在经济新常态下，体量巨大的煤化工项目对经济发展的拉动作用显得尤为重要。毫无疑问的是，按照国家《煤炭深加工“十三五”规划》初稿中基于量水而行、最严格的环保标准、节能高效、科学布局、自主创新等原则，煤化工项目将继续推进。据相关资料显示，2016年~2020年，中国煤化工项目将进入升级示范和商业化开发阶段，煤制油、煤制甲醇/烯烃、煤制天然气、煤制大规模合成氨、煤制乙二醇和煤制氢等领域将有为数众多的项目建成投产。那么，在生态文明建设愈益受到重视的新形势下，面对低油价和环保的双重压力，我国的煤化工产业路在何方?又该如何实现健康持续发展?在近日召开的全国煤炭交易会上，记者采访了中国石油和化学工业联合会煤化工专业委员会副秘书长王秀江。
记者：我国煤化工产业经过多年的发展，已具备了相当的规模。在“十二五”期间，我国煤化工产业的发展状况如何?
王秀江：我国现代煤化工产业经过多年的发展，其技术创新和产业化均走在了世界前列，现代煤化工已经成为我国石油和化学工业“十二五”发展的最大亮点之一，突出表现在以下几个方面：一是产业规模快速增长，煤炭已由单纯的燃料逐渐转变为燃料与原料并重。2015年上半年，我国煤制油年产能达到158万吨，产量44.49万吨;煤制天然气产能达到31.05亿立方米，产量9.4亿立方米;煤制乙二醇产能达到190万吨，产量达到16.89万吨。二是技术创新取得重大突破，攻克了一批国际领先的关键性技术和装备，煤气化技术取得了重大进展：多喷嘴对置式气化技术、航天粉煤气化技术、水冷壁水煤浆气化技术、SE煤气化技术、两段式干煤粉加压技术等均有重大进展;神华煤直接液化工艺及高效催化剂、煤油共炼-浆态加氢技术、新一代高温浆态床F-T合成工艺和催化剂技术、万吨级甲醇制丁烯联产丙烯技术、具有独特催化剂和反应器的低温费托合成油工艺和催化剂技术等关键性技术也取得重大进展。三是现代煤化工示范取得重大成效，运行水平不断提高。截至2014年底，国家发改委已经批准建设了38套煤制烯烃、煤制油、煤制天然气、煤制乙二醇等示范工程，解决了一大批产业化、工程化和大型装备制造难题，总体实现了长周期稳定运行。在国际油价深度下跌的新形势下，现代煤化工示范项目正在从技术、管理、装备等多方面入手，积极探索与石油化工竞争的新优势，努力提升现代煤化工的盈利水平。四是现代煤化工园区化建设取得重大进展，园区化、基地化发展的优势进一步显现，产业集聚优势、管理高效优势、排放综合治理优势得到了充分发挥。我国现代煤化工项目主要集中在内蒙古、陕西、宁夏、山西、新疆等省区，产业发展的园区化、基地化格局初步形成。大多数现代煤化工基地都包含了煤炭开采、现代煤化工等上下游关联产业，也有与石化、电力等产业实现多联产。
记者：这些年来，我国煤化工产业一直在争议中前行，其中有关“与民争水、盲目发展”等争议更多。那么，在您看来，我国当前煤化工产业存在的突出问题主要有哪些?
