中国现代煤化工产业（共7篇）
中国现代煤化工产业 篇1
现代煤化工是以煤炭为主要原料,以生产清洁能源和化工产品为主要目标的现代化煤炭加工转化产业,是实现煤炭清洁高效利用,推进煤炭产业结构调整和发展地方经济的重要途径。
21世纪以来,我国以先进煤气化技术为代表的现代煤化工产业快速发展,关键技术趋于成熟,多个示范工程实现了商业化运行,技术创新和产业化均已走在世界前列。现代煤化工不仅可以提供清洁油品、天然气等清洁能源产品,还可以延伸发展烯烃、芳烃、乙二醇等石油替代产品。2015年以来,国际油价大幅走低引发国内能源和化工产品价格大幅下滑,使现代煤化工的经济性受到了严峻挑战,现代煤化工重大项目前期进展缓慢。面向未来,随着技术进步和工程经验日益丰富,现代煤化工还将进一步提高技术水平,提高工业成熟性和盈利能力,并将积极探索煤炭分质分级综合利用、油气电热化多联产等更加高效的生产模式,努力向更高层次迈进。
1 现代煤化工产业发展现状
1.1 产业发展初具规模
截至2015年底,我国投入运行的煤制油(直接液化和间接液化)产能258万t/a,煤炭转化能力约900万t;煤制天然气产能31.05亿m3/a,煤炭转化能力约1 400万t;煤制烯烃产能404万t/a(不包括甲醇制烯烃),煤炭转化能力约1 700万t;煤制乙二醇产能约160万t/a,煤炭转化能力约287万t。目前,中国已投产的主要现代煤化工项目情况见表1。
1.2 示范项目运行水平不断提高
通过优化工艺技术、完善管理,我国煤制油、煤制烯烃示范项目运行水平不断提高,基本实现长周期、满负荷稳定运行,能耗指标和环保水平不断提高。以神华煤直接液化项目为例,近3 a来装置负荷保持在80%以上,单位产品综合能耗由2.12 t标煤降低到1.69 t标煤,水耗由设计值10 t降到6 t以下。伊泰16万t/a间接液化项目连续运行6 a,装置负荷一直保持在90%~110%,单位产品综合能耗3.62 t标煤,水耗12.8 t。神华包头煤制烯烃项目连续稳定运行5 a,年均负荷率90%以上,单位产品综合能耗由设计值5.88 t标煤下降到5.5 t标煤,水耗由36.53 t降低到30 t以下。大唐克旗、新疆庆华、内蒙古汇能等煤制天然气示范项目经过技术攻关改造,装置运行时间和负荷也正在不断提高。
1.3 自主技术装备得到广泛应用
经过“十二五”期间的发展,我国现代煤化工产业关键技术和装备水平进一步提高,整体处于世界先进水平。一是自主煤气化技术得到广泛应用。多喷嘴对置式水煤浆气化、航天粉煤加压气化、水煤浆水冷壁清华炉煤气化技术等自主气化技术得到广泛应用;二是先进合成技术取得重大突破。自主开发的煤直接液化、间接液化技术、煤经甲醇制烯烃技术和煤制乙二醇技术实现工业化,流化床甲醇制芳烃技术完成中试,为后续工业化提供了工程依据;三是大型空分、超高压固体输送泵、高压浆液泵、耐腐蚀泵、低温泵、排渣阀、高差压减压阀、低温阀等关键装备实现国产化。总之,我国已经开发出以煤为原料生产油气等能源产品和烯烃、乙二醇等石化基础原料的工业化技术,为实现石化原料多元化开辟了一条新路。
1.4 带动资源地区经济转型发展
现代煤化工产业具有资源、技术、资金、人才密集等特点,工业增加值是煤炭直接销售的4~15倍。“十二五”期间,我国现代煤化工产业累计总投资约3 500亿元,年度可实现利税达100亿元以上,直接创造5万个以上的就业岗位,间接创造几十万个就业岗位,为农村和小城镇创造了大量的就业机会,推动了装备制造、基础设施配套建设和相关服务业的发展,促进了产业结构转型,带动了资源地区将资源优势转化为产业经济优势,拉动了区域经济发展。
1.5 培养了一批骨干企业和人才队伍
通过现代煤化工示范项目的建设和运营,我国培养了以中科合成油、华东理工大学为代表的一批科研开发机构;形成了以天辰、五环和东华工程公司等为代表的一批设计建设队伍;造就了以神华集团、中国庆华集团为代表的一批运营管理企业;带动了以沈鼓集团、杭氧为代表的一批装备制造单位。相关从业人员超过10万人,基本形成了专业齐全、相互配套、结构合理的人才队伍。
2 存在问题
我国现代煤化工产业发展已取得了一定成就,但在技术优化、资源利用、环境保护、经济效益等方面仍然面临一些问题。
2.1 工艺技术尚需进一步优化
我国现代煤化工产业自主核心技术和装备的水平仍需提高,甲烷化等部分核心技术、关键装备和材料仍依赖进口。工艺流程和技术集成尚需优化升级,装置规模还需进一步统筹协调,有待形成典型的系列化规模。循环水、空分等装置设计余量普遍偏大,增加了项目的投资、能耗和水耗,今后还需进行设计优化。环保技术进步滞后于日趋严格的环保要求,技术瓶颈导致环保问题突出。污水零排放所需的部分关键技术尚未工业化,浓盐水蒸发结晶及杂盐无害处理技术的实用性和长期安全性有待验证。资源综合利用水平还有较大提升空间,节能节水技术还需提高,低位热能、油灰渣等缺少高效利用方式。
2.2 煤化工产业布局难度大
现代煤化工项目单体规模大,煤炭资源、水资源需求量大,对项目所在地煤炭资源、水资源支撑条件要求高。然而我国煤炭资源与水资源逆向分布,中西部地区煤炭资源丰富,但水资源相对匮乏。行业内外对于“运煤”还是“运水”存在较大争议,煤化工产业布局难度大。
2.3 环境保护和碳排放压力大
现代煤化工项目采用先进技术生产,污染物和碳排放强度可以得到有效控制,但由于项目规模大,排放总量仍相对较大。在废水方面,现代煤化工生产废水经过技术处理后,可以实现达标排放,但由于项目多建设在西部地区,当地生态脆弱,环境承载力差,没有纳污水体,废水必须实现“零排放”。目前高浓盐水存在处理费用高和废盐如何再利用的问题,有机废水的处理回收技术还需要更多的工程化验证。2015—2016年,苏新能源煤制天然气项目、浙能新天伊犁煤制天然气项目、潞安长治煤制油项目的环评报告均经历了多次论证、反复修改和二次审批,充分显示了有关政府环境部门对现代煤化工项目环保问题的高度重视。
