所謂煤炭分質利用，就是根據煤炭的物質構成及其物理化學性質，首先采用中低溫熱解技術對煤炭進行分質，將煤熱解成氣、液、固三相物質，然后再根據各類熱解產物的物理化學性質有區別的進行利用，梯級延伸加工，生產大宗化工原料和各類精細化學品。

受國際石油價格大幅下跌和煤化工競爭力減弱影響，社會各界對煤化工質疑之聲漸近漸強。甚至連此前已基本被各方接受并被業內寄于厚望的五大現代煤化工產品，也因成本倒掛遭到投資者冷遇——自去年四季度以來，有的企業取消了建設現代煤化工項目的計劃，有的放緩了煤化工項目建設進度，有的則安排剛剛建成投產的煤化工項目“大檢修”或低負荷運行。但就在煤化工行業普遍趨冷之際，記者調查發現，此前并不太耀眼的煤炭分質利用悄然受到各方關注和投資者青睞。

政策始終對煤分質利用不離不棄

梳理近10年國家對煤化工的態度和政策，大體可以概括為時緊時松、飄忽不定、方向不明。

2006年7月7日，國家發改委發布《關于加強煤化工項目建設管理，促進產業健康發展的通知》還表示要“適時啟動大型煤制油品和烯烴工程建設”，但到2008年9月4日，國家發改委下發《關于加強煤制油項目管理有關問題的通知》就要求：除神華集團在內蒙古和寧夏的兩個煤制油示范項目外，其他煤制油項目一律叫停。

這之后的2009年5月18日國務院辦公廳下發《石化產業調整和振興規劃》、2011年3月23日國家發改委下發《關于規范煤化工產業有序發展的通知》，都是對煤化工項目收緊的架式。

但到了2013年3月至2014年7月，國家忽然又對煤化工項目“開閘放水”——國家發改委一氣兒給合計24個現代煤化工項目發放了“路條”。2014年5月23日，國家發改委、能源局和環保部聯合發布《能源行業加強大氣污染防治工作方案》更明確提出：到2015年，煤制氣供應能力達到90億立方米，2017 年達到320億立方米，2020年達到500億立方米。

然而，正當業界高興地以為國家對煤化工的太度由嚴趨松，摩拳擦掌地準備放手一搏時，2014年 8 月 20 日，國家發改委發布的《西部地區鼓勵類產業目錄》，卻再次給煤化工行業澆了一盆冷水——在該《目錄》中，不僅傳統煤化工未被提及，甚至被業界追捧的五大現代煤化工也未列入《目錄》。

不過，有心人還是發現：雖然國家對煤化工的態度飄忽不定，卻始終在支持煤炭分質利用的發展。其主要表現在此前發布的《產業結構調整指導目錄（2011年本）》和《中西部地區外商投資優勢產業目錄（2013年修訂）》，均分別將“煤焦油深加工”和“焦炭副產品綜合利用”列入“鼓勵類”，甚至在最嚴格的《西部地區鼓勵類產業目錄》中，仍將“15萬噸/年及以上單套無水煤焦油深加工”列入其中。而煤焦油深加工或綜合利用，均屬煤炭分質利用的重要組成部分。

2015年1月12日，國家能源局、環保部、工信部聯合下發的《關于促進煤炭安全綠色開發和清潔高效利用的意見》亦指出：在條件適合地區，積極推進煤炭分級分質利用，優化褐煤資源開發，鼓勵低階煤提質技術研發和示范，推廣低階煤產地分級提質，提高煤炭利用附加值。并要求到2020年，低階煤分級提質核心關鍵技術取得突破，實現百萬噸級示范應用。

多位參與《煤炭“十三五”規劃（草案）》和《能源“十三五”規劃（草案）》編制工作的專家向記者透露，綜合考慮國內外資源供給、經濟效益與環境影響情況，“十三五”期間，我國現代煤化工規模將被嚴格控制。其中，煤制油、煤制烯烴和煤制天然氣實際產能將比預計產能壓縮一半以上。但對煤炭分質利用卻繼續給予支持。

