2013年煤化工发展及未来走向分析报告

XX集团20122013年煤化工发展及未来走向分析报告煤化工项目部二0一三年一月目录第一章2009年世界煤化工产业发展格局分析1第一节2009年世界煤化工产业发展概况分析1一、煤制天然气的工艺流程与经济性1二、液化煤层气能源新秀后来居上8三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势13四、2010年国内甲醇趋势预测16五、当前世界现代煤化工行业发展的几个重要态势23第二节2009年世界煤化工产业主要国家发展动态分析27一、日本27二、南非29三、巴西29四、俄罗斯30第三节20102013年世界煤化工产业发展趋势分析31第二章2009年中国煤化工产业发展环境分析36第一节2009年中国煤化工产业资源环境发展分析36一、中国煤炭资源的分布36二、中国新型煤化工前景看好38三、水资源状况及其影响41四、2009年中国煤化工产业年终回顾和展望43第二节2009年中国煤化工产业政策环境发展分析53一、能源良策助推新世纪中国复兴良机53二、中国煤制油企业跨越商业政策门槛57三、以焦化行业准入条件为抓手稳步推进全行业和谐发展58四、关于做好2010年春耕化肥供应工作的通知69五、工信部要求加强需求侧管理缓解煤电油气运紧张72六、新型气化技术助煤化工清洁生产74七、中国能源的最大潜力在体制75八、刚性需求农用化工行业初露曙光77第三节2009年中国煤化工产业经济环境发展分析80一、中国煤化工市场回顾80二、我国煤制油产业发展前景分析83三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势87第四节2009年中国煤化工产业技术环境发展分析90一、煤化工技术获得重大突破对石油实现部分替代90二、煤化工行业阀门国产化进程加快91三、中国率先实现煤制乙二醇工业化92四、煤制油成品油市场的新生力量93第三章2009年中国煤化工产业发展形势分析98第一节2009年中国煤化工产业发展重要意义分析98一、“掘金”煤制天然气98二、化工装备业方兴未艾101三、我国直接甲醇燃料电池技术研发获重要突破103四、煤制天然气应根据示范效应逐步发展104第二节煤化工的可持续发展之路108一、环境形势依然十分严峻108二、切实加强煤化工污染的防治110三、建设资源节约和环境友好型行业115第三节我国煤化工产业链分析119一、炼焦产业链119二、电石化工产业链124三、煤气化产业链126第四节2009年中国煤化工产业发展存在的问题与对策分析128一、煤化工产业存在问题128二、制约中国煤化工产业化发展的难题129三、发展煤化工产业的机遇及其发展趋势132四、推动现代煤化工发展的措施134第四章2009年中国煤制油产业发展概况分析137第一节2009年中国煤制油产业发展分析137一、煤化工新型与传统应有机结合137二、煤化工将成低碳经济有力推手138三、煤化工身在寒冬心指盛夏140第二节2009年中国煤制油产业发展存在的问题及对策分析144一、煤制油存在的风险144二、现代煤化工“过热”引发政策“预警”144三、部分现代煤化工项目进展情况147四、中国煤变油产业化发展中的问题综述150五、煤制油产业应走规模化和集约化发展模式152第三节20102013年中国煤制油产业发展趋势分析156一、中国有望在“十二五”期间出台煤制油支持政策156二、煤制油商业化应让位于战略储备157三、煤制“三烃”优于煤制油159第五章2009年中国煤制甲醇市场运行状况分析162第一节2009年中国煤制甲醇市场发展动态分析162一、亚洲甲醇供应紧张短期难缓解162二、2009年我国甲醇供需平衡分析163三、2009年我国甲醇市场发展分析164四、几点建议及措施168第二节2010年国内甲醇趋势预测170一、2010年国内甲醇产能预测170二、2010年国内甲醇市场走势预测170第三节20102013年中国煤制甲醇产业发展趋势分析173一、车用甲醇汽油国标为煤基甲醇带来希望173二、2020年我国煤制甲醇产能有望突破6000万吨174三、煤基甲醇二甲醚联合生产的前景预测175第六章2009年中国洁净煤市场发展动态分析179第一节中国洁净煤产业概述179一、洁净煤的概念179二、洁净煤技术定义179三、洁净煤发电技术政策支持179第二节2009年中国洁净煤技术发展分析181一、洁净煤技术照亮煤炭应用前景181二、清洁煤技术前景广阔182三、新型固态煤“汽化”技术让煤炭清洁起来185四、我国洁净煤技术产业化的障碍及对策186第三节20102013年中国洁净煤产业发展趋势分析189一、黑色的煤如何变“绿”189二、洁净煤技术迎来广阔的发展前景193三、洁净煤技术的发展潜力大194四、2020年中国洁净煤技术发展战略建议196第七章2009年中国其他煤化工产业发展分析205第一节煤制烯烃205一、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势205二、2009年国内煤制烯烃项目进展情况208三、煤制烯烃经济性分析210第二节煤焦化217一、2009年焦炭市场回顾及2010年市场展网217二、发展煤油铁大循环经济224第三节煤气化228一、煤气化技术228二、中国煤气化市场面面观229三、中国成了中外煤气化技术竞技场235四、2009年煤炭市场回顾与2010年煤炭市场展望236五、煤气化是多联产产业发展方向242第四节煤合成氨244一、合成氨产业