进入“十二五”以来，我国现代煤化工产业发展进入快车道。神华直接液化项目、神华包头煤制烯烃项目、神华宁煤煤制烯烃项目、大唐克旗煤制天然气项目、庆华伊犁煤制天然气项目等“十一五”示范项目陆续建成投产，为“十二五”现代煤化工升级示范奠定了产业化基础。预计“十三五”时期，将是现代煤化工升级示范项目的集中建设期。

　　现代煤化工是一系列先进技术的集成，能够实现物料和能量高效转化、污染物集中高效脱除，兼具“高效、低排、载碳”优势，成为优化煤炭利用方式、提供清洁能源、实现石化原料多元化利用的重要途径。然而，相比于其它煤炭转化过程，现代煤化工单个项目规模都很大，相应的煤炭转化量大、用水量大、环境污染物排放量多、资金投入高，项目建设对煤炭资源、水资源、环境容量、投资实力都提出了很高要求，在其产业化推进过程中，关于其是否应大规模发展、如何发展的争论一直在持续，既是政府、企业高度关注的产业方向，也是舆论媒体关注的焦点。

　　产业现状

　　我国自“十一五”开始开展现代煤化工项目示范，“十二五”进入工业化升级示范新阶段。“十一五”示范项目中，煤制天然气产能合计151亿方/年，其中大唐克旗一期工程13亿方/年和庆华伊犁一期工程13.75亿方/年已建成投产；煤制油产能合计158万吨/年，煤制烯烃产能合计158万吨/年，均已投产并实现商业化运行。

　　2012年以来，一批大型现代煤化工示范项目陆续得到了国家“同意开展前期工作的复函”，正式开展实质性前期工作。截至2014年8月，煤制天然气项目共17个，产能合计722亿方/年，煤制油（间接液化）项目共7个，产能合计1280万吨/年；煤制烯烃项目共10个，产能合计708万吨/年。考虑其它类型的产能增长，如甲醇制汽油、甲醇制烯烃等，预计到2020年，我国煤制天然气产能有望达到900亿立方米/年、煤制油产能有望达到约1300万吨/年，煤制烯烃产能有望达到900万吨/年。

　　通过表1升级示范项目建设，我国现代煤化工产业将进一步提升单项技术水平、全系统优化运行水平、大型装备国产化水平、热动配置和能效水平、节水和污水处理技术水平。

　　经过近几年规划引导，目前我国宁夏宁东、内蒙鄂尔多斯、陕西榆林等地区已形成了规模较大、水平较高的大型煤化工产业集聚区。在此基础上，今后将在煤炭资源丰富、水资源条件适宜、基础条件较好地区，集中打造层次更高的创新型现代煤化工产业化基地，产业架构优化配置，公共资源高效集约，节能节水安全环保全面升级，我国煤炭资源利用焕发新的活力，形成煤基清洁能源供应和石化产品原料多元化新格局。

　　技术成熟性分析

　　典型煤化工生产过程可分为工艺生产过程和公用工程过程两部分，如图１所示。工艺生产过程可分为空分、气化、净化、合成四大装置。公用工程可分为热电、给排水、总图、储运、环保、安全、消防等部分。

　　在气化装置，原料煤经初步处理后，在空分装置供应的氧气、或其它系统供应的水蒸气的作用下，发生气化反应，使固态的原料煤转化成气态的粗煤气。在净化装置，首先是变换单元，粗煤气中的CO在水蒸气作用下，转变成H₂和CO₂，起到调节氢碳比，以满足后面合成装置的气体成分要求的作用。其次是净化单元，变换气中的CO₂、H₂S等酸性气体被脱除，得到合格的合成气。再次是硫回收单元，酸性中的H₂S等转化成单质硫磺或其它副产品。

　　在合成装置，合成气经不同的合成反应（甲烷化、费托合成、甲醇合成、氨合成等）生成目标产品合成天然气、柴油、甲醇、合成氨等。

　　在热－电装置，燃料煤经锅炉燃烧后产生蒸汽，一部分蒸汽用于化工生产过程动力驱动，一部分用于发电，电再用于化工生产过程和其它辅助工程。

　　在给排水单元，原水经给水单元处理后，给工艺生产过程提供循环水、脱盐水等产品。工艺生产过程产生的污水经工艺单元初级处理后，进入全厂污水处理单元，中水回用于生产过程，浓盐水经过一步处理，形成高浓盐水，再经深度处理后，或送蒸发塘，或形成结晶盐，实现“近零排放”。

