7月以来，国际原油价格暴跌20%。有机构研究认为，本轮油价下跌远未见底，后期仍有下跌空间。若参照煤炭及主要大宗商品近几年的跌幅，预计国际原油价格最低将探至70美元/桶，并将长期在70~90美元/桶波动。石油价格的大幅波动，必将引发煤化工与油气化工产品竞争力此消彼长，使刚刚起步的新型煤化工竞争力面临新的考验。那么，五大新型煤化工到底会遭遇怎样的挑战和考验?其前景如何?怎样才能实现稳健发展?

煤制烯烃：依然具有竞争力只怕油价跌跌不休

煤制烯烃堪称新型煤化工的典型代表。这不仅因为中国成功开发了代表当代先进水平的甲醇制烯烃、甲醇制烯烃二代技术，而且因为中国最早实现了甲醇制烯烃技术的工业化应用，于2010年5月28日建成投产了全球首套煤经甲醇制烯烃工业化示范装置—神华包头180万吨/年煤制甲醇、60万吨/年甲醇制烯烃项目，并很快实现了商业化运营，产生了良好的经济与社会效益。在示范项目成功刺激下，全国煤制烯烃项目建设提速。截至2014年9月30日，国内已经有9套甲醇制烯烃项目投产，合计烯烃产能436万吨/年。四季度还将有陕煤化蒲城清洁能源化工公司70万吨、联想控股山东神达化工公司37万吨、山东阳煤恒通化工公司30万吨、富德能源(常州)化工发展公司33万吨等四套合计170万吨/年甲醇制烯烃项目投产。到年底，国内煤经甲醇制烯烃(或甲醇制烯烃)总产能将达606万吨/年。

另据了解，全国在建和已经开始前期工作的甲醇制烯烃项目有29个，合计产能1300万吨;规划的甲醇制烯烃项目合计产能1500万吨。上述项目若全部按期投产，中国甲醇制烯烃产能将达3400万吨/年，与2013年中国乙烯+丙烯总和相当。

“煤制烯烃(或甲醇制烯烃)之所以被热捧，缘于投资者看好其前景。”陕煤化蒲城清洁能源化工有限公司副总经理姚继峰说。

一方面，煤制烯烃产品市场广阔。目前，国内乙烯当量自给率50%左右，对外依存度超过40%。虽然随着众多炼化一体化项目的建成投产，国内烯烃产能大幅提升，但随着经济社会的发展和人民生活水平的提高，国内乙烯需求量继续保持快速增长。加之中国是一个富煤贫油少气的国家，随着家庭轿车的普及和汽车拥有量的增加，国内成品油消费量大幅攀升。而目前国内绝大多数乙烯装置又以石脑油为原料，乙烯产能扩张与汽车争油的矛盾愈演愈烈，使得石油路线乙烯面临原料紧缺和成本不断抬高的双重制约，产能无法持续大幅扩张，从而为煤制烯烃留下了较大的发展空间。

另一方面，石油价格近几年持续高位运行，抬高了石油路线乙烯生产成本。而煤炭及甲醇价格的下行，又降低了煤制烯烃(或甲醇制烯烃)成本，此消彼长，煤制烯烃产品竞争力显著提升。

更为重要的是，乙烯被称为工业之母，烯烃的衍生品多达几十上百种，广泛应用于国民经济各个领域，这使得投资煤制烯烃项目的市场风险大为降低，相关企业尤其国有企业更乐意在该领域投资，以期取得良好的经济与社会效益。

延长石油集团总经理助理李大鹏赞同姚继峰的看法。他说，神华包头60万吨/年DMTO示范项目商业化运营以来的实践表明，与石油路线相比，西部地区煤制烯烃项目具有绝对的成本优势——当国际原油价格在100美元/桶左右波动、煤炭价格300元/吨时，DMTO装置吨烯烃完全成本不足7000元，而石油路线吨烯烃完全成全已高达9600元，煤制烯烃的成本优势显而易见。

“由于相比石油路线，煤制烯烃具有绝对的成本优势，后期，即便国内烯烃真的出现产能过剩，首先关停的也必然是石油路线乙烯装置。从这个层面讲，在现有的五大新型煤化工路径中，煤制烯烃前景最好、风险最小。”姚继峰乐观地表示。

