煤化工行业发展及未来走向分析报告.docx

北京中经科情经济信息咨询有限公司 2010-2013年中国煤化工行业发展及未来走向分析报告
2010-2013年中国煤化工行业发展及未来走向分析报告

正 文 目 录

第一章 2009年世界煤化工产业发展格局分析 9
第一节 2009年世界煤化工产业发展概况分析 9
一、煤制天然气的工艺流程与经济性 9
二、液化煤层气：能源新秀后来居上 13
三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势 16
四、2010年国内甲醇趋势预测 18
五、当前世界现代煤化工行业发展的几个重要态势 22
第二节 2009年世界煤化工产业主要国家发展动态分析 25
一、日本 25
二、南非 26
三、巴西 26
四、俄罗斯 27
第三节 2010-2013年世界煤化工产业发展趋势分析 27
第二章 2009年中国煤化工产业发展环境分析 30
第一节 2009年中国煤化工产业资源环境发展分析 30
一、中国煤炭资源的分布 30
二、中国新型煤化工前景看好 32
三、水资源状况及其影响 34
四、2009年中国煤化工产业年终回顾和展望 36
第二节 2009年中国煤化工产业政策环境发展分析 42
一、能源良策助推新世纪中国复兴良机 42
二、中国煤制油企业跨越商业政策门槛 44
三、以《焦化行业准入条件》为抓手 稳步推进全行业和谐发展 45
四、关于做好2010年春耕化肥供应工作的通知 52
五、工信部要求加强需求侧管理缓解煤电油气运紧张 53
六、新型气化技术助煤化工清洁生产 54
七、中国能源的最大潜力在体制 55
八、刚性需求：农用化工行业初露曙光 56
第三节 2009年中国煤化工产业经济环境发展分析 58
一、中国煤化工市场回顾 58
二、我国煤制油产业发展前景分析 60
三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势 63
第四节2009年中国煤化工产业技术环境发展分析 65
一、煤化工技术获得重大突破 对石油实现部分替代 65
二、煤化工行业阀门国产化进程加快 65
三、中国率先实现煤制乙二醇工业化 66
四、煤制油成品油市场的新生力量 66
第三章 2009年中国煤化工产业发展形势分析 69
第一节 2009年中国煤化工产业发展重要意义分析 69
一、“掘金”煤制天然气 69
二、化工装备业 方兴未艾 71
三、我国直接甲醇燃料电池技术研发获重要突破 72
四、煤制天然气应根据示范效应逐步发展 73
第二节 煤化工的可持续发展之路 75
一、环境形势依然十分严峻 75
二、切实加强煤化工污染的防治 76
三、建设资源节约和环境友好型行业 79
第三节 我国煤化工产业链分析 82
一、炼焦产业链 82
二、电石化工产业链 86
三、煤气化产业链 89
第四节 2009年中国煤化工产业发展存在的问题与对策分析 90
一、煤化工产业存在问题 90
二、制约中国煤化工产业化发展的难题 91
三、发展煤化工产业的机遇及其发展趋势 92
四、推动现代煤化工发展的措施 93
第四章 2009年中国煤制油产业发展概况分析 95
第一节 2009年中国煤制油产业发展分析 95
一、煤化工新型与传统应有机结合 95
二、煤化工将成低碳经济有力推手 96
三、煤化工：身在寒冬 心指盛夏 97
第二节 2009年中国煤制油产业发展存在的问题及对策分析 99
一、煤制油存在的风险 99
二、现代煤化工“过热”引发政策“预警” 100
三、　部分现代煤化工项目进展情况 101
四、中国煤变油产业化发展中的问题综述 103
五、煤制油产业应走规模化和集约化发展模式 105
第三节 2010-2013年中国煤制油产业发展趋势分析 107
一、中国有望在“十二五”期间出台煤制油支持政策 107
二、煤制油：商业化应让位于战略储备 107
三、煤制“三烃”优于煤制油 109
第五章 2009年中国煤制甲醇市场运行状况分析 110
第一节 2009年中国煤制甲醇市场发展动态分析 110
一、亚洲甲醇供应紧张短期难缓解 110
二、2009年我国甲醇供需平衡分析 111
三、2009年我国甲醇市场发展分析 111
第二节 2010年国内甲醇趋势预测 116
一、2010年国内甲醇产能预测 116
二、2010年国内甲醇市场走势预测 116
第三节 2010-2013年中国煤制甲醇产业发展趋势分析 118
