煤化工行业四面楚歌
2015-11-20 03:51:11   来源： ()　   评论：0 点击：

　　受产能过剩、需求疲软影响，近几年，煤化工企业的日子每况愈下。尤其是去年以来国际石油价格的大幅下跌，极大地削弱了煤化工产品的成本优势。目前，除化肥、煤制烯烃尚有一定盈利外，焦化、电石、电石法聚氯乙烯、甲醇、二甲醚、煤制油、煤制气等均不同程度地出现亏损，有些甚至出现了行业性巨幅亏损。从长远看，随着环境约束的增大和碳税启征的临近，具有高排碳特征的煤化工行业受到的冲击将首当其冲，成本增加、竞争力下降将在所难免。

　　那么，已经四面楚歌的煤化工行业，如何才能走出当前困局、规避未来束缚、实现可持续发展呢?

　　发展超临界发电搞好煤基多联产

　　无论为了自身可持续发展，还是为承担国际减排义务，中国都必须要控制二氧化碳排放。而减少二氧化碳排放最直接、最有效的办法，就是大幅提高可再生能源比重，减少化石能源尤其是煤这种高碳能源的消耗。但无论是发达国家几十年的经验还是中国的实践均表明：可再生能源在三五十年内很难担纲能源消费的主角，人类经济社会今后的发展主要还要依赖化石能源。尤其是中国这样一个富煤贫油少气的国家，至少在三五十年内煤仍将是主要能源。但大量使用煤炭又的确会引发十分严重的环境问题，如何解决这一矛盾呢?认为应该从以下三方面寻求突破：

　　一是加快发展燃煤超超临界蒸汽发电。首先，电是最清洁、最高效、最便于配送和输运、最便于分布式应用、最易于和其他能源协同、最易于控制和高度智能化、最易于和信息技术高度融合的二次能源，其需求量伴随着社会的进步和人民生活水平的提高持续增加;其次，先进的超超临界发电技术能够真正实现煤炭的高效清洁利用;再次，目前中国电煤占煤炭消费总量的比重仅50%左右，远低于发达国家普遍80%以上的水平，与美国98%的占比相差甚远，具有较大的增长空间。一旦该技术得到普及，不仅能大幅减少电力行业的排放和对大气环境的影响，还将显著降低我国发电行业的总体成本，为电价下调打开空间，降低各行业尤其老百姓的用电成本，刺激电力消费，加快城乡电气化进程。

　　二是积极开发整体煤气化联合循环发电系统研究与示范。把高效的燃气—蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术相结合，即煤气化净化干净的合成气燃气轮机发电排放气余热锅炉蒸汽蒸汽轮机发电，因此，无论热能利用效率还是污染物排放，尤其二氧化碳的排放，都显著优于常规电站，已经成为世界主要发达国家研究的方向。但由于其单位装机投资较大，经济性较差，目前无法推广应用。建议“十三五”期间，重点研究开发新技术，加快技术优化集成，通过技术创新与工程创新，大幅降低IGCC的投资成本，为煤炭清洁高效经济利用探寻现实路径。

　　三是重点发展煤基多联产。煤基多联产是将煤化工、IGCC、城市热/电/冷联供等高度集成耦合，是一个跨行业的系统工程，能够实现能量流、物质流的总体优化，能够实现碳氢比的合理优化利用、热量与压力的梯级利用，减少无谓的化学放热与反复的升/降压过程，最终实现物质的充分利用。其产品包括电力、热/冷气、城市煤气、液体燃料、氧气、纯净二氧化碳和甲醇等化学品。还可通过对甲醇的深加工生产更多、附加值更高的化学品，规避产品单一带来的市场与经营风险。生产过程产生的纯净二氧化碳，则可用作冷冻保鲜、保护焊、气肥、碳酸饮料、可降解塑料、驱油等广泛领域，或注入地下固化。煤基多联产不仅能够帮助企业增效提质，摆脱环境魔咒，还可以在碳税启征后通过碳交易受益。

　　煤地下气化，就是将处于地下的煤炭进行有控制的燃烧并产生可燃气体的过程。煤地下气化主要由气化平台、进气通道、出气通道、监测控制，以及“三废”地下处理与控制五大系统构成。

　　中国煤地下气化技术整体处于世界领先水平，现已在全国布局了十多个试验示范点。其中，14万立方米/日的安徽刘庄煤矿煤地下气化试验装置、1万吨/年山西昔阳煤地下气化制合成氨试验装置均实现了连续2年以上运行，已经具备了产业化推广的基础和条件。

　　“十三五”期间，国家将在“十二五”资助1亿元的基础上，继续支持煤地下气化技术的研究，并推动其工业化进程，将分别在新疆吐哈和内蒙古建设100万立方米/日和350万立方米/日工业化示范项目，前者将配套IGCC系统，后者主要用于生产2万立方米/日液化天然气(LNG)和发电。目前，这两个项目的可研报告均已经通过评审，预计均可在2017年建成投运。

　　煤地下气化技术不仅改变了煤炭开采方式，大幅压缩传统煤炭开采与输运费用，还能使原本充当煤矿杀手的瓦斯在地下变为有效气体，从而大幅降低了煤化工企业的用煤成本。加之可对褐煤、烟煤、无烟煤、高硫煤实施地下气化，使化工用煤范围进一步扩大。更为重要的是，气化废渣、废水、硫化物、氮氧化经处理后能够就近填充于采空区，极大地缓解了地面气化令人头痛的“三废”问题。