“在煤化工政策日益從嚴的背景下，國家依然給予煤炭分質利用開啟綠燈，表明其發展方向符合國家相關要求，技術路徑和項目的經濟、環保、清潔、高效與節能減排效果得到了高層認可，后期有望在政策呵護下獲得長足發展。”延長石油集團總經理助理李大鵬對記者說。

各路技術突破可支持煤分質利用

在政策始終不離不棄的同時，關鍵技術的相繼突破也使得煤炭分質利用有了較強技術支撐。

據全國人大代表、陜煤化集團黨委書記華煒介紹，煤炭分質利用主要由煤熱解提質、煤氣凈化利用、煤焦油深加工 , 以及潔凈煤（提質煤或焦炭）轉化4部分構成。

目前，無論是生產半焦過程產生的劣質煤氣（也叫荒煤氣）的凈化、提純、制氫技術，還是高溫焦爐煤氣的凈化與資源化利用技術，國內均已完全掌握，且全部實現工業化應用。其中，僅運行的焦爐煤氣制氫、焦爐煤氣制甲烷（或LNG）、焦爐煤氣制甲醇、焦爐煤氣制合成氨，以及焦爐煤氣發電等裝置已有近百套。

煤焦油深加工方面，我國不僅掌握了高溫煤焦油提取40余種精細化工產品技術，還掌握了高溫煤焦油加氫制取柴油 + 石腦油 + 液化石油氣技術。同時，形成了“陜煤-榆林版煤制油”成套技術和工藝包。2014年，我國煤焦油深加工能力已經超過3000萬噸 /年，居世界首位。

2013年4月27日，陜煤化集團神木富油能源科技有限公司開發的中/低溫煤焦油全餾分加氫多產中間餾分油成套工業化技術（FTH），因解決了煤焦油中瀝青質、膠質難以加氫轉化的世界性難題，且煤焦油加氫液體總收率高達98.3%，所得油品中的尾油富含制備潤滑油基礎油的稀缺原料環烷烴，整個技術具有投資少、收益高、流程短等特點，而被專家鑒定為“世界首創，居領先水平”。

另外，延長石油集團、上海新佑能源科技有限公司等企業，均成功開發了各自的煤油共煉技術。其中，延長石油集團在榆林靖邊建設的全球首套45萬噸/年煤油共煉工業化裝置，已于2015年1月30日投料試運行，目前正在消漏補缺、優化參數、逐步提升原料中煤炭比例。由于該裝置所用原料為煉廠難以加工處理的減壓渣油與粉煤的混合物，一旦實現油/煤1:1穩定運行，將標志著我國不僅掌握了煤油共煉工業化技術，也掌握了煤焦油、稠油、減壓渣油等劣質油深加工技術。

“制約煤分質利用的瓶頸——末煤大型熱解提質技術也取得了重大突破。”國家能源煤炭分質清潔轉化重點實驗室主任尚建選的話更加令人振奮。

據他介紹，由陜煤化集團主導建設的國家能源煤炭分質清潔轉化重點實驗室2012年9月成立以來，集中優勢資金、人才、智力資源，對制約煤炭清潔高效利用的前瞻性、戰略性、系統性難題持續攻關，開發了一系列國內前沿技術。其中，針對煤熱解提質的研究就開發了6條工藝路徑，包括回轉窯在內的3條煤熱解提質工藝現已完成中試，正在進行工業化放大試驗。

