行業(yè)要聞
煤化工
1 現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀
1.1 煤制油
煤制油技術分為直接液化和間接液化。直接液化是將煤制成油煤漿，在 450℃和 10～30MPa 下催化加氫，獲得液化油，進一步加工成汽油、柴油及化工產(chǎn)品，其工藝示意圖見圖 1。煤直接液化技術早在 20 世紀 30 年代已在德國實現(xiàn)工業(yè)化，但反應條件苛刻、產(chǎn)品質(zhì)量差、成本高。經(jīng)過不斷改進，目前世界上最先進的幾種煤直接液化技術主要有德國的 IGOR 工藝、美國碳氫化合物研究公司（HTI）的兩段催化液化工藝、日本的 DEDOL 工藝，其反應條件緩和、油收率高、產(chǎn)品成本相對較低，但國外目前均沒有建立新的規(guī)�；褐苯右夯S，主要原因是經(jīng)濟方面的因素而非技術因素。我國早在 20 世紀 50 年代就開始煤直接液化技術的研究，通過不斷技術攻關，神華集團于 2008 年在內(nèi)蒙古鄂爾多斯建成 108 萬噸/年煤直接液化裝置，作為全球首套煤直接液化裝置，經(jīng)過不斷優(yōu)化改造，其運行水平穩(wěn)步提高，經(jīng)濟效益良好。目前，神華集團第二、第三條直接液化煤制油生產(chǎn)線已開始總體設計，油品總產(chǎn)能約 200 萬噸/年，計劃于 2018 年 8 月建成投產(chǎn)。
間接液化是將煤氣化、凈化制成合成氣，然后經(jīng)費托（F-T）合成工藝制合成油及石化產(chǎn)品，其工藝示意圖見圖 2。煤間接液化技術有較寬的煤種適應性，工藝條件相對緩和，可以通過工藝條件調(diào)整產(chǎn)品結構，是未來煤制油技術的主要途徑。
國外典型的工業(yè)化煤間接液化技術有南非Sasol 的費托合成技術、Shell 的 SMDS 技術和 Mobil公司的甲醇制汽油（MTG）技術，其中 Sasol 技術在五十多年的發(fā)展過程中不斷完善費托合成工藝過程，調(diào)整其產(chǎn)品結構，已經(jīng)形成世界上最大的以煤基合成油品為主導的大型煤化工產(chǎn)業(yè)基地。我國煤間接液化工藝主要采用中科合成油公司自主開發(fā)技術，其中內(nèi)蒙古伊泰集團 16 萬噸/年裝置、山西潞安集團21 萬噸/年裝置以及神華鄂爾多斯18 萬噸/年裝置均已建成投產(chǎn)。
目前，神華寧煤 400 萬噸/年煤炭間接液化項目正在建設，項目位于寧夏寧東能源化工基地，總投資約 550 億元，采用 GSP 粉煤加壓氣化技術和中科合成油油品合成技術，計劃 2017 年投入商業(yè)化運營。伊泰集團共有 3 個煤制油項目處于建設或前期工作，分別位于新疆伊犁（100 萬噸/年）、新疆烏魯木齊（200 萬噸/年）、鄂爾多斯準格爾旗（200萬噸/年，2017 年建成）。山西潞安（位于山西長治市襄垣縣）180 萬噸/年煤制油，總投資二百多億元，項目于2012年7月獲國家發(fā)展與改革委員會“路條”，計劃 2015 年建成投產(chǎn)。由兗礦集團和延長石油集團合資的 100 萬噸/年項目（位于陜西榆林），總投資 162 億元，目前處于全面建設階段，預計將于 2015 年投產(chǎn)，項目采用兗礦集團自主研發(fā)的低溫費托合成油技術和油品加工技術。2014 年 4 月，貴州畢節(jié) 200 萬噸/年煤制清潔燃料項目獲國家發(fā)展與改革委員會“路條”。總體來看，目前直接液化煤制油技術已經(jīng)成熟，間接液化煤制油也具備實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)生產(chǎn)的條件。到 2017 年，我國煤制油產(chǎn)能將達到 1260 萬噸，其中直接液化煤制油 380 萬噸/年，間接液化 880 萬噸/年。
