煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展形式分析報告

1、煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展形式分析報告,,中科院大連化物所,內(nèi)容,煤化工簡介 煤化工發(fā)展必要性和發(fā)展思路 國、內(nèi)外煤化工產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀分析 具有應用前景的煤化工新技術(shù) 潔凈煤 (Clean Coal) 利用戰(zhàn)略,煤化工簡史,始于18世紀18世紀中葉：煉鐵—煉焦18世紀末：生產(chǎn)民用煤氣19世紀形成完整工業(yè)體系費托（F-T）合成法制液體燃料煤直接液化制液體燃料提取芳烴及雜環(huán)有機化學品第二次世界大戰(zhàn)后石油化工興起，煤在世界能源構(gòu)

2、成中由65％～70％降至25％～27％目前石油資源日漸短缺，煤化工重新受到重視根據(jù)社會發(fā)展需要發(fā)展新的煤化工技術(shù),,+ O2 →,SOx,NOx,S（硫）N（氮）,｝,污染物,溫室氣體,,C（碳） + O2 = CO2 + 394kJ （能量）,（事后）,（事前）,直接燃燒,,,,,脫除,先進煤氣化,,,,,脫除,合成產(chǎn)品、發(fā)電,,現(xiàn)代煤化工：以煤氣化為龍頭，以一碳化工技術(shù)為基礎(chǔ)，合成、制取各種化工產(chǎn)品和燃料油的煤炭潔凈利

3、用技 術(shù)（環(huán)保、煤種適應性和煤利用效率等方面更具優(yōu)勢）；緩解石油供求矛盾，實施石油替代戰(zhàn)略的必然選擇產(chǎn)品附加值高，市場缺口大，高油價下具有強的成本優(yōu)勢,傳統(tǒng)煤化工： 煤焦化、煤電石、合成氨、煤制甲醇等領(lǐng)域高能耗、高排放、高污染，資源利用效率低，產(chǎn)品技術(shù)含量低在環(huán)保日益成為行業(yè)壁壘、發(fā)展循環(huán)經(jīng)濟變?yōu)楣沧R的大環(huán)境下，面臨技術(shù)升級、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整產(chǎn)品附加值較低，產(chǎn)品產(chǎn)能過剩,傳統(tǒng)煤化工和現(xiàn)代煤化工技術(shù),潔凈煤 (Clean C

4、oal) 技術(shù),,煤氣化技術(shù)是煤化工的公共技術(shù)、龍頭技術(shù)、關(guān)鍵技術(shù),煤化工相關(guān)技術(shù)發(fā)展的需要大型煤氣化技術(shù) ；氣流床技術(shù)是大型煤氣化技術(shù)發(fā)展的主要方向 經(jīng)過幾十年的開發(fā)和應用，形成了以Lurgi(魯奇) 、 Texaco(德士古)、 Shell(殼牌)、HTW等為代表的工業(yè)化煤氣化技術(shù) ；為適應更寬范圍的煤種，各國（包括美國、英國、德國、澳大利亞、印度）均在開發(fā)新型的煤氣化技術(shù)，如美國的Transport(輸送床)氣化技術(shù)。大多數(shù)

5、國內(nèi)企業(yè)仍然使用落后的固定床爐型；Lurgi(魯奇) 、 Texaco(德士古)氣化技術(shù)經(jīng)過二十余年的引進和吸收再創(chuàng)新，裝備生產(chǎn)和應用均已達到商業(yè)化水平，Shell技術(shù)正在調(diào)試期；產(chǎn)學研結(jié)合推動了國內(nèi)氣化技術(shù)的發(fā)展，如：水煤漿四噴嘴對置氣流床氣化技術(shù)，干煤粉氣流床氣化技術(shù)，灰熔聚流化床氣化技術(shù)等。,煤氣化技術(shù)的國內(nèi)、外技術(shù)現(xiàn)狀及趨勢,目前國內(nèi)發(fā)展煤化工的主要技術(shù)路線,,,,水煤氣變換制氫,內(nèi)容,煤化工簡介 煤化工發(fā)展必要性和發(fā)展思

6、路 國、內(nèi)外煤化工產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀分析 具有應用前景的煤化工新技術(shù) 潔凈煤 (Clean Coal) 利用戰(zhàn)略,資料來源：國家發(fā)改委能源經(jīng)濟與發(fā)展戰(zhàn)略研究中心；IEA,Million Barrels/Day,我國石油供應情況,中國石油石化產(chǎn)品的消費狀況,,經(jīng)濟發(fā)展促進了石油石化產(chǎn)品需求的快速增長，石化原料缺口不斷增大，資源制約矛盾趨于嚴重。目前國內(nèi)石化產(chǎn)品供不應求，市場滿足率僅50%左右，一半左右依賴進口，未來幾年期間狀況仍然不會

7、根本改變。,DICP,我國天然氣供給情況,,,國家統(tǒng)計局公布數(shù)據(jù)2007,中國天然氣資源缺口預測（BP2006世界能源統(tǒng)計）,現(xiàn)代煤化工的興起,石油價格的不斷攀升,石油石化產(chǎn)品的日益緊缺,煤炭資源的豐富、低廉,,生產(chǎn)潔凈能源和石化產(chǎn)品,,,現(xiàn)代煤化工,石油替代戰(zhàn)略,我國石油資源相對匱乏，供需矛盾日益突出，煉油工業(yè)存在結(jié)構(gòu)性缺陷石油總量不足，且油質(zhì)偏重結(jié)合進口，僅能滿足燃料的基本需求不能有效保障化工基礎(chǔ)原料（烯烴、芳烴）供應我國

8、能源特點是“缺油、少氣、富煤”世界經(jīng)濟發(fā)展的大趨勢中國發(fā)展煤化工是中國石油替代戰(zhàn)略的必然選擇即使沒有高油價，中國也應該發(fā)展煤化工，以彌補石油化工的結(jié)構(gòu)缺陷現(xiàn)代煤化工處于起步階段，中國在世界上將優(yōu)先發(fā)展煤化工，更多依靠自主創(chuàng)新 如何替代？煤基合成油煤制大宗化學品（烯烴、芳烴、含氧化合物）煤制天然氣,我國煤化工產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃,,,產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀： 煤化工產(chǎn)業(yè)由傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)向現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型。,中心任務： 加快產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)