但陕煤化集团党委书记华炜、陕煤化集团常务副总经理尤西蒂对此有不同看法。他们表示：后期石油价格的走势难以把握。一旦石油价格继续下跌，甚至跌破70美元/桶，而国内煤炭价格受综合生产成本高企支撑跌无可跌，甚至可能反弹。那么，煤制烯烃与石脑油制乙烯竞争力就会发生微妙变化，甚至出现逆转。因此，在没有对石油市场中长期走势做出准确判断前，不宜对煤制烯烃前景过分乐观，更不能一窝蜂上项目。尤其不能只拿高成本的石脑油制乙烯与煤制烯烃相比。因为中国经济已经融入全球经济，世界上除了石脑油裂解制乙烯副产丙烯外，还有中东廉价乙/丙烷制烯烃和北美天然气凝析液制烯烃等多种工艺路径，煤制烯烃有无竞争力还要面临上述两种工艺的挑战。

两位专家提醒：上马煤制烯烃项目必须通盘考虑国内外多种资源与工艺路径，慎重决策。由于目前国内在建拟建煤制烯烃规模已经很大，有过剩风险，建议已经完成前期工作的项目继续推进外，那些规划但未开始实施的煤制烯烃项目最好暂缓推进。对于那些已经建成和在建项目，则应尽快谋划烯烃下游产品，通过产品多元化、产业长链条，不断增加产品附加值和项目竞争力，防止后期陷入产能过剩泥潭无法自拔。

煤制气：技术成熟市场看好但环保关难过

如果说，业内对煤制烯烃的前景总体看好的话，对于煤制天然气的前景，看法则大相径庭。

中国化工学会理事贺永德是看好煤制气前景的专家代表。他看好煤制气有三大理由：

一是富煤地区建设煤制气项目具有成本优势。当煤炭价格在400～500元/吨时，煤制天然气的制造成本约1.8～1.9元/立方米，而进口气到达中国口岸价普遍超过2元/立方米，入管网价在2.48元/立方米以上，前者比后者拥有0.5元/立方米的成本优势。如果采用陕西榆林地区优质烟煤(平均发热量6000大卡/千克)作原料，生产1立方米天然气，原料煤+动力煤消耗仅2～2 .3千克。目前榆林地区煤炭售价仅300元/吨，折算煤制气原料成本不足0.7元/立方米，与进口管道天然气相比，优势扩大至1元/立方米以上;若与进口LNG相比，煤制气优势更扩大到1.5元/立方米以上。

二是无产能过剩之忧。中国是一个富煤贫油少气的国家，天然气资源量和产量都十分有限，而需求增长却异常迅猛。2000~2010年，中国天然气消费量年均增长16%;2005年~2013年，中国城市天然气消费量年均增长25.2%。据中国石油经济技术研究院预计：2014年，中国天然气需求量将达2061亿立方米，而国产天然气(常规天然气、煤层气、煤制气)产量预计为1325亿立方米，算上全年可能进口的600亿立方米天然气，总缺口仍达136亿立方米，比2013年放大1倍。

后期，随着居民天然气用量的进一步增加、各地煤改气工程的推进，以及政府为改善大气质量推动的天然气发电项目的增多，以及交通运输领域油改气范围的扩大，都将推动中国天然气消费量持续大幅增长。预计到2020年，国内天然气消费量将达3600亿立方米，20年内年均需求增长将保持10%以上，无产能过剩之忧。

第三，煤制气对改善城镇空气质量和节能减排效果明显。煤制气由于采用了现代化气化、净化、合成工艺，以及先进高效的脱硫、脱硝、除尘与废水处理技术，能大幅减少污染物排放。尤其我国煤制气项目大多布局于新疆、内蒙古等煤炭资源丰富、运输条件受限地区，通过煤制气项目将所得天然气通过管道输送到京津唐鲁及东部省份，即为上述地区提供了清洁能源、缓解了其环境压力。又相当于通过管道将本来难以输送的资源低成本地输送到全国各地，减少了运输过程的能源消耗和排放污染。

“有人担心加征碳税后会削减煤制气的竞争力。事实上，目前包括法国、加拿大在内的一些发达国家都取消了碳税。不少国家对加征碳税争议很大。在这种背景下，中国`十三五`期间能否如期加征碳税存在较大变数。即便真的加征碳税，按10元/吨CO2计算，1000立方米煤制气所缴碳税不过45元，与进口天然气相比，同样具有竞争力。”贺永德信心满满地对记者说。

