新华社记者4月8日从合肥综合性国家科学中心能源研究院、安徽省能源集团有限公司了解到，大型煤电机组大比例掺氨燃烧试验在铜陵取得突破，燃煤机组通过掺氨燃烧实现降碳目标的技术可行性得到验证。

3月动力煤市场整体弱势运行。从3月初开始，产地端成交量就偏少，煤价开始下跌，一直到月末，动力煤价格仍在弱势下行。在此期间，陕西和内蒙古出现过几次产地价格的探涨反弹行情，根据了解，在3月煤价整体下行期间反弹的煤种多为化工用煤。陕西产地煤价跌幅达到每吨30元左右的时候，仍有部分化工煤每吨涨幅达20元左右，可见化工煤需求尚可，并一度支撑产地煤价持稳或者反弹。虽然电厂是动力煤主力耗煤大户，但现阶段长协保供背景下，化工耗煤在动力煤市场中有一定支撑。 　　3月甲醇市场偏弱运行。原油与甲醇在市场中有一定相关性，3月中旬以来国际油价大幅走低，在国际市场带动下，甲醇受其影响下行。临近3月末，甲醇市场价格整体下跌，每天跌幅为每吨40元至60元，下游需求暂未见明显增加，港口市场持续处于累库状态。 　　3月尿素市场偏弱运行。截至3月末，尿素每天降价幅度每吨10元至20元。虽然尿素市场正处季节旺季，但需求仍然偏弱。在电煤价格持续偏弱的情况下，无烟煤价格下跌，尿素固定床利润也继续修复。在成本端有优势情况下，尿素企业近期产量和开工率同比处于高位，但农业需求没有整体释放，对尿素需求一般。 　　关于甲醇后续市场，进入4月，陕西和内蒙古煤制甲醇企业均有检修计划。同时，4月也有装置陆续重启，但近期春检力度不及预期，市场供应相对偏宽松。甲醇下游行业利润一般，下游企业仍按需采购。综合来看，预计短期国内甲醇市场或弱稳运行，需要关注煤价波动和装置重启动态。 　　关于尿素后续市场，进入4月，在雨水增多影响下且农业需求有转好的预期，主流企业库存偏低均可给尿素带来一定支撑。但尿素下游拿货积极性不高状态可能会持续，且前期检修装置在4月有重启计划，尿素日产水平可能升高，预计短时间内尿素市场偏弱运行。

全球单厂规模最大“绿氢+煤”制烯烃项目开工建设

2月内蒙古现代煤化工产品价格微幅波动

业内认为，从保障国家能源安全的角度来说，需要打通煤制气示范路线，具备变输煤为输气的能力，以备不时之需。但不能因为形势一好就盲目发展，建议示范为主、适度布局。 　　近期，低迷已久的煤制天然气行业传来捷报。据内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气有限责任公司（下称“大唐克旗公司”）公布的最新数据，一季度，该公司同比减亏77.32%，其中3月盈利1410万元，首季开门红为全年实现扭亏目标奠定基础。新疆庆华能源集团副总经理任延杰告诉记者，在去年首次实现扭亏为盈的基础上，今年一季度，集团完成天然气产量约4亿立方米，延续了向好形势。 　　“一季度，煤制天然气装置开工率较高，行业整体实现盈利，这是很大的进步。”中国石油和化学工业联合会煤化工专委会副秘书长王秀江也向记者证实。 　　煤制气被定位为“国家能源战略技术储备和产能储备”，在保障能源安全方面意义重大。但同时，全行业连年亏损也是不争事实，自产业起步以来，经济性一直是悬而未解的首要难题。如今，强势复苏的业绩是昙花一现还是产业重生的曙光？ 　　行业回暖得益于多方利好 　　扭亏为盈首先得益于客观利好。“我国在役煤制气项目均已实现安全稳定运行，技术、装备水平世界领先。长期亏损的主要原因之一就是遭遇高煤价、低气价‘两头压’，成本与售价长期倒挂。除了1个项目产品为液化天然气、接受市场定价，其他项目在销售和定价方面长期缺乏话语权。”王秀江表示，国家管网公司的成立打通了输气通道，提供了更加公平的经营环境，煤制气入网价格也因此有所上扬。 　　以项目较为集中的内蒙古地区为例，记者从自治区发改委获悉，去年12月受寒冷天气影响，天然气采暖需求旺盛，全区煤制气平均交易价格为4890.67元/吨。