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煤化工范文第1篇

煤制烯烴是指以煤為原料合成甲醇后再通過甲醇制取乙烯、丙烯等烯烴的技術，是作為替代石油資源、轉變發展方式、調整產業結構而興起的一套技術。不過，由于其屬于高能耗、高水耗、高污染的“三高”產業，發展前景一直爭議較大。

尤其是2014年8月底，國家發改委的《西部地區鼓勵類產業目錄》刪除了煤制烯烴、煤制甲醇等煤化工項目。而且原油期貨價格80美元/桶是國際上煤化工產業公認的盈虧點，但原油期貨從去年7月以來一路下跌，截至2015年8月17日，原油期貨價格創出近5年來的新低，至41.35美元/桶。 煤化工要重現三四年前的熱潮尚需時日。

此次意見稿讓煤化工企業對未來前景充滿期待。不過，工信部人士告訴《財經國家周刊》記者，意見稿是從技術角度來設定門檻，引導煤化工產業健康“有序發展”，并非“鼓勵發展”。

簡言之，煤化工要重現三四年前的熱潮，尚需時日。

形式大于內容

意見稿從產業布局，工藝與裝備，資（能）源消耗，環境保護、安全、消防及職業衛生等方面作出了規范。

但多位受訪人士認為，意見稿多數規定是在走形式，缺乏實際意義。比如，在“工藝與裝備”部分提出，要新建和改擴建的煤制烯烴項目，鼓勵采用國內自有知識產權的先進可靠的潔凈煤氣化、空分、凈化、硫回收、甲醇合成、甲醇制烯烴、烯烴分離等系列工藝技術。

中國工程院院士、清華大學化學工程系教授金涌對《財經國家周刊》記者表示，煤制烯烴的主要設備已實現國產化，但由于煤制烯烴技術生產的是乙烯、丙烯混合物，需要在零下180℃下精餾，低溫精餾技術和設備短期內還難以國產化，需要從德國進口，且制造精餾設備的鋼材也須進口。

再如，意見稿指出，以高灰高硫煤為原料的項目能耗可適當放寬。金涌認為意義不大。高灰高硫煤最佳用途就是煤化工，因為煤化工的工藝要求脫硫率高，才能進行反應。因此高灰高硫煤用于煤化工不會造成太大污染，而且相對低硫煤的價格更便宜，這也能降低煤制烯烴的成本，否則與石油為原料的技術相比更無優勢可言。

山東玉皇化工（集團）有限公司副總裁、總工程師陳雙喜對《財經國家周刊》記者表示，已建成的煤制烯烴項目，環保問題有環保部門監管處理，安全問題有安監部門監管處理。至于資（能）源消耗，企業自身會根據市場協調，無須政府干預。“這個意見稿或是一個推薦性標準，而非強制性標準。”

前述工信部人士表示，規范條件還處于征求意見階段，網上征求意見和向相關部委征求意見同步進行。自之日起計算征求意見一個月時間，屆時將按照征求的意見再整理出一個更加合理、科學的版本，年底前正式頒布。

何時能重熱

“目前國內簽約的煤制烯烴項目約十幾個，總產能已達到了1000多萬噸。但由于盈利前景欠佳，實際開工和投產率并不高。”金涌說。

比如，2013年獲得路條的中石化河南60萬噸/年、石化貴州織金60萬噸/年、中煤陜西榆林60萬噸/年、甘肅華鴻匯金平涼60萬噸/年的煤制烯烴項目，截至目前，除榆林項目投產外，其它項目尚未實質性開工或投產。

山東玉皇化工（集團）有限公司副總裁、總工程師陳雙喜做過一個評估，當原油期貨價格在55?75美元/桶時（有些地區的區間值是60?80美元/桶），煤制烯烴項目勉強可以做。如果低于55?60美元/桶時，項目開展的可能性就較低;如果高于75?80美元/桶，煤制烯烴就可以正常發展。

