受產能過剩、需求疲軟影響，近幾年，煤化工企業的日子每況愈下。尤其是去年以來國際石油價格的大幅下跌，極大地削弱了煤化工產品的成本優勢。目前，除化肥、煤制烯烴尚有一定盈利外，焦化、電石、電石法聚氯乙烯、甲醇、二甲醚、煤制油、煤制氣等均不同程度地出現虧損，有些甚至出現了行業性巨幅虧損。從長遠看，隨著環境約束的增大和碳稅啟征的臨近，具有高排碳特征的煤化工行業受到的沖擊將首當其沖，成本增加、競爭力下降將在所難免。

　　那么，已經四面楚歌的煤化工行業，如何才能走出當前困局、規避未來束縛、實現可持續發展呢？11月上旬，參加2015煤炭清潔高效開發與利用技術研計會的各位專家給出了建議。

　　發展超超臨界發電搞好煤基多聯產

　　無論為了自身可持續發展，還是為承擔國際減排義務，中國都必須要控制二氧化碳排放。而減少二氧化碳排放最直接、最有效的辦法，就是大幅提高可再生能源比重，減少化石能源尤其是煤這種高碳能源的消耗。但無論是發達國家幾十年的經驗還是中國的實踐均表明：可再生能源在三五十年內很難擔綱能源消費的主角，人類經濟社會今后的發展主要還要依賴化石能源。尤其是中國這樣一個富煤貧油少氣的國家，至少在三五十年內煤仍將是主要能源。但大量使用煤炭又的確會引發十分嚴重的環境問題，如何解決這一矛盾呢？我認為應該從以下三方面尋求突破：

　　一是加快發展燃煤超超臨界蒸汽發電。首先，電是最清潔、最高效、最便于配送和輸運、最便于分布式應用、最易于和其他能源協同、最易于控制和高度智能化、最易于和信息技術高度融合的二次能源，其需求量伴隨著社會的進步和人民生活水平的提高持續增加；其次，先進的超超臨界發電技術能夠真正實現煤炭的高效清潔利用；再次，目前中國電煤占煤炭消費總量的比重僅50%左右，遠低于發達國家普遍80%以上的水平，與美國98%的占比相差甚遠，具有較大的增長空間。一旦該技術得到普及，不僅能大幅減少電力行業的排放和對大氣環境的影響，還將顯著降低我國發電行業的總體成本，為電價下調打開空間，降低各行業尤其老百姓的用電成本，刺激電力消費，加快城鄉電氣化進程。

　　二是積極開發IGCC(整體煤氣化聯合循環發電系統)研究與示范。IGCC把高效的燃氣—蒸汽聯合循環發電系統與潔凈的煤氣化技術相結合，即煤→氣化→凈化(脫除灰、硫、氮，直接回收二氧化碳)→干凈的合成氣(一氧化碳+氫氣)→燃氣輪機發電→排放氣→余熱鍋爐→蒸汽→蒸汽輪機發電，因此，無論熱能利用效率還是污染物排放，尤其二氧化碳的排放，都顯著優于常規電站，已經成為世界主要發達國家研究的方向。但由于其單位裝機投資較大，經濟性較差，目前無法推廣應用。建議“十三五”期間，重點研究開發新技術，加快技術優化集成，通過技術創新與工程創新，大幅降低IGCC的投資成本，為煤炭清潔高效經濟利用探尋現實路徑。

　　三是重點發展煤基多聯產。煤基多聯產是將煤化工、IGCC、城市熱/電/冷聯供等高度集成耦合，是一個跨行業的系統工程，能夠實現能量流、物質流的總體優化，能夠實現碳氫比的合理優化利用、熱量與壓力的梯級利用，減少無謂的化學放熱與反復的升/降壓過程，最終實現物質的充分利用。其產品包括電力、熱/冷氣、城市煤氣、液體燃料、氧氣、純凈二氧化碳和甲醇等化學品。還可通過對甲醇的深加工生產更多、附加值更高的化學品，規避產品單一帶來的市場與經營風險。生產過程產生的純凈二氧化碳，則可用作冷凍保鮮、保護焊、氣肥、碳酸飲料、可降解塑料(7730,-70.00,-0.90%)、驅油等廣泛領域，或注入地下固化。煤基多聯產不僅能夠幫助企業增效提質，擺脫環境魔咒，還可以在碳稅啟征后通過碳交易受益。

