现代煤化工产业发展路径分析

闫国春，温亮，张华

中国神华煤制油化工有限公司，北京 100011

● 引用本文：闫国春, 温亮, 张华. 现代煤化工产业发展路径分析[J]. 化工进展, 2022, 41(12): 6201-6212.

● DOI：10.16085/j.issn.1000-6613.2022-1852

文章摘要

发展现代煤化工产业对保障国家能源安全、支撑国民经济发展和拓宽石化原料渠道有着重要战略意义。本文简要介绍了现代煤化工产业发展所取得的成绩与存在的问题，从原料特性、工艺技术及产品特性、成本竞争力、项目布局和规模、水耗、能耗、“三废”排放等方面系统分析了现代煤化工产业的竞争优势与劣势，指出与炼油和石化产业相比，现阶段现代煤化工产业仍以单项技术示范为主，多数产品存在交叉和重叠，且同类产品的水耗、能耗、碳排放更高，但在生产特种燃料、高碳低氢化学品、高碳高氧化学品等更符合煤炭原料组成结构和煤化学反应特性产品方面具有市场竞争力和发展潜力。在“双碳”目标下，现代煤化工产业应加快从“替代石化产品”的高碳排放产业向“发挥煤炭原料特性”的绿色低碳产业转型升级，构建具有比较优势的高端化差异化产品体系，坚持清洁低碳化生产，推进与清洁低碳能源、石油化工等多产业的耦合协同，打造具有竞争力的“煤、油、化、新材料、新能源”一体化基地，推动现代煤化工产业高质量可持续发展。

现代煤化工是指以煤为原料，采用先进技术和加工手段生产替代石化产品和清洁燃料的产业，主要包括煤直接液化、煤间接液化、煤制天然气、煤（甲醇）制烯烃、煤制乙二醇等。鉴于我国油气资源对外依存度逐年升高的能源安全形势、“富煤、贫油、少气”的资源禀赋以及同等热值煤炭、石油和天然气1∶7∶3的比价，决定了现代煤化工产业在保障国家能源安全、支撑国民经济发展和拓宽石化原料来源渠道的重要战略意义，但现阶段却被视为“高耗能、高排放”行业，发展面临严峻挑战。2021年9月13日，习近平总书记视察国家能源集团榆林化工有限公司并发表重要讲话，指出煤化工产业潜力巨大、大有前途，要提高煤炭作为化工原料的综合利用效能，促进煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展。在“双碳”目标下，现代煤化工产业必须要充分认识到自身的竞争优劣势，扬长避短，找准方向和定位，探索出一条独具煤基特色的高质量可持续发展之路。

1、现代煤化工产业发展现状

经过二十多年的发展，我国现代煤化工产业已初步形成体系齐全、集聚发展的整体格局，并正在加快推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东和新疆准东4个现代煤化工产业示范区建设。截至2021年，煤制油、煤制天然气、煤（甲醇）制烯烃、煤制乙二醇产能规模分别达到823万吨/年、61.25亿立方米/年、1672万吨/年、803万吨/年，产能利用率分别为82.6%、72.7%、94.2%、40.2%，并创新发展了煤制乙醇、煤制生物可降解材料等产业。2021年，我国煤制油、气、烯烃、乙二醇等四大类主产品总产量约为2896万吨，折原油当量达到3000万吨级，已成为实现油气资源和石化原料多元化的重要途径之一。与此同时，我国已成功掌握大型煤气化、煤直接液化、费托合成、甲醇制烯烃、煤制乙二醇的核心工艺，并成功开发了大型气化炉、大型空分装置、大型合成反应器等具有自主知识产权的关键设备，整体设备国产化率达到95%以上。

然而，随着现代煤化工产业的不断布局和发展，也逐渐暴露出整体经济效益差、终端产品结构不尽合理、生态环保压力大等问题，特别是在“双碳”目标下，现代煤化工被视为高耗能、高排放产业，限制了其进一步发展。

