低油价下的煤化工

    煤市低迷时期，本是 煤化工 的低成本窗口期，但低油价和严苛的环保要求却让煤化工的经济性和环保性备受质疑。在这种形势下，中国煤化工将走向何方？本报试从煤化工面临的挑战和未来的方向两方面进行分析，希望能为企业提供参考。

    煤炭清洁高效利用的重要方向，煤炭产能消化的重要出口，煤炭和化工行业转型升级的重要路径……在中国，煤化工曾被赋予各种重任。尤其是现代煤化工，从 煤制油 到 煤制气 ，再到煤制烯烃，10多年来，相关项目争相上马，中外技术轮番亮相。

    但现实与理想总有差距。即便在“最热”之时，人们对煤化工项目经济性和环保性的质疑也从未停止。时至今日，随着油价下跌，连一向看重中国市场的国外人士都犹疑了。“很多人都在担心，煤化工到底适不适合中国？”剑桥能源主任研究员李义善直言。

    面对低油价、产能过剩风险和日益严苛的环保要求，中国煤化工将走向何方？从国际研究机构学者到国内环保专家，再到相关企业负责人，各有看法。

    牵一发而动全球的 页岩气

    低油价的背后，正是页岩气等非常规油气带来的世界能源格局改变。 美国 的油气供应很灵活，生产商很快就能把产量翻一番

    “又一个‘狼来了’的故事。”在近日召开的2015世界煤炭转化技术大会上，业内专家如此形容美国页岩气对中国煤化工产业的影响。

    煤化工项目经济性如何？油价无疑是决定性因素。

    以煤制油为例，有研究显示，石油基化工产品成本构成中，原油成本占比近80%；煤制油产品中，厂房、设备等固定成本与原料等可变成本各占50%，其中煤炭成本占30%左右。在低油价时代，煤制油产品的经济性是难以与石油基化工产品相抗衡的。

    据测算，国际油价每桶70美元是煤制油项目的盈亏平衡点，当油价降至每桶60美元时，煤制油项目就会亏损。“当油价低于每桶30美元时，即使煤炭不要钱，煤化工项目也会亏损。”亚化咨询业务总监郑春临表示。现实情况是，国际油价于今年1月跌破每桶50美元大关，至今仍未大幅反弹超每桶60美元。

    低油价的背后，正是页岩气等非常规油气带来的世界能源格局改变。

    中石油政策研究室发展战略处处长唐廷川指出，以美国页岩气为首的非常规油气的发展增加了世界油气产量，改变了国际石油市场供需状况。

    分析普遍认为，2014年以来，国际油价大跌的主要原因在于，美国油气产量大增，欧佩克等传统产油国为了保住市场份额坚决不减产，导致国际石油供大于求。

    从2008年开始，美国原油日产量从500万桶增加到2014年12月的930万桶，几乎占据全球原油的全部增量。2000年至2013年，美国页岩气产量从112亿立方米增加至3209亿立方米。借鉴页岩气开发经验，美国致密油产量快速增长，从2011年的3000万吨增加至2013年的1.41亿吨，占美国石油总产量的28%。

    “从中长期来看，只要油价有所反弹，中国煤化工就可以获利。”郑春临仍看好中国煤化工的未来，“只要全球原油产量减少10%，油价就会上涨100%。”

    但基于油气供给的分析并非如此乐观。国际能源署（IEA）近日发布的年度能源展望报告指出，受益于全球经济向好，该机构将其对2015年全球石油日均需求量的预测上调9万桶至9360万桶。

    “不是需求上升价格就有所回升，因为供应也在变化。”李义善表示，美国的油气供应很灵活，生产商很快就能把产量翻一番。如果油价反弹至每桶60美元，美国油气公司将做出反应，重新开动钻探设备。

    IEA预测，2015年，美国日均原油产量为1252万桶，这一产量将超过1970年所创下的历史最高纪录，并有可能超越沙特，和 俄罗斯 并列全球第一；从2017年开始，美国将从天然气净进口国向净出口国转变，在2020年之前成为天然气净出口国。

    “掌握油价话语权的不再仅仅是中东国家，还有华尔街人士。”李义善说。

    在中国，低油价对煤化工产业的影响已经显现。

    以神华宁煤集团为例，作为宁东能源化工基地的主力军，该集团早在2004年就启动了年产25万吨甲醇项目。

    2012年，神华宁煤集团煤化工产业首次扭亏为盈，实现销售收入60亿元、利润4.15亿元。2013年，神华宁煤集团煤化工产业实现营业收入65亿元、利润11亿元；2014年，实现利润12亿元。

    宁煤集团煤化工分公司研发中心主任罗春桃告诉记者，受累于油价下跌，去年该公司聚丙烯售价降至每吨7900多元，降幅超4000元。尽管目前煤化工产品售价有所回升，但走势仍不容乐观，今年该集团煤化工产业一季度利润不到2000万元。

    漂洋过海来的低价同类产品

    在美国，随着页岩气产量大幅增长，基于页岩气的化工产品，生产成本大幅降低，甲醇、聚乙烯、丙烯等化工产品的新建产能涨势迅猛

    除了低油价带来的风险，中国煤化工还要面对来自海外低成本同类产品的挑战。

    在美国，随着页岩气产量大幅增长，基于页岩气的化工产品，生产成本大幅降低，甲醇、聚乙烯、丙烯等化工产品的新建产能涨势迅猛。据不完全统计，目前，美国新建甲醇产能接近2500万吨；拟建聚乙烯产能约为690万吨，占到2014年美国聚乙烯产能的45%；拟建丙烯产能达500万吨以上。

