{年度报告}年中国煤化工行业发展及未来走向分析报告

（年度报告）年中国煤化工行业发展及未来走向分析报

告

2011-2014年中国煤化工行业发展及未来走向分析报告

正 文 目 录

第一章 2010年世界煤化工产业发展格局分析 ............................................................... 9 第一节 2010年世界煤化工产业发展概况分析 ............................................................................ 9

一、煤制天然气的工艺流程与经济性 .................................................................................... 9 二、液化煤层气：能源新秀后来居上 .................................................................................. 13 三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势 ...................................................................... 16 四、2011年国内甲醇趋势预测 ............................................................................................ 18 五、当前世界现代煤化工行业发展的几个重要态势 ......................................................... 22 第二节 2010年世界煤化工产业主要国家发展动态分析 ......................................................... 25

一、日本 .................................................................................................................................... 25 二、南非 .................................................................................................................................... 26 三、巴西 .................................................................................................................................... 26 四、俄罗斯 ................................................................................................................................ 27 第三节 2011-2014年世界煤化工产业发展趋势分析 .............................................................. 27 第二章 2010年中国煤化工产业发展环境分析 ............................................................. 30 第一节 2010年中国煤化工产业资源环境发展分析 ................................................................. 30

一、中国煤炭资源的分布 ....................................................................................................... 30 二、中国新型煤化工前景看好 ............................................................................................... 32 三、水资源状况及其影响 ....................................................................................................... 34 四、2010年中国煤化工产业年终回顾和展望 ................................................................... 36 第二节 2010年中国煤化工产业政策环境发展分析 ................................................................. 42

一、能源良策助推新世纪中国复兴良机 .............................................................................. 42 二、中国煤制油企业跨越商业政策门槛 .............................................................................. 44 三、以《焦化行业准入条件》为抓手 稳步推进全行业和谐发展................................... 45 四、关于做好2011年春耕化肥供应工作的通知 .............................................................. 52 五、工信部要求加强需求侧管理缓解煤电油气运紧张 ..................................................... 53 六、新型气化技术助煤化工清洁生产 .................................................................................. 54 七、中国能源的最大潜力在体制 ........................................................................................... 55 八、刚性需求：农用化工行业初露曙光 .............................................................................. 56 第三节 2010年中国煤化工产业经济环境发展分析 ................................................................. 58

一、中国煤化工市场回顾 ....................................................................................................... 58 二、我国煤制油产业发展前景分析 ....................................................................................... 60

三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势 ...................................................................... 63 第四节2010年中国煤化工产业技术环境发展分析 .................................................................. 65

一、煤化工技术获得重大突破 对石油实现部分替代 ....................................................... 65 二、煤化工行业阀门国产化进程加快 .................................................................................. 65 三、中国率先实现煤制乙二醇工业化 .................................................................................. 66 四、煤制油成品油市场的新生力量 ....................................................................................... 66 第三章 2010年中国煤化工产业发展形势分析 ............................................................. 69 第一节 2010年中国煤化工产业发展重要意义分析 ................................................................. 69

一、“掘金”煤制天然气 ......................................................................................................... 69 二、化工装备业 方兴未艾 ..................................................................................................... 71 三、我国直接甲醇燃料电池技术研发获重要突破 .............................................................. 72 四、煤制天然气应根据示范效应逐步发展 .......................................................................... 73 第二节 煤化工的可持续发展之路 ............................................................................................... 75

一、环境形势依然十分严峻 ................................................................................................... 75 二、切实加强煤化工污染的防治 ........................................................................................... 76 三、建设资源节约和环境友好型行业 .................................................................................. 79 第三节 我国煤化工产业链分析 ..................................................................................................... 82

一、炼焦产业链 ........................................................................................................................ 82 二、电石化工产业链 ................................................................................................................ 86 三、煤气化产业链 .................................................................................................................... 89 第四节 2010年中国煤化工产业发展存在的问题与对策分析 ................................................. 90

一、煤化工产业存在问题 ....................................................................................................... 90 二、制约中国煤化工产业化发展的难题 .............................................................................. 91 三、发展煤化工产业的机遇及其发展趋势 .......................................................................... 92 四、推动现代煤化工发展的措施 ........................................................................................... 93 第四章 2010年中国煤制油产业发展概况分析 ............................................................. 95 第一节 2010年中国煤制油产业发展分析 .................................................................................. 95

一、煤化工新型与传统应有机结合 ....................................................................................... 95 二、煤化工将成低碳经济有力推手 ....................................................................................... 96 三、煤化工：身在寒冬 心指盛夏 ......................................................................................... 97 第二节 2010年中国煤制油产业发展存在的问题及对策分析 ................................................. 99

一、煤制油存在的风险 ........................................................................................................... 99 二、现代煤化工“过热”引发政策“预警” ................................................................... 100 三、 部分现代煤化工项目进展情况 ............................................................................... 101 四、中国煤变油产业化发展中的问题综述 ....................................................................... 103

五、煤制油产业应走规模化和集约化发展模式 ............................................................... 105 第三节 2011-2014年中国煤制油产业发展趋势分析 ........................................................... 107

一、中国有望在“十二五”期间出台煤制油支持政策 .................................................. 107 二、煤制油：商业化应让位于战略储备 ........................................................................... 107 三、煤制“三烃”优于煤制油 ............................................................................................ 109 第五章 2010年中国煤制甲醇市场运行状况分析 ....................................................... 110 第一节 2010年中国煤制甲醇市场发展动态分析 ................................................................... 110

一、亚洲甲醇供应紧张短期难缓解 .................................................................................... 110 二、2010年我国甲醇供需平衡分析 ................................................................................. 111 三、2010年我国甲醇市场发展分析 ................................................................................. 111 第二节 2011年国内甲醇趋势预测 ......................................................................................... 116

一、2011年国内甲醇产能预测 ......................................................................................... 116 二、2011年国内甲醇市场走势预测 ................................................................................. 116 第三节 2011-2014年中国煤制甲醇产业发展趋势分析 ....................................................... 118

一、车用甲醇汽油国标为煤基甲醇带来希望 ................................................................... 118 二、2020年我国煤制甲醇产能有望突破6000万吨 ..................................................... 119 三、煤基甲醇二甲醚联合生产的前景预测 ....................................................................... 119 第六章 2010年中国洁净煤市场发展动态分析 ........................................................... 122 第一节 中国洁净煤产业概述 ...................................................................................................... 122

一、洁净煤的概念 ................................................................................................................. 122 二、洁净煤技术定义 ............................................................................................................. 122 三、洁净煤发电技术政策支持 ............................................................................................ 122 第二节 2010年中国洁净煤技术发展分析 ............................................................................... 123

一、洁净煤技术照亮煤炭应用前景 .................................................................................... 123 二、清洁煤技术前景广阔 .................................................................................................... 124 三、新型固态煤“汽化”技术让煤炭清洁起来 ............................................................... 127 四、我国洁净煤技术产业化的障碍及对策 ....................................................................... 127 第三节 2011-2014年中国洁净煤产业发展趋势分析 ........................................................... 129

一、黑色的煤如何变“绿” ................................................................................................ 129 二、洁净煤技术迎来广阔的发展前景 ............................................................................... 132 三、洁净煤技术的发展潜力大 ............................................................................................ 133 四、2020年中国洁净煤技术发展战略建议 ..................................................................... 133 第七章 2010年中国其他煤化工产业发展分析 ......................................................... 139 第一节 煤制烯烃 ........................................................................................................................... 139

一、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势 ................................................................... 139

二、2010年国内煤制烯烃项目进展情况 ......................................................................... 142 三、煤制烯烃经济性分析 .................................................................................................... 143 第二节 煤焦化 ............................................................................................................................... 149

一、2010年焦炭市场回顾及2011年市场展网 ............................................................. 149 二、发展煤油铁大循环经济 ................................................................................................ 154 第三节 煤气化 ............................................................................................................................... 157

一、煤气化技术 ..................................................................................................................... 157 二、中国煤气化市场面面观 ................................................................................................ 158 三、中国成了中外煤气化技术竞技场 ............................................................................... 162 四、2010年煤炭市场回顾与2011年煤炭市场展望 ..................................................... 162 五、煤气化是多联产产业发展方向 .................................................................................... 166 第四节 煤合成氨 ........................................................................................................................... 168

一、合成氨产业发展情况分析 ............................................................................................ 168 二、合成氨产业链 ................................................................................................................. 170 第五节 现代煤化工的经济性分析 .............................................................................................. 170

一、煤基醇醚路线的经济性 ................................................................................................ 170 二、煤制烯烃的经济性分析 ................................................................................................ 171 三、煤制油的经济性 ............................................................................................................. 172 第八章 2010年中国煤化工产业竞争格局分析 ........................................................... 172 第一节 2010年中国煤化工产业竞争概况分析 ....................................................................... 172 第二节 2010年中国煤化工产业竞争存在的问题分析 .......................................................... 173 第三节 2011-2014年中国煤化工产业竞争趋势分析 ........................................................... 176 第九章 2010年中国煤化工产业优势企业财务状况及竞争力分析 ............................... 176 第一节 河南煤业化工集团有限责任公司 .................................................................................. 176

一、企业基本概况分析 ........................................................................................................ 176 二、2010年企业财务状况分析 ......................................................................................... 177 三、2011年之前公司项目进展情况 ................................................................................. 179 四、未来企业发展规划分析 ................................................................................................ 180 第二节 山东兖矿集团有限公司 .................................................................................................. 181

一、企业基本概况分析 ........................................................................................................ 181 二、2010年企业财务状况分析 ......................................................................................... 182 三、未来企业发展规划分析 ................................................................................................ 185 第三节 伊泰集团有限公司 ........................................................................................................... 186

一、企业基本概况分析 ........................................................................................................ 186 二、2010年企业财务状况分析 ......................................................................................... 188

三、未来企业发展规划分析 ................................................................................................ 193 第十章 2010年中国煤化工产业相关行业发展态势分析 ............................................. 195 第一节 煤炭 .................................................................................................................................... 195

一、产量：增速维持较高水平 ............................................................................................ 195 二、煤价：国内外煤价低位震荡 ........................................................................................ 197 三、周转量：环比降幅继续收窄 ........................................................................................ 198 四、库存：供应侧增加更快 ................................................................................................ 199 五、进出口：净进口剧增 .................................................................................................... 200 第二节 煤化工装备产业 ............................................................................................................... 201

一、新型煤化工产业链综述 ................................................................................................ 201 二、2010年全国煤炭企业产量50强分析报告 .............................................................. 203 第十一章 2011-2014年中国煤化工产业发展趋势分析 ............................................. 205 第一节 2011-2014年中国煤化工行业发展趋势分析 ........................................................... 205

一、传统煤化工面临三大挑战 ............................................................................................ 205 二、以煤为原料生产甲醇等多种化工品 ........................................................................... 207 三、煤化工产品策略分析 .................................................................................................... 207 四、精细化和多联产将是行业发展方向 ........................................................................... 208 五、坚持科学发展煤化工 .................................................................................................... 210 第二节 2011-2014年中国煤化工市场发展预测分析 ........................................................... 214

一、煤化工发展的关键：环保瓶颈的突破和政策支持 .................................................. 214 二、煤化工发展需要创新思维 ............................................................................................ 215 三、煤化工发展进程预期 .................................................................................................... 216 第十二章 2011-2014年中国煤化工行业投资机会与风险分析 ................................... 217 第一节 2011—2014年中国煤化工行业投资环境分析 ........................................................ 217 第二节 2011-2014年中国煤化工行业投资周期分析 ........................................................... 218

一、经济周期 ......................................................................................................................... 218 二、增长性与波动性 ............................................................................................................. 219 三、成熟度分析 ..................................................................................................................... 219 第三节 2011-2014年中国煤化工行业投资机会分析 ........................................................... 219

一、煤制气：煤化工领域投资热点 .................................................................................... 219 二、投资方向分析 ................................................................................................................. 221 三、吸引力分析 ..................................................................................................................... 224 四、盈利水平分析 ................................................................................................................. 225 五、融资方式分析 ................................................................................................................. 225 第四节 2011-2014年中国煤化工行业投资风险预警分析 ................................................... 225

图表目录

图表 煤制SNG总工艺流程示意图 ....................................................................................................... 10 图表 原料煤煤质组成及热值 .................................................................................................................. 11 图表 煤制SNG物流数据表 ................................................................................................................... 11 图表 煤制SNG消耗表 ............................................................................................................................ 12 图表 煤制SNG投资估算表 ................................................................................................................... 12 图表 煤制SNG成本估算表 ................................................................................................................... 12 图表 我国煤炭资源分布 .......................................................................................................................... 30 图表 我国探明煤炭储量各省分布比例图 ............................................................................................. 31 图表 中国水系图 ....................................................................................................................................... 33 图表 全国十大流域统计 .......................................................................................................................... 34 图表 2010中国成品油进出口情况 ....................................................................................................... 58 图表 中国2010年第四季度汽油出口量统计表（按目的地分类）单位：吨 ............................... 59 图表 炼焦产品结构 .................................................................................................................................. 81 图表 2010年国内炼焦用洗精煤产销量对比 ...................................................................................... 82 图表 炼焦产业地区分布 .......................................................................................................................... 83 图表 供需状况分析及预测 ...................................................................................................................... 83 图表 市场价格分析及预测 ...................................................................................................................... 84 图表 电石生产工艺 .................................................................................................................................. 85 图表 2008-2010年电石产量（单位：万吨） ................................................................................... 86 图表 国内电石价格走势（单位：元/吨） ........................................................................................... 87 图表 电石消费结构 .................................................................................................................................. 87 图表 不同煤气化方法气体成分构成 ..................................................................................................... 88 图表 2008年、2010年全国甲醇产量对比（单位：万吨） ........................................................ 111 图表 2008年、2010年1-8月我国甲醇进口量对比（单位：万吨） ....................................... 112 图表 洁净煤发电技术的政策支持 ...................................................................................................... 121 图表 2020年中国洁净煤技术发展方案建议一览表 ....................................................................... 135 图表 煤基甲醇制烯烃在建和规划项目 .............................................................................................. 145 图表 煤气化主要下游的产业链细分 .................................................................................................. 156 图表 煤气化单产甲醇和热、电、甲醇三联产系统的成本对比 .................................................... 166 图表 煤气化单产和热、电、甲醇、气四联产系统的投资和成本对比 ........................................ 166 图表 煤基合成氨的工艺过程 ............................................................................................................... 168 图表 我国合成氨原料占比 ................................................................................................................... 169 图表 煤炭价格－甲醇生产成本的对应关系（单位：元/吨） ....................................................... 170

图表 煤制甲醇与天然气制甲醇的成本比较 ...................................................................................... 170 图表 河南焦化主营业务分产品情况表 .............................................................................................. 177 图表 主要会计数据和财务指标 ........................................................................................................... 177 图表 焦化四条焦化产业链示意图 ...................................................................................................... 179 图表 煤化工产业链 ............................................................................................................................... 180 图表 运营数据总揽 ............................................................................................................................... 181 图表 2010年1-4季度，本集团煤炭产、销量表 .......................................................................... 182 图表 2010年度主要会计数据及财务指标 ....................................................................................... 187 图表 中国原煤单月和累计产量 ........................................................................................................... 194 图表 山西炼焦精煤和动力精煤产量 .................................................................................................. 195 图表 中国煤炭销量 ............................................................................................................................... 195 图表 澳大利亚 BJ煤价和指数 ........................................................................................................... 196 图表 秦皇岛港平仓价 ........................................................................................................................... 196 图表 分煤种价格 .................................................................................................................................... 197 图表 煤炭周转量 .................................................................................................................................... 198 图表 全社会库存和煤矿库存 ............................................................................................................... 198 图表 港口库存 ........................................................................................................................................ 198 图表 山西省煤炭库存 ........................................................................................................................... 199 图表 中国煤炭进出口 ........................................................................................................................... 200 图表 主要用煤行业累计增速和月度增速 .......................................................................................... 200 图表 煤气化主要下游的产业链细分 .................................................................................................. 208 图表 全球合成氨可能继续保持景气 .................................................................................................. 209 图表 我国煤化工发展规划（万吨） .................................................................................................. 214 图表 我国煤化工发展进程预期 ........................................................................................................... 216 图表 产业生命周期曲线图 ................................................................................................................... 217

第一章 2010年世界煤化工产业发展格局分

析

第一节 2010年世界煤化工产业发展概况分析

一、煤制天然气的工艺流程与经济性

随着我国城市化进程的继续推进，对天然气的需求将持续攀升。而我国天然气储量并不丰富，为了保障用于城市燃气的天然气的供应，我国2007年11月已经禁止了天然气制甲醇，并且限制煤炭充足地区的天然气发电。据预测，我国2011年、2015年和2020年对天然气的需求分别达到1200亿m3、1700亿m3和2000亿m3，相应地，天然气缺口分别为300亿m3、650亿m3和1000亿m3。目前我国天然气的进口途径主要有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通过长输管道进口的天然气，另一条是在东南沿海等地进口的液化天然气(LNG)。地缘政治和国际天然气的运输及价格都将影响我国天然气的供应。因此，发展煤制代用天然气(Substitute Natural Gas-SNG)就具有了保障我国能源安全的重要性。

煤制SNG可以高效清洁地利用我国较为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源短缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬天供暖期间，将生产的代用天然气供给工业和民用作为燃料用于供暖；在夏天用电高峰时，部分代用天然气用于发电；在非高峰时期，可以转变为LNG以作战略储备；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础设施的费用，并保证了天然气供应的渠道和实现了CO2的减排。由此可见，煤制SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的发展方向。本文以某厂煤制SNG项目为例，首先对总工艺流程进行了简要描述，并对其中甲烷化技术进行了介绍。其次对流程进行了模拟计算，得出客观可靠数据。最后对煤制SNG在节能减排方面的优势以及经济性进行了分析。

煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高温甲烷化工艺来生产代用天然气。本文所研究项目的工艺流程如图1所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装置和硫回收装置。主要流程为：原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。在气化炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏和气化、氧化后，生成粗合成气。粗合成气的主要组成为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。

粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送入甲烷化单元。在甲烷化单元内，原料气经预热

后送入硫保护反应器，脱硫后依次进入后续甲烷化反应器进行甲烷化反应，得到合格的天然气产品，再经压缩干燥后送入天然气管网。

图表 煤制SNG总工艺流程示意图

甲烷化技术

煤制SNG工艺流程中主要包括煤气化、变换、酸性气体脱除、甲烷化等工艺技术，其中高温甲烷化技术为关键技术之一。

1 托普索甲烷化技术

丹麦托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪 70年代后期，该公司开发的甲烷化循环工艺(TREMPTM)技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了这一技术能够用于商业化。该工艺已经在半商业规模的不同装置中得到证明，在真实工业状态下生产200 m3/h～3000 m3/h的SNG。在TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的温升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的温度。TREMPTM工艺一般有三个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器(BWR)代替，虽投资较高，但能够解决空间有限问题。另外，在有些情况下，采用四个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用一个喷射器代替循环压缩机。除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。托普索工艺可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽。

2 Davy甲烷化技术

20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了 CRG技术和最新版催化剂。Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMPTM工艺可产出高压过热蒸汽和高品质天然气特点外，还具有如下特点：催化剂已经过工业化验证，拥有美国大平原等很多业绩。催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H/C比，转化率高。催化剂使用范围很宽，在230℃～700℃范围内都具有很高且稳定的活性。

3 鲁奇甲烷化技术

鲁奇甲烷化技术首先由鲁奇公司、南非沙索公司在20世纪70年代开始在两个半工业化实验厂进行试验，证明了煤气进行甲烷化可制取合格的天然气，其中CO转化率可达100%，CO2转化率可达98%，产品甲烷含量可达95%，低热值达8500kcal/Nm3，完全满足生产天然气的需求。

工艺流程模拟 1计算基准

气化技术采用BGL技术，天然气产量为20亿Nm3/a，其中甲烷含量为96.46%。原料煤煤质组成及热值如下：

图表 原料煤煤质组成及热值

分析项目 水分% (ad) 12.11 灰分% (ad) 4.28 全硫% (ad) 0.27 碳% (ad) 69.05 氢% (ad) 3.83 氧% (ad) 9.68 氯% (ad) 0.004 高位发热量MJ/kg 26.89 2关键物流数据 通过流程模拟得到各关键物流的数据如表2所示，其中物流号与上图相对应。

图表 煤制SNG物流数据表 物流号 组成(mol%) CO2 H2S COS+CS2 CO H2 CH4 C2~ C4 NH3 HCN N2+Ar O2 流量 Nm3/h 温度℃ 压力 MPaA 1 4.619 0.090 0.008 60.649 25.663 7.784 0.583 0.277 0.034 0.293 843300 175 4.0 2 34.117 0.068 11.125 48.704 5.396 0.388 0.203 1216587 40 3.65 3 1.504 16.649 72.888 8.075 0.58 0.304 812924 30 3.3 4 1.64 31ppm 0.31 96.46 0.01 1.58 250000 55 5.7 5 0.2 99.8 176245 20 5.3 该装置的主产品为20亿Nm3/a天然气，副产品中除了一些油品外还有10000t/a的硫磺。通过对全厂热量平衡计算，需配备3台460t/h的锅炉，满足全厂供汽后可发电120MW。

3主要原料和公用工程消耗

图表 煤制SNG消耗表 序号 1 2 3 4 5 项 目 原料煤 燃料煤 催化剂及化学品 电 原水 单 位 t t t KWh t 年消耗量 3834600 991352 65264 358453760 13691680 经济性分析 1计算假定

项目投产后第一年生产负荷为90%、第二年生产负荷为90%，以后各年均为100％，生产期15年，工程计算期18年。原料煤价格为160元/t，水资源费为6元/t，电价为0.36元/ KWh，

天然气价格为1.67元/Nm3，硫磺价格为700元/t。

2投资

本报告所研究的煤制SNG项目的投资估算见下表：

图表 煤制SNG投资估算表 项 目 工艺生产装置 包括空分，气化，变换，酸脱，甲烷化，硫回收 公用工程 辅助生产装置 全厂系统 厂内基础设施 厂外系统 其它费用 总计 费用(万元) 509419 239901 44025 168774 31907 109682 341475 1445183 3成本估算 图表 煤制SNG成本估算表 序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 项 目 原料煤 燃料煤 催化剂及化学品 电 原水 工资及福利费 制造费用 生产成本 天然气单位成本 单 位 t t t KWh t 元/Nm3 单 价（元） 160 160 0.36 6.00 年消耗量 3834600 991352 65264 358453760 13691680 成本 61354 15862 7909 12868 8215 14940 105613 51155 1.07 4 效益分析 本文所研究项目的产品天然气单位生产成本为1.07元/Nm3，影响成本的主要因素为原料煤价格及建设投资。该项目所得税后全部投资财务内部收益率为10.65%，财务净现值(i=10％)为54463万元。财务内部收益率大于基准收益率，说明盈利能力高于行业规定。所得税后的投资回收期为9.77年(含建设期3年)，均小于行业基准回收期，表明项目投资能按时收回。 此外，根据敏感性分析，随着原料煤价格的下降以及天然气价格的上涨，税后内部收益率还会提高。由此可见，煤制SNG具有较好的经济可行性。

结论

总之，在我国发展煤制SNG，各项常规技术已有较广泛的应用和发展，如碎煤加压气化、

空分、耐硫变换、脱硫脱碳、锅炉和汽机等技术。甲烷化反应器及催化剂在传统应用中也取得了一定的经验，而大规模应用可以借鉴国外成熟技术。为此，扎实稳步地在中国推进煤制SNG发展路线，无论是适度发展煤制天然气，补充天然气资源，缓解国内天然气供求的矛盾，还是推广已有成熟技术或新技术储备，都将具有积极的推动意义。

二、液化煤层气：能源新秀后来居上

2010年6月18由中国联盛投资集团有限公司投资建设的山西沁水顺泰能源煤层气液化项目正式投产运行。该项目正式投产后可日产液化煤层气50万立方米。该项目三期工程预计将于今年开工建设，届时项目的煤层气液化能力将达到每天150万立方米。

2010年7月5日，山西港华煤层气液化项目一期工程投产暨二期工程奠基仪式在山西沁水举行。该项目总投资9800万美元，一期工程日产液化煤层气25万立方米，二期工程日产量再增加57万立方米，使总生产规模达到日产82万立方米，投产后可每年减少二氧化碳排放500万吨。

2010年10月14日，山西能源煤层气投资控股有限公司世行贷款煤层气开发利用示范项目煤层气液化工程开工奠基。该项目总投资13.5亿元，其中利用世界银行贷款8000万美元。项目建设内容包括煤层气开发工程和煤层气液化工程两部分，建成后可年产煤层气2.5亿立方米，年产液化煤层气20万吨；可减排120万吨二氧化碳、7800吨二氧化硫。

2010年12月1日，重庆市能源投资集团与易高环保投资有限公司在香港签署煤层气液化项目协议。该项目由美国联邦环保署出资，项目建设选址位于綦江松藻矿区，将每年利用松藻煤矿产出的1.1亿立方米煤层气，经过提纯、冷却、液化，生产出9100万立方米液化煤层气，同时减少156万吨二氧化碳排放量。

截至2010年11月底，全国已经建成投产了6家煤层气液化工厂，而且基本实现了“安稳长满优”，即安全生产、稳定生产、长周期运行、满负荷运行和优质产品。

清洁能源的现实需要

液化煤层气的主要优势，不是和天然气液化技术搞规模比赛，不是和天然气管道、煤层气管道开展竞争，也不是和天然气市场竞争用户，而是与液化天然气、管道天然气和管道煤层气的发展相衔接、相促进、相依托。

液化煤层气具有明显的比较优势。煤层气液化项目由于规模相对较小，选址条件要灵活得多。国际上以大规模液化天然气（LNG）生产基地为源头的LNG进口，需要配套建设大规模的LNG终端项目。目前，我国已经在深圳、湄州、上海、宁波、青岛等地建立了ＬＮＧ项目，规模都在300万吨/年左右。这需要巨大的码头等诸多条件，而液化煤层气在这些方面要求较少，成本要低得多。

煤层气管道到哪里，液化煤层气产品的市场就到哪里。一方面管道天然气和管道煤层气到达之后，液化煤层气就会遇到很大的竞争。但另一方面，管道燃气越来越离不开液化煤层气。首先，液化煤层气可以在管道燃气调峰上发挥积极作用。应对2010年“气荒”时，液化煤层

气就发挥了积极的作用。其次，管道燃气的发展，很好地宣传了天然气和煤层气。在管道附近而又是管道尚未覆盖的区域，就是液化煤层气进军的首选市场。

此外，液化煤层气生产过程中释放出的冷量可回收利用。例如可将液化煤层气汽化时产生的冷量，用作冷藏、冷冻、低温粉碎等。因此，有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。按目前液化煤层气生产的工艺技术水平，可将煤层气液化生产所耗能量的50%加以回收利用。

液化煤层气也是优质的车用燃料。与汽油相比，它具有热值高、抗爆性好、燃烧完全、排放污染少、延长发动机寿命、降低运输成本等优点。

液化煤层气生产使用比较安全。它的燃点为650℃，比汽油高230℃左右；爆炸极限为4.7%～15%，比汽油高出2.5～4.7倍；液化煤层气密度为0.47左右，汽油为0.7左右。它比空气更轻，所以稍有泄漏会立即飞散并迅速吸热，不致引起自燃爆炸。

初步完成规模化历程

正是上述诸多优势让生产厂家看到了液化煤层气的广阔前景。一时间，液化煤层气成为市场首先，大多数企业都集中在探明程度较高的山西沁水南部作业，煤层气、煤炭矿权重叠问题比较突出。其次，对外合作依赖程度高，自营项目受限制。目前我国已登记的煤层气区块约6万多平方千米，其中对外合作区块占60%以上。

煤层气市场太近、太小、太乱、太间接。太近：目前的煤层气市场主要分布在煤层气田周围，或者甚至就在煤层气田的矿区里面，当地和周边用户成了主导市场；太小：最大用户每天用量为几十万立方米，一般用户每天用气量小到几百立方米、数千立方米，无法支撑煤层气大规模开发与快速发展；太乱：无论是勘探开发市场，还是煤层气销售市场，均陷入极端无序状态；太间接：压缩煤层气项目、煤层气液化项目等煤层气用户，都是转售煤层气的中间用户，并不是直接的煤层气利用企业或对象，给煤层气上游发展带来了很大的市场不确定性。

三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势

2010年12月7日由中国科学院福建物质结构研究所联合江苏丹化集团和上海金煤化工公司开展技术攻关的世界首创20万吨煤制乙二醇工业示范项目打通了全流程，试车成功并生产出合格的乙二醇产品。这标志着我国在世界上率先实现了煤制乙二醇（CO气相催化合成草酸酯和草酸酯催化加氢合成乙二醇）成套技术的工业化应用。