　　布局煤地下氣化解決煤化工瓶頸

　　煤地下氣化，就是將處于地下的煤炭進行有控制的燃燒并產生可燃氣體的過程。煤地下氣化主要由氣化平臺、進氣通道(通空氣或富氧空氣)、出氣通道(導出粗合成氣)、監測控制，以及“三廢”地下處理與控制五大系統構成。

　　中國煤地下氣化技術整體處于世界領先水平，現已在全國布局了十多個試驗示范點。其中，14萬立方米/日的安徽劉莊煤礦煤地下氣化試驗裝置、1萬噸/年山西昔陽煤地下氣化制合成氨試驗裝置均實現了連續2年以上運行，已經具備了產業化推廣的基礎和條件。

　　“十三五”期間，國家將在“十二五”資助1億元的基礎上，繼續支持煤地下氣化技術的研究，并推動其工業化進程，將分別在新疆吐哈和內蒙古建設100萬立方米/日和350萬立方米/日工業化示范項目，前者將配套IGCC系統，后者主要用于生產2萬立方米/日液化天然氣(LNG)和發電。目前，這兩個項目的可研報告均已經通過評審，預計均可在2017年建成投運。

　　煤地下氣化技術不僅改變了煤炭開采方式，大幅壓縮傳統煤炭開采與輸運費用，還能使原本充當煤礦殺手的瓦斯在地下變為有效氣體，從而大幅降低了煤化工企業的用煤成本(包括采購、裝卸與運輸成本)。加之可對褐煤、煙煤、無煙煤、高硫煤實施地下氣化，使化工用煤范圍進一步擴大。更為重要的是，氣化廢渣、廢水、硫化物、氮氧化經處理后能夠就近填充于采空區，極大地緩解了地面氣化令人頭痛的“三廢”問題。

　　另外，由于煤與油大多伴生賦存，在油田附近搞煤地下氣化并與化工裝置配套，所產生的純凈二氧化碳可直接用于驅油，或注入地下堿性水、苦咸水中實現固化，從而使煤化工裝置免繳碳稅，并可通過碳交易和銷售二氧化碳受益，徹底擺脫成本高、環境約束大、效益差的桎梏。

　　首推煤炭分質利用形成煤電化一體化

　　煤的高效清潔轉化首推煤炭分質利用，因為其通過最低的能量消耗，將煤分解為清潔高熱量的焦炭(679,-24.00,-3.41%)、煤氣和焦油。煤氣既可燃氣發電，又可生產諸多化工產品；焦油不僅能生產清潔油品，并進一步加工為航油、基礎油、高級潤滑油，還可與氫氣在等離子體中反應生產需求巨大、附加值較高的乙炔；焦炭則可替代民用和工業窯爐領域大量使用的原煤，大幅減少這兩大排放最嚴重領域對大氣環境的影響。若將煤炭分質利用與IGCC、DMTO(甲醇制烯烴)、MTA(甲醇制芳烴)、DMMn(聚甲氧基二甲醚)等耦合，形成煤電化一體化發展模式，則單位能耗會大幅下降，還能在未來電動車普及時，從電力增長中受益。

