我国煤化工技术具有国际竞争力

□ 陈继军

我国煤化工技术具有国际竞争力

□ 陈继军

目前我国基本掌握了煤化工系列核心技术，处于世界领先地位。不同煤化工技术的经济性差异很大，但总体来看，只要继续改进完善，即使在低油价下，煤化工技术也有很强的市场竞争力。

由四建公司承建的陕西蒲城清洁能源化工有限公司年产70万吨煤制烯烃的DMTO装置，获得全国化学工业优质工程奖。罗敏月 姚志广摄影报道

现代煤化工自诞生之日起，各方就对其安全环保性、技术经济性、战略重要性争论不休，不少机构甚至假设不同石油/煤炭价格条件下，对现代煤化工的技术经济性进行了展望。然而，近两年国际油价的持续低位徘徊和煤炭价格的大幅上涨，颠覆了所有预言者的推导。在这种极端条件下现代煤化工不同路径的表现，真实反映了其技术经济性、市场竞争力和发展前景。

煤制烯烃：优势明显步入发展快车道

甲醇制烯烃堪称我国创新领域的成功典范，其从技术方案遴选到实验室技术开发、中试，再到工业化试验和工业化示范，乃至现在的商业化推广应用，均是稳扎稳打地向前推进。这种节奏和模式，有利于技术工艺的不断优化和完善，能够最大限度地降低工业项目的投资与运行风险，也有利于社会对技术工艺本身的认知和认可，使其在不同阶段聚集了更多的社会基础、民意基础和市场基础，产业前景持续向好。

自2010年8月我国自主开发、具有完全自主知识产权的世界首套煤制烯烃示范工程--神华包头年产180万吨煤制甲醇、60万吨甲醇制烯烃装置一次投料成功并生产出合格产品以来，我国煤（甲醇）制烯烃发展异常迅猛。

从技术流派看，目前已经拥有中科院大连化物所的DMTO、中国石化的SMTO和清华大学的FMTO三种不同煤（甲醇）制烯烃工艺路径，而且前两条路径均通过了工业化装置运行验证，后者正在建设工业化示范装置。加上从国外引进的MTP技术，使我国一举登上煤（甲醇）制烯烃技术的巅峰。技术的绝对领先地位，为煤（甲醇）制烯烃产业快速发展和提升竞争力打下了坚实的基础。

截至2016年底，我国已经建成并运行28套煤（甲醇）制烯烃及甲醇制聚丙烯装置，合计聚烯烃产能1173万吨/年，占当年国内4053万吨聚烯烃产能的28.94%。2017年，还将有213万吨煤（甲醇）制烯烃项目投产，到年底，煤（甲醇）制聚烯烃产能在国内聚烯烃总产能的比重将进一步提升至32.53%。

从经济性看，神华包头项目自2011年开始商业化运营以来，实现了持续盈利。紧随其后陆续建成投产的神华宁煤MTP项目和中煤榆林、宁夏宝丰、神华榆林、延长石油靖边、陕西煤业蒲城等DMTO项目，每年实现利润均超过1亿元，有的甚至超过10亿元。这在2014年下半年以来，国际石油价格大幅下跌并持续低位运行的情况下，显得极不寻常。

尤其2016年，面对国际油价低位运行而国内煤炭价格三季度以来持续大幅上扬的双重挤压，众多煤制烯烃项目依然实现较好盈利，再次验证了煤制烯烃技术的先进可靠性和较强的竞争力与抗风险能力。

展望未来，随着中国城镇化步伐的加快，以及现代农业、新农村、汽车工业的发展，中国对乙/丙烯、聚乙烯/聚丙烯的需求仍将增加，现有产能无法满足需求，乙烯、丙烯供需缺口较长时间内仍将存在，烯烃行业前景依然可期。加之经历了2014年下半年以来的长期下跌，国际石油价格后期有望缓慢攀升，推高石油路线烯烃生产成本，带动烯烃（聚烯烃）价格温和上扬。而煤炭价格在经历了2016年9月以来的大幅上涨后，后期再度上涨的空间已经不大，下跌的风险反而增加。此消彼长，将使煤制烯烃的成本优势和竞争优势更加显现。

