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煤化工产业发展形式分析报告,,中科院大连化物所,内容,煤化工简介 煤化工发展必要性和发展思路 国、内外煤化工产业现状分析 具有应用前景的煤化工新技术 洁净煤 (Clean Coal) 利用战略,煤化工简史,始于18世纪 18世纪中叶：炼铁—炼焦 18世纪末：生产民用煤气 19世纪形成完整工业体系 费托（F-T）合成法制液体燃料 煤直接液化制液体燃料 提取芳烃及杂环有机化学品 第二次世界大战后 石油化工兴起，煤在世界能源构成中由65％～70％降至25％～27％ 目前 石油资源日渐短缺，煤化工重新受到重视 根据社会发展需要发展新的煤化工技术,,+ O2 →,SOx,NOx,S（硫） N（氮）,｝,污染物,温室气体,,C（碳） + O2 = CO2 + 394kJ （能量）,（事后）,（事前）,直接燃烧,,,,,脱除,先进煤气化,,,,,脱除,合成产品、发电,,现代煤化工： 以煤气化为龙头，以一碳化工技术为基础，合成、制取各种化工产品和燃料油的煤炭洁净利用技 术（环保、煤种适应性和煤利用效率等方面更具优势）； 缓解石油供求矛盾，实施石油替代战略的必然选择 产品附加值高，市场缺口大，高油价下具有强的成本优势,传统煤化工： 煤焦化、煤电石、合成氨、煤制甲醇等领域 高能耗、高排放、高污染，资源利用效率低，产品技术含量低 在环保日益成为行业壁垒、发展循环经济变为共识的大环境下，面临技术升级、产业结构调整 产品附加值较低，产品产能过剩,传统煤化工和现代煤化工技术,洁净煤 (Clean Coal) 技术,,煤气化技术是煤化工的公共技术、龙头技术、关键技术,煤化工相关技术发展的需要大型煤气化技术 ；气流床技术是大型煤气化技术发展的主要方向 经过几十年的开发和应用，形成了以Lurgi(鲁奇) 、 Texaco(德士古)、 Shell(壳牌)、HTW等为代表的工业化煤气化技术 ； 为适应更宽范围的煤种，各国（包括美国、英国、德国、澳大利亚、印度）均在开发新型的煤气化技术，如美国的Transport(输送床)气化技术。 大多数国内企业仍然使用落后的固定床炉型；Lurgi(鲁奇) 、 Texaco(德士古)气化技术经过二十余年的引进和吸收再创新，装备生产和应用均已达到商业化水平，Shell技术正在调试期； 产学研结合推动了国内气化技术的发展，如：水煤浆四喷嘴对置气流床气化技术，干煤粉气流床气化技术，灰熔聚流化床气化技术等。,煤气化技术的国内、外技术现状及趋势,目前国内发展煤化工的主要技术路线,,,,水煤气变换制氢,内容,煤化工简介 煤化工发展必要性和发展思路 国、内外煤化工产业现状分析 具有应用前景的煤化工新技术 洁净煤 (Clean Coal) 利用战略,资料来源：国家发改委能源经济与发展战略研究中心；IEA,Million Barrels/Day,我国石油供应情况,中国石油石化产品的消费状况,,经济发展促进了石油石化产品需求的快速增长，石化原料缺口不断增大，资源制约矛盾趋于严重。 目前国内石化产品供不应求，市场满足率仅50%左右，一半左右依赖进口，未来几年期间状况仍然不会根本改变。,DICP,我国天然气供给情况,,,国家统计局公布数据2007,中国天然气资源缺口预测（BP2006世界能源统计）,现代煤化工的兴起,石油价格的不断攀升,石油石化产品的日益紧缺,煤炭资源的丰富、低廉,,生产洁净能源和石化产品,,,现代煤化工,石油替代战略,我国石油资源相对匮乏，供需矛盾日益突出，炼油工业存在结构性缺陷 石油总量不足，且油质偏重 结合进口，仅能满足燃料的基本需求 不能有效保障化工基础原料（烯烃、芳烃）供应 我国能源特点是“缺油、少气、富煤” 世界经济发展的大趋势 中国发展煤化工是中国石油替代战略的必然选择 即使没有高油价，中国也应该发展煤化工，以弥补石油化工的结构缺陷 现代煤化工处于起步阶段，中国在世界上将优先发展煤化工，更多依靠自主创新 如何替代？ 煤基合成油 煤制大宗化学品（烯烃、芳烃、含氧化合物） 煤制天然气,我国煤化工产业中长期发展规划,,,产业现状： 煤化工产业由传统产业向现代煤化工产业转型。,中心任务： 加快产业结构调整，发展煤制石油替代产品，提高产业竞争力。,发展目标： 利用我国煤炭资源优势, 稳步发展煤化工产业, 满足经济社会的需求。 