裝置生產(chǎn)1噸芳烴消耗甲醇不足3噸，百萬噸級裝置噸芳烴消耗甲醇有望降至2.5～2.8噸，同時生產(chǎn)液化氣及氫氣等高附加值產(chǎn)品。其中，副產(chǎn)的氫氣返回甲醇裝置后，可增產(chǎn)甲醇12%，從而使芳烴的綜合成本大幅降低。屆時，煤制芳烴不僅較石油路線具有顯著的成本優(yōu)勢。即便與DMTO相比，也會因芳烴價格通常高于烯烴20%～30%，而原料甲醇消耗量與DMTO相當(dāng)而更具優(yōu)勢。”流化床煤制芳烴課題組帶頭人之一、清華大學(xué)教授魏飛對記者說。
最后，市場前景較好。近年來，中國PX產(chǎn)能增長一直比較緩慢。據(jù)權(quán)威部門統(tǒng)計，截至2013年1月，國內(nèi)PX產(chǎn)能僅896萬噸，對外依存度達46%。2011年，國內(nèi)不僅未新增PX產(chǎn)能，烏魯木齊一套5.5萬噸/年裝置還因故關(guān)停，加之一些擬建或建成的PX裝置因種種原因未能按計劃投產(chǎn)，導(dǎo)致國內(nèi)PX產(chǎn)不足需矛盾加劇。隨著廈門、福州、大連、咸陽等PX項目因當(dāng)?shù)厝罕娍棺h而被迫擱淺。中國PX正遭遇后續(xù)項目斷擋的危機，這為煤制芳烴的成長與發(fā)展提供了巨大的空間。至少，煤制芳烴在中短期內(nèi)無產(chǎn)能過剩之虞。
業(yè)內(nèi)專家認(rèn)為，煤制芳烴無論技術(shù)、經(jīng)濟效益還是市場前景，都有良好的發(fā)展基礎(chǔ)和潛力，但能否發(fā)展壯大，取決于能否加快技術(shù)的工業(yè)化推廣應(yīng)用、盡快建成數(shù)套幾十萬乃至上百萬噸的工業(yè)化項目。而這些項目能否順利實施，又面臨老百姓談化色變，頻頻拒絕化工項目落地等現(xiàn)實考驗。因此，企業(yè)在規(guī)劃煤制芳烴項目時，除了考慮項目的經(jīng)濟技術(shù)性外，還必須闖過“民意”這道關(guān)。