编者按 作为“十三五”的开局之年，2016年并不是一个轻松的开头。经济底部徘徊、政策导向未明、油价长期低迷、环保每况愈下、资金风险加剧……这些因素都给煤化工产业不断加压，煤化工产业陷入寒冬之中。回顾2016年本刊的报道，我们发现，寒冬中的煤化工产业有争论、有无奈、有彷徨，但与2015年底寒冬骤降时被打得措手不及相比，2016年的煤化工企业显然已经做好了过冬的准备。面对政策的风云变幻、市场的起起伏伏，煤化工企业始终坚持在技术上寻求突破、在业务上精益求精、在思考中寻觅方向。回顾这些报道，我们看到的是迎接春天的信心。
政 策 篇
2016年第2期：
示范效果造成政策摇摆
本刊记者姜诚通过采访了解到，据国际绿色和平组织调查分析，随着示范项目的规模、范围和经验不断增长，煤化工在技术、运营、财务和环境等方面的不足变得越来越明显，因此政府也在权衡、舍取之间不断调整其对整个行业的建议。这可能是造成政府在过去10年中出台政策前后不一的重要原因。
由于煤化工行业遵从示范先行的原则，大型示范项目的表现会影响着政府对行业的判断。国务院、国家发改委、环保部和能源局等政府部门表现出了对煤化工行业摇摆不定的态度，并出台了一系列前后矛盾的政策和建议。但反过来说，一些煤化工示范项目的不理想，政策摇摆不失为其中重要的原因之一。
2016年第2期：
《准入条件》让项目进退两难
陕西星王企业集团平凉华泓汇金煤化有限公司总经理王维峰在接受本刊记者陈继军采访时表示，《现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）》的颁布实施，对那些半拉子工程，尤其那些此前获得了国家发改委“路条”的项目，简直就是一场灾难。《准入条件》特别强调：建设煤制气装置，除按照国家及地方规定设置防护距离外，还应满足《煤制气业卫生防护距离》（GB/T17222）要求。倒推下来，距陇东国家级能源化工产业园区最近的四十里铺镇的居民、学校、医院几乎全部需要搬迁，总搬迁人数超过1万人，比原来增加了10倍。即便政府最终下决心完成了对上万居民的平稳搬迁，项目投资也将激增50%左右，毫无经济性可言。但若放弃不建，则前期已经花费十三四的亿元资金就会打水漂。
据他了解，2013年以来获得“路条”的十几个现代煤化工项目，前期投入少则上亿元，多则十几亿元。而今面对《准入条件》，至少有一半项目会像平凉华泓汇金煤化工项目一样进退两难，另一半项目的投资额则会较此前增加五六亿甚至十几亿元。
2016年第3期：
建议实施优惠的消费税政策
中国石化联合会副秘书长、煤化工专委会秘书长胡迁林在接受本刊记者王尚专访时表示，建议政府加强对现代煤化工示范项目政策支持力度。其中包括对煤基油品实施优惠的税收政策。以煤为原料通过现代加工技术生产的油品（包括煤直接液化、间接液化、甲醇制汽油和煤焦油加氢等）不同于以石油基为原料生产的汽柴油和石脑油，这类油品具有性能好、环保指标先进（具有超低硫）等优点。例如，煤间接液化油品质量更好，除了低硫外，还具有低芳烃、高十六烷值、低灰分等特点，指标均优于国V及欧V标准。煤基油品有利于降低二氧化硫、氮氧化物和颗粒物等污染物的排放，对降低城市汽车尾气污染、治理雾霾有显著的促进作用，而且是以劣质煤为生产原料，是国家产业政策鼓励的方向。将石油基为原料生产的汽柴油和石脑油的纳税标准套在煤基油品上本身就不合理。建议政府制定优惠的煤基油品消费税政策，同时参照财政部、国家税务总局《关于资源综合利用及其它产品增值税政策的通知》，将煤制油企业生产的高标准特种环保油品纳入资源综合利用项目范围，对销售自产的高标准特种环保油品实行增值税先征后退或即征即退政策，这样既鼓励了清洁油品的发展，又使处于初创期的煤制油企业能够生存和健康发展。
2016年第5期：
环评不再“一审独大”
据本刊记者朱明琦报道，2016年9月1日，修订后的《环评法》正式开始实施。其中最大的亮点，也是曾经最饱受争议的一点就是环评审批不再作为项目核准的前置条件。原先环评的行政审批优先于其他报告审批或项目核准，是它们的前置条件。如果环评审批没有通过，那么其他报告审批也办不下来。这是一个接一个的串联方式。今后，当这个前置条件被取消后，就给不同部门并行办理手续提供了空间，形成了并联的方式。
报道说，银川有一个煤化工项目，从开始筹备到现在，已经过去5年了，就是卡在了环评的各种手续上。一帮人，忙到现在，还没有任何实质性进展。取消环评前置所带来的直接好处就是企业投资项目时审批流程得到了优化，从而节省了大量办理审批的时间，减少人力物力财力的浪费。
2016年第5期：
