新型煤化工是未来煤化工发展主要方向。煤化工产业是指以煤为原料，通过多种技术应用集成，联合生产多种清洁燃料、化工原料以及热能、电力等产品的产业。相对以产能过剩的合成氨、电石、焦炭等为主要产品传统煤化工行业而言，现代新型煤化工是指以煤气化为核心技术，通过优化整合先进化工生产技术，形成煤炭—能源—化工一体化新兴产业，并以天然气、烯烃、石油等我国进口依存度较高的能源、化工原料为主要终端产品。无论从产品需求性还是从技术适用性、能耗、环保、水资源消耗等维度来分析，除甲醇外的传统煤化工行业均缺乏大规模发展空间，未来我国煤化工行业发展将主要依托于现代新型煤化工产业。

　　图1: 新型煤化工产业架构

　　我国是一个富煤贫油少气国家，根据BP2013年世界能源统计年鉴显示，2012年我国原油探明储量约为173亿桶，仅占全球总探明储量1%;天然气储量约为3.1万亿立方米，约占全球总储量1.7%;而煤炭储量则达到了1145亿吨，占全球总量13.3%，位居第三位。但与我国近几年原油、天然气需求快速增长形成鲜明对比的是，自产油气量增速大幅放缓：过去20年间，我国原油消费量由1.46亿吨上升至4.84亿吨，而同期我国原油产量仅由1.44亿吨增长至2.07亿吨，至2012年我国原油对外依存度已达到57.10%;2012年我国天然气消费量为1438亿立方米，进口量为366亿立方米，对外依存度已超过25%。从能源发展战略和安全角度来看，我们认为有效利用我国现有丰富煤炭资源，通过新型煤化工产业适当降低其他能源对外依存度将是我国能源产业发展有益方向之一，未来新型煤化工有望成为我国能源结构中重要补充部分。

　　政策上已开始逐步鼓励新型煤化工示范项目发展。在“十一五”期间我国传统煤化工行业处于“野蛮发展”状况，各地方政府不顾生态环境、水资源承载能力，不考虑相关技术成熟度，“逢煤必化，遍地开花”，短期内推动大量传统煤化工项目上马，导致行业整体产能严重过剩，部分项目开工率不足40%。在此背景下，2009年9月国务院发布《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》，并明确提出3年内原则上不再安排新煤化工试点项目。2011年初发改委又提出年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，年产100万吨及以下煤制甲醇项目，年产100万吨及以下煤制二甲醚项目，年产100万吨及以下煤制油项目，年产20亿立方米及以下煤制天然气项目，年产20万吨及以下煤制乙二醇项目暂停建设，上述标准以上的大型煤炭加工转化项目，须报经国家发展改革委核准，煤化工项目建设进入阶段性冰封期。但在经过3年多休整后，随着技术成熟以及部分新型煤化工项目良好的示范运营效果，政府对新型煤化工项目建设态度也逐步由“全面暂缓”到“适度鼓励新型示范项目建设”，并于今年初陆续批复10个新型煤化工项目“路条”。

　　无论是从政策延续性还是从技术成熟度、项目运营经验来分析，“十二五”期间我国仍不具备大规模发展新型煤化工项目条件，政府更多要引导新型煤化工项目适度发展，逐步鼓励示范项目推进，积累技术参数及运营经验，为“十三五”期间进行大规模高水平技术示范项目发展奠定基础。因此预计2013-2018年新型煤化工项目建设或将主要以已获得国家发改委批复“路条”的示范项目为主，部分地方主导项目审批进度会有所放缓，行业整体将保持循序发展态势。

　　表1: 近年我国主要煤化工政策

　　煤制天然气是指通过煤气化生产合成气，再经过一氧化碳变换和净化后，最终通过甲烷化反应生产合成天然气的工艺过程。在生产流程中主要包括煤气化反应(气化及变换装置)、粗煤气净化(低温甲醇洗及混合制冷装置)、甲烷化(甲烷化及三甘醇干燥装置)三大主要生产单元和压缩干燥、丙烯制冷、硫回收等辅助生产单元。由于煤制天然气特殊的技术路径，在产品端除天然气外，还包括少量硫磺、焦油、粗酚、硫酸铵等副产品，可一并实行对外销售，降低煤制天然气生产成本。

