歐佩克(OPEC)11月27日在維也納舉行的會議上宣布維持原油產(chǎn)量不變，國際油價應(yīng)聲跳水，紐約原油在電子盤交易中一度暴跌8%至67.75美元。2010年6月以來首次跌破70美元。石油價格大幅波動，必將引發(fā)煤化工與油氣化工產(chǎn)品競爭力此消彼長，讓一直仰仗煤炭成本優(yōu)勢的中國現(xiàn)代煤化工陡增變數(shù)。那么，五大現(xiàn)代煤化工到底會遭遇怎樣的挑戰(zhàn)和考驗？其前景如何？筆者就此進行了深入采訪。

 

   煤制烯烴：有競爭力，只怕油價跌跌不休

 

   截至2014年9月30日，國內(nèi)已經(jīng)有9套甲醇制烯烴項目投產(chǎn)，合計烯烴產(chǎn)能436萬噸/年。四季度還將有陜煤化蒲城清潔能源化工公司70萬噸、聯(lián)想控股山東神達化工公司37萬噸、山東陽煤恒通化工公司30萬噸、富德能源（常州）化工發(fā)展公司33萬噸等四套合計170萬噸/年甲醇制烯烴項目投產(chǎn)。到年底，國內(nèi)煤經(jīng)甲醇制烯烴（或甲醇制烯烴）總產(chǎn)能將達606萬噸/年。

 

   另據(jù)記者了解，全國在建和已經(jīng)開始前期工作的甲醇制烯烴項目有29個，合計產(chǎn)能1300萬噸；規(guī)劃的甲醇制烯烴項目合計產(chǎn)能1500萬噸。上述項目若全部按期投產(chǎn)，中國甲醇制烯烴產(chǎn)能將達3400萬噸/年，與2013年中國乙烯與丙烯的產(chǎn)能總和相當(dāng)。

   

   “煤制烯烴（或甲醇制烯烴）之所以被熱捧，緣于投資者看好其前景。”陜煤化蒲城清潔能源化工有限公司副總經(jīng)理姚繼峰對記者說。

 

   一方面，煤制烯烴產(chǎn)品市場廣闊。目前，國內(nèi)乙烯當(dāng)量自給率為50%左右，對外依存度超過40%。雖然隨著眾多煉化一體化項目的建成投產(chǎn)，國內(nèi)烯烴產(chǎn)能得到大幅提升，但隨著經(jīng)濟社會的發(fā)展和人民生活水平的提高，國內(nèi)乙烯需求量繼續(xù)保持快速增長。加之中國是一個富煤貧油少氣的國家，隨著家庭轎車的普及和汽車擁有量的增加，國內(nèi)成品油消費量大幅攀升。而目前國內(nèi)絕大多數(shù)乙烯裝置又以石腦油為原料，乙烯產(chǎn)能擴張與汽車爭油的矛盾愈演愈烈，使得石油路線乙烯面臨原料緊缺和成本不斷抬高的雙重制約，產(chǎn)能無法持續(xù)大幅擴張，從而為煤制烯烴留下了較大的發(fā)展空間。

 

   另一方面，石油價格近幾年持續(xù)高位運行，抬高了石油路線乙烯生產(chǎn)成本。而煤炭及甲醇價格的下行，又降低了煤制烯烴（或甲醇制烯烴）成本，此消彼長，煤制烯烴產(chǎn)品競爭力顯著提升。

 

   更為重要的是，乙烯被稱為工業(yè)之母，烯烴的衍生品多達幾十上百種，廣泛應(yīng)用于國民經(jīng)濟各個領(lǐng)域，這使得投資煤制烯烴項目的市場風(fēng)險大為降低，相關(guān)企業(yè)尤其國有企業(yè)更樂意在該領(lǐng)域投資。

 

   延長石油集團總經(jīng)理助理李大鵬贊同姚繼峰的看法。他說，神華包頭60萬噸/年煤制烯烴示范項目商業(yè)化運營以來的實踐表明，與石油路線相比，西部地區(qū)煤制烯烴項目具有絕對的成本優(yōu)勢——當(dāng)國際原油價格在100美元/桶左右波動、煤炭價格300元/噸時，煤制烯烴裝置噸烯烴完全成本不足7000元，而石油路線噸烯烴完全成本已高達9600元，煤制烯烴的成本優(yōu)勢顯而易見。

 

   “由于相比石油路線，煤制烯烴具有絕對的成本優(yōu)勢，后期，即便國內(nèi)烯烴真的出現(xiàn)產(chǎn)能過剩，首先關(guān)停的也必然是石油路線乙烯裝置。從這個層面講，在現(xiàn)有的五大現(xiàn)代煤化工路徑中，煤制烯烴前景最好、風(fēng)險最小。”姚繼峰樂觀地表示。

