現(xiàn)代煤化工如何影響石油化工產(chǎn)業(yè)？2015.4我國化石資源稟賦的特點(diǎn)是富煤、少油、缺氣。2013年煤炭資源探明儲(chǔ)量1145億噸，占世界探明儲(chǔ)量的13.3%，位居世界第三，但石油和常規(guī)天然氣資源不足，2013年石油對外依存度58.1%，天然氣對外依存度達(dá)到31.6%。在近年來高油價(jià)、高氣價(jià)能源供應(yīng)背景下，我國對交通運(yùn)輸燃料和石化產(chǎn)品的強(qiáng)勁需求，催生了煤制油、煤制烯烴、煤制天然氣、煤制乙二醇等現(xiàn)代煤化工的快速發(fā)展，現(xiàn)代煤化工已經(jīng)從升級(jí)示范進(jìn)入工業(yè)化生產(chǎn)和大規(guī)模產(chǎn)能擴(kuò)張時(shí)期，并逐漸對石油化工產(chǎn)生越來越大的影響。一、現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀1煤制油煤制油技術(shù)分為直接液化和間接液化。直接液化是將煤制成油煤漿，在450℃和10～30MPa下催化加氫，獲得液化油，進(jìn)一步加工成汽油、柴油及化工產(chǎn)品，其工藝示意圖見圖1。煤直接液化技術(shù)早在20世紀(jì)30年代已在德國實(shí)現(xiàn)工業(yè)化，但反應(yīng)條件苛刻、產(chǎn)品質(zhì)量差、成本高。經(jīng)過不斷改進(jìn)，目前世界上最先進(jìn)的幾種煤直接液化技術(shù)主要有德國的IGOR工藝、美國碳?xì)浠衔镅芯抗荆℉TI）的兩段催化液化工藝、日本的DEDOL工藝，其反應(yīng)條件緩和、油收率高、產(chǎn)品成本相對較低，但國外目前均沒有建立新的規(guī)?；褐苯右夯S，主要原因是經(jīng)濟(jì)方面的因素而非技術(shù)因素。我國早在20世紀(jì)50年代就開始煤直接液化技術(shù)的研究，通過不斷技術(shù)攻關(guān)，神華集團(tuán)于2008年在內(nèi)蒙古鄂爾多斯建成108萬噸/年煤直接液化裝置，作為全球首套煤直接液化裝置，經(jīng)過不斷優(yōu)化改造，其運(yùn)行水平穩(wěn)步提高，經(jīng)濟(jì)效益良好。目前，神華集團(tuán)第二、第三條直接液化煤制油生產(chǎn)線已開始總體設(shè)計(jì)，油品總產(chǎn)能約200萬噸/年，計(jì)劃于2018年8月建成投產(chǎn)。間接液化是將煤氣化、凈化制成合成氣，然后經(jīng)費(fèi)托（F-T）合成工藝制合成油及石化產(chǎn)品，其工藝示意圖見圖2。煤間接液化技術(shù)有較寬的煤種適應(yīng)性，工藝條件相對緩和，可以通過工藝條件調(diào)整產(chǎn)品結(jié)構(gòu)，是未來煤制油技術(shù)的主要途徑。國外典型的工業(yè)化煤間接液化技術(shù)有南非Sasol的費(fèi)托合成技術(shù)、Shell的SMDS技術(shù)和Mobil公司的甲醇制汽油（MTG）技術(shù)，其中Sasol技術(shù)在五十多年的發(fā)展過程中不斷完善費(fèi)托合成工藝過程，調(diào)整其產(chǎn)品結(jié)構(gòu)，已經(jīng)形成世界上最大的以煤基合成油品為主導(dǎo)的大型煤化工產(chǎn)業(yè)基地。我國煤間接液化工藝主要采用中科合成油公司自主開發(fā)技術(shù)，其中內(nèi)蒙古伊泰集團(tuán)16萬噸/年裝置、山西潞安集團(tuán)21萬噸/年裝置以及神華鄂爾多斯18萬噸/年裝置均已建成投產(chǎn)。