【深度】糾結(jié)的現(xiàn)代煤化工

2018-01-26 15:48:11 能源雜志　點擊量：評論 (0)

導(dǎo)語：現(xiàn)代煤化工的產(chǎn)品種類繁多，多種技術(shù)路線并存，雖然其在技術(shù)和產(chǎn)業(yè)化方面都已有所突破，但仍面臨技術(shù)、經(jīng)濟性、環(huán)保等諸多方面的問題

導(dǎo)語：現(xiàn)代煤化工的產(chǎn)品種類繁多，多種技術(shù)路線并存，雖然其在技術(shù)和產(chǎn)業(yè)化方面都已有所突破，但仍面臨技術(shù)、經(jīng)濟性、環(huán)保等諸多方面的問題。在復(fù)雜的市場環(huán)境下，未來何去何從?——煤化工企業(yè)頗為糾結(jié)。

“發(fā)展煤化工要仔細(xì)盤算選擇好產(chǎn)品，否則工藝將會成為負(fù)資產(chǎn)。”清華大學(xué)化學(xué)工程系教授、中國工程院院士金涌在山西孝義召開的全國煤炭深加工及焦化產(chǎn)業(yè)綠色發(fā)展交流會上一針見血地表示。

事實上，現(xiàn)代煤化工既包括煤制燃料(油和天然氣)路線，也包括煤制烴(烯烴和芳烴)、醚(含氧化合物)路線，旨在彌補石油、天然氣的不足。在更高附加值的材料方面，現(xiàn)代煤化工在乙二醇、高分子材料、精細(xì)化工材料方面也有許多突破。

此外，低階煤的分級分質(zhì)利用成為煤化工在物理層面重要的發(fā)展形式。而相比煤制燃料，低階煤分級分質(zhì)利用投資少、成本低、環(huán)境壓力小。

近些年來，大型煤炭企業(yè)在現(xiàn)代煤化工示范項目上取得了較大的進步，但不可否認(rèn)現(xiàn)代煤化工仍然面臨著技術(shù)、經(jīng)濟性、環(huán)保等諸多方面的問題。

對于已有的大型煤制燃料項目，如何盈利成為當(dāng)務(wù)之急;而煤制烯烴、煤制乙二醇、煤制二甲醚等主要煤制化工品市場情況復(fù)雜，出現(xiàn)不同程度的同質(zhì)化現(xiàn)象，存在過剩風(fēng)險;低階煤利用方面，雖然技術(shù)取得了很多的突破，但大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化的項目仍然很少。

現(xiàn)代煤化工的產(chǎn)品種類繁多，多種技術(shù)路線并存。在不確定的政策背景和復(fù)雜的市場環(huán)境下，如何投資獲得收益，實現(xiàn)轉(zhuǎn)型升級是煤炭企業(yè)面臨的重要問題。

受追捧的石蠟

“油價好的時候，可以生產(chǎn)到最終的柴油、汽油產(chǎn)品，但是現(xiàn)在內(nèi)蒙古伊泰集團有限公司(下簡稱“伊泰”)煤制油很大一部分都是生產(chǎn)到中間的化學(xué)品——石蠟。”在鄂爾多斯市東勝區(qū)，一位熟悉伊泰煤化工的人士告訴《能源》記者，“伊泰在杭錦旗化工120萬噸/年精細(xì)化學(xué)品項目，大概可以生產(chǎn)90萬噸左右的費托合成蠟，成品蠟在70萬噸左右。”

伊泰擁有我國首個使用煤間接液化工藝的16萬噸/年煤制油裝置。資料顯示，2016年該項目共計生產(chǎn)各類油品19.45萬噸，其中柴油僅33.39噸，占比為0.02%，而正構(gòu)液體石蠟、重質(zhì)液體石蠟、正構(gòu)穩(wěn)定輕烴等精細(xì)化工產(chǎn)品產(chǎn)量占比大幅攀升。

“主要的產(chǎn)品為費托產(chǎn)品，煤基合成蠟等十幾種精細(xì)化工產(chǎn)品。煤制油的消費稅太高，雖然神華寧夏煤業(yè)集團有限責(zé)任公司向國家提出了減免消費稅，但是現(xiàn)在尚未有結(jié)果，現(xiàn)在伊泰16萬噸的示范項目都是生產(chǎn)的這些精細(xì)化工產(chǎn)品。”上述人士補充道。

