我国现代煤化工发展现状和形势分析

我国现代煤化工

发展现状和形势分析一、现代煤化工产业发展现状二、现代煤化工产业焦点问题三、现代煤化工产业发展前景四、设计院的市场空间内容提纲一、现代煤化工产业发展现状我国现代煤化工产业已经过了30多年技术攻关和技术积累。“十一五”期间，在石油需求快速攀升而产量增长缓慢、油价高企的背景下，我国以补充传统石油路线产品为主要方向的煤炭加工技术快速步入产业化轨道。经过“十一五”示范工程的建设和投产运行，我国现代煤化工产业关键技术获得重大突破，大型现代煤化工项目实现商业运营，大型装备国产化取得初步成果，培养锻炼了一批技术创新人才和管理队伍。一、现代煤化工产业发展现状项目名称规模技术来源项目进展大唐克旗40亿Nm3/a国内碎煤加压气化DAVY甲烷合成2013年12月18日，一系列装置投运成功。但数十天后，出现气化炉内壁腐蚀及内夹套减薄等问题，停产检修。4月18日已复产。庆华集团55亿Nm3/a国内碎煤加压气化托普索甲烷化一期工程于2013年12月30日投产内蒙古汇能16亿Nm3/a国内气化技术托普索甲烷化建设中大唐阜新40亿Nm3/a国内碎煤加压气化DAVY甲烷合成建设中4个项目，产能合计151亿方/年，其中大唐一期13亿方、庆华一期13.75亿方建成投运（一）产业项目不断推进“十一五”煤制天然气示范项目建设及运行情况一、现代煤化工产业发展现状“十二五”煤制天然气“路条”项目情况序号项目名称项目业主建设地点建设规模1新疆准东示范项目（7）中石化、华能、浙能、新疆龙宇、苏新能源、富蕴广汇、新疆生产建设兵团新疆准东3002鄂尔多斯煤炭清洁高效综合利用示范项目新蒙能源投资股份有限公司内蒙古鄂尔多斯杭锦旗803大同低变质烟煤清洁利用项目大同煤矿集团有限责任公司中海油新能源投资公司山西大同404兴安盟煤化电热一体化项目国电兴安能源化工有限公司（预计由其它企业承建）内蒙古兴安盟405准格尔旗煤炭清洁高效综合利用项目（3）中海油新能源投资有限公司北京控股集团有限公司河北建设投资集团责任公司内蒙古鄂尔多斯准格尔旗1206伊犁煤制天然气项目（2）中电投新疆能源化工集团新汶集团伊犁新天煤化工公司新疆伊犁807华星煤制天然气项目内蒙古华星新能源有限公司内蒙古鄂尔多斯上海庙408淮南煤制天然气项目安徽省能源集团有限公司安徽淮南22共8个路条，17个项目，合计产能722亿方/年一、现代煤化工产业发展现状“十三五”可能性较大的煤制天然气产业化基地预测项目名称项目业主建设地点建设规模蒙东伊敏现代煤化工产业基地华能公司内蒙矿业集团公司其它企业内蒙呼伦贝尔预计120-160亿方晋北现代煤化工产业基地阳煤晋能其它企业山西晋北地区预计160亿方预计产能300亿方/年左右类型项目名称产品方案技术来源项目进展煤直接液化神华鄂尔多斯柴油、石脑油、液化石油气：108万t/a神华2009年底开始试生产，2011年开始盈利，2012年产油86万t，销售收入60.4亿元，2013年产油88.8万t。设计水耗10t，目前6t。煤间接液化内蒙古伊泰费托合成柴油、石脑油、液体石蜡、液化气等：16万t/a中科合成油间接液化技术2009年3月产出合格油品。2011年进行了技术改造，年产能达到18-20万t。2012年生产煤制油品和化工产品17.16万t。山西潞安16+5万t/a中科合成油间接液化技术2009年、2010年产出合格油品神华鄂尔多斯18万t/a神华2009年12月试车成功，产出合格产品一、现代煤化工产业发展现状“十一五”煤制油示范项目建设及运行情况甲醇制汽油山西晋煤93#汽油、精甲醇、二甲醚、烯烃等：10万t/aExxonMobil公司MTG技术2009年6月建成投产内蒙庆华10万t/a赛鼎与中科院山西煤化所合作开发的一步法MTG技术2012年2月开车云南解化3500t/a实验装置2009年实验装置运行成功2014年初50