2、现代煤化工产业竞争力

2.1、原料特性

煤的主体结构是三维空间聚合物结构，由稠环芳烃形成的结构单元通过脂肪碳或脂肪碳与杂原子的桥键相连接，烟煤典型结构模型如图1所示。煤中有机质的元素组成主要为碳（60%~98%）、氢（0.8%~6.6%）、氧（1%~25%）、氮（0.3%~2%）和硫（0.3%~3%），氢碳原子比为0.1~1.0，具有典型的高碳能源属性。

图1  Shinn 模型

石油主要是由链烷烃、环烷烃、芳香烃等烃类以及含硫、含氮及含氧化合物组成，其减压渣油馏分典型核心分子结构如图2所示。石油中碳和氢元素含量最高，碳元素含量在83%~87%，氢元素含量11%~14%，氧元素含量0.05%~2%，氢碳原子比为1.6~2.0。与煤炭相比，石油呈现出明显氢多、氧少的特点。

图2  减压渣油典型分子核心结构

2.2、工艺技术及产品特性

2.2.1  液体燃料领域

（1）工艺技术

煤制油是以煤为原料生产原油或成品油等液体燃料的工艺过程，主要包括直接液化、间接液化、煤热解-焦油加氢及煤油共炼等。从元素组成分析，作为原料煤的氢碳比（0.1~1.0）要显著低于终端产品液体燃料的氢碳比（1.6~2.0），因此煤制油工艺是一个典型的加氢反应，例如煤直接液化和煤油共炼是直接加入氢原子，煤热解与焦油加氢是先将相对较高氢碳比的有机物脱除出来后再加氢，煤间接液化是通过水煤气变换反应来提高合成气中H2占比。从工艺原理分析，煤直接液化、煤油共炼和煤热解-焦油加氢是对煤炭结构进行温和的破坏并生成分子量较大的自由基碎片，并通过加氢等反应生成液体燃料的过程，产品特性与煤的组成和结构息息相关。而煤间接液化工艺是在高温条件下将煤中有机质气化为CO和H2小分子气体，再通过费托合成大分子油品，产品特性只与费托合成反应条件和催化剂相关。

石油炼制是以原油为原料，通过常减压蒸馏分离得到汽油、煤油、柴油、渣油等各种沸点不同的馏分，再以此为原料，通过催化裂化、延迟焦化、催化重整等工艺生产不同规格和品种的燃料油和化工原料的工艺过程。整体来看，石油炼制属于石油复杂大分子裂解成油品小分子的过程，为提高轻油收率和脱除氧、氮、硫等杂原子，通常会加入H2进行裂化和精制。

（2）产品特性

由于原料和生产工艺不同，煤基油品与石油基油品性质差异很大，具体如表1和表2所示。与石油基油品相比，煤基油品硫化物含量更低，环保优势突出，同时族组成也呈现出明显特点，不仅可以制备超清洁的汽油、柴油等油品，还能充分发挥其独特性差异化开发高附加值产品。

表1  不同来源石脑油性质对比

表2  不同来源柴油性质对比

煤直接液化工艺充分发挥了煤缩合芳香环的结构特点，其石脑油和柴油馏分中环烷烃含量显著高于石油基和间接液化油品，其中在石脑油馏分中超过70%，可作为催化重整生产高辛烷值汽油和芳烃的优质原料；在柴油馏分中约为90%，而链烷烃含量不足10%，总芳烃含量不足2%，虽然十六烷值偏低，但具有“一大三高四低”（大相对密度、高热安定性、高体积热值、高比热容、低凝点、低硫、低氮、低芳烃）的特性。中国神华煤制油化工有限公司依托百万吨级煤直接液化示范项目，已成功开发出煤基大相对密度喷气燃料、航天煤油和低凝点柴油等多种特种燃料，可缓解石油基军用和航空航天领域特种燃料供应紧张局面。