目前，神華寧煤400萬噸/年煤炭間接液化項(xiàng)目正在建設(shè)，項(xiàng)目位于寧夏寧東能源化工基地，總投資約550億元，采用GSP粉煤加壓氣化技術(shù)和中科合成油油品合成技術(shù)，計(jì)劃2017年投入商業(yè)化運(yùn)營。伊泰集團(tuán)共有3個(gè)煤制油項(xiàng)目處于建設(shè)或前期工作，分別位于新疆伊犁（100萬噸/年）、新疆烏魯木齊（200萬噸/年）、鄂爾多斯準(zhǔn)格爾旗（200萬噸/年，2017年建成）。山西潞安（位于山西長治市襄垣縣）180萬噸/年煤制油，總投資二百多億元，項(xiàng)目于2012年7月獲國家發(fā)展與改革委員會(huì)“路條”，計(jì)劃2015年建成投產(chǎn)。由兗礦集團(tuán)和延長石油集團(tuán)合資的100萬噸/年項(xiàng)目（位于陜西榆林），總投資162億元，目前處于全面建設(shè)階段，預(yù)計(jì)將于2015年投產(chǎn)，項(xiàng)目采用兗礦集團(tuán)自主研發(fā)的低溫費(fèi)托合成油技術(shù)和油品加工技術(shù)。2014年4月，貴州畢節(jié)200萬噸/年煤制清潔燃料項(xiàng)目獲國家發(fā)展與改革委員會(huì)“路條”。總體來看，目前直接液化煤制油技術(shù)已經(jīng)成熟，間接液化煤制油也具備實(shí)現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)生產(chǎn)的條件。到2017年，我國煤制油產(chǎn)能將達(dá)到1260萬噸，其中直接液化煤制油380萬噸/年，間接液化880萬噸/年。2煤制烯烴煤制烯烴是將煤氣化經(jīng)合成氣生產(chǎn)甲醇，甲醇脫水制乙烯或丙烯，最后生產(chǎn)聚乙烯、聚丙烯。其典型工藝流程示意見圖3。在煤制烯烴工藝中，煤制甲醇、烯烴聚合技術(shù)已經(jīng)十分成熟，所以煤制烯烴的關(guān)鍵部分在甲醇制烯烴技術(shù)，包括甲醇制乙烯+丙烯（MTO）或甲醇制丙烯（MTP）。目前的主要工藝有ExxonMobil的MTO工藝、UOP/Hydro的MTO工藝、Lurgi的MTP工藝、中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所的DMTO工藝、清華大學(xué)的循環(huán)流化床甲醇制丙烯（FMTP）技術(shù)以及中國石化集團(tuán)的SMTO技術(shù)。目前中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所的DMTO工藝已在國內(nèi)得到廣泛推廣應(yīng)用。煤制烯烴是基于我國煤炭、甲醇資源的現(xiàn)狀，以市場對聚烯烴產(chǎn)品的現(xiàn)實(shí)需求做出的選擇。對于富煤地區(qū)，采用煤制烯烴；對于沿海缺煤地區(qū)，如果外購或進(jìn)口甲醇價(jià)格合理，可采用外購甲醇直接制烯烴。截止到2014年7月，我國已建成運(yùn)行的煤制烯烴裝置有6套，分別是神華包頭60萬噸/年聚乙烯及聚丙烯、神華寧煤52萬噸/年聚丙烯、大唐多倫46萬噸/年聚丙烯、陜西延長-中煤榆林120萬噸/年聚乙烯及聚丙烯、中煤榆林46萬噸/年聚乙烯以及中國石化集團(tuán)在濮陽投產(chǎn)的20萬噸/年聚乙烯，另外還有寧波禾元60萬噸/年和惠生工程公司29.5萬噸/年甲醇制烯烴裝置，合計(jì)產(chǎn)能433.5萬噸/年。