事實上，不僅是伊泰，包括山西潞安礦業(yè)(集團)有限責(zé)任公司(下簡稱“山西潞安”)、兗礦集團有限公司(下簡稱“兗礦集團”)在內(nèi)的多家煤制油代表企業(yè)紛紛轉(zhuǎn)向石蠟等精細(xì)化工產(chǎn)品。究其原因，還是由于煤制油的消費稅高，油品經(jīng)濟性差，因此需要向吸收空間大、規(guī)模大、成本低的方向發(fā)展，替代一部分油品。

有數(shù)據(jù)顯示，汽油、石腦油、溶劑油和潤滑油消費稅單位稅額為1.52元/升，柴油、航空煤油和燃料油的消費稅單位稅額為1.2元/升。煤制油項目生產(chǎn)每噸柴油的消費稅在1411元左右，每噸石腦油的消費稅在2105元左右，綜合營業(yè)稅金及附加費約為1746元/噸，僅消費稅一項就占成本近30%。

2017年經(jīng)國家七部委研究，已同意給予煤制油示范項目消費稅免征5年的優(yōu)惠政策，但至今未見到正式批文。

煤制油工藝分為直接液化和間接液化，現(xiàn)在投產(chǎn)的項目以間接液化為主，間接液化又分高溫費托和低溫費托，目前潞安、伊泰使用的基本都是低溫費托。但是受技術(shù)所決定，低溫費托仍以油品為主，即使生產(chǎn)蠟，其體量也不會太大。

“因此如果想向精細(xì)化發(fā)展，還得做高溫這塊。高溫費托事實上就是向精細(xì)化的方向發(fā)展，一方面是產(chǎn)品附加值高，另一方面可以避開高額的消費稅。”中訊化工信息研究院分析師崔軍告訴《能源》記者。

山西潞安目前擁有2個煤制油項目，一個是山西潞安煤制油公司16萬噸/年間接制油，另一個是山西潞安180萬噸/年高硫煤清潔利用油—化—電—熱一體化示范項目。從16萬噸/年項目到180萬噸/年的項目，山西潞安利用高硫煤合成了全球第一種以煤為基礎(chǔ)通過專有技術(shù)合成的特種潤滑油基礎(chǔ)油——IV高粘度潤滑油基礎(chǔ)油(PAO)，此外還有應(yīng)用相變蠟以及多規(guī)格煤基尼龍纖維等多種精細(xì)煤化工產(chǎn)品。

在兗礦集團方面，按照其煤制油規(guī)劃，第一步已建設(shè)了100萬噸/年的煤間接液化工業(yè)示范裝置，采用兗礦自有低溫費托合成技術(shù)主要生產(chǎn)柴油、石腦油等產(chǎn)品。第二步是建設(shè)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(yè)示范裝置和200萬噸/年低溫費托合成工業(yè)化聯(lián)產(chǎn)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(xiàn)油品和化學(xué)品聯(lián)產(chǎn)。第三步則以高溫費托合成技術(shù)為主、同時采用高溫和低溫費托合成兩種技術(shù)，使液體產(chǎn)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(yōu)化產(chǎn)品結(jié)構(gòu)。

然而對于煤制油品，長遠來看，其真正的方向又在哪里呢?

“一是降低成本，歸根到底還是要靠自身的競爭力占領(lǐng)市場。二是高端化，仰仗其它產(chǎn)品不具備的特點，搶占高端市場。三是差異化，充分發(fā)揮自身產(chǎn)品的優(yōu)勢，進入差異化的市場。當(dāng)然，相關(guān)的政策支持也是需要和必要的。”中國煤炭加工利用協(xié)會煤化工事業(yè)部主任阮立軍回復(fù)《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(nèi)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(fā)展以新的發(fā)展契機呢?

“煤制天然氣是非常規(guī)天然氣的一部分，是我國天然氣生產(chǎn)的重要組成部分，也是解決氣源和氣荒的一個有效方式，但由于目前成本與價格的倒掛，需要國家和地方相關(guān)政策的支持。同時從布局上統(tǒng)籌考慮就近市場，而不僅僅是就近資源。”阮立軍分析認(rèn)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(jié)算價為2.75元/立方米，在正常滿負(fù)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(jīng)過兩次下調(diào)后，現(xiàn)在的價格為1.82元/立方米，下調(diào)了約34%。