2.4 盈利能力受能源价格影响大
现代煤化工以生产石油替代产品为主。与石油化工路线相比,由于生产流程长、工艺相对复杂、单位投资强度大,固定成本在总成本中占比高,在油价较高、石油化工产品价位较高时,现代煤化工项目具有较好的经济效益。而当油价下行至50美元/bbl以下,现代煤化工项目的成本优势将会遇到极大的挑战。
3 发展趋势
现代煤化工产业作为煤炭清洁高效利用的重要方式,仍需继续开展升级示范,不断提高技术水平和系统优化集成水平,提高能源转化效率,降低资源消耗和污染物排放,降低工程造价,通过技术创新和管理进步提高产业竞争力,促进产业与生态环境协调可持续发展。“十三五”期间,现代煤化工产业要更加注重发展质量和效益,不断完善自主创新升级技术,围绕能效、环保、节水及技术装备自主化等内容开展产业化升级示范工程,通过技术升级、精细化生产管理等措施,以应对低油价带来的效益冲击。“十三五”期间,我国现代煤化工产业发展重点如下。
3.1 扎实做好已投产的示范工程达标达产
神华鄂尔多斯煤炭直接液化项目,大唐克旗、庆华伊犁和内蒙古汇能煤制天然气项目,大唐多伦煤制烯烃项目等将继续进行优化,消除设备和工艺瓶颈,探索示范工程的运转规律,尽快实现达产、达标,并使示范工程早日达到“安稳长满优”。要适时进行重大示范项目工程标定,将示范工程的物耗、能耗、水耗以及废水、废气、固体废弃物的排放量、产品质量等主要指标进行总结和归纳,查找分析存在的问题,为后序项目建设提供借鉴和指导。
3.2 适时推进升级示范工程的有序建设
(1)煤炭直接液化。在总结神华鄂尔多斯一期工程运营经验基础上,适时开工建设二期和三期工程,重点示范煤直接液化的技术升级,并对一期工程进行系统优化。
(2)煤炭间接液化。在总结伊泰、潞安、神华16~18万t/a和兖矿100万t/a项目运营经验基础上,完成神华宁东400万t/a煤炭间接液化项目、潞安长治100万t/a煤炭间接液化项目的建设和投产。其它煤炭间接液化项目将稳步开展前期工作,随油价走势择机建设。煤炭间接液化项目发展重点:示范高温铁基浆态床费托合成、高温钴基浆态床费托合成、费托合成反应热回收利用、费托合成水处理、费托合成油精制和特殊产品精细后加工、新型费托合成催化剂生产与应用、大型费托合成浆态床反应器设计与制造、煤分级液化及配套技术等关键技术,实现百万吨级装置产业化和关键设备国产化。
(3)煤制天然气。大唐阜新煤制天然气项目将进行资产重组后,择机开工建设;浙能新天伊犁煤制天然气项目将抓紧完成前期手续,尽快启动项目建设;中海油大同、北控鄂尔多斯、苏新能源等煤制天然气项目,将有序开展前期工作。煤制天然气项目的发展重点:示范高压固定床气化、高效甲烷化催化剂、甲烷化反应器设计优化、高效净化、高效酚氨回收、高效污水处理回用等技术,并进行煤气化技术组合和气、电、化一体化多联产以及大规模直供电、综合调峰技术的应用。
(4)煤制烯烃。中天合创鄂尔多斯、中国石化安徽淮北、青海大美格尔木等煤制烯烃升级示范项目将有序推进。煤制烯烃的发展重点:进行气化、净化、甲醇合成等全流程系统优化,形成具有自主知识产权的完整工艺包,提高大型装置运行稳定性和经济性;开展百万吨级甲醇制烯烃工程技术示范,突破碳四回用反应器大型化及双反应器能量耦合等技术;建设清华大学流化床甲醇制丙烯技术(FMTP)工业化示范装置;结合电石法聚氯乙烯改造,以煤制烯烃替代电石法聚氯乙烯,调整产业结构,减少汞污染;示范煤制烯烃与整体煤气化联合循环(IGCC)耦合技术,提高全厂能源效率。
(5)煤制乙二醇。目前全国各地已建成的生产装置已有约300万t/a,在建的约200万t/a。自新疆天业利用电石尾气生产乙二醇成功实现工业化以来,全国各地新建乙二醇装置较多。据不完全统计,规划建设乙二醇生产装置约500万t/a。目前,我国每年进口乙二醇不足1 000万t,按照此发展速度,势必出现乙二醇产能过剩。“十三五”期间,在国际油价走势尚不明朗的情况下,新建的乙二醇项目是否存在竞争力,还需要慎重探讨、谨慎决策。
3.3 大力提升装备国产化能力
在重大示范工程中,开展投煤量2 000~4 000t/d的大型煤气化炉和大型空分装置国产化示范,重点突破大型甲醇合成塔、甲烷化反应器、大型压缩机、关键泵阀等装备自主化瓶颈。
3.4 大力提高清洁生产和碳利用水平
加强高浓度有机废水和高浓盐水等处理处置技术、固体废物资源化和挥发性有机物污染控制技术的开发及示范,减少污染物的排放。积极探索CO2减排途径,深入开展CO2驱油、驱气示范。
3.5 加快完善标准化工作体系
尽快制定科学的现代煤化工标准体系。积极开展标准化制、修订工作,加快和提高标准的制、修订数量及质量,强化标准与市场的关联度。
中国现代煤化工产业 篇2
为加深大家对煤化工产业链的认知，在对煤化工八大产业链进行说明的同时将国内目前已投运或正在建设的代表（类似）项目一并开出。
1、煤化电热一体化（多联产、IGCC）
代表项目：华能天津IGCC电站示范工程
2、煤炭液化（直接液化、间接液化）
代表项目：中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司煤直接液化项目一期工程（年产各灰油品100万吨）
3、煤制天然气（合成气甲烷化工艺、地下煤气化）
代表项目：内蒙古大唐国际克什克腾年产40亿立方米煤制天然气工程、新疆庆华能源集团有限公司一期年产13.75亿立方米煤制天然气工程
