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实现煤化工产业科学发展的探讨和建议

新闻分类:煤基多联产来源:点击次数:发布日期:2016-02-26



李大尚  李好管
(全国煤化工信息站  太原030032)

    中国的资源特点是富煤、贫油、少气,煤炭在能源的生产和消费领域长期占主导地位。近年来,日益严峻的环保形势、碳减排压力,一方面要求控制煤炭在一次能源消费中的比重,另一方面要求实现煤炭的清洁、高效利用,因此,现代煤化工产业得到国家政策的支持。进入新世纪以来,尤其是“十一五”、“十二五”期间,许多技术取得重大突破,示范工程取得重大进展。但同时受利益驱动等多种因素的综合影响,也出现了盲目、无序、过热发展的势头。国务院、国家发改委曾多次发文,要求实现煤化工产业的科学、有序、适度发展。为此,在我国即将进入第十三个五年规划之际,本文结合自己多年来的工作实践,从资源、投(融)资、技术路线和目标产品选择、跨行业多联产、创新驱动等方面,就我国煤化工产业的科学发展提出若干建议,以供业界同行参考。
1   发展煤化工是我国能源安全的战略选择
1.1  煤炭作为我国主体能源的地位较长时期不会改变
1.1.1  煤炭在我国能源生产和消费总量中的比重
    我国三大化石类能源已探明可采储量中,煤炭的占比超过9O%,远大远于石油和天然气。统计数据表明,  近15年来,我国煤炭的产量在能源生产总量中的比重一直保持在75%右左,消费量在能源消费总量中的比重一直保持在70%左右,详见表1。

1.1.2  中国将实施“绿色低碳”的能源发展战略
    ——2013年9月12日,  国务院发布《大气污染防治行动计划》,明确提出: 要加快调整能源结构,控制煤炭消费总量,  加大天然气、煤制天然气、煤层气等清洁能源供应力度。2014年3月24日,国家发展改革委、国家能源局、国家环境保护部联合发布《关于印发能源行业加强大气污染防治工作方案的通知》(发改能源[2014]506号),要求到2015年,非化石能源消费比重提高到11.4%,天然气消费比重达到7%以上;20l7年,非化石能源消费比重提高到13%,天然气消费比重提高到9%以上,煤炭消费比例降至65%以下。
    ——20l4年11月l9日,国务院办公厅公布《能源发展战略行动计划(2014—2020年)》。《计划》指出,今后几年,中国能源发展将重点实施四大总体战略,“绿色低碳战略”是其中之一,要求到2020年,国内一次能源生产总量达到 42亿t标准煤,消费总量控制在48亿t标准煤左右,煤炭消费总量控制在42亿t左右;非化石能源占一次能源消费比重达到15%,天然气消费比重达到10%以上,煤炭消费比重控制在62%以内。
    ——2014年l2月25日,全国能源工作会议召开。会议透露的信息表明,2014年我国煤炭占一次能源的消费比重有可能下降至64.2%,非化石能源占一次能源消费比重将提升至11.1%;2015年,我国煤炭消费比重将降至63.3%。
    综上,中国正在进行一场能源革命,加大力度进行能源结构的调整是其中主要内容之一。随着国家能源结构的优化和新能源的快速发展,煤炭生产和消费在我国能源生产和消费总量中的比例将呈下降的趋势,但总量(绝对值)还是上升的,煤炭作为“主体能源”的地位短期内不会被“撼动”。那么,如何解决煤炭作为主体能源地位不会改变和国家实施绿色低碳能源战略的矛盾?发展煤化工,尤其是现代煤化工,实现煤炭的清洁、高效转化利用应该是有效途径之一。
1.2  中国石油、天然气的对外依存度分析
1.2.1  中国石油的对外依存度已接近60%
    1993年,我国成为石油净进口国。20年来,中国原油的生产、消费、净进口、对外依存度分析详见表2。