9、調(diào)整，發(fā)展煤制石油替代產(chǎn)品，提高產(chǎn)業(yè)競爭力。,發(fā)展目標： 利用我國煤炭資源優(yōu)勢, 穩(wěn)步發(fā)展煤化工產(chǎn)業(yè), 滿足經(jīng)濟社會的需求。 發(fā)展煤制二甲醚、烯烴、油品等石油替代產(chǎn)品, 推進石油替代戰(zhàn)略的實施。,2010年，建成大型煤制甲醇、二甲醚、烯烴和油品示范工程。 2020年，發(fā)展煤制石油替代產(chǎn)品，形成七大煤化工區(qū)的產(chǎn)業(yè)布局。,煤化工及相關(guān)產(chǎn)品發(fā)展目標,,,,資料來源：國家發(fā)改委煤化工產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃（征求意見稿）,,煤化工導致過

10、熱的原因,石油資源少油價高企掌握煤資源的沖動金融危機后的投資熱情仍然很高：以煤為主的能源結(jié)構(gòu)不變石油產(chǎn)量正在接近并達到高峰（2030年），油價在70-100美元，石油對外依存度49.5%(2009年超過50%）政府控制了油以及石油化工領(lǐng)域（除陜西），地方政府希望發(fā)展煤化工來增加GDP,經(jīng)濟性測算,原油價格高于20美元/桶，才能發(fā)展煤化工產(chǎn)品油/煤比價大于8 (煤200元/噸，原油高于29$/桶),煤制烯烴和二甲醚可與同類

11、石油產(chǎn)品競爭油/煤比價大于10 (煤200元/噸，原油高于36$/桶)，煤制油可與同類石油產(chǎn)品競爭,資料來源：國家發(fā)改委煤化工產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃（征求意見稿）,煤化工產(chǎn)業(yè)政策,2006年7月7日（1350號文）：發(fā)改委設(shè)了煤化工門檻： DME（100萬噸）；煤制油（300萬噸）；煤制烯烴（60萬噸）2007年1月,《煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展政策》和《煤化工產(chǎn)業(yè)中長期發(fā)展規(guī)劃》2009年2月19日通過(石化產(chǎn)業(yè)調(diào)整和振興規(guī)劃):

12、 要求堅決遏制煤化工盲目發(fā)展勢頭，積極引導煤化工行業(yè)健康發(fā)展，控制總量，淘汰落后工藝, 今后三年停止審批單純擴大產(chǎn)能的焦炭、電石等煤化工項目，原則上不再安排新的煤化工試點項目，重點抓好煤制油、煤制烯烴、煤制二甲醚、煤制甲烷、煤制乙二醇等示范工程，探索煤清潔轉(zhuǎn)化和石化原料多元化發(fā)展的新途徑。2009年9月28日（38號文）：抑制部分行業(yè)產(chǎn)能過剩和重復建設(shè)引導產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展若干指導意見 遏制傳統(tǒng)煤化工盲目發(fā)展，今后三年停止審批

13、單純擴大產(chǎn)能的焦炭、電石等煤化工項目，禁止不符合準入條件的焦化和電石項目。綜合利用節(jié)能環(huán)保等標準，提高準入門檻，加強清潔生產(chǎn)審核，實施差別電價。加快淘汰落后產(chǎn)能，對焦碳和電石實施等量替代，對合成氨和甲醇實施上大壓小，產(chǎn)能置換等方式，提高競爭力。穩(wěn)步發(fā)展現(xiàn)代煤化工示范工程，今后三年原則不再安排新的現(xiàn)代煤化工試點項目。煤化工產(chǎn)業(yè)政策執(zhí)行問題： 1、 各地政府要求50%煤炭就地轉(zhuǎn)化 2 、地方不準配套建設(shè)余熱發(fā)電裝置

14、 3、 地方政府不按照國家產(chǎn)業(yè)政策審批煤化工項目，造成甲醇生產(chǎn)產(chǎn)能過剩目前沒有特別完整的煤化工產(chǎn)業(yè)政策,行業(yè)發(fā)展與技術(shù)現(xiàn)狀的矛盾,國家煤化工規(guī)劃，僅立足于近期煤制油和甲醇制烯烴等技術(shù)的發(fā)展，顯示出對技術(shù)缺乏的無奈行業(yè)快速發(fā)展與技術(shù)進步遲緩的矛盾煤化工行業(yè)發(fā)展受制于技術(shù)發(fā)展，市場渴求新技術(shù),發(fā)展現(xiàn)代煤化工需要考慮的問題,充足的煤炭資源考慮水資源平衡和項目的節(jié)水技術(shù)應用 具有良好的交通運輸根據(jù)資源選擇先進的清潔煤氣化技術(shù)，選擇

15、好的產(chǎn)品鏈綜合利用，降低能耗和污染。,煤化工項目建設(shè)條件,原煤：23MJ/Kg,水煤漿氣化,煤化工的產(chǎn)品應該是什么,原料不含氫，產(chǎn)品含氫，本質(zhì)上煤化工的第一步是從水提取氫氣，然后轉(zhuǎn)化至產(chǎn)品中造氣是投資最大，能耗最高的步驟，應提高效率，擴大煤種適應性，原料應盡可能全部利用理想的產(chǎn)品應滿足以下要求之一產(chǎn)品中盡量不含氫或少含氫，以減少氫的用量，減少造氣的負荷：芳烴、炔烴產(chǎn)品盡量含氧，以提高產(chǎn)品重量：甲醇是理想的產(chǎn)品，但價格不高。其它

16、產(chǎn)品有低碳醇、醚、酸、酯等（保物質(zhì)量，才能產(chǎn)生最大的利潤）應具有大的市場容量相對合適的產(chǎn)品：芳烴、炔烴、醇、醚等，其它高附加值產(chǎn)品,C,,,H2O,>800oC,CO + H2,,？,間接轉(zhuǎn)化,催化過程,基本化工原料: 中國石油煉制和石油化工的發(fā)展現(xiàn)狀是煉油與化工脫節(jié)，石油化工缺乏基本化工原料（烯烴和芳烴）作支撐，煤化工的下游必然與已成熟的石油化工相結(jié)合才有發(fā)展前途。潔凈能源的利用(含氧化合物)