1.2 煤制烯烴
煤制烯烴是將煤氣化經(jīng)合成氣生產(chǎn)甲醇，甲醇脫水制乙烯或丙烯，最后生產(chǎn)聚乙烯、聚丙烯。其典型工藝流程示意見圖 3。在煤制烯烴工藝中，煤制甲醇、烯烴聚合技術已經(jīng)十分成熟，所以煤制烯烴的關鍵部分在甲醇制烯烴技術，包括甲醇制乙烯+丙烯（MTO）或甲醇制丙烯（MTP）。目前的主要工藝有 ExxonMobil 的 MTO 工藝、UOP/Hydro的 MTO 工藝、Lurgi 的 MTP 工藝、中國科學院大連化學物理研究所的 DMTO 工藝、清華大學的循環(huán)流化床甲醇制丙烯（FMTP）技術以及中國石化集團的 SMTO 技術。目前中國科學院大連化學物理研究所的 DMTO 工藝已在國內(nèi)得到廣泛推廣應用。
煤制烯烴是基于我國煤炭、甲醇資源的現(xiàn)狀，以市場對聚烯烴產(chǎn)品的現(xiàn)實需求做出的選擇。對于富煤地區(qū)，采用煤制烯烴；對于沿海缺煤地區(qū)，如果外購或進口甲醇價格合理，可采用外購甲醇直接制烯烴。
截止到 2014 年 7 月，我國已建成運行的煤制烯烴裝置有 6 套，分別是神華包頭 60 萬噸/年聚乙烯及聚丙烯、神華寧煤 52 萬噸/年聚丙烯、大唐多倫46 萬噸/年聚丙烯、陜西延長-中煤榆林 120 萬噸/年聚乙烯及聚丙烯、中煤榆林 46 萬噸/年聚乙烯以及中國石化集團在濮陽投產(chǎn)的 20 萬噸/年聚乙烯，另外還有寧波禾元 60 萬噸/年和惠生工程公司 29.5 萬噸/年甲醇制烯烴裝置，合計產(chǎn)能 433.5 萬噸/年。神華包頭 60 萬噸/年煤制烯烴裝置是世界首次煤制烯烴技術的工業(yè)化，該裝置甲醇制烯烴部分采用中國科學院大連化學物理研究所開發(fā)的 DMTO 工藝，自2011 年成功進入商業(yè)化運營以來裝置運行穩(wěn)定，創(chuàng)造了良好的經(jīng)濟效益；而且作為全球最大、世界首套煤制烯烴示范工程，其在技術開發(fā)和工程建設過程中實現(xiàn)了三十多臺套關鍵設備和特大型設備的工業(yè)化，設備國產(chǎn)化率達到 87%以上，有力帶動了國內(nèi)煤制烯烴項目裝備國產(chǎn)化進程，激勵了中國煤制烯烴產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，目前我國已建成投運的煤制烯烴裝置總體上技術成熟、裝置運行良好。由于神華包頭等煤制烯烴示范裝置的成功運行，目前我國在建或計劃建設煤制烯烴項目（包括甲醇制烯烴）有二十多個，合計烯烴產(chǎn)能 1768 萬噸/年，其中部分項目在 2015 年前后投產(chǎn)，屆時煤制烯烴總產(chǎn)能有望達到 600 萬噸/年。
1.3 煤制天然氣
