开发石油替代产品是各界关注的热点，目前可部分替代石油的产品主要有乙醇、甲醇、二甲醚、煤制油、生物柴油等。如今国内石油替代能源的发展情况如何？面临怎样的问题？我们将在系列报道“关注石油替代能源”中进行探讨。

　　
甲醇产业损害预警机制当早起动

　　甲醇可直接作为燃料使用来替代汽油，甲醇还可以作为制烯烃的原料间接替代部分石油。目前我国甲醇生产成本为1400元～1800元/吨（约200美元/吨），而国外建在天然气产地的大型甲醇装置生产成本只有60美元～80美元/吨，未来国外甲醇低价冲击中国市场已无悬念。
　　
　　市场现象描述：今年一季度以来，国内甲醇价格（零售价）整体回落幅度达7%，其中，3月份甲醇价格降幅高达18%。去年甲醇最高价格接近4000元/吨，但今年3月22日，东北地区甲醇主流价格为2300元～2600元/吨。

　　中国石油和化学工业协会有关人士表示，甲醇价格回落，主要原因是国内产能陆续释放，供应量加大。今年1～2月份，国内甲醇产量同比增长50.4%。但更值得关注的是，今后几年国外甲醇供应量也将快速增长。

　　国外新建甲醇装置靠近原料产地，规模趋向大型化

　　据统计，2005年全球甲醇总产能为4117.5万吨，其中北美364.6万吨，南美1062.9万吨，欧洲768.5万吨，中东和北非890.9万吨，亚太地区1030.6万吨。预计2006年世界甲醇产能将达4695万吨，2010年产能将达5800万吨～6000万吨。

　　进入本世纪以来，甲醇新建装置集中在中东、拉美和东亚等甲醇原料——天然气资源丰富的地区。在这些地区，天然气的价格折合人民币大部分在0.2～0.3元/立方米，甲醇原料价格优势突出。在生产区位调整过程中，随着甲醇生产技术的日趋成熟，装置的大型化也成为必然趋势。从上世纪90年代以来，国外新建单套甲醇装置的产能一般为50万吨～80万吨/年，进入本世纪后进一步提升至100万吨/年以上。与此同时，每年大约有600万～700万吨产能低于80万吨/年、效率不高的甲醇装置将可能关闭。

　　世界甲醇生产格局的变化将导致消费格局发生重大变化。美国、日本、欧洲等发达国家和地区甲醇消费已由自给逐步转变为依靠进口，而加拿大、俄罗斯、拉丁美洲、中东及非洲等国家和地区已成为甲醇出口基地。甲醇产品世界贸易量迅速增长，2005年世界甲醇贸易量达1309万吨，其中美国进口286万吨，欧洲进口411万吨，日本进口306万吨，而东亚将是今后几年甲醇进口增长最快的地区。

　　未来5年大量装置投产，我国甲醇产能将过剩

　　近10年来，我国甲醇工业发展迅速，到2006年底，我国甲醇产能已达1097万吨。2006年我国甲醇表观消费量为892.9万吨，国内产量为762.3万吨，净进口130.6万吨。

　　目前我国有近200家甲醇生产企业，但其中10万吨/年以下的小型装置却占绝大多数。其中以天然气为原料的甲醇装置约占国内总产能的22%，以煤为原料的约占78%。

　　据中国石油和化学工业协会统计，到2006年10月，我国规划中的甲醇项目有88项，总能力为4850万吨/年，如果目前在建和规划中的项目均能按计划实施，到2010年，全国甲醇产能将达6000万吨。考虑到国家发改委紧急叫停煤化工项目，抑制投资过热政策的实施，一批规划中的煤化工项目将被搁置。另外随着大型甲醇装置陆续建成投产，将有200万～300万吨/年缺乏竞争能力的小型装置被迫关停，到2010年，我国将新增甲醇能力1000万～1500万吨/年，总产能达到2000万～2500万吨/年。

　　中国石油和化工规划院预测，2010年和2015年，我国甲醇消费量分别为1250万吨和2000万吨，届时产能过剩是不争的事实。

　　我国甲醇竞争力不强，低价进口甲醇冲击中国市场无悬念

　　未来5年，我国甲醇产能的增长速度远远高于市场需求增长速度。

　　如果仅从量上看，国内生产的甲醇完全可以满足日益增长的市场需求，不需要进口；但从国际大环境观察，我国甲醇产业存在致命的弱点——竞争力不高。

　　2007年～2009年是国内甲醇装置集中投产的高峰期，同时也是世界新建甲醇装置的集中投产期，未来5年，世界净增甲醇装置产能将达1100万～1300万吨/年。据测算，到2010年，世界主要甲醇进口国家和地区——美国、日本和欧洲，进口总量与2005年相比只净增277万吨。世界甲醇生产商必须寻找一个足够大的市场去消化上千万吨多余的产能。从全球范围看，只有中国市场有能力消化这些多余产能。