    以甲醇为例，过去几年，中国甲醇进口主要来自伊朗、沙特、阿曼等国，预计后期随着美国相关项目的如期投产，从美国销往中国的甲醇数量将会增加。

    公开资料显示，中国已投入运行11个甲醇制烯烃项目，需外采甲醇416万吨。从目前东部沿海地区已投产的外购甲醇制烯烃项目看，多数企业采取“国产+进口”甲醇的形式，目前只有华亭煤业FMTP（年处理60万吨甲醇制20万吨聚丙烯）项目能够完全利用现有煤制甲醇产能，宁波富德项目及中原石化则完全采取外购甲醇模式。

    郑春临表示，2013年，美国甲醇生产成本约为每吨210美元，与煤炭产地建设的煤制聚烯烃项目相比，外购甲醇制烯烃装置省去了煤气化和甲醇合成工段，投资相应小很多，必将对中国煤制烯烃造成冲击。

    “事实上，受产能增速超过需求增速影响，全球基础化学品市场正面临产能逐步过剩的危险。”IHS化学公司副总裁马克·埃拉莫日前在2015IHS全球石化大会上说。

    其中，甲醇的市场表现比较突出，当前全球甲醇产能过剩超过50%，预计2016年全球甲醇产能过剩将降至40%，但是到2020年将再次攀升至逾50%。

    在全球甲醇产能过剩的大背景下，中国市场同样不容乐观。仅在西北地区（ 内蒙 古、 陕西 等地），2014年的甲醇新增产能就达1095万吨，同比增236.9%。

    目前，西北地区甲醇产能已占到全国总产能的一半左右，其中绝大部分为煤制甲醇。

    兖矿集团榆林能化公司的相关负责人透露，由于该公司年产60万吨煤制甲醇装置用的是外购煤炭，现在每生产1吨甲醇至少亏损400元，月亏损在2000万元以上。

    需持久应战的环保达标

   “零排放”的难点在于杂盐的处置成本，目前没有一个项目的成本包含盐的处置费用，技术经济指标未包含完全的环保成本

    4月16日，国务院印发的《水污染防治行动计划》在中国政府网公布。这个被称为“水十条”的计划，提出了严格的考核制度，从工业废水、市政污水到水环境，均明确了量化指标，成为继新《环保法》后的又一重磅武器。

    现代煤化工虽是煤炭清洁利用的重要途径，但一直存在高耗能、高污染、高碳排放的争议。其中，用水问题是环保专家最为担心的。

    环保部环境工程评估中心石化轻纺评估部副主任童莉表示，由于我国“煤水逆向分布”，煤化工项目不合理的布局已严重威胁环境安全，水资源和纳污水体缺乏，进一步加剧环境污染。

    她表示，黄河的盐含量已累积接近生态红线，黄河中上游地区基本是“有河皆枯”、“有水皆污”。

    政府部门显然早已意识到问题的严重性，并开始了行动。“水十条”明确规定，实施最严格水资源管理。对取用水总量已达到或超过控制指标的地区，暂停审批其建设项目新增取水许可。

    今年2月，环保部驳回苏新能源公司在新疆的40亿立方米煤制气项目环评，并要求建设单位不得开工建设。环保部认为，该项目在水资源影响、废气治理、工艺环保水平等方面存在六大问题。

    在加强事前监管的同时，环保部门亦加大了事后惩处力度。根据新《环保法》，违反《环保法》规定，构成犯罪的，依法追究刑事责任。

    至于新《环保法》第五十九规定中的按日计罚制度，更是大大提高了违法成本。

    “我看到这条感到非常震撼，这是非常严厉的罚则，真的是向污染宣战了。”中煤科工集团华宇公司环境工程所所长麦方代说。

    正如李克强总理所言，“要让那些偷排偷放的企业承受付不起的代价”。在新《环保法》出台后，批建不一、违规排放和超标排放、偷排偷放等行为，将成为煤化工项目不得不防的“高压线”。

    但在童莉看来，经过10多年的探索，目前还没有一家煤化工企业能做到真正的“零排放”。

    以大唐多伦煤化工项目为例，该项目从2007年开始筹划建设，到2012年3月正式转入试生产。该项目配套建设的污水处理站于2011年8月动工，号称填补了中国煤化工“零排放”污水处理技术的空白，直到2013年6月才实现全流程贯通。在此过程中，因工业废水、废气、废渣污染问题，该项目多次被环保部门下达限期整改通知，去年6月再次因脱硫不达标被环保部点名。

    童莉表示，没有一家煤化工企业的废水处理系统能够稳定运行并达到设计标准，几乎均进行了多项改造。神华集团煤制油项目废水处理设施改造多达15项，增加投资近1倍。

    何谓真正的“零排放”？童莉认为，起码要做到以下几点：厂区内除后期雨水外的所有废水，全部回收利用，没有任何途径的变相排放，处理过程长周期稳定可靠，废水处理过程中的副产废物全部得到利用或安全处置。

    “‘零排放’的难点在于杂盐的处置，若做不到‘零排放’，应找到排污去向，并取得许可。”童莉说，“目前没有一个项目的成本包含盐的处置费用，技术经济指标未包含完全的环保成本。”

    毫无疑问，要真正实现“零排放”，必然大大增加煤化工项目的投入。以年产40亿立方米煤制气项目为例，年可产生3万吨至5万吨固态盐，按每吨3000元处置费用计算，每年需投入1亿元至1.5亿元。

    这也是为什么很多人都在担心煤化工到底是否适合中国的原因。李义善表示，因为大家都看到，中国的环保要求越来越严格了。（注：文中的元指人民币）