神華包頭60萬噸/年煤制烯烴裝置是世界首次煤制烯烴技術(shù)的工業(yè)化，該裝置甲醇制烯烴部分采用中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所開發(fā)的DMTO工藝，自2011年成功進(jìn)入商業(yè)化運(yùn)營以來裝置運(yùn)行穩(wěn)定，創(chuàng)造了良好的經(jīng)濟(jì)效益；而且作為全球最大、世界首套煤制烯烴示范工程，其在技術(shù)開發(fā)和工程建設(shè)過程中實(shí)現(xiàn)了三十多臺(tái)套關(guān)鍵設(shè)備和特大型設(shè)備的工業(yè)化，設(shè)備國產(chǎn)化率達(dá)到87%以上，有力帶動(dòng)了國內(nèi)煤制烯烴項(xiàng)目裝備國產(chǎn)化進(jìn)程，激勵(lì)了中國煤制烯烴產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，目前我國已建成投運(yùn)的煤制烯烴裝置總體上技術(shù)成熟、裝置運(yùn)行良好。由于神華包頭等煤制烯烴示范裝置的成功運(yùn)行，目前我國在建或計(jì)劃建設(shè)煤制烯烴項(xiàng)目（包括甲醇制烯烴）有二十多個(gè)，合計(jì)烯烴產(chǎn)能1768萬噸/年，其中部分項(xiàng)目在2015年前后投產(chǎn)，屆時(shí)煤制烯烴總產(chǎn)能有望達(dá)到600萬噸/年。3煤制天然氣煤制天然氣是以煤炭為原料生產(chǎn)合成氣，經(jīng)凈化和轉(zhuǎn)化以后，在催化劑的作用下發(fā)生甲烷化反應(yīng)，生產(chǎn)熱值符合規(guī)定的替代天然氣，也稱煤氣化轉(zhuǎn)化技術(shù)，德國Lurgi、南非Sasol、英國DAVY公司、芬蘭托普索公司等均開發(fā)了此技術(shù)。傳統(tǒng)煤制天然氣工藝是煤氣化、甲烷化兩步法工藝，主要是Lurgi工藝（見圖4），采用該工藝的全球第一家煤制天然氣工廠——美國大平原合成燃料廠于1984年在北達(dá)科他州建成投產(chǎn)，成為全球煤制天然氣技術(shù)的代表性裝置。近年來，也出現(xiàn)了直接合成天然氣技術(shù)（一步法技術(shù)），是將煤氣化和甲烷化合并為一個(gè)單元直接由煤生產(chǎn)富甲烷氣體，工藝過程水耗較少，在缺水地區(qū)具有優(yōu)勢，但該工藝在催化劑回收方面仍有一些問題。一步法煤制天然氣的典型實(shí)例是美國巨點(diǎn)能源公司（GreatPointEnergy）開發(fā)的“藍(lán)氣技術(shù)”（Bluegas）。與傳統(tǒng)煤制天然氣工藝不同的是，該技術(shù)通過對催化反應(yīng)過程的優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)了在一個(gè)加壓流化反應(yīng)器中催化3種反應(yīng)（氣化、變換和甲烷化），從而使煤（或其他含碳物質(zhì)）、蒸汽及催化劑可以在單一反應(yīng)器內(nèi)生產(chǎn)合成天然氣。我國萬向控股有限公司在新疆建設(shè)的煤制天然氣項(xiàng)目擬采用巨點(diǎn)公司Bluegas技術(shù)，使該技術(shù)可行性和生產(chǎn)成本得到驗(yàn)證。相比一步法直接合成天然氣技術(shù)，煤氣化轉(zhuǎn)化技術(shù)需要的設(shè)備較多，投資較高，但技術(shù)成熟，甲烷轉(zhuǎn)化率高，技術(shù)復(fù)雜度略低，因此應(yīng)用更加廣泛，是煤制天然氣中的主流工藝。我國開展煤制天然氣技術(shù)研究的單位有中國科學(xué)院大連化學(xué)物理研究所、中國煤科學(xué)研究總院、西北化工研究院、華東理工大學(xué)等，其研究的重點(diǎn)是甲烷化催化劑，目前已取得一些實(shí)質(zhì)性進(jìn)展，但仍有待工業(yè)化裝置的驗(yàn)證。