基于对煤制烯烃项目经济性的良好预期，近几年，国内建设煤制烯烃项目的热情持续不减。2015年和2016年，国内煤（甲醇）制烯烃新增产能均超过300万吨。2017年一季度，又有中安煤化一体化、中天合创二期、山西焦煤飞虹化工、吉林康乃尔化学、久泰能源、青海大美等众多煤制烯烃项目开始建设，加上其他规划和将要启动的项目，预计未来5年，国内煤（甲醇）制烯烃产能年均增长将达230万吨左右。到2022年底，国内煤（甲醇）制烯烃总产能将达2560万吨/年，占届时国内烯烃总产能的40%以上。

从国际上看，目前已有印尼、美国、加拿大、中东等国家和地区在谋划建设甲醇制烯烃装置，印尼和美国的一些项目已经启动，表明这些国家和地区同样看好甲醇制烯烃的前景和竞争力，以期通过当地丰富且价格低廉的煤、页岩气或石油伴生气，经甲醇生产附加值更高的烯烃产品，实现效益最大化。

这表明，若统筹全球资源和市场，煤（甲醇）制烯烃产业才刚刚起步，后期将步入稳健发展快车道。在可预见的二三十年内，国内煤（甲醇）制烯烃产能占比有望超过50%。国外一些油气煤水资源富集、价格低廉且环境容量较大的国家和地区，煤（甲醇）制烯烃的发展空间会更大。

煤制油：政策眷顾有望再度焕发生机

与煤制烯烃技术相似，我国煤制油技术从实验室开发到中试，再到工业化示范及商业化应用的路子走得同样顺畅。目前，我国已经掌握了煤直接液化、煤低温间接液化、煤高温间接液化、煤油混炼、中低温煤焦油加氢、中低温煤焦油固定床全馏分加氢、中低温煤焦油悬浮床加氢等7种不同煤制油技术工艺，煤制油技术水平世界领先。

截至2016年底，我国已经建成煤制油产能1220万吨/年。其中，煤直接液化装置1套，产能108万吨/年；煤间接液化装置6套，产能575万吨/年；煤油混炼装置1套，产能45万吨/年；中低温煤焦油加氢装置12套，产能492万吨/年。

从相关项目近几年的表现看，当国际石油价格65美元/桶以上时，煤制油项目整体可以实现盈利。其中，煤间接液化、中低温煤焦油加氢项目的经济性和竞争力更强一些，这从2014年之前伊泰、神华、潞安、庆华、陕煤天元等众多煤制油项目年利润均超过1亿元的业绩中得到体现。即便在国际石油价格大幅下跌的2014年，煤焦油加氢、煤间接液化项目的盈利依然令人满意。比如国内煤焦油加氢龙头企业神木天元化工公司2014年实现利润2亿元；煤间接液化标杆企业内蒙古伊泰煤制油有限责任公司当年实现净利润高达5.37亿元。

南化公司煤化工部员工在装置巡检。裴昱 摄

但好景不长，煤制油企业的困境自2015年起悄然降临。2012年11月6日，国家税务总局颁布关于消费税政策的新公告，规定从2013年1月1日起，对一切非国标液态石油化工品征收消费税。据此文件，我国于2014年11月28日、12月12日及2015年1月12日，相继3次上调成品油消费税，使国内汽油、石脑油、溶剂油和润滑油的消费税骤增至1.52元/升；柴油、航空煤油和燃料油的消费税高达1.2元/升。对应的煤制油企业生产的石脑油消费税为2100元/吨，柴油消费税为1400元/吨，几乎吞噬了低油价下煤制油企业的全部利润。