4、煤制烯烃（MTO、MTP）
代表项目：神华包头60万吨/年煤制烯烃工程、神华宁煤集团烯烃有限公司46万吨/年煤制烯烃（丙烯）工程、大唐内蒙古多伦煤化工有限责任公司46万吨/年煤制烯烃（丙烯）工程
5、煤制合成氨-尿素、煤-甲醇
代表项目（合成氨/尿素）：云天化呼伦贝尔金新化工有限公司年产45万吨合成氨/80万吨尿素工程、乌兰煤炭集团有限公司产135万吨合成氨/240万吨尿素工程
代表项目（甲醇）：陕西兖矿榆林能化60万吨/年甲醇工程、河南煤化集团龙宇煤化工50万吨/年甲醇工程
6、煤制乙二醇（直接法、草酸酯法）
代表项目：河南煤化集团永金化工投资管理有限公司5×20万吨/年煤制乙二醇工程（分别位于永城、安阳、濮阳、新乡、洛阳）、通辽金煤化工有限公司年产20万吨乙二醇工程
7、煤炭分质利用（褐煤提质、低阶煤洁净转化）
代表项目：华电集团呼伦贝尔2*600万吨/年褐煤热解多联产工程、神华煤制油化工公司呼伦贝尔1000万吨/年褐煤提质工程
8、煤制芳烃（合成气直接制芳烃、甲醇芳构化、烯烃联产芳烃）
中国现代煤化工产业 篇3
我国现代煤化工产业“九五”期间起步,通过示范,“十一五”期间基本成型,展现出光明的发展前景,特别是一套煤直接液化、三套间接液化和二套煤制烯烃等示范项目都达到了安全、稳定、长周期运行,证明此类项目具有较高的投资回报率。近几年一边是国际油价高启、煤制油化工项目效益明显,煤炭资源产地发展诉求强烈;而另一边是国家政策严格限制,煤制油化工项目审批遭遇政策瓶颈。因此,“十二五”期间,现代煤化工产业如何适度、健康、可持续发展已成为业内普遍关心的问题。本文通过分析总结示范项目建设运营中的成果和不足,对如何解决这一难题,提出八点可行性建议。
1 目前国内现代煤化工产业的发展状况
1.1 产业示范项目总体进展情况
“十一五”期间,我国现代煤化工产业得到了较快发展,除煤制天然气外,煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制二甲醚等示范项目均已建成投产。
煤制油项目除神华集团108万吨/年直接液化、18万吨/年间接液化外,山西潞安集团16万吨/年间接液化、内蒙古伊泰集团16万吨/年间接液化等煤制油装置全部实现长周期稳定运行,并取得了较好的经济效益。煤制烯烃项目,神华包头60万吨/年煤制烯烃(DMTO)2010年8月一次开车成功,2011年转入商业化运营,装置实现满负荷、长周期运行,并取得了较好的经济效益,神华宁煤60万吨/年煤制烯烃(MTP)项目2010年开始试车,2011年已经打通全流程,2012年7月达到满负荷运行状态,大唐60万吨/年煤制烯烃(MTP)正处试车阶段。煤制乙二醇项目国内有五条示范生产线,其中内蒙古通辽金煤化工公司全球首套
年产20万吨/年煤制乙二醇示范装置2010年打通全线流程,生产出合格产品。煤制二甲醚项目全国已经形成一批数十万吨到数百万吨规模不等的生产基地,总产能达到近1 000万吨/年,但由于产品标准迟迟没有出台,产品应用领域窄,产能过剩,目前开工率仅为30%左右[1]。国家发改委核准了三个煤制天然气项目,分别为大唐公司内蒙古克什克腾旗和辽宁阜新两套40亿m3/年煤制天然气项目、内蒙古汇能16亿m3/年等煤制天然气项目,大唐公司内蒙古克什克腾旗煤制天然气项目已于2012年7月产出合格天然气,打通全流程。此外,2010年神华集团建成了十万吨级CO2捕集与封存放大试验装置,目前运行状况良好。
通过示范工程的建设和运营,项目承担企业在技术开发、工程设计、关键设备、工程建设、工厂运行及生产管理等方面积累了丰富的经验,培养了大批人才,为我国现代煤化工产业的稳定、健康和可持续发展奠定了基础,确立了我国现代煤化工产业发展水平处于国际领先地位。
1.2 现代煤化工产业示范取得的初步结论
1.2.1 我国已经掌握了现代煤化工核心技术,站上了世界现代煤化工技术制高点
“十一五”期间,随着示范工程的建成和运营,国内科研单位和现代煤化工企业获得了一批知识产权并掌握了核心技术,特别是以神华煤直接液化技术、中科院大连化物所甲醇制烯烃技术、中科合成油煤间接液化技术、华东理工大学多喷嘴水煤浆气化技术为代表的具有自主知识产权的煤炭深加工技术在工业示范装置上进行了示范并得到验证。国内自主研发的合成气净化、硫回收及甲醇合成技术也逐渐完善,中石化和清华大学的甲醇制烯烃技术也得到工业试验装置验证,配套的环境保护技术如污水处理、废渣循环利用、SO2回收及CO2捕获与封存(CCS)方面都实现了技术突破,关键装备的国产化方面也取得了较好成绩,我国已经摆脱了煤化工发展过程中技术上受制于人的局面。
1.2.2 现代煤化工产业具有较好的经济效益
经过现代煤化工转化加工,可实现煤炭增值,以煤制烯烃项目为例:7.5吨煤(包括原料煤和燃料煤)可以生产1吨聚烯烃产品,煤炭价格按500元/吨计,原料成本仅3 750元/吨,而聚烯烃产品价格可达11 000元/吨以上,通过煤制烯烃,煤炭可实现2.93倍以上的增值。
对于煤制油项目,工厂建设在煤炭产地或附近,煤制油油品与石油炼制产品相比具有较低的成本优势。经测算煤制油与原油加工项目产品成本比较的盈亏平衡点在国际原油价格为70美元/桶左右,国际原油价格越高行,煤制油产品越有竞争优势。
对于煤制烯烃项目,工厂建设在煤炭产地附近,聚烯烃产品成本可控制在较低水平。煤制烯烃与石油制烯烃相比,原油价格在60~80美元/桶区间时,石油制烯烃项目的投资收益水平高于煤制烯烃项目,在80美元/桶价格水平左右,两者内部收益率基本相当,在80~100美元/桶价格区间,煤制烯烃项目的投资收益水平高于石油制烯烃项目,随着石油价格继续上涨和油煤比价加大,煤制烯烃竞争力进一步增强。