煤制天然氣是以煤炭為原料生產(chǎn)合成氣，經(jīng)凈化和轉化以后，在催化劑的作用下發(fā)生甲烷化反應，生產(chǎn)熱值符合規(guī)定的替代天然氣，也稱煤氣化轉化技術，德國 Lurgi、南非 Sasol、英國 DAVY 公司、芬蘭托普索公司等均開發(fā)了此技術。傳統(tǒng)煤制天然氣工藝是煤氣化、甲烷化兩步法工藝，主要是 Lurgi工藝（見圖 4），采用該工藝的全球第一家煤制天然氣工廠——美國大平原合成燃料廠于 1984 年在北達科他州建成投產(chǎn)，成為全球煤制天然氣技術的代表性裝置。近年來，也出現(xiàn)了直接合成天然氣技術（一步法技術），是將煤氣化和甲烷化合并為一個單元直接由煤生產(chǎn)富甲烷氣體，工藝過程水耗較少，在缺水地區(qū)具有優(yōu)勢，但該工藝在催化劑回收方面仍有一些問題。一步法煤制天然氣的典型實例是美國巨點能源公司（Great Point Energy）開發(fā)的“藍氣技術”（Bluegas）。與傳統(tǒng)煤制天然氣工藝不同的是，該技術通過對催化反應過程的優(yōu)化，實現(xiàn)了在一個加壓流化反應器中催化 3 種反應（氣化、變換和甲烷化），從而使煤（或其他含碳物質(zhì)）、蒸汽及催化劑可以在單一反應器內(nèi)生產(chǎn)合成天然氣。我國萬向控股有限公司在新疆建設的煤制天然氣項目擬采用巨點公司 Bluegas 技術，使該技術可行性和生產(chǎn)成本得到驗證。相比一步法直接合成天然氣技術，煤氣化轉化技術需要的設備較多，投資較高，但技術成熟，甲烷轉化率高，技術復雜度略低，因此應用更加廣泛，是煤制天然氣中的主流工藝。
我國開展煤制天然氣技術研究的單位有中國科學院大連化學物理研究所、中國煤科學研究總院、西北化工研究院、華東理工大學等，其研究的重點是甲烷化催化劑，目前已取得一些實質(zhì)性進展，但仍有待工業(yè)化裝置的驗證。
目前我國建成投產(chǎn)項目只有 2 個，一個是位于內(nèi)蒙古克什克騰旗的大唐集團一期 13.3億m3/a 煤制天然氣示范項目（規(guī)劃產(chǎn)能 40億m3/a），采用英國戴維公司甲烷化技術及其催化劑，所產(chǎn)天然氣于 2013 年 12 月通過配套輸氣管線并入中國石油輸京天然氣管網(wǎng)；另一個是位于新疆伊犁州伊寧縣的慶華能源集團一期 13.75億m3/a 煤制天然氣項目（規(guī)劃產(chǎn)能 55億m3/a），采用托普索甲烷化技術及其催化劑，所產(chǎn)天然氣也于 2013 年 12 月通過自建管道接入中國石油西氣東輸二線的伊寧-霍爾果斯支線。
2013 年我國加快了煤制天然氣項目的審批節(jié)奏，僅在 2013 年 8 月到 2014 年 2 月的 7 個月內(nèi)，就有 11 家企業(yè)與地方政府簽訂項目投資合同，計劃項目總產(chǎn)能達到 780億m3/a。經(jīng)統(tǒng)計，全國目前共有不同階段煤制氣項目 50 個，其中實際建設中項目 5 個，正在做前期工作的項目 16 個，計劃中的項目 18 個，另有 2013 年以來新簽約的 11 個項目。
以產(chǎn)能規(guī)模統(tǒng)計，截止 2014 年 6 月，全國煤制氣項目總計計劃產(chǎn)能已經(jīng)達到 2250億m3/a。其中，已投產(chǎn)產(chǎn)能僅27.05億m3/a ， 建設中產(chǎn)能143.95億m3/a，前期工作項目產(chǎn)能 662億m3/a，計劃中項目產(chǎn)能 637億m3/a，新近簽約項目產(chǎn)能780億m3/a。從項目個數(shù)來看，50 個煤制氣項目中新疆項目 25 個，內(nèi)蒙古項目 19 個，山西 2 個，寧夏、甘肅、遼寧和安徽各 1 個。尤其值得關注的是，2013 年新疆準東煤制天然氣項目獲得國家發(fā)展與改革委員會“路條”，目前已經(jīng)開始項目建設，這是一個由中國石化集團及新疆民企廣匯能源等近十家合作伙伴共同投資的超大型煤制天然氣工程，氣源建設項目由中國石化集團80億m3/a 項目和廣匯能源等社會資本投資的煤制天然氣項目共同構成，總供氣規(guī)模達(300～360)億m3/a，建成后其主產(chǎn)品天然氣將通過中國石化集團“新粵浙”輸氣管道送往廣東、浙江市場。