受此影响，2015年，神华集团鄂尔多斯煤直接液化项目出现亏损，内蒙古伊泰煤制油有限责任公司16万吨/年煤制油项目利润大幅缩减至5000万元，其余众多煤制油项目的利润则锐减70%以上甚至亏损。2016年，受国际石油价格持续低位徘徊、国内成品油价格走低、煤炭价格大幅上涨，以及高企的成品油消费税负等因素打压，煤制油行业全面亏损。其中，拥有12万吨/年中低位煤焦油全馏分加氢的陕煤集团神木富油能源科技公司亏损9000余万元，陕煤集团神木天元化工公司扣除应缴税款后巨亏4亿多元。煤制油行业的标杆企业——内蒙古伊泰煤制油有限责任公司，虽然使出了浑身解数，通过优化产品结构和加强内部管控，全年共生产油品和化工产品19.45万吨，超出设计产能的21.56%，但最终仅盈亏持平，交了一份装置商业化运营以来最差的成绩单。

也就是说，煤制油行业没有被低油价拖垮，也不惧大幅上涨的煤炭价格，但根本无力承受油价下跌、煤价上涨和税负繁重的三重打压。显而易见，当前情况下，从量计征的过高税费负担，已经成为压倒煤制油行业的最后一根稻草。这并非危言耸听，据权威机构测算：依当前的油价、煤价和税率，煤制油项目柴油综合税负为36.82%，石脑油综合税负高达58.98%。以2016年底投产的神华宁煤400万吨/年煤间接液化项目为例，仅消费税一项就占其油品成本的40%～45%！

难怪业内人士感慨：煤制油企业当前的困局，既不是企业自身经营不善，也不是工艺技术不先进，更不是项目自身缺乏竞争力，而是过重的税负这一人为因素导致的结果。

从市场经济角度看，对煤制油企业征收成品油消费税也有失公允。道理很简单：同样以煤为原料，煤制化肥、煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇等众多煤制化学品均未征收消费税，为何偏偏要让煤制油企业承受高额税负？

可喜的是，煤制油行业的上述困境和遭受的不公平待遇，引起了社会各界甚至高层的关注。2015年，有“两会”代表和委员不断提交建议和方案，呼吁国家减免对煤制油企业征收成品油消费税。2016年，参加全国“两会”的宁夏回族自治区政协委员，牵头向国家有关部委提交了《关于出台煤制油品相关税收政策推进煤炭清洁高效利用的提案》，建议对煤制油品行业制定专门的消费税，即当原油价格低于一定程度时免征消费税，原油价格回升时可根据煤制油行业整体盈利水平制定阶梯税收政策，以提高煤制油行业的市场适应性。2016年7月19日，中共中央总书记习近平来到宁东能源化工基地，详细了解全球单体规模最大的煤制油工程项目——神华宁煤400万吨/年煤间接液化示范项目的建设情况，肯定了我国在煤化工领域取得的创新成就。2016年12月28日，神华宁煤煤制油项目投产成功之际，习近平总书记做出指示，称“这一重大项目建成投产，对我国增强能源自主保障能力、推动煤炭清洁高效利用、促进民族地区发展具有重大意义，是对能源安全高效清洁低碳发展方式的有益探索，是实施创新驱动发展战略的重要成果。”

另据了解，2015年至2016年，国家财政部、国家税务总局、国家发改委、国家能源局等部委领导，先后赴神华宁煤、神华鄂尔多斯、内蒙古伊泰、陕煤神木天元、山西潞安、陕西榆林未来能源化工公司等煤制油企业调研，全面了解煤制油企业的现状和税负情况。

在各方共同努力下，压垮煤制油行业最后一根稻草的成品油消费税终于要被取消。2017年“两会”期间，宁夏代表团对外透露：国家七部委已经同意取消煤制油（包括煤直接液化、煤间接液化、煤焦油加氢）企业此前缴纳的石脑油、柴油消费税，政策有效期暂定5年。据悉，目前这一方案已经上报国务院等待批复并公布。不少煤制油企业2017年开始，已经暂停上缴成品油消费税，业绩出现明显改善。

