像任何传统工业一样，由于大气污染问题愈发严峻，燃煤污染越来越受到关注。高耗能、高污染、低附加值的传统煤炭工业已广为诟病。随着“十二五”规划、新《环保法》等新政策和制度的出台，低效率的煤炭直接燃烧受到限制、分散型用能需求将快速被清洁能源所置换和替代，煤炭需求的增长空间越来越小。
煤炭工业转型升级的势在必行，对企业的技术、管理、可持续性均提出了更高的要求。在这种情势下，煤炭行业想继续凭“买-采-卖”这种简单粗暴的传统挣钱模式做“万年暴发户”的美梦已走向破灭。
神化魔化都不要
近日，国务院常务会议部署石化产业科学布局和安全环保集约发展，并定调石化产业未来“绿色、安全、高效”的发展方向。
再来看煤化工产业的现状。近年来，一些煤化工企业盲目上项目，出现“有技术、没市场”的过剩局面。到2013年，我国煤制甲醇产能已达到5781万吨，而需求仅有2881万吨。业界纷纷传言，甲醇产能严重过剩、产能利用率很低、价格下滑严重等。加之被曝加工过程中会产生污染的问题，煤化工发展过热需限制的呼声渐长。近日举行的煤化工发展论坛也传出了产业发展过热的论调。一时间，煤化工行业人心惶惶。
“我国目前现代煤化工产能远远不足，短期内不可能过剩。”煤炭工业协会副理事长张绍强分析称，我国现代煤化工产业发展才不到10年，五大现代煤化工产品的生产工艺和技术装备都还处于示范、升级示范和改进完善阶段，形成的产能很少，但规划建设的热情较高。除大型煤制甲醇因投资较小、工艺流程较短、技术相对成熟、产能较大外，到2013年年底，煤制油才形成产能158万吨、煤制天然气不足40亿立方米、煤制烯烃176万吨、煤制乙二醇130万吨，而煤制芳烃则只有11万吨。
“短期内，甲醇产能略显过剩，但从长期来看，则不足为虑，大家不用恐慌。”张绍强对煤制甲醇的产能过剩问题，也有自己的看法。他认为，我国煤制甲醇工艺成熟、流程较短、甲醇下游延伸加工产业链很长、附加值也更高、市场潜力还很大，而甲醇汽油掺烧潜力也不小。
他进一步解释道：“粗看甲醇产能过剩2900万吨，问题好像比较严重，但是内含有1000万吨天然气制甲醇、1100多万吨化肥和石化企业联产甲醇、850万吨左右焦炉煤气甲醇。这2950万吨产能因各种原因产量不稳定，属于低效、弹性产能和无效产能，真正大型独立煤制甲醇能力仅有2831万吨，开工率都在80%左右。”
“仅仅依据现有的示范项目就完全肯定或一味否定，都是不讲道理的。现在只能说，流程已经打通，可以生产出合格的目标产品。”张绍强一针见血地指出，当下，过热的不是现代煤化工，而是片面的论断。他说：“我国煤化工发展到现在只有10年，现代煤化工刚起步，几个主导产品技术也刚开发出来，示范工程还处于长周期考验阶段，很多还没有进行标定和技术经济评价，系统优化和升级示范项目正在建设，尚没有准确的结论。”
拐点到来，路在何方？
“我们必须尊重现实，煤炭企业应当坚定信心发展现代煤化工。这不是该不该发展的问题，而是怎样更清洁、更高效利用的问题！”张绍强在近期举办的煤炭深加工产业发展论坛上，呼吁煤企重视并科学地选择煤化工项目。
在当前合成氨、电石、焦炭、甲醇传统煤化工产品市场日趋过剩且国家倡导节能减排的宏观背景下，新型煤化工是目前煤化工行业发展的主要方向。去年12月发布的《关于促进煤炭工业现代煤化工科学发展的指导意见》提出，到2020年，完成现代煤化工大规模工程化示范、技术升级示范和新技术、新产品示范；实现煤焦化产业绿色发展，使低阶煤分质高效利用产业化、现代煤化工产业格局基本形成。
“不是‘过剩就不能做，短缺就做得好’，关键是竞争力。”张绍强建议，应首先做好既有资源的高质、高效利用，切实避免低质、低效使用，减少污染和浪费。
“目前，我国并未对煤炭进行分质化利用，消耗了大量的优质资源。”他说，占我国煤炭资源储量55%以上的中低阶煤炭（褐煤、长焰煤、烟煤）是个很好的突破口。通过中低温干馏这种相对投资较少、工艺不太复杂的工艺路线，从低阶煤中提取人造石油、人造天然气资源，既能补充我国石油、天然气资源的缺口，又能解决低阶煤炭提质和资源化利用这一世界难题。更重要的是，它不但不再需要消耗大量的水资源，还能够回收利用褐煤、长焰煤中的水资源，避开了煤化工大量耗水瓶颈的制约，一举多得，应该是更需要加强发展的方向。但是，就因为中低温干馏相比较而言较“土”，反而得不到重视，这是一个短视的做法。