　　近几年我国甲醇消费量年均增长率超过20%，据此测算，到2010年我国甲醇消费量将占全球总消费量的30%~40%。如果未来5年内，甲醇等醇醚燃料能够被正式列入国家石油替代能源目录中，或甲醇制烯烃项目获得成功并大面积推广，中国甲醇年消费量有可能达到3000万吨。中国巨大的甲醇现存市场和更加巨大的潜在市场必将成为世界甲醇生产商角逐的战场，而国际市场的任何风吹草动都将越来越直接地影响中国市场。

　　目前我国甲醇生产成本在1400元1800元/吨（约200美元/吨），未来2～3年内，一批新建甲醇装置集中投产后，受市场供过于求和企业竞争的影响，国内甲醇价格将下跌到约2000元/吨，此时企业仍有利可图。

　　但令人担忧的是，目前国外建在天然气产地的大型甲醇生产装置成本却只有美元60～80美元/吨。国外大型甲醇装置集中投产后，传统的销售渠道无法消化骤然增多的甲醇，2010年之前，国外甲醇以低价冲击中国市场已无悬念。

　　关注国内外市场，产业损害预警机制早起动

　　未来5年内，国际甲醇生产商将全力角逐中国市场，国际甲醇生产商有能力采用低价倾销的方式冲击我国甲醇产业。

　　甲醇装置建设投资大，目前国内1万吨/年规模的装置需投资3000多万元，在激烈的竞争中，如果有300万吨/年装置被迫关闭，造成的经济损失将超过100亿元。

　　甲醇产业要保证可持续健康发展，就要顺应市场竞争规律，淘汰规模小、严重浪费资源、污染程度高的生产企业，提高产业整体的竞争力，并合理运用反倾销规则保护我国甲醇产业适度发展。

　　不久前，商务部部长薄熙来表示，要进一步完善我国的产业损害预警机制。产业损害预警机制具有维护产业安全的基础性、前瞻性和预防性作用，通过产业损害预警机制可及时采取措施，应对来自国外进口产品的冲击与影响，维护产业安全。

　　未雨绸缪，建议我国甲醇生产企业和行业协会在商务部的指导下尽快建立起产业损害预警机制，密切关注国际甲醇制造商的发展动态和国际甲醇市场的变化。（张瑞和）

煤制二甲醚做替代燃料尚需时日

　　市场现象描述：作为引领国内煤化工产业发展龙头产品之一的煤制二甲醚，近来投资呈井喷之势。2002年，全国二甲醚总产能仅3.18万吨，产量约2万吨；到2006年，产能超过48万吨，产量达32万吨，年均增长率分别达到97%和96%。

　　据悉，国内多家企业拟用国产技术或通过合资合作等方式引进技术，建设大型煤制二甲醚生产装置。预计到2010年，我国将新增产能982万吨，加上原有产能及规划项目，2010年我国二甲醚产能将超过1580吨。

　　目前在建的二甲醚项目，大多是以车用燃料和民用燃料为目标市场，但二甲醚实际的消费市场发展状况如何呢？

　　二甲醚替代汽柴油？

　　尚不能推广

　　二甲醚作车用燃料时，其燃烧性能好，发动机爆发力大，可实现无烟燃烧，是柴油发动机理想的替代燃料。使用二甲醚燃料尾气无需处理，其氮氧化物及黑烟微粒排放就能满足美国加利福尼亚州燃料汽车超低排放尾气的要求。

　　西安交通大学与一汽合作开发了我国第一辆改用二甲醚的柴油发动机汽车，试验表明，使用二甲醚燃料，可使发动机功率提高10%～15%，热效率提高2%～3%，氮氧化物排放降低50%～70%，未燃碳氢排放降低30%，一氧化碳排放降低20%，排放指标可达欧Ⅲ标准。