    表2中的数据是中国原油对外依存度数据,实际上,全口径石油的对外依存度要大于原油对外依存度,2012年、2013年中国石油的对外依存度分别为58.8%和59.5%,已逼近《能源发展“十二五”规划》中“‘十二五’末期,中国石油对外依存度控制在61%以内”的指标。当然,由于计算口径、统计口径等不同(譬如是否考虑库存),不同文献上的依存度数据略有差异,有文献报道,2013年中国石油的对外依存度已经超过60%。
    2030年中国石油的消费量将达6亿t/a~8亿t/a,而中国的石油产量维持在2亿t已属不易,如不发展煤化工替代部分石油,就无法改变届时石油对外依存度67%~75%的局面。

1.2.2  中国天然气的对外依存度已达30%左右
    近年来,我国天然气的生产、消费、净进口、对外依存度分析详见表3。

    由表3可见,中国天然气对外依存度由2010年的11.5%快速增加到2013年的30%。
    社会经济的发展,加之国家能源结构调整政策导向的双重作用,“十二五”以来,我国天然气的消费量年均增加约200亿m3,但必须看到的是,国内天然气产量增长是无法维持这个消费量增长速度的,天然气进口量的快速增加对消费量的高速增长起到了相当的“支撑”作用。
    近几年,我国的天然气进口渠道越来越宽,进口量逐年增加,2014年5月21日,又与俄罗斯签订了《中俄东线供气购销合同》,应该说,在经济、市场全球化的今天,一个国家适量进口某种产品作为国内消费的补充是有益的,但是,近几年频发的“地缘政治冲突,地区的局部冲突或者战争”告诉我们,将中国的天然气消费建立在如此快速增加的进口量上,从另外一个角度来讲,实际上是增大了国家能源安全“受制于人”的风险。因此,页岩气、煤层气、煤制天然气等在中国的发展是“必须的”。

2  中国煤化工产业现状

2.1  我国煤化工基本情况
2.1.1  虽然我国煤化工产业和技术发展非常迅速,但仍未改变以传统煤化工为主,现代煤化工刚兴起这一特征。
2.1.2  传统煤化工包括焦炭化工、电石化工、第一代煤气化技术及合成气化工。主要特征是技术落后,主要产品产能、产量严重过剩,缺乏竞争力,环保问题突出。
2.1.3  现代煤化工是煤的洁净、高效利用,是以第二代煤气化为核心的碳一化工合成技术及其深加工产品。其基本特征是产业规模化、装置大型化、技术现代化、产业集聚多样化、管理信息化。把煤炭的开采、洗选-煤化工-热电-冶金-建材-物流紧密结合在一起的一体化的多联产园区是现代煤化工产业的特征。
2.1.4  煤化工产品结构性矛盾突出。进入21世纪以来的高油价,催生了中国煤化工超常规发展,煤炭、电力、冶金、石化、石油、海油等行业都涉足煤化工领域,产能迅速扩大,其中部分是重复建设的落后产能;2006—2008年开建的大量的新厂陆续建成投产,产能进一步扩大;2008年世界金融危机,宽松的投资环境,使产品过剩情况进一步加剧。而与此同时,一些有机化学品、精细化工及新材料产品严重供不应求。
2.1.5  应用循环经济理念,一批特大型煤化工基地正在规划和建设中,如新疆煤化工基地、宁东煤化工基地、蒙东煤化工基地。
2.1.6  通过几十年的发展,我国目前有世界上最全、最先进的煤气化和合成气合成技术,最多的煤化工技术人才,最大的煤化工产业和体量。在煤化工产品替代油、天然气能源和部分石化产品方面,取得了许多突破性进展,形成了一批具有自主知识产权、竞争力强的技术。