17、目前國內(nèi)一些大型公司已經(jīng)開展煤制油的工作，但該方向具有大投資、高風險的特點。與其相比，從煤制含氧化合物不僅原料利用率高，單耗低，且產(chǎn)品往往具有優(yōu)異的十六烷值(或辛烷值)，更具技術(shù)先進性和經(jīng)濟競爭力。 新疆的優(yōu)勢：耗煤多，附加值高的項目更具有優(yōu)勢（低價煤的優(yōu)勢）,51,原理分析,產(chǎn)業(yè)分析,C:12O:16H: 1,內(nèi)容,煤化工簡介 煤化工發(fā)展必要性和發(fā)展思路 國、內(nèi)外煤化工產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀分析 具有應用前景的煤化工新技術(shù) 潔

18、凈煤 (Clean Coal) 利用戰(zhàn)略,國外（商業(yè)化）南非煤液化（sasol): 97臺氣化爐，年消耗煤4600萬噸。美國伊斯曼公司： 水煤漿加壓氣化（德士古）-甲醇-醋酸/醋酐(膠片);技術(shù)不轉(zhuǎn)讓美國大平原公司： 煤制天然氣(日產(chǎn)300萬噸，20億方/年): 合成氨流程國內(nèi),國、內(nèi)外煤化工產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀,傳統(tǒng)煤化工行業(yè)介紹: 煤焦化、煤電石、煤合成氨（化肥）、煤制甲醇，我國這些化工產(chǎn)品 生產(chǎn)規(guī)模均居世界第一，焦碳，電

19、石，合成氨和甲醇產(chǎn)量分別占世界 產(chǎn)量的58%、93%、32%和28%，但產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)較落后，競爭力差。目前，我國傳統(tǒng)煤化工產(chǎn)品均處于階段性供大于求狀態(tài)，產(chǎn)能過剩,現(xiàn)代煤化工行業(yè)分析: 煤制烯烴，煤制油，煤制天然氣、煤制乙二醇，都處于示范發(fā)展階段，一批示范項目將于今年或今后兩、三年建成投產(chǎn)。,焦炭行業(yè)的分析,資源：生產(chǎn)焦炭得需要合適的煤種：氣煤、焦煤、肥煤、瘦煤、貧瘦煤等(低硫、低灰、高粘結(jié) 性，

20、其中氣煤的成氣量低，焦炭質(zhì)量不好)，查明儲量2758.6億噸，占全部煤種的26.25%）產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀和趨勢：冶金焦主要集中在鋼鐵發(fā)達地區(qū)，半焦生產(chǎn)主要集中在陜、蒙、晉、寧四省交界處。焦爐向大型化，焦炭生產(chǎn)向集群化發(fā)展煉焦副產(chǎn)品要綜合利用，實現(xiàn)深加工，要實現(xiàn)節(jié)能減排和發(fā)展循環(huán)經(jīng)濟。投資：國家規(guī)定最小規(guī)模100萬噸(炭化室高于4.3米焦爐), 投資約5-6.5億。全國市場：山西省一級冶金焦市場平均價格不含稅1581元/噸（含稅

21、1850元/噸），因為不是大宗石化產(chǎn)品，沒有體現(xiàn)高油價下的成本優(yōu)勢2009年焦炭總產(chǎn)量：3.53億噸，消費量：3.44億噸，當前面臨現(xiàn)狀：產(chǎn)能過剩，總量控制，調(diào)整結(jié)構(gòu)。經(jīng)分析預測，近一二年產(chǎn)量逐漸下降，未來十年產(chǎn)量將減少到2億噸左右目前，山西的焦炭企業(yè)基本處在虧損狀態(tài)，開工率僅50-80%新疆市場分析：新疆目前沒有大的鋼廠，運輸?shù)絻?nèi)地成本高；氯堿行業(yè)需求有限八一鋼廠產(chǎn)能不高，而且自己有焦化廠農(nóng)六師鴻基焦化的焦炭規(guī)模：80萬

22、噸/年;伊力特煤化工:95萬噸/年焦炭; 形成競爭,蘭炭介紹：最經(jīng)濟的煤種是灰分和水分大、熱值低的褐煤（或不粘結(jié)煤和氣煤）褐煤經(jīng)過低溫干餾生產(chǎn)半焦（蘭炭）替代無煙煤（灰分5-6%）供加熱氣化爐（鍋爐）、電石、煉鐵合金（焦粒）、生產(chǎn)化肥等用。蘭炭生產(chǎn)過程中主要產(chǎn)生：半焦，焦爐氣、低溫焦油和廢水。 其中：焦爐氣：量較大，而且生產(chǎn)過程中容易爆炸；低溫焦油：可進行加氫生產(chǎn)甲酚和汽、柴油；廢水：難處理，環(huán)保壓力大，會增加產(chǎn)品成本新

23、疆蘭炭的區(qū)域市場小，內(nèi)地市場過剩，而且運輸?shù)絻?nèi)地成本高煤-蘭炭-化肥項目介紹：規(guī)模一般30-60萬噸（其中30萬噸投資2-3億）產(chǎn)品鏈： 煤-半焦-氣化(+低溫干餾產(chǎn)生焦爐氣)-合成氨-尿素以30萬噸蘭炭計：煤炭用量：50-60萬噸褐煤。尿素：70-80萬噸尿素，總投資：18-25億高能耗、高污染項目新疆市場分析：新疆農(nóng)業(yè)市場比較大，比較適宜的傳統(tǒng)煤化工項目；但是因為不是大宗石化產(chǎn)品，沒有體現(xiàn)高油價下的成本優(yōu)勢，附加

24、值低(目前尿素市場價1550-1700元/噸）鴻基焦化（21.5萬噸化肥）和錦疆煤化工公司（40萬噸合成氨50萬噸尿素）都有化肥項目。,焦炭行業(yè)的分析——蘭炭,煉焦衍生品加工,焦爐煤氣 每噸煤平均產(chǎn)250方左右的富H焦爐煤氣，比較適合合成氨，也可以補碳合成甲醇（0.1噸）?；蛘咿D(zhuǎn)化成甲烷氣。是焦爐煤氣利用主流利用方向焦化苯 主要粗苯精制和苯加氫，日本的旭化成的Litol和德國的K-K工藝煤焦油深加工 煤