发展情况分析244二、合成氨产业链246第五节现代煤化工的经济性分析247一、煤基醇醚路线的经济性247二、煤制烯烃的经济性分析248三、煤制油的经济性248第八章2009年中国煤化工产业竞争格局分析250第一节2009年中国煤化工产业竞争概况分析250第二节2009年中国煤化工产业竞争存在的问题分析251第三节20102013年中国煤化工产业竞争趋势分析255第九章2009年中国煤化工产业优势企业财务状况及竞争力分析256第一节河南煤业化工集团有限责任公司256一、企业基本概况分析256二、2009年企业财务状况分析257三、2010年之前公司项目进展情况259四、未来企业发展规划分析261第二节山东兖矿集团有限公司262一、企业基本概况分析262二、2009年企业财务状况分析262三、未来企业发展规划分析266第三节伊泰集团有限公司267一、企业基本概况分析267二、2009年企业财务状况分析270三、未来企业发展规划分析272第十章2009年中国煤化工产业相关行业发展态势分析276第一节煤炭276一、产量增速维持较高水平276二、煤价国内外煤价低位震荡278三、周转量环比降幅继续收窄280四、库存供应侧增加更快280五、进出口净进口剧增282第二节煤化工装备产业283一、新型煤化工产业链综述283二、2009年全国煤炭企业产量50强分析报告286第十一章20102013年中国煤化工产业发展趋势分析289第一节20102013年中国煤化工行业发展趋势分析289一、传统煤化工面临三大挑战289二、以煤为原料生产甲醇等多种化工品291三、煤化工产品策略分析292四、精细化和多联产将是行业发展方向292五、坚持科学发展煤化工296第二节20102013年中国煤化工市场发展预测分析301一、煤化工发展的关键环保瓶颈的突破和政策支持301二、煤化工发展需要创新思维302三、煤化工发展进程预期304第十二章20102013年中国煤化工行业投资机会与风险分析306第一节20102013年中国煤化工行业投资环境分析306第二节20102013年中国煤化工行业投资周期分析306一、经济周期306二、增长性与波动性307三、成熟度分析307第三节20102013年中国煤化工行业投资机会分析308一、煤制气煤化工领域投资热点308二、投资方向分析311三、吸引力分析315四、盈利水平分析316五、融资方式分析316第四节20102013年中国煤化工行业投资风险预警分析317图表目录图表煤制SNG总工艺流程示意图3图表原料煤煤质组成及热值4图表煤制SNG物流数据表5图表煤制SNG消耗表6图表煤制SNG投资估算表6图表煤制SNG成本估算表7图表我国煤炭资源分布36图表我国探明煤炭储量各省分布比例图37图表中国水系图41图表全国十大流域统计42图表2009中国成品油进出口情况81图表中国2009年第四季度汽油出口量统计表（按目的地分类）单位吨82图表炼焦产品结构120图表2009年国内炼焦用洗精煤产销量对比121图表炼焦产业地区分布121图表供需状况分析及预测122图表市场价格分析及预测122图表电石生产工艺124图表20082009年电石产量（单位万吨）125图表国内电石价格走势（单位元/吨）125图表电石消费结构126图表不同煤气化方法气体成分构成127图表2008年、2009年全国甲醇产量对比（单位万吨）165图表2008年、2009年18月我国甲醇进口量对比（单位万吨）166图表洁净煤发电技术的政策支持180图表2020年中国洁净煤技术发展方案建议一览表199图表煤基甲醇制烯烃在建和规划项目214图表煤气化主要下游的产业链细分229图表煤气化单产甲醇和热、电、甲醇三联产系统的成本对比243图表煤气化单产和热、电、甲醇、气四联产系统的投资和成本对比243图表煤基合成氨的工艺过程245图表我国合成氨原料占比246图表煤炭价格甲醇生产成本的对应关系（单位元/吨）247图表煤制甲醇与天然气制甲醇的成本比较248图表河南焦化主营业务分产品情况表258图表主要会计数据和财务指标258图表焦化四条焦化产业链示意图261图表煤化工产业链262图表运营数据总揽263图表2009年14季度，本集团煤炭产、销量表264图表2009年度主要会计数据及财务指标270图表中国原煤单月和累计产量276图表山西炼焦精煤和动力精煤产量277图表中国煤炭销量277图表澳大利亚BJ煤价和指数278图表秦皇岛港平仓价278图表分煤种价格279图表煤炭周转量280图表全社会库存和煤矿库存281图表港口库存281图表山西省煤炭库存282图表中国煤炭进出口282图表主要用煤行业累计增速和月度增速283图表煤气化主要下游的产业链细分294图表全球合成氨可能继续保持景气296图表我国煤化工发展规划（万吨）302图表我国煤化工发展进程预期305图表产业生命周期曲线图307第一章2009年世界煤化工产业发展格局分析2009年开始，中国煤化工开始走向大型化，现代化，技术工艺逐步成熟，主要设备逐步，国产化、产业结构逐步合理系统化，故从2009年开始分析中国煤化工发展形式。第一节2009年世界煤化工产业发展概况分析一、煤制天然气的工艺流程与经济性随着我国城市化进程的继续推进，对天然气的需求将持续攀升。而我国天然气储量并不丰富，为了保障用于城市燃气的天然气的供应，我国2007年11月已经禁止了天然气制甲醇，并且限制煤炭充足地区的天然气发电。据预测，我国2010年、2015年和2020年对天然气的需求分别达到1200亿M3、1700亿M3和2000亿M3，相应地，天然气缺口分别为300亿M3、650亿M3和1000亿M3。