陳雙喜表示，原油期貨價格在55?75美元/桶時，已經建成的煤制烯烴可以投產運行，還可以實現盈利平衡。但新建煤制烯烴項目，盈利前景不會很好。

煤化工范文第2篇

關鍵詞：煤化工 化學工業

中圖分類號：G633.8 文獻標識碼：A 文章編號：

1 煤化工的相關概述

1.1 概念

煤化工：是以煤為原料經化學加工轉化成氣體、液體和固體并進一步加工成一系列化工產品的工業過程。

1.2 煤化工的分類

從煤的加工過程分，主要包括干餾(含煉焦和低溫干餾)，氣化，液化和合成化學品等；

從產品上劃分，煤化工包括焦炭、煤焦油等傳統煤化工和煤制油、煤制烯烴和甲醇制二甲醚等新型煤化工；

從加工深度上分，煤化工包括煤的一次化學加工、二次化學加工和深度化學加工。

1.3 煤基替代能源特點

煤制油、煤制甲醇、二甲醚、烯烴等產品和石油產品比較，具有明顯的經濟性，和生物質能源比較成本優勢更加明顯。煤基替代能源替代范圍廣泛，可以利用粉煤甚至高硫煤作為原料，原料分布廣泛，價格低廉。采用先進的煤氣化技術制造的替代能源，能降低直接燃燒煤炭帶來的污染，是更優質環保的能源，以煤逐步取代部分石油的戰略趨勢，已成為21 世紀的必然，為了減輕對石油進口的依賴，發展煤化工是我們的必然選擇。

1.3.1 新一代煤化工技術

以煤氣化為龍頭，以一碳化工技術為基礎，合成、制取各種化工產品和燃料油的煤炭潔凈利用技術；與電熱等聯產可以實現煤炭能源效率最高、有效組分最大程度轉化、投資運行成本最低和全生命周期污染物排放最少的目標。

1.3.2 新型煤化工特點

以清潔能源和石油可替代品為主要產品；煤炭—能源化工一體化；高新技術及優化集成；建設大型企業和產業基地；有效利用煤炭資源；經濟效益最大化；環境友好。

現代煤化工集成化技術—“五代一變”：通過發展煤炭加工、轉化和煤化工，開發煤基醇醚燃料、煤制油、煤層氣等替代能源，實現二甲醚替代液化石油氣和柴油、煤層氣替代天然氣、噴吹煤替代重油、乙炔化工和焦化副產品綜合替代石油化工產品及煤炭通過液化變成油品，從而把煤炭轉化為高效、潔凈的新型能源和石油替代產品。

如表1所示，甲醇摻燒汽油表觀消費量增加，而與原油的價格相比卻有明顯優勢。雖然甲醇摻燒汽油具有一定的操作難度，但市場容量無預期的大。

表1 甲醇摻燒汽油進出口量與原油價格對比

DME直接替代柴油；需要時間；發動機需要改造；加氣站需要改造或重建；需要全國大范圍的推廣。LPG摻燒25%DME；存在現實可能性；外購甲醇生產的DME并無競爭力。

表2 現今使用的幾種燃料油的成本對比

如表2所示，甲醇與LPG在獲得相等熱值的條件下成本較低，因此使“煤變油”具有明顯優勢存在巨大的發展空間，但直接液化產油對煤種要求高，推廣具有難度；間接液化煤變油具有明顯的成本優勢。煤間接液化制得烯烴，具有明顯的成本優勢。

2 我國煤化工產業發展現狀

2.12007年發展狀況

2.1.1 相關政策對煤化工發展仍起主導作用

我國煤化工行業有序發展；煤制油和MTO/MTP示范裝置將在預定時間內建成并試運行

受發改委禁止新建項目將天然氣用于化工用途的影響，煤制甲醇將成為我國甲醇的最主要來源。

2.1.2 神華煤制油裝置建設進展順利

2004年8月開工建設；2007年年底已經完成工程進度的98% ，實現了多項具有里程碑意義的重大技術突破，神華直接煤制油示范裝置將于2008年初投產試車。

2.1.3 醇醚燃料發展迅速

建成投產的甲醇和二甲醚裝置分別達到了幾百萬噸；在建的裝置總規模也達到了千萬噸級；二甲醚的車用也取得了突破性進展。

2.1.4 自主煤化工新技術開始取得領先

即將實現工業化生產的神華煤直接制油技術，開工建設2000噸/年催化劑工廠的大連化物所DMTO技術，出口國外的兗礦-華東理工大學水煤漿氣化技術；2007年12月在云南解化投產的甲醇制汽油技術為代表。