總體來看，雖然我國煤制天然氣在建及規(guī)劃項目眾多，但還缺乏自主知識產(chǎn)權的成熟甲烷化技術，因此工業(yè)裝置仍需引進國外公司的甲烷化技術；另外，我國發(fā)展煤制天然氣還需要解決好塊煤供應（可用型煤替代塊煤）、煤制天然氣管網(wǎng)建設、儲氣庫建設和調(diào)峰等問題。從已建成運行的大唐克旗一期裝置看，其首創(chuàng)的褐煤碎煤加壓氣化技術，雖然能使甲烷轉化率從 8%提高到 12%，但也存在褐煤中高含量的堿金屬和堿土金屬化合物對氣化爐內(nèi)壁造成腐蝕等問題，影響了裝置的長周期運行，有待在今后的示范運行中加以解決。
1.4 煤制乙二醇及 PET 聚酯
煤制乙二醇生產(chǎn)采用草酸酯加氫法，工藝流程原理見圖 5。其工藝過程是：煤通過氣化、變換、分離獲得合成氣（H2和 CO），合成氣經(jīng)分離后得到的 CO 先與亞硝酸甲酯發(fā)生羰基化反應，生成草酸二甲酯，同時產(chǎn)出 NO 氣體。草酸二甲酯再加氫生成乙二醇和甲醇，通過精制得到乙二醇產(chǎn)品，甲醇作為草酸酯再生的原料，與羰基化得到的 NO 在氧氣的作用下生成亞硝酸甲酯作為羰基化的中間原料。
中國科學院福建物質(zhì)結構研究所經(jīng)過多年努力開發(fā)出煤制乙二醇工藝，采用該所技術，江蘇丹化集團等單位于 2010 年在內(nèi)蒙通遼建成我國首套 20萬噸/年煤制乙二醇工業(yè)示范裝置；繼之，河南濮陽、新鄉(xiāng)、安陽、湖北枝江 4 套 20 萬噸/年以及華魯恒升集團和新疆天業(yè)集團 2 套 5 萬噸/年裝置建成投運，合計產(chǎn)能 110 萬噸/年。在我國煤制乙二醇裝置建成投運初期，部分裝置運行不穩(wěn)定、開工率低，產(chǎn)品紫外透光率達不到聚酯級乙二醇的質(zhì)量要求，但經(jīng)過近幾年來的持續(xù)改進，這種情況已經(jīng)改變，尤其是進入 2014 年以來，大部分煤制乙二醇生產(chǎn)裝置負荷已經(jīng)達到 80%，煤制乙二醇產(chǎn)品已逐漸被下游聚酯化纖企業(yè)接受，例如新疆天業(yè)集團 5 萬噸/年乙二醇裝置運行穩(wěn)定，其產(chǎn)品在聚酯廠使用情況良好，已實現(xiàn)長絲直紡 100%應用，瓶片 50%勾兌應用。目前我國規(guī)劃及在建的煤制乙二醇項目有 30 多個，總產(chǎn)能約 600 萬噸/年。多年來，受聚酯產(chǎn)業(yè)強勁發(fā)展的驅動，我國乙二醇需求量逐年增加，但產(chǎn)量（包括石油乙烯路線生產(chǎn)的乙二醇和煤制乙二醇）嚴重不足，2013 年產(chǎn)品自給率不足 30%，因此只有依靠從中東地區(qū)以及加拿大、韓國等國家進口，煤制乙二醇的快速發(fā)展可望改變我國乙二醇市場現(xiàn)有供應格局，實現(xiàn)乙二醇自給自足。