一、车用甲醇汽油国标为煤基甲醇带来希望 118
二、2020年我国煤制甲醇产能有望突破6000万吨 119
三、煤基甲醇二甲醚联合生产的前景预测 119
第六章 2009年中国洁净煤市场发展动态分析 122
第一节 中国洁净煤产业概述 122
一、洁净煤的概念 122
二、洁净煤技术定义 122
三、洁净煤发电技术政策支持 122
第二节 2009年中国洁净煤技术发展分析 123
一、洁净煤技术照亮煤炭应用前景 123
二、清洁煤技术前景广阔 124
三、新型固态煤“汽化”技术让煤炭清洁起来 127
四、我国洁净煤技术产业化的障碍及对策 127
第三节 2010-2013年中国洁净煤产业发展趋势分析 129
一、黑色的煤如何变“绿” 129
二、洁净煤技术迎来广阔的发展前景 132
三、洁净煤技术的发展潜力大 133
四、2020年中国洁净煤技术发展战略建议 133
第七章　2009年中国其他煤化工产业发展分析 139
第一节 煤制烯烃 139
一、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势 139
二、2009年国内煤制烯烃项目进展情况 142
三、煤制烯烃经济性分析 143
第二节 煤焦化 149
一、2009年焦炭市场回顾及2010年市场展网 149
二、发展煤油铁大循环经济 154
第三节 煤气化 157
一、煤气化技术 157
二、中国煤气化市场面面观 158
三、中国成了中外煤气化技术竞技场 162
四、2009年煤炭市场回顾与2010年煤炭市场展望 162
五、煤气化是多联产产业发展方向 166
第四节 煤合成氨 168
一、合成氨产业发展情况分析 168
二、合成氨产业链 170
第五节 现代煤化工的经济性分析 170
一、煤基醇醚路线的经济性 170
二、煤制烯烃的经济性分析 171
三、煤制油的经济性 172
第八章 2009年中国煤化工产业竞争格局分析 172
第一节 2009年中国煤化工产业竞争概况分析 172
第二节 2009年中国煤化工产业竞争存在的问题分析 173
第三节 2010-2013年中国煤化工产业竞争趋势分析 176
第九章 2009年中国煤化工产业优势企业财务状况及竞争力分析 176
第一节 河南煤业化工集团有限责任公司 176
一、企业基本概况分析 176
二、2009年企业财务状况分析 177
三、2010年之前公司项目进展情况 179
四、未来企业发展规划分析 180
第二节 山东兖矿集团有限公司 181
一、企业基本概况分析 181
二、2009年企业财务状况分析 182
三、未来企业发展规划分析 185
第三节 伊泰集团有限公司 186
一、企业基本概况分析 186
二、2009年企业财务状况分析 188
三、未来企业发展规划分析 193
第十章 2009年中国煤化工产业相关行业发展态势分析 195
第一节 煤炭 195
一、产量：增速维持较高水平 195
二、煤价：国内外煤价低位震荡 197
三、周转量：环比降幅继续收窄 198
四、库存：供应侧增加更快 199
五、进出口：净进口剧增 200
第二节 煤化工装备产业 201
一、新型煤化工产业链综述 201
二、2009年全国煤炭企业产量50强分析报告 203
第十一章 2010-2013年中国煤化工产业发展趋势分析 205
第一节 2010-2013年中国煤化工行业发展趋势分析 205
一、传统煤化工面临三大挑战 205
二、以煤为原料生产甲醇等多种化工品 207
三、煤化工产品策略分析 207
四、精细化和多联产将是行业发展方向 208
五、坚持科学发展煤化工 210
第二节 2010-2013年中国煤化工市场发展预测分析 214
一、煤化工发展的关键：环保瓶颈的突破和政策支持 214
二、煤化工发展需要创新思维 215
三、煤化工发展进程预期 216
第十二章 2010-2013年中国煤化工行业投资机会与风险分析 217
第一节 2010—2013年中国煤化工行业投资环境分析 217
第二节 2010-2013年中国煤化工行业投资周期分析 218
一、经济周期 218
二、增长性与波动性 219
三、成熟度分析 219
第三节 2010-2013年中国煤化工行业投资机会分析 219
一、煤制气：煤化工领域投资热点 219
二、投资方向分析 221
三、吸引力分析 224
四、盈利水平分析 225
五、融资方式分析 225
第四节 2010-2013年中国煤化工行业投资风险预警分析 225