目前我国天然气的进口途径主要有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通过长输管道进口的天然气，另一条是在东南沿海等地进口的液化天然气LNG。地缘政治和国际天然气的运输及价格都将影响我国天然气的供应。因此，发展煤制代用天然气SUBSTITUTENATURALGASSNG就具有了保障我国能源安全的重要性。煤制SNG可以高效清洁地利用我国较为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源短缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬天供暖期间，将生产的代用天然气供给工业和民用作为燃料用于供暖；在夏天用电高峰时，部分代用天然气用于发电；在非高峰时期，可以转变为LNG以作战略储备；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础设施的费用，并保证了天然气供应的渠道和实现了CO2的减排。由此可见，煤制SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的发展方向。本文以某厂煤制SNG项目为例，首先对总工艺流程进行了简要描述，并对其中甲烷化技术进行了介绍。其次对流程进行了模拟计算，得出客观可靠数据。最后对煤制SNG在节能减排方面的优势以及经济性进行了分析。煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高温甲烷化工艺来生产代用天然气。本文所研究项目的工艺流程如图1所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装置和硫回收装置。主要流程为原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。在气化炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏和气化、氧化后，生成粗合成气。粗合成气的主要组成为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送入甲烷化单元。在甲烷化单元内，原料气经预热后送入硫保护反应器，脱硫后依次进入后续甲烷化反应器进行甲烷化反应，得到合格的天然气产品，再经压缩干燥后送入天然气管网。图表煤制SNG总工艺流程示意图甲烷化技术煤制SNG工艺流程中主要包括煤气化、变换、酸性气体脱除、甲烷化等工艺技术，其中高温甲烷化技术为关键技术之一。1托普索甲烷化技术丹麦托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪70年代后期，该公司开发的甲烷化循环工艺TREMPTM技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了这一技术能够用于商业化。该工艺已经在半商业规模的不同装置中得到证明，在真实工业状态下生产200M3/H3000M3/H的SNG。在TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的温升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的温度。TREMPTM工艺一般有三个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器BWR代替，虽投资较高，但能够解决空间有限问题。另外，在有些情况下，采用四个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用一个喷射器代替循环压缩机。除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。托普索工艺可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽。2DAVY甲烷化技术20世纪90年代末期，DAVY工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了CRG技术和最新版催化剂。DAVY甲烷化工艺技术除具有托普索TREMPTM工艺可产出高压过热蒸汽和高品质天然气特点外，还具有如下特点催化剂已经过工业化验证，拥有美国大平原等很多业绩。催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H/C比，转化率高。催化剂使用范围很宽，在230700范围内都具有很高且稳定的活性。3鲁奇甲烷化技术鲁奇甲烷化技术首先由鲁奇公司、南非沙索公司在20世纪70年代开始在两个半工业化实验厂进行试验，证明了煤气进行甲烷化可制取合格的天然气，其中CO转化率可达100，CO2转化率可达98，产品甲烷含量可达95，低热值达8500KCAL/NM3，完全满足生产天然气的需求。工艺流程模拟1计算基准气化技术采用BGL技术，天然气产量为20亿NM3/A，其中甲烷含量为9646。原料煤煤质组成及热值如下分析项目水分AD灰分AD全硫AD碳AD氢AD氧AD氯AD高位发量MJ/KG图表原料煤煤质组成及热值2关键物流数据通过流程模拟得到各关键物流的数据如表2所示，其中物流号与上图相对应。