发展煤制二甲醚、烯烃、油品等石油替代产品, 推进石油替代战略的实施。,2010年，建成大型煤制甲醇、二甲醚、烯烃和油品示范工程。 2020年，发展煤制石油替代产品，形成七大煤化工区的产业布局。,煤化工及相关产品发展目标,,,,资料来源：国家发改委煤化工产业中长期发展规划（征求意见稿）,,煤化工导致过热的原因,石油资源少 油价高企 掌握煤资源的冲动 金融危机后的投资热情仍然很高： 以煤为主的能源结构不变 石油产量正在接近并达到高峰（2030年），油价在70-100美元，石油对外依存度49.5%(2009年超过50%） 政府控制了油以及石油化工领域（除陕西），地方政府希望发展煤化工来增加GDP,经济性测算,原油价格高于20美元/桶，才能发展煤化工产品 油/煤比价大于8 (煤200元/吨，原油高于29$/桶),煤制烯烃和二甲醚可与同类石油产品竞争 油/煤比价大于10 (煤200元/吨，原油高于36$/桶)，煤制油可与同类石油产品竞争,资料来源：国家发改委煤化工产业中长期发展规划（征求意见稿）,煤化工产业政策,2006年7月7日（1350号文）：发改委设了煤化工门槛： DME（100万吨）；煤制油（300万吨）；煤制烯烃（60万吨） 2007年1月,《煤化工产业发展政策》和《煤化工产业中长期发展规划》 2009年2月19日通过(石化产业调整和振兴规划): 要求坚决遏制煤化工盲目发展势头，积极引导煤化工行业健康发展，控制总量，淘汰落后工艺, 今后三年停止审批单纯扩大产能的焦炭、电石等煤化工项目，原则上不再安排新的煤化工试点项目，重点抓好煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷、煤制乙二醇等示范工程，探索煤清洁转化和石化原料多元化发展的新途径。 2009年9月28日（38号文）：抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干指导意见 遏制传统煤化工盲目发展，今后三年停止审批单纯扩大产能的焦炭、电石等煤化工项目，禁止不符合准入条件的焦化和电石项目。综合利用节能环保等标准，提高准入门槛，加强清洁生产审核，实施差别电价。加快淘汰落后产能，对焦碳和电石实施等量替代，对合成氨和甲醇实施上大压小，产能置换等方式，提高竞争力。稳步发展现代煤化工示范工程，今后三年原则不再安排新的现代煤化工试点项目。 煤化工产业政策执行问题： 1、 各地政府要求50%煤炭就地转化 2 、地方不准配套建设余热发电装置 3、 地方政府不按照国家产业政策审批煤化工项目，造成甲醇生产产能过剩 目前没有特别完整的煤化工产业政策,行业发展与技术现状的矛盾,国家煤化工规划，仅立足于近期煤制油和甲醇制烯烃等技术的发展，显示出对技术缺乏的无奈 行业快速发展与技术进步迟缓的矛盾 煤化工行业发展受制于技术发展，市场渴求新技术,发展现代煤化工需要考虑的问题,充足的煤炭资源 考虑水资源平衡和项目的节水技术应用 具有良好的交通运输 根据资源选择先进的清洁煤气化技术， 选择好的产品链 综合利用，降低能耗和污染。,煤化工项目建设条件,原煤：23MJ/Kg,水煤浆气化,煤化工的产品应该是什么,原料不含氢，产品含氢，本质上煤化工的第一步是从水提取氢气，然后转化至产品中 造气是投资最大，能耗最高的步骤，应提高效率，扩大煤种适应性，原料应尽可能全部利用 理想的产品应满足以下要求之一 产品中尽量不含氢或少含氢，以减少氢的用量，减少造气的负荷：芳烃、炔烃 产品尽量含氧，以提高产品重量：甲醇是理想的产品，但价格不高。其它产品有低碳醇、醚、酸、酯等（保物质量，才能产生最大的利润） 应具有大的市场容量 相对合适的产品：芳烃、炔烃、醇、醚等，其它高附加值产品,C,,,H2O,>800oC,CO + H2,,？,间接转化,催化过程,基本化工原料: 中国石油炼制和石油化工的发展现状是炼油与化工脱节，石油化工缺乏基本化工原料（烯烃和芳烃）作支撑，煤化工的下游必然与已成熟的石油化工相结合才有发展前途。 洁净能源的利用(含氧化合物) 目前国内一些大型公司已经开展煤制油的工作，但该方向具有大投资、高风险的特点。与其相比，从煤制含氧化合物不仅原料利用率高，单耗低，且产品往往具有优异的十六烷值(或辛烷值)，更具技术先进性和经济竞争力。 