图表目录
图表 煤制SNG总工艺流程示意图 10
图表 原料煤煤质组成及热值 11
图表 煤制SNG物流数据表 11
图表 煤制SNG消耗表 12
图表 煤制SNG投资估算表 12
图表 煤制SNG成本估算表 12
图表 我国煤炭资源分布 30
图表 我国探明煤炭储量各省分布比例图 31
图表 中国水系图 33
图表 全国十大流域统计 34
图表 2009中国成品油进出口情况 58
图表 中国2009年第四季度汽油出口量统计表（按目的地分类）单位：吨 59
图表 炼焦产品结构 81
图表 2009年国内炼焦用洗精煤产销量对比 82
图表 炼焦产业地区分布 83
图表 供需状况分析及预测 83
图表 市场价格分析及预测 84
图表 电石生产工艺 85
图表 2008-2009年电石产量（单位：万吨） 86
图表 国内电石价格走势（单位：元/吨） 87
图表 电石消费结构 87
图表 不同煤气化方法气体成分构成 88
图表 2008年、2009年全国甲醇产量对比（单位：万吨） 111
图表 2008年、2009年1-8月我国甲醇进口量对比（单位：万吨） 112
图表 洁净煤发电技术的政策支持 121
图表 2020年中国洁净煤技术发展方案建议一览表 135
图表 煤基甲醇制烯烃在建和规划项目 145
图表 煤气化主要下游的产业链细分 156
图表 煤气化单产甲醇和热、电、甲醇三联产系统的成本对比 166
图表 煤气化单产和热、电、甲醇、气四联产系统的投资和成本对比 166
图表 煤基合成氨的工艺过程 168
图表 我国合成氨原料占比 169
图表 煤炭价格－甲醇生产成本的对应关系（单位：元/吨） 170
图表 煤制甲醇与天然气制甲醇的成本比较 170
图表 河南焦化主营业务分产品情况表 177
图表 主要会计数据和财务指标 177
图表 焦化四条焦化产业链示意图 179
图表 煤化工产业链 180
图表 运营数据总揽 181
图表 2009年1-4季度，本集团煤炭产、销量表 182
图表 2009年度主要会计数据及财务指标 187
图表 中国原煤单月和累计产量 194
图表 山西炼焦精煤和动力精煤产量 195
图表 中国煤炭销量 195
图表 澳大利亚 BJ煤价和指数 196
图表 秦皇岛港平仓价 196
图表 分煤种价格 197
图表 煤炭周转量 198
图表 全社会库存和煤矿库存 198
图表 港口库存 198
图表 山西省煤炭库存 199
图表 中国煤炭进出口 200
图表 主要用煤行业累计增速和月度增速 200
图表 煤气化主要下游的产业链细分 208
图表 全球合成氨可能继续保持景气 209
图表 我国煤化工发展规划（万吨） 214
图表 我国煤化工发展进程预期 216
图表 产业生命周期曲线图 217

第一章 2009年世界煤化工产业发展格局分析
第一节 2009年世界煤化工产业发展概况分析
一、煤制天然气的工艺流程与经济性
随着我国城市化进程的继续推进，对天然气的需求将持续攀升。而我国天然气储量并不丰富，为了保障用于城市燃气的天然气的供应，我国2007年11月已经禁止了天然气制甲醇，并且限制煤炭充足地区的天然气发电。据预测，我国2010年、2015年和2020年对天然气的需求分别达到1200亿m3、1700亿m3和2000亿m3，相应地，天然气缺口分别为300亿m3、650亿m3和1000亿m3。目前我国天然气的进口途径主要有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通过长输管道进口的天然气，另一条是在东南沿海等地进口的液化天然气(LNG)。地缘政治和国际天然气的运输及价格都将影响我国天然气的供应。因此，发展煤制代用天然气(Substitute Natural Gas-SNG)就具有了保障我国能源安全的重要性。
煤制SNG可以高效清洁地利用我国较为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源短缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬天供暖期间，将生产的代用天然气供给工业和民用作为燃料用于供暖；在夏天用电高峰时，部分代用天然气用于发电；在非高峰时期，可以转变为LNG以作战略储备；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础设施的费用，并保证了天然气供应的渠道和实现了CO2的减排。由此可见，煤制SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的发展方向。本文以某厂煤制SNG项目为例，首先对总工艺流程进行了简要描述，并对其中甲烷化技术进行了介绍。其次对流程进行了模拟计算，得出客观可靠数据。最后对煤制SNG在节能减排方面的优势以及经济性进行了分析。
煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高温甲烷化工艺来生产代用天然气。本文所研究项目的工艺流程如图1所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装置和硫回收装置。主要流程为：原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。在气化炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏和气化、氧化后，生成粗合成气。粗合成气的主要组成为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。
粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送入甲烷化单元。在甲烷化单元内，原料气经预热后送入硫保护反应器，脱硫后依次进入后续甲烷化反应器进行甲烷化反应，得到合格的天然气产品，再经压缩干燥后送入天然气管网。
图表 煤制SNG总工艺流程示意图