废催化剂列入新版危废名录
中国科学院山西煤炭化学研究所信息战略与工程咨询中心副研究员刘永撰文表示，国家环保部联合发改委、公安部向社会发布的《国家危险废物名录》(2016版)中更新了危废种类，增加了HW50废催化剂类废物，并将废催化剂类、精蒸馏残渣类等废物作为修订重点。新版危废名录自2016年8月1日起施行。
从了解的实际情况来看，国内煤化工行业对废催化剂类废物的处理现状不容乐观，在贮存、运输、处置及回收利用等环节暴露出很多问题。煤化工行业一些污染严重的废催化剂并未得到无害化处理，而是长期堆存于项目厂区、堆场、渣场等地，持续不断地对大气环境、水环境以及土壤造成严重损害，且数量难于统计。煤化工要真正成为煤炭清洁高效利用的主力军，就必须先下大力气解决废催化剂的处理问题。
2016年第6期：
天然气管道价格新政破垄断
据本刊记者朱明琦报道，2016年10月12日，国家发改委公布《天然气管道运输价格管理办法（试行）》和《天然气管道运输定价成本监审办法（试行）》。长期以来，“气从哪里走”一直是煤制气企业的心病。由于体制原因，天然气管线建设已被中石油、中石化两大集团垄断。因为输气管道问题无法解决，许多企业不敢上煤制气，已经建成的也备受挫折。
伴随着天然气管道定价机制的改革，向第三方开放程度将会加大，这意味着可以吸引更多的管道投资，意味着两大集团会为了提高管道负荷率而减少对煤制气企业的限制。打通了输气管道这个环节，煤制气发展道路上无疑等于少了一只拦路虎，意义重大。
2016年第6期：
碳交易有助于煤化工减排
国家应对气候变化战略研究和国际合作中心、清洁发展机制项目管理中心副主任张昕在接受本刊记者郁红采访时指出，对于2017年将要全面启动的碳排放交易，目前不少煤化工企业还处在观望之中，并没有引起足够的重视。有很多企业甚至对碳交易非常抵触，认为这是给煤化工企业发展增添了一道阻碍。实际上，通过碳交易这一市场机制，是助力煤化工企业节能减排的。
煤化工企业要提高认识，转变观念，积极参加碳交易。无论是主管部门还是煤化工企业，都应充分认识到碳排放权是发展权，是资产和商品，不同于单纯的节能减排任务指标。
同时，要将产业发展、技术创新和节能减排统筹到碳管理框架下，将碳排放成本作为生产投资决策的重要依据，加强碳预算管理。煤化工企业要与金融机构合作，实现碳资产专业化管理，不断开展多渠道、多层次、多维度的碳金融创新，构建多元化的碳金融体系。
市 场 篇
2016年第1期：
全球市场变化致煤化工盈利下降
国家发改委能源研究所研究员姜克隽在接受本刊记者陈继军专访时表示，烯烃、乙二醇、对二甲苯等重要工业原料，我国确实存在较大的供需缺口，且产能和市场基本被国内几大石油集团控制。这种垄断经营的结果，使得中国的烯烃、乙二醇、对二甲苯成为国际价格的高地，并未反应全球上述商品真实的供求关系，所以国际油价下跌、其他煤化工产品价格大幅下跌时，上述3种产品价格下跌有限，相关煤化工项目因此取得了较好盈利。
但从全球市场看，烯烃、乙二醇、对二甲苯已经过剩，加之后期油价持续低位运行使其失去了成本支撑。这些商品价格向下的大趋势不会改变，国内进口量将增加，打压国内价格下行。另外，按照我国的低碳行动计划和中国能源政策综合评价模型(IPAC)推导，今后几十年，我国新能源汽车将呈现井喷式增长。2025年前后所有城市公交汽车和家庭用小轿车，都将改用电动汽车或混合动力车，汽油消费量将大幅减少，汽油和石脑油将严重过剩。届时，此前因原料供应紧张、价格高企、发展受限的国内石油路线烯烃、乙二醇、对二甲苯产能将迅速增长，国内供需格局将发生逆转，目前还有盈利的煤化工项目，竞争力将下降，同样会面临生存考验。
2016年第4期：
六措施可提振液化天然气市场
中国汽车工程学会特聘专家、四川省清洁能源汽车产业协会副秘书长、享受国务院特殊津贴专家、本刊专栏作者李永昌发表文章表示，面对液化天然气市场供大于求的现状，可以采取以下措施：第一，应立即停止再建新液化天然气装置，按市场规律对现有装置实行“关、停、并、转”，重新洗牌；第二，调整好在建、拟建液化天然气接收站的建设节奏，力求做到有利于液化天然气供需平衡；第三，抓紧规划，扩大各地液化天然气储存能力的项目建设，发挥液化天然气的城市用气调峰功能；第四，抓紧抓好“气化长江”、“气化珠江”、“气化内陆湖泊”的船用液化天然气工程；第五，根据各地液化天然气与压缩天然气的价差情况，因地制宜地制定大力发展液化天然气汽车的规划和策略；第六，进一步提高液化天然气车船技术性能和健全售后服务网络。
2016年第5期：
尿素落后产能不退市的4个原因