新疆的优势：耗煤多，附加值高的项目更具有优势（低价煤的优势）,51,原理分析,产业分析,C:12 O:16 H: 1,内容,煤化工简介 煤化工发展必要性和发展思路 国、内外煤化工产业现状分析 具有应用前景的煤化工新技术 洁净煤 (Clean Coal) 利用战略,国外（商业化） 南非煤液化（sasol): 97台气化炉，年消耗煤4600万吨。 美国伊斯曼公司： 水煤浆加压气化（德士古）-甲醇-醋酸/醋酐(胶片);技术不转让 美国大平原公司： 煤制天然气(日产300万吨，20亿方/年): 合成氨流程 国内,国、内外煤化工产业现状,传统煤化工行业介绍: 煤焦化、煤电石、煤合成氨（化肥）、煤制甲醇，我国这些化工产品 生产规模均居世界第一，焦碳，电石，合成氨和甲醇产量分别占世界 产量的58%、93%、32%和28%，但产业结构较落后，竞争力差。 目前，我国传统煤化工产品均处于阶段性供大于求状态，产能过剩,现代煤化工行业分析: 煤制烯烃，煤制油，煤制天然气、煤制乙二醇，都处于示范发展阶段，一批示范项目将于今年或今后两、三年建成投产。,焦炭行业的分析,资源：生产焦炭得需要合适的煤种：气煤、焦煤、肥煤、瘦煤、贫瘦煤等(低硫、低灰、高粘结 性，其中气煤的成气量低，焦炭质量不好)，查明储量2758.6亿吨，占全部煤种的26.25%） 产业发展现状和趋势： 冶金焦主要集中在钢铁发达地区，半焦生产主要集中在陕、蒙、晋、宁四省交界处。 焦炉向大型化，焦炭生产向集群化发展 炼焦副产品要综合利用，实现深加工，要实现节能减排和发展循环经济。 投资：国家规定最小规模100万吨(炭化室高于4.3米焦炉), 投资约5-6.5亿。 全国市场： 山西省一级冶金焦市场平均价格不含税1581元/吨（含税1850元/吨），因为不是大宗石化产品，没有体现高油价下的成本优势 2009年焦炭总产量：3.53亿吨，消费量：3.44亿吨，当前面临现状：产能过剩，总量控制，调整结构。经分析预测，近一二年产量逐渐下降，未来十年产量将减少到2亿吨左右 目前，山西的焦炭企业基本处在亏损状态，开工率仅50-80% 新疆市场分析： 新疆目前没有大的钢厂，运输到内地成本高；氯碱行业需求有限 八一钢厂产能不高，而且自己有焦化厂 农六师鸿基焦化的焦炭规模：80万吨/年;伊力特煤化工:95万吨/年焦炭; 形成竞争,兰炭介绍： 最经济的煤种是灰分和水分大、热值低的褐煤（或不粘结煤和气煤） 褐煤经过低温干馏生产半焦（兰炭） 替代无烟煤（灰分5-6%）供加热气化炉（锅炉）、电石、炼铁合金（焦粒）、生产化肥等用。 兰炭生产过程中主要产生：半焦，焦炉气、低温焦油和废水。 其中： 焦炉气：量较大，而且生产过程中容易爆炸； 低温焦油：可进行加氢生产甲酚和汽、柴油； 废水：难处理，环保压力大，会增加产品成本 新疆兰炭的区域市场小，内地市场过剩，而且运输到内地成本高 煤-兰炭-化肥项目介绍： 规模一般30-60万吨（其中30万吨投资2-3亿） 产品链： 煤-半焦-气化(+低温干馏产生焦炉气)-合成氨-尿素 以30万吨兰炭计： 煤炭用量：50-60万吨褐煤。 尿素：70-80万吨尿素， 总投资：18-25亿 高能耗、高污染项目 新疆市场分析： 新疆农业市场比较大，比较适宜的传统煤化工项目；但是因为不是大宗石化产品，没有体现高油价下的成本优势，附加值低(目前尿素市场价1550-1700元/吨） 鸿基焦化（21.5万吨化肥）和锦疆煤化工公司（40万吨合成氨50万吨尿素）都有化肥项目。,焦炭行业的分析——兰炭,炼焦衍生品加工,焦炉煤气 每吨煤平均产250方左右的富H焦炉煤气，比较适合合成氨，也可以补碳合成甲醇（0.1吨）。或者转化成甲烷气。是焦炉煤气利用主流利用方向 焦化苯 主要粗苯精制和苯加氢，日本的旭化成的Litol和德国的K-K工艺 煤焦油深加工 煤焦油只占炼焦产物的 5%以下，比例很低，单套能力达到30万吨/年。2005年，我国煤焦油产量约为 800万吨左右,煤焦油深加工,对于煤焦油的深加工主要是常、减压蒸馏等处理可分别获得： 轻油、苯（180℃） 甲酚（210 ℃） 萘油（210-230 ℃） 洗油（230-300 ℃） 二蒽油、沥青 （360-410 ℃） 能够进一步进行深加工的主要是低温焦油（包括做兰碳的轻质焦油和煤气化产生的210-370 ℃的馏分油）加氢生产甲酚和汽、柴油等。但这部分低温焦油只占焦油的10%左右，含量不高。 对煤焦油深加工的最大难点是沥青，约占总焦油的50-60%，目前国内没有更好的技术对沥青深加工成高附加值产品(主要电极)。