2014年第四季度，国际能源市场上油价暴跌成为了主基调，这让依赖高油价而盈利的新型煤化工备受煎熬。当油价维持在100多美元/桶的高位时，煤制油、煤制烯烃、煤制气企业的日子过得很滋润;而目前50多美元/桶的油价，使得绝大多数煤化工产品的成本优势荡然无存，企业早已无钱可赚甚至亏损。

　　当成本优势不在，众多已建、在建和拟建的煤化工项目何去何从?相关企业又该采取怎样的措施来应对当前的困境?油价跌到什么时候是个头?未来煤化工的前景如何?一系列的疑惑和不确定因素，让煤化工企业陷入了迷茫，也让业内企业感到这个冬天格外“冷”。

　　然而，记者在近期的采访中了解到，尽管低油价给煤化工带来的冲击不可小觑，未来油价能否回到100美元的高位还是未知数，但业内专家普遍认为，煤化工产业在中国的发展依然是一个坚定不移的长期战略，无论油价涨跌，坚持煤炭资源清洁高效转化的大方向始终不变。当前的市场困境，恰恰可以使已经有过热苗头的煤化工产业冷静下来，重新审视和定位产业发展方向。

　　放眼长远坚定信心

　　低油价带来的巨大冲击，让正处在生长发育期的中国新型煤化工产业身陷囹圄。企业该如何在严冬中自保并寻求新出路?采访中多数业内专家向记者表达了他们的信心：越是在困难的时候越是要放平心态，当前形势下不应过度悲观，要看到油价涨跌是常态，当前重要的是坚定信心、从长计议。

　　“首先肯定一点，无论油价高低，发展煤化工产业都是中国能源战略转型的必由之路，要坚定不移地走下去。这是我国的资源禀赋和能源革命的大背景所决定的，我们还是应该坚定看好煤化工产业未来的发展。”在谈到煤化工的发展方向时，胡迁林表现得十分坚定。

　　统计数据显示，2013年我国煤炭消费占一次能源消费的比重为65.7%，这一比例虽然在下降，但未来很长一段时间，其消费总量还将增长，煤炭仍将是我国一次能源的主力军，这使得新型煤化工行业的发展空间和前景得到了有效保证。

　　“这样的能源结构现实，加上我国大气环境污染防控的巨大压力，使得加快煤炭资源利用方式从传统粗放式向高效清洁利用的转变迫在眉睫，而煤化工恰恰是实现煤炭产业绿色发展的最为现实的途径之一。煤炭的深加工和高效清洁转化的产业技术，是我国能源转型战略的重要组成部分。目前煤化工消耗煤炭资源的比例只有5%,未来的空间还很大。无论油价涨跌，坚持煤炭清洁高效转化的大方向始终不变。”胡迁林强调。

　　延长石油集团总经理助理李大鹏也表示，中国的煤化工项目不能停，而是要找到一条健康稳妥的发展路径。中国是人口大国，仅靠国内油气资源很难支撑国民经济的快速发展。作为能源结构中的主力军，煤炭的清洁高效利用是我国实现高碳能源低碳发展、解决油气资源短缺和能源多元化转型的重要途径。

　　尽管油价跌得很凶，我国费托合成煤间接液化方面的专家、煤液化及煤化工国家重点实验室主任孙启文对煤制油项目依然充满信心。他表示：“石油价格的波动是正常现象，即使油价跌了，我还是坚持看好煤制油的发展。煤制油是煤炭清洁利用的重要方向之一，符合我国国情，是保障我国油气供应安全和推动能源结构调整的迫切需要和现实选择。”

　　“煤炭是中国的主体能源，发展煤化工有利于保障国家能源安全，促进煤炭资源高效清洁利用，尤其在煤炭大省，煤化工产业对于当地经济发展、资源合理利用等意义更大。再则，煤化工项目建设均需较长的建设周期，目前的国际油价大跌不一定意味着几年后油价仍然处于低位，毕竟石油是不可再生资源。”东华科技股份有限公司一位人士如此表示。

　　在肯定煤化工发展方向的同时，胡迁林也就企业该如何面对眼下的困境提出了自己的观点：油价每桶100美元时，煤化工企业的投资热情和冲动占据了上风;油价跌到50多美元，反倒可以给近两年出现的盲目投资、过热投资和逢煤必化泼点冷水降降温。企业审视煤化工发展时就要更加慎重和冷静，除了考虑技术、环保因素外，还要考虑产品的经济性，这对煤化工长远的发展十分有利。低油价时代的到来恰恰是一个契机，给产业重新回归理性、系统研究和科学规划发展路线腾挪出了时间和空间。“这个时候，千万不要乱了阵脚，要有信心，要把握住大的发展方向。”胡迁林说。

　　困境中创新寻出路

　　石油和化学工业规划院院长助理、能源化工处处长李志坚表示，目前阶段国家对新型煤化工发展的态度是支持鼓励关键核心技术的开发和产业的升级示范，而并非大规模产业化发展。保障示范装置的安稳长满运行，不断完善工艺路线，取得关键性数据是当前主要的任务。

