【摘要】目前，现代煤化工已经成为我区最具发展潜力的产业之一，但进一步发展还面临着环保、技术、水资源、市场、国家政策等诸多因素制约，必须坚持煤炭分级利用，提高资源利用效率；坚持环境友好，尽量减少产业对环境的影响；坚持纵向整合，实现煤炭产业全产业链、全生命周期发展；坚持技术引领未来，确保我区现代煤化工产业能够长期保持领先优势。为此，要按照“新型化提升传统煤化工，选择性发展现代煤化工，多元化发展精细化工，示范性发展新一代煤化工”的思路，推动传统煤化工产业向现代煤化工延伸，实现转型升级；推动煤制烯烃、煤制乙二醇等现代煤化工产业实现精细化、高端化发展；推动煤化工、盐化工实现融合互动发展；推动甲醇蛋白、煤炭地下气化、煤提油气多联产等新一代煤化工实现优先示范发展。

把内蒙古建成国家重要的现代煤化工生产示范基地，是落实自治区“8337”发展思路、打造“五大基地”的重要内容，也是内蒙古实现转型升级的重要支撑和具备较大潜力的经济增长点之一。实现这一目标，需要我们尽快破解制约我区现代煤化工产业发展的瓶颈，找准下一步发展的方向、路径和突破口。

一、我区煤化工产业发展现状

（一）产业发展总体情况

“十一五”以来，我区依托资源优势和良好的投资环境,加快开展现代煤化工重大项目示范建设，到目前已基本形成焦化、化肥、甲醇、PVC、精细化工等传统煤化工为主、现代煤化工快速发展的煤化工产业体系。其中，甲醇、PVC产量居全国首位,化肥产量位居全国前列；国家重点支持的煤制油、煤制烯烃、煤制甲烷气、煤制乙二醇、煤制二甲醚等五条现代煤化工路径在我区均已建成产业化示范项目, 其中神华煤直接液化项目是世界首套煤直接液化的工业化装置，伊泰煤间接液化项目是国内首套以自主知识产权为主的合成油工业装置，神华包头煤制烯烃项目是世界首套、全球最大的煤基甲醇制烯烃工业化示范工程；围绕煤炭加工利用我区已开发出100 多项专利技术。截至目前,全区在建煤化工重点项目15个,全部建成后，我区煤制油生产能力可达342万吨，煤制气生产能力可达900亿立方，煤制烯烃生产能力可达353万吨，煤制乙二醇生产能力可达180万吨。从全国范围看，我区煤化工产品的品种、产能、技术都处于领先地位,具有较大的先发优势。

（二）现代煤化工示范项目进展情况

从我区五大煤化工示范项目的进展情况来看，可以说有喜有忧（见附表）。其中，西部地区除煤制二甲醚项目受产能过剩影响发展缓慢外，神华煤制油、伊泰煤制油、神华包头煤制烯烃已经实现长周期、满负荷运行，生产能力已经接近或超过设计能力，但煤制油项目受“两桶油”垄断及油品消费税影响，利润相对较低，对地方贡献不大；包头煤制烯烃项目由于生产成本低、市场需求大，盈利水平比较高。东部地区的大唐克旗煤制气、大唐多伦煤制烯烃、通辽金煤煤制乙二醇项目，目前已基本实现稳定生产，但是由于东部地区褐煤煤质复杂、水分较大、发热量较低，设备需要不断调试，目前这些项目已经基本找到适应褐煤的气化工艺和技术路线，但是仍然没有达到设计生产能力，没有实现满负荷生产。通过走访五大煤化工示范项目可以发现，煤质对现代煤化工项目的成败至关重要。西部地区烟煤煤质较好，发热量高，煤化工项目就进展很顺利；而东部褐煤虽然价格低廉，但是发热量不高，气化效率较低，需要进行反复试验才能满足设备要求，目前东部地区的示范项目投资额度已经大大超出预期，但是仍然没有实现盈利，在巨大的资金压力下，大唐集团已经准备转手多伦和克旗的煤化工项目。

二、我区现代煤化工产业发展的制约因素和主要风险

（一）产业发展的制约因素

1.远离消费市场。我区现代煤化工的主要产品为天然气、甲醇、二甲醚、烯烃、乙二醇等中间产品,这些产品的主要消费地区在华东、华南等沿海地区,我区产品销售往往需要经过数百公里甚至上千公里的陆路运输,对于甲醇、二甲醚等产品已经远远超出了销售半径，不仅增加了运输的危险性，成本也大幅增加；对于煤制天然气来说，还要自建输气管道,这也是一项庞大的投资，而且往往需要跨行政区域协调征地拆迁等事宜，建设周期也比较长。

2.水资源相对不足。煤化工的发展需“量水而行”，但是我区水资源和煤炭资源的逆向分布，使得水资源成为了煤化工产业发展最重要的制约因素。按照我区建成和在建的现代煤化工项目计算,每年用水总量至少在9亿立方米以上。这些项目大部分集中在煤炭资源富集而水资源缺乏的蒙西地区，如此大的用水量极有可能打破项目所在地脆弱的水资源平衡,对当地的生态环境产生伤害。同时，从用水指标来看，目前我区发展工业的常规用水指标几乎已经用完，这也严重制约了现代煤化工产业的发展。