图表煤制SNG物流数据表物流号12345组成MOLCO24619341171504164H2S0090068COSCS20008CO60649111251664931PPMH2256634870472888031CH47784539680759646C2C405830388058001NH30277HCN0034N2AR02930203030415802O2998流量NM3/H8433001216587812924250000176245温力MPAA4365335753该装置的主产品为20亿NM3/A天然气，副产品中除了一些油品外还有10000T/A的硫磺。通过对全厂热量平衡计算，需配备3台460T/H1211428027690538396800042689的锅炉，满足全厂供汽后可发电120MW。3主要原料和公用工程消耗图表煤制SNG消耗表序号项目单位年消耗量1原料煤T38346002燃料煤T9913523催化剂及化学品T652644电KWH3584537605原水T13691680经济性分析1计算假定项目投产后第一年生产负荷为90、第二年生产负荷为90，以后各年均为100，生产期15年，工程计算期18年。原料煤价格为160元/T，水资源费为6元/T，电价为036元/KWH，天然气价格为167元/NM3，硫磺价格为700元/T。2投资本报告所研究的煤制SNG项目的投资估算见下表图表煤制SNG投资估算表项目费用万元工艺生产装置包括空分，气化，变换，酸脱，甲烷化，硫回收509419公用工程239901辅助生产装置44025全厂系统168774厂内基础设施31907厂外系统109682其它费用341475总计14451833成本估算图表煤制SNG成本估算表序号项目单位单价（元）年消耗量成本1原料煤T1603834600613542燃料煤T160991352158623催化剂及化学品T6526479094电KWH036358453760128685原水T61369168082156工资及福利费149407制造费用1056138生产成本511559天然气单位成本元/NM31074效益分析本文所研究项目的产品天然气单位生产成本为107元/NM3，影响成本的主要因素为原料煤价格及建设投资。该项目所得税后全部投资财务内部收益率为1065，财务净现值I10为54463万元。财务内部收益率大于基准收益率，说明盈利能力高于行业规定。所得税后的投资回收期为977年含建设期3年，均小于行业基准回收期，表明项目投资能按时收回。此外，根据敏感性分析，随着原料煤价格的下降以及天然气价格的上涨，税后内部收益率还会提高。由此可见，煤制SNG具有较好的经济可行性。结论总之，在我国发展煤制SNG，各项常规技术已有较广泛的应用和发展，如碎煤加压气化、空分、耐硫变换、脱硫脱碳、锅炉和汽机等技术。甲烷化反应器及催化剂在传统应用中也取得了一定的经验，而大规模应用可以借鉴国外成熟技术。为此，扎实稳步地在中国推进煤制SNG发展路线，无论是适度发展煤制天然气，补充天然气资源，缓解国内天然气供求的矛盾，还是推广已有成熟技术或新技术储备，都将具有积极的推动意义。二、液化煤层气能源新秀后来居上2009年6月18由中国联盛投资集团有限公司投资建设的山西沁水顺泰能源煤层气液化项目正式投产运行。该项目正式投产后可日产液化煤层气50万立方米。该项目三期工程预计将于今年开工建设，届时项目的煤层气液化能力将达到每天150万立方米。2009年7月5日，山西港华煤层气液化项目一期工程投产暨二期工程奠基仪式在山西沁水举行。该项目总投资9800万美元，一期工程日产液化煤层气25万立方米，二期工程日产量再增加57万立方米，使总生产规模达到日产82万立方米，投产后可每年减少二氧化碳排放500万吨。2009年10月14日，山西能源煤层气投资控股有限公司世行贷款煤层气开发利用示范项目煤层气液化工程开工奠基。该项目总投资135亿元，其中利用世界银行贷款8000万美元。项目建设内容包括煤层气开发工程和煤层气液化工程两部分，建成后可年产煤层气25亿立方米，年产液化煤层气20万吨；可减排120万吨二氧化碳、7800吨二氧化硫。2009年12月1日，重庆市能源投资集团与易高环保投资有限公司在香港签署煤层气液化项目协议。该项目由美国联邦环保署出资，项目建设选址位于綦江松藻矿区，将每年利用松藻煤矿产出的11亿立方米煤层气，经过提纯、冷却、液化，生产出9100万立方米液化煤层气，同时减少156万吨二氧化碳排放量。截至2009年11月底，全国已经建成投产了6家煤层气液化工厂，而且基本实现了“安稳长满优”，即安全生产、稳定生产、长周期运行、满负荷运行和优质产品。清洁能源的现实需要我国2000米以浅的煤层气资源量约为3681万亿立方米。其中，鄂尔多斯盆地、沁水盆地是资源最富集地区。虽然资源丰富，但是煤层气的利用却有两大拦路虎运输和补充。气态煤层气体积庞大，进行远距离运输需要大面积铺设管网或者多次运输，耗费的成本巨大。同时，一定体积的气态煤层气质量很小，释放的能量不足以支持能耗大的工业生产需求，要想满足工业生产需求就要不断补充。这给生产带来极大的不便。于是，液化煤层气应时而生。煤层气液化是利用深冷技术，将气态煤层气在常压下冷却至162而凝结形成液化煤层气的过程。在这个过程中，气态煤层气中含有的少量重烃及汞、硫等成分因沸点高于甲烷而被先后排出，最后得到的液化煤层气更加纯净，成分只是单一的甲烷，燃烧后不产生任何废气，是一种更加洁净的能源。