25、焦油只占煉焦產(chǎn)物的 5%以下，比例很低，單套能力達到30萬噸/年。2005年，我國煤焦油產(chǎn)量約為 800萬噸左右,煤焦油深加工,對于煤焦油的深加工主要是常、減壓蒸餾等處理可分別獲得：輕油、苯（180℃）甲酚（210 ℃）萘油（210-230 ℃）洗油（230-300 ℃）二蒽油、瀝青 （360-410 ℃）能夠進一步進行深加工的主要是低溫焦油（包括做蘭碳的輕質(zhì)焦油和煤氣化產(chǎn)生的210-370 ℃的餾分油）加氫生產(chǎn)甲酚和汽、

26、柴油等。但這部分低溫焦油只占焦油的10%左右，含量不高。對煤焦油深加工的最大難點是瀝青，約占總焦油的50-60%，目前國內(nèi)沒有更好的技術(shù)對瀝青深加工成高附加值產(chǎn)品(主要電極)。比較好的方向是日本的利用瀝青做針狀膠技術(shù)，但技術(shù)封鎖)由于瀝青比重太大，所以需要對煤焦油深加工規(guī)模和利潤需要進行評估。,表：60萬噸/年粗焦油深加工工程的產(chǎn)品品種及數(shù)量,存在一定問題：加工率低、加工深度不夠、產(chǎn)品品種少；加工裝置規(guī)模小，產(chǎn)業(yè)集中度低熱能回

27、收利用不合理裝備水平和自動化水平低,煤制合成氨（尿素）,合成氨產(chǎn)業(yè)鏈：合成氨只是一個中間產(chǎn)品。主要合成氨的下游產(chǎn)品為尿素、其他氮肥、其他含氨基的衍生物；技術(shù)改進、成本降低、降低能耗是關(guān)鍵：大型化，低能耗2009年，產(chǎn)量達5136萬噸，目前供需平衡 ，結(jié)構(gòu)和布局需要調(diào)整尿素行業(yè)：幾乎所有的氮肥包括尿素、碳銨和硫銨等來自于合成氨，目前國內(nèi)尿素行業(yè)產(chǎn)能過剩的跡象已現(xiàn)，供大于求明顯。行業(yè)競爭加劇煤頭尿素產(chǎn)量約占 60%；技術(shù)改進

28、、降低成本和能耗、更換和降低原料消耗，實現(xiàn)原料本地化是方向 要重視行業(yè)的優(yōu)惠政策的逐步收緊和取消。整個行業(yè)處于微利狀態(tài)，加強化肥二次加工和營銷服務體系的建設(shè),電石行業(yè)：,電石法PVC項目油價高企和電石價格低位運行使得電石法生產(chǎn)聚氯乙烯具有相對成本優(yōu)勢，特別是自備電廠、自產(chǎn)電 石的廠商更是如此，目前我國近70%聚氯乙烯又電石法生產(chǎn)的。2009年，PVC產(chǎn)能達到1780萬噸/年，實際消費量僅1084萬噸，建設(shè)勢頭仍然很猛

29、，產(chǎn)能嚴重過剩 高油價下，未來電石法 PVC還將長期存在，其成本優(yōu)勢還將維持；遠期看，只有將煤炭生產(chǎn)和利用、電石生產(chǎn)等環(huán)節(jié)的環(huán)保成本完全顯性化，將削弱電石法 PVC的成本優(yōu)勢。品質(zhì)提高和加大出口是消化國內(nèi)過剩產(chǎn)能的途徑 電石法 1，4丁二醇（BDO）電石法 BDO 是技術(shù)壁壘最高的產(chǎn)品，成本優(yōu)勢明顯，以48美元/桶的長期油價下的順酐價格測算，電石法 BDO的生產(chǎn)成本約比順酐法低 3500元/噸2008 年后國內(nèi) BDO 新

30、增產(chǎn)能較多有一定壓力，氨綸和 PBT 樹脂將是未來拉動需求的動力，未來 BDO競爭在于成本控制以及下游產(chǎn)品的衍生和聯(lián)產(chǎn),煤制電石-PVC,電石可以用來生產(chǎn)大量的化工產(chǎn)品，包括聚氯乙?。≒VC） 、醋酸乙烯、聚乙烯醇、1, 4 丁二醇 （BDO）和氯丁橡膠等 。 2009年，產(chǎn)能達到2050萬噸/年，在建570萬噸/年；產(chǎn)量1503萬噸，產(chǎn)能嚴重過剩 根據(jù)國家頒布的《電石行業(yè)準入條件（2007年修訂）》，電石產(chǎn)能不能低于200

31、萬噸/年。因此生產(chǎn) 規(guī)模小、環(huán)境污染重、生產(chǎn)成本高的企業(yè)將被淘汰；而具備資源和技術(shù)優(yōu)勢、 特別是向下延伸到 PVC、 乙炔等產(chǎn)品鏈企業(yè)更具有競爭優(yōu)勢 典型的40萬噸/年的電石裝置建設(shè)投資約為7.5億元 新建大型電石裝置建議附近應有石灰石資源以及配套電廠，并配套建設(shè)乙炔深加工裝置,主要的煤化工技術(shù),煤制甲醇（傳統(tǒng)）/二甲醚燃料煤制油煤制乙二醇煤通過甲醇制低碳烯烴煤制天然氣,以石油替代為目標，體現(xiàn)高油價下成本優(yōu)勢

32、的現(xiàn)代煤化工,煤制甲醇/二甲醚燃料技術(shù),煤制甲醇技術(shù)大規(guī)模煤制甲醇技術(shù)完全成熟：煤（甲烷）氣化制合成氣，合成氣經(jīng)變換和精制后，采用低壓合成工藝合成甲醇（主要是英國ICI公司和德國Lurgi公司的低壓合成技術(shù)）目前技術(shù)的主要差別在于單系列裝置生產(chǎn)能力的大型化及催化劑的性能兩方面 ；單套日產(chǎn)最高達到5000噸 煤制二甲醚技術(shù)一步法合成二甲醚技術(shù)。由合成氣直接合成二甲醚。可分為兩相法和三相法。兩相法即氣相法，合成氣在固體催化劑表面進