同煤制油項目類似，受制于天然氣價格調(diào)控以及煤價的持續(xù)高位，盡管天然氣的發(fā)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(rèn)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(shè)計生產(chǎn)能力，且實際產(chǎn)量更低。已建成的4個煤制氣項目中，除新天外，其余都只完成了一期項目建設(shè)。但一些基礎(chǔ)性設(shè)施和工程等，都已先于主體工程建成。此外，實際產(chǎn)量更低，生產(chǎn)負(fù)荷率基本都不超過50%。二是成本高于氣價，成本倒掛。經(jīng)過國家多次調(diào)價，現(xiàn)在煤制氣的完全成本已遠高于天然氣的門站價格。三是企業(yè)沒有市場話語權(quán)。煤制天然氣不同于煤制化學(xué)品，可以在市場上銷售。煤制氣必須要進入管網(wǎng)，這樣產(chǎn)量和價格都要受到限制，自己無法決定。

目前已經(jīng)建成生產(chǎn)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(nèi)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(nèi)天然氣產(chǎn)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(chǎn)運行，其體量也十分有限。

《煤炭深加工產(chǎn)業(yè)示范“十三五”規(guī)劃》中對于煤制氣的定位是：協(xié)同保障進口管道天然氣的供應(yīng)安全，解決富煤地區(qū)能源長距離外送問題，為大氣污染防治重點區(qū)域工業(yè)、民用、分布式能源(冷熱電三聯(lián)供)、交通運輸提供清潔燃?xì)猓娲⒚骸⒘淤|(zhì)煤、石油焦等燃料，有效降低大氣污染物排放。預(yù)計2020 年，煤制天然氣生產(chǎn)能力達到170 億立方米/年。

在采訪中，《能源》記者了解到，煤制氣的發(fā)展仍然需要國家政策大力支持，否則國內(nèi)現(xiàn)有的油氣市場條件下很難獲得真正的發(fā)展。

現(xiàn)階段的煤制氣如果繼續(xù)推進，就意味著虧損程度繼續(xù)增大，有的煤制氣企業(yè)已經(jīng)開始考慮轉(zhuǎn)型，比如生產(chǎn)烯烴或者乙二醇。“煤制油油品可以生產(chǎn)汽油、柴油，還包括溶劑油、潤滑油、基礎(chǔ)油等，相對來說它能加工生產(chǎn)更多的衍生品。但是煤制氣主要成分為甲烷，也就是天然氣，同時會副產(chǎn)部分焦油或者其他一些產(chǎn)品，但量都很小，主要產(chǎn)品還是天然氣。”崔軍認(rèn)為。

轉(zhuǎn)型精細(xì)煤化工

如果說煤制油是因為經(jīng)濟性的原因逐漸轉(zhuǎn)向精細(xì)化，那么煤制烯烴、乙二醇等產(chǎn)業(yè)的轉(zhuǎn)型更多的是由市場決定的。精細(xì)煤化工產(chǎn)品種類繁多，不同的產(chǎn)品市場情況也不盡相同，部分煤化工產(chǎn)品遭遇產(chǎn)能過剩、市場容量小、技術(shù)不成熟等困境。

截至2015年底，我國煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴(包括甲醇制烯烴)產(chǎn)能分別達到254萬噸/年、31億立方米/年和862萬噸/年，2015 年產(chǎn)量分別為115萬噸、18.8 億立方米和648萬噸。

“同質(zhì)化不能一概而論，因為現(xiàn)在煤制油化工分很多產(chǎn)品，每個產(chǎn)品的行業(yè)背景也不一樣，烯烴目前可能同質(zhì)化比較嚴(yán)重，但是煤制油、和煤制天然氣就并非如此了。”崔軍表示。

亞化煤化工《中國煤制烯烴年度報告2017》顯示，截至2017年8月，中國已有28個煤/甲醇制烯烴項目投產(chǎn)或試車成功，共計烯烴產(chǎn)能1290萬噸/年。但是目前大多數(shù)的煤制烯烴項目，最終產(chǎn)品均為聚乙烯和聚丙烯，而低端聚烯烴產(chǎn)品的市場競爭激烈。

以聚乙烯為例，煤制烯烴乙烯、丙烯后加工項目同質(zhì)化現(xiàn)象十分嚴(yán)重，大多數(shù)聚乙烯、聚丙烯都集中在少數(shù)通用料品牌上，高端品牌、專用料品牌項目很少。

在走向高端產(chǎn)品，或者是更為精細(xì)化的產(chǎn)品方面，煤化工能否轉(zhuǎn)型成功還與整體的產(chǎn)業(yè)情況密切相關(guān)。但合成聚乙烯的高端產(chǎn)品還是替代不了，并不單單是煤化工的問題，與國內(nèi)煉化劑、催化劑、石化技術(shù)以及研究院開發(fā)能力都有關(guān)系。