生產(chǎn) PET 聚酯的另一種原料精對苯二甲酸（PTA）也可用煤為原料經(jīng)甲醇制芳烴（MTA）路線生產(chǎn)，因此以煤為原料的 PET 聚酯生產(chǎn)可將乙二醇與 PTA 裝置聯(lián)合，實現(xiàn)聚酯原料完全自給，以降低生產(chǎn)成本。這樣，乙二醇與 PTA 的生產(chǎn)可共用一套煤氣化和空分裝置生產(chǎn)合成氣，一部分合成氣制甲醇，并通過甲醇制芳烴技術生產(chǎn)對二甲苯（PX），進而通過氧化工藝合成 PTA；另一部分合成氣則用于生產(chǎn)乙二醇，最終產(chǎn)品是固態(tài)的 PET 聚酯，比液態(tài)的乙二醇和甲醇易于運輸，產(chǎn)品附加值也更大。
一體化的煤制聚酯工藝流程如圖 6 所示。
如圖 6 所示，從煤轉化為 PTA 需要經(jīng)過多個工藝過程，其中的甲醇制芳烴技術尚屬國內(nèi)空白，因此清華大學、中國科學院山西煤炭化學研究所等單位正在開發(fā)該技術。2011 年 3 月，華電集團在陜西榆林啟動 300 萬噸/年煤基甲醇制 100 萬噸/年芳烴項目，一期先行建設萬噸級煤制芳烴中試裝置，采用清華大學的流化床甲醇制芳烴（FMTA）技術，2013 年 9 月該試驗取得成功，目前正在推進百萬噸級甲醇制芳烴工業(yè)示范裝置建設。此外，慶華集團正在內(nèi)蒙古阿拉善盟開發(fā)區(qū)建設 10 萬噸/年甲醇制芳烴項目。由于我國乙二醇主要消費地在東南沿海地區(qū)，而煤制乙二醇產(chǎn)地主要在西北的產(chǎn)煤地區(qū)，乙二醇的運力和運費壓力較大，因此如果煤基甲醇制芳烴技術實現(xiàn)工業(yè)化，可在煤炭產(chǎn)地實現(xiàn)乙二醇、PTA 及 PET 一體化生產(chǎn)，從而打造從煤-甲醇-芳烴/乙二醇-聚酯的煤基芳烴產(chǎn)業(yè)鏈。
2 煤化工發(fā)展中的幾個關鍵問題探討
煤化工的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在資源和市場需求兩個方面。從資源情況看，我國中西部地區(qū)的煤炭資源比較豐富，煤/石油比價低廉，特別是坑口煤價低，發(fā)展煤化工具有經(jīng)濟效益。從市場需求看，煤化工產(chǎn)品尤其是煤制烯烴、煤制油、天然氣、乙二醇、芳烴等與石化產(chǎn)品一樣具有很大的消費需求，可降低我國經(jīng)濟發(fā)展對石油、天然氣資源的依賴。但是，發(fā)展煤化工也存在以下幾個方面的關鍵問題需要慎重加以考慮。
（1）煤資源分布限制 發(fā)展煤化工的首要條件是要采用價格便宜的坑口煤，實行就地轉化，這樣才會有經(jīng)濟效益。我國煤炭資源主要分布在華北、西北地區(qū)，遠離東部沿海等終端產(chǎn)品消費市場，煤資源外運成本高，如果將煤炭經(jīng)長途運輸再發(fā)展煤化工無疑會大大增加原料成本。
（2）水資源限制 煤化工是高耗水行業(yè)，解決水資源問題是發(fā)展煤化工的又一基本條件。例如，生產(chǎn)1t煤制聚烯烴產(chǎn)品最低耗水22t，最高達到45t，1t 天然氣（折合 1394m3）耗水也在 10t 左右。一般達到工業(yè)化規(guī)模的煤制烯烴、煤制天然氣和煤制油項目年耗水量在 2000 萬～3000 萬噸，而我國煤炭資源與水資源呈“逆向分布”，富煤地區(qū)水資源普遍缺少，大規(guī)模建設煤化工項目會嚴重影響當?shù)厣�、生產(chǎn)用水。
