1.推动煤炭的低碳化、清洁化高效利用势在必行

推动碳达峰、碳中和既是我国作为发展中大国的责任，也是国家推动经济高质量发展的重大战略举措。从我国现有的能源结构和经济发展的实际状况看，当前和今后相当一段时间，煤炭仍然是我国的主体能源。我国资源禀赋特征和经济发展阶段决定了煤炭是我国的主体能源。煤炭在一次能源消费占比虽然逐年下降（2013年，67.4%；2020，56.8%），但煤炭消耗量仍在增长，2020年我国的煤炭消费量已连续第四年增长。现阶段，煤炭与煤电仍是我国能源安全的“压舱石”和“稳定器”。

长期以来，煤炭粗放的利用方式对推动我国生态文明建设构成较大挑战，引起国家对高污染、高消耗发展方式的反思。改变粗放的煤炭利用方式，努力实现煤炭的低碳化、清洁化高效利用，是未来发展的必然趋势。现代煤化工产业是促进煤炭清洁高效利用和煤炭产业转型升级的重要途径之一。通过现代煤化工产业发展，可以将煤炭转化成为高值化油品和化工产品，实现煤炭从转化到终端利用全过程的最大限度清洁利用，成为提高煤炭利用效率、增加煤炭产业附加值、实现高碳能源低碳化利用的重要推动力。

现代煤化工经过十几年的快速发展为实现煤炭的清洁高效利用打下了坚实的基础，对于提升国家能源战略安全保障能力、促进化工原料多元化做出了积极贡献。2020年，煤制油、气、烯烃、乙二醇等四大类主产品总产量约2647万吨，年转化煤炭约9380万吨标准煤，投产项目累计完成投资约6060亿元，年营业收入合计约1212亿元。

2.现代煤化工行业高质量发展水平持续提升

我国现代煤化工产业经过十几年的快速发展，已经形成了相当的规模。“十三五”期间主要产品煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制气均已实现大规模工业化生产，逐步形成了宁东能源化工基地、鄂尔多斯能源化工基地、榆林国家级能源化工基地等多个现代煤化工产业集聚区，部分化工基地已实现与石化、电力等产业多联产发展，产业园区化、基地化发展的优势已经初步显现。截至“十三五”末，我国煤制油产能达到823万吨/年，与2015年度相比增加了505万吨，增幅为158.81%；煤制天然气产能达到51.05亿立方米/年，与2015年度相比增加了20亿立方米，增幅为64.41%；煤（甲醇）制烯烃产能达到1672万吨/年，与2015年度相比增加了844万吨，增幅为101.93%；煤（合成气）制乙二醇产能达到597万吨/年，与2015年度相比增加了367万吨，增幅为159.57%。

“十三五”期间，我国现代煤化工示范工程项目在前期打通工艺流程、试车和商业化运行的基础上，着力工艺优化和管理提升，运行水平显著提高，主要呈现出以下特点：

一是装置实现长周期稳定运行。“十三五”期间，现代煤化工示范项目生产运行水平不断提升。国家能源集团鄂尔多斯煤直接液化示范项目，“十三五”期间累计生产油品388万吨，平均生产负荷为79%左右，单周期稳定运行突破了420天，超过设计310天运行时间。国家能源集团宁夏煤业公司400万吨/年煤间接液化项目于2016年12月21日打通工艺全流程，目前已实现油品线保持90%以上负荷运行。新疆庆华煤制天然气项目碎煤加压气化炉单炉连续运行超过287天、甲烷化系统单套稳定运行超过265天。大唐克旗项目一期工程已具备长周期满（超）负荷运行的能力，最高产量460万方/天（达到设计值的115%）。内蒙古汇能煤制天然气项目产品质量、消耗指标均接近或优于国家控制指标，生产系统安全、稳定、满负荷运行最长达652天。国家能源集团包头煤制烯烃项目基本实现两年一大修，“十三五”期间达到满负荷运行，最长连续运行突破528天，累计生产聚烯烃约315万吨。