甲烷化技术
煤制SNG工艺流程中主要包括煤气化、变换、酸性气体脱除、甲烷化等工艺技术，其中高温甲烷化技术为关键技术之一。
1 托普索甲烷化技术
丹麦托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪 70年代后期，该公司开发的甲烷化循环工艺(TREMPTM)技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了这一技术能够用于商业化。该工艺已经在半商业规模的不同装置中得到证明，在真实工业状态下生产200 m3/h～3000 m3/h的SNG。在TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的温升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的温度。TREMPTM工艺一般有三个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器(BWR)代替，虽投资较高，但能够解决空间有限问题。另外，在有些情况下，采用四个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用一个喷射器代替循环压缩机。除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。托普索工艺可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽。
2 Davy甲烷化技术
20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了 CRG技术和最新版催化剂。Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMPTM工艺可产出高压过热蒸汽和高品质天然气特点外，还具有如下特点：催化剂已经过工业化验证，拥有美国大平原等很多业绩。催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H/C比，转化率高。催化剂使用范围很宽，在230℃～700℃范围内都具有很高且稳定的活性。
3 鲁奇甲烷化技术
鲁奇甲烷化技术首先由鲁奇公司、南非沙索公司在20世纪70年代开始在两个半工业化实验厂进行试验，证明了煤气进行甲烷化可制取合格的天然气，其中CO转化率可达100%，CO2转化率可达98%，产品甲烷含量可达95%，低热值达8500kcal/Nm3，完全满足生产天然气的需求。
工艺流程模拟
1计算基准
气化技术采用BGL技术，天然气产量为20亿Nm3/a，其中甲烷含量为96.46%。原料煤煤质组成及热值如下：
图表 原料煤煤质组成及热值
分析项目
水分%
(ad)
灰分%
(ad)
全硫%
(ad)
碳%
(ad)
氢%
(ad)
氧%
(ad)
氯%
(ad)
高位发热量MJ/kg

12.11
4.28
0.27
69.05
3.83
9.68
0.004
26.89
2关键物流数据
通过流程模拟得到各关键物流的数据如表2所示，其中物流号与上图相对应。
图表 煤制SNG物流数据表
物流号
1
2
3
4
5
组成(mol%)

CO2
4.619
34.117
1.504
1.64

H2S
0.090
0.068

COS+CS2
0.008

CO
60.649
11.125
16.649
31ppm

H2
25.663
48.704
72.888
0.31

CH4
7.784
5.396
8.075
96.46

C2~ C4
0.583
0.388
0.58
0.01

NH3
0.277

HCN
0.034

N2+Ar
0.293
0.203
0.304
1.58
0.2
O2

99.8
流量 Nm3/h
843300
1216587
812924
250000
176245
温度℃
175
40
30
55
20
压力 MPaA
4.0
3.65
3.3
5.7
5.3
该装置的主产品为20亿Nm3/a天然气，副产品中除了一些油品外还有10000t/a的硫磺。通过对全厂热量平衡计算，需配备3台460t/h的锅炉，满足全厂供汽后可发电120MW。
3主要原料和公用工程消耗
图表 煤制SNG消耗表
序号
项 目
单 位
年消耗量
1
原料煤
t
3834600
2
燃料煤
t
991352
3
催化剂及化学品
t
65264
4
电
KWh
358453760
5
原水
t
13691680
经济性分析
1计算假定
项目投产后第一年生产负荷为90%、第二年生产负荷为90%，以后各年均为100％，生产期15年，工程计算期18年。原料煤价格为160元/t，水资源费为6元/t，电价为0.36元/ KWh，天然气价格为1.67元/Nm3，硫磺价格为700元/t。
2投资
本报告所研究的煤制SNG项目的投资估算见下表：
图表 煤制SNG投资估算表
项 目
费用(万元)
工艺生产装置
包括空分，气化，变换，酸脱，甲烷化，硫回收
509419
公用工程
239901
辅助生产装置
44025
全厂系统
168774
厂内基础设施
31907
厂外系统
109682
其它费用
341475
总计
1445183
3成本估算
图表 煤制SNG成本估算表
序号
项 目
单 位
单 价（元）
年消耗量
成本
1
原料煤
t
160
3834600
61354
2
燃料煤
t
160
991352
15862
3
催化剂及化学品
t　