乙二醇生产采用环氧乙烷水合路线，其水的用量超过理论值的20倍，而且约有9%生产二甘醇，1%生产三甘醇和更高分子量的聚乙二醇，从而降低了单乙二醇的选择性。因而降低水比的催化工艺已经成为乙二醇新工艺的开发焦点。另外基于乙烯路线经环氧乙烷的乙二醇生产，由于石油资源的短缺和天然气资源相对丰富，因而开发以合成气为基础的各种新乙二醇生产工艺十分引人关注，更是受到各化工企业的看好。

三菱化学通过中间体合成乙二醇工艺

日本三菱化学公司开发的以环氧乙烷为原料经碳酸乙烯酯生产乙二醇的新工艺取得了突破性进展。公司还同时解决了反应器材质和高效反应器的开发、包括低催化剂消耗量在内的工艺

条件优化以及产品质量提升等问题。由日本三菱化学公司开发的经碳酸乙烯酯（EC）路线，由Texaco公司开发的联产乙二醇和碳酸二甲酯路线以及Shell公司开发的经二氧戊环的工艺路线。

丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产

乙二醇价格暴涨400元/吨:我国乙二醇对外依存度高达70%以上,由于中东地区部分装置停产,造成国内乙烯供应紧张,从而引起乙二醇等价格的迅速上涨。我国主要产能集中于中国石油和中国石化两大公司,丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产,有望受益于国内乙二醇的供不应求。乙二醇90%应用于聚酯产品的原材料。本周聚酯切片价格也随成本支撑进一步上扬。

全球首批煤质乙二醇在通辽面世

通辽金煤化工采用的“煤质乙二醇”技术路线和工业化应用，是一套一项拥有自主知识产权的世界首创技术。其推广应有可代替传统的石油技术路线生产乙二醇，将有效缓解我国乙二醇产品供需矛盾，用石油技术路线没生产1吨乙二醇约需用2.5吨石油，如果采用“煤质乙二醇”生产技术，全球每年节省下来的石油就相当于新开发一个年产5000万吨石油的大油田。通辽金煤化工乙二醇项目总投资100亿元，设计生产能力为120吨。目前，一期年产20万吨乙二醇项目全部建设完成，年可转化褐煤130万吨。二期年产40万吨乙二醇项目前期工作正在积极筹备，今年上半年全面开工建设。

乙二醇是生产聚酯切片和制冷剂的重要化工原料，目前国际上通常采用石油路线生产，生产过程水耗大、能耗大、成本高，而且关键技术都掌握在国外厂商手中。世界化工巨头壳牌公司前不久刚宣布2011年1月亚洲乙二醇合同价提高了80美元/吨。而中国乙二醇年需求量达700万吨以上，而国内用石油乙烯路线每年只能生产200多万吨，仅能满足20%——30%的市场需求，缺口的400多万吨只能依赖进口。“煤制乙二醇”项目技术负责人之一、项目攻关组组长姚元根研究员认为，“煤制乙二醇”的技术路线符合我国缺油、少气、煤炭资源相对丰富的资源特点。

据相关资料显示，目前世界对乙二醇的年需求量为2000多万吨，其中我国需求量就占到三分之一。海湾石化和化学协会(GPCA)论坛上传出消息，受中国国内需求的强劲引领，预计2011年全球乙二醇需求将会比2010年增长6.5%。2011年生产聚酯纤维常用的中间体乙二醇的全球总需求估计为1850万，亚洲的增长前景仍然看好。目前乙二醇市场需求仅为150万吨/年，而中国市场需求为700万吨/年，乙二醇的市场潜力无穷大。

就如华鲁恒升若突破乙二醇技术，那真是前途无量。内蒙古将继续推进煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气、煤制乙二醇等现代煤化工示范工程建设，形成1000万吨的甲醇生产能力。目前2011年中国“煤制乙二醇”技术工业化已拉开崭新的帷幕时，或许它的发展远比笔者想象的更精彩，在世界科技今日更迈进一步。我们期待着煤制乙二醇技术工业化的迈进。

乙二醇的化学性质常识：

乙二醇（ethyleneglycol）又名“甘醇”、“1,2-亚乙基二醇”，简称EG。化学性质与乙醇相似，主要能与无机或有机酸反应生成酯，一般先只有一个羟基发生反应，经升高温度、增

加酸用量等，可使两个羟基都形成酯。如与混有硫酸的硝酸反应，则形成二硝酸酯。酰氯或酸酐容易使两个羟基形成酯。乙二醇在催化剂（二氧化锰、氧化铝、氧化锌或硫酸）作用下加热，可发生分子内或分子间失水。乙二醇能与碱金属或碱土金属作用形成醇盐。在制革和制药工业中，分别用作水合剂和溶剂。乙二醇的衍生物二硝酸酯是炸药。乙二醇的单甲醚或单乙醚是很好的溶剂，如甲溶纤剂HOCH2CH2OCH3可溶解纤维、树脂、油漆和其他许多有机物。乙二醇的溶解能力很强，但它容易代谢氧化，生成有毒的草酸，因而不能广泛用作溶剂。乙二醇是一个抗冻剂，60％的乙二醇水溶液在－40°C时结冰。

四、2011年国内甲醇趋势预测

一、2011年国内甲醇产能预测 ◆甲醇产能预测

近年来国家大力推进石油替代战略，我国甲醇行业发展迅速，产能扩张步伐加快，仅五年时间，国内甲醇产能就增加了四倍之多。08年受金融危机的影响，部分厂家新建装置投产计划推迟，国内产能增长率减缓，增幅在10%。随着国民经济的复苏，2011的国内新建产能将会集中投产，届时国内产能将突破3000万。

◆2011年国内甲醇消费预测

1、由于甲醇燃料、甲醇制烯烃等不确定因素和国家标准及政策影响甲醇需求具有较大的不可预测性。

2、预计2011年国内甲醇需求增长率为18-25%。 二、2011年国内甲醇市场走势预测 ◆宏观经济

1、在国家宏观调控的政策推动下，09年国内经济逐步好转，一季度国内GDP增幅6.1%，达到2002年以来的最低点；二季度GDP增幅7.8%；三季度GDP增长8.9%，保8的经济增长指数在第三季度已完成；四季度GDP预测增长10%。

2、预计明年国家宏观经济形势基本面还是向好的，支撑甲醇形势趋于乐观。 ◆成本增加

煤炭：由于受资源整合影响，山西、河南等省的产能增长缓慢，而内蒙古、安徽、贵州、陕西及神华、中煤两大央企的产能增长较快。但随着山西资源整合的全国推广，产能增长将受到一定抑制。铁路运力以及气候条件也将对煤炭运输的影响，可能造成局部地区的供应紧张。随着经济的逐步恢复，各行业的主要煤炭消费行业用煤量将平稳增加，2011年煤价格将小幅上涨。

天然气：天然气价格明年必然上涨，是因为目前我国天然气与原油(78.98,-0.41,-0.52%)的价格比仅为0.35至0.45，而国外一般为1.06左右。作为清洁能源，天然气在我国能源消耗结构中的比例将逐步增加，所以我国会加大天然气的勘探开采力度，同时多渠道引进海外气源，在这种背景下，天然气价格调整并逐步到位是必然的。

水价：据不完全统计，今年以来已经有14个城市上调了水价。尤其最近两个月以来，包括上海、天津、沈阳、广州、南京和兰州等多个大中城市都已经举行了水价上调的听证会。

电价：全国销售电价平均每千瓦时提高2.8分钱，但对各地区、各行业用电价格水平的调整有一定差异。受当地电网企业普遍亏损影响，陕西、山西、甘肃等十大产煤省、市(地区)将上调上网电价，改变企业严重亏损局面，价格浮动在每千瓦时上调0.2-1.5分钱。而沿海省、市(地区)供电企业盈利良好，可再生能源发展迅猛，因此拟下调电价每千瓦时0.3-0.9分钱。

油价：今年国内汽柴油累计涨幅1520元/吨和1390元/吨。 ◆供需关系

1、明年新投产装置增幅比例较大，而产能会有多大的释放量？ 2、明年甲醇进口数量？

3、M15甲醇汽油标准有望2011年上半年出台 4、传统下游工厂的开工率能否提升？ ◆外盘价格

国外装置的开工情况 各国之间的套利关系

商务部针对于沙特、马来西亚、印度尼西亚、新西兰四国甲醇反倾销2011年上半年仲裁 ◆其他因素

电子盘：电子盘与华东市场联动性比较强，主要影响市场人士心态，部分现货会在盘中套现。

天气：台风、强降雨/雪等天气影响局部市场供应受限。

物流：油价上涨，车皮紧张，火运专线少及天气因素影响运输周期较长和成本增加。 ◆2011年国内市场走势预测

1、明年国内经济形势是向好的，但就甲醇而言，产能严重过剩，然新型下游需求具有不确定性。

2、预计2011年国内甲醇市场走势盘整向上。 五、尿素企业延伸产业链大有可为

尿素不仅可作化肥使用，而且也是重要的化工原料。当前，我国尿素产能达到近6300万吨，而总需求量为5100万吨，有超过1000万吨的产能过剩。可以说，现在是有史以来国内尿素产能过剩最为严重的时期。那么，能否通过延伸产业链，加大尿素下游产品的开发力度，消耗一部分产能，同时也增加企业的经济效益？尿素下游究竟有哪些产品值得开发呢？国内尿素下游产品的研发现状又如何？

20多种下游产品可消耗近10%产能

以尿素为原料可以开发生产尿囊素、氰尿酸、氨基磺酸、三聚氰胺、异丁叉二脲、氨基甲酸甲酯、过碳酰胺、苯甲醛缩氨基脲、邻苯二甲酰亚胺、磷酸脲等20多种下游产品。那么，这些下游产品消耗尿素的量究竟有多大？能否成为化解尿素过剩产能的一个重要渠道？

这些尿素下游产品，既有上世纪七八十年代开发成功的，也有近两年仅进行了小试、中试，还没有产业化的。

上世纪在国内开发成功的尿素下游产品，主要有ADC发泡剂、氰尿酸、尿囊素、试剂尿素等。

ADC发泡剂在上世纪70年代就已经开发成功。目前我国已成为世界上ADC发泡剂生产能力最大的国家。中国氯碱工业协会ADC发泡剂专业委员会主任理事孔翠琴向记者介绍，目前全国ADC发泡剂年产量为15万～16万吨，生产1吨ADC发泡剂需消耗尿素2.5吨，因此ADC发泡剂行业一年消耗尿素的量为30万～40万吨。

氰尿酸作为一种重要的有机中间体，其以尿素为原料的生产技术在上世纪80年代就已经开发成功。安徽省化工研究院高级工程师汤胜文表示，生产1吨氰尿酸需要消耗尿素2吨左右，但该产品市场容量较小。目前我国氰尿酸年产能在20万吨左右，每年消耗尿素量为40万吨左右。

我国从上世纪80年代开始研发尿囊素，90年代开始形成生产能力。目前，每生产1吨尿囊素需消耗尿素1.5吨。据华东理工大学教授田恒水估计，我国尿囊素年市场需求量将达1万吨左右，产能为7000～8000吨，因此尿囊素消耗的尿素量很少。

试剂尿素也在上世纪开发成功。

2004年，国内首创的以尿素和甲醇为原料的1500吨/年氨基甲酸甲酯装置在山东东营市康瑞石油化工有限责任公司投产。据记者了解，每生产1吨氨基甲酸甲酯可消耗尿素1.4吨，但目前国内氨基甲酸甲酯产品的年需求量只有100吨左右。

以尿素为原料生产的过碳酰胺是一种高效、使用方便的固体消毒剂。生产该产品的安徽合肥天马日化科技有限公司的销售经理徐春生告诉记者，过碳酰胺相比过碳酸钠等消毒剂没有价格优势，在日化和医药领域用量很少，他们公司每年也就销售1吨。

用尿素还可生产一种化工中间体N-氯代邻苯二甲酰亚胺，用于医药、农药和染料等行业。生产该产品的山东青州市奥星化工有限公司宋经理表示，该产品在国内一直用量不大，公司每年也就销售10多吨。

细细数来，消耗尿素量大、市场需求量大的其实还是三聚氰胺、脲醛树脂胶这两个老的尿素下游产品。我国三聚氰胺年产能约为85万吨，实际产量为50万吨，每吨三聚氰胺消耗尿素3.8吨，年消耗尿素量近200万吨。脲醛树脂胶消耗尿素的量，每年也为200多万吨。

国内已经产业化的尿素下游产品，每年消耗的尿素量在500多万吨，占我国尿素总产能的近10%，是消化我国尿素产能的一个有益补充。

近年来，不少企业开始把目光投向尿素下游产品的开发。图为去年9月，湖南一年产2万吨三氯异氰尿酸项目签约现场。

卖价很高能成为效益增长点

尿素下游产品都是精细化工产品，虽然其生产规模、市场容量相对尿素小，但回报率和附加值都比尿素高。因此，不少业内人士认为，开发尿素下游产品可以成为尿素生产企业的一个

效益增长点。

典型的佐证就是，在目前国内尿素市场价格始终在成本线附近徘徊的同时，尿素下游产品的价格仍然卖得很高。据记者了解，厦门一家生产乳清酸的企业，每千克产品报价为169元，合每吨16万多元。浙江、山东两家生产尿囊素的企业，其产品报价都在4万元/吨左右。而既可以作为多种添加剂，也可用于农药、医药中间体的氨基甲酸甲酯，市场价格为每吨2万多元。东营市康瑞石油化工有限责任公司投产该产品1年，生产、销售产品320吨，总产值9０0多万元。澳大利亚的一个客商曾提出每年向中国采购氨基甲酸甲酯2万吨的要求，这说明该产品市场需求还是比较大的。以尿素、丙酮为原料，直接反应合成的丙酮缩氨基脲，能用于合成医药产品的生产，还可用于农药、染料中间体、化学试剂、金属配体试剂等。山东一家生产该产品的厂家报价为500元/千克。用尿素和水合肼合成盐酸氨基脲，可以制取硝基呋喃类药物，还可用于有机合成原料。湖北襄樊市金译成精细化工有限公司对该产品的报价为45元/千克。

虽然开发尿素下游产品不能完全解决国内尿素产能过剩的问题，但可以作为企业的一个效益增长点。20年前，他就曾在行业会议上呼吁过化肥企业要上马精细化工产品，但企业都不愿意做。这么多年来，尿素企业的发展思路只是一味地扩产。今后随着大型生产装置的陆续建成投产，那些远离原料产地、远离市场、装置规模小、技术装备落后、生产成本高的企业将被淘汰出局。因此，上马尿素下游产品已成为企业寻求新的利润增长点、求得生存的现实需要。

尿素下游产品不仅投资小、见效快，而且尿素生产企业可以对尿素生产过程中产生的余热、余压等进行综合利用，生产成本会更低。

双赢选择产学研需要手拉手

针对尿素下游产品，不少科研院所成功完成了小试、中试，但因为没有合作伙伴、缺乏经费支持，制约了产业化。

氨基磺酸是一种重要的固体强酸，目前国内年消费量约为4万吨，另外每年有数千吨的出口量。该产品可用于酸性清洗剂、有机合成磺化剂、甜味素，以及合成纤维和造纸生产中的稳定剂等10多个领域。目前国内大部分企业都是采用非尿素原料路线（液相法）生产该产品，而质量和价格等多方面的因素制约了该产品的应用拓展。其实，用尿素与硫酸反应生产氨基磺酸，原料消耗低、投资省、反应条件温和，是非常有发展前景的合成路线。 中国石油大学用尿素合成苯氨基甲酸甲酯小试成功已经有6年了，而且解决了难以生产提纯的问题。像其他尿素下游产品一样，苯氨基甲酸甲酯的关键在市场用途，由于没有经费支持，找不到合作伙伴，我们后续的研究就没再进行了。

其实，在目前尿素产能过剩的大背景下，愿意开发下游产品的企业很多。尿素生产规模大了，势必要考虑往下游延伸，但是尿素企业都以生产稳定为核心，对下游产品的开发与产品市场了解不多，考察上马产品比较注重技术的可靠性。

其实在尿素下游产品中，有不少值得尿素企业、科研院所联手去开发。比如，德国产的液体缩二脲每吨售价为6万多元，而国内生产的固体缩二脲价格仅相当于国外价格的一半。我国的液体缩二脲生产技术还是空白。又比如，苯甲醛缩氨基脲是一种重要的精细化工中间体。目

前该产品传统的合成工艺存在能耗大、收率低、原料成本高、污染严重、操作不安全等缺点。但在微波辐射条件下，可以尿素等为原料采用一釜两步法合成。沈阳化工学院、延安大学的相关实验证明，该工艺操作简单，原料成本低，总收率高，且不产生含肼废水。

盐酸氨基脲是尿素下游产品之一，被广泛应用于医药工业。图为湖北一家企业生产的盐酸氨基脲产品。

五、当前世界现代煤化工行业发展的几个重要态势

煤化工是以煤炭为主要原料生产化工产品的行业，根据生产工艺与产品的不同，可以分为煤焦化、煤气化和煤液化三条产品链。其中煤焦化及其下游电石PVC、煤电石、煤气化中的合成氨等都属于传统煤化工领域，而煤气化制醇醚燃料、甲醇制烯烃（MTO/MTP）、煤液化则是现代新型煤化工领域。本文仅就现代新型煤化工的发展态势分析研判。

从全球煤化工发展状况，根据国际煤气化技术委员会年会统计，截至2006年底，全球大约有117家大型煤化工企业，现代气化炉385座，总生产能力达到45000兆瓦，地区分布是东亚和澳洲占22％，非洲和中东占34％，欧洲占28％，北美占15％。从产品类型上来看，37%是各类化工产品、36%是间接合成油、19%用于发电。全球以煤气化为核心的现代煤化工产能年均增长5%，略高于化工行业平均3.6%的水平。

随着高油价时代的来临，以大型煤气化为龙头的现代煤化工产业已经成为全球经济发展的热点产业，因为现代煤化工产业创造了新型的能源、化工一体化产业发展模式，这一新模式可以减少对原油资源的高度依赖，并能有效解决交通、火电等重要能源行业的污染和排放问题。

（一）大型煤气化成为煤炭利用的技术热点 煤的气化是现代煤化工的核心。

鉴于现代煤化工产业范畴的洁净煤发电、醇醚燃料、碳一化学品等的基础都是煤气化，因此以大型煤气化为龙头的现代煤化工产业已成为全球经济发展的热点产业，其现代煤化工和煤化工能源一体化的产业模式，对减少国际油价持续高涨的负面影响和减少交通、火电等重要用能行业的污染气体排放将产生重要作用。煤炭洁净气化技术的开发正朝大型化、清洁化的方向发展，以改进设备结构，提高脱硫、除尘及净化效率为目标。

对于煤化工的经济性，据有关专家测算：当石油价格高于40美元/桶时，在缺油、少气、富煤的地区，使用煤化工路线生产化工产品，生产成本较石化路线低5％～10％。

（二）车用替代燃料成为煤基替代能源产品开发的重点

现代煤化工发展的一个重点应用领域是开发车用替代燃料，包括煤液化制油和煤气化生产甲醇、二甲醚等新型车用燃料。煤的液化由于投资巨大、环境成本高企、大规模工业化应用尚需技术突破等原因，目前在多数国家主要作为战略储备技术开发，鲜有大规模商用。

而醇醚燃料则是较理想的车用替代燃料，环保性好，经济性高。甲醇掺烧在汽油里的优点是经济性好，动力性好，易降解等，但缺点是对人体的毒性和汽车的腐蚀性等问题尚有疑虑。目前我国有关部门正在针对甲醇汽油对人体的毒性问题进行解决，行业内人士认为目前已有可

行的解决办法，对于M85等高比例甲醇汽油来说需要改动汽车发动机，而M15甲醇汽油可不改造或稍加改造直接使用，有关部分汽车制造商认为还需要在不同型号发动机上经过规范的长周期评价，得到进一步验证。我国还研制了纯甲醇（M100）汽车，M100甲醇汽车动力强劲、排放低，主要的技术难点都已得到比较全面的解决。同时现有M100甲醇汽车的燃料消耗约1.6升甲醇可以替代1升汽油，按当前山西甲醇加注价格2.70元／升相比，甲醇燃料费可比汽油节省近30%，经济性非常突出。二甲醚则具有十六烷值高的特点，非常适用于压燃式发动机，因此是替代柴油的较好选择。从长期看，由低比例甲醇直接掺烧汽油或开发各种排量甲醇发动机替代汽、柴油，以及由二甲醚替代柴油，都是可行的方案。

2008年9月23日，全国醇醚燃料标准化技术委员会成立，它标志着醇醚燃料标准化工作进入了一个新的发展阶段，也为我国新型替代能源——醇醚燃料国家标准的陆续出台提供了组织保障，为全国醇醚燃料发展奠定坚实的基础，我国醇醚燃料产业化进程将进一步加快。

（三）碳一化学品及其衍生物行业发展势头强劲

当下，立足于资源丰富的煤为原料的碳一化工，已成为替代石油合成路线生产基本有机化工原料、液体燃料以及其他重要化学品和新型材料的最重要、最有发展前景的途径，世界碳一化工正进入快速发展的新阶段。发展碳一化工对实现化工原料和能源多样化、缓解石油资源短缺、保护环境都具有重要意义。

碳一化工已经成为当今世界化学工业中发展最快、最有活力的行业之一。碳一化工的产业规模迅速扩大、生产技术不断创新、应用领域日益拓宽。

在强劲的市场需求刺激下，许多碳一化工产品，如甲醇、醋酸、二甲醚、醋酐、甲醛、聚甲醛、丁辛醇等等，生产能力大幅度增加，如预计到2011年，世界甲醇产能将达到约6400万吨，2015年达到约7200万吨。随着科技创新、关键技术的突破，碳一化工品衍生物也加快发展，近几年，国内外通过科技创新，相继开发成功甲醇制烯烃（MTO）、甲醇制丙烯(MTP)、合成气一步法合成二甲醚、甲醇羰基合成醋酸技术、醋酸甲酯羰基化制醋酐、合成气合成乙二醇、甲醇制汽油、二氧化碳聚合成全降解塑料新技术等一批新技术新工艺，从而大大拓宽了碳一化工应用新领域，推动碳一化工取得突破性进展。目前合成气制烯烃已成为煤化工新的研究方向之一，一些研究结果已显示出诱人的工业化前景，但由于还有一些在转化过程中的核心问题有待解决，因此该项研究距离实际工业化尚有一定距离。

在天然气和煤炭资源产地，发展碳一化工，实现大规模生产，形成上下游一体化产业链，是当前碳一化工发展的重要特征，也是今后发展的趋势。同时，环境保护和可持续发展要求采用碳一化工新工艺，实现化工生产清洁化、环保化、绿色化，是碳一化工发展的重要方向，对节能减排具有重要意义。

预测，未来日本太阳能电池产业市场巨大，到2011年太阳能总输出功率将达到2.5GW，居世界第二位。到2020年，日本家庭太阳能发电的导入量将是目前的10倍，相关就业人数也将由目前的1.2万人扩大到11万人。

在太阳能电池材料方面，企业纷纷扩大产能和推出新产品。今年8月，日本最大的太阳能

多晶硅制造商德山公司宣布，将投资7亿美元建设位于马来西亚的6000吨/年多晶硅生产厂，其日本国内的多个项目也将于近期投产，2014年公司多晶硅年生产能力将从现在的8200吨提高到14200吨；日本最大的气体公司大阳日酸日前宣布与德国化工巨头赢创达成协议，将投资1.25亿欧元建造硅烷系列产品一体化生产基地，预计2012年投产后每年将向市场提供1000吨硅烷气体生产太阳能电池片；东丽公司开发的新薄膜材料使薄膜太阳能电池转换效率达到了5.5%，有望在2015年将转换效率提高到7%；三井化学公司正在开发一种聚烯烃和乙烯-醋酸乙烯酯共聚物的复合膜材料，将于2011年推出新产品。近年来，随着技术的成熟和市场的扩大。日本生物材料制造商通过混合其他材料或应用纳米技术等方法拓宽了生物塑料的应用范围。日本政府表示，扩大生物塑料的使用量是日本实行生物技术战略的重要内容，将力求到2011年实现20%的塑料采用可再生资源制造。

今年佳能公司与东丽公司采用材料设计和成型新技术，显著提高了聚乳酸（PLA）的阻燃性和耐热性，共同开发出了新型阻燃生物塑料，佳能将采用这种生物塑料生产新型彩色复印机；帝人公司开发出全球首个完全采用生物塑料的眼镜框，这种PLA塑料熔点已经达到了210℃，还具有抗菌、抗漂白等优点；东丽公司目前已经开始生产植物基纤维应用于汽车内部装饰，随着生物塑料性能的提高，更多的汽车外部元件将采用生物塑料；除PLA外，三菱化学公司近期开发了一种具有优良的耐磨和耐热性能的透明生物聚碳酸酯，这种新产品可能会用于制造平面显示器和发光二极管。

二、南非

倡导建立高附加值的氟化学产业，力推纳米海绵材料研发。

2010年3月，南非核能源公司下属的化学分部推出了“氟化学扩展倡议（FEI）”，旨在推动南非建立高附加值的氟化学产业。南非拥有丰富的氟石资源，目前是世界第三大氟石生产国，但其中95%的酸级氟石产品都出口国际市场，只有5%被用来制造粗的和纯的氟化氢以及其他氟化学产品。

5月，南非约翰内斯堡大学的研究人员大力推进纳米海绵材料研究，南非政府希望这项研究能克服传统水处理方法的不足，帮助农村偏远地区的居民获得干净水。与普通尺寸的过滤介质不同，纳米海绵能针对分子的电性做出不同的反应，每一个空穴的内部对水是排斥的，而外部却是吸水的，因此，水分子很容易就穿过纳米海绵，而像杀虫剂等一系列污染物则被吸附在空穴中。另外，还可以针对某一特定的污染物，在纳米海绵上接入特殊物质，使其吸附目标污染物，甚至将其转化成毒性较小的物质。

三、巴西

研制出新型可再生塑料和可捕获二氧化碳的陶瓷体。

2010年5月，巴西化工集团公司科技创新研究中心宣布用甘蔗提炼的乙醇生产出了高密度的

聚乙烯。经过美国实验室认证，这种用甘蔗生产出来的100%可再生塑料具有和以石油为原料的传统塑料同样的化学成分，在工业应用上具有广阔的前景。巴西的苏威子化工集团和陶氏化学公司也在研发绿色塑料产品。他们率先研发出低密度聚乙烯树脂，用来生产塑料胶片和PVC板。另一家合资企业计划投资3亿美元，兴建一座以乙醇为原料的PVC工厂。巴西的“绿色塑料”可10月，巴西米纳斯吉拉斯州联邦大学的两名化学家与一家企业合作，共同研制了一种陶瓷体，可过滤燃料燃烧后排放的二氧化碳，并将其转化为工业原料。发明者计划进一步改善这种陶瓷体过滤二氧化碳的能力，以期将捕获二氧化碳的效率从目前的40%提高到60%。

四、俄罗斯

材料科学领域的领军企业地位受到动摇，但纳米等新材料企业的发展仍将受到政府的支持。俄罗斯仍将发展纳米技术，而不是减少向该领域的投资，不应当仅限于将国家纳米技术集团建成一个下大订单的大型发包机构。

在下半年的国情咨文中，现代条件下国家集团公司的形式前景黯淡。俄总统助理德沃尔科维奇随即证实，俄罗斯纳米技术集团将在2011年实行改组，这或许将丧失其作为国家集团的地位。但可以预料，俄政府对纳米技术领域的中小企业的支持力度不减。国家纳米技术集团改组后，中小企业会取代国家集团成为俄纳米新材料领域的主体企业，并对俄未来新材料科学的研发结构产生影响。

第三节 2011-2014年世界煤化工产业发展趋势分析

煤化工、天然气化工和石油化工是支撑化学工业的三大基础性产业，其发展水平对各国国民经济和社会发展具有重要影响。在工业化的不同时期，煤化工、天然气化工和石油化工呈现出此起彼伏的发展状态。经历两次世界大战、中东石油危机的世界经济大国，开始重视能源消费结构的调整。进入21世纪后，国际社会对控制温室气体排放呼声日渐高涨，使煤炭的高效和低碳化利用得到越来越多的关注，煤化工再度成为化工产业的发展重点。

