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刘林:二氧化碳“变”汽油,点亮这棵科技树对中国意味着什么
关键字: 二氧化碳汽油煤炭煤炭工业环保三 中国的煤化工发展现状与趋势
中国的煤化工起步非常早,1955年就建成了第一套煤制油装置。其后的漫长时期,中国的发展在持续追踪国际前沿水平。进入21世纪,中国煤化工产业投入力度迅速加大,并在2010年后进入井喷期。从第一套大型师范装置投产(2010年12月投入运营,2011年1月有商品量出来)至今,短短6年的时间,中国煤制烯烃规模迅速扩张,占比超过20%,煤制油、煤制天然气等也迅速增长。
图1 中国煤制油产能增长趋势
图2 中国煤制烯烃产能增长趋势
图3 中国煤制乙二醇产能增长趋势
十二五期间中国煤化工发展迅速,至2016年底,煤制烯烃产能已达1135万吨/年,十三五期间在建产能巨大,且重心有转向煤制油的趋势。预计十三五结束时中国煤制烯烃产能将达到2860万吨/年,煤制油将达到1300万吨/年,煤制天然气170亿m³/年,煤制乙二醇893万吨/年。此外还有副产LPG、丁辛醇、碳四碳五、MTBE等,总产能逾200万吨/年。
除国际油价仍然低迷这一不利因素外,中国煤制油气行业面临一系列利好:低廉的原料和能量价格、项目环评审批重启、核准程序简化、设备国产化以及钢材价格低廉降低了项目投资。现阶段建设的煤制油气项目,将在未来油价回升之时享受优秀的利润水平。政策层面也支持煤化工行业继续发展。
四 煤化工碳税隐忧
人类活动每年排放CO2近300亿吨,约20亿吨被海洋吸收,陆地生态系统吸收7亿吨左右,人工利用不足10亿吨。控制CO2排放、减缓温室效应已成为各国共识。中国作为碳排放大国,在其中扮演者重要角色。在这种背景下,煤化工的发展面临隐忧:一旦开征碳税,煤化工产业将如何应对?
如前所述,中国的煤制烯烃、煤制油已成规模,CO2排放量也极为巨大。吨烯烃产品CO2排放10.5-15吨(含动力煤排放),吨油CO2排放6-7吨。煤制油排放的CO2浓度很高,可达90%;煤制烯烃的CO2排放浓度也较高,本身是适合收集的。但受制于技术、成本等诸多因素,目前CO2的固定和利用较为有限。
参考VOC排放的收费趋势,假设开征碳税,排放税费为30-50元/吨,则煤制烯烃项目将为此承担315-750元/吨的额外成本,煤制油项目承担的税费180-350元/吨。在大宗化学品利润趋于微薄、煤制油目前无消费税优惠尚不能盈利的情况下,如此沉重的税费负担无疑将制约煤化工的发展。
正因如此,若文章开头的技术能够成功实现商业化,那么煤化工所面临的核心问题将得到解决。
但据业内专家介绍,目前市场对该新闻反应较为平淡,原因主要有二:
首先是这项技术没有大型试验装置,业内人士对于具体技术的突破并不十分在意。即便这项技术能够实现和推广,也需要较长的过程,故短期业内对此关注度有限。作为对比,刘中民院士领衔开发的煤制乙醇技术,由于已经在20万吨/年的试验装置成功运行,业内已经认可这项技术的前景。
其次,该技术的推广面临一系列困难,比如氢气资源的获得。目前氢气资源几乎全部用于化工领域,市场上没有冗余量。
化学工业所需的氢气,主要来自于石脑油裂解和其他轻烃裂解制烯烃过程,前者获得的氢气全部用于配套的下游化工领域,如聚氨酯等;后者通常会产生富裕,供应其他领域。但由于中国的乙烷资源有限,乙烷丙烷裂解规模相对于化工行业总的规模来说较低,有限的烷烃裂解装置产生的富裕氢气远远不能满足未来煤化工配套的CO2加氢制汽油的需要。
综上所述,中国的煤化工产业意义重大、进展迅猛,但面临隐忧,而CO2加氢制汽油的工艺可能是解决这一潜在威胁的手段。
补充1:
关于煤化工,常见的问题如下
1. 煤化工产品品质问题
目前煤制烯烃处于产业链的低端,但这属于产业发展阶段问题,不是工艺路线问题,不存在不可逾越的壁垒。可以参考焦化加氢苯和石油苯(包括甲苯、二甲苯),在10年前加氢苯(甲苯、二甲苯)完全不具有与石油苯相提并论的可能,但目前各种指标已经极为接近,只有极少数下游领域外绝大多数下游领域已经都能使用。
2. 煤化工的污染问题
目前煤化工的吨产品二氧化碳排放远高于石油化工产品,其他三废的排放也偏高。其中二氧化碳排放尤为严重,目前吨烯烃二氧化碳排放13-15吨(含动力煤消耗)。本身环境不友好,且一旦开征碳税,煤化工的经济性将大打折扣(假设税率为30元/吨,则吨烯烃碳税负担为390-450元)。
但是同上,这是产业发展阶段问题,不是工艺路线问题。在现有条件下是有解决路径的,无非是经济性的问题。
石油化工在发展初期也给人傻大黑粗的感觉,但发展至今污染物排放已大为减少。
3 现在的煤化工能够盈利是因为政府补贴。
煤化工整体上是行业行为,符合国家战略,但国家层面给予的补贴,相对于其巨大的投资规模而言,补贴是非常有限的。目前力度比较大的是煤制油免征消费税,但免征期间仅有5年。
4 煤化工项目都是亏损的
煤化工项目对煤炭价格确实是敏感,如下图所示:
大唐、神华等项目已经运营5-6年,时间已经足够长,经济性已经得到了验证。行业存在盲目上马的工程,但整体经济性是不错的。
去年年底到今年一季度,在低油价、高煤价的双重压力下,中国煤制烯烃项目仍普遍维持高负荷运行,并且盈利性均较好,可见煤制烯烃的经济性经得起考验。
煤化工项目的经济性较差,很重要的原因是单位产能投资巨大,相对于石油化工,煤炭气化装置作为前处理阶段,投资额非常巨大,且运营成本也非常高。以最核心的烯烃为例,煤化工吨烯烃产能投资大约48亿元,石油化工仅35亿元,烷烃裂解仅25亿元。而煤化工项目集中在内蒙、陕西、宁夏、新疆等地,而市场却集中在华东、华南,物流成本更高。综合导致在同样的产品收益条件下,煤化工的投资回收期更长。
从内蒙到华东,物流成本比华东工厂高400-500元/吨。
补充2:
十三五期间煤炭深加工建设重点:
煤制油项目:宁夏神华宁煤二期、内蒙古神华鄂尔多斯二三线、陕西兖矿榆林二期、新疆甘泉堡、新疆伊犁、内蒙古伊泰、贵州毕节、内蒙古东部。
煤制天然气项目:新疆准东、新疆伊犁、内蒙古鄂尔多斯、山西大同、内蒙古兴安盟。
煤炭分质利用示范项目:陕西延长榆神煤油电多联产、陕煤榆林煤油气化多联产、龙成榆林煤油气多联产,江西江能神雾萍乡煤电油多联产等。《能源发展“十三五”规划》所提出的煤制油、煤制天然气生产能力目标,以及上述一系列重点项目清单,表明政策层面支持中国煤制油气项目(CTL & SNG)建设在十三五期间继续推进,对相关行业意味着良好的市场机遇。
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