3.产业结构不合理。我区煤化工产业结构中，传统煤化工的比例远高于现代煤化工。2013年，全区传统煤化工产能比重、煤炭转化量比重、产值比重分别占化工行业的75%、65%、70%。同时,产业链条延伸不够充分,初级产品多而后续精细化产品少、副产品缺乏有效利用、经营管理粗放等特点。煤化工产品绝大多数都是以国内市场为主的基础原料型产品,缺乏国际市场需求的紧俏产品和替代进口的高端产品,产业外向度和附加值较低,抵御市场风险能力弱。

4.环境保护压力大。发展煤化工产业要求环境容量和环境余量较高。目前，我区煤化工产业中传统的炼焦、煤头化肥等煤化工产业比例较大,且各地发展水平不均衡,造成我区在发展煤化工产业中面临的环境保护压力明显增大。我区环保产业基础薄弱，处理煤化工产出的废弃物、排放物能力较低，因此发展煤化工将会面临较高的环保设施投入。以处理高浓盐水为例，使用较为彻底的蒸发结晶技术，每吨水的处理成本在30元以上，一些实力弱、投资小的企业无法承受。同时，我区的一些环保基础设施也远远落后于产业的发展，不少园区对高浓盐水的处理还是依靠蒸发塘自然蒸发，全区仅有2家危废处理中心，还远离煤化工集中区，导致企业处理危废的成本大幅提高，危险性大幅增加。

（二）产业发展面临的风险

1.政策风险。梳理现代煤化工这些年的发展过程我们不难发现，尽管地方政府和企业的投资热潮一浪高过一浪，尽管媒体对这个新生产业给予了极大关注，但国家政策层面却始终保持了冷静和慎重，对现代煤化工“试验示范先行、从严控制新上项目”的基调始终没有改变，项目审批放行也都遵循“优先鼓励技术创新和升级示范，暂不鼓励大规模产业化发展”的基本原则。2014年2月，国家能源局专家咨询会对煤制油、煤制气达成如下共识：一是不可原地踏步停止发展；二是不能遍地开花过热发展；三是禁止违背规律盲目发展。国家对现代煤化工产业发展的审慎态度，为我区大规模发展现代煤化工带来一定政策风险。

2.环保风险。目前，整个煤化工产业面临的环保要求越来越严苛，如果国家各项环保法规得到全面落实，以及碳税、资源税等政策全面实施，煤化工产业的成本将会大幅增加。以碳税征收为例，煤化工行业碳排放强度较高，二氧化碳排放量约占化学工业的21%～24%。已进入立法程序的《中华人民共和国环境保护税法（送审稿）》提出，我国碳税税率开征初期将施行低税率，按10元/吨作为税率幅度下限，以后逐渐调整至100元/吨作为上限。按照国家示范项目规划要求的能效值来计算单位产品二氧化碳排放，碳税为10元/吨时，煤化工项目尚可承受；如果碳税逐渐上调至接近或达到100元/吨，则多数煤化工项目难以承受。

碳税对煤化工产品的影响

3.市场风险。目前，我国现代煤化工产品中，除二甲醚产能过剩外，烯烃、天然气、燃料油、乙二醇、芳烃等产品国内均产不足需；但从长远来看，部分煤化工产品面临着较大的市场风险。以煤制烯烃为例，近年来，在高利润的刺激下，各地烯烃项目纷纷上马，据中国石化联合会统计，目前全国在建、拟建的煤制烯烃项目多达39个，合计产能2800万吨。这些项目多数将在2020年之前建成投产，这意味着我国在不增加石脑油制乙烯产能的情况下，到2020年乙烯当量消费自给率将达到甚至超过100%，国内烯烃将供需平衡并略显过剩。此外，煤制烯烃、煤制乙二醇等项目还面临国外低价产品冲击的风险。出于市场风险和理性发展现代煤化工的考虑，国家从今年10月1日起施行的《西部地区鼓励类产业目录》，与之前的征求意见稿相比，新疆、内蒙古、宁夏、陕西、甘肃等地的煤制烯烃项目都未列入鼓励类产业。

此外，煤化工生产工艺中危险化学品多、易燃易爆物质多、压力设备多、工艺流程长、生产规模大、自动化程度高，这些特点决定了煤化工在生产、运输等环节存在一定安全风险。

三、我区现代煤化工产业发展的方向、原则和路径

（一）发展思路与方向

目前，现代煤化工已经成为我区最具发展潜力的产业之一，但是我们也应该看到，现代煤化工的发展还面临诸多要素的制约，这就要求我们必须按照“新型化提升传统煤化工，选择性发展现代煤化工，多元化发展精细化工，示范性发展新一代煤化工”的思路，推动我区现代煤化工产业向着持续、高效、环保、资源合理利用、产品多元化方向发展。

——新型化提升传统煤化工。传统煤化工产业链短，技术含量和附加值低，成本较高，而所占比重过大，不仅沉淀了大量的资本，也挤占了现代煤化工发展的资源和环境空间。在当前国内传统煤化工产能全面过剩的形势下，我们应加快产业转型升级的步伐，对一些效益差、规模小、消耗大、污染重的落后产能要坚决淘汰，同时利用先进技术改造传统煤化工产业，实现产业延伸升级，促进传统煤化工产业新型化发展。