但包括美国杜克大学教授杨启仁、国土资源部矿产资源评价中心主任张大伟等专家却不看好煤制气前景。

杨启仁表示，国内众多煤制气项目在进行前期论证时，大多以美国大平原煤制气项目为例描绘项目前景及上马的必要性。但事实上，大平原项目是个多输的结局------投产后10年累计亏损13亿美元。现在之所以有少许利润，主要得益于新股东在接手该厂时无须偿还95%以上的建厂费用，且实现了多元化经营。

据了解，2011年，美国国家能源科技实验室以大平原厂为参考，评估北达科州褐煤为原料生产天然气的经济可行性。结果发现：建设一个15亿立方米/年的煤制气工厂，总投资额高达42亿美元，合成气生产成本约21美元/百万英热单位。而近几年美国天然气价格始终在2.5~8美元/百万英热单位徘徊，最终认为煤制气无获利可能。

“无论从经济效益、环保要求还是能源利用效率考虑，煤制气项目都没有前景。”延长石油集团总经理助理李大鹏说。

据他介绍，根据美国大平原厂的经验，煤炭转换成合成气再发电，能源转换效率仅30%。而一般大型燃煤电厂能源转换效率可达40%以上。同样发1千瓦时电，煤制气发电耗煤量较煤直接发电多1/3。

另外，目前国内煤制气项目为了使粗合成气中尽量增加甲烷，普遍选用鲁奇炉。该工艺最大的问题是易产生大量含酚等难处理的废水。试想，一个40亿立方米煤制气工厂，将有48台煤气化炉矗在那儿，形成一排“炉林”，即便正常运行，产生的废水和废气、废渣也是惊人的。若遇工艺不正常或开停车倒炉，其产生的污染量会更大，甚至可能会使项目所在地形成铺天盖地的烟霾。

“不少煤制气项目上马时，喜欢以进口天然气价格甚至进口液化天然气价格作参照，说明煤制气具有较好的成本和价格优势。但这一点并不现实。”国土资源部矿产资源评审中心主任张大伟提醒。

他说，目前进口天然气到达中国口岸价均超过2元/立方米，进口液化天然气价格更高达3元/立方米左右。照此推断，以目前的煤炭价格计算，煤制气项目似乎均有竞争力。然而事实是，随着天然气供应量的增加，价格承受力较强的民用领域将趋于饱和。工业、化工及发电领域虽然需求巨大，也是西方国家天然气消费大户，但中国上述企业如果全部使用高昂的进口天然气，将会全面巨额亏损。导致上述领域用不起或不敢使用天然气，最终导致国内天然气供大于求，价格下行，相关煤制气企业在计入高额的财务成本后，根本无利可图。

也许正是综合考虑了煤制气项目的潜在风险，2013年以来17个喜获“路条”的煤制气项目，绝大多数至今仍在等待观望。“十三五”期间，我国煤制气规模将控制在300亿立方米/年以内，比业内预计的规模压缩了一倍多，表明国家层面对煤制气项目的态度再度发生微妙变化，对其可对带来的影响与风险保持警惕。

煤制乙二醇：若不能进入聚酯市场成本优势无意义

中国服装业的持续快速发展，对聚酯纤维的需求不断增加，继而推动生产聚酯的原料乙二醇需求激增。由于中国乙二醇产能有限，巨大的供需缺口只能通过进口填补。2010年~2013年，中国进口乙二醇分别达664万吨、727万吨、796万吨和825万吨，对外依存度始终保持在70%左右。国内乙二醇市场严重的供不应求，不仅推高乙二醇市场价格一度突破9000元/吨关口，也刺激煤制制乙二醇项目投资不断升温。

据了解，截至2014年9月底，国内已经有10套煤(或合成气)制乙二醇装置投产，合计产能150万吨/年;在建项目12个，合计产能317万吨/年;拟建项目4个，合计产能180万吨/年;规划中的煤制乙二醇项目3个，合计产能90万吨/年。预计到2015年底，中国煤制乙二醇产能将达420万吨/年;2017年将达467万吨/年;2020年将达557万吨/年。即便算上现有以及在建和规划中的石油路线乙二醇项目产能，到“十三五”末，我国乙二醇自给率也只有60%，对外依存度仍高达40%。另据测算，当煤炭价格250~300元/吨、国际石油价格100美元/桶时，煤制乙二醇相比乙烯法拥有1400~1600元/吨的成本优势。

一方面市场缺口较大，产品销路没问题;另一方面，与主流的乙烯路线相比具有明显的成本优势。投资煤制乙二醇岂不等于抱了“金娃娃”?“钱景”十分光明?

