石化企业应对煤制烯烃快速发展的策略研究

（中国石油天然气股份有限公司石油化工研究院）

近年来，煤制烯烃是我国快速发展的现代煤化工主要工艺技术之一。煤制烯烃技术以煤为主要原料生产甲醇，再用甲醇生产烯烃（乙烯+丙烯），之后通过烯烃聚合工艺生产聚烯烃（聚乙烯、聚丙烯）等下游产品。其中，煤制甲醇技术属于传统技术，而甲醇制烯烃是近十几年来发展起来的新技术，已实现大规模推广应用。煤制烯烃技术已经十分成熟，包括将甲醇转化为乙烯和丙烯的MTO技术（例如UOP/Hydro的MTO工艺、中国科学院大连化学物理研究所的DMTO工艺、中国石化上海石油化工研究院的SMTO工艺等），以及将甲醇转化成丙烯的MTP技术（例如Lurgi的MTP工艺、清华大学的循环流化床甲醇制丙烯工艺FMTP等）。对煤炭企业而言，可以以煤为原料经过合成气生产甲醇，再用甲醇制烯烃；对不具备煤炭资源的生产企业而言，例如沿海地区MTO企业，可采用外购甲醇直接生产烯烃。近年来，我国煤制烯烃发展很快，对传统石油基烯烃市场产生越来越大的冲击，值得石油化工企业深入思考与重视。

1 我国煤制烯烃行业发展状况

国外生产乙烯主要采用石脑油蒸汽裂解、轻烃（乙烷、LPG等）裂解工艺，生产丙烯主要采用催化裂化、丙烷脱氢（PDH）等工艺，烯烃原料基本上全部来自石油和天然气，煤制烯烃在国外并没有实现规模化发展。我国生产烯烃的原料以石脑油蒸汽裂解（占比在70%左右）为主，还有轻柴油、轻烃裂解、丙烷脱氢（三者占比在10%以内，其中少量丙烷采用进口原料），以及煤（甲醇）制烯烃（约占20%）。煤制烯烃是我国近年发展起来的一种独具特色的烯烃生产工艺。

我国石油烯烃生产能力不足是助推煤制烯烃快速发展的重要因素之一。从乙烯生产状况分析，2018年，我国乙烯总产能达到2550×104t/a，产量约为2372×104t，装置平均开工率保持在93%的高位；全年乙烯单体净进口量达258×104t，净进口聚乙烯、乙二醇等下游产品折合纯乙烯当量2380×104t。乙烯表观消费量为2630×104t，当量消费量为5010×104t，当量自给率不足50%。从丙烯生产状况分析，2018年，我国丙烯总产能为3620×104t/a，产量约为3005×104t，年均产能利用率达到83%；全年进口丙烯单体284×104t，进口聚丙烯、丙烯腈等下游衍生物折合丙烯当量580×104t。丙烯表观消费量为3289×104t，当量消费量为3869×104t，自给率达到77.7%[1]。

我国石油资源严重不足，2019年原油对外依存度已达72%，今后该数据仍将逐年上升。我国乙烯、丙烯、芳烃、乙二醇等基础有机原料（特别是乙烯）需求旺盛，但自给率低，下游高端化衍生物产品进口量大。近年来，新建乙烯、丙烯装置规模不断扩大，低成本烯烃原料供应问题越来越突出，如果仅依赖石油为原料的传统路线，我国乙烯、丙烯生产将面临严峻挑战。发展煤制烯烃，无论对降低石油对外依存度、保障国家能源安全，还是满足持续增长的下游化学品消费需求，都具有重要意义。

由于国际原油价格持续宽幅震荡，特别是前些年几次高油价的刺激，我国煤制烯烃发展十分迅速。2010年，我国第一套、世界首套工业化煤制烯烃装置——神华包头煤化工有限责任公司180×104t/a甲醇生产60×104t/a烯烃装置投产。截至2018年底，我国已建成煤制烯烃（包括甲醇制烯烃）项目28个，总产能达到1302×104t/a，占我国烯烃（乙烯+丙烯）总产能（6170×104t/a）的21%[2]。目前，我国煤（甲醇）制聚烯烃装置产能达到1206×104t/a，预计2020年产能将达到1652×104t/a，目前还有10多个项目正在建设和规划中（图1）。