煤炭分質利用方面的好消息遠不止這些。

據李大鵬介紹，延長石油集團碳氫高效綜合利用技術研究中心歷時一年半開發的全球首創粉煤加壓熱解制油及半焦氣化一體化技術（CCSI），由煤氣化、粉煤熱解和煤焦油VCC加氫3個核心單元耦合而成。其巧妙之處在于：聯合裝置下段的流化床氣化爐與上段的提升管式粉煤熱解裝置連接互通，以氣化爐產生的1100℃合成氣為熱載體，進入聯合裝置上段裝填有冷煤粉的提升管，2秒內即可加熱煤粉至600℃左右，使煤焦油等輕質組分與固定炭分離，從而最大限度減少熱量損失和能源消耗。

記者了解到，CCSI技術現已完成日投煤量36噸中試，其煤焦油收率可達 15%以上（干煤基），是現有煤干餾技術的近2倍，煤焦油熱轉化率高達99.96%。整個流程幾乎無二氧化硫、硫化氫、氮氧化物等染污廢氣排放。

另據上海新佑能源科技有限公司董事長韓保平介紹，浙江大學循環流化床煤炭分級轉化多聯產技術、北京柯林斯達科技有限公司帶式爐改性提質技術、大唐華銀電力有限公司與中國五環工程有限公司合作開發的潔凈煤技術（LCC）工藝，以及廣東肇慶市順鑫煤化工科技有限公司開發的褐煤熱溶催化等諸多煤炭分質利用技術，目前均已完成中試，正在建設大型工業化示范裝置。

“煤分質利用具有資源利用充分、能量轉化率高、過程排碳少、經濟效益好等特點，是煤炭清潔高效利用的最佳途徑之一。如果相關技術實現工業化并相互取長補短、耦合優化，其發展前景將十分廣闊。”中國工程院院士謝克昌、中石油教授級高級工程師門存貴等專家這樣表示。

多家企業試水煤分質利用并獲利

而在陜煤化集團常務副總經理尤西蒂看來，除政策眷顧和技術突破外，項目投資收益高是煤分質利用被投資者熱捧的最重要原因。

據尤西蒂介紹，在分質利用過程中，對那些含油率較高（干煤含油 5% 以上）的低階精洗煤，通過干餾，可獲得氣（煤氣）、固（焦炭）、液（煤焦油）3種不同形態的產品。其中，煤氣既可作為制氫、天然氣及化工生產的原料，也可脫硫脫氮后直接燃燒發電；煤焦油可提取苯、酚、吡啶等幾十上百種精細化工產品，或加氫制取柴油、石腦油等清潔液體燃料；脫除了揮發分等輕質組分，以及氧、硫、氮、磷等雜質的焦炭，熱值更高，也更加清潔，既可用作鋼廠、化工、工業窯爐、工業鍋爐、建材等領域的原料和燃料，更是分布零散且無法集中經濟地脫硫、脫硝、除塵的民用領域的清潔燃料，市場前景十分廣闊。

2010年4月，陜煤化神木天元化工有限責任公司建成國內首套集年產135萬噸半焦、50萬噸中低溫煤焦油加氫制取石腦油、調和柴油于一體的煤分質利用示范裝置。其主要工藝流程為：洗選塊煤→中低溫干餾→半焦+煤氣+煤焦油；焦爐煤氣制氫；煤焦油→初級凈化分離→延遲焦化（除去膠質、瀝青質）→加氫裂解→石腦油 + 調和柴油 + 液化石油氣；半焦（蘭炭）→用于電石、鐵合金、化工等領域，以及煉鋼行業的高爐噴吹和民用。該裝置4年多的運行結果表明，整個過程的能源轉化率高達 70%，年均利潤超過2億元。

另一家煤炭分質利用示范企業——黑龍江七臺河市寶泰隆煤化工股份公司近幾年同樣取得了不俗業績。由于為傳統焦炭裝置配套建設了國內首套10萬噸/年高溫煤焦油加氫制取柴油+石腦油+液化石油氣工業化裝置，形成了集原煤開采、洗選、煉焦、焦爐煤氣制甲醇、煤焦油加氫、干熄焦電廠、供熱于一體的煤化工綜合企業。近兩年，在煤化工企業收益大幅下挫情況下，寶泰隆公司依然實現了平穩發展。2014年上半年，該公司焦爐煤氣制甲醇和燃料油及瀝青毛利率分別高達64%和65%，甲醇、粗苯、精制洗油及瀝青調和組分所得利潤分別占其利潤總額的27.5%、19.33%和38.04%。2014年1～9月，該公司實現凈利潤55442萬元，遠高于行業同期水平。

