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挑戰石油化工不可取 煤化工未來之路該怎么走?
文章來源: 未知 創建日期:2015-01-14 瀏覽次數: 0
 

  受OPEC部長會議決定不減少原油產量消息影響,自去年11月27日以來,國際石油價格加速下跌,紐約商品交易所輕質原油期貨價格連續跌破70、60美元/桶整數關口,近期更擊穿50美元/桶心理價位,且仍未見企穩回升跡象。石油價格的大幅走低,使煤化工與石油化工的比較優勢縮小。在此情況下,中國要否繼續發展煤化工?怎樣發展煤化工再度成為社會關注的焦點。為此,筆者專訪了能源化工專家、長期從事石油化工、煤化工戰略研究與新技術開發的上海新佑能源科技有限公司董事長韓保平。

  問:一度牛氣沖天的國際石油市場,自去年下半年以來持續走熊,導致煤化工與石油化工競爭力此消彼長,業界因此對煤化工的前景表示擔憂,對是否繼續發展煤化工心存疑慮。您如何看待這些問題?

  韓保平:近幾年,每當煤炭價格或國際石油價格發生劇烈波動時,總有人對煤化工的前景開始動搖和質疑。究其原因,主要還是沒弄明白或者說忘記了中國發展煤化工的背景和理由:中國富煤貧油少氣,能源需求大,近十年來石油對外依存度不斷攀升,目前已遠超50%的國際公認警戒線。如果不采取現實有效的措施加以控制,國際石油價格或地緣政治格局的任何變化,都將對中國經濟社會甚至政局產生重大影響。利用相對豐富的煤炭資源發展煤化工,用煤化工產品部分替代石油化工產品,不僅能大幅降低石油消耗和石油對外依存度,也具有一定的經濟效益,且能適當抬高中國在進口石油談判時的主動權,減少油氣進口成本。從這個層面講,中國仍需繼續發展煤化工。

  一方面,中國富煤貧油少氣的資源稟賦特點并未因國際石油價格的下跌而改變——中國既未復制美國頁巖氣革命的奇跡,實現油氣基本自給,也未使非化石能源消費量提升到足以撼動化石能源的地位。中國目前乃至今后較長時期,仍需大量進口石油和天然氣以滿足龐大的消費需求。也就是說,國際油價的下跌,只會降低中國進口油氣資源的成本,卻無法改變中國石油對外依存度居高不下甚至繼續攀升的現狀,中國的能源安全依然會遭遇石油對外依存度過高的威脅和挑戰,發展煤化工的戰略基礎依然存在。

  另一方面,石油價格的下跌固然會降低石油化工企業生產成本,但煤炭價格自2012年5月開始大幅下跌,同樣降低了煤化工企業生產成本。目前的石油價格下跌,只是縮小了煤化工相比石油化工的成本優勢,壓縮了煤化工的盈利空間,并未導致煤化工全面虧損,或者說煤化工已經處于絕對劣勢。況且,同所有商品一樣,石油價格的漲跌是市場供求關系的外在表現,是階段性的。如果因當前石油價格跌了、煤化工優勢減弱了就放棄煤化工。那么,后期一旦石油價格上漲了,再上馬煤化工項目豈不錯過最佳機遇期?要知道,一個現代煤化工項目,從籌建到建成投產,少說也得3~5年。誰又能斷定三五年后石油價格還會繼續下跌或處于讓煤化工無力抗衡的價位?因此,即便單從投資機遇期和經濟效益考慮,中國也不該叫停煤化工。

  問:那您是認為應借油價下跌之機大規模發展煤化工?