65264
7909
4
电
KWh
0.36
358453760
12868
5
原水
t
6.00
13691680
8215
6
工资及福利费

14940
7
制造费用

105613
8
生产成本

51155
9
天然气单位成本
元/Nm3

1.07
4 效益分析
本文所研究项目的产品天然气单位生产成本为1.07元/Nm3，影响成本的主要因素为原料煤价格及建设投资。该项目所得税后全部投资财务内部收益率为10.65%，财务净现值(i=10％)为54463万元。财务内部收益率大于基准收益率，说明盈利能力高于行业规定。所得税后的投资回收期为9.77年(含建设期3年)，均小于行业基准回收期，表明项目投资能按时收回。 此外，根据敏感性分析，随着原料煤价格的下降以及天然气价格的上涨，税后内部收益率还会提高。由此可见，煤制SNG具有较好的经济可行性。
结论
总之，在我国发展煤制SNG，各项常规技术已有较广泛的应用和发展，如碎煤加压气化、空分、耐硫变换、脱硫脱碳、锅炉和汽机等技术。甲烷化反应器及催化剂在传统应用中也取得了一定的经验，而大规模应用可以借鉴国外成熟技术。为此，扎实稳步地在中国推进煤制SNG发展路线，无论是适度发展煤制天然气，补充天然气资源，缓解国内天然气供求的矛盾，还是推广已有成熟技术或新技术储备，都将具有积极的推动意义。
二、液化煤层气：能源新秀后来居上
2009年6月18由中国联盛投资集团有限公司投资建设的山西沁水顺泰能源煤层气液化项目正式投产运行。该项目正式投产后可日产液化煤层气50万立方米。该项目三期工程预计将于今年开工建设，届时项目的煤层气液化能力将达到每天150万立方米。
2009年7月5日，山西港华煤层气液化项目一期工程投产暨二期工程奠基仪式在山西沁水举行。该项目总投资9800万美元，一期工程日产液化煤层气25万立方米，二期工程日产量再增加57万立方米，使总生产规模达到日产82万立方米，投产后可每年减少二氧化碳排放500万吨。
2009年10月14日，山西能源煤层气投资控股有限公司世行贷款煤层气开发利用示范项目煤层气液化工程开工奠基。该项目总投资13.5亿元，其中利用世界银行贷款8000万美元。项目建设内容包括煤层气开发工程和煤层气液化工程两部分，建成后可年产煤层气2.5亿立方米，年产液化煤层气20万吨；可减排120万吨二氧化碳、7800吨二氧化硫。
2009年12月1日，重庆市能源投资集团与易高环保投资有限公司在香港签署煤层气液化项目协议。该项目由美国联邦环保署出资，项目建设选址位于綦江松藻矿区，将每年利用松藻煤矿产出的1.1亿立方米煤层气，经过提纯、冷却、液化，生产出9100万立方米液化煤层气，同时减少156万吨二氧化碳排放量。
截至2009年11月底，全国已经建成投产了6家煤层气液化工厂，而且基本实现了“安稳长满优”，即安全生产、稳定生产、长周期运行、满负荷运行和优质产品。
清洁能源的现实需要
我国2000米以浅的煤层气资源量约为36.81万亿立方米。其中，鄂尔多斯盆地、沁水盆地是资源最富集地区。
虽然资源丰富，但是煤层气的利用却有两大拦路虎——运输和补充。气态煤层气体积庞大，进行远距离运输需要大面积铺设管网或者多次运输，耗费的成本巨大。同时，一定体积的气态煤层气质量很小，释放的能量不足以支持能耗大的工业生产需求，要想满足工业生产需求就要不断补充。这给生产带来极大的不便。
于是，液化煤层气应时而生。