由于国家高层已经明确煤制油在保障国家能源安全方面的重要战略地位，煤制油示范项目有望获得更多实质性支持，至少不会再受到政策打压。加之煤制油本身仍有一定的成本优势，以及其油品具有比石油路线成品油更清洁、比重更大、续航能力更强、更适合生产国内紧俏的航油、润滑油基础油等特性，使煤制油的综合优势更加明显。尤其规模放大后，煤制油品后序还可生产高纯蜡、硬质蜡、∂-烯烃等几十种石油炼制无法获得的高端精细化学品的这一优势，有利于行业在渡过艰难的起步期后稳健发展。

根据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》《现代煤化工创新发展布局方案》，2020年前后，我国煤制油品产能将达1300万吨/年。而据了解，由于相关规划和方案并未将煤焦油加氢制得的油品纳入其中，2020年前后，我国煤基油品实际产能可能高达2300万吨/年；2025年前后，我国煤制油品规模将攀升至5000万吨/年，形成陕西榆林、宁夏宁东、内蒙古鄂尔多斯、新疆伊犁等4个千万吨级煤制油基地和山西长治、新疆哈密两个500万吨级煤制油基地。

煤制气：掌握核心技术才能摆脱困局

从理论上讲，煤制气在现代煤化工中的前景最为光明。

一方面，我国人口众多，对能源尤其清洁的天然气资源需求大。尤其在各地为了治理雾霾、改善大气环境质量，纷纷推出雄心勃勃的气代煤规划的背景下，国内对天然气的需求必将持续大幅增加。在国内富煤、缺油、少气的资源禀赋约束和进口天然气（包括LNG）存在诸多不确定性的情况下，煤制气的发展空间巨大，具有其他煤制化学品无可比拟的市场优势。

另一方面，新疆、内蒙古煤炭资源量分别高达2.19万亿吨和1.2万亿吨，两者之和占到全国煤炭资源总量的62.3%。但由于地处偏远、交通不便，两地丰富的煤炭资源很难被有效开发利用，更无法将资源优势转化为经济和发展优势。为解决这一问题，国家在制定《煤炭深加工示范项目规划》及《能源“十三五”规划》时，均将蒙东、蒙西、新疆准东、新疆哈密纳入重点规划区域。在已经建成、核准或给予批复的合计17个煤制气项目中，有14个项目集中于上述区域。其意图就是通过建设煤制气项目，在增加国内天然气供应、缩小国内天然气供需缺口的同时，能够将新疆、内蒙古等地难以便捷运输的煤炭资源，通过输气管道输送至全国各地，实现西煤东运、北煤南运、平衡全国能源需求和东、中、西部经济社会生态协调发展的目的。

按理，这种既有巨大市场需求，又有重要战略影响且备受各方关注的行业，应该发展得顺风顺水、红红火火，相关企业也应该赚得盆满钵满。但事实正好相反，在已经商业化的四大现代煤化工技术路径中，煤制气目前的表现最差。除去刚刚投产的伊犁新天20亿立方米/年煤制气项目，2016年以前投产运营两年以上的大唐克旗、内蒙古汇能、新疆庆华3个煤制气项目，给予投资人的回报均为负值。大唐集团甚至不堪包括煤制气在内的煤化工项目的连年大幅亏损和“吸血”，将曾经投资数百亿元的煤化工板块作价1元出让！

虽然不少业内人士将煤制气当前困境的原因归咎于中石油等巨头对天然气管网的垄断经营、刻意压低煤制气进入管道的价格、国家政策打压，以及国际油气价格下跌和国内煤炭价格的坚挺，但仔细分析不难发现，上述因素的负面影响固然存在，但煤制气困局的真正原因，还是没有掌握先进成熟的核心技术，是行业自身本领不够过硬。

纵观已经建成的4个煤制气项目，均有以下共同特点：

一是为了从粗煤气中最大限度地获得甲烷气，气化装置均采用了碎煤加压气化技术。与先进的粉煤气化或水煤浆气化技术相比，碎煤加压气化存在煤种适用范围小、单台气化炉规模小、污水产生量大且成份复杂难以处理、工艺流程长、环保设施投入与运行费用高、环境风险大等弊端。在环保要求日益严格的情况下，这种技术将会持续增加整个装置的运营成本，削弱煤制气装置的盈利能力和竞争力。