经过深冷后，液化煤层气的体积被压缩至气态煤层气的1/625，非常适合远距离运输，比管道输气和压缩煤层气运输节约成本，方便可靠，风险小，适应性强，储存效率高，占地少，投资省，而且产生的热能是相同体积气态煤层气的625倍，是一种更加高效的能源。温家宝总理曾经说，煤层气液化产业的发展是“一举三得”，可以缓解我国能源紧张的局面，可以保护生态环境，可以改善煤矿安全生产条件。因此，我国非常重视煤层气液化产业的发展，“十一五”规划明确提出将煤层气液化产业作为重要的鼓励发展产业。为了鼓励煤层气液化产业发展，国家出台了一系列优惠政策要求煤矿必须要先排后采，排气实行国家补给；增值税由17下调至13，并且先征后返；定价不受国家指导价格限制等。本身具有多种优势液化煤层气的主要优势，不是和天然气液化技术搞规模比赛，不是和天然气管道、煤层气管道开展竞争，也不是和天然气市场竞争用户，而是与液化天然气、管道天然气和管道煤层气的发展相衔接、相促进、相依托。液化煤层气具有明显的比较优势。煤层气液化项目由于规模相对较小，选址条件要灵活得多。国际上以大规模液化天然气（LNG）生产基地为源头的LNG进口，需要配套建设大规模的LNG终端项目。目前，我国已经在深圳、湄州、上海、宁波、青岛等地建立了项目，规模都在300万吨/年左右。这需要巨大的码头等诸多条件，而液化煤层气在这些方面要求较少，成本要低得多。煤层气管道到哪里，液化煤层气产品的市场就到哪里。一方面管道天然气和管道煤层气到达之后，液化煤层气就会遇到很大的竞争。但另一方面，管道燃气越来越离不开液化煤层气。首先，液化煤层气可以在管道燃气调峰上发挥积极作用。应对2009年“气荒”时，液化煤层气就发挥了积极的作用。其次，管道燃气的发展，很好地宣传了天然气和煤层气。在管道附近而又是管道尚未覆盖的区域，就是液化煤层气进军的首选市场。此外，液化煤层气生产过程中释放出的冷量可回收利用。例如可将液化煤层气汽化时产生的冷量，用作冷藏、冷冻、低温粉碎等。因此，有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。按目前液化煤层气生产的工艺技术水平，可将煤层气液化生产所耗能量的50加以回收利用。液化煤层气也是优质的车用燃料。与汽油相比，它具有热值高、抗爆性好、燃烧完全、排放污染少、延长发动机寿命、降低运输成本等优点。液化煤层气生产使用比较安全。它的燃点为650，比汽油高230左右；爆炸极限为4715，比汽油高出2547倍；液化煤层气密度为047左右，汽油为07左右。它比空气更轻，所以稍有泄漏会立即飞散并迅速吸热，不致引起自燃爆炸。初步完成规模化历程正是上述诸多优势让生产厂家看到了液化煤层气的广阔前景。一时间，液化煤层气成为市场的又一新宠。这一产业大有后来居上之势。目前，我国液化煤层气在运输成本控制上取得了重要进步。煤层气液化后体积压缩为原来的1/625，大大提高了运输效率和效益。一辆35立方米的标准液化气槽车，可以运输21万立方米的液化煤层气，相当于1015口直井的生产能力。在1000千米的运距内，单位运输成本约为05元/立方米。此外，国内与煤层气液化产业相关的配套产业也逐渐开始发展壮大。国产煤层气液化设备的生产技术和质量已经完全可以满足煤层气液化企业的需求。比如，联盛沁水顺泰煤层气液化项目所使用的设备90以上是国产，只有一些MG泵、调节阀及一些零部件是进口而来的。经过10余年的探索与发展，我国煤层气液化产业已经初步完成了规模化历程。截至2009年11月底，全国液化煤层气总规模约为260万立方米/天。到2020年中国天然气市场缺口将达到900亿立方米。近年来南方供气紧张，特别是在南方“气荒”的影响下，一批新的、规模更大的煤层气液化项目正在酝酿之中。随着规模扩大和技术改造，煤层气单位液化成本控制在0506元/立方米在不远的将来有望实现。2010年我国液化煤层气总需求约为300万立方米/天，2015年达到500万立方米/天，到2020年这个数字有可能达到700万立方米/天。按照目前的发展速度，煤层气这个既是新能源又是低碳能源的清洁能源将会很快进入大发展时代。产业也有近忧远虑首先，大多数企业都集中在探明程度较高的山西沁水南部作业，煤层气、煤炭矿权重叠问题比较突出。其次，对外合作依赖程度高，自营项目受限制。目前我国已登记的煤层气区块约6万多平方千米，其中对外合作区块占60以上。煤层气市场太近、太小、太乱、太间接。太近目前的煤层气市场主要分布在煤层气田周围，或者甚至就在煤层气田的矿区里面，当地和周边用户成了主导市场；太小最大用户每天用量为几十万立方米，一般用户每天用气量小到几百立方米、数千立方米，无法支撑煤层气大规模开发与快速发展；太乱无论是勘探开发市场，还是煤层气销售市场，均陷入极端无序状态；太间接压缩煤层气项目、煤层气液化项目等煤层气用户，都是转售煤层气的中间用户，并不是直接的煤层气利用企业或对象，给煤层气上游发展带来了很大的市场不确定性。三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势2009年12月7日由中国科学院福建物质结构研究所联合江苏丹化集团和上海金煤化工公司开展技术攻关的世界首创20万吨煤制乙二醇工业示范项目打通了全流程，试车成功并生产出合格的乙二醇产品。这标志着我国在世界上率先实现了煤制乙二醇（CO气相催化合成草酸酯和草酸酯催化加氢合成乙二醇）成套技术的工业化应用。乙二醇生产采用环氧乙烷水合路线，其水的用量超过理论值的20倍，而且约有9生产二甘醇，1生产三甘醇和更高分子量的聚乙二醇，从而降低了单乙二醇的选择性。