（3）CO2排放問題及環(huán)境容量限制 從煤炭和石油的元素組成來看，煤的氫/碳原子比在 0.2～1.0之間，而石油的氫/碳原子比達 1.6～2.0，以煤替代石油生產(chǎn)傳統(tǒng)的石油化工產(chǎn)品的過程一般都伴隨著氫/碳原子比的調(diào)整，從而排放大量的 CO2，這是不可避免的。如果未來征收碳稅，將為煤化工企業(yè)帶來一定的成本負擔，增加投資風險，有的產(chǎn)品甚至會失去原有的競爭力，因此著手解決煤化工生產(chǎn)過程的碳捕獲與儲存（CCS）問題已刻不容緩。神華集團在此方面開展了深入研究，從 2010 年開始在鄂爾多斯建設并運行了 10 萬噸/年 CCS 項目，將該公司直接液化制油裝置產(chǎn)生的高濃度 CO2注入地下1500～2500m 深度的咸水層，實際運行效果良好，有待進一步推廣。此外，發(fā)展煤化工還受到所在地區(qū)環(huán)境容量的限制，必須在國家規(guī)定的環(huán)境容量范圍內(nèi)發(fā)展。煤化工排放和能耗較高，大量的廢渣、粉塵、高濃鹽水、CO2、NOx的處理和利用尚未找到切實可行的辦法，爭議比較大，給煤化工發(fā)展帶來許多不確定性。
（4）投資強度高、風險大 由于煤化工生產(chǎn)工藝流程長、設備多、公用工程系統(tǒng)復雜，因此裝置投資普遍很高。例如一套 60 萬噸/年煤制烯烴項目投資需要約200億元，折合噸乙烯產(chǎn)品投資為3萬～3.5 萬元，為石油路線的 1.5～2 倍；一套 300 萬噸/年的煤直接制油項目需要建設投資將近 380 億元，是同等規(guī)模石油煉制裝置的 4～5 倍；煤間接制油與煤直接制油相比，由于增加了煤氣化裝置，因此需要的建設投資更大，約為直接液化的 1.6 倍；而 40億m3/a 年煤制天然氣項目投資高達 257 億元。
2011 年 10 月國務院發(fā)布實施的《“十二五”煤化工示范項目技術規(guī)范》，對納入“十二五”示范的煤間接液化、煤制天然氣、煤制烯烴、煤制乙二醇等領域示范項目的能源轉化效率、綜合能耗、噸產(chǎn)品新鮮水用量加以規(guī)定，相關指標控制值見表 1；項目 CO2排放量詳見表2。需要指出的是，對于煤化工裝置來說，能量轉化效率是指最終出裝置有效產(chǎn)品（主產(chǎn)物和有用的副產(chǎn)物）的熱值之和與進裝置各種原料（煤、電、水、蒸汽、催化劑、溶劑等）熱值和之比，而綜合能耗是單位產(chǎn)品在生產(chǎn)過程中消耗的能量。一般工業(yè)界關心的是綜合能耗，不是能量轉化率，而理論界關心的是能量轉化率，不是綜合能耗。
3 現(xiàn)代煤化工產(chǎn)能增長趨勢及其對石油化工的影響
現(xiàn)代煤化工以原料煤資源豐富、價格低、產(chǎn)品齊全、市場需求旺盛的優(yōu)勢，逐漸成為石油化工的有益補充。隨著我國現(xiàn)代煤化工技術的不斷成熟，煤制油、煤制烯烴、煤制天然氣、煤制乙二醇、芳烴、聚酯等生產(chǎn)裝置的建成投運，現(xiàn)代煤化工已經(jīng)從產(chǎn)業(yè)示范階段進入大規(guī)模產(chǎn)能擴張期，必然對石油化工產(chǎn)生越來越大的影響。
