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如何提升煤制燃料产业的定位
字号:[    ] 发布时间:2019-07-01 来源:能源杂志

  煤制燃料产业发展受到各方制约、严重停滞;该产业对我国能源安全的保障具有重要现实意义,但外部性显著,应加强国家层面的顶层设计。

  我国现代煤化工产业特别是煤制燃料产业始于“十五”。十几年来,业界对产业发展的必要性、战略意义、定位等认识始终存在诸多争议,产业始终被定位于“示范”、“升级示范”,其在能源体系中的地位也始终是“技术储备”、“产能储备”。由于政策未形成合力,产业发展受到各方制约、严重停滞。

  在新的历史方位下,有必要进一步明确煤制燃料在我国能源革命中的战略前突地位,提升产业定位,完善政策体系,促进高质量发展。

  交通能源自主化是能源革命焦点问题

  能源革命的起因实质是我国能源发展现状存在两个突出矛盾,一个是不安全,一个是不低碳。从宏观形势判断,这两大矛盾在不同历史阶段的重要性不同:在2020至2040年,不安全将是我国能源体系的主要矛盾;在2040年至2060年,不低碳将是我国能源体系的主要矛盾。

  我国能源总体自给率始终维持高位,能源安全问题实际是油气安全问题。随着人民生活水平的提高,汽车消费将成为刚性需求、成为“人民对美好生活的向往”的一部分,油气消费仍有一定增长空间并将长期维持高位。

  我国石油消费总量中的70%依赖进口,60%依靠海上通道运输,50%需通过马六甲海峡,40%来源于国际政治安全热点区域,这个“7654”困局已成为我国经济社会实现更高质量发展、人民享受更美好生活的突出短板。

  长期以来,煤炭在我国能源体系中始终承担保障性角色,为我国能源缺口“兜底”,对我国实现快速工业化和城镇化提供了重要支撑。随着对气候变化问题的关注与参与,我国也加入了全球能源的低碳化进程,安全和低碳这两个价值观的冲突顺理成章地聚焦到煤炭上。在不同的低碳化路线中,逐步降低能源结构中煤炭生产和消费的比重是最主要、也是最有效益的一条路线。

  从上述分析的能源体系的两个矛盾看,我国能源革命的实质是要实现两个转变,一是电力系统实现煤基向可再生基的转变,一个是移动交通能源实现对外高度依赖向对外适度依赖转变。

  电力系统逐渐由以煤电为主转变为以可再生能源电力为主,这一转变方向在政府、企业、学者、社会各方面已经形成了广泛共识;主要争议之处在于这一转变过程的限度如何,速度和节奏如何把握等。共识得以形成的根本原因在于,电力系统可再生化是一条同时满足低碳和安全两个价值观的路线。

  而移动交通能源自主化如何实现,就算是在方向上、甚至在移动交通能源要不要自主化这个问题本身,都存在较多争议,各界认识并不统一,因而在产业实践上也较为混乱,难以形成合力。难以形成共识的根本原因在于,移动交通能源自主化目前尚不存在一条同时满足低碳和安全两个价值观的可行路线。

  煤制燃料是交通能源自主化正确选择
  
  从目前的产业发展趋势看,移动交通能源自主化主要有以下四种备选路线:一是移动交通电气化,二是生物质液体燃料替代,三是移动交通的氢能化,四是煤制气液燃料替代。

  移动交通电气化,即以电动汽车替代燃油汽车,这一转变方案高度依赖于电池储能技术。由于存在以下三个方面的问题,这一方向不能作为移动交通能源自主化的主导方向,只在局部具有战术意义。

  一是关键金属资源总量受限。每100万辆电动汽车约需要1. 5万吨锂,全球锂探明储量约1400万吨(金属锂),其中约90%是较难开发的盐湖锂盐,全球锂储量仅约对应于10亿辆电动汽车保有量,若全球都采用电池化方式解决交通能源问题,即使对锂资源进行掠夺式、枯竭式开发也难以支撑。

