煤炭分质利用：煤化工投资新宠？

　　所谓煤炭分质利用，就是根据煤炭的物质构成及其物理化学性质，首先采用中低温热解技术对煤炭进行分质，将煤热解成气、液、固三相物质，然后再根据各类热解产物的物理化学性质有区别的进行利用，梯级延伸加工，生产大宗化工原料和各类精细化学品。

　　受国际石油价格大幅下跌和煤化工竞争力减弱影响，社会各界对煤化工质疑之声渐近渐强。甚至连此前已基本被各方接受并被业内寄于厚望的五大现代煤化工产品，也因成本倒挂遭到投资者冷遇——自去年四季度以来，有的企业取消了建设现代煤化工项目的计划，有的放缓了煤化工项目建设进度，有的则安排刚刚建成投产的煤化工项目“大检修”或低负荷运行。但就在煤化工行业普遍趋冷之际，记者调查发现，此前并不太耀眼的煤炭分质利用悄然受到各方关注和投资者青睐。

　　政策始终对煤分质利用不离不弃

　　梳理近10年国家对煤化工的态度和政策，大体可以概括为时紧时松、飘忽不定、方向不明。

　　2006年7月7日，国家发改委发布《关于加强煤化工项目建设管理，促进产业健康发展的通知》还表示要“适时启动大型煤制油品和烯烃工程建设”，但到2008年9月4日，国家发改委下发《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》就要求：除神华集团在内蒙古和宁夏的两个煤制油示范项目外，其他煤制油项目一律叫停。

　　这之后的2009年5月18日国务院办公厅下发《石化产业调整和振兴规划》、2011年3月23日国家发改委下发《关于规范煤化工产业有序发展的通知》，都是对煤化工项目收紧的架式。

　　但到了2013年3月至2014年7月，国家忽然又对煤化工项目“开闸放水”——国家发改委一气儿给合计24个现代煤化工项目发放了“路条”。2014年5月23日，国家发改委、能源局和环保部联合发布《能源行业加强大气污染防治工作方案》更明确提出：到2015年，煤制气供应能力达到90亿立方米，2017年达到320亿立方米，2020年达到500亿立方米。

　　然而，正当业界高兴地以为国家对煤化工的太度由严趋松，摩拳擦掌地准备放手一搏时，2014年8月20日，国家发改委发布的《西部地区鼓励类产业目录》，却再次给煤化工行业浇了一盆冷水——在该《目录》中，不仅传统煤化工未被提及，甚至被业界追捧的五大现代煤化工也未列入《目录》。

　　不过，有心人还是发现：虽然国家对煤化工的态度飘忽不定，却始终在支持煤炭分质利用的发展。其主要表现在此前发布的《产业结构调整指导目录（2011年本）》和《中西部地区外商投资优势产业目录（2013年修订）》，均分别将“煤焦油深加工”和“焦炭副产品综合利用”列入“鼓励类”，甚至在最严格的《西部地区鼓励类产业目录》中，仍将“15万吨/年及以上单套无水煤焦油深加工”列入其中。而煤焦油深加工或综合利用，均属煤炭分质利用的重要组成部分。

　　2015年1月12日，国家能源局、环保部、工信部联合下发的《关于促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见》亦指出：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。并要求到2020年，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。

　　多位参与《煤炭“十三五”规划（草案）》和《能源“十三五”规划（草案）》编制工作的专家向记者透露，综合考虑国内外资源供给、经济效益与环境影响情况，“十三五”期间，我国现代煤化工规模将被严格控制。其中，煤制油、煤制烯烃和煤制天然气实际产能将比预计产能压缩一半以上。但对煤炭分质利用却继续给予支持。

　　“在煤化工政策日益从严的背景下，国家依然给予煤炭分质利用开启绿灯，表明其发展方向符合国家相关要求，技术路径和项目的经济、环保、清洁、高效与节能减排效果得到了高层认可，后期有望在政策呵护下获得长足发展。”延长石油集团总经理助理李大鹏对记者说。

　　各路技术突破可支持煤分质利用

　　在政策始终不离不弃的同时，关键技术的相继突破也使得煤炭分质利用有了较强技术支撑。

　　据全国人大代表、陕煤化集团党委书记华炜介绍，煤炭分质利用主要由煤热解提质、煤气净化利用、煤焦油深加工,以及洁净煤（提质煤或焦炭）转化4部分构成。

　　目前，无论是生产半焦过程产生的劣质煤气（也叫荒煤气）的净化、提纯、制氢技术，还是高温焦炉煤气的净化与资源化利用技术，国内均已完全掌握，且全部实现工业化应用。其中，仅运行的焦炉煤气制氢、焦炉煤气制甲烷（或LNG）、焦炉煤气制甲醇、焦炉煤气制合成氨，以及焦炉煤气发电等装置已有近百套。

