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1、煤化工行业整体发展分析与趋势预测国内是世界上最大的煤化工生产国,煤化工产品种类多、生产规模较大,煤制合成氨、甲醇、电石和焦炭的产量均居世界第一位，也是唯一大规模采用电石法路线生产聚氯乙烯的国家。但是在迅速发展的同步，煤化工行业普遍存在构造性产能过剩、产业构造较为落后、竞争力相对较差等问题。“十二五”时期，国内煤炭行业将不断调节产业构造和产品构造，煤气化、煤液化的大型化、清洁化以及多联产新型煤化工将成为将来煤化工新的发展方向。一、煤化工行业发展总体状况（一)行业规模持续扩大，市场影响力不断提高近年来，随着国内经济总量和化工产品市场的迅速扩大，以及国产化工产品在国际市场的影响力不断提高，国内煤化工
2、行业规模呈现持续迅速增长的势头。截至 年终,煤化工行业共有公司8 个，从业人员2.0 万人；总资产达到27411 亿元,同比增长.%；总负债1594.79 亿元，同比增长20.26%。其中,年煤化工行业资产和负债仍然迅速增长,但公司数量明显下降,这重要有两方面的因素。一方面,国家开展煤炭行业整顿工作,部分小规模公司(含煤化工公司)被裁减或被大型公司兼并；另一方面, 年开始,规模以上工业公司记录口径由主营业务收入500 万元以上提高到万元以上。(二)新增产能不断释放，重要产品产量增长较快 年，煤化工行业新增产能不断释放，尽管产能运用率整体不高,但重要产品产量同比仍然迅速增长，特别煤制焦炭、电石、
3、合成氨和甲醇生产规模均居世界第一。 年，国内焦炭、电石、合成氨、甲醇产量分别为4779.1 万、3.7 万、5069.0万、226.7 万吨，同比分别增长11.8%、22.3、0、363，占全球产量的比重分别为6%、90%、30%、0左右,是老式煤化工的典型代表产品;纯苯、冰醋酸产量分别为665.8万和29万吨，同比分别增长22.1%和10.8%。值得注意的是，以上重要煤化工产品中，仅冰醋酸产量增速较上年同期下降1.5 个百分点,这重要是受生产装置停产检修及下半年市场低迷影响。（三）原材料价格高位运营,重要产品价格明显上涨 年上半年，受国内通胀、国际原油及大宗商品价格不断走高影响,国内煤炭价格
4、持续上涨，刺激煤化工产品价格高位运营。进入下半年,受欧债危机影响，国际原油价格和大宗商品价格震荡回落,特别是到4季度,国内通胀形势明显缓和，国际煤价明显下降,国内煤炭价格纷纷回落，导致煤化工产品价格浮现明显下调。12 月，无烟煤、一般烟煤、煤炭及炼焦工业品出厂价格指数分别为11.1 点、107.8 点、10682点，均降至年内最低。总体来看,受炼焦煤、无烟煤、一般烟煤等价格高位运营,劳动力成本、能源和资本运营成本上涨等诸多不利因素影响， 年煤化工产品价格呈现上涨态势。其中，电石全年均价9 元吨，同比增长10.0%;甲醇全年均价2932 元/吨，同比增长13.%；液氨全年均价3223元/吨，同比
5、增长174%。（四）煤制烯烃、煤制油示范基本完毕，煤制天然气、乙二醇示范积极推动 年是国内新型煤化工产业示范的重要一年,煤制烯烃与煤制油的工业化示范基本完毕，煤制合成天然气和煤制乙二醇也处在积极推动过程中。煤制油年,国内煤制油示范装置获得成功,涉及神华鄂尔多斯直接液化示范装置，潞安、伊泰间接液化示范装置都已实现长周期稳定运营。神华直接液化项目 季度生产成品油.6 万吨,利润超亿元。潞安和伊泰间接液化项目煤制油产品供不应求。在此基本上,国内多种煤制油商业化项目进入前期试投产阶段。 年 月,由陕西将来能源化工有限公司投资的陕北能源化工基地榆横煤干净综合运用示范项目动工建设，项目一期建设00 万吨/
