文/ 韩红梅
石油和化学工业规划院副总工程师
煤炭深加工是指以煤为主要原料，生产多种清洁燃料和基础化工原料的煤炭加工转化产业，具体包括煤制油、煤制天然气、低阶煤分质利用、煤制化学品以及多种产品联产等领域。
我国煤炭深加工于2002年开始产业化历程，经过18年的不懈努力，现已形成具有中国特色的产业门类。“十三五”期间，我国煤炭深加工抵御了油价低位运行的压力，总体维持了较平稳的发展态势。面向“十四五”，我国煤炭深加工产业面临着更加复杂的发展环境和更加严格的发展要求，必须审时度势，积极应对形势变化，深化产业发展基础，优化调整发展思路，谨慎把控发展节奏，争取长远和更好的发展。
1.取得的成绩
1.1行业规模平稳增长
截止2019年，我国已建成煤制油（直接液化、间接液化、煤油共炼）产能943万吨/年，煤制天然气产能51.05亿方/年，煤制烯烃产能882万吨/年，甲醇制烯烃产能614万吨/年，煤制乙二醇产能487万吨/年，总体呈现稳步增长态势。上述产能形成的原料煤转化能力约8300万吨标煤/年。
1.1.1煤制油产业化项目情况
截至2019年，我国煤制油共建成10个项目（装置），包括4 个16～18 万吨级示范项目、5个百万吨级示范项目、1 个煤油共炼项目，产能合计943万吨/年；另有已核准、在建的百万吨级示范项目2个，产能合计300万吨/年。我国煤制油产业化项目情况总结详见表1。
表1 我国煤制油产业化项目情况总结 单位；万吨/年序号项目名称项目规模项目地点项目状态
1神华鄂尔多斯直接液化项目一期一线108内蒙，鄂尔多斯2008年投产，运行中
2神华煤间接液化示范项目18内蒙，鄂尔多斯2009年投产，未运行
3伊泰鄂尔多斯间接液化项目16内蒙，鄂尔多斯2009年投产，运行中
4潞安长治间接液化项目16山西，长治2008年投产，运行中
5兖矿榆林百万吨级间接液化项目110陕西，榆林2015年投产，运行中
6兖矿榆林10万吨高温费托合成装置10陕西，榆林2018年投产，运行中
7国家能源宁东煤炭间接液化示范项目400宁夏，宁东2016年投产，运行中
8伊泰杭锦旗120万吨/年煤制化学品项目120内蒙，鄂尔多斯2017年投产，运行中
9潞安长治高硫煤清洁利用油化电热一体化示范项目总规模180其中一期100山西，长治一期2017年投产，运行中
10延长榆林45万吨/年煤油共炼装置45陕西，榆林2014年投产，运行中
11伊泰鄂尔多斯煤炭间接液化示范项目200内蒙，鄂尔多斯已核准，在建
12伊泰伊犁煤制油煤炭间接液化示范项目100新疆，伊犁已核准，在建
1.1.2煤制天然气产业化项目情况
截至2019年，我国煤制天然气共建成4个项目，产能合计51.05亿方/年；在建项目1个，产能13.3亿方/年，另有已核准项目2个，产能合计80亿方/年。我国煤制天然气产业化项目情况总结详见表2。
表2 我国煤制天然气产业化项目情况总结 单位；亿方/年序号项目名称项目规模建成规模项目地点项目状态
1大唐克旗煤制天然气示范项目 40一期13.3内蒙，克旗一期2013年建成，运行中；二期在建
2庆华伊犁煤制天然气示范项目55一期13.75新疆，伊犁一期2014年建成，运行中
3汇能鄂尔多斯煤制天然气示范项目16一期4内蒙，鄂尔多斯一期2015年建成，运行中；二期在建
4浙能新天伊犁煤制天然气示范项目2020新疆，伊犁2018年建成，运行中
5大唐国际阜新煤制天然气示范项目40
辽宁，阜新一期工程在建
6北控鄂尔多斯煤制天然气示范项目40
内蒙，鄂尔多斯2017年核准，准备中
7苏新能源和丰示范项目40