　　煤焦油深加工方面，我国不仅掌握了高温煤焦油提取40余种精细化工产品技术，还掌握了高温煤焦油加氢制取柴油+石脑油+液化石油气技术。同时，形成了“陕煤-榆林版煤制油”成套技术和工艺包。2014年，我国煤焦油深加工能力已经超过3000万吨/年，居世界首位。

　　2013年4月27日，陕煤化集团神木富油能源科技有限公司开发的中/低温煤焦油全馏分加氢多产中间馏分油成套工业化技术（FTH），因解决了煤焦油中沥青质、胶质难以加氢转化的世界性难题，且煤焦油加氢液体总收率高达98.3%，所得油品中的尾油富含制备润滑油基础油的稀缺原料环烷烃，整个技术具有投资少、收益高、流程短等特点，而被专家鉴定为“世界首创，居领先水平”。

　　另外，延长石油集团、上海新佑能源科技有限公司等企业，均成功开发了各自的煤油共炼技术。其中，延长石油集团在榆林靖边建设的全球首套45万吨/年煤油共炼工业化装置，已于2015年1月30日投料试运行，目前正在消漏补缺、优化参数、逐步提升原料中煤炭比例。由于该装置所用原料为炼厂难以加工处理的减压渣油与粉煤的混合物，一旦实现油/煤1:1稳定运行，将标志着我国不仅掌握了煤油共炼工业化技术，也掌握了煤焦油、稠油、减压渣油等劣质油深加工技术。

　　“制约煤分质利用的瓶颈——末煤大型热解提质技术也取得了重大突破。”国家能源煤炭分质清洁转化重点实验室主任尚建选的话更加令人振奋。

　　据他介绍，由陕煤化集团主导建设的国家能源煤炭分质清洁转化重点实验室2012年9月成立以来，集中优势资金、人才、智力资源，对制约煤炭清洁高效利用的前瞻性、战略性、系统性难题持续攻关，开发了一系列国内前沿技术。其中，针对煤热解提质的研究就开发了6条工艺路径，包括回转窑在内的3条煤热解提质工艺现已完成中试，正在进行工业化放大试验。

　　煤炭分质利用方面的好消息远不止这些。

　　据李大鹏介绍，延长石油集团碳氢高效综合利用技术研究中心历时一年半开发的全球首创粉煤加压热解制油及半焦气化一体化技术（CCSI），由煤气化、粉煤热解和煤焦油VCC加氢3个核心单元耦合而成。其巧妙之处在于：联合装置下段的流化床气化炉与上段的提升管式粉煤热解装置连接互通，以气化炉产生的1100℃合成气为热载体，进入联合装置上段装填有冷煤粉的提升管，2秒内即可加热煤粉至600℃左右，使煤焦油等轻质组分与固定炭分离，从而最大限度减少热量损失和能源消耗。

　　记者了解到，CCSI技术现已完成日投煤量36吨中试，其煤焦油收率可达15%以上（干煤基），是现有煤干馏技术的近2倍，煤焦油热转化率高达99.96%。整个流程几乎无二氧化硫、硫化氢、氮氧化物等染污废气排放。

　　另据上海新佑能源科技有限公司董事长韩保平介绍，浙江大学循环流化床煤炭分级转化多联产技术、北京柯林斯达科技有限公司带式炉改性提质技术、大唐华银电力有限公司与中国五环工程有限公司合作开发的洁净煤技术（LCC）工艺，以及广东肇庆市顺鑫煤化工科技有限公司开发的褐煤热溶催化等诸多煤炭分质利用技术，目前均已完成中试，正在建设大型工业化示范装置。

　　“煤分质利用具有资源利用充分、能量转化率高、过程排碳少、经济效益好等特点，是煤炭清洁高效利用的最佳途径之一。如果相关技术实现工业化并相互取长补短、耦合优化，其发展前景将十分广阔。”中国工程院院士谢克昌、中石油教授级高级工程师门存贵等专家这样表示。