6、年煤间接液化制油工业示范装置。6 月，神华宁煤集团煤炭间接液化项目申请报告通过专家评估,采用国内拥有自主知识产权的煤炭间接液化技术，项目设计产能400 万吨/年油品,总投资550 亿元。此外,神华、伊泰、潞安和广汇等规划的煤制油商业化项目也在继续推动,重要位于内蒙古和新疆。总的来看,煤制油项目在技术和经济上都具有可行性,煤基柴油以其各自的特点，市场销售状况良好。国内对成品油消费的不断增长，以及特有的成品油定价机制,将保证煤制油产品的市场前景和利润空间。估计将来5 年国内将建成3 个商业规模的煤制油装置，形成千万吨级的煤制油产能。2.煤制天然气 年,国家发改委核准的4个煤制天然气项目已经进入全面
7、建设阶段，一期工程预计在 年先后投产。新疆是国内煤制天然气发展的重点区域,其最重要的天然气输送问题在年获得重大进展。年4 月，首条煤制天然气专输管线伊宁-霍尔果斯煤制气输气管道工程动工建设,将把新疆伊犁地区的煤制天然气接入西气东输管网。 年2 月,中石化在与华能、华电、国电、中电投、河南煤业、徐矿等九家公司签订煤制天然气外输管道工程气源合同,将建设新粤浙管道和新鲁管道,设计输气规模均为300亿立方米/年。除大规模的煤制天然气外，焦炉煤气制天然气成为焦炉煤气运用的另一重要方向。焦炉煤气制天然气项目属于环保治理项目，受到政策鼓励,因此项目审批比较容易。但受焦炉煤气供应量的限制，单个项目规模较小。估
8、计年,国内将建成2030 个焦炉煤气天然气项目，形成0亿立方米/年的焦炉煤气制天然气产能。在目前和将来国际油价总体上涨的形势下，相比常规天然气和进口天然气,煤制天然气具有明显的成本优势,将与常规天然气争夺市场空间。总体来看,将来煤制天然气的市场前景重要取决于其成本竞争力,以及与否具有便利的输送设施。3.煤制烯烃在技术相对成熟、产品市场前景较好的驱动下，煤制烯烃成为目前中国新型煤化工的重点投资方向。年，煤制烯烃在商业运营上初步获得成功。神华包头煤制烯烃项目进入商业化运营阶段，合计生产聚烯烃产品50 万吨,上半年实现利润8.7 亿元，全年利润估计超过15 亿元。除已经投产的神华包头项目、神华宁煤项
9、目和正在试车的大唐多伦项目外，国内已经正式动工建设或正在开展前期工作的煤（甲醇）制烯烃项目有近2个。中石化在煤制烯烃领域有一系列的布局。年10 月,中原石化甲醇制烯烃(MTO)示范装置试车成功。中石化参股的中天合创鄂尔多斯煤化工项目产品方案调节为36万吨/年甲醇制13 万吨年烯烃；此外,中石化另有3 个煤制烯烃项目处在前期工作中，分别位于河南鹤壁、安徽淮南和贵州毕节。合资项目方面， 年3 月，内蒙古自治区与道达尔和中国电力投资集团签订煤制烯烃项目战略合伙框架合同。根据合同,道达尔与中电投将加快合资项目的可行性研究,并开展其她前期工作。 年2 月，道达尔与中电投合资年产80 万吨煤制聚烯烃项目动
10、工奠基。此外,神华陶氏榆林循环经济煤炭综合运用项目也已提交项目申请报告。除煤制烯烃项目和外购甲醇项目外,在已有的煤制甲醇生产装置基本上，新建甲醇装置补充产能或外购一部分甲醇原料，开发MO 及下游项目，成为年中国煤(甲醇)制烯烃行业新的发展趋势。目前，中石化、中煤、神华、神华宁煤和联想等公司都在开发此类项目。这种方案有如下几方面的优势，一方面可以解决产能过剩形势下甲醇装置的产品销路问题;另一方面可以充足运用既有的甲醇产能和公用工程条件,可以减少项目投资,缩短项目建设周期;此外甲醇深加工项目审批相对容易。.煤制乙二醇年,中国煤(合成气)制乙二醇领域继续进行示范项目改善和中试开发工作。1季度,久泰能
11、源科技有限公司与上海交大合伙,拟在山东临沂建设 吨/年煤制乙二醇中试项目环评获得临沂市环保局的批复。4 月,中国石化合成气制00 吨/年乙二醇中试装置在位于江苏南京的扬子石化建成中交。项目采用上海石化研究院研发的合成气制乙二醇技术。在此基本上，中国石化筹划 年建成2万吨年合成气制乙二醇项目。3 季度，上海焦化有限公司煤制乙二醇中试项目动工建设,项目筹划投资1.8亿元,乙二醇年生产能力为500 吨,筹划在 年投入运营。1 月,内蒙古通辽金煤化工有限公司20 万吨/年煤制乙二醇装置对加氢和合成装置进行技术改造并装填催化剂，11 月实现日产量突破0吨,负荷率达到80%。1 月,安徽淮化股份有限公司与