傳統(tǒng)煤化工精細(xì)化發(fā)展成功的案例較多，但是現(xiàn)代煤化工“十三五”的重點還是示范升級，精細(xì)化發(fā)展目前更多的還是設(shè)計和規(guī)劃層面。“煤制產(chǎn)品面臨的挑戰(zhàn)基本上還是技術(shù)環(huán)保等等，隨著投入和技術(shù)進步，在技術(shù)上日益成熟，在環(huán)保上不斷改善，在標(biāo)準(zhǔn)上日趨完善。未來新的挑戰(zhàn)可能來自新能源的技術(shù)突破和產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用。”阮立軍指出。

精細(xì)化發(fā)展肯定是煤化工發(fā)展的方向，但不一定能解決根本問題。因為精細(xì)化產(chǎn)品的市場容量都不大，很容易飽和，而且目標(biāo)客戶和銷售模式也不太一樣。同時如果上的精細(xì)化產(chǎn)品種類過多，額外的投資和相關(guān)的專業(yè)人員也需要較大。

不可避免的環(huán)保壓力

一直以來，環(huán)保都是煤化工發(fā)展無法避開的話題，長期以來，高耗水、三廢(廢水、廢氣和固體廢物)等都是煤化工被人詬病的地方。

現(xiàn)代煤化工項目廢水處理流程大多采用“預(yù)處理+生化處理+廢水膜濃縮+蒸發(fā)結(jié)晶”的近零排放工藝，膜濃縮后得到的清水回用，高鹽水送至蒸發(fā)塘進行自然蒸發(fā)或者進蒸發(fā)結(jié)晶器對廢水進行減量回收。

蒸發(fā)塘具有處置成本低、運營維護簡單、使用壽命長、抗沖擊負(fù)荷好、運營穩(wěn)定等優(yōu)點，較長一段時期內(nèi)，新建煤化工項目大多采用這種方式。但是由于占地面積大，以及使用過程中出現(xiàn)滲漏造成污染的情況，蒸發(fā)塘乃至整個煤化工水處理都受到質(zhì)疑。

隨著新環(huán)保法以及大氣污染、水污染、土壤污染等專項行動計劃的實施，煤炭深加工產(chǎn)業(yè)的污染控制要求將更加嚴(yán)格，煤炭深加工項目獲得用水、用能、環(huán)境指標(biāo)的難度加大。

現(xiàn)代煤化工在發(fā)展過程中為了滿足環(huán)保的要求，在耗水、污水處理等方面也在發(fā)生著變化。“面對環(huán)保的壓力，行業(yè)一直都在積極投入和努力解決，也已經(jīng)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(huán)保部發(fā)布《現(xiàn)代煤化工建設(shè)項目環(huán)境準(zhǔn)入條件(試行)》，文件要求，在缺乏納污水體的區(qū)域建設(shè)現(xiàn)代煤化工項目，應(yīng)對高含鹽廢水采取有效處置措施，不得污染地下水、大氣、土壤等。同時，蒸發(fā)塘、晾曬池、氧化塘、暫存池選址及地下水防滲、監(jiān)控措施還應(yīng)參照《危險廢物填埋污染控制標(biāo)準(zhǔn)》(GB 18598)，防止污染地下水。在日趨嚴(yán)苛的環(huán)保條件下，眾多煤化工項目和正在申報政府部門審批項目中，基本采用蒸發(fā)結(jié)晶技術(shù)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(chǎn)1噸油需要耗費10噸水。但是經(jīng)過發(fā)展，2016年，神華集團(現(xiàn)國家能源投資集團)鄂爾多斯煤制油項目噸油水耗已經(jīng)從設(shè)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并爭取早日實現(xiàn)，煤炭深加工產(chǎn)業(yè)也面臨碳減排壓力。

國際環(huán)保組織綠色和平發(fā)布《中國煤化工行業(yè)“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(yè)碳排放量的占比約為70%以上，其中中國煤化工產(chǎn)品在2015年的碳排放量占中國工業(yè)排放量的13%。而在規(guī)劃情景、極端情景、預(yù)測情景對煤化工行業(yè)在“十三五”末期所產(chǎn)生的碳排放量的預(yù)測值分別為3.01億噸、4.09億噸和7.92億噸。

責(zé)任編輯：李鑫

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