费托合成油石脑油馏分链烷烃含量高达99%，环烷烃和芳烃含量极低，可作为低碳烯烃优质裂解原料和精制生产高附加值溶剂油；低温费托合成柴油馏分链烷烃含量超过90%以上，具有十六烷值高、芳烃和硫化物含量极低等特性，同时也存在着密度较低、凝点较高、低温流动性差等缺陷。由煤直接液化和低温费托合成柴油馏分指标分析可知，两者在密度、十六烷值和凝点等方面存在很好的互补关系，可调和出满足国Ⅵ要求的0号、-10号和-20号柴油。

2.2.2  化学品领域

根据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》对煤制化学品的功能定位，煤化工主要生产烯烃、芳烃、含氧化合物等基础化工原料及化学品，多以替代石油基产品为特征。煤制化学品大多以煤气化为龙头生产合成气（H2和CO），进而合成甲烷、甲醇、烯烃、乙醇、乙二醇、二甲醚、芳烃等化学品，典型工艺有煤制天然气、大型煤制甲醇、煤制烯烃、煤制芳烃、煤制乙二醇等。目前，大多数煤基化学品以初级产品为主，高端化、差异化、精细化下游产品开发不足，与同类石油基产品相比不具有比较优势，竞争力较弱。根据煤炭化学组成结构和化学反应特性开发出石油化工难以生产或生产成本较高的产品，是进一步提升现代煤化工产业竞争力的有效途径，实现与石油化工的差异化发展。

一方面，煤沥青（包括煤焦油沥青、煤液化沥青）具有原料易得、成本低廉、含碳量高、芳香度高等特点，是制备铝用碳素、针状焦、活性炭、沥青基碳纤维等多种碳材料的优质原料。铝用碳素材料和针状焦是煤沥青最大的下游应用市场，2020年消费占比分别为52%和17%，尤其是随着电炉炼钢和新能源汽车产业的快速发展，高端针状焦作为超高功率石墨电极和锂电负极材料的主要原料，其市场需求将进一步扩大，预计到2025年将达到140万吨/年。此外，随着航空航天、新能源、轨道交通、储氢、储能、水处理等战略性新兴产业的蓬勃发展，超级活性炭、高性能沥青基碳纤维等高附加值碳材料的应用前景广阔，国内市场需求量超过5000吨/年。

另一方面，合成气中有C、O、H三种元素，更适合生产甲醇、乙酸、乙醇、乙二醇、乙醇酸甲酯、多元醇等含氧化合物，在绿色溶剂、医药、燃料及生物可降解材料等领域应用广泛，与石油化工相比，具有流程短、成本低的优势。例如乙醇酸甲酯是生产聚乙醇酸（PGA）的主要原料，后者是一种兼具优异的生物相容性、生物降解性能、机械加工性能和阻隔性能的生物可降解材料，已逐步应用于生物医学（如可吸收手术缝合线）、油气开采（如压裂球）和包装（如垃圾袋、购物袋）等领域。受国家“禁限塑”政策的推动，生物可降解材料具有广阔的市场空间，预计到2025年底需求量将超过750万吨/年。然而，由于煤中碳多氢少的元素组成特点，合成气中CO和H2的比例约为2.5∶1（粉煤气化）和1.3∶1（水煤浆气化），难以满足下游主要化学品对合成气中CO和H2比例的要求（如表3所示），因此需要额外的水煤气变换工段来调节CO和H2比例，在此过程中不可避免地要比石油化工排放更多的CO2。从表3可知，高碳低氢（如芳烃）或高碳高氧化学品（如乙酸、乙醇酸甲酯）对CO和H2的比例要高于氨、甲烷等化学品，从碳排放角度考虑生产上述产品具有碳减排优势。