按以往经验，随着气温转暖，2月起用气需求走弱，价格会出现季节性下降。但在今年2月，全区煤制气平均交易价格为5292.83元/吨，环比1月价格上涨21.23%，较去年同期上涨63.08%。 　　“国家管网公司成立后，天然气管道输送按照‘X+1+X’的模式进行，也就是销售端自行找客户端，管网只承担输送任务。这样一来激活了天然气市场，市场化程度提高带动煤制气价格提升。”任延杰解释。 　　行业回暖也离不开自身努力。作为首个国家级煤制气示范工程，大唐克旗煤制气也是所在地阜新历史上单体投资最大的项目，投产10多年却迟迟未能盈利。目前，盘活该项目已被列为打好阜新项目建设“三大战役”之首，当地政府积极协调解决煤源、市场等问题。据知情人士透露，大唐集团也在通过剥离债务，帮助其轻装上阵。项目计划分阶段实施提档升级，一是改造原有装置，生产液化天然气、BDO（1，4丁二醇）及副产品；二是以BDO为原料，继续生产降解塑料及高附加值新材料。 　　激活企业业务布局动力源 　　持续亏损一度羁绊全行业发展，部分已获批的项目放缓节奏，有些项目甚至被迫停了下来。而随着形势好转，不少企业的动力又回来了。 　　记者了解到，大唐克旗公司70万立方米/天煤制天然气液化项目已于4月下旬开工，拟投资17948.28万元，建设内容包括天然气净化和液化系统、储存、装卸、辅助生产系统及公用工程等，设计年产13.3亿立方米天然气。 　　任延杰介绍，新疆庆华主动响应国家提出的煤炭清洁高效利用技术创新重点任务，正在开发有关沫煤综合利用4.0MPa加压流化床气化炉（下称“庆华炉”），煤炭处理量可达2400吨/天，生产天然气3.27亿立方米/年。除了能够降低生产成本，庆华炉出口有效气中甲烷含量高、副产蒸汽多、气化污水产量小且易处理，符合节能减排要求。 　　“我们争取用2年时间完成首台庆华炉工业化应用示范，届时庆华将成为煤制气行业技术领先、国产化程度最高、创新成果转化最多的示范基地。”任延杰表示，庆华还在继续完善现有工艺链，推进甲烷化催化剂、水处理膜等国产化，主动为新技术提供平台。“生产链的国产化、多样化，将支撑煤制气项目把受到国际形势的影响降到最低，让国家能源安全更有保障。” 　　上述知情人士透露，2019年通过环评批复、2020年已提出核准申请的内蒙古华星新能源有限公司40亿立方米/年煤制天然气项目，前不久获得了国家发改委核准。该公司为首批进入煤制气产业及输气管网建设投资领域的民营企业，计划投资244亿元，打造以煤制气为核心的煤炭深加工示范。“按照环评规划，项目拟以本地煤炭为原料，主要产品为40亿立方米/年天然气，副产品主要包括24万吨/年焦油等。” 　　理性考量不确定因素 　　在抓住机会的同时，企业也要保持理智思考。 　　任延杰坦言，当前气价虽有上涨，背后却存在诸多不确定因素，加上煤制气生产成本高于常规天然气，项目并不一定能够维持稳定利润。作为工业程度高度集中的制造类项目，煤制气同时受制于“以煤定产”，用煤一旦紧张，将直接导致装置生产负荷频繁波动、天然气产量外供不稳定，很容易让下游用户产生信任危机。“庆华一期项目就遇到过，配套煤矿未能足量供应，低负荷运行无法达到经济生产模式，增加了运行成本及风险。此外，由于前期经济效益不理想，煤制气项目成本回收周期长，企业融资机会少、规模小、成本高，投资机构普遍不敢介入，进一步抬高了项目融资难度。” 　　“即便回暖，企业也要审慎上马新项目，做好应对市场挑战的准备。”王秀江也提出“不确定性”的问题。他认为，煤制气产品的可替代性较强。比如，在做饭、取暖等民用领域可使用电能替代。再如，在化工领域，加工合成氨、甲醇等产品，以煤为原料同样可以生产。“煤制甲醇、煤制合成氨的技术、装置已经很成熟，而且直接用煤生产可以少走弯路，能源利用效率更高。从保障国家能源安全的角度来说，我们需要打通煤制气示范路线，具备变输煤为输气的能力，以备不时之需。但不能因为形势一好就盲目发展，建议示范为主、适度布局。” 　　另有多位人士提醒要重视碳排放带来的挑战。“目前，我国煤制气示范项目的单位产品综合能耗、水耗，均接近或优于国家控制指标，能源转化效率优于其他煤化工类型，但生产过程中的高碳排放不可回避。一方面需源头减碳，另一方面，煤制气工艺中产生的二氧化碳浓度高、易捕集，如何开展封存及综合利用也是挑战。”(记者 朱妍) 　　转自：中国能源报