二是企业能效管控水平不断提升。“十三五”以来，随着现代煤化工系统配置优化和提升，新建项目的能源转化效率普遍提高，单位产品能耗、水耗不断下降。鄂尔多斯中天合创煤炭深加工示范项目整体能源清洁转化效率超过44%。中煤陕西榆林能源化工有限公司通过智能工厂建设实现降本增效，与同类煤制烯烃项目比，用工人数减少40%，单位生产成本低1000元，各主要生产经营指标位于行业前列。国家能源集团新疆煤制烯烃项目2019年度单位乙烯、丙烯综合能耗为2657千克标煤（以GB 30180-2013测算），产品能耗创历史新低，能效水平继续领跑煤制烯烃行业。目前煤炭间接液化、煤制天然气示范项目的单位产品综合能耗和水耗已基本达到“十三五”示范项目的基准值。国家能源集团神华百万吨级煤直接液化项目吨油品耗水由设计值10吨降到5.8吨以下。内蒙古伊泰化工有限责任公司120万吨/年精细化学品示范项目吨油品水耗为5.1吨（冬季），远低于内蒙古伊泰16万吨/年煤间接液化示范项目的水耗12.81吨（2014年考核值）。神华宁煤400万吨/年煤炭间接液化项目，通过采用节水型工艺技术和措施，完善污水处理系统及废水回收利用体系，吨产品新鲜水消耗降至6.1吨，远低于南非沙索公司煤炭间接液化工厂吨产品12.8 吨的新鲜水耗量。

三是安全环保水平不断提升。现代煤化工工厂大多属于近几年新建的项目，从技术路线选择、设备选型、安全设施配套、自动化控制系统、工程建设等方面起点较高，具备安全生产的硬件基础。中盐安徽红四方股份有限公司30万吨/年煤（合成气）制乙二醇项目以提升安全环保管理为核心，引入MES生产制造系统，利用智能化的制造执行系统（MES）实现安全环保管理的系统化、动态化。国家能源集团中国神华煤制油化工公司持续推进HAZOP分析，实现了在役装置HAZOP分析工作常态化和自主化；在役生产装置安全仪表系统评估工作完成100%。随着国家环境保护要求的日趋严格，示范项目依托单位不断加强废水资源化及末端治理等技术攻关，项目环保水平不断提高。神华鄂尔多斯煤制油公司研发了高选择性多元协同强化催化降解新技术及生物与化学耦合分级处理关键技术，解决了煤直接液化高浓污水中溶解性有机毒物的选择性降解难题，大幅提高了废水的可生化性，保障了后续生化的稳定高效运行，废水回用率可达98%，其余2%的高浓盐水进入蒸发结晶系统结晶成盐，基本实现了污水不外排。中煤鄂尔多斯能源化工有限公司集成高级氧化、降膜式蒸发、超滤、纳滤、蒸发结晶技术处理矿井水和煤化工浓盐水，废水回用率达98%，每年可回收利用废水470万吨，按照每吨水10元价格计算，通过废水回收利用每年可节约500万元左右，实现了废水减量化与资源化。内蒙古荣信化工有限公司建成高浓盐水提浓装置，使高浓盐水外排量由133m³/h降至10m³/h，回用率90%以上，废水基本实现了“近零排放”。

四是科技创新走在世界前列。在煤气化方面，多喷嘴对置式水煤浆气化技术、航天粉煤加压气化技术、水煤浆水冷壁废锅煤气化技术、SE-东方炉粉煤气化技术、“神宁炉”干煤粉气化技术等先进煤气化技术已经进入大型化、长周期运行阶段。在煤制油方面，国家能源集团依据煤直接液化反应的产物分布特点，着力开发超清洁汽、柴油以及军用柴油、高密度航空煤油、火箭煤油等特种油品的生产技术，目前已完成了煤直接液化油品的战机试飞和火箭发动机试验。中科合成油技术有限公司开发的煤炭分级液化工艺解决了传统煤炭液化技术存在的操作条件苛刻、油品质量较差、过程能效偏低等问题，操作条件温和、油品化学结构丰富、节能减排效果显著。陕西未来能源化工有限公司自主开发的高温流化床费托合成关键技术已完成10万吨/年中试，该技术将大大丰富和改善煤制油产品方案，与低温费托合成等其他现代煤化工、石油化工单项技术结合，将逐步打破煤制油、煤制烯烃产业的界限，形成具有较强竞争力的煤基能源化工新产业。在煤制化学品方面，中国科学院大连化学物理研究所开发的“第三代甲醇制烯烃（DMTO-III）技术”在甲醇转化率、乙烯丙烯选择性、吨烯烃甲醇单耗等方面优势明显，继续引领行业技术进步。在低阶煤分级分质利用方面，陕西煤业化工集团分别完成了低阶粉煤气固热载体双循环快速热解技术（SM-SP）、煤气热载体分层低阶煤热解成套工业化技术（SM-GF）、输送床粉煤快速热解技术、大型工业化低阶粉煤回转热解成套技术等一系列热解技术的开发和示范。这些技术的进步为推动我国煤炭清洁高效转化提供了重要支撑。