目前我國建成投產(chǎn)項(xiàng)目只有2個(gè)，一個(gè)是位于內(nèi)蒙古克什克騰旗的大唐集團(tuán)一期13.3億m3/a煤制天然氣示范項(xiàng)目（規(guī)劃產(chǎn)能40億m3/a），采用英國戴維公司甲烷化技術(shù)及其催化劑，所產(chǎn)天然氣于2013年12月通過配套輸氣管線并入中國石油輸京天然氣管網(wǎng)；另一個(gè)是位于新疆伊犁州伊寧縣的慶華能源集團(tuán)一期13.75億m3/a煤制天然氣項(xiàng)目（規(guī)劃產(chǎn)能55億m3/a），采用托普索甲烷化技術(shù)及其催化劑，所產(chǎn)天然氣也于2013年12月通過自建管道接入中國石油西氣東輸二線的伊寧-霍爾果斯支線。2013年我國加快了煤制天然氣項(xiàng)目的審批節(jié)奏，僅在2013年8月到2014年2月的7個(gè)月內(nèi)，就有11家企業(yè)與地方政府簽訂項(xiàng)目投資合同，計(jì)劃項(xiàng)目總產(chǎn)能達(dá)到780億m3/a。經(jīng)統(tǒng)計(jì)，全國目前共有不同階段煤制氣項(xiàng)目50個(gè)，其中實(shí)際建設(shè)中項(xiàng)目5個(gè)，正在做前期工作的項(xiàng)目16個(gè)，計(jì)劃中的項(xiàng)目18個(gè)，另有2013年以來新簽約的11個(gè)項(xiàng)目。以產(chǎn)能規(guī)模統(tǒng)計(jì)，截止2014年6月，全國煤制氣項(xiàng)目總計(jì)計(jì)劃產(chǎn)能已經(jīng)達(dá)到2250億m3/a。其中，已投產(chǎn)產(chǎn)能僅27.05億m3/a，建設(shè)中產(chǎn)能143.95億m3/a，前期工作項(xiàng)目產(chǎn)能662億m3/a，計(jì)劃中項(xiàng)目產(chǎn)能637億m3/a，新近簽約項(xiàng)目產(chǎn)能780億m3/a。從項(xiàng)目個(gè)數(shù)來看，50個(gè)煤制氣項(xiàng)目中新疆項(xiàng)目25個(gè)，內(nèi)蒙古項(xiàng)目19個(gè)，山西2個(gè)，寧夏、甘肅、遼寧和安徽各1個(gè)。尤其值得關(guān)注的是，2013年新疆準(zhǔn)東煤制天然氣項(xiàng)目獲得國家發(fā)展與改革委員會(huì)“路條”，目前已經(jīng)開始項(xiàng)目建設(shè)，這是一個(gè)由中國石化集團(tuán)及新疆民企廣匯能源等近十家合作伙伴共同投資的超大型煤制天然氣工程，氣源建設(shè)項(xiàng)目由中國石化集團(tuán)80億m3/a項(xiàng)目和廣匯能源等社會(huì)資本投資的煤制天然氣項(xiàng)目共同構(gòu)成，總供氣規(guī)模達(dá)(300～360)億m3/a，建成后其主產(chǎn)品天然氣將通過中國石化集團(tuán)“新粵浙”輸氣管道送往廣東、浙江市場。總體來看，雖然我國煤制天然氣在建及規(guī)劃項(xiàng)目眾多，但還缺乏自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的成熟甲烷化技術(shù)，因此工業(yè)裝置仍需引進(jìn)國外公司的甲烷化技術(shù)；另外，我國發(fā)展煤制天然氣還需要解決好塊煤供應(yīng)（可用型煤替代塊煤）、煤制天然氣管網(wǎng)建設(shè)、儲(chǔ)氣庫建設(shè)和調(diào)峰等問題。從已建成運(yùn)行的大唐克旗一期裝置看，其首創(chuàng)的褐煤碎煤加壓氣化技術(shù)，雖然能使甲烷轉(zhuǎn)化率從8%提高到12%，但也存在褐煤中高含量的堿金屬和堿土金屬化合物對氣化爐內(nèi)壁造成腐蝕等問題，影響了裝置的長周期運(yùn)行，有待在今后的示范運(yùn)行中加以解決。