万t/a工业化试验项目投产4个项目，产能合计158万吨/年一、现代煤化工产业发展现状“十二五”煤制油“路条”项目情况6个项目，产能合计1180万吨/年序号项目名称项目业主建设地点建设规模1神华宁煤间接液化项目神华宁夏煤业集团公司宁夏4002伊泰鄂尔多斯煤制清洁燃料项目内蒙古伊泰煤制油有限公司内蒙古鄂尔多斯2003兖矿榆林煤炭间接液化项目兖矿集团陕西榆林1004长治高硫煤清洁利用一体化项目潞安矿业(集团)有限责任公司山西长治1805贵州省煤制清洁燃料综合利用项目贵州渝富能源开发股份有限公司贵州毕节2006云南昭通褐煤综合利用项目云南煤化工集团有限公司云南昭通甲醇200油品100一、现代煤化工产业发展现状“十三五”可能性较大的煤制油产业化基地/项目预测产能合计约1260-1860万吨/年序号项目名称项目业主建设地点建设规模1伊泰鄂尔多斯煤制清洁燃料项目内蒙古伊泰煤制油有限公司内蒙古鄂尔多斯杭锦旗1202伊泰新疆伊犁煤制油项目伊泰新疆能源有限公司新疆伊犁5403蒙东伊敏现代煤化工产业基地内蒙古矿业集团公司内蒙古呼伦贝尔200-6004晋北现代煤化工产业基地潞安集团晋煤集团其它企业晋北地区400-600项目名称产品方案项目进展神华包头DMTO甲醇：180万t/a聚乙烯：30万t/a聚丙烯：30万t/a2012年累计生产聚烯烃55万t目前正常商业化运行神华宁煤MTP甲醇：176万t/a聚丙烯：52万t/a2012年生产40.5万t聚丙烯、17.8万t混合芳烃、6.6万t液化气目前正常商业化运行大唐多伦MTP甲醇：180万t/a聚丙烯：46万t/a自2011年9月整套装置全线流程贯通，于2012年3月13日正式转入试生产目前负荷约80%一、现代煤化工产业发展现状“十一五”煤制烯烃示范项目建设及运行情况3个项目，产能合计158万吨/年一、现代煤化工产业发展现状“十二五”煤制烯烃“路条”项目情况8个项目，产能合计588万吨/年序号项目名称项目业主建设地点建设规模1河南煤制烯烃示范项目中石化、河南煤化集团河南省鹤壁市602陕西榆林煤炭深加工项目陕西延长中煤榆林能源化工有限公司陕西省榆林市703甘肃平凉华泓汇金煤炭深加工基地项目平凉华宏汇金煤化有限公司甘肃省平凉市704黑龙江龙泰煤制烯烃项目黑龙江龙泰煤化工公司黑龙江省双鸭山市605中国石化贵州织金煤制烯烃项目中国石油化工集团公司贵州省毕节市织金县606中国电力投资集团煤制烯烃升级示范项目中国电力投资集团内蒙古鄂尔多斯807中天合创鄂尔多斯煤炭深加工项目中天合创能源有限责任公司内蒙古鄂尔多斯1208神华呼伦贝尔褐煤综合利用多联产项目神华集团内蒙古呼伦贝尔68一、现代煤化工产业发展现状“十三五”可能性较大的煤制烯烃产业化基地预测产能合计600万吨/年序号项目名称项目业主建设地点建设规模1蒙东伊敏现代煤化工产业基地内蒙古矿业集团公司中兴能源华能集团其它企业内蒙古呼伦贝尔1002晋北现代煤化工产业基地潞安集团晋煤集团其它企业晋北地区100一、现代煤化工产业发展现状甲醇制烯烃项目建设及运行情况序号企业名称技术路线技术商规模地点进度1中石化中原石化MTO中国石化20河南濮阳2011年投产2宁波富德（原宁波禾元）MTO大连化物所/洛阳石化工程公司60浙江宁波2013年投产3惠生清洁能源MTOUOP30江苏南京2013年投产4联想控股神达化工MTO大连化物所/洛阳石化工程公司40山东滕州在建，预计2015年投产5浙江兴兴新能源MTO大连化物所/洛阳石化工程公司60浙江嘉兴在建，预计2015年投产6久泰能源MTOUOP60内蒙古鄂尔多斯在建，预计2015年投产7阳煤恒通MTOUOP30山东临沂在建，预计2015年投产8富德能源MTO大连化物所/洛阳石化工程公司30江苏常州在建，预计2015年投产9山西焦化MTO大连化物所/洛阳石化工程公司30山西洪洞在建，预计2015年投产10华亭煤