煤化工发展问题及政策应对

　　煤化工是指以煤为原料，经化学加工使煤转化为气体、液体和固体产品或半产品，而后进一步加工成化工和能源产品的过程。在雾霾治理的大背景下，煤化工发展对中国未来的能源和经济可持续发展有着特殊意义。

　　传统煤化工产业的产品如焦炭、电石等，是农业、钢铁、建筑等相关行业不可或缺的工业原料。而新型煤化工产业的产品以洁净能源产品和可替代石油化工的产品为主，如汽油、柴油、航空煤油、乙烯原料等。这种替代一方面符合中国富煤、贫油、少气的资源禀赋—中国煤炭资源丰富、煤种齐全，发展煤化工产业有利于发挥资源优势;更为关键的是，目前中国石油和天然气的对外依存度已经分别达到58.1%和31.6%，未来这方面的比例仍将继续扩大，因而发展煤化工产业对中国维护能源安全也具有重要的战略意义。

　　“煤改气”似乎为近期煤制油(气)项目获得“路条”提供了动力，煤化工又出现一轮投资潮。有鉴于此，今年7月22日，国家能源局发布《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》。该通知称，国家发展改革委、能源局正在研究制定《关于有序推进煤制油示范项目建设的指导意见》和《关于稳步推进煤制天然气产业化示范的指导意见》，近期将发布实施。该通知强调，将进一步规范煤制油气产业，禁止建设年产20亿立方米及以下规模的煤制天然气项目和年产100万吨及以下规模的煤制油项目。

　　在需求增长、煤价持续走低、地方政府利益等各种因素驱动下，近年来中国煤化工产业规模快速扩大，2013年已投产煤制油项目的产量达到170万吨，甲醇产量达到2900万吨，煤制烯烃产量180万吨，煤制天然气示范项目产量也达到了27亿立方米。

　　但产能过剩现象也由来已久。举几个例子：2013年中国焦煤过剩的产能已超过1.5亿吨，从而导致价格不断下降，行业亏损面积达到40%左右;甲醇方面，如果按海关总署数据，中国2013年甲醇消费量为3287万吨，而2012年甲醇产能就已超过5000万吨，占世界总产能的一半。如今新型煤化工产业也逐渐显现出产能过剩的迹象。有数据显示，截至2014年6月，煤制气项目计划产能总量已达2250亿立方米/年，是国家能源局初定的“十三五”(2016-2020年)末计划煤制气产量目标500亿立方米/年的4.5倍。这一数字甚至比去年全国1676亿立方米的天然气消费总量还大。而目前煤制油项目建设完成、建设中以及计划建设的数量已超过10个，计划产能总量已超过3000万吨，已达到2020年末的计划目标产量。

　　煤化工发展的动力和疑问

　　煤化工从来都是煤炭企业和地方政府所向往的，因为其产业链的延伸可能意味着更多的盈利和更多的GDP、税收和就业。还有大道理可以讲：中国“富煤、少气、贫油”的能源储备提供了发展煤化工产业的基本条件和论据，而充足的煤炭供应和相对其他能源品种较低的煤炭成本是煤化工产品竞争力的关键，煤化工发展还可以优化能源结构和缓解石油供应压力。发展煤化工理由似乎很充分。另一方面，即便目前煤炭价格走低，市场形势不好，单单煤炭企业的生存也足够提供发展煤化工的动因。

　　最近煤化工的发展热潮除了煤炭富裕省份地方政府的推动，也有市场难以阻挡的力量。地方政府大力发展煤化工的目的是为了提高煤炭的附加值，实现煤炭的就地加工转化，以拉动地方GDP增长和就业。而企业主要考虑的是煤化工产业的成本与利润问题。早些时候有煤制油项目研究的基本结论是：在投资上，在中国投资建同等规模工厂只有美国成本的65%;在煤炭成本上，煤炭开采成本比美国低得多;在人力资本上，同等规模工厂，内蒙古的一个项目是每位工人一年8万元人民币，而在美国则是8万美元。因此企业认为，煤制油项目有利润空间。

　　这笔账反映出地方政府和企业的乐观判断，但没有足够的说服力。煤化工是资本密集型产业，需要从投资周期的收益衡量其经济性。企业盈利受市场容量的影响，还受水资源成本、环境成本、人力资源成本等动态因素的影响，而且这些成本都将进入快速增长期。

　　最近低迷的煤炭价格使得煤化工投资的热情更加高涨，新一轮比较大规模的产能过剩似乎看得见了。在已有产能规划比较大的情况下，投资又一拥而入。但雾霾治理背景下的煤化工行业如果对市场空间和利润没有足够的把握并做好功课，将面临很大的风险。

　　大力发展煤化工是否有利于环境治理，这个问题可以以煤制气为例。一方面，我国的能源结构是“多煤少气”，另一方面，环境治理要求减少煤炭消费而增加天然气消费。大规模发展煤制气似乎是为了解决天然气短缺矛盾，为解决城市雾霾提供可能性。因为，至少从表面上看，煤制气是排放量低的清洁能源。其实没有那么简单。