33、行反應。三相法即淤漿法，是合成氣擴散到懸浮于惰性溶劑中的催化劑表面反應。美國ExxonMobil公司、空氣和化學品公司，丹麥Topsoe公司、日本三菱重工公司和國內(nèi)大連化物所、清華大學、浙江大學、山西煤化所、西南化工研究院等單位進行了大量的研究，目前還處于中試階段。兩步法合成二甲醚技術(shù)。兩步法，即先由合成氣制得甲醇，然后再由甲醇脫水制得二甲醚 。已經(jīng)工業(yè)化（在建最大300萬噸/年）,煤制甲醇/二甲醚燃料產(chǎn)業(yè)分析,煤制甲醇/二甲醚燃料產(chǎn)

34、業(yè)分析 2009年，我國甲醇產(chǎn)能從2008年2000萬噸增至2700萬噸，年產(chǎn)量1100萬噸，過剩近一半，實際開工率低。目前在建1500萬噸/年，將嚴重超出市場需求。二甲醚產(chǎn)能也將由2008年的620萬噸增至2009年的700多萬噸，過剩嚴重。而2009年產(chǎn)量只有230萬噸左右，開工率很低 。受下游需求不旺和甲醇產(chǎn)能過剩影響，2009下半年以來，國內(nèi)醇醚價格始終在企業(yè)的成本線附近徘徊。,煤基醇醚燃

35、料替代范圍廣泛,用煤制醇醚生產(chǎn)成本估算,煤制二甲醚燃料風險分析,,二甲醚主要用于民用燃氣（其他領(lǐng)域不足 10%）。盡管二甲醚的產(chǎn)品標準已實施，但是摻混于 LPG 的標準仍然沒有出臺； 二甲醚用于民用燃氣需要專用設(shè)備，直接摻混受到質(zhì)監(jiān)部門的查處。 替代 LPG 作為民用燃料的安全性問題（國家質(zhì)檢局不批準）實際上二甲醚加入到液化氣后，燃燒火焰都是綠色，可能會對人有危害。大量應用DME 是否會產(chǎn)生與甲基叔丁基醚( MTBE

36、) 類似的環(huán)境問題，以及二甲醚對中樞神經(jīng)系 統(tǒng)有抑制作用, 吸入后可引起麻醉、窒息感, 對皮膚有刺激性等問題 , 均有待實踐證明 目前，LPG 價格較低，二甲醚生產(chǎn)缺乏利潤空間。 天然氣及電力在中國民用燃料廣泛應用，將對DME民用燃料發(fā)展構(gòu)成風險 二甲醚產(chǎn)品尚不能通過鐵路運輸，目前絕大多數(shù)企業(yè)只能通過公路運輸，其運輸費用更高 二甲醚作為車用燃料還處于起步階段。由于二甲醚帶壓運輸體系、二甲醚加注站、二甲醚汽車改造、

37、 二甲醚車用燃料的規(guī)范和標準缺失等問題，實現(xiàn)二甲醚汽車的產(chǎn)業(yè)化尚需時日（在目前的成品油價格 體系下，二甲醚替代柴油是不經(jīng)濟的）。,煤制甲醇燃料風險分析,甲醇汽油摻燒分析：10%（低比例摻燒，直接添加）；10%-30%（中比例摻燒，加入添加劑） ≥50%（高比例摻燒，改動發(fā)動機）甲醇直接用于車用燃料，實際消耗1.4噸甲醇相當于一噸汽油。在目前甲醇價格2000元/噸左右，汽油價格7000元/噸左右的市場環(huán)境下，甲醇汽油擁有巨大

38、的利潤 甲醇汽油短期難以推廣要求完全燃燒，否則產(chǎn)生甲醛（甲醛是一種致癌物質(zhì)）。目前M85標準通過，但國家環(huán)保局不可能批準（甲醇汽油尾氣中總?cè)┡欧旁黾恿?倍以上，10mg/公里，正常3-4mg/公里）。汽油中加入甲醇后蒸氣壓上升明顯，運輸加工使用過程中揮發(fā)損失增加，加上甲醇又具有相當?shù)亩拘裕褂眉状计蛯Νh(huán)境有負效應 腐蝕（酸）縮短壽命，需要對發(fā)動機改造，工程巨大一些大集團利益損害M85甲醇汽油銷售體系的建設(shè)需要

39、時間，基礎(chǔ)設(shè)施投資大日本，美國等目前都不使用（福特曾使用過，現(xiàn)在停了。巴西也曾使用，后來停用。主要是排放甲醇下游產(chǎn)品醋酸、甲醛、甲基叔丁基醚等市場容量小。而且在2009年，該行業(yè)開工率僅為50%。難以拉動巨大的甲醇消耗。面臨中東廉價甲醇的重大沖擊甲醇主要消費地沿海一帶，若生產(chǎn)裝置遠離其主要消費地，則運輸成本高（從中西部地區(qū)通過鐵路運往東南沿海地區(qū)的運費少則200～300元，多則600～700元。而且甲醇專用槽罐車空返率很高）,甲

40、醇轉(zhuǎn)化將是現(xiàn)代煤化工發(fā)展的主要方向,煤,,合成氣,,,,FT合成柴油：南非早已工業(yè)化，山西煤化所正在大型化工業(yè)試驗，F(xiàn)e劑）,,,汽油,甲醇,,,乙醇,,乙二醇,,,烯烴：國內(nèi)正在工業(yè)化,,,工業(yè)化，神華正在大型化,,混合醇醚,二甲醚,,工業(yè)化,,甲醛,汽油（國外）,,……,,……,,甲醇轉(zhuǎn)化是聯(lián)系煤化工和石油化工的橋梁,甲醇,丙烯,二甲醚,柴油（DMMn）,汽油,,,,,,,MTG,MTP,MTO,石油,,,,,,,乙烯,烯烴,,,,

41、液化氣,,,煤制油項目意義和技術(shù),國外技術(shù)南非SASOL 公司：已工業(yè)化三代技術(shù)，建立了3個間接液化廠，年消耗煤炭4500噸 鐵基固定床：催化劑壽命短、更換催化劑操作麻煩； 鐵基流化床：產(chǎn)品以汽油和輕烯烴為主； 鐵基漿態(tài)床：傳熱效率高、換催化劑容易，但傳質(zhì)阻力大。Shell鈷基固定床技術(shù)：1993年馬來西亞，產(chǎn)能50萬噸/年荷蘭皇家殼牌石油公司的液化技術(shù)、美國合成油公司的液化技術(shù),國內(nèi)技術(shù)山西煤化所：鐵基漿態(tài)