因而降低水比的催化工艺已经成为乙二醇新工艺的开发焦点。另外基于乙烯路线经环氧乙烷的乙二醇生产，由于石油资源的短缺和天然气资源相对丰富，因而开发以合成气为基础的各种新乙二醇生产工艺十分引人关注，更是受到各化工企业的看好。三菱化学通过中间体合成乙二醇工艺日本三菱化学公司开发的以环氧乙烷为原料经碳酸乙烯酯生产乙二醇的新工艺取得了突破性进展。公司还同时解决了反应器材质和高效反应器的开发、包括低催化剂消耗量在内的工艺条件优化以及产品质量提升等问题。由日本三菱化学公司开发的经碳酸乙烯酯（EC）路线，由TEXACO公司开发的联产乙二醇和碳酸二甲酯路线以及SHELL公司开发的经二氧戊环的工艺路线。丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产乙二醇价格暴涨400元/吨我国乙二醇对外依存度高达70以上,由于中东地区部分装置停产,造成国内乙烯供应紧张,从而引起乙二醇等价格的迅速上涨。我国主要产能集中于中国石油和中国石化两大公司,丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产,有望受益于国内乙二醇的供不应求。乙二醇90应用于聚酯产品的原材料。本周聚酯切片价格也随成本支撑进一步上扬。全球首批煤质乙二醇在通辽面世通辽金煤化工采用的“煤质乙二醇”技术路线和工业化应用，是一套一项拥有自主知识产权的世界首创技术。其推广应有可代替传统的石油技术路线生产乙二醇，将有效缓解我国乙二醇产品供需矛盾，用石油技术路线没生产1吨乙二醇约需用25吨石油，如果采用“煤质乙二醇”生产技术，全球每年节省下来的石油就相当于新开发一个年产5000万吨石油的大油田。通辽金煤化工乙二醇项目总投资100亿元，设计生产能力为120吨。目前，一期年产20万吨乙二醇项目全部建设完成，年可转化褐煤130万吨。二期年产40万吨乙二醇项目前期工作正在积极筹备，今年上半年全面开工建设。乙二醇是生产聚酯切片和制冷剂的重要化工原料，目前国际上通常采用石油路线生产，生产过程水耗大、能耗大、成本高，而且关键技术都掌握在国外厂商手中。世界化工巨头壳牌公司前不久刚宣布2010年1月亚洲乙二醇合同价提高了80美元/吨。而中国乙二醇年需求量达700万吨以上，而国内用石油乙烯路线每年只能生产200多万吨，仅能满足2030的市场需求，缺口的400多万吨只能依赖进口。“煤制乙二醇”项目技术负责人之一、项目攻关组组长姚元根研究员认为，“煤制乙二醇”的技术路线符合我国缺油、少气、煤炭资源相对丰富的资源特点。据相关资料显示，目前世界对乙二醇的年需求量为2000多万吨，其中我国需求量就占到三分之一。海湾石化和化学协会GPCA论坛上传出消息，受中国国内需求的强劲引领，预计2010年全球乙二醇需求将会比2009年增长65。2010年生产聚酯纤维常用的中间体乙二醇的全球总需求估计为1850万，亚洲的增长前景仍然看好。目前乙二醇市场需求仅为150万吨/年，而中国市场需求为700万吨/年，乙二醇的市场潜力无穷大。就如华鲁恒升若突破乙二醇技术，那真是前途无量。内蒙古将继续推进煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气、煤制乙二醇等现代煤化工示范工程建设，形成1000万吨的甲醇生产能力。目前2010年中国“煤制乙二醇”技术工业化已拉开崭新的帷幕时，或许它的发展远比笔者想象的更精彩，在世界科技今日更迈进一步。我们期待着煤制乙二醇技术工业化的迈进。乙二醇的化学性质常识乙二醇（ETHYLENEGLYCOL）又名“甘醇”、“1,2亚乙基二醇”，简称EG。化学性质与乙醇相似，主要能与无机或有机酸反应生成酯，一般先只有一个羟基发生反应，经升高温度、增加酸用量等，可使两个羟基都形成酯。如与混有硫酸的硝酸反应，则形成二硝酸酯。酰氯或酸酐容易使两个羟基形成酯。乙二醇在催化剂（二氧化锰、氧化铝、氧化锌或硫酸）作用下加热，可发生分子内或分子间失水。乙二醇能与碱金属或碱土金属作用形成醇盐。在制革和制药工业中，分别用作水合剂和溶剂。乙二醇的衍生物二硝酸酯是炸药。乙二醇的单甲醚或单乙醚是很好的溶剂，如甲溶纤剂HOCH2CH2OCH3可溶解纤维、树脂、油漆和其他许多有机物。乙二醇的溶解能力很强，但它容易代谢氧化，生成有毒的草酸，因而不能广泛用作溶剂。乙二醇是一个抗冻剂，60的乙二醇水溶液在40C时结冰。四、2010年国内甲醇趋势预测一、2010年国内甲醇产能预测甲醇产能预测近年来国家大力推进石油替代战略，我国甲醇行业发展迅速，产能扩张步伐加快，仅五年时间，国内甲醇产能就增加了四倍之多。08年受金融危机的影响，部分厂家新建装置投产计划推迟，国内产能增长率减缓，增幅在10。随着国民经济的复苏，2010的国内新建产能将会集中投产，届时国内产能将突破3000万。2010年国内甲醇消费预测1、由于甲醇燃料、甲醇制烯烃等不确定因素和国家标准及政策影响甲醇需求具有较大的不可预测性。2、预计2010年国内甲醇需求增长率为1825。二、2010年国内甲醇市场走势预测宏观经济1、在国家宏观调控的政策推动下，09年国内经济逐步好转，一季度国内GDP增幅61，达到2002年以来的最低点；二季度GDP增幅78；三季度GDP增长89，保8的经济增长指数在第三季度已完成；四季度GDP预测增长10。2、预计明年国家宏观经济形势基本面还是向好的，支撑甲醇形势趋于乐观。成本增加煤炭由于受资源整合影响，山西、河南等省的产能增长缓慢，而内蒙古、安徽、贵州、陕西及神华、中煤两大央企的产能增长较快。