4煤制乙二醇及PET聚酯煤制乙二醇生產(chǎn)采用草酸酯加氫法，工藝流程原理見圖5。其工藝過程是：煤通過氣化、變換、分離獲得合成氣（H2和CO），合成氣經(jīng)分離后得到的CO先與亞硝酸甲酯發(fā)生羰基化反應(yīng)，生成草酸二甲酯，同時(shí)產(chǎn)出NO氣體。草酸二甲酯再加氫生成乙二醇和甲醇，通過精制得到乙二醇產(chǎn)品，甲醇作為草酸酯再生的原料，與羰基化得到的NO在氧氣的作用下生成亞硝酸甲酯作為羰基化的中間原料。中國科學(xué)院福建物質(zhì)結(jié)構(gòu)研究所經(jīng)過多年努力開發(fā)出煤制乙二醇工藝，采用該所技術(shù)，江蘇丹化集團(tuán)等單位于2010年在內(nèi)蒙通遼建成我國首套20萬噸/年煤制乙二醇工業(yè)示范裝置；繼之，河南濮陽、新鄉(xiāng)、安陽、湖北枝江4套20萬噸/年以及華魯恒升集團(tuán)和新疆天業(yè)集團(tuán)2套5萬噸/年裝置建成投運(yùn)，合計(jì)產(chǎn)能110萬噸/年。在我國煤制乙二醇裝置建成投運(yùn)初期，部分裝置運(yùn)行不穩(wěn)定、開工率低，產(chǎn)品紫外透光率達(dá)不到聚酯級(jí)乙二醇的質(zhì)量要求，但經(jīng)過近幾年來的持續(xù)改進(jìn)，這種情況已經(jīng)改變，尤其是進(jìn)入2014年以來，大部分煤制乙二醇生產(chǎn)裝置負(fù)荷已經(jīng)達(dá)到80%，煤制乙二醇產(chǎn)品已逐漸被下游聚酯化纖企業(yè)接受，例如新疆天業(yè)集團(tuán)5萬噸/年乙二醇裝置運(yùn)行穩(wěn)定，其產(chǎn)品在聚酯廠使用情況良好，已實(shí)現(xiàn)長絲直紡100%應(yīng)用，瓶片50%勾兌應(yīng)用。目前我國規(guī)劃及在建的煤制乙二醇項(xiàng)目有30多個(gè)，總產(chǎn)能約600萬噸/年。多年來，受聚酯產(chǎn)業(yè)強(qiáng)勁發(fā)展的驅(qū)動(dòng)，我國乙二醇需求量逐年增加，但產(chǎn)量（包括石油乙烯路線生產(chǎn)的乙二醇和煤制乙二醇）嚴(yán)重不足，2013年產(chǎn)品自給率不足30%，因此只有依靠從中東地區(qū)以及加拿大、韓國等國家進(jìn)口，煤制乙二醇的快速發(fā)展可望改變我國乙二醇市場現(xiàn)有供應(yīng)格局，實(shí)現(xiàn)乙二醇自給自足。生產(chǎn)PET聚酯的另一種原料精對苯二甲酸（PTA）也可用煤為原料經(jīng)甲醇制芳烴（MTA）路線生產(chǎn)，因此以煤為原料的PET聚酯生產(chǎn)可將乙二醇與PTA裝置聯(lián)合，實(shí)現(xiàn)聚酯原料完全自給，以降低生產(chǎn)成本。這樣，乙二醇與PTA的生產(chǎn)可共用一套煤氣化和空分裝置生產(chǎn)合成氣，一部分合成氣制甲醇，并通過甲醇制芳烴技術(shù)生產(chǎn)對二甲苯（PX），進(jìn)而通過氧化工藝合成PTA；另一部分合成氣則用于生產(chǎn)乙二醇，最終產(chǎn)品是固態(tài)的PET聚酯，比液態(tài)的乙二醇和甲醇易于運(yùn)輸，產(chǎn)品附加值也更大。圖6一體化的煤制聚酯工藝流程如圖6所示，從煤轉(zhuǎn)化為PTA需要經(jīng)過多個(gè)工藝過程，其中的甲醇制芳烴技術(shù)尚屬國內(nèi)空白，因此清華大學(xué)、中國科學(xué)院山西煤炭化學(xué)研究所等單位正在開發(fā)該技術(shù)。