从汽车发展历史看,电池汽车并不是新技术、而是在历史上被淘汰的技术路线,未来也不会是交通能源的发展趋势。未来,电网可再生化对储能的需求将与电动汽车的储能需求争夺关键金属资源。

  二是移动交通电气化无助于解决能源安全问题。锂的生产主要在国外,2017年我国锂对外依存度超过8 0%,从经济意义的锂资源储量分析,这一依存度改变的可能性较小。移动交通电气化只是把一个原油对外依存度70%的问题转化成了一个锂资源对外依存度80%的问题,无助于解决能源安全问题。

  三是锂的大规模使用存在潜在的生态风险。锂的大规模使用(百万吨级)并无先例,人类对其对生态环境的破坏性缺乏足够认识。医学实验表明,低浓度的锂即可对人的神经系统产生毒害影响。

  锂在地壳中的自然丰度极低,例如锂在土壤中的自然含量约为25ppm,低于铬(70ppm)、镍(50p pm)、铅(35ppm)、锌(90ppm)、锰(1000ppm);锂在陆地植物中的含量约为0.1ppm,低于铬(0.2ppm)、镍(3ppm)、铅(2.7ppm)、锌(100ppm)、锰(630ppm);锂在人体中的含量约为0.02ppm,低于铬(0.4ppm)、镍(1ppm)、铅(1.6ppm)、锌(240ppm)、锰(1.1ppm)。

  由于整个生物圈都适应于低锂含量的自然环境,锂的大规模利用及随之而来的大规模废弃和污染存在潜在的生态风险。

  生物质液体燃料替代路线是以生物质为原料生产类油液体燃料,这一路线就其实质而言应当分为作物(含粮食作物和非粮作物)液体燃料和农业废弃物液体燃料两类,目前的产业实践中有意或者无意地将这两者混为一谈,混淆了不同性质的问题。

  由于植物光合作用效率低于3%,作物液体燃料最终输出能量的效率与太阳辐射的比值为1%左右,这与光伏发电12%的效率存在数量级差别,这从根本上决定了作物液体燃料从是一条极为低效的技术路线。

  作物液体燃料将直接与粮争地,每生产1000万吨作物液体燃料,约需要作物约3000万吨,对应于占用耕地6000万亩。我国人均耕地面积仅为1.5亩,与美国(7.2亩/人)、巴西(5.8亩/人)差距巨大,“耕地-粮食-人口”处于紧平衡,不能盲目借鉴这两个国家的产业发展经验。

  陈化粮等问题仅是由于管理不善造成的阶段性问题,随着粮食储备系统信息化、智能化水平提高,陈化粮将成为历史,不足以作为中长期能源发展的依据。

  农业废弃物制液体燃料的主要问题是两个,这两个问题都是难以克服的。一是农业废弃物的原料更加分散,其收集、运输过程的能源消耗大大增加,全过程净输出能量更低,经济效率也更低。二是纤维素、木质素的生产技术并未成熟,工艺过程也决定了其具有高消耗、高污染的特性。

  氢能是交通能源的另一可选方案,该方案早在20世纪70年代即已提出。氢能的局限主要由以下两点构成。

  一是氢能的储存和分配问题难以经济地解决。

  储存和分配的难度是由氢气的物理化学性质决定的,氢气极难液化,压缩到可接受的能量密度需要耗费大量电力及罐体金属材料,其他化学或吸附方式的储氢都会大幅度降低其能量密度。

  二是氢气的安全隐患使得其社会转轨难度大。

  氢气的可燃浓度范围很宽(4%-75%),使其点燃的最小能量约是石油和天然气的二十分之一。氢腐蚀使其对储存和输送的金属管道造成损伤的概率增加。这些特性均使得氢气配套基础设施的建设标准和成本均成倍提高,社会可接受性也存在疑问。