一、发展煤化工的必要性

第二章 2010年中国煤化工产业发展环境分

析

第一节 2010年中国煤化工产业资源环境发展分析

一、中国煤炭资源的分布

由于成煤机理的原因，煤炭分布必然很不平衡，总体上是北方多，南方少。主要分布在北方地区的山西、内蒙古、陕西、河南、山东、河北、安徽和江苏（北部）一带，其中以山西省储量最大，约占全国总储量的1/3，是中国重要的煤炭基地，每年运出大量煤炭支援其他省市。此外，新疆、贵州、云南、黑龙江等省区也不少。中国长江以南的东部沿海各省煤炭资源较少，但人口稠密，工业比较发达，需要调进大量煤炭，其中上海市是中国每年调入煤炭最多的城市。

图表 我国煤炭资源分布

从各省市来看，煤炭资源的分布在中国大陆29省、市、自治区，除上海市外，都有煤炭资源。全国2000多个县，851县有煤炭探明储量，但分布很不均衡。山西、内蒙古煤炭储量分别为2000多亿吨、1900多亿吨，贵州460多亿吨，安徽、陕西部在200亿吨以上，5省、区合计约占全国煤炭总储量的75％，而江南9省、市、自治区的煤炭储量合计却不到130亿吨，仅占全国的2％。按保有储量大小的顺序如下：山西省、鄂尔多斯北部、内蒙古东部、川滇黔边区、苏鲁皖边区、鄂尔多斯南部、豫中豫西、河北平原、贺兰山、天山南北、黑龙江省东部和沈阳市周围地区。除川滇黔边区外，其他煤炭基地都分布在北方地区。这13片煤炭基地的探明储量占全国总量的92％；炼焦煤占探明储量37％，无烟煤占17％。

图表 我国探明煤炭储量各省分布比例图

二、中国新型煤化工前景看好

随着国际原油价格维持高位运行，我国资源开发和储备与经济发展的矛盾日益突出，原油进口不断增加，能源安全问题已经显现。对此我们认为，发展煤化工以减轻对石油的依赖度十分必要，有利于我国石油替代能源战略的实施以及化学工业的结构调整。如果油价维持高于50美元或60美元/桶，预计10年内，煤化工在我国将发展成为一个很大的产业。

行业前景广阔

首先，高油价下煤化工产品竞争力日益凸显。自从20世纪中期石油取代煤炭成为世界能源消费结构中的主导以来，至今仍在能源消费结构中占40％左右。石油对国际形势变化高度敏感，国际油价经常出现较剧烈的波动，世界已经历了3次石油危机，目前国际原油价格已经超过130美元/桶左右。考虑到石油资源的稀缺性，我们预计未来原油将很难大幅下跌。在这种情况下，煤化工产品成为高油价背景下市场的必然选择。

其次，发展煤化工符合我国国情和能源结构。我国原油储量只占全球的1.4％，属于缺油国家。由于资源禀赋的限制，我国国内石油的产量最多在2亿吨左右。而据中国社科院发布的《2008年中国能源发展报告》预计，2007年-2011年石油需求年均增长率为4.5％，到2011年和2020年我国石油消费量将分别达到4.07亿吨和5.63亿吨。如果未来10至20年中没有大油田被发现，石油资源瓶颈将危及国内能源安全。而我国煤炭资源储量相对较多，2007年我国煤炭产量为25.23亿吨，按可直接利用的煤炭资源使用年限约为90-100年计算，通过调控煤炭的生产和进出口，我国煤炭资源基本可以满足能源生产和煤化工发展的需要。煤制甲醇、二甲醚、煤烯烃和煤制油在今后15年将是投资的重点。

传统煤化工具有成本优势

传统煤化工包括煤焦化、电石乙炔化工、PVC、煤头化肥等。这些行业本身供大于求，但在目前石油成本高涨的情况下依然具有成本优势。未来行业发展的趋势是强调对资源的控制及下游产业链的衍生和拓展，具备一体化资源优势的企业将在激烈的竞争中脱颖而出。

焦炭是煤焦化产业最重要的产品之一，焦炭行业本身集中度较低，又是典型的资源加工类产业，对煤炭的控制能力是煤焦化产业获得可持续发展，取得较强竞争力的关键所在。未来炼焦企业要由炼焦向煤化工模式推进，延长产业链，实现可持续发展。高油价下电石法工艺的成本优势也非常明显，但最大的问题是高能耗和环境污染。预计2008-2011年，我国PVC需求将以年均13％的速度增长，仍远不及产能的增速，产能过剩已不可避免，建议谨慎投资。未来产业投资热点在于下游产品的衍生和联产、技术升级以及成本控制。对于煤头化肥，虽然目前化肥价格走高，但是由于煤炭等价格的上涨，行业成本压力很大。所以，拥有资源和技术的企业成本优势明显，也是我们看好的投资标的，如湖北宜化、华鲁恒升、柳化股份等。 新型煤化工前景向好

新型煤化工的发展方向包括醇醚燃料、煤制油、天然气、煤制烯烃等。我们认为醇醚燃料是潜力巨大的替代能源，甲醇作为汽油替代燃料，其需求将大幅增长。煤液化目前已处于中试阶段，但存在投资和技术风险，国家对此仍持谨慎的态度。甲醇制烯烃由于其成本低，国内烯烃进口依赖大，也是我们非常看好的煤化工发展方向。

煤炭价格对甲醇生产成本的影响较大，所以拥有成本低廉的煤矿资源对于甲醇企业的竞争优势非常重要，生产装置大型化可以使甲醇生产成本降低到比较低的水平。国内以神华为例，自产煤的生产成本仅72元/吨，外购煤成本也仅210元/吨左右，大型企业在发展煤化工产业上成本优势明显。此外，由于需求强劲，我国柴油供求矛盾一直比较严重，通过煤制油生产柴

油，可以缓解这种紧张状况。而根据美国伊士曼公司的估算，只要原油价格维持在40-45美元/桶以上，煤制油等化学品的投资价值就极具吸引力。尽管目前煤炭价格上涨很快，但涨价的环节主要在运输和流通，坑口价涨幅很小，像神华、兖煤这样的大型企业在煤炭成本上有很大优势。国家目前对该类项目非常谨慎，只批准了兖矿、神华和潞安三家企业的煤制油项目，但我们认为经过近40年的产业摸索，技术风险并不大，预计未来煤液化建设仍将以现有企业扩建为主，将给这三家企业带来领先效应和巨额利润。但煤制油是一项巨大的系统工程，涉及煤资源、水资源、生态、环境、技术、资金以及诸多社会配套要求，且条件要求较高，应高度重视风险性。

资源为王技术先导

煤化工行业的多数单一产品都存在产能过剩风险，单纯的低成本策略必然难在今后的国际化工市场构成核心竞争力，我们认为煤化工产业今后的投资方向主要是多联产和规模化。将不同的工艺进行优化组合实现多联产，可形成闭合产业链，充分利用资源，减少污染排放。投资主体仍以煤矿企业和大中型化工企业为主，国家对产业内大部分产品的进入门槛将有所提高，产业集中化趋势明显，预计将有一批世界级的煤化工集团出现。

在目前煤炭价格上涨的条件下，煤化工行业控制煤矿资源显得极其重要，同时煤气化技术作为煤化工的核心，是产业发展的先导。此外，煤化工的发展还要注意环境保护，在项目建设时采取必要的技术和治理手段，全面实施循环经济，努力实现零排放。煤化工作为一个正在兴起的产业，未来发展的步伐也将有赖于国家政策的推广力度。

三、水资源状况及其影响

我国水资源状况

中国位于亚洲大陆东部，太平洋西岸。全国面积960万km2，居世界第三位。中国大地，地势高差巨大，地形复杂多样。西南部的青藏高原是世界上地势最高地区，延伸出许多高大山脉，向东逐渐降低。中国北部有阿尔泰山、天山、昆仑山、祁连山、秦岭、阴山、大兴安岭等，南部有喜马拉雅山、横断山、南岭、武夷山等。从高原和山地，，发源出众多的大小江河，遍布全国。这些山脉与河流，构成了中国大地的基本形态。

在这广袤的国土上，河流众多，径流丰沛、落差巨大，蕴藏着非常丰富的水能资源。据统计，中国河流水能资源蕴藏量6.76亿kW，年发电量59200亿kWh；可能开发水能资源的装机容量3.78亿kW，年发电量19200亿kWh。不论是水能资源蕴藏量，还是可能开发的水能资源，中国在世界各国中均居第一位。

图表 中国水系图

水能资源蕴藏量，系河流多年平均流量和全部落差经逐段计算的水能资源理论平均出力。一个国家水能资源蕴藏量之大小，与其国土面积、河川径流量和地形高差有关。中国国土面积小于苏联和加拿大，年径流总量又小于巴西、苏联、加拿大和美国。中国水能蕴藏量之所以能

超过这些国家而居世界首位，其决定性因素，在于中国地形高差悬殊，河流落差巨大。

我国主要河流，都经过实地勘查，一般都有二、三十年的水文观测资料，有些有长达百年左右的水文资料，故水能资源计算有较可靠的依据。统计中，凡国际河流，只计我国境内河段；国界河流，只计一半。

全国水能蕴藏量，划分为十个流域(片)统计，如下表所示:

图表 全国十大流域统计 编号 流 域 全国 长江 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 黄河 珠江 海滦河 淮河 东北诸河 东南沿海诸河 西南国际诸河 雅鲁藏布江及西藏其它河流 北方内陆及新疆诸河 67604.71 26801.77 4054.80 3348.37 294.40 144.96 1530.60 2066.78 9690.15 15974.33 3698.55 59221.8 23478.4 3552.0 2933.2 257.9 127.0 1340.8 1810.5 8488.6 13993.5 3239.9 100.0 39.6 6.0 5.0 0.4 0.2 2.3 3.1 14.3 23.6 5.5 理论出力（万kW） 年发电量（亿kWh） 占全国（%） 水资源对煤化工行业的影响

水资源是煤化工产业发展的重要制约因素，我国水资源远低于世界平均水平。主要煤炭产地人均水资源占有量和单位国土面积水资源保有量仅为全国水平的1/10。大型煤化工项目年用水量通常高达几千万立方米，吨产品耗水在10吨以上，相当于一些地区十几万人口的水资源占有量或100多平方千米国土面积的水资源保有量。一些地区大规模超前规划煤化工项目，一方面有可能形成产能过剩的局面，另一方面会打破本地区脆弱的水资源平衡，直接影响当地经济社会平稳发展和生态环境保护。同时仓促上马尚未实现大规模工业化的煤制油品和烯烃项目，不仅投资风险较大，也给产业健康发展埋下了隐患。

由于地理、气候等客观原因，我国水资源的分布严重不均，水资源的跨区域调蓄和配置有许多困难。各地大批煤化工项目投产后，所用水的机井将会越打越深，随着用水由行政调控向市场配置的转变，超定额用水将被层层加价，用水费用将会越来越高，而且还可能会面临“水荒”。水资源到时将成为制约煤化工发展的瓶颈。

四、2010年中国煤化工产业年终回顾和展望

定的利润空间。

为了保护国内甲醇产业，财政部在4月1日将甲醇出口退税率由9%调涨至11%；并于6月1日将甲醇出口退税率由11%进一步调涨至13%。商务部自6月24日起对原产于沙特阿拉伯、马来西亚、印度尼西亚和新西兰的进口甲醇进行反倾销立案调查。

此外，《车用燃料甲醇》国家标准和《车用甲醇汽油(M85)》国家标准，已经分别于11月1日和12月1日实施，这两个标准的发布将指导我国的甲醇掺混汽油走向规范化发展。

预计2011年我国甲醇产量和表观消费量将进一步增长，虽然甲醇生产企业将继续受到进口甲醇和产能过剩问题的困扰，但拥有煤炭资源，并建设了先进的大型煤基甲醇生产装置的企业将在竞争中处于优势地位。焦炉煤气制甲醇虽然具有成本优势，但在焦炉煤气的稳定供应受到焦炭市场需求波动的影响。而外购天然气制甲醇的生产装置将因天然气的涨价而利润空间进一步被压缩，这些企业正在寻求将甲醇原料从天然气改为煤炭

2010年我国二甲醚行业面临需求增长缓慢和提价困难局面，据亚化咨询统计，二甲醚2010全年产量和消费量约为200万吨左右，行业开工率不到30%。

需求增长缓慢是因为二甲醚掺混LPG的标准一直没有出台，消费者对热值低于LPG的二甲醚掺混石油气并不认可，此外二甲醚的车用也没有取得大规模的推广。提价困难原因在于上半年LPG价格深跌，一度低于二甲醚的成本价，作为LPG替代品的二甲醚价格不可能高于LPG；从8月份开始虽然LPG价格迅速上涨带动了二甲醚价格的回升，但由于二甲醚产能过剩严重，生产企业竞争激烈，提价困难。

2010年12月，工信部批准发布我国首批二甲醚汽车行业标准，填补了二甲醚汽车标准的空白。这三项标准将于2011年4月1日起实施，对规范和推进二甲醚汽车的开发与应用有一定的指导意义。此前6月份工信部发布的《新能源汽车生产企业及产品准入管理规则》已经明确将二甲醚汽车列入新能源汽车的范畴 预计2011年二甲醚的产量与消费量将继续增长，但增长幅度受天然气进一步普及的影响，二甲醚的优势区域应该是东部和南部的农村和城镇等管道天然气尚未覆盖的地区，此外代替柴油的车用将是二甲醚新的增长点。

3. 自主知识产权的煤制油技术得到工业化验证

成石脑油》企业标准，这两项标准填补了我国煤制油品标准的空白。

山西潞安集团16万吨/年煤制油装置于8月产出合格的柴油、石脑油产品。该项目配套的合成氨尿素项目也于12月产出合格产品，配套的煤基合成油尾气综合利用IGCC发电装置已于9月开工建设，预计将于2011年底建成投产。

神华煤制油化工公司18万吨/年的铁剂浆态床间接液化装置也在2010年底成功试运行。 晋煤集团10万吨/年甲醇制汽油项目于6月试车成功，该项目配套的30万吨/年煤制甲醇项目所用的“灰熔聚流化床粉煤气化技术”于3季度试车成功。此外，神华宁煤与沙索公司合作的间接液化煤制油项目可行性研究报告于11月通过预审，该项目环境影响报告书也已编制

完成，并于12月开展了环评公示。

兖矿集团自主知识产权的陕西榆林100万吨/年间接液化煤制油项目于1月通过了环保部的环评，目前该项目全部二十三份支持文件都已经完备，等待核准。

预计在2011年我国已经建成的煤制油示范项目将陆续迈向商业化运营阶段，直接液化煤制油和间接液化煤制油的经济性、产品方案和质量指标将经受市场的考验。

4. 煤制烯烃项目建设稳步推进

为引导煤制烯烃产业健康发展，工信部于2010年开展全国煤制烯烃生产力布局规划研究，将提出国内煤制烯烃生产力布局规划，与煤炭、石化、电力等相关产业协调发展。

大唐多伦、神华包头和神华宁煤的三个煤制烯烃项目在2010年稳步推进。

大唐多伦煤化工有限责任公司于8月正式成立。大唐多伦煤制烯烃项目从6月开始，煤干燥、煤气化、甲醇、聚丙烯等装置先后实现中交；空分装置于3季度试车成功；聚丙烯二线装置于11月试车成功，生产出合格的聚丙烯产品。

神华包头煤制烯烃项目煤气化、合成气净化和甲醇三套装置于12月实现中交，按照工程建设目标，该项目将于2011年10月生产出合格产品。工信部组建了神华煤制烯烃项目协调指导小组，在借鉴神华煤直接液化示范工程联动试车协调指导工作成功经验的基础上，确定了《神华煤制烯烃项目协调指导工作方案》。

神华宁煤煤制烯烃项目已经完成大部分建设工作，甲醇制丙烯装置将于2011年4月投料试车，煤气化装置将于2011年7月投料试车。

以上三个已经开工建设的煤制烯烃项目预计都将于2011年建成试车，所采用的煤气化、甲醇制烯烃等核心技术将在试车工作中得到验证。据亚化咨询统计，到2011年底，我国煤制烯烃产能将达到170万吨。

中国的煤制烯烃产业也吸引了外资巨头的关注。

2011年将是道达尔石化中国煤化工业务最关键的一年。将适时启动煤制烯烃项目的正式可研以及后续的报批等程序，并力求在2015年前后，在中国建成首个百万吨级规模的大型煤制烯烃商业化项目。

11月，神华陶氏榆林循环经济煤炭综合利用项目在陕西省榆林市神木县奠基。项目将利用榆林当地丰富的煤炭资源和岩盐资源，一期投资约100亿美元，以超大规模煤基甲醇为基础，通过甲醇制烯烃路线，生乙烯、丙烯等精细化工产品及聚氯乙烯、乙二醇和丙烯酸酯等系列化工产品。

此外，自主知识产权甲醇制烯烃技术也取得新的突破。8月，由中国化学工程集团、清华大学和安徽淮化集团共同承担的流化床甲醇制丙烯（FMTP）技术开发项目打通系统工艺流程，并于10月实现了连续稳定运行470个小时。淮化集团的170万吨/年甲醇制烯烃项目于2010年2月通过环评。截至2010年底，我国建设和规划中的煤制烯烃项目超过30个。各地上报的煤制烯烃产能达2000万吨。在三个示范项目验证煤制烯烃的经济可行性和技术可靠性之前，我国将很难核准新的煤制烯烃项目。煤制烯烃项目应该与石油烯烃统筹规划，避免区域产能重

复建设。此外，由于我国聚乙烯和聚丙烯低端牌号产品较多，高端产品供应不足，煤制烯烃的产品方案的公用工程设施共同开发“煤制合成气生产乙二醇”新技术，建设年产300吨～500吨级乙二醇中试装置，万吨级示范装置、10万吨级或20万吨级工业化生产装置， 2010年10月，开滦集团位于内蒙古鄂尔多斯的“2x20万吨乙二醇和2x20万吨煤焦油加氢”多联产循环经济项目奠基。2010年11月，由河南煤业化工集团与通辽金煤化工有限公司共同投资建设的两个年产20万吨煤基乙二醇项目，分别在河南洛阳孟津县和河南商丘永城市开工建设。20万吨/年规模的项目投资26亿元，建设周期30个月。2010年12月，全球首个煤制乙二醇工业示范项目——通辽金煤20万吨/年煤制乙二醇工业示范项目打通全流程，完成一周的试运行。预计该项目将于2011年实现商业运营。我国煤制乙二醇的竞争对手不仅包括国内的一体化石化企业，也包括中东地区以低价乙烷或者石脑油生产乙二醇的企业。我国对乙二醇的市场需求将稳步上升，煤制乙二醇的生产成本，工艺技术的可靠性，以及装置能否实现稳定运行将是决定其竞争力的重要因素。

7. 低碳排放的煤化工生产受重视。低碳经济的观念深入人心，如何通过捕集封存或再利用的方式减少煤化工生产中的二氧化碳排放，正在得到我国煤化工行业的重视。2010年5月，我国电力行业第一套整体煤气化联合循环（IGCC）发电示范项目--华能绿色煤电获得国家发改委正式批准，并于7月开工建设，首台250MW级IGCC发电机组计划2012年建成。 2010年7月，中国科技部、国家能源局和美国能源部共同宣布成立中美清洁能源联合研究中心，该中心旨在促进中美两国的科学家和工程师在清洁能源技术领域开展联合研究，联合研究中心首批优先领域包括节能建筑、清洁煤、清洁能源汽车等。2010年8月，华能集团与美国杜克能源签署合作备忘录，旨在利用中美两国能源技术，包括碳捕捉与封存以及煤气化技术等清洁煤炭技术，降低二氧化碳和其他温室气体的排放。2010年9月，神华集团与美国西弗吉尼亚大学签署《关于开展煤炭直接液化二氧化碳捕获和封存技术合作的协议》。在可行性研究阶段，双方将联合建立一个每年捕获和封存10万吨二氧化碳的先导性示范工程，这一工程是神华集团位于内蒙古鄂尔多斯市的煤直接液化示范工程配套项目。

第二届中国IGCC多联产国际论坛将于2011年3月25-26日在上海浦东召开，会议将重点探讨洁净煤在中国新能源政策中的定位，IGCC多联产的技术经济分析、拟在建项目进展和工厂运行经验，绿色煤电与大型多联产基地的规划，二氧化碳捕集封存与利用的前景与发展方向。 总的来说，2010年我国传统煤化工领域产能过剩的局面没有得到根本性的缓解，行业开工率仍然较低，但采用新技术建设的大型生产装置在竞争中占据优势。随着我国经济环境的继续回暖，预计2011年传统煤化工领域有竞争力的企业将继续巩固市场份额，而物耗和能耗较高的落后生产装置将遭淘汰。 现代煤化工的示范装置将在2011年相继建成试车或投入商业化运营，技术的可行性和产品的竞争力将接受考验。此外，由于主要产品是实现对传统石油化工的补充和部分替代，现代煤化工项目的盈利前景还将受到国际油价的重大影响。若国际油价重归100美元/桶以上，项目的经济性将非常可观。

当前，我国煤炭仍然占有70%的能源供应份额。随着低碳经济发展要求，煤炭的高效清

洁转化和二氧化碳排放问题也日益受到重视。在哥本哈根会议前夕，中国政府做出庄严承诺，到2020年单位GDP的二氧化碳排放将比2005年降低40%-45%。认为，构建基于煤气化的现代煤基能源化工体系，实现煤炭清洁高效转化，应当成为我国能源领域的战略选择。

第二节 2010年中国煤化工产业政策环境发展分析

一、能源良策助推新世纪中国复兴良机

众所周知，要30-50年，因此制定能源战略必须有长期的观点，否则，短期的能源政策就会失去方向，导致长期发展的失误。

从我国情况看，明确今后50年的发展方向和路径，才能清楚地认识到我国能源资源供求的矛盾与问题，从而做出高瞻远瞩、未雨绸缪的发展战略。

我国工业已进入重化阶段，按世界各国发展的历史规律看，能耗迅速增长阶段似不可逾越。仅从一次能源的平衡看，根据中央两步走的方略，有关能源专家测算，2050年我国能源需求约为54亿吨标准煤，而国内最多能提供41亿吨标准煤，缺口约10亿吨标准煤(约合14亿吨原煤或7亿吨原油)，缺口是很大的。 三四十年后，发展中国家将有一大批国家在经济上崛起，全世界的能源供应必将日益紧张。在科技发展没有重大突破前，全球能源供应紧张日益加剧的趋势是不会改变的。由于资源的短缺和分布不平衡，能源资源将进一步成为国家之间竞争与冲突的重要根源之一，国内外供求压力前所未有。同时，我们还面临严峻的环境气候压力。如果只考虑10年或30年，这些问题是不会充分显露的，可能导致能源政策急功近利，将有限的资源吃干榨尽，留下后患无法解决。

战略是长远的重大的发展谋略和方向，规划和政策是近期5-10年具有强制力的制度安排，战略是制定政策的基础。只有确定国家长远能源发展战略，始终不渝地贯彻战略目标和思想，才能以稳定连贯的能源政策促进能源的可持续发展。

能源是产业拉动的最重要方面，这次国家对电力的总投资达5800亿元，必须以长远的战略眼光，从结构调整的高度来解决多年来制约发展的体制性和结构性矛盾，资金要投向电力结构调整，投向电力基础设施建设，投向关系民生的城乡配电网建设。能源战略应合基本国情

度过金融危机，关键是要明确基础、明确阶段、明确家底、明确现实，实事求是地认清我国经济发展处于哪个阶段、生产力处在哪个时期和水平，才能确定科学的战略方向。

我国能源的基本现实是“缺油、少气、多煤”，东西部经济水平和资源布局不均衡。到2050年，煤仍将是我国能源的主力，虽然煤在总能源中的比例可能会由现在的75％下降到60％左右，但总量仍会不断增加；可再生能源(风能、太阳能、生物质能等)很难在总能源平衡中占有一定份量的比例，这与欧洲国家的情况有很大不同。

一些欧洲国家的总能耗已不再增长或增长很少，可再生能源的主要是补充和逐步替代需增加部分的化石能源。而我国却处于总能耗急剧增长的重化工业时期，工业用能必须要靠大火电、

大水电，可再生能源只能起辅助和补充作用，不可能替代原有的化石能源消耗。加之发展可再生能源成本高、价格高、不稳定、电网消化难，我国尚不掌握设备制造的核心技术，盲目大规模地发展可再生能源不符合我国国情。能源战略应明确目标和措施

确定战略目标不在说空话，说大话，喊口号，讲政绩，而要立足于国家整体和长远利益，考虑怎么去做、怎么去实现。世界主要国家能源战略的制定和调整无不以国家利益的最大化和子孙后代的福祉为主旨，美国封存本国的石油资源，日本从20世纪60年代即开始购买国外煤炭沉海建矿。

中国30年的高速发展，是以资源与环境的破坏性透支为代价的，不能一味追求速度，盲目跟进，要防止以扩大内需为名，出现第二次环境资源破坏和气候压力，因此，能源发展战略思路和方向的选择至关重要。必须在系统把握全国及各区域经济未来50年的发展远景和趋势基础上，根据我国能源现实和布局进行郑重考虑。

从科技发展趋势来看，2020年到2050年将是从传统化石能源到新能源转换的关键时期和节点，我国要在能源发展战略中明确一个转型期，增加科技投入，加快结构调整，扩大太阳能等新能源的比重，确立逐步摆脱对火电和进口石油依赖的战略措施。

完善监管机构的职能

国际金融危机再次告诉我们，不受监管的市场经济是注定行不通的，新自由主义是全球金融危机的祸首，必须真正落实和完善监管机构的职能，充分发挥市场和政府监管两只手的作用，下决心理顺能源管理体制，成立能源部。我国的经济体制正在发展和完善的过程之中，既不是完全的市场经济，又不是纯粹的计划经济，由于对市场部分缺乏有效的监管和保护，同时对计划部分沿用传统的管理方式，导致权力资本和社会分配不公，既没有形成市场经济公平竞争的活力与效益，也没有发挥计划经济调整社会公平与宏观调控的作用，矛盾集中凸现，改革阻力重重、徘徊不前。各种深层次矛盾和问题的归结在体制，度过难关的关键在体制。对此，应理顺能源管理体制。

二、中国煤制油企业跨越商业政策门槛

继神华煤制油化工有限公司、神华鄂尔多斯煤制油分公司获得成品油批发经营资格后，伊泰旗下煤制油公（一）钢铁工业等巨大需求拉动，焦炭产量突破3亿吨

全国粗钢和生铁产量继2005年双双突破3亿吨，分别达到3.53亿吨和3.44亿吨之后，2008年粗钢和生铁产量分别达到5.01亿吨和4.71亿吨。2010年在党中央一系列稳定经济发展的措施作用下，粗钢和生铁产量分别达到5.68亿吨和5.44亿吨，再创历史新高。4年间，在全国粗钢和生铁产量年均增长约15.2%和14.53%的强劲需求拉动下，我国焦炭产量从2005年的2.54亿吨增加到2010年的3.45亿吨以上，增产焦炭近1亿吨，年均增长率8.96％。基本上满足了以钢铁业为主的工业行业对焦炭的需求。

（二）五批257家焦化企业获得准入公告或告示

自2005年《焦化行业准入条件》贯彻实施以来，我国先后有五批、257家焦化企业获得

准入公告或公示（其中2010年正在公示企业76家、和2006年以来已折迁企业3家），这些企业加上后扩建焦炉总产能达2.91亿吨。其中常规焦炉企业235家，产能约占我国机焦总产能的69%；热回收焦炉企业22家，产能约占我国热回收焦炉总产能的37%。特别是2008年《焦化行业准入条件》的修订后，提高了行业准入门槛，并将热回收焦炉和半焦（兰炭）焦炉纳入统一规范管理，有利于焦化产业结构优化升级和行业的稳定、健康和可持续发展。我们欣喜地看到，《焦化行业准入条件》的落实工作在行业内日渐深入，焦化企业大多能以准入条件规定的炉型、产能规模和配套的煤气净化、烟尘和废水废渣治理等为基本条件进行建设和运营。《准入条件》已成为中国广大焦化企业自觉遵守的行业基本规范。