——选择性发展现代煤化工。去年以来，随着一批现代煤化工示范项目获得“路条”，以煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇为代表的现代煤化工产业再次出现“大干快上”的局面，国内现代煤化工产品的规划产能总量大得惊人。但同时，现代煤化工的各条产业链也都不同程度地面临一些制约因素，有的问题甚至很难解决。

煤制气。国内不少示范项目已经实现了长周期稳定运行，技术经济性已经得到国家层面的认可，而且生产成本较低，市场缺口较大。目前，煤制天然气的主要问题在于废水处理和管道运输问题。煤制气产生的废水成分非常复杂，处理难度是世界级难题，现有的各项废水处理技术并未经过工业化实践检验，一旦有所闪失，后果不堪设想。运输问题是我区煤制气发展最大的软肋，我区煤制气项目大多远离消费市场，靠铁路、公路运输不仅成本大幅增加，且存在较大的安全隐患，最现实的途径是借助油气管道，这就需要与中石油和中石化进行协商，并在价格上作出让步，这样企业的利润空间就会被大幅压缩。为此，我区发展煤制气应坚持两个原则：一是坚持集中布局，每个煤化工集中区的规模至少应在100亿立方米以上，以便集中管输；二是以褐煤为原料，尽量降低生产成本。按照这两大原则，未来五年，我区应在鄂尔多斯、锡林郭勒、赤峰、呼伦贝尔等地区，借助鄂尔多斯到山东、克旗到北京、呼伦贝尔到河北的运输管线，建设一批煤制气项目。

煤制烯烃。煤制烯烃是国家层面比较认可的现代煤化工路径，也是目前利润率最高的现代煤化工项目。目前，国内煤制烯烃成本普遍较石脑油路线低800元/吨以上，但与中东低成本的石脑油制乙烯、乙烷制乙烯相比，国内煤制烯烃并无优势可言；若与北美因产能过剩、价格持续下跌的天然气凝析液经管式裂解炉制烯烃相比，煤制烯烃甚至还处于明显劣势。预计到2017年前后，中东、北美各有1000万吨低成本石脑油制乙烯、乙烷制乙烯和NGL管式裂解炉制烯烃项目投产。一旦这些低成本乙烯及其衍生物大举进军中国市场，会对国内煤制烯烃项目带来冲击和影响。如果届时中东、北美地区也以十分廉价的页岩气或油田伴生气生产甲醇，再用甲醇生产烯烃，或用页岩气的分离气（如乙烷、丙烷）直接生产烯烃，那么，国内煤制烯烃将彻底丧失竞争力。因此，我区应适度发展煤制烯烃项目，在当前市场行情较好的情况下，可以在鄂尔多斯、包头等地区根据水资源条件，适度布局一些煤制烯烃项目。同时，要加快延长产业链条，大力引进发展烯烃下游精细化工产业，尽量实现产能就地消化，减少市场波动对产业的冲击。

煤制油。目前，我国脆弱的石油保证能力要求我们尽快发展煤制油，但是煤制油却是现代煤化工五大路径中争议最大的。综合考虑业内对煤制油的不同意见，国家在批准煤制油示范项目方面非常谨慎，目前也只批准了神华集团、潞安集团、伊泰集团等为数不多的煤制油示范项目。同时，从我区已经建成的两大煤制油项目来看，虽然实现了长周期满负荷稳定运行，但是生产的油品在缴纳了每吨1388元的燃油消费税之后，利润非常低，投资回收周期较为漫长，对地方的税收贡献较小，尤其在全球油价跌破80美元的背景下，煤制油的经济性进一步降低。因此，受国家政策和产业利润限制，我区未来几年很难大规模发展煤制油。从目前两种技术路径来看，直接液化制油虽然耗水较少，但是反应条件苛刻、技术要求较高，只能作为技术储备；间接制油虽然耗水相对较高，但是反应要求较低，技术路线相对简单，适合大规模推广。

煤制乙二醇。五大现代煤化工路径中，争议最小的当属煤制乙二醇，其技术路线合理、工艺流程短、整体能耗优于石油路线，加之国内乙二醇长期供不应求，因此，相比其他路径，煤制乙二醇的技术经济性最好，前景最为广阔。目前，煤制乙二醇的风险主要有：一是技术风险。虽然煤制乙二醇建成投产的项目不少，但目前尚无一套装置通过商业化运行验证。也就是说，目前国内尚无一个先进、可靠、实用且经过工业化验证的技术供投资者采用。二是产能过剩风险。虽然国内乃至亚洲乙二醇产能不足，但全球乙二醇产能却存在过剩。据统计，“十二五”期间，中东、美国、亚洲（除中国）新增的乙二醇产能达780万吨，加上我国新增产能，到2015年全球乙二醇产能将达3670万吨，而届时消费量为2560万吨，产能过剩约30%。而且美国以天然气凝析液为原料新建的乙烯制乙二醇装置，其成本比中国的煤制乙二醇还低。一旦这些产品进入中国市场，无疑会对现在看来具有成本优势的煤制乙二醇形成冲击。因此，我区应适度发展煤制乙二醇项目，在当前市场行情较好的情况下，可以在通辽等地布局一些煤制乙二醇项目，同时要加快发展乙二醇下游精细化工产业，实现产能就地消化，减少市场波动对产业的冲击。

总的来看，目前现代煤化工的五大路径均存在一定的风险。未来几年，我区应根据煤化工产业不同的风险点采取差别化发展思路，集中布局煤制气，适度发展煤制烯烃、乙二醇，控制发展煤制油。