內蒙古慶華集團是國內又一家煤炭分質利用的代表。據該公司常務副總經理陳學偉介紹，慶華集團內蒙古工業園現已形成年產800萬噸潔凈煤、500萬噸焦炭、20萬噸焦爐煤氣制甲醇、20萬噸甲醇制芳烴、66萬噸煤焦油輕質化、10萬噸粗苯加氫、20萬噸己內酰胺、200噸碳纖維、1億塊粉煤灰制磚生產能力。建成了原煤→洗選→精煤+煤泥+矸石+中煤；精洗塊煤→生產焦炭；焦爐煤氣→甲醇→芳烴；中低溫煤焦油→輕質化→清潔液體燃料；高溫煤焦油→提取粗苯→加氫制取精苯→己內酰胺；煤泥+矸石+中煤→3×75噸/小時硫化床鍋生產蒸汽→自用蒸汽+取暖+發電；鍋爐爐渣+粉煤灰+自備礦山的生石灰+脫硫除塵產生的石膏→粉煤灰制磚等數條上下游互動的循環經濟產業鏈，做到了煤炭分質利用、能源梯級利用和資源高效利用，年回收利用焦爐煤氣10.8億立方米，節約標煤50萬噸，減少二氧化硫排放1.5萬噸。

另據記者了解，擁有500萬噸/年蘭炭、72萬噸/年中低溫煤焦油加氫、50×4 兆瓦荒煤氣發電，并建有石灰石、電石等配套設施的神木煤化工產業公司，不僅連續數年成為陜煤化集團化工板塊盈利狀元，也是全國煤化工企業盈利百強企業。2014年，在煤化工行業經營困難、虧損企業不斷增多的大背景下，該公司依然實現利潤2.5億元。

正是看好煤分質利用的綜合效益，近兩年，國內悄然掀起了煤分質利用項目投資熱。

2014年4月，寶泰隆公司發布公告，擬斥資34.23億元，建設以焦炭為原料，通過氣化、合成甲醇、甲醇脫水與聚合等途徑生產30萬噸/年穩定輕烴項目。神木天元化工有限公司則計劃于2015年，斥資40億～50億元，采用自有技術，建設一期60萬～100萬噸/年回轉窯粉煤熱解提質裝置，遠景目標是形成600萬噸/年粉煤熱解提質、120 萬噸/年煤焦油加氫生產能力。

春節過后，陜煤化集團神木清水工業園1000萬噸/年煤分質利用項目前期工作加快推進。按照規劃，該項目一期投資將超過400億元，建設規模為年產1050萬噸半焦（蘭炭）、212萬噸煤焦油加工、200萬噸燃料油、5.7億立方米天然氣、16萬噸瀝青焦、525兆瓦煤氣（劣質煤）發電、2萬噸液化石油氣及其他化工產品一體化裝置。后期再酌情啟動二、三期工程，最終將清水工業園打造成蘭炭—煤氣（劣質煤）發電—電石+熱力—煤焦油加工一體化、年產值超500億元的國家級煤分質利用示范基地。

另外，黑龍江七臺河隆鵬公司斥資8.2億元建設的煤焦化-焦爐煤氣制1.5億立方米天然氣、煤焦油加氫生產20萬噸油品+石蠟項目將在2015年啟動；延長石油集團總投資超100億元的神木安源化工有限公司煤分質綜合利用項目正加緊建設，其一期50萬噸/年煤焦油輕質化裝置年內將試生產。后期將采用CCSI技術，建設年產800萬噸半焦、100萬噸煤焦油加氫、300萬噸油品的“煤兩頭見油”示范基地。