近日，国家发展改革委等4部门联合发布的《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南(2022年版)》(以下简称《指南》)提出，现代煤化工行业先进与落后产能并存，企业能效差异显著。用能主要存在余热利用不足，节能降碳改造升级潜力较大。那么，现代煤化工节能降碳改造应该怎么做?对此，石油和化学工业规划院能源化工处处长兼副总工程师韩红梅近日谈了她的看法。 煤制乙二醇改造压力大 《指南》中现代煤化工产业范围包括煤制甲醇、煤制烯烃和煤制乙二醇。目前，煤制甲醇行业能效低于基准水平的产能约占25%；煤制乙二醇行业能效低于基准水平的产能约占40%。《指南》提出到2025年，煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇行业达到能效标杆水平以上产能比例分别达到30%、50%、30%，基准水平以下产能基本清零。 韩红梅表示，我国煤制甲醇自2000年以来加速发展，目前行业内企业间生产规模和技术水平存在较大差距，能效低于基准水平的产能仍占约25%。煤制烯烃自2010年第一套示范装置建成投产后快速发展，项目整体建设标准高、工程质量水平高，目前煤制烯烃全部产能的能效均达到基准水平以上。煤制乙二醇建设进程与煤制烯烃基本同步，但煤制乙二醇技术路线多，项目建设时以打通关键技术为主要目标，部分项目建设中对整体能量优化利用的设计不足，装置能耗高，部分技术路线的工业化过程也不够顺利，目前煤制乙二醇能效低于基准水平的产能约占40%。 建成时间早、装置能耗高的煤制甲醇产能，以及建设时技术尚不够成熟、装置效率低的煤制乙二醇产能，是节能改造和淘汰退出的重点。对煤制甲醇和煤制乙二醇行业来说，实现能效基准水平以下产能基本清零还有较大压力。 核心工艺设备待突破 我国现代煤化工产业，尤其是纳入到《指南》里的煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇产业，整体技术水平是比较高的。韩红梅认为：“现在的前沿技术开发最主要的还是侧重于合成技术。合成有几个关键的环节，一个是核心催化剂，另一个就是跟它配套的关键设备即合成反应器，还有整套工艺，这一块如果能够大幅提高技术水平，是非常有益的。” 韩红梅分析，绿氢和化工的联产也需要再突破，可进一步实现煤化工的降耗减排。但是目前绿氢成本大概是煤制氢的两倍或更高，寻求合适的制氢技术至关重要。现在有不少的企业正在进行这方面的探索，比如宝丰能源投资建设太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目，国家能源集团也在进行一些前期工作。 “煤化工企业可以自己投资，也可以和专门做绿电、绿氢的企业合作，最重要的还是降成本。成本足够低，生产出来的产品才能更具竞争力。”韩红梅建议。 余压余热利用是重点 与传统的技术相比，现代煤化工产业已经有了很多成熟的绿色技术工艺，比如大型先进煤气化技术、高效催化剂、高效甲醇合成等工艺技术，也有更好的节能降碳效果。 “在不改变核心主体流程的情况下，节能改造可从以下两方面进行。”韩红梅介绍。一是关键动设备的节能，尽量采用能效高设备。二是全厂能量系统优化。