 

    但陜煤化集團黨委書記華煒、陜煤化集團常務(wù)副總經(jīng)理尤西蒂對此有不同看法。他們表示，后期石油價格的走勢難以把握。一旦石油價格繼續(xù)下跌，甚至跌破70美元/桶，而國內(nèi)煤炭價格受綜合生產(chǎn)成本高企支撐跌無可跌，甚至可能反彈。那么，煤制烯烴與石腦油制乙烯的競爭力就會發(fā)生微妙變化，甚至出現(xiàn)逆轉(zhuǎn)。因此，在沒有對石油市場中長期走勢做出準(zhǔn)確判斷前，不宜對煤制烯烴前景過分樂觀，更不能一窩蜂上項目。尤其不能只拿高成本的石腦油制乙烯與煤制烯烴相比。因為中國經(jīng)濟已經(jīng)融入全球經(jīng)濟，世界上除了石腦油裂解制乙烯副產(chǎn)丙烯外，還有中東廉價乙/丙烷制烯烴和北美天然氣凝析液制烯烴等多種工藝路徑，煤制烯烴有無競爭力還要面臨這些工藝的挑戰(zhàn)。

 

    兩位專家提醒，上馬煤制烯烴項目必須通盤考慮國內(nèi)外多種資源與工藝路徑，慎重決策。由于目前國內(nèi)在建擬建煤制烯烴規(guī)模已經(jīng)很大，有過剩風(fēng)險，建議已經(jīng)完成前期工作的項目繼續(xù)推進外，那些規(guī)劃但未開始實施的煤制烯烴項目最好暫緩?fù)七M。對于那些已經(jīng)建成和在建項目，則應(yīng)盡快謀劃烯烴下游產(chǎn)品，通過產(chǎn)品多元化、產(chǎn)業(yè)長鏈條，不斷增加產(chǎn)品附加值和項目競爭力，防止后期陷入產(chǎn)能過剩泥潭無法自拔。

    煤制氣：技術(shù)成熟市場看好，但環(huán)保關(guān)難過

 

    如果說，業(yè)內(nèi)對煤制烯烴的前景總體看好的話，對于煤制天然氣的前景，看法則大相徑庭。

 

    陜西省化工學(xué)會名譽理事長賀永德是看好煤制氣前景的專家代表。他看好煤制氣有三大理由。

 

    一是富煤地區(qū)建設(shè)煤制氣項目具有成本優(yōu)勢。當(dāng)煤炭價格在400～500元/噸時，煤制天然氣的制造成本約1.8～1.9元/立方米，而進口氣到達中國口岸價普遍超過2元/立方米，入管網(wǎng)價在2.48元/立方米以上，前者比后者擁有0.5元/立方米的成本優(yōu)勢。如果采用陜西榆林地區(qū)優(yōu)質(zhì)煙煤（平均發(fā)熱量6000大卡/千克）作原料，生產(chǎn)1立方米天然氣，原料煤與動力煤消耗僅2～2.3千克。目前榆林地區(qū)煤炭售價僅300元/噸，折算煤制氣原料成本不足0.7元/立方米，與進口管道天然氣相比，優(yōu)勢擴大至1元/立方米以上；若與進口液化天然氣相比，煤制氣優(yōu)勢更擴大到1.5元/立方米以上。

 

    二是無產(chǎn)能過剩之憂。中國是一個富煤貧油少氣的國家，天然氣資源量和產(chǎn)量都十分有限，而需求增長卻異常迅猛。2000～2010年，中國天然氣消費量年均增長16%；2005年～2013年，中國城市天然氣消費量年均增長25.2%。據(jù)中國石油經(jīng)濟技術(shù)研究院預(yù)計，2014年，中國天然氣需求量將達2061億立方米，而國產(chǎn)天然氣（常規(guī)天然氣、煤層氣、煤制氣）產(chǎn)量預(yù)計為1325億立方米，算上全年可能進口的600億立方米天然氣，總?cè)笨谌赃_136億立方米，比2013年放大1倍。

 

   后期，隨著居民天然氣用量的進一步增加，各地煤改氣工程的推進，政府為改善大氣質(zhì)量推動的天然氣發(fā)電項目的增多，以及交通運輸領(lǐng)域油改氣范圍的擴大，天然氣消費量將持續(xù)大幅增長。預(yù)計到2020年，國內(nèi)天然氣消費量將達3600億立方米，20年內(nèi)年均需求增長將保持10%以上，無產(chǎn)能過剩之憂。

 