进一步比较发现煤化工路线与石油化工路线具有不同的盈利模式。煤化工投资较高,产品固定成本较高,但产品与原料间的毛利较高,而石油化工投资相对较低,产品固定成本较低,但产品与原料间毛利较低,煤化工盈利点在于单位产品具有较高的毛利空间,而石油化工单位产品毛利空间较小,其盈利点在于经济规模、产品丰富及产品深加工综合利用增值。
以煤制180万吨/年甲醇及下游甲醇制烯烃项目为例,项目总投资约170亿元,项目施工高峰期,现场人员可达10 000人。当项目进入正式生产期,年利润和年上缴税费可超过18亿元,对地方经济拉动作用明显。
1.2.3 现代煤化工产业可实现各种污染物达标排放
现代煤化工是煤炭清洁高效利用的最佳选择,目前各种现代煤化工路线的能源转换效率为:煤制氢62%、煤制天然气57%、煤直接液化51%、煤间接液化42%、煤制甲醇43%、煤制烯烃36%[2],均高于传统燃煤发电平均35%左右的能源转换效率。
值得指出的是,现代煤化工并非高污染、高排放项目。由于在化工工艺中设置了合成气净化工段,在加工过程中,煤中的硫等污染物可被完全回收并用于生产硫磺等产品,同时CO2被富集,为封存和利用创造了条件。
煤制烯烃与石油制烯烃相比,两者的单位烯烃SO2和化学需氧量排放强度相当,单位烯烃氨氮排放强度煤制烯烃要远低于石油制烯烃。
1.2.4 现代煤化工可实现石油的直接或间接替代
传统的石油化工需要消耗大量的石油资源,现代煤化工产业可实现石油的直接或间接替代。对于煤直接液化制油而言,约3.5吨煤可生产1吨油品;对于煤间接液化制油而言,约4吨煤可生产1吨油品。以年产150万吨烯烃(乙烯+丙烯)的工厂为例,如果用石脑油作为裂解原料,每年需要石脑油至少300万吨,而生产300万吨石脑油就需要有1 000万吨的原油加工能力。如果以煤炭为原料,一个同等烯烃(乙烯+丙烯)规模的工厂将每年需要450万吨甲醇,折合消耗1 125万吨煤炭(原燃料)。
1.2.5 现代煤化工CO2排放偏高
由于煤的分子结构中碳氢比远远大于石油,煤在转化为低碳能源时会释放大量CO2,煤制烯烃单位产品CO2排放强度是石油制烯烃的3.5倍,单位烯烃氮氧化物排放强度也远高于石油制烯烃。
1.2.6 水资源消耗量较大
由于水是煤化工的原料,所以煤化工单位产品的水消耗量远高石油化工产品,以同等投资的项目相比,煤化工厂比生产同类产品的石油化工厂消耗更多的水资源。
1.3 现代煤化工项目规划情况
由于已经运行的示范项目取得了良好的示范效果,一些地方政府为了促进地方经济发展,急于将资源优势转变为经济优势;部分煤炭企业为了拉伸产业链、调整产业结构,把目光定位于发展现代煤化工项目上,甚至有些企业把煤化工项目作为获取资源的筹码,不顾市场容量和环境承载能力纷纷规划和开始建设煤化工项目。以上两方面原因导致了现代煤化工产业出现了无序发展势头。据统计目前已备案和已开展前期工作的煤制天然气项目规模已经超过1 000亿m3/年;已备案和已开展前期工作的煤制乙二醇项目规模已经超过430万吨/年;在建、拟建以及处于规划阶段的煤制烯烃项目29个,合计烯烃产能超过2 800万/吨年[3],总投资超过2 300亿元;已规划的煤制油项目规模已经超过1 500万吨/年。
2 目前有关国家政策
为遏制盲目发展势头,2008年8月、2009年9月和2011年3月国家发展改革委、工业和信息化部等部委先后颁布了“关于加强煤制油项目管理有关问题的通知”(发改办能源[2008]1752号)、《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见》的通知(国发(2009)38号)、“关于规范煤化工产业有序发展的通知”(发改产业[2011]635号),对煤化工项目建设审批进行了严格规范和限制,特别是国发(2009)38号文件,明确指出“今后三年原则上不再安排新的现代煤化工试点项目”。
3 对现代煤化工产业健康发展的建议
3.1 做好适量的战略能力储备
石油已经具有了政治属性和金融属性,西方势力通过控制石油价格来遏制新兴经济体的发展。数据显示,2011年我国原油对外依存度已经超过55%,预计2020年将达到70%[4],国家能源供给安全面临巨大挑战。
目前,我国石油储备还处于初级阶段,截至2011年底,只初步形成相当于40天消费量的石油储备能力[5],预计2020年才能达到相当于消费量为90天的储备能力。一旦国际政治或经济形势突变,石油运输通道被切断,国内原油产量将难于应对突发事件。建议我国应该适度发展现代煤化工产业,生产油品和化学品来直接或间接替代石油,构建具有一定规模的现代煤化工能力储备体系,以此加强对海外石油断供的反控制力,自如应对国际能源形势变化。
3.2 在国家产业政策和行业规划指导下有序发展
国家相关主管部门应该尽快出台现代煤化工产业政策和行业规划,规范和指导行业健康、有序发展。对现代煤化工产业统一布局,明确重点发展区域、重点发展产品;对不适合发展现代煤化工产业的区域和产品进行明确限制,避免逢煤必化、无序发展局面的出现,合理和节约利用煤炭资源。
3.3 统筹规划大型煤化工产业基地
建议国家选择配套条件好的地区,规划建设煤炭、电力、化工一体化多联产的现代煤化工大型化、园区化基地。打破行业局限,推进煤化工与发电、石油化工、钢铁、建材等产业间的整合,实现物质的循环利用和能量的梯级利用,提高能源利用效率,实现煤炭利用方式的转变。
建议在陕北榆林地区、内蒙古鄂尔多斯地区、呼伦贝尔地区、宁夏宁东地区、新疆北部地区有序推进大型现代煤化工利用基地建设。