比较好的方向是日本的利用沥青做针状胶技术，但技术封锁) 由于沥青比重太大，所以需要对煤焦油深加工规模和利润需要进行评估。,表：60万吨/年粗焦油深加工工程的产品品种及数量,存在一定问题： 加工率低、加工深度不够、产品品种少； 加工装置规模小，产业集中度低 热能回收利用不合理 装备水平和自动化水平低,煤制合成氨（尿素）,合成氨产业链： 合成氨只是一个中间产品。主要合成氨的下游产品为尿素、其他氮肥、其他含氨基的衍生物； 技术改进、成本降低、降低能耗是关键：大型化，低能耗 2009年，产量达5136万吨，目前供需平衡 ，结构和布局需要调整 尿素行业： 几乎所有的氮肥包括尿素、碳铵和硫铵等来自于合成氨，目前国内尿素行业产能过剩的迹象已现，供大于求明显。行业竞争加剧 煤头尿素产量约占 60%；技术改进、降低成本和能耗、更换和降低原料消耗，实现原料本地化是方向 要重视行业的优惠政策的逐步收紧和取消。 整个行业处于微利状态，加强化肥二次加工和营销服务体系的建设,电石行业：,电石法PVC项目 油价高企和电石价格低位运行使得电石法生产聚氯乙烯具有相对成本优势，特别是自备电厂、自产电 石的厂商更是如此，目前我国近70%聚氯乙烯又电石法生产的。 2009年，PVC产能达到1780万吨/年，实际消费量仅1084万吨，建设势头仍然很猛，产能严重过剩 高油价下，未来电石法 PVC还将长期存在，其成本优势还将维持；远期看，只有将煤炭生产和利用、电石生产等环节的环保成本完全显性化，将削弱电石法 PVC的成本优势。 品质提高和加大出口是消化国内过剩产能的途径 电石法 1，4丁二醇（BDO） 电石法 BDO 是技术壁垒最高的产品，成本优势明显，以48美元/桶的长期油价下的顺酐价格测算，电石法 BDO的生产成本约比顺酐法低 3500元/吨 2008 年后国内 BDO 新增产能较多有一定压力，氨纶和 PBT 树脂将是未来拉动需求的动力，未来 BDO竞争在于成本控制以及下游产品的衍生和联产,煤制电石-PVC,电石可以用来生产大量的化工产品，包括聚氯乙稀（PVC） 、醋酸乙烯、聚乙烯醇、1, 4 丁二醇 （BDO）和氯丁橡胶等 。 2009年，产能达到2050万吨/年，在建570万吨/年；产量1503万吨，产能严重过剩 根据国家颁布的《电石行业准入条件（2007年修订）》，电石产能不能低于200万吨/年。因此生产 规模小、环境污染重、生产成本高的企业将被淘汰；而具备资源和技术优势、 特别是向下延伸到 PVC、 乙炔等产品链企业更具有竞争优势 典型的40万吨/年的电石装置建设投资约为7.5亿元 新建大型电石装置建议附近应有石灰石资源以及配套电厂，并配套建设乙炔深加工装置,主要的煤化工技术,煤制甲醇（传统）/二甲醚燃料 煤制油 煤制乙二醇 煤通过甲醇制低碳烯烃 煤制天然气,以石油替代为目标，体现高油价下成本优势的现代煤化工,煤制甲醇/二甲醚燃料技术,煤制甲醇技术 大规模煤制甲醇技术完全成熟：煤（甲烷）气化制合成气，合成气经变换和精制后，采用低压合成工艺合成甲醇（主要是英国ICI公司和德国Lurgi公司的低压合成技术） 目前技术的主要差别在于单系列装置生产能力的大型化及催化剂的性能两方面 ；单套日产最高达到5000吨 煤制二甲醚技术 一步法合成二甲醚技术。由合成气直接合成二甲醚。可分为两相法和三相法。两相法即气相法，合成气在固体催化剂表面进行反应。三相法即淤浆法，是合成气扩散到悬浮于惰性溶剂中的催化剂表面反应。美国ExxonMobil公司、空气和化学品公司，丹麦Topsoe公司、日本三菱重工公司和国内大连化物所、清华大学、浙江大学、山西煤化所、西南化工研究院等单位进行了大量的研究，目前还处于中试阶段。 两步法合成二甲醚技术。两步法，即先由合成气制得甲醇，然后再由甲醇脱水制得二甲醚 。已经工业化（在建最大300万吨/年）,煤制甲醇/二甲醚燃料产业分析,煤制甲醇/二甲醚燃料产业分析 2009年，我国甲醇产能从2008年2000万吨增至2700万吨，年产量1100万吨，过剩近一半，实际开工率低。目前在建1500万吨/年，将严重超出市场需求。二甲醚产能也将由2008年的620万吨增至2009年的700多万吨，过剩严重。而2009年产量只有230万吨左右，开工率很低 。受下游需求不旺和甲醇产能过剩影响，2009下半年以来，国内醇醚价格始终在企业的成本线附近徘徊。