記者粗略統計，算上新疆、內蒙古、陜西、云南、黑龍江等地其他項目，2020年前后，國內煤分質利用裝置年處理煤炭將達1.7億噸，項目投資總額逾3700億元。

大型化多聯產是分質利用的關鍵

盡管擁有天時地利人和的優勢，但有關專家提醒，煤分質利用的制約因素也不少。只有逐一徹底解決，才能真正獲得健康發展。

陜西省化工學會名譽理事長賀永德在接受記者采訪時指出，煤分質利用總體效率可達70%以上，是現階段所有煤炭加工轉化路徑中最高的。但其發展面臨四大考驗，一是目前所用熱解爐單爐處理能力普遍不足10萬噸/年，與集約化、大型化、低能耗的發展要求相悖；二是無論高溫冶金焦還是中低溫干餾所得的半焦，其產能均已嚴重過剩，價格持續下行，導致資源化利用煤焦油及焦爐煤氣所得的收益被焦炭產品的虧損吞噬，削弱了煤分質利用的盈利能力和競爭力；三是原料煤選擇范圍受到限制——無論從幾套裝置的實際運行結果還是理論推導看，只有當煤中含油率 5%以上（干基煤）時，煤分質利用才有顯著的經濟效益，這一先決條件，使得煤分質利用只能在陜西榆林、內蒙古中東部、新疆準東、哈密、云南、黑龍江等擁有褐煤或含油較高的低階煤的省區發展；四是國家對煤焦油加氫所得石腦油、柴油調和油等油品加征消費稅后，極大地削弱了項目盈利能力和競爭力，甚至可能使這一被各界看好的煤炭利用路徑遲滯不前，喪失發展機遇期。

煤液化及煤化工國家重點實驗室主任孫啟文亦表示，煤分質利用的確有資源利用充分、能量轉化率高等優勢，是煤炭清潔高效利用很好的途徑。其代表工藝“陜煤-榆林版煤制油”數套裝置近幾年運行結果亦表明，該工藝路徑具有顯著的經濟效益。但因熱解爐大型化、粉煤提質、熄焦及焦油加工過程產生的廢水處理難度大等問題尚未解決，將使該技術路徑的發展受到制約，項目的盈利能力也存在較大變數。

“目前業內寄希望于 CCSI技術，即將拔頭后的半焦與造氣、煤制油、煤制烯烴、煤制氣、煤制乙二醇、煤制芳烴等五大現代煤化工或燃煤電廠耦合。但這樣一來，整個裝置的工藝流程冗長、占地大、投資額激增，經濟上是否劃算，需要重新核算和評估。”孫啟文說。

對此，尤西蒂、尚建選、李大鵬等專家不約而同地表示，可通過煤基多聯產破解相關難題。

尚建選表示，業界之所以認為焦化尤其半焦行業污染嚴重，主要因為目前半焦企業規模普遍偏小、布局分散、對廢水、廢氣難以集中經濟地回收處理與利用。事實上，只要解決了煤熱解提質爐大型化難題，并堅持項目建設園區化、基地化、集約化原則，對生產半焦過程產生的“三廢”集中處理并資源化利用，污染問題與能耗偏高的問題就可徹底解決，甚至會使傳統的兩高一資行業，變為節能減排先鋒和煤炭綠色轉化與高效轉化的典范。

李大鵬則認為，CCSI技術能夠破解煤炭分質利用面臨的諸多難題。以采用CCSI技術生產油品為例。若建設年處理粉煤100萬噸的裝置，可熱解提取超過15萬噸煤焦油，通過懸浮床加氫裂化（VCC）裝置對其加氫裂解，獲得13.5萬噸清潔油品；再用熱解提質后的焦粉F-T合成油品20.5萬噸，全年可得油品34萬噸，加上硫磺、硫酸銨、液化石油氣等副產品，年產值超過28億元。而其投資強度只有煤間接液化或直接液化的60%，單位油品水耗降至5.5噸，全過程能源轉化效率超過70%。