3. 碳达峰、碳中和背景下煤化工行业面临发展和减碳双重挑战

实现碳达峰、碳中和目标是重大战略决策。碳达峰、碳中和背景下煤化工行业面临发展和减碳双重挑战，一方面作为碳排放较高行业绿色低碳发展刻不容缓；另一方面，特种燃料和化工新材料等需求增长推动产能增长，碳排放将随之增加。从长远看将倒逼煤化工绿色、低碳发展。

由于环保压力增大，特别是受大气污染控制相关政策影响，在部分省区煤炭消费总量控制政策中，煤炭消费指标严格受限，不管是燃料煤还是原料煤，只要用煤，都面临减煤压煤、随时停产、错峰生产的危险，企业无法扩大规模，未来发展受限。今年5月31日，生态环境部公布了《关于加强高耗能、高排放建设项目生态环境源头防控的指导意见》中指出，对炼油、乙烯、钢铁、焦化、煤化工等环境影响大或环境风险高的项目类别，不得以改革试点名义随意下放环评审批权限或降低审批要求。要求各级生态环境部门审批“两高”项目环评文件时应衔接落实有关碳达峰行动方案、清洁能源替代、煤炭消费总量控制等政策要求，明确碳排放控制要求。当前，受能耗“双控”、“两高”和碳达峰、碳中和目标等多种政策影响，陕煤集团榆林化学有限责任公司煤炭分质利用制化工新材料示范项目、内蒙古宝丰煤基新材料有限公司煤制烯烃示范项目等新建及后续规划项目均已暂缓实施。

不过，能耗“双控”和碳达峰、碳中和目标正在倒逼现代煤化工行业产业升级，围绕节能减排、绿色发展开展技术创新和技术改造。不少现代煤化工企业目前正致力于提质增效升级，通过安全生产、清洁生产、环保生产、高效生产，不断提升精细化管理水平。

4.探求现代煤化工低碳化发展之路

绿色低碳发展既是现代煤化工面临的战略选择，也是产业追求的发展目标。在落实碳达峰、碳中和总体部署时，现代煤化工行业要认真谋划，在积极推进煤炭消耗由能源型向能源型和原料型并举，不断减少能源型煤炭比例的同时，积极采用节能提效、优化工艺、与清洁能源耦合、推进CO₂捕集利用与封存等多种措施，努力走出一条高碳产业低碳排放、CO₂循环利用的新路子。建议重点做好以下工作：

一是尽快淘汰落后产能，通过优化生产工艺提高能效，大幅减少CO₂排放。当前，提高能效水平是实现碳减排的重点，2019年我国万元GDP的能耗是世界平均能耗的1.5倍，如果我国的能耗水平达到世界平均水平，在现有GDP不增加的情况下，每年可减排30亿吨的CO₂，因此通过提高能效实现碳减排的空间很大。首先，要尽快淘汰低端、落后产能，为高端、低碳项目腾出发展空间；其次，由于现代煤化工项目大多属于示范项目，系统优化集成不够，主体化工装置与环保设施之间、各单元化工装置之间匹配度不够，低位热能、灰渣等资源综合利用水平有待提高，其节能增效空间很大，要通过流程优化和关键部件提升，对主要耗能工序进行流程再造，达到减排、降耗目的。最后，大力推广实施能量梯级利用、余热发电、余热回收等节能技术，提高装置的能源转化效率。通过一系列措施，从而大幅降低煤化工项目单位增加值的能耗。

二是新建项目要采用先进工艺技术，推动行业绿色低碳转型。碳达峰、碳中和目标成为现代煤化工行业产业升级的重要推手，新建项目要选取具有国际领先或国际先进水平的技术，提高产品收率，降低能源和资源消耗。推动行业低碳发展。比如，在煤气化技术方面，由清华大学山西清洁能源研究院等单位合作开发的水煤浆水冷壁废锅气化炉技术，蒸汽产量在半热回收流程基础上能够再增加20%-30%，进一步提高气化系统的热效率，能量利用高，节能减排效果明显。在甲醇制烯烃技术方面，中国科学院大连化学物理研究所开发的“第三代甲醇制烯烃（DMTO-III）技术”在甲醇转化率、乙烯丙烯选择性、吨烯烃甲醇单耗等方面优势明显，吨烯烃（乙烯+丙烯）甲醇单耗显著降低。在煤间接液化技术方面，国家能源集团与中国科学院大连化学物理研究所合作开发的甲醇与石脑油耦合制低碳烯烃技术，已完成吨级产品小试，即将开展千吨级中试，其单位GDP能耗低，综合能耗大幅降低、CO₂减排显著。在煤制乙二醇技术方面，中科院福建物质结构研究所在第一代煤制乙二醇技术实现产业化后，成功开发了新一代煤制乙二醇技术，各项技术指标均优于第一代。新建项目要积极采用以上先进技术工艺，大幅降低单位产品能源消耗。

