我国煤化工市场将重新开启
2012-10-10 07:22:12   来源： ()　   评论：0 点击：

　　日前，国内第一大炼油商中石化正式挂牌组建煤化工业务全资子公司长城能源化工有限公司，全面启动煤化工业务。

　　而就在不久之前，“煤老大”神华集团开了加油站，销售自家生产的煤制油。

　　两则看似不相关的新闻，却暗示着：我国煤化工市场将重新开启。

　　煤炭业的“黄金十年”已经终结，今年以来，一路下滑的煤炭经济让曾经风光无限的煤企苦不堪言。

　　目前来看，煤炭行业进入下行周期，产能过剩、结构失衡、企业盈利能力差等问题亟待解决，各煤企纷纷拓宽产业链条，大规模涉足煤化工项目，重启审批有助于煤企尽快脱困。

　　为了尽快解决煤炭企业产能过剩，缓解企业经营压力，由国家发改委、能源局编制的《煤炭深加工示范项目规划》以及《煤炭深加工产业发展政策》已经通过发改委主任办公会，预示着冰封近5年的煤化工政策将解冻。

　　据悉，潞安180万吨煤间接液化项目和同煤40亿立方米煤制天然气项目已相继获得国家发改委“路条”。此外，神华宁煤400万吨煤间接液化项目也获得国家发改委最终核准。在伊犁，包括庆华集团和新汶集团主导的两个煤制天然气项目业已开工建设，此前已经试点运转多年的伊泰集团煤制油项目也有望扩至200万吨/年的产能。

　　据了解，国家发改委要求的“十二五”期间核准建设大型煤化工项目一共有104个，按照各地上报的技术方案，如果全部在“十二五”期间建设，投资要超过2万亿元，其中新型煤化工项目投资额约7000亿元以上。

　　面对煤化工建设热潮，一些专家对此产生质疑。

　　“煤化工属‘两高一资’产业，尤其是耗水量较大，其发展必然受到水资源、生态环境保护、产业政策和技术等内外部条件制约。”中国社会科学院工业经济研究所能源经济研究室副研究员白玫博士接受媒体采访时指出：“重启煤化工项目时机是否成熟要看是否解决了资源、环境问题？是否破解了技术瓶颈？如果在水资源问题、环境问题和技术瓶颈没有得到解决和突破的前提下，仅从解决当前煤炭产能过剩的角度出发，重启煤化工项目并不合适。”

　　而邱希哲认为：“国家节能环保目标较大，相关部门压力不小，暂时恐难批量重启煤化工项目审批。”

　　中国能源研究会副理事长周大地认为，煤制油经过技术转化合成后，结构和纯度可达到与石油相同的标准，可直接作为燃料运用到生活中。然而，煤制油作为石油的替代物无论从技术上、经济上以及碳排化上均有难度。

　　在经济下行的形势下，煤炭行业持续低迷，煤炭库存量不断增加。迫使很多煤炭企业开始转型，开始对煤炭进行深加工，煤化工行业也红火起来。然而在不断扩张的同时，煤化工产品也开始呈下滑趋势。

　   “井喷之后的市场需求量却没有增加，煤化工产业特别是初级产品甲醇的供大于求局面已经非常严重。仅甲醇一项，在短短的3年内就从4000多元/吨跌至2000元/吨。”中国社会科学院世界经济与政治所研究员沈冀如介绍说。

　　以煤制油为例，其经济性一方面受制于成品油价格波动，另一方面还受困于煤炭原料的价格起伏。

　　对于煤制油项目，业内普遍的看法是，只有国际油价位于70~80美元/桶以上，项目才能获利。而煤价保持每吨在200~300元之间，才可以保证煤化工项目不亏损。

　　此前有部分专家认为，煤制油产业更多情况下只是国家示范工程，离商用还很远，因为技术、设备昂贵以及巨大的环境成本，使未来充满不确定性，所以煤制油只能是能源战略的备手，不宜作为能源发展的主流，煤化工产业化前景备受争议。

　　从上世纪50年代开始，南非沙索公司就开始煤制油尝试，目前已经形成世界最大的煤制油工厂，油品产量达760万吨/年，供应南非国内32%市场，化工品向90多个国家出口。

　　但在国内，已经投产的煤制油项目仅有神华、伊泰和潞安三家，总产能不到150万吨。可以说，国内煤制油技术的可靠性和投资经济性仍有待进一步验证。

　　“经济性不是很高，不会减少对石化品的依赖。从现有的技术来看，从煤到石油以及其他化学品的转化率很低。同等数量和质量的化学品所需要的煤的成本要高得多。”绿色和平气候与能源部主任孙庆伟博士介绍说。

　　“某些煤制油项目之所以经济效益较差，主要与煤价较贵、工艺选择不当有一定关系。例如，同样规模的煤制油项目，原料煤价格有的每吨1000元，有的每吨三四百元，催化剂和投资成本都相差20%~30%。此外，尾气利用、污水处理费用各不相同，导致不同项目的收益差距较大。”煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院副院长陈亚飞介绍说。

　　关于发展新型煤化工行业的质疑从未间断过，其中最大的质疑来自对生态环境的破坏，尤其是项目对水资源的消耗。

　　目前，中国主要煤炭产地的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。而这些基地中从煤炭开采、洗选、火力发电到煤化工的整个过程高度耗水，水资源条件不可避免地成为开发煤电基地的重要制约因素。

　　据了解，综合行业的平均水平来看，目前生产一吨煤制油的耗水量约为9吨，煤制烯烃约为20吨，煤制二甲醚约为12吨，煤制天然气(甲烷)耗水量为6吨，煤制乙二醇约为9吨。由此看来，煤化工的高耗水成为最大隐忧和软肋。

　　“煤化工项目多集中在内蒙古东部、宁夏、甘肃、陕北等干旱地区，这些企业都将水源盯住了黄河。预计要用掉1/4黄河水，这对西部地区的发展来说是非常可怕的。所以政府也要加以引导，看看是否能让这些项目移到南方多水的地方去。”沈冀如说。

　　“到2015年，西部煤电基地大规模开发每年将消耗至少近100亿立方米的水，这将加剧西部省区已经显现的缺水危机。”8月14日，国际环保组织绿色和平发布的报告《噬水之煤煤电基地开发与水资源研究》中说。

　　孙庆伟介绍说：“煤炭和相关产业在严重缺水的中国西部地区急剧、无序的扩张已经引发了一连串的水资源短缺、水污染严重、水生态环境恶化等危机。这种对水资源的灾难性影响，在国家的相关规划中很可能被严重低估了。如果不及时踩下刹车、做出合理调整，将损害西部社会经济环境可持续发展的长远利益。”

　　以内蒙古为例，因为煤资源产量高和煤种丰富，成为“十二五”煤电基地扩张的重点区域，内蒙古的水资源的供给矛盾尤其突出。由煤炭开发带来的河流断流、草原沙漠化加剧、湿地消失、牧民流离失所的各种生态悲剧正在不断发生和愈演愈烈。

　　白玫认为，在目前的技术水平下，煤化工的发展需“量水而行”。严格控制在缺水地区建设大型煤化工项目，鼓励采用节水型工艺，充分利用再生水、矿井水发展煤化工。