表3  不同煤化工路线对合成气规格要求

2.3、成本竞争力

2.3.1  煤制油成本竞争力

以中国神华煤制油化工有限公司建设的百万吨级煤直接液化示范项目为例，其主要产品为柴油、石  脑油、液化气等，项目盈亏平衡点约为60美元/桶。 为进一步提升煤直接液化项目的经济性，对副产的煤液化油渣持续开展了资源化利用研究，并于2020年成功实现煤液化沥青产品的开发，提高了产品附加值，盈亏平衡点降至约50美元/桶。

2.3.2  煤制乙二醇竞争力

煤制乙二醇企业在煤价为400元/吨下的盈亏平衡点约为60美元/桶，与国内石油路线相比，具有一定的竞争力，但是在国外廉价乙烷及页岩气资源的冲击下，其竞争力受到严重考验。为寻求煤制乙二醇产业新的效益增长点，中国神华煤制油化工有限公司联合上海浦景化工技术股份有限公司深入开展副产物乙醇酸甲酯的合成和下游应用研究，成功开发生物可降解材料聚乙醇酸，不仅提升了产品附加值，还为推广低成本高性能的生物可降解材料提供了新的路径。中国神华煤制油化工有限公司在榆林40万吨/年乙二醇项目基础上延链建设5万吨/年聚乙醇酸，该项目于2022年9月成功建成投产。据测算，联产5万吨/年聚乙醇酸项目后，其盈亏平衡点可降至约55美元/桶，进一步提升了竞争力。

2.4、项目布局和规模

经过二十多年的发展，我国石油化工与现代煤化工产业初步形成了“东油基、西煤基”的空间分布格局。

由于国内石油资源短缺，大部分依靠从海外进口，国家“十三五”时期规划建设的七大石化基地均分布在沿海地区，终端产品离消费市场近，运输成本低。以恒力炼化一体化项目为例，炼油能力为2000万吨/年，乙烯装置规模最大150万吨/年（同时副产70万吨/年丙烯），芳烃规模为450万吨/年。充足的上游原料产能延链开发乙烯、丙烯产业链多品种、多牌号产品，可规模化构建聚乙烯、聚丙烯、环氧乙烷/乙二醇、苯乙烯、乙烯-乙酸乙烯、丙烯腈等多元化产品体系，产业链一体化程度高，抗周期波动风险能力较强。

受煤炭就地转化政策的影响，现代煤化工项目主要集中在内蒙古、陕西、宁夏、新疆等中西部煤炭资源富集地，远离东部沿海等终端产品消费市场，提高了终端产品运输成本。另一方面，已建成项目以技术示范为主，例如煤直接液化最大规模为108万吨/年，煤间接液化最大规模为400万吨/年，煤制烯烃最大规模为137万吨/年，煤制乙二醇最大规模为60万吨/年。与大型炼化一体化项目相比，装置产能较小且布局分散，无法规模化开发乙烯、丙烯下游系列产品，也难以规模化、集成化利用副产品，导致产品结构过于单一且同质化严重，竞争力较差。表4为现代煤化工和石油化工工艺路线的典型规模与投资强度，与石油化工相比，煤制油和煤制烯烃由于规模小、流程长、公用工程系统复杂、环保要求高，项目投资强度明显偏高，而两种路线的乙二醇投资强度基本相当。

表4  现代煤化工和石油化工工艺路线典型规模与投资强度

2.5、水耗

现代煤化工项目主要分布在西部煤炭资源富集地，同时也是水资源较为短缺的地区，例如约有85%的煤制烯烃、50%的甲醇制烯烃和100%的煤制油项目分布在黄河流域，煤、水资源不匹配，项目用水矛盾十分突出。