,煤基醇醚燃料替代范围广泛,用煤制醇醚生产成本估算,煤制二甲醚燃料风险分析,,二甲醚主要用于民用燃气（其他领域不足 10%）。尽管二甲醚的产品标准已实施，但是掺混于 LPG 的标准仍然没有出台； 二甲醚用于民用燃气需要专用设备，直接掺混受到质监部门的查处。 替代 LPG 作为民用燃料的安全性问题（国家质检局不批准） 实际上二甲醚加入到液化气后，燃烧火焰都是绿色，可能会对人有危害。 大量应用DME 是否会产生与甲基叔丁基醚( MTBE) 类似的环境问题，以及二甲醚对中枢神经系 统有抑制作用, 吸入后可引起麻醉、窒息感, 对皮肤有刺激性等问题 , 均有待实践证明 目前，LPG 价格较低，二甲醚生产缺乏利润空间。 天然气及电力在中国民用燃料广泛应用，将对DME民用燃料发展构成风险 二甲醚产品尚不能通过铁路运输，目前绝大多数企业只能通过公路运输，其运输费用更高 二甲醚作为车用燃料还处于起步阶段。由于二甲醚带压运输体系、二甲醚加注站、二甲醚汽车改造、 二甲醚车用燃料的规范和标准缺失等问题，实现二甲醚汽车的产业化尚需时日（在目前的成品油价格 体系下，二甲醚替代柴油是不经济的）。,煤制甲醇燃料风险分析,甲醇汽油掺烧分析： 10%（低比例掺烧，直接添加）；10%-30%（中比例掺烧，加入添加剂） ≥50%（高比例掺烧，改动发动机） 甲醇直接用于车用燃料，实际消耗1.4吨甲醇相当于一吨汽油。在目前甲醇价格2000元/吨左右，汽油价格7000元/吨左右的市场环境下，甲醇汽油拥有巨大的利润 甲醇汽油短期难以推广 要求完全燃烧，否则产生甲醛（甲醛是一种致癌物质）。目前M85标准通过，但国家环保局不可能批准（甲醇汽油尾气中总醛排放增加了3倍以上，10mg/公里，正常3-4mg/公里）。汽油中加入甲醇后蒸气压上升明显，运输加工使用过程中挥发损失增加，加上甲醇又具有相当的毒性，使用甲醇汽油对环境有负效应 腐蚀（酸）缩短寿命，需要对发动机改造，工程巨大 一些大集团利益损害 M85甲醇汽油销售体系的建设需要时间，基础设施投资大 日本，美国等目前都不使用（福特曾使用过，现在停了。巴西也曾使用，后来停用。主要是排放 甲醇下游产品醋酸、甲醛、甲基叔丁基醚等市场容量小。而且在2009年，该行业开工率仅为50%。难以拉动巨大的甲醇消耗。 面临中东廉价甲醇的重大冲击 甲醇主要消费地沿海一带，若生产装置远离其主要消费地，则运输成本高（从中西部地区通过铁路运往东南沿海地区的运费少则200～300元，多则600～700元。而且甲醇专用槽罐车空返率很高）,甲醇转化将是现代煤化工发展的主要方向,煤,,合成气,,,,FT合成柴油：南非早已工业化，山西煤化所正在大型化工业试验，Fe剂）,,,汽油,甲醇,,,乙醇,,乙二醇,,,烯烃：国内正在工业化,,,工业化，神华正在大型化,,混合醇醚,二甲醚,,工业化,,甲醛,汽油（国外）,,……,,……,,甲醇转化是联系煤化工和石油化工的桥梁,甲醇,丙烯,二甲醚,柴油（DMMn）,汽油,,,,,,,MTG,MTP,MTO,石油,,,,,,,乙烯,烯烃,,,,液化气,,,煤制油项目意义和技术,国外技术 南非SASOL 公司：已工业化三代技术，建立了3个间接液化厂，年消耗煤炭4500吨 铁基固定床：催化剂寿命短、更换催化剂操作麻烦； 铁基流化床：产品以汽油和轻烯烃为主； 铁基浆态床：传热效率高、换催化剂容易，但传质阻力大。 Shell钴基固定床技术：1993年马来西亚，产能50万吨/年 荷兰皇家壳牌石油公司的液化技术、美国合成油公司的液化技术,国内技术 山西煤化所：铁基浆态床技术，伊泰16万吨/年和潞安16万吨/年煤制油项目都取得了成功。 大连化物所：钴基固定床千吨级中试完成5000小时稳定性试验，催化剂综合性能处于世界先进水平。,意义：中国缺油多煤，原油高进口依赖度—具有重要战略意义，高油价—大的经济意义,间接液化技术,煤在高温、高压和催化剂（铁基）作用下加氢过程； 目前世界上只有我国神华集团的100万吨 煤炭 直接液化示范工程已经取得了成功。,受煤种、煤质、储量以及规模等多种因素影响，技术上还是具有一定风险,直接液化技术：,煤制油项目的成本分析,一般而然，当褐煤价格为150元/吨、烟煤价格为180元/吨时，煤制油的生产成本约在2000～2400元/吨（35美元/桶）；当煤价上升到350元/吨时，生产成本就上升到2810～3020元/吨（40美元/桶） 神华煤制油成本按照神东煤矿坑口90元/吨的价格计算，吨油成本仅1200元；而兖矿按照150元/吨的煤炭成本计算，吨油完全成本1986元，可与每桶25美元至28美元的石油竞争。