  韓保平:當然不是!既然國家已經將煤化工確定為石油化工的補充,且發展煤化工是為遏制我國石油對外依存度節節攀升、保證國家能源安全的無奈之舉。那么,只要中國有能力搞到油氣資源(無論國內還是國外),或者能廉價地獲得其他更清潔的能源或資源,就應最大限度地減少煤炭消耗,壓縮煤化工規模。畢竟,作為高碳能源的代表,煤炭資源不僅是不可再生的,而且其開發使用過程,會對生態環境產生較大影響。因此,我們應抓住國際油價重挫、石油供應寬松的有利時機,最大限度地進口石油和天然氣,增加我國石油戰略儲備,筑牢國家能源安全防線,減少包括煤炭在內的化石能源的開采。同時,應借助油價下跌、煤化工競爭力下降、地方政府及企業對煤化工投資熱情減弱之機,加快煤化工行業結構調整,科學組織和引導社會力量,集中攻克制約煤炭高效清潔轉化的戰略性、前瞻性、系統性難題,并在此基礎上,堅持“量水而行、量環境容量而行和示范先行”的原則,穩妥地推動現代煤化工示范項目建設,豐富現代煤化工技術路徑,完善和優化現代煤化工技術工藝,為現代煤化工未來健康發展做好充足的技術與工藝儲備。

  問:在您看來,哪些是制約煤炭高效清潔轉化的戰略性、前瞻性、系統性難題?

  韓保平:一是粉煤提質技術,二是煤油共煉技術,三是包括煤焦油在內的劣質油全餾分加氫技術,四是煤化工廢水處理技術,五是CO2資源化利用技術,六是煤化工與油氣化工、焦炭、鋼鐵、建材、造紙等行業的耦合技術。

  問:能否詳細介紹這方面的情況?

  韓保平:客觀地說,經過近十年的技術攻關和工業化示范應用,中國的煤化工無論技術還是生產規模均已達世界先進水平。尤其五大現代煤化工技術的突破與應用,在世界煤化工史上具有里程碑的意義。但受煤炭本身構成復雜、高碳、難加工等因素制約,五大現代煤化工路徑雖然單項技術先進,單位產值能耗、水耗和“三廢”相比傳統煤化工均有大幅下降,但與石油化工和天然氣化工相比,仍有較大差距。而煤化工產品又需與油氣化工產品在同一市場環境下競爭,這就對煤化工提出了更高甚至苛刻的要求——既要求煤化工經濟效益好,又要求其環保、節能、高效。上述六大問題如果未能解決,煤化工可持續發展就很難實現。

  以粉煤提質為例,這是關乎煤化工效益好壞與資源高效利用的戰略性命題。隨著采煤機械化程度的提高,粉煤比重越來越大,市場供大于求使同熱值粉煤價格只有塊煤的1/3~1/2。煤化工項目若以粉煤作為原料,成本優勢將更加明顯。如果再通過粉煤提質技術,先從粉煤中提取煤焦油、輕烴等輕質組分,對其加氫處理,生產石腦油、調和柴油、LPG等高附加值產品,再用提質后的焦粉進行氣化或制漿,用作五大現代煤化工的原料,或者直接用于發電。那么,無論經濟效益還是資源利用率都將大幅提升,萬元產值“三廢”排放量也將降至最低。

  煤油共煉技術的實質是將低階粉煤(活性較好)與重質油混合成油煤漿,進入懸浮床或沸騰床加氫,生產粗油品,再進入固定床加氫生產合格油品。由于懸浮床和沸騰床具有強大的加氫裂化功能,加之利用了煤與重質油的協同效應,因此,無論與煤直接液化還是間接液化相比,煤油共煉都具有更高的產品收率、更溫和的反應條件、更低的投資強度和更高的資源利用率。

  目前,延長石油集團、上海新佑能源科技有限公司等單位都在開發煤油共煉技術。

  新佑能源長期從事劣質油加氫技術研究及工程設計,已開發了沸騰床+固定床工藝。近期公司為煤油共煉裝置專門開發的高活性、高機械強度的加氫催化劑也通過了中試驗證,整套技術將首次用于江蘇某企業的煤油共煉項目,通過對褐煤、油砂及進口重油等劣質原料加氫處理,生產芳烴、成品油、液化氣等高附加值產品。