本刊记者邵青通过采访了解到，尿素生产企业不愿退出市场原因主要有4点。第一，部分尿素企业虽尿素的经营在亏本，但其下游产品三聚氰胺或其他相关产品仍可获利，综合计算这部分企业的各项产品的利润的话，还可以实现收支平衡甚至有一定利润；第二，近五、六年新建的尿素企业向银行贷款占其资金投入的比例非常大，银行与尿素企业之间互相牵制，延缓了企业退出进程；第三，部分尿素企业为非私有性质的企业，一旦宣布破产，企业面临其安置职工以及一些福利待遇等补偿问题；第四，部分尿素企业对于去产能所持续的时间抱有较大期待，认为在很快淘汰一部分落后的过剩产能之后，尿素行业能够重新出现盈利的局面，所以不愿退出市场。
2016年第6期：
“两烯”市场长期供不应求
中国神华煤制油化工有限公司刘春峰撰文指出，到2015年，国内聚乙烯供应缺口达950万吨，需要大量进口才能满足国内需求。预计未来5年，国内聚乙烯将继续保持在900万吨左右，依旧属于紧俏商品。到2015年，国内聚丙烯粒料国内供应缺口在460万吨左右，市场有逐步饱和的趋势，近两年价格也大幅下滑。然而，2018年以后规划建设的聚丙烯项目不多，预计未来聚丙烯产能的增速将逐步放缓，而聚丙烯的需求将继续保持快速增长。到2020年，聚丙烯粒料国内供应缺口将重新拉大到600万吨/年左右，因此，面对目前日趋饱和的聚丙烯市场，预计3至5年后，聚丙烯供需关系将出现好转，具备一定的市场潜力。
2016年第6期：
政策终究算不过市场
睿能咨询公司首席咨询顾问、本刊专栏作者李廷发表文章，276个工作日政策导致今年以来煤价大幅上涨的事实再次告诉我们，政府希望企业正常发展，希望市场保持平衡，心是好的，但无论政策定得多么细致，最终也是徒劳的。因为市场自有市场的规律，它不会受任何人的调控。也因此，市场才是最有吸引力的，最值得冒险的。大胆地设想一下，2016年年初，虽然煤价下跌导致绝大多数煤企到了亏损的地步，但经过煤价的持续下跌，市场机制的作用也得到了充分的发挥，相当数量陷入亏损的中小煤矿已经纷纷停产，很多在建和改扩建矿井也因为市场预期不佳纷纷停产停建。可以说，即便不出台276 个工作日政策，市场经过一段时间调整，社会库存经过一段时间消化之后，煤炭市场也会逐步好转。而276个工作日政策相当于是给已经开始燃烧的火苗上浇了油，使火在短时间内迅速熊熊燃烧。今后，在政策制定和实施过程中，一定要对市场有充分的认识，要尊重市场规律，理解市场主体的心理。
技 术 篇
2016年第2期：
甲醇做燃料前景不错
作者姚占强援引晋冀蒙陕甲醇燃料发展联盟秘书长袁竹林观点，认为当前甲醇清洁燃料炉窑的优势比较突出。我国新开发的甲醇炉窑燃烧系统可替代煤炭、柴油、天然气、液化气、电等加热炉窑。目前可生产1、4、6、10、20～50等蒸吨甲醇燃料锅炉，以及熔炼有色金属和烧砖烧窑等工业甲醇炉窑及家用甲醇炉灶等。除了用于工业燃料外，船用燃料也成为使用甲醇燃料的新兴领域之一。比如，到2018年，北欧地区计划运营25艘甲醇燃料运输船。
另外，目前全国建成并投入运营的甲醇燃料生产中心有30多座，具备1000万吨/年甲醇燃料的生产能力。在建的甲醇燃料项目20多个，建成达产后甲醇燃料产能将达到2000万吨，基本能够满足全国的产业化示范运营。
2016年第2期：
煤制乙醇前景不比甲醇制烯烃差
中国工程院院士、本刊高级顾问刘中民在接受本刊记者陈继军专访时分析，一方面，作为清洁车用燃料乙醇的市场需求巨大。乙醇不仅含氧量高，能够提高汽油辛烷值和燃烧效率，降低一氧化碳和碳氢化合物等污染物排放，无毒无害，不会对地下水体造成污染。因此已被欧盟、美国、巴西等众多国家广泛用于汽车燃料或汽油添加剂。我国于2005年起，在部分省市开始推广使用乙醇汽油。目前已有11个省市在密闭推广乙醇汽油。我国每年汽油表观消费量1亿多吨，若使用乙醇汽油，不仅能够节约石油，也能有效减少汽车尾气排放对大气环境的影响。
另一方面，相比甲醇，乙醇后序深加工路线更加丰富、衍生品的附加值更高，不仅能够生产乙烯、乙苯，还可生产醚、酮、酯及其他醇类等众多大宗化学品和精细化工产品，应用前景十分广阔。尤其乙醇制乙烯工艺若能借助低成本煤制乙醇技术推广应用，项目的能耗更低、工艺流程更短、单程转化率更高、经济性和竞争力会更强。正因为看好煤制乙醇良好的前景，多年来，一些发达国家都在关注这一技术方向，希望我国能够率先取得技术突破。
2016年第3期：
合成气制烯烃可能改变煤化工未来