但随着山西资源整合的全国推广，产能增长将受到一定抑制。铁路运力以及气候条件也将对煤炭运输的影响，可能造成局部地区的供应紧张。随着经济的逐步恢复，各行业的主要煤炭消费行业用煤量将平稳增加，2010年煤价格将小幅上涨。天然气天然气价格明年必然上涨，是因为目前我国天然气与原油7898,041,052的价格比仅为035至045，而国外一般为106左右。作为清洁能源，天然气在我国能源消耗结构中的比例将逐步增加，所以我国会加大天然气的勘探开采力度，同时多渠道引进海外气源，在这种背景下，天然气价格调整并逐步到位是必然的。水价据不完全统计，今年以来已经有14个城市上调了水价。尤其最近两个月以来，包括上海、天津、沈阳、广州、南京和兰州等多个大中城市都已经举行了水价上调的听证会。电价全国销售电价平均每千瓦时提高28分钱，但对各地区、各行业用电价格水平的调整有一定差异。受当地电网企业普遍亏损影响，陕西、山西、甘肃等十大产煤省、市地区将上调上网电价，改变企业严重亏损局面，价格浮动在每千瓦时上调0215分钱。而沿海省、市地区供电企业盈利良好，可再生能源发展迅猛，因此拟下调电价每千瓦时0309分钱。油价今年国内汽柴油累计涨幅1520元/吨和1390元/吨。供需关系1、明年新投产装置增幅比例较大，而产能会有多大的释放量2、明年甲醇进口数量3、M15甲醇汽油标准有望2010年上半年出台4、传统下游工厂的开工率能否提升外盘价格国外装置的开工情况各国之间的套利关系商务部针对于沙特、马来西亚、印度尼西亚、新西兰四国甲醇反倾销2010年上半年仲裁其他因素电子盘电子盘与华东市场联动性比较强，主要影响市场人士心态，部分现货会在盘中套现。天气台风、强降雨/雪等天气影响局部市场供应受限。物流油价上涨，车皮紧张，火运专线少及天气因素影响运输周期较长和成本增加。2010年国内市场走势预测1、明年国内经济形势是向好的，但就甲醇而言，产能严重过剩，然新型下游需求具有不确定性。2、预计2010年国内甲醇市场走势盘整向上。五、尿素企业延伸产业链大有可为尿素不仅可作化肥使用，而且也是重要的化工原料。当前，我国尿素产能达到近6300万吨，而总需求量为5100万吨，有超过1000万吨的产能过剩。可以说，现在是有史以来国内尿素产能过剩最为严重的时期。那么，能否通过延伸产业链，加大尿素下游产品的开发力度，消耗一部分产能，同时也增加企业的经济效益尿素下游究竟有哪些产品值得开发呢国内尿素下游产品的研发现状又如何20多种下游产品可消耗近10产能以尿素为原料可以开发生产尿囊素、氰尿酸、氨基磺酸、三聚氰胺、异丁叉二脲、氨基甲酸甲酯、过碳酰胺、苯甲醛缩氨基脲、邻苯二甲酰亚胺、磷酸脲等20多种下游产品。那么，这些下游产品消耗尿素的量究竟有多大能否成为化解尿素过剩产能的一个重要渠道这些尿素下游产品，既有上世纪七八十年代开发成功的，也有近两年仅进行了小试、中试，还没有产业化的。上世纪在国内开发成功的尿素下游产品，主要有ADC发泡剂、氰尿酸、尿囊素、试剂尿素等。ADC发泡剂在上世纪70年代就已经开发成功。目前我国已成为世界上ADC发泡剂生产能力最大的国家。中国氯碱工业协会ADC发泡剂专业委员会主任理事孔翠琴向记者介绍，目前全国ADC发泡剂年产量为15万16万吨，生产1吨ADC发泡剂需消耗尿素25吨，因此ADC发泡剂行业一年消耗尿素的量为30万40万吨。氰尿酸作为一种重要的有机中间体，其以尿素为原料的生产技术在上世纪80年代就已经开发成功。安徽省化工研究院高级工程师汤胜文表示，生产1吨氰尿酸需要消耗尿素2吨左右，但该产品市场容量较小。目前我国氰尿酸年产能在20万吨左右，每年消耗尿素量为40万吨左右。我国从上世纪80年代开始研发尿囊素，90年代开始形成生产能力。目前，每生产1吨尿囊素需消耗尿素15吨。据华东理工大学教授田恒水估计，我国尿囊素年市场需求量将达1万吨左右，产能为70008000吨，因此尿囊素消耗的尿素量很少。试剂尿素也在上世纪开发成功。2004年，国内首创的以尿素和甲醇为原料的1500吨/年氨基甲酸甲酯装置在山东东营市康瑞石油化工有限责任公司投产。据记者了解，每生产1吨氨基甲酸甲酯可消耗尿素14吨，但目前国内氨基甲酸甲酯产品的年需求量只有100吨左右。以尿素为原料生产的过碳酰胺是一种高效、使用方便的固体消毒剂。生产该产品的安徽合肥天马日化科技有限公司的销售经理徐春生告诉记者，过碳酰胺相比过碳酸钠等消毒剂没有价格优势，在日化和医药领域用量很少，他们公司每年也就销售1吨。用尿素还可生产一种化工中间体N氯代邻苯二甲酰亚胺，用于医药、农药和染料等行业。生产该产品的山东青州市奥星化工有限公司宋经理表示，该产品在国内一直用量不大，公司每年也就销售10多吨。细细数来，消耗尿素量大、市场需求量大的其实还是三聚氰胺、脲醛树脂胶这两个老的尿素下游产品。我国三聚氰胺年产能约为85万吨，实际产量为50万吨，每吨三聚氰胺消耗尿素38吨，年消耗尿素量近200万吨。脲醛树脂胶消耗尿素的量，每年也为200多万吨。国内已经产业化的尿素下游产品，每年消耗的尿素量在500多万吨，占我国尿素总产能的近10，是消化我国尿素产能的一个有益补充。近年来，不少企业开始把目光投向尿素下游产品的开发。图为去年9月，湖南一年产2万吨三氯异氰尿酸项目签约现场。卖价很高能成为效益增长点尿素下游产品都是精细化工产品，虽然其生产规模、市场容量相对尿素小，但回报率和附加值都比尿素高。因此，不少业内人士认为，开发尿素下游产品可以成为尿素生产企业的一个效益增长点。典型的佐证就是，在目前国内尿素市场价格始终在成本线附近徘徊的同时，尿素下游产品的价格仍然卖得很高。