但目前煤炭成本和煤炭价格不断刷新，兖矿集团曾在2007年4月调高煤制油成本，由1986元升至2130元，可与35美元/桶的石油加工过程相竞争 据2009年上半年测算，煤制油的保本点为每桶石油价格40～50美元。,,煤制油项目风险分析,技术风险：煤化油技术具有很高的壁垒。神华直接液化虽然宣称成功投产，但据说存在很大问题，现在也不进一步报道。国内间接液化的技术需要进行深入考察和论证。国外间接液化技术转让费太高 “煤制油”是用一种稀缺资源去换另一种稀缺资源的行为，从能源产业上来讲更是一个高耗能的项目，能源效率非常低，转换之间还浪费了大量的资源。从煤转化到油的过程中，直接液化大约损耗30%～40%，而间接液化的损耗达到将近50%。能源转换效率不足一半，称得上是一种负能量转化过程，是对优质资源的极大浪费。需付出更高物耗和能耗生产仅利用热值的燃料。 煤制油项目投资非常巨大：1万吨煤制油要投资1亿元，而传统炼油1万吨仅需1200万元，前者是后者的八倍多。 预计2015年原油加工能力将达到7.25亿吨/年。汽柴油需求分别为8960万吨和1.86亿吨，所需原油加工量4.72亿吨，炼油产能出现过剩，存在一定的市场风险。 资源和环境压力大：吨油耗煤为4-5吨，吨油耗水在12-15吨之间，吨油排放二氧化碳约7～8吨 原油价格风险：原油价格的波动是煤制油项目的最大风险。 产品品质和运输问题：可能需要进一步处理才能进入加油站进入市场，导致和中石油和中石化的合作问题；需要输油管道和后勤保障等一系列问题 发展受国家政策控制，除了现有的已审批项目外，目前政府不打算再审批新的项目 认为煤制油风险太高，只能作为国家应对不时之需的战略,煤制乙二醇分析,乙二醇是极其重要的、战略性的化工基本原料，大量用于聚酯和致冷剂的生产，目前国际上主要采用石油裂解乙烯经氧化水解制得。 我国乙二醇的需求量巨大，2009年中国的乙二醇进口量超过580万吨，比2008年增加12%。从2000年到2008年期间，我国乙二醇消费量年均增长率为18.4%；同期国内乙二醇供给量年均增长率为12.3%，国内产量增长远不足以满足需求增长。到2012年，我国乙二醇的总产能为460万吨/年，而预计乙二醇的消费将超过1050万吨，供需缺口将达到705万吨。。 中科院福建物构所开发的世界首创万吨级煤制乙二醇工业化示范取得成功。采用该技术的通辽金煤一期20万吨/年煤制乙二醇项目建设正在进行，项目总投资约21亿元。 预计将于2009年9月建成投产。,石油路线：C2H4 + 1/2O2 + H2O ＝ (CH2OH)2,煤路线：2CO + 1/2O2 + 4H2 ＝ (CH2OH)2 + H2O,（生产一吨乙二醇需要2.5吨石油或3吨煤）,工艺流程图,草酸：2CO+1/2O2+3H2O (COOH)2·2H2O 乙二醇：2CO+1/2O2+4H2 (CH2OH)2+H2O 煤炭 + 空气 + 水 ＝ 乙二醇 绿色，原子经济型反应,与石油路线相比的优势： 原料: 石油/煤 每吨成本： 7000元/5900元 技术： 进口/自主创新 设备： 进口依赖/国产化 能耗： 高/低,国外技术 许多国家都开展了CO气相催化合成草酸酯的研发，有大量的专利和研究报道，但目前还没有建成一套万吨级的工业装置。 日本ube 1978年建成6000吨/年高压液相催化法合成草酸二丁酯。 ube 和u.c.c等开发成功常压气相催化合成草酸二酯新工艺，已完成模试和中试，但未建厂。 国内技术 西南化工研究院：曾于1981－1982年采用PdCl2/CuCl2催化剂，液相法合成草酸二乙酯，草酸二乙酯和 碳酸二乙酯的总收率达79.63%； 中国科学院成都有机所：于1985－1989年开展过纯CO气相催化合成草酸二乙酯的研究，对五种羰基合成 催化剂进行了试验； 浙大化工系：于1989年开展过纯CO气相催化合成草酸二乙酯的研究。并到江山化工厂进行200吨/年合成 草酸二乙酯的中试，但未见成功生产的报道； 天津大学：于1992年开始开展纯CO气相催化合成草酸二乙酯的研究，并取得较好的结果。但也未见成 功中试报道； 华东理工学院和上海焦化也正在开展中试工作； 中科院福建物构所：是国内开展CO气相催化合成草酸二酯研究的最早单位之一。