我国化石能源的资源禀赋特点是“富煤、缺油、少气”，2019年我国原油对外依存度已达72.6%，天然气对外依存度达到43%。在此背景下，不断推进现代煤化工技术进步和产业高质量发展，对于节约石油资源、保障国家能源安全具有重要意义。
  　　近20多年来，以煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油和煤制天然气为代表的我国现代煤化工产业加快发展，在关键技术研发应用、装备制造、项目示范、产业规模、“三废”处理与资源利用水平，以及基地化、园区化发展等各方面均取得显著成就，成为近年来我国能源化工领域产业发展进步的显著标志之一，也是全球能源行业发展进程中的一大“亮点”，引领着世界煤化工行业的发展走向。由于现代煤化工行业的自身特点，发展过程中也面临许多客观制约因素。以下结合国内现代煤化工产业的发展现状，提出一些看法与思考。

1 煤制烯烃：产能持续增长，盈利水平总体较好
   
  　　多年来，我国大型炼化一体化项目不断建成投产，但由于国内巨大的石化产品消费需求，乙烯、丙烯产品一直产不足需，2018年我国乙烯当量自给率约50%，丙烯当量自给率约77%。
  　　在这一背景下，由于我国甲醇制烯烃技术研发与应用快速突破，助推煤制烯烃得到快速发展。2010年5月，全球首套百万吨级煤制烯烃项目——神华包头180万吨/年煤制甲醇、60万吨/年甲醇制烯烃项目(DMTO)建成投产；之后，大唐多伦46万吨/年煤制烯烃（鲁奇MTP）、神华宁煤50万吨/年煤制烯烃(鲁奇MTP)、中天合创鄂尔多斯130万吨/年煤制烯烃（S-DMTO）等项目也陆续建成运行。截至2018年底，我国已建成投产煤制烯烃（包括甲醇制烯烃）项目28个，总产能1302万吨/年，占2018年我国烯烃（乙烯+丙烯）表观消费量（5920万吨）的22%。此外，还有约30多个在建、拟建项目，总产能在3500万吨/年左右。基于我国石化行业对乙烯、丙烯消费的巨大需求，预计未来我国的烯烃消费结构中，煤制烯烃占比将会进一步增加。
    煤制烯烃包括煤制甲醇和甲醇制烯烃两个生产环节，其中甲醇制烯烃是近十几年来发展起来的新技术，主要包括两种：一种是将甲醇转化为乙烯和丙烯的MTO技术，另一种是将甲醇转化成丙烯的MTP技术。经过多年的发展，目前我国的煤制烯烃技术已经完全成熟，并得到大规模工业化推广应用。煤制烯烃的主要产品是乙烯和丙烯，然后再通过聚合工艺生产聚乙烯和聚丙烯。目前我国聚乙烯和聚丙烯行业普遍存在通用料产能充足，而高中档产品尤其是高端产品进口依存度大的问题。近几年，中东地区聚乙烯和聚丙烯产能集中释放，中东、日韩供应商不断加大对我国的出口力度，加之国内新建大型炼化一体化项目纷纷建成投产，使得聚烯烃产品市场竞争持续加剧，甚至接近“白热化”程度。我国西北地区的煤制烯烃项目多以聚乙烯、聚丙烯为终端产品，需要通过公路、铁路输送到华东消费市场；而华东地区外购甲醇制烯烃项目大多选择乙二醇、环氧乙（丙）烷、乙烯-醋酸乙烯共聚物（EVA）、丙烯腈等产品结构，产品主要供本地及周边市场消化。
　　  煤制烯烃具有原料（坑口煤）成本优势，其经济性承受低油价的能力较强，加之烯烃产品市场空间大，因此煤制烯烃普遍盈利水平较好。煤制烯烃产品价格随原油价格变化而变化，油价越高，烯烃价格越高。经测算，煤制烯烃在油价30美元/桶下有现金流，40美元/桶能够实现盈利，在油价50美元/桶时能够实现较好盈利；在65～75美元/桶油价下，煤制烯烃成本与石脑油制烯烃成本相当，具有较高盈利水平。但对于沿海地区采用的外购甲醇制烯烃，约在50美元/桶油价下方能实现盈利，其经济性受外采甲醇价格变化的影响较大，承受低油价的能力较弱。尤其是甲醇制丙烯由于甲醇市场价格持续高位，生产成本偏高，盈利水平不如煤制丙烯、油制丙烯以及丙烷脱氢制丙烯。
  　　近年来，我国煤制烯烃产能持续快速增长，一方面是对石油化工产品的有益补充，另一方面也对石油烯烃市场带来越来越大的冲击，加剧与石油烯烃的竞争，这种竞争关系将在“十四五”期间表现得更为明显。为此需要充分发挥石油化工与煤化工的各自优势，根据市场变化加快产品结构调整，大力开发高性能、高附加值化工产品，实现产品功能差异化、性能高端化。