中国科学院院士、中科院大连化物所研究员、复旦大学教授包信和在接受本刊记者陈继军专访时介绍，合成气一步反应制取低碳烯烃，是他的团队历经近10年艰苦探索开发的一项科技成果。该技术创造性地将氧化物催化剂与分子筛复合，实现了一氧化碳活化和中间体偶联等两种催化活性中心的有效分离，把传统费托技术上“漫无目的、无拘无束”生长的“自由基”控制在一个“笼子”（分子筛）里，并通过限制其行为，使其最终变成所需的目标产物（低碳烯烃），破解了传统催化反应中活性与选择性无法兼顾的难题，为高效催化剂和催化反应过程的设计提供了指南和新思路。
合成气一步反应制取低碳烯烃技术打破了费托工艺高耗水、高排放、高耗能、低选择性的魔咒，是一种建立在全新思维下的低水耗、低能耗、低排放工艺方法。因此，一旦实现工业化应用，可以成功回答李克强总理一直关心的“能不能不用水或少用水进行煤化工”的问题，并因此坚定高层发展现代煤化工的决心和信心，开创一条符合中国资源禀赋特点、现实可行的煤炭清洁高效转化的新路径，提升煤化工项目竞争力，助推中国煤化工产业健康可持续发展。据了解，国务院副总理刘延东在中科院上报的合成气一步法制烯烃专题报告上已经做了重要批示：这一研发成果是对以往煤制油工艺的颠覆。
2016年第3期：
煤制芳烃仍是绿色选择
清华大学教授魏飞在接受本刊记者陈继军采访时表示，从资源利用的角度来说，煤基甲醇制芳烃技术通过工艺过程的耦合，有效提高了煤炭的利用效率。如果在工业化过程中，将甲醇制芳烃过程与煤气化过程、芳烃联合装置集成、联产，将甲醇制芳烃过程副产物充分循环回用至系统的不同部分，将过程工艺水处理后回用，则可最大限度地实现资源高效充分利用。另外，在能量利用方面，煤制芳烃项目可充分发挥煤-电-化一体化优势，从全系统上统筹规划，将煤炭转化、发电、产品的合成与分离等过程耦合，合理分配不同等级的热量，提高能源转化效率。又由于煤基甲醇制芳烃过程排放的尾气中不含硫、氮等有害物质，催化剂采用常规化工材料作为活性物质，排放的废渣不含有毒有害成分，废水中不含氨氮，经过处理后可以回收利用。因此，整个过程绿色、洁净、环保，是煤炭高效清洁利用较为理想的路径。
2016年第3期：
清水熄焦是兰炭产业的现实选择
陕西煤业化工集团神木能源发展有限公司方新军发表观点文章，表示榆林少数兰炭企业已经采用清水熄焦新方法对原兰炭装置进行改造。结果显示：一个60万吨/年兰炭装置，采用清水熄焦后，年废水产生量约8万立方米，高浓度废水处理费用约60元/立方米，年废水处理费用480万元。但由于新工艺可回收800吨粗酚、400吨液氨，另外还有少量硫制品，又可获得300余万元收益，抵扣后，年废水处理费用实际只有180万元。而清水熄焦得到的兰炭品质高、洁净无污染，不仅能够成功进军散烧煤市场，分享民用燃料领域这块大蛋糕，而且每吨价格较传统工艺兰炭提高50～80元，年增营业收入3000万～4800万元，新增净利润2700万元以上。可见，清水熄焦不仅具有显著的节能环保效果，也能带来可观的经济效益。后期，一旦该工艺推广应用并将所产的洁净兰炭大规模进军散烧煤市场，不仅能够大幅降低北方居民使用清洁燃料的成本、改善当地大气环境质量，还能极大地缓解甚至逆转兰炭产能过剩的矛盾，助推兰炭行业健康可持续发展，实为兰炭行业脱困突围的现实可行途径。
2016年第3期：
蓄热式电石工艺用好了低阶煤
北京神雾环境能源科技集团董事长吴道洪在接受本刊记者王尚专访时介绍，2016年3月，北京神雾环境能源科技集团和内蒙古港原化工有限公司合作建设的42万吨/年电石生产线项目成功投产，现在项目已进入正常生产阶段。项目生产成本为1620元/吨，较之传统工艺的成本下降了24%。这个项目的核心点就是采用我们研发成功的蓄热式电石生产工艺。这个生产工艺的技术原理是采用低阶煤与生石灰磨粉后充分混合并粘接造球，在电石预热炉中烧制到900摄氏度，煤炭中的挥发份转化为人造石油、人造天然气及合成气，产生的850摄氏度以上的高温固体组分热送进电石炉中反应，生产电石。这个工艺通过增大物料接触面积，提高了反应速率，降低了反应温度，从而降低了反应电耗，增加了产量。同时用低阶煤与粉状石灰替代了价格更高的兰炭和块状石灰。这是一条低阶煤和石灰石高效利用的新途径。
蓄热式电石生产工艺能够解决煤化工产业发展遇到的一些问题，如可以降低企业投资成本，生产过程不需要焦炭、半焦、无烟煤等优质资源作为原料，只需使用廉价的中低阶粉状煤炭资源；能够提高能效，生产过程中副产大量的高附加值人造石油、人造天然气；减少碳排放，从源头上减少大气污染、雾霾等。
2016年第3期：
合成气蒸汽联产气化炉诞生