2.2传统煤化工产业
    传统煤化工的主要产品有焦炭/半焦、合成氨(尿素)、电石、甲醇等,对国民经济发展有着举足轻重的作用:
    ——焦炭是钢铁等冶金工业的重要原料,国家建设对钢铁的大量需求主要依靠焦炭工业的支撑。
    ——合成氨、尿素对农业发展至关重要,近年来我国以煤为原料的合成氨产量已占到总产量的将近80%。
    ——甲醇具有“碳一化工之母”和“能源替代品”的双重重要性,目前以煤和焦炉气为原料的甲醇产能占总产能的比重已超过80%,随着“天然气为原料的甲醇装置”受到国家产业政策的限制,这个比例还会上升。
    ——电石是大宗工程材料PVC的主要原料,目前电石消费量的70%以上用于PVC生产。与“石油乙烯”路线相比,尽管“电石-乙炔-PVC”路线的综合竞争力要弱,但中国的资源特征和国际油价的高位运行决定了电石法PVC仍将在中国得到发展。
    关于电石法PVC的发展问题,笔者认为,能维持一段时间的现状就不错了。因为电石是高能耗、严重污染环境的产品,要处理好废气、废渣,需要大量投资和消耗;另外,催化剂含汞的技术问题没有彻底解决;石油乙烯发展很快,煤化工制乙烯异军突起,成本竞争力强,环境友好。
    中国传统煤化工产业规模情况见表4。

    普遍认为,传统煤化工产业主要产品焦炭、合成氨/尿素、甲醇、电石均存在产能过剩的问题。当然也有不同观点,以甲醇为例,有专家认为,甲醇行业的产能过剩是结构性产能过剩,扣除无效、低效产能(比如天然气和固定床单醇)、弹性产能(合成氨联醇)后,中国甲醇产能利用率在80%以上,行业运行基本合理。

2.3现代煤化工产业
现代煤化工的产业定位为煤炭清洁利用和高效转化,主要指煤制天然气、煤气化生产甲醇进而制烯烃、煤直接液化、间接液化生产油品、煤制乙二醇、煤制芳烃及IGCC等。

