“十三五”以来，我国现代煤化工无论是在产业发展、基地建设，还是在技术创新等方面均取得显著成绩，并继续保持国际领先地位，为实施我国石化原料多元化战略及提升国家能源战略安全保障能力提供了重要支撑。由于近年煤制甲醇发展较快，产业规模大，先进技术和大型化装置规模占比高，笔者将煤制甲醇也一并纳入现代煤化工产业进行研究。

截至“十三五”末，我国煤制油产能达到823万t/a，与2015 年度相比增加了505万t，增幅为158.8%；煤制天然气产能达到51.05亿m₃/a，与2015 年度相比增加了20亿m₃，增幅为64.4%；煤（甲醇）制烯烃产能达到1672万t/a，与2015年度相比增加了844万t，增幅为101.9%；煤（合成气）制乙二醇产能达到597万t/a，与2015年度相比增加了367万t，增幅为159.6%。其中，煤（甲醇）路线乙烯产能占全国乙烯总产能的20.1%，煤（甲醇）路线丙烯产能占全国丙烯总产能的21.5%，煤（合成气）路线乙二醇产能占全国乙二醇总产能的38.1% ；煤制甲醇（其中含煤制烯烃配套的甲醇产能）产能约9230万t，与2015年度相比增加了2730万t，增幅为42%。见图1。

图1　“十三五”现代煤化工产能变化情况

资源利用水平不断提高。煤制油、煤制天然气、煤制烯烃项目的原料煤耗、综合能耗、工业水耗持续下降，能效持续提升，满足相关指标要求。典型煤制油、煤制天然气工厂已通过72h标定。以煤制油为例，百万吨级煤间接液化项目的单位产品综合能耗约2t标煤/t产品，单位产品原料煤耗约3.5t标煤/t 产品，单位产品工业水耗约5~6.8t/t产品，能源转化效率达到43%以上。

通过十余年技术攻关，我国现已形成较为完备的煤直接液化、煤间接液化、甲醇制烯烃、合成气制乙二醇的关键工艺和工程体系，大型气化炉等关键装备能够全部实现国产化，技术装备水平总体达到国际领先。

大型煤气化技术已实现规模化发展。气流床气化技术单炉投煤量规模已达3000~4000t/d，固定床气化技术单炉投煤量规模已达1000t/d。加氢液化技术实现长周期商业运行。神华鄂尔多斯直接液化项目已攻克了加热炉结焦等多项关键技术难题，实现了高差压减压阀等核心装备国产化，实现了直接液化装置长周期、稳定、商业化运行。

低温费托合成技术进一步优化完善。新型费托合成催化剂已完成实验室定型，稳定运行时间、时空产率有较大提升，催化剂产油能力提升30%~50%。

自主甲烷化技术研究试验取得阶段成果。大唐化工技术研究院、中科院大连化物所、西南化工研究院均开发了甲烷化催化剂和甲烷化技术，进行了中试或工业侧线试验。中新能化自主甲烷化催化剂在大唐克旗项目上开展了国产化替代应用，连续稳定运行达300d以上，经历了高负荷运行考察，各项技术指标均优于同工况进口催化剂水平。

甲醇制烯烃技术经商业验证成熟可行。自主化甲醇制烯烃技术已经成熟且实现了商业化，正在向三代技术迈进。以大连化物所DMTO、DMTO-Ⅱ技术和中国石化SMTO 等为代表的一批国内自主甲醇制烯烃科研成果，已成功在大型煤制烯烃项目中示范应用。为更进一步提升煤制烯烃资源能源利用效率，大连化物所继续开发了DMTO-III 技术催化剂和成套工艺， 2018年底已完成中试，吨烯烃甲醇消耗降至2.65t，取得了预期效果。大连化物所、中科院上海高研院开发了高选择性合成气一步法制取低碳烯烃技术，分别正在陕西和山西建设中试装置。

合成气制乙二醇自主化技术得到更多应用。合成气制乙二醇自主化技术路线已达10余家。其中已经实现工业化的技术6家，单台DMO（草酸酯）反应器产能由2015年5万t/a 增加到10万t/a；单台乙二醇合成反应器产能由5万t/a 扩大到10万t/a。加氢催化剂寿命由平均2000h 增加到5000h。能耗由3.0t标煤/t 乙二醇下降到2.6t标煤/t 乙二醇。

煤电化热一体化初见成效。现代煤化工项目广泛使用热电联供、能量梯度利用。煤电化热一体化技术已在煤化工项目中推广使用，如中国石化长城能源化工（宁夏）有限公司等煤化工项目配备了超临界热电机组、神华集团包头二期烯烃项目空分压缩机拟采用电机驱动等，有效提升了现代煤化工资能源利用效率，减少了污染物排放。智能工厂建设逐步推进。2016年，中煤陕西榆林能源化工公司入选“煤化工智能工厂试点示范” 项目。神华宁夏煤业集团有限公司入选“百万吨级烯烃（煤化工副产品深加工综合利用）智能制造项目”。无线智能仪表、热成像、原料与产品衡器计量智能化、无人机巡检、机泵群在线监测及大数据智能故障诊断等一批智能技术在上述企业得以应用。