业MTP清华大学/中国化学20甘肃华亭在建，预计2015年投产11中煤蒙大工程塑料MTO大连化物所/洛阳石化工程公司60鄂尔多斯在建，预计2015年投产11个项目，产能合计420万吨/年一、现代煤化工产业发展现状煤制乙二醇项目建设及运行情况序号企业名称技术商规模地点进度1通辽金煤公司中科院福建物构所20内蒙古通辽2009年投产2安徽淮化集团上海浦景化工1000吨示范安徽淮南2011年投产3河南煤业集团中科院福建物构所20河南新乡2012年投产4河南煤业集团中科院福建物构所20河南安阳2012年投产5河南煤业集团中科院福建物构所20河南濮阳2012年投产6河南煤业集团中科院福建物构所20河南永城2013年投产7河南煤业集团中科院福建物构所20河南洛阳计划2014年投产8山东华鲁恒升上海戊正工程公司5山东工艺尾气为原料，2012年投产9新疆天业公司日本宇部，东华5新疆库尔勒电石炉尾气为原料，2013年投产10中石化湖北化肥中石化技术20湖北枝江2013年投产11上海焦化集团上海华谊集团1500吨示范上海2013年投产一、现代煤化工产业发展现状煤制乙二醇项目建设及运行情况序号企业名称技术商规模地点进度12鹤壁市宝马集团湖北化研所，五环5+15万吨河南鹤壁预计2014年投产13新疆天业公司日本宇部，东华20新疆库尔勒电石炉尾气为原料，在建14黔西煤化工投资日本宇部，东华30贵州黔西在建15山西襄矿泓通煤化工有限公司日本宇部，东华30山西长治在建16内蒙古苏尼特碱业公司日本宇部，东华2×10内蒙古锡林郭勒在建17安徽淮化集团上海浦景化工公司10安徽淮南在建18西部新时代能源股份有限公司上海浦景化工公司30内蒙古鄂尔多斯设计19国电盛世公司上海戊正工程公司2×20黑龙江双鸭山在建20内蒙古开滦化工公司上海戊正工程公司2×20内蒙古鄂尔多斯在建20个项目，产能合计390万吨/年一、现代煤化工产业发展现状2014-2020年国内现代煤化工项目规模预测项目“十一五”“十二五”“十三五”总产能目标煤制天然气151722300900亿Nm3/a煤制油158118017003000万t/a煤制烯烃158588200900万t/a甲醇制烯烃110310煤制乙二醇110290一、现代煤化工产业发展现状（二）基地化格局逐渐形成煤气化技术国内自主研发的新型煤气化技术有十余种。合成技术神华直接液化技术建成工业示范装置。中科合成油公司费托合成技术建成工业示范装置。大连化物所DMTO技术已完成二代技术开发。中石化SMTO技术已建成工业示范。清华大学FMTP技术建成了万吨级工业化试验装置。中石化上海石化研究院开发MTP技术。清化大学/FMTA技术，华电在榆林建成世界首套万吨级试验装置，2013年1月13日一次投料试车成功。净化技术变换技术全部实现国产化低温甲醇洗技术进入世界先进行列硫回收技术不断提高一、现代煤化工产业发展现状（三）科技创新取得重大突破一、现代煤化工产业发展现状装置名称工艺技术单系列最大能力国外技术来源国内技术来源国外国内煤气化干煤粉气化3000t/d2000t/d荷兰Shell华能绿色煤电公司2500t/d2000t/d德国GSP科林、航天、东方水煤浆气化2500t/d2000t/dGE德士古(Texaco)、E-Gas兖矿-华理、北京盈德清大、西北化工院固定床气化1500t/d1000t/d鲁奇(Lurgi)、MK＋、BGL赛鼎、云煤、泽马克流化床气化1700t/d1000t/d美国KBR、U-Gas山西煤化所空分深冷分离12万Nm3/h制氧能力10万Nm3/h制氧能力美国AP、法国AirLiquid杭氧、开封、川空等稀有气体提取根据空分能力确定根据空分能力确定美国、德国、俄罗斯、法国等杭氧、开封、川空等煤气净化酸性气体脱除78万Nm3/h工艺气30万Nm3/h工艺气Lurgi、Linde大连理工、寰球、赛鼎等硫回收硫磺