　　多家企业试水煤分质利用并获利

　　而在陕煤化集团常务副总经理尤西蒂看来，除政策眷顾和技术突破外，项目投资收益高是煤分质利用被投资者热捧的最重要原因。

　　据尤西蒂介绍，在分质利用过程中，对那些含油率较高（干煤含油5%以上）的低阶精洗煤，通过干馏，可获得气（煤气）、固（焦炭）、液（煤焦油）3种不同形态的产品。其中，煤气既可作为制氢、天然气及化工生产的原料，也可脱硫脱氮后直接燃烧发电；煤焦油可提取苯、酚、吡啶等几十上百种精细化工产品，或加氢制取柴油、石脑油等清洁液体燃料；脱除了挥发分等轻质组分，以及氧、硫、氮、磷等杂质的焦炭，热值更高，也更加清洁，既可用作钢厂、化工、工业窑炉、工业锅炉、建材等领域的原料和燃料，更是分布零散且无法集中经济地脱硫、脱硝、除尘的民用领域的清洁燃料，市场前景十分广阔。

　　2010年4月，陕煤化神木天元化工有限责任公司建成国内首套集年产135万吨半焦、50万吨中低温煤焦油加氢制取石脑油、调和柴油于一体的煤分质利用示范装置。其主要工艺流程为：洗选块煤→中低温干馏→半焦+煤气+煤焦油；焦炉煤气制氢；煤焦油→初级净化分离→延迟焦化（除去胶质、沥青质）→加氢裂解→石脑油+调和柴油+液化石油气；半焦（兰炭）→用于电石、铁合金、化工等领域，以及炼钢行业的高炉喷吹和民用。该装置4年多的运行结果表明，整个过程的能源转化率高达70%，年均利润超过2亿元。

　　另一家煤炭分质利用示范企业——黑龙江七台河市宝泰隆煤化工股份公司近几年同样取得了不俗业绩。由于为传统焦炭装置配套建设了国内首套10万吨/年高温煤焦油加氢制取柴油+石脑油+液化石油气工业化装置，形成了集原煤开采、洗选、炼焦、焦炉煤气制甲醇、煤焦油加氢、干熄焦电厂、供热于一体的煤化工综合企业。近两年，在煤化工企业收益大幅下挫情况下，宝泰隆公司依然实现了平稳发展。2014年上半年，该公司焦炉煤气制甲醇和燃料油及沥青毛利率分别高达64%和65%，甲醇、粗苯、精制洗油及沥青调和组分所得利润分别占其利润总额的27.5%、19.33%和38.04%。2014年1～9月，该公司实现净利润55442万元，远高于行业同期水平。

　　内蒙古庆华集团是国内又一家煤炭分质利用的代表。据该公司常务副总经理陈学伟介绍，庆华集团内蒙古工业园现已形成年产800万吨洁净煤、500万吨焦炭、20万吨焦炉煤气制甲醇、20万吨甲醇制芳烃、66万吨煤焦油轻质化、10万吨粗苯加氢、20万吨己内酰胺、200吨碳纤维、1亿块粉煤灰制砖生产能力。建成了原煤→洗选→精煤+煤泥+矸石+中煤；精洗块煤→生产焦炭；焦炉煤气→甲醇→芳烃；中低温煤焦油→轻质化→清洁液体燃料；高温煤焦油→提取粗苯→加氢制取精苯→己内酰胺；煤泥+矸石+中煤→3×75吨/小时硫化床锅生产蒸汽→自用蒸汽+取暖+发电；锅炉炉渣+粉煤灰+自备矿山的生石灰+脱硫除尘产生的石膏→粉煤灰制砖等数条上下游互动的循环经济产业链，做到了煤炭分质利用、能源梯级利用和资源高效利用，年回收利用焦炉煤气10.8亿立方米，节约标煤50万吨，减少二氧化硫排放1.5万吨。

　　另据记者了解，拥有500万吨/年兰炭、72万吨/年中低温煤焦油加氢、50×4兆瓦荒煤气发电，并建有石灰石、电石等配套设施的神木煤化工产业公司，不仅连续数年成为陕煤化集团化工板块盈利状元，也是全国煤化工企业盈利百强企业。2014年，在煤化工行业经营困难、亏损企业不断增多的大背景下，该公司依然实现利润2.5亿元。