   第三，煤制氣對改善城鎮(zhèn)空氣質(zhì)量和節(jié)能減排效果明顯。煤制氣由于采用了現(xiàn)代化氣化、凈化、合成工藝，以及先進高效的脫硫、脫硝、除塵與廢水處理技術(shù)，能大幅減少污染物排放。尤其我國煤制氣項目大多布局于新疆、內(nèi)蒙古等煤炭資源豐富、運輸條件受限地區(qū)，通過煤制氣項目將所得天然氣通過管道輸送到京津唐魯及東部省份，既為上述地區(qū)提供了清潔能源、緩解了其環(huán)境壓力，又相當(dāng)于通過管道將本來難以輸送的資源低成本輸送到全國各地，減少了運輸過程的能源消耗和排放污染。

 

   “有人擔(dān)心加征碳稅后會削減煤制氣的競爭力。事實上，目前包括法國、加拿大在內(nèi)的一些發(fā)達國家都取消了碳稅。不少國家對加征碳稅爭議很大。在這種背景下，中國‘十三五’期間能否如期加征碳稅存在較大變數(shù)。即便真的加征碳稅，按10元/噸二氧化碳計算，1000立方米煤制氣所繳碳稅不過45元，與進口天然氣相比，同樣具有競爭力。”賀永德信心滿滿地對記者說。

 

   但包括美國杜克大學(xué)教授楊啟仁、國土資源部礦產(chǎn)資源儲量評審中心主任張大偉等專家卻不看好煤制氣前景。

 

   楊啟仁表示，國內(nèi)眾多煤制氣項目在進行前期論證時，大多以美國大平原煤制氣項目為例描繪項目前景及上馬的必要性。但事實上，大平原項目是個多輸?shù)慕Y(jié)局——投產(chǎn)后10年累計虧損13億美元?，F(xiàn)在之所以有少許利潤，主要得益于新股東在接手該廠時無須償還95%以上的建廠費用，且實現(xiàn)了多元化經(jīng)營。

 

   據(jù)了解，2011年，美國國家能源科技實驗室以大平原廠為參考，評估北達科州褐煤為原料生產(chǎn)天然氣的經(jīng)濟可行性。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，建設(shè)一個15億立方米/年的煤制氣工廠，總投資額高達42億美元，合成氣生產(chǎn)成本約21美元/百萬英熱單位。而近幾年美國天然氣價格始終在2.5～8美元/百萬英熱單位徘徊，煤制氣沒有獲利的可能。

 

   “無論從經(jīng)濟效益、環(huán)保要求還是能源利用效率考慮，煤制氣項目都沒有前景。”延長石油集團總經(jīng)理助理李大鵬對記者說。

 

   他向記者介紹，根據(jù)美國大平原廠的經(jīng)驗，煤炭轉(zhuǎn)換成合成氣再發(fā)電，能源轉(zhuǎn)換效率僅30%。而一般大型燃煤電廠能源轉(zhuǎn)換效率可達40%以上。同樣發(fā)1千瓦時電，煤制氣發(fā)電耗煤量較煤直接發(fā)電多1/3。

 

   另外，目前國內(nèi)煤制氣項目為了使粗合成氣中盡量增加甲烷，普遍選用魯奇爐。該工藝最大的問題是易產(chǎn)生大量含酚等難處理的廢水。試想，一個40億立方米煤制氣工廠，將有48臺煤氣化爐矗在那兒，形成一排“爐林”，即便正常運行，產(chǎn)生的廢水、廢氣、廢渣也是驚人的。若遇工藝不正?；蜷_停車倒?fàn)t，其產(chǎn)生的污染量會更大，甚至可能會使項目所在地形成鋪天蓋地的煙霾。

 

    “不少煤制氣項目上馬時，喜歡以進口天然氣價格甚至進口液化天然氣價格作參照，說明煤制氣具有較好的成本和價格優(yōu)勢。但這一點并不現(xiàn)實。”張大偉提醒。

 

    他說，目前進口天然氣到達中國口岸價均超過2元/立方米，進口液化天然氣價格更高達3元/立方米左右，以目前的煤炭價格計算，煤制氣項目似乎均有競爭力。然而事實是，隨著天然氣供應(yīng)量的增加，價格承受力較強的民用領(lǐng)域?qū)②呌陲柡?；工業(yè)、化工及發(fā)電領(lǐng)域雖然需求巨大，但如果全部使用昂貴的進口天然氣，將會全面巨額虧損，因而上述領(lǐng)域用不起或不敢使用天然氣，最終導(dǎo)致國內(nèi)天然氣供大于求，價格下行，相關(guān)煤制氣企業(yè)在計入高額的財務(wù)成本后，根本無利可圖。

 