经过近年来废水近零排放、先进节水等技术的发展，煤化工在节水方面取得了长足进步。根据生产企业实际运行数据，2021年煤直接液化、煤间接液化、煤制烯烃产业单位产品平均水耗分别为6t、5.7t和11t（标杆企业），虽已达到国家“十三五”规划先进值，但仍明显高于炼油（0.6t）和石脑油制烯烃产业（3.5~4.5t）。根据典型煤化工项目规模推算，项目每年耗水量为(500~2000)万吨，与千万吨级炼油项目相当。从用水结构分析，在实现废水近零排放后，煤直接液化水耗主要分布在循环冷却水消耗和变换反应工艺水消耗，占比分别为47%和20%；煤制烯烃水耗主要是循环冷却水消耗，占比高达80%，其次是变换反应工艺水消耗，占比为10%。一方面是因为现有煤化工工艺流程长、系统集成差等原因，导致循环水用量显著偏高；另一方面是受煤炭原料碳多氢少的原料特性影响，在煤转化反应中需引入大量的氢，而水作为氢的唯一原料，在气化和变换反应工段中消耗较大。

在坚持“以水定产”前提下，高水耗严重制约现代煤化工项目规模，难以达到大型炼油或炼化一体化项目相当规模。

2.6、能耗

据统计，典型煤直接液化、煤间接液化和煤制烯烃的单位产品能耗分别是1.7t标煤、2.0t标煤和2.7t标煤，要显著高于生产同类产品的炼油（0.085t标煤）和石脑油制烯烃工艺（0.88t标煤）。一方面，由于煤炭自身高水分、高灰分、低氢碳比的组成特性，以及工艺技术发展相对滞后等原因，造成已建成的现代煤化工项目能耗要远高于炼油和石化项目。随着工艺技术的不断完善和优化，现代煤化工项目能耗水平不断降低。2021年11月，国家发展和改革委员会等部门发布《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）》，对煤制甲醇、煤制烯烃和煤制乙二醇等重点领域的能耗进行了明确规定（如表5所示），要求到2025年煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇能耗优于标杆水平的产能分别达到30%、50%和30%，基准水平以下产能基本清零。

表5  煤化工重点领域能效标杆水平和基准水平

另一方面，由于现代煤化工和石化行业的能耗统计范围不同，放大了两者能耗的差距。石化行业能耗按照GB 50441—2016《石油化工设计能耗计算标准》统计，只计入燃动能耗，不计入原料用能。而现代煤化工能耗按照GB/T 2589—2020《综合能耗计算通则》统计，除燃料煤外，作为原料用途的煤也纳入能耗，导致其能耗偏高。2021年中央经济会议提出“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”，为发展现代煤化工创造了新的发展空间，但是目前尚未出台统一的指标计算细则。据测算，煤直接液化项目扣除原料用能后，能耗可降低约50%。

2.7、“三废”排放

现代煤化工项目大多分布在生态环境承载力较为薄弱地区，对项目规划建设提出了更为严格的要求。

2.7.1  废气排放

煤炭不同利用方式的CO2和主要污染物SO2、NOx排放强度如表6所示。相比于火力发电，现代煤化工的煤炭除作为燃料用于供电和供蒸汽外（占比20%~33%），更多是作为原料用于生产清洁燃料和化学品，使得一部分碳被固化在终端产品中，CO2排放强度要明显低于火力发电，例如煤直接液化CO2排放强度要比火力发电低37.5%。与此同时，现代煤化工SO2和NOx的排放强度也要低于实现超低排放的火力发电，实现了煤炭清洁转化。

表6  不同煤炭利用方式CO2、SO2和NOx排放强度

然而，与炼油和石化产业相比，现代煤化工生产同类产品的CO2排放强度显著偏高（如表7所示）。由于煤的氢碳比显著低于石油，当以煤为原料替代石油生产传统石化产品必然会经历氢碳比调整的过程，在现阶段主要依靠水煤气变换反应来提高合成气中H2的比例，在此过程中不可避免地排放大量CO2，超过总排放量的60%，其余主要作为燃料燃烧排放。生态环境部正考虑在“十四五”期间加快将钢铁、水泥、化工等行业纳入碳排放权交易市场，这将对现代煤化工企业带来额外的运营负担，部分产品可能会失去原有的竞争力。