  由于上述的两方面原因,氢能得以经济利用至少是20年之外的事情。想依靠这一技术路线来解决我国交通能源自主化问题是远水难救近火。

  综上所述,煤制气液燃料是唯一现实途径。

  煤制气液燃料项目示范和产业示范从技术角度而言已经成功,工艺技术基本成熟。目前累计建成各类煤制油产能近1000万吨/年,煤制天然气产能约50亿方/年,其各类消耗、排放指标已经取得巨大进步并趋于稳定。

  在煤直接液化、煤气化、费托合成、合成气甲烷化等的工艺设计、工程建设、工厂运行方面积累了大量的产业经验和技术人才。废气、废水、废渣治理水平逐步提升,产业发展的环境影响稳步下降。煤制油、煤制天然气完全成本已经分别降至5000元/吨、2元/方,处于社会可以接受的边际成本范围。

  在此基础上,进一步进行适度规模煤制燃料产业化发展,将进一步降低设备制造成本、优化运行水平,大幅降低油气对外依存度,提升交通能源自主化程度,降低特殊情形下能源应急保障的难度。

  对应于2亿吨油气当量的煤制燃料,其固定资产投资规模约为2万亿元,这一能源转型成本远低于电动汽车、氢燃料汽车等所需要的技术研发和配套基础设施建设。

  进一步深化对煤制燃料产业的认识

  煤代油气是我国能源化工产业实践中已经长期存在并且依然长期存在,这是我国能源发展历程的历史逻辑。我国先后发展了主要基于煤炭原料或者由煤炭原料路线大规模补充的电力系统、合成氨工业、甲醇工业、烯烃工业、纤维单体工业,这些在世界其他国家的产业实践中都从未有过。

  同样的道理,我们也可以发展中国特色的煤制油气工业,而不能因为国际比较的“前所未见”就放弃这一产业发展。

  煤制燃料产业发展将从如下三个方面降低煤炭利用环境影响,提升煤炭利用水平。

  煤制燃料产业发展将促进煤炭集中利用。

  煤炭利用环境影响的管控的难度与煤炭利用主体的数量大大相关。煤制燃料单体项目的用煤量高达几百万至上千万吨级,远高于燃煤电厂,更远高于工业锅炉、散烧燃煤等。煤制燃料产业的发展将大大减少煤炭利用主体,降低煤炭的终端用量,有利于煤炭利用环境影响的集中管控。

  煤制燃料产业将降低大气污染物排放。

  煤制燃料产业大部分用煤进入气化系统深度脱除硫等污染物,工艺系统的二氧化硫、氮氧化物等的排放几乎为零,配套热动系统实现超低排放,大大降低了煤炭利用的大气污染物排放。

  煤制燃料产业将降低煤炭运输过程污染。

  煤制燃料将煤炭集中于生产侧完成清洁化,将煤炭运输转化为了油气管道运输,大大降低了运输能耗,同时大大降低了运输过程造成的粉尘等污染。

  我国煤炭产业资产总计约5万亿,其中国有控股4万亿。如果十年之内煤炭利用规模过快下降,将导致煤炭产业快速萎缩。同时,煤炭市场的剧烈变化将导致煤炭价格变化,从而导致相关能源企业所拥有的资产和矿产资源价值重估,造成国有资产快速贬值,并可能由此引发系统性金融风险。

  此外,煤炭产业直接从业人员约40万人,加上间接就业、家庭联系等,行业的快速萎缩将直接影响上百万人,造成大量摩擦性失业。对于一些资源依赖型地方,也可能由于煤炭产业的快速萎缩而重回贫困。适度进行煤制燃料的产业化,有利于我国煤炭产业实现平稳过渡,对产业相关企业、地方、人员造成的冲击相对较小。

  人口老龄化是未来几十年我国经济社会发展的重要变量。当前,我国消费的进口油气是由大量劳动力输出交换而来,这一交换模式依赖于较高的现时劳动流量。

  未来,我国劳动力人口将呈断崖式下降,这一交换模式将不可持续。煤制燃料的实质是以当前的重资产投资获得未来低现时劳动流量消耗的清洁能源,是一种劳动流量的储存方式,有利于积极应对人口老龄化的趋势。

