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“发展煤化工要仔细盘算选择好产品，否则工艺将会成为负资产。”清华大学化学工程系教授、中国工程院院士金涌在山西孝义召开的全国煤炭深加工及焦化产业绿色发展交流会上一针见血地表示。
事实上，现代煤化工既包括煤制燃料(油和天然气)路线，也包括煤制烃(烯烃和芳烃)、醚(含氧化合物)路线，旨在弥补石油、天然气的不足。在更高附加值的材料方面，现代煤化工在乙二醇、高分子材料、精细化工材料方面也有许多突破。
此外，低阶煤的分级分质利用成为煤化工在物理层面重要的发展形式。而相比煤制燃料，低阶煤分级分质利用投资少、成本低、环境压力小。
近些年来，大型煤炭企业在现代煤化工示范项目上取得了较大的进步，但不可否认现代煤化工仍然面临着技术、经济性、环保等诸多方面的问题。
对于已有的大型煤制燃料项目，如何盈利成为当务之急;而煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制二甲醚等主要煤制化工品市场情况复杂，出现不同程度的同质化现象，存在过剩风险;低阶煤利用方面，虽然技术取得了很多的突破，但大规模产业化的项目仍然很少。
现代煤化工的产品种类繁多，多种技术路线并存。在不确定的政策背景和复杂的市场环境下，如何投资获得收益，实现转型升级是煤炭企业面临的重要问题。
受追捧的石蜡
“油价好的时候，可以生产到最终的柴油、汽油产品，但是现在内蒙古伊泰集团有限公司(下简称“伊泰”)煤制油很大一部分都是生产到中间的化学品——石蜡。”在鄂尔多斯市东胜区，一位熟悉伊泰煤化工的人士告诉记者，“伊泰在杭锦旗化工120万吨/年精细化学品项目，大概可以生产90万吨左右的费托合成蜡，成品蜡在70万吨左右。”
伊泰拥有我国首个使用煤间接液化工艺的16万吨/年煤制油装置。资料显示，2016年该项目共计生产各类油品19.45万吨，其中柴油仅33.39吨，占比为0.02%，而正构液体石蜡、重质液体石蜡、正构稳定轻烃等精细化工产品产量占比大幅攀升。
“主要的产品为费托产品，煤基合成蜡等十几种精细化工产品。煤制油的消费税太高，虽然神华宁夏煤业集团有限责任公司向国家提出了减免消费税，但是现在尚未有结果，现在伊泰16万吨的示范项目都是生产的这些精细化工产品。”上述人士补充道。
事实上，不仅是伊泰，包括山西潞安矿业(集团)有限责任公司(下简称“山西潞安”)、兖矿集团有限公司(下简称“兖矿集团”)在内的多家煤制油代表企业纷纷转向石蜡等精细化工产品。究其原因，还是由于煤制油的消费税高，油品经济性差，因此需要向吸收空间大、规模大、成本低的方向发展，替代一部分油品。
有数据显示，汽油、石脑油、溶剂油和润滑油消费税单位税额为1.52元/升，柴油、航空煤油和燃料油的消费税单位税额为1.2元/升。煤制油项目生产每吨柴油的消费税在1411元左右，每吨石脑油的消费税在2105元左右，综合营业税金及附加费约为1746元/吨，仅消费税一项就占成本近30%。
2017年经国家七部委研究，已同意给予煤制油示范项目消费税免征5年的优惠政策，但至今未见到正式批文。
煤制油工艺分为直接液化和间接液化，现在投产的项目以间接液化为主，间接液化又分高温费托和低温费托，目前潞安、伊泰使用的基本都是低温费托。但是受技术所决定，低温费托仍以油品为主，即使生产蜡，其体量也不会太大。
“因此如果想向精细化发展，还得做高温这块。高温费托事实上就是向精细化的方向发展，一方面是产品附加值高，另一方面可以避开高额的消费税。”中讯化工信息研究院分析师崔军告诉记者。
山西潞安目前拥有2个煤制油项目，一个是山西潞安煤制油公司16万吨/年间接制油，另一个是山西潞安180万吨/年高硫煤清洁利用油—化—电—热一体化示范项目。从16万吨/年项目到180万吨/年的项目，山西潞安利用高硫煤合成了全球第一种以煤为基础通过专有技术合成的特种润滑油基础油——IV高粘度润滑油基础油(PAO)，此外还有应用相变蜡以及多规格煤基尼龙纤维等多种精细煤化工产品。
在兖矿集团方面，按照其煤制油规划，第一步已建设了100万吨/年的煤间接液化工业示范装置，采用兖矿自有低温费托合成技术主要生产柴油、石脑油等产品。第二步是建设400万吨/年的大型间接液化项目，包括200万吨/年高温费托合成工业示范装置和200万吨/年低温费托合成工业化联产装置，煤液化能力达到500万吨/年。该项目将综合考虑烯烃和含氧化合物的下游加工利用情况，实现油品和化学品联产。第三步则以高温费托合成技术为主、同时采用高温和低温费托合成两种技术，使液体产品总能力达到1000万吨/年，全面考虑石脑油、烯烃和含氧化合物的下游加工利用方案，优化产品结构。
然而对于煤制油品，长远来看，其真正的方向又在哪里呢?