表7  现代煤化工和石油化工单位产品排放量

碳捕集、利用与封存（CCUS）技术作为一种大规模的温室气体减排技术，是实现化石能源零排放的兜底保障，但由于高成本等问题，至今尚未大规模推广。现代煤化工工艺过程排放的CO2体积分数高达90%以上，其捕集成本约为100CNY/t，明显低于火力发电成本（300～400CNY/t），是CCUS技术创新和大规模先行先试的最佳平台。国家能源集团、中国石化、陕西延长石油等企业正在积极布局CCUS项目，例如2011年国家能源集团在鄂尔多斯建成投运了10万吨级的碳捕集与封存（CCS）示范项目，2022年8月中国石化齐鲁石化-胜利油田百万吨级CCUS项目正式建成投产，标志着CCUS产业进入商业化初期快速增长阶段，同时也为现代煤化工产业大规模减排提供了技术支撑。

2.7.2  废水排放

现代煤化工工艺过程主要产生难处理的高浓度酚氨油废水和高盐废水，水质复杂，含有大量有机物，处理难度大。与炼油和石化项目不同，基于政府环保政策和产业发展要求，现代煤化工项目基本要求废水近零排放，例如国能包头煤化工有限公司采用先进的“预处理-膜浓缩-纳滤分盐-冷冻析硝-蒸发制盐”工艺，在实现废水100%回用的同时，副产纯度99%以上的氯化钠和硫酸钠。

2.7.3  固废排放

由于煤中含有10%~25%的矿物质，在加工转化过程中产生的固废量要明显高于炼油和石化产业。现代煤化工产业产生的固废以气化炉渣为主，据统计2019年气化炉渣产量超过3300万吨。气化炉渣属于一般固体废物，主要成分有SiO2、Fe2O3、Al2O3、CaO和残炭，具备资源化利用的基础。目前，气化炉渣已初步在水泥、墙面材料等建材和循环流化床锅炉掺烧等领域实现了资源化利用，但从整体上来说，仍存在应用领域窄、掺混量少、产品质量差、附加值低、标准和技术规范缺失等问题，其大规模消纳与高值化综合利用技术的开发迫在眉睫。

3、现代煤化工产业高质量可持续发展路径

综上所述，与成熟的大型炼化一体化项目相比，现阶段现代煤化工产业仍以单项技术示范为主，多数产品与炼油和石化产品存在交叉和重叠，且同类产品的能耗、水耗、碳排放更高，综合竞争力不强。另一方面，从终端产品元素组成与原料组成结构、煤化学反应特性的匹配性来看，特种燃料、高碳低氢化学品、高碳高氧化学品等更具有市场竞争力和发展潜力。

在“双碳”战略目标下，未来现代煤化工产业应进一步立足国家能源安全战略和国民经济发展需求，加快从“替代石化产品”的高碳排放产业向“发挥煤炭原料特性”的绿色低碳产业转型升级，通过构建具有比较优势的特种燃料和高附加值化学品产品体系、坚持清洁低碳化生产、推进多产业耦合协同等途径，多措并举推动现代煤化工产业高质量可持续发展。

3.1、构建高端化差异化产品体系

现代煤化工产业要不断提高煤炭综合利用效能，充分发挥煤炭原料特性，在现有替代石化产品定位的基础上，应差异化发展石油化工难以生产或生产成本较高的特有产品，延链、补链、强链（如图3所示），丰富产品矩阵，提升产品档次，提高产品附加值，构建高端化差异化产品体系。

现代煤化工延链、补链、强链路径

（1）煤直接液化产业链

积极示范新一代煤直接液化技术，单系列产能规模将由100万吨级提高至200万吨级，降低投资及运行成本，提高能源转化效率，为规模化开发下游产品奠定产能基础。充分发挥煤直接液化油品“一大三高四低”特性，加强航空航天煤基高性能燃料、舰用柴油、特殊环境燃料、一体化通用燃料等特种燃料的研发，提高军用油品供应保障能力。加强煤液化油渣的资源化和高值化利用研究，利用煤液化沥青芳香度高、易聚合交联的特性，开发高性能碳纤维、超级活性炭、储能电池负极等高端碳材料。