新疆，伊犁2016年核准，已暂停
1.1.3低阶煤分质利用产业化示范项目情况
低阶煤分质分级利用是煤炭中低温热解的产业升级。截止2019年，列入煤炭深加工产业范畴的低阶煤分质利用示范项目共5个，总体进度缓慢，没有项目建成投产。陕煤榆林煤炭分质清洁高效转化示范项目的一期一阶段180万吨/年乙二醇项目和二期一阶段粉煤热解120万吨/年项目于2019年7月开工，计划2021年6月建成投产。我国低阶煤分质利用产业化示范项目情况总结详见表3。
表3 我国低阶煤分质利用产业化示范项目情况总结单位；万吨/年序号项目类别规模（煤炭加工量）项目状态
1京能锡盟褐煤热解分级综合利用项目新建500停滞
2陕煤榆林煤炭分质清洁高效转化示范项目新建1500一期一阶段180万吨/年乙二醇项目和二期一阶段120万吨/年粉煤热解项目于2020年7月开工
3延长石油榆林煤提取焦油与制合成气一体化（CCSI）项目新建800完成工业试验
4陕西龙成粉煤清洁高效综合利用一体化项目新建1000缓慢推进
5呼伦贝尔圣山褐煤清洁高效综合利用示范项目新建400停滞
1.1.4煤/甲醇制烯烃
截止2019年，我国已建成煤制烯烃项目14个，产能合计882万吨/年；在建项目3个，产能合计190万吨/年；已建成甲醇制烯烃项目12个，产能合计614万吨/年；在建项目1个，产能60万吨/年。
我国煤制烯烃产业化示范项目情况总结详见表4。我国甲醇制烯烃产业化项目情况总结详见表5。
表4 我国煤制烯烃产业化示范项目情况总结 单位；万吨/年序号项目名称项目规模项目地点项目状态
1神华包头煤制烯烃项目（一期）60内蒙古，包头运行
2神华宁煤MTP项目（一期）50宁夏，宁东运行
3神华宁煤MTP项目（二期）50宁夏，宁东运行
4大唐多伦MTP项目46内蒙，锡盟运行
5延长中煤榆林能化煤制烯烃项目（一期）60陕西，榆林运行
6中煤榆林能化煤制烯烃项目60陕西，榆林运行
7宁夏宝丰煤制烯烃项目60宁夏，宁东运行
8陕煤蒲城煤制烯烃项目68陕西，渭南运行
9神华甘泉堡煤制烯烃项目68新疆，乌鲁木齐甘泉堡运行
10中石化鄂尔多斯煤制烯烃项目137内蒙，鄂尔多斯运行
11青海盐湖煤制烯烃项目33青海，格尔木运行
12延长延安能源煤制烯烃项目60陕西，延安运行
13中安联合煤制烯烃项目70安徽，淮南运行
14宁夏宝丰煤制烯烃项目（二期）60宁夏，宁东运行
15延长中煤榆林能化煤制烯烃项目（一期启动项目进行填平补齐工程）60陕西，榆林在建
16青海大美煤制烯烃项目70青海，格尔木在建
17宁夏宝丰煤制烯烃项目（三期）60宁夏，宁东在建
表5 我国甲醇制烯烃产业化项目情况总结 单位：万吨/年序号项目名称项目规模项目地点项目状态
1中石化濮阳MTO项目24河南，濮阳运行
2宁波富德MTO项目70浙江，宁波运行
3南京诚志MTO项目（一）30江苏，南京运行
4山东联泓新材料有限公司37山东，滕州运行
5神华榆林能化MTO项目60陕西，榆林运行
6浙江兴兴MTO项目60浙江，嘉兴运行
7阳煤恒通临沂MTO项目30山东，临沂运行
8中煤蒙大鄂尔多斯煤制烯烃项目60内蒙，鄂尔多斯运行
9江苏斯尔邦MTO项目90江苏，连云港运行
10富德常州MTO项目33江苏，常州运行
11南京诚志MTO项目（二）60江苏，南京运行
12久泰鄂尔多斯煤制烯烃项目60内蒙，鄂尔多斯运行
13康乃尔吉林MTO项目60吉林，吉林在建，暂停
1.1.5煤制乙二醇产业化项目情况
截止2019年，我国已建成煤制乙二醇项目23个，产能合计487万吨/年；在建项目4个，产能合计410万吨/年。我国煤制乙二醇产业化项目情况总结详见表6。
