新型煤化工五路径：谁能走得更远
7月以来，国际原油价格暴跌20%。有机构研究认为，本轮油价下跌远未见底，后期仍有下跌空间。若参照煤炭及主要大宗商品近几年的跌幅，预计国际原油价格最低将探至70美元/桶，并将长期在70~90美元/桶波动。石油价格的大幅波动，必将引发煤化工与油气化工产品竞争力此消彼长，使刚刚起步的新型煤化工竞争力面临新的考验。那么，五大新型煤化工到底会遭遇怎样的挑战和考验?其前景如何?怎样才能实现稳健发展?
煤制烯烃：依然具有竞争力只怕油价跌跌不休
煤制烯烃堪称新型煤化工的典型代表。这不仅因为中国成功开发了代表当代先进水平的甲醇制烯烃、甲醇制烯烃二代技术，而且因为中国最早实现了甲醇制烯烃技术的工业化应用，于2010年5月28日建成投产了全球首套煤经甲醇制烯烃工业化示范装置—神华包头180万吨/年煤制甲醇、60万吨/年甲醇制烯烃项目，并很快实现了商业化运营，产生了良好的经济与社会效益。在示范项目成功刺激下，全国煤制烯烃项目建设提速。截至2014年9月30日，国内已经有9套甲醇制烯烃项目投产，合计烯烃产能436万吨/年。四季度还将有陕煤化蒲城清洁能源化工公司70万吨、联想控股山东神达化工公司37万吨、山东阳煤恒通化工公司30万吨、富德能源(常州)化工发展公司33万吨等四套合计170万吨/年甲醇制烯烃项目投产。到年底，国内煤经甲醇制烯烃(或甲醇制烯烃)总产能将达606万吨/年。
另据了解，全国在建和已经开始前期工作的甲醇制烯烃项目有29个，合计产能1300万吨;规划的甲醇制烯烃项目合计产能1500万吨。上述项目若全部按期投产，中国甲醇制烯烃产能将达3400万吨/年，与2013年中国乙烯+丙烯总和相当。
“煤制烯烃(或甲醇制烯烃)之所以被热捧，缘于投资者看好其前景。”陕煤化蒲城清洁能源化工有限公司副总经理姚继峰说。
一方面，煤制烯烃产品市场广阔。目前，国内乙烯当量自给率50%左右，对外依存度超过40%。虽然随着众多炼化一体化项目的建成投产，国内烯烃产能大幅提升，但随着经济社会的发展和人民生活水平的提高，国内乙烯需求量继续保持快速增长。加之中国是一个富煤贫油少气的国家，随着家庭轿车的普及和汽车拥有量的增加，国内成品油消费量大幅攀升。而目前国内绝大多数乙烯装置又以石脑油为原料，乙烯产能扩张与汽车争油的矛盾愈演愈烈，使得石油路线乙烯面临原料紧缺和成本不断抬高的双重制约，产能无法持续大幅扩张，从而为煤制烯烃留下了较大的发展空间。
另一方面，石油价格近几年持续高位运行，抬高了石油路线乙烯生产成本。而煤炭及甲醇价格的下行，又降低了煤制烯烃(或甲醇制烯烃)成本，此消彼长，煤制烯烃产品竞争力显著提升。
更为重要的是，乙烯被称为工业之母，烯烃的衍生品多达几十上百种，广泛应用于国民经济各个领域，这使得投资煤制烯烃项目的市场风险大为降低，相关企业尤其国有企业更乐意在该领域投资，以期取得良好的经济与社会效益。
延长石油集团总经理助理李大鹏赞同姚继峰的看法。他说，神华包头60万吨/年DMTO示范项目商业化运营以来的实践表明，与石油路线相比，西部地区煤制烯烃项目具有绝对的成本优势——当国际原油价格在100美元/桶左右波动、煤炭价格300元/吨时，DMTO装置吨烯烃完全成本不足7000元，而石油路线吨烯烃完全成全已高达9600元，煤制烯烃的成本优势显而易见。
“由于相比石油路线，煤制烯烃具有绝对的成本优势，后期，即便国内烯烃真的出现产能过剩，首先关停的也必然是石油路线乙烯装置。从这个层面讲，在现有的五大新型煤化工路径中，煤制烯烃前景最好、风险最小。”姚继峰乐观地表示。
但陕煤化集团党委书记华炜、陕煤化集团常务副总经理尤西蒂对此有不同看法。他们表示：后期石油价格的走势难以把握。一旦石油价格继续下跌，甚至跌破70美元/桶，而国内煤炭价格受综合生产成本高企支撑跌无可跌，甚至可能反弹。那么，煤制烯烃与石脑油制乙烯竞争力就会发生微妙变化，甚至出现逆转。因此，在没有对石油市场中长期走势做出准确判断前，不宜对煤制烯烃前景过分乐观，更不能一窝蜂上项目。尤其不能只拿高成本的石脑油制乙烯与煤制烯烃相比。因为中国经济已经融入全球经济，世界上除了石脑油裂解制乙烯副产丙烯外，还有中东廉价乙/丙烷制烯烃和北美天然气凝析液制烯烃等多种工艺路径，煤制烯烃有无竞争力还要面临上述两种工艺的挑战。
