今年以来，随着一批示范项目获得“路条”，以煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇为代表的现代煤化工再次出现大干快上的局面，国内现代煤化工产品的规划产能更是已达天文数字。但同时，现代煤化工的诸条产业链也不同程度地遇到了问题，有的问题甚至难以解决。有的产业链发展势头很好，但潜在风险也在增加。年终岁尾，记者走访了一批业内专家，请他们就现代煤化工不同产业链所遇到的问题进行了梳理。

煤制气：管道是瓶颈

在内蒙召开的2013煤制天然气战略发展高层论坛上透露，目前发改委已对煤层气项目审批节奏持续提速，今年以来又有一批煤制气项目获得“路条”，成为获准项目最多的现代煤化工路径。

显然，煤制气的技术经济性已经得到国家层面的认可。

据了解，煤制气的主要工艺流程包括煤气化→粗煤气净化→甲烷化三大单元。其中，甲烷化工艺中的反应器和催化剂技术是整个工程的核心。德国鲁奇、英国戴维和丹麦托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技术。上世纪80年代中后期，中科院大连化物所自行设计的5000立方米/日煤制天然气甲烷化中试装置已在河南义马气化厂实现了长周期稳定运行，从而使煤制气项目不存在悬而未决的技术难题。

煤制气的成本也得到肯定。石油和化学工业规划院副院长白颐说，以新疆、内蒙古目前的煤炭价格计算，在当地建设煤制气项目，生产成本约1.2～1.5元（每立方米价，下同）。按照全线平均管输费1.2元计算，城市门站均价为2.4～2.7元。与西气东输二线相比，煤制气具有0.5元以上的优势。若与进口LNG相比，煤制气有2元以上的优势。后期如果天然气价格上调，则煤制气的价格优势会更加明显。

煤制天然气的市场前景同样被业内看好。

据权威机构预测，2015年，我国天然气需求量将达2600亿立方米，2020年将超过3200亿立方米。但届时国内天然气产量（含煤层气）分别将不超过1850亿立方米和2200亿立方米，供需缺口分别高达750亿立方米和1000亿立方米。业内人士认为，至少5～10年内，煤制气不会遭遇产能过剩困扰。

专家认为，虽然煤制气的二氧化碳排放强度很大，但通过煤分质利用、项目集中布局等手段，可以大大降低碳排放。

最大的软肋是运输。中科合成油公司高级工程师唐宏青等专家提醒说，煤制气集中在新疆、内蒙古等地建设，但上述地区距离天然气主要消费市场遥远。如果将制得的天然气压缩后再通过铁路或公路运至中东部地区，不仅会大幅增加项目投资，还要支付高昂的运费（液化天然气从新疆、内蒙古运往中东部地区，吨产品运费少则500～600元，多则上千元）。同时，无法保证天量天然气安全、顺利、快捷地运输销售。上述任何一种情况的发生，都将使项目原本拥有的成本优势荡然无存，经济效益与社会效益大打折扣，甚至毁了煤制气这个产业。

最现实的运输条件就是借助油气管道。但这就涉及管理权问题。

“目前中国天然气管网主要由中石油、中石化经营。如果生产出来的气不能入两大集团的网，你只能憋死。而要想顺利入网，煤制气企业就得在价格上做出让步，使盈利项目变得微利。”石油和化学工业规划院无机化工处处长李志坚这样表示。

据了解，大唐煤制气项目就因管输问题没有很好地落实推迟了投产期，使企业蒙受了巨大损失。

对此，唐宏青提出3点建议：一是国家层面要集中布局煤制气项目，且一个地区的规模至少应在100亿立方米以上，以便集中管输；二是在布局煤制气项目时，要同步规划管输工程，确保项目一投产即能通过管道方便、快捷、安全地输送到目标市场；三是综合考虑投资、运行与环保费用，煤制气项目最好以褐煤为原料，采用气流床气化和绝热甲烷化工艺，以及高镍催化剂。