（三）产业结构调整成效显著，构建了世界上独具特色的焦化工业体系

5年来，在《焦化行业准入条件》等一系列产业政策的指导下，我国焦炉装备大型化和落后产能淘汰步伐加快进行，特别是我国自主创新的炭化室高5.5米余2007年12月28日在云南曲靖大为制焦厂投产拉开了捣固炼焦焦炉大型化的序幕，而世界第一大型捣固焦炉，炭化室高6.25米捣固焦炉于2010年3月5日在北京焦化厂唐山佳华焦化有限公司成功投产，把中国捣固炼焦技术推向世界最前沿，但目前中国捣固炼焦产能达到1亿吨，是资源利用更加符合中国炼焦煤的资源实际；在此期间，我国自行设计的炭化室高7米顶装焦炉于2008年12月在邯宝焦化顺利开炉生产，标志中国焦炉大型化又向前迈进了一大步。再加上从国外引进7.63米顶装焦炉的相继建成投产，进一步促进了我国焦化产业结构的优化升级。4年来，我国累计淘汰土焦、改良焦、小半焦（兰炭）焦炉和小机焦炉产能约1.2亿吨，同期新增大型机焦炉产能约1.01亿吨左右，加速实现了大型化、现代化机焦炉对落后产能的置换。在五年间新增焦炉产能中，炭化室高5.5米捣固焦炉和6米以上的顶装焦炉104座，约占全国新增焦炉座数的53%；焦炭产能6368万吨，约占全国新增焦炉产能的63%。2008年投产的焦炉中，炭化室高5.5米捣固和6米顶装及以上焦炉大型焦炉比例达到71%，2010年又有新的突破。截至2010年年底，我国炭化室高5.5米捣固焦炉和6米以上的顶装焦炉的产能将达到1亿吨以上，占全国机焦总产能比重由20053.焦化苯加氢精馏技术发展突飞猛进。2006年8月，我国自行设计的8万吨苯苯加氢装置在山西太原宝利源化工投产以后，沉寂10年的焦化苯加氢技术被激活，推动了一些有条件的大型焦化企业纷纷兴建苯加氢装置。2010年9月25日，国内单套规模最大的、具有世界领先水平的15万吨/年焦化粗苯加氢精制项目在鞍钢化工总厂投产运行，极大地推动焦化行业清洁苯加工技术技术发展。目前，全国已建成苯加氢生产工艺的能力将达到270万吨/年，较2005年增长15倍以上。可以满足我国焦化苯加工需求，为淘汰污染环境、产品质量低、收率少的酸洗法苯加工打下了坚实的基础。

（五）节能环保意识增强，防治和减少污染工作得到加强

近年来，随着我国建设资源能源节约、环境友好工作的深入开展，各焦化企业积极把搞好焦化生产的污染防治和环境保护作为一项重要工作来抓，加大了焦炉环保设施的投入和环境的治理，一批干熄焦装置投入使用，煤调湿技术的加快推广和应用，一批煤气净化与综合利用项目的建设投产，推进了焦炉煤气、废水、废渣、余热蒸汽回收综合利用；焦炉装煤和出焦除尘、

煤气净化等先进适用技术的大量使用，改善了焦化企业的作业环境；A/O等焦化废水技术的普遍应用及对焦化废水综合利用技术的研究开发，大大推进了焦化企业实现废水不外排的进程；企业做好厂区绿化美化，使焦化企业的厂容厂貌得到较大改观。

1.干熄焦技术跃居世界前列。2010年5月19日，世界上最大的、单套260t/h的干熄焦装置在首钢京唐钢铁公司投产，标志着我国干熄焦建设和应用已达到世界先进水平。近几年，随着我国干熄焦技术的不断完善和创新，积累了相当丰富的建设、开工、管理、操作和维护经验，已形成了处理能力多级、配套技术齐全的系列化干熄焦技术产品，其节能和提高焦炭质量的优势使得干熄焦已成为钢铁联合企业焦炉的配套工艺，促进了干熄焦技术的快速发展，截至2010年底，我国干熄焦装置将由2005年的31套增加至90多套，对应处理焦炭产能达到8700余万吨，干熄焦率占钢铁企业焦炭产量的60%，全国有17家焦化企业实现了理论上的全干熄。尤为值得一提的是，继浦东焦化厂率先在独立炼焦企业建设干熄焦装置以后，又有上焦、黑龙江宝泰隆、唐山中润、河北迁安中化和淮北临涣等独立焦化企业使用了干熄焦。干熄焦总产能较2005年增长约2.88倍。而全国在建干熄焦装置有近50套之多套，大大地推进了我国焦化行业节能减排工作的深入开展。

2.炼焦装炉煤水分调节技术有新发展。炼焦煤水分调湿技术，是稳定装炉煤水分的重要技术，同时兼有减少炼焦废水量的附加功能，我国从2007年10月济钢焦化厂创造性地利用焦炉烟道废气热源、采用风选功能流化床、300t/h煤调湿项目成功投产以来，先后又有宝钢焦化、太钢焦化、攀钢焦化利用蒸汽为热源、在多管回转干燥机内对煤进行干燥的煤调湿装置投产，也为我国炼焦用煤的水分处理技术探索了一条新路。

3.焦化企业的环境保护工作大提高。焦化行业属“两高一资”行业，烟尘、废水和废渣的排放量较大，其环境保护工作任务十分繁重。协会根据焦化产排污系数，对近年来焦化行业采用炭化室高4.3米、5.5米捣固焦炉和6米顶装焦炉及以上的大型焦炉并配有完善的装煤除尘、推焦除尘和焦化废水处理装置、煤气脱硫净化与化产回收设施对落后土焦、改良焦、小机焦和小半焦（兰炭）产能的置换，焦化废水处理广泛采用先进的Ａ/Ｏ工艺，大大提高了焦化废水的处理质量。测算2008年，我国焦化行业废水化学需氧量同比下降17.85%，氨氮排放量同比下降7.44%。近年来，焦化企业采用处理后达标废水用于熄焦或循环使用，尤其是通过《焦化行业准入条件》公告的企业，基本上可以做到焦化废水不外排。而装煤、出焦除尘设施的应用使炼焦作业中90%的尘源被有效控制，储煤场抑尘、防尘措施的采用等综合作用下，炼焦粉尘的排放大为减少。焦化行业高耗能、高污染形象得到很大改观。

《准入条件》中最主要的基本条件就是“新建和改扩建焦化生产企业应满足节能、环保和资源综合利用的要求，实现合理规模经济”。《准入条件》要求，“焦化生产企业应同步配套建设煤气净化（含脱硫、脱氰、脱氨工艺）、化学产品回收装置与煤气利用设施。焦化生产企业生产的焦炉煤气应全部回收利用，不得放散；煤焦油及苯类化学工业产品必须回收，并鼓励集中深加工。焦化生产企业主要污染物排放量不得突破环保部门分配给其排污总量指标。在气、水污染物排放标准方面要求，焦炉无组织污染物排放执行《炼焦炉大气污染物排放标准》

（GB16171－1996），其它有组织废气执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297－1996），NH3、H2S执行《恶臭污染物排放标准》（GB14554－1996）。酚氰废水处理合格后要循环使用，不得外排。外排废水应执行《污水综合排放标准》(GB8978-1996)。排入污水处理厂的达到二级，排入环境的达到一级标准”。在固（液）体废弃物方面要求，“备配煤、推焦、装煤、熄焦及筛焦工段除尘器回收的煤（焦）尘、焦油渣、粗苯蒸馏再生器残渣、苯精制酸焦油渣、脱硫废渣（液）以及生化剩余污泥等一切焦化生产的固（液）体废弃物，应按照相关法规要求处理和利用，不得对外排放”。焦化企业都能严格自觉执行上述规定，并按规定对老焦炉有关装置进行整改，焦化企业践行保护环境的社会责任意识在日益增强。

（六）努力提高焦炭质量，为钢铁工业发展做好服务

近年来，在焦炭产量快速增长、炼焦煤供应质量下降的情况下，焦化企业装备的大型化和干熄焦技术的大量采用，以及不断加强配煤技术研究，改进操作，努力提高焦炭质量，促进了我国钢铁行业高炉炼铁生产技术经济指标的改善和炼铁焦比下降，节约大量的焦炭。据中国钢铁工业协会有关统计数据显示，重点统计大中型钢铁企业入炉焦比由2005年的412kg/t铁下降为当前的375kg/t铁左右，减少37kg/t铁，下降8.98%；喷吹煤粉由2005年的124kg/t铁上升为当前的145kg/t铁左右，增加21kg/t铁，增长16.94%。

（七）企业联合重组加快进行

在政府有关行业主管焦化行业近年来有了长足的发展，巨大的产能、产量以及资源环境等诸多因素对炼焦行业提出了更全面更高的要求。我们也应看到行业发展还极为不平衡，其主要表现可概括为以下几方面：一是落后焦炉产能依然存在，新建焦炉产能增长过快，造成结构调整与产能总量控制矛盾突出；二是资源短缺与高炉大型化对优质炼焦煤(焦炭)需求的矛盾加剧；三是焦化行业节能环保工作任重道远；四是焦化行业和企业技术研发创新能力亟待加强以及世界经济下滑对中国焦炭需求极度萎缩等。以及日益恶化的大气环境促使世界经济向‘低碳’发展的呼声高涨，给炼焦行业带来新的挑战。

在新的一年里，中国炼焦行业协会工作将从以下几方面入手有所建树和提高： 1.继续以《焦化行业准入条件》为抓手，全力推进行业科学发展

在工业和信息化部产业政策司和地方有关政府部门的大力支持下，中国炼焦行业以《焦化行业准入条件》推进行业发展的和行业结构调整，尤其是2010年1月1日起实施《焦化行业准入条件》。（2008年版），是系统总结和吸收了近年来炼焦行业技术进步与技术创新、管理创新的经验与成果。已为行业企业认可。并适时增加了对（半焦）兰炭焦炉和热回收焦炉的管理，全面覆盖了我国现有焦化企业，实现了焦化行业的全面规范管理，有利于我国焦化行业的健康可持续发展。5年来，总计关停与淘汰了产能上亿吨的土焦、改良焦、半焦炉和小机焦炉等落后产能；而炼焦企业新建新增产能都能按照《焦化行业准入条件》的有关规定办。从另一个侧面说明《行业准入条件》已被全行业企业所认同并自觉遵照执行。推进《行业准入》工作应把握好以下工作：一是进一步推进对热回收焦炉和炭化室高4.3米的焦炉按照《关于进一步做好焦化行业准入公告管理工作有关问题的通知》（工信厅产业[2010]79号），协会将在工信

部主管部门的指导下，组织准入工作推进，使“合规的”企业都能得到准入公告；二是推进半焦技术发展，开展好对半焦企业的‘准入管理’，总结半焦装备技术和企业管发展经验，实现煤炭资源利用优化和环境友好；三是开展对全国已准入的企业进行《准入》后发展情况的调研，以巩固准入工作成果，同时也是使准入工作开展更加规范化、长效化。四是在节能减排工作的推动下，淘汰焦化落后产能的工作将会进一步强化，污染严重的小机焦、小立式半焦炉等落后产能，以及炭化室高小于4.3米的捣固焦炉逐步淘汰，使炼焦行业整体装备水平、资源利用、环境保护以及节能减排等再上一个新台阶。五是焦化苯清洁工艺和煤焦油加工大型化等炼焦煤化工产品深加工工序，已经具备执行《焦化行业准入条件》执行的基本条件和基础，适时相机向国家主管部门提出对苯加工和煤焦油加工的《焦化行业准入条件》实施细则，2012年起用3-5年的时间，对炼焦煤化工产品加工企业进行准入管理。

2.做好行业的总量控制，推进企业兼并重组，提高焦化行业集中度和竞争力

我国焦化行业集中度较低，2010年我国焦炭生产企业平均产能近50万吨（4.2亿产能—900余家企业），分布在全国29个省市区的900余家企业，有相当一部分企业规模小、技术装备水平低，资源和环保欠账多、效益差。不利于行业的协调发展。而行业的加快兼并重组有利于提高行业的竞争力和进步。又可以进一步推进产业结构调整。在已建成的钢铁企业建成“煤-焦-铁-化”的常规产业模式。一些煤资源地区，以煤焦化为龙头发展煤焦化为产业链，形成配套的发展新型产业园区。落实国家新出台的行业发展政策，随时了解炼焦行业产能发展新动向，及时建议国家有关部门和地区，注意严格控制新增产能，特别要注意如山西、贵州、云南、青海、内蒙、新疆、黑龙江及宁夏等地区的焦炭产能增长推进焦化企业做好‘煤炭—炼焦—钢铁’或‘煤炭—焦化—化工’等打造循环经济产业链的发展，关注各地其采用产能置换的方式推进小机焦、小半焦的淘汰和产能总量控制的成功经验。如在陕北榆林神木，利用当地丰富的长焰煤、不黏煤等低变质煤资源，大力整合污染严重的小半焦企业，探索组建大型装备齐全的大型半焦企业，构建发电--电石—塑料的产业园区。逐步延伸产业链，向煤-焦-化工深加工方向拓展。做好总量控制，进一步优化企业结构，实现循环发展。营造公平竞争的市场环境，推进资源配置的优化，进一步提高行业发展水平。

3.努力推进焦化行业技术进步

技术进步与创新是行业企业发展经久不衰动力之源，发挥行业协会优势，开展好行业的技术创新和技术集成，提升行业的整体竞争力。在行业企业中采用煤调湿、风选调湿、捣固炼焦、配型煤炼焦、粉煤制半焦、干法熄焦、低水分熄焦、热管换热、导热油换热、焦炉烟尘治理、焦化废水深度处理回用、焦炉煤气制甲醇、焦炉煤气制合成氨、苯加氢精制、煤沥青制针状焦、焦油加氢处理、煤焦油产品深加工等先进适用技术的同时，围绕“节能减排”与“低碳经济”发展的需要，注意总结、推广以下技术：⑴开发能量回收和资源回收利用的工序节能技术如：开发焦炉荒煤气余热回收技术，采用焦炉烟道气为热源的炼焦煤调湿技术，最大限度回收余热余能；⑵开发信息化控制技术。如企业全过程生产控制系统与企业能效控制中心，焦炉自动加热系统等，提高企业信息化、自动化和工艺流程优化成都。促进企业安全平稳生产、提高产品

质量质、节约能源资源，增加经济效益；⑶开发低成本焦化废水处理和高效回收利用等技术，如焦化废水的膜处理技术、反渗透技术等，实现企业水资源的梯级利用，达到工艺废水充分利用。⑷总结与推广企业节能节水减排、资源优化利用技术，如减压蒸馏节能技术、电伴热电保温，利用余热煤水分调湿，高压干熄焦等。实现焦化企业能源高效回收，资源高效利用，代谢物有效再生。实现工艺流程能质转换价值的有效获取。

4.利用好政策与机遇，做好炼焦煤进口的协调和焦炭煤化工产品的出口工作

研究制定充分利用国际炼焦煤资源的政策措施。支持有条件企业走出去，有序利用国际资源。协会要充分发挥无功利性和信息集中、反应灵敏等优势，在国家有关部门的指导和支持下，做好协调工作，是炼焦煤进口稳步扎实开展，为行业企业争取好的利益。适度保持焦炭的出口，在国际市场上占有一定的份额，对中国炼焦事业的发展，互通有无，扩大对外影响力具有十分重要的意义，适量出口焦炭及炼焦煤化工产品，对提高中国的国际地位也是有益的，应多方创造条件，增强中国焦化行业在国际市场上的影响力。

5.开展好协会的服务工作

协会应积极发展其自身人才济济的优势，注重协调好行业内外的各类专家人才，为企业做好装备技术、工艺技术和管理技术等方面提供的咨询服务，协会将利用各类媒体窗口—协会网站，直接与企业沟通，开展专家挂牌服务。提高企业竞争力。

6.增大炼焦行业国际间的技术交流与合作，探索走出去的发展战略

中国已成为世界上最大最重要的炼焦生产大国和技术出口大国，积累了相当丰富的焦化技术装备制造、工程建设、生产管理等方面的经验，加强技术交流与合作已成为中国炼焦行业的新课题，有国家有关部门牵头协会组织好这些活动，将对提升中国炼焦行业的国际影响力，提高了技术水平，共同推进合作发展很有益。继续组织有目的国际会议和考察互访工作。探索焦化行业走出去的发展战略思路，通过到国外联合建厂或独立建设焦化项目，扩大中国焦化行业的影响力。

今年是我国“十一五”规划最后一年，也是为更大发展的“十二五”规划打好基础之年，炼焦行业发展进入结构调整的关键期，机遇与挑战并存，让我们携起手来，以全面落实《焦化行业准入条件》为抓手，齐心协力为实现焦化行业的和谐发展再做新贡献。

四、关于做好2011年春耕化肥供应工作的通知

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、物价局、工业和信息化厅（局）、财政厅（局）、农业厅（局）、商务部主管部门、工商局、质量技术监督局、供销合作社，人民银行上海总部、各分行、营业管理部、省会（首府）、副省级城市中心支行，各铁路局：

2010年国家进一步深化化肥流通体制改革，出台了放开化肥价格和经营的政策，同时采取一系列措施，促进化肥生产和流通，保障市场供应和价格基本稳定。总体上看，2011年春耕化肥供应可以满足农业生产需要。入冬以来受暴雪、冻雨等低温天气因素影响，天然气、煤炭等

化肥原料供应趋紧，化肥生产运输受到影响。为解决化肥生产流通中面临的突出问题，做好春耕化肥供应工作，现将有关事项通知如下：

（一）保障原材料供应

原材料供应是保障化肥正常生产的基础。在春耕期间，中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司和中国海洋石油总公司要加强生产调度，即日起逐步增加对化肥生产用天然气的供应，在未完成化肥计划用气前，不得向其他企业供应工业用天然气。各电网公司要保证化肥生产企业用电需要。有关地方政府要组织煤炭企业加强化肥用煤的生产供应。对前一段因保民用天然气和电力供应而停产的化肥生产企业，有关地方相关部门要帮助其尽快恢复生产。

（二）、落实各项优惠政策

继续对化肥生产、经营和进口实行税收优惠政策，对化肥生产用电、用天然气和铁路运输实行价格优惠政策。有关单位和企业要严格执行国家对化肥行业的各项财税和价格优惠政策。有关部门要加强对各项优惠政策执行情况的监督检查，及时纠正和坚决查处不执行国家优惠政策的行为。

（三）、加强运输和信贷支持

铁路部门要加强春耕期间化肥以及化肥生产原料的组织调运，重点安排华北地区向南方调运氮肥以及西北地区钾肥和西南地区磷肥的调出.云贵地区要积极协调好磷矿石外运。各金融机构要加强对化肥生产流通企业的金融服务和信贷支持，提高审贷效率，加大信贷资源调剂力度。

（四）、做好淡储调控

有关部门要加强对化肥淡季商业储备工作的检查指导，督促企业落实淡储任务。淡储企业要切实履行储备职责，足量储备化肥；淡储到期后，应在标的区域内及时开展销售，不得惜售延误，不得将淡储化肥用于出口。淡储期间如局部地区市场出现断档脱销或价格异常上涨，地方有关部门和各级淡储企业应及时向上级主管部门报告，必要时经主管部门同意可将淡储化肥提前投放市场，平抑市场价格。

（五）、维护市场秩序

有关部门要按照《关于进一步深化化肥流通体制改革的决定》（国发〔2010〕31号）的要求，切实加强对化肥生产流通各环节的监管。要严肃查处制售假冒伪劣复合肥以及将假冒伪劣复合肥与其它品种化肥捆绑销售等坑农害农行为，严肃查处价格串通、恶意囤积、价格欺诈以及不按规定明码标价的违法行为。要通过多种方式大力普及化肥知识，提高农民群众维权能力，畅通12315举报投诉电话等渠道。地方各级人民政府要维护公平竞争的市场秩序，坚决破除地方保护主义。

做好春耕化肥供应工作对支持农业发展、维护农民利益、促进社会稳定具有重要意义。地方各有关部门要各司其职、各负其责，加强市场监测、落实相关政策、强化组织协调、确保供应稳定。对春耕期间化肥生产供应中出现的重大问题，各地方有关部门要在认真履行职责的同时，及时向国务院主管部门和省级人民政府报告。

五、工信部要求加强需求侧管理缓解煤电油气运紧张

工业和信息化部发布《关于加强需求侧管理缓解煤电油气运紧张确保工业平稳有序运行的紧急通知》。

入冬以来，我国大部分地区出现强降雪、低温、冰冻等灾害性天气，影响范围广，降雪强度大，持续时间长。受极端灾害天气等因素影响，部分电厂存煤低于警戒线，局部地区出现拉闸限电以及天然气供应和铁路运输紧张，给群众生活秩序和工业平稳运行带来影响。对此，国务院领导高度重视并多次作出重要批示。为积极应对当前强降雪和煤电油气运紧张给工业生产造成的不利影响，各地区工业和信息化主管部门，要从增加供给和加强需求侧管理两个方面，积极采取措施，着力缓解煤电油气运紧张状况，确保工业平稳有序运行。

（一）、充分认识当前加强需求侧管理、缓解煤电油气运紧张的重要意义

加强电力等能源需求侧管理，促进供需平衡，抑制不合理需求，对于缓解当前煤电油气供需紧张、实现工业平稳有序运行、确保市场有效供给具有十分重要的意义。2010年，我国工业用电量占全社会用电量的比重达到73.1%，其中12月份达到75.4%，能源消耗比重大。各地工业和信息化主管部门要高度重视，顾全大局，强化电力需求侧管理，及时启动有序用电，优化工业用电结构，加强工业节电管理，统筹协调电力资源调配。同时，要积极研究和开展煤炭、成品油、天然气等运行要素的需求侧管理工作。

（二）、按照保重点、保急需原则，确保重要用户用能和运输需求

各地工业和信息化主管部门要积极协同和配合有关部门，科学安排煤电油气生产，努力增加供应。在工业和信息化领域，要优先保障涉及居民生活和公众利益的重要生产单位用电、用煤、用油、用气需求。要把电信等关键基础设施运行、甲型H1N1防控药品生产、重要军工科研生产、春节物资生产供应等需求放在保供的优先序列。要突出抓好电力需求侧管理，按照有序用电方案确保特殊行业安全生产用电需求，一般情况下拉闸限电要提前通知，特别要注意避免因拉闸限电造成安全生产事故。

要积极协调铁路交通运输部门，在重点保煤炭运输的同时，统筹安排好其他重要生产物资和生活必需品的运输。在铁路集中运力抢运电煤期间，对于其他重要原材料和工业产品要多利用公路、水路运输。

（三）、制定完善有序用电方案，严格控制不合理用电

各地工业和信息化主管部门要根据本地区实际情况，科学组织，合理安排用电秩序。对已经出现电力供应紧张的地区，要全面、准确掌握本地工业企业用电需求的基本情况和用电特征，积极引导工业企业错峰用电和避峰用电，严控产能过剩行业用电，坚决停止淘汰类和不符合产业政策的企业用电。其他地区，也要提前做好有序用电预案，控制部分行业产能的过快增长，遏制过剩产能对电力的不合理需求。

（四）、加快推进结构调整，从根本上缓解煤电油气运紧张状况

要充分利用当前能源资源瓶颈约束增强、运行要素趋紧形成的倒逼机制，把加快工业结构

调整和缓解煤电油气运紧张结合起来，加强需求侧管理，加大淘汰落后产能力度，抑制产能过剩行业盲目扩张和重复建设，严格控制不顾市场情况、盲目生产企业在煤电油气运等方面的需求。

（五）、加强组织领导，确保措施到位

各地工业和信息化主管部门要加强对工业领域缓解煤电油气运紧张、开展需求侧管理工作的领导，精心组织，采取有效措施，确保春节、“两会”期间人民群众生活和工业生产正常平稳有序，确保人民群众过上一个温暖祥和的春节。要加强煤电油气运生产、供应情况的跟踪监测，建立健全应急机制和应急预案制度以及重大情况及时报告制度，并及时将有关情况报告工业和信息化部。

六、新型气化技术助煤化工清洁生产

连续加压煤气化技术包括多喷嘴对置式水煤浆气化技术、经济型气流床分级气化技术、HT-L航天炉粉煤加压气化技术。该技术适用于以天然气、油、无烟块煤为原料的合成氨、甲醇企业实施原料结构调整改造，或用于新建合成氨、甲醇装置。

多喷嘴对置式水煤浆气化技术由华东理工大学和兖矿集团自主研究开发，其工艺为：水煤浆经隔膜泵加压，通过4个对称布置在气化炉中上部同一水平面的工艺喷嘴，与氧气一起对喷进入气化炉进行气化反应。气化炉的流场结构由射流区、撞击区、撞击流股、回流区、折返流区和管流区组成，通过喷嘴对置、优化炉型结构及尺寸，在炉内形成撞击流，强化混合和热质传递过程，形成炉内合理的流场结构，达到良好的工艺与工程效果。

经济型气流床分级气化技术由北京达立科科技有限公司与清华大学、山西阳煤丰喜肥业（集团）股份有限公司联合开发。该技术的工艺为：原料（水煤浆、干煤粉或其他含碳物质）通过给料机构和燃料喷嘴进入气化炉的第一段，采用纯氧或富氧空气作为气化剂，可以采用其他气体如二氧化碳、氮气、水蒸汽等作为调节介质控制第一段氧气的加入比例，使第一段的温度保持在灰熔点以下；在气化炉第二段再补充部分氧气或富氧空气，使第二段的温度达到煤的灰熔点以上并完成全部的气化过程。

HT-L航天炉粉煤加压气化技术由中国航天科技集团自主研发。该技术的工艺为：原料煤经磨煤干燥后，加压输送到气化炉内，采用环形水冷壁、煤粉顶烧单烧嘴，多路煤粉单一氧煤比，粉煤与纯氧和水蒸汽在高温下发生反应，生成主要含一氧化碳和氢气的粗煤气。

连续加压煤气化技术解决了天然气、油、无烟块煤原料供应不足的难题，使煤化工原料结构调整成为可能；提高了煤化工行业清洁生产水平和原料及能源利用效率，减少了固体废物的产生与排放；避免了气化过程中含硫化物、一氧化碳的工艺废气排放。

该技术已入选氮肥行业清洁生产技术推行方案推广技术目录，具有很好的推广应用前景。

七、中国能源的最大潜力在体制

两会期间，决定了两件事：

一件是低调的。1月13日，国务院副总理李克强走进了北京西长安街86号院。这里是国家电监会和国家电网公司的办公地。在李克强身边还有国家发改委主任张平，国家能源局局长张国宝，以及电力、石化、天然气等能源企业的老总们。李克强要和他们一起商讨保障能源供应的办法。这一天，能源供应继续告急。全国40%的火电厂存煤天数低于7天的警戒线，低于3天的也有69座；这一天，中国多个城市天然气加气站继续停止向汽车售气，中国每天天然气缺口已达1500万立方，日供气缺口超过30%。一件是高调的。两周后，1月27日，国家能源委员会正式亮相：国务院总理温家宝出任能源委主任、副总理李克强任副主任，外交部、财政部、国土资源部、工信部、科技部等多个部委一把手及军队高层出任委员。

把两件事情联系在一起，不难看出，能源成为中国经济发展的致命软肋，这是越来越明确的。

中国并不是能源最匮乏的国家，但却是能源供应最不稳定的国家。近年来，为解决能源问题，中国政府可谓积极向先进国家看齐。世界各国通常采取的做法在中国都已展开，如开拓海外能源市场、建立能源战略储备、积极开发利用新能源和可再生能源、厉行节能政策等。正是为了能源，中国甚至顶着各种国际猜测和压力，破天荒派出了海军海外远征护航。但每每国际油价上涨，每年国内用能高峰，哪怕只是天气有点反常，冷点热点，中国国内必发煤荒、电荒、油荒、气荒，企业被拉闸限电仍旧是家常便饭。原因到底在哪呢？

美国能源部有1万人，如果加上下级机构，有10万人左右，而且有直接管辖的实验室。其他国家，比如缅甸、印度，管能源的人数、机构，都比中国庞大得多。现在，中国已经是世界上第二大能源消费国，仅次于美国，但是国家能源管理机构只有100多人。

办事人员少，这似乎是个原因。但从另一个角度看，中国政府也是掌控能源权力最大的政府。无论采出来的还是没采出来的，所有能源都在政府掌控之中，所有能源价格也在政府掌控之中。这可比有多少办事人员都厉害。

值得注意的是，中国一方面能源紧张，一方面高耗能的下游产品却存在产能过剩的问题，有的还相当严重，如甲醇、乙烯、电石、焦炭……这与能源荒形成巨大反差。看上游我们是能源穷国，看下游我们却比发达国家还大手大脚地耗能。这种状况既令人尴尬也令人深思。为什么能源产业链上竟然是冰火两重天呢？

其实这也不难理解。自1988年中国启动能源体制改革至今，20余年间，尽管“培育市场主体，提高各种能源资源配置”的提法不曾改变，但是至今能源领域仍处于政府的高度垄断之中。凡政府垄断的领域就不会有竞争，没有竞争的经济一定就是短缺经济，一定是资源配置极不合理的经济。改革开放之前，中国人的生活中什么都缺。改革开放以后，哪块领域放开了，哪块市场就繁荣起来。既如此，我们为什么不能放开能源领域，让各路