    也許正是綜合考慮了煤制氣項目的潛在風(fēng)險，2013年以來17個喜獲“路條”的煤制氣項目，絕大多數(shù)至今仍在等待觀望。“十三五”期間，我國煤制氣規(guī)模將控制在300億立方米/年以內(nèi)，比業(yè)內(nèi)預(yù)計的規(guī)模壓縮了一倍多，表明國家層面對煤制氣項目的態(tài)度再度發(fā)生微妙變化，對煤制氣的影響與風(fēng)險保持著警惕。

 

    煤制乙二醇：進入不了聚酯市場，成本優(yōu)勢無意義

 

    中國服裝業(yè)持續(xù)快速發(fā)展，對聚酯纖維的需求不斷增加，繼而推動聚酯的原料乙二醇需求激增。由于中國乙二醇產(chǎn)能有限，巨大的供需缺口只能通過進口填補。2010年～2013年，中國進口乙二醇分別達664萬噸、727萬噸、796萬噸和825萬噸，對外依存度始終保持在70%左右。國內(nèi)乙二醇市場嚴(yán)重的供不應(yīng)求，不僅推高乙二醇市場價格一度突破9000元/噸關(guān)口，也刺激煤制乙二醇項目投資不斷升溫。

 

    據(jù)記者了解，截至2014年9月底，國內(nèi)已經(jīng)有10套煤（或合成氣）制乙二醇裝置投產(chǎn)，合計產(chǎn)能150萬噸/年；在建項目12個，合計產(chǎn)能317萬噸/年；擬建項目4個，合計產(chǎn)能180萬噸/年；規(guī)劃中的煤制乙二醇項目3個，合計產(chǎn)能90萬噸/年。預(yù)計到2015年底，中國煤制乙二醇產(chǎn)能將達420萬噸/年；2017年將達467萬噸/年；2020年將達557萬噸/年。但即便算上現(xiàn)有以及在建和規(guī)劃中的石油路線乙二醇項目產(chǎn)能，到“十三五”末，我國乙二醇自給率也只有60%，對外依存度仍高達40%。另據(jù)測算，當(dāng)煤炭價格250～300元/噸、國際石油價格100美元/桶時，煤制乙二醇相比乙烯法擁有1400～1600元/噸的成本優(yōu)勢。

 

    一方面市場缺口較大，產(chǎn)品銷路沒問題；另一方面，與主流的乙烯路線相比具有明顯的成本優(yōu)勢。投資煤制乙二醇豈不等于抱了“金娃娃”？“錢景”十分光明？

 

    但業(yè)內(nèi)專家提醒，煤制乙二醇有市場未必有“錢景”。

 

    賀永德表示，一方面，受全球經(jīng)濟不景氣影響，中國服裝出口已經(jīng)并將繼續(xù)面臨較大壓力，因而減少了滌綸需求并打壓其價格下行，聚酯需求增速也因此放緩、價格下移，最終將導(dǎo)致乙二醇價跌量減，壓縮其利潤空間。

 

    另一方面，國內(nèi)93%的乙二醇用于聚酯生產(chǎn)，3%用于聚氨酯生產(chǎn)，3%用于防凍液生產(chǎn)，1%用于其他領(lǐng)域。所謂的乙二醇供需缺口，主要指能滿足生產(chǎn)滌綸長絲、滌綸短纖，以及瓶級聚酯的乙二醇。而目前國內(nèi)已經(jīng)投產(chǎn)的煤制乙二醇裝置，只有少數(shù)裝置的產(chǎn)品被下游聚酯企業(yè)接受。其余大多數(shù)廠家的煤制乙二醇產(chǎn)品尚未被聚酯企業(yè)完全接受，只能銷往樹脂及防凍液等領(lǐng)域，既限制了需求，也削減了煤制乙二醇的盈利能力。

 

    后期，如果國際石油價格繼續(xù)下跌，而煤炭價格企穩(wěn)并反彈，將減小煤制乙二醇的成本優(yōu)勢。若屆時煤制乙二醇企業(yè)仍不能保證裝置安穩(wěn)長滿優(yōu)運行并徹底解決產(chǎn)品質(zhì)量不穩(wěn)定等問題，則只能望著巨大的聚酯市場興嘆。

 

    “若不能順利進入聚酯市場，煤制乙二醇就沒有前景，其與乙烯法相比所謂的成本優(yōu)勢也毫無意義，只會誤導(dǎo)投資者。”李大鵬對記者說。

 

