受OPEC部长会议决定不减少原油产量消息影响，自去年11月27日以来，国际石油价格加速下跌，纽约商品交易所轻质原油期货价格连续跌破70、60美元/桶整数关口，近期更击穿50美元/桶心理价位，且仍未见企稳回升迹象。石油价格的大幅走低，使煤化工与石油化工的比较优势缩小。在此情况下，中国要否继续发展煤化工？怎样发展煤化工再度成为社会关注的焦点。为此，笔者专访了能源化工专家、长期从事石油化工、煤化工战略研究与新技术开发的上海新佑能源科技有限公司董事长韩保平。

 

问：一度牛气冲天的国际石油市场，自去年下半年以来持续走熊，导致煤化工与石油化工竞争力此消彼长，业界因此对煤化工的前景表示担忧，对是否继续发展煤化工心存疑虑。您如何看待这些问题？

 

韩保平：近几年，每当煤炭价格或国际石油价格发生剧烈波动时，总有人对煤化工的前景开始动摇和质疑。究其原因，主要还是没弄明白或者说忘记了中国发展煤化工的背景和理由：中国富煤贫油少气，能源需求大，近十年来石油对外依存度不断攀升，目前已远超50%的国际公认警戒线。如果不采取现实有效的措施加以控制，国际石油价格或地缘政治格局的任何变化，都将对中国经济社会甚至政局产生重大影响。利用相对丰富的煤炭资源发展煤化工，用煤化工产品部分替代石油化工产品，不仅能大幅降低石油消耗和石油对外依存度，也具有一定的经济效益，且能适当抬高中国在进口石油谈判时的主动权，减少油气进口成本。从这个层面讲，中国仍需继续发展煤化工。

 

一方面，中国富煤贫油少气的资源禀赋特点并未因国际石油价格的下跌而改变——中国既未复制美国页岩气革命的奇迹，实现油气基本自给，也未使非化石能源消费量提升到足以撼动化石能源的地位。中国目前乃至今后较长时期，仍需大量进口石油和天然气以满足庞大的消费需求。也就是说，国际油价的下跌，只会降低中国进口油气资源的成本，却无法改变中国石油对外依存度居高不下甚至继续攀升的现状，中国的能源安全依然会遭遇石油对外依存度过高的威胁和挑战，发展煤化工的战略基础依然存在。

 

另一方面，石油价格的下跌固然会降低石油化工企业生产成本，但煤炭价格自2012年5月开始大幅下跌，同样降低了煤化工企业生产成本。目前的石油价格下跌，只是缩小了煤化工相比石油化工的成本优势，压缩了煤化工的盈利空间，并未导致煤化工全面亏损，或者说煤化工已经处于绝对劣势。况且，同所有商品一样，石油价格的涨跌是市场供求关系的外在表现，是阶段性的。如果因当前石油价格跌了、煤化工优势减弱了就放弃煤化工。那么，后期一旦石油价格上涨了，再上马煤化工项目岂不错过最佳机遇期？要知道，一个现代煤化工项目，从筹建到建成投产，少说也得3～5年。谁又能断定三五年后石油价格还会继续下跌或处于让煤化工无力抗衡的价位？因此，即便单从投资机遇期和经济效益考虑，中国也不该叫停煤化工。

 

问：那您是认为应借油价下跌之机大规模发展煤化工？

 

韩保平：当然不是！既然国家已经将煤化工确定为石油化工的补充，且发展煤化工是为遏制我国石油对外依存度节节攀升、保证国家能源安全的无奈之举。那么，只要中国有能力搞到油气资源（无论国内还是国外），或者能廉价地获得其他更清洁的能源或资源，就应最大限度地减少煤炭消耗，压缩煤化工规模。毕竟，作为高碳能源的代表，煤炭资源不仅是不可再生的，而且其开发使用过程，会对生态环境产生较大影响。因此，我们应抓住国际油价重挫、石油供应宽松的有利时机，最大限度地进口石油和天然气，增加我国石油战略储备，筑牢国家能源安全防线，减少包括煤炭在内的化石能源的开采。同时，应借助油价下跌、煤化工竞争力下降、地方政府及企业对煤化工投资热情减弱之机，加快煤化工行业结构调整，科学组织和引导社会力量，集中攻克制约煤炭高效清洁转化的战略性、前瞻性、系统性难题，并在此基础上，坚持“量水而行、量环境容量而行和示范先行”的原则，稳妥地推动现代煤化工示范项目建设，丰富现代煤化工技术路径，完善和优化现代煤化工技术工艺，为现代煤化工未来健康发展做好充足的技术与工艺储备。

 

问：在您看来，哪些是制约煤炭高效清洁转化的战略性、前瞻性、系统性难题？

 

韩保平：一是粉煤提质技术，二是煤油共炼技术，三是包括煤焦油在内的劣质油全馏分加氢技术，四是煤化工废水处理技术，五是CO2资源化利用技术，六是煤化工与油气化工、焦炭、钢铁、建材、造纸等行业的耦合技术。

 

问：能否详细介绍这方面的情况？

 