煤层气液化是利用深冷技术，将气态煤层气在常压下冷却至-162℃而凝结形成液化煤层气的过程。在这个过程中，气态煤层气中含有的少量重烃及汞、硫等成分因沸点高于甲烷而被先后排出，最后得到的液化煤层气更加纯净，成分只是单一的甲烷，燃烧后不产生任何废气，是一种更加洁净的能源。经过深冷后，液化煤层气的体积被压缩至气态煤层气的1/625，非常适合远距离运输，比管道输气和压缩煤层气运输节约成本，方便可靠，风险小，适应性强，储存效率高，占地少，投资省，而且产生的热能是相同体积气态煤层气的625倍，是一种更加高效的能源。温家宝总理曾经说，煤层气液化产业的发展是“一举三得”，可以缓解我国能源紧张的局面，可以保护生态环境，可以改善煤矿安全生产条件。
因此，我国非常重视煤层气液化产业的发展，“十一五”规划明确提出将煤层气液化产业作为重要的鼓励发展产业。
为了鼓励煤层气液化产业发展，国家出台了一系列优惠政策：要求煤矿必须要先排后采，排气实行国家补给；增值税由17%下调至13%，并且先征后返；定价不受国家指导价格限制等。
本身具有多种优势
液化煤层气的主要优势，不是和天然气液化技术搞规模比赛，不是和天然气管道、煤层气管道开展竞争，也不是和天然气市场竞争用户，而是与液化天然气、管道天然气和管道煤层气的发展相衔接、相促进、相依托。
液化煤层气具有明显的比较优势。煤层气液化项目由于规模相对较小，选址条件要灵活得多。国际上以大规模液化天然气（LNG）生产基地为源头的LNG进口，需要配套建设大规模的LNG终端项目。目前，我国已经在深圳、湄州、上海、宁波、青岛等地建立了ＬＮＧ项目，规模都在300万吨/年左右。这需要巨大的码头等诸多条件，而液化煤层气在这些方面要求较少，成本要低得多。
煤层气管道到哪里，液化煤层气产品的市场就到哪里。一方面管道天然气和管道煤层气到达之后，液化煤层气就会遇到很大的竞争。但另一方面，管道燃气越来越离不开液化煤层气。首先，液化煤层气可以在管道燃气调峰上发挥积极作用。应对2009年“气荒”时，液化煤层气就发挥了积极的作用。其次，管道燃气的发展，很好地宣传了天然气和煤层气。在管道附近而又是管道尚未覆盖的区域，就是液化煤层气进军的首选市场。
此外，液化煤层气生产过程中释放出的冷量可回收利用。例如可将液化煤层气汽化时产生的冷量，用作冷藏、冷冻、低温粉碎等。因此，有的调峰装置就和冷冻厂进行联合建设。按目前液化煤层气生产的工艺技术水平，可将煤层气液化生产所耗能量的50%加以回收利用。
液化煤层气也是优质的车用燃料。与汽油相比，它具有热值高、抗爆性好、燃烧完全、排放污染少、延长发动机寿命、降低运输成本等优点。
液化煤层气生产使用比较安全。它的燃点为650℃，比汽油高230℃左右；爆炸极限为4.7%～15%，比汽油高出2.5～4.7倍；液化煤层气密度为0.47左右，汽油为0.7左右。它比空气更轻，所以稍有泄漏会立即飞散并迅速吸热，不致引起自燃爆炸。
初步完成规模化历程
正是上述诸多优势让生产厂家看到了液化煤层气的广阔前景。一时间，液化煤层气成为市场的又一新宠。这一产业大有后来居上之势。
目前，我国液化煤层气在运输成本控制上取得了重要进步。煤层气液化后体积压缩为原来的1/625，大大提高了运输效率和效益。一辆35立方米的标准液化气槽车，可以运输2.1万立方米的液化煤层气，相当于10～15口直井的生产能力。在1000千米的运距内，单位运输成本约为0.5元/立方米。
此外，国内与煤层气液化产业相关的配套产业也逐渐开始发展壮大。国产煤层气液化设备的生产技术和质量已经完全可以满足煤层气液化企业的需求。比如，联盛沁水顺泰煤层气液化项目所使用的设备90%以上是国产，只有一些MG泵、调节阀及一些零部件是进口而来的。
经过10余年的探索与发展，我国煤层气液化产业已经初步完成了规模化历程。截至2009年11月底，全国液化煤层气总规模约为260万立方米/天。