清华大学山西清洁能源研究院王云杰撰文表示，4月1日20时40分，由清华大学山西清洁能源研究院（简称清华山西院）牵头，山西阳煤丰喜肥业（集团）有限责任公司（简称阳煤丰喜）和山西阳煤化工机械（集团）有限公司（简称阳煤化机）联合研发的合成气蒸汽联产气化炉在山西阳煤丰喜临猗分公司一次点火、投料、并气成功。合成气蒸汽联产气化炉充分利用气化炉高温合成气产生的热量副产蒸汽，利用辐射式蒸汽发生器把高温合成气的温度降至700摄氏度左右，将这部分热量回收。这是水煤浆煤气化技术的一个新台阶。该技术成功投运实现了两个全球第一：一是首次将水煤浆+水冷壁+辐射式蒸汽发生器进行了组合，并成功实现工业化；二是首次将原气化炉(水煤浆+耐火砖+激冷流程)通过改造直接升级为更高效、可靠的联产炉(水煤浆+水冷壁+辐射式蒸汽发生器+激冷流程)，开创了新型煤气化技术改造先河。
2016年第4期：
靖边项目做出了成功示范
据本刊记者陈继军报道，2015年，靖边项目共生产甲醇133.75万吨，吨甲醇制造成本1143元，完全成本1377元；累计生产各类化工产品140.76万吨，其中聚烯烃产品81.85万吨，全年实现销售收入74.13亿元，实现利润5.06亿元。2016年，随着装置负荷率和运行水平的提高，靖边项目月产量持续大幅提升，单位产品消耗显著下降。1—5月，共生产甲醇77.27万吨；吨甲醇生产成本降至900元，吨甲醇完全成本降至1062元；生产聚烯烃47.55万吨，实现销售收入38.84亿元，实现利润4.19亿元。预计全年可生产甲醇176万吨、生产聚烯烃100万吨，实现利润8亿元。
对此，中国石化联合会会长李寿生在接受记者采访时表示，靖边项目的成功运行和取得的显著经济、环保、节能减排与社会效益，无疑坚定了各方信心。它用事实证明：只要敢于创新、善于创新，并认真做好项目前期技术与产品方案选型、论证与优化，科学严谨地组织项目建设，严格控制项目建设投资，扎实做好生产运营管理工作，煤化工项目完全可以冲破高耗水、高耗能、高排放的魔咒，在取得良好经济效益的同时，实现生态、社会、经济协调发展。以良好的形象，赢得各方认可，取得更好的民意基础、社会基础和宽松的政策环境，助推行业健康可持续发展。
2016年第4期：
悬浮床加氢实现了煤焦油制芳烃
据本刊记者李闻芝了解，截至2016年6月20日，我国首套自主研发的超级悬浮床工业示范装置自2月开车已安全平稳运行了4个多月，创造了炼油工业史上一个新的世界纪录。运行数据显示，煤焦油在悬浮床单元的总转化率达到了96%～99%，轻油收率在92%～95%。这意味着，现行的煤焦油加工工艺难以处理的各种煤焦油组分在悬浮床反应器中几乎可以全部被吃干榨尽。
对此，中国石化联合会副秘书长、煤化工专委会秘书长胡迁林在接受记者采访时表示，悬浮床加氢技术可以将高中低温煤焦油、乙烯裂解汽柴油和催化油浆转化制成芳烃原料。这项技术比常规石脑油重整制芳烃更具有经济效益，比甲醇制芳烃技术更简单。将悬浮床技术用于煤焦油制芳烃，是将煤化工和石油化工相结合的一次大胆实践。该技术的推广为实现芳烃生产原料的多元化提供了强有力的技术支撑，有助于我国降低芳烃对外依存度，因此有较好的经济效益和重要的战略意义。
目前超级悬浮床工业装置项目已经列入中国石油和化学工业“十三五”发展规划，中国石化联合会将重点支持该项目的发展，还将组织对超级悬浮床工业装置的鉴定，并在全行业进行推广。
2016年第5期：
煤催化气化优于煤制气
新奥集团煤基低碳能源国家重点实验室副主任毕继诚在接受本刊记者陈继军专访时表示，煤催化气化制甲烷技术可以说是专门为煤制天然气量身定做的煤气化技术之一。目前正在内蒙古达拉特旗新能化工工业园区建设1500吨/日投煤量、2亿立方米/年天然气工业化示范装置。按照计划，该示范装置将于2018年投料试车。建成后，将成为我国拥有完全自主知识产权、世界上规模最大的煤催化气化制甲烷工业示范装置。
煤催化气化技术具有如下优势：一是可采用粉煤（小于5毫米）作原料，不需破碎，原料价格更低、选择范围更广；二是炉内甲烷化过程不需要脱硫，且出口气中甲烷含量高达20%以上，后续甲烷化单元的规模与设备投资大幅压缩；三是不存在无法解决的废水处理难题；四是总体能源利用率高。
2016年第6期：
等离子体煤制乙炔具有成本优势
新疆天业集团研究院副总工程师熊新阳在接受本刊记者陈继军专访时表示，等离子体煤制乙炔工艺流程短，可一步生成乙炔。因此，其与电石法乙炔及煤经甲醇制乙烯相比，原材料消耗、能源利用效率、污染物排放等方面均具有明显优势。假如原煤到厂价420元/吨、电价0.47元/千瓦时，那么，一个正常运行的2兆瓦等离子体煤制乙炔试验装置，其吨乙炔生产成本为8500元，与新疆天业正在运行的大型电石法乙炔装置成本相当。可以预见，如果更大规模的等离子体煤制乙炔工业化装置成功运营，其经济性将显著优于电石法制乙炔。