至于半焦出路問題，據尤西蒂透露，在陜西省、榆林市、神木縣3級政府以及陜煤化集團積極推動下，京津冀魯等霧霾嚴重需要大幅削減煤炭消耗的地區已經基本接受了使用半焦的建議，并與陜西省相關企業簽訂了半焦供需柜架協議，擬采用脫除了焦油等輕質組分和硫、氮、磷等污染元素，熱值更高、更清潔的半焦替代原煤，用作當地民用及工業窯爐、鍋爐的燃料。若效果良好并得以在全國推廣，每年需要的半焦將達上億噸，徹底解決半焦銷售難題。

“由于半焦燃燒時長與無煙煤相近，而其有效利用率遠高于無煙煤，殘炭率僅為無煙煤的1/10，替代無煙煤潛力巨大。別的不說，僅京津冀地區民用煤若全部改用半焦，每年需求量就達6000萬噸，比用原煤減排二氧化硫40萬噸、減排氮氧化物30萬噸。”中國石油大學（北京）教授李術元亦對半焦市場的前景表示樂觀。

“應用我們的技術甚至不存在半焦銷售問題。”陜煤化集團神木天元化工有限公司董事長毛世強自豪地對記者說。

毛世強告訴記者，天元公司建設的20萬噸/年回轉窯粉煤熱解提質工業化試驗裝置已經運行數月。經過不斷改進和優化，該試驗裝置煤焦油收率可達9.13%（以干煤計）。這一結果較目前廣泛使用的塊煤中低溫干餾工藝提升近1/3。且所獲固體產品為潔凈提質煤而非傳統工藝的蘭炭。其最大優勢在于：可根據客戶對煤的可磨指數、揮發分等主要技術指標的不同要求，通過調整熱解溫度和時間進行調節控制，從而克服了傳統蘭炭或焦粉因可磨指數等參數達不到最佳研磨制漿要求難以被下游化工企業接受的問題，使得提質煤能夠經濟方便地用于電廠、煤化工、高爐噴吹、工業窯爐、民用取暖等領域，無銷售之憂。

目前，天元公司正籌劃建設60萬～100萬噸 /年回轉窯工業化示范裝置，成功后，將徹底解決制約煤炭分質利用的瓶頸——粉煤熱解、熱解裝置大型化兩大難題，使煤分質利用理念得到更廣泛認可，相關技術工藝得到推廣應用。

記者了解到，專家們擔心的對煤焦油加氫所得石腦油、柴油調和油加征消費稅降低了項目盈利能力問題，也有望得到較好解決——近幾年，煤焦油加氫、煤直接液化、煤間接制油相關企業均通過不同渠道，努力爭取國家稅收優惠。中國石化聯合會也在春節前將眾多煤制油企業的訴求書面上呈國家相關部委，認為煤焦油加氫制取油品屬固廢資源化利用；煤直接或間接液化屬戰略示范工程，建議暫勿對其加征煉廠相同的稅賦，以鼓勵煤焦油深加工和和煤制油示范項目建設與運營，夯實煤基油品的技術基礎。今年兩會期間，全國人大代表華煒聯名多位能源領域的代表，遞交了《關于減免煤基制油消費稅的建議》。記者剛剛獲悉，在各方共同推動下，國家有關部門已經開始對出臺煤基油品稅收優惠政策進行調研論證工作。

“如果煤基油品優惠政策最終出臺，相關技術陸續實現工業化，再加上現有項目顯著的經濟效益與節能環保效果的示范與引領，相信煤分質利用會吸引更多投資者認可、青睞，成為煤化工領域新的投資熱點，推動煤化工行業穩健發展。”尚建選信心滿滿地對記者說。