二是包括甲烷化反应器、甲烷化催化剂及循环气压缩机等关键设备和助剂，几乎全部从国外进口，增加了项目投资成本和后期运行与检维修费用，同样会抬高产品综合成本、降低装置盈利能力。

三是无论工艺设计、装置布局、装置规模、技术路径，均套用或基本套用了美国大平原公司煤制气模式。由于美国大平原公司建成于上世纪80年代中期，受当时技术条件限制，不可能采用更先进的煤气化及甲烷化技术，且因其是全球首个煤制气项目，当时并无成熟经验可供借鉴，致使其从项目前期准备、施工建设，到后来的生产运营，均走了不少弯路，甚至一度出现巨额亏损。国内众多煤制气项目不加甄别（也无更多案例可选）地照搬大平原模式，等于跟随了一位“不良”老师，又怎么会有好的结果呢？

因此，破解煤制气的困局，首先应尽快开发适宜的大型、特大型煤气化炉和先进可靠的甲烷化技术工艺，并实现技术装备国产化；其次应支持1～2个项目，采用国产化设备、催化剂及国内自己设计的工艺流程，严格按照实验室技术开发、中试、工业化示范装置验证等步骤，不断改进和优化工艺设计，并在工业化示范取得成功后再商业化推广应用。

令人欣慰的是，国内一些企业自主开发的技术，已经能够担纲降低煤制气项目投资和能耗、提升项目盈利能力的重任。

比如，陕西延长石油集团开发的CCSI技术（煤热解气化一体化）和大型输运床连续气化技术，由于回收利用了煤焦油、实现了热焦粉的直接气化，加之单台气化炉日处理煤量可达5000吨，且无难以处理的废水产生，其节能减排和经济效益十分显著。经测算，以该技术为龙头建设煤制气项目，每立方米天然气成本可控制在1.1元以内。

再如，新奥集团开发的煤催化气化、煤加氢气化技术，不仅煤的适应范围广、粗合成气中的甲烷气含量超过20%（最高可达50%），而且不会产生大量难以处理的气化污水。采用这种技术建设的煤制气装置，成本可控制在1元/立方米以内。

北京矿业大学梁杰教授领衔开发的煤地下气化技术，已经通过了数个工业化中试验证，推广应用后，将因其工艺流程短、投资少、对煤种适应能力强、能够最大限度地利用边际煤炭资源及“三废”排放少等优势，大幅降低煤制气装置的投资运营成本；大连化物所等单位开发的甲烷化技术和催化剂，现已通过中试验证和专家鉴定；沈鼓、陕鼓等国内动设备龙头企业，完全具备生产大型循环压缩机的技术和实力。

业内专家指出，如果采用上述国产化技术、设备，并精心设计，一个40亿立方米/年煤制气项目的投资可控制在200亿元以内，比目前建成和在建的项目节约资金约100亿元。按目前的煤炭价格计算，煤制气的综合成本可控制在1.3元/立方米以内，远低于目前已经建成投产的几个煤制气项目1.6～1.9元/立方米的综合成本，具备与国产天然气和进口天然气竞争的实力。

后期，只要国家整合相关资源，选择并支持几家有实力、有责任担当的大型企业进行煤制气技术、装备、工艺设计的试验和示范，像其他现代煤化路径一样，总结开发出拥有自主知识产权、符合中国实际的先进实用的煤制气成套技术，并稳步推广应用。同时，加大天然气价格改革和管网输送领域的改革力度，使相关企业能够平等地参与竞争，相信拥有巨大市场需求并肩负西煤东送重大战略使命的中国煤制气行业，必将迎来属于自己的春天，获得快速可持续发展。

煤制乙二醇：暂时受挫前景依然乐观

与煤制油和煤制烯烃相比，煤制乙二醇可谓起了个大早，赶了个晚集。

由中科院福建物质结构研究所承担的煤制乙二醇研究课题，与由中科院大连化物所承担的甲醇制烯烃课题几乎同时于上世纪80年代启动，分别经历了实验室小试、中试、万吨级工业化试验再到2009年前后的工业化示范应用。但煤制乙二醇的商业化应用远不及煤制烯烃那么成功，相关企业至今还在亏损的边缘苦苦挣扎。这其中的原委虽然众说纷纭，但最核心的无非两点：一是技术工艺本身尚不完善；二是市场消纳低于预期。