42、床技術(shù)，伊泰16萬噸/年和潞安16萬噸/年煤制油項目都取得了成功。大連化物所：鈷基固定床千噸級中試完成5000小時穩(wěn)定性試驗，催化劑綜合性能處于世界先進水平。,意義：中國缺油多煤，原油高進口依賴度—具有重要戰(zhàn)略意義，高油價—大的經(jīng)濟意義,間接液化技術(shù),煤在高溫、高壓和催化劑（鐵基）作用下加氫過程； 目前世界上只有我國神華集團的100萬噸 煤炭 直接液化示范工程已經(jīng)取得了成功。,受煤種、煤質(zhì)、儲量以及規(guī)模等多種因素影響，技術(shù)

43、上還是具有一定風險,直接液化技術(shù)：,煤制油項目的成本分析,一般而然，當褐煤價格為150元/噸、煙煤價格為180元/噸時，煤制油的生產(chǎn)成本約在2000～2400元/噸（35美元/桶）；當煤價上升到350元/噸時，生產(chǎn)成本就上升到2810～3020元/噸（40美元/桶） 神華煤制油成本按照神東煤礦坑口90元/噸的價格計算，噸油成本僅1200元；而兗礦按照150元/噸的煤炭成本計算，噸油完全成本1986元，可與每桶25

44、美元至28美元的石油競爭。但目前煤炭成本和煤炭價格不斷刷新，兗礦集團曾在2007年4月調(diào)高煤制油成本，由1986元升至2130元，可與35美元/桶的石油加工過程相競爭據(jù)2009年上半年測算，煤制油的保本點為每桶石油價格40～50美元。,,煤制油項目風險分析,技術(shù)風險：煤化油技術(shù)具有很高的壁壘。神華直接液化雖然宣稱成功投產(chǎn)，但據(jù)說存在很大問題，現(xiàn)在也不進一步報道。國內(nèi)間接液化的技術(shù)需要進行深入考察和論證。國外間接液化技術(shù)轉(zhuǎn)讓費太高“

45、煤制油”是用一種稀缺資源去換另一種稀缺資源的行為，從能源產(chǎn)業(yè)上來講更是一個高耗能的項目，能源效率非常低，轉(zhuǎn)換之間還浪費了大量的資源。從煤轉(zhuǎn)化到油的過程中，直接液化大約損耗30%～40%，而間接液化的損耗達到將近50%。能源轉(zhuǎn)換效率不足一半，稱得上是一種負能量轉(zhuǎn)化過程，是對優(yōu)質(zhì)資源的極大浪費。需付出更高物耗和能耗生產(chǎn)僅利用熱值的燃料。煤制油項目投資非常巨大：1萬噸煤制油要投資1億元，而傳統(tǒng)煉油1萬噸僅需1200萬元，前者是后者的八倍多。

46、預計2015年原油加工能力將達到7.25億噸/年。汽柴油需求分別為8960萬噸和1.86億噸，所需原油加工量4.72億噸，煉油產(chǎn)能出現(xiàn)過剩，存在一定的市場風險。資源和環(huán)境壓力大：噸油耗煤為4-5噸，噸油耗水在12-15噸之間，噸油排放二氧化碳約7～8噸原油價格風險：原油價格的波動是煤制油項目的最大風險。產(chǎn)品品質(zhì)和運輸問題：可能需要進一步處理才能進入加油站進入市場，導致和中石油和中石化的合作問題；需要輸油管道和后勤保障等一系列問題

47、發(fā)展受國家政策控制，除了現(xiàn)有的已審批項目外，目前政府不打算再審批新的項目 認為煤制油風險太高，只能作為國家應對不時之需的戰(zhàn)略,煤制乙二醇分析,乙二醇是極其重要的、戰(zhàn)略性的化工基本原料，大量用于聚酯和致冷劑的生產(chǎn)，目前國際上主要采用石油裂解乙烯經(jīng)氧化水解制得。我國乙二醇的需求量巨大，2009年中國的乙二醇進口量超過580萬噸，比2008年增加12%。從2000年到2008年期間，我國乙二醇消費量年均增長率為18.4%；同期國內(nèi)乙二醇

48、供給量年均增長率為12.3%，國內(nèi)產(chǎn)量增長遠不足以滿足需求增長。到2012年，我國乙二醇的總產(chǎn)能為460萬噸/年，而預計乙二醇的消費將超過1050萬噸，供需缺口將達到705萬噸。。中科院福建物構(gòu)所開發(fā)的世界首創(chuàng)萬噸級煤制乙二醇工業(yè)化示范取得成功。采用該技術(shù)的通遼金煤一期20萬噸/年煤制乙二醇項目建設(shè)正在進行，項目總投資約21億元。 預計將于2009年9月建成投產(chǎn)。,石油路線：C2H4 + 1/2O2 + H2O ＝ (CH2

49、OH)2,煤路線：2CO + 1/2O2 + 4H2 ＝ (CH2OH)2 + H2O,（生產(chǎn)一噸乙二醇需要2.5噸石油或3噸煤）,工藝流程圖,草酸：2CO+1/2O2+3H2O ?(COOH)2·2H2O乙二醇：2CO+1/2O2+4H2 ?(CH2OH)2+H2O煤炭 + 空氣 + 水 ＝ 乙二醇 綠色，原子經(jīng)濟型反應,與石油路線相比的優(yōu)勢： 原料: 石油/煤 每噸成本：7000元/5900元

50、 技術(shù)：進口/自主創(chuàng)新 設(shè)備：進口依賴/國產(chǎn)化 能耗： 高/低,國外技術(shù)許多國家都開展了CO氣相催化合成草酸酯的研發(fā)，有大量的專利和研究報道，但目前還沒有建成一套萬噸級的工業(yè)裝置。日本ube 1978年建成6000噸/年高壓液相催化法合成草酸二丁酯。 ube 和u.c.c等開發(fā)成功常壓氣相催化合成草酸二酯新工藝，已完成模試和中試，但未建廠。國內(nèi)技術(shù) 西南化工研究院：曾于1981－1982年采用