　　正是看好煤分质利用的综合效益，近两年，国内悄然掀起了煤分质利用项目投资热。

　　2014年4月，宝泰隆公司发布公告，拟斥资34.23亿元，建设以焦炭为原料，通过气化、合成甲醇、甲醇脱水与聚合等途径生产30万吨/年稳定轻烃项目。神木天元化工有限公司则计划于2015年，斥资40亿～50亿元，采用自有技术，建设一期60万～100万吨/年回转窑粉煤热解提质装置，远景目标是形成600万吨/年粉煤热解提质、120万吨/年煤焦油加氢生产能力。

　　春节过后，陕煤化集团神木清水工业园1000万吨/年煤分质利用项目前期工作加快推进。按照规划，该项目一期投资将超过400亿元，建设规模为年产1050万吨半焦（兰炭）、212万吨煤焦油加工、200万吨燃料油、5.7亿立方米天然气、16万吨沥青焦、525兆瓦煤气（劣质煤）发电、2万吨液化石油气及其他化工产品一体化装置。后期再酌情启动二、三期工程，最终将清水工业园打造成兰炭—煤气（劣质煤）发电—电石+热力—煤焦油加工一体化、年产值超500亿元的国家级煤分质利用示范基地。

　　另外，黑龙江七台河隆鹏公司斥资8.2亿元建设的煤焦化-焦炉煤气制1.5亿立方米天然气、煤焦油加氢生产20万吨油品+石蜡项目将在2015年启动；延长石油集团总投资超100亿元的神木安源化工有限公司煤分质综合利用项目正加紧建设，其一期50万吨/年煤焦油轻质化装置年内将试生产。后期将采用CCSI技术，建设年产800万吨半焦、100万吨煤焦油加氢、300万吨油品的“煤两头见油”示范基地。

　　记者粗略统计，算上新疆、内蒙古、陕西、云南、黑龙江等地其他项目，2020年前后，国内煤分质利用装置年处理煤炭将达1.7亿吨，项目投资总额逾3700亿元。

　　大型化多联产是分质利用的关键

　　尽管拥有天时地利人和的优势，但有关专家提醒，煤分质利用的制约因素也不少。只有逐一彻底解决，才能真正获得健康发展。

　　陕西省化工学会名誉理事长贺永德在接受记者采访时指出，煤分质利用总体效率可达70%以上，是现阶段所有煤炭加工转化路径中最高的。但其发展面临四大考验，一是目前所用热解炉单炉处理能力普遍不足10万吨/年，与集约化、大型化、低能耗的发展要求相悖；二是无论高温冶金焦还是中低温干馏所得的半焦，其产能均已严重过剩，价格持续下行，导致资源化利用煤焦油及焦炉煤气所得的收益被焦炭产品的亏损吞噬，削弱了煤分质利用的盈利能力和竞争力；三是原料煤选择范围受到限制——无论从几套装置的实际运行结果还是理论推导看，只有当煤中含油率5%以上（干基煤）时，煤分质利用才有显著的经济效益，这一先决条件，使得煤分质利用只能在陕西榆林、内蒙古中东部、新疆准东、哈密、云南、黑龙江等拥有褐煤或含油较高的低阶煤的省区发展；四是国家对煤焦油加氢所得石脑油、柴油调和油等油品加征消费税后，极大地削弱了项目盈利能力和竞争力，甚至可能使这一被各界看好的煤炭利用路径迟滞不前，丧失发展机遇期。

　　煤液化及煤化工国家重点实验室主任孙启文亦表示，煤分质利用的确有资源利用充分、能量转化率高等优势，是煤炭清洁高效利用很好的途径。其代表工艺“陕煤-榆林版煤制油”数套装置近几年运行结果亦表明，该工艺路径具有显著的经济效益。但因热解炉大型化、粉煤提质、熄焦及焦油加工过程产生的废水处理难度大等问题尚未解决，将使该技术路径的发展受到制约，项目的盈利能力也存在较大变数。

　　“目前业内寄希望于CCSI技术，即将拔头后的半焦与造气、煤制油、煤制烯烃、煤制气、煤制乙二醇、煤制芳烃等五大现代煤化工或燃煤电厂耦合。但这样一来，整个装置的工艺流程冗长、占地大、投资额激增，经济上是否划算，需要重新核算和评估。”孙启文说。

　　对此，尤西蒂、尚建选、李大鹏等专家不约而同地表示，可通过煤基多联产破解相关难题。

　　尚建选表示，业界之所以认为焦化尤其半焦行业污染严重，主要因为目前半焦企业规模普遍偏小、布局分散、对废水、废气难以集中经济地回收处理与利用。事实上，只要解决了煤热解提质炉大型化难题，并坚持项目建设园区化、基地化、集约化原则，对生产半焦过程产生的“三废”集中处理并资源化利用，污染问题与能耗偏高的问题就可彻底解决，甚至会使传统的两高一资行业，变为节能减排先锋和煤炭绿色转化与高效转化的典范。