一些专家认为，如果我们买入初级产品，产出的产品深加工程度越高，利润空间就越大。在煤炭深加工论坛上，记者也了解到，我国在世界上率先实现了全套煤制乙二醇工业化应用，拥有全部知识产权。中科院福建物构所在万吨级工业试验基础上,在内蒙古通辽建成世界上首个20万吨煤制乙二醇示范厂，达国际领先水平。煤制烯烃、芳烃作为先进煤化工发展方向受到国家政策支持，我国已经掌握煤制烯烃的方法，即将进入大规模建设阶段。大型化甲醇转化制汽油反应器、10万吨汽油/年单台反应器、10立方米催化剂制造关键设备等核心技术，将在“十二五”期间实现商业化应用。
“现代煤化工也不是万能的，必须与煤炭开采企业整体效益统筹考虑，不能只搞‘单打一’的孤立发展模式。”石油和化学工业规划院院长顾宗勤告诫已经和准备上马煤化工项目的企业，切莫盲目发展，“现代煤化工的核心是煤气化，必须充分重视自身煤种、煤质与气化炉型的匹配问题，充分重视高硫煤、高灰煤、褐煤这些煤种的煤化工发展，不宜一窝蜂都采用优质煤进行煤化工。现代煤化工工艺过程中要产生和使用大量各种压力、温度等级的蒸汽，排放大量废热、废渣和废水，要消耗大量电力，要以循环经济的理念、上下游资源的衔接通盘考虑产业链条的布局。”
“零排放”不是梦
每年全国煤炭消耗量约为35亿吨，其中锅炉用煤22.4亿吨，占煤炭消费总量的70% ，而煤化工的占比还不到5%。利用方式粗放单一、能源结构及产业分工不合理，导致了煤烟型污染。去年，京津冀地区有8个城市被列入“全国PM2.5十大污染城市”。山东省、河北省、山西省的大气污染物排放量分别居全国第一、第二和第五位。我国煤炭利用方式亟待转变。
“现在，我们需要的是从源头减少污染，而非简单地使污染物转移。国内脱硫工艺每年建设运营费用都达上千亿元，结果是只改变了污染物的形态，而没有实现真正的资源回收利用。”张绍强认为，改变煤炭由单一燃料向燃料与原料并重发展正逢其时，而且通过煤化工转化，还可以大幅度提高煤炭的清洁化程度。
不过，传统煤化工生产废水中含有大量酚类、烷烃类、芳香烃类、杂环类和氨氮等有毒有害物质，治理难度大，已成为制约我国煤化工产业可持续发展的瓶颈。
环境保护部环境工程评估中心周学双教授认为，无论传统煤化工还是现代煤化工，水耗和碳排放均较高，系统能量综合梯级利用、单元过程集成优化才是实现全过程效率最大化、污染物减排的关键所在。他表示：“新型煤化工着眼于资源最大化利用，同时达到污染物最小化排放，体现了‘绿色化学’的理念。”
周学双提出，煤基精细化产品是制造突破的“第三条路径”，它从元素利用的环境、经济效益最大化角度，优化了煤炭资源配置；从排放角度，燃烧发电引入系统的空气中，二氧化氮占78%，大幅减排一氧化氮，硫几乎全部回收，重金属入渣。整个系统几乎不产生PM级污染物，与燃烧发电相比，有巨大优势。同时，与单一煤化工相比，它可大幅减少二氧化碳排放。但周学双同时指出，煤基多联产规模大、投资高，必须由政府主导、多企业联合方能实现。
记者还从该论坛获悉，作为全球首套百万吨级煤直接液化示范工程，位于内蒙古鄂尔多斯市的神华煤直接液化项目自2009年运行以来，吨产品耗水从设计的10吨降至目前的6吨，污水完全达到了“零排放”。去年7月到目前为止，他们已实现了单次连续投煤时间达10个月，去年全年生产成品油88.8万吨、吨油综合能耗1.69tce/t、能源转化效率58%，不仅能源转化效率高，而且“三废”排放达到国家标准要求，已取得了明显的社会效益和较好的经济效益。
三一重工的甲醇制油主要指标硫含量0.03ppm、烯烃含量 6.72%，远低于国Ⅴ不大于10 ppm和不大于25%的规定。据了解，为治理雾霾，国务院已强制要求2013年年底完成国Ⅳ标准升级，2017年完成国Ⅴ标准升级。
同时，许多业内专家指出，对于煤化工生产过程产生污染的问题，企业切莫有“一口吃成胖子”的心态，“现代煤化工目前暴露的问题都是工艺技术发展初期的必然过程问题，随着技术的进步和改进完善提高，都可以逐步得到解决。”