51、PdCl2/CuCl2催化劑，液相法合成草酸二乙酯，草酸二乙酯和 碳酸二乙酯的總收率達79.63%； 中國科學院成都有機所：于1985－1989年開展過純CO氣相催化合成草酸二乙酯的研究，對五種羰基合成 催化劑進行了試驗； 浙大化

52、工系：于1989年開展過純CO氣相催化合成草酸二乙酯的研究。并到江山化工廠進行200噸/年合成 草酸二乙酯的中試，但未見成功生產(chǎn)的報道； 天津大學：于1992年開始開展純CO氣相催化合成草酸二乙酯的研究，并取得較好的結(jié)果。但也未見成 功中試報道； 華東理工學院和上海焦化也正在開展中試工作；

53、 中科院福建物構(gòu)所：是國內(nèi)開展CO氣相催化合成草酸二酯研究的最早單位之一。解決了 工業(yè)化應用問題； 成功完成世界首創(chuàng)萬噸級煤制乙二醇工業(yè)化示范,國內(nèi)外技術(shù)現(xiàn)狀,風險分析福建物構(gòu)所的煤經(jīng)合成氣制乙二醇技術(shù)目前還存在爭議：該技術(shù)需要先通過CO合成草酸酯，然后再加氫合成乙二醇。因此，該技術(shù)的成本可能要比對外報道的要高（爭議很大）。采用該技

54、術(shù)的通遼金煤的20萬噸/年煤制乙二醇項目，目前沒有任何的報道，可能存在一些問題。因此，若要建設(shè)該項目，需要仔細論證該技術(shù)的成熟度和成本問題市場風險：面臨臨港區(qū)大煉化項目和中東廉價的進口產(chǎn)品競爭，面臨油價波動和環(huán)保升高帶來的投資風險以及液體運輸問題,煤制乙二醇分析,國內(nèi)乙烯供需平衡情況,單位：萬噸,煤制低碳烯烴技術(shù),乙、丙烯等低碳烯烴是現(xiàn)代化學工業(yè)的基礎(chǔ)，傳統(tǒng)的生產(chǎn)方法是輕烴和石腦油熱裂解法 ～10噸原油→ 3噸石腦油→1噸乙烯;2

55、005年我國生產(chǎn)的近800萬噸乙烯約來自于0.8億噸原油, 乙烯生產(chǎn)消耗大量石油資源 目前，我國石油及石化產(chǎn)品的需求矛盾日益突出。2008年乙烯當量進口量近1000萬噸，對外 依存度接近50%。無法滿足下游市場的需求，2010年和2020 年的自給率只有56.4%和62.1%,我國：石腦油等 78％輕烴 11％加氫裂化尾油11％,煤天然氣,合成氣,甲醇,乙烯丙烯,DMTO(MTO),,,,石腦油,,乙烷,,

56、>800oC，+H2O，乙烯＋丙烯收率～45%,,>800oC，+H2O,,成熟技術(shù),,技術(shù)路線,國內(nèi)外技術(shù)現(xiàn)狀,國外UOP/Hrdro 的MTO技術(shù) 0.75t/d 甲醇進料，流化床中試（風險較大 ）唯一一家宣稱可以工業(yè)化的技術(shù) Exxon-Mobil公司的MTO技術(shù) 0.55t/h（13.2t/d）甲醇進料，提升管（US6673978 ）沒有宣傳，不對外技術(shù)轉(zhuǎn)讓德國Lurgi公司MTP工藝技術(shù) 固定床，改

57、性ZSM-5催化劑，傳統(tǒng)MTO＋C4+循環(huán)，副產(chǎn)汽油使用該技術(shù),大唐的烯烴項目即將投產(chǎn)國內(nèi)大連化物所 50t/d 甲醇進料，流化床工業(yè)性實驗 (1.67萬噸/年) 神華集團使用該技術(shù)正在建設(shè)180萬噸甲醇,60萬噸烯烴建設(shè)中國石化公司組織力量也進行了MTO工業(yè)性試驗，但是沒有具體技術(shù)和指標方面的正式報道。清華大學開發(fā)了甲醇制丙烯技術(shù)，已完成工業(yè)性試驗。但目前技術(shù)具體技術(shù)和指標也沒報道。,煤基甲醇制烯烴（MTO)全流程

58、（神華）,煤烯烴項目的成本表,,DMTO工藝制乙烯成本與石腦油乙烯成本比較（元/噸烯烴）,（1）、測算基準為180萬噸/年甲醇、60萬噸/年DMTO裝置；（2）、測算基準為80萬噸/年乙烯裝置。,DMTO與石腦油制烯烴成本對比,,,,,,,DMTO,Naphtha cracking,萬噸級工業(yè)化試驗,2006年8月技術(shù)成果鑒定,考核241小時運行的平均結(jié)果甲醇轉(zhuǎn)化率99.83%乙烯選擇性40.07%丙烯選擇性39.06%乙烯＋

59、丙烯選擇性79.13%乙烯＋丙烯＋C4選擇性90.21%,現(xiàn)場考核專家組認為： 該工業(yè)化試驗裝置是具有自主知識產(chǎn)權(quán)的創(chuàng)新 技術(shù)，裝置運行穩(wěn)定、安全可靠，技術(shù)指標先 進，是目前世界上唯一的萬噸級甲醇制取低碳 烯烴的工業(yè)化試驗裝置。,,神華包頭60萬噸/年煤制烯烴項目,甲醇180萬噸/年,丙烯,烯烴60萬噸/年,,乙烯,,,,合成氣,煤,,,,聚丙烯30萬噸/年,聚乙烯30萬噸/年,,,DMTO,分離,聚合

60、,項目核準：2006年12月（發(fā)改工業(yè)[2006]2772號）項目開工會：2007年3月總投資：195億元計劃進度：2010年投產(chǎn)，10月生產(chǎn)出聚烯烴產(chǎn)品2009：完成進度90%,GE,Davy,Lummus,Univation,DICP/Syn/LEPC,DICP,新一代煤制烯烴技術(shù)考核指標,甲醇制烯烴（DMTO）第二代技術(shù) 技術(shù)考核指標：工業(yè)性試驗結(jié)果達到甲醇總轉(zhuǎn)化率～100％，產(chǎn)物（不包括水）中乙烯＋丙烯選擇性達85-9