图1 2010—2020年我国煤（甲醇）制烯烃产能变化

我国煤制烯烃企业的原料来源分为企业自备和外采两种。在目前已投产的28家企业当中，有13家企业建设有甲醇装置，且多集中在煤炭资源丰富的西北地区。外采甲醇制烯烃的企业有15家，其中有11家集中在华东地区，除部分沿海企业采用进口甲醇外，还与内地甲醇企业建立了长期的合作关系，原料来源具有一定稳定性。未来，我国煤制烯烃将会加快发展，新建烯烃装置主要来自煤制烯烃，势必对石油烯烃带来越来越大的冲击，值得石油化工企业高度重视。

2 煤制烯烃产业发展的主要特征

2.1 煤制烯烃项目投资高，中高油价下具有一定盈利空间

从煤气化到最后制成聚烯烃或烯烃衍生物产品，工艺流程比较长，造成具有经济规模的煤制烯烃项目投资额较高，目前建设中的项目投资额都超过100亿元，煤基180×104t甲醇年产60×104t聚烯烃项目投资均在200亿元以上，只有具备相当经济实力的企业才能发展煤制烯烃项目。由于工艺流程较长，煤的增值幅度很大，自有煤矿的煤炭（坑口煤）每吨成本只有100多元，5～6t煤炭就可以生产1t售价在8000元/t以上的聚乙烯或聚丙烯，即使算上设备折旧和水耗、能耗、人力成本等，总成本为6000元/t左右，盈利空间仍比较可观。煤制烯烃价格随原油价格变化，油价越高，烯烃价格越高。经测算，煤制烯烃在油价30美元/bbl下有现金流，40美元/bbl可实现盈利，油价50美元/bbl能够实现较好盈利；油价65～75美元/bbl，煤制烯烃成本与石脑油制烯烃成本相当，具有较好盈利水平[2]。

自备煤矿的煤制烯烃企业一般都配有甲醇生产装置，下游烯烃及聚烯烃产品盈利性较好，尤其是在油价较高时期，盈利状况会更好。但采用外购甲醇的企业通常处于微利或盈亏平衡状态，有时甚至出现亏损，这是由于外购甲醇价格一直较高，甲醇制烯烃生产成本偏高，利润空间被挤压。

2020年3月，国际原油价格暴跌，3月16日布伦特原油价格跌破30美元/bbl，这对煤化工项目造成强烈冲击。如果低油价持续，煤制烯烃盈利能力将会迅速下降。

2.2 煤制烯烃产品同质化、低端化现象比较严重

目前，我国聚乙烯和聚丙烯行业普遍存在的问题是通用品牌树脂供应多，高中档产品空白率高，高端聚烯烃产品供应量不足。近几年，中东地区聚乙烯和聚丙烯产能集中释放，中东供应商不断加大对我国的出口力度，日本、韩国聚烯烃产品对我国的出口力度也从未减弱；加之国内新建大型炼化一体化项目配套的聚乙烯和聚丙烯产能逐步投产，我国聚烯烃产品的市场竞争日趋激烈。

从我国煤制烯烃下游衍生产品来看，西北地区多以聚烯烃（PE、PP）为终端产品，这些产品主要通过铁路、公路输送到华东消费市场。华东地区的甲醇制烯烃项目多选择乙二醇、环氧乙（丙）烷、EVA、丙烯腈等下游产品，产品以供应本地及周边市场为主。煤制烯烃项目应该着眼于高起点，开发高端聚烯烃产品，才能保证产品竞争力。

2.3 煤、水资源分布不平衡是制约煤制烯烃发展的主要问题

我国煤炭资源和水资源分布不均，煤炭资源主要分布在华北、西北地区，距离终端市场较远，外运成本高，只能就地转化。我国富煤地区水资源普遍缺少，煤化工项目的上马无疑会影响当地生活、生产用水，解决水资源问题是发展煤化工的前提。