（1）煤制烯烴 2013 年我國聚乙烯產(chǎn)能約1300 萬噸/年，聚丙烯產(chǎn)能 1500 萬噸/年，合計 2800萬噸/年，其中煤制烯烴（含甲醇制烯烴）產(chǎn)能306 萬噸/年，已占到我國聚乙烯和聚丙烯總產(chǎn)能的大約 11%。2014—2015 年，我國煤制烯烴產(chǎn)能將進一步釋放，預計新增產(chǎn)能 310 萬噸/年（其中聚丙烯150 萬噸/年、聚乙烯 160 萬噸/年），到 2015 年煤制烯烴（含甲醇制烯烴）產(chǎn)能有望達到 600 萬噸/年以上，將占聚乙烯和聚丙烯總產(chǎn)能的大約 20%。煤制烯烴已成為我國烯烴產(chǎn)能增長的主力軍，其對石油烯烴的生產(chǎn)將產(chǎn)生越來越大的競爭壓力。但同時應看到，煤制烯烴產(chǎn)品一般都是普通聚乙烯和聚丙烯產(chǎn)品，現(xiàn)有產(chǎn)品同質(zhì)化問題嚴重，缺乏高端專用料，市場競爭力比較弱，如果大規(guī)模發(fā)展，企業(yè)面臨的競爭壓力會越來越大。
（2）煤制乙二醇 2013 年我國乙二醇表觀消費量約 1190 萬噸/年，裝置總產(chǎn)能約 600 萬噸/年（其中煤制乙二醇 110 萬噸/年），但產(chǎn)量只有 350 萬噸。目前在建及開展前期工作的煤制乙二醇項目產(chǎn)能達 600 萬噸/年左右。預計 2020 年我國乙二醇需求量將達到 1760 萬噸，生產(chǎn)能力達到 1700 萬噸/年，其中煤制乙二醇產(chǎn)能將達 760 萬噸/年，占總產(chǎn)能的 45%，屆時乙二醇產(chǎn)量將達 1250 萬噸，供應缺口將逐漸縮小。我國石油乙烯路線乙二醇生產(chǎn)受到原料來源制約，并且裝置開工率低，今后乙二醇新增產(chǎn)能將主要來源于煤制乙二醇，未來我國石油乙烯路線乙二醇產(chǎn)品將受到煤制乙二醇和進口乙二醇的強烈沖擊。目前國內(nèi)煤制乙二醇技術并未真正成熟，影響了裝置的穩(wěn)定運行，因此需要進一步完善技術、降低新項目投資風險。
（3）煤制天然氣目前我國煤制天然氣在建及規(guī)劃總規(guī)模達到 2250億m3/a，實際形成產(chǎn)能只有27億m3/a，僅占1.2%；建設中產(chǎn)能144億m3/a，預計在 2020 年之前投產(chǎn)。根據(jù)國家發(fā)展改革委員會2014 年 2 月公布數(shù)據(jù)，2013 年我國國產(chǎn)天然氣1210億m3，其中常規(guī)天然氣 1178億m3，頁巖氣2億m3，煤層氣 30億m3；進口天然氣 534億m3，表觀消費量 1692億m3，天然氣對外依存度達到30.5%。據(jù)業(yè)內(nèi)人士預計，2015 年我國天然氣消費需求量將達到2300億m3，2020 年達到3800億m3，2030 年達到 5200億m3。2010—2020年平均每年消費需求量增加 270億m3，年均增速13.4%，增長勢頭強勁；2020—2030 年增速大大放緩，但仍有 3.2%的增速。
未來我國天然氣對外依存度將持續(xù)增加，預計2020 年將上升到 37%以上，產(chǎn)量不足部分由進口管道氣、進口液化天然氣（LNG）及煤制天然氣來補充。目前，國家已開始對天然氣價格進行調(diào)整，天然氣價格倒掛問題有望逐步解決，這為煤制天然氣的發(fā)展提供了重要機遇。值得注意的是，雖然我國煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展很快，但甲烷化催化劑等核心技術仍掌控在國外公司手中，另外在技術可靠性、設備大型化、運行長周期等方面還存在風險，大規(guī)模推廣還有待于在實踐中進一步探索。