中天合创生产装置夜景。张见明 摄

就技术而言，福建物构所开发煤制乙二醇技术时，有3条路径可供选择，即以煤气化制取合成气(CO+H2)，再由合成气一步直接合成乙二醇（直接法）；以煤气化制取合成气(CO+H2)，合成气经甲醇生产烯烃继而得到乙烯，乙烯环氧化生产环氧乙烷，环氧乙烷水解获得乙二醇（间接法）；以煤气化制取合成气(CO+H2)，分离提纯后分别得到CO和H2，CO通过催化偶联合成及精制生产草酸酯，草酸酯与H2反应获得乙二醇（草酸酯法）。考虑到直接法所需催化剂的制取难度大，间接法工艺流程长、投资大、生产成本高等现实问题，该所最终选择了开发草酸酯法煤制乙二醇技术。

据业内人士介绍，福建物构所联手相关单位开发的万吨级草酸酯法煤制乙二醇工业化技术，其本身并无根本性缺陷，当时的运行结果也达到了设计要求，并通过了专家组鉴定。但在该技术放大20倍建成全球首套煤制乙二醇工业化装置——通辽金煤20万吨/年煤制乙二醇示范项目时，适逢国际油价持续高涨、煤制乙二醇预期的成本优势显著，相关方迫切希望能尽快建成工业化装置，以期早日获得回报。在这种思想指导下，相关方对工艺包的优化不够、对工业化装置与工业化试验之间可能存在的差异估计不足，加之工程化过程无经验可供借鉴，导致项目建成后，发现工艺设计、设备选型、催化剂寿命与使用效果等方面均不同程度地存在问题，以至示范项目在打通流程后，用了近两年时间消漏补缺，装置负荷率才逐渐提高。

即便如此，时至今日，已经投运了7年之久的示范项目，仍未能实现满负荷甚至超负荷率长周期稳定运行，且非计划停车时有发生。这种状况反过来又增加了单位产品能耗和综合成本，甚至影响到产品质量，削弱项目盈利能力。加之项目投产以来，为了消漏补缺、优化工艺，通辽金煤公司每年都要投入大量资金实施技术升级改造，大幅增加了项目的财务和折旧费用，最终导致该示范项目自投产以来，不仅未给投资者带来丰厚回报，反而累计亏损超过5亿元。

不难看出，通辽金煤公司煤制乙二醇工业化示范项目差强人意的表现，一个很重要的原因就是项目建设前，有关各方的功课做得不够扎实，把本来应该在工业化试验时发现并解决的问题，留给了工业化示范装置。另一个重要原因，则是投资者对煤制乙二醇市场的盲目乐观。事实上，包括通辽金煤在内的众多煤制乙二醇项目建设的初衷，都是盯上了国内乙二醇供应缺口较大这块蛋糕。不可否认，我国乙二醇的确存在较大供需缺口。2015年，我国乙二醇产能791.3万吨/年（其中煤制乙二醇产能230万吨），产量391.5万吨，表观消费量1266.7万吨，净进口875.2万吨，对外依存度达69.09%；2016年，在众多煤制乙二醇装置投产推动下，我国煤制乙二醇产能增至819万吨，产量增至506万吨，净进口751.3万吨，表观消费量1257.3万吨，对外依存度虽有所下降，但仍高达59.76%。

按照常理，如此大的市场供需缺口，定会推动国内乙二醇价格持续走高，煤制乙二醇应该赚得盆满钵满。但这些企业显然忽略了两个问题：

一是中国经济已经融入全球经济，中国短缺的乙二醇，国际市场已经过剩，在石油价格低位运行打压国际乙烯法乙二醇价格走低的大环境下，大量低价进口乙二醇不仅填补了我国乙二醇市场的供需缺口，也打压其价格使之难以独处高地，压缩了煤制乙二醇的溢价空间。