  煤化工與油氣化工,以及煤化工與焦炭、鋼鐵、建材、造紙等行業耦合技術,主要是通過能源資源梯級循環利用,最大限度地減少資源與能源消耗,實現煤炭的高效轉化和利用。其中,煤化工與油氣化工耦合后,可充分利用煤的碳多氫少和油氣氫多碳少的特點,在不增加原料消耗的情況下,多出產品少排放二氧化碳。煤化工與焦炭、鋼鐵、建材、造紙等行業耦合發展,則可將造紙、焦炭廢水用來制作水煤漿;將化工、鋼鐵生產過程產生的爐渣、煤灰用來生產綠色建材;將不同裝置所產生的尾氣和余熱余壓實現優化組合及梯級高效利用。

  至于煤化工高排碳問題的解決方案,建議集中力量攻關并示范推廣氣肥和鈣、鎂鹽層加壓加注技術。前者可通過植物光和作用,吸收CO2,釋放更多氧氣,改善生態環境和空氣質量;后者經過漫長的反應后,可形成鈣鎂碳酸鹽,實現對二氧化碳的永久性固化與封存。目前充當CO2減排主力的CO2保護焊、CO2驅油、CO2保鮮劑、CO2消防劑等,因最終還是要把CO2返還給大氣,算不上真正的減排路徑。

  問:有業內人士認為,煤提質即煤中低溫干餾技術,早在二戰時期德國就大量使用過,算不上先進技術,甚至已經是落后技術,您對此有何看法?

  韓保平:煤提質或煤干餾技術的確在二戰期間被德國大量使用過,但不能據此說明它是落后技術。事實上,后來各國之所以不再使用或很少使用煤提質技術,一方面因為石油和天然氣工業得到了迅猛發展,人類進入了所謂的石油經濟時代;另一方面,也是最關鍵的一點,是人類至今尚未真正攻克大型粉煤提質的工程化以及煤焦油全餾分加氫技術難題。前者因粉煤或焦粉在裝置中無法順暢流通、堵塞設備、使裝置無法“安、穩、長、滿、優”運行,更無法經濟高效快捷地將煤焦油與焦粉、煤粉分離而未能實現工業化;后者則因沒有現實可行的工藝技術與催化劑,無法對煤焦油中的膠質、瀝青質有效加氫處理,導致占煤焦油總量10%~20%(wt%)的高含瀝青質重質組分只能通過延遲焦化或減壓分餾方式分離出去,大大降低了煤焦油加氫過程的產品收率和資源利用效率。如果能集中力量攻克大型粉煤提質與煤焦油全餾分加氫技術,煤炭分級利用就有了可靠的技術支撐,煤炭的高效清潔轉化也將指日可待。

  以新疆哈密地區的低階煤為例,其葛金干餾焦油收率最高可達18%(煤基),工業化裝置煤焦油實際收率約為10.8%(煤基),臨氫狀態下干餾焦油收率更高達50%(煤基)。這意味著,在當地建設一個年處理煤量1000萬噸的煤提質裝置,年產煤焦油至少200萬噸。采用上海新佑能源科技公司開發的沸騰床+固定床加氫工藝對200萬噸煤焦油進行加氫處理,可獲得196萬噸柴油調和油+石腦油+LPG。再將提質煤就地通過F-T合成油品或氣化生產甲醇等碳一化學品及下游衍生品,而用煤焦油加氫獲得的石腦油生產市場緊俏的“三苯”,整個裝置的經濟效益將十分可觀。且從提質到制氫再到加氫整個過程的能量轉化率高達75%以上,高于目前任何一個煤利用路徑。不僅如此,從投資強度看,按100萬噸/年油品計,煤提質+煤焦油加氫耦合其他煤化工技術遠低于煤直接液化或間接液化。

  當然,并非所有煤種都適合提質取油。但就目前掌握的情況看,至少陜西榆林、新疆哈密以及準東、黑龍江部分地區的低階煤,以及云南、內蒙古東部的褐煤等數千億噸含油及輕質組分較高的年輕煤種可通過這種途徑實現高效利用,理論上可額外增加150億~200億噸油品。

  問:您剛才提到的用煤焦油加氫生產石腦油再生產芳烴,與煤經甲醇制芳烴和石油制芳烴相比有優勢嗎?