（4）煤制油 2013 年我國煤制油裝置總產(chǎn)能只有 147 萬噸/年。從 2014 年開始，隨著煤制油商業(yè)化裝置的陸續(xù)建成投產(chǎn)，煤制油產(chǎn)能將迅速提升，到 2017 年，我國煤制油產(chǎn)能將達到 1260 萬噸，相當于 2 座 1000 萬噸/年煉廠的油品產(chǎn)能總和。2013年我國煉油能力 6.3 億噸/年，油品（汽、煤、柴油等）生產(chǎn)能力按 60%計，約為 3.78 億噸/年，煤制油產(chǎn)能僅占其中的 0.4%；到 2017 年，預計我國煉油能力將達到 7 億噸/年，按同樣方法估算，油品生產(chǎn)能力為 4.2 億噸/年，則煤制油產(chǎn)能僅占石油基油品產(chǎn)能的大約 3%，其對石油化工企業(yè)產(chǎn)生的影響比較微弱。從煤制油技術本身來看，直接液化技術仍需進一步完善，間接液化目前建成運行裝置規(guī)模小，規(guī)模百萬噸級以上項目正在建設之中，技術尚未得到進一步的驗證，另外煤制油項目投資巨大，建設新項目面臨的資金壓力和環(huán)保壓力也很大。
4 結語
與石油化工相比，煤化工生產(chǎn)工藝路線長，裝置投資高，資源消耗尤其是水資源消耗量大，能源轉化效率較低，CO2等廢物排放強度高，產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨諸多挑戰(zhàn)和不確定性。在我國宏觀經(jīng)濟增速放緩、更加重視發(fā)展質(zhì)量和環(huán)境保護的新常態(tài)下，預計今后我國煤化工產(chǎn)業(yè)新政策將更加趨嚴，煤化工準入門檻將會進一步提高。值得一提的是，由于近年來我國煤化工項目重復建設現(xiàn)象嚴重，為避免新一輪產(chǎn)能擴張，降低產(chǎn)品同質(zhì)化競爭帶來的投資風險，在國家發(fā)展與改革委員會最近公布實施的《西部地區(qū)鼓勵類產(chǎn)業(yè)目錄》中，已經(jīng)取消了該目錄原征求意見稿中新疆、內(nèi)蒙古、寧夏、甘肅、陜西、青海、貴州和云南等地申報的煤制烯烴（產(chǎn)能均為50 萬噸/年）和煤制甲醇（產(chǎn)能均為 100 萬噸/年）項目。這一調(diào)整明確表明我國政府對發(fā)展煤化工的態(tài)度由鼓勵轉為謹慎，也正好給了煤化工企業(yè)優(yōu)化技術、完善工藝、總結經(jīng)驗的時間和空間，也給社會各界就發(fā)展現(xiàn)代煤化工凝聚共識留出了時間，有利于未來我國現(xiàn)代煤化工的健康發(fā)展。
在我國石油對外依存度逐年上升的嚴峻形勢下，發(fā)展現(xiàn)代煤化工是對石油化工的有益補充，是發(fā)揮我國煤炭資源比較優(yōu)勢、降低石油對外依存度、保障我國能源安全的重要途徑�，F(xiàn)階段，我國煤化工的發(fā)展之路仍在探索之中，需要深入研究、穩(wěn)步試點、慎重推廣，尤其是要牢牢掌握現(xiàn)代煤化工技術的自主權，通過不斷努力，探索出一條提高能源利用效率、減少污染排放的可持續(xù)發(fā)展道路。隨著煤化工產(chǎn)能不斷釋放，其與石油化工的競爭逐漸凸顯，為此石化企業(yè)應注重創(chuàng)新驅動，進一步發(fā)揮產(chǎn)品差異化優(yōu)勢，同時重視開源節(jié)流、降本增效，通過多種途徑提高自身競爭力，與現(xiàn)代煤化工企業(yè)實現(xiàn)優(yōu)勢互補、互利雙贏。