    他說，國內(nèi)企業(yè)在考察投資項目時，大多屬于“理想主義者”：把可能的需求當(dāng)作現(xiàn)實需求；把理論上的競爭優(yōu)勢當(dāng)作真實競爭力；高估生產(chǎn)成本的比較優(yōu)勢而忽略財務(wù)費用及其他成本上升的負(fù)面影響；重視項目可行性而忽略其不可行性；眼光只盯國內(nèi)市場很少放眼國際大環(huán)境……這會導(dǎo)致項目論證缺乏應(yīng)有的客觀公正性，以至于許多論證時“錢景”廣闊的項目，投產(chǎn)之日就開始虧損。煤制乙二醇就是一個典型的例子。目前，所有上馬煤制乙二醇的企業(yè)，眼光只盯著國內(nèi)巨大的供需缺口，卻避而不談全球乙二醇實際已經(jīng)過剩；只將低煤價時的煤制乙二醇與高油價時的乙烯路線乙二醇相比，卻忽略了北美頁巖氣革命、中東石化業(yè)崛起，以及全球經(jīng)濟增長放緩將導(dǎo)致國際石油價格下跌、煤制乙二醇與乙烯路線成本差距縮小的可能性，使項目潛在的風(fēng)險加大。

 

    中宇資訊分析師于曉紅亦表示，煤制乙二醇的質(zhì)量尚無法滿足聚酯對原料的性能要求，這將長期制約該產(chǎn)業(yè)發(fā)展。如果后期國際石油價格跌破80美元/桶并長期在90美元/桶以下波動，而煤制乙二醇又無法在短期內(nèi)解決質(zhì)量不穩(wěn)定的難題，則其前景遠(yuǎn)沒預(yù)想的樂觀。

 

    國內(nèi)首套煤制乙二醇工業(yè)化示范裝置——通遼金煤化工公司20萬噸/年裝置近幾年的表現(xiàn)也讓業(yè)內(nèi)對煤制乙二醇的“錢景”疑慮重重。

 

    公開資料顯示，該項目自2011年投產(chǎn)以來，不僅鮮有盈利，反而成為其母公司丹化科技股份公司的虧損大戶。2013年，更以虧損1.92億元拖累丹化科技業(yè)績由盈轉(zhuǎn)虧。今年前三季度，雖然帳面上顯示項目已經(jīng)盈利，但扣除通遼經(jīng)濟技術(shù)開發(fā)區(qū)管委會給予的6000萬元自主創(chuàng)新獎勵資金、內(nèi)蒙古自治區(qū)給予的550萬元科技經(jīng)費撥款等共計6790萬元政府獎勵撥付資金，乙二醇裝置對企業(yè)的利潤貢獻微乎其微。

 

    渭化集團副總經(jīng)理張小軍則表示，今年上半年，雖然我國服裝出口總量增速下滑7.2%，但化纖服裝出口量逆勢增長24.8%，對乙二醇行業(yè)拉動明顯。盡管如此，國內(nèi)乙二醇價格仍出現(xiàn)大幅下跌，表明全球乙二醇過剩已經(jīng)對中國市場產(chǎn)生了沖擊。后期，一旦中東、北美低成本乙二醇裝置陸續(xù)投產(chǎn)并打入中國市場，尤其美國一家公司研發(fā)的二氧化碳電化法與水、氫氣合成乙二醇新技術(shù)取得實質(zhì)性突破并工業(yè)化應(yīng)用后，其僅125美元/噸的生產(chǎn)成本，將對現(xiàn)在看來頗具優(yōu)勢的煤制乙二醇行業(yè)產(chǎn)生巨大沖擊。他建議國內(nèi)企業(yè)加快煤制乙二醇關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，盡快推出先進、實用、低能耗技術(shù)，而非一味擴大產(chǎn)能。

    煤制油：項目表現(xiàn)良好，但投資“高大上”引風(fēng)險

 

    中國日益增長的成品油需求與資源量及產(chǎn)量有限的矛盾，使得原油進口量連年大幅增加，石油對外依存度連續(xù)數(shù)年維持在55%以上的國際超高警戒線。這一狀況嚴(yán)重威脅著中國能源戰(zhàn)略安全。為此，穩(wěn)妥地發(fā)展煤基油品燃料不僅成為能源專家的呼聲，也引起國家層面的關(guān)注。以至于“十一五”以來，國家每次在規(guī)范煤化工產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展時，都要特別點到煤制油。

    

    而從神華寧煤400萬噸/年煤間接液化項目獲得批準(zhǔn)，到兗礦榆林110萬噸/年、伊泰鄂爾多斯200萬噸/年、潞安集團150萬噸/年、貴州渝富能源開發(fā)公司200萬噸/年等數(shù)個煤制油項目獲得國家發(fā)改委“路條”不難看出，國家層面對煤制油，尤其是已經(jīng)被幾套16萬噸/年工業(yè)化示范項目初步驗證的煤間接液化項目的管控悄然松綁。

 