  韓保平:是的,煤化工不僅能生產石油化工的所有產品,甚至有些石油化工產品通過煤化工路徑生產,技術經濟性會更好。比如煤焦油加氫生產石腦油再生產芳烴,就比石油路徑具有更高的性價比。這是因為,石油類石腦油的分子結構中鏈烷烴、側鏈多,芳烴潛含量較低,大多在40%左右;而煤焦油加氫所得的石腦油中,芳烴含量超過70%,造成兩種石腦油經催化重整、芳烴抽提所產芳烴量不同,煤基石腦油芳烴收率比石油基高出近1倍。加上中國富煤貧油少氣,石油基石腦油既要用來調和汽油,又要用來生產乙烯,長期供不應求,價格居高不下,其經濟性遠遜于煤焦油基芳烴。

  問:作為長期從事煤化工與石油化工戰略研究與新技術開發的專家,您對煤化工行業有何建議?

  韓保平:一要明確煤化工的定位,即煤化工只能是油氣化工的補充,是貧油少氣的中國為發展經濟、保障能源安全的無奈之舉。因此,只要還有油氣資源可用,中國就絕不能大規模發展煤化工,現階段更應潛心研究,搞好先進實用的工業化技術儲備,而非盲目擴大規模。

  第二,煤化工不要幻想排擠石油化工甚至完全替代油氣化工。這是因為,一方面,目前石油化工裝置資產上萬億元,且大多為國有資產,若煤化工真的全部替代了油氣化工,把石油化工裝置都逼停了、虧損了,對社會和國家都是巨大損失。因此,對現有的石油化工裝置資產充分利用也是發展煤化工必須考慮的技術要求。另一方面,如果煤化工規模過大,甚至威脅到石油化工企業的生存,倒逼他們與煤化工企業打價格戰或進軍煤化工領域,那將是一個多輸的局面。更何況,煤化工固有的能耗水耗高、污染重、投資強度大等問題尚未解決,盲目擴大規模將對生態環境產生重大影響。

  三要樹立煤化工與石油化工殊途同歸、機理相似、相互補充、包容發展的理念。在集中精力攻克前面提到的束縛煤化工健康發展的六大難題的同時,重點開發彌補石油結構特性不足的煤化工技術或產品,實現與石油化工互補發展。比如煤焦油基石腦油制芳烴工藝、煤基油品生產高端航空燃料、潤滑油基礎油或特種蠟工藝,以及煤化工與石油化工耦合工藝等。

  四是煤化工企業要有“生態鏈”的經營理念,即任何企業都不要幻想通吃所有環節的利潤,而應像“生態鏈”中的高級食物群體、中間食物群體和末端食物群體那樣,各自守好自己的地盤,分別享受屬于自己的食物并為鏈條上的其他生物提供食物或營養。目前,西部一些省份或企業在搞規劃時,都不同程度提到要延長產業鏈、增加煤化工產品附加值,好像只有這樣企業才能做大做強,但事實并非如此。如果這些企業不考慮自身條件、上下游需求、資源條件以及區域環境限制等現實情況,盲目地、一味地延長產業鏈,就好比老虎不僅要吃肉還要吃昆蟲甚至植物,注定消化不良,弄不好還會因此死亡。這樣盲目的精細化,將造成新的同質化競爭,同樣會導致多輸局面。

  比如,西部一些擁有資源優勢生產甲醇、MTO、油品等大宗化工產品的企業,如果都去做精細化工產品,一方面會因缺乏經營精細化工產品的技術和人才,做不好這項業務;另一方面,由于遠離華東、華南等精細化工產品消費市場,而精細化工產品又具有品種多、單個產品需求量少、市場波動大等特點,導致精細化工產品分攤高額的運費和營銷費用,不僅無利可圖,甚至會因生產流程過長、投資過大、管理及財務成本過高而出現全盤虧損。

  這就要求煤化工企業要有協作共贏的胸懷,只有每個企業努力把自己的專業做好、做強、做精,將上下游配套業務交給更專業的企業去做,形成你中有我、我中有你的命運共同體,才能發揮各自優勢,促進煤化工產業和企業自身健康發展,避免裝置設備浪費、投資浪費和資源浪費。

 
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