　　上述生产过程中的关键技术，最重要的是煤气化技术，其次是净化技术、合成技术、空分技术、硫回收技术、污水处理技术等。

　　目前国内外煤气化技术多达百余种，其中大规模工业化的有数十种。先进的气流床加压气化技术在我国已大量得到应用，已基本进入“优中选优”阶段。加压固定床气化技术在国内外也得到广泛应用。今后煤气化技术的发展要点是针对高灰分、高灰熔点煤种，含有腐蚀性元素等煤种，如何进一步加强煤气化技术的适用性、提高煤气化效率问题。

　　经过“十一五”大型现代煤化工示范项目的建设，大型净化、合成技术均进一步得到工业化验证。可以说，我国的煤炭直接液化技术、费托合成技术、甲醇制烯烃技术均已走在世界前列，空分技术、低温甲醇洗净化技术、硫回收技术已基本达到世界先进水平，大规模的甲烷化技术即将获得突破性进展，大型关键设备的国产化水平已大幅提高，污水处理中的高浓盐水处理技术有待长周期稳定运性和经济性的验证。

　　总体上，我国现代煤化工产业发展所需要的单项技术已基本成熟、可靠，能够支撑项目长周期、稳定运行，但随着规模进一步扩大，煤种进一步扩宽，需要进行技术升级；整个工程系统仍有必要进一步优化；通过“十三五”升级示范，还需进一步解决部分技术、设备大型化、工程化问题。

　　能源利用效率分析

　　当煤炭作为能源使用时，讨论能源利用效率是必要的。相比之下，煤炭作为燃料直接利用时，由于没有加工生产过程，其能源转化效率最高，用于炊事的能效可达55%、供暖可达60%、工业动力（燃煤工业锅炉）可达75%，工业窑炉可达50%～60%。　　

　　煤炭间接利用，主要包括燃煤发电、煤制油、煤制天然气和煤制醇醚燃料等方式，一般用全生命周期能效评价方法来考量。如果是煤炭在产地加工转化成能源产品再输出使用，全生命周期包括煤炭短途运输、加工转化、二次能源产品长途运输配送、二次能源产品利用四个过程。如果是煤炭从产地运至消费地再加工后利用，则全生命周期包括煤炭长途运输、加工转化、二次能源产品短途运输配送、二次能源产品利用四个过程。如以新疆地区煤炭不同利用方式为例，对西部地区煤炭利用的全生命周期能效进行了分析，结果如图2、图3。

　　上述分析过程采用的关键数据和假设如下：一次运输过程，煤炭就地转化假设短途运距为50公里，公路运输；煤炭长途运输至消费地，则运距假设为2500公里。生产过程，均考虑各过程的先进方式和能效水平，燃煤发电按超临界发电计，煤制天然气、煤制油、煤制甲醇按《煤炭深加工示范项目规划》（征求意见稿）准入值与先进值的平均值计，煤制二甲醚按两步法考虑，在煤制甲醇基础上进行计算。二次运输过程，按电、天然气、油品、甲醇、二甲醚各自最可能的、经济的运输方式考虑，长途运距假设为2500公里，短途配送假设为50公里。终端消费过程，参考电、天然气、油品、甲醇、二甲醚在各自应用领域的典型用能水平，例如电在炊事领域的能效，《GB-21456-2008-家用电磁灶能效限定值及能源效率等级》对家用电磁灶能效规定级别分为90%、88%、86%，2012年以后最低限定值为86%，本文取上述数值的平均值。累计能效，是上述四个过程能效累计相乘的结果，即全生命周期能效值。图2和图3的分析结果表明，全生命周期能效取决于三方面因素：一是生产环节能效，煤制气、煤制甲醇、煤制油比超临界燃煤发电分别高约14个百分点、5个百分点、1个百分点，煤制二甲醚则比超临界燃煤发电低约4个百分点；二是二次能源输送环节能效，按2500公里计，管道输送、铁路运输损耗电网损耗低10个百分点以上；三是终端利用环节能效，取决于具体的用能技术和方式，总体上电在终端利用环节具有明显优势。按全生命周期累计能效计，煤制气与超临界发电相比，在供暖、工业动力、工业窑炉、冷热电三联供等领域具有明显的比较优势；而在车用动力领域，煤制气、煤制油、煤制甲醇、煤制二甲醚的全生命周期能效大大逊色于燃煤发电。从能源高效利用角度，今后煤制气与燃煤发电应形成互补，各自在优势领域优先发展；在车用领域，电动车的推广应优先于LNG汽车和醇醚燃料汽车。

