1　我國發(fā)展煤轉(zhuǎn)化的必要性

　　煤炭是我國的重要能源，煤炭探明儲量為1145億t，儲采比為93。按同等發(fā)熱量計算，相當于目前已探明石油和天然氣儲量總和的17倍。同時，煤炭也是最廉價的能源。我國是發(fā)展中國家，又是能源消費大國，充分利用相對豐富的煤資源進行煤轉(zhuǎn)化是十分必要的。

　　隨著我國經(jīng)濟的快速發(fā)展，拉動了對原油需求的快速增長，主要體現(xiàn)在原油進口量增長，原油對外依存度加大，已對我國能源供應(yīng)安全構(gòu)成威脅。 2007年，我國生產(chǎn)原油1.87億t，同比增長1.6%；原油表觀消費量達到3.46億t，同比增長7%；產(chǎn)量不能滿足市場需求，實際進口原油1.63 億t，比上年增長12%，原油對外依存度47.2%左右，同比增加3個百分點。

　　為了緩解經(jīng)濟發(fā)展對石油需求的壓力，通過煤轉(zhuǎn)化可增加液體燃料和化工產(chǎn)品的供應(yīng)能力。有效地解決我國石油供應(yīng)不足和石油供應(yīng)安全問題。

　　此外，煤轉(zhuǎn)化生產(chǎn)烯烴等化工產(chǎn)品能夠提高我國石化產(chǎn)品的自給率。因此，我國發(fā)展煤轉(zhuǎn)化是必要的。

　　2　我國煤轉(zhuǎn)化所處階段的基本判斷

　　2.1　國家政策更加穩(wěn)健推進

　　為了使煤轉(zhuǎn)化持續(xù)、健康地發(fā)展，國家先后出臺了五個方面政策及規(guī)劃。一是在2006年7月，國家發(fā)改委對煤化工項目限制審批規(guī)模做出規(guī)定：不再批規(guī)模在300萬t／a以下煤制油項目、100萬t／a以下甲醇和二甲醚項目、60萬t／a以下煤制烯烴項目；二是在2006年7月發(fā)改委下發(fā)了《關(guān)于加強煤化工項目建設(shè)管理，促進產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》：三是2006年底發(fā)布了《煤化工中長期發(fā)展規(guī)劃》(征求意見稿)，該規(guī)劃強調(diào)：煤化工發(fā)展不僅要考慮煤資源合理利用，還要考慮到環(huán)境容量、水資源及市場等制約因素；煤化工發(fā)展須符合國家節(jié)能減排工作要求，要從全生命周期的角度全面評價煤化工產(chǎn)品能源利用效率和二氧化碳排放對環(huán)境的影響。四是在2007年11月國家出臺《煤炭產(chǎn)業(yè)政策》，明確指出：在水資源充足、煤炭資源富集地區(qū)適度發(fā)展煤化工，限制在煤炭調(diào)入?yún)^(qū)和水資源匱乏地區(qū)發(fā)展煤化工，禁止在環(huán)境容量不足地區(qū)發(fā)展煤化工；五是2008年8月4日發(fā)改委又下達了關(guān)于《加強煤制油項目管理有關(guān)問題的通知》(2008：1752號)。

　　2.2　煤炭將在能源結(jié)構(gòu)中長期保持基礎(chǔ)性地位

　　煤在我國能源結(jié)構(gòu)中占2／3的比例。預(yù)計我國2010年和2020年石油對外依存度，分別達到50%以上和60%：天然氣將分別達到20%和 50%。煤炭在我國能源消費中將長期保持基礎(chǔ)性地位。預(yù)測2010年煤炭在能源消費中所占比例仍將占68.3%左右，到2050年也不會低于50%。 EIA對我國能源需求結(jié)構(gòu)的預(yù)測見表1。

　　2.3　需規(guī)模化經(jīng)營

　　由于煤制油項目屬于資本密集型產(chǎn)業(yè)，投資大.一般固定資產(chǎn)投資占產(chǎn)品成本的50%以上，所以需要規(guī)�；�經(jīng)營才能產(chǎn)生效益。在煤制油項目中，國家發(fā)改委批準了兗礦集團、神華集團和潞安集團等煤制油工業(yè)化示范項目。在煤化工項目中，目前在建的新型煤化工項目有30項，總投資達800多億元，新增產(chǎn)能甲醇850萬t／a，二甲醚90萬t／a，烯烴100萬t／a。