王秀江：存在的问题主要有：一是前期盲目发展问题突出。由于我国“缺油、少气、煤炭资源相对丰富”的资源禀赋和现代煤化工产业展示的发展前景，许多地方和企业都把发展现代煤化工作为投资的重要领域，特别是西部煤炭资源丰富的地区，“逢煤必化”的倾向十分突出。而在当前国际原油价格大幅下降的形势下，无论从技术水平上还是从经济效益上，煤化工产业都将面临严峻的挑战。二是技术、装备制约，示范工程技术尚待进一步优化。现代煤化工产业仍处于示范期，多数核心技术初次商业化，工艺流程和技术集成尚待优化，在能效水平和污染物排放方面仍有进一步改进和提高的余地。引进技术和设备费用高，维修困难。我国煤化工引进技术及装备不仅价格高，而且进口设备出现故障时，配件费用昂贵、供货周期长，给企业生产运行带来一定困难。产业链亟待延伸。目前我国煤化工产业链比较短，产品品种少，部分产品同质化严重。理论上石油化工能生产的产品，煤化工都可以生产，关键是需要技术支撑。三是水资源制约明显。现代煤化工项目耗水量大，据测算，煤直接制油每吨耗水5.8吨，煤间接液化每吨耗水6吨~9吨，煤制天然气每吨耗水8.1吨，煤制乙二醇每吨耗水25吨，煤制烯烃每吨耗水22吨~23吨，而内蒙古、陕西、山西、宁夏等中西部省区现代煤化工项目用水主要依赖黄河，黄河总水量是有限的，且每年还有减少之势。四是环保排放压力很大。国内很少有煤化工企业能切实做到废水达标排放，主要是因为该行业欠缺技术可行、经济合理的废水处理回用技术。不少煤化工企业废水排放量已超过该地区水环境承载能力，使水环境和生态环境遭到严重破坏，也威胁到许多城镇居民的饮用水安全。二氧化碳的治理问题也是现代煤化工产业发展的一大难题。
低油价对我国煤化工的影响也不容小觑。自2014年6月份以来，国际石油价格呈“断崖式”下跌，从每桶100美元以上跌到当前的55美元以下，跌幅高达50%。现代煤化工产品，如煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇等利润空间大大压缩，不再具有成本优势。据预测，今后较长一段时期，原油价格在中低位震荡将是常态，低位运行是主流，高于100美元/桶的高油价时代短期难以重现。若油价长期维持在55美元/桶以下，再加上其他设备折旧费、环保费，对煤化工行业是极大的挑战。
记者：我国煤化工产业在“十三五”期间发展中应该坚持什么样的定位和原则?
王秀江：“十三五”是我国石油和化学工业由大国向强国跨越的重要时期。中国石油和化学工业从“跟跑型”战略向“领跑型”战略转变，必然要求现代煤化工产业在认真总结“十二五”发展经验的基础上，走出一条突破与转型发展的新路。
在产业定位上要升级示范，创新发展。升级示范主要是开展技术升级示范，重点围绕提高能效、降低资源消耗和污染排放、终端产品高端化和差异化、加强体系化集成和成本优势的升级等。创新发展就是大力推进原始创新、集成创新、引进消化吸收再创新，加快自主核心技术产业化进程;破除产业条块分割藩篱，跨行业、跨地区优化配置要素资源，积极发展多联产技术，使现代煤化工与相关产业融合发展，构建循环经济产业链和产业集群，提升资源能源利用效率。
在产业发展上，要坚持五大原则：一是坚持量水而行，严格控制缺水地区项目建设;二是坚持清洁高效转化，能耗、资源消耗及污染物排放符合法定准入条件;三是坚持示范现行，重点推进示范项目建设，把握产业发展节奏;四是坚持科学合理布局，禁止在生态脆弱、环境敏感的地区建设煤化工项目;五是坚持技术装备自主化，推广应用具有自主知识产权的技术与装备。
记者：我国煤化工产业在“十三五”期间发展的重点任务是什么?
王秀江：“十三五”期间，我国煤化工产业发展的重点任务包括：一是科学合理布局，要坚持靠近原料、靠近市场、进入化工园区的原则，按照量力而行、量水而行、量环境承载能力而行的要求，突出产业园区化、规模大型化、生产柔性化、产品差异化的方式和特色。重点布局的煤化工产业基地包括蒙东、蒙西、新疆准东、新疆伊犁、宁东、陕北、云贵等。其中，蒙东重点开展大规模低阶煤提质、建设煤制烯烃、煤制天然气等示范项目;蒙西重点建设煤制烯烃、煤制油、煤制天然气及煤提质示范项目;新疆准东重点建设煤制烯烃、煤制天然气等示范项目;新疆伊犁重点建设煤制烯烃、煤制天然气等示范项目;陕北重点建设煤制烯烃、油品、乙二醇、芳烃以及煤提质等示范项目;宁东重点建设煤制烯烃、油品、乙二醇、芳烃等示范项目;云贵利用当地丰富的褐煤、水资源，建设煤制油等项目，支撑当地经济发展，解决成品油、天然气长期依靠外调的问题。