“一是降低成本，归根到底还是要靠自身的竞争力占领市场。二是高端化，仰仗其它产品不具备的特点，抢占高端市场。三是差异化，充分发挥自身产品的优势，进入差异化的市场。当然，相关的政策支持也是需要和必要的。”中国煤炭加工利用协会煤化工事业部主任阮立军回复记者时表示。
煤制气VS气荒
作为煤制油的难兄难弟，煤制气的处境似乎更为尴尬。
国内天然气一直存在缺口，天然气对外依存度越来越高，在“煤改气”的大背景下，天然气的缺口不断扩大。这是否会给煤制气发展以新的发展契机呢?
“煤制天然气是非常规天然气的一部分，是我国天然气生产的重要组成部分，也是解决气源和气荒的一个有效方式，但由于目前成本与价格的倒挂，需要国家和地方相关政策的支持。同时从布局上统筹考虑就近市场，而不仅仅是就近资源。”阮立军分析认为。
相比其他煤制气项目，大唐克旗煤制气曾是离缓解气荒最为接近的一个。气价方面，初期的结算价为2.75元/立方米，在正常满负荷运行时每立方米的利润也可达0.7～0.8元/立方米，但是经过两次下调后，现在的价格为1.82元/立方米，下调了约34%。
同煤制油项目类似，受制于天然气价格调控以及煤价的持续高位，尽管天然气的发展空间很大，但是煤制气项目的成本仍然高昂，如何盈利仍然是一大难题。
阮立军认为，煤制气陷入困境有三方面的原因：一是煤制天然气项目均未达到设计生产能力，且实际产量更低。已建成的4个煤制气项目中，除新天外，其余都只完成了一期项目建设。但一些基础性设施和工程等，都已先于主体工程建成。此外，实际产量更低，生产负荷率基本都不超过50%。二是成本高于气价，成本倒挂。经过国家多次调价，现在煤制气的完全成本已远高于天然气的门站价格。三是企业没有市场话语权。煤制天然气不同于煤制化学品，可以在市场上销售。煤制气必须要进入管网，这样产量和价格都要受到限制，自己无法决定。
目前已经建成生产的4个项目中，大唐克旗煤制气一期13.35亿方/年，新疆庆华伊犁煤制气一期13.75亿方/年，内蒙古汇能煤制气一期4亿方/年，新疆新天伊犁煤制气20亿方/年。而2016年，国内天然气产量1371亿立方米，天然气消费量2058亿立方米，即使建成的4个项目满产运行，其体量也十分有限。
《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》中对于煤制气的定位是：协同保障进口管道天然气的供应安全，解决富煤地区能源长距离外送问题，为大气污染防治重点区域工业、民用、分布式能源(冷热电三联供)、交通运输提供清洁燃气，替代散煤、劣质煤、石油焦等燃料，有效降低大气污染物排放。预计2020年，煤制天然气生产能力达到170亿立方米/年。
在采访中，记者了解到，煤制气的发展仍然需要国家政策大力支持，否则国内现有的油气市场条件下很难获得真正的发展。
现阶段的煤制气如果继续推进，就意味着亏损程度继续增大，有的煤制气企业已经开始考虑转型，比如生产烯烃或者乙二醇。“煤制油油品可以生产汽油、柴油，还包括溶剂油、润滑油、基础油等，相对来说它能加工生产更多的衍生品。但是煤制气主要成分为甲烷，也就是天然气，同时会副产部分焦油或者其他一些产品，但量都很小，主要产品还是天然气。”崔军认为。
转型精细煤化工
如果说煤制油是因为经济性的原因逐渐转向精细化，那么煤制烯烃、乙二醇等产业的转型更多的是由市场决定的。精细煤化工产品种类繁多，不同的产品市场情况也不尽相同，部分煤化工产品遭遇产能过剩、市场容量小、技术不成熟等困境。
截至2015年底，我国煤制油、煤制天然气、煤制烯烃(包括甲醇制烯烃)产能分别达到254万吨/年、31亿立方米/年和862万吨/年，2015年产量分别为115万吨、18.8亿立方米和648万吨。
“同质化不能一概而论，因为现在煤制油化工分很多产品，每个产品的行业背景也不一样，烯烃目前可能同质化比较严重，但是煤制油、和煤制天然气就并非如此了。”崔军表示。