——多元化发展精细煤化工。从整体上看，我区煤化工产业层次较低，产品结构单一，产业链较短；重化工比重高，轻化工比重低；基础化工增长迅猛，精细化工发展缓慢；初级原料、中间产品、低附加值产品多，深加工、高附加值的终端产品少；延伸配套产业发展不足，尚未形成关联度较高的产业集群。因此，我区现代煤化工应在现有产品的基础上，深化、完善既有技术，加快产品链的延伸，向精细化、高端化方向发展，实现煤化工产能就地消化、产品多元转化。发展精细煤化工产业的好处，一是可以充分利用煤化工的各类副产品及废气、废渣，变废为宝，实现循环发展、可持续发展。二是产品种类众多，用途广泛，涉及多个行业，具有其他产品不可替代的优势。三是产值大，经济效益好，人均纳税多。如焦油深加工企业，年人均产值可达400 万元以上，年人均利润 50 万元以上；粗苯精制，企业年人均纳税可达 15 万元以上。四是技术含量高，附加值大。如乙烯进一步生产精细化工产品环氧乙烷可以增值50%以上，如继续向下游生产乙烯胺、聚氨酯则增值空间更大。我区应尽快在煤化工项目周边布局相应的精细化工园区，加快引进下游精细化工企业，利用现有煤化工产品生产应用产品、终端产品。

——示范性发展新一代煤化工。新一代煤化工主要指比现代煤化工五大路径更先进、更高端、更环保、效益更高的煤化工技术。新一代煤化工技术主要有：消化甲醇变油品MTG技术、甲醇蛋白技术、合成气制醇醚、醇醚深加工、碳二系列产品加工、煤炭分级炼制、煤炭地下气化等。目前，具有自主知识产权的煤炭分级炼制技术即将在我区呼伦贝尔年处理100万吨褐煤提质项目上运用；郑煤集团锡林浩特浩沁煤田煤炭地下气化项目也正在进行工程设计。在此基础上，我们还要大力引进其他新一代煤化工技术及相关企业，示范性发展新一代煤化工产业，把我区打造成为始终引领煤化工前沿技术、占领产业制高点的国家现代煤化工生产示范基地。

（二）发展原则

1.分级利用导向。煤炭是成分复杂的能源，其中含有类似石油、天然气的高价值挥发份，以及硫、汞等化学成分，个别煤炭甚至还有氧化铝、锗等成分。目前，我区对煤炭资源的开发、利用比较粗放，既没有充分利用高挥发份煤中类似石油、天然气的组分，又没有合理利用煤的组成特性，造成巨大的能量损失。为此，应坚持分级利用的原则，通过炼制把煤炭中有用的部分一步步提炼出来，使得物尽其用。通过分级炼制工艺，煤炭中类油挥发份可加工成化学品和油品，类气挥发份可用作清洁燃料，而脱水、脱汞、脱硫后的优质煤更是发电、炼钢、发展煤化工的清洁优质原料，通过能量分级利用，最终实现煤炭转化效率大幅提高。

2.环境友好导向。现代煤化工产业相对于石油化工和天然气化工来说，是一个能源利用效率较低、“三废”排放量较多的行业，为此，国家和各地政府纷纷出台政策，提高环保门槛，要求煤化工项目必须实现“近零排放”。这就要求我们在坚持环境友好的前提下，遵循总量控制和达标排放的原则，促进产业健康可持续发展。一是坚持采用最先进最清洁的生产技术，如洁净煤气化技术、大型空分技术、高效净化技术、酸性气体达标排放技术、新型甲醇合成技术、高效精馏技术等，在经济可行的前提下，尽量减少项目对环境的影响，实现最大限度地节能减排。二是坚持集中建设高效的公用工程。要求煤化工园区采取引进第三方企业或股份合作等形式，必须统一、集中建设“三废”处理中心，尤其是污水处理中心，采用高浓缩倍率循环水技术、凝结水闭路循环技术、水网络集成优化技术、能量回收和梯级利用技术等最先进的技术，提高高浓盐水处理效率，降低企业生产成本，力争实现污水“近零”排放。三是坚持“三废”循环利用，如合成尾气的分离与循环、酸性气体回收、精馏残液回收、煤灰回用、废催化剂回用等。

3.技术引领导向。发展现代煤化工必须紧密依托和充分利用先进的生产工艺和生产技术。近年来，随着我区现代煤化工产业的迅速发展，煤化工技术开发如火如荼，先进的技术和成功的示范项目使我区走在了全国煤化工发展的前沿。今后我区还应继续坚持技术引领导向，制定相应的奖励或扶持政策，促进煤化工领域新技术的研发和新成果的转化；同时，要求新建项目不能简单复制已有技术，应尽量使用行业最新技术，建成项目必须坚持技术升级、替代，不断降低生产成本和产品能耗，提升资源综合利用效率。通过技术升级，确保我区现代煤化工产业能够长期保持领先优势。