煤制烯烃项目的耗水量很高，通常1t烯烃产品耗煤4.5t、耗水20～30t，一套年产60×104t的煤制烯烃项目年消耗水量约为（1200～1800）×104t。根据工信部2015年公布的《煤制烯烃行业规范条件》（征求意见稿），煤制烯烃单位产品综合水耗准入值不大于16t/t，先进值为12t/t[3]。近年来，煤制烯烃企业通过改进生产技术、增加生产工艺回用水、提高废水处理技术，煤制烯烃装置水耗明显下降，大部分企业可达到项目准入指标要求。例如，中天合创能源有限责任公司（简称中天合创）煤制烯烃装置2019年单位聚烯烃产品水耗为10.77t/t，达到国内领先水平。

2.4 生产过程CO2排放量较大，未来发展面临碳税及成本问题

煤制烯烃生产过程中，煤炭的碳原子只有少部分（约占20%～30%）转移至烯烃产品中，大部分转化为CO2排放，生产1t烯烃约排放5.8t CO2，是石脑油制烯烃CO2排放量的6.2倍[4]。我国正在积极试点探索建立碳交易市场，炼化、化肥、煤化工等碳排放量较高的企业将作为石化领域首先纳入碳交易市场的行业。煤化工企业生产成本核算中一般均未考虑碳税成本，目前我国开始试点征收碳税，一旦全面征税，煤制烯烃将面临生产成本增加（约10%～15%）的现实问题，势必影响经济效益。因此，将煤制烯烃排放的CO2（如粗煤气低温甲醇洗净化过程排放的高浓度CO2）进行捕集利用，如开发碳捕获、储存及利用技术（CCUS），对于煤化工企业而言尤为迫切[5]。

近年来，我国在CCUS技术相关产业政策、技术示范等方面开展了许多工作，投入力度不断加大，但总体仍处在研发和示范阶段。在CO2利用方面，围绕CO2驱油、驱煤层气、CO2生物转化和化工合成等不同利用途径，开展了理论和关键技术研究，已开展CO2驱油工业试验，建成微藻制生物柴油中试和小规模的CO2制可降解塑料生产线，尤其是CO2驱油技术已经实现规模化工业应用。此外，煤化工企业还尝试植树造林（森林碳汇），通过碳汇交易间接降低CO2排放。

3 煤制烯烃给石油化工业带来冲击

目前，国内煤制烯烃产能快速增长，项目经济性逐步提升，产品种类牌号不断丰富，这在一定程度上是对石油化工产品的有益补充，同时也对石油烯烃市场带来越来越大的冲击，将进一步加剧市场竞争。尤其是在“十四五”期间，这种竞争关系将会更为明显。

3.1 国内煤制烯烃产能快速增长，对石油烯烃市场的冲击不断加大

2018年，国内乙烯当量自给率不足50%，丙烯当量自给率约为77.7%。基于我国石化行业对乙烯、丙烯消费的巨大需求，传统石油制烯烃难以满足市场需求，煤制烯烃成为重要补充方式。2018年煤（甲醇）制烯烃占我国烯烃总产能比例已达21%，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。未来5年，我国烯烃供需仍有缺口，加上我国全面取消废塑料进口等利好政策推动，聚烯烃产品特别是高端聚烯烃发展前景广阔。由于煤制烯烃产量收率较高，且受原料限制少，因此煤制烯烃将逐渐成为国内烯烃市场竞争主体之一。

3.2 煤制烯烃利润提升，石油烯烃竞争压力加大

煤制烯烃的生产成本主要包括原料煤炭、助剂、设备折旧和人工费等，其中原料费占成本20%～22%，主要受煤炭价格变动影响。国内煤制烯烃具有较好的利润，主要受益于近几年煤炭（坑口煤）价格持续低位，而原油价格中位震荡运行。例如，2019年，中天合创煤制烯烃项目生产MTO级甲醇423.40×104t，生产聚烯烃产品137.53×104t，同比增长8.23%，产品全产全销，实现营业收入115.35亿元、利润总额19.35亿元，达到产量与综合指标双提升[6]。