（2）煤间接液化产业链

煤间接液化应根据合成油品特性，在生产液体燃料的基础上，积极延伸精细化学品产业链，重点开发高端聚烯烃共聚单体、聚α烯烃基础油、高碳醇等高附加值产品，使其具有一定的灵活性和抗风险能力，实现特殊时期保障液体燃料供应，和平时期提高经济效益。

（3）煤制烯烃产业链

针对国内聚烯烃市场呈现出“中低端产品过剩、高端专用料短缺”的结构性过剩特点，煤制烯烃产业链应坚持高端化、差异化策略，全面推动聚烯烃产品提档升级，重点应开发茂金属聚烯烃、聚烯烃弹性体、超高分子量聚乙烯等高端牌号产品。

（4）煤制乙二醇产业链

煤制乙二醇产业目前存在产品质量稳定性差、下游应用场景单一、低成本进口石油基乙二醇强力冲击等问题，市场竞争力不强。除进一步提高产品质量、拓宽下游消费领域外，应丰富终端产品矩阵，例如开发聚乙醇酸等生物可降解材料、碳酸二甲酯、乙二醛、草酰胺等。

3.2、坚持清洁低碳化生产

现代煤化工产业主要分布在水资源短缺、生态环境承载力较差的西部地区，其产业的发展必须以生态环境承载为前提，走可持续发展道路。

3.2.1  减少三废排放

在废气治理方面，加强现代煤化工挥发性有机物的治理。一方面，做好设备动静密封点、循环水系统、废水处理系统、储运装卸等区域污染物无组织排放的管控，做好密封改造；另一方面，继续推动锅炉烟气、低温甲醇洗尾气等有组织气体排放的升级改造治理。

针对现代煤化工高水耗的痼疾，应坚持“开源节流”的思路，一方面充分发挥煤化工项目毗邻煤矿的区位优势，探索煤矿矿井水循环使用新路径，降低地表水使用量。另一方面针对现有高盐废水处理装置运行成本高、稳定性差、杂盐处置难等问题，进一步开展关键技术攻关；同时针对循环冷却水用量大、消耗大的问题，进一步优化工艺技术路线和各系统之间的耦合，并积极推广节水消雾型凉水塔的应用。

在固废治理方面，坚持“减量化、资源化、无害化”原则，首先从源头防控入手，推广清洁生产和原料替代，减少一般固废的产生。其次，深入研究和探索一般固废大规模消纳和高值化利用途径，开发过程简单、适应性强、具有一定经济效益的综合利用技术路线。

3.2.2  降低二氧化碳排放

（1）加强技术创新，在现有工艺基础上进行节能改造升级，并在新建项目中采用最先进工艺，进一步提升能效水平。

（2）充分发挥现代煤化工技术优势，重点开发高固碳能力的煤基碳材料和具有碳减排优势的含氧化合物，例如以煤为原料生产生物可降解材料聚乙醇酸，与煤制烯烃相比，吨产品原料煤消耗降低约50%，工艺二氧化碳排放降低约65%。

（3）鉴于煤炭的高碳能源和原料属性，仅依靠现代煤化工系统本身的技术创新和能效提升，在规模化发展现代煤化工的同时实现低碳发展将面临严峻挑战。近年以光伏、风电为代表的绿电以及电解水制绿氢技术发展迅速，2021年是光伏和陆上风电平价上网的元年，其平准化度电成本已分别下降至0.034美元、0.028美元，较2010年分别下降89%、66%，为促进现代煤化工与新能源的耦合发展夯实了基础。