3 煤化工產業存在的問題

3.1 資源和環境存在巨大壓力

3.1.1 煤炭資源

預計2010 年全國甲醇產能達到5000萬t，則需要煤炭資源1億t；而根據現在規劃的煤制油項目規模將超過3000t 以上，按4－5 t 煤制1t 油、3 000 萬t 產能計算，需要1.2億－1.5億t 煤炭。但按照我國煤炭工業“十一五”規劃，到2010 年，全國化工用煤也只有1 億多噸。

3.1.2 水資源

150 萬t/a 油品的間接液化工廠日需原水供應量約為5.5 萬m3；100 萬t/a 油品的直接液化工廠日需原水約2.3 萬m3。

3.2 產品品質面臨挑戰

以PVC 行業為例，煤化工電石法PVC 的市場價格總是石油化工比乙烯法PVC 要低上幾百元甚至上千元每噸。除去成本因素外，由于工藝路線不同導致的電石法PVC 的品質略低也是主要原因。電石法PVC 主要占據管材、型材等中低端領域，而乙烯法PVC則占據透明制品、高檔膜料等高端領域，并且雙方在電纜料、軟板市場展開激烈的競爭。產品品質，成為制約電石法PVC 進軍高端市場的主要原因。

3.3 單個項目建設資金投入多

例如：建設100萬t/a 油品產量的直接液化工廠投資約80億－90億元，同等規模的間接液化工程資金投入約90億－100億元。煤化工聯產系統有利于減少建設資金投入，如50萬t/a 煤直接液化與300萬t/a 煤焦化聯產時，直接液化部分的資金投入大約為35億－40億元。

4 我國煤化工產業發展趨勢

4.1 《煤化工產業中長期發展規劃》出臺及其影響分析

我國煤化工產業發展政策的基本精神：穩步推進產業發展，不斷發展煤化工產業，以緩解石油供應的緊張局面；科學制定發展規劃，促進煤炭區域產銷平衡，鼓勵煤炭資源接續區煤化工產業發展，適度安排供煤區煤化工項目的建設，限制調入區煤化工產業的發展；統籌煤與相關產業的發展，特別是與水資源的協調發展；煤化工業要堅持循環經濟的原則，走大型化、基地化的路子，發展開放式的產業鏈條；安全發展，認真進行安全風險評估；

4.2 將會發展有競爭力的產品領域

傳統產品領域：要對與石油化工路線相比具有比較優勢的煤化工的產品領域大力進行技術改造，并促使企業改制、改組，設法做強做大，增強國際競爭力。 能源替代品：這一部分是煤化工的潛在市場，市場前景廣闊，是發展的重點。未來幾年，中國煤化工的主攻方向是綠色高新精細化工。掌握煤化工某些核心技術如煤氣化技術的企業應積極走出去，利用已有的技術優勢和人才、管理優勢，采用參股、控股等形式與西部煤炭富足地區進行合作，同時與科研院所聯合，尋找有市場潛力的項目，做好前瞻性準備，培育成為公司的拳頭產品。

4.3 堅持走轉變增長方式的道路

從資源流程和對環境影響的角度考察，增長方式存在兩種模式：一種傳統模式，即“資源—產品—廢物”的單向線性過程。經濟增長越快，資源消耗越大，污染排放越多，對資源環境的負面影響越大；另一種是循環經濟模式，即“資源—產品—廢棄物—再生資源”的閉環反饋式循環過程。

參考文獻

[1]唐宏青. 煤化工工藝技術評述與展望[ J ]. 燃料化學學報，2001,29（1）：1—5.