回收/湿法硫酸10万吨/年3万吨/年Shell、丹麦Topse、Lurgi山东三维等甲醇低压等温合成225万吨/年60-100万吨/年Lurgi、Topsoe、英国Davy南京国昌、湖南安淳、杭州林达等甲醇制烯烃流化催化/烯烃裂解/60万吨/年UOP/Hydro、ExxonMobil、Lurgi大连化物所DMTO烯烃分离前脱丙烷及后加氢的丙烷洗30＋30万吨/年68万吨/年美国ABBLummus惠生、中石化等聚乙烯浆液法聚合/溶液聚合/气相聚合45万吨/年30万吨/年美国UNIPOL等中石化等聚丙烯浆液法聚合/溶液聚合/气相聚合30万吨/年30万吨/年美国Dow等中石化等国内外主流技术对照大型煤气化炉制造水平不断提高大型空分成套技术水平不断提高6万等级空分国内市场占有率达30%以上大型离心式压缩机制造水平不断提高在煤化工装置用离心压缩机的全面国产化和大型化方面，已经全面掌握了各类煤化工装置的工艺介质特性，国产压缩机的制造业绩体现出国内供货商的设计制造能力。代表企业是沈鼓、陕鼓等。大型机泵制造水平不断提高近十几年以来，国内泵制造业依托国家重大工程，通过消化吸收引进技术和自主创新，泵的设计、制造和试验、检测水平有了极大提高。百万千瓦核电机组核二、核三级泵、百万千瓦超超临界火电机组主给水泵、凝结水泵、循环水泵、脱硫泵等都实现了批量国产。百万吨乙烯、百万吨PTA、千万吨炼油等石油化工项目中泵的国产化率也达到90％。煤化工装置中泵的国产化率也在逐步提高。一、现代煤化工产业发展现状（四）装备国产化水平不断提高一、现代煤化工产业发展现状二、现代煤化工产业焦点问题技术是否成熟？经济性是否过关？能源转化效率高低？耗水及生态影响？三废排放及环境影响？内容提纲二氧化碳排放？大量增加煤炭用量？对调整能源结构的作用？国家政策导向？1、技术是否成熟？单项技术成熟、可靠，能够支撑项目长周期、稳定运行；随着规模进一步扩大，煤种进一步扩宽，需要进行技术升级；工程系统有必要进一步优化；通过升级示范，进一步解决大型工程化问题。1、技术是否成熟？序号重点示范领域技术装备单系列规模1适用于我国煤种的大型先进气化技术8.7MPa高压大型水煤浆气化技术单炉投煤量2000~3000吨/日24.0MPa大型干粉煤气化技术（废锅或激冷式），高压干粉煤气化技术（6.5MPa）单炉投煤量2000~3000吨/日34.0MPa以上固定床加压气化技术，固定床熔渣气化技术单炉投煤量800吨/日以上4加压流化床气化等技术单炉投煤量1000吨/日以上5大型高效合成与精制技术高温费托合成技术单系列100万吨/年以上6低温费托合成技术单系列100万吨/年以上7煤直接液化技术单系列100万吨/年以上8甲烷化技术（包括国内自主甲烷化催化剂、甲烷化反应器）单系列13~20亿立方米/年“十二五”期间技术装备重点示范内容1、技术是否成熟？序号重点示范领域技术装备单系列规模9大型高效合成与精制技术大型甲醇合成技术、装备单系列100万吨/年以上10大型氨合成技术、装备单系列60~100万吨/年11甲醇制乙烯、丙烯百万吨级工程化（国内自主新型催化剂）单系列60~100万吨/年12合成气制乙二醇技术（国内自主催化剂）单系列20万吨/年以上13高效气体净化和分离技术年产醇（氨）百万吨以上的大型低温甲醇洗技术单系列100万吨/年以上14低阶煤分级转化利用技术大型低质煤提质（热解）技术，包括干燥、热解、焦油加工等成套技术15系统优化集成与设计技术采用IGCC、常规发电等大型、高效发电技术，煤化电热一体化技术（多联产），煤化工与高耗能工业过程耦合技术16大型装备8-12万Nm3/h以上大型空分，气化炉，气体压缩机，合成塔，废热锅炉，临氢、高压设备等17排放物控制技术高效污水处理回用技术，废水制浆18二氧化碳用于驱油、驱气的技术装备，绿藻培育及利用技术“十二五”期间技术装备重点示范内容2、经济性是否过关？