表6 我国煤制乙二醇产业化项目情况总结 单位：万吨/年序号项目名称项目规模项目地点项目状态
1通辽金煤乙二醇项目20+10内蒙古，通辽运行
2河南煤化新乡乙二醇项目20河南，新乡运行
3河南煤化濮阳乙二醇项目20河南，濮阳运行
4河南煤化安阳乙二醇项目20河南，安阳运行
5河南煤化永城乙二醇项目20河南，永城运行
6河南煤化洛阳乙二醇项目20河南，洛阳运行
7华鲁恒升乙二醇项目（一期）5山东，德州运行
8华鲁恒升乙二醇项目（二期）50山东，德州运行
9新疆天业乙二醇项目（一期）5新疆，石河子运行
10新疆天业乙二醇项目（二期）5+2×7.5新疆，石河子运行
11中石化湖化乙二醇项目20湖北，宜昌（枝江）运行
12河南鹤壁宝马乙二醇项目（一期）5河南，鹤壁运行
13安徽淮化乙二醇项目10安徽，淮南运行
14鄂尔多斯新杭能源乙二醇项目30内蒙，鄂尔多斯运行
15阳煤深州乙二醇项目22河北，深州运行
16阳煤寿阳乙二醇项目20山西，晋中市 寿阳县运行
17阳煤平定乙二醇项目20山西，阳泉市，平定县运行
18山东利华益利津乙二醇项目20山东，东营运行
19贵州黔希乙二醇项目30贵州，黔西运行
20新疆天智辰业乙二醇项目10新疆，石河子运行
21中盐安徽红四方乙二醇项目30安徽，合肥运行
22易高内蒙古三维煤化乙二醇项目20内蒙，鄂尔多斯运行
23内蒙古荣信化工乙二醇项目40内蒙，鄂尔多斯运行
24陕煤化彬长煤制乙二醇项目30陕西，彬县在建
25久泰鄂尔多斯乙二醇项目100内蒙，呼和浩特市在建
26新疆天业100万吨/年合成气制乙二醇一期工程60万吨/年乙二醇项目100新疆，石河子在建
27榆林煤炭分质利用制化工新材料示范项目180陕西，榆林在建
1.2行业产能利用率不断提高
建成的示范项目不断完善，优化工艺系统、工厂操作，加强工厂管理，运行稳定性不断提高，具备了安稳长高运行能力。2019年，煤制油整体产能利用度达到70%以上，煤制天然气整体产能利用度达到85%左右，煤制烯烃整体产能利用度达到86%左右，多数项目具备满负荷生产能力。
1.3产业体系综合能力全面增强
我国煤炭深加工领域形成了具有自主知识产权的煤气化、煤直接液化、煤间接液化、甲醇制烯烃、合成气制乙二醇等成套工艺技术，装备国产化率达到98%以上。神华宁煤建成了目前世界上单体规模最大的400万吨/年煤间接液化制油项目并实现高负荷运行。神华鄂尔多斯建成了世界上唯一的百万吨级煤直接液化项目并实现平稳运行。大唐克旗等煤制天然气项目逐步实现高负荷运行。以大连化物所DMTO、DMTO－Ⅱ技术和中国石化SMTO为代表的国内自主甲醇制烯烃科研成果已成功在大型煤制烯烃项目中示范应用。国内自主开发的合成气制乙二醇技术得到应用并不断提高技术水平，单台草酸酯反应器能力、单台乙二醇合成反应器均已达到10万吨/年，加氢催化剂寿命已提高到5000小时。煤炭深加工的技术研发、工程设计、建设管理、装备制造、工厂运行等经验和成果不断丰富，产业体系综合能力达到世界领先水平。
1.4资源利用和清洁生产水平不断提升
煤炭深加工主要类型的示范项目原料煤耗、工业水耗、综合能耗持续下降，能效持续提升，满足相关指标要求。典型的煤制油、煤制天然气工厂已通过72小时标定。
煤炭深加工示范项目的污染物治理技术水平不断提高，执行最严格的环保标准要求。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，粉煤气化工艺项目污水“近零排放”路线基本成熟。部分示范项目大气污染物排放已执行了超低排放标准。废渣综合利用率逐步提高。