2.3.1  煤制天然气
    “十一五”期间,我国有4个项目通过了国家有关部门核准,分别是大唐国际内蒙古克旗40亿m3/a煤制天然气项目,大唐国际辽宁阜新40亿m3/a煤制天然气项目,内蒙古汇能集团l6亿m3/a煤制天然气项目,新疆庆华集团55亿m3/a煤制天然气项目。其中新疆庆华项目一期13.75亿m3/a装置和大唐克旗一期l3.3亿m3/a装置已经投产运行,正式输气;内蒙古汇能煤制天然气项目的第一套装置(4亿m3/a)于2014年10月28日正式投入生产,首期4亿m3/a全部液化(LNG)。这4个煤制天然气项目在选择煤气化技术时,根据煤种、不同煤气化技术的特点,大唐克旗、新疆庆华、大唐阜新选用了固定床碎煤加压气化技术,内蒙古汇能选择了水煤浆加压气化技术。
    “十二五”以来,尤其是2013年开始,国家发改委加快了煤制天然气项目的“路条”发放,截至2014年底,共有l7个煤制天然气示范项目获得了国家发改委、能源局“同意开展前期工作”的复函,合计产能达722亿m3/a。其中2014年最新获得路条的项目有:内蒙古华星新能源有限公司40亿m3/a(2014年2月获得路条),项目地点在上海庙能源化工基地;安徽省能源集团有限公司22亿m3/a(2014年4月获得路条),项目地点在安徽淮南。
    在“十二五”获得“路条”的17个煤制天然气项目,对煤气化技术的选择,“固定床碎煤加压气化”、“固定床碎煤加压气化+水煤浆加压气化”、“固定床碎煤加压气化+航天炉”、“固定床碎煤熔渣气化+东方炉”等气化方式均有选用或初步达成选用意向。根据煤质特性及煤矿的块粉比,以固定床气化与气流床气化为代表的组合气化工艺将成为煤制天然气研究的热点。
    甲烷化技术是煤制天然气的核心技术之一,我国已经开车和在建的4套装置全部引进国外公司的技术。据《中国化工信息》(2014年第50期)报道,2014年11月25日,由西南化工研究设计院有限公司和中海油气电集团合作研发的煤制天然气甲烷化中试技术,在北京通过了中国石油和化学工业联合会组织的成果鉴定。该技术主要优势:一是低循环比,循环比较国内外同类工艺低20%~50%;二是高性能甲烷化催化剂,具有起活温度低、副反应少、耐热温度高、抗积炭性强等特点。
    中科院大连化物所、全国煤化工设计技术中心、中国庆华集团合作研发的煤制天然气工业试验项目,采用大化所的高温催化剂,已基本建成。甲烷化技术采用内外筒式设计,无耐热衬里,增加催化剂装填量25%以上;工艺采用单流程设计,饱和塔替代循环气压缩机,增加一台循环水泵,甲烷化生成的冷凝液通过循环水泵复用。整体工艺简化了流程,技术难度降低,节能减排,节省投资。前已述及,近年来我国天然气需求快速增长。天然气在一次能源消费结构中的比重2000年、2010年、20l3年分别为2.2%、4.4%、5.8%,而国际平均水平23.8%。考虑到资源禀赋特点,即使中国天然气在一次能源消费结构中的比重达到12%(国际平均水平的一半),其需求增长的潜力也可见一斑。近来,页岩气的发展较快,有人担心煤制天然气是否会受到冲击,从我国天然气需求增长的潜力来看,这种现象发生的可能性不大。国家有关部门最近调低了202 0年页岩气的产量规划,说明页岩气的发展远远不像想象的那样顺利。实际上,我国应该形成国产天然气、进口天然气、页岩气/煤层气、煤制天然气多渠道供应的格局,这些气源之间更多的是互补而非替代关系。
    当然,煤制天然气产业发展也存在一些制约因素或者说亟需解决的问题,概括起来可归纳为管网准入问题、调峰问题、定价机制问题、碳税问题等。

2.3.2  煤(甲醇)制烯烃
    截至2013年底,我国已投入运行6个煤(甲醇)制烯烃装置,总产能266万t/a。其中一体化甲醇制烯烃(煤-甲醇-烯烃)产能156万t/a,部分外购甲醇制烯烃产能30万t/a,完全外购甲醇制烯烃产能80万t/a,详见表5。

    应该说,中国甲醇制烯烃装置已普遍进入稳定运行阶段。神华包头60万t/a甲醇制烯烃项目于2011年进入商业化运行,截至2013年底,已累计生产聚烯烃产品159万t。惠生南京30万t/a甲醇制烯烃(MTO)/烯烃裂化(OCP)装置于2013年9月下旬开车成功,截至20l4年上半年,已累计生产烯烃产品超过13.4万t。
    我国目前在建(含获国家发改委批文)甲醇制烯烃项目32个,产能合计1937.8万t/a。其中,“煤-甲醇-烯烃”一体化项目产能1235万t/a,外购或部分外购甲醇制烯烃项目总产能合计702万t/a。此外,开展前期工作的煤(甲醇)制烯烃项目15个,产能合计1000万t/a左右,当然,从目前的形势来看,这些项目的不确定性因素很多。
    关于煤(甲醇)制烯烃产业,在此需要提及的是,烯烃/丙烯的市场也许并没有预期的那样乐观,建议业界相关人士关注近年来我国掀起的“丙烷脱氢制丙烯(PDH)热潮”。我国过去几年的PDH投资热潮,可能在2014年转化成为投产热。天津渤化60万t/a PDH装置是国内第一套PDH装置,已于2013年9月份投产。据报道,2014年中国将有5套新建PDH装置集中投产,分别是:(1)浙江绍兴三圆石化公司45万t/a PDH装置,预计投产时间为2014年2季度;(2)浙江卫星能源公司45万t/a PDH装置,位于浙江嘉兴平湖市,计划于2014年2季度投产;(3)浙江宁波海越新材料公司60万t/a PDH装置,计划2014年6月投产;(4)扬子江石化公司60万t/a PDH装置,位于江苏张家港,将于2014年3季度投产;(5)山东烟台万华公司75万t/a PDH装置,计划在2014年底投产。这5套PDH装置将新增285万t/a丙烯产能。