污染物治理技术水平提高。高难度污水处理技术、高效酚氨回收、含酚废水、高盐水处理技术逐步完善。经过建成示范工程的研究和试验，国内酚氨回收工艺已经成熟，可以保障煤制天然气项目稳定运行。粉煤气化工艺项目污水“近零排放” 路线基本成熟。项目执行最严格的污染物排放标准。“十三五”期间建成的现代煤化工项目执行了最严格的大气污染物排放标准，部分项目已率先执行了超低排放。西部地区项目执行污水“近零排放”，废渣综合利用率逐步提高。尽管如此，现代煤化工产业仍存在经济性受国际油价波动影响较大、“十三五” 确定的示范项目进展缓慢、煤制乙二醇扩能提速、资源环境安全约束加强和配套条件落实难度大等问题。

参照《温室气体排放核算与报告要求第10部分：化工生产企业》（GB/T32151.10—2015），化工生产企业的温室气体排放为各个核算单元的化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放、生产过程中的二氧化碳排放和氧化亚氮等其他温室气体排放，以及购入电力、热力产生的二氧化碳排放之和，同时扣除回收且外供的二氧化碳的量，以及输出的电力、热力所对应的二氧化碳量。化工企业按图2所示识别碳源流，并分别核算。

煤化工利用煤炭可分为“原料”和“燃料”两种用途。作为原料时，煤参与化学反应，部分碳元素进入产品转化成清洁能源或化学品，部分碳元素转化为CO₂，少量碳元素随灰渣流失；作为燃料时，煤炭通过燃烧提供热量产生蒸汽再发电，为化工生产提供动力和能量，理论上煤充分燃烧后碳全部转化为CO₂，实际应用中煤燃烧后灰渣会带出少量残碳。由于部分碳进入产品，因而煤化工生产过程具有节碳能力。

目前我国现代煤化工典型的产业化路径有煤制油（含直接液化和间接液化）、煤制天然气、煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇，基本均为以煤气化为龙头。以煤气化为龙头的煤化工生产过程中的碳流向如图3所示。在实际核算时，还应考虑购入电力、热力产生的二氧化碳排放。

图3　以煤气化为龙头的煤化工生产过程的碳流向示意

以鄂尔多斯盆地煤制烯烃项目为例，估算煤制烯烃企业碳排放系数。装置规模为180万t/a煤制甲醇、70万t/a 甲醇制烯烃，选取的典型工艺主要包括：水煤浆气化、内压缩大型空分、耐硫变换、低温甲醇洗、甲醇合成、甲醇精馏、DMTO、聚乙烯、聚丙烯以及配套锅炉、热电联产等公辅工程。煤制烯烃产品温室气体排放系数核算如表1 所示。

表1　典型工艺煤制烯烃产品温室气体排放系数核算表

注: 1、CO₂当量包含化工过程多种温室气体类型，如CH₄、N₂O 等；2、不同工艺选择以及热电方案配套，吨产品排放系数会有差异。

图4　现代煤化工产品碳排放系数

结合2020年现代煤化工产品的产量，可核算得到行业的碳排放情况。测算可知，2020年现代煤化工产业CO₂排放总量约3.2亿t，约占石化化工行业排碳量的22.5%。在现代煤化工产业中，煤制烯烃碳排放约占23.3%、煤制油碳排放约占10.9%、煤制天然气碳排放约占6.8%、煤制乙二醇碳排放约占6.2%、煤制甲醇（不含煤制烯烃中甲醇）碳排放占比最大，约52.8%。2020年各产品路线排碳占比如图5所示。

统计各子行业的排碳结构可知，现代煤化工全行业二氧化碳中，约33%来源于化石燃料燃烧排碳，约3.5%来源于外购电、热间接排碳，约63.5%来源于工艺过程排碳，工艺过程排碳主要是变换工序产生的CO₂，在低温甲醇洗脱碳工序排放。

我国甲醇生产原料路线包括三类: 煤炭、天然气和焦炉气，煤制甲醇是我国甲醇生产的主要途径。近年来，随着大型煤气化技术和大型甲醇合成技术的成熟，煤制甲醇原料煤种得到扩大，装置规模不断提升，工艺技术逐渐完善，能耗和污染物排放大幅下降，以煤为原料的甲醇产能快速增加，在原料结构中的比重不断上升。特别是以煤制烯烃为代表的大型上下游一体化项目的建设，使我国煤制甲醇规模和技术达到世界先进水平。但产能在30万t/a 以下和采用非大型气流床气化工艺的仍有约30%的产能。大型化装置的能耗水平显著降低，产业结构调整带来的能耗和排碳系数降低仍有较大的潜力。