而国内的油气管道使用问题，只能靠国家政策层面解决，现尚无良方。

煤制烯烃：市场有远忧

煤制烯烃（含外购甲醇制烯烃及煤制丙烯，下同），即MTO，显然是国家层面比较认可的第二个现代煤化工路径。粗略统计：到2015年，我国煤制烯烃总产能将达1450万吨。2017年底前，我国煤制烯烃总产能将达1950万吨。

根据中国石油经济技术研究院提供的数据，截至2012年底，我国乙烯总产能1709.5万吨。到2015年，新增乙烯产能将达1000万吨。如果届时所形成的1450万吨煤制烯烃产能中，有45%为乙烯产能，那么，到2015年，我国乙烯总产能将达3360万吨，远超《乙烯工业“十二五”规划》所确定的2700万吨产能目标。2017年，我国乙烯总产能将超过3600万吨，乙烯当量消费自给率将超过90%。

而据中国石化联合会的统计，截至2011年6月30日，全国在建、拟建的煤制烯烃项目多达39个，合计烯烃产能2800万吨。如果这些项目全部在2020年前实施，即便2015年以后，中国不再增加石脑油制乙烯产能，那么，2020年前后，我国乙烯当量消费自给率也将达到甚至超过100%，国内烯烃将供需平衡并略显过剩。

业内专家将煤制烯烃与石脑油乙烯路线进行了比较。由于我国石脑油货紧价扬，而西部地区煤价较低，导致煤制烯烃成本普遍较石脑油路线低800元/吨以上。但专家提醒，与中东低成本的石脑油制乙烯、乙烷制乙烯相比，中国的煤制烯烃并无优势可言；若与北美因产能过剩、价格持续下跌的天然气凝析液经管式裂解炉制烯烃相比，煤制烯烃还处于明显劣势。据国内掌握的数据，2017年前后，中东、北美各有1000万吨低成本石脑油制乙烯、乙烷制乙烯和NGL管式裂解炉制烯烃项目投产。一旦这些低成本乙烯及其衍生物大举进军中国市场，会重创成本居高不下的国内石脑油乙烯装置，还会对现在看来“钱”景光明的煤制烯烃项目带来冲击和影响。如果届时中东、北美地区也以十分廉价的页岩气或油田伴生气生产甲醇，再用甲醇生产烯烃，那么，中国煤制烯烃将彻底丧失竞争力。

还有专家提出，煤制烯烃技术路线并不是最优的。其生产基本流程是煤→合成气→甲醇→脱水→烯烃，即将煤这种大分子物质先打开变成小分子合成气后，又将小分子合成气转变成大分子的聚烯烃，能源转换效率仅42%～44%，远低于煤制天然气和煤制甲醇。

“即便在目前，煤制烯烃也面临重油催化热裂解制乙烯、碳四碳五综合利用制乙烯、煤等离子制乙炔再加氢转化为乙烯等众多技术路径的挑战。”中国工程院院士杨启业说。

煤制油：示范难推广

在已经确定的5个现代煤化工路径中，煤制油争议最大。

反对者认为，煤制油能耗高、水耗大、污染重、产品全生命周期能量转化效率低，项目的经济、技术、环保风险都较大。

“煤经不同方式转化后，可以获得石油化工所能生产的一切产品，但就能源转化效率来看，煤制油无疑是最低的。”中国工程院院士金涌对记者说。

他以国内目前已经工业化运行的煤转化装置的实际数据为例。1吨标准煤间接制油，可获得266千克柴油，燃烧后得到11.87吉焦热量。再将这些油品用于柴油车燃料，按目前柴油发动机能量转化效率30%计算，可获得3.56吉焦的轴机械功。而1吨标煤生产天然气，则可获得460立方米甲烷，燃烧后得到16.56吉焦热量。这些甲烷用作汽车燃料，可转换超过4.7吉焦的轴机械功；若1吨标煤生产甲醇，可获得698千克甲醇，燃烧可获得15.82吉焦热量，这些甲醇用作汽车燃料，按汽油发动机26%效率计算，可获得4.13吉焦轴机械功；如果用1吨标煤通过超超临界发电，可获得13.2吉焦电能，再按电机效率70%推算，可转换为9.24吉焦轴机械功。