　　從需求方看，我國石油制烯烴產能嚴重不足，年進口量上千萬噸；PX進口量在2020年、2025年將高達1200萬噸和1500萬噸。DMMn的市場空間更大，目前，柴油十六烷值普遍只有45~49，燃燒的不完全不僅增加了汽車油耗和消費者負擔，還會排放大量黑煙，引發霧霾等環境問題。但若向柴油中加入20%的DMMn，其十六烷值即可提高至54~58，凝點低于-20℃，變得更加清潔高效。中國每年消耗的柴油超過1.6億噸，按20%添加，年需DMMn超過3000萬噸。按1.2~1.3噸甲醇生產1噸DMMn計算，其成本不足柴油售價的一半，具有較強的競爭力和較高好的盈利能力。因此，在石油價格下跌導致煤化工前景難以預測的情況下，以煤分質利用為龍頭，耦合IGCC和DMTO、MTP、MTA、DMMn無疑是穩妥和明智之舉。

　　煤炭分質利用技術成果顯著

　　煤炭的物理特性和化學結構都決定了只有分質利用，才能用最小的能源消耗取得最大效益，實現煤的高效轉化利用。

　　依托國家能源煤炭分質清潔轉化重點實驗室，陜煤化集團已經探索出一條煤炭高效綠色開采與分質利用的途徑，提出了以煤為龍頭、熱解技術為核心，由煤的四級分質轉化與現代煤化工技術耦合集成的低階煤綠色高效開采與分質清潔轉化路線，取得了一系列重大技術成果。

　　其中，氣化—低階煤熱解一體化技術、低階粉煤回轉熱解制取無煙煤技術已經通過鑒定；塊煤干餾中低溫煤焦油制取清潔燃料技術、煤焦油全餾分加氫多產中間餾分油成套工業化技術實現了工業化應用；60萬噸/年固體熱載體移動床熱解、50萬噸/年熱解氣載體移動床熱解、5萬噸/年固體熱載體流化床快速熱解、萬噸級氣體熱載體輸送床快速熱解年內有望取得階段性試驗成果；100萬噸/年氣化—低階煤熱解一體化示范裝置、60萬噸/年低階粉煤回轉熱解制取無煙煤示范裝置正在編制工藝包。

　　業內關注的熱解半焦的出路問題，已經完成了干焦粉氣化試驗、水焦漿氣化試驗、流化床鍋爐半焦燃燒試驗、干焦粉鍋爐燃燒試驗，以及工業爐和民用爐灶半焦燃燒試驗；正在進行半焦氣化、發電、高爐噴吹、工業鍋爐工業化應用示范。

　　抓緊實施IGCC和CCUS果斷放棄煤制燃料

　　中國承諾2030年二氧化碳排放達到峰值，今后將全力提升天然氣、核能、可再生能源的比重。即便暫時離不開煤炭資源，也應通過IGCC和CCUS(碳捕獲、利用與封存)最大限度地減少碳減排壓力。雖然IGCC和CCUS成本較高，但如果將其納入可持續發展和碳減排這一戰略框架內考慮，則根本不是問題。因為國家只要給予相關項目一定的補貼或政策優惠，高成本的問題就可暫時緩解，而后再通過技術進步并綜合考慮環境與碳排放的損失與收益。建議毫不動搖地抓緊推動IGCC和CCUS的研發與工業化進程，使其盡快成為煤炭高效轉化和碳減排的實用技術。

　　注重技術創新發展循環經濟

　　煤化工企業之所以陷入困局，除了經濟增長乏力、需求下降外，缺少差異化產品是重要原因。為什么沒有差異化產品？因為不注重技術創新，沒有掌握基礎性、前瞻性的核心技術。

　　以前我們提到技術創新，習慣于引進消化吸收再創新。而今，中國的許多技術與發達國家差距縮小，有些技術達到世界先進水平，有些技術國際領先，此時再想引進消化吸收再創新困難很大：一方面，國外不會再痛快地給我們技術；另一方面，他們也沒有更多先進技術給我們。唯一的辦法，就是俯下身子，搞基礎研究，搞技術創新，搞新產品開發。

　　還有煤化工的環境問題。環境問題是任何能源化工企業都無法繞過去的，你做得好，不僅不會受到約束，反而能夠從中受益；否則，就會變成壓力和束縛，甚至被淘汰出局。