煤化工范文第3篇

直到上個世紀八十年代之前，無煙煤還一直以其特性獨占煤化工原料第一位次。但隨著煤炭氣化技術的發展，無煙煤無論在傳統還是新型煤化工中都受到沖擊，在煤化工原料煤的地位益發邊緣化，僅在舊時代遺留產能中保有一席之地。

就整個煤炭產業來講，無煙煤化工勢微似無足輕重。但對某些主產無煙煤的煤炭企業來講，在當下煤市寒冬背景下，無煙煤化工受阻，無疑為不能承受之重。

固定床間歇氣化技術目前仍是最成熟的無煙煤氣化工藝。但早從2006年開始，發改委就下發政令，禁止使用固定床間歇氣化技術。時至今日，晉煤集團煤化工事業部副總經理原豐貞仍持反對態度。在他看來，“一刀切”禁止固定床間歇氣化技術是“很不合理的”。

漸失舊地

無煙煤作為煤化工原料煤的興起，得益于UGI爐的興起。UGI爐又稱固定床間歇式氣化爐，是固定床間歇氣化技術最流行的爐型。UGI爐早前的原料為焦炭，后因無煙煤與焦炭同有碳含量高、揮發分低的特性，逐漸取代焦炭，成為UGI爐的主力原料煤。

1935年我國從國外引進UGI固定床間歇氣化技術，后隨國內合成氨市場需求增長，UGI爐逐漸在全國范圍發展開來。UGI爐對原料要求較嚴格，無煙煤亦隨之水漲船高，奠定煤化工第一原料煤地位。

但UGI爐有其本身固有的缺陷。一為規模小；二為連續生產能力差；三是能源轉換效率低。新奧能源研究院常務副院長侯詳生介紹說，UGI爐不能連續生產，有20%的時間不工作，需要蓄熱；單爐日加工煤炭一般才“一百噸上下”。此外，能源轉化效率僅為“30-40%”，遠不及后來出現的魯奇爐。

大約在上個世紀80年代，魯奇爐開始出現，其中間亦經過一系列改進歷程。但魯奇爐相對于UGI爐優勢巨大。其原料可用次煙煤、褐煤這些廉價煤種，經濟性要優于必須無煙煤或焦炭的UGI爐。此外在能源轉化率和氣化連續性上也遠優于UGI爐。

不僅僅魯奇爐，還有隨后出現的殼牌爐、德士古爐，以及國內改進爐型如四噴嘴爐、航天爐、清華爐等。整個氣化爐的發展趨向大規模、煤種放寬、運行連續性。UGI爐劣勢益發明顯。

“大概從2000年開始，國內新投煤化工，就很少選擇UGI爐了。”在侯祥生看來，目前依托UGI爐的無煙煤的競爭力在逐步下滑，“無煙煤價格要貴得多，工藝上的劣勢也很明顯，例如，傳統UGI爐在氣化過程中所產生的吹風氣不經過處理直接利用煙囪排放，會對空氣造成污染”。

2006年，發改委的一紙禁令讓其處境雪上加霜。當年七月，發改委出臺《關于加強煤化工項目建設管理促進產業健康發展的通知》，提出煤化工企業禁止核準或備案采用固定床間歇氣化和直接冷卻的煤化工項目。

UGI爐因此又遭遇來自政策的一道枷鎖，附帶殃及無煙煤。無煙煤在煤化工原料煤中地位下降明顯，但這目前尚未有精確統計。據侯祥生回憶，上世紀70年代末80年代初，煤化工原料主要是無煙煤，無煙煤占據煤化工原料煤份額最高“要達到80%以上”。

據了解，經過80年代中期鼎盛期，隨著新氣化技術的發展，無煙煤化工逐漸走下坡路，目前無煙煤化工仍主要盤踞在殘存的UGI爐型中。侯祥生估算認為“現在無煙煤占煤化工原料煤份額大概在40%左右”。“雖然無煙煤價格更貴，UGI爐經濟性不及其它爐型，但更換設備也需要大筆投資，因此還有相當部分UGI爐還在使用。”侯詳生說。