一方面优先采用绿电替代煤电，提高电气化率，并发展高效储热制蒸汽技术，可大幅降低燃料煤消耗，实现燃料端的减碳。另一方面，通过绿电电解水制得的绿氢作为补氢原料直接进入到工艺系统，调整合成气中H2/CO比例，可把绝大部分碳原子都经济地转化为产品，在大幅降低煤化工过程CO2排放量（只有煤气化过程产生少量CO2）的同时，可有效节约煤炭资源。以1×104m3/h电解水制氢装置为例，引入绿氢可减少15.7万吨/年CO2，同时可减少大约5万吨/年原料煤。

（4）充分利用副产高浓度CO2的优势，超前部署CCUS前沿技术研发，布局大型CO2封存和驱油等项目。积极开发以CO2和绿氢为原料的新工艺、新技术，例如二氧化碳和绿氢合成甲醇、低碳烯烃、芳烃和液体燃料等，开辟全新碳化学工业。

3.3、推进多产业耦合协同发展

现阶段现代煤化工产业链短、上下游联系缺乏、布局分散等弊端日趋凸显，在面对大型炼化一体化基地时缺乏竞争力。在延链、补链、强链和清洁低碳化生产的基础上，现代煤化工产业应全力打造集“煤、油、化、新材料、新能源”于一体的高端化、多元化、低碳化基地，以原料煤为基础，多种原料、多种能源深度耦合制备高端化差异化产品，从而推动现代煤化工产业的高质量可持续发展，具体实施路径如图4所示。

图4  现代煤化工与其他产业耦合协同发展示意图

一方面，提高现代煤化工产业内部多条产品链的耦合度，例如基于石脑油甲醇耦合联产芳烃和烯烃技术，可充分发挥煤基石脑油和煤基甲醇原料优势，以及两者化学反应的匹配性，大幅提高原子利用率及能量效率。根据石脑油的组成特性来调整芳烃和烯烃比例，如利用煤直接液化石脑油高芳潜特性提高产品中芳烃的比例，可与煤基乙二醇耦合拓展聚酯产业链。

另一方面，加强现代煤化工与石油化工、天然气化工、氯碱化工、冶金建材等上下游产业链的耦合，例如上述耦合反应技术所用的石脑油原料可拓展至产能规模更为庞大的石油基石脑油，发展前景更为可观。在项目规模提高后，其副产品，如气化炉渣、高盐废水中回收的氯化钠等产量也随之增大，其规模化利用的经济效益也逐渐提高，在吸引其他产业集聚的同时，也能丰富终端产品种类，提高整体盈利能力和抗风险能力。在碳中和愿景下，我国将逐步构建以新能源为主体的新型电力系统，预计到2060年非化石能源发电占比将超过90%，这为加强现代煤化工与清洁低碳能源的耦合创造了良好条件，一是增强煤的原料属性，通过对燃料煤的高比例替代以提供原料煤转化过程中所需的电和热；二是以绿氢、绿氧为载体，实现清洁低碳能源属性和原料属性的耦合，弥补高碳原料消费占比过高的结构性缺陷。

4、结语

现代煤化工产业在提升国家能源安全保障能力、拓宽石化原料渠道、推动煤炭清洁高效利用领域取得了长足进步，但现阶段也存在着整体经济效益差、终端产品结构不尽合理、高能耗、高排放、高水耗等问题。在“双碳”目标下，现代煤化工产业要进一步提高核心竞争力，必须找准方向和定位，加快从“替代石化产品”的高碳排放产业向“发挥煤炭原料特性”的绿色低碳产业转型升级。积极开发具有比较优势的特种燃料和高附加值化学品，构建高端化差异化产品体系；持续开展清洁低碳化生产，大幅降低“三废”和二氧化碳排放；重点推进与清洁低碳能源、石油化工、天然气化工等多产业的耦合协同，实现产业集群化、基地化发展，提高整体能源和资源利用效率，建立现代煤化工产业高质量可持续的新发展模式。