但业内专家提醒：煤制乙二醇有市场未必有钱景。

中国化学理事会理事贺永德表示：一方面，受全球经济不景气影响，中国服装出口已经并将继续面临较大压力，减少了涤纶需求并打压其价格下行，聚酯需求增速因此放缓、价格下移，最终将导致乙二醇价跌量减，压缩其利润空间。

另一方面，国内93%的乙二醇用于聚酯生产，3%用于聚氨酯生产，3%用于防冻液生产，1%用于其他领域。所谓的乙二醇供需缺口，主要指能满足生产涤纶长丝、涤纶短纤，以及瓶级聚酯的乙二醇。而目前国内已经投产的煤制乙二醇装置，只有新疆天业5万吨/年合成气制乙二醇等少数装置的产品被上游聚酯企业接受。其余大多数厂家的煤制乙二醇产品尚未被聚酯企业完全接受，只能销往树脂及防冻液等领域，既限制了需求，也削减了煤制乙二醇的盈利能力。

后期，如果国际石油价格继续下跌，而煤炭价格企稳并反弹，将缩小煤制乙二醇与乙烯路线乙二醇的成本优势。若届时煤制乙二醇企业仍不能保证装置安稳长运行并彻底解决产品质量不稳定等问题，则煤制乙二醇企业只能望着巨大的聚酯市场兴叹。

“若不能顺利进入聚酯市场，煤制乙二醇就没有前景，其与乙烯法相比所谓的成本优势也毫无意义，只会误导投资者。”延长石油集团总经理助理李大鹏说。

他说，国内企业在考察投资项目时，大多属“理想主义者”：把可能的需求当作现实需求;把理论上的竞争优势当作真实竞争力;高估生产成本的比较优质而忽略财务费用及其他成本上升的负面影响;重视项目可行性而忽略其不可行性;眼光只盯国内市场很少放眼国际大环境……这会导致项目论证缺乏应有的客观公正性，以致于许多论证时钱景广阔的项目，投产之日就开始亏损。煤制乙二醇就是一个典型的例子。目前，所有上马煤制乙二醇的企业，眼光只盯着国内巨大的供需缺口，却避而不谈全球乙二醇实际已经过剩;只将低煤价时的煤制乙二醇与高油价时的乙烯路线乙二醇相比，却忽略了北美页岩气革命、中东石化业崛起，以及全球经济增长放缓将导致国际石油价格下跌、煤制乙二醇与乙烯路线成本差距缩小的可能性，使项目潜在的风险加大。

分析师于晓红亦表示：煤制乙二醇的质量尚无法满足聚合级对原料的性能要求，这将长期制约该产业发展。如果后期国际石油价格跌破80美元/桶并长期在90美元/桶以下波动，而煤制乙二醇又无法在短期内解决质量不稳定难题，则其前景远未预想的乐观。

国内首套煤制乙二醇工业化示范装置——通辽金煤化工公司20万吨/年装置近几年的表现也让业内对煤制乙二醇的钱景疑虑重重。

公开资料显示：该项目自2011年投产以来，不仅鲜有盈利，反而成为其母公司丹化科技股份公司的亏损大户。2013年，更以亏损1.92亿元拖累丹化科技业绩由盈转亏。今年前三季度，虽然帐面上显示项目已经盈利，但扣除通辽经济技术开发区管委会给予的6000万元自主创新奖励资金、内蒙古自治区给予的550万元科技经费拨款等共计6790万元政府奖励拨付资金，乙二醇装置对企业的利润贡献微乎其微。

渭化集团副总经理张小军则表示，今年上半年，虽然我国服装出口总量增速下滑7.2%，但化纤制服出口量逆势增长24.8%，对乙二醇行业拉动明显。尽管如此，国内乙二醇价格仍出现大幅下跌，表明全球乙二醇过剩已经对中国市场产生冲击。后期，一旦中东、北美低成本乙二醇装置陆续投产并打入中国市场，尤其美国一家公司研发的二氧化碳电化法与水、氢气合成乙二醇新技术取得实质性突破并工业化应用后，其仅125美元/吨的生产成本，将对现在看来颇具优势的煤制乙二醇行业产生巨大冲击。他建议国内企业加快煤制乙二醇关键技术攻关，尽快推出先进、实用、低能耗技术，而非一味扩大产能，以应对未来竞争。