解决了 工业化应用问题； 成功完成世界首创万吨级煤制乙二醇工业化示范,国内外技术现状,风险分析 福建物构所的煤经合成气制乙二醇技术目前还存在争议： 该技术需要先通过CO合成草酸酯，然后再加氢合成乙二醇。因此，该技术的成本可能要比对外报道的要高（争议很大）。 采用该技术的通辽金煤的20万吨/年煤制乙二醇项目，目前没有任何的报道，可能存在一些问题。 因此，若要建设该项目，需要仔细论证该技术的成熟度和成本问题 市场风险：面临临港区大炼化项目和中东廉价的进口产品竞争，面临油价波动和环保升高带来的投资风险以及液体运输问题,煤制乙二醇分析,国内乙烯供需平衡情况,单位：万吨,煤制低碳烯烃技术,乙、丙烯等低碳烯烃是现代化学工业的基础，传统的生产方法是轻烃和石脑油热裂解法 ～10吨原油→ 3吨石脑油→1吨乙烯;2005年我国生产的近800万吨乙烯约来自于0.8亿吨原油, 乙烯生产消耗大量石油资源 目前，我国石油及石化产品的需求矛盾日益突出。2008年乙烯当量进口量近1000万吨，对外 依存度接近50%。无法满足下游市场的需求，2010年和2020 年的自给率只有56.4%和62.1%,我国： 石脑油等 78％ 轻烃 11％ 加氢裂化尾油11％,煤 天然气,合成气,甲醇,乙烯 丙烯,DMTO (MTO),,,,石脑油,,乙烷,,>800oC，+H2O，乙烯＋丙烯收率～45%,,>800oC，+H2O,,成熟技术,,技术路线,国内外技术现状,国外 UOP/Hrdro 的MTO技术 0.75t/d 甲醇进料，流化床中试（风险较大 ） 唯一一家宣称可以工业化的技术 Exxon-Mobil公司的MTO技术 0.55t/h（13.2t/d）甲醇进料，提升管（US6673978 ） 没有宣传，不对外技术转让 德国Lurgi公司MTP工艺技术 固定床，改性ZSM-5催化剂，传统MTO＋C4+循环，副产汽油 使用该技术,大唐的烯烃项目即将投产 国内 大连化物所 50t/d 甲醇进料，流化床工业性实验 (1.67万吨/年) 神华集团使用该技术正在建设180万吨甲醇,60万吨烯烃建设 中国石化公司组织力量也进行了MTO工业性试验，但是没有具体技术和指标方面的正式报道。 清华大学开发了甲醇制丙烯技术，已完成工业性试验。但目前技术具体技术和指标也没报道。,煤基甲醇制烯烃（MTO)全流程（神华）,煤烯烃项目的成本表,,DMTO工艺制乙烯成本与石脑油乙烯成本比较（元/吨烯烃）,（1）、测算基准为180万吨/年甲醇、60万吨/年DMTO装置； （2）、测算基准为80万吨/年乙烯装置。,DMTO与石脑油制烯烃成本对比,,,,,,,DMTO,Naphtha cracking,万吨级工业化试验,2006年8月技术成果鉴定,考核241小时运行的平均结果 甲醇转化率99.83% 乙烯选择性40.07% 丙烯选择性39.06% 乙烯＋丙烯选择性79.13% 乙烯＋丙烯＋C4选择性90.21%,现场考核专家组认为： 该工业化试验装置是具有自主知识产权的创新 技术，装置运行稳定、安全可靠，技术指标先 进，是目前世界上唯一的万吨级甲醇制取低碳 烯烃的工业化试验装置。,,神华包头60万吨/年煤制烯烃项目,甲醇 180万吨/年,丙烯,烯烃 60万吨/年,,乙烯,,,,合成气,煤,,,,聚丙烯 30万吨/年,聚乙烯 30万吨/年,,,DMTO,分离,聚合,项目核准：2006年12月（发改工业[2006]2772号） 项目开工会：2007年3月 总投资：195亿元 计划进度：2010年投产，10月生产出聚烯烃产品 2009：完成进度90%,GE,Davy,Lummus,Univation,DICP/Syn/LEPC,DICP,新一代煤制烯烃技术考核指标,甲醇制烯烃（DMTO）第二代技术 技术考核指标：工业性试验结果达到甲醇总转化率～100％，产物（不包括水）中乙烯＋丙烯选择性达85-90％。甲醇消耗从2.96吨/吨降至～2.7吨/吨 甲醇制丙烯（DMTP）新技术 甲醇总转化率～100％，产物（不包括水）总丙烯选择性75－80％。,煤制烯烃风险,技术风险： 从反应上看，主要风险就是产品选择性，工业装置可能会有些变化，但风险不大。 第二个风险主要是来源于分离部分：一个是可能会含有NOX物，该化合物在冷箱中是固体，聚居到一定程度会发生爆炸，而传统乙烯生产中不含有该物种。但由于MTO反应温度低，产生的量也很少，测定是0.2ppb，所以很安全。