　　另外，由于煤与油大多伴生赋存，在油田附近搞煤地下气化并与化工装置配套，所产生的纯净二氧化碳可直接用于驱油，或注入地下碱性水、苦咸水中实现固化，从而使煤化工装置免缴碳税，并可通过碳交易和销售二氧化碳受益，彻底摆脱成本高、环境约束大、效益差的桎梏。

　　煤的高效清洁转化首推煤炭分质利用，因为其通过最低的能量消耗，将煤分解为清洁高热量的焦炭、煤气和焦油。煤气既可燃气发电，又可生产诸多化工产品;焦油不仅能生产清洁油品，并进一步加工为航油、基础油、高级润滑油，还可与氢气在等离子体中反应生产需求巨大、附加值较高的乙炔;焦炭则可替代民用和工业窑炉领域大量使用的原煤，大幅减少这两大排放最严重领域对大气环境的影响。若将煤炭分质利用与IGCC、DMTO(甲醇制烯烃)、MTA(甲醇制芳烃)、DMMn(聚甲氧基二甲醚)等耦合，形成煤电化一体化发展模式，则单位能耗会大幅下降，还能在未来电动车普及时，从电力增长中受益。

　　从需求方看，我国石油制烯烃产能严重不足，年进口量上千万吨;PX进口量在2020年、2025年将高达1200万吨和1500万吨。DMMn的市场空间更大，目前，柴油十六烷值普遍只有45-49，燃烧的不完全不仅增加了汽车油耗和消费者负担，还会排放大量黑烟，引发雾霾等环境问题。但若向柴油中加入20%的DMMn，其十六烷值即可提高至54-58，凝点低于-20℃，变得更加清洁高效。中国每年消耗的柴油超过1.6亿吨，按20%添加，年需DMMn超过3000万吨。按1.2-1.3吨甲醇生产1吨DMMn计算，其成本不足柴油售价的一半，具有较强的竞争力和较高好的盈利能力。因此，在石油价格下跌导致煤化工前景难以预测的情况下，以煤分质利用为龙头，耦合IGCC和DMTO、MTP、MTA、DMMn无疑是稳妥和明智之举。

　　煤炭的物理特性和化学结构都决定了只有分质利用，才能用最小的能源消耗取得最大效益，实现煤的高效转化利用。

　　依托国家能源煤炭分质清洁转化重点实验室，陕煤化集团已经探索出一条煤炭高效绿色开采与分质利用的途径，提出了以煤为龙头、热解技术为核心，由煤的四级分质转化与现代煤化工技术耦合集成的低阶煤绿色高效开采与分质清洁转化路线，取得了一系列重大技术成果。

　　其中，气化—低阶煤热解一体化技术、低阶粉煤回转热解制取无烟煤技术已经通过鉴定;块煤干馏中低温煤焦油制取清洁燃料技术、煤焦油全馏分加氢多产中间馏分油成套工业化技术实现了工业化应用;60万吨/年固体热载体移动床热解、50万吨/年热解气载体移动床热解、5万吨/年固体热载体流化床快速热解、万吨级气体热载体输送床快速热解年内有望取得阶段性试验成果;100万吨/年气化—低阶煤热解一体化示范装置、60万吨/年低阶粉煤回转热解制取无烟煤示范装置正在编制工艺包。

　　业内关注的热解半焦的出路问题，已经完成了干焦粉气化试验、水焦浆气化试验、流化床锅炉半焦燃烧试验、干焦粉锅炉燃烧试验，以及工业炉和民用炉灶半焦燃烧试验;正在进行半焦气化、发电、高炉喷吹、工业锅炉工业化应用示范。

　　中国承诺2030年二氧化碳排放达到峰值，今后将全力提升天然气、核能、可再生能源的比重。即便暂时离不开煤炭资源，也应通过IGCC和CCUS(碳捕获、利用与封存)最大限度地减少碳减排压力。虽然IGCC和CCUS成本较高，但如果将其纳入可持续发展和碳减排这一战略框架内考虑，则根本不是问题。因为国家只要给予相关项目一定的补贴或政策优惠，高成本的问题就可暂时缓解，而后再通过技术进步并综合考虑环境与碳排放的损失与收益。建议毫不动摇地抓紧推动IGCC和CCUS的研发与工业化进程，使其尽快成为煤炭高效转化和碳减排的实用技术。

　　煤化工企业之所以陷入困局，除了经济增长乏力、需求下降外，缺少差异化产品是重要原因。为什么没有差异化产品?因为不注重技术创新，没有掌握基础性、前瞻性的核心技术。

　　以前我们提到技术创新，习惯于引进消化吸收再创新。而今，中国的许多技术与发达国家差距缩小，有些技术达到世界先进水平，有些技术国际领先，此时再想引进消化吸收再创新困难很大：一方面，国外不会再痛快地给我们技术;另一方面，他们也没有更多先进技术给我们。唯一的办法，就是俯下身子，搞基础研究，搞技术创新，搞新产品开发。

　　还有煤化工的环境问题。环境问题是任何能源化工企业都无法绕过去的，你做得好，不仅不会受到约束，反而能够从中受益;否则，就会变成压力和束缚，甚至被淘汰出局。