煤制油：项目表现良好但“高大上”投资引风险

中国日益增大的成品油需求与资源量及产量有限的矛盾，使得原油进口量连年大幅增加，石油对外依存度连续数年维持在55%以上的国际超高警戒线。这一状况严重威胁着中国能源战略安全。为此，稳妥地发展煤基油品燃料不仅成为能源专家的呼声，也引起国家层面关注。以致于“十一五”以来，国家每次在规范煤化工产业健康发展时，都要特别点到煤制油。

而从神华宁煤400万吨/年煤间接液化项目获得批准，到兖矿榆林110万吨/年、伊泰鄂尔多斯200万吨/年、潞安集团150万吨/年、贵州渝富能源开发公司200万吨/年等数个煤制油项目获得国家发改委“路条”不难看出，国家层面对煤制油，尤其已经被几套16万吨/年工业化示范项目初步验证的煤间接液化项目的管控悄然松绑。

据了解，即便不再增加新的业主，仅上述几家煤制油企业规划的项目全部实施后，中国每年就将新增煤基油品6080万吨。如果算上延长石油集团规划的煤油共炼、陕西煤业化工集团规划的煤炭分质利用制油项目，以及全国其他企业在建和规划的约800万吨煤焦油加氢制取燃料油项目，2020年前后，中国煤基油品规模将超过8000万吨/年。

“众多企业之所以在国家严格管控下热上煤制油项目，主要还是认为煤制油的前景比较乐观。”内蒙古伊泰煤制油有限责任公司董事长齐亚平表示。

他以伊泰16万吨/年煤制油项目为例。该装置于2012年底首次达产后，2013年全年生产油品18.2万吨，装置平均负荷达108%，油品综合成本平均每吨降低5%，实现了消耗低、效益好的预期目标。虽然齐亚平并未透露煤间接液化产品的利润到底有多高，但公开资料显示：2013年1~9月，伊泰煤间接液化项目生产各类油品和化工品13.2万吨，上缴税费2.06亿元，实现净利润1.2亿元。照此推算，煤间接液化的液体产品净利润高达909元/吨。

而据了解，2013年以来，包括神华百万吨煤直接制油、18万吨/年煤间接液化、潞安16万吨/年煤间接液化、陕煤天元50万吨/年煤焦油轻质化、陕煤富油12万吨/年煤焦油全馏分加氢、以及宝泰隆煤公司的10万吨/年高温煤焦油加氢制取燃料油等煤基油品项目，均取得了可观收益。

“我国石油对外依存度一度接近60%，发展煤基油品已经成为中国确保能源安全的战略选择。从这个层面讲，煤制油项目拥有一定的民意、政策与政治基础。加上巨大的消费需求与良好的盈利等市场手段推动，煤制油的前景十分光明。”中科合成油技术有限公司技术顾问唐宏青尤其看好煤间接液化的前景。

但也有专家认为煤制油的前景远没那么乐观。

“根据国家税务总局2012年第47号公告，纳税人以原油或其他原料生产加工的在常温常压条件下呈液态状(沥青除外)的产品，将分别加征1元/升(石脑油)和0.8元/升(燃料油)消费税，这等于将煤制油综合成本增加了20%。以一个100万吨/年煤制油项目为例，每年上缴消费税高达10亿元，极大地压缩煤制油项目的利润空间。后期，如果国际油价进一步下跌引发成品油价格下跌，煤制油项目是否还能盈利存在悬念。”陕西省决策咨询委员会委员贺永德提醒说。

投资强度大、污染大、资源利用效率低则是延长石油集团总经理助理李大鹏不看好煤制油前景的三大理由。

他说，建设一个500万吨/年炼油厂，只需200亿元投资;而建设一个在煤制油路径中还算投资强度较低的相同规模的煤间接液化项目，总投资额高达600亿元。超高的投资强度，必然导致煤制油项目财务成本居高不下，影响其产品市场竞争力。而从产品收率和资源利润效率看，煤直接制油的液体收率不足35%,能源转化率仅33%;煤间接液化吨产品耗水超过7吨……在中国经济发展受资源与环境约束越来越明显的情况下，煤制油的上述弊端将严重影响其综合效益，甚至会影响产业健康发展。