2.3.3  煤制油
    目前,国外典型的工业化煤间接液化技术有南非Sasol的费托合成技术、荷兰Shell公司的SMDS技术和Mobi1公司的MTG合成技术;国内典型的技术有中科合成油低温煤间接液化工艺,上海兖矿能源科技开发有限公司的浆态床低温费托合成、流化床高温费托合成煤间接液化工艺,赛鼎工程有限公司与中科院山西煤化所联合开发的一步法MTG工艺。
    我国的煤制油(含MTG,煤-甲醇-汽油)投产、在建、获得路条的项目情况见表6。

    关于煤制油,业界一直有较大的争议。有专家认为,从技术、环保、投资、经济效益来说,煤制柴油比煤制烯烃有利;也有专家认为,发展煤制油,对我国油品替代的总量有限,我国发展煤制油重点应作为技术储备。值得提及的是,2008年4月,国家发改委曾经发文《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》,冻结煤制油新项目;而2013年9月,酝酿l0年之久的神华宁煤400万t/a煤炭间接液化项目终于获得了国家发改委的正式批复,这表明,随着3套16万t/a示范装置的运行,对煤制油项目的审批有所放宽。
3  用科学发展观、循环经济理念发展煤化工产业

3.1  正确认识煤化工的优势与劣势,分析煤化工的挑战与机遇
    应该充分认识到,从投资、环保、技术成熟程度等整体上看,煤化工产业是无法与石油化工全面竞争的。发展煤化工产业,对于一个开放的全球市场,影响因素较多,它仅在某一局部、某些产品、某一时间段具有较好竞争力。
    要从国情出发,研究全球能源市场趋势,研究煤化工、石油化工、天然气化工发展规划及建设情况、环保、节能减排要求等,分析煤化工发展的机遇与挑战,扬长避短,找到有效的对策,避免盲目跟风,防患可能存在的风险。

3.2 要根据不同煤质和目标产品选择适合的工艺技术

3.2.1  5%左右特低灰,镜质组、壳质组大于85%高活性组分,H/C高,氧元素含量低,碳元素76%以下(daf基)的煤,适宜选用煤直接液化制油。
3.2.2  含硫低、灰低及易选的主焦煤、肥煤、1/3焦煤、瘦煤应用来炼焦。
3.2.3  水分不高、灰分15%左右,灰熔融性温度<1300℃的褐煤宜选用气流床干粉煤气化或移动床熔渣气化制取合成气,加工各种煤化工产品包括合成油。
3.2.4  凡能制取质量分数60%以上水煤浆,灰熔融性温度<1300℃,灰分15%左右的煤,宜选用气流床水煤浆气化或干粉煤气化制合成气,加工各种煤化工产品及合成油。
3.2.5  灰熔融性温度>1200℃,高水分、高灰分,弱黏结性煤,目标产品为合成天然气,或天然气联产甲醇、化肥、油品等化工产品,宜选用干排灰或液态排渣碎煤加压气化工艺。

3.3  煤化工项目和目标产品应重视水资源这个基本条件
3.3.1  我国煤炭资源和水资源逆向分布,西北部富煤地区严重缺水,应对之策是淘汰高能耗产品,选用先进的节能、节水新工艺,如尽可能采用空冷代替水冷,实现废水100%利用。
3.3.2  选用耗水少的煤化工产品。含油量高的煤,采用热解得到焦油和半焦,焦油加氢后得到油品,煤气用于生产天然气或化工产品。半焦可以运到水资源有保证的地区加工。