2011年3月，華電集團(tuán)在陜西榆林啟動(dòng)300萬噸/年煤基甲醇制100萬噸/年芳烴項(xiàng)目，一期先行建設(shè)萬噸級(jí)煤制芳烴中試裝置，采用清華大學(xué)的流化床甲醇制芳烴（FMTA）技術(shù)，2013年9月該試驗(yàn)取得成功，目前正在推進(jìn)百萬噸級(jí)甲醇制芳烴工業(yè)示范裝置建設(shè)。此外，慶華集團(tuán)正在內(nèi)蒙古阿拉善盟開發(fā)區(qū)建設(shè)10萬噸/年甲醇制芳烴項(xiàng)目。由于我國乙二醇主要消費(fèi)地在東南沿海地區(qū)，而煤制乙二醇產(chǎn)地主要在西北的產(chǎn)煤地區(qū)，乙二醇的運(yùn)力和運(yùn)費(fèi)壓力較大，因此如果煤基甲醇制芳烴技術(shù)實(shí)現(xiàn)工業(yè)化，可在煤炭產(chǎn)地實(shí)現(xiàn)乙二醇、PTA及PET一體化生產(chǎn)，從而打造從煤-甲醇-芳烴/乙二醇-聚酯的煤基芳烴產(chǎn)業(yè)鏈。二、煤化工發(fā)展中的幾個(gè)關(guān)鍵問題探討煤化工的優(yōu)勢主要體現(xiàn)在資源和市場需求兩個(gè)方面。從資源情況看，我國中西部地區(qū)的煤炭資源比較豐富，煤/石油比價(jià)低廉，特別是坑口煤價(jià)低，發(fā)展煤化工具有經(jīng)濟(jì)效益。從市場需求看，煤化工產(chǎn)品尤其是煤制烯烴、煤制油、天然氣、乙二醇、芳烴等與石化產(chǎn)品一樣具有很大的消費(fèi)需求，可降低我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展對石油、天然氣資源的依賴。但是，發(fā)展煤化工也存在以下幾個(gè)方面的關(guān)鍵問題需要慎重加以考慮。（1）煤資源分布限制發(fā)展煤化工的首要條件是要采用價(jià)格便宜的坑口煤，實(shí)行就地轉(zhuǎn)化，這樣才會(huì)有經(jīng)濟(jì)效益。我國煤炭資源主要分布在華北、西北地區(qū)，遠(yuǎn)離東部沿海等終端產(chǎn)品消費(fèi)市場，煤資源外運(yùn)成本高，如果將煤炭經(jīng)長途運(yùn)輸再發(fā)展煤化工無疑會(huì)大大增加原料成本。（2）水資源限制煤化工是高耗水行業(yè)，解決水資源問題是發(fā)展煤化工的又一基本條件。例如，生產(chǎn)1t煤制聚烯烴產(chǎn)品最低耗水22t，最高達(dá)到45t，1t天然氣（折合1394m3）耗水也在10t左右。一般達(dá)到工業(yè)化規(guī)模的煤制烯烴、煤制天然氣和煤制油項(xiàng)目年耗水量在2000萬～3000萬噸，而我國煤炭資源與水資源呈“逆向分布”，富煤地區(qū)水資源普遍缺少，大規(guī)模建設(shè)煤化工項(xiàng)目會(huì)嚴(yán)重影響當(dāng)?shù)厣?、生產(chǎn)用水。（3）CO2排放問題及環(huán)境容量限制從煤炭和石油的元素組成來看，煤的氫/碳原子比在0.2～1.0之間，而石油的氫/碳原子比達(dá)1.6～2.0，以煤替代石油生產(chǎn)傳統(tǒng)的石油化工產(chǎn)品的過程一般都伴隨著氫/碳原子比的調(diào)整，從而排放大量的CO2，這是不可避免的。如果未來征收碳稅，將為煤化工企業(yè)帶來一定的成本負(fù)擔(dān)，增加投資風(fēng)險(xiǎn)，有的產(chǎn)品甚至?xí)ピ械母偁幜?，因此著手解決煤化工生產(chǎn)過程的碳捕獲與儲(chǔ)存（CCS）問題已刻不容緩。神華集團(tuán)在此方面開展了深入研究，從2010年開始在鄂爾多斯建設(shè)并運(yùn)行了10萬噸/年CCS項(xiàng)目，將該公司直接液化制油裝置產(chǎn)生的高濃度CO2注入地下1500～2500m深度的咸水層，實(shí)際運(yùn)行效果良好，有待進(jìn)一步推廣。