“显而易见，如果目标产品是车用燃料，煤制油的能量转化效率和资源利用效率十分低下，不宜规模发展。”金涌表示。

支持者却认为，随着石油资源的减少，我国获取石油的难度和成本越来越高。如果不根据我国富煤贫油少气的资源禀赋特点，提前培育发展煤制油产业，一旦国际风云变化，比如马六甲海峡或霍尔木兹海峡因地缘政治或战争导致航运受阻，中国的能源安全将受到极大威胁。

“现实情况不是中国想不想发展煤制油，而是脆弱的石油保证能力迫使我们必须发展煤制油。”中科合成油股份公司高级工程师唐宏青这样表示。

他向记者介绍，神华108万吨/年煤直接液化装置，经过连续的技术攻关和工艺优化，现已实现长周期高负荷运行，去年下半年至今产生了较好的经济效益。与神华煤直接液化项目相比，煤间接制油的效果更好。目前，采用中科合成油股份公司F-T合成技术建设的神华18万吨、潞安16万吨、伊泰16万吨3个煤间接制油项目，均实现了长周期满负荷稳定运行，获得了良好经济效益。

“从油品质量看，煤间接液化获得的柴油，其十六烷值达65，高于国家标准（45），且不含硫、氮、磷以及重金属离子，能满足欧Ⅳ甚至欧Ⅴ油品质量要求。这样的油品不仅能直接用于车用燃料，还成为不少加油站增加油品十六烷值的首选调和油，是真正意义的高热值清洁燃料。”内蒙古伊泰煤制油有限公司董事长齐亚平表示。

也许正是综合考虑了业内对煤制油的不同意见，国家在批准煤制油示范项目方面非常谨慎，目前也只批准了神华集团、潞安集团的煤制油示范项目建设。

国家能源局总经济师李冶表示，从保证国家能源战略安全考虑，我国必须要有自己的煤制油工业化成套技术。但煤制油又属技术、资金、资源密集项目，尤其对水资源需求巨大，还伴有大量二氧化碳排放。其经济性也受到国内外石油价格及能源价格波动的影响。在这种情况下，国家对煤制油项目的审批十分慎重。现阶段，煤制油仍将以示范为主。

煤制乙二醇：风险自三方

五大现代煤化工路径中，争议最小的当属煤制乙二醇。

陕煤化集团副总经理尚建选表示，无论是煤经合成气一步法生产乙二醇还是二步法生产乙二醇，都是将煤这种大分子物质变成高附加值的小分子物质，技术路线合理、工艺流程短、整体能耗优于石油路线。加之国内乙二醇长期供不应求，因此，相比现代煤化工其他路径，煤制乙二醇的技术经济性最好，前景最为广阔。

有关统计数据似乎也印证了尚建选的看法：直到2012年，我国乙二醇表观消费量增至1160万吨，进口量达794万吨，但自给率仅31.3%。

为摆脱产不足需的困境，多年来，中国努力探索非石油路线乙二醇生产技术并取得可喜进展。

2009年12月，采用中科院福建物构所开发的“CO偶联生产乙二醇”技术建设的内蒙古通辽金煤化工有限公司20万吨/年煤制乙二醇项目，打通全流程并生产出合格乙二醇产品；2012年，天津大学与山东能源枣矿集团建成3000吨/年“CO合成草酸二甲酯-催化加氢制乙二醇”中试装置；2012年，上海华谊集团、华东理工大学、复旦大学共同建成“亚硝酸甲酯+CO→甲酸酯→草酸二甲酯→乙二醇”万吨级中试装置；2012年8月中旬，由华东理工大学、上海浦景化工技术有限公司、安徽淮化集团共同建设的1000吨/年“煤基合成气羰化耦联加氢制乙二醇”中试装置，通过了石化联合会组织的72小时现场考核……