韩保平：客观地说，经过近十年的技术攻关和工业化示范应用，中国的煤化工无论技术还是生产规模均已达世界先进水平。尤其五大现代煤化工技术的突破与应用，在世界煤化工史上具有里程碑的意义。但受煤炭本身构成复杂、高碳、难加工等因素制约，五大现代煤化工路径虽然单项技术先进，单位产值能耗、水耗和“三废”相比传统煤化工均有大幅下降，但与石油化工和天然气化工相比，仍有较大差距。而煤化工产品又需与油气化工产品在同一市场环境下竞争，这就对煤化工提出了更高甚至苛刻的要求——既要求煤化工经济效益好，又要求其环保、节能、高效。上述六大问题如果未能解决，煤化工可持续发展就很难实现。

 

以粉煤提质为例，这是关乎煤化工效益好坏与资源高效利用的战略性命题。随着采煤机械化程度的提高，粉煤比重越来越大，市场供大于求使同热值粉煤价格只有块煤的1/3~1/2。煤化工项目若以粉煤作为原料，成本优势将更加明显。如果再通过粉煤提质技术，先从粉煤中提取煤焦油、轻烃等轻质组分，对其加氢处理，生产石脑油、调和柴油、LPG等高附加值产品，再用提质后的焦粉进行气化或制浆，用作五大现代煤化工的原料，或者直接用于发电。那么，无论经济效益还是资源利用率都将大幅提升，万元产值“三废”排放量也将降至最低。

 

煤油共炼技术的实质是将低阶粉煤（活性较好）与重质油混合成油煤浆，进入悬浮床或沸腾床加氢，生产粗油品，再进入固定床加氢生产合格油品。由于悬浮床和沸腾床具有强大的加氢裂化功能，加之利用了煤与重质油的协同效应，因此，无论与煤直接液化还是间接液化相比，煤油共炼都具有更高的产品收率、更温和的反应条件、更低的投资强度和更高的资源利用率。

 

目前，延长石油集团、上海新佑能源科技有限公司等单位都在开发煤油共炼技术。

 

新佑能源长期从事劣质油加氢技术研究及工程设计，已开发了沸腾床+固定床工艺。近期公司为煤油共炼装置专门开发的高活性、高机械强度的加氢催化剂也通过了中试验证，整套技术将首次用于江苏某企业的煤油共炼项目，通过对褐煤、油砂及进口重油等劣质原料加氢处理，生产芳烃、成品油、液化气等高附加值产品。

 

煤化工与油气化工，以及煤化工与焦炭、钢铁、建材、造纸等行业耦合技术，主要是通过能源资源梯级循环利用，最大限度地减少资源与能源消耗，实现煤炭的高效转化和利用。其中，煤化工与油气化工耦合后，可充分利用煤的碳多氢少和油气氢多碳少的特点，在不增加原料消耗的情况下，多出产品少排放二氧化碳。煤化工与焦炭、钢铁、建材、造纸等行业耦合发展，则可将造纸、焦炭废水用来制作水煤浆；将化工、钢铁生产过程产生的炉渣、煤灰用来生产绿色建材；将不同装置所产生的尾气和余热余压实现优化组合及梯级高效利用。

 

至于煤化工高排碳问题的解决方案，建议集中力量攻关并示范推广气肥和钙、镁盐层加压加注技术。前者可通过植物光和作用，吸收CO2，释放更多氧气，改善生态环境和空气质量；后者经过漫长的反应后，可形成钙镁碳酸盐，实现对二氧化碳的永久性固化与封存。目前充当CO2减排主力的CO2保护焊、CO2驱油、CO2保鲜剂、CO2消防剂等，因最终还是要把CO2返还给大气，算不上真正的减排路径。

 

问：有业内人士认为，煤提质即煤中低温干馏技术，早在二战时期德国就大量使用过，算不上先进技术，甚至已经是落后技术，您对此有何看法？

 

韩保平：煤提质或煤干馏技术的确在二战期间被德国大量使用过，但不能据此说明它是落后技术。事实上，后来各国之所以不再使用或很少使用煤提质技术，一方面因为石油和天然气工业得到了迅猛发展，人类进入了所谓的石油经济时代；另一方面，也是最关键的一点，是人类至今尚未真正攻克大型粉煤提质的工程化以及煤焦油全馏分加氢技术难题。前者因粉煤或焦粉在装置中无法顺畅流通、堵塞设备、使装置无法“安、稳、长、满、优”运行，更无法经济高效快捷地将煤焦油与焦粉、煤粉分离而未能实现工业化；后者则因没有现实可行的工艺技术与催化剂，无法对煤焦油中的胶质、沥青质有效加氢处理，导致占煤焦油总量10%～20%（wt%）的高含沥青质重质组分只能通过延迟焦化或减压分馏方式分离出去，大大降低了煤焦油加氢过程的产品收率和资源利用效率。如果能集中力量攻克大型粉煤提质与煤焦油全馏分加氢技术，煤炭分级利用就有了可靠的技术支撑，煤炭的高效清洁转化也将指日可待。

 