等离子体煤制乙炔技术一旦实现工业化应用，就可实现煤一步法生产乙炔继而生产乙烯等下游化工产品，在大幅降低乙炔及乙烯生产成本的同时，最大限度地减少污染物排放，同时开创了一条煤炭高效清洁利用新路径。
建 议 篇
2016年第1期：
不用零排放系统也能零排放
上海泓济环保工程有限公司刘学文发表文章提出，在做零排放系统之前，应该综合考虑煤化工整个水系统的水平衡和盐平衡。更重要的是需考虑热量平衡。就热量平衡来说，煤化工水系统运行中的热量是有富余的。大量的热量被循环水系统的蒸汽带走。那么，我们可不可以使用这个被浪费的热量来做废水零排放？从目前的技术来看，只要做好热量平衡和水平衡，完全可以实现。实际上，目前的循环水系统除了带走富余的热量外，还是一个水的浓缩系统，可以将处理后的污水或脱盐水站的浓水用做循环水（当然在很多人的惯性思维中，这是不符合循环水补水标准的）。甚至还可以利用循环水系统直接将污水和脱盐水站的浓水做到结晶，也就是说利用循环水系统就可以做到没有排污且把处理后的终端污水及脱盐水站的浓水全部利用。这样不需要中水回用和零排放系统就解决了煤化工水的零排放问题。当然，要考虑如何使处理后的终端污水及脱盐水浓水可以直接进入到循环水系统并浓缩至结晶。循环水系统对补水水质有要求，主要是因为结垢和腐蚀问题。结垢问题可以通过对补水（处理后的终端污水和脱盐水浓水）除硬的手段来解决；腐蚀问题可以通过改变循环水系统的设备材质来解决。而结晶过程影响热交换的问题，可通过改变热交换的形式来解决。
2016年第1期：
重新评估“半拉子”项目
陕西煤业化工集团常务副总经理尤西蒂在接受本刊记者陈继军采访时表示，对于那些“半拉子”项目，应立即组织不同领域的专业人员进行全面细致地重新评估，并参照项目进展情况做如下安排：一是低油价下依然能保本或盈利的项目，应毫不犹豫地加快建设进程，争取早日投产达产见效。二是对那些产能已经绝对过剩，出现行业性亏损，预计数年内甚至更长时间市场都不会好转，且实际投资未超过三分之一的项目，果断停建，最大限度地减少损失。但若项目投资幅度已经超过40%，则无论如何，只能坚持建设下去，搏一搏未来市场机会了。三是对那些在目前市场情况下虽不能盈利，但只要国家政策或外部经营环境发生改变、且有改变可能的项目（比如煤制油品的消费税有可能调整，困扰煤制气企业的管输和价格垄断问题有望随着改革的深入而缓解甚至消除），则应区别情况调整建设节奏，做好前期工作，待市场回暖或政策明朗后再快速推进。
2016年第1期：
还想上煤化工的企业莫冲动
业内媒体人、本刊专栏作者陈丹江发表文章，提醒在“外面”想挤进煤化工的企业莫过于冲动。其一，随着国际原油价格断崖式下跌，支撑现代煤化工发展的产品的成本优势不再，大规模发展煤化工的市场逻辑已经不再成立；其二，先期开展示范的现代煤化工项目遇到的包括技术、环保、市场等问题并没有解决；其三，随着煤化工新建项目和投资额的增加，项目投资超概算的现象愈演愈烈。有统计称，近10年建设的煤化工项目约有一半投资超过了预算。如此大的投资却遭遇到市场寒冬，长此以往，煤化工项目盈利能力将会降低，甚至长期亏损，更可能迟滞区域经济发展、增加银行坏账，影响整个行业的健康。其四，新《环保法》的实施，无疑提高了煤化工企业准入门槛。整体来讲，2015年的相关政策更多倾向环境治理，客观上给现代煤化工等产业施加了压力。2015年以来，已有多个煤化工项目环评报告被国家环保部拒绝，导致诸多现代煤化工项目因此陷入停顿。
2016年第2期：
前端治理是根本
业内资深人士、本刊专栏作者唐宏青发表文章，指出前端治理就是少污染少治理，终端治理就是先污染后治理。目前业内比较关注终端治理，许多大型会议也在寻求投资低、水质处理好、工艺稳定性强、运行费用低的终端废水处理工艺，鲜有关于如何减少污水产生量和污水中有害物质浓度的讨论。的确，近年来污水治理的办法获得不少进展，例如膜处理加结晶就取得较大成效，伊泰合成油厂等企业已经从中尝到甜头。但这样的治理是头痛医头，脚痛医脚。想要彻底解决问题，应该采用前端治理，即改变目前的工艺，尽量减少污染产生。这可以从3方面着手：一是采用品质比较好的煤，从而可以采用各种气流床气化技术；二是改进褐煤制浆技术，采用深度研磨等技术，使其制浆浓度达到60%，从而可以采用水煤浆气化技术；三是在鲁奇炉后面加一个二段炉，进一步部分氧化，提高气化温度，将焦油、酚、甲烷等组分烧掉，变成合成气，也就是把固定床的二段变为气流床，污染的问题也就减轻了。