　　首先，煤制气得到的天然气属于对煤炭加工后的二次能源，其原料是煤炭，煤制气的过程本身也是一个高耗能的生产过程，意味着更多的煤炭生产同一单位的能源产品。如果从全国范围来看，煤制气没有达到改变以煤炭为主的能源结构的目的，也达不到减少排放的目的，因为将生产过程考虑在内，煤制气的温室气体和其他污染物排放，比直接使用煤炭要多。其次，大规模发展煤制气替代燃煤，实际上只是将污染排放从东部转移到了西部;而从整体上增加全国的排放量，也不利于应对减少碳排放。

　　煤化工对水资源的消耗同样不容忽视。生产煤制气需要消耗大量的水资源。目前通过发改委审批开展前期工作或者已经被核准的煤制气项目，大多集中在新疆、内蒙古和山西等煤炭资源比较丰富的地区，这些地区的水资源往往比较缺乏。如果新建的煤制气项目加剧这些地区缺水现状，水资源供给问题反过来将会对煤制气生产和收益造成负面影响，这需要慎重对待。

　　煤制气本身的问题

　　作为经国家发改委核准的首批煤制气示范项目之一，位于内蒙古克什克腾旗的大唐克旗煤制气项目于去年投产后曾出现故障，已于今年3月恢复正常生产并向北京供气。这是国内首个大型煤制气项目进入商业运营。据统计，目前我国煤制气项目主要集中在新疆和内蒙古，两地计划产能占全国的80%，其中新疆备案的项目有22个，产能约千亿立方米。内蒙古有12个，产能规模约740亿立方米。大唐项目通气引发业界高呼煤制气重大突破，煤制气迎来黄金时代。

　　当前中国以煤炭为主的能源结构是我们遭遇雾霾的一个主要原因。2013年9月份发布的《大气污染防治行动计划》要求，到2017年实现我国煤炭占能源消费总量比重降到65%以下，京津冀、长三角、珠三角等区域力争实现煤炭消费总量负增长。充足的能源供应是保障经济增长的重要因素，减少煤炭消费比重需要其他替代能源，短期内天然气作为清洁能源无疑是最佳选择。随着我国“煤改气”进程的加快，天然气消费量迅速增加，供需缺口严重。2012年我国的天然气消费1471亿立方米，其中进口量为425亿立方米，对外依存度高达28.9%。

　　燃煤发电提供我国电力消费的近80%，因此采用燃气代替燃煤发电是治理雾霾的一个重要措施。但是，煤制气是一个高耗能的生产过程，是指通过煤炭与蒸汽、氧气在高温高压下进行反应，产生主要由一氧化碳和氢气组成的混合气体，再进一步合成甲烷的过程。这个生产过程需要消耗煤炭，同时排放二氧化碳、氮氧化合物、二氧化硫和粉尘。考虑到煤制气的副作用，应将煤制气的生产环节和终端应用环节综合考虑，计算煤制气生命周期的排放量总和。粗略计算，煤制气发电的每一度电耗煤在386-455克标准煤之间，而2011年全国火电行业的平均煤耗为329克标准煤，煤制气发电的煤耗比直接使用煤炭高17.3%~38.3%。这意味着，从一次能源消耗的角度来讲，使用煤制气发电会消耗更多的煤炭。

　　另外，在控制污染排放方面煤制气没有优势。不仅是发电，将煤制气的应用扩展到交通、烹饪和供暖等领域，煤制气的生命周期中碳排放也将比直接使用煤炭高36%~108%。据估计，将煤炭转换成天然气再进行发电，比直接燃煤发电多排放40%~50%的二氧化碳;其中煤制气生产环节的二氧化碳排放占总排放的70%~80%，天然气发电产生的排放占20%左右，此外还包括在运输环节产生的一些碳排放。煤制气发电会形成硫化物、氮氧化合物和粉尘等大气污染物，这也是煤制气利用中值得关注的排放问题，因为上述三种物质是形成雾霾的一个主要原因。并且，煤制气发电的二氧化硫、氮氧化合物和粉尘排放均高于燃煤发电。近年来我国加大了对工业二氧化硫排放的治理，燃煤发电的二氧化硫排放得到很大改善，由2005年的6.4克/千瓦时下降到目前的2.26克，脱硫率也达到95%以上。煤化工多采用克劳斯硫回收工艺，目前的技术水平能使脱硫率达到97%左右。但是，由于煤炭投入量大，煤制气发电的二氧化硫排放比直接使用煤炭发电高出很多。

　　目前火电的脱硝和除尘技术也已经成熟，氮氧化合物减排效率在70%~90%之间，除尘效率更是达到99%以上。煤制气生产过程中的除尘标准大体和火电相近，其氮氧化合物减排效率甚至达到90%以上，比火电更高。但煤制气发电的氮氧化合物和粉尘的排放还是分别比燃煤发电高出11.7%和80%，主要原因在于煤制气发电较低的综合能源效率。在现有的技术水平下，煤制气发电的综合能源效率在27%~31.8%之间，而最新的超临界燃煤机组发电效率已经达到40%左右。也就是说，煤制气的能源转换效率较低，形成同样的发电量需要消耗更多煤炭，从而可能造成更多污染物排放。