    據(jù)記者了解，即便不再增加新的業(yè)主，僅上述幾家煤制油企業(yè)規(guī)劃的項目全部實施后，中國每年就將新增煤基油品6080萬噸。如果算上延長石油集團規(guī)劃的煤油共煉、陜西煤業(yè)化工集團規(guī)劃的煤炭分質(zhì)利用制油項目，以及全國其他企業(yè)在建和規(guī)劃的約800萬噸煤焦油加氫制取燃料油項目，2020年前后，中國煤基油品規(guī)模將超過8000萬噸/年。

 

    “眾多企業(yè)之所以在國家嚴(yán)格管控下仍上馬煤制油項目，主要還是認(rèn)為煤制油的前景比較樂觀。”內(nèi)蒙古伊泰煤制油有限責(zé)任公司董事長齊亞平對記者說。

    

    他以伊泰16萬噸/年煤制油項目為例。該裝置于2012年底首次達產(chǎn)后，2013年全年生產(chǎn)油品18.2萬噸，裝置平均負(fù)荷達108%，油品綜合成本平均每噸降低5%，實現(xiàn)了消耗低、效益好的預(yù)期目標(biāo)。雖然齊亞平并未透露煤間接液化產(chǎn)品的利潤到底有多高，但公開資料顯示，2013年1～9月，伊泰煤間接液化項目生產(chǎn)各類油品和化工品13.2萬噸，上繳稅費2.06億元，實現(xiàn)凈利潤1.2億元。照此推算，煤間接液化的液體產(chǎn)品凈利潤高達909元/噸。

 

    而據(jù)記者了解，2013年以來，包括神華百萬噸煤直接制油、18萬噸/年煤間接液化、潞安16萬噸/年煤間接液化、陜煤天元50萬噸/年煤焦油輕質(zhì)化、陜煤富油12萬噸/年煤焦油全餾分加氫，以及寶泰隆煤公司的10萬噸/年高溫煤焦油加氫制取燃料油等煤基油品項目，均取得了可觀收益。

 

    “我國石油對外依存度一度接近60%，發(fā)展煤基油品已經(jīng)成為中國確保能源安全的戰(zhàn)略選擇。從這個層面講，煤制油項目擁有一定的民意、政策與政治基礎(chǔ)。加上巨大的消費需求與良好的盈利等市場手段推動，煤制油的前景十分光明。”中科合成油技術(shù)有限公司技術(shù)顧問唐宏青尤其看好煤間接液化的前景。

 

    但也有專家認(rèn)為煤制油的前景沒那么樂觀。

 

    “根據(jù)國家稅務(wù)總局2012年第47號公告，納稅人以原油或其他原料生產(chǎn)加工的在常溫常壓條件下呈液態(tài)狀（瀝青除外）的產(chǎn)品，將分別加征1元/升（石腦油）和0.8元/升（燃料油）消費稅，這等于將煤制油綜合成本增加了20%。以一個100萬噸/年煤制油項目為例，每年上繳消費稅高達10億元，極大地壓縮煤制油項目的利潤空間。后期，如果國際油價進一步下跌引發(fā)成品油價格下跌，煤制油項目是否還能盈利存在懸念。”賀永德提醒說。

 

    投資強度大、污染大、資源利用效率低則是李大鵬不看好煤制油前景的3大理由。

 

    他說，建設(shè)一個500萬噸/年煉油廠，只需200億元投資；而建設(shè)一個在煤制油路徑中還算投資強度較低的相同規(guī)模的煤間接液化項目，總投資額高達600億元。超高的投資強度，必然導(dǎo)致煤制油項目財務(wù)成本居高不下，影響其產(chǎn)品市場競爭力。而從產(chǎn)品收率和資源利用效率看，煤直接制油的液體收率不足35%,能源轉(zhuǎn)化率僅33%；煤間接液化噸產(chǎn)品耗水超過7噸……在中國經(jīng)濟發(fā)展受資源與環(huán)境約束越來越明顯的情況下，煤制油的上述弊端將嚴(yán)重影響其綜合效益，甚至?xí)绊懏a(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。

 

    “中國應(yīng)以全球視野權(quán)衡自身的能源安全，并重新考慮發(fā)展煤制油的緊迫性、必要性與重要性。”李大鵬建議。

 