煤制油、煤制烯烃的经济性已得到验证。煤制天然气的经济性备受关注。天然气价格：目前国际市场原油与天然气的比价关系为1:0.45和1:0.66（不计北美），中国为1:0.48（存量气价上限）和1:0.67（增量气价上限）。华北、华中、华南等地区天然气价格最高，增量气门站价格均已超过3元/Nm3，江浙地区达到3.31元/Nm3。经过价改后的国内天然气价格已与国际接轨。该价格体系下，煤制天然气项目经济性预期较好。2、经济性是否过关？（煤制天然气）竞争力分析对象：以20亿立方米/年煤制天然气项目为研究对象，设定不同情境模式，分析在准东地区建设煤制天然气项目技术经济可行性。工艺方案：采用国内成熟工艺，主要采用固定床碎煤加压气化、耐硫耐油变换、低温甲醇洗净化、甲烷合成生产煤制天然气。序号技术名称技术方案一气化装置

1煤气化固定床碎煤加压气化工艺二净化装置

1变换国内宽温耐硫变换2脱硫脱碳引进低温甲醇洗工艺3制冷国内丙烯压缩制冷4硫回收引进技术，三级Claus、尾气焚烧、焚烧尾气送至热电脱硫脱硝装置三甲烷化装置

1甲烷化引进高温甲烷化技术2压缩、干燥离心式压缩机国内三甘醇干燥技术四空分装置

1空分国内液氧泵内压缩流程2、经济性是否过关？（煤制天然气）基准条件：项目设计总投资260亿元，其中建设投资250亿元，建设期为4年。从准东至华东地区的管输距离约3500公里。本报告在国家管输指导价基础上，适当考虑一定的涨价空间，设定输气费用为1.1元/Nm3天然气产品属于增量气，出厂价格是目标市场门站价（含税）与长输费用的差值。煤炭：开采成本低于100元/吨，考虑各种税费，按可能的最高成本150元/吨计。水价：现状水价6.5元/立方米，考虑未来水价上涨因素，采用10元/吨。电力：参考新疆现状电价0.35元/KWh。测算结果：天然气完全生产成本1.21元/方。项目IRR（税后）11.8%2、经济性是否过关？（煤制天然气）目标市场门站价平均管输费进管道价格IRR（税后）2.51.11.41.3%2.61.11.53.1%2.71.11.64.7%2.81.11.76.1%2.91.11.87.4%3.01.11.98.5%3.11.12.09.6%3.21.12.110.7%3.31.12.211.8%3.41.12.312.7%3.51.12.413.6%3.61.12.514.6%3.71.12.615.5%3.81.12.716.3%3.91.12.817.2%4.01.12.918.0%不同气价变化下的IRR（税后）指标测算单位：元/Nm3原料价格与投资对项目的影响原料价格每变化20元/吨，IRR（税后）相应变化约0.6%。投资每变化5%，IRR（税后）相应增减约0.6%-1.0%。煤价110元/吨，投资下降5%和10%，项目IRR（税后）将分别达到13.9%和14.8%。2、经济性是否过关？（煤制天然气）保证煤制天然气项目经济性的要点：1、严格控制建设投资。2、严格控制建设工期。3、控制煤炭开采成本（上下游一体化项目，要给煤矿留出合理利润）。4、严格控制生产成本。5、合理定位天然气目标市场，争取适宜的管输费。6、关注调峰方案影响。3、能源利用效率高低？全生命周期能效取决于三方面因素：一是生产环节能效，煤制气高于燃煤发电；二是能源输送环节能效，管道输送损耗低于电网损耗；三是终端利用环节能效，取决于具体的用能技术和方式。总体上，从全生命周期角度，煤制气在多个领域具有比较优势！3、能源利用效率高低？4、耗水及生态影响？新疆庆华大唐克旗天津200MWIGCC中电投大板电厂(600MW)600MW空冷机组水平华能上都电厂（660MW）上海外高桥三期（1000MW）宁夏灵武二期（1000MW）国电泰州二次再热（1000MW）单位产品水耗，吨/千方或万度6.87.512.01.54.33.115.07.81.7煤制天然气项目与火电项目用水比较示范项目准入条件要求项目项目能效煤耗（折标煤）新鲜水耗基本要求先进值基本要求先进值基本要求先进值煤制天然气≥56%≥60%≤2.3吨/千标方天然气≤2.0吨/千标方天然气≤3.0吨/吨标煤≤2.5吨/吨标煤按等热值计算，煤制天然气用水量与火电用水量基本相当。