企业比着节能降耗，比着到海外找能，比着开发新能源呢？我们相信，一旦放开，中国的能源消耗一定会降下来。

如果上帝给了中国这块土地无穷无尽的能源，如果中国能像美国那样厚着脸皮到世界各地去抢能源，如果中国仍旧闭关锁国，对富裕日子眼不见心不烦……如果这其中任何一个“如果”成真，中国的能源都可能不成问题。但这些如果都不可能。那么中国只有一种可能：改变不了环境只能改变自己。这是中国能源的最大潜力。

八、刚性需求：农用化工行业初露曙光

化工行业拥有众多的子行业，长期以来，各子行业已各自形成相对稳固的下游市场支撑体系。这些行业调整产品结构、实现发展方式转变，很大程度上取决于支撑体系的建设节奏和发展拐点已经初步显现。他们认为，在行业回暖的带动因素中，需求趋旺是主要的支撑和引力，而原料价格的持续上涨则是触发因素，农药行业有望进入需求增长与价格上涨的良性循环。 政策方面的两个关注点是：从今年1月起，10%草甘膦水剂将不能再生产，这对草甘膦企业经营成本和效益影响重大；《农药工业产业政策》和《农药市场准入条件》已征求完意见，有望于近期正式发布。业界分析指出，相关政策有利于行业优势企业做大做强，环保标准的提高有望淘汰一批产能，农药行业或将绝地反弹,行业发展及盈利水平将理性回归。

钾肥方面，今年国内外钾肥需求将出现反弹。长期来看，由于我国缺钾土壤面积不断扩大，农业部门已认识到缺钾的严重性，并在全国推广“补钾工程”，钾肥需求量将保持增长，给钾肥行业提供了良好的发展机遇。

第三节 2010年中国煤化工产业经济环境发展分析

一、中国煤化工市场回顾

而大量进口、限制出口有很大关系。

图表 2010中国成品油进出口情况 2008年12月 2010年1月 2010年2月 2010年3月 2010年4月 产量（万吨） 进口量（万吨） 出口量（万吨） 表观需求量（万吨） 149.6 140 137.6 162 151.2 45.2 50 28.6 29.5 43.7 6.1 5.9 8.2 7.4 6.7 188.7 184.1 158 184.1 188.2 2010年5月 2010年6月 2010年7月 2010年8月 2010年9月 2010年10月 2010年11月 160.3 153.2 159.6 150.8 145.5 157.5 163 46.2 37.5 22.6 18.3 29.4 36.3. 27 5.6 7.7 7 6.2 6.8 7.3 6 200.9 183 175.2 162.9 168.1 186.5 184 2008年底，国际现货价格暴跌至当时3年来的最低，激发了进口商的采购热情，国内进口量激增。2010年1月全国液化气进口总量为49.97万吨，此进口量是2007年2月以来的新高。春节过后，进口商态度转为谨慎，且由于前期补货较多，一季度采购量有所回落。随之进口成本持续走低，二季度进口商采购兴趣有所上涨，进口量较前期增加。但随着国内液化气市场的持续低迷，且原油反弹后，进口成本抬高，进口利润继续受到挤压，进口商操作热情不高。进入十月份后，随着天气逐渐转凉，传统旺季来临，进口商补货热情提升，10月份进口量在36.3万吨左右。

2010年印度尼西亚以197.67万吨的进口量，跃居中国汽油出口地榜首，累计同比上涨145.01%。

另外，中国全年向新加坡出口汽油195.43万吨，退居中国汽油出口第二大目的地，越南以超过50万吨的数量，居出口目的地第三位。

2010年中国汽油出口仍然以亚洲的国家和地区为主。中国出口的汽油质量较差，硫和烯烃含量一般较高，通常只适合新加坡、印度尼西亚、菲律宾等亚洲国家和地区，而出口至新加坡的是作为高标汽油调和的汽油组分，经过调和之后再出口到其他国家。

图表 中国2010年第四季度汽油出口量统计表（按目的地分类）单位：吨 国家/地区 印度尼西亚 新加坡 越南 菲律宾 澳门 缅甸 蒙古 其他国家（地2010年第四季度 780,978 617,541 269,551 49,668 10,746 9,303 2,079 69,718 2010年第三季度 569,426 498,351 113,020 31,029 5,849 7,246 2,845 93,905 季度对比（％） 37.15 23.92 138.50 60.07 83.73 28.38 -26.93 -25.76 年度对比（％） 136.32 77.52 N/A 60.49 182.87 4186.95 -83.48 284.95 20101-12月 1,976,704 1,954,296 509,900 172,986 25,891 16,908 4,939 281,512 年累计对比（％） 145.01 121.84 725.71 26.82 119.51 325.14 -78.82 154.75 区） 总计 1,809,584 1,321,671 36.92 143.22 4,943,136 142.85

二、我国煤制油产业发展前景分析

煤制油项目具有良好的发展前景，但煤制油项目投资巨大，技术有待成熟，还面临水资源、环保等方面挑战。煤制油项目目前仍处于示范工程建设阶段，政府采取严格控制，先行试点，逐步推广的政策。

原油价格上涨及能源安全问题，给煤制油产业带来了前所未有的机遇。我国石油相对贫乏，政府非常重视能源多源化，发展煤制油对我国能源安全具有重要意义。

煤间接液化技术成熟可靠，南非Sasol公司有50年成功运行经验；煤直接液化技术尚无工业化先例和运作经验，还有待工业化检验。

煤制油项目具有良好的经济效益，以项目税后的内部收益率12%为参考基准，当煤价为150元/吨和300元/吨时，煤制油项目的竞争力分别相当于28美元/桶和35美元/桶。而神华等大型煤炭企业拥有成本低廉的坑口煤，价格远远不到市场平均水平，其煤制油项目能够获得巨大的成本优势。如果上市公司注入煤制油项目，将带来实质性利好，优化公司主营业务结构，获取良好收益。

神华集团煤直接液化项目、潞安矿业集团和内蒙古伊泰煤间接液化项目都投料试车，顺利出油，目前正在调试过程中。兖矿集团煤间接液化项目正在积极沟通协调之中。

煤制油项目具有良好的发展前景，但煤制油项目投资巨大，技术有待成熟，还面临水资源、环保等方面挑战。煤制油项目目前仍处于示范工程建设阶段，政府采取严格控制，先行试点，逐步推广的政策。

国内外煤制油重点开发项目——南非萨索尔(Sasol)公司

南非与我国非常相似，也是个多煤缺油的国家，煤炭储藏量高达553.33亿吨，储采比为247年。煤炭占一次能源比例为75.6%。南非由于其种族隔离政策逐渐被其它国家从政治上隔绝起来，不能与其它国家进行石油和石油产品的贸易，南非又没有石油储量，因此南非只能利用其丰富的煤炭资源来进行煤炭液化。

南非Sasol公司1955年起就采用煤炭间接液化技术生产汽油、煤油、柴油、合成蜡、氨、乙烯、丙烯、α-烯烃等石油和化工产品。Sasol公司现有二套煤炭间接液化装置，自备煤矿，每年耗煤4600万吨，生产液体烃类产品760多万吨。公司业务包括煤炭、燃气、合成燃料、油品、聚合物、溶剂、烯烃和表面活性剂的生产和销售。

在2001年～2008年，WTI原油期货结算价从20美元/桶的低点上涨到2008年最高价145.18美元/桶，南非煤炭出口价格也出现同步上涨，煤炭出口价格从22.73美元/吨上涨到2008年的最高价167.75美元/吨。但南非Sasol公司在2001年～2008年，毛利率稳定在

36%～43%之间，与国际油价关系不大。无论油价和煤价涨跌，Sasol公司煤制油项目收益都很稳定可观。

该公司近来年收入和利润数据见表7所示。可以看出，煤间接液化制油具有非常好的收益，历年来毛利率较高，2004年～2008年毛利率在35.5%～42.6%之间。利润稳步增长，2004年～2008年净资产收益率在17%～29.8%之间，而且效益逐步提高。

我国“煤制油”项目介绍

我国目前在建和拟建煤制油的公司主要包括神华集团(上市公司中国神华)、潞安矿业集团(上市公司潞安环能)、内蒙古伊泰集团(上市伊泰B)和兖矿集团(上市公司兖州煤业)，四家集团公司都曾经承诺待煤制油项目建成后在合时时机注入到上市公司，这将优化上市公司产业结构，并带来良好收益。四家公司中除神华集团煤制油项目得到国家发改委明确认可外，其他项目还没有得到国家发改委明确认可，但并没有影响伊泰集团和潞安矿业集团煤制油项目的顺利开展。受影响比较大的是兖矿煤制油项目，目前兖矿集团正在加强和陕西省等方面的沟通。

神华集团煤制油项目：

中国神华煤制油有限公司作为神华集团的全资企业，于2003年6月12日在北京成立。神华煤液化项目包括煤直接液化项目和煤间接液化项目。

2004年8月，获得国家发改委批准的神华集团煤直接液化项目在内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗乌兰木伦镇破土动工，这是世界上唯一的大型煤直接液化项目。建设总规模为年产油500万吨，分两期建设，其中一期工程由三条主生产线组成，包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置，公司自备电站。一期工程建成投产后，每年用煤970万吨，可生产各种产品320万吨，其中汽油50万吨，柴油215万吨，液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨。其中一期工程首条生产线投资达123亿元，每年可转化350万吨煤，生产108万吨柴油、液化石油气、石脑油等产品。首条生产线2008年12月30日开始投煤，12月31日顺利实现油渣成型，打通全流程，产出合格油品和化工品。按照计划，如果首条生产线顺利投产，神华集团2011年前后还将再建一期工程的另外两条生产线。

除直接液化煤制油项目外，神华集团还开展了间接液化煤制油项目。神华集团、宁夏煤业集团与南非Sasol公司合作，计划投资300亿元在宁夏建设煤间接液化项目。建成投产后，每年将生产320万吨油品。该项目目前正在进行可行性研究，和南非Sasol公司已签署第二阶段合作补充协议和执行计划。而另一间接液化项目——陕西榆林项目已暂停。

为配合煤制油项目顺利开展，神华集团在上海成立了煤化工研究院，并投资1.8亿元建立了日处理6吨煤的煤液化中试基地。

潞安矿业集团煤制油项目：

潞安集团是一个以煤为基础、多元化发展的现代化企业集团。“十五“时期，全面实施战略管理，立足煤、延伸煤、超越煤，构建了煤—电—化、煤—焦—化、煤—油—化三条主产业链。煤—油—化产业链位于山西长治市屯留煤—油园区，由年产量为800万吨的屯留煤矿及配套选煤厂、规模为270MW的屯留热电厂、煤基合成油厂及整体煤气联合循环发电(IGCC)系统

等组成，煤制油作为潞安集团“煤—油—化产业链”的重要组成部分。

煤基合成油示范厂由潞安矿业集团相对控股，联合国内若干集团共同投资建设。示范工厂以中国科学院山西煤炭化学研究所自主研发的催化剂和“煤基液体燃料合成浆态床工业化技术”为核心技术，规模为16万吨/年，主要产品为柴油、液化石油气、石脑油及少量混合醇燃料。项目是国家“863”高新技术项目和中国科学院知识创新工程重大项目的延续项目，也是通过国家级项目招标确定的国内首个间接液化煤基合成油示范工厂，被国家发改委列入国家煤化工中长期发展规划和“863”高新技术项目。

项目已通过山西省发改委的立项审批，并报国家发改委核准备案。按潞安集团董事长、总经理任润厚的话说，“国家发改委明确答复《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》中的煤制油禁令不包括山西潞安煤基合成油示范厂，并且国家发改委同意潞安的煤基合成油项目成功以后，批准潞安在山西再建300万吨煤变油项目，同时在新疆上马300万吨煤变油项目。”

煤基合成油示范厂项目于2006年2月22日举行开工奠基仪式，1号钴基固定床费托合成油装置于2008年12月22日在正式出油。目前，2号铁基浆态床费托合成油装置已具备试车条件，准备在今年6、7月投料试车。

三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势

目前2011年中国“煤制乙二醇”技术工业化已拉开崭新的帷幕时，或许它的发展远比笔者想象的更精彩，在世界科技今日更迈进一步。我们期待着煤制乙二醇技术工业化的迈进。

2010年12月7日由中国科学院福建物质结构研究所联合江苏丹化集团和上海金煤化工公司开展技术攻关的世界首创20万吨煤制乙二醇工业示范项目打通了全流程，试车成功并生产出合格的乙二醇产品。这标志着我国在世界上率先实现了煤制乙二醇（CO气相催化合成草酸酯和草酸酯催化加氢合成乙二醇）成套技术的工业化应用。

乙二醇生产采用环氧乙烷水合路线，其水的用量超过理论值的20倍，而且约有9%生产二甘醇，1%生产三甘醇和更高分子量的聚乙二醇，从而降低了单乙二醇的选择性。因而降低水比的催化工艺已经成为乙二醇新工艺的开发焦点。另外基于乙烯路线经环氧乙烷的乙二醇生产，由于石油资源的短缺和天然气资源相对丰富，因而开发以合成气为基础的各种新乙二醇生产工艺十分引人关注，更是受到各化工企业的看好。

三菱化学通过中间体合成乙二醇工艺

日本三菱化学公司开发的以环氧乙烷为原料经碳酸乙烯酯生产乙二醇的新工艺取得了突破性进展。公司还同时解决了反应器材质和高效反应器的开发、包括低催化剂消耗量在内的工艺条件优化以及产品质量提升等问题。由日本三菱化学公司开发的经碳酸乙烯酯（EC）路线，由Texaco公司开发的联产乙二醇和碳酸二甲酯路线以及Shell公司开发的经二氧戊环的工艺路线。

丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产

乙二醇价格暴涨400元/吨:我国乙二醇对外依存度高达70%以上,由于中东地区部分装置停

产,造成国内乙烯供应紧张,从而引起乙二醇等价格的迅速上涨。我国主要产能集中于中国石油和中国石化两大公司,丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产,有望受益于国内乙二醇的供不应求。乙二醇90%应用于聚酯产品的原材料。本周聚酯切片价格也随成本支撑进一步上扬。

全球首批煤质乙二醇在通辽面世

通辽金煤化工采用的“煤质乙二醇”技术路线和工业化应用，是一套一项拥有自主知识产权的世界首创技术。其推广应有可代替传统的石油技术路线生产乙二醇，将有效缓解我国乙二醇产品供需矛盾。据专家测算，用石油技术路线没生产1吨乙二醇约需用2.5吨石油，如果采用“煤质乙二醇”生产技术，全球每年节省下来的石油就相当于新开发一个年产5000万吨石油的大油田。通辽金煤化工乙二醇项目总投资100亿元，设计生产能力为120吨。目前，一期年产20万吨乙二醇项目全部建设完成，年可转化褐煤130万吨。二期年产40万吨乙二醇项目前期工作正在积极筹备，今年上半年全面开工建设。

乙二醇是生产聚酯切片和制冷剂的重要化工原料，目前国际上通常采用石油路线生产，生产过程水耗大、能耗大、成本高，而且关键技术都掌握在国外厂商手中。世界化工巨头壳牌公司前不久刚宣布2011年1月亚洲乙二醇合同价提高了80美元/吨。而中国乙二醇年需求量达700万吨以上，而国内用石油乙烯路线每年只能生产200多万吨，仅能满足20%——30%的市场需求，缺口的400多万吨只能依赖进口。“煤制乙二醇”项目技术负责人之一、项目攻关组组长姚元根研究员认为，“煤制乙二醇”的技术路线符合我国缺油、少气、煤炭资源相对丰富的资源特点。

据相关资料显示，目前世界对乙二醇的年需求量为2000多万吨，其中我国需求量就占到三分之一。海湾石化和化学协会(GPCA)论坛上传出消息，受中国国内需求的强劲引领，预计2011年全球乙二醇需求将会比2010年增长6.5%。2011年生产聚酯纤维常用的中间体乙二醇的全球总需求估计为1850万，亚洲的增长前景仍然看好。目前乙二醇市场需求仅为150万吨/年，而中国市场需求为700万吨/年，乙二醇的市场潜力无穷大。

就如华鲁恒升若突破乙二醇技术，那真是前途无量。内蒙古将继续推进煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气、煤制乙二醇等现代煤化工示范工程建设，形成1000万吨的甲醇生产能力。目前2011年中国“煤制乙二醇”技术工业化已拉开崭新的帷幕时，或许它的发展远比笔者想象的更精彩，在世界科技今日更迈进一步。我们期待着煤制乙二醇技术工业化的迈进。

乙二醇的化学性质常识：

乙二醇（ethyleneglycol）又名“甘醇”、“1,2-亚乙基二醇”，简称EG。化学性质与乙醇相似，主要能与无机或有机酸反应生成酯，一般先只有一个羟基发生反应，经升高温度、增加酸用量等，可使两个羟基都形成酯。如与混有硫酸的硝酸反应，则形成二硝酸酯。酰氯或酸酐容易使两个羟基形成酯。乙二醇在催化剂（二氧化锰、氧化铝、氧化锌或硫酸）作用下加热，可发生分子内或分子间失水。乙二醇能与碱金属或碱土金属作用形成醇盐。在制革和制药工业中，分别用作水合剂和溶剂。乙二醇的衍生物二硝酸酯是炸药。乙二醇的单甲醚或单乙醚是很好的溶剂，如甲溶纤剂HOCH2CH2OCH3可溶解纤维、树脂、油漆和其他许多有机物。乙二

醇的溶解能力很强，但它容易代谢氧化，生成有毒的草酸，因而不能广泛用作溶剂。乙二醇是一个抗冻剂，60％的乙二醇水溶液在－40°C时结冰。

第四节2010年中国煤化工产业技术环境发展分析

一、煤化工技术获得重大突破 对石油实现部分替代

一项具有完全自主知识产权、达到世界先进水平的煤化工关键技术取得了重大突破。流化床甲醇制丙烯(FMTP)工业技术的开发成功，开拓了不以石油为原料的石油化工技术路径，实现了丙烯转化原料多样化和“对石油的部分替代”。

在煤的清洁高效利用中，煤制烯烃是公认和可行的发展方向，其中甲醇制烯烃是在世界范围内目前尚未实现工业化应用的关键技术，已经成为发展新型煤化工的瓶颈。此次流化床甲醇制丙烯工业试验的成功，实现了煤制烯烃技术的突破，对高效清洁利用煤炭资源，对传统煤化工产业的结构调整和产业升级以及我国能源的综合利用将发挥重要作用。流化床甲醇制丙烯工业技术由中化集团、清华大学和安徽淮化集团联合攻关。在清华大学小试研究工作基础上，将小试成果放大到万吨级规模，通过工业试验装置的运行，工艺参数优化、催化剂寿命和工艺设备的可靠性考核，最终使该万吨级的工业试验装置技术和环境保护各项指标达到先进水平。

二、煤化工行业阀门国产化进程加快

为了满足我国能源结构调整的需要，研制开发大型煤化工成套设备被列入“十一五”国家大力发展的16项重大技术装备任务之一，大型煤化工成套设备的国产化也是今后工作的重点内容。

大型煤化工产业的快速发展需要相应的技术装备支持，特别是煤制油、甲醇、合成氨，以及煤制烯烃等煤化工产业需要大量的大型煤化工成套设备。相关技术装备的国产化是降低工程投资、节约外汇、提高产业竞争能力的重要措施。大型煤化工成套设备研制开发的主要攻关项目包括：特大型加氢反应器、煤液化用离心泵和容积泵、煤液化用特种阀门、油煤浆加热炉、大型煤浆均化搅拌器、大推力往复压缩机和大型离心式压缩机、特种废热锅炉、大型备煤设备、油渣气化核心设备、大型天然气制氢核心设备等。

国家发改委初步提出规划，到2015年用煤液化法年产油品6000万吨，总投资约4200亿元，其中设备投资约占2000亿元。目前，神华500万吨级成品油大型煤制油项目已在内蒙古鄂尔多斯开工建设并顺利推进，预计总投资约350亿元。另外在建和筹建项目还有神华陕北榆林煤液化项目、中科院煤化所煤液化扩建项目等。煤制油(用煤液化法制油)，是“十一五”期间重点发展的一项新技术，国家已批准在内蒙建设一套年产500万吨煤直接液化项目。煤直接液化装置工艺条件十分苛刻，对阀门提出的要求非常高：其介质温度420-500℃；工作压力17-30MPa；固体颗粒含量20-80%。该煤液化用阀门的国产化是阀门行业一项紧迫的任务。

三、中国率先实现煤制乙二醇工业化

由中科院福建物构所联合江苏／年的煤制油项目，还要投资100亿元人民币。

较高的价格很有可能让消费者望而却步。而当前成品油市场仍呈现供大于求的态势，市场资源充足，社会经营单位活跃，成品油价格有较大的浮动空间。无论是社会贸易商，还是终端消费者，他们断然不会选择成本更高的煤制油。

推动成品油市场化进程

此前，国内的煤制油项目都处于示范阶段，由于规模较小，投资方并没有考虑产品的销售问题。随着这些企业的产量形成规模经济后，他们势必进一步延伸产业链，介入中国成品油的批发甚至零售领域。依照国家规定，“如果申请国内成品油批发经营资质，企业须拥有全资或50%以上控股，拥有库容1万立方米以上的成品油油库。”这对于神华、伊泰、兖矿、潞安几大煤制油公司而言并非难题。

可以预见，国内成品油市场将有更多的主体参与其中。伴随着煤制油生产规模的扩大，煤制油对成品油市场价格的影响、对国内成品油定价机制的改革都能起到一定的推动作用。如果煤制油能够大规模投产，盈亏平衡点是原油价格维持每桶45～50美元，从长期来看，如果不考虑二氧化碳的捕集成本，煤制油的毛利率将至少保持在30%以上。如果国际油价保持100美元/桶，煤制油的毛利率将超过50%，这对国内成品油市场价格会产生很大冲击。煤制油技术早已商业化，这一成品油生产路线有广阔的市场空间。神华等大型煤炭企业拥有成本低廉的坑口煤，价格远低于煤炭市场价格，煤制油项目能够获得巨大的成本优势。现在煤炭已经完全市场化，所产油品价格同样灵活变动。按照一个加油站年加油量2500～3000吨的水平计算，500万吨的油品产量可以供应1500～2000个加油站，可以在某一区域内形成规模经济。从短期来看，煤制油难于撼动现有市场格局，但从长远来看，煤制油很可能成为成品油市场的一支生力军，将成为两大公司有力的竞争对手。

毋庸置疑，煤制油的大规模生产对传统炼油企业是一个挑战，对于国内石油工业体系则是一个重要的调整机会。从长远来看，煤制油产业的发展对国内石油产业来说是一个再造的时机。为了应对煤制油的冲击，石油企业势必加大原油的勘探开发和炼制力度，努力降低成本，提高炼油生产技术和规模，稳定既得的成品油市场，努力提升自身比较优势。

随着煤制油企业逐步进入成品油的批发零售领域，可以最大程度攫取产业链利润。而对于消费者而言，成品油市场竞争的加剧，他们或许将享受到更多的实惠，享受到更优质的服务。

第三章 2010年中国煤化工产业发展形势分

析

第一节 2010年中国煤化工产业发展重要意义分析

一、“掘金”煤制天然气

我国天然气储量和产量均不能满足经济的发展要求，发展煤制天然气是一条缓解我国天然气供求矛盾的有效途径。我国天然气价格上涨不可避免，这将提高我国煤制合成天然气项目的经济性。

经济性可期

天然气涨价预期，使成本为1.591元/立方（已扣除副产品收入）。目前，内蒙汇能在内蒙鄂尔多斯拟建的年产16亿吨的煤制天然气在该区域。

第三种情况，假设在山东或河南地区，采用粉煤加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方天然气时，原料煤、燃料煤均为洗中煤，价格为400元/吨（含税价），测算得到的天然气单位生产成本为2.151元/立方（已扣除副产品收入）。

目前西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/立方。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/立方。按现在的气价，所有煤制天然气项目均难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。但是，与西气东输二线霍尔果斯门站价2.2元/立方（石油价格为80美元/桶时）相比，管输费参照西气东输二线全线平均管输费1.08元/立方计，上述煤制天然气项目全部有竞争力。尤其是在新疆建设煤制天然气项目，竞争力明显高于从中亚进口气。

与进口的LNG价格比，如果在新疆建设煤制天然气项目，到华南地区城市门站的价格为2.139元/立方，无法与近年来中国进口的LNG相竞争。但是，按照日本LNG长期合同最新成交价公式（P=0.148×油价+0.5）计算，当石油价格在80美元/桶时，LNG长期合同价格为2.37元/立方，如包括LNG气化费用，LNG价格将达到约2.77元/立方，在新疆、内蒙或山东等地区建设煤制天然气项目完全可以与新增进口LNG相竞唐集团。上市公司大唐发电已经在内蒙赤峰市克什克腾旗开工建设年产40亿立方米的煤制天然气项目，总投资257亿元。此外，其在辽宁阜新还规划了年产40亿立方米的项目。

大唐赤峰项目第一条年产13亿立方米的生产线计划2011年底建成，该项目有望成为中国第一个投产的煤制天然气项目。合成天然气将通过大唐自建管线供应给北京民用燃气。由于北京燃气公司参股该项目，该项目销售不愁。北京燃气公司已经与大唐签订了1.6元/立方米的收购价格。煤制天然气投资热。对此，国家有关部门已经开始注意到。在大唐发电克旗项目及内

蒙汇能项目获得国家发改委批准后，国家环境保护部下文称，煤制天然气项目必须由国家环境保护部审批。业内人士称，虽然国家发改委还没有上收煤制天然气项目审批权，但是，未来国家发改委也可能会上收该审批权限。

二、化工装备业 方兴未艾

从长远看，石油资源枯竭后，化工原料从石油、天然气重新回到以煤为主的路线上来，我国化学工业的发展将寄希望于煤气化新技术的开发，也期待着化工装备制造业研制出更多、更先进的适合新的生产工艺技术的重大技术装备。

在 “十一五”化工重大技术装备研制工作中，最为难啃的“骨头”就是掌握粉煤气化的关键设备设计制造技术。粉煤气化工艺源自20世纪70年代，当时壳牌公司油为原料的壳牌气化技术的基础上，开始在该公司的阿姆斯特丹研究院进行煤气化技术研究。1988年荷兰国家电力局决定由其下属公司在荷兰南部兴建一座发电能力为253MW(净输出)的煤气化联合循环发电厂，在该项目研究中，经过对壳牌、德士古、鲁奇3种煤气化工艺的研究比较，最终壳牌煤气化工艺被选用。由壳牌公司为该电厂煤气化装置提供专利技术及基础工程设计，其煤气化装置设计能力为单炉日处理2000t煤、气化压力为2.8MPa。该厂于1993年底试车，1994年初开始进入为期3年的示范期，在此期间，煤气化装置成功地完成了14个煤种的试验，并对商业化电站规模的可靠性操作、环保、负荷调节及经济方面进行了全面的评估。该装置的运转实践表明， 碳的转化率可达99%以上，装置负荷可在40%~100%之间调整，截止到2001年，气化装置运转率已经达到95%以上，从此壳牌公司开始向市场推出粉煤气化工艺。粉煤气化空间由膜式壁围成，气化气是采用后续工段返回的工艺气体进行冷激，操作比较平稳，采用煤粉气化工艺炉膛受热面不用耐火砖，不但克服了由于耐火砖损坏，更换带的停炉检修影响装置生产的连续性问题，而且还可使装置运行费用大大降低，用于冷却炉渣的废水采用封闭循环，可完全达到无污染排放，目前存在的主要问题是引进国外粉气化工艺设备及其内件造价太高。粉煤气化工艺的关键设备是气化炉和废热锅炉，其功能主要是形成气化空间、渣池、输气通道、进行热交换并保护压力壳体。因其设计与投煤量1000~2000t粉煤气化装置工艺技术和成套设备的研制任务。完成以粉煤气化装置的核心设备煤气化炉、合成气冷却器、输气导管等关键设备的国产化。彻底改变目前煤气化炉、合成气冷却器、输气导管内件依靠国外制造，工期长不能满足国内建设及技术改造的需求的局面。同时将烧嘴、煤粉阀、渣阀、灰阀等关键零部件完全国产化，实现粉煤气化装置工艺技术和成套设备自主化率达到90%以上。

目前国内煤化工和替代能源项目发展迅速，按照国家石油和化学工业发展规划，煤化工和替代能源项目是继石油化工项目之后成为新的发展热点，煤化工和替代能源项目主要包括：煤制油、煤制天然气、醇醚、醇制烯烃等等，其中仅国家发改委待批的甲醇项目就达3000亿元人民币的规模，对此国家主管部门的态度是谨慎对待，警惕并防止盲目大上带来新的问题。