2016年第2期：
生产企业从源头治污有“三要”
业内资深人士、本刊专栏作者唐宏青发表文章，提出生产企业要从建设开始治理污染，具体要贯彻以下要素。
一要舍得环保投资。现代煤化工的技术比较复杂，工艺流程比较长，产生污染物的地方比较多，节水、治理污染的措施一定要完善，投资必然要高一些，花钱的原则就是“该出手时就出手”。
二要尊重设计单位。现在业主们要省钱，早就把国家规定扔到九霄云外，用招标办法压缩设计费十分普遍。按照目前的行情，国内外工程公司的收费至少相差5倍。设计单位面对砍价，只能想方设法对付。须知不按照国家的规定付费，低设计费的回报是低质量。业主需要的不仅仅是设计院的图纸，更需要的是设计单位的智慧。因此，按照国家的规定付费、恢复设计单位把关的传统，是保证工程质量不可缺少的手段。
三要改变选择总承包团队的办法。要抛弃以总投资、承包费用低廉作为中标的依据，改用是否遵纪守法、工艺路线是否合理、技术水平高低、设计完善程度、现场服务好坏等质量指标作为中标依据。在这里告诫业主：总承包也是“便宜没好货”的。业主只有用足够的费用、理性的智慧、认真的监督，才能保护自己。
2016年第3期：
煤化工要靠技术进步坚持下去
全国政协委员、北京化工大学教授刘振宇在接受本刊记者杨晓宇专访时表示，煤化工行业的根本问题之一，是在初步证明了技术可行性后技术水平提升的速度不够快。要在比原来更加苛刻的技术经济和环境条件下立足，实现盈利，就要比原来更深入地认识瓶颈技术问题及其涉及的关键科学问题，积极开展相应的研发，快速实现技术的提升。但近年来煤化工大发展所展示的很多是不同名目但内涵和水平类似的技术竞争，技术水平显著提升的研发不多。比如国内已有多个煤间接液化工厂运行，但这几年连续运行且技术不断提升、不断改变产品结构、连续超过设计规模且实现盈利的仅有一家。若不能持续创新、根据市场要求逐步提高盈利能力，就难以抵抗价格波动带来的风险。把现有的技术运行好，积攒经验，为工厂更加清洁高效的设计、建设和运行提供科学依据和成熟经验是度过困难的唯一办法。大浪淘沙，靠科学和技术进步坚持下来并持续发展的企业才会有美好的前景。
2016年第4期：
应尽快出台杂盐分质处理国标
本刊副总编辑谢湘宁发表文章表示，煤化工杂盐分质处理缺乏标准已经不属于企业技术创新问题，而属于政府管理层面的问题。煤化工杂盐结晶分质后的成品中，氯化钠含量可达到95%以上，但剩下5%杂质有没有危害？因为目前我国没有杂盐分质处理标准，这个问题没有答案。这就意味着，杂盐处理得再好，也没有下游企业敢用。为此，业内专家呼吁有关部门尽快组织编制结晶分盐的技术标准。一旦有了国标，煤化工分质结晶盐有了稳定的去处，煤化工吃和拉的问题可以说就基本解决了。这无疑将使我国煤化工产业向前迈出关键的一大步。
2016年第4期：
废水处理缺陷是工程设计的教训
中国化学工程股份有限公司总工程师汪寿建在接受本刊记者张颖华专访时表示，当年引进城市煤气技术时，哈尔滨气化厂等3家企业利用鲁奇炉生产合成气联产城市煤气，一方面并不专门生产甲烷气，另一方面规模也比较小，一个企业有5～6台炉子，产生的废水量很少，没有很大的环境影响。但现在不同了。比如煤制气项目要生产甲烷，炉型和反应机理决定了这种气化工艺的反应温度在900～1100摄氏度的高温下适宜多产甲烷，但在这种条件下副反应也非常多，副产各种苯、酚、杂环芳烃、有毒组分、重金属都溶于水，而且所用蒸汽量比较大，冷凝后产生大量的难处理废水。由于早期认识不足，配套的这种废水处理工艺没有同步跟进，使得煤制天然气项目受到了很大的质疑。对工程公司而言，这都是核心工艺技术、产品技术与配套的环保控制技术脱节造成的教训。
2016年第4期：
煤化工园区绝不能贪大
石油和化学工业规划院副院长白颐在接受本刊记者张颖华专访时提出，要想建设一个成功的煤化工园区，面积在10～20平方公里是比较合适的。很多园区动辄都是50～60平方公里的园区面积，基本没有小于20平方公里的园区，而这么大面积几乎是没有办法做园区功能一体化的。这就像是村子和现代化居民小区的区别。村子面积够大，每家要自己盖个院、打口井、修条路、拉电线，等等，想要统一来建设和做配套设施很难实现；而居民小区虽然面积小，但是很集中，便于形成良好的规划，不管是楼房、水电、道路都设计得很合理，连所有的配套设施都很完备，居民可以直接入住。这才与我们做煤化工园区的初衷吻合。园区就是要实现真正的功能化，让煤化工项目可以“拎包入住”。当一个园区的体量合适，就可以合理地设置公用设施，做到功能集中，入园的项目避免了重复建设和不必要的投入。