新領域遇冷

相對傳統煤化工三條產業路線“煤-電石-PVC”、“煤-焦炭”、“煤-合成氨-尿素”，新型煤化工通常是指煤制油、煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制烯烴、煤制乙二醇等。

由于傳統煤化工產品嚴重產能過剩，近年來全國紛紛上馬新型煤化工項目。僅煤制天然氣一項，據不完全統計，截至2012年底，據不完全統計，我國煤制天然氣項目（包括已建、在建、獲批和待審批的）共計40多個，總產能已達1902.5億立方米/年。

新型煤化工依托新型煤氣化技術發展而來，UGI爐型更無立足之地。據了解，魯奇爐是新型煤化工項目中較多采用的一種爐型。魯奇爐效率遠超UGI爐，能源轉換率最高可達到80%。而殼牌爐、德士古爐因其工藝最終產生一氧化碳和氫，更適合傳統煤化工，正在傳統煤化工領域蠶食UGI爐領地。

據侯詳生介紹，嚴格來說，這些新型氣化爐也可以燃燒無煙煤，但是由于無煙煤反應活性差，于煙煤、次煙煤、褐煤等相比，等量無煙煤需反應更長時間，這樣就降低產量，而且無煙煤價格更貴，經濟上不劃算。

“無煙煤的特點是碳含量高、揮發份低，而新型煤化工就是要取出這些揮發份，如煤焦油等，變廢為寶。”侯祥生說。

但在煤科總院煤化工分院副院長陳亞飛看來，煤炭品種和煤氣化技術是相互影響的。可以說煤氣化技術發展導致無煙煤在新型煤化工受到冷遇。也可以說由于無煙煤資源稀缺，導致煤氣化原料趨向劣質煤種，“近年在新疆、內蒙等地的煤炭大開發，多數為褐煤、煙煤等，這也刺激了煤氣化技術的發展。”

不管怎樣，作為變質程度最高、最優質的煤種，無煙煤與劣質煤在煤化工領域的競爭已經日漸下風

更迫切的問題

事實上，2006年的發改委對固定床間歇氣化工藝的禁令在坊間仍有不少質疑。原豐貞就認為這種“一刀切”是不合理的。

但發改委禁令自2006年實施以來，盡管也間或有反對聲音，但目前尚未看到改變的跡象。原豐貞雖然心中也持反對態度，但更對將目光放在了未來技術突破之上。

在侯祥生看來，從煤質分析，無煙煤作為優質煤種，其應用不應僅限于化工領域。“無煙煤熱量高，非常適合用來煉鋼，制作成高爐噴吹煤粉是非常合適的”。

但對于晉煤來說，煤化工是其多元發展戰略的重要一環。此前，晉煤生產的無煙煤供不應求。其每年供給下游化工產業原料無煙煤達3000萬噸，占其總產能泰半。2003年，晉煤大舉進入煤化工領域，經過十年發展，體量已非常龐大。2012年晉煤煤化工板塊經營收入達620億元，已連續4年超煤炭主業。