总的来说，化学工业是技术密集型产业， 当今的化工建设项目只有起点高、标准高， 尽量采用当今世界最先进的技术，才能在激烈的市场竞争中站稳脚跟。进入“十一五”以后，我

国化工行业经过努力，在煤的气化技术、合成氨、合成甲醇、合成醋酸、特别是煤制烯烃方面，取得了一批拥有自主知识产权、世界先进水平的专利技术和产业化成果， 为化学工业今后的发展提供了有力的技术支撑。从长远看，石油资源枯竭后，化工原料从石油、天然气重新回到以煤为主的路线上来，我国化学工业的发展将寄希望于煤气化新技术的开发，也期待着化工装备制造业研制出更多、更先进的适合新的生产工艺技术的重大技术装备。

三、我国直接甲醇燃料电池技术研发获重要突破

直接甲醇燃料电池是一种将化学能连续不断地转化为电能的可再生清洁能源。自20世纪60年代初问世以来,以其操作温度低、能量效率高、无电解质腐蚀、无环境污染、安全可靠等特点,迅速发展成为国际高新技术竞争中的重要热点。我国对燃料电池高度重视并列入国家科技中长期发展规划,属能源、交通、电子等领域的重要研究方向和急需开拓的尖端高技术。2007年5月中科院长春应化所与中科院大连化物所、南京师范大学和南通海阳新材料科技有限公司联合,经过2年多的联合攻关,突破催化剂制备及性能,电极及膜电极集合体制备工艺、电池结构改进等技术关键,批量制备出性能优良的多种催化剂和高性能膜电极集合体,组装出自呼吸电池及主动式电堆,实现自呼吸电池甲醇燃料电池组与笔记本电能连用。

甲醇燃料电池特别适合中小型电源，如移动式长效发电系统、便携式电源等,对于国民经济和国防建设等均具有重要意义。

四、煤制天然气应根据示范效应逐步发展

截至目前，我天然气产量仅为900亿-950亿立方米，这意味着缺口达100亿-150亿立方米。国家发改委能源研究所研究员宋武成预测，20年后我国天然气消费年缺口将达1075亿-1765亿立方米。加之去年末席卷全国大部分地区的\"气荒\"，在这样的背景下，诸多企业从煤制天然气项目中看到了\"曙光\"。

国际上天然气在一次能源消费中的比例已达25%，而我国只有3.2%。业界基本形成这样的共识，拓展天然气气源在保障我国能源安全和节能减排中将扮演越来越重要的角色，这也符合我国发展低碳经济之路。

在煤化工项目中，煤制天然气能效转化率最高可达60%，单位热值水耗却最低，其热值比国家天然气质量标准规定的最低热值高17.8%-21%。二氧化碳、硫化氢、总硫等产品指标也高于国家标准,这也是煤制天然气备受关注的重要原因之一。

目前，与煤制天然气有竞争关系的产品主要包括进口LNG(液化天然气)、从中亚管道进口的天然气、LPG(液化石油气)和二甲醚。煤制天然气的成本与西气东输一线和陕京线等国产天然气相比没有竞争优势，但和进口LNG、从中亚进口的天然气、LPG相比，有一定的竞争力。

按照西气东输二线与国际油价挂钩的定价公式计算，当国际石油价格为80美元/桶时，在霍尔果斯的边境完大唐国际内蒙古克什克腾旗和内蒙古汇能集团的两个煤制天然气项目先后获

得国家发改委核准，这让排队待审的其他企业看到了希望。

此前国家并没有明确的现代煤化工相关产业政策和导向，目前发展煤化工项目多是以国家发改委等部门联合下发的《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》为准。

一些企业会以开展煤化工项目为由圈占煤矿资源，一些煤炭资源产区则为拉动地方经济，忽视对煤制天然气的技术、副产品CO2的处理、水资源消耗等诸多考虑，热捧煤制天然气项目。有的企业则是趁现在没有明确的项目上马门槛和准入条件，抓紧立项。

按照国家发改委的划分，煤制烯烃、煤制油、煤制天然气、煤制乙二醇、煤制二甲醚等都属现代煤化工。目前，现代煤化工的子行业中，除煤制二甲醚能大规模生产并有过剩苗头外，其余子行业尚处于示范阶段，谈不上\"过剩\"。要依托示范项目，推进甲烷化等关键技术和装备的国产化。现在煤制天然气有遍地开花之势，我们主张要稳妥进行，对煤制气的优缺点要客观分析。三年停批试点主要是为了遏制各地上马现代煤化工的热情。

我们打算投资煤制天然气项目，进行了可行性研究，但是现在对国家政策有些吃不透。安徽省能源公司计划投资100亿元，在淮南建设一个20亿立方米/年的煤制天然气项目，项目所需条件都已具备，项目建成后将对西二线起到相应的安全支撑，对保障华东地区天然气供应具有重要意义。

该项目今年争取省里审批问题不大，但最终能否通过国家发改委的核准目前还不好说。就此项目审批，

减轻依赖但要看示范效应

按照我国煤多油少的资源禀赋，合理有序发展现代煤化工，可以缓解对石油的依赖。据不完全统计，我国拟规划的煤制天然气项目有250亿立方米。目前国内煤制天然气项目发展态势有过热倾向，在示范工程没被证实安全、经济的情况下，对于这种投资巨大的项目，国家肯去年12月3日，大唐华银电力宣布，经过调研认为在内蒙古鄂尔多斯15亿立方米/年的煤制天然气项目经济指标一般，决定终止该项目。究其原因，传统的煤气化制合成气、合成气甲烷化制合成天然气的两步法技术相当成熟，在天然气涨价预期强烈的市场现状下，煤制天然气项目的经济效益前景可观。华银电力终止该项目，可能更多是考虑到一步法煤制天然气技术没有商业化运营业绩，风险较大。

煤炭价格对发展煤制天然气来说至关重要，按目前的天然气价格测算，煤制天然气的原料成本煤不能高于200元。目前在一些地理位置偏僻、煤炭资源尚未充分开发的地区，煤炭价格可能低至100-200元，但这种价格并非均衡价。随着市场深入开发、大企业入驻以及交通条件改善，煤炭价格上涨不可避免，煤制天然气的成本也会水涨船高。此外，从发达国家的发展经验来看，随着天然气的普及，构建全国性统一的天然气输配干网势在必行。那么，现有的煤制天然气项目到底是纳入统一的燃气输配系统还是独立铺设管网，也是企业要认真考虑的问题。

发展煤制天然气可扩大我国天然气气源。但要根据煤制天然气的建设地区、生产规模，提前考虑连续供气能力、与下游市场的同步发展是否匹配，充分利用现有天然气管网，实现管网

输送或新建管网。

水资源的消耗和对环境的影响是发展煤制天然气不容回避的话题。目前我国煤制甲醇的水资源消耗约为国际先进水平的5-6倍。在节水气化技术成熟之前，在水资源匮乏地区发展煤制天然气，将对这些资源地的可持续发展构成巨大挑战，气化过程中伴生的排放物处理同样也是问题。

资料显示，国内所有拟在建的煤制天然气项目最早的也要到2013年建成。目前，世界上唯一投入商业化运营的美国大平原厂运行好多年并不赚钱，只是近年来石油价格上涨，加上又生产其他附加产品才有所好转。政策、煤价、环境、水资源、管网这些因素都必须谨慎考虑。因此相关人士强调，虽然煤制天然气有一定的发展空间，但还是要看具体的示范效应逐步发展。

第二节 煤化工的可持续发展之路

随着科学发展观的深入贯彻，人们更多地关注煤化工发展中的污染及防治问题。随着国务院有关“积极引导煤化工健康发展”指示的认真贯彻，人们有理由期待在煤化工的污染防治方面采取新举措，迈出新步伐，出现新局面。

持续发展能力，走有中国特色的环境保护新道路。党中央、国务院高度重视环境保护，上世纪70年代把环境保护提上议事日程，80年代将环境保护列为基本国策，90年代提出可持续发展战略，党的十七大将环境保护列为全面小康社会的重要内容，“十一五”以来采取了一系列重大方针、政策和措施。我国的污染治理由被动转向主动，环境保护从认识到实践都发生了重大转变。将经济发展与环境承载能力相统一，努力在发展中落实保护，在保护中促进发展，坚持节约发展、安全发展、清洁发展，从而实现可持续发展。

我国在环境保护方面做了大量工作，污染防治取得积极进展，但环境问题依然突出。我国面临的环境形势可概括为：局部地区和行业的部分环境指标有所下降；环境恶化状况尚未得到根本遏制；环境形势依然十分严峻；未来的环境保护压力将继续加大。

我国环境问题的成因是综合性的。工业化进程加快发展特别是重化工快速发展是污染密集产生的历史阶段。此外，由于一些地方片面追求经济增长，急功近利，竭泽而渔，忽视环境保护，导致环境问题不断加剧。从环境和资源的角度看，我国以往的经济发展过程总体上具有“牺牲环境换取经济增长”的特点。与我国快速的经济发展相比，环境保护的脚步似乎有些迟缓。

造成严重环境问题的原因中有主客观原因，但主观因素占很大比重。一是经济发展方式转变迟缓。我们多年来一直强调转变经济发展方式，即从粗放型转变为集约型，但进展迟缓。如果目前这种高投入、高消耗、高污染的经济发展方式不改变，环境污染严重状况就难以改观。

党的十六届五中全会把“加快建设资源节约型、环境友好型社会”列入国民经济与社会发展中长期规划。党的十七大又进一步把建设资源节约型、环境友好型社会写入党章。这是党和国家对我国发展方式进行重大战略调整的决断。这标志着环境保护作为基本国策己成为全党和国家意志，成为发展的行动指南。

二是法制松弛、监管不力。我国宪法规定“国家保护和改善生活环境和生态环境，防治污染和其他公害。”我国环境法治工作于十一届三中全会后全面启动，国家己颁布环境与资源保护方面的法律25部，在主要领域和方面都有了规定。如果按法律、规定去办，现存的环境污染和生态破坏问题应该得到基本控制。但是有法不依、执法不严、监管不力的问题十分突出。实际上一些地方把国家环保法律、法规放在了一边，甚至对依法监管进行干扰。国家对干部的政绩考核过分强调GDP的增长，没有把环保政绩与经济成绩同等看待，这也是某些地方政府环境保护作为不够的重要原因。

二、切实加强煤化工污染的防治

煤是化学工业的主要能源及原料。煤是由有机质和无机质两大部分组成的复杂物质。要把一个构成复杂的不清洁的物质经过多过程的物理、化学加工转化为清洁能源和化工品，必然会产生一些污染物。这些污染物对环境造成污染，表现为大气污染、水体污染及土壤污染。煤炭是低效、高污染的能源。一般说来，煤在加工过程中产生的污染物比碳氢化合物（石油、天然气）要高得多。煤化工是煤炭深加工行业，是一个重要的污染源，要发展煤化工，必须同时解决由此产生的污染问题。

环境污染的产生，源于有害物质进入生态系统的数量超过生态系统的自净能力，因而打破生态平衡，使自然环境恶化。为此，煤化工只能在环境容量允许的条件下发展，即在生态、环境可承载能力的基础上发展。

煤化工可生产多种化工产品和能源化学品，其生产过程不一样，产生的污染及其严重程度亦不一样。如焦化、电石、煤气发生以及直接燃煤等过程，均存在严重污染，并且久未得到有效处理。据有关资料报道，国内某省是典型的资源型、高耗能、高污染的产业结构，并为此付出了巨大的环境代价。其可持续发展力排名全国第26位，生存支撑系统排名全国倒数第一。环境的污染、资源的枯竭已严重制约了该省经济的可持续发展。对此，该省已做出“面对工业污染防治形势和残酷的污染现实，痛定思痛，向污染宣战”的重要决策。为此，难道我们不应该深思一下，以粗放为主的发展方式所付出的生态、环境的代价过大，难以为继吗？难道不应该深思所走过的先污染后治理、以牺牲环境换取经济增长的道路，是难以可持续发展的吗？

近年来，煤化工发展重点是现代煤化工，主要是经煤气化制合成气再深加工生成各种煤基能源化工品。煤气化是生产各类煤基化学品的共性、关键技术，是煤化工的基础。由于煤气化工艺的不同，随之产生的污染物数量亦不同。例如，鲁奇气化工艺对环境的污染远远大于德士古气化工艺。以褐煤、烟煤为原料进行气化产生的污染程度，远远高于以无烟煤和焦炭为原料的污染物。气化工艺不同，污水中杂质大不相同。与固定床相比，流化床和气流床工艺的废水水质较好。

据资料记载，大型煤化工企业选用的现代煤气化装置大体都有几种污染物：一是熔渣激冷后排出的粗渣。如壳牌干煤粉加压气化排渣量占煤中灰分总量的60%，水煤浆加压气化及GSP的排渣量均占煤中灰分总量85%，只要妥善堆放或找到综合利用出路（如作为筑路等建筑材料

或用作水泥原料），对环境就不会产生污染。二是如壳牌干煤粉加压气化装置从高温高压飞灰过滤器排出的飞灰量约占煤中灰分量的34%，以日处理 2000吨含灰量占20%的干煤粉为例，每天排出136吨飞灰，如何综合利用是值得关注的大问题，如找不到固定用户而随意堆放，将对周围环境产生污染。三是系统排出的黑水，经絮凝沉降回收利用，尚有部分灰水需经除氨、除氰处理后才能外排。黑水中的沉降灰渣，经压滤后成滤饼外排可以综合利用或作为燃料外供。四是随合成气带出的硫化氢可在后续合成气酸性气脱除时回收利用。至于少部分从黑水闪蒸排出的含硫化氢废气，可以回收综合利用或送火炬燃烧排放。

煤制油工艺复杂，难度较大。在煤制油过程中亦会大量排放二氧化碳，还要消耗大量电能，配套的动力系统亦要排出大量二氧化碳、氮氧化物和二氧化硫。经济规模的煤制油项目，每年耗煤及耗水量都在数千万吨以上，所排放的有害气体和污水数量及废渣量也很大。 煤制油、甲醇制烯烃等正在工业示范试验，人们有理由相信，在试验后的正式评估中将会拿出明确的污染及治理方案。据有关资料，这些过程的污染是可控的、可治理的，当然要采用先进技术和付出必要的投资代价。

一般说来，对于煤化工污染的防治可能有四种情况：第一，总的看来，只要充分重现，采取得力措施，集成采用各种先进适用的环保新技术和新装备，付出足够的基建投资和经常运行费，以及严格的日常管理，绝大部分的污染是可以得到治理和控制的。 根据国际经验，一般说来，一个大型现代化石油化工厂，用于环境安全设施的投资约占全厂基建总投资的20%以上。一个现代化大型化工厂的环境安全设施约占总投资16%以上；煤化工的污染较重，其环境安全设施的投资可能较高。

第二，煤化工污染的重点和难点是污水处理问题。污水中的化学需氧量和生化需氧量均较高，有的生化降解有难度，污水的无害化处理还要下很大功夫，有的还需进行科研攻关。

我国的淡水总量占全球水资源的6％，是全球13个人均水资源最贫乏的国家之一。水资源短缺和水体污染已成为我国水资源存在的两大问题。水污染已成为各种水问题中最复杂、最严峻、最亟待解决的问题。工业废水排放量约占流域总量的40%。化工废水排放量约占全国工业废水总量的30%左右，居各工业系统之首，是排废的大户。 近年来，随着黄河中上游流域经济社会迅速发展，水质污染加重。据资料，2005年黄河中上游水质总体污染严重，主要污染物特征呈有机型污染。2005年在黄河流域18个国控断面中，61％的断面达不到Ⅲ类水质要求，渭河、汾河地表水资源匮乏，水污染非常严重。2005年黄河中上游流域废水排放量29.1亿吨，化学需氧量排放量123.5万吨，废水中化学需氧量排放平均浓度高于全国平均水平的60%。 2008年黄河水系水质总体为中度污染，Ⅳ类、Ⅴ类和劣Ⅴ类水质的断面比例分别为6.8%和20.5%，黄河支流水质总体为重度污染。由于资源地域的分布，许多煤化工项目都建设在黄河流域的中上游，要特别关注污水处理问题。 我国水资源浪费现象严重，节水也具有很大潜力。我国工业用水的重复使用率平均仅为40%左右，而发达国家平均为75%～85%。我国万元工业增加值取水量约为发达国家的5～10倍。城镇供水管网漏水率为20%左右，是发达国家的3倍。

第三，近年来，人们格外关心煤化工的温室气体的排放问题。温室气体主要是指二氧化碳、甲烷、氮氧化物等。虽然我国目前二氧化碳没有直接作为污染物被控制，但联合国气候变化框架公约《京都议定书》己经生效，我国亦已做出必要的承诺。气候变化的严峻现实要求人类采取措施。1991～2005年我国已减少排放二氧化碳18亿吨，“十一五”期间我国还将减少排放二氧化碳13亿吨，这是中国为人类做出的努力。我国能源结构以煤为主体，导致大气污染物排放总量居高不下。2008年全国23.2%的城市空气质量未达到国家二级标准，城市空气中的可吸入颗粒物、二氧化硫浓度依然维持较高水平，城市大气污染依然严重。我国二氧化硫排放量和二氧化碳排放量己居世界首位。空气质量持续恶化己对环境形成难以承受的压力。在各种化石燃料中，煤炭燃烧造成的温室气体增长率最高，比石油高29％、比天然气高69％。我国大气污染物排放中85％的二氧化硫、85％的二氧化碳、60％氮氧化物、70％的烟尘均来自于煤炭。在煤制油的转化过程中，大约70％的碳，生成二氧化碳后直排大气，每生产1吨油要排放二氧化碳约8.8吨，每生产1吨甲醇排出二氧化碳约2.3吨，每生产1吨氨排出二氧化碳约3.4吨。大量排出温室气体，是发展煤化工必须付出的环境代价。人类为应对气候变化必须走向低碳经济。所谓低碳经济，是以低能耗、低污染、低排放为基础的经济发展方式。我国发展低碳经济受到诸多因素制约，实现低碳经济的目标还有很长的路要走。但我们必须为此做出坚定、持久的努力。有关部门正在起草低碳经济发展指导意见，低碳经济发展将从呼声落实到产业政策。

第四，发展循环经济广受关注。我国的能源利用率只有33%，矿产资源总回收率为30%，分别比国外先进水平低10%和20%。近年来，我国高度重视循环经济，积极推进资源利用减量化、再利用、资源化，从源头和生产过程中减少污染排放和温室气体排放。发展循环经济已从理念变为行动，在全国范围内得到迅速发展。化工系统正在结合实际情况加以贯彻，出现了许多新进展。应该说，煤化工在变废为宝、综合利用方面是可以大有作为的。

三、建设资源节约和环境友好型行业

工业污染防治是中国环境保护工作的重点。与过去相比，中国工业污染防治战略正在发生重大变化。正逐步从末端治理向源头和全过程控制转变；从浓度控制向总量和浓度控制相结合转变；从点源治理向流域和区域综合治理转变；从简单的企业治理向调整产业结构、清洁生产和发展循环经济转变。作为污染大户的我国化工产业，应认真贯彻《国务院关于落实科学发展观加强环境保护的决定》、《国务院关于加快发展循环经济的若干意见》等有关规定，按照国家要求切实加强污染治理工作，把煤化工建设成为资源节约型、环境友好型行业。

1、认真转变经济发展方式

以资源利用率低、高消耗换来的高增长，必然是高排放和高污染。我国单位GDP的废水排放量比发达国家高4倍，单位GDP产生的固体废弃物比发达国家高出 10多倍。2006年中国国内生产总值占世界总值的5.5%左右，但能量消耗达到24.6亿吨标准煤，约占世界能源消耗的15%。2007年我国国民生产总值占世界的5.5%，却消耗了世界54%的水泥、30%的钢铁

和15%的能源。单位资源产出水平仅相当于美国的1/10、日本的1/20。我国己成为世界上煤炭消耗、钢消耗、水泥消耗、水消耗、二氧化硫和二氧化碳排放、有机污水排放量最大的国家。党的十七大报告指出，粗放型经济增长方式尚未根本改变，要大力推进经济结构战略性调整。加速由目前以粗放型为主的发展方式转变为集约型发展方式，己成为中国实现经济与环境协调发展的必然选择和重要政策目标。转变发展方式就是要实现科学发展。

煤化工是我国化学工业的重要组成部分。煤化工科学发展的途径就是以科学发展观为指导，以改革开放为动力，以可持续发展为基石，以提高科技创新能力为手段，以市场为导向，统筹考虑我国煤炭、石油、天然气、煤层气、焦炉气等化石资源以及可再生资源的科学合理、高效利用方向，使我国形成石油化工与煤化工相结合、具有各自优势的产品领域，相辅相成，在整体上形成符合我国国情，科学合理的原料结构、产品结构、技术结构和企业结构，增强国际竞争力，加速推进化学工业现代化。

煤化工是资源消耗型行业，传统的煤化工是高能耗、高排放和高污染的行业。发展现代煤化工要以节能降耗、减排治污为突破口转变发展方式，进行战略性结构调整，努力提高可持续发展能力，把煤化工建设成为资源节约型、环境友好型行业。采取以环境和资源可承受能力为基础的高效率、低能耗、低污染、低排放的经济发展方式，是现代煤化工惟一可接受的可持续发展道路。资源和环境的承载能力是煤化工发展的制约因素。可以说，煤化工环保问题，归根到底是发展方式问题。

2、抓住机遇，加快煤化工的战略性结构调整

在应对当前国际金融危机过程中，要把调整产业结构、推进环境保护、转变发展方式作为主要举措。

据资料，我国工业部门的能源消费占全国能源消费总量的70%左右，而高能耗行业的能源消费，又占整个工业终端能源消费的70%以上。2007年我国每万美元GDP能耗和二氧化碳排放量分别为10.59吨标准煤和25吨二氧化碳，要高出发达国家3倍甚至 10多倍。我国的单位产值能耗是美国、德国、日本的5.2倍、7.9倍和8.5倍，是巴西和印度的2.6倍和1.6倍，这反映出我国高耗能产业所占比重较大，能源利用率很低。经多年努力，我国己成为世界化学工业大国，目前己有近20种大宗化工产品的生产能力居世界前列。近年来，化学工业能源消耗量同样保持高速增长。2000～2006年期间，化工总能耗年平均增长率达10%，在“十五”、“十一五”期间更是呈加速增长的趋势。2006年我国化学工业能源消耗总量（不含石化部分）约为24779.04万吨标准煤，占工业能源消费总量的14%，占全国能源消耗总量的10%。我国化学工业有必要采取更为得力的措施，来调整高耗能的产业结构，重点控制好高耗能、高污染和资源性产品，即“两高一资”化工产品生产、消费和出口。

煤化工推进战略性结构调整，转变发展方式，要严格执行国家关于能耗、环保指标等市场准入门槛的规定；要依法淘汰高污染、高消耗的落后产能；对低水平重复建设、“两高一资”和产能过剩项目设置“防火墙”。

在结构调整中，要通过打好主要污染物减排攻坚战，从总量上遏制环境污染加剧的趋势，

逐步改善环境质量。积极开发煤化工污染防治的共性关键技术，加强环保的技术改造和管理，推动煤化工清洁生产和污染零排放的进程。要大力提高治理污染的投资。国际经验表明，当治理污染投资占GDP达到1%～1.5%时，可以控制污染恶化的趋势，当该比例达到2%～3%时，环境质量有所改善。2007年中国环境污染治理投资为3387.6亿元，仅占GDP的1.36%。

在结构调整中，还要控制“两高一资”及中低档产品的出口。我国每年出口的高耗能产品，相当于全国能源消耗总量的1/5。2004年中国出口产品中，内涵能源消费占总能源消费量的28%，当年中国净出口产品所排放的二氧化碳约为11亿吨，约占中国总排放量的23%。我国过分依赖中低档产品的出口，实质是造成国际能源需求和污染排放向中国转移。对外贸易中的粗放型增长方式，亦是加剧资源环境压力的因素之一。

3、加强环境保护，贵在落实，重在实施

我国环境保护工作的目标是着眼于我国环境质量和生态系统的全面改善，促进环境保护和经济社会的协调发展，努力提高国家的可持续发展能力，使人民群众喝上干净的水、呼吸上清洁的空气、吃上安全的食物，保障人民群众在良好的环境中工作和生活，确保人体健康。

保护环境是全国人民十分关心、涉及当代和子孙后代福祉的大事，同时也是化学工业赖以生存和发展的最基本的条件。化学工业又是我国的污染大户，化学工业的从业人员对国家、人民负有更多的责任和义务。

长期以来，环保工作存在着“说起来重要，做起来次要，忙起来忘掉”的不正常状况。“重发展、轻环保”的现象以各种形式普遍存在，环保工作长期处于弱势地位。这种情况与环境保护国策实不相容，己到了必须切实加以改变的时候了。更有甚者，某些企业光污染、不治理，急功近利，对污染熟视无睹。我们不能容忍那些践踏社会公众利益，以牺牲生存环境为代价的“得利不出力”之举。我们不能做“功在当代，祸在后代”、“当代透支，后代还债”之事。我们的发展，必须是真正为我国的经济发展和子孙后代造福。我们的发展，不能不顾自然、不计代价、不问未来。

化学工业应把环境保护摆上更加重要的战略位置，增强环境忧患意识和做好环保工作的法制意识、责任意识。正确处理环境保护与经济发展和社会进步的关系，在发展中落实保护，在保护中促进发展。其中，煤化工的发展应力求把污染、能耗降到最低限度，控制在生态、环境、资源容量可承载能力的范围内。煤化工的发展决不能以浪费资源、牺牲环境和破坏生态为代价。我们应该认真吸取国内外发展的经验教训，主动调整和控制自身的行为，把煤化工建设成为具有社会责任感、可信赖的资源节约型、环境友好型产业。

为科学合理、高效利用煤炭资源，进行深加工，适度发展现代煤化工是必要的。按照国家规定，“在水资源充足、煤炭资源富集地区适度发展煤化工，限制在煤炭调入区和水资源匮乏地区发展煤化工，禁止在环境容量不足地区发展煤化工。”但为了改善环境和经济社会的可持续发展，我国煤化工产业必须尽力推进以低能耗、低污染、低排放为基础的低碳经济发展方式，着力提高全过程的资源利用率。21世纪的中国煤化工，必须是在科学发展观指引下，高瞻远瞩，深思熟虑，从战略上谋求走可持续发展之路。把发展煤化工的积极性引导到科学发展上来。贯

彻科学发展观贵在实践，重在落实。

第三节 我国煤化工产业链分析

一、炼焦产业链

炼焦行业指主要从硬煤和褐煤中生产焦炭、焦炉煤气、煤焦油、粗苯等副产品的炼焦炉的操作活动。焦炭是最主要的产品。根据炼焦最终温度，有高温炼焦（900～1100℃）、中温炼焦（660～750℃）和低温炼焦（500～580℃）通常指高温炼焦。

产品包括：

（1）焦炭。炼焦最重要的产品，大多数国家的焦炭90%以上用于高炉炼铁，其次用于铸造与有色金属冶炼工业，少量用于制取碳化钙（目前主要是中温炼焦产品蓝碳）、二硫化碳、元素磷等。在钢铁联合企业中，焦粉还用作烧结的燃料。焦炭也可作为制备水煤气的原料制取合成用的原料气。

（2）煤焦油。焦化工业的重要产品，其产量约占装炉煤的3%~4%，其组成极为复杂，多数情况下是由煤焦油工业专门进行分离、提纯后加以利用。

（3）焦炉煤气。焦炉煤气主要由氢气和甲烷构成，分别占56%和27%，并有少量一氧化碳、二氧化碳、氮气、氧气和其他烃类；焦炉煤气是重要的气体燃料。

（4）粗笨。粗苯是煤热解生成的粗煤气中的产物之一,经脱氨后的焦炉煤气中含有苯系化合物，其中以苯含量为主，称之为粗苯。

图表 炼焦产品结构

炼焦行业的盈利状况主要取决于焦炭产品。近年来，世界钢铁工业持续高发展，尤其是中国钢铁工业的快速增长，对焦炭的需求日益增加，受需求的拉动，全球焦炭产量增加。而我国是焦炭生产大国，国内焦炭行业更是盲目扩张，焦炭市场逐渐显现出供大于求的局面。