3.4 合理利用资源和节能减排
常规的煤炭利用是直接燃烧发电,燃烧过程中会产生大量CO2、SO2和氮氧化物,在燃烧后需对烟气进行CO2捕集、脱硫、脱硝等处理,成本高、效率低,特别是不能使用高硫煤。然而现代煤化工工艺中都设有净化工序,可将硫转化为硫磺,并将CO2富集以便封存和利用,技术成熟,效率高,可以使用高硫煤。
建议现代煤化工项目应该多以劣质煤、高硫煤为原料,在煤炭深度转化的同时,实施其伴生资源的综合利用,提高煤炭转化率和能源利用效率。同时采用先进适用的节能、环保技术,使煤炭转化过程中产生的污染物达标排放。
3.5 国家对整体化工原料结构进行调整,促进化工原料多元化发展
煤炭不仅是能提供热量的燃料,也是与石油一样重要的化工原料。“富煤、少油、缺气”的资源禀赋决定我国必需依靠煤炭,促进煤炭利用方式的变革。
建议在国家层面统筹规划现代煤化工产业与石油化工产业的协调、差别化发展,适度发展煤化工产业,调整国内石化企业“炼化一体化”发展模式。为了满足国内不断增长的油品需求和燃料油质量升级需要,炼油企业应该以多产高质量的燃料油为主,少生产化工原料,部分缺口可由现代煤化工产品填补。
例如,我国由于烯烃资源短缺,聚氯乙烯生产以电石法为主,该工艺不仅工艺流程长、污染大,而且能耗高。如果按照煤化电热一体化生产方式,通过煤制烯烃替代电石法制聚氯乙烯,不仅可以优化现有聚氯乙烯生产方式,而且可以减轻或消除汞污染。
3.6 鼓励有示范工程基础的企业优先发展
现代煤化工项目建设动辄上百亿甚至数百亿元[6],是技术密集、资金密集型产业,具有较大的投资风险。目前国内多个示范项目,进展状况不尽相同,能否取得成功受技术、装备、人才、市场、资本、建设环境等多方面的制约。为规避风险,建议国家在制定产业政策和项目审批方面向取得示范工程成功的企业倾斜,培育行业领军企业,促进升级示范,少走弯路。
3.7 探索CO2减排新路径
众所周知,高CO2排放量是制约现代煤化工发展的瓶颈问题,也是发展中不可回避的问题,然而现代煤化工技术为CO2捕集与储存提供了有利条件,使二氧化碳捕集、储存、规模化利用成为可能。建议在现有示范基础上,加大CO2减排新路径的探索,加强现代煤化工工艺流程的完善和产业链的延伸,加快现代煤化工产业的健康可持续发展。
3.8 加大技术研发力度
“技术创新”是提高产业核心竞争力的中心环节,建议国家应该大力扶持具有自主知识产权技术的开发、推广,积极推动关键装备和技术的自主化进程;支持建立健全现代煤化工技术和装备创新体系,进行跨地区、跨行业的联合技术攻关。煤化工企业应该积极采用先进高新适用技术和自主研制装备,新增产能应该以提高高端产品自给率、建设高水平的现代煤化工产业为目标。
4 结论
我国占世界能源消费份额从2000年的9.02%增加到2010年的20.82%[7]。随着经济的发展,此消费比重会进一步增加,特别是石油进口量将逐年增长,能源问题业已成为制约国家经济发展的主要问题。
解决我国石油短缺问题的途径有三条:一是实施“开源节流”,在加大石油勘探力度的同时实施“走出去”战略,在世界范围内尽可能多地获取石油资源;二是大力开发新能源和可再生能源;三是利用我国丰富的煤炭资源,发展煤炭深加工产业,弥补石油供应缺口。
目前国外找油难度越来越大并且存在较大的运输风险;同时在未来二三十年内,化石能源仍将占据全球能源消费的主导地位,非化石能源仍将处于从属地位[8]。我国应该从资源禀赋出发,制定适合国情的资源战略,适度发展现代煤化工产业,进行煤炭的高效清洁利用,努力实现煤炭替代部分原油这一中国能源结构调整的战略性选择。
参考文献
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中国现代煤化工产业 篇4
同时,要适度发展现代煤化工产业。在满足最严格的环保要求和保障水资源供应的前提下,统一规划,合理布局,统筹推进现代煤化工产业高标准、高水平发展。在条件适合地区,积极推进煤炭分级分质利用,优化褐煤资源开发,鼓励低阶煤提质技术研发和示范,推广低阶煤产地分级提质,提高煤炭利用附加值。
意见提出,2020年,现代煤化工产业化示范取得阶段性成果,形成更加完整的自主技术和装备体系,具备开展更高水平示范的基础。低阶煤分级提质核心关键技术取得突破,实现百万吨级示范应用。
此外,意见提出,要减少煤炭利用污染物排放。大力推广可资源化的烟气脱硫、脱氮技术,开展细颗粒物(PM2.5)、硫氧化物、氮氧化物、重金属等多种污染物协同控制技术研究及应用。严格执行排污许可制度,落实排放标准和总量控制要求,加强细颗粒物排放控制。研究煤炭深加工转化废弃物治理技术。
中国现代煤化工产业 篇5
该博览会参展范围:① 煤炭、煤电、石化企业形象与成果;② 煤矿高产高效、安全生产示范形象;③ 煤矿生产设备、煤炭开采、巷道掘进支护、勘探、运输、选煤技术与设备;④ 煤矿通风、除尘、提升设备;⑤ 煤矿安全及大屏幕、监控、通信、照明、电气、泵阀、排水技术与设备;⑥ 煤电、煤化工、洁净煤技术与设备;⑦ 电厂电站装备及电力环保产品;⑧ 矿山安全与救护设备、矿山服务、煤层气开发利用、煤炭应用技术;⑨ 新能源设备, 包括风能设备、太阳能设备;⑩ 环保设备, 包括环保科技、脱硫脱硝技术与设备, 节能减排产品、工业水处理技术与设备。
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中国现代煤化工产业 篇6
(一) 西部经济发展处于工业化初级阶段
根据库兹湿茨和钱纳里的统计分析模型、统计数据 (判断标准) , 以人均收入水平、城市化水平、三次产业结构等指标对西部的经济发展阶段进行评价。