4.纵向整合导向。纵观国际上大型的能源公司，其产业链都是高度纵向整合、全盘优化，以达到对资源的充分利用，实现利益最大、效率最优、二氧化碳和污染物排放最低。目前，我区煤炭产业链的不同环节大多隶属于不同的企业，各企业之间又相互独立，在煤炭整体利用问题上很难达到配合与协调，煤炭产业链无法进行整体统筹规划，很难实现资源最佳配置，煤炭利用效率也无法达到最优状态。因此，我区今后发展煤炭产业应加强对产业链的纵向整合，鼓励内蒙古地矿集团、伊泰集团、庆华集团等大型资源开发企业向下游整合，从煤炭勘探、开采到发电、煤化工、精细化工、终端产品生产销售，最终实现“从矿井到家庭”，推动我区煤炭产业实现全产业链、全生命周期发展。

（三）发展路径

1.传统煤化工产业通过延长产业链条实现新型化发展。

电石行业。电石占全区化工产业总产值的20%。电石产业改造升级主要采用密闭式电石炉替代非密闭式电石炉，回收利用电石尾气用来烧石灰或作为其它燃料，或经过处理后作为化工原料生产化工产品。加快形成电石→PVC→塑料制品，电石→PVA→合成纤维，电石→1，4-丁二醇，电石→甲酸钠→甲酸，电石→石灰氮、氰胺→胍盐，电石副产炉气→碳酸二甲酯，电石副产炉气→甲醇等产业链，彻底解决电石行业存在的废气、高温余热、废渣利用率低的问题，同时延长产业链条、降低生产成本、提高产品附加值。

焦炭行业。焦炭占全区化工产业总产值的40%。焦炭技术升级的方向主要是通过焦炉气全部回收利用，焦油、粗苯副产品全部回收，实现就地加工转化增值，改变“只焦不化”的格局，逐步延伸产业链，向煤→焦→化深加工方向拓展，优化产品结构。推进煤炭企业与炼焦、化工企业的联合，提高焦炉煤气综合利用、煤焦油深加工水平，加快发展煤焦化→煤焦油→煤焦油深加工、粗苯加氢、煤焦化→焦炉煤气→LNG、煤焦化→焦炉煤气→甲醇→芳烃等多条产业链，提高行业整体竞争力。

甲醇行业。我区甲醇产量位居全国第一。近年来，受天然气价格上涨、产能过剩以及运输半径等因素影响，全区天然气制甲醇行业处于低迷之中，煤制甲醇虽有一定利润，但价格波动较大。应积极探索工艺相对成熟、市场前景看好、投资性价比高的甲醇下游技术，解决产能过剩难题，打开下游市场，延伸产业链条。加快发展甲醇→甲胺→农药、医药或有机原料中间体，甲醇→脂类化合物→有机玻璃、润滑油添加剂，甲醇→甲酸甲酯→甲酰胺、二甲基甲酰胺→医药、农药，甲醇→甲基叔丁基醚→汽油改良剂等产业链。重点发展甲醇制芳烃、甲醇制DMM3-8（聚甲氧基二甲醚）等高端产品，化解甲醇过剩产能，缓解我国石化产业单一依赖石油所带来的战略性安全问题。

2.现代煤化工产业按照市场走向和技术走向实现精细化延伸。

煤制烯烃向下游精细、高端产品延伸。目前我区煤制烯烃的主要产品为简单的“双聚”（聚乙烯、聚丙烯）产品，在市场上处于弱势，而精细化发展是提高产业竞争力的有效手段。宁波禾元化学有限公司的甲醇制烯烃项目规模与神华包头煤制烯烃相近，但是由于该企业延长产业链条，生产环氧乙烷等精细化工产品，年产值较神华包头煤制烯烃高出20亿元左右。当前我国丙烯腈、丁辛醇、苯酚丙酮、环氧丙烷、乙丙橡胶等烯烃下游产品的自给率不高，我区煤制烯烃项目应考虑向这些产品方向延伸产业链条（见附图）。同时，随着我区大量煤制烯烃装置的投产、达产，其副产的煤基混合碳四大幅增加，一套60万吨/年的DMTO装置，副产的煤基混合碳四约为9.3万吨。应利用煤基混合碳四生产聚1-丁烯树脂、异丁烯、甲基叔丁基醚、环氧丙烷、2-丙基庚醇等市场行情好、技术含量高的精细化工产品，延长煤制烯烃产业链条，使混合碳四烯烃的利用价值实现最大化。

加快推动煤制乙二醇、芳烃、聚酯一体化发展。煤制乙二醇、芳烃、聚酯一体化是指以煤制乙二醇装置生产出聚酯级乙二醇，同时以甲醇制芳烃技术生产对二甲苯(PX)，进而合成聚酯所需要的原材料精对苯二甲酸(PTA)，最后用PTA与乙二醇合成固态的聚酯。从市场层面来看，2012年我国聚酯产量为1140万吨，需求超过2500万吨，到2020年将超过4000万吨。此外，聚酯成品生产为固体后便于运输，适合我区大规模发展。从技术层面来看，目前我区符合一体化生产要求的煤制乙二醇技术、规模化的甲醇制芳烃技术、规模化的系统集成技术不断成熟，为一体化发展提供了有力支撑，通辽金煤煤制乙二醇项目的产品品质可完全达到聚酯级优等品乙二醇的要求。我区应在鄂尔多斯、通辽等乙二醇项目集中的地区加快布局甲醇制芳烃项目，通过一体化发展，降低生产成本、延长产业链条，提高乙二醇产业竞争力。