韩红梅表示，煤化工一个很大的特点就是副产余压余热量比较大，有一些工厂对余压余热利用不是特别充分，可将其作为改造重点。此外，企业还可以制定多项节能措施，充分利用相关能量，让设备在最好的运行状态下运转。 韩梅红指出，可向能量利用较好的氮肥企业学习，他们在能量利用方面做得非常细致。相比较而言，现代煤化工企业还有一定的提升空间。 CO₂综合利用技术需储备 《指南》提出，要因地制宜开展变换等重点工艺环节二氧化碳捕集、利用及封存试点，推动二氧化碳生产甲醇、可降解材料、碳酸二甲酯等产品。 对此，韩红梅表示：“煤化工生产过程产生的二氧化碳浓度高达95%以上，可大幅降低捕集成本，有利于开展二氧化碳捕集、输送与封存示范。但是现阶段，我认为煤化工企业还不具备大规模开展的条件。” “应加快开展二氧化碳制生物可降解塑料、碳酸二甲酯等产品技术开发与示范。”韩红梅建议，比如，二氧化碳与环氧丙烷共聚，生成以脂肪族聚碳酸酯为代表的共聚物，可作为生物可降解塑料，在食品和医用包装领域具有应用价值。再比如二氧化碳与环氧丙烷生成碳酸丙烯酯，再与甲醇反应，生成碳酸二甲酯。 韩红梅还建议，二氧化碳制甲醇技术目前要打通技术瓶颈，摸索工程经验，为未来低浓度二氧化碳提供技术基础。二氧化碳制甲醇技术在大规模应用方面，应该把目光放长远，现阶段做好技术开发，为将来火电厂、钢厂的二氧化碳减排做好技术储备。

中国煤炭工业协会（下称“中煤协”）3月30日公布的数据显示，2021年，现代煤化工四大主要产业——煤制油、煤（甲醇）制烯烃、煤制气、煤（合成气）制乙二醇产能，分别达到931万吨/年、1672万吨/年、61.25亿立方米/年、675万吨/年。其中，除了煤制烯烃同比保持齐平，其他产能均再创新高。 中煤协指出，现代煤化工正在向高端化、多元化、低碳化方向发展，产业化、园区化、基地化发展格局已初步形成。与此同时，碳基新材料研发取得突破，能源转化效率普遍提高，单位产品能耗继续下降，煤炭消费利用空间有力拓展，加速由单一燃料向燃料与原料并重转变。 “产供销”全面开花 近期召开的煤炭清洁高效利用工作专题座谈会、碳达峰碳中和工作领导小组全体会议等重要会议，均强调“推动煤炭清洁高效利用”。受此推动，各地新项目规划建设、老项目升级改造进展不断。 如新疆发改委3月25日公布2022年自治区重点项目清单，包括续建伊泰伊犁能源100万吨/年煤制油示范项目、储备新疆能源集团1000万吨/年煤炭分质分级利用项目在内，多个煤化工项目入选。 在中央与地方政府力推之下，企业行动也更加有力。宝丰能源近日透露，内蒙古400万吨/年煤制烯烃示范项目审批现已进入最后阶段，待环评批复后即可推进建设事宜；投资12.5亿元的河南平煤神马220万吨/年焦化大型化改造产业升级项目，已通过河南省生态环境厅环评批复，装置即将走向大型化、高效化…… “煤炭用于发电，能源转化效率一般在40%左右。而煤炭作为原料，不仅可以固碳，还能提供高附加值油品和化工品，实现从转化到终端利用全过程最大程度清洁。”新疆庆华能源集团副总经理任延杰向记者举例，用煤炭制备天然气，能源转化效率可达到约60%。该集团已投产一期13.75亿立方米/年煤制气项目，目前正在推进二期年产40亿立方米天然气项目的前期工作。“2020年-2021年冬季，我们向国家管网稳定供气11.32亿立方米，实现煤炭清洁高效利用的同时为能源保供出力。” 一些煤化工产品更已开始走出“国门”。记者从国家能源集团获悉，其下属宁煤公司生产的聚烯烃产品，首次打通自营出口渠道，于3月初自主销往泰国。全集团去年累计出口聚烯烃3.66万吨、焦炭6万吨，远销20多个国家和地区，化工产品国际市场开拓进展喜人。 技术创新体系不断完善 推进煤炭清洁高效利用，加强科技创新是最紧迫任务。