到2020年中国天然气市场缺口将达到900亿立方米。近年来南方供气紧张，特别是在南方“气荒”的影响下，一批新的、规模更大的煤层气液化项目正在酝酿之中。随着规模扩大和技术改造，煤层气单位液化成本控制在0.5～0.6元/立方米在不远的将来有望实现。
2010年我国液化煤层气总需求约为300万立方米/天，2015年达到500万立方米/天，到2020年这个数字有可能达到700万立方米/天。
按照目前的发展速度，煤层气这个既是新能源又是低碳能源的清洁能源将会很快进入大发展时代。
产业也有近忧远虑
首先，大多数企业都集中在探明程度较高的山西沁水南部作业，煤层气、煤炭矿权重叠问题比较突出。其次，对外合作依赖程度高，自营项目受限制。目前我国已登记的煤层气区块约6万多平方千米，其中对外合作区块占60%以上。
煤层气市场太近、太小、太乱、太间接。太近：目前的煤层气市场主要分布在煤层气田周围，或者甚至就在煤层气田的矿区里面，当地和周边用户成了主导市场；太小：最大用户每天用量为几十万立方米，一般用户每天用气量小到几百立方米、数千立方米，无法支撑煤层气大规模开发与快速发展；太乱：无论是勘探开发市场，还是煤层气销售市场，均陷入极端无序状态；太间接：压缩煤层气项目、煤层气液化项目等煤层气用户，都是转售煤层气的中间用户，并不是直接的煤层气利用企业或对象，给煤层气上游发展带来了很大的市场不确定性。
三、中国煤制乙二醇技术工业化应用成趋势
2009年12月7日由中国科学院福建物质结构研究所联合江苏丹化集团和上海金煤化工公司开展技术攻关的世界首创20万吨煤制乙二醇工业示范项目打通了全流程，试车成功并生产出合格的乙二醇产品。这标志着我国在世界上率先实现了煤制乙二醇（CO气相催化合成草酸酯和草酸酯催化加氢合成乙二醇）成套技术的工业化应用。
乙二醇生产采用环氧乙烷水合路线，其水的用量超过理论值的20倍，而且约有9%生产二甘醇，1%生产三甘醇和更高分子量的聚乙二醇，从而降低了单乙二醇的选择性。因而降低水比的催化工艺已经成为乙二醇新工艺的开发焦点。另外基于乙烯路线经环氧乙烷的乙二醇生产，由于石油资源的短缺和天然气资源相对丰富，因而开发以合成气为基础的各种新乙二醇生产工艺十分引人关注，更是受到各化工企业的看好。
三菱化学通过中间体合成乙二醇工艺
日本三菱化学公司开发的以环氧乙烷为原料经碳酸乙烯酯生产乙二醇的新工艺取得了突破性进展。公司还同时解决了反应器材质和高效反应器的开发、包括低催化剂消耗量在内的工艺条件优化以及产品质量提升等问题。由日本三菱化学公司开发的经碳酸乙烯酯（EC）路线，由Texaco公司开发的联产乙二醇和碳酸二甲酯路线以及Shell公司开发的经二氧戊环的工艺路线。
丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产
乙二醇价格暴涨400元/吨:我国乙二醇对外依存度高达70%以上,由于中东地区部分装置停产,造成国内乙烯供应紧张,从而引起乙二醇等价格的迅速上涨。我国主要产能集中于中国石油和中国石化两大公司,丹化科技20万吨乙二醇项目即将投产,有望受益于国内乙二醇的供不应求。乙二醇90%应用于聚酯产品的原材料。本周聚酯切片价格也随成本支撑进一步上扬。
全球首批煤质乙二醇在通辽面世
通辽金煤化工采用的“煤质乙二醇”技术路线和工业化应用，是一套一项拥有自主知识产权的世界首创技术。其推广应有可代替传统的石油技术路线生产乙二醇，将有效缓解我国乙二醇产品供需矛盾，用石油技术路线没生产1吨乙二醇约需用2.5吨石油，如果采用“煤质乙二醇”生产技术，全球每年节省下来的石油就相当于新开发一个年产5000万吨石油的大油田。通辽金煤化工乙二醇项目总投资100亿元，设计生产能力为120吨。目前，一期年产20万吨乙二醇项目全部建设完成，年可转化褐煤130万吨。二期年产40万吨乙二醇项目前期工作正在积极筹备，今年上半年全面开工建设。