3.加快推动煤化工、盐化工融合互动发展。

我区鄂尔多斯、乌海、阿拉善等地区煤炭、石油、天然气、盐等资源富集，这为我们建设煤、气、盐综合利用项目，实现煤化工、盐化工融合互动发展创造了得天独厚的条件。实现煤、气、盐综合利用，打破了传统煤化工、天然气化工和盐化工的单一模式，实现了多种资源的优势互补，是真正意义的循环经济和低碳经济发展模式。近年来，我区在煤化工与盐化工的一体化发展上取得了一些进展，主要集中在“小三角”地区，以“煤、电、盐、电石、氯碱、电石法PVC、电石渣水泥”产业链为主。煤化工与盐化工联合发展，除电石法PVC这一循环链条之外，还可以用新型煤化工产品丙烯和乙烯与盐化工结合发展环氧丙烷、环氧氯丙烷、乙烯氧氯化法PVC等大宗化工产品，还可以发展许多精细化工产品。我区应重点发展一氧化碳、甲醛、氯气→MDI、盐酸→PVC；甲醇、氯化氢、硅粉→一氯代甲烷→有机硅单体；尿素→氰尿酸+烧碱、氯气→氯代异氰尿酸；冰醋酸、氯气、硫磺→氯乙酸；甲醇、盐酸→甲烷氯化物（二氯甲烷、三氯甲烷）；甲醛、乙炔、氢气→1,4-丁二醇等产业链条。

4．加快促进新一代煤化工产业优先示范发展。

加快引进甲醇蛋白技术，推动我区煤生化产业快速发展。煤生化是将煤炭进行深入加工，制成木聚糖酶、脂肪酶、甲醇蛋白纤维、氨基酸等高附加值的生化产品。10吨劣质煤通过生化加工后，制成的1吨脂肪酶可以卖到30万元，增值近百倍。河南义马煤业集团从2008年起进行甲醇蛋白技术研发，于2012年5月进行了2000吨/年甲醇蛋白生产线试生产，成功产出首批410kg甲醇蛋白中试产品。在突破甲醇蛋白技术后，义煤集团进一步向下游延伸，逐步形成了“煤→煤制合成气→甲醇→甲醇蛋白→脂肪酶→木聚糖酶→蛋白纤维”完整的产业链条，其产品广泛应用于食品、油脂、制革、医药等行业，在国内市场上供不应求。目前，国内从事煤生化的企业还很少，我区应抓住机遇，加快引进义煤集团等先进技术，利用我区低阶煤资源丰富、价格低廉的优势加快发展煤生化产业，实现煤炭由燃料向食品、纺织、医药产品的转变，抢占世界煤化工行业制高点。

加快发展煤炭地下气化技术，提高煤炭资源利用的环保性、安全性、经济性。煤炭地下气化，就是注入氧化剂（空气或氧气）到指定煤层，通过煤层的部分氧化提供能量产生炽热的气体，这些高温气体与煤进一步反应产生合成气。与常规煤炭开采及合成气生产相比，煤炭地下气化具有显著的环保优势，主要表现为最小的地表扰动、植被破坏和土地占用，最小的矿物开采废弃物处理及处置，无需煤炭洗选过程，无需煤炭存储和运输，噪音及粉尘影响有限，生产过程中对燃料及水的消耗少。同时，煤炭地下气化的经济效益也非常好，是一种低成本开采和转化能源的方式。2013年，澳大利亚碳能源公司与郑州煤业合作在我区锡林浩特浩沁煤田投资建设煤炭地下气化厂，目前该项目第一个煤炭地下气化过程特性反应单元的工程设计正在进行当中。我区具有大量适合地下气化的褐煤资源，同时作为产煤大区，长期煤炭开采形成了大量废矿区残留煤，面临较大环境及安全生产压力，通过煤炭地下气化不仅可以更加环保、高效地利用褐煤资源，还可以有效盘活废弃煤炭资源，解决废矿区的环境、安全难题。我区可在锡林浩特煤炭地下气化项目示范成功后，加快与碳能源公司合作，在蒙东褐煤富集区以及“小三角”资源枯竭区布局煤炭地下气化项目，进一步提高我区煤炭资源利用的环保性、安全性、经济性。

加快布局煤提油气清洁高效多联产项目，提高我区煤炭资源利用率。河南龙成集团在曹妃甸建设的煤提油气清洁高效多联产是目前国内较为成熟的煤炭分级分质利用技术，可将煤炭中焦油、煤气等高价值挥发份以及硫、汞等化学成分一步步提炼出来，提高资源利用效率和煤炭质量，降低环境污染。煤提油气清洁高效多联产技术具有原料适用性强、单体设备产能大、焦油产率高、节能减排效果显著等优势，其生产每吨成品油仅消耗80Kg水，更加适合在我区大规模发展。我区应加快布局煤提油气清洁高效多联产项目，并将其作为火电及煤化工项目的前端环节，与发电、煤化工等形成上下产业链关系，这样可以大幅提高煤炭资源利用效率，同时还可以为现代煤化工、炼钢等产业提供优质的原料煤、喷吹煤，降低环境污染。