记者了解到，去年以来，我国新增省部共建煤基能源清洁高效利用国家重点实验室、大型煤气化及煤基新材料国家工程研究中心等6家重点研发中心，现代煤化工产学研深度融合的技术创新体系正不断完善。 “我们刚刚与西南化工研究设计院签订了13.75亿立方米/年煤制天然气项目CNGC-2气体调节剂和CNJ-8甲烷化催化剂供货合同，标志着煤制气催化剂首次完全实现国产化。”任延杰坦言，我国所有正在运行的煤制气项目，长期采用进口催化剂，受限于制造周期长、运距长、不可抗力影响大等因素，面临“卡脖子”断供的潜在风险。“历经12年，我国煤制气工艺技术与催化剂国产化取得重大突破，终于打破了国外垄断。” 据介绍，相较之下，西南院CNGC-2气体调节剂变换活性更高、稳定性更好，CNJ-8甲烷化催化剂提升了单程甲烷化反应的转化效率，实践证明是更节能、更高效、适应性更强的新型催化剂。“目前，一期项目已完成国产催化剂侧线实验。我们对国产催化剂很有信心，将实现从低阶煤到天然气流程工艺技术、装备、催化剂100%国产化。”任延杰说。 记者获悉，目前煤化工产业发展仍有诸多技术难题需要攻克。潞安化机集团董事长李广民举例，作为煤炭转化的核心技术，煤气化是煤炭清洁高效利用的重要支撑。但目前，尚无能够广泛适应各煤种的煤气化技术。“不同煤气化技术对煤种有着不同的要求，煤炭性质反过来影响气化结果，要进一步拓展装置的煤种适应性。同时需要根据周边环境和实际情况科学选择配煤技术、科学进料，在充分研究的前提下合理改进气化炉，为稳定运行和节能降耗奠定基础。” 全过程“零碳排放”有待加力 “随着关键装备技术不断突破，完整的技术设备供应链和完善的煤气化商业服务模式将逐步得以构建，最终将推动形成高效、环保、经济、安全的国际领先煤气化系统，为煤化工产业绿色低碳转型发展和煤炭清洁高效利用作出新示范。”李广民进一步称，虽然当前，煤气化在基础研究、技术开发等方面均有显著进步，但服务“双碳”“双控”目标，煤炭清洁高效利用技术和装备制造仍需实现新的突破。 如何加快煤炭消费升级——这正是全行业面临的新课题。“用什么标准来衡量是不是高质量发展？”陕煤集团副总经理尚建选认为，碳达峰碳中和目标将促使煤化工回归作为煤炭清洁高效转化利用手段的本质属性。“对此，必须立足原料煤特性，在技术和工艺选择方面要以低能耗、低排放作为衡量标准，满足物耗和能耗最低、排放最少，以及园区实现循环绿色多联产。” 中煤协副会长刘峰就此提出“高端化、多元化、低碳化”的发展思路，建议不断延伸产业链、开发高性能产品，充分发挥差异化发展优势、实现产品多元化，打造“零碳排放”煤化工产业。“研发新型高效催化剂、工艺和过程节能技术，实现煤化工过程源头减碳；突破可再生能源制氢制氧与煤化工合成耦合技术，应用绿氢绿氧，降低工艺过程碳排放；应用可再生能源绿电开展煤化工碳捕捉、封存和利用技术攻关，突破二氧化碳低成本捕集、化工和矿化利用、驱油地质封存技术，开发二氧化碳制芳烃、乙醇、乙二醇等化学品。”

3月14日，贵州省驻京办联合新华社中国经济信息社通过线上会议的形式召开“现代煤化工产业发展”主题研讨会，邀请国家高端智库专家、煤化工企业高管等嘉宾就行业发展趋势、地方先进经验、产业政策选择等进行研讨，为推进我省煤化工产业高质量发展建言献策。 线上会议气氛热烈，专家观点精彩纷呈。中国宏观经济研究院经济研究所副所长吴萨表示，新国发2号文件提出，支持贵州建设全国重要的资源精深加工基地、新型能源基地等。煤磷铝等是贵州优势资源，也正是贵州产业发展的重点领域，贵州要抓住这次重大机遇，率先破除“双碳”简单等同于能耗“双控”的思想，在技术的先进性上下文章，通过积极引进“高效率、低能耗、低排放”的技术，实现同样能源消耗总量下能效提升能耗减少排放减少，推进贵州煤炭高效清洁利用，加快能源绿色低碳转型，走出一条能源高效利用推动经济发展的高质量发展道路。 “贵州煤化工产业应该围绕‘对标、创新、协同、升级、开放’五个关键词来推动发展。”中国石油和化学工业联合会党委常委、副秘书长、中国石油和化工行业国际产能合作企业联盟秘书长庞广廉建议，贵州煤化工产业发展要对标双碳目标，重点打造煤基特种燃料、煤基可降解材料、煤基碳素材料、煤基储能材料及电解液、电子化学品等化工新材料产业链，形成特色鲜明的产业集群优势和具有国际竞争力的产品竞争优势；要不断创新，煤炭资源的清洁化转化利用技术要站在时代的最前列；要在多个园区之间、产业链之间、能源、公用工程配套方面做好协同布局；要积极推动传统产业升级改造，积极淘汰过剩产能；要充分利用不断开放的政策，不断优化营商环境，积极吸引外资。 “当前，二氧化碳直接回收利用的成本比较高，未来是不是有更好地利用技术可以降低它的成本，二氧化碳如何回收利用需重视；未来，氢能和甲醇具有很好的发展前景，在这样的情况之下，煤炭扮演什么样的角色，或者有多少煤炭可以用来制氢、制甲醇，这是需要考虑的。”中国社会科学院数量经济与技术经济研究所能源安全与新能源研究室主任刘强表示贵州煤化工产业发展需考虑二氧化碳的回收利用、在氢能和甲醇前景下的煤炭角色等关键问题。 “煤化工项目的成功经验可总结为‘煤质对路则成，管理对路则顺’”。煤炭科学技术研究院首席科学家陈亚飞表示，煤化工的关键技术就是煤气化，项目一定先弄清煤质，然后选择气化技术。他建议，贵州要对所分布的煤质做深入分析和详细评判，真正吃透煤质，这是决定煤化工项目成功与否的关键。然后将煤气化的炉型与煤种进行匹配，按照气化炉运行的长期稳定性、长期生产的安全性、长期生产的环保性、长期生产的高效性，煤化工的适应性、原料煤煤质的长期稳定性这6个指标判定择优选择。 现场嘉宾不仅带了详细具体的针对性建议，还为贵州煤化工产业发展带来独具一格的创新技术。会上，重庆富燃科技股份有限公司总经理毛名勇详细介绍了该公司研发的“无氧干馏油气碳一体化分离”技术：通过破碎混合搅拌将煤炭里面的水分降到5%左右，形成煤球后送入外燃内热式一体炉，通过外部供能以热辐射的方式对炉膛里面的煤球进行干馏，以650度到700度的中低温状态将煤球里面的煤气、煤焦油、煤炭激发出来，实现油气碳的高效分离。“该项技术在环保性、安全性、经济性、煤炭高效清洁利用上具备优势，特别是在经济性上，由于能耗极低具有巨大优势。”毛名勇介绍道，“传统焦化生产每吨焦炭一般需消耗200多公斤的煤，而该项技术生产每吨焦炭仅消耗23.5公斤煤，能耗极低。”目前，该项技术已在内蒙古鄂尔多斯准格尔旗建设投产，毛名勇表示，希望能与贵州加强合作联系，共同推动贵州煤化工产业高质量发展。 贵州煤炭资源丰富，储量大、种类齐、品质优，是我国长江以南煤炭资源储量最大的省份。截止2021 年底，全省保有资源储量747.84 亿吨，居全国第五位，煤种以无烟煤和焦煤为主，是上好的化工原料煤。通过此次研讨会的成功举办，为我省科学有序推进能源和经济低碳转型、提高能源清洁高效利用水平、保障能源安全提出了更为具体、更具操作性的建议，将进一步推动我省煤化工产业高质量发展。 贵州日报

15日内蒙古地区兰炭价格主流稳定。现鄂尔多斯地区大料1300-1400元/吨，中料执行价格为1300-1400元/吨，小料执行价格为1300-1400元/吨，焦面执行价格为1000-1050元/吨，均现汇出厂含税价；现鄂尔多斯某厂库存低位，出货顺畅。近期由于环保政策影响下，兰炭厂开工积极性不高，兰炭供应收窄。下游市场弱势运行，采购需求支撑一般，叠加原料市场价格维持高位，兰炭成本有一定支撑。在市场供需整体双弱局势下，预计短期内兰炭市场主流趋稳运行。

在煤基合成油公司尿素装车站，记者可以看到一袋袋尿素被整整齐齐地摆放在货车上，正在等待发出。“师傅，这车尿素要发往什么地方？”见又一辆货车即将装满，记者问到。“要发往长治北站。”司机师傅告诉记者。