顯然，無煙煤在新興煤化工產業中的不適應，將影響晉煤化工未來的發展。但對晉煤集團現存的龐大煤化工體量來說，無煙煤質劣質化則是更為迫切的問題。

煤化工范文第4篇

我國最具代表性的煤化工產業是焦化工業，同時，焦化工業也是冶金工業、機械工業鑄造、高爐煉鐵等行業最主要的輔助產業。目前，全世界的焦炭工業所直接消耗的原料精煤大約為4.5億t/a，而全世界的焦炭產量大約是3.2～3.4億t/a，機械化發達的國家受到世界鋼鐵產量調整、高爐噴吹技術的發展、生產成本增高以及環境保護的因素的影響，這些國家的煉焦能力處在收縮狀態。我國目前有各類機械化焦爐大約750座以上，交談年產量大約是1.2億t/a，在世界上位居第一，直接消耗的原料煤占據全國煤炭消費總量的14%，年設計煉焦能力約9000萬t/a，我國煤氣凈化技術在世界上已處于先進水平，焦炭的質量也得到了較大的提高。上世紀80年代，我國煤炭行業的煉焦技術得到發展，一些地區建成了專門輸送人工煤氣的工廠，也有以焦炭為主要產品的工廠。焦炭是我國的主要出口產品之一，每年的出口量也在逐年增加，目前是世界上焦炭出口量最多的國家。但煤炭行業的焦化也存在一些問題，其中普遍存在的問題是：焦爐爐型小、受礦區產煤品種限制、調整焦炭質量的難度較大、煙塵處理技術的缺乏等，造成國內大多數焦化行業與國外同行業產生較大的差距。

二、煤氣化

煤化工產業化發展過程中最重要的單元技術就是煤氣化技術。煤氣化技術目前在我國廣泛應用的領域有：化工、冶金、機械、建材等工業行業和生產城市煤氣的企業，近二十幾年，由于我國引進了加壓魯奇爐、德士古水煤漿氣化爐等用于生產合成氨、甲醇或城市煤氣等。隨著社會的發展，科技的日新月異，煤氣化技術的發展和作用也引起了國內煤炭行業的關注，“九五”期間，兗礦集團與科研機構、國內高校合作后開發并完成22t/d多噴嘴水煤漿氣化爐中試裝置。這一成果標志著我國在自主開發氣化的技術上取得了突破性進展。

三、煤氣化合成氨

目前我國有800多家中小型化肥廠。我國化肥生產的主要方式是以煤為原料，采用煤氣化合成氨技術，采用水煤氣工藝，每年消費的原料煤炭以及焦炭都會超過4000多萬噸。與我國不同的是，國外生產化肥以煤炭為原料的工廠很少，國外企業和工廠一般都以石油或者天然氣為主要原料，而中國因為技術和市場的關系，煤氣化合成氨工廠和企業不能與國外相比之。

四、煤氣化合成液體燃料

隨著中國經濟的發展，國內各項事業對能源的質量和用量的要求也越來越高，而由于我國對油品的消費每年都在增加，國內的資源能源并非取之不盡用之不竭，所以從國外進口原油成為我國煤化工業發展的必然趨勢。20世紀50年代開始，中國就開展了間接液化技術的開發和研究，到80年代，由鐵基催化劑托合成生產汽油技術的實驗獲得成功，這一技術得到進一步發展，同時，2000t/a規模的煤基合成汽油工業實驗也獲得成功。90年代開始，在對鈷基催化劑合成工藝的開發方面開展了系統的研究和開發工作，并在這一階段中取得令人矚目的有效成果，由此開發出了3種型號的合成柴油鈷基催化劑。“十五”期間，針對新型漿態床合成工藝的催化劑、反應器等小型試驗得到立項，并在這一階段中研制了工業級煤基合成油工藝軟件包。

五、煤氣化其他產品合成技術

不同的合成技術能合成制成不同的化學品，國外對使用煤通過氣化制出合成氣的相關技術也已進入研發、開發以及某些商業運作上。甲醇這種化工原料在煤化工行業中占據著重要地位，世界甲醇的生產能力約為3500萬t/a，其中，總產量約為2900萬t/a。在國內，甲醇的生產企業大概有100多家，這些企業當中，有一半以上是以煤為原料的工藝制作，而我國甲醇的生產能力約為300萬t/a。但是我國的生產技術與國外相比，甲醇裝置規模較小，生產工藝相較于國外也比較落后，尤其是在我國以煤為原來哦的工藝，生產過程復雜而成品偏高，因此在與世界上其他大國相比，我國的甲醇生產缺乏較強的競爭能力。此外，作為另外一種代用液體燃料，二甲醚的生產技術也受到各方關注。世界二甲醚產量約為15萬t/a，主要利用甲醇脫水工藝制成，有相關研究人員認為，二甲醚可以作為車用柴油代替燃料，也可以為民用燃料。