61、0％。甲醇消耗從2.96噸/噸降至～2.7噸/噸甲醇制丙烯（DMTP）新技術(shù)甲醇總轉(zhuǎn)化率～100％，產(chǎn)物（不包括水）總丙烯選擇性75－80％。,煤制烯烴風險,技術(shù)風險：從反應上看，主要風險就是產(chǎn)品選擇性，工業(yè)裝置可能會有些變化，但風險不大。第二個風險主要是來源于分離部分：一個是可能會含有NOX物，該化合物在冷箱中是固體，聚居到一定程度會發(fā)生爆炸，而傳統(tǒng)乙烯生產(chǎn)中不含有該物種。但由于MTO反應溫度低，產(chǎn)生的量也很少，測定是0.2p

62、pb，所以很安全。在檢修階段是不發(fā)生危險的。在分離中再有一個風險是氧化物（甲醇、二甲醚），對于聚合級的要求，其中水的量要小于0.1%? 所以脫水過程中就把該氧化物也脫掉了總體而言，該技術(shù)風險不大。效益和市場風險甲醇制烯烴工藝中，由于甲醇脫水，理論上烴收率44%，物質(zhì)量丟失嚴重。特別是用煤制造甲醇，由于氫/碳比低，需通過CO變換得到H2,物質(zhì)量丟失更為嚴重。提高煤基烯烴抗風險能力，必須提高烯烴下游產(chǎn)品的價值，或添加低值其它原料或

63、制造比石油烯烴更低成本或更高附加值石化產(chǎn)品，例如：PVC、乙二醇、羰化精細化學品。面臨臨港區(qū)大煉化項目和中東廉價的進口產(chǎn)品競爭，面臨油價波動和環(huán)保升高帶來的投資風險,煤制天然氣,我國在2008年消費807億方，進口47.8億方，預計2020年需求2500億方，國產(chǎn)800億方，進口700億方，缺口約1000億方。目前我國天然氣的進口途徑主要有兩條，一條是從俄羅斯和中亞國家通過長輸管道進口的天然氣，另一條是在東南沿海等地進口的液化天然

64、氣（LNG）。地緣政治和國際天然氣的運輸及價格都將影響我國天然氣的供應。因此，發(fā)展煤制天然氣就具有了保障我國能源安全的重要性。在現(xiàn)有的煤清潔轉(zhuǎn)化技術(shù)路線中，煤制天然氣有明顯的優(yōu)勢。煤制天然氣的能效高，可達60%（煤制油34.8%、煤制二甲醚37.9%、煤制甲醇41.8%、發(fā)電45% ）；耗水量少，為0.69千克/千大卡。而且國內(nèi)長期缺氣，在投資領(lǐng)域自然很容易取代煤制油；（1000M3天然氣耗煤2.5噸，液化天然氣為噸氣耗煤3.82噸

65、）煤制天然氣與煤制甲醇、二甲醚、汽油、柴油相比，還具產(chǎn)品單一、流程短、投資少、便于輸送等突出優(yōu)勢。,煤制天然氣技術(shù)進展,甲烷化工藝技術(shù),甲烷化催化劑技術(shù),,發(fā)展趨勢,高溫、高壓的甲烷化反應有利于促進合成氣甲烷化以及減少氣體循環(huán)比，降低能耗，并能提高甲烷化反應副產(chǎn)熱量品位，提高回收利用率。因此高溫、高壓的完全甲烷化技術(shù)已成為發(fā)展的趨勢,國內(nèi)天然氣價格有大幅上升空間 目前，國內(nèi)天然氣價格偏低，有較大上漲空間，這可能是能源企業(yè)熱衷煤

66、制天然氣項目的最大誘惑。國家發(fā)改委網(wǎng)站的一份公開資料顯示，當前中國石油與天然氣價格之比為1∶0.24，而國際市場為1∶0.6，這意味著中國的氣價至少需要提高一倍以上，才能和國際價格接軌。實際上，國家發(fā)改委也一直醞釀提高氣價，計劃在3—5年內(nèi)，建立油氣掛鉤機制，以每年5%-8%的幅度不斷上調(diào)天然氣價格，實現(xiàn)價格并軌。國際天然氣價格受油價波動影響，進口天然氣的價格要比國內(nèi)價格高得多。據(jù)測算，中亞天然氣進口到國內(nèi)首站霍爾果斯的價格每立方米

67、2元以上，再加上管線運輸費，到達城市門站的價格至少要每立方米3元以上，這一價格已遠高于目前西氣東輸一線到達各城市門站的價格(一線到達最遠上海市場的價格為1.31元/立方米)。  以同等熱值計算，天然氣目前價格均低于油、電、液化氣的價格，價格與價值不相符。以北京為例，目前民用天然氣價格2.05元/立方米，液化石油氣以73-75元一瓶計算，與一升燃氣同等熱值液化石油氣價格為3.2-3.4元。國際油價在40美元／桶時，按同等熱值

68、計算，我國天然氣出廠價相當于國際原油價格的51%。2008年國內(nèi)天然氣(LNG)平均出廠價只有0.93元/立方米，折合原油價格相當于21美元/桶，僅為原油現(xiàn)價的18%。,煤制天然氣,煤制天然氣風險分析,國內(nèi)天然氣價格漲幅是關(guān)鍵；國內(nèi)天然氣價格偏低我國目前市場氣價2元/標方左右（井口基準價為每立方米0.48元；管道運輸平均價格（含儲氣費）為每立方米0.79元）進口天然氣的價格高（中亞每立方米2元以上；進口LNG：3.6 元/標方）

69、煤制天然氣成本為1.0-1.5元/ 標方按目前國內(nèi)天然氣價格水平，煤制天然氣的經(jīng)濟性并不算好，需國家政策支持煤制天然氣項目的地址、目標市場和銷售渠道將是決定項目經(jīng)濟性的重要因素；天然氣的儲存是很大難題，只能是產(chǎn)后馬上送出去。需投入部分管道建設(shè)費用國內(nèi)的天然氣運輸管道主要歸屬于中石油和中石化兩大油企，兩油企是否允許其他企業(yè)并入管網(wǎng)，并入以后如何收費？削減利潤空間。 技術(shù)風險：國內(nèi)只是處于中試和示范階段，距離工業(yè)化還有一段時間，