3.3 煤制烯烃品种牌号不断增加，与石油烯烃产品角逐市场

煤制烯烃下游产品一般为大宗聚乙烯、聚丙烯产品，以合成树脂通用料居多，产品同质化现象比较严重。受国内石油聚烯烃和进口产品的压力，为拓宽产品效益空间，煤制烯烃企业加大技术创新，扩大产品品种牌号，产品竞争力不断增强。以中天合创煤制烯烃项目为例[7]，其LDPE装置产品主要有4种牌号，用以生产挤出涂层料、注塑、吹塑、薄膜料；PE装置可生产全密度聚乙烯树脂，产品覆盖薄膜、中空吹塑、注塑、单丝、管材及电缆料，共计11个牌号；PP装置既可生产通用拉丝料、重载部件压膜料，也可生产膜裂纤维丝、地毯衬底、编织袋等。

4 对国内石化企业的建议

“十四五”期间,煤制烯烃对石油烯烃的冲击将会持续加大，国内石化企业应对关键是加快产品结构调整，强化技术研发与创新，化工业务领域坚持差异化、高端化、高附加值的产品路线，具体提出以下3个方面的建议。

4.1 加快炼油向化工转型，调整炼化产品结构

目前，国内成品油消费增速放缓，特别是柴油消费进入平台期，但航空煤油、清洁汽油、高端润滑油基础油、高端石蜡、部分石化原料（乙烯、丙烯、芳烃、乙二醇等）需求以及下游高端合成树脂、合成橡胶产品消费需求旺盛。因此，调整炼化产品结构，加快炼油向化工转型，成为行业发展总趋势。大型石油国企实现炼化转型升级的途径主要包括5个方面：一是从单厂运行优化向区域运行优化转型，统筹考虑原料及中间产品互供、生产运营、产品结构布局等，克服企业“单打独斗”的弊端，提高本区域内企业整体竞争力；二是加强技术开发，推动炼化产品结构向清洁化、高端化转型，降低汽柴比，少产柴油，多产航空煤油、船用燃料油、高端沥青、石蜡等炼油特色产品及化工原料（石脑油等），大力开发高端合成树脂、合成橡胶新产品，提升化工业务核心竞争力；三是化工原料结构向多元化发展，充分利用乙烷、丙烷等裂解原料，提高烯烃原料灵活性，降低烯烃生产成本；四是炼化生产模式向智能化转型，加快推进智能炼厂建设和分子炼油技术的应用；五是油气主营业务向油气+新能源模式转型，加快发展氢能、生物燃料等新能源业务，加强对外技术开发合作，延伸产业链，打造未来新的效益增长点。

4.2 发挥炼化一体化优势，降低烯烃生产成本

煤制烯烃的可变成本（原料费、动力费用等）一般占总成本的30%左右，固定成本(设备折旧、财务费用等)占比达50%，而石油基烯烃的可变成本一般占到总成本的70%。在原油价格中位（70美元/bbl左右）运行情况下，石油烯烃与煤制烯烃生产成本基本相当，竞争的关键在于节能降耗、降低成本，实现产品差异化、高端化发展。在低油价（45美元/bbl以下）情况下，煤制烯烃会失去竞争力。大型石油国企可以充分发挥炼化一体化装置在投资成本及生产效益方面的独特优势，通过乙烯原料多元化（例如，减少直馏石脑油、增加直馏柴油作乙烯原料，加快上马乙烷裂解制乙烯项目）、生产工艺优化及节能降耗等手段进一步降低生产成本，为聚烯烃产品生产创造有利条件。

4.3 发挥石化化工产业链优势，大力开发高端化工产品

充分发挥大型石油国企石化产品种类齐全、产业链丰富的独特优势，特别是炼化一体化企业，碳二、碳三、碳四、碳五等烯烃品种齐全，应大力开发共聚牌号产品，开发市场需求的茂金属聚烯烃（mPE、mPP）、聚烯烃专用料（如管材料、车用料、医用料、透明料、纤维料、注塑料）、高性能膜料（如电子产品包装膜料、食品包装膜料）等合成树脂产品。以市场需求为导向，加快聚烯烃产品向差异化、高端化方向拓展，改变生产通用产品的同质化竞争局面，实现提质增效，提升下游聚烯烃产品的市场竞争力。