40亿方煤制天然气项目用水量2000-2760万吨/年。由于单个项目规模大，显得用水量“大”。要根据水资源供给能力，量水而行，合理布局。5、三废排放及环境影响？5、三废排放及环境影响？分散燃煤火电煤化工SO2无脱硫，直排脱硫效率最高95%转化为石膏，资源化利用困难工艺脱硫效率99.5%以上，回收硫磺等副产品；动力锅炉等同于火电等量用煤，SO2排放量约为火电的20%NOx无脱硝燃烧温度高，生成NOx，需采取脱硝措施脱硝效率70%-80%工艺过程无NOx排放动力锅炉等同于火电等量用煤，NOx排放量约为火电的20%固体颗粒物PM排放量大，没有除尘措施有组织地高空烟囱排放，备煤过程低空除尘器排放和无组织地面二次扬尘仅有备煤过程低空除尘器排放，煤堆场地面二次扬尘重金属（汞、砷等）无措施目前没有脱汞、脱砷措施工艺过程中沉积于催化剂上（或设脱汞、脱砷催化剂）CO2除了灰渣中的残碳，其余碳全部转化为CO2除了灰渣中的残碳，其余碳全部转化为CO2；烟道气CO2浓度约13%-15%，捕集成本高产品含碳，碳利用率约24-30%；工艺CO2浓度95%，可直接收集利用；废水水仅作为循环介质，废水产生量小，处理难度较小由于水作为气化剂，废水量大，处理难度高于火电，处理成本高废渣干渣，直接利用湿渣，处理后利用6、二氧化碳排放？二氧化碳排放碳的来源：煤中的碳元素；分散燃煤：除了灰渣中的残碳，其余碳全部转化为CO2；火电：除了灰渣中的残碳，其余碳全部转化为CO2；CO2排放量等于直接燃烧；煤化工：产品含碳，碳利用率约24-30%；CO2排放量相当于火电/直燃的70%-76%。二氧化碳利用分散燃煤：CO2无法利用；火电：烟道气CO2浓度约13%-15%，捕集后再利用，捕集成本高；煤化工：工艺生产过程CO2浓度95%，可直接收集利用，约占总量的55%。碳税的影响碳税10元/吨，尚可接受；碳税100元/吨，无法接受。7、大量增加煤炭用量？按煤制天然气900亿方/年、煤间接液化3000万吨/年、煤制烯烃900万吨/年的总量目标、原煤发热量3500~5500kcal/kg计算，原料煤总量约4.7亿吨，日投煤量约141万吨。净增量？替代量？要看国家推进节能减排、大气环境治理力度。我国煤炭消费结构：1、原煤窑炉燃烧加热（13.6%)2、民用煤（4.4%）3、炼焦供冶金加热和还原剂使用（18%）4、燃煤发电（56%）

5、煤化工转化（6％）6、其它零散用煤（2%）-----用煤量约5亿吨，污染大，限制发展，加快淘汰-----用煤量约1.6亿吨，今后将趋向于用电、天然气，太阳能等，用煤量将快速下降-----用煤量约4.7亿吨，下游钢铁行业用量稳定，增长潜力小；-----目前装机8.2亿KW，用煤量约20亿吨，燃煤清洁高效发电是未来主要方向。-----目前用煤量约2.2亿吨-----少量，潜力不大8、对调整能源结构的作用？序号方向产量用煤量

（万吨/年）替代石油

（万吨/年）替代天然气

