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1、1.1行业整体规模保持增长截至“十三五”末，我国煤制油产能达到823万ta,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m3a,与2015年度相比增加了20亿m3,增幅为64.4%；煤（甲醇）制烯燃产能达到1672万ta,与2015年度相比增加了844万3增幅为101.9%；煤（合成气）制乙二醇产能达到597万ta,与2015年度相比增加了367万3增幅为159.6%。其中，燥（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
2、制烯燃配套的甲醇产能）产能约9230万3与2015年度相比增加了2730万t,增幅为42%。见图1(0w道1000080006000400020000图1“十三五”现代煤化工产能变化情况1.2生产运行水平不断提高投产的现代煤化工项目不断完善工艺系统，优化工厂操作，加强工厂管理，提高运行稳定性，多数项目已具备安稳长高运行能力，成本得到有效控制。产能利用率稳步提高。“十三五”期间，我国现代媒化工各子行业的产能利用率逐渐提高，2019年分别达到煤制油71.9%、煤制天然气84.6%、煤制烯炫85.9%、甲醇制烯煌74.1%、煤制乙二醇72.5%、煤制甲醇86.0%。2020年由于受新冠疫情和低油价的
3、双重影响，煤制油、煤制烯燃等开工率和产量均同比下降。资源利用水平不断提高。煤制油、煤制天然气、煤制烯燃项目的原料煤耗、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、煤制天然气工厂己通过72h标定。以媒制油为例，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56.8tt产品，能源转化效率达到43%以上。1.3综合技术水平国际领先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、燥间接液化、甲醇制烯燃、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
4、国际领先。大型煤气化技术己实现规模化发展。气流床气化技术单炉投燥量规模己达3000-4000td,固定床气化技术单炉投煤量规模已达100Ot/5,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
5、。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30Od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。甲醇制烯炫技术经商业验证成熟可行。自主化甲醇制烯燃技术己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DMT0、DMTe）-H技术和中国石化SMTo等为代表的一批国内自主甲醇制烯燃科研成果，己成功在大型煤制烯燃项目中示范应用。为更进一步提升煤制烯燃资源能源利用效率，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，吨烯燃甲醇消耗降至2.653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
6、气一步法制取低碳烯烧技术，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己达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Ua增加到10万t/a；单台乙二醇合成反应器产能由5万Va扩大到10万t/a。加氢催化剂寿命由平均200Oh增加到5000l能耗由30t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己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燃
7、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“百万吨级烯燃（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。1.4清洁生产和环保水平不断提高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，国内酚氨回收工艺己经成熟，可以保障煤制天然气项目稳
8、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，部分项目己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。现代煤化工产业碳排放现状分析2.1现代煤化工产业碳排放特点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/T32151.102015),化工生产企业的温室气体排放为各个核算单元的化石
9、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。碳流入化石燃料燃料燃烧原料其他碳包化合物C=82气体作原料匚二七电力输入匚=热力输入匚二碳流出种产施各生设主产品、联产产品1.副产品到第三方其他含碳输出物CO2排放至大气广三!IV）CoJ“I收外供co?现场同收门川一匚二二）电力输出核算单兀E=热力输出I图2化工生产企业分核算单元的碳源流识别示意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
10、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C02,少量碳元素随灰渣流失；作为燃料时，燥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CC）2,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，因而媒化工生产过程具有节碳能力。目前我国现代燥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、煤制烯烧、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。*ncCOHjOH2气化生成e,QjuEhH分I1
11、.作力找气去台廿必CH,.Mft*岗或味气化特“产梅r甲醉介成J惮烧化*ttKc此”州分)公Wnje电*1.KCO:,WftcKtcO搏式放空单解含C乙FaC*McWyitCJGftCXBzCftcM4AC1.PG含Ca(mac#Ct*Ac,以COg大放型WKftC图3以煤气化为龙头的煤化工生产过程的碳流向示意2.2现代煤化工碳排放现状以鄂尔多斯盆地煤制烯燃项目为例，估算煤制烯煌企业碳排放系数。装置规模为180万Va煤制甲醇、70万t/a甲醇制烯烧，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、甲醇精储、DMT0、聚乙烯、聚丙烯以及配套锅炉、热电联产等公辅
12、工程。煤制烯燃产品温室气体排放系数核算如表1所示。表1典型工艺煤制烯免产品温室气体排放系数核算表源类别CO2排放量/(tt1)备注化石燃料燃烧碳排放4.883烟煤工业生产过程碳排放碳输入9.504碳输出产品（主产品、副产品）3.726三废固定（渣、尘、污泥）0.648综合利用输入-输出5.13CC）2回收利用量0无企业净购入电力的碳排放0.49企业净购入热力的碳排放0热电自给单位产品温室气体排放总量10.51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。按此方法并选取典型工艺，分别测得典型现代煤化工产品的碳排放系数
13、如图4所示。现代煤化工产品中，煤制甲醇的单位产品CC）2排放量最低，这主要是由于其工艺流程较短，公用设施也较少；煤制烯燃的单位产品C02排放量最高，主要是由于其工艺流程较长，公用设施也较多。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3.2亿3约占石化化工行业排碳量的22.5%。在现代煤化工产业中，燥制烯燃碳排放约占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（不含煤制烯燃中甲醇）碳排放占比最大，约52.8%。2020年各产品路线排碳
14、占比如图5所示。图52020年现代煤化工产业碳排放分布情况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。3现代煤化工产业碳减排、碳中和方案探讨3.1深入推动产业结构调整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，
15、在原料结构中的比重不断上升。特别是以煤制烯煌为代表的大型上下游一体化项目的建设，使我国燥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。燥制乙二醇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。3.2存量企业持续推进系统优化，实现节能减排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，