2.存在问题2.1产业对能源低位价格的适应能力弱
煤炭深加工以煤炭为原料生产石化化工产品，与原油和天然气作为原料生产化工产品相比，存在着原料基础差、生产过程长、过程消耗大、三废产生量大、投资强度高的先天不足。当煤炭价格低时，原料成本足够低弥补了上述缺点；再加上石化化工产品价格水平较高，煤炭深加工产业具备经济性；而当石化化工产品价格走低、原煤价格居高不下时，煤炭深加工的经济性大打折扣。一般认为，在不考虑碳税的情况下，当国际原油价格分别高于45美元/桶、50美元/桶和60美元/桶时，煤制烯烃项目、煤制乙二醇项目和煤制油项目才具备成本竞争力，并且随着国际原油价格的走高，现代煤化工的成本竞争力不断增强。受国际油价暴跌影响，目前国内现代煤化工项目基本都在盈亏平衡点以下，经营非常困难。由于新冠疫情持续发酵对需求的压制，短期内国际原油供应过剩的矛盾难以得到根本改善，再加上页岩油开发核心技术水平的不断进步以及新能源技术的突破，中低油价或将成为常态，国内现代煤化工应对此轮油价暴跌冲击的难度远超此前，现有企业经营将面临长期压力。
2.2产业上下游一体化有待加强
向上游看，煤炭深加工产业起始于煤炭资源紧密配套，煤炭和煤化工项目统筹核算经济性。但随着煤炭行业推进市场化，煤炭企业更加倾向于煤炭和煤化工单独结算，则利润留给了煤炭生产环节，煤化工环节利润大幅压缩。向下游看，煤炭深加工的产品以大宗产品为主，但销售市场尚未得到充分开发，与“合作共赢”差距甚大，最典型的就是煤制油和煤制天然气。煤制油销售给加油站环节不能自主，价格被压低，不能体现优质优价；煤制天然气进入长输管线，接收价格和接收量都受制于人，对工厂运行构成不利影响。煤制乙二醇的市场接受程度也相对缓慢，主要靠低成本入市。
2.3产业发展区域协调有待深化
煤制油、煤制天然气和煤制烯烃主要位于黄河中上游的“三西”（蒙西、陕西、山西）地区和宁夏，此外是蒙东和新疆；煤制乙二醇主要位于华中省份，新疆、贵州、东北也有产能分布。上述地区的资源生态环境约束不断增强，无论是现有产能还是将来的新增产能，都需要不断增加节能、环保投入，加强区域协调，适应最新的发展要求。此外，上述区域的煤炭深加工产品大多数通过长距离运输至现有市场，而尚未能有效激发本地市场，与本地特色产业尚未形成有效互动。
2.4产品技术创新能力有待提高
我国煤炭深加工关键技术的产业化水平已经处于国际领先地位，但还需要进一步加强发挥生产物料特点、开发特色新产品的原始技术创新能力，以进一步增强产业竞争力。例如，煤制乙二醇生产过程中既可产生草酸酯、乙二醇等主产品，也产生碳酸二甲酯等更高附加值产品；如何改进催化剂性能，调整生产更高附加值的产品，需要加强研究，以应对乙二醇竞争能力不足问题；又例如煤制油的生产过程产生a-烯烃、碳五等组分，如何进一步提高这些有效组份的含量，并通过高效分析技术获得特色终端产品，需要加强研究。在技术装备方面，煤炭深加工还未实现定型化、标准化、系列化，部分装备、材料仍依赖进口，对降低工程造价、缩短建设周期造成了不利影响。
3. “十四五”发展趋势分析3.1国内外石化市场快速发展带来竞争格局变化
北美页岩气革命推动北美石化工业强势复苏，乙烯及下游产业快速扩张，乙烯当量出口量由2015年的561万吨快速增至2019年的1109万吨，预计2025年将进一步增至1750万吨。北美聚乙烯具有绝对的成本优势，未来将大量直接或间接涌入国内。中东将继续依靠低成本优势向我国大量出口大宗基础产品。我国东部沿海七大石化基地快速发展，一批千万吨级炼化一体化项目将在未来3年集中投产，预计到2025年国内乙烯当量自给率将提高至73%，丙烯将接近100%。总体上，国内外石化化工产业快速发展，国内市场供应将更加充分，供需格局变化，煤炭深加工竞争压力大增。