乙二醇是生产聚酯切片和制冷剂的重要化工原料，目前国际上通常采用石油路线生产，生产过程水耗大、能耗大、成本高，而且关键技术都掌握在国外厂商手中。世界化工巨头壳牌公司前不久刚宣布2010年1月亚洲乙二醇合同价提高了80美元/吨。而中国乙二醇年需求量达700万吨以上，而国内用石油乙烯路线每年只能生产200多万吨，仅能满足20%——30%的市场需求，缺口的400多万吨只能依赖进口。“煤制乙二醇”项目技术负责人之一、项目攻关组组长姚元根研究员认为，“煤制乙二醇”的技术路线符合我国缺油、少气、煤炭资源相对丰富的资源特点。
据相关资料显示，目前世界对乙二醇的年需求量为2000多万吨，其中我国需求量就占到三分之一。海湾石化和化学协会(GPCA)论坛上传出消息，受中国国内需求的强劲引领，预计2010年全球乙二醇需求将会比2009年增长6.5%。2010年生产聚酯纤维常用的中间体乙二醇的全球总需求估计为1850万，亚洲的增长前景仍然看好。目前乙二醇市场需求仅为150万吨/年，而中国市场需求为700万吨/年，乙二醇的市场潜力无穷大。
就如华鲁恒升若突破乙二醇技术，那真是前途无量。内蒙古将继续推进煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气、煤制乙二醇等现代煤化工示范工程建设，形成1000万吨的甲醇生产能力。目前2010年中国“煤制乙二醇”技术工业化已拉开崭新的帷幕时，或许它的发展远比笔者想象的更精彩，在世界科技今日更迈进一步。我们期待着煤制乙二醇技术工业化的迈进。
乙二醇的化学性质常识：
乙二醇（ethyleneglycol）又名“甘醇”、“1,2-亚乙基二醇”，简称EG。化学性质与乙醇相似，主要能与无机或有机酸反应生成酯，一般先只有一个羟基发生反应，经升高温度、增加酸用量等，可使两个羟基都形成酯。如与混有硫酸的硝酸反应，则形成二硝酸酯。酰氯或酸酐容易使两个羟基形成酯。乙二醇在催化剂（二氧化锰、氧化铝、氧化锌或硫酸）作用下加热，可发生分子内或分子间失水。乙二醇能与碱金属或碱土金属作用形成醇盐。在制革和制药工业中，分别用作水合剂和溶剂。乙二醇的衍生物二硝酸酯是炸药。乙二醇的单甲醚或单乙醚是很好的溶剂，如甲溶纤剂HOCH2CH2OCH3可溶解纤维、树脂、油漆和其他许多有机物。乙二醇的溶解能力很强，但它容易代谢氧化，生成有毒的草酸，因而不能广泛用作溶剂。乙二醇是一个抗冻剂，60％的乙二醇水溶液在－40°C时结冰。
四、2010年国内甲醇趋势预测
一、2010年国内甲醇产能预测
◆甲醇产能预测
近年来国家大力推进石油替代战略，我国甲醇行业发展迅速，产能扩张步伐加快，仅五年时间，国内甲醇产能就增加了四倍之多。08年受金融危机的影响，部分厂家新建装置投产计划推迟，国内产能增长率减缓，增幅在10%。随着国民经济的复苏，2010的国内新建产能将会集中投产，届时国内产能将突破3000万。
◆2010年国内甲醇消费预测
1、由于甲醇燃料、甲醇制烯烃等不确定因素和国家标准及政策影响甲醇需求具有较大的不可预测性。
2、预计2010年国内甲醇需求增长率为18-25%。
二、2010年国内甲醇市场走势预测
◆宏观经济
1、在国家宏观调控的政策推动下，09年国内经济逐步好转，一季度国内GDP增幅6.1%，达到2002年以来的最低点；二季度GDP增幅7.8%；三季度GDP增长8.9%，保8的经济增长指数在第三季度已完成；四季度GDP预测增长10%。
2、预计明年国家宏观经济形势基本面还是向好的，支撑甲醇形势趋于乐观。
◆成本增加
煤炭：由于受资源整合影响，山西、河南等省的产能增长缓慢，而内蒙古、安徽、贵州、陕西及神华、中煤两大