六、煤炭直接液化

煤化工范文第5篇

受國際油價及環保審核因素影響，2014年以來，煤化工行業整體遇冷。

2016年年底，國家發改委印發能源發展改革規劃，旨在推動現代煤化工產業有序發展。有觀點認為，伴隨政策回暖，煤制乙二醇產品的投資或將率先啟動；同時，煤化工設計施工行業有望成為先期受益產業。

政策回暖

現代煤化工主要包括煤制烯烴、煤制天然氣（SNG）和煤制油等，是指采用現代先進技術，對煤炭進行深加工和綜合利用的化工產業，其產品可以替代石油和石油化工產品。

作為能源消費大國，自2009年以來，中國能源消費量長期位居世界前列。2014年，中國一次能源消費量占世界能源總消費量比重上升至23%。然而，“富煤少油缺氣”的能源結構使得中國能源消費結構表現失衡。

數據顯示，2014年，煤炭消費量占中國能源消費總量的比重接近66%，石油消費占比為18%，天然氣占比5.62%，水電占8.1%，可再生能源占1.8%，核能占比0.96%。

同時，國內原油和天然氣對外依賴嚴重。2016年，中國原油凈進口量約為3.76億噸，同比增長13.1%；石油凈進口量約為3.56億噸，同比增長3.3%，原油和石油對外依存度分別升至65.5%和64.4%。

隨著國際原油價格的持續走高和原油進口依存度的持續提升，中國的能源安全及可持續發展問題日益突出，現代煤化工發展應運而生。

根據相關資料，現代煤化工產業最早起步于“十一五”規劃階段。2013年，國家發改委先后批準10個新型煤化工項目開展前期工作，但由于受國際油價大幅下跌以及環保政策收緊因素影響，2014年，煤化工投資在經歷了短暫后驟然冷卻。國信證券研報顯示，從2014年開始，環評成為煤化工項目政策導向的風向標，大量規劃項目在審批程序上止步于環評，全年僅一個項目通過環評。

進入2016年，煤化工項目環評逐步開閘，全年共計6個項目通過環評，政策明顯出現松動。2016年6月，中國石化聯合會《現代煤化工“十三五”發展指南》（下稱“《發展指南》”）。《發展指南》預計，到2020年，中國將形成煤制油產能1200萬噸/年，煤制天然氣產能200億立方米/年，煤制烯烴產能1600萬噸/年，煤制芳烴產能100萬噸/年，煤制乙二醇產600萬噸-800萬噸/年。

2016年12月26日，國家發改委、國家能源局印發《能源發展“十三五”規劃》指出，應積極探索煤炭深加工與煉油、石化、電力等產業有機融合的創新發展模式，力爭實現長期穩定高水平運行；“十三五”期間，煤制油、煤制天然氣生產能力達到每年1300萬噸和170億立方米。

2017年2月8日，國家能源局正式印發《煤炭深加工產業示范“十三五”規劃》，對“十三五”期間煤炭深加工示范項目的發展提出了明確目標，預計到2020年，國內煤制油產能增至1300萬噸/年、煤制天然氣產能增至170億立方米/年、低階煤分質利用產能為1500萬噸/年（煤炭加工量）。

統計數據顯示，截至2015年年底，中國煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴（包括甲醇制烯烴）產能分別為254萬噸/年、31億立方米/年和862萬噸/年，2015年產量分別為115萬噸、18.8億立方米和648萬噸。

以此計算，預計到2020年，國內煤制油預計新增產能約為1046萬噸，增幅約為411.81%；煤制天然氣預計新增產能約為139億立方米，增幅約為448.39%。僅從產能目標來看，“十三五”期間煤化工投資增幅明顯。

千億市場有望開啟

市場普遍認為，在諸多現代煤化工產品中，煤制乙二醇投資有望率先啟動。

根據浙商證券研報，2016年12月，國務院了《政府核準的投資項目目錄》（下稱《投資目錄》）。《投資目錄》規定，除煤制氣、煤制油項目需要經國務院審批，煤制烯烴、煤制甲醇審批權將下放至省內，煤制乙二醇項目只需要報備。