2016年第5期：
项目审批制违背了市场规律
业内媒体人、本刊专栏作者陈丹江发表文章，认为政府对煤化工项目一直采取了较为严格的行政审批制度，其初衷和目的当然是为了稳步发展这一新兴产业，但结果看来，行政审批制度并未达到这个目的，反而致使现代煤化工产业违背市场规律，脱离实际情况，形成了畸形发展的局面。
事实一再证明，所有经济活动最根本的问题，就是如何有效地配置资源、由谁来配置资源。在市场经济的条件下，所有竞争性领域和竞争性产品都应该交由市场，由市场优胜劣汰。从这个意义上说，现代煤化工项目继续采取政府审批的办法，已然不适合我国经济体制改革的指导思想，也违背了市场经济规律。所以，到了该取消的时候了。
2016年第5期：
遵循市场规律才能赢得支持
睿能咨询公司首席咨询顾问、本刊专栏作者李廷发表文章，提出目前各大国有煤炭集团最应该做的是努力降低资产负债率。未来煤企在经营方面，要更多遵循市场规律，增强市场意识；在投资方面，对项目未来的市场前景要充分论证，审慎决策，科学决策。在降低资产负债率的同时，企业还应该努力提高经营管理水平，让企业的经营决策和投资决策更加规范化和科学化，而地方政府也应该让企业成为真正的企业，减少对企业的直接或间接干预。
短期内，银行和非银行金融机构考虑到地方政府支持或背书的原因，或许会继续给煤企提供贷款或者购买煤企发行的债券。但是，长远来看，只有各大煤炭集团的资产负债率降低了，企业经营和投资决策规范和科学了，企业自身竞争力才会真正提高。也只有这个时候，煤企才能吸引金融机构的资金支持，金融机构和煤企的合作才会进入良性循环。相反，如果煤企不能在当前基础上实现真正变革，资产负债率不能降至合理水平，经营不能进入良性健康轨道，金融机构迟早还会抛弃煤企。
2016年第6期：
低价中标省不出治病钱
据了解，大唐克旗煤制天然气项目后期对于水处理追加了近20亿元的投资。原来设计的时候为了低价而丢掉的东西，到最后都要再补回来。像这样通过不停地改造来完成环保项目，有的时候改造花的钱都能赶上中标的价格了。即便已追加了巨额投资，大唐克旗煤制天然气项目也还要面对高达7元/吨水的处理成本。普遍的废水处理成本在4元/吨水左右，以一个煤化工项目每天几万吨水的处理量来计算，在招标时只看投资不看后续运营成本的低价中标，也是得不偿失的。
哈尔滨工业大学教授韩洪军在接受本刊记者张颖华采访时表示，从实际的情况看，生产企业招标的时候价格往往很低，但是越建钱投入越多，低价中标并没有真的达到省钱的目的。我们常说这就是把锻炼身体和预防疾病的钱给省了，结果建成之后看病治病花的钱就更多。
2016年第6期：
污水处理要全流程同步进行
南京工业大学环境学院院长徐炎华在接受本刊记者郁红采访时提出，第一，环保设施特别是污水处理设施的设计必须与主体生产装置的设计同步进行、融为一个有机的整体，不能滞后，更不能相互脱节。否则，零排放将难以实现。第二，建立全厂水平衡，明确用水环节和产污环节，拓展中水回用途径、把握回用水水质要求，实现一水多用、四季柔性调度，真正把单位产品的水耗降下来。第三，比选污水处理工艺技术应着眼全流程。污水处理系统各单元实际上环环相扣，盐渣是否属于危废、蒸发器能否运行正常、膜装置是否经常污堵、生化设施能否正常有效地运行，都与其前面的操作单元直接相关。同时，也应关注二次污染，“三废”之间常常相互转换，不能头痛医头脚痛医脚。成本测算也不能以偏概全，应综合考虑、科学评估。第四，行业应组织优势力量，分工合作、协同创新，针对典型产品和典型工艺，尽快研究制定污水近零排放技术规范，以提升行业水处理整体技术水平，共同破解行业水污染、水耗高的关键难题。
2016年第6期：
园区要攻克渣处理难题
石油和化学工业规划院工程规划处高级工程师曲风臣在接受本刊记者张颖华专访时指出，在未来限制煤化工园区发展的一个非常制约的因素，不是水，也不是气，而是渣。煤化工项目产生废渣比例在15%～20%，也就是说，每转化几千万吨的煤，就要产生几百万吨的渣。渣对于环境的污染是复合污染，既会对土壤造成污染，又会对地下水、地表水、空气造成污染。一个煤化工园区每年会有上千万吨的废渣从地底下拿到地面上来，而渣的综合利用受市场和运输半径制约，西北地区对渣的利用量非常有限。这些废渣需要地方容纳，渣场就成了唯一选择。
他建议：一方面，园区将渣场作为公共的环境保护基础设施进行建设与运行管理，努力降低占用土地规模；另一方面，要积极开展灰渣回填矿坑的技术开发及应用，为废渣的再利用寻找出路，在煤矿设计阶段超前考虑废渣回填要求。