　　2.4　直接法和間接法轉(zhuǎn)化在能源利用上存在差異

　　理論上講，煤制甲醇、二甲醚、柴油的能源利用效率之比依次是1：0.714：0.438。其中，煤制甲醇的能量利用率只有32%-42%。

　　以煤制油為例：直接法煤制油，煤烴轉(zhuǎn)換系數(shù)(折合標準煤，包括原料、燃料、動力總能耗)為3.5：1，即3.5t煤轉(zhuǎn)換成1t油。據(jù)美國標準局熱當量換算公式，石油與標準煤的熱當量比為1：1.4286。以此測算，煤熱能轉(zhuǎn)化率28.6%，即有71.4%的熱能在煤制油的過程中被消耗掉。間接法煤制油工藝，煤烴轉(zhuǎn)換系數(shù)為3.8：1，煤的熱能轉(zhuǎn)化率只有26.9%。煤間接加氫液化制油，制造每噸成品液體燃料的能耗是約3.8t標準煤。

　　2.5　煤轉(zhuǎn)化的核心技術(shù)仍由國外掌握

　　煤轉(zhuǎn)化的核心技術(shù)仍由國外掌握，主要有殼牌粉煤氣化、德士古水煤漿氣化和GSP。煤化工關(guān)鍵在于大型甲醇合成技術(shù)和甲醇制烯烴技術(shù)。目前，國內(nèi)煤制油和煤制烯烴項目都還處在建設(shè)階段，并沒有投入商業(yè)運營。

　　2.6　煤轉(zhuǎn)化的水消耗量大

　　根據(jù)Sasol數(shù)據(jù)，間接法煤制油每噸產(chǎn)品要消費原煤3.8t左右，耗用新鮮水15t。每生產(chǎn)1t甲醇要耗水17t；每生產(chǎn)1t二甲醚要耗水14t；每生產(chǎn)1t合成氨要耗水14-18t；每生產(chǎn)1t煤制油要耗水15t以上。

　　2.7　要統(tǒng)籌考慮環(huán)保

　　煤制烯烴項目(不含熱電站)與石腦油制乙烯項目廢氣和廢液排放總量相當。60萬t／a煤制烯烴和120萬t／a石腦油制乙烯三廢排放比較見表2。

　　CO2排放總量：煤制烯烴項目(不含熱電站)為378萬t／a，折合每噸輕烯烴的C02排放量為6.3t；石腦油乙烯為146萬t／a，折合每噸輕烯烴的CO2排放量為1.22t。

　　廢固：煤制烯烴的廢固排放量遠大于石腦油制烯烴。主要是以煤為原料產(chǎn)生的灰渣排放量大；煤制烯烴每噸輕烯烴廢催化劑、干燥劑等廢固和污泥排放量分別是石腦油制烯烴1.6和2.5倍。

　　綜合以上7個方面的分析，我國在煤轉(zhuǎn)化，如：煤制油(包括煤直接液化和間接液化)、煤制甲醇、二甲醚、烯烴等的研發(fā)和工程總體上還處于工業(yè)示范階段；煤轉(zhuǎn)化能否實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展取決于：能源利用水平、煤炭液化技術(shù)、產(chǎn)品市場、經(jīng)濟效益和環(huán)保等方面。

　　3　煤轉(zhuǎn)化對煉化的競爭力

　　3.1　煤轉(zhuǎn)化布局要合理

　　我國煤炭區(qū)域分布并不均衡，山西、內(nèi)蒙古、陜西、新疆、貴州、寧夏、安徽、云南、河南、山東、黑龍江等省煤炭儲量和產(chǎn)量占全國的絕大部分，今后大型煤化工產(chǎn)業(yè)將向這些省份集中。

　　由于煤炭資源區(qū)域分布和水資源區(qū)域分布存在不一致性，從水資源儲量情況看，上述煤炭大省中，云南、貴州、新疆、黑龍江等省水資源較為豐富，但地質(zhì)條件惡劣，采煤成本高。從國家全局看，煤轉(zhuǎn)化應(yīng)該在煤資源落實，水資源充足、外運困難的地區(qū)門(非中東部)適度發(fā)展。

