无论从产品的类别还是从生产能力来看，中国已经成为世界上煤化工产业规模最大的国家。但规模的大小并不等同于产业发展的程度，从整体来看，中国煤化工产业仍然处于起步阶段，依然有很多问题亟待解决。随着近期国际油价暴跌，煤化工产业的盈亏平衡点（油价70至80美元/桶，具体视煤价而定）已经失守，中国煤化工产业遇到了真正的冲击。而早在上世纪90年代，美国就有因为经济性问题而导致煤化工项目失败的前车之鉴。
近年来，美国国内页岩气的成功开发，标志着这个能源需求大国基本实现了“能源独立”，这也是美国非常规能源成功商业化开发的典型代表。然而，非常规能源的开发利用也有着很多的失败案例，大平原煤制气项目就是其中的一个典型。美国大平原煤制气项目于1984年7月在北达科他州正式开始运转，建厂成本20.3亿美元。在大平原煤制气项目运转之后，项目的初始投资方之一大平原气化联营公司根据当时天然气价格的变化重新进行了评估，预计运转的前10年亏损13亿美元。最终由于运输不便、市场的局限、运行成本和生产成本过高这几个原因，大平原气化联营公司于1985 年8 月宣布破产。据美国能源信息署资料显示，从1975年到1984年，北达科他州的天然气商业价格呈现快速上升趋势，1975年的天然气商业价格仅为0.04美元/立方米。而1984年至1995年11年间，该州的天然气商业价格从每立方米0.207美元跌至0.138美元。
中国煤化工产业遇到了与美国大平原煤制气项目类似的问题。由于国际油价暴跌，天然气价格下行趋势增强，企业的现金流受到了冲击，而现金流正是决定企业能否生存的关键因素。相比于之前一直被各方质疑的高排放、高耗水和高耗煤三大问题，这次油价下跌对于煤化工企业现金流的冲击更为猛烈和直接，同时，煤化工项目的高额投资更加重了企业现金流的负担。据资料分析，规模为300万吨/年的煤直接制油项目需要建设投资将近380亿元，是同等规模石油炼制工厂的4~5倍；煤间接制油与煤直接制油相比，总投资约为后者的1.6倍；40亿立方米/年煤制气项目总投资达257亿元，这与总投资10亿元的50亿立方米/年天然气项目相比显得过于庞大。由于煤化工项目投资巨大，因此需要较大规模的融资，据了解，煤间接制油项目的银行有息贷款甚至占到总投资的70%左右。如果油价长期维持在低位水平，煤化工企业盈利能力就会减弱，旧的贷款无法偿还，新的贷款无法审批，最终造成企业资金链中断，项目以失败告终。
此外，石油价格大幅下挫使得煤化工产品销售遇到了挑战。从成本方面来看，原油价格低位运行使得国内外市场上成品油、甲醇和烯烃等石油炼制化工产品的成本下降，对国内煤化工产品的销售造成了巨大冲击。从政府调控方面来看，国家发改委于近期两次上调了成品油消费税，期望达到抑制成品油不合理消费的目的，然而这并不利于煤化工成品油的销售。从供需方面来看，部分化工产品出现了产能过剩的问题，国内市场上的需求疲软更加重了煤化工产品去库存化缓慢。
虽然煤化工产业整体处于困难时期，但是煤化工项目的生产任务依然不能停止，一方面是因为化工厂停产造成的损失要比低油价造成的损失更大，另一方面是停产将加重企业资金链的负担。如果油价长期在低位徘徊，市场这只“看不见的手”将会发挥它的调节作用，煤化工产业将如同低煤价时的煤炭企业一样不可避免地进行产业内部调整。然而，与煤炭企业不同的是，煤化工项目投资巨大，动辄几百亿或者上千亿元，有的项目甚至是一些地方的支柱性产业，这已经不能简单地用某个企业或项目的得失来衡量了。
历史教训告诉我们，如今的市场不允许存在任何大而不倒的企业，不论什么企业或项目，只要不服从自然环境的约束，不符合市场运行的规律，就要坚决整顿。面对这一轮的油价快速下跌，决策者也不妨将此看作是一块试金石。一个好的企业或项目，必须要经得起市场的考验。尽管高油价会给煤化工企业带来好的盈利预期，但是低油价也会促进产业的整体改造升级，一些示范性的煤化工项目，也只有在低油价时，才能看出其示范的效果如何。毕竟，目前中国煤化工产业依然面临很多质疑，不论外部环境的油价高低，解决煤化工项目的内在问题才是当务之急。（中国石油报）