煤制乙二醇2000年以来发展迅速，技术也从一代技术发展到了三代技术。经过多年的发展，一些能耗高、装置规模小的产能已成为落后产能，未来随着技术的进步，有必要进行优化升级，降低能耗和排碳水平。

我国现代煤化工多数工厂已具备安、稳、长、高生产能力，“十四五” 期间，应继续推动已建成的现代煤化工工厂优化完善，实现满负荷条件下的连续、稳定、安全、清洁生产运行，降低生产成本，提高生产运行管理水平，积极改善生产经济性。运用智能化、工业物联网技术和高级分析工具，深入分析、加大力度管控现代煤化工生产过程，进一步提高工厂运行效率，提升核心技术指标，提高目标产品收率，降低能耗、水耗和污染物排放。

（1）与低碳原料制备的富H2气互补。单纯以天然气为原料生产甲醇合成气很容易得到较多的氢气，而碳源需从烟道气回收或通过二段转化来实现。而以煤为原料生产甲醇合成气的氢气较少，需要进行CO变换，同时需脱除CO₂并直接放空。采用煤和天然气联合造气工艺，充分考虑两种原料的特点，结合两种原料生产合成气的优势，实现碳氢互补。通过降低粗煤气中CO变换深度，甚至取消CO变换工序，从而节省粗煤气CO变换和脱除CO₂ 过程中消耗的额外能量，降低单位产品能耗，减少温室气体CO₂的排放。

（2）绿H2用作补氢原料。现代煤化工与可再生能源制氢的深度结合，将来可能是化工行业生产化工品的重要理想路径。如果不发生变换反应，煤气化后进入合成气中的C只有少量CO₂（煤气化过程中产生）在后续工序排放，大部分都通过合成反应进入产品。后续合成反应所需要的H2大部分由可再生能源制氢补充，这样可以做到工艺过程基本不排放CO₂。

目前，由于可再生能源制氢的成本问题，还不能大规模应用于这一过程，但随着技术的进步，碳中和的形势驱动，未来这一过程有望得到规模化应用，从而实现现代煤化工的大幅降碳。

化石燃料燃烧排放的CO₂约占现代煤化工产业排碳量的30%，主要排放源来自为煤化工工艺装置提供动力蒸汽、热源和自发电而配套建设的锅炉装置。目前，大多数企业从经济性的角度选择蒸汽驱动工艺装置的大型压缩机，从而增大了燃煤消耗。实际上，工艺装置中此类压缩机可以选择电力驱动。

未来，在碳中和的大背景下，我国的电力结构将发生深刻变革，据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国2030年能源电力发展规划研究及2060年展望》预测，2025年我国煤电达峰，2050年清洁能源发电占比超过80%，2060年煤电装机有望全部退出。因此，现代煤化工产业进一步提高电力驱动的比例，实际上是增加了应用绿电的比例，可大大降低燃料煤的消耗，进而实现燃料端的大幅碳减排。

CCUS技术作为CO₂减排重要措施之一，其发展潜力可期。从驱油封存角度考虑，我国约有100亿t石油地质储存量适宜于CO₂驱油，预期可增采7亿~14亿t；全国的枯竭油气田、无商业价值的煤层和深部咸水层的CO₂封存潜力较大。综合考虑我国“富煤、贫油、乏气””的资源存储状况及全球能源低碳转型的不可逆趋势，加快CCUS产业发展是支撑国家能源安全的必然选择。我国当前需要进一步积累经验，逐步提高CCUS技术水平，促进其成本下降，为实现CCUS的长期商业化应用做好准备。现代煤化工CO₂的主要排放工序是净化（低温甲醇洗）排放尾气和锅炉烟气，其中净化尾气CO₂含量很高，基本均在70%以上，有的甚至超过99%，锅炉烟气CO2含量为10%~20%。可见，现代煤化工工艺排放的高浓度CO2更易捕集利用，成本具有相对优势。

利用捕集的高浓度CO₂，可以进一步利用加工生产化学品，实现固碳中和的目的。利用二氧化碳和氢气可合成甲醇，而甲醇又是重要的基本有机原料，下游可加工生产烯烃、甲醛、醋酸等多种化学品，目前该技术已经获得突破，多家研究机构和企业正在推进工业示范装置，未来可再生能源制氢与捕集的CO₂生产甲醇将是现代煤化工碳中和的重要手段，如果经验证技术经济可行，规模化发展会颠覆当前C1化工的技术路线。此外，利用CO₂可加工生产碳酸二甲酯、可降解材料、芳烃、尿素、碳铵、纯碱、绿藻、无机盐等产品，从而实现固碳。此类技术未来将在碳中和过程中发挥重要作用。