　　显然，在示范工程的运行当中，技术创新和工艺改进是不可或缺的。我国煤化工得以快速发展也是得益于在一批核心技术上取得突破，比如大型先进煤气化、煤制甲醇、煤直接制油和间接制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、万吨级煤制芳烃、低阶煤分质利用等技术。正是这些我国自主研发的核心技术，使得我国煤化工产业得以在短期内脱颖而出。

　　无论是要摆脱当前困境还是着眼长远发展，胡迁林认为技术创新始终是产业得以前行的内在驱动力。目前技术创新应着眼于3方面：一是通过技术进步提高产品转化率、降低能耗，提高示范装置的经济性，提高产品的竞争力;二是延长产业链，开发新产品、拓宽煤化工产品的市场;三是要在提高装置的国产化率上下功夫。

　　多途径降本增效

　　事实上，即使在低油价时代煤化工也并非无路可走、无利可图。多位专家就认为，煤化工产品在与石油化工产品的竞技中，关键是要出奇制胜，准确把握市场走势，延长产业链，开发更多的高附加值、精细化、差异化的产品，避免与石油化工产品的正面冲突。

　　世界上第一个煤制油企业南非沙索公司的成功经验给我国的煤化工发展提供了有益的启示。沙索公司目前的主要利润出自于化工产品而非油品。数据显示，2013年沙索公司200多亿元的利润中，30%的利润来自于油品，70%的利润由化工产品贡献。而在其产品构成中，油品产量占到60%，化工品产量只有40%，但品种却多达130多种。由此可见，煤制油企业想要赚钱，还是要在下游产品开发上多下功夫。

　　据胡迁林介绍，煤制油联产化学品是提高煤制油企业经济效益的重要途径。煤间接液化工艺可以采用高温费托合成与低温费托合成相结合的方式，在生产汽柴油的同时副产烯烃(丙烯、α-烯烃等)、石蜡、醇、酮等高附加值化学品，从而实现煤制油与化学品的多联产，提高综合能效转化率;煤制乙二醇也可以通过产品多元化、系列化途径，联产草酸、草酸酯等高附加值精细化学品;煤制烯烃则应该加强聚烯烃专用料的开发，其他的一些精细化工原料环氧丙烷、环氧乙烷、苯酚、丙酮、丁辛醇、丙烯酸及酯等下游产品也都是不错的选择。

　　孙启文也表示，煤间接液化工艺在获得大量油品的同时，还可以获得较多的烯烃、含氧化合物等更高附加值的化学品，特别是α-烯烃以及高凝点超硬蜡、食品级高纯蜡等高端化工产品在石油路线中产量较小，通过费托合成获得的这部分产品可以弥足石化产品的不足，从而体现出更多的差异化优势。“其实，煤制油联产化学品的投资不大，并可根据国际、国内市场需求，随时增加投资建设，一些高附加值的精细化工产品在技术上难度并不大。”孙启文表示。

　　除了在工艺路线、产品路线的选择上要突出煤化工产业自身特色，选择性地规划下游产品的开发、避免同质化竞争外，还有专家建议，现有已经开工的装置要在节能节水减排上做文章，降低能耗、水耗，减少污染，提高资源利用效率，这也是企业降低成本的有力措施。

　　全国化工节能(减排)中心专家委员会副主任委员、中国系统工程学会过程系统工程委员会主任杨友麒告诉记者：“与石油化工相比，煤制烯烃、煤制甲醇等煤化工项目除了前端原料不同外，后端合成工艺几乎没有区别。从理论上讲，煤化工路线和石油化工路线的能耗和水耗应该差别不大。经过几十年的发展，石油化工工艺已经相对成熟，公用工程系统经过多次优化改造，水资源和能源的消耗都已经达到了一个合理的水平。而我国煤化工产业才刚刚起步，项目都还处于示范工程和工业化开发阶段，在水网络和能源系统的优化上还有许多工作没有展开。如果能借鉴石化行业的经验，采用先进的系统优化方案，煤化工企业可以大幅度降低公用工程的能耗、水耗，进而降低生产成本。”

　　李志坚则表示，煤化工是资金密集型产业，投资回收期长，巨额的项目建设投资是煤化工难以在短期内盈利的一个重要原因。特别是在低油价时代，降低项目投资就显得十分必要。早期的煤化工项目为确保顺利实施，大多采用了进口设备，这也是煤化工项目投资巨大的重要原因。目前我国在一些重大装备上取得了长足进步，国产化装备已经足以支撑我国现代煤化工产业的发展，通过提高装备的国产化率以及加强项目建设管理，降低项目投资是完全有可能的。

　　据悉，近些年，我国自行开发制造的大型煤气化装置、变换炉、低温甲醇洗、12万等级大型空分、压缩机、百万吨级煤制油反应器、60万吨级甲醇制烯烃反应器等装备，以及配套的锁斗阀、煤浆阀、渣水阀等特殊阀门等也取得了长足的进步，其中阀门寿命已经接近于进口产品。神华鄂尔多斯煤制油分公司相关负责人就曾表示，仅就阀门而言，如果采用国产化产品替代进口，采购成本可以降低2/3。

　　2013年至今，我国煤化工项目的总投资额约5000亿元，共计22个煤化工项目获准开展前期工作。