两位专家提醒：上马煤制烯烃项目必须通盘考虑国内外多种资源与工艺路径，慎重决策。由于目前国内在建拟建煤制烯烃规模已经很大，有过剩风险，建议已经完成前期工作的项目继续推进外，那些规划但未开始实施的煤制烯烃项目最好暂缓推进。对于那些已经建成和在建项目，则应尽快谋划烯烃下游产品，通过产品多元化、产业长链条，不断增加产品附加值和项目竞争力，防止后期陷入产能过剩泥潭无法自拔。
煤制气：技术成熟市场看好但环保关难过
如果说，业内对煤制烯烃的前景总体看好的话，对于煤制天然气的前景，看法则大相径庭。
中国化工学会理事贺永德是看好煤制气前景的专家代表。他看好煤制气有三大理由：
一是富煤地区建设煤制气项目具有成本优势。当煤炭价格在400～500元/吨时，煤制天然气的制造成本约1.8～1.9元/立方米，而进口气到达中国口岸价普遍超过2元/立方米，入管网价在2.48元/立方米以上，前者比后者拥有0.5元/立方米的成本优势。如果采用陕西榆林地区优质烟煤(平均发热量6000大卡/千克)作原料，生产1立方米天然气，原料煤+动力煤消耗仅2～2 .3千克。目前榆林地区煤炭售价仅300元/吨，折算煤制气原料成本不足0.7元/立方米，与进口管道天然气相比，优势扩大至1元/立方米以上;若与进口LNG相比，煤制气优势更扩大到1.5元/立方米以上。
二是无产能过剩之忧。中国是一个富煤贫油少气的国家，天然气资源量和产量都十分有限，而需求增长却异常迅猛。2000~2010年，中国天然气消费量年均增长16%;2005年~2013年，中国城市天然气消费量年均增长25.2%。据中国石油经济技术研究院预计：2014年，中国天然气需求量将达2061亿立方米，而国产天然气(常规天然气、煤层气、煤制气)产量预计为1325亿立方米，算上全年可能进口的600亿立方米天然气，总缺口仍达136亿立方米，比2013年放大1倍。
后期，随着居民天然气用量的进一步增加、各地煤改气工程的推进，以及政府为改善大气质量推动的天然气发电项目的增多，以及交通运输领域油改气范围的扩大，都将推动中国天然气消费量持续大幅增长。预计到2020年，国内天然气消费量将达3600亿立方米，20年内年均需求增长将保持10%以上，无产能过剩之忧。
第三，煤制气对改善城镇空气质量和节能减排效果明显。煤制气由于采用了现代化气化、净化、合成工艺，以及先进高效的脱硫、脱硝、除尘与废水处理技术，能大幅减少污染物排放。尤其我国煤制气项目大多布局于新疆、内蒙古等煤炭资源丰富、运输条件受限地区，通过煤制气项目将所得天然气通过管道输送到京津唐鲁及东部省份，即为上述地区提供了清洁能源、缓解了其环境压力。又相当于通过管道将本来难以输送的资源低成本地输送到全国各地，减少了运输过程的能源消耗和排放污染。
“有人担心加征碳税后会削减煤制气的竞争力。事实上，目前包括法国、加拿大在内的一些发达国家都取消了碳税。不少国家对加征碳税争议很大。在这种背景下，中国`十三五`期间能否如期加征碳税存在较大变数。即便真的加征碳税，按10元/吨CO2计算，1000立方米煤制气所缴碳税不过45元，与进口天然气相比，同样具有竞争力。”贺永德信心满满地对记者说。
但包括美国杜克大学教授杨启仁、国土资源部矿产资源评价中心主任张大伟等专家却不看好煤制气前景。
杨启仁表示，国内众多煤制气项目在进行前期论证时，大多以美国大平原煤制气项目为例描绘项目前景及上马的必要性。但事实上，大平原项目是个多输的结局------投产后10年累计亏损13亿美元。现在之所以有少许利润，主要得益于新股东在接手该厂时无须偿还95%以上的建厂费用，且实现了多元化经营。
据了解，2011年，美国国家能源科技实验室以大平原厂为参考，评估北达科州褐煤为原料生产天然气的经济可行性。结果发现：建设一个15亿立方米/年的煤制气工厂，总投资额高达42亿美元，合成气生产成本约21美元/百万英热单位。而近几年美国天然气价格始终在2.5~8美元/百万英热单位徘徊，最终认为煤制气无获利可能。