1. 人均GDP
2004年, 西部人均GDP为7430元, 按当年人民币兑美元汇率计算为916美元。根据库兹涅茨的统计分析, 工业化实现和经济高速增长阶段第三阶段的人均收入的统计数据为575—999美元, 西部至少已经进入工业化的中期阶段。但根据线纳里的统计数据, 西部经济发展处于初级产品阶段。因此, 综合分析, 西部经济发展已经进入工业化的初级阶段。
2. 产业结构
2004年, 西部三次产业结构为19:44:36, 第二产业的比重为44%, 根据库兹涅茨的经验数据, 西部经济发展进入库兹涅茨统计模型中工业化的实现和经济高速增长阶段的第二阶段。
3. 城市化水平
2004年, 西部第一产业劳动力比重为56.5%, 高于46.1% (库兹涅茨统计模型中工业化的实现和经济高速增长阶段第一产业劳动力比重) , 城镇人口比重为31.3%, 低于32% (库兹涅茨统计模型中工业化前的准备阶段第一阶段城市人口占总人口的比重) 。
根据上述人均GDP、三次产业结构及城市化水平等指标的测算, 综合起来看, 西部经济发展已经进入库兹涅茨统计意义上的“工业化的实现和经济高速增长”的初级阶段, 这是对西部经济发展阶段的基本判断。
(二) 国家投资重点转移西部大开发继续推进
20世纪90年代中期以来, 特别是随着西部大开发战略的实施, 国家投资布局重点向西部转移, 这对西部要素禀赋结构的提升起到了促进作用。“九五”时期, 为加快中西部能源、原材料工业基地建设, 国家进一步加大了对中西部重点建设投资的力度。为扩大国内市场需求, 1998年国家新增发行量1000亿元财政债券, 配套1000亿元中长期银行贷款, 也主要用于基础设施建。1997年东、中、西部投资比重分别为37.8%、24.4%和17.1%, 2006年东、中、西部投资比重分别为26.9%、26.1%和33.1%, 9年间东部比重下降10.9个百分点, 中、西部比重则分别上升1.7个和16个百分点。虽然9年间东、中、西部投资比重都有升有降, 有波动, 但总的趋势是西部上升明显, 中部有所上升, 而东部下降明显。沿海与内地投资之比由1997年的0.93下降到2006年的0.45。如果以人口分布作为参照系, 到2004年, 中、西部地区人均占有国家预算内资金 (投资) 已经超过沿海地区。国家投资具有重要的引导作用, 国家投资布局重点的转移加速了西部要素禀赋结构的提升进程。
二、战略机遇分析
(一) 西部大开发造就新的发展机遇
西部大开发“十一五”规划确定要建设的重要能源及化工基地有:
煤炭生产及煤电一体化基地——陕西、宁夏、内蒙古、贵州、云南、新疆、甘肃。
大型水电基地——金沙江、雅砻江、澜沧江、黄河上游、红水河、乌江等。
大型石油、天然气开采及加工基地——新疆、川渝、陕甘宁、青海、内蒙古、广西沿海。
煤化工基地——陕西、内蒙古、宁夏、贵州。
可再生能源基地——新疆、内蒙古、宁夏、甘肃、新疆生产建设兵团、西藏的风能、太阳能, 广西、云南、四川、重庆、贵州的生物质能, 西藏的地热发电等。
国家石油储备基地——甘肃。
规划确定的发展方针是:优化发展能源及化学工业。这就是说, 西部石油天然气化工产业 (集群) 的发展, 不只是追求“量”的扩张, 更重要的是追求“质”的提高, 必须实现产业素质结构的优化提升;同时, 大型石油、天然气开采及加工基地的建设, 涵盖了西部12个省、区、市中除西藏、云南、贵州三省、区外的其余所有9个省、区、市的广大地区。这就给西部石油天然气化工产业 (集群) 的建设发展提供了非常广阔的空间。可见, 国家继续着力推进西部大开发, 给西部石油天然气化工产业集群的建设发展, 造就了前所未有的大好机遇。
(二) 产业转移带来新的发展机遇
从当今世界经济发展、布局演变的现实情况看, 一部分产业 (制造加工业) 已经开始, 并已成规模地从发达地区 (或国家) 向欠发达地区 (或发展中国家) 转移;就我国目前的情况看, 东部 (东南沿海) 地区率先改革开放, 经过改革开放近30年来的发展已经成为发达地区, 中、西部内陆地区, 尤其是广大西部地区, 改革开放以来虽然发展较快, 但与东部地区相比发展水平相对严重滞后。但是, 经过大三线建设及改革开放后的调整和发展, 交通等基础设施也已取得重大进展, 办工业的基本条件已初步具备, 并且拥有资源优势, 地方还给予政策优惠扶持。一些产业的投资成本、产品生产成本较东部地区低, 投资回报率、利润率较东部地区高。时至今日, 东部地区的一些产业 (制造加工业) 已开始向西部地区转移, 并已渐成规模。其中, 包括以石油、天然气为原料的加工业也已开始由东部转移到西部。而产业转移包括有关企业、大量资本的转移, 先进科技和管理经验的植入, 必将给西部石油天然气化工产业集群的建设发展添加新的强大动力, 带来加快发展的新机遇。
(三) 产业政策调整带来的发展机遇
国家实施西部大开发战略决策以来, 调整和出台了有利于加快我国西部开发和发展的若干产业政策, 包括促进加快西部石油天然气化工产业集群发展的内容;《中西部地区外商投资优势产业目录 (2004年修订) 》的出台, 已于2004年9月1日起实施。该目录主要包括四个领域, 其中之一就是加快地方优势产业发展, 如天然气下游化工产品生产和开发等;还有国务院作出了《关于新疆发展与稳定的总体部署》, 文件明确提出“要加快实施优势资源转换战略, 发挥油、气、煤等资源优势, 加快下游产品的开发利用”。国家产业政策的调整, 加快实施优势资源转换战略, 鼓励开发油、气下游化工产品, 将为西部石油天然气化工产业集群的建设发展带来更好的发展机遇。