2 煤制乙二醇：产能过剩趋势显现，项目投资须谨慎
   
    乙二醇主要用于生产聚酯（PET)、防冻液以及粘合剂等，其中聚酯行业消费占乙二醇总消费量的90%以上。聚酯产品主要包括聚酯纤维（涤纶）和非纤聚酯。聚酯纤维分长丝和短纤，非纤聚酯包括聚酯薄膜、瓶用聚酯和工程塑料等。由于我国聚酯行业的快速发展，带动上游乙二醇消费需求逐年增长。但由于石油基乙二醇产能有限，煤制乙二醇成为通过新建项目填补市场缺口的主要途径。
  　　工业上传统合成乙二醇的主要方法是先经石油化工路线生产乙烯，再采用乙烯氧化生产环氧乙烷，最后经过环氧乙烷水合反应得到乙二醇。我国煤制乙二醇企业采用煤制合成气经草酸酯加氢合成乙二醇工艺。2010年以来，随着通辽金煤、新疆天业、中石化湖北化肥、河南永金和阳煤寿阳化工等多套装置的建成运行，截至2018年底，我国已建成投运煤制乙二醇项目20个，合计产能438万吨/年；在建项目17个，合计产能725万吨/年；另外还有拟建项目30多个，总产能超过2000万吨/年。
　　  2018年我国乙二醇总产能达到1063万吨/年，其中石油乙烯路线产能603万吨/年，占比56.7%；煤制乙二醇路线产能约438万吨/年，占比接近41.2%。2018年我国乙二醇产量约680万吨，表观消费量1633万吨，进口954万吨，自给率仅有42%。尽管目前我国煤制乙二醇市场缺口较大，但如果现有在建项目（总产能725万吨/年）如期建成，市场缺口将很快被填补，另外还有拟建30多个项目约2000万吨/年的产能。总体判断，目前我国煤制乙二醇规划项目数量过多，产能过剩趋势显现，新项目需要放缓投资步伐、谨慎投资。
  　　我国煤制乙二醇的核心技术主要来源于中科院福州物构所、日本宇部兴产株式会社与高化学、上海华谊集团、湖北省化学研究院、天津大学和华东理工大学等多家单位。前些年由于我国煤制乙二醇紫外透光度指标不过关，无法在聚酯纤维领域得到应用，导致装置建成后开工率低（50%～60%）。近几年通过多家科研院所和生产企业持续攻关，煤制乙二醇产品质量已经得到聚酯化纤行业的逐步认可，有望逐步在聚酯化纤行业得到应用。
  　　草酸酯工艺路线生产乙二醇从最终消耗的反应原料上来说仍是合成气制乙二醇，不过需要对合成气中的CO和H₂通过变压吸附进行分离后分别单独参加反应。合成气除来自煤制合成气外，还可以从焦炉煤气、电石尾气和钢厂尾气等工业尾气获取，这样无需新建气化炉，仅需对工业尾气进行净化、变换和脱碳等处理即可获得较低成本的原料CO和H₂，从而降低装置投资。例如新疆天业集团采用宇部和高化学合成气制乙二醇技术，目前拥有25万吨/年乙二醇产能，其中一期5万吨/年装置全部使用电石炉尾气作原料，二期20万吨/年装置采用电石炉尾气+煤作原料，产品已实现稳定生产聚酯级产品。