四、促进我区现代煤化工产业发展地对策建议

（一）加强政策引领，促进我区现代煤化工产业健康有序发展。加强顶层设计，进行科学规划，统筹协调发展，是我区现代煤化工产业健康发展的关键。一是遵循循环发展理念。按照循环经济发展理念，研究制定我区大型现代煤化工产业、煤化电热、上下游一体化统筹协调发展的规划。我区现代煤化工产业的发展布局必须与国家及地区电网、输油输气管网、铁路、公路运输网络等发展规划统筹协调；大型煤炭基地规划建设，资源要优先向煤炭深加工项目配置，优先核准大型现代化煤化工循环经济园区与煤化工一体化建设项目，合理安排配套煤炭项目开发建设，进一步向下游精细加工产业延伸，确保煤炭开发项目与下游加工转化项目同步实施，实现煤炭就地清洁高效转化与综合利用。二是严格实行“差别化”发展政策。从市场需求、经济效益、技术水平、财政贡献、资源利用效率等多个角度出发，针对煤化工不同行业制定出台我区现代煤化工差别化发展政策。按照国家产业政策要求，严格限制电石、焦化等传统煤化工规模扩张，依托先进技术，优先改造提升传统电石、煤焦化产业。对煤制化肥、合成氨等产能严重过剩、能源消耗较大、污染严重、财政贡献较小的煤化工产业实行“限批”政策。优先发展煤提油气清洁高效多联产等煤炭分级分质利用项目，逐步与煤化工、发电产业形成上下游关系，提高资源利用效率。鼓励发展煤化电热一体化项目，实现资源分质梯级利用和综合循环利用，实现煤化工与电力、热力联产和负荷的双向调节。

（二）加快园区建设，促进我区现代煤化工产业“基地化、集约化、一体化、专业化”发展。一是坚持围绕龙头企业设园建区。能源化工产业是资金、人才、技术密集型产业，中小型企业受资金、技术等条件限制，很难做到废弃物有效利用，实现循环发展。如果由大型龙头企业投资，规模效益明显，企业自然愿意投资建设相关项目，对废弃物进行回收和资源化利用。为此，必须坚持依托龙头企业设园建区、配套项目，充分发挥龙头企业的资金、技术、人才、规模、管理优势，实现园区化、集约化、一体化发展，形成更加紧密和完整的产业链，减少对土地、资源的消耗。建议自治区政府慎重规划新的能源化工产业园区，应充分利用现有园区，围绕龙头企业优化配置相关配套项目，实现龙头企业带动的园区化、集约化发展；对原来规划布局过于分散的园区，可以考虑重新整合规划，建设综合性能源化工产业园区，避免重复建设和分散布局，将不同工艺路线进行深度耦合，实现优势互补，促进我区能源化工产业向高端化、精细化、循环化方向发展。二是推广园区“内循环”经济模式。通过集成化的系统管理模式建立企业内部的小循环和工业园区的中循环，通过产品项目一体化、物流传输一体化、环境保护一体化、公用辅助一体化、管理服务一体化的园区建设思路，最终建成生态循环工业园区，凸显循环经济所创造的经济效益、社会效益和生态效益。在产业布局上注重各产业循环式组合，实现资源的高效循环利用。利用科学的考核方式，引导园区实现循环发展，改变目前单一的GDP能耗的评价方法，增加同行业单位产品能耗比较考核，真正做到鼓励先进，淘汰落后，促进我区煤化工产业可持续发展。三是加快化工园区一体化工程建设。煤化工公用工程包含水、电、气（蒸汽、天然气）、空压站、真空系统、冷冻系统、消防设施等，如果由化工企业分别建设，既是一种资源的浪费，又增加了企业负担。目前，我区多数化工园区电、水及污水处理等公用工程系统已基本形成集中供应和处理，但空压站、真空系统、冷冻系统、蒸汽供应的公用基础设施建设较慢，不少园区内的大型企业之间仍以各自运行为主。应加快化工园区公用工程系统建设，建立“公用工程岛”，除常用的水、电、气外，应建立天然气供气中心、真空系统以及冷却冷冻系统、中水回用管网系统，建立完善的消防设施，降低园区整体的能量消耗，集中处理污染物；开展工艺气体的收集和集中仓储配送，为化工企业供应较低成本的工艺气体。

（三）加强技术创新，引导我区现代煤化工产业超前发展。一是开展有效的新型产学研合作。充分运用市场机制，以项目为载体，以企业为主体，以资金为纽带，形成一批优势互补、利益共享、风险共担、相互依存的现代煤化工产学研联合体，为企业的自主创新提供可靠的技术支持。区内相关高等院校、科研机构和企业技术中心应进一步创新机制，加强对影响和制约煤化工产业发展的核心技术、共性关键技术和应用技术的研究，更好地发挥引领和指导产业发展的作用。煤化工企业可以通过向高等院校和科研院所委托研发、联合成立研发企业、共建联合实验室等方式，将企业的资本和科研机构的技术要素结合起来，形成吸纳科技投入、凝聚人才、创造知识产权、成果应用和管理创新的主体。加强科技创新横向和纵向的联合，集中优势力量在新一代煤气化、高浓盐水处理、褐煤提质等重点领域展开技术攻关，攻克阻碍产业发展的瓶颈技术。二是加快制订现代煤化工产品技术标准。加快煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制天然气、煤焦油加氢等产品行业标准乃至国家标准的制订工作，增强产品竞争力和行业话语权。加强甲醇燃料、甲醇汽油、煤制汽柴油的使用示范、推广及法规标准制定工作，逐步建立完善的生产、流通、使用、服务法规和技术标准体系。

