煤化工行業技術、經濟可行性分析

     2005年之前，中國煤化工主要集中在煤制電石、煤焦化、煤合成氨和煤制甲醇，統稱為傳統煤化工。“十一五”開始，國家大力發展現代煤化工項目，主要包括煤制油、煤制乙二醇、煤制二甲醚、煤制天然氣和煤制烯烴共計五類。

煤化工技術路線及分類

     一、煤制二甲醚項目

     （1）產能過剩，市場低迷。我國二甲醚生產能力已經超1000萬噸/年左右，受需求增長緩慢和提價困難影響，2010年二甲醚產量和消費量僅250萬噸左右，行業整體開工率不足30%。二甲醚產業仍然缺乏微觀配套政策技術平臺支持、產能過剩、用途單一等一系列問題，產業發展依然面臨眾多挑戰。

     （2）城鎮燃氣二甲醚標準出臺。《城鎮燃氣二甲醚國家標準》，2010年9月，經國家質檢總局、國家標準化管理委員會批準，已于2011年7月1日正式實施。國家標準的出臺將使二甲醚作為城鎮燃氣在全國范圍內推廣應用有了可依循的標準和合法身份。盡管標準的出臺說明二甲醚以應用于城市燃氣，但該標準只是中間標準，而不是最終產品標準（標準要求城鎮燃氣用二甲醚質量分數≥99.0%即要求純燒，而且專瓶專用。

     （3）二甲醚推廣中存在一系列問題。在二甲醚實際推廣過程中，還受到燃燒穩定性、混配氣標準、瓶閥、鋼瓶標準以及儲運等國家標準缺失、物流運輸限制、生產成本等多方面的綜合影響。2008年3月，國家質量監督總局質檢特函（2008）17號文明確禁止在液化氣鋼瓶中摻入二甲醚。

     二、煤制油項目

     （1）間接液化示范裝置商業化運行。伊泰16萬噸煤間接液化項目2010年基本滿負荷運行。2010年2月，內蒙古伊泰成品油銷售有限公司獲得商務部賦予的成品油批發經營資格。間接液化的優點是技術成熟可靠，具備產業化經驗，運行穩定，設備維修難度小，對原煤品質要求較低。缺點是物耗能耗明顯比直接液化高，平均5-6噸煤產出1噸油；投資也較大，每萬噸油建設投資需要上億元。

     （2）直接液化基本成功。神華煤直接液化裝置自2008年第一次投煤試車以來，開工率過70%；產品以柴油為主，大約占70%，另有20%的石腦油，還有液化石油氣等其他產品。截至2010年末，全套裝置的負荷率最大達到設計的80%-85%；煤轉化率達到設計的91%，產品收率達到57%。直接液化合成油的優點是收率較高，可達到60%以上；物耗較低，平均3-4噸煤能產出1噸油，電力消耗也較間接液化少30%左右；流程相對較短，投資相對較少。缺點是缺乏大規模工業化經驗；裝置運行穩定性不夠，磨損、結焦、腐蝕等問題尚未完全解決；對煤種的要求高。

資料來源：中企顧問網整理

     三、煤制烯烴

     （1）甲醇制烯烴技術主要類別。目標產品為乙烯、丙烯的MTO技術和目標產品為丙烯的MTP技術。美國環球油品公司UOP的MTO技術和MTO+OCP技術、魯奇MTP技術；國內DMTO技術、DMTO-Ⅱ、FMTP、SMTO等。

     （2）煤制烯烴示范項目已商業化試運行。神華包頭60萬噸DMTO裝置投產，實現了煤制烯烴的工業化；大唐多倫46萬噸MTP項目、神華寧煤52萬噸MTP項目基本建成，目前正在進行裝置調試。神華包頭項目總投資165億元，假設開工率80%，年產50萬噸烯烴、噸煤價格300元計算，聚烯烴綜合成本8074元/噸。目前聚乙烯、聚丙烯出廠價格均在1.1萬元左右，僅在2008年底和2009年初時出廠價低于煤制烯烴成本價格，對應當時的原油價格30-40美元/桶（或4600-4800元/噸）。當原油價格高于50美元/桶時，煤制烯烴具有明顯競爭優勢。

     （3）國內多家煤制烯烴項目進入實質性運作階段。目前，中煤能源、延長石油、陜煤化集團、中國石化、華能、國投、神華集團、中電投&道達爾等大型能源、化工企業均在進行煤制烯烴項目的前期工作，其中部分項目已進入實質性運作階段。

     （4）沿海進口甲醇制烯烴項目迅速起步。沿海地區企業依托臨港物流條件好、臨近消費市場的優勢，規劃一批外購甲醇制烯烴項目。目前，寧波禾元、大連大化福佳、浙江興興新能源科技、江蘇盛虹集團、正大能源化工等宣布了類似計劃。其中寧波禾元180萬噸甲醇制60萬噸烯烴項目已經得到銀行貸款支持，已經開工建設，并2011年10月已進入主體設備安裝階段。

     四、煤制天然氣

     （1）多套裝置獲發改委核準。截至2010年底，已獲得國家發改委正式核準的煤制天然氣項目有大唐內蒙古赤峰40億立方米/年、大唐遼寧阜新40億立方米/年和匯能內蒙古鄂爾多斯16億立方米/年，產能合計96億立方米/年。目前，國內煤制天然氣示范項目處于建設階段，其中大唐克旗40億立方米/年煤制天然氣項目一期工程已于2011年建成。

     （2）仍有眾多企業涉足煤制天然氣。2010年初以來，我國煤制天然氣政策有所收緊，但天然氣的需求前景和價格改革預期仍然在吸引著各路資金的進入。其中主力為神華、中海油、華能、華電、大唐、國電、中電投等大型能源央企，而新汶礦業、同煤、潞安、北京控股等地方國企也在積極推進。

     （3）成本合宜，未來五年有望放量。以年產40億立方米煤制天然氣為例進行成本估算。假設煤炭價格200元/噸，煤制天然氣的綜合成本在1.55元/立方米。西氣東輸直供工業的出廠基準價為1.19元/立方米，到沿海消費區的管輸平均價約1元/立方米。國內東中部地區的民用天然氣價格平均在2.0-2.5元/立方米之間，工業用天然氣價格在3元/立方米以上。

     五、煤制二甲醇

     （1）工業示范裝置尚未真正成功。2010年，通遼金煤針對20萬噸/年煤制乙二醇示范工程試車過程中暴露的問題，對產品方案進行優化調整為年產15萬噸乙二醇和10萬噸草酸。經過聯動試車，與2010年5月試產出合格的草酸產品。

     （2）多家技術爭相涌現。國內部分企業看好煤制乙二醇產業的前景，一方面采用丹化科技煤制乙二醇技術，建設大規模商業化煤制乙二醇項目；另一方面，與工程公司、科研機構合作攻關煤制乙二醇技術。如東華工程科技股份有限公司、五環科技股份有限公司、上海華誼集團、上海浦景化工技術有限公司、天津大學。

     （3）供需缺口大，生產成本合宜。2011年中國進口乙二醇727萬噸。在生產成本方面，國內煤制乙二醇低于中東地區乙烷生產法，高于石腦油法，但中東地區乙烷總量有限。假設噸褐煤價格300元計算，國內煤制乙二醇生產成本4450元/噸，而石腦油合成乙二醇成本在8400元/噸。從歷史情況來看，乙二醇價格僅在2008年底時低于煤制乙二醇的成本，當時原油價格30-40美元/桶。只要原油價格高于50美元/桶，煤制乙二醇具有明顯競爭優勢。