(四) 实施油气接替战略带来的发展机遇
目前, 我国是仅次于美国和日本的第三大石油进口国和仅次于美国的第二大石油消费国。我国随着经济社会的快速发展, 石油的消费量将不断增加。但我国的石油供给水平并未出现快速提高, 导致国内供需之间存在着越来越大的缺口, 因此, 就有必要增加进口, 以缓解国内的供需压力。2006年, 我国石油对外依存度增至47%, 比2005年提高4.1个百分点, 其中原油对外依存度为45%, 比2005年提高2.7个百分点;上个世纪90年代以后, 我国石油工业步入稳定发展时期, 东部地区勘探程度较高, 储量增长趋向缓慢, 部分油田进入中、后开发;陆上油气开发实施“稳定东部, 发展西部”和“油气并重”的方针。此后, 西部地区油气勘探和开采也取得新的突破性进展。努力增加石油进口, 但存在风险。国家决定加快西部油气勘探和生产, 增加产量, 以接替东部石油产量 (增长) 相对萎缩的供给重任。国家大力实施油气接替战略, 加大对西部地区油气勘探和开采的投入力度, 必将使西部地区油气产量增长更快。做大了油气总量, 西部地区有关各省、区、市就有可能分享到更多的油、气资源, 可为加快当地石油天然气化工产业集群的建设发展提供更多的基本原料, 将为其发展带来更多的发展机遇。
三、面临挑战分析
(一) 面临各方利益冲突博弈的挑战
1. 油气资源开发中一元矿权与二元地权的冲突。
在我国, 油气资源矿权与土地产权是分离的, 国家拥有油气矿权, 国家与集体共同拥有地权, 这就不可避免地产生一元矿权与二元地权两种财产权之间的冲突, 从而引发在油气资源的开发中中央政府、中央企业与地方政府、土地所有者之间不可忽视的利益矛盾。
我国相关法律规定, 油气资源所有权与土地所有权是彼此独立的, 油气资源矿业权的取得无须以取得土地所有权为条件, 并且理论界对于油气资源矿业权与土地使用权的关系问题也已基本形成了“油气资源具有矿地使用优先权”的一致看法。但在实践中, 由于矿业权与矿业用地使用权设置上的不一致, 常常使油气资源的矿地使用优先权不能实现。我国《土地管理法》设置了土地用途管理制度, 将土地利用规划、占用农地、征地的审批权赋予了国务院和省级人民政府, 实行两级管理, 这就与实行一级管理的矿业权产生了审批主体的不一致, 从而导致取得矿业权, 但不一定取得土地使用权的情况。
在矿权从属地权的英美法系国家, 或在德国、法国等大陆法系国家, 都不存在矿权与地权冲突协调问题。相比较而言, 我国法律关于矿权与地权关系的法律规定是不完善的:其一, 矿业权的取得应以取得土地使用权为前提, 但我国《矿产资源法》并没有明确规定矿业权或重要矿产的矿业权是否优先于土地使用权;其二, 在国有土地上行使矿业权时, “两权”的行政授权程序完成后, 探矿权人、采矿权人可依《国有土地使用权出让和转让暂行条例》获得国有土地使用权。在集体所有的土地上行使矿业权时, 土地的集体所有权人和探矿权人、采矿权人的关系如何协调, 尚无具体法律规范;其三, 矿业用地涉及集体土地时, 一般要由国家征用后再由矿业权人申请使用国有土地。但征用集体土地在法律上被严格限制在“公共利益”范围内, 而矿业权人的利益并非“公共利益”, 这就导致矿业用地的取得在法律规定上出现矛盾。可见, 油气资源矿权与地权的冲突主要发生在集体土地上, 而产生这种冲突的根源则在于我国复杂的土地权利层次和权利结构以及法律上对集体土地权利的忽视。显然, 有关法律制度的进一步完善或细化规范, 尚须待以时日。
2. 油气资源开发中多元主体利益的博弈
市场化油气资源开发利用制度的初步确立以及石油财税体制的改革, 明确了油气资源开发中国家、地方、企业的利益主体地位。但由于利益分配机制没有完全理顺, 中央政府、资源地区居民和地方政府、石油企业等之间的利益分配不均衡, 利益冲突日益激化, 各利益主体采取各种制度博弈手段, 试图增进自身利益。首先是二元经济格局下地方利益驱动的制度博弈。我国油气资源一直实行国家一级所有的一级管理体制, 石油勘探开发也完全是国有石油企业 (中央企业) 垄断。在传统的中央与地方和城市与乡村的多重二元格局下, 资源地区不能从本地区石油资源开发中取得应有利益, 油田矿区农村居民没有进入石油矿业并进入工业化社会进程的机会, 由此导致与石油开发相关的利益矛盾与冲突。
综上所述, 在西部地区要大力发展油气加工、深加工工业, 建设发展石油天然气化工产业集群, 势必也要面对油气开发一元矿权和二元地权的冲突与多元主体的利益博弈的挑战。要在其建设开发过程中, 搞好统筹兼顾, 实现各方利益平衡, 化解矛盾, 形成合力, 绝非易事。这就需要有很高的政策水平、技巧智慧和协调能力。
(二) 面临当地自然社会条件差的挑战
西部的油气资源量从区域构成排名上来看, 石油低于东部40%的比例, 但是天然气的资源量占到全国的一半以上, 可采资源量占到65.55%。从埋藏深度看, 西部尤其是新疆地区, 原油埋藏都较深, 我国深层油占全国地质资源量的11.5%, 其中95%分布在西北。从资源所在地的外部环境看, 西部的油气资源大多分布于山区、高原、沙漠等勘探开发成本较高的地区, 交通不便, 生态系统脆弱, 间接影响西部的资源价值, 这也是西部油气资源开发的现实不利之处。可见, 要在西部油气产地就近建设发展石油天然气化工产业集群, 将会面临自然社会条件差的挑战, 要重造适宜其产业 (企业群落) 生存发展的良好环境, 绝非易事, 需要大量投入, 尚须待以时日。
(三) 面临高级人才缺乏的挑战
中国现代煤化工产业 篇7
1 中国石油化工产业的现状
1.1 中国石油化工在国民经济中的地位