    他說，既然經(jīng)濟已經(jīng)全球化了，就應(yīng)有資源分配全球化的視野。中國缺油不等于其他地區(qū)也缺油，我們完全可以憑借充足的外匯儲備，以及不斷上升的綜合國力和國際地位，利用政治、外交、經(jīng)濟等手段，大量利用境外油氣資源，實現(xiàn)外油中用，何必急于發(fā)展投資強度大、資源消耗高、污染排放大的煤制油產(chǎn)業(yè)。況且，近兩年一些煤制油項目之所以取得較好收益，是國際油價高位運行、國內(nèi)汽車業(yè)快速發(fā)展助推成品油需求猛增，以及煤炭價格大幅下跌等多種因素共同作用的結(jié)果，是一種特殊情況，并不能代表煤制油項目本身的競爭力。后期一旦煤炭價格觸低回升，國際油氣價格再度回調(diào)，尤其中國汽車工業(yè)增速放緩，成品油需求減少后，煤制油的前景將難言樂觀。

 

    “即便要發(fā)展煤制油，也應(yīng)打破煤直接或間接制油等單一模式，而應(yīng)采取煤炭分質(zhì)利用方式，在條件允許的情況下，先對煤進行干餾提油，再將提油后的潔凈焦炭通過煤直接或間接制油等途徑制油，或與其他化工、電力、鋼鐵、建材等裝置對接，實現(xiàn)煤的‘兩頭見油’和產(chǎn)品多元化，提升項目的資源利用效率和抗風(fēng)險能力。”尤西蒂這樣表示。

 

    一位專家透露，正是綜合考慮了國內(nèi)、國際環(huán)境與資源供需格局變化，以及煤制油項目的利弊與業(yè)內(nèi)的不同意見，國家高層初步?jīng)Q定，“十三五”期間，我國煤制油規(guī)模將控制在1000萬噸/年以內(nèi)，而非此前傳言的4000萬噸/年。

    煤制芳烴：技術(shù)看上去都挺美，推廣應(yīng)用都挺難

 

    據(jù)清華大學(xué)教授魏飛介紹，全球95%以上芳烴來自石油煉化裝置的催化重整、裂解汽油加氫抽提。即常壓石腦油和減壓石腦油，分別通過連續(xù)重整和加氫裂化，再經(jīng)芳烴抽提獲得苯、甲苯和二甲苯等。甲苯選擇性岐化、烷基化轉(zhuǎn)移后生成二甲苯，二甲苯異構(gòu)化后轉(zhuǎn)化為對二甲苯（PX）。隨著石油資源的減少和價格的攀升，以及原油重質(zhì)化程度的加劇，石油路線獲取高純PX的成本越來越高，加之中國本身富煤貧油少氣，獲取PX的難度日益增大。

 

    為此，國內(nèi)科研院所紛紛組織團隊，鍥而不舍地開發(fā)非石油路線PX技術(shù)，先后有中科院山西煤化所的固定床一步法甲醇制烴類技術(shù)、陜煤化集團與中科院大連化物所聯(lián)合開發(fā)的甲醇甲苯制PX聯(lián)產(chǎn)低碳烯烴循環(huán)流化床技術(shù)，以及中石化自主開發(fā)的甲苯甲醇甲基化制取PX等技術(shù)問世。

 

    2013年1月13日，由中國華電集團與清華大學(xué)合作開發(fā)的萬噸級甲醇制芳烴工業(yè)試驗裝置一次投料成功并生產(chǎn)出合格PX，這也是世界首套原料僅為甲醇的流化床制PX裝置。其芳烴單程收率達55%～65%，烯烴80%轉(zhuǎn)化為芳烴，芳烴總收率達80%，是目前最先進的非石油路線芳烴生產(chǎn)工藝。至此，中國分別掌握了固定床、流化床甲苯甲醇制PX和甲醇直接制PX等多項技術(shù)，且全部通過了中試或工業(yè)化運行驗證，煤制芳烴整體技術(shù)世界領(lǐng)先。

 

    “但仔細(xì)梳理上述技術(shù)，發(fā)現(xiàn)均不同程度地受到限制，投資者很難長期獲得良好收益。”陜煤化集團副總工程師何迎慶對記者說。

 

    比如，山西煤化所和賽鼎工程公司合作開發(fā)的固定床一步法甲醇制烴類技術(shù)，雖然具有能靈活生產(chǎn)芳烴與烯烴的優(yōu)勢，但因采用的是固定床，存在規(guī)模難放大、設(shè)備投資多、占地大、工藝流程長、催化劑需經(jīng)常倒?fàn)t活化（或更換）等弊端。另兩種甲醇甲苯制PX技術(shù)雖然使用了甲醇減少了甲苯消耗，但依然需要甲苯作原料。而國內(nèi)甲苯資源本來就短缺，許多企業(yè)因甲苯來源無保證而不愿上馬新項目。清華大學(xué)的技術(shù)最好，可以完全以甲醇為原料生產(chǎn)芳烴，但其80%芳烴總收率所得的是混合芳烴，并非市場真正緊俏、前景向好的純PX，導(dǎo)致項目盈利預(yù)期大打折扣。