3.4  充分考虑运输条件,融资条件,产品市场空间
3.4.1  要科学、实事求是地确定产业规模,企业不能盲目追求做大做强,更不能把圈地、占资源作为目标。
3.4.2  煤化工是资金密集型产业,不是一般企业能涉足的,需要依靠特大型企业为骨干,实行股本多元化,创造融资条件,减小投资风险;项目规模可以合理分期,滚动发展。
3.4.3  要根据自身特点,选择发展从石油化工得不到或与石化产品有竞争力的产品,如煤焦油中的一些产品、醋酸等羰基合成产品、乙二醇、烯烃等合成产品、精细化工及化工新材料产品、工程塑料及工程材料等。
3.4.4  确定产品产业链时,应考虑尽可能减少工厂进出口运输量,生产当地销售产品、易运输的固体及管道运输的产品,减少运输成本,提高竞争力,如合成油、聚丙烯、聚乙烯、尿素、合成天然气等。

3.5  要遵循一体化、大型化、集约化、多联产、循环经济发展模式
3.5.1  一体化指从原材料到产品所涉及的其他行业产业的一体化:即把煤矿(开采、洗选、储运)-煤化工-热电-冶金(还原铁、氧化铝、氧化镁等)-建材(工程塑料、炉渣水泥、砖、保温材料等)-公用物料(供水、供电)-物流(交通、仓储、布局等)紧密结合成一整体。
3.5.2  大型化包括装备和产品规模大型化。如甲醇规模单系列100万t/a,合成油规模300万t/a,天然气规模20亿m3/a以上,单套100 000 m3/h空分装置,大型高压离心式压缩机,大型合成反应器等。
3.5.3  集约化是指产业聚群及其产品链的延伸,包括合成气化工、燃料化工、有机化学品、精细化工、材料化工、医药化工、农用化工等,还包括经营管理信息化。
3.5.4  打破行业界限,实现多联产
    ——煤的成分十分复杂,单一产品利用难以取得最好效果,如能实行煤炭开采、洗选与煤化工、煤制油、热电、冶金、建材等上下游一体化,实现多联产,建设循环经济园区,资源得到充分利用,综合能效会大幅度提高。
    ——不同地区不同煤种,不同的目标产品,可以有不同的多联产模式。
    ——实现多联产必须打破行业界限,要求电力等垄断行业从整体利益出发,主动配合才能实现。

3.6  积极发展低阶煤分质高效利用

3.6.1  我国褐煤、长焰煤、不黏煤、弱黏煤等含油高的低变煤储量占煤炭总储量的50%以上,这部分煤直接作燃料烧掉十分可惜,等于烧掉了6%~10%的油及大量干馏煤气。首先将煤干馏,产出焦油、半焦和煤气等初级产品,再进一步加工,煤气中提氢供煤焦油加氢生产燃料油,剩余煤气分离出甲烷天然气产品,其他剩余煤气作为干馏用燃料气,半焦用于发电或制合成气,实现煤的分质利用多联产,节能减排十分显著,总热效率大大提高。
3.6.2  在陕北榆林地区,半焦产能已超过3000万t/a,50万t/a焦油加氢示范装置已运行三年,年盈利8亿元~10亿元。蒙、陕、宁能源金三角地区原煤含油率平均l0%左行,新疆哈密原煤含油率更高,有的高达15%~l7%,这些煤如能实现分质利用,节能减排效果和经济、环境效益更好。