3.2国际原油市场供应宽松维持油价较长期中低位
国际油价走势仍然是影响煤炭深加工关键产品价格走势的最重要因素。今年在全球新冠肺炎疫情与OPEC+减产波折的影响下,国际油价断崖式下跌,OPEC+减产会议意外流产是直接原因,而新冠肺炎疫情导致全球原油需求锐减则是根本原因。
国际原油市场再次来到了深度调整的关键节点。短期来看,新冠肺炎疫情的走势是决定油价走势的关键。而从中长期来看,在全球疫情得到控制并逐步平息的情况下,OPEC+产量政策的选择将再次成为原油市场的关键变量。OPEC+未来的产量政策选择受到内外两方面的影响。OPEC+成员是典型的'低生产成本、高社会成本'的原油提供者,在此内部约束下,提高石油收入是OPEC+产量政策选择的根本目标;同时,OPEC+还面临全球原油供应潜力显著大于需求、库存高企、美国页岩油快速复苏等外部威胁。在内外部的压力下,OPEC+将油价大幅推高的可能性较小,将继续'谨慎'地维持市场的紧平衡。预计'十四五'期间，国际布伦特（Brent）油价大概率将在40－60美元/桶区间波动。上述油价区间恰恰是煤炭深加工盈亏平衡点附近，对产业发展决策影响重大，也充满了极大的不确定性。
3.3煤炭供给侧改革支撑煤炭价格难以大幅回落
近十余年来，我国煤炭产业加快产业政策调整，政策管理越来越严格，去产能、调结构、优布局、促安全是主要政策导向，也促使了煤炭市场处于“紧平衡”，价格相对稳定并处于中高位，难以大幅回落。
对于煤炭深加工产业，上游煤炭资源配置和价格保障是产业成立和成功的重要因素，稳定高位的煤价使煤炭深加工产业控制成本。今后，寻找煤炭资源配套和价格支撑仍是煤炭深加工产业必须争取的重要动力。
3.4资源生态环境约束加大强化煤炭深加工发展要求
现代煤化工资源消耗强度大、单个项目规模大，污染物排放总量大，对项目所在地的煤炭资源、水资源和环境承载力等支撑条件要求高。我国煤炭资源与水资源总体呈现逆向分布，中西部煤炭资源富集省区水资源相对贫乏，生态环境脆弱，有的省区污染物排放量、用水量、能源消费量已超过国家总量控制指标，很难再获得增量指标。随着《环境保护税法》的实施，国家环保标准不断提高，煤炭深加工必须按照最严的环保标准做长远打算。废气排放有必要执行超低排放标准，及时进行挥发性有机物（VOCs）综合治理。废水处理因大部分项目所在地环境承载力差或没有纳污水体而不得不采取“零排放”方案，必须持续加强高浓度污水、浓盐水、水系统处理技术改进优化，并降低处理成本。结晶盐、蒸发塘底泥无害化等固废处理技术需要加快攻关和产业经济性突破。
4.“十四五”发展要点
为了应对上述问题和挑战，“十四五”期间，煤炭深加工亟需找准行业定位，加快补齐短板，弥补自身不足，根据自身特点比选产品、降低成本，耦合技术路线、优化系统，形成自身特色，要向高端化、差异化、绿色化方向发展，提升中低油价下的竞争力，跟上石化化工行业发展节奏，不断推进高质量发展进程。
“十四五”期间，煤炭深加工产业发展要点主要体现在以下方面。4.1优化完善现有工厂生产运行
继续推动已建成的现代煤化工工厂优化完善。总体目标是实现满负荷的连续、稳定、安全、清洁生产运行，降低生产成本，持续改善生产经济性。
持续提高生产运行管理水平，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，持续降低能耗、水耗和污染物排放。