（四）采取有效措施，推动我区现代煤化工产业实现绿色发展。一是确立环境倒推产业发展的理念。改变以煤炭资源定产业的习惯思维，根据各地区的环境特点和环境承载力来倒推，确定煤化工项目的多少和大小。改进现有管理模式，将煤炭开采与后续的利用结合起来管理，如外运煤炭必须结合交通运能，就地加工必须结合水资源、排污去向等。确立“只要煤炭加工利用不可行，煤炭就不能开采”的发展理念。二是建立统筹协调的煤炭管理体系。煤化工发展不是单一化工行业的问题，而是煤炭资源的高效合理利用问题。现有的管理体制将煤炭利用与开采分割，如发改委与煤炭相关的开采、火电、化工、水资源、交通等主管部门各自分立，环评亦是分头管理，缺乏统筹与协调。我区应从环境角度出发，进行煤炭开采与利用的专项战略环评，划定煤炭开采禁区、限制区和煤种使用的限制。如褐煤不得远距离运输，鼓励高硫煤用于煤化工、褐煤用于煤制气，对于高铝煤、富锗煤等稀缺煤种和特殊煤种进行保护性、限制性开采，制定具有前瞻性、系统性的煤炭开采与利用红线。三是创新现代煤化工产业发展模式。建设和布局煤化工项目时，采用组合发展的模式，采用 IGCC（煤气化联合循环发电技术）、煤气油盐综合利用、煤的分级利用、多种煤气化技术并联耦合等多种方法，通过不同原料路线地对接和耦合，最大限度地降低煤化工装置的二氧化碳排放，提升能源利用率，变“末端治理”为“源头控制”，促进煤化工产业高效、低碳、绿色发展。打破行业界限，综合评估分析产业排污去向、可再生资源、煤炭资源、水资源、交通运输以及二氧化碳捕集与封存条件等诸多因素，互补延伸现有煤化工产业链条。结合世界新型煤化工发展趋势，进行煤、电、化、热、冶、建材等多产业的综合一体化建设，并鼓励技术创新，摸索一体化管理和运行模式。

（五）正确处理煤水关系，破解制约我区现代煤化工发展的水资源瓶颈。一是构建煤化工产业“水”约束指标。水资源是我区西部地区生态环境稳定性的重要保障，因此，必须把“水”作为我区现代煤化工发展的首要约束性指标，煤化工项目应以水资源论证先行，充分论证区域水资源的保障能力，合理配置区域工业用水分额。基于行业先进技术生产水平分析，严格限定煤化工单位产品用水定额，并作为刚性约束指标。基于行业先进的水处理及回用技术，设定煤化工单位产品废水排放指标，作为园区项目准入条件。对于没有纳污地表水体的地区，作为煤化工限制发展区域，严格项目准入。二是选用最先进的节水工艺和技术。煤化工项目中最关键的是煤气化环节。目前,煤气化装置中德士古水煤浆气化技术是公认的环境友好型工艺，节水节能效果十分明显，建议自治区政府要求各新建煤化工项目在工艺允许的情况下，尽量采用德士古水煤浆气化技术，减少项目用水量。煤化工生产过程中耗水最多的是冷却、蒸发环节，通过采用闭路循环和空冷技术可以大幅减少水资源消耗。目前，空冷发电技术已日趋完善,在安全使用上已没有问题，如果在煤化工项目的合成工序和空分工序采用空冷设备和技术，其循环冷却水量将减少50%～70%,总取水量将减少30%～50%，应加快研发、论证相关技术，大幅减少煤化工项目的用水量。三是采取有效措施提高水的再生和回用。随着环保要求的提高,我区现有煤化工项目都已建立了污水处理装置,大部分达标污水可以再生回用，只有高浓盐水目前还无法经济有效地处理。目前，区内浓盐水的主要处理方式为自然蒸发池处理，虽然成本较低，但是效率较差。各煤化工园区应根据自身实际情况选择高浓盐水处理方式，与煤矿、洗煤厂统一布局的煤化工园区，可利用相对水质较好的矿井涌水作为生产用水水源，浓盐水作为煤矿、洗煤厂生产及降尘水源，以达到对水资源的梯级利用，同时降低企业废水处理的投资，实现区域内废水的零排放；与盐化工统一布局、一体化发展的煤化工园区，可以引进烟台万华的废盐水氧化精制技术，将其精制为原盐回用；其他煤化工园区可考虑引进中圣集团LTE-ZLD技术工艺包及专有设备，集中建设污水处理厂，统一处理高浓盐水。LTE-ZLD技术是利用余热回收装置产生的蒸汽作为蒸发结晶零排放系统的热源，使系统运行过程中的热能做到近零消耗，大大降低了系统运行费用；针对高温高含盐废水的较强腐蚀性，中圣集团采用复合材料和耐蚀的特殊材料取代和局部取代设备的高合金材料，降低了投资费用，是目前国内较为可行的高浓盐水处理技术。

课题主持：文风                       

课题组成员：智勇（自治区政府研究室）   

高娃（自治区政府研究室）   

长青（内蒙古工业大学）   

李应彤（内蒙古石化监督检验研究院）   

孙宁（自治区政府研究室）   

课题报告执笔：孙宁                      

我区现代煤化工示范项目进展情况表