此外，發(fā)展煤化工還受到所在地區(qū)環(huán)境容量的限制，必須在國家規(guī)定的環(huán)境容量范圍內(nèi)發(fā)展。煤化工排放和能耗較高，大量的廢渣、粉塵、高濃鹽水、CO2、NOx的處理和利用尚未找到切實(shí)可行的辦法，爭議比較大，給煤化工發(fā)展帶來許多不確定性。（4）投資強(qiáng)度高、風(fēng)險(xiǎn)大由于煤化工生產(chǎn)工藝流程長、設(shè)備多、公用工程系統(tǒng)復(fù)雜，因此裝置投資普遍很高。例如一套60萬噸/年煤制烯烴項(xiàng)目投資需要約200億元，折合噸乙烯產(chǎn)品投資為3萬～3.5萬元，為石油路線的1.5～2倍；一套300萬噸/年的煤直接制油項(xiàng)目需要建設(shè)投資將近380億元，是同等規(guī)模石油煉制裝置的4～5倍；煤間接制油與煤直接制油相比，由于增加了煤氣化裝置，因此需要的建設(shè)投資更大，約為直接液化的1.6倍；而40億m3/a年煤制天然氣項(xiàng)目投資高達(dá)257億元。2011年10月國務(wù)院發(fā)布實(shí)施的《“十二五”煤化工示范項(xiàng)目技術(shù)規(guī)范》，對納入“十二五”示范的煤間接液化、煤制天然氣、煤制烯烴、煤制乙二醇等領(lǐng)域示范項(xiàng)目的能源轉(zhuǎn)化效率、綜合能耗、噸產(chǎn)品新鮮水用量加以規(guī)定，相關(guān)指標(biāo)控制值見表1；項(xiàng)目CO2排放量詳見表2。需要指出的是，對于煤化工裝置來說，能量轉(zhuǎn)化效率是指最終出裝置有效產(chǎn)品（主產(chǎn)物和有用的副產(chǎn)物）的熱值之和與進(jìn)裝置各種原料（煤、電、水、蒸汽、催化劑、溶劑等）熱值和之比，而綜合能耗是單位產(chǎn)品在生產(chǎn)過程中消耗的能量。一般工業(yè)界關(guān)心的是綜合能耗，不是能量轉(zhuǎn)化率，而理論界關(guān)心的是能量轉(zhuǎn)化率，不是綜合能耗。三、現(xiàn)代煤化工產(chǎn)能增長趨勢及其對石油化工的影響現(xiàn)代煤化工以原料煤資源豐富、價(jià)格低、產(chǎn)品齊全、市場需求旺盛的優(yōu)勢，逐漸成為石油化工的有益補(bǔ)充。隨著我國現(xiàn)代煤化工技術(shù)的不斷成熟，煤制油、煤制烯烴、煤制天然氣、煤制乙二醇、芳烴、聚酯等生產(chǎn)裝置的建成投運(yùn)，現(xiàn)代煤化工已經(jīng)從產(chǎn)業(yè)示范階段進(jìn)入大規(guī)模產(chǎn)能擴(kuò)張期，必然對石油化工產(chǎn)生越來越大的影響。（1）煤制烯烴2013年我國聚乙烯產(chǎn)能約1300萬噸/年，聚丙烯產(chǎn)能1500萬噸/年，合計(jì)2800萬噸/年，其中煤制烯烴（含甲醇制烯烴）產(chǎn)能306萬噸/年，已占到我國聚乙烯和聚丙烯總產(chǎn)能的大約11%。2014—2015年，我國煤制烯烴產(chǎn)能將進(jìn)一步釋放，預(yù)計(jì)新增產(chǎn)能310萬噸/年（其中聚丙烯150萬噸/年、聚乙烯160萬噸/年），到2015年煤制烯烴（含甲醇制烯烴）產(chǎn)能有望達(dá)到600萬噸/年以上，將占聚乙烯和聚丙烯總產(chǎn)能的大約20%。煤制烯烴已成為我國烯烴產(chǎn)能增長的主力軍，其對石油烯烴的生產(chǎn)將產(chǎn)生越來越大的競爭壓力。