二是没有仔细梳理国内乙二醇下游用户及其需求。虽然国内乙二醇供需缺口较大，但超过90%的需求来自对乙二醇质量要求严格的聚酯纤维（涤纶）和聚酯切片（瓶、膜）领域，而防冻剂、增塑剂、水力流体、溶剂等对质量要求不很严格的领域，每年消耗的乙二醇占比不足10%。由于煤制乙二醇技术工艺尚不成熟，所得产品成分比较复杂，部分杂质目前没有办法检测出来，而这些杂质又会影响涤纶的色泽、色牢度等，给下游聚酯工厂在使用过程中带来诸多不确定性，因此并未获得聚酯企业的认可和接受。包括恒逸石化在内的不少大型聚酯生产企业，不久前还明确表示不会采用煤制乙二醇作原料。一些中小型聚酯企业为了降低成本，虽然也掺混使用煤制乙二醇，但掺混比例普遍只有10%～20%，且只有当煤制乙二醇比乙烯法乙二醇有明显的价格优势时才肯采用。也就是说，看似庞大的国内乙二醇市场，煤制乙二醇企业只能望市兴叹。

如此说来，煤制乙二醇岂不成了食之无肉、弃之有味的鸡肋？当然不是。

其一，煤制乙二醇始终得到国家政策扶持。回顾现代煤化工发展的历程，无论煤制气、煤制油、煤制烯烃，拟或是尚未工业化的煤制芳烃，在不同阶段均受到过政策限制和打压，相关项目的核准甚至一度收归国家发改委，项目环评也由国家环保部审批，煤制芳烃项目更因群众抵制难以落地。但煤制乙二醇是个例外。由于国内缺口大、关乎纺织等行业发展和13亿中国人的衣食问题，而且又具备项目投资小、理论上见效快等优势，近几年无论国家对现代煤化工态度如何变化，始终未殃及煤制乙二醇，这使得煤制乙二醇的发展拥有宽松的政策环境和良好的民意基础。

其二，市场需求大，中短期没有产能过剩之虞。根据权威机构分析并结合我国纺织、聚酯等行业中长期发展规划，今后10年，我国乙二醇需求增长年均将超过6%，2020年国内乙二醇消费量将达1830万吨，2025年将达2600万吨，届时国内石油路线乙二醇分别只能满足35%和40%的需求，从而使煤制乙二醇面临每年上千万吨的市场机会，中短期内无产能过剩之忧。

其三，目前我国至少有8家单位掌握了煤制乙二醇核心技术，4家单位的技术已经实现了工业化应用，另外还从日本、美国引进了两款煤制乙二醇技术，且均建有工业化装置，相关设备、催化剂也全部实现了国产化，从而使国内煤制乙二醇技术总体水平和工业化程度全球领先，行业后期发展拥有较强的技术支撑。

其四，经过工艺的不断优化和改进，包括新疆天业、阳煤深圳化工、阳煤寿阳化工、山东华鲁恒升等近几年刚刚建成投产的煤制乙二醇装置，其产品的优等品率达100%，已经被下游聚酯企业接受，有些企业生产的乙二醇，在聚酯企业原料中的掺混比例甚至高达30%。

后期，只要加强沟通协调，做到信息共享，以产业联盟或国家级重点实验室为纽带，由国家相关部门主导，组织科研院所、专利技术商、设计单位、有丰富工程管理经验的施工单位、煤化工专家、煤化工技术工人和管理人员组建联合攻关会诊小组，选择1～2家问题比较突出的煤制乙二醇企业，通过实地调研，会诊装置在运行过程和产品质量方面暴露的问题，并指导其技术改造和优化升级，使装置能够安稳长满优运行，以此压缩单位产品能耗和综合成本，提升产品质量至完全满足聚酯行业原料的质量要求。届时，煤制乙二醇的成本优势将真正显现，并具备与国内外乙烯法乙二醇争夺聚酯市场的实力，步入赚钱时代。

（作者单位：陕西煤业化工新型能源有限公司）