“中国应以全球视权衡自身的能源安全，并重新考虑发展煤制油的紧迫性、必要性与重要性”。李大鹏建议。

他说，既然经济已经全球化了，就应有资源分配全球化的视野。中国缺油不等于其他地区也缺油，我们完全可以凭借充足的外汇储备，以及不断上升的综合国力和国际地位，利用政治、外交、经济等手段，大量利用境外油气资源，实现外油中用，何必急于发展投资强度大、资源消耗高、污染排放大的煤制油产业。况且，近两年一些煤制油项目之所以取得较好收益，是国际油价高位运行、国内汽车业快速发展助推成品油需求猛增，以及煤炭价格大幅下跌等多种因素共同作用的结果，是一种特殊情况，并不能代表煤制油项目本身的竞争力。后期一旦煤炭价格触低回升，国际油气价格再度回调。尤其中国汽车工业增速放缓，成品油需求减少后，煤制油的钱景将难言乐观。

“即便要发展煤制油，也应打破煤直接或间接制油等单一模式，而应采取煤炭分质利用方式，在条件允许的情况下，先对煤进行干馏提油，再将提油后的洁净焦炭通过煤直接或间接制油等途径制油，或与其他化工、电力、钢铁、建材等装置对接，实现煤的`两头见油`和产品多元化，提升项目的资源利用效率和抗风险能力。”陕煤化集团常务副总经理尤西蒂这样表示。

一位专家透露：正是综合考虑了国内、国际环境与资源供需格局变化，以及煤制油项目的利弊与业内的不同意见，国家高层初步决定：“十三五”期间，我国煤制油规模将控制在1000万吨/年以内，而非此前传言的4000万吨/年。

煤制芳烃：技术看上去都很美推广应用却不易

据清华大学教授魏飞介绍，全球95%以上芳烃来自石油炼化装置的催化重整、裂解汽油加氢抽提。即常压石脑油和减压石脑油，分别通过连续重整和加氢裂化，再经芳烃抽提获得苯、甲苯和二甲苯等。甲苯选择性岐化、烷基化转移后生成二甲苯，二甲苯异构化后转化为PX(对二甲苯)。随着石油资源的减少和价格的攀升，以及原油重质化程度的加剧，石油路线获取高纯PX的成本越来越高，加之中国本身富煤贫油少气，获取PX的难度日益增大。

为此，国内科研院所纷纷组织团队，锲而不舍地开发非石油路线PX技术，先后有中科院山西煤化所的固定床一步法甲醇制烃类技术、陕煤化集团与中科院大连化物所联合开发的甲醇甲苯制PX联产低碳烯烃循环流化床技术，以及中石化自主开发的甲苯甲醇甲基化制取PX等技术问世。

2013年1月13日，由中国华电集团与清华大学合作开发的万吨级甲醇制芳烃工业试验装置一次投料成功并生产出合格PX，这也是世界首套原料仅为甲醇的甲醇流化床制PX装置。其芳烃单程收率达55%~65%，烯烃80%转化为芳烃，芳烃总收率达80%，是目前最先进的非石油路线芳烃生产工艺。至此，中国分别掌握了固定床、流化床甲苯甲醇制PX和甲醇直接制PX等多项技术，且全部通过了中试或工业化运行验证，煤制芳烃整体技术世界领先。

“但仔细梳理上述技术，发现均不同程度地受到限制，投资者很难长期获得良好收益。”陕煤化集团副总工程师何迎庆如是说。

比如，山西煤化和赛鼎工程公司合作开发的固定床一步法甲醇制烃类技术，虽然具有能灵活生产芳烃与烯烃的优势，但因采用的是固定床，存在规模难放大、设备投资多、占地大、工艺流程长、催化剂需经常倒炉活化(或更换)等弊端;另两种甲醇甲苯制PX技术，虽然使用了甲醇减少了甲苯消耗，但依然需要甲苯作原料。而国内甲苯资源本来就短缺，以致许多企业因甲苯来源无保证而不愿上马新项目;清华大学的技术最好，可以完全以甲醇为原料生产芳烃，但其80%芳烃总收率所得的是混合芳烃，并非市场真正紧俏的、前景向好的纯PX，导致项目盈利预期大打折扣。