莫让“碳税”卡住脖子
截至2012年年底，国际上已有18个国家（或国家部分地区）开征碳税，在抑制二氧化碳排放方面取得了明显效果。2006年开始，我国二氧化碳排放量居世界首位，碳减排压力巨大。
由于碳税针对直接消费化石燃料的初级产品征收，将对原油加工类、煤化工产品，即炼厂、煤化工企业带来直接压力。因此，碳减排和碳税影响是当下行业讨论的热点话题。
张绍强呼吁社会和政府辩证地看待煤化工碳排放的问题。他表示：“不能只看中间某一段的排放多少，就加以否定或肯定。这需要科学的态度。”
他认为，煤化工生产中的工艺碳排放比例有限，大多都转化在产品中，即使有部分二氧化碳排放，也是高纯度的，可以作为产品进一步利用，“这比把煤炭分散到社会千家万户散烧所造成的污染的治理成本要低得多，数量也少得多。”
“数据显示，节能和减排有时是矛盾的，有些减排是耗能的。”石油和化学工业规划院研究员韩红梅说。据她分析，碳税10元/吨时，煤化工项目尚可承受；碳税达100元/吨时，煤化工产品利润将大幅下降，部分产品将失去竞争力。
韩红梅认为：“基于我国‘富煤贫油少气’的资源禀赋特点，以及经济发展对基础能源的需求，我国对煤化工尤其是刚刚起步的现代煤化工行业，应慎征碳税。”她建议参考国外碳税经验，给予煤化工行业一定的免征期、优惠期，当国内能源消费结构更趋合理、化石能源与可再生能源价格基本理顺后，再适时开征碳税。
“煤制天然气等大型煤化工项目应因地制宜采取二氧化碳减排措施，积极争取国家的碳税减征和优惠措施。”她同时提到，大型煤化工项目建设集中在煤矿坑口附近，因地制宜开展二氧化碳驱油和枯竭煤层储存二氧化碳的研究具有地质条件优势和经济优势。
近年来，我国对资源综合利用的关注和研究与日俱增。那么，众多二氧化碳利用途径中，哪些的减排潜力大且经济效益好？
对在美国和加拿大推行的二氧化碳驱油，韩红梅认为应先试点，再逐步推广。
她说：“二氧化碳驱油需要大量的高浓度二氧化碳 ，为煤化工副产的二氧化碳利用提供了非常有效的途径。用它替代水驱，节水效果显著。二氧化碳减排潜力为3.69亿吨，减排效果预期较好。”
关于最近炒得很火的二氧化碳封存，韩红梅认为，该方法成本高，有待开发。她说：“地质封存是直接将二氧化碳注入地下的地质构造当中，如油田、天然气储层、含盐地层和不可采煤层等都适合二氧化碳的储存。国外已有3个百万吨级的封存项目、近百个二氧化碳捕捉与封存项目，我国目前还处于工业试验阶段。2011年，我国首个二氧化碳封存至地下咸水层的全流程示范工程建成投产，原料来自神华鄂尔多斯煤制油工厂排放的二氧化碳 ，已累计封存超过4万吨，2012年二氧化碳减排能力10万吨，潜力约620亿吨。”
记者短评
冷静看待现代煤化工
说到底，从“逢煤必采”到“有煤必化”，依旧是短周期、一次性投资思维方式的延续。在老板们的概念里，让钞票握在手里要比投在节能环保、技术研发这类“亏钱”的项目上来得靠谱。而过去在地方政府眼里，能产生GDP的就是好项目。不过，在市场化的今天，某一领域的产能过剩、环保上的一次事故都有可能扼杀煤化工产业的未来，忽视了因地制宜和社会责任的投资人也会开始吃苦头。
看似是我国的老板掉进了钱眼里，项目上一个，败一个，但其实，这是利益群体博弈造成信息不对称，以及整个产业链发展缺乏科学合理指导使资本陷入盲目和产业发展周期性泡沫。此外，各种“限制性”政策的相继到来也加剧了企业对于未来不确定性的担忧，使他们不敢做利润更大的长线投资。
正如专家所言，当下煤企搞煤化工的关键是选择，冷静看待“最新”和“过热”。从环保领域新动作频出和《煤炭深加工示范项目规划》的“难产”可以看出，“空气差，群众意见大”和“这么多煤怎么办”才是头疼之处。我们应该回归国情和煤炭清洁高效利用，真正做出成绩，相信政策上不会没有回报。
而要想令“刚开始走路”的煤化工转化成“采则环保适度，化则吃干榨尽”的状态，恐怕最需要的还是大层面上稳定的规划布局、政策支持及配套方案，使现代煤化工产业实现良性发展，更好地体现它的循环性和系统性优势。