持续进行技术改造和工程优化。深入开展工厂填平补齐、挖潜改造，持续提升资产整体价值和利用效率。
积极谋划产品结构升级。充分利用各种生产物料特点和各种资源，开发新产品，开拓新市场。煤直接液化开发高品质、特种用途油品，油煤渣开发高等级道路沥青等。煤间接液化开发直链α烯烃系列产品、费托蜡系列产品等。煤制烯烃积极开发高端产品，发挥多品种牌号生产线作用。煤制乙二醇开发充压瓶用、长纤聚酯用、高档聚酯用产品。
强化市场开拓和客户服务。煤制天然气抓住国家天然气管网改革机遇，积极争取落实管道代输；通过LNG寻找自主化终端市场。改进大宗产品销售思路，树立主动服务、健康营销理念，加强客户意识，建立稳定、高端客户渠道和销售网络。
深入开展行业对标管理。以高质量发展为目标，以成本管理为重点，对标行业先进一流企业，提高精细化生产运营标准。
加强经验总结和行业交流，全面提高现代煤化工产能利用率，发挥资产经济效率。
适时开展重点项目后评价。回顾和分析现代煤化工项目价值，总结前期设计、工程建设和生产运行经验教训，及时有效反馈信息，提高未来新项目建设和管理水平。
4.2稳步开展产业技术升级示范
主动适应产业发展新趋势和市场新要求，突破部分关键技术瓶颈，提升系统集成优化水平，推动产业技术升级。通过升级示范，提升完善关键工艺技术装备和系统配置，进一步提升资源利用、环境保护水平，加快推进科研成果转化应用，引领产业向更高技术水平迈进。
4.2.1煤制油
直接液化围绕节水、环保、碳减排和产品增值，开展工艺技术、设备、智能化及数字化控制、特殊机泵、阀门、低温/高温材料以及特种油品的研发与升级示范，持续完善技术装备水平，改善项目经济效益。间接液化主要是优化提升催化剂性能和提高特定产品收率，适时开展高温费托技术示范，新型铁基、钴基费托合成催化剂进行工业试验，进一步提高费托合成核心技术指标，提高烯烃、含氧化合物等化学品产率，实现清洁油品与高附加值精细化学品联产、能化结合示范。
4.2.2煤制天然气
继续开展核心技术和通用技术装备的升级示范，推进固定床和气流床组合气化技术的应用，开发具有自主知识产权的甲烷化成套工艺技术，开展10亿立方米/年及以上规模的工业化示范；以大幅提高合成气中甲烷比例为目标，推动催化气化、加氢气化技术研发和试验示范；结合天然气管网改革进程，落实天然气调峰功能。
4.2.3低阶煤分质利用
针对大规模煤炭分质利用普遍存在的后续气体处理难度大、焦油含尘量高、气液固分离难度大等问题，进一步通过工程示范研究解决。加强热解与气化、燃烧的有机集成，开展煤焦油分质转化技术研究和工业化示范，开展半焦绿色增值应用拓展试验、示范及推广，开展油、气、化、电多联产升级示范。
4.2.4煤制烯烃
主动适应产业发展新趋势和市场新要求，提升系统集成优化水平，推动产业融合发展和技术升级，提高资源能源利用效率，减少污染物排放。推动合成气一步法制烯烃技术开发，推进烯烃下游产品高端化、绿色化发展。
4.3升级发展煤制化学品特色产业4.3.1煤制烯烃
一是引导开发西部有机原料和化学品市场。面向西部大开发、城镇化、中西部地区承接东部产业转移、国家经济平衡发展等重大需求，着力培育西部地区有机原料和化学品市场，带动中西部地区光伏、风电、果蔬加工等产业发展，进军新能源、新材料、新农业。
二是拓阔下游产品方案。聚烯烃重点关注高技术含量的双峰、茂金属牌号的高端化、差异化特色产品。聚乙烯产品重点关注压力管材、电缆护套、茂金属薄膜、汽车油箱、大型中空吹塑专用料等。聚丙烯产品重点关注高性能膜料、薄壁注塑料、管材料、无纺布专用料、医用注塑料等。发展乙烯下游环氧乙烷系列、醋酸乙烯系列、苯乙烯系列等产品，丙烯下游环氧丙烷、环氧氯丙烷、丁辛醇、苯酚丙酮等产品。