蒲城清洁能源化工公司副总经理姚继峰亦不看好煤制芳烃的前景。他说，由于原料全部采用甲醇，清华大学开发的FMTA技术是真正意义的煤制芳烃技术，也最具工业化推广应用的条件。但一方面，其所得产品80%为苯+甲苯+二甲苯，属混合芳烃(而非价格高出烯烃20%～30%的纯PX)，这种混合芳烃市场价仅7000～8000元/吨。根据工业化中试结果，每生产1吨混合芳烃，需消耗3吨甲醇，而同样3吨甲醇，采用DMTO技术能生产1吨烯烃。目前，烯烃售价10000元/吨以上，煤制芳烃与煤制烯烃的经济性谁优谁劣一目了然。这也正是众多企业宁肯一窝蜂上马煤制烯烃项目，而不愿涉足煤制芳烃的根源。

另一方面，目前煤制芳烃尚无一套大型工业化示范装置运行，存在一定的工业化风险。尤其近几年因PX被妖魔化后，各地民众纷纷拒绝PX项目，更增加了煤制芳烃项目的成本、难度和风险，使这一先进技术难以推广应用。

而据中国科学院院士何鸣元介绍，芳烃的重要来源和用途为：原油炼制—石脑油—MX(混二甲苯)—PX(对二甲苯)—PTA(精对苯二甲酸)/MEG(乙二醇)—PET(聚酯)—涤纶长丝/短纤—纺织面料—服装。因此，无论石油路线PX还是煤基PX，最好能与下游PTA、PET建成联合装置，并接近化纤与纺织服装市场。由于我国大多数炼厂分布在东南沿海，这些地区又是化纤与服装业最集中的地区，从而很容易形成PX上下游一体化产业集群，彰显良好的经济与社会效益。煤制芳烃主要是要利用西部廉价的煤炭与甲醇资源，显然不具备建设靠近终端消费市场的PX上下游产业链的条件，也即不能实现各环节利益最大化，最终将削弱项目总体收益。

专家们认为，在石油价格高位运行、煤炭价格持续下跌、国内PX货紧价扬等有利形势下，煤制芳烃尚因种种原因没有获得投资者追捧，那么一旦国际石油价格继续下跌，国际PX价格下挫，则煤制芳烃的成本优势将会减弱，产业发展的道路将曲折而漫长。

魏飞却表示，清华大学联手中国华电集团开发的FMTA工业化技术，不足3吨甲醇即可生产一吨混合芳烃，混合芳烃收率达80%以上，且90%的混合芳烃最终都能转化为市场急需的PX。当烯烃价格在10000元/吨时，纯PX售价一个度高达14000元/吨，照此推断，煤制芳烃经济效益并不逊于煤制烯烃。况且，由于石油中芳烃含量较少，我国又是一个富煤贫油少气的国家，煤制芳烃既是中国的无奈之举也是战略选择，又怎么能简单地以经济效益衡量其前景?至于说会否遭遇类似石油路线PX风波导致该技术难以推广的担心，则完全没有必要。因为“PX断子绝孙说”本身不仅荒谬，而且带有一定政治目的，是一些所谓的专家学者在替国外利益集团误导甚至愚弄中国老百性。目前京、沪、穗等地应用的国Ⅴ汽油，其中芳烃含量为40%，将来国Ⅴ汽油还要在全国推广。如果照某些所谓专家的说法，全世界都别用汽油了。因此，FMTA技术绝不会因为所谓的环境风险而无法推广应用。

上海新佑能源科技有限公司董事长韩保平则建议采用煤焦油加氢路径获取芳烃。

他说，由于石油侧链多，经常压蒸馏得到的石脑油中，芳烃仅占45%;而煤焦油中的侧链组分少，用其加氢制得的石脑油中，芳烃含量超过70%。目前大多数煤焦油要么只经简单加工处理，获得葸、萘等初级产品;好一点的企业将煤焦油加氢制取调和燃料油，这两种方法显然均未做到对资源的最大化利用。如果我们在有条件的地区建设大型煤炭提质装置，将获得的煤焦油加氢生产石脑油+柴油，再用高含芳烃的石脑油制取芳烃，无论经济、环境还是节能减排效益都将十分显著，其投资强度也将明显低于煤-甲醇-芳烃一体化装置。