在检修阶段是不发生危险的。 在分离中再有一个风险是氧化物（甲醇、二甲醚），对于聚合级的要求，其中水的量要小于0.1%? 所以脱水过程中就把该氧化物也脱掉了 总体而言，该技术风险不大。 效益和市场风险 甲醇制烯烃工艺中，由于甲醇脱水，理论上烃收率44%，物质量丢失严重。特别是用煤制造甲醇，由于氢/碳比低，需通过CO变换得到H2,物质量丢失更为严重。 提高煤基烯烃抗风险能力，必须提高烯烃下游产品的价值，或添加低值其它原料或制造比石油烯烃更低成本或更高附加值石化产品，例如：PVC、乙二醇、羰化精细化学品。 面临临港区大炼化项目和中东廉价的进口产品竞争，面临油价波动和环保升高带来的投资风险,煤制天然气,我国在2008年消费807亿方，进口47.8亿方，预计2020年需求2500亿方，国产800亿方，进口700亿方，缺口约1000亿方。 目前我国天然气的进口途径主要有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通过长输管道进口的天然气，另一条是在东南沿海等地进口的液化天然气（LNG）。地缘政治和国际天然气的运输及价格都将影响我国天然气的供应。因此，发展煤制天然气就具有了保障我国能源安全的重要性。 在现有的煤清洁转化技术路线中，煤制天然气有明显的优势。煤制天然气的能效高，可达60%（煤制油34.8%、煤制二甲醚37.9%、煤制甲醇41.8%、发电45% ）；耗水量少，为0.69千克/千大卡。而且国内长期缺气，在投资领域自然很容易取代煤制油；（1000M3天然气耗煤2.5吨，液化天然气为吨气耗煤3.82吨） 煤制天然气与煤制甲醇、二甲醚、汽油、柴油相比，还具产品单一、流程短、投资少、便于输送等突出优势。,煤制天然气技术进展,甲烷化工艺技术,甲烷化催化剂技术,,发展趋势,高温、高压的甲烷化反应有利于促进合成气甲烷化以及减少气体循环比，降低能耗，并能提高 甲烷化反应副产热量品位，提高回收利用率。因此高温、高压的完全甲烷化技术已成为发展的趋势,国内天然气价格有大幅上升空间 目前，国内天然气价格偏低，有较大上涨空间，这可能是能源企业热衷煤制天然气项目的最大诱惑。 国家发改委网站的一份公开资料显示，当前中国石油与天然气价格之比为1∶0.24，而国际市场为1∶0.6，这意味着中国的气价至少需要提高一倍以上，才能和国际价格接轨。实际上，国家发改委也一直酝酿提高气价，计划在3—5年内，建立油气挂钩机制，以每年5%-8%的幅度不断上调天然气价格，实现价格并轨。 国际天然气价格受油价波动影响，进口天然气的价格要比国内价格高得多。据测算，中亚天然气进口到国内首站霍尔果斯的价格每立方米2元以上，再加上管线运输费，到达城市门站的价格至少要每立方米3元以上，这一价格已远高于目前西气东输一线到达各城市门站的价格(一线到达最远上海市场的价格为1.31元/立方米)。  以同等热值计算，天然气目前价格均低于油、电、液化气的价格，价格与价值不相符。 以北京为例，目前民用天然气价格2.05元/立方米，液化石油气以73-75元一瓶计算，与一升燃气同等热值液化石油气价格为3.2-3.4元。国际油价在40美元／桶时，按同等热值计算，我国天然气出厂价相当于国际原油价格的51%。2008年国内天然气(LNG)平均出厂价只有0.93元/立方米，折合原油价格相当于21美元/桶，仅为原油现价的18%。,煤制天然气,煤制天然气风险分析,国内天然气价格涨幅是关键； 国内天然气价格偏低 我国目前市场气价2元/标方左右（井口基准价为每立方米0.48元；管道运输平均价格（含储气费）为每立方米0.79元） 进口天然气的价格高（中亚每立方米2元以上；进口LNG：3.6 元/标方） 煤制天然气成本为1.0-1.5元/ 标方 按目前国内天然气价格水平，煤制天然气的经济性并不算好，需国家政策支持 煤制天然气项目的地址、目标市场和销售渠道将是决定项目经济性的重要因素； 天然气的储存是很大难题，只能是产后马上送出去。需投入部分管道建设费用 国内的天然气运输管道主要归属于中石油和中石化两大油企，两油企是否允许其他企业并入管网，并入以后如何收费？削减利润空间。 技术风险：国内只是处于中试和示范阶段，距离工业化还有一段时间，国外技术 成熟，但技术转让费巨大。 效益风险：从合成气到甲烷，需要消耗掉很重的O变成水，从物质量角度不合算 （与MTO相似）。而且甲烷中氢量很大，加大了造气的消耗,