（亿方/年）2015年2020年2015年2020年2015年2020年2015年2020年1煤制天然气88500290016500885002煤制油240300011501440026733333煤制乙二醇170400820192052712404烯（芳）烃一体化甲醇120030002230557080020005煤制甲醇46008000855014860100023526合计13411476422599892688500清洁煤转化替代油气潜力预测至2020年，我国原油一次加工量将达到6.4亿吨，煤化工产业对石油的替代率将达到12.5%；预计天然气消费量将达到4000亿方，煤化工产业对天然气的替代率也将达到12.5%。政策名称发布单位发布时间《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》（发改工业[2006]1350号）国家发展改革委2006年《关于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意见的通知》（国发[2009]38号）国家发展改革委等10部委2009年《国家发展改革委关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》（发改能源[2010]1205号）国家发展改革委2010年《国家发展改革委关于规范煤化工产业有序发展的通知》（发改产业[2011]635号）国家发展改革委2011年《煤炭深加工示范项目规划》（征求意见稿）《煤炭深加工产业发展政策》（征求意见稿）国家能源局2012年3月《天然气利用政策》（发改委令第15号）（自2012年12月1日施行）国家发展改革委2012年11月《关于依托煤炭深加工示范项目开展技术装备自主化工作的通知》（科技司函[2013]28号）国家能源局2013年4月《大气污染防治计划》国务院2013年9月政府核准的投资项目目录（2013年本）(国发〔2013〕47号）国务院2013年12月9、国家政策导向？严控审批有序示范9、国家政策导向？核心内容——严格管理，控制审批发改产业[2011]635号：加强项目审批管理。禁止建设以下项目：年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，年产100万吨及以下煤制甲醇项目，年产100万吨及以下煤制二甲醚项目，年产100万吨及以下煤制油项目，年产20亿立方米及以下煤制天然气项目，年产20万吨及以下煤制乙二醇项目。上述标准以上的大型煤炭加工转化项目，须报经国家发展改革委核准。政府核准的投资项目目录（2013年本）煤制燃料：年产超过20亿立方米的煤制天然气项目，年产超过100万吨的煤制油项目由国务院投资主管部门核准。化工：年产超过50万吨的煤经甲醇制烯烃项目，年产超过100万吨的煤制甲醇项目，新建对二甲苯（PX）项目，由国务院投资主管部门核准；新建二苯基甲烷二异氰酸酯（MDI）项目由国务院行业管理部门核准。9、国家政策导向？《煤炭深加工示范项目规划》《煤炭深加工产业发展政策》（征求意见稿）1、定义。煤炭深加工是以技术创新为手段，通过对煤炭加工转化多种单项技术进行耦合、集成，联合生产多种清洁燃料、化工原材料以及热能、电力等产品的产业，是实现煤炭资源的综合利用，提高煤炭转化效率，促进煤化工产业结构调整和优化发展的重要途径。2、正视行业发展阶段。“十二五”期间尚不具备大规模发展现代煤化工产业的客观条件，主要任务是通过一批示范项目建设，开发出清洁高效的煤炭加工转化技术和产业发展模式，而不是单纯的大规模产能建设。3、示范项目准入条件。（能效、煤耗、水耗三项指标）4、技术装备重点示范内容。示范项目都要承担一定的示范任务。5、重点任务。（1）技术自主创新。扩大工程化示范规模，完善工艺技术和装备，促进技术升级和新技术产业化。（2）提高能源资源转化效率。单项技术耦合集成，提高不同产业深度融合，组建新的生产组织模式。（3）提高生态环境经济效益。严格控制污染排放，积极推进清洁生产，加强资源综合利用。9、国家政策导向？《煤炭深加工示范项目规划》《煤炭深加工产业发展政策》（征求意见稿）6、项目布局。选择原则（1）符合产业示范方向；（2）在煤炭净调出省（区）布局；（3）项目业主具有较强实力；（4）项目配套条件好；（5）各项指标达到示范要求；（6）合理和节约利用资源。《示范项目规划》提出了新疆、内蒙、陕西、山西、宁夏、安徽、云南、贵州、河南等省份的十一个煤制气、煤制油、煤制烯烃示范项目。目前看来，基本按照该规划思路执行。9、国家政策导向？2014年2月，国家能源局专家咨询会对煤制油、煤制气达到共识：