2010年我国焦炭产量总计约32700万吨,同比减产约85O万吨,下降约2.54%,成为我国焦炭生产自1999年以来的首次负增长。2010年1-12月份我国焦炭产量累计达30628.45万吨，较去年同期累计产量25870.43万吨，同比减少798.98万吨，下降幅度为3.8%,然而12月份焦炭产量为3172.31万吨，同比去年同月大幅增长6.6%,焦炭单月产量创历史新高。 12月份焦炭日均产量与11月份相比，实现了16.63%的高速增长。

图表 2010年国内炼焦用洗精煤产销量对比

图表 炼焦产业地区分布

图表 供需状况分析及预测

图表 市场价格分析及预测

受金融危机影响，09年上半年国内焦炭企业均处于盈亏边缘，尤其是第一季度焦炭销售和生产呈两难状态，山西、河北、山东省焦化行业协会相继宣布本省焦化企业限产50%以上，再加上国内小煤矿限产影响国内炼焦煤资源紧张，导致今年上半年焦炭产量较去年同期小幅减少。然而随着二季度钢材市场价格走高，钢厂陆续放开生产，对焦炭资源的市场需求量明显增长，焦炭价格一路上涨，国外炼焦煤大量进入市场，截止6月底焦化企业均已全面释放焦炭产能，企业效益也明显好转。

09年6月份中国焦炭产量创历史单月最高值，主要影响因素有：首先，近期钢材市场大幅上涨导致焦炭资源供不应求局面；其次，焦炭价格大幅上涨，给焦化企业带来了经济效益；再次，中国焦炭市场存在产能过剩，中小型焦化厂偏多；最后，前期大量海外炼焦煤涌入，焦企原料备货充分。

2010年上半年，我国焦炭行情经历了先涨后跌，然后企稳回升的走势。经过2008年的焦炭行业大洗牌， 2010年初，焦炭市场开始进入过渡期并逐渐恢复生产，因焦化厂前期的持续限产及对后市的不确定性判断，使得春节前焦炭供需出现缺口，焦炭价格快速拉高。北方地区二级焦价格迅速上升至1800-1900元/吨，而南方二级焦价格更是达到2000元/ 吨。然而，就在人们乐观地估计焦炭市场已经回暖之际，焦炭价格却在2、3月份迅速下滑，并一路回落至1300-1400元/吨，在接下来的二季度里，随着钢厂对焦炭需求的大幅增长，焦炭价格开始逐月上涨。

年初在国家扩内需，保增长，加大基础设施建设政策的刺激下，焦炭市场价格大幅反弹，由去年底的1400-1500元／吨上涨到1800-1850元／吨；然而在市场没有真正回暖、需求没有释放出来的情况下，3月份焦炭价格又出现了快速下行的走势，焦化企业出现整体亏损的局面，大部分焦化企业处于限产中；4月山西、河北焦协指导意见：由于市场需求不旺，稳定焦炭市场价格并没有见到明显效果；进入五月份，各项刺激经济的政策开始显效，市场走势逐渐发生变化，山西焦炭联盟及河北焦协两次上调焦炭指导价格，在钢材价格不断走高、下游需求逐渐增加的市场推动下，焦炭价格出现再次上涨，涨幅达200-300元／吨，且局部地区出现货紧价扬行情；六月份，山西、河北两省的焦化行业协会再次发布焦炭市场价格的指导意见，分别较5月提高焦炭价格60元／吨、50-80元／吨。山西地区在价格提高的同时仍要求各焦化

企业保持较高幅度的限产比例。

二、电石化工产业链

电石化学名称为碳化钙，分子式为CaC2，是由生石灰和含碳原料(目前主要是兰碳)在电石炉内，依靠电弧高温熔化反应而生成的。

图表 电石生产工艺

2007 年电石产量1482 万吨，比2006 年同期产量增长了18.43％；电石产量的75％左右用于PVC 的生产，供需关系受PVC 所左右。电石行业目前也属于供过于求的状态，其价格在蓝碳、白灰推动下逐步上涨。

2008年，我国电石产量1361万吨，比2007年减少120.89万吨，降幅达8.2%，这是我国电石产量十几年来的首次负增长。其主要原因既有市场萎缩带来的消极影响，也有落后产能淘汰加快，产业结构调整提速带来的积极影响。

2010年1-7月电石实现产量802.8万吨，去年同期实现产量898.3万吨，同比下降10.6%。其中出口量为7.9万吨，同比下降6.8%。

图表 2008-2010年电石产量（单位：万吨）

我国电石企业规模小，技术装备落后。为进一步遏制当前电石行业盲目投资，制止低水平重复建设，规范电石行业健康发展，促进产业结构升级，发改委07 年底公布了《电石行业准入条件2007 年修订版》，08 年4 月发布了《电石行业清洁生产标准》，我们认为新政策将有助于淘汰落后产能，并遏制电石行业的盲目扩张。

图表 国内电石价格走势（单位：元/吨）

电石水解后的产品是乙炔，乙炔是制取很多化工产品的原料，在原油价格持续走高的情况下，乙炔化工产品具有较大的成本优势。我国电石主要用于生产聚氯乙烯，约占消费量的75%以上，生产金属切割用的乙炔类产品约占10%，其余用于生产氯丁橡胶、聚乙烯醇（PVA）、石灰氮及衍生物等产品。国内电石化工的上市公司主要有PVC、PVA、BDO 三类。电石法主要要处理电石渣处理的问题，目前国内的用电石的化工公司电石渣主要靠通过掺在周边水泥厂等消化。

图表 电石消费结构

三、煤气化产业链

煤气化是指以煤为原料生产合成气（一氧化碳和氢气）的过程。我国是世界上煤气化技术应用最多的国家，煤气化在我国的应用已有一百多年的历史。目前全国有近万台气化炉在运行，其中90%中小企业采用的气化技术是常压水煤气发生炉，其它其化技术还有固定床Lurgi 炉、湿法进料气流床Texaco 炉和干法进料气流床Shell 炉。通过引进国外技术和设备，固定床、流化床和气流床煤炭气化技术均已得到应用，相继引进和签约了20 余套大型Lurgi、Texaco和Shell 气化装置，煤炭地下气化也得到了一定程度的推广和利用，大型工业化试验正在进行。目前新建项目已很少采用固定床气化装置。我国目前采用煤气化技术大都用来生产化工合成气和城市煤气、近年来有用于多联产的规划。

各种煤气化工艺都有其一定的适用煤种，对煤的各项指标有一定的要求，不可能有万能炉取代所有工艺。我国煤炭资源分布范围宽，煤种广，各企业应按就近不同煤炭资源条件(产量、煤种、煤价、运距等)，根据本企业的生产规模、产品要求，选择不同的气化工艺作详细的技术经济比较，然后再从中择优选择。

图表 不同煤气化方法气体成分构成

从合成气的下游来看，目前主要的产品是合成氨和甲醇。合成氨要压缩成液体进行运输，产品存在一定的运输半径。大多数合成氨产品只是一个中间产品，合成氨目前主要下游是尿素。

第四节 2010年中国煤化工产业发展存在的问题与对策分析

一、煤化工产业存在问题

1、传统煤化工产业出现结构性过剩 产品单价同比下降42.4%。 2、产业发展缺乏统筹规划

煤化工是划，布局分散，区域生态环境存在潜在的风险。 3、与水资源、环境保护的矛盾加剧

我国煤炭资源主要分布在中西部干旱半干旱地区，区内水资源匮乏，生态环境脆弱，产业发展要素配置成本较高。部分地区由于过度开采地下水，造成地表河流断流，水井干涸，地下水位下降，导致人畜饮水困难。煤化工产业快速发展与地区生态环境保护的矛盾较为突出。

4、煤化工产品产销空间分离，物流压力大

我国煤化工新增产能主要分布在中西部地区，受地区经济发展不平衡的影响，当地市场容量相对较小，主要市场在东部沿海地区，产销区域分割。而大部分液体或气态煤化工产品具有毒性和易燃易爆的性质，长距离运输面临运输能力、物流成本和安全问题。

5、现代煤化工产业化发展态势有过热倾向

煤制烯烃、煤制油、煤制天然气、煤制乙二醇等项目正处于产业化示范工程建设阶段，由于现代煤化工项目投资高，风险大，需要在示范工程投产后，稳定运行一个时期，进行全面总结，评价技术的先进性、可靠性、确定资源消耗指标、考核经济效益，并在高煤油价差的情况下，才能研究推广应用等问题。因此，现代煤化工示范工程项目不宜过多布点。但目前部分煤炭资源产区地方政府片面追求经济发展速度，不顾生态环境、水资源承载能力和现代煤化工工艺技术仍处于示范阶段的现实，不注重能源转化效率和全过程能效评价，对煤化工产品市场及竞争力等分析不足，存在急于进行产业化项目建设的态势，盲目规划布局了大规模的现代煤化工项目。

二、制约中国煤化工产业化发展的难题

1、煤的平稳发展，也会加速煤炭资源消耗，不利于煤炭工业可持续发展。 3、水资源是煤化工产业发展的皿要制约因素

中国水资源远低于世界平均水平。主要煤炭产 地 人 均 水资源占有量和单位国土面积水资源保有量仅为全国水平的1/10。大型煤化工项目年用水量通常高达几千万立方米，吨产品耗水在十吨以上，相当于一煤化工是一个高污染、高安全要求的行业，其运行周期长 、上艺流程多且复杂，每个环节都会产生各种污染物，虽然可以回收，但无法回收的部分大多有毒有害，稍有不慎还可能造成重大环境安全前大规模发展煤化工产业的条件还不成熟。

三、发展煤化工产业的机遇及其发展趋势

3．1 煤炭液化将成为新型煤化工产业的重要方向

石油资源匮乏和国内石油供应不足已成为我国能源发展的一个严峻现实，依据煤质和其他综 合条件，发展煤直接液化和间接液化，已成为国内煤炭企业和产煤地区关注的热点。

煤开发先进煤气化技术对煤炭行业发展煤化工有重要意义。目前，国家有关部门正在开 发具有自主知识产权的煤气化技术，如多喷嘴水煤浆气化、干煤粉气流床气化等，国内引进 技术的项目也在进行。煤炭企业发展煤气化技术需要在总结国内外先进技术的基础上，结合 煤种、煤质特点，通过技术、经济研究，开发或采用适宜的工艺和炉型，如加压固定床气化 和液态排渣气化等。

以往煤炭气化技术的发展以化工行业为主，煤炭行业在研究开发、工程实施、人员等方面都 较薄弱，需要加快综合力量的提高。

3．3 煤炭焦化

发达国家炼焦工业的收缩以及中国国内取消土焦、淘汰小型落后炼焦工艺都为发展先进、大 型焦化工业提供了新的机会，预计到2005年我国机焦产量缺口为2000万t/a，低灰、低硫优 质焦炭在国内外市场均有很大的发展空间。煤炭行业具有原料、运输等优势，特别是拥有优 质炼 焦煤资源的企业或产煤地区，如山西、黑龙江七台河等地区，具有发展较大规模、生产优质 或特色冶金焦、铸造焦的条件，可以抓住当前机遇，高起点、高水平地推动焦化工业的发展 。

3. 4有计划发展其他煤化工技术

目前，国内发展煤气化合成化工产品或替代液体燃料的势头很旺，如合成甲醇或进一步加工 下游产品（醋酸、醋酐等），合成二甲醚（一步法合成二甲醚技术正在开发中）。煤炭企业 发展煤气化合成具有原料煤价格较低、有实施大规模工业化的实力等优势，但同时也需要充 分注重国内外市场需求容量、产品应用的社会投入、单元技术的工业化成熟度以及与石油、 天然气化工的竞争能力等因素，应把产品目标尽量立足于国内市场短缺、替代进口上。

多联产是一项集多种能源产品和化工产品生产、多个单元工程组合、技术经济环境优化的煤 化工－能源系统，具有灵活多样的系统组合方式，作为一种关系未来发展的概念系统，需要 作许多基础研究和单元技术开发工作。

煤炭行业发展多联产系统，原料方面可考虑将煤、煤 层气、伴生矿物加工相结合，工艺方面将煤化工、发电、建材、冶金等相结合，产品方面应 形 成化学品、液体燃料、电力、热力、煤气、建筑材料和金属材料等关联生产，达到资源、 能源的充分利用和循环生产以及环境最优化、经济效益最大化的目的。

四、推动现代煤化工发展的措施

发展煤化工产业应本着循环经济与可持续发展的理念，站在推动能源替代的战略高度，综合评估分析资源区域煤炭、水资源与市场分布三大因素，以促进产业结构调整、淘汰落后产能为前提，坚持节约发展、清洁生产，鼓励大型化、一体化、多联产循环经济发展模式，统筹煤炭分布、水资源分布与利用、交通运输与区域市场需求，合理规划布局、稳步有序发展资源节约型、环境友好型煤化工产业。

科学规划，有序发展

目前，国家拟出台的煤化工产业发展规划布局了“七大煤化工基地”，该规划仅是从煤炭资源角度可持续发展。

完善环评审批监督管理机制

现执行的环发函〔2004〕164号文，未详细明确煤制油、煤制烯烃等相关煤化工审批权限，导致目前煤化工行业环评审批存在漏洞，结果造成地方加速审批煤化工项目。对煤制油、煤制烯烃等缺少工程实例的技术，应严格限制各地盲目发展。

对主要资源进行利用率考核

最为有效的节能减排手段就是大幅度提高资源利用率，虽然我国煤碳资源丰富，但人均资

源占有量只有概况分析

第一节 2010年中国煤制油产业发展分析

一、煤化工新型与传统应有机结合

对苯二甲酸(PTA煤化工单位产品能耗往往要比传统煤化工降低20%以上，“三废”排放减少一半以上。如果加以科学设计与管理，还可实现“三废”的资源化利用甚至“零”排放。

目前，包括日本、中国、美国等一些国家正在研究二氧化碳与氢反应生产甲醇技术，并已经有所突破。其中，我国已经在二氧化碳合成甲醇的非金属催化剂领域取得重要进展，日本三井化学公司正在大阪建设100吨/年二氧化碳加氢合成甲醇示范装置。这项技术一旦实现工业化应用并与二氧化碳捕集与储存技术结合起来，将彻底改变人类能源消费结构与模式。届时，人类可以通过收集、捕获电厂、化工厂及地下深埋的二氧化碳，与海水电解获得的氢气发生反应生产甲醇，从而把人类带入“甲醇经济时代”，以彻底摆脱石油枯竭的威胁。

如果说‘甲醇经济时代’还比较抽象、距我们还有些遥远的话，煤化工的主要产品——煤基醇醚燃料不仅是清洁燃料，而且是现阶段应对石油短缺、保证国家能源安全、减少汽车工业发展对环境影响最理想、最现实可行的过渡能源和替代燃料。

醇醚燃料的许多性能指标，不仅不亚于传统的汽柴油，甚至还优于汽柴油燃料。从国家机动车排放重点实验室对M15、M100甲醇燃料汽车和汽油车(使用93#汽油)上线检测的结果看，三种燃料车的常规排放(主要检测项目为一氧化碳、碳氢、氮氧化物)均达到了国Ⅳ标准要求，但其非常规排放(主要检测项目为苯、甲醛、甲醇、丁二烯)检测结果显示：M100燃料车未检出苯、丁二烯、多环芳烃和铅等致癌物和甲醛，M15燃料车尾气中的苯、甲醛、丁二烯等有害物质明显低于93#汽油车。可见，此前人们一直担心的甲醇燃料“毒性”问题，事实上比汽油还低。检测结果还表明，甲醇汽车排出的二氧化碳也比汽柴油车大幅减少。

通过现代煤化工技术生产的甲醇产品，最理想的用途应该是车用燃料，因为甲醇分子中有含氧官能团，能够促进碳、氢组分充分燃烧，在提高能源效率的同时，可减少有害气体和温室气体的排放。但现在我们却反其道而行之，用本来应该生产化工产品的石油大量生产低附加值的汽柴油燃料，而用本来是最佳燃料替代品的甲醇制取烯烃，这种发展模式与方向如果不能得到纠正，不仅对石油化工和煤化工产业的持续发展不利，也不利于实现低碳经济。

我们通过煤的加工、造气、净化与处理，好不容易将其变成含氧的甲醇产品，却又要通过

甲醇脱水、脱氧煤化工行业尚未真正走出低谷，但产能过剩已经显而易见。按照目前各地开工建设的产能计算，预计到2011年底，国内甲醇产能将超过3000万吨，二甲醚总产能将超过1580万吨，而2008年国内市场二甲醚的需求量仅为216万吨。与此同时，煤制天然气掀起了更热的投资狂潮，去年以来，已有千亿元资金投向煤制天然气领域，而这个领域目前仅仅还在项目示范阶段。

在一波持续五六年的大牛市行情之后，煤化工行业在2008年末进入了寒冬。受国际金融危机影响，煤化工产品价格暴跌，除尚未真正见效的煤制天然气延续了“火热”行情外，煤化工全行业都跌入了低谷。据统计，2010上半年，我国煤制甲醇全行业开工率为30%，而煤制二甲醚的情况似乎还要更惨烈一些。

下半年的日子比上半年好过一些。国际油价的回升，重新给了煤化工产品市场竞争能力。在宏观经济企稳、商务部强力反倾销等利好的推动下，我国煤化工产品市场缓慢回暖。目前国内甲醇价格已经重回2000元/吨。11月15日，阳煤丰喜肥业集团年产20万吨甲醇生产线一期恢复生产，这是国际金融危机以来国内复产的最大规模的甲醇生产企业。

严格地点加强指导的名单。

在一次次的堵截中，煤化工的疯狂投资真的停住了吗？没有。在一系列限制煤化工传统产能的政策出台后，近期上马的项目不但纷纷打出新型煤化工的旗号，而且规模越来越大。

市场尚未完全回暖，煤化工初级产品产能已经严重过剩。其实，这个事实，企业和地方政府并非不知，但其犹如飞蛾扑火一般，知其不可而为之，自然也有不得已的苦衷。我国“多煤少油缺气”，近年来国家大力推行石油替代战略，发展煤化工也是符合国情的长远之举。煤化工产业投资强度大，拉动GDP效应明显。而且除了项目本身巨大投资对经济的拉动效应外，还能以此为龙头，带动区域内化工产业上、中、下游的全面发展。因而在应对国际金融危机保持经济增长的政绩压力面前，各地各企业上马或扩产煤化工项目的热情高涨，尤其是倚重煤炭发展经济的地区。此外，有些项目前期已经投入很多，虽然产能过剩的风险近在咫尺，但如果就此停住，那就是实实在在的“亏损”，而不是尚有一线生机的“套牢”。于是，要趁着现在形势好转，地方上又支持，得赶快上

转换视角 “疏堵”同行

几千年前，鲧用堵的方法治水，一事无成；而大禹用疏导的方法，则能驾驭凶猛的洪水，让它乖乖地化害为利。同理，对待堵不住的煤化工产业，疏堵同行或许更加现实和有效。我国石油资源紧缺，2008年对外依存度高达51%，发展煤基石油替代产品，对于提高石油安全保障能力十分必要。而近年来随着国际油价的攀升，煤制甲醇、煤制二甲醚作为新型清洁能源的价格优势也日益凸显。一些业内人士认为，国家应在严格控制煤化工产品产能规模的同时，抓住近期国际油价回升的契机，运用政策杠杆加快煤化工初级产品的“燃料替代”，从而快速消化业已形成的过剩产能，推进我国能源替代战略的实施。

作为一个重要的发展方向，“车用甲醇汽油”可作为破解煤制甲醇产能过剩的一个突破口，目前国内已有山西、陕西、黑龙江、福建等正在试点推广甲醇燃料。其中，山西是国内最早开

展甲醇汽油产业研究和推广的省份，已从“试验示范阶段”进入“产业化推广阶段”，截至2010年底，山西销售甲醇汽油60余万吨，消耗甲醇20余万吨。

但由于国家产业政策的不明朗，产业立项政策和甲醇汽油的国家技术标准出台滞后，各地只好根据自己的情况各自为政，造成各地甲醇汽油质量参差不齐。虽然目前由国家标准化管理委员会公布的《车用燃料甲醇》和《车用甲醇汽油(M85)》国家标准已经出台并正式实施，但甲醇燃料的推广是一个庞大的系统工程，在甲醇汽油如何进入流通主渠道、甲醇储备库、甲醇燃料运输管网基础设施建设等方面，要做的工作还有很多，很多行业标准也需要配套出台。

相对于车用甲醇，二甲醚的“燃料替代”推广更为艰难。二甲醚作为民用燃料气，其储运、燃烧安全性和预混气热值及理论燃烧温度等性能指标均优于石油液化气，可作为城市管道煤气的调峰气、液化气掺混气，也是柴油发动机的理想燃料，但至今却面临着配套措施不完善、市场发展不成熟、市场环节衔接不好等“瓶颈”制约。

前路艰难，但一旦成功，将两全其美。按目前我国每年的汽柴油消费量2亿吨计算，如果掺加5%的甲醇，就需要1000万吨甲醇。如此这般看待，煤化工虽在寒冬，春天其实也在咫尺。

第二节 2010年中国煤制油产业发展存在的问题及对策分析

一、煤制油存在的风险

首先

二、现代煤化工“过热”引发政策“预警”

政策“收紧”

在现在外部环境上，秋冬季历来是用煤高峰期，今年电煤紧缺的问题又比较突出，加之油价在很长一段时期内没有突破80美元，煤炭价格相比油价优势并不突出，可能也是目前政策面对于现代煤化工的态度非常谨慎的原因之一。

事实上，如果用煤紧张的局面缓和，并且油价迅速抬升的话，煤化工的替代意义又会立刻凸显出来，政策对现代煤化工可能又会转向大力支持。如果油价回到100美元甚至是120美元以上，煤化工将具有可观的经济性，政策可能有所变化。

技术能否突破

现代煤化工多为示范项目，如果能在技术上有重大突破，可能推动政策面给予更多的支持。 现代煤化工中煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇等仍然处于装置试车或建设阶段，基本上都是试点，部分将在2011年实现示范装置的商业化运营。而技术问题和商业运行仍然是现代煤化工的重点问题，例如神华煤制油项目近期虽已宣布正式投产，煤制油公司也顺利拿到成品油批发资质，但距离达产还有很远距离，投产后运行不稳定，估计还需要一至两年时间才能成熟。至于大规模商业价值，现在更是无从谈起。煤制油、煤制烯烃、煤制合成天然

气和煤制乙二醇等项目在工业化示范成功之后，还要再根据当时的宏观经济环境、市场状况和这些项目的成本竞争力来决定是否大规模推广。我国已经建成的煤制油示范项目将陆续进入商业化运营，并在2011年实现总计168万吨/年的煤制油产能，直接液化煤制油和间接液化煤制油的经济性、产品方案和质量指标将经受市场的考验。

在三个示范项目验证煤制烯烃的经济可行性和技术可靠性之前，我国将很难核准新的煤制烯烃项目。煤制烯烃项目应该与石油烯烃统筹规划，避免区域产能重复建设。此外，由于我国聚乙烯和聚丙烯低端牌号产品较多，高端产品供应不足，煤制烯烃的产品方案应该向高端靠拢。

而我国煤制乙二醇的竞争对手，除了国内的一体化石化企业外，还包括中东地区以低价乙烷或者石脑油生产乙二醇的企业。煤制乙二醇的生产成本以及装置能否实现稳定运行将是决定其竞争力的重要因素。

三、 部分现代煤化工项目进展情况

煤制油

◇2010年1月，神华集团鄂尔多斯百万吨级直接液化煤制油示范装置试车成功。2010年该装置总计出产10万吨汽油、柴油等油品。

◇2010年3月，伊泰16万吨/年煤间接液化煤制油项目试车成功；2010年9月正式投产，当年累计生产油品1.2万多吨。

◇2010年8月，潞安集团16万吨/年铁基浆态床F-T合成油装置产出合格的柴油、石脑油产品。2010年12月，配套的合成氨尿素项目产出合格产品。

◇2010年6月，晋煤集团10万吨/年甲醇制汽油项目试车成功。

◇2010年11月，神华宁煤与沙索公司合作的间接液化煤制油项目可行性研究报告通过预审。

◇201项目一期投资约100亿美元。

◇2010年8月，由中国化学工程集团、清华大学和安徽淮化集团共同承担的流化床甲醇制丙烯（FMTP）技术开发项目打通系统工艺流程，并于10月实现连续稳定运行470个小时。

煤制合成天然气

◇2010年8月，大唐国际内蒙古赤峰煤制天然气项目通过国家发改委核准。截至2010年12月，已完成工程投资20亿元。

◇2010年12月，内蒙古汇能煤制天然气项目获得国家发改委核准。

◇2010年2月，神东天隆集团新疆准东13亿方煤制天然气项目获得新疆维吾尔自治区发改委登记备案。

◇2010年4月，神华集团鄂尔多斯20亿方煤制天然气项目奠基。

◇2010年5月上旬，大唐集团阜新40亿立方米/年煤制天然气项目通过环保部的环评。 ◇2010年6月，中海油/同煤集团40亿立方米/年煤制天然气项目正式启动。

◇2010年7月，新汶矿业新疆伊犁20亿方煤制天然气项目和庆华集团新疆伊犁13亿方煤

制天然气项目开工建设。

◇2010年10月，中海油与鄂尔多斯市签署合作框架协议，将在鄂尔多斯建设煤制天然气项目。

◇2010年11月，中国电力投资集团新疆伊犁煤制天然气项目举行开工奠基仪式。煤制乙二醇

◇2010年5月，惠生（控股）集团鄂尔多斯煤化工项目举行开工仪式。

◇2010年9月，五环科技、湖北省化学研究院、鹤壁宝马集团签约合作建设年产300-500吨级乙二醇中试装置、万吨级示范装置、10万吨级或20万吨级工业化生产装置。

◇2010年10月，开滦集团位于内蒙古鄂尔多斯的“2X20万吨乙二醇和2X20万吨煤焦油加氢”多联产循环经济项目奠基。

◇2010年11月，由河南煤业化工集团与◇2010年8月，华能集团与美国杜克能源签署合作备忘录，旨在利用中美两国能源技术，包括碳捕捉与封存以及煤气化技术等清洁煤炭技术，降低二氧化碳和其他温室气体的排放。

◇2010年9月，神华集团与美国西弗吉尼亚大学签署《关于开展煤炭直接液化二氧化碳捕获和封存技术合作的协议》。

四、中国煤变油产业化发展中的问题综述

目前已有近30个煤炭液化项目进入详细规划或可行性研究阶段，预计产量相当于中国目前石油安全问题的战略选择。今后30年国际石油价格将继续呈上升趋势，通过煤液化合成油是实现中国油品基本自给的现实途径之一，因此要加快推进“煤变油”战略，保障中国的能源安全。

而从技术条件上看，我国不仅具备了基本的“煤变油”的生产技术，而且是一个煤炭资源十分丰富的国家，已探明储量达一万多亿吨，年产量约10亿吨左右，且每吨价格远低于石油，人力资源也相当便宜。这些将对我国“煤变油”生产的日益工业化起到重要作用。

然而，即便有此种种便利条件，发展中国的“煤变油”产业一直就存在强烈的反对声音。 首先是投资规模过于巨大。当前煤变油的投入产出比仅从设备来讲，生产1万吨油就需要1亿元的投资，而沿海炼油厂扩建的投入产出比是每增产100万吨油投资不能超过10个亿，也就是说，每1万t吨的投入是1000万元。两笔账一算，煤炭液化投资过巨，没有利润可言。目前各地准备上马黑龙江、内蒙古、山东、贵州都在筹划自己的“煤变油”项目，就是由于风险太大，均被国家叫停，决策部门希望等神华的工业化示范项目效果出来后再定，以免造成不必要的浪费。

“煤变油”产业化的发展还存在自主知识产权的问题。从技术上来看，“煤变油”的技术工艺相对复杂，尽管在理论上我国“煤变油”的技术已经基本可行，液化工艺和液化条件大大缓和，但“煤变油”技术在我国的推广应用还仅仅处于起步状态，在我国真正实现“煤变油”的工业化生产，还有大量工作要做。同时，目前国内尚不具备向产业化发展提供成套技术和关键

设备的能力，大型煤气化、煤高压加氢液化、气体催化合成、催化剂等关键单元技术还达不到为工业化建设提供支持的水平。因此，缺乏具有自主知识产权的“煤变油”技术还是大规模发展“煤变油”的瓶颈。

最后还有国家的战略规划和产业政策风险。目前国家还未正式出台“煤变油”行业发展规划，煤变油产业能否在“十一五”期间成为国家重点工程，除神华集团之外的第二个煤变油产业项目将花落谁家，哪油”产业的发展是一个系统工程，除了要绝对保证煤炭资源和水资源外，交通运输条件、电力供应条件、环境保护问题等，也必须充分给予考虑。因此，一方面，在选择和规划“煤制油”基地时，应充分考虑交通运输、电力供应、环境容量等因素的现状；另一方面，在确定为“煤制油”基地后，国家应全面考虑上述因素的规划建设，以确保项目建设的顺利实施和运营。