作為大宗有機化工原材料，乙二醇用途廣泛，既可用于合成滌綸等高分子化合物，亦可用于薄膜、橡膠、增塑劑、干燥劑、剎車油等原料。其中，滌綸包括滌綸長絲和滌綸短纖等，最終應用到紡織行業，占乙二醇下游消費整體的75%左右；瓶片最終應用到食品飲料包裝領域，占乙二醇下游消費整體的12%左右。

隨著中國經濟快速發展，近年來，國內居民對服裝產業和食品包裝的需求不斷增加，乙二醇消費量亦隨之持續增長。數據統計顯示，2006至2016年，中國乙二醇表觀消費量復合增長率約為9.7%。

但長期以來，中國乙二醇產量遠遠無法滿足國內需求，進口依賴度始終較高。數據顯示，2016年，中國乙二醇消耗量達1250萬噸，約占世界乙二醇總消耗量的50%。同期，中國乙二醇產能約為900萬噸，產量約為510萬噸，進口量約為740萬噸，乙二醇對外依存度約為59.2%。其中，中國煤制乙二醇產能僅有290萬噸，產量102萬噸。

除進口替代缺口較大以外，經濟可行性是煤化工項目上馬的重要評價標準之一，作為當前盈利能力最為穩定的煤制化工品，煤制乙二醇的經濟可行性是其有望列入先期投資規劃的重要依據。

一般而言，煤化工作為石油化工的替代領域，油價越高，新型煤化工項目的經濟性也越明顯。目前，世界范圍內生產乙二醇的工藝技術路線主要有兩種，一種是傳統的原油―石腦油―乙烯制乙二醇，另一種即為煤制乙二醇路線。

有業內人士分析，當油價在40美元/桶以下時，除煤制乙二醇外，其他煤化工產品均沒有明顯的成本優勢；當油價為40美元/桶時，煤制乙二醇將達到盈虧平衡；而當油價升至50-60美元/桶時，煤制化工品的成本優勢逐漸顯現。其中，煤制乙二醇盈利能力最好，油價在40美元以上時，煤價只要在394元/噸以下，煤制乙二醇有明顯成本優勢。

根據西南證券的測算，在當前的油價（50美元/桶左右）和煤價（坑口價300元/噸左右）下，內蒙古褐煤生產的乙二醇運輸到華東地區成本約為4500元/噸；新疆長焰煤生產的乙二醇運輸到華東地區成本約為5200元/噸；中部地區無煙煤生產的乙二醇運輸到華東地區成本約為5700元/噸，而石油路線生產的乙二醇成本約為5400元/噸。

統計數據顯示，截至2017年4月26日，國內乙二醇價格已由2015年年底的4200元/噸上漲至6100元/噸，其中2017年1月達到8200元/噸的價格高點。

2017年4月22日，丹化科技（600844.SH）2017年一季度業績預盈公告。根據業績預告，2017年一季度，丹化科技預計實現凈利潤4350萬元，實現扭虧為盈。

業績預告中，丹化科技表示，公司控股子公司通遼金煤化工有限公司產銷情況良好，且乙二醇市場價格比上年同期有較大上漲，是本期預盈的主要原因。

設計建造環節或先受益

此外，有觀點認為，煤化工行業投資回暖背景之下，設計總包及裝備制造行業有望成橄繞謔芤娌業。

根據相關資料，現代煤化工產業鏈主要包括設計研發與工程總包、建筑安裝與設備制造，以及建成后的生產運營三個環節，項目下游多以大型煤炭企業和石化企業為主。

受資源價格影響，2014年以來，大型煤炭企業和石化企業均經歷了利潤的大幅下滑。由于下游客戶支付能力受限，煤化工項目也因此出現緩建甚至停工現象。但2016年以來，煤炭價格出現明顯回暖，大型煤炭企業盈利能力明顯好轉，資產負債表亦有所修復，煤炭企業在轉型壓力和投資能力恢復的背景下，投資意愿也得到強化。