　　李大鹏则认为，CCSI技术能够破解煤炭分质利用面临的诸多难题。以采用CCSI技术生产油品为例。若建设年处理粉煤100万吨的装置，可热解提取超过15万吨煤焦油，通过悬浮床加氢裂化（VCC）装置对其加氢裂解，获得13.5万吨清洁油品；再用热解提质后的焦粉F-T合成油品20.5万吨，全年可得油品34万吨，加上硫磺、硫酸铵、液化石油气等副产品，年产值超过28亿元。而其投资强度只有煤间接液化或直接液化的60%，单位油品水耗降至5.5吨，全过程能源转化效率超过70%。

　　至于半焦出路问题，据尤西蒂透露，在陕西省、榆林市、神木县3级政府以及陕煤化集团积极推动下，京津冀鲁等雾霾严重需要大幅削减煤炭消耗的地区已经基本接受了使用半焦的建议，并与陕西省相关企业签订了半焦供需柜架协议，拟采用脱除了焦油等轻质组分和硫、氮、磷等污染元素，热值更高、更清洁的半焦替代原煤，用作当地民用及工业窑炉、锅炉的燃料。若效果良好并得以在全国推广，每年需要的半焦将达上亿吨，彻底解决半焦销售难题。

　　“由于半焦燃烧时长与无烟煤相近，而其有效利用率远高于无烟煤，残炭率仅为无烟煤的1/10，替代无烟煤潜力巨大。别的不说，仅京津冀地区民用煤若全部改用半焦，每年需求量就达6000万吨，比用原煤减排二氧化硫40万吨、减排氮氧化物30万吨。”中国石油大学（北京）教授李术元亦对半焦市场的前景表示乐观。

　　“应用我们的技术甚至不存在半焦销售问题。”陕煤化集团神木天元化工有限公司董事长毛世强自豪地对记者说。

　　毛世强告诉记者，天元公司建设的20万吨/年回转窑粉煤热解提质工业化试验装置已经运行数月。经过不断改进和优化，该试验装置煤焦油收率可达9.13%（以干煤计）。这一结果较目前广泛使用的块煤中低温干馏工艺提升近1/3。且所获固体产品为洁净提质煤而非传统工艺的兰炭。其最大优势在于：可根据客户对煤的可磨指数、挥发分等主要技术指标的不同要求，通过调整热解温度和时间进行调节控制，从而克服了传统兰炭或焦粉因可磨指数等参数达不到最佳研磨制浆要求难以被下游化工企业接受的问题，使得提质煤能够经济方便地用于电厂、煤化工、高炉喷吹、工业窑炉、民用取暖等领域，无销售之忧。

　　目前，天元公司正筹划建设60万～100万吨/年回转窑工业化示范装置，成功后，将彻底解决制约煤炭分质利用的瓶颈——粉煤热解、热解装置大型化两大难题，使煤分质利用理念得到更广泛认可，相关技术工艺得到推广应用。

　　记者了解到，专家们担心的对煤焦油加氢所得石脑油、柴油调和油加征消费税降低了项目盈利能力问题，也有望得到较好解决——近几年，煤焦油加氢、煤直接液化、煤间接制油相关企业均通过不同渠道，努力争取国家税收优惠。中国石化联合会也在春节前将众多煤制油企业的诉求书面上呈国家相关部委，认为煤焦油加氢制取油品属固废资源化利用；煤直接或间接液化属战略示范工程，建议暂勿对其加征炼厂相同的税赋，以鼓励煤焦油深加工和和煤制油示范项目建设与运营，夯实煤基油品的技术基础。今年两会期间，全国人大代表华炜联名多位能源领域的代表，递交了《关于减免煤基制油消费税的建议》。记者刚刚获悉，在各方共同推动下，国家有关部门已经开始对出台煤基油品税收优惠政策进行调研论证工作。

　　“如果煤基油品优惠政策最终出台，相关技术陆续实现工业化，再加上现有项目显著的经济效益与节能环保效果的示范与引领，相信煤分质利用会吸引更多投资者认可、青睐，成为煤化工领域新的投资热点，推动煤化工行业稳健发展。”尚建选信心满满地对记者说。