刘林：二氧化碳“变”汽油，点亮这棵科技树对中国意味着什么

【文/观察者网专栏作者 刘林】

5月4日，《光明日报》从中科院获悉，大连化学物理研究所孙剑、葛庆杰研究员团队发现了CO₂高效转化新过程，并设计了一种新型多功能复合催化剂，首次实现了二氧化碳（CO₂）直接加氢制取汽油。这则新闻观察者网也进行了转载，作为行业内新闻也引起了本人的注意，这里简单梳理煤化工的发展历程、现状与趋势，以及CO₂转化技术的意义。

一 煤化工简介

上世纪20年代，皇家威廉化工学院的费希尔和托普斯博士合作研究了煤炭利用技术并取得了成功，并于1930年发表了其科研成果，6年后实现了商业化应用。费希尔和托普斯所研究的工艺路线的主要反应过程被称之为“费托反应“（Fischer–Tropsch process）。主要包括以下几个过程：

德国石油匮乏而煤炭资源丰富，这项技术很快得到了推广。二次世界大战期间，利用该项技术生产的燃料占德国总产量的9%，占车用燃料的25%（还有一种观点认为高达2/3的液体燃料来自煤炭和天然气合成： John Ellis, World War Ⅱ：A Statistical Survey, New York: Facts on File,1993.）。日本在二战期间为了解决液体燃料不足的问题，也尝试了煤化工技术，利用中国东北丰富的煤炭资源生产汽油以满足其庞大的战争机器的需求。然而其尝试并不成功，即便在高峰时期日产量也不足百吨，与其庞大的需求相比不值一提。

二战结束后，南非当局为了摆脱对外部资源的依赖，继续尝试在这个方向点科技树。萨索尔公司在1955年建成小型费托合成油工厂SASOL-Ⅰ，1977年开发成功大型流化床Synthol反应器，并于1980年和1982年相继建成两座年产1.6Mt的费托合成油工厂SASOL-Ⅱ和SASOL-Ⅲ。1990年公司首次实现了浆态床费托合成技术的工业化，称为SSPD工艺。2006年Sasol公司与卡塔尔国家石油公司合作建设的以天然气为原料的Oryx工厂投产，产能30千桶/日。

皇家壳牌在20世纪70年代也开始了相关研究，并于1990年成功开发了SMDS工艺，。1993年5月，该公司的第一代技术在马来西亚的Bintulu建成了产能为12.5千桶/日的工厂。2003年更高效催化剂开发成功，Bintulu工厂改造后产能提高到14.7千桶/日。公司在卡塔尔建成了以天然气为原料的Pearl合成油工厂，产能140千桶/日。中国的煤化工发展与该企业合作也非常紧密。

埃克森公司也开发了相关技术，1990年首套中试装置成功运转，很快取得成功并与萨索尔分庭。

第一代费托反应（F-T反应，下同）解决了煤炭液化的问题，但缺陷也是显而易见的，主要包括以下方面：

1. 选择性差，轻质液体烃少、重质石蜡烃较多。其产物从C1到C100均有，选择性的理论极限为58%，实际第一代F-T反应选择性只有大约21%；

2. 耗水量大，煤气化阶段和主反应均消耗大量水，制成1吨烯烃消耗水数十吨（第一代难以考证，目前吨油耗水超过13吨，吨烯烃耗水接近30吨）

3. 反应过程放热量大，每转化1m³的合成气要释放约2.5MJ的热量，容易发生催化剂局部过热；

4. 二氧化碳及其他污染物排放量大。

其中第四个问题在早期并不是很严重的问题，在疾风骤雨的二战期间和核武阴云下的冷战，煤化工所释放的二氧化碳并未引起公众注意。但进入21世纪后，抑制温室效应、减少温室气体排放逐渐成为世界潮流，碳税呼之欲出——如果开征碳税，中国的煤化工行业每年将承担数百亿的税负。巨量的二氧化碳的排放无疑是制约煤化工发展的隐忧。

二 发展煤化工的意义

中国煤化工的兴起，是贫油、少气、富煤的资源禀赋，以及作为制造业大国对能源、化工原料的巨大需求决定的，化石能源清洁化的潮流也对这一进程起了推动作用。更具体地说，是以下几方面共同推动的：

首先是烯烃来源多元化需要。

乙烯、丙烯、丁二烯三种烯烃是塑料和橡胶产业的源头和基础，中国的烯烃主要来源于石脑油裂解，严重依赖原油。而中国原油不能自给，目前约60%依赖进口，在世界局势动荡的背景下，烯烃对石油的高度依赖显然不利于经济安全。有鉴于此，中国《烯烃工业——十二五发展规划》提出的烯烃原料多元化率达到20%以上的目标。由于煤化工的快速发展及丙烷脱氢装置的大量投产，在十二五结束的2015年底，中国煤/甲醇制烯烃(MTO)与丙烷脱氢(PDH)在乙烯/丙烯总产能中的占比分别达到20%和8.2%，实现了《规划》提出的目标。目前煤制烯烃在总产能比例仍在继续提高。

其次是解决煤炭行业产能过剩。

公开信息显示，截至2015年底，中国煤炭产能过剩10亿吨/年以上。随着风电、光伏等清洁能源的持续发展、进口天然气的持续增长，煤炭的消费量将进一步受到挤压，中国煤炭产能过剩将长期存在。大型煤制烯烃、油、气项目在长期享受低廉的煤炭供应的同时，也将为化解煤炭产能过剩做出贡献。

再次是煤炭价值的充分利用。

煤炭本身是各种复杂烃类的集合，仅作为燃料使用远远不能体现其内在价值。煤炭相对于石油价格低廉，通过煤化工将其转化为国民经济依赖的化工产品，可较为充分地利用煤炭资源。

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。