三是推进节能减排类产品方案。对于有条件的地区和企业，通过煤制烯烃和氧氯化法聚氯乙烯，替代电石法聚氯乙烯，削减汞污染，但必须控制煤制烯烃生产成本，保证煤基路线的乙烯氧氯化法PVC的竞争力和盈利能力。推进双氧水法环氧丙烷、双氧水法环氧氯丙烷等绿色生产工艺应用，减少污染物产生和排放。
4.3.2煤制乙二醇
找到影响产品质量的关键因素和改进措施，提高产品的质量和稳定性。认真总结前期产业化项目建设经验和运行经验，提升系统集成优化水平，推动产业技术升级。重点解决单系列反应器放大、优化反应热平衡、提高系统集成水平，降低能耗、物耗和排放。依托重大工程，推动关键技术装备、催化剂新突破。面向高端市场需求，改进产品质量，逐步跨入长纤、出口聚酯、高档瓶级聚酯等高端市场。合理控制产能增长速度，在保证新建煤制乙二醇产能具有竞争力的前提下稳步推进，形成与石化产业互为补充、生产企业有序竞争的市场格局。以技术创新为引领，加强合成气制乙二醇生产过程相关的碳酸二甲酯（DMC）、聚乙醇酸（PGA）等关联产品开发和经济性生产，构建以合成气制乙二醇为核心的多联产模式。
4.4稳步推进现代煤化工产业示范区建设
协调落实四大现代煤化工产业示范区的外部支撑条件，解决能耗指标不足、环境总量指标不足和区域环境容量超载等问题。在满足黄河流域高质量发展和生态环境红线要求的前提下，编制好现代煤化工产业示范区总体规划。结合全国大型煤炭基地开发，构建煤炭高效供给、资源要素集成、产业集群耦合、产品系列高端、技术先进成熟、装置大型经济、配套设施齐备的现代煤化工产业体系，推进现代煤化产业示范区可持续发展。
4.5持续加强技术创新和产业创新
研发新一代煤气化技术，加强催化气化、加氢气化等创新技术。研发合成气一步法制化学品技术，主要包括合成气一步法制烯烃、制乙二醇、制乙醇或高碳醇等技术开发。研究更高技术含量、更高油品收率的快速热解、催化（活化）热解、加压热解、加氢热解等新一代技术，重点攻克粉煤热解、气液固分离工程难题，研发煤焦油轻质组分制芳烃、中质组分制高品质航空煤油和柴油、重质组分制特种油品的分质转化技术。研发新的制氢工艺，适时推进可再生能源制氢在现代煤化工领域的应用示范，探索构建绿色零碳现代煤化工产业模式。
4.6持续推进产业融合和循环经济体系
探索形成以现代煤化工为核心的油气化电多联产新模式，探索与煤炭、冶金、电力、纺织等产业融合发展，提高煤炭转化整体效益和清洁高效利用水平。
4.7加强国际交流合作
按照国家“一带一路”和国际产能合作的布局，积极开展国际合作，利用国外资源建设煤炭深加工项目。鼓励煤炭深加工企业、工程公司、制造企业“抱团出海”，在“一带一路”沿线国家开拓投资、工程建设服务和装备技术贸易等全产业链业务，发挥上、中、下游一体化协同效应，既为客户提供全方位的综合服务，同时也争取最佳的整体效益。
总体上，煤炭深加工应坚持技术创新为引领，以体现自身特色和提高产业竞争力为目标，分类施策，适度有序发展，从追求发展数量向追求发展质量转变。新建煤炭深加工项目应进一步强化项目前期论证，新上项目产能和规模都必须以全球市场的供需为背景来论证，既要考虑国内新一轮炼化产能扩张的冲击，也要考虑进口产品对国内市场的冲击；竞争力分析也要立足世界大平台进行论证，尤其是要强化与国际先进水平的对标，全力开创煤炭深加工高质量发展新局面。
转自：《中国煤炭深加工产业发展报告》2020版，作者：韩红梅，石油和化学工业规划院副总工程师