　　陕西新型燃料燃具公司与长安大学共同研制的二甲醚混合燃料，代替汽油用做汽车燃料，经台架和道路行车试验的检测，其动力性能与燃烧90号汽油相当，且燃料消耗减少4.2%~5.0%。使用二甲醚混合燃料的汽车，只需加装一套供气转换装置，就成为既能烧油又能烧气的双燃料汽车。

　　尽管二甲醚做车用燃油性能良好，但由于目前我国还没有制定二甲醚作替代燃料的相关标准，因此不能全面推广使用。目前仅是在试验中消耗一些二甲醚，2005年消耗二甲醚约0.3万吨，2006年消耗0.6万吨。

　　此外，目前二甲醚作替代油品成本过高。据测算，平均1.8吨二甲醚可替代1吨柴油。以二甲醚市场售价3800元/吨（2006年底市场均价）计算，则1.8吨二甲醚的价格为6840元，约比1吨柴油价格高2040元。目前二甲醚替代柴油处于价格劣势，只有当二甲醚的生产成本控制在2300元/吨，才有可能推广使用。在消费市场尚未成熟的情况下，盲目进行二甲醚投资，风险很大。

　　二甲醚替代液化石油气？

　　前景令人期待

　　我国大中城市民用燃料是以天然气、煤气、液化石油气（LPG）为主。与它们相比，二甲醚液化气用作民用燃料有许多优点。

　　二甲醚自身含氧，燃烧充分，不析炭、无残液，燃烧尾气符合国家卫生标准；二甲醚液化气在室温下压力符合LPG要求，可用LPG罐灌装，灶具与LPG通用，在储存、运输和使用等方面比LPG更安全。另外，二甲醚还可按一定比例掺入到城市煤气或天然气中使用，并可改善煤气的燃烧质量，提高热值。

　　二甲醚还可用作醇醚燃料（二甲醚、甲醇及其他组分配制的混合燃料）。醇醚燃料无需预热，且热值较高，价格适中，易于推广，已经被列入国家“九五”科技成果重点推广项目。

　　2005年，我国LPG产量为1610.8万吨，进口（含液化丙烷丁烷等）1096万吨，出口（含液化丙烷、丁烷等）2.7万吨，表观消费量为2704万吨。预计2006年进口LPG将超过1200万吨，2010年将达1770万吨。

　　目前国内二甲醚生产规模偏小、产量低、成本高，替代LPG的量不大，2005年该领域消费二甲醚约17万吨，2006年为28万吨。但用二甲醚替代LPG作民用燃料，具有广阔的市场前景。预计到2010年，以二甲醚替代10%的进口LPG计算，可消费二甲醚177万吨。

煤制油“高热”当理性降温

　　河南煤化工项目又添一重量级“新丁”。日前，郑州煤炭工业（集团）有限责任公司与河南颖青化工有限公司签署合作协议，联合打造河南最大的煤化工基地。

　　几乎是在双方签约的同时，从河南省环保工作会议上传出消息：从2007年开始，将把煤化工等潜在产能过剩的项目列为环境准入、从严控制审批对象。

　　面对投资过热的煤化工产业，国家将加大宏观调控力度，在推进发展替代能源战略的同时，谨慎审批试点项目。

　　保障能源安全，我国将向多个煤制油新项目投资约150亿美元

　　从2005年起，国际原油价格长期在60美元/桶以上的高位运行，为应对飙升的原油成本，今后5~10年，我国将以陕西、山西、云南和内蒙古为基地，加快推进煤制油产业发展，降低对国际石油的依存度。国家发改委相关人士表示，我国将向多个煤炭液化制油新项目投资大约150亿美元。

　　为在煤炭转化和发展石油替代能源方面迈出实质性步伐，我国近两年已开始煤制油产业化试点。

　　2004年5月，经国务院批准，神华煤炭直接液化制油项目通过专家评估。8月25日，神华集团在内蒙古鄂尔多斯市开工建设世界首套直接液化的煤制油工业化装置。建成投产后，可生产各种油品320万吨/年，其中汽油50万吨/年、柴油215万吨/年、液化气31万吨/年。

　　目前各地发展煤制油的热情很高，拥有煤炭资源的省份都纷纷集资、引资或合资，建设或开展大型煤制油项目的前期研究和规划。截至2006年底，在建和规划中的煤制油项目规模达到4017万吨/年。