一是不可原地踏步停止发展。煤制油、煤制气符合我国国情，是在“富煤、贫油、少气”的资源条件下，保障油气供应安全和推动能源结构调整的迫切需要和现实选择。

二是不能遍地开花过热发展。我国大部分富煤地区水资源缺乏、生态环境脆弱，煤制油、煤制气对资源环境条件要求高，应定位于国内油气供应的重要补充，科学把握发展节奏，严格控制产业规模。

三是禁止违背规律盲目发展。要做好“六个坚持”，禁止产业盲目发展和无序建设。坚持清洁高效转化，制定并执行严格的技术准入指标；坚持示范先行，近期重点组织实施好示范项目；坚持科学合理布局，优先在新疆、内蒙古等煤炭资源丰富、综合配套条件好的地区发展；坚持“量水而行”，以实际可用水量确定产业规模；坚持自主创新，推广应用具有自主知识产权的技术装备；坚持多元化替代，推动多种替代路线的示范。一、现代煤化工产业发展现状二、现代煤化工产业焦点问题三、现代煤化工产业发展前景发展环境发展重点内容提纲1、发展环境原油。我国原油消费从1980年不足90千克/人逐步提高到2012年350千克/人，目前相当于世界平均水平的60%。天然气。2012年，世界天然气平均消费水平接近500立方米/人，美国长期保持在2000立方米/人以上，日本天然气消费水平快速提高，从1970年20立方米/人提高到2012年923立方米/人，我国仅为107立方米/人。按照2020年到达2012年世界平均水平计算，我国石油和天然气需求分别将达到7.5亿吨和6800亿方。（一）能源消费持续增长1、发展环境目前我国石油对外依存度已接近60%.进口主要通过霍尔木兹海峡和马六甲海峡。天然气对外依存度已超过28%，未来还将提高。石油和天然气进口不确定性越来越大，付出的政治和外交成本越来越高，境外油气资源安全供应日益成为我国能源安全的薄弱环节。克里米亚事件和乌克兰事件、欧洲天然气供应给我国进口天然气敲响了警钟。（4月1日起，乌克兰从俄国进口天然气价格上升79%，从268美元上涨到480美元。——煤炭清洁转化是保障我国能源安全和国家安全的现实选择（二）能源安全受到高度重视1、发展环境中国煤炭工业协会预计2020年我国煤炭消费量将达到48亿吨左右，仍占我国一次能源消费量的60%以上。“十三五”我国煤炭市场供应较为充足。预计至十三五末，我国煤化工中煤制甲醇、天然气、合成油和乙二醇产业消耗煤炭将达到50000万吨，其他传统煤化工方向（合成氨、电石等）消耗煤炭将达到20000万吨，总计耗煤量约占当年煤炭总消费量48亿吨的15%。未来我国至“十三五”末煤炭消费增量约为10亿吨，而东部地区煤炭消费不增反降，需要在2012年基础上至少削减8000万吨煤炭消费量，因此西部地区煤炭消费量将净增约10亿吨左右。煤化工产业用煤量净增4.5亿吨，占西部煤炭消费净增量10亿吨的45%，这一比例是合适的。且煤化工项目基本自身配套有煤炭资源。（三）煤炭产能充足，用煤有保障1、发展环境

发展煤化工产业必须选择煤水组合条件好的地区。未来煤化工产业增量主要分布在鄂尔多斯盆地地区、蒙东地区、新疆准东地区、新疆伊犁地区。鄂尔多斯盆地地区现有项目全部实施需要新增4.5亿吨/年用水量。该区域用水主要来自黄河，水资源非常紧张。将根据项目实际进度合理分配水权。新疆准东地区通过建设引水工程，目前300亿方/年煤制天然气项目用水基本可以保障，未来再建设大型煤化工项目的潜力较小。呼伦贝尔地区可用水资源相对丰富。呼伦贝尔煤化工现有项目少，伊敏河年径流量约10亿方，且已配套建设控制性水利工程，可以满足大型煤化工项目需要伊犁地区水资源充沛，伊犁河年径流量约147亿方，目前利用率不足30%，可