3 煤制油：受低油价和油品消费税制约，生产经营压力大
 
　　  2011年1月，我国首套百万吨级煤制油项目——神华鄂尔多斯108万吨/年煤直接液化项目建成投产，随后又建成兖矿榆林100万吨/年间接液化、神华宁煤宁东400万吨/年间接液化项目。截至目前，我国建成运行煤制油项目共12个（含煤油共炼和煤焦油加氢），合计产能1138万吨/年；在建项目6个，合计产能710万吨/年；拟建项目4个，总产能1200万吨/年。可以看出，目前建成煤制油产能仅相当于1座千万吨级炼厂的原油加工能力，加上在建、拟建项目，总产能为3048万吨/年，仅占2019年我国成品油表观消费量（3.1亿吨）的9.8%。
  　　煤制油项目的经济性与原油价格密切关联，盈亏平衡点的原油价格约在70美元/桶。当原油价格在70美元/桶以下时，煤制油项目很难实现盈利。2020年3月6日，由于OPEC+原油减产谈判破裂，加之新冠疫情影响，国际原油价格暴跌，3月16日布伦特原油价格跌破30美元/桶，3月22日甚至跌至19.84美元/桶，对全球原油市场、成品油市场造成巨大冲击。如果低油价持续，煤制油企业面临的打击是不言而喻的。
  　　此外，油品消费税也是影响煤制油效益的关键因素。多年来，煤制油的消费税执行与石油基油品相同的政策（汽油、石脑油税率1.52元/升，柴油、航煤税率1.2元/升），消费税额占煤制油品售价的约25%～30%，使得煤制油成本居高难下。因此，降低或减免煤制油消费税是行业普遍关注的问题。
  　　在此严峻形势下，建议煤制油企业从3个方面采取措施：第一，有效应对低油价的冲击，进一步做好现有投产煤制油项目升级示范，在技术改进、节能降耗、安全环保、装置稳定运行等方面深度优化，不断降低生产成本，提升装置运营水平；第二，虽然我国成品油消费增速放缓，柴油消费需求疲弱，汽油消费也即将趋于饱和，但航煤消费潜力大，因此煤制油应发挥工艺技术优势，多产超清洁汽油、高密度航空煤油、军用柴油等市场紧俏产品；第三，对于间接液化煤制油，应做好低温费托合成油生产高附加值产品工业示范，优化产品结构，更多生产超清洁汽油、石脑油及高品质石蜡、溶剂油、α-烯烃和高档润滑油等产品。

4 煤制天然气：加快甲烷化技术国产化，提升技术经济性
    
  　　煤炭和天然气都是一次能源，煤制天然气仅是两种能源形式的转换。发展煤制天然气主要基于我国对天然气的消费需求持续增长，而新疆、内蒙等富煤地区具备煤制天然气的资源优势，可以通过发展煤制天然气解决偏远地区长途铁路运输煤炭运力不足的问题，实现煤炭资源的大规模、清洁化利用。
  　　煤制天然气在我国已发展多年，但由于生产成本、管道运输、天然气定价体系等多方面的原因，并未得到大规模的发展。截至目前，我国建成投运的煤制天然气项目仅有4个，包括大唐克旗一期、新疆庆华伊犁一期、内蒙古汇能鄂尔多斯一期项目以及新疆新天伊项目，合计产能51.05亿m³/年，仅占2018年我国天然气产量(1610亿m³)的3.17%、天然气消费量(2803亿m³)的1.82%。目前在建项目6个，合计产能约203亿m³/年；拟建项目约25个，合计产能1078亿m³/年。由此可见，我国煤制天然气虽然规划项目很多，但体量很小，进入实质性建设阶段的项目并不多，其发展势头已经明显降温。
　　  甲烷化催化剂及工艺是煤制天然气的核心技术，目前我国煤制天然气项目大多采用丹麦托普索（Topsoe）、英国戴维公司（DAVY）及德国鲁奇公司（Lurgi）的技术。国内西南化工研究院、大连化物所、大唐国际化工研究院、北京华福工程、中石化南化研究院和惠生工程等多家单位也都开发了甲烷化技术，但尚未在国内煤制天然气项目中得到应用，成为煤制天然气核心技术完全实现国产化的短板，需要进一步加大研发力度，加快具有自主产权甲烷化技术在煤制天然气项目中的应用。实际上，目前国内甲烷化技术并非不成熟，有多家单位如上海华西化工科技有限公司、西南化工研究院和西北化工研究院等研发的甲烷化技术，已经成功应用于焦炉气(主要成分是合成气)制天然气项目中，只是产能规模较小。传统合成氨工艺中，也采用甲烷化技术作为净化合成气的末尾手段来除去微量的CO和CO₂。因此，实现煤制天然气中甲烷化技术的国产化具有良好基础。
　　  最近几年，我国煤制天然气发展步伐放缓。究其原因，主要有4个：一是煤制天然气生产成本偏高，经济性不佳；二是输气管道一次性投资大，煤制天然气企业一般无力单独承担，从而制约产品外输；三是我国加大天然气价格体系改革，存量气和增量气价格并轨，天然气基础门站价格下调，非常规气交易价格完全放开，煤制天然气失去自主定价权；四是从全球市场看，油气供给总体上宽松，已经从卖方市场转变为买方市场。诸多因素的综合叠加，为前些年蜂拥而上的煤制天然气项目注入了“镇静剂”。如今低油价来袭，进口天然气和进口LNG也越来越多，我国煤制天然气发展现状令人深思，发展前景需要重新审视。