　　对于煤炭是在生产地转化、还是运至消费地转化，不同方式应区别对待。对于燃煤发电，由于特高压电网输送2500公里的线损运高于煤炭铁路运输2500公里的耗能，输电不如输煤，关键是铁路运力如何保障煤炭运输。对于煤制气，气体管输的能损远低于煤炭铁路运输的能损，煤炭宜就地转化，生产天然气后再外输。对于煤制油、煤制甲醇、煤制二甲醚，假设均可能通过铁路运输，但由于运量不同，在煤炭产地就地转化的全生命周期能效略高。

　　用水量分析

　　本文针对煤制天然气、煤间接液化制油、煤制烯烃、煤制甲醇与燃煤发电生产过程的用水量进行比较，分别计算了转化单位煤炭的水耗、生产单位产品的水耗和生产单位能量产品的水耗。计算过程中，煤制天然气、煤间接液化制油、煤制烯烃、煤制甲醇按照《煤炭深加工示范项目规划》（征求意见稿）要求的基本值和先进值，燃煤发电按照电力行业平均水平和超临界发电先进水平分别计算。

　　从表2可以看出，如果仅以生产单位产品用水量进行对比，现代煤化工只能“自己与自己比较”；如果以转化等量煤炭进行对比，现代煤化工用水量仅为火电行业平均水平的不到50%，但比火电行业用水先进水平高约30%～50%；如果考虑能效因素，以生产单位热值能源产品的用水量计算，则现代煤化工的用水水平仅为火电行业用水平均水平的三分之一左右、与火电行业用水先进水平基本相当。笔者认为，用生产等热值产品用水量进行比较是更加全面、客观的，用生产单位产品、转化单位煤炭、或者仅以项目总用水量评论“现代煤化工耗水量大”都是有局限的、不客观的，现代煤化工的用水量并不“惊人”。而现代煤化工示范项目要做到的，是如何合理进行工程设计、工程建设和运行管理，真正使项目用水水平达到国家要求。

　　环境影响分析

　　现代煤化工与直接燃烧、火力发电相比较，现代煤化工对煤炭利用的大气环境影响是有积极作用的，对水环境的影响取决于工业污水处置方式和处理技术水平，对土壤环境的影响则基本相同。

　　煤炭利用带来的气体污染物主要是固体颗粒物、二氧化硫和氮氧化物。尽管煤炭直接利用的能源效率最高，但其燃烧过程的全部污染物直接排放，没有任何处理措施，已经成为最落后的利用方式，是淘汰对象。以下对现代煤化工和燃料发电进行对比。

　　对于固体颗粒物，燃煤发电主要产生于有组织的高空烟囱排放、备煤过程低空除尘器排放和无组织地面二次扬尘，现代煤化工则没有高空排放，仅有备煤过程低空除尘器排放和煤堆场地面二次扬尘。

　　对于二氧化硫，燃煤发电过程，燃煤中的硫在锅炉内转化为SO₂，经炉内脱硫或炉外脱硫处理后，再达标排放。按目前技术水平，燃煤发电过程脱硫效率最高可达95%。如果采用炉内石灰石法脱硫工艺，硫将和石灰石转化为石膏，资源化利用困难。现代煤化工生产过程分为“原料煤”和“燃料煤”两部分，二者比例约为7:3至8:2左右。原料煤中的硫在气化炉内转化为H₂S或COS，在净化和硫回收单元脱除，转化为硫磺、硫酸等产品。按目前技术水平，工艺脱硫效率可以达到99.5%。燃料煤如果按常规锅炉发电配置，其二氧化硫排放和脱除水平与燃料发电相同。由于原料过程脱硫效率高，转化同样煤量时，现代煤化工过程的二氧化硫排放量仅为燃煤发电的30%～40%左右。

