1　我國發(fā)展煤轉化的必要性

　　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化是十分必要的。

　　隨著我國經濟的快速發(fā)展，拉動了對原油需求的快速增長，主要體現在原油進口量增長，原油對外依存度加大，已對我國能源供應安全構成威脅。 2007年，我國生產原油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。

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

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

　　2　我國煤轉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《關于加強煤化工項目建設管理，促進產業(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：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，限制在煤炭調入區(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)改委又下達了關于《加強煤制油項目管理有關問題的通知》(2008：1752號)。

　　2.2　煤炭將在能源結構中長期保持基礎性地位

　　煤在我國能源結構中占2／3的比例。預計我國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性地位。預測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對我國能源需求結構的預測見表1。

　　2.3　需規(guī)模化經營

　　由于煤制油項目屬于資本密集型產業(yè)，投資大.一般固定資產投資占產品成本的50%以上，所以需要規(guī)�；�經營才能產生效益。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，煤烴轉換系數(折合標準煤，包括原料、燃料、動力總能耗)為3.5：1，即3.5t煤轉換成1t油。據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，煤烴轉換系數為3.8：1，煤的熱能轉化率只有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　煤轉化的核心技術仍由國外掌握

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

　　2.6　煤轉化的水消耗量大

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

　　2.7　要統籌考慮環(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；煤轉化能否實現可持續(xù)發(fā)展取決于：能源利用水平、煤炭液化技術、產品市場、經濟效益和環(huán)保等方面。

　　3　煤轉化對煉化的競爭力

　　3.1　煤轉化布局要合理

　　我國煤炭區(qū)域分布并不均衡，山西、內蒙古、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量占全國的絕大部分，今后大型煤化工產業(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，但地質條件惡劣，采煤成本高。從國家全局看，煤轉化應該在煤資源落實，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。據國家統計局：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月份國內原煤出廠價格上漲20.9%。

　　油煤比價是影響煤炭轉化項目競爭性的關鍵因素。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品的生產成本相差300元／t。對煤制聚烯項目來說，聚烯烴項目每噸產品需要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　要充分研究產品市場

　　從煉油產品市場供應角度分析。我國成品油需求旺盛，特別是夏季成品油需求更加高漲，當前煤制油技術作為對煉油工業(yè)的一種補充，其生產的汽柴油質量高。特別是間接法生產的柴油，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，與現有煉油廠的柴油餾分混合，可以緩解煉油廠柴油質量升級的壓力，并且可以利用現有的油品儲運銷售系統。此外，我國是世界上最大紡織品生產國，由于聚酯需求增長迅速，芳烴產品的進口需求將5—10年內強勁，預計對二甲苯到2010年凈進口量將超過250萬t／a。苯將在世界范圍內供不應求，所以，我國煤轉化宜多生產柴油和芳烴，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，若產品需長途運達目標市場，宜將甲醇就地轉化為附加值高的產品。

　　3.4　要注重投資經濟性

　　根據不完全統計，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。

　　根據不完全統計，一般每萬噸產品裝置投資大型乙烯廠單位乙烯應為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，煤轉化代油才能顯示出良好的經濟性。

　　綜上所述，煤制烯烴現在尚無工業(yè)裝置運行經驗，有望形成產業(yè)規(guī)模替代石化產品；但是短期內，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　結束語

　　煤轉化對保障我國能源供應安全具有戰(zhàn)略意義，但由于項目投資高，存在技術、環(huán)保和耗水大等影響因素，目前我國煤轉化仍處在工業(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。