　　图2: 鲁奇煤制气工艺路线

　　煤制天然气工艺技术已较为成熟。全球首个以鲁奇煤制天然气技术为代表的美国大平原项目从1984年建设至今已经过连续30年运营，产品质量稳定，运营经验丰富。从煤气化、粗煤气净化、甲烷化三大主要生产单元工业适用性来看，目前煤制天然气技术已较为成熟，业主完全可以根据煤种需求、投资规模、技术延续性等角度来筛选不同技术路径。煤气化：现有比较成熟的技术路线主要包括碎煤加压气化、粉煤加压气化和水煤浆三种类型，粉煤加压气化工艺主要提供商为壳牌和西门子(GSP)，但是两者在国内吸收消化尚未成熟，水煤浆技术虽已较为成熟，但仍尚未有先例用于大型煤制天然气项目，因此以鲁奇代表的碎煤加压气化是目前煤制天然气项目所广泛应用气化技术。甲烷化：现有的甲烷化技术主要来自于国外工艺包，包括：英国戴维、托索普和鲁奇，三者各有特点，但考虑合成转换效率和回收循环能耗等因素，现阶段国内采取托索普和戴维技术的项目较多。粗煤气净化：由于粗合成气中含有大量多余的CO2、少量的H2S、COS等酸性气体，工业上一般利用甲醇在低温下对酸性气体溶解度较大的优良特性，脱除原料气中的酸性气体，其净化气质量好，净化度高，选择性强，成本低，生产运行稳定，因此目前国内大规模粗煤气净化技术均采用低温甲醇洗。

　　相比进口气，煤制天然气成本优势明显。影响煤制天然气成本主要是原料煤价格、副产品价格以及折旧、利息费用等。一个标准的40亿方煤制天然气项目，每年消耗的动力煤和原料煤合计超过2300万吨，约占天然气成本60%-70%，是煤制天然气项目盈利最主要决定因素，因此获得廉价优质煤炭资源是煤制气项目取得盈利的先决条件。煤制天然气另一大特点是拥有包括焦油、石脑油、硫磺、硫铵、粗酚等下游副产品，在90-100美元油价下，40亿方标准煤制天然气项目中，副产品大约能贡献0.4-0.5元/方成本下降。在考虑不同煤种的情况下，我们参考庆华和大唐克旗项目，即按30%自有资金测算煤制天然气成本：新疆当地煤炭成本约为180元/吨(6000kcal烟煤，不含税价格)，考虑副产品销售，其煤制天然气完全成本约为1.09元/方;内蒙应用当地丰富褐煤生产，煤炭成本约为160元/吨(3500kcal褐煤，不含税价格)，考虑副产品销售，其煤制天然气完全成本约为1.31元/方。目前我国西气东输二线进口中亚气到岸价格约为2.1元/方，预计后期缅甸气和俄东线(NPV倒算成本)到岸气价将分别达到2.8和2.24元/方，而海上进口LNG气化后价格更是达到了4元/方，相比进口气源，国内煤制天然气成本优势明显。

　　长途运输后成本仍低于各地方最高门站气价。管道输送是煤制天然气调配主要运输途径，但由于煤制气产地多集中于西部地区，而主要需求多来自于东部和中部地区，因此长距离运输而形成的管输费也是影响煤制天然气竞争力主要因素之一。我们比较了广东、福建、北京、山东、浙江、辽宁等天然气主要需求省份各种气源成本和增量气最高门站价，根据 成本测算，即便从新疆长距离输送至广东、浙江等省份终端成本仍低于当地最高门站价和进口天然气(LNG)终端售价，因此长距离管输并不会影响煤制天然气综合竞争优势。

　　能量转换效率高，水资源消耗量少。由于煤化工项目实质是将煤炭资源转换成石化类资源过程，因此能量转换效率、综合能耗、水耗等将成为各技术路线大规模工业化推广的主要约束条件。在现有煤清洁转化技术路线中，煤制天然气能量转换效率最高，可达到56.52%，煤制甲醇为53.81%，煤间接液化制油为40.53%，而煤制烯烃转化率约在30%左右。从水资源消耗角度来看，煤制天然气单位热值耗水量仅为煤制甲醇的42%，间接煤制油的22%，考虑到目前批复煤制天然气项目多集中于伊犁河和额尔齐斯河流域的新疆伊犁和准东地区，预计水资源对未来煤制天然气大规模工业化发展约束相对较小，因此煤制天然气是目前最具大规模工业化发展潜力的新型煤化工技术路线。