以新疆哈密地区的低阶煤为例，其葛金干馏焦油收率最高可达18%（煤基），工业化装置煤焦油实际收率约为10.8%（煤基），临氢状态下干馏焦油收率更高达50%（煤基）。这意味着，在当地建设一个年处理煤量1000万吨的煤提质装置，年产煤焦油至少200万吨。采用上海新佑能源科技公司开发的沸腾床+固定床加氢工艺对200万吨煤焦油进行加氢处理，可获得196万吨柴油调和油+石脑油+LPG。再将提质煤就地通过F-T合成油品或气化生产甲醇等碳一化学品及下游衍生品，而用煤焦油加氢获得的石脑油生产市场紧俏的“三苯”，整个装置的经济效益将十分可观。且从提质到制氢再到加氢整个过程的能量转化率高达75%以上，高于目前任何一个煤利用路径。不仅如此，从投资强度看，按100万吨/年油品计，煤提质+煤焦油加氢耦合其他煤化工技术远低于煤直接液化或间接液化。

 

当然，并非所有煤种都适合提质取油。但就目前掌握的情况看，至少陕西榆林、新疆哈密以及准东、黑龙江部分地区的低阶煤，以及云南、内蒙古东部的褐煤等数千亿吨含油及轻质组分较高的年轻煤种可通过这种途径实现高效利用，理论上可额外增加150亿～200亿吨油品。

 

问：您刚才提到的用煤焦油加氢生产石脑油再生产芳烃，与煤经甲醇制芳烃和石油制芳烃相比有优势吗？

 

韩保平：是的，煤化工不仅能生产石油化工的所有产品，甚至有些石油化工产品通过煤化工路径生产，技术经济性会更好。比如煤焦油加氢生产石脑油再生产芳烃，就比石油路径具有更高的性价比。这是因为，石油类石脑油的分子结构中链烷烃、侧链多，芳烃潜含量较低，大多在40%左右；而煤焦油加氢所得的石脑油中，芳烃含量超过70%，造成两种石脑油经催化重整、芳烃抽提所产芳烃量不同，煤基石脑油芳烃收率比石油基高出近1倍。加上中国富煤贫油少气，石油基石脑油既要用来调和汽油，又要用来生产乙烯，长期供不应求，价格居高不下，其经济性远逊于煤焦油基芳烃。

 

问：作为长期从事煤化工与石油化工战略研究与新技术开发的专家，您对煤化工行业有何建议？

 

韩保平：一要明确煤化工的定位，即煤化工只能是油气化工的补充，是贫油少气的中国为发展经济、保障能源安全的无奈之举。因此，只要还有油气资源可用，中国就绝不能大规模发展煤化工，现阶段更应潜心研究，搞好先进实用的工业化技术储备，而非盲目扩大规模。

 

第二，煤化工不要幻想排挤石油化工甚至完全替代油气化工。这是因为，一方面，目前石油化工装置资产上万亿元，且大多为国有资产，若煤化工真的全部替代了油气化工，把石油化工装置都逼停了、亏损了，对社会和国家都是巨大损失。因此，对现有的石油化工装置资产充分利用也是发展煤化工必须考虑的技术要求。另一方面，如果煤化工规模过大，甚至威胁到石油化工企业的生存，倒逼他们与煤化工企业打价格战或进军煤化工领域，那将是一个多输的局面。更何况，煤化工固有的能耗水耗高、污染重、投资强度大等问题尚未解决，盲目扩大规模将对生态环境产生重大影响。

 

三要树立煤化工与石油化工殊途同归、机理相似、相互补充、包容发展的理念。在集中精力攻克前面提到的束缚煤化工健康发展的六大难题的同时，重点开发弥补石油结构特性不足的煤化工技术或产品，实现与石油化工互补发展。比如煤焦油基石脑油制芳烃工艺、煤基油品生产高端航空燃料、润滑油基础油或特种蜡工艺，以及煤化工与石油化工耦合工艺等。

 

四是煤化工企业要有“生态链”的经营理念，即任何企业都不要幻想通吃所有环节的利润，而应像“生态链”中的高级食物群体、中间食物群体和末端食物群体那样，各自守好自己的地盘，分别享受属于自己的食物并为链条上的其他生物提供食物或营养。目前，西部一些省份或企业在搞规划时，都不同程度提到要延长产业链、增加煤化工产品附加值，好像只有这样企业才能做大做强，但事实并非如此。如果这些企业不考虑自身条件、上下游需求、资源条件以及区域环境限制等现实情况，盲目地、一味地延长产业链，就好比老虎不仅要吃肉还要吃昆虫甚至植物，注定消化不良，弄不好还会因此死亡。这样盲目的精细化，将造成新的同质化竞争，同样会导致多输局面。

 

比如，西部一些拥有资源优势生产甲醇、MTO、油品等大宗化工产品的企业，如果都去做精细化工产品，一方面会因缺乏经营精细化工产品的技术和人才，做不好这项业务；另一方面，由于远离华东、华南等精细化工产品消费市场，而精细化工产品又具有品种多、单个产品需求量少、市场波动大等特点，导致精细化工产品分摊高额的运费和营销费用，不仅无利可图，甚至会因生产流程过长、投资过大、管理及财务成本过高而出现全盘亏损。