　　在煤制油投资“高热”状态下，应进行产业健康发展的“冷思考”。

　　提高煤炭有效利用率，避免石油、煤炭供应的双重安全压力

　　煤与石油是国家同等重要的战略资源。从国内情况看，我国的煤炭资源与石油资源比较是相对丰富的；但从全球范围观察，我国煤炭资源人均占有量仅为全球平均值的60%。煤炭作为一次性能源总有消耗殆尽的一天，我国应该提高煤的有效利用率，对国内煤炭资源给予必要保护。

　　煤制油技术可分为煤炭直接液化和煤炭间接液化两种。根据美国国家标准局提供的热当量换算公式，石油与标准煤的热当量比为1∶1.4286，以此为依据进行测算，采用直接法煤制油工艺，煤的热能利用率为47.6%（约3吨煤出1吨油）；而间接法的利用率仅为28.6%（约5吨煤制1吨油），即有71.4%的热能在煤制油的过程中消耗了。因此我国在实施煤制油项目过程中，要充分考虑煤炭资源的有效利用问题，重点关注和推广煤消耗量相对较少的直接法煤制油技术，提高煤炭资源的有效利用率。

　　如果中国短期内盲目地大量上马煤制油项目，其后果将是以惊人的速度耗尽我国本来就稀少的“高品质煤”。中国的崛起主要依靠自身拥有的有限资源，而我国的能源结构决定了煤炭资源将是未来几十年战略机遇期的支柱能源，大量的煤制油项目在短期缓解石油供应压力后，却将在长期时间内引起我国石油、煤炭供应的双重安全压力。

　　面临投资、技术和市场三大风险，煤制油启动阶段国内布点不宜过多

　　由于我国煤制油发展存在投资、技术和市场三大风险，在煤制油发展的初期阶段，应谨慎试点。

　　目前煤制油项目的投资巨大。仅从设备角度看，建设一套百万吨级的煤制油装置，动辄需投资数百亿元。由于现阶段煤制油的投入产出比过低，产品成本核算中摊入的设备折旧费和银行贷款利率偏高，所以即使在建的煤制油项目能顺利投产，其产品与进口原油相比是否具有价格竞争力，仍是问题。

　　煤制油还存在技术风险。间接法制油国外有3套工业化装置运行，而国内只有中试装置，没有工业化装置运行；直接法制油，迄今为止国内外尚没有已经运行的工业化装置，神华直接液化工业化装置在世界范围内是首次建造，存在着工程放大、设备制造与安装、催化剂性能、生产工艺控制等诸多难题。

　　市场风险难预料。煤炭价格每上涨100元/吨，每桶煤制油的成本就增加5~8美元。中国煤炭运销协会相关人士认为：“时至今日，煤炭价格已经比神华项目评估时的80元/吨上涨了4倍。以目前的煤价制出来的油，价格是否具有竞争力值得怀疑。”此外，到装置投产时，水、电、汽、运输等费用和人工费，也将远远超出评估时的水平。这无疑会抬高煤制油的成本，带动产品价格上扬。国际油价的变化也将影响煤制油产品的竞争力。俄罗斯财长库德林3月21日表示，国际石油价格高峰期已基本过去，今后国际石油价格在政治或其他方面的风险影响下，可能会在个别时点有所提高，但从长远看，国际石油价格将走低。如果油价大幅下跌，煤制油将面临石油产品的竞争风险。

　　由于我国石油资源有限，国家有必要从能源安全战略的高度将煤制油列入能源安全战略储备项目。但煤制油面临投资、技术、市场等三方面的巨大风险，国家在启动煤制油项目的初期阶段，应集中财力，选择不同的装置规模、不同的工艺路线、不同的技术来源，分别建设工业化示范装置，待装置建成后，由专家对这些示范装置进行综合评估，从中选出技术经济指标最佳的煤制油工艺，再根据全球原油供应状况，审时度势，在全国范围内推广。

　　掌握核心技术，推进国产化进程

　　由于煤制油涉及国家能源安全战略，我国应掌握具有自主知识产权的核心技术，在选择技术来源时，应把引进技术和国内技术摆在同等重要的地位上。

　　据了解，中科院山西煤化所开发的煤制油催化剂主要性能指标已经达到国际先进水平，该所的煤制油中试装置也已运行多年，采用中科院技术建设大规模工业化装置的技术条件已经成熟。

　　国家在部署煤制油项目时，应站在能源安全的高度，重点扶植国内技术，组织国内一流的化工工程公司（设计院）完成大规模工业化生产装置的工程设计，推进国内技术的产业化进程。