记者了解到，随着煤基合成气制乙二醇关键技术的突破，全国迅速掀起煤制乙二醇建设热。截至2012年底，全国建成、在建、拟建的非石油路线乙二醇项目总产能高达948万吨。到2013年年底，国内非石油路线乙二醇产能将达175万吨。预计到2017年，中国乙二醇产能将达1250万吨，乙二醇自给率将达60%。

也就在此时，一批专家看到了煤制乙二醇的风险正在聚集。

西北大学化工学院院长马晓迅、华东理工大学教授房鼎业等专家分析，首先是技术风险。虽然建成投产的项目不少，但目前尚无一套装置通过商业化运行验证。也就是说，目前国内尚无一个先进、可靠、实用且经过工业化验证的技术供投资者采用。其次是产能过剩风险。虽然中国乃至亚洲乙二醇产能不足，但全球乙二醇产能过剩。据统计，“十二五”期间，中东、美国、亚洲（除中国）新增的乙二醇产能达780万吨。加上中国新增产能，到2015年，全球乙二醇产能将达3670万吨。而届时消费量仅2560万吨，产能过剩30%。而美国以天然气凝析液为原料新建的乙烯装置，其成本比中国的煤制乙二醇还低。一旦这些产品进入中国市场，无疑会对现在看来具有成本优势的煤制乙二醇形成冲击。还有是其他技术路径竞争的风险。据了解，煤等离子制乙炔技术现已建成5兆瓦规模，一旦更大规模的技术实现工业化，乙炔的成本将大幅下降，通过乙炔生产乙二醇就会对煤制乙二醇构成挑战。

煤制芳烃：“民意”是道关

作为五大现代煤化工路径之一，煤制芳烃因国内几个PX项目难以按期实施更加受到社会关注，其前景也普遍被业内看好。

首先，中国分别掌握了固定床、流化床甲苯甲醇制PX和甲醇直接制PX四项技术，且全部通过了中试或工业化运行验证，煤制芳烃的技术水平世界领先。

其次，煤制芳烃的成本优势比较明显。“万吨级试验装置生产1吨芳烃消耗甲醇不足3吨，百万吨级装置吨芳烃消耗甲醇有望降至2.5～2.8吨，同时生产液化气及氢气等高附加值产品。其中，副产的氢气返回甲醇装置后，可增产甲醇12%，从而使芳烃的综合成本大幅降低。届时，煤制芳烃不仅较石油路线具有显著的成本优势。即便与DMTO相比，也会因芳烃价格通常高于烯烃20%～30%，而原料甲醇消耗量与DMTO相当而更具优势。”流化床煤制芳烃课题组带头人之一、清华大学教授魏飞对记者说。

最后，市场前景较好。近年来，中国PX产能增长一直比较缓慢。据权威部门统计，截至2013年1月，国内PX产能仅896万吨，对外依存度达46%。2011年，国内不仅未新增PX产能，乌鲁木齐一套5.5万吨/年装置还因故关停，加之一些拟建或建成的PX装置因种种原因未能按计划投产，导致国内PX产不足需矛盾加剧。随着厦门、福州、大连、咸阳等PX项目因当地群众抗议而被迫搁浅。中国PX正遭遇后续项目断挡的危机，这为煤制芳烃的成长与发展提供了巨大的空间。至少，煤制芳烃在中短期内无产能过剩之虞。

业内专家认为，煤制芳烃无论技术、经济效益还是市场前景，都有良好的发展基础和潜力，但能否发展壮大，取决于能否加快技术的工业化推广应用、尽快建成数套几十万乃至上百万吨的工业化项目。而这些项目能否顺利实施，又面临老百姓谈化色变，频频拒绝化工项目落地等现实考验。因此，企业在规划煤制芳烃项目时，除了考虑项目的经济技术性外，还必须闯过“民意”这道关。