 

    姚繼峰亦不看好煤制芳烴的前景。他說，由于原料全部采用甲醇，清華大學(xué)開發(fā)的流化床甲醇制芳烴技術(shù)是真正意義的煤制芳烴技術(shù)，也最具工業(yè)化推廣應(yīng)用的條件。但是，其所得產(chǎn)品80%為苯、甲苯和二甲苯，屬混合芳烴（而非價格高出烯烴20%～30%的純PX），這種混合芳烴市場價僅7000～8000元/噸。根據(jù)工業(yè)化中試結(jié)果，每生產(chǎn)1噸混合芳烴，需消耗3噸甲醇，而同樣3噸甲醇，采用甲醇制烯烴技術(shù)能生產(chǎn)1噸烯烴。目前，烯烴售價10000元/噸以上，煤制芳烴與煤制烯烴的經(jīng)濟性誰優(yōu)誰劣一目了然。這也正是眾多企業(yè)寧肯一窩蜂上馬煤制烯烴項目，而不愿涉足煤制芳烴的根源。

 

    此外，目前煤制芳烴尚無一套大型工業(yè)化示范裝置運行，存在一定的工業(yè)化風(fēng)險。尤其近幾年因PX被妖魔化后，各地民眾紛紛拒絕PX項目，更增加了煤制芳烴項目的成本、難度和風(fēng)險，使這一先進技術(shù)難以推廣應(yīng)用。

 

    據(jù)中國科學(xué)院院士何鳴元介紹，無論石油路線PX還是煤基PX，最好能與下游產(chǎn)品建成聯(lián)合裝置，并接近化纖與紡織服裝市場。由于我國大多數(shù)煉廠分布在東南沿海，這些地區(qū)又是化纖與服裝業(yè)最集中的地區(qū)，從而很容易形成PX上下游一體化產(chǎn)業(yè)集群，彰顯良好的經(jīng)濟與社會效益。煤制芳烴主要是要利用西部廉價的煤炭與甲醇資源，顯然不具備建設(shè)靠近終端消費市場的PX上下游產(chǎn)業(yè)鏈的條件，不能實現(xiàn)各環(huán)節(jié)利益最大化，最終將削弱項目總體收益。

 

    有關(guān)專家認(rèn)為，在石油價格高位運行、煤炭價格持續(xù)下跌、國內(nèi)PX貨緊價揚等有利形勢下，煤制芳烴尚因種種原因沒有獲得投資者追捧，那么一旦國際石油價格繼續(xù)下跌，國際PX價格下挫，則煤制芳烴的成本優(yōu)勢將會減弱，產(chǎn)業(yè)發(fā)展的道路將曲折而漫長。

 

    不過魏飛卻表示，清華大學(xué)聯(lián)手中國華電集團開發(fā)的流化床甲醇制芳烴工業(yè)化技術(shù)，不足3噸甲醇即可生產(chǎn)1噸混合芳烴，混合芳烴收率達80%以上，且90%的混合芳烴最終都能轉(zhuǎn)化為市場急需的PX。當(dāng)烯烴價格在10000元/噸時，純PX售價高達14000元/噸。照此推斷，煤制芳烴經(jīng)濟效益并不遜于煤制烯烴。況且，由于石油中芳烴含量較少，我國又是一個富煤貧油少氣的國家，煤制芳烴既是中國的無奈之舉也是戰(zhàn)略選擇，又怎么能簡單地以經(jīng)濟效益衡量其前景？至于說會否遭遇類似石油路線PX風(fēng)波導(dǎo)致該技術(shù)難以推廣的擔(dān)心，則完全沒有必要。

 

    上海新佑能源科技有限公司董事長韓保平則建議采用煤焦油加氫路徑獲取芳烴。他說，由于石油側(cè)鏈多，經(jīng)常壓蒸餾得到的石腦油中，芳烴僅占45%。而煤焦油中的側(cè)鏈組分少，用其加氫制得的石腦油中，芳烴含量超過70%。目前大多數(shù)煤焦油要么只經(jīng)簡單加工處理，獲得葸、萘等初級產(chǎn)品。好一點的企業(yè)將煤焦油加氫制取調(diào)和燃料油。這兩種方法顯然均未做到對資源的最大化利用。如果我們在有條件的地區(qū)建設(shè)大型煤炭提質(zhì)裝置，將獲得的煤焦油加氫生產(chǎn)石腦油和柴油，再用高含芳烴的石腦油制取芳烴，無論經(jīng)濟、環(huán)境還是節(jié)能減排效益都將十分顯著，其投資強度也將明顯低于煤-甲醇-芳烴一體化裝置。