　　对于氮氧化物，燃煤发电过程，燃料煤在锅炉内与高温空气作用燃烧，会产生大量NOx随烟道气排放，经脱硝处理后，达标排放。按目前技术水平，燃煤发电过程脱硝效率可达80%左右。现代煤化工生产过程，原料煤在气化炉内与氧气作用燃烧，整个工艺过程没有NOx产生。燃料煤如果按常规锅炉发电配置，其氮氧化物产生和脱除水平与燃料发电相同。总体上，现代煤化工过程的氮氧化物排放量仅为燃煤发电的20%～30%左右。

　　对于废水，燃煤发电过程的水仅作为循环介质，废水产生量小，处理难度较小。现代煤化工生产过程中，水主要作为气化剂使用，工艺废水产生量大，需要配置污水处理和回用设施，处理难度高于火电，处理成本相对较高，但处理后的废水大量回用后，最终约有3%左右形成高浓盐水，需要进一步深度处理。目前大型现代煤化工示范项目均要求做到废水“近零排放”，其关键，一是前端生产污水预处理合格，二是高浓盐水处理技术过关、运行稳定、经济可行。

　　灰渣的产生量与原煤灰份含量和燃烧程度有关。如果转化同样煤量、同等煤质，现代煤化工与燃煤发电产生的灰渣量基本相同，但燃煤锅炉灰渣是干渣，方便再利用，而现代煤化工工艺过程产生的废渣是湿渣，需要进行处理后再利用。

　　此外，对于煤中含有的汞、砷等有毒、有害挥发性物质，目前燃煤发电过程没有脱除措施。而现代煤化工则可以在工艺生产过程中将其沉积于催化剂上，或设脱汞、脱砷催化剂，使其得到回收。

　　总体上，现代煤化工生产过程在大气污染物排放和治理方面具有明显优势，而污水治理和废渣利用则需要加大投入。

　　碳利用和碳减排问题

　　化石能源大量利用是带来全球碳排放问题的直接原因。煤中的碳经过不同的转化过程，最终流入产品、流入大气或被废渣带走。

　　分散燃煤过程，除了灰渣中的残碳，其余碳全部转化为CO₂，并且无法捕集和再利用。

　　燃煤发电过程，除了灰渣中的残碳，其余碳全部转化为CO₂，CO₂排放量等同于直接燃烧。CO₂随烟道气排出，浓度约13%～15%，需要捕集后再利用，而捕集成本很高。

　　现代煤化工生产过程，由于产品含碳，碳利用率可以达到24%～30%。工艺过程产生的CO₂浓度达到95%，可以直接利用。动力过程产生的CO₂随烟道气排出，浓度与燃煤发电过程相同，需要捕集后再利用。同样由于现代煤化工生产过程用煤以原料煤为主，其高浓度CO₂排放量约占全部CO₂排放量的50%以上，在碳利用方面具有明显优势。

　　如果从全生命周期评价，现代煤化工生产的合成天然气、油品等能源产品，经终端消费（燃烧）后，产品中的碳最终也要转化成二氧化碳；而烯烃等产品中含有的碳则将继续随产品流转。

　　需要提醒的是，要从转化等量煤或者从提供等量能值产品的角度，而不是从总用煤量角度衡量现代煤化工的碳排放。实际上，现代煤化工转化煤量越多，其生产环节“载碳”越多，提供的高浓度二氧化碳越多，更加有利于碳减排和碳利用。

　　国外发达国家煤炭利用大多是燃煤发电，关注重点首先是火电厂烟道气二氧化碳捕集，然后才是二氧化碳输送和封存、再利用。我们国家现代煤化工产业发展，更应是我们开展碳利用的切入点，现代煤化工提供了高浓度CO₂，我们找到合适的地方进行封存或者利用即可。

　　产业竞争力问题

　　现代煤化工产品中，油品、烯烃、芳烃、乙二醇等均为石油路线大宗产品，面临与石油路线产品相竞争的问题。随着中东轻烃资源、美国页岩气资源的开发利用，也面临与其相竞争的问题。本文总结了煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇与石油路线的竞争力关系，如图4所示。