三是积极开展关键核心技术科技攻关，为煤化工产业高质量发展提供支撑。科技创新是当前最紧迫的任务。在延伸产业链方面，开发与α-烯烃共聚的聚乙烯及丙丁共聚PP、融熔PP、高结晶度PP等新牌号聚烯烃树脂；与石油化工技术耦和生产环氧乙烷、乙二醇、苯酚、环氧丙烷等；开发壬醇、异壬醇（INA）、聚丁烯等高端C3/C4下游衍生化学品。在煤炭分级分质利用方面，开展煤炭清洁高效催化热解技术、煤焦油提取高附加值精细化产品及制特种高级油品和芳烃技术、热态半焦与高浓废水耦合清洁高效气化技术、热解煤气与半焦气化煤气合成高附加值含氧化合物技术研究。在短流程技术方面，开发合成气一步法制烯烃，合成气一步法制芳烃，甲醇一步法制备对二甲苯，合成气直接制高碳醇技术等。在与可再生能源耦合方面，开发储能技术、储能材料、与可再生能源耦合发电技术等。在二氧化碳资源化利用方面，开展煤化工CO₂捕集与封存技术（CCS）研究，开发CO₂电化学还原、光催化还原、催化加氢技术等资源化利用技术。

四是积极发展高端化、高附加值产品，增强竞争力。现代煤化工行业在碳达峰、碳中和目标下，要走高端化发展道路。一方面，现有现代煤化工项目要不断向下游延伸产业链、提高产品附加值。煤制油要重点开发煤直接液化制超清洁油品和特种油品技术，为航天航空等军事领域提供特种燃料，同时加快向下游化工产品延伸，多元化发展；煤间接液化应重点开发α-烯烃、高品质润滑油基础油、煤基高端蜡等高端产品，不断拓宽延伸应用领域。煤制烯烃在生产大宗烯烃产品的同时，适当开发差异化、高端化聚烯烃牌号。煤制乙二醇要不断提升乙二醇产品质量，降低资源消耗，在开发长纤聚酯用、高档聚酯用产品的同时，积极利用中间产品发展聚乙醇酸生物可降解材料等高附加值产品。低阶煤分级分质利用，要将下游产品延伸到降解塑料、特色碳材料、高密度航空煤油、聚碳酸酯多元醇等领域，提升经济效益。另一方面，要开发短流程和颠覆性技术，提高原料利用率。如煤炭中C原子利用率进一步提高，能量效率更高的超大型废锅流程加压气化技术将成为主流。未来还可以通过设计更有效的氧原子走向，调控产品碳链结构，实现C-O活化与定向转化的合成气催化转化新过程。

五是推进现代煤化工与传统产业及清洁能源耦合，实现多元、绿色发展。现代煤化工要积极与石油化工、冶金、化纤、电力等传统产业耦合，走多元化发展之路。同时要积极与清洁能源耦合，实现绿色发展。煤制合成气存在氢气不足的现状，需要经合成气变换来调变氢碳比，以满足下游甲醇制烯烃和费托合成工艺需求，过程中不仅造成碳资源的浪费，而且会造成大量的CO₂排放。以风电、光伏发电和水电等不能上网的电量电解水制氢，并与传统的煤制氢技术耦合，将成为未来发展趋势。宁夏宝丰能源“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”就是现代煤化工与绿氢及清洁能源多能互补应用的一个成功案例。与此同时，以风能、水能、光伏、核能、太阳光能等新能源生产清洁电源，建分布式电网，替代燃煤等为煤化工提供电能和热源，可以更大限度地减少CO₂排放。

六是积极开展二氧化碳捕集利用与封存技术（CCUS）研究，为碳达峰提供技术储备。煤化工装置排放的尾气中CO₂具有排放集中、量大、成分相对单一及CO₂浓度高等特点，可将其捕集、封存、驱油或与绿氢合成制取化学品，实现资源化利用。CCUS是我国未来减少CO₂排放、保障能源安全和实现可持续发展的重要手段，也是行业实现碳中和的终极手段。我国有多家单位开展了CO₂捕集利用与封存技术研究并取得积极进展。在二氧化碳资源化利用研究方面，我国也一直走在世界前列，在CO₂制芳烃、甲醇、甲酸、乙醇、乙二醇、汽油、烯烃、碳酸酯、橡胶、DMF、生物基化学品以及CO₂加氢甲烷化技术等各种前瞻技术方面均开展了研究，并取得积极进展，展现了很好的发展前景。

(作者：中国石油和化学工业联合会党委常委、副秘书长兼煤化工专委会秘书长胡迁林，科技与装备部科技项目处处长赵明)