第三，“煤制油”产业设备的国产化问题应该尽早规划。“煤制油”项目的大型设备和专用设备比较多，在项目投资中所占的比重也较大，但目前中国国内的制造能力还满足不了相应要求，需要大量地从国外进口。如果国家确定进行“煤制油”产业的发展，则必须尽早实现“煤制油”项目的设备国产化，以满足该产业发展的需求，降低工程项目的投资，提高项目的经济效益。

其次，近期“煤制油”项目的建设应定位在产业化的示范阶段。目前，中国“煤制油”技术尚处于产业化的初期阶段，无论产品方向、工艺路线、技术装备，还是运营管理、经济效益，都还存在许多不确定因素，因此，当前上马“煤制油”项目，仍应定位在产业化示范的阶段，不应一哄而起，全面铺开。

“煤制油”技术包括煤炭直接液化和间接液化两种技术，这两种技术对煤种的适用性、目标产品的选择、投资及投资的回报等方面都有所不同，而且在产品质量、产品结构、资源利用和建设风险等方面还有互补性。因此，在示范阶段的技术路线选择上，可对直接液化、间接液化两种工艺同时进行产业化示范，通过示范工程来选择适合中国国情和煤种的“煤制油”技术的主导路线。

此外，在煤基化工方面，还可直接使用含甲醇汽油、煤制二甲醚等来替代液化天然气和柴油，或以煤基甲醇为原料，通过ＭＴＯ（甲醇制烯烃）、ＭＴＰ（甲醇制丙烯）的工艺，实现石油替代。考虑到这些工艺路线的成熟性及互补、互代关系，究竟哪条路线更适合中国国情，还需要在示范工程中进行实践验证。而在项目的基地选择上，既要考虑原料煤的成本、价格，还要从煤炭资源、水资源等方面考虑，应着力培育有发展成为大型煤炭液化基地可能性的示范基地。

再次，国家要处理好技术引进和推进自主知识产权的关系。现在，直接从国外引进成熟的煤制油技术，风险较小。因此，中国应加快谈判和引进的步伐，尽快建设并投入商业生产。同时，还应重点支持和推进具有自主知识产权的煤炭间接液化技术的产业化进程。目前，中科院山西煤化所按照“863”计划进行的年产1000吨油品的煤炭间接液化（煤基合成油）中间试验装置已建成，并完成了调试工作，实现了较长周期的连续运行，通过了国内专家组织的鉴定。

国家应积极随着一系列煤制油示范项目的成功投产，我们预测，“十二五”期间国家有望出台鼓励煤制油产业发展的规划和政策。

在2010年9月22日召开的“煤代油技术及政策”国际研讨会上，煤炭信息研究院院长黄盛初说，随着伊泰集团、潞安矿业集团、神华包头煤间接液化以及神华煤直接液化示范项目的成功投产，经过一段时间的试运行及摸索，在总结示范项目经验基础上，“十二五”期间国家应当会出台相关规划和政策，鼓励煤制油产业的发展。

神华集团将在第一条直接液化生产线工业化运行后，再建一期工程的另外两条生产线，最终达到年生产320吨各种产品的能力。而根据潞安矿业集团的规划，在其16万吨间接液化项目成功运行后，将进一步扩建300万吨的煤制油工程，并计划到2020年左右，建成年产1500万吨的煤制油基地。伊泰集团也希望进一步建设年产500万吨的煤制油基地。

预计，到2015年，中国的煤制油产业的实际产能将超过每年1200万吨，2020年达到3300万吨。

对于煤直接液化和煤间接液化两种技术应区别对待。考虑到世界上还没有煤直接液化的生产装置在运行，建议在神华集团100万吨级煤制油直接液化装置成功运行前，国家原则上不支持新建直接液化装置。但考虑到煤间接液化工艺方面国内已取得很大进展，目前正处于工业化开发和示范阶段，应在取得成功后出台积极的支持政策。

自2008年四季度以来，国际原油价格从高位回落，加上煤液化过程中的高耗能和高耗水的特点，煤制油项目广受争议。2008年9月4日，中国国家发改委公布《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》指出，“中国煤制油仍处于示范工程建设阶段，不能一哄而起、全面铺开”，要求除神华集团在内蒙古和宁夏的两个示范项目外，中国一律停止实施其他煤制油项目。

二、煤制油：商业化应让位于战略储备

管煤制油项目发展一直存在争议，但经过了长达10年的投入之后，当前我国的煤制油还是迎来了井喷之势。预计到2015年，我国该项产业将全面超越老牌煤制油大国——南非。

成功出油后，从实验阶段过渡到长期经营的煤制油将会面临下一步考验。这些项目的上马，当时是冲着国际石油价格的市场预期而上马的。但是，2010年以来国际油价一直徘徊在45至50美元/桶之间，如果国际油价长期处于低位，这些企业不能保证盈利的话，即使投产成功，也未必会让其装置满负荷运转。

数据显示，“十一五”期间国内有意投资煤制油的资金高达5000亿元。为抑制盲目上马，从2006年7月至2008年8月，国家发改委三次发文叫停煤制油项目。2008年8月，国家发改委发布通知称，除神华集团的两个示范项目外，一律停止实施其他煤制油项目。 然而，发改委的通知发出后，谁也没有去认真执行，一些企业甚至一意孤行，对国家的政策视而不见。部分没有列入发展煤制油的企业，一直就没有停止过试制。他们对此的辩解称，煤制油能够拉长产业链，是我国解决能源问题的发展方向。但它是否真正符合市场的本来面貌，上马的时机是否成熟，以及巨大的潜在风险和环境成本可能被忽视了。

我国是贫油国家，但并不意味着为缓解能源紧张就必须发展煤制油。虽然我国煤炭总体储量不小，但人均煤炭占有量只有世界平均值的60%，煤炭资源也是有限的。大规模地把煤转成油，势必对我国煤炭资源储备产生消极影响。

煤制油作为一种战略储备是应该的，并没有到大规模投资、投产的地步。众所周知，我国煤制油技术的来源于德国、日本、美国以及南非，除南非曾因禁运而大规模商业运行煤转油之外，其他三国无一例外的只限于示范试验阶段。无论二战中的德国，还是被禁运的南非，都只是在非常时期大量使用煤制油技术，而在和平时期一般都将其搁置。

换句话说，德国、日本等国家只是将煤制油当作一种技术储备，而并非商业化。我国现在拥有煤制油技术，在油价比较高、煤炭生产成本偏低的条件下，可能有经济上的可行性。但要以煤炭资源替代石油，进而大规模的商业化，是不切实际的，也是不符合国情的。因为用煤炭这种不可再生资源来替代另一种不可再生资源，不是真正意义上的能源替代。

每生产1吨煤制油，将消耗4吨煤炭，比如生产发热量10000大卡的石油，将消耗4吨5000大卡的煤炭，在转化过程中，能量消耗一半。当煤炭价格达到1000元/吨时，煤制油成本价将达10000元/吨，折算成原油价格将在120美元/桶左右。而且新上一个产量为100万吨／年的煤制油项目，还要投资100亿元人民币。因此，发展煤制油从经济效益上看并不划算。

此外，由于煤制油项目需要大量的水资源，这对于缺水的我国北方地区是一个不小的打击。数据显示，按照目前的直接液化工艺，每生产1吨成品油，除消耗4吨煤炭外，还要消耗10至12吨水。而现阶段我国水资源相对贫乏，主要产煤区山西、陕西、内蒙古均是缺水较为严重的地区。若在这些地区发展煤制油项目，水资源能否有保障是最大问题。

从表面上来看，在谈到石油紧张、国家能源战略时，大都认为我们应尽快发展替代能源，但替代能源肯定不是煤制油这一种方式，这一条路可走。煤制油的巨大投资到底能不能找到市场，结果可能并非想象的那样乐观。目前成品油市场几乎处于垄断状态，而成品油最终必须通过两大巨头的销售渠道进入市场，这也是煤变油企业必须考虑的问题。因此，发展煤制油并不是一个好的选择，我们宁可让其作为一种战略储备，而没有必要进行大规模商业运营和生产。

三、煤制“三烃”优于煤制油

2010年9月22日，在2010陕西省能源化工装备产业发展论坛暨招商引资项目推介会上，中国工程院院士、清华大学化工科学与技术研究院院长金涌表示：“如果从低碳经济发展要求和煤的能量转化率考虑，煤制成汽柴油后，再用作汽车燃料，煤炭利用率和能量转化率较低，不利于低碳经济发展。”

就目前我国常见的煤的几种利用方式而言，煤的能量转化率由低到高依次为：煤制油，能量转化率仅为24.8%～26%；煤制甲醇再生产二甲醚，能量转化率为37.9%；煤发电，能量转化率约40%；煤制甲醇，能量转化率为41.5%；煤制天然气约50%～53%，煤制氢气最高，可以达到75%～80%。但由于煤制氢气目前尚处于论证及建设试范装置阶段，尚存争议并有一些技术性难题没有攻克，因而并未形成规模，对碳减排工作影响不大。而煤制甲醇、二甲醚和

煤炭发电规模较大，煤制油发展势头迅猛，这些领域将对我国今后的碳减排工作产生重大影响。因此，对这些领域的资源利用率、能量转化率以及对环境的影响应成为关注和探讨的重点。

目前国内煤制油主要有煤直接液化和间接制油两种工艺，且生产的均是质量不高的汽柴油。如果把这些油品用作汽车燃料，扣除热能转换为动能的能量损耗，则煤的总体能量转化率不足15%，是目前效率最低的煤炭利用模式。但如果用煤发电，由于目前我国已经研发并成功投用了100万千瓦超临界大功率发电机组，其煤炭能量转化率可达43%。如果用这类大机组发电再驱动电动车，那么，煤的能量转化率可达43%×93%=40%，是煤制油的3倍多。显而易见，单从。煤制油的能源利用率不仅低下，而且，每生产一吨油品，就要排放3.5吨二氧化碳（煤直接制油，间接法更多）。建议对于煤制油，应该做好技术攻关、工艺参数与指标的完善，在示范工程取得成功后将其成熟技术做为国家级战略储备，而非急于实施工业化生产。

煤制油的能量转化率及资源利用率，甚至不如传统的煤制合成氨和兰炭。采用陕西煤业化工集团自主开发的煤炭分级利用技术，再将煤炭中的高热值固定炭干馏成优质兰炭的同时，将煤炭中轻质组分及易挥发部分，转化成焦炉煤气，再对焦炉煤气进行净化提纯，然后生产合成氨及甲醇等化工产品。同时，将煤干馏过程产生的煤焦油加氢处理后精制成汽柴油，通过对煤的分级利用，可使煤的转化率提高到70%以上。不仅经济效益好，而且减少了二氧化碳排放，有利于低碳经济的发展。

第五章 2010年中国煤制甲醇市场运行状况

分析

第一节 2010年中国煤制甲醇市场发展动态分析

一、亚洲甲醇供应紧张短期难缓解

重复发生的生产问题导致亚洲甲醇市场最近一段时间供应紧张，这种紧张局面目前看来至少将维持到5月份，此后，新增供应将缓解市场紧张局面。

当前亚洲地区很多国家的甲醇生产出现了问题，包括伊朗、马来西亚、印度尼西亚和中国，这是导致亚洲甲醇市场供应紧张的主要原因。其中，中国多数甲醇装置运行中断是受到煤、天然气原料2014年产量将接近5400万吨。

二、2010年我国甲醇供需平衡分析

今年以来，国外甲醇大幅涌入我国。2010年一季度进口165万吨，同比增长了15倍，进

口价格平均181美元/吨，同比下降59%，造成我国甲醇行业整体亏损，企业大幅减产、停产，一季度国内生产207万吨，同比下降25.8%，同时由于国内处于传统淡季，需求不旺，一季度甲醇供应过剩，社会库存大幅增加，国内价格受低价进口价格的影响，也大幅下跌，比2008年四季度下降了22%。

二季度，受国家拉动内需政策的影响，我国下游需求好转，主要下游甲醛、二甲醚开工率增加，国内生产出现好转，同时为了社会稳定，当地政府促使企业尽快开工，二季度生产甲醇286万吨，同比增长4.4%，然而国外低价进口甲醇继续疯狂涌入我国，进口甲醇175.7万吨，比一季度增长6.6%，其中5月份单月进口高达66万吨，二季度平均进口价格212美元/吨，因此造成国内价格涨不上来，社会库存继续增加。

三季度，受甲醇反倾销立案的影响，进口甲醇大幅下降，三季度进口甲醇105万吨，环比下降40%，进口价格237美元/吨，比一季度增长31%，国内生产逐步提高，三季度生产甲醇305万吨，比一季度增长47%，国内价格有所好转，三季度甲醇平均价格1847元/吨，比一季度上涨8.3%，但由于社会库存处于高位，开始不断释放，供应过剩抑制了甲醇价格的快速上涨。

四季度，进口甲醇下降趋势减缓并趋于稳定，国内生产继续好转，10月份国内生产甲醇117万吨，创历史新高。近期国内燃气需求旺盛，带动了国内二甲醚的需求，因此四季度国内甲醇需求继续保持增长势头，然而随着国内新装置的投产、社会库存的释放以及部分企业的开工，国内供给将有更大增加，市场供应过剩局面很难改观，因此四季度将继续保持国内供应增加及价格相对稳定的局面。

总之，2010年中国甲醇供应由于进口过多，造成国内整体供应增长超过需求增长。同时进口价格过低，造成国内价格混乱，严重扰乱了我国甲醇市场的健康发展。

三、2010年我国甲醇市场发展分析

业开工明显上升。然而国内甲醇产能过剩明显，也给市场快速恢复带来压力。面对我国甲醇产业面临的压力，国家也出台了一些利好政策，对我国甲醇健康发展将起到促进作用。

一、2010年我国甲醇生产呈现由弱转好态势

2010年我国甲醇产量1100万吨，同比减少1.6%。一季度我国甲醇产量较同期减少25.8%，全国甲醇企业大面积减产停产，整体开工率仅有30%；进入二季度情况稍有好转，产量同比增长4.4%；上半年我国甲醇产量同比仍然减少10.8%，上半年全国甲醇企业开工率仅40%；三季度我国甲醇生产继续向好发展，企业开工率有了明显提高310万吨左右。

图表 2008年、2010年全国甲醇产量对比（单位：万吨）

一季度 二季度 三季度 四季度 全年 2008 2010 279 207 -25.8 86 74 200 205 4.4 357 310 1.7 2316.1 1126 1108 同比%

-1.6 二、大量低价进口甲醇要有节有度

2008年我国进口甲醇143万吨，同比增长69.7%。主要来自中东地区、东南亚及Methanex公司。其中进口前五个国家分别为沙特居首，占29.9%，其次为伊朗占19.4%，阿曼占13.9%，印度尼西亚占9.7%，马来西亚占7.7%。Methanex智利公司占3.0%，新西兰公司占8%。

进入2010年国外甲醇首先表现在量上的猛增，1-8月累计进口量414.5万吨，同比增加412%。从单月进口看，5月份一个月就进口66万吨，这是以前没有的，进口趋势愈演愈烈，有点大举进攻甲醇市场的稳定对稳定整个世界甲醇起到重要作用。

图表 2008年、2010年1-8月我国甲醇进口量对比（单位：万吨） 年 月 一 月 二 月 三 月 四 月 五 月 六 月 七 月 八 月 合 计 2008年 1.9 2 7 13.1 11.9 16.1 18.1 10.8 80.9 2010年 40.3 59.1 65.3 59.9 66 49.8 46.3 27.8 414.5 同比% 2021 2855 833 357 455 209 156 157.4 412.4 三、我国甲醇产能的快速增长，造成产能过剩加剧

据统计，2008年我国甲醇表观消费1233万吨，产量1126万吨，而2008年末产能2338万吨，产能过剩超过千万吨，过剩率达到47.3%。进入2010年我国甲醇又将新增产能767万吨，有21套甲醇装置投产。其中西北地区200万吨，占26.1%；华北地区320万吨，占41.7%；西南地区50万吨，占6.5%；华东地区142万吨，占18.5%；东北地区55万吨，占7.2%。2010年我国表观消费大约在1600万吨左右，而产能达到3100万吨，我国甲醇甲醇产能将有一半产能过剩。

四、生产和消费地域的背离给我国甲醇产业健康发展带来威胁

2008年我国甲醇消费中，其中华北地区消费占11.1%；东北地区消费占7.1%，华东地区消费占48.7%；华中地区消费占10.4%；华南地区消费占14.4%；西南地区占4.2%；西北地区消费占4.1%。其中华东和华南两地区占了我国消费的60%以上。

预计2011-2014年我国新增产能4285万吨，其中有70%以上的在西北和内蒙地区。向资源地集中将成为我国甲醇产能布局的主导趋势。内蒙古、河南、山西、陕西等地凭借资源优势，将成为甲醇生产企业最为青睐的地区。

这种消费与生产背离布局，不仅给当地运输带环境带来压力，消费过于集中在沿海地

区不但给国内企业带来运输成本压力，同时也会成为世界各国的倾销地，导致市场的不稳定，给甲醇行业的健康发展带来不稳定。

五、国家相继出台相关利好政策，推动甲醇行业健康发展

的经济发展和子孙后代造福。我们的发展不能不顾自然、不计代价、不问未来。 2、充分把握资源、环境的承载能力

资源、环境生态的承载能力是煤化工发展的基础条件。发展大型煤化工是一个庞大的系统工程。煤化工的发展对煤炭资源、水资源、生态、环境、技术、资金和社会配套条件要求很高。为从源头上把握可持续发展战略，应按规定进行环境评价，集中力量评估发展

过程中资源、环境的承载能力并研究对策、发展战略。要充分重视发展煤化工所付出的环境代价。要确认发展是建立在不破坏生态环境、不浪费资源的条件下，资源、生态环境有足够的承载能力。

水资源是煤化工发展的重要制约因素。煤化工是高耗水产业，如生产1吨煤制油需十几吨水，生产1吨煤制甲醇约需5吨水。水资源必须切实落实，并留有余地，否则后患无穷。要坚持以水定发展，量水而行。能够提供多少水，就发展多少化工产品。国家黄河水利委员会早于2006年6月发出警言，黄河中游大建重化工业可能引发“争水大战”。发展煤化工必须充分采用先进的节水技术。

3、加速转变煤化工发展方式

传统的煤化工是以低技术含量和低附加值产品为主导的高能耗、高排放、高污染、低效益（“三高一低”）行业。这种以粗放为主的煤化工发展方式，对资源、环境付出的代价过大，已难以为继。我们应加速转变发展方式，着力推进现代煤化工的发展。

煤炭属低效、高污染能源。现代煤化工是指采用现代先进技术，对煤炭进行深加工的过程中，着重解决煤炭转化过程中高效、低污和经济三方面问题。发展煤化工要与时俱进地采用新技术。

现代煤化工与传统煤化工的主要区别在于洁净煤技术、先进的煤转化技术以及节能、降耗、减排、治污、节水等新技术的集成应用，发展有竞争力的产品领域。

4、努力搞好区域协调，优化资源配置

不少产煤地区已把煤资源大体分完，各类企业纷纷进入煤化工领域“逢煤必化”。在同一地区（各种开发区、煤化工基地）内往往有多个煤化工项目，企业结构、产品结构大体类同，产品市场取向亦相似。由于本地市场有限，基本上是资源在西部，市场在东部，

产品物料安全运输的要求很高。企业间各自为政，互不协调，争煤源、争水源、争运输、争市场、争配套现象严重。为此，需经有关部门进行认真优化、协调和落实。要对区域的资源、生态、环境的承载能力和产品目标市场的容量做出综合平衡和评估，据此确定煤化工发展规模的取舍。

依托优势企业发展大型煤化工。大型煤化工的深加工，工艺流程长、技术含量高、过程复杂，是一个严密的系统工程。其技术和管理都有相当的难度，且投资大，具有一定的风险性。需要经过认真选比，依托素质好、综合实力强、有良好发展前景且社会依托条件较好的大型企业来承担。坚持以市场为基础的资源优化配置。把重要资源、紧缺资源向优势企业集中，促使生产要素向更有效的领域和企业转移。

第二节 2011-2014年中国煤化工市场发展预测分析

一、煤化工发展的关键：环保瓶颈的突破和政策支持

和的发展，暗合了发改委防止盲目发展的产业集中政策。

除了环境的压力外，物流和运输因素也是不可忽缺的，新型煤化工产品的市场大多在东部经济发达地区，而拥有丰富煤炭资源的地区大多地处西部。这些煤化工项目产能全部释放后，运力将成为一大问题，如果全部采用汽车运输的方式，将会由于成本上升而失去竞争力。

根据国家《煤化工产业中长期发展规划（征求意见稿）》，到2020年全国将形成黄河中下游、蒙东、黑东、苏鲁豫皖、中原、云贵和新疆七大煤化工产业区，而煤制油、煤制烯烃、煤制造甲醇、二甲醚将分别达到3000万吨、800万吨、6600万吨和2000万吨。

图表 我国煤化工发展规划（万吨）

二、煤化工发展需要创新思维

新技术、新设备、新材料的研发突破及应用使煤化工发展得到了强有力支撑，与此同时，剧烈震荡的油价和煤价也为煤化工产业，尤其是煤基能源替代品的发展增添了不确定因素。

量和产量要求，则以煤为原料制取就是合适的，反之则不合适。发展煤化工必然伴随的资源浪费和环境污染问题，也决定了该产业不能不受限制地发展。

与争议较大的煤制油相比，煤制合成天然气技术相对成熟，项目投资也相对较小。预计，未来20年我国天然气年消费量供应缺口巨大。由于发展LNG不仅受资源制约，还受成本、物流、投资、气价波动等因素的影响，我国在开发天然气资源及进口LNG的同时，也要利用丰富的煤炭资源积极发展煤制天然气产业。

煤制天然气与煤制甲醇、二甲醚、汽油、柴油相比，具有能源转化效率高、产品单一、流程短、投资少、经济效益好等突出优势。此外，煤制天然气便于输送，还可以与其他合成气产品实现联产，提高企业的综合效益。煤制天然气项目在一些煤炭资源丰富地区具有竞争力，尤其是在国家谨慎发展煤制油项目的情况下，可能成为煤化工产业新的投资热点。目前，化学工业第二设计院正在进行大唐国际公司40亿立方米/年煤制天然气项目的设计工作，预计2011年下半年建成投产，产出的天然气将通过长输管线供应北京市场。

考虑到煤化工与水资源的密切关联，应根据水资源的实际状况确定煤化工的装置规模。煤化工是高耗水行业，以合成油和合成甲醇为例，在合理采用节水技术与装备的前提

下，每吨合成油耗水在12～15吨之间，每吨甲醇耗水约5～6吨。然而许多项目单位由于不愿增加投资，放弃采用节水措施，使吨产品的耗水量大幅上升，吨甲醇的耗水甚至高达15吨左右。

我国煤炭资源与水资源呈逆向分布，这成为煤化工产业发展的主要障碍。通过调查，晋、陕、蒙、宁地区的煤炭资源占有量为国内已探明储量的 67%，水资源仅占全国总量的3.85%。目前正热火朝天建设的黄河中下游煤化工基地，就位于陕、蒙、宁三省交界的严重缺水地区，存在挤占农业和生态用水，危及环境安全的隐忧。从可持续发展的角度出发，各地规划煤化工项目应量水而行。

三、煤化工发展进程预期

􀂄 我国试验示范化运营，预计在2011 年后，随着国内技术的成熟，我国现代煤化工的大型产业化模式才能随之出现。

􀂄 目前国家对传统煤化工和新型煤化工中不同子行业的发展有着区别定位 􀂄 鼓励发展传统煤化工中煤制化肥等产品；

􀂄 稳步发展煤制油品、甲醇、二甲醚、烯烃等石油替代产品，其中煤炭液化尚处于示范阶段，应在取得成功后再推广；

􀂄 规范发展传统煤化工中电石、焦炭等高耗能产品。

􀂄 “十一五”期间，我国煤化工将继续利用先进的煤气化技术和装置来提升传统煤化工中煤制化肥的技术水平，同时，将先进的煤气化技术运用在新型煤化工领域，首先是甲醇与二甲醚产品链，其次是煤制烯烃产品链以及煤制油产品链。

图表 我国煤化工发展进程预期

第十二章 2011-2014年中国煤化工行业投

吨，相当于2.09—2.28亿吨甲醇，还不包括甲醇作为上述四种基础原料的其他消耗。因而，预计2020年，甲醇的市场需求量有望达到3亿吨左右，需求空间广阔。以上种种迹象说明，我国煤化工行业在未来几年具有很的吸引力，已经吸引了国内外大量资金的投入。

四、盈利水平分析

国煤化工甲醇项目具有很好的盈利能力，投资价值巨大。

五、融资方式分析

未来几年，我国煤化工企业主要将通过外部融资的方式进行项目的建设，主要以企业投资与合作的方式建立融资渠道，兼用自有资金，逐步建立完善煤炭资源勘查开发投融资体制，扩展融资渠道和融资方式，增加中央财政对煤炭资源地质勘探费投入，鼓励和支持商业性资源勘探。提高煤炭资源勘探程度，保障煤炭资源有效供给。

第四节 2011-2014年中国煤化工行业投资风险预警分析

煤化工分传统和新型两种，传统的涉及煤焦化、煤电石、煤合成氨（化肥）等领域，新型煤化工通常指煤制油、甲醇、二甲醚、烯烃四种。产品有:化肥,塑料,合成橡胶,合成纤维,炸药,染料,医药等多种重要化工原料,还是工业上获得芳香烃的一种重要途径。

煤化工经过多年发展，在目前的经济环境下面临很大的挑战： 1、石油价格的大幅度回落影响

我国目前的能源状态是“富煤少油缺气”。随着经济的快速增长对石油资源需求量不断上升，使的石油价格上升，从而催生了一批我国的煤化工企业。从2008年开始，受金融危机等因素的影响，世界经济开始放缓，对石油的需求量下降，从而使的油价大幅度下降。一般认为石油价格70元/桶是煤化工的亏损线，一旦石油价格低于70元/桶。油化工的价格上会优于煤化工。

从目前石油价格来看，油化工的优势远远高于煤化工。 2、煤炭行业发展的影响

我国的煤化工特别传统的煤化工产品主要是以肥煤和无烟煤为原料，就目前我国的煤炭结构来看，我国的肥煤和无烟煤占我国煤炭资源总量的15％左右。近几年，我国的钢铁、冶金和电力等行业的快速发展，对煤炭的需求量较大，使煤化工行业面临的原料压力较大。

从2007年下半年开始，煤炭价格大幅度上升，以秦皇岛的发热量超过5500大卡的山西优混为例，2008年1月末为570元/吨，5月初达到620元/吨，到7月份最高时已达到1000元/吨，12月初又回落到570元/吨。但570元/吨的煤炭价格仍比2007年平均价格高出100元/吨。

煤炭价格的上升使煤化工行业面临的成本压力较大。 3、国家政策的变化风险

中国是长期的且在短时间内不会改变。对煤化工产业的发展，国家依然采取鼓励政策，要求高效利用能源和资源，并作到减少排放。但是由于煤化工中可能会出现一些问题，相

关政府部门会对煤化工进行适当的政策调动。例如：2008年 9月4日，发改委通知规定，除已开工的神华集团及神华宁夏煤业集团与南非沙索协作的宁东煤间接接液化项目，一律停止其他煤制油项目。这一提高煤化工行业准入门槛的一纸禁令让许多待建项目陷入尴尬境地。2010年以来国家已经三次提到煤化工行业产能过剩的问题，2011-2014年抑制煤化工产能已成为重点。

4、资金压力较大

煤化工行业一般要求投资资金较大，对于一般企业来说，面临的资金压力较大。例如目前每1万吨煤制油项目的固定投资,约在1亿元左右。一条设计生产能力为108万吨的煤制油生产线,投资达到100亿元。

5、节能减排政策的影响

按照发展循环经济，建立和谐社会的要求，煤化工项目必须达到废弃物减量化、资源化和无害化标准。

在国家发改委确定的8个高耗能产业中，传统煤化工的电石、焦化位列其中；在石油化工行业确定的5大高耗能产业中，同样有焦化、电石以及合成氨。随着我国环保要求的不断提高和节能减排工作的推进，焦化、电石、合成氨等高耗能、高污染产业面临的压力越来越大。2004年以来，国家产业政策已经发生了改变，对电石、焦化产业的发展进行严格限制。在煤制油的行业中，二氧化碳的排放量较大，也面临着二氧化碳的排放等问题。