　　从图中可以看出，当油价低于50美元/桶时，现代煤化工产业的经济竞争力都不理想；当油价高于60美元/桶、低于70美元/桶时，现代煤化工产业初步具有了经济竞争力，顺序是：煤制烯烃≈煤制乙二醇>煤制二甲醚>煤制油；当油价高于70美元/桶时，现代煤化工产业的经济竞争力进一步提升，煤制乙二醇效益最好，其次是煤制烯烃，而煤制油和煤制二甲醚基本相当。总体上，随着油价的提高，煤基化工产品（乙二醇、烯烃）的经济竞争力会大大好于煤基能源产品（油品、二甲醚）。

　　实际上，目前国际油价在100美元/桶左右波动，国内已实现商业化运行的煤制油、煤制烯烃项目都具有很好的经济性。

　　相比之下，煤制天然气项目的经济性是最受关注的。近年来我国天然气价格逐步改革，目前国际市场原油与天然气的比价关系为1:0.45和1:0.66（不计北美），中国为1:0.48（存量气价上限）和1:0.67（增量气价上限），已基本与国际接轨。华北、华中、华南等地区天然气价格最高，增量气门站价格均已超过3元/Nm³，江浙地区达到3.31元/Nm³。如果按管线长输费1元/Nm3计，新疆地区煤制天然气出厂价预期为2.0～2.3元/Nm³左右。在这样的价格水平下，煤制天然气预期具有良好的经济性。煤制天然气项目关键是要做好控制产品竞争力的工作，包括进行先进可靠的工程设计和工程建设、控制合理的建设投资、合理的建设工期、合理的煤炭开采成本，稳定的生产运行等。

　　产业发展环境分析

　　国内经济稳中求进，能源需求持续增长。当前我国已成为世界最大的能源生产国和消费国，我国原油消费从1980年不足90千克/人逐步提高到2012年350千克/人，目前相当于世界平均水平的60%。2012年，世界天然气平均消费水平接近500立方米/人，美国长期保持在2000立方米/人以上，日本天然气消费水平快速提高，从1970年20立方米/人提高到2012年923立方米/人，我国仅为107立方米/人。按照2020年达到2012年世界平均水平计算，我国石油和天然气需求分别将达到7.5亿吨和6800亿方。未来我国工业化、城镇化进程持续推进，经济总量不断扩大，同时我国将大力推进节能减排，预计我国能源消费弹性系数将逐步下降，能源需求总量保持较低速增长。

　　国际环境错综复杂，能源安全再受关注。当前国际经济和能源环境更加复杂，在新地缘政治背景下，全球能源供给格局深度调整，能源争夺更加激烈。全球能源博弈面临新一轮洗牌，俄罗斯向东寻找突破口，欧洲调整能源供应链结构，美国在中东地区收缩，页岩气、页岩油等非常规资源开发取得重大突破，推动全球化石能源结构变化。国际能源供应和需求呈现多元化、多极化格局，世界能源价格更趋理性。我国在多方角逐中，积极通过高层互访和重大项目落地，推进与俄罗斯、中亚等国家重点能源领域合作，在一定程度上增强了能源博弈主动权。但同时必须看到，我国油气进口来源仍然相对集中，进口通道受制于人，远洋自主运输能力不足，金融支撑体系亟待加强，能源储备应急体系不健全，应对国际市场波动和突发性事件能力不足，能源安全保障压力巨大。

　　我国支撑经济发展的要素条件也在发生深刻变化，尤其是支撑经济发展的能源供给和保障能力。我国已探明化石能源储量中，煤炭约占94%，石油仅占5.4%。油气人均剩余可采储量仅为世界平均水平的6%，石油年产量仅能维持2亿吨左右，常规天然气新增产量仅能满足新增需求的30%左右。随着我国经济快速发展，油气资源对外依存度逐年上升，2013年我国石油、天然气对外依存度分别接近60%和30%，今后仍呈上涨趋势。能源对外依存度不断攀升预示着我国与世界的联系更加紧密，关系更加复杂，不稳定性因素和风险也将增加，能源安全战略问题再次受到高度关注。