据记者了解，厦门一家生产乳清酸的企业，每千克产品报价为169元，合每吨16万多元。浙江、山东两家生产尿囊素的企业，其产品报价都在4万元/吨左右。而既可以作为多种添加剂，也可用于农药、医药中间体的氨基甲酸甲酯，市场价格为每吨2万多元。东营市康瑞石油化工有限责任公司投产该产品1年，生产、销售产品320吨，总产值90多万元。澳大利亚的一个客商曾提出每年向中国采购氨基甲酸甲酯2万吨的要求，这说明该产品市场需求还是比较大的。以尿素、丙酮为原料，直接反应合成的丙酮缩氨基脲，能用于合成医药产品的生产，还可用于农药、染料中间体、化学试剂、金属配体试剂等。山东一家生产该产品的厂家报价为500元/千克。用尿素和水合肼合成盐酸氨基脲，可以制取硝基呋喃类药物，还可用于有机合成原料。湖北襄樊市金译成精细化工有限公司对该产品的报价为45元/千克。虽然开发尿素下游产品不能完全解决国内尿素产能过剩的问题，但可以作为企业的一个效益增长点。20年前，他就曾在行业会议上呼吁过化肥企业要上马精细化工产品，但企业都不愿意做。这么多年来，尿素企业的发展思路只是一味地扩产。今后随着大型生产装置的陆续建成投产，那些远离原料产地、远离市场、装置规模小、技术装备落后、生产成本高的企业将被淘汰出局。因此，上马尿素下游产品已成为企业寻求新的利润增长点、求得生存的现实需要。尿素下游产品不仅投资小、见效快，而且尿素生产企业可以对尿素生产过程中产生的余热、余压等进行综合利用，生产成本会更低。双赢选择产学研需要手拉手针对尿素下游产品，不少科研院所成功完成了小试、中试，但因为没有合作伙伴、缺乏经费支持，制约了产业化。氨基磺酸是一种重要的固体强酸，目前国内年消费量约为4万吨，另外每年有数千吨的出口量。该产品可用于酸性清洗剂、有机合成磺化剂、甜味素，以及合成纤维和造纸生产中的稳定剂等10多个领域。目前国内大部分企业都是采用非尿素原料路线（液相法）生产该产品，而质量和价格等多方面的因素制约了该产品的应用拓展。其实，用尿素与硫酸反应生产氨基磺酸，原料消耗低、投资省、反应条件温和，是非常有发展前景的合成路线。中国石油大学用尿素合成苯氨基甲酸甲酯小试成功已经有6年了，而且解决了难以生产提纯的问题。像其他尿素下游产品一样，苯氨基甲酸甲酯的关键在市场用途，由于没有经费支持，找不到合作伙伴，我们后续的研究就没再进行了。其实，在目前尿素产能过剩的大背景下，愿意开发下游产品的企业很多。尿素生产规模大了，势必要考虑往下游延伸，但是尿素企业都以生产稳定为核心，对下游产品的开发与产品市场了解不多，考察上马产品比较注重技术的可靠性。其实在尿素下游产品中，有不少值得尿素企业、科研院所联手去开发。比如，德国产的液体缩二脲每吨售价为6万多元，而国内生产的固体缩二脲价格仅相当于国外价格的一半。我国的液体缩二脲生产技术还是空白。又比如，苯甲醛缩氨基脲是一种重要的精细化工中间体。目前该产品传统的合成工艺存在能耗大、收率低、原料成本高、污染严重、操作不安全等缺点。但在微波辐射条件下，可以尿素等为原料采用一釜两步法合成。沈阳化工学院、延安大学的相关实验证明，该工艺操作简单，原料成本低，总收率高，且不产生含肼废水。盐酸氨基脲是尿素下游产品之一，被广泛应用于医药工业。图为湖北一家企业生产的盐酸氨基脲产品。五、当前世界现代煤化工行业发展的几个重要态势煤化工是以煤炭为主要原料生产化工产品的行业，根据生产工艺与产品的不同，可以分为煤焦化、煤气化和煤液化三条产品链。其中煤焦化及其下游电石PVC、煤电石、煤气化中的合成氨等都属于传统煤化工领域，而煤气化制醇醚燃料、甲醇制烯烃（MTO/MTP）、煤液化则是现代新型煤化工领域。本文仅就现代新型煤化工的发展态势分析研判。从全球煤化工发展状况，根据国际煤气化技术委员会年会统计，截至2006年底，全球大约有117家大型煤化工企业，现代气化炉385座，总生产能力达到45000兆瓦，地区分布是东亚和澳洲占22，非洲和中东占34，欧洲占28，北美占15。从产品类型上来看，37是各类化工产品、36是间接合成油、19用于发电。全球以煤气化为核心的现代煤化工产能年均增长5，略高于化工行业平均36的水平。随着高油价时代的来临，以大型煤气化为龙头的现代煤化工产业已经成为全球经济发展的热点产业，因为现代煤化工产业创造了新型的能源、化工一体化产业发展模式，这一新模式可以减少对原油资源的高度依赖，并能有效解决交通、火电等重要能源行业的污染和排放问题。（一）大型煤气化成为煤炭利用的技术热点煤的气化是现代煤化工的核心。鉴于现代煤化工产业范畴的洁净煤发电、醇醚燃料、碳一化学品等的基础都是煤气化，因此以大型煤气化为龙头的现代煤化工产业已成为全球经济发展的热点产业，其现代煤化工和煤化工能源一体化的产业模式，对减少国际油价持续高涨的负面影响和减少交通、火电等重要用能行业的污染气体排放将产生重要作用。煤炭洁净气化技术的开发正朝大型化、清洁化的方向发展，以改进设备结构，提高脱硫、除尘及净化效率为目标。对于煤化工的经济性，据有关专家测算当石油价格高于40美元/桶时，在缺油、少气、富煤的地区，使用煤化工路线生产化工产品，生产成本较石化路线低510。（二）车用替代燃料成为煤基替代能源产品开发的重点现代煤化工发展的一个重点应用领域是开发车用替代燃料，包括煤液化制油和煤气化生产甲醇、二甲醚等新型车用燃料。煤的液化由于投资巨大、环境成本高企、大规模工业化应用尚需技术突破等原因，目前在多数国家主要作为战略储备技术开发，鲜有大规模商用。而醇醚燃料则是较理想的车用替代燃料，环保性好，经济性高。甲醇掺