亚化煤化工《中国煤制烯烃年度报告2017》显示，截至2017年8月，中国已有28个煤/甲醇制烯烃项目投产或试车成功，共计烯烃产能1290万吨/年。但是目前大多数的煤制烯烃项目，最终产品均为聚乙烯和聚丙烯，而低端聚烯烃产品的市场竞争激烈。
以聚乙烯为例，煤制烯烃乙烯、丙烯后加工项目同质化现象十分严重，大多数聚乙烯、聚丙烯都集中在少数通用料品牌上，高端品牌、专用料品牌项目很少。
在走向高端产品，或者是更为精细化的产品方面，煤化工能否转型成功还与整体的产业情况密切相关。但合成聚乙烯的高端产品还是替代不了，并不单单是煤化工的问题，与国内炼化剂、催化剂、石化技术以及研究院开发能力都有关系。
传统煤化工精细化发展成功的案例较多，但是现代煤化工“十三五”的重点还是示范升级，精细化发展目前更多的还是设计和规划层面。“煤制产品面临的挑战基本上还是技术环保等等，随着投入和技术进步，在技术上日益成熟，在环保上不断改善，在标准上日趋完善。未来新的挑战可能来自新能源的技术突破和产业化应用。”阮立军指出。
精细化发展肯定是煤化工发展的方向，但不一定能解决根本问题。因为精细化产品的市场容量都不大，很容易饱和，而且目标客户和销售模式也不太一样。同时如果上的精细化产品种类过多，额外的投资和相关的专业人员也需要较大。
不可避免的环保压力
一直以来，环保都是煤化工发展无法避开的话题，长期以来，高耗水、三废(废水、废气和固体废物)等都是煤化工被人诟病的地方。
现代煤化工项目废水处理流程大多采用“预处理+生化处理+废水膜浓缩+蒸发结晶”的近零排放工艺，膜浓缩后得到的清水回用，高盐水送至蒸发塘进行自然蒸发或者进蒸发结晶器对废水进行减量回收。
蒸发塘具有处置成本低、运营维护简单、使用寿命长、抗冲击负荷好、运营稳定等优点，较长一段时期内，新建煤化工项目大多采用这种方式。但是由于占地面积大，以及使用过程中出现渗漏造成污染的情况，蒸发塘乃至整个煤化工水处理都受到质疑。
随着新环保法以及大气污染、水污染、土壤污染等专项行动计划的实施，煤炭深加工产业的污染控制要求将更加严格，煤炭深加工项目获得用水、用能、环境指标的难度加大。
现代煤化工在发展过程中为了满足环保的要求，在耗水、污水处理等方面也在发生着变化。“面对环保的压力，行业一直都在积极投入和努力解决，也已经取得了很大的进展和成绩。”阮立军告诉记者。
2015年12月22日，环保部发布《现代煤化工建设项目环境准入条件(试行)》，文件要求，在缺乏纳污水体的区域建设现代煤化工项目，应对高含盐废水采取有效处置措施，不得污染地下水、大气、土壤等。同时，蒸发塘、晾晒池、氧化塘、暂存池选址及地下水防渗、监控措施还应参照《危险废物填埋污染控制标准》(GB 18598)，防止污染地下水。在日趋严苛的环保条件下，众多煤化工项目和正在申报政府部门审批项目中，基本采用蒸发结晶技术处理高浓盐水。
耗水方面，以煤制油为例，原来煤炭直接液化生产1吨油需要耗费10吨水。但是经过发展，2016年，神华集团(现国家能源投资集团)鄂尔多斯煤制油项目吨油水耗已经从设计之初的10吨降到5.8吨左右，最好的时候吨油水耗不足5吨。
此外，我国已承诺2030年左右二氧化碳排放达到峰值并争取早日实现，煤炭深加工产业也面临碳减排压力。
国际环保组织绿色和平发布《中国煤化工行业“十三五”期间碳排放量估算研究》显示，中国2015年碳排放中，工业碳排放量的占比约为70%以上，其中中国煤化工产品在2015年的碳排放量占中国工业排放量的13%。而在规划情景、极端情景、预测情景对煤化工行业在“十三五”末期所产生的碳排放量的预测值分别为3.01亿吨、4.09亿吨和7.92亿吨。
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