新形势下煤化工向何处去——安全保供、高质化升级与多能耦合低碳

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（来源：中化新网）

9月22日，在由石油和化学工业规划院主办的石化化工行业“十五五”高质量发展研讨会上，记者从能源化工处高级工程师常斐处了解到，煤化工既要继续发挥国内煤炭资源保障、化工原料供应的战略价值，同时还必须直面传统大宗产品竞争加剧、碳排放约束强化等挑战。我国煤化工产业正站在转型关键路口。

新形势下煤化工向何处去？常斐道出了自己与团队的研判——以产品结构升级为主线，走安全、高效、低碳协同发展之路，其中以绿电、绿氢为代表的多能耦合正成为最具想象空间的降碳新路径。

“双碳”目标下的煤化工：挑战与机遇并存

“‘双碳’目标为我国能源体系中长期转型提出了基本要求，并明确两条主线。”常斐表示，一是能源结构转型，比如2025年非化石能源消费比重目标值20%，到2035年达到35%；二是碳排放约束，相关政策提出，2027年全国碳市场要基本覆盖工业主要排放行业。

在此背景下团队研判，国内煤化工发展将存在4个方面的挑战与机遇：一是国际能源和产业链风险上升，我国油气对外依存度长期处于高位，煤化工立足国内煤炭资源，保障能源和重要化工原料供应的战略价值进一步凸显；二是传统大宗产品竞争加剧，依靠资源投入和规模扩张的盈利逻辑受到挑战，高端化、差异化产品供给不足；三是碳约束持续强化，倒逼行业进行存量改造和技术升级；四是煤化工与新能源耦合仍面临绿电错配、机制补偿等瓶颈，期望通过合理配置和系统协同实现降碳。

政策已然给出系列指引。在强化能源安全方面，《煤炭工业发展“十五五”规划》提出，推进内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、新疆准东、新疆哈密煤制油气战略基地建设，加快煤制油气产能的技术储备。在产业结构调整方面，20万吨以下乙二醇、100万吨以下甲醇被列为限制类；重点领域综合能源消费量达到50万吨标煤或煤炭消费量达到50万吨以上的项目，需由国家发展改革委实施监督审查，并同步开展碳排放评价。在低碳转型方面，绿电直联、工业微电网、煤化工与绿氢耦合等政策，为企业优化运营结构、开展低碳改造提供了实施路径。

安全价值依然突出 分产品属性落实保供

作为我国石化化工产业的重要补充，国内煤化工已形成完整产业体系。截至去年底煤炭转化能力达到3.3亿吨，年实际转化量3亿吨，可实现约1.5亿吨油气当量替代。在常斐团队看来，不同煤化工产品承担着差异化的产业使命。

“我们将主要煤化工产品分为3大定位，分别是产能和技术储备、核心供应主体和多元化供给重要组成。”她介绍道，“像煤制油、煤制天然气就属于产能和技术储备，需要持续提升供给能力、保障稳供；煤制合成氨、煤制甲醇属于核心供应主体，预计未来稳中有增，主要保障氮肥等基础原料供给；煤制烯烃、煤制乙二醇则属于多元化供给的重要组成部分，未来发展将侧重于提高质量和产品竞争力，拓展专用牌号和高性能聚烯烃应用，从淘汰小型装置向新建大型先进装置过渡。”

尽管定位不同，但各行业都亟需推动产业结构升级。为此，团队采用自下而上的思路，分析下游有增长潜力的终端需求，结合其对材料的关键要求反馈到煤化工产品，进而落脚到可以做的升级方向。

在煤制油特色组分精加工方向，团队认为通过精制分级和分离提纯，可生产脱蜡产品和α-烯烃等高附加值化工原料单体。目前国内脱蜡产能约占全球65%，宁煤万吨级α-烯烃工艺包已通过72小时考核，为产业化奠定了基础，高碳α-烯烃又可进一步聚合加氢生产合成润滑油（PAO），或经羰基合成生产高碳醇。2024年国内PAO消费量约为7万吨、进口约占80%；高碳醇消费量约为10万吨、进口量超过90%，进口替代空间明显。

在煤制烯烃高值化方向，她指出PE专用料进口替代已经放量，价格竞争同步增强，建议有限存量转产；PP专用料性能升级需形成实际效益，建议按装置条件发展专用牌号，与客户共同确定规格；“EVA看供给竞争、POE看单体和客户、PAN基碳纤维看材料制造能力。”她分析道，“具备后端工序技术的企业可以与专业的材料企业合作，根据目标用途确定性能等级和规模，然后再来判断自身适合参与哪些环节。”

在氨醇高值化方向，她逐一列举了具有发展前景的产品类目，并提出建议：“甲醇平台应以POM专用化和适配化学品为重点，乙醇需落实用途与完整成本，合成氨平台需关注电子级氨的纯化、检测、洁净充装和稳定交付，三聚氰胺则建议为存量装置提效、择优功能化。”

顺应绿色转型趋势 多能耦合打开降碳空间

“对煤化工项目来讲，电力、热力和原料都是可再生能源替代的主要环节。”常斐表示。团队对可能与煤化工有耦合机会的技术进行系统分析发现，从技术成熟度上看，绿电直联利用、电驱电锅炉、碱性电解水制氢等应用技术比较成熟；高温热泵、空气分离以及熔盐储热等技术，在煤化工中的应用还需要根据具体工况验证。

团队以某个百万吨级煤制甲醇项目为案例进行测算，结果显示，“绿电替代”的经济性主要取决于绿电到场电价与网电的比价关系。常斐表示，绿电替代不改变主体工艺，减排随有效核算比例线性增长，适合作为基础配置，不能单独支撑深度脱碳。另一种“绿氢耦合”路径则相对复杂。随着绿氢耦合比例不同，项目面临的改造复杂度和成本增加也不同，但减碳能力突出。根据该项目数据，约7%的耦合规模就涉及后端装置改造；17%可能涉及蒸汽以及余热利用系统的重塑；到50%—70%以上规模，副产氧可能因空分装置无法消纳，需要另找出路。此外，还有汽驱改电、绿电制热等方案。

“整体比较这几个路径：绿电直接替代对整体工艺改动小、成本能算明白；绿氢耦合当前成本较高，但长期减碳空间大；汽驱改电减碳效率较高，但后端涉及工艺转换，需要充分考虑；绿电制热更多是补充性手段。”常斐表示，“建议企业结合自身装置条件、绿电获取条件和改造计划，分步骤、分阶段实施。”