　　能源革命触发变革，能源结构持续优化。经过一段时期的高速发展后，我国正面临经济对能源消耗依赖大，国外能源获取难度大，气候变化和国际资源争夺压力等一系列问题。能源消费基数大、人均资源水平低、能源结构不合理、能源环境成本高、能源体制机制相对落后是我国的能源现状。十八大报告首次提出了“能源革命”，为应对能源供需格局新变化、国际能源发展新趋势，保障国家能源安全做出了战略选择。

　　经过长期发展，我国已经形成煤炭、电力、石油、天然气、新能源、可再生能源协同发展格局。但基于我国多煤缺油少气能源禀赋特点，今后相当长一段时期内，煤炭仍将占据能源消费主体地位。当前我国进行能源革命，第一层次是优化化石能源和非化石能源供给和消费结构，提高非化石能源比重；第二层次是优化化石能源供给和消费结构，提高油气消费比重；第三层次是优化煤炭供给和消费结构，提高洁净高效使用方式比重。创新煤炭利用模式，开辟煤炭清洁高效利用路线，提高煤炭洁净高效利用程度，是我国优化能源结构的现实选择。

　　煤炭利用模式革新，现代煤化工适逢其时。目前我国煤炭消费结构，约56%用于燃料发电，18%用作炼焦原料，14%用作工业窑炉和工业动力燃料，6%用作化工原料，6%用于民用和其它用途。上述用途中，炼焦和化工用途利用煤的碳氢元素和热值，发挥煤“原料”和“燃料”性能；其它途径仅仅利用煤的热值，全部作为“燃料”使用。“燃料”利用方式对污染物脱除能力差别大，燃煤发电相对清洁，工业窑炉和工业动力、居民燃煤锅炉供暖等相对污染重，今后应逐步以清洁能源替代。相比之下，现代煤化工产业兼具“高效、低排、载碳”优势，成为改变煤炭利用方式，促进煤炭产业转型升级的重要途径。今后，我国煤炭消费要向智能化方向转变，通过精准定位细分领域的消费方式，优化煤炭生产和消费结构。

　　煤炭资源、水资源、环境资源合理匹配，是产业发展关键。2013年我国煤炭产量约37亿吨，预计2020年我国煤炭消费量将达到45亿吨左右。煤炭消费净增量主要在我国西部地区，以发电、现代煤化工为主。根据现代煤化工示范项目的统计，预计2020年西部地区现代煤化工产业用煤量净增约4.5亿吨，约占西部煤炭消费净增量的45%左右，现代煤化工项目基本配套自有煤炭资源。

　　现代煤化工产业必须选择煤水组合条件好的地区。十三五升级示范项目主要布局在鄂尔多斯盆地地区、蒙东地区、新疆准东地区、新疆伊犁地区。鄂尔多斯盆地地区现有项目全部实施需要新增4.5亿吨/年用水量,该区域用水主要来自黄河，水资源非常紧张，需要根据项目实际进度合理分配水权。新疆准东地区通过建设引水工程，目前300亿方/年煤制天然气项目用水基本可以保障，未来再建设大型煤化工项目还需要进一步扩充水资源供给。呼伦贝尔地区可用水资源相对丰富。呼伦贝尔煤化工现有项目少，伊敏河年径流量约10亿方，且已配套建设控制性水利工程，可以满足大型煤化工项目需要。伊犁地区水资源充沛，伊犁河年径流量约147亿方，目前利用率不足30%，有可能容纳更多的现代煤化工项目。

　　环境是制约因素，要采取一切可能措施。西部煤炭资源区几乎都位于黄河流域，缺乏纳污水体。煤化工生产废水经先进技术处理后，虽然可实现达标排放，但西部地区的生态环境仍不允许外排。经过各种先进的水处理回用技术后，目前难题是少量的浓盐水（约占新鲜水的3%）如何妥善处置。浓盐水的蒸发结晶等措施运行稳定性还有待检验，运行成本还需进一步降低。

　　黄河担负着流域内生活、生产、农业与生态等多种供水需求，目前盐含量累积已经接近生态红线，今后必须严格控制、杜绝无序排污。现代煤化工产业要想持久发展，必须破解高浓盐水处置难题。

　　作者单位:石油和化学工业规划院