4  依托创新驱动,促进煤化工产业可持续发展

4.1  技术创新取得一定成果,但与快速发展的产业要求仍不匹配
经过产、学、研、工程公司等单位的共同努力,我国在煤气化、煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇、捣固焦炉、大型甲醇合成塔、空分装置、焦炉煤气综合利用等煤化工热点领域,诸多关键技术相继取得了突破,其中有些技术已处于世界领先水平。
    ——煤气化技术:固定床碎煤加压气化、BGL熔渣气化;四喷嘴水煤浆气化、多元料浆气化;航天炉干粉煤气化、两段干粉煤气化;加压流化床灰熔聚气化。
    ——煤制油:神华集团等合作开发的煤直接液化技术;中科合成油、上海兖矿能源科技开发有限公司开发的煤间接液化技术。
    ——合成气产品技术:大型甲醇生产技术,大型合成氨及尿素技术,合成气制乙二醇、乙醇技术等。
    ——甲醇制烯烃(DMT0、SMT0、FMTP)、芳烃(MTA)、汽油技术(MTG)。
    在看到成绩的同时,应该清醒地认识到:(1)许多煤化工核心及配套技术依然依赖于国外技术专利商;(2)在众多的煤化工延伸产品链上,特别是高端产品技术还受制于人;有些技术,我们也开发成功了,但竞争力与国外技术相比,仍有差距。神华包头煤制烯烃项目中的七项关键技术中,仅有MT0这一项技术采用了具有我国自主知识产权的技术,详见表7。

4.2  产业的可持续发展需要进一步的创新来支撑
    我国煤化工产业经过一轮高速发展后,市场竞争(包括产品市场、设计市场等)日益激烈,节能环保要求日益严格,迫切需要“创新”来进一步推动产业的可持续发展。这里的“创新”包括思维创新、管理创新、技术创新等。限于篇幅,仅作一些粗浅的讨论。
    进入新世纪以来,对经济高速增长带来的旺盛市场的眷恋,加之不正确的政绩观、业绩观的推动,以及“跑马圈地”思想的作祟,促使大量同类同质、相互模仿的煤化工项目齐头并进,煤化工产业结构不合理,诸多产品产能严重过剩等问题日益显现。
    与此同时,一些高附加值、处于产业链下游的精细化工产品、有机化工产品、新材料产品自给率不足,产品依赖进口,技术依赖引进。因此,面对煤化工产业结构性矛盾突出的现状,我们应该加强一些前沿技术、空白技术、核心技术的基础研发,延伸产业链、产品链,走“差异化”发展的路子,大力发展有竞争力的煤化工产品,尤其是一些精细化工产品、新材料产品等。

4.3  良好的创新氛围已经基本形成,创新将进一步促进产业发展
    ——“避免同质竞争,实现差异化发展”,在10余年中国煤化工产业快速发展的历程中,业界对创新在产业发展中的重要意义有了越来越清醒的认识,激烈的全方位竞争,也使整个业界对创新的需求更加迫切、更加强烈,应该说,良好的认知环境为创新驱动提供了认识基础。
    ——近年来,国家的产业政策导向一再要求转变经济增长方式,通过产业结构调整促进经济发展,并制定了相应的鼓励、激励政策,有关部委配套提高了行业准入门槛和清洁生产标准,为创新驱动提供了良好的政策环境。
    ——近几年产业的快速发展,锻炼了一大批煤化工技术人才,造就了一大批煤化工研发实体、工程公司、装备制造实体、初具现代化的生产企业,虽然目前还存在这样或那样的问题,但毕竟为创新驱动提供了一个良好的平台。
    认识到位,政策支持,平台已经搭建,创新将为中国煤化工的可持续发展提供强有力的支撑。

    后记:本文写作之初,国际油价还在100美元/桶之上,稿件完成过程中,国际油价经历了断崖式下跌,目前在50美元/桶左右。众所周知,我国10余年煤化工产业的快速发展,很大一部分因素与国际高油价的催生有关,许多现代煤化工项目经济性的盈亏平衡点在75美元/桶左右,如果国际油价较长时期维持在50美元/桶左右,必定对我国煤化工产业的发展产生重大影响,因此,我们需对本轮油价的下跌深度、持续时长等密切关注,冷静观察。