  正确认识煤制燃料产业的碳排放问题

  煤制燃料的碳排放并不是净增量,要从促进能源体系调整、推动经济贸易实现再平衡的高度全面认识煤制燃料的碳排放问题。

  目前我国能源大平衡的现状是,通过燃烧煤炭发电获得基础能源价格优势,与廉价劳动力优势合并形成贸易成本优势,从而大量出口能量密集、劳动密集的产品,换取外汇用来购入大量石油、天然气,形成了大进大出的贸易格局。

  从能源角度看这个贸易格局的实质,是以外贸出口中隐含的燃煤交换了进口的石油天然气。这一交换过程对我国碳排放极为不利,因为燃煤过程、石油天然气利用过程的碳排放都发生在本土,是二次迭加的碳排放过程。当前我国外贸隐含碳排放占我国整体碳排放的五分之一至四分之一。煤制燃料将推动实现我国贸易再平衡,有效减少碳排放的二次迭加。

  2016年电力行业消耗煤炭约18亿吨,燃煤发电4万亿度、占全行业发电量的6 5%。根据《能源生产和消费革命战略(2016-2030)》,我国2030年至2050年能源消费总量稳定在60亿吨标准煤、可再生能源比例分别达到20%和50%,意味着可再生电力分别达到4万亿度和10万亿度,这将对燃煤发电形成巨大的挤出效应,即:至203 0年燃煤发电减少约2万亿度、减少煤炭消耗9亿吨,至2050年燃煤发电基本归零、再减少煤炭消耗9亿吨。

  只需将挤出电煤的50%用于煤制燃料,即可在2030年提供1亿吨油气当量清洁交通能源。煤发电和煤制燃料是煤炭清洁高效利用的一体两面,煤炭利用方式的转变并不影响整体煤炭减量及碳减排的大局。

  加强煤制燃料产业顶层政策设计

  煤制燃料产业其外部性极其显著,必须加强国家层面的顶层设计。目前《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》仅是国家发展改革委和国家能源局的部门规划,“顶层设计不够顶”,难以实现国土、环保等部门的政策协调,导致产业发展困难重重,严重停滞。

  应参照车用乙醇汽油推广实施方案,由相关部委协调设计、统筹推进。产业涉及的用水指标、用煤指标、能耗指标、污染物排放总量指标、用地指标、碳排放指标等,由顶层设计根据优化的技术标准统筹配置,破除条块分割体制造成的发展障碍。

  产业定位是一切产业政策体系的出发点。应当从国家层面明确煤制燃料产业在能源革命中的如下两个定位:

  一是将煤制燃料定位为我国交通能源自主化的主导路径,其产业定位高于电动汽车、氢燃料汽车、生物液体燃料等。
二是将煤制燃料定位为两大能源转型路径之一,其产业定位与电力系统可再生化同等重要。
根据上述第一个定位,应当参照电动汽车发展、氢燃料汽车发展、生物质液体燃料发展等目前采取的政策措施,赋予煤制燃料同等的政策地位,包括消费税减免、价格补贴等。

  根据上述第二个定位,应当参照风电、光伏、水电等可再生电力在电力发展中的差别化政策,在油气发展中赋予煤制燃料同等的政策地位,包括全面统筹全国产能建设计划,制定差异化入网油气价格,制定煤制油气全额入网消纳计划。

  以远离人口聚集区域,环境容量充足,煤炭资源储量大、品质好,水资源足以支撑等为基本依据,在全国范围内遴选基础条件好的适宜地区,集中建设4 至5个大型煤制燃料基地,单体基地聚集规模达到2000至3000万吨油气当量。为兼顾分散环境压力和发挥规模效益,基地布局应采用煤气化龙头适度分散、下游合成输配中心集中的方式。(文|朱彬彬)


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