　　政府的政策应对

　　为引导煤化工产业良性、持续地发展，政府应实行有针对性、前瞻性的政策措施。

　　对于煤化工，国家的基调应当是支持的同时加以限制。无论如何，政府应当制定合理的规划，对煤化工产业的有序发展加以引导，对在什么地方该做、什么产品该做这两个关键问题上慎重规划，实行总量控制。在对地方的考虑上，要使得煤化工产业的发展从当地资源能源禀赋及经济基础条件出发，充分考虑市场因素，符合当地建设与运输条件，避免不结合当地情况和不考虑资源特点的盲目发展。在对产品的考虑上，要尽量选择一些相对环保、市场缺口大、有利于进行精深加工以提高附加值的产品，关注煤化工主要研究领域以及关键技术的进展，尽量采用环境友好型的高新技术。

　　首先，以“十三五”规划为契机，规范项目审批程序，制定严格的产业准入要求，把握总量控制。国家能源局于今年7月间发布的上述通知再次强调，禁止建设20亿立方米及以下规模的煤制气项目和年产100万吨及以下规模的煤制油项目。实际上，这一标准在2013年就已经提出过。自2006年以来，政府基本上每年都会出台政策，明确煤化工产业的审批标准，试图引导产业发展，事实上这些标准并没有被严格执行。地方政府为了获得煤炭产业链延伸带来的收益，拉动GDP和就业，明知违反国家标准，也上马了各种煤化工项目。所以，对于国家来说，规范审批程序和制定严格标准是一方面，更重要的是加强惩罚和监督力度，使政策标准具有应有的约束力和执行力。地方政府则需要全力配合，重新定位自己的角色，以引导和服务为主，避免过度参与地方经济发展。

　　其次，要充分考虑环境和水资源问题。煤化工产业是以大量耗煤为生产基础的，这一过程势必带来环境污染问题，并且煤化工需要水资源保障。我国煤矿资源和水资源逆向分布，使得煤化工项目多建设在新疆、内蒙古、山西等突出缺水地区，许多地区的煤化工企业不但挤占生活用水、农业用水，甚至利用地下水来发展煤化工产业，给水资源带来了极大的污染隐患。因此政府在项目规划时，要充分考虑当地的环境承载力和治理成本。并且要制定严格的排污和耗能标准，甚至可进行强制性的技术改进。另一方面，对于降低污染，提高能源转换效率的煤化工技术研发，要给予更多政策支持。

　　最后，政府要对煤化工的投资进行合理规划和有效引导。发展煤化工产业对环境要求非常高，必须要充分考虑各方面因素，谨慎论证项目的可行性。一方面，从自然环境来看，一个煤化工项目每年的煤炭消费量在几百万吨左右，综合考虑项目的投资收益年限以及煤炭的开采率，就需要有几十亿吨的煤炭储量，才能满足一个煤化工企业的长期发展需求。因此，一个地区如果煤炭资源不足或者质量不佳，则不适宜发展煤化工产业。另外，正如前文提到的，地区的环境承载力、治理成本以及水资源条件也需要谨慎考虑。

　　另一方面，从项目收益性的角度来看，目前的投资过热也是由于一些企业和地方政府盲目认为煤化工产业存在巨大的利润空间。其实，煤炭价格不会持续低迷，随着煤价逐渐趋于稳定，环境成本、人力成本会急速上升，煤化工项目的利润空间将会受到压缩。更重要的是，一旦产能过剩严重，造成一些煤化工产品供过于求，用煤制成的产品收益极低甚至是没有市场，那还不如干脆直接卖煤。

　　结论

　　总结一下，如果“煤改气”是为了治理环境污染，那么发展煤制气将与初衷相背。煤制气大规模发展的主要动力应该来自保障能源安全或者是其经济性。因为，将煤炭转换成天然气，本身是一个高耗煤的生产过程。大规模发展煤制气不利于煤炭消费总量控制，其污染排放也要高于直接使用煤炭。尽管煤制气可能采用比燃煤发电更先进的减排技术，但由于煤制气发电的综合能源转换效率较低，其排放也要高于燃煤发电。大规模发展煤制气替代燃煤，实际上只是将污染排放从东部转移到了西部，从整体上会增加全国的排放量，也不利于应对气候变化。因此，煤制气应该至多是一个保障天然气供需和治理雾霾的补充手段。除非煤质不适合发电，否则同样是二次能源，在西部发展大型超临界燃煤电站，通过特高压输送到东部，可能更清洁和更有经济性。

　　政府最近设立了较高的煤制油气准入门槛，也明确了基本产业政策：煤制油(气)不能停止发展、不宜过热发展、禁止无序建设;坚持“量水而行”、清洁高效转化、示范先行、科学合理布局、自主创新等原则;示范项目必须符合产业政策;满足具体的能源转化效率、能耗、水耗、二氧化碳排放和污染物排放等指标要求。综合起来看应该是很全面了，但现实中能否真正规划和引导煤化工产业健康发展，还需要地方政府的配合，以及对行业发展的有效监管。