　　3.2　要充分考慮原料價格對項目的影響

　　煤炭價格的不斷攀升。據(jù)國家統(tǒng)計局：煤炭價格自2000年開始連續(xù)7年大幅上漲，2004年和2005年漲幅分別達到30.20%和28.74%，2008年煤炭合同平均漲價幅度達到10%。最新公布：4月份國內(nèi)原煤出廠價格上漲20.9%。

　　油煤比價是影響煤炭轉(zhuǎn)化項目競爭性的關(guān)鍵因素。近年來，煤炭價格與原油價格均呈上升趨勢，但二者的上漲幅度不同。例如，原油價格近九年的年均上漲率為7.1%，而煤炭價格年均上漲率僅為4.4%，導(dǎo)致煤價與原油價格差距不斷拉大。對煤制油項目來說，如果不考慮其他因素，上述煤炭價格的差距將使產(chǎn)品的生產(chǎn)成本相差300元／t。對煤制聚烯項目來說，聚烯烴項目每噸產(chǎn)品需要5.751煤，噸乙烯單耗2.97t，石腦油(乙+丙)1.46t。當煤炭價格為90元／t時，煤基聚烯烴的原料費用只是乙烯廠的1／3：煤炭價格為200元／t時，則煤基聚烯烴的原料費用將上升至乙烯廠的2／3。

　　3.3　要充分研究產(chǎn)品市場

　　從煉油產(chǎn)品市場供應(yīng)角度分析。我國成品油需求旺盛，特別是夏季成品油需求更加高漲，當前煤制油技術(shù)作為對煉油工業(yè)的一種補充，其生產(chǎn)的汽柴油質(zhì)量高。特別是間接法生產(chǎn)的柴油，由于不含硫，不含芳烴，無色無味，十六烷值73的柴油餾分可高達65%左右，與現(xiàn)有煉油廠的柴油餾分混合，可以緩解煉油廠柴油質(zhì)量升級的壓力，并且可以利用現(xiàn)有的油品儲運銷售系統(tǒng)。此外，我國是世界上最大紡織品生產(chǎn)國，由于聚酯需求增長迅速，芳烴產(chǎn)品的進口需求將5—10年內(nèi)強勁，預(yù)計對二甲苯到2010年凈進口量將超過250萬t／a。苯將在世界范圍內(nèi)供不應(yīng)求，所以，我國煤轉(zhuǎn)化宜多生產(chǎn)柴油和芳烴，其市場空間大，且相對價格呈上升趨勢。

　　從化工市場分析，以甲醇為例。煤基甲醇的生產(chǎn)成本與其他原料路線相比具有競爭性；我國煤礦大多集中在中西部，若產(chǎn)品需長途運達目標市場，宜將甲醇就地轉(zhuǎn)化為附加值高的產(chǎn)品。

　　3.4　要注重投資經(jīng)濟性

　　根據(jù)不完全統(tǒng)計，煤制油項目單位投資大約是煉油廠單位投資的5—10倍。一般新建煉油廠投資約為1100—1400元／t；煤制油單位產(chǎn)品投資約1.3萬元／t，約是常規(guī)煉油項目10倍。煉油廠與煤制油項目的單位投資比較見表3。

　　根據(jù)不完全統(tǒng)計，一般每萬噸產(chǎn)品裝置投資大型乙烯廠單位乙烯應(yīng)為5000萬元，而煤制烯烴項目為1.5億—2.5億元，煤制甲醇投資約為0.4 萬-0.5萬元/t，煤氣化一步合成二甲醚投資約為0.6萬-0.8萬元／t。所以，只有石油與煤價比達到一定程度，煤轉(zhuǎn)化代油才能顯示出良好的經(jīng)濟性。

　　綜上所述，煤制烯烴現(xiàn)在尚無工業(yè)裝置運行經(jīng)驗，有望形成產(chǎn)業(yè)規(guī)模替代石化產(chǎn)品；但是短期內(nèi)，煤制烯烴不可能取代石腦油制烯烴，將來可作為石油化工的有益補充，最終兩者將形成互補和良性發(fā)展的格局。

　　4　結(jié)束語

　　煤轉(zhuǎn)化對保障我國能源供應(yīng)安全具有戰(zhàn)略意義，但由于項目投資高，存在技術(shù)、環(huán)保和耗水大等影響因素，目前我國煤轉(zhuǎn)化仍處在工業(yè)示范階段，對煉化行業(yè)影響較小，可作為石油化工的有益補充。