通过“十三五”合理布局的发展，使我国现代煤化工的发展在总量上得到合理控制，在布局上更加优化，在技术特色上更加突出，努力建设一批具有国际水平的大型化、综合性、更具环保优势和管理效率的现代煤化工园区和基地。到2020年，预计现代煤化工规模将达到：煤制油1200万吨，煤制烯烃1600万吨，煤制乙二醇600万吨~800万吨，煤制天然气200亿立方米，煤制芳烃100万吨。
二是突出技术创新，煤气化技术向装置大型化、操作简单化、运行高效化和长周期方向发展。同时，要在延伸产业链技术、拓宽产品幅技术、低阶煤高效综合利用技术、“三废”处理技术、重大装备研制等方面有重大创新和突破。
三是对现有示范工程进行优化升级。煤炭液化方面，要完善现有装置技术，以稳定运行为主。煤直接液化，要进一步优化核心反应装置的规模及运行参数，并进行升级示范验证，同时对水系统和公用工程进行优化，提高整个系统的能源转化效率，降低系统能耗、水耗，提高项目的竞争力;煤间接液化，进一步降低装置的单位油品投资、单位油品水耗和煤耗，实现百万吨级以上大型装置安全稳定长周期运行。煤制烯烃方面，要进一步优化系统，加强下游产品开发。积极开展烯烃新工艺技术示范，对全流程的技术及装备一体化方案进行优化，降低建设投资，降低生产成本，提高产品综合竞争力;加强聚烯烃、环氧丙烷、苯酚丙酮、丁辛醇、丙烯酸及酯等下游产品开发。煤制天然气方面，要加快大型合成气甲烷化技术自主研发。依托示范项目，实现甲烷化关键技术自主化;提高固定床加压气化的压力，以提高气化炉出口甲烷含量，减少系统负荷，进一步提高高效污水处理和回用技术水平;探索煤气化技术组合，用于煤制天然气和生产化工产品，提高资源利用效率和污染治理水平。煤制乙二醇方面，要进一步完善和突破催化剂技术和工艺，开展新技术工程化开发，提高现有示范装置的生产负荷;要建设百万吨及千万吨低阶煤分级分质利用，百万吨煤(甲醇)制芳烃，百万吨级沸腾床加氢煤油共炼技术，二氧化碳搜集、封存、驱油技术，30万吨级甲醇DMMn等一批示范工程和10万吨/年合成气制高碳伯醇工业性示范项目等。
四是推进煤化工与关联产业的融合发展。目前，无论是传统煤化工还是现代煤化工，均存在能源和化学元素利用率低的问题。按照循环经济理念，采取煤化电热一体化、多联产方式，大力推动煤化工与石油化工、焦化、盐湖资源开发、化纤等产业融合发展，综合能效会大幅度提高，资源可以得到充分利用。与石油化工行业融合，可实现原料互补、产品优化调和、公用系统共享。双方联合后，可以直接将煤液化的初级产品作为加工原料输送到炼油厂，并与炼厂的产品进行调和，加快我国油品质量升级过程。通过与炼厂油品统一调度、配合使用，有效降低机动车尾气中二氧化碳、氮氧化物、碳氢化合物和颗粒物等污染物的排放。将煤制油得到的廉价氢替代炼油厂的轻烃制氢，用于渣油深度加工可多产轻质油。以1000万吨/年炼油厂产200万吨渣油计算，每年能多生产轻质油12万吨~15万吨，并节约投资8亿元~10亿元。同时，利用国内现有的中石油、中石化全国销售网络，还可以降低销售成本。
而油煤共炼技术综合效益也十分看好。目前，在单一重油加氢裂化制油、煤炭加氢液化制油的基础上，延长石油公司以悬浮床加氢裂化为基础，进行系统创新，以重劣质油和中低阶煤为原料，发挥煤与重油在反应中的协同效应，解决了现有煤直接液化收率低的重大难题，实现了高转化率和高液收率。
五是加强标准体系建设。在管理标准方面，研究国内外煤炭深加工产业政策、技术水平、环保政策，提出煤炭深加工能量限额标准、取水标准、安全标准体系;在产品标准方面，研究煤炭深加工示范项目核心技术、产品质量指标、消耗定额、应用范围、包装运输等内容，形成煤炭深加工产品标准体系;在质检、计量标准方面，研究煤炭深加工产业的质检、计量标准，建立公正、公平的市场环境标准体系;在与现有政策适应性方面，研究所形成的标准体系与现有的相关政策、规划、法规、条例、强制性标准等文件的适应性和关系。总之，目标就是要形成“十三五”煤炭深加工产业标准体系。