在许多发达国家, 化学工业的产值一般占国民生产总值的6%~7%, 相当于工业生产总值的7%~10%;在销售份额比例中, 石油化工产品销售额约占全部化工产品的45%;到目前为止, 全世界的石油和天然气消费量约占总能消耗量60%。建国以来, 经过半个多世纪的努力, 我国已发展成为在国际市场上占有关键地位的工业大国。石油是工业发展的动脉, 而传统农业、与石油相关的生活日用品制造业、现代交通工业、建材工业、轻工业、纺织工业, 乃至高速发展的电子工业及诸多高新技术产业的发展, 都离不开石油化工。石油在经济发展中有着难以替代的重要贡献。
1.2 目前中国原油的来源及储备情况, 中国原油的质量及与其他发达国家的对比情况
我国从2000年开始建立石油储备计划。当时我国的石油产量不能满足国内的石油消耗, 只能进口国外的原油, 进口的原油量为6000万吨。但是当时我国进口的原油大部分来自中东, 主要是靠海路运输。在这种情况下, 存在原油供应不足或中断的风险。为了解决这种现状, 我国多部门共同探讨组成专题研究组, 研究油源的多元化和建立石油储备。从2003年开始油价呈现不断的上升趋势, 而我国的原油进口量也大幅攀升。从2003年的8000万吨上升到2004年1.2亿吨, 而原油的进口量到2007年更是增长至1.5亿吨, 到了2009年居然突破2亿吨, 因此对我国来说, 建立石油储备和保障国家能源安全变得越来越重要。
1.3 中国石油化工加工技术的现状及发展趋势
随着科学技术的发展, 我国在炼油与化工技术开发取得了非常显著的成绩。我国的炼油工业基本上是都是依靠自有技术发展的, 现在已经拥有了当代世界主要的先进炼油技术, 可以自主建成上千万吨级的炼油厂。我国先后成功开发了一系列有特色的成套技术, 包括重油的加氢裂化、催化裂化、加氢处理渣油等, 其中重油催化裂化和加氢处理渣油技术都已达到国际先进水平。而且原油的催化裂解技术在世界上具有独创性, 该技术在国内已建成完善的工业生产装置, 而且成套技术已向国外出口。
2 中国石油化工产业的竞争力分析
2.1 中国石油化工产业整体实力的竞争力分析
从产业整体看, 中国石油化工工业具有较强的整体规模实力, 已进入世界石油化工大国行列, 中国原油一次加工能力居世界第二位, 仅次于美国, 乙烯生产能力居世界第三位, 合成树脂生产能力居世界第五位, 合成橡胶生产能力居世界第四位, 合成纤维生产能力居世界第一。
从产品供需看, 目前国内石油化工企业生产的汽、煤、柴三大类油品能够基本满足国内市场需求, 国产合成树脂、合成纤维、合成橡胶的市场供给率分别为47%、88%和58%, 但是大量石油化工产品长期依靠进口。随着我国经济的发展, 现有的炼油和石油化工工业的生产能力不能完全满足今后日益快速增长的市场需求。
从产品结构看, 目前我国生产的石油化工产品主要为大众通用产品, 汽车和家用电器等所需的各种专用塑料品种、差别化纤维、特种橡胶多数依靠进口, 不能满足未来我国产业结构和消费结构升级的要求。而美国、日本、韩国这几个国家的石油化工工业已经进入成熟发展阶段, 正在进行第三次产业结构调整, 产业升级和换代步伐加快。并保持出口的同时, 正在针对细分市场的需求, 积极发展差别化、精细化、功能化的石油化工产品, 产品技术含量和附加值均较高, 已经占领未来市场的发展先机。
总之, 我国石油化工产业的整体实力还需要进一步提升。
2.2 中国石油化工产业环保能力的竞争力分析
我国石油化工业发展非常迅速, 但是与此同时也暴露了很多问题, 其中表现最为突出的是成本问题和环保问题。近几年全国各地区通过学习和借鉴国外在该领域发展的一些成功经验, 决定采取走工业园区化发展道路。通过统一规划和开发建设化工园区内的基础设施、物流设施、交通运输、信息通讯设施、三废处理设施, 有效的降低了区内项目的建设成本, 取得了较为理想的效果。所以化工园区生产将成为我国石油化学工业中的一个主要的生产模式。我国在发展石油化工产业中具备各方面的基础要素和产业支撑体系, 我国必须坚持环境保护与经济发展同步发展, 合理的规划布局, 实现新型的工业化道路。
我国要想长久地保持环保能力的竞争优势, 要努力做到用现代技术改造传统产业, 促进产业结构的优化升级;加快发展高新技术产业, 努力实现国民经济信息化;发挥我国人力资源的优势等。在发展经济的同时也要把保护环境放在首要任务之列, 实现经济和社会的可持续发展。
2.3 中国石油化工产业盈利能力的竞争力分析
据报道, 2004年化工产业产值的利润比2003年翻两番。产业技术水平也取得了很大程度的提高, 能源消耗同比下降, 降耗降费总额达到5亿元。全国的销售网络建设也取得了突破性进展, 销售网络基本覆盖了整个国内市场, 很大程度上提高了产品的直销。统销是发挥中国石油整体优势的重要手段, 也是提高盈利能力的重要保证。与此同时, 国内建立完善市场决策机制、定价机制和监督约束机制, 把统销的优势转化为市场竞争优势, 促使石油化工产业不断的盈利。到2004年, 化工产品销售收入突破570亿元。盈利能力是企业实现可持续发展的基础, 这就要求我国要抓住市场机遇, 加强管理, 开展攻关, 降本增效, 扩大销售, 使中国石油化工业实现长久的盈利。
3 结语
虽然目前我国石油化工业取得了较为理想的成绩, 但是面对当下复杂多变的经济和市场形势, 国家要保证石油化工业的健康快速发展, 就必须要牢牢的把握市场以及经济发展趋势;加强我国对这个行业的调控力度;要以加强资源保障为基础, 以科技创新、体制创新为动力, 以结构调整为主线大力发展石油化工产业。切实提高资源综合利用水平, 努力实现生产清洁化, 全面提高石油化工企业国际竞争能力。
参考文献