12、上海浦景化工技术有限公司签约,将在千吨级煤制乙二醇工业实验装置成果的基本上，建设一套万吨级煤制乙二醇项目。此外,中科院福建物质构造研究所和上海戊正工程公司已经分别在开展下一代合成气制乙二醇催化剂的研发工作，并获得一定进展。总的来看,煤制乙二醇项目拥有良好的市场需求和成本竞争力,但目前仍处在技术攻关阶段,如果将来示范成功,将迅速形成几百吨的煤制乙二醇产能。（五）油价高涨、对外依存度加大,煤化工成本优势明显近年来，国内经济持续较快发展，全社会石油资源需求大幅增长，原油对外依存度不断提高,能源安全风险高企。 年上半年,国内原油进口量1.4 亿吨,同比增长11.0，对外依存度约8%，持续年超过50%的
13、国际石油安全警戒线。与此同步,全球原油价格持续高企，尽管 年4 月以来国际原油价格高位回落,但仍然位于100 美元/桶以上。考虑到油气资源的稀缺性和需求增长的稳定性，估计长期原油价格仍将呈现上升态势,油气资源约束将继续加大，石油对外依存度还将进一步上升。根据中国能源研究会发布的中国能源发展报告, 年中国石油对外依存度将超过60%。随着原油价格的高位运营和原油对外依存度的加大，国内煤化工行业成本优势更为明显。据测算，当油价低于50 美元/桶时,现代煤化工的经济竞争力不抱负；当油价位于5070 美元桶之间时,现代煤化工产业初步具有经济竞争力;而当油价高于7 美元/桶，现代煤化工产业的经济竞争力进一
14、步提高，其中以煤制乙二醇效益最佳，煤制烯烃次之。二、煤化工行业发展存在的重要问题国内是“富煤少油”的国家，发展煤化工具有一定的战略意义。但是,煤制甲醇、油、二甲醚、烯烃、天然气等煤化工一方面面临着老式石油、天然气化工的竞争;另一方面,目前国内煤制油、烯烃等工业化技术尚处产业化示范阶段,大规模发展存在技术和经济方面的风险。同步，现代煤化工耗水量大，与煤资源富集地区的水资源状况往往相背离；煤化工基地远离市场,产品需要长距离运送，而这些地区交通运送条件往往较差;此外，煤化工产品能源转换效率高下也值得认真研究。(一)老式煤化工产能运用率偏低,新型煤化工投资过热近年来，老式煤化工产能增速高于需求增长、产
15、品供不小于求的态势不断扩大,装置动工率不断下滑。 年,国内电石、甲醇、醋酸产能分别达到250 万、4650 万、700 万吨，而产能运用率分别仅为69.5%、478%、60%；焦炭产能已突破5亿吨，而 年焦炭产量约4.3 亿吨,产能过剩的局面仍没有明显改善。此外,在油价日益高涨的刺激下，国内新型煤化工行业迅速发展,各地煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇等新型煤化工项目规划产能巨大,国内新型煤化工行业已呈现过快发展的势头。据石化联合会不完全记录，目前全国在建和拟建的煤制油项目产计超过000 万吨，煤制天然气项目产能超过0 亿立方米，甲醇制烯烃产能达2800 万吨，煤制乙二醇产能超过5万吨。(二）产业发
16、展缺少统筹规划煤化工是消耗能源、水资源的产业，与同等规模的石油化工和天然气装置相比，能耗及三废排放高,投资强度大。目前国内老式煤化工产业长期粗放型发展模式积累的矛盾和问题比较突出,低水平反复建设严重,原料路线不尽合理，能耗高，装置平均规模偏小；此外,部分富煤地区忽视资源、生态、环境等方面的承载力,盲目规划，布局分散，区域生态环境存在潜在的风险。(三）产销空间分离,物流压力大、成本高国内煤炭资源重要集中在西部地区，受地区经济发展不平衡的影响，区域市场容量相对较小,煤化工产品产销空间分离，不得不面临运力、运费成本和安全问题。铁路运力局限性和干线禁运危险品的运送限制是最大瓶颈，而公路运送运量有限、运费比较高昂。因此运送和物流费