但同時(shí)應(yīng)看到，煤制烯烴產(chǎn)品一般都是普通聚乙烯和聚丙烯產(chǎn)品，現(xiàn)有產(chǎn)品同質(zhì)化問題嚴(yán)重，缺乏高端專用料，市場競爭力比較弱，如果大規(guī)模發(fā)展，企業(yè)面臨的競爭壓力會(huì)越來越大。（2）煤制乙二醇2013年我國乙二醇表觀消費(fèi)量約1190萬噸/年，裝置總產(chǎn)能約600萬噸/年（其中煤制乙二醇110萬噸/年），但產(chǎn)量只有350萬噸。目前在建及開展前期工作的煤制乙二醇項(xiàng)目產(chǎn)能達(dá)600萬噸/年左右。預(yù)計(jì)2020年我國乙二醇需求量將達(dá)到1760萬噸，生產(chǎn)能力達(dá)到1700萬噸/年，其中煤制乙二醇產(chǎn)能將達(dá)760萬噸/年，占總產(chǎn)能的45%，屆時(shí)乙二醇產(chǎn)量將達(dá)1250萬噸，供應(yīng)缺口將逐漸縮小。我國石油乙烯路線乙二醇生產(chǎn)受到原料來源制約，并且裝置開工率低，今后乙二醇新增產(chǎn)能將主要來源于煤制乙二醇，未來我國石油乙烯路線乙二醇產(chǎn)品將受到煤制乙二醇和進(jìn)口乙二醇的強(qiáng)烈沖擊。目前國內(nèi)煤制乙二醇技術(shù)并未真正成熟，影響了裝置的穩(wěn)定運(yùn)行，因此需要進(jìn)一步完善技術(shù)、降低新項(xiàng)目投資風(fēng)險(xiǎn)。（3）煤制天然氣目前我國煤制天然氣在建及規(guī)劃總規(guī)模達(dá)到2250億m3/a，實(shí)際形成產(chǎn)能只有27億m3/a，僅占1.2%；建設(shè)中產(chǎn)能144億m3/a，預(yù)計(jì)在2020年之前投產(chǎn)。根據(jù)國家發(fā)展改革委員會(huì)2014年2月公布數(shù)據(jù)，2013年我國國產(chǎn)天然氣1210億m3，其中常規(guī)天然氣1178億m3，頁巖氣2億m3，煤層氣30億m3；進(jìn)口天然氣534億m3，表觀消費(fèi)量1692億m3，天然氣對外依存度達(dá)到30.5%。據(jù)業(yè)內(nèi)人士預(yù)計(jì)，2015年我國天然氣消費(fèi)需求量將達(dá)到2300億m3，2020年達(dá)到3800億m3，2030年達(dá)到5200億m3。2010—2020年平均每年消費(fèi)需求量增加270億m3，年均增速13.4%，增長勢頭強(qiáng)勁；2020—2030年增速大大放緩，但仍有3.2%的增速。未來我國天然氣對外依存度將持續(xù)增加，預(yù)計(jì)2020年將上升到37%以上，產(chǎn)量不足部分由進(jìn)口管道氣、進(jìn)口液化天然氣（LNG）及煤制天然氣來補(bǔ)充。目前，國家已開始對天然氣價(jià)格進(jìn)行調(diào)整，天然氣價(jià)格倒掛問題有望逐步解決，這為煤制天然氣的發(fā)展提供了重要機(jī)遇。值得注意的是，雖然我國煤制天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展很快，但甲烷化催化劑等核心技術(shù)仍掌控在國外公司手中，另外在技術(shù)可靠性、設(shè)備大型化、運(yùn)行長周期等方面還存在風(fēng)險(xiǎn)，大規(guī)模推廣還有待于在實(shí)踐中進(jìn)一步探索。（4）煤制油2013年我國煤制油裝置總產(chǎn)能只有147萬噸/年。從2014年開始，隨著煤制油商業(yè)化裝置的陸續(xù)建成投產(chǎn)，煤制油產(chǎn)能將迅速提升，到2017年，我國煤制油產(chǎn)能將達(dá)到1260萬噸，相當(dāng)于2座1000萬噸/年煉廠的油品產(chǎn)能總和。2013年我國煉油能力6.3億噸/年，油品（