一条生产线 煤海变“油田”

★ 煤直接液化制油项目工艺技术应用已不存在本质性问题，目前已经掌握核心技术，可根据国家发展需要实现快速复制。我国煤直接液化技术已在全世界13个国家申请了专利。

★ 煤直接液化制油项目为国家储备了先进环保方面的科研技术，达到了绿色示范的目的，环保效应是显著的，环保投入也是巨大的。

★ 煤基直接液化油品是不可多得的优异、清洁油品，具有在精细化工领域的应用前景，具有作为军事和航空航天领域特种油品的潜质，将在能源供给革命中作出突出贡献。

★ 煤制油企业利润与国内成品油的价格定价机制、国家消费税的调整思路逆向，期待制定更完善的标准。按照目前的运行成本和消费税政策来看，每桶石油价格55美金时，煤直接制油项目第一条生产线就可实现盈利。

从“乌金”到透明油品，煤炭被赋予无限可能。

国家能源集团煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司，目前运营着全球唯一一条百万吨级煤炭直接液化制油工业化示范生产线。这条生产线于2004年启动建设，在2008年底试产成功，设计年产煤基柴油、石脑油等成品油108万吨，煤直接液化沥青等副产品70万吨。

据鄂尔多斯煤制油分公司党委副书记、总经理王建立介绍，经过多年探索，这条生产线目前已具备示范效应。

根据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，第二、三条生产线已被国家列为重点项目，目前正在筹备之中。

具备战略意义的煤直接液化制油

我国煤直接液化制油的发展，可追溯到上世纪末本世纪初。

我国能源结构特征为富煤、贫油、少气。进入21世纪，国民经济增速加快，迅速拉动内需。海关总署数据显示，2000年，我国原油进口量创纪录地达到7013.4万吨，较1999年增长了91.5%。基于国内石油资源比较稀缺的现状，以煤制油成为能源战略的重要举措。

2000年前后，原神华集团用3年时间，在具有我国自主知识产权863催化剂研发的基础上，对世界三大煤直接液化技术（美国HTI工艺、德国IGOR工艺和日本NEDOL工艺）进行对比，最初决定采用美国HTI煤直接液化工艺，后经深入研究发现，该工艺具有较大缺陷，不能保证工业化需要，因此走上了自主研究创新的道路。

2004年6月，具有我国自主知识产权的煤直接液化工艺技术通过评估和鉴定，日耗煤6吨的直接液化实验装置成功稳定运行。同年，在我国最大煤田——神府东胜煤田上，鄂尔多斯煤直接液化生产基地破土动工，并于2008年底建成投产。

2005年大学一毕业就来到项目现场的王喜武，如今已是鄂尔多斯煤制油分公司煤液化生产中心副经理。回顾初建厂时的满目黄沙与沟坎，王喜武感慨，从场地建设到试车再到首次投煤，这个项目“可以说是奇迹”。

据王喜武介绍，该项目从2008年年底原始投煤一次成功运行至今，已经安全稳定运行10年多，各项技术已经成熟，大型设备、核心设备等进口设备绝大部分已实现国产化。

最近3个周期，煤直接液化装置单周期运行时间分别达到420天、410天和415天，而单周期运行时间设计值仅为310天。运行时间大幅超出设计值表明，我国百万吨级煤直接液化项目技术和装备水平日益成熟。

作为世界唯一的煤直接液化制油项目，是否表明该项目复制难度大、限制条件多？王建立表示，以前，现代煤直接液化技术在世界上未实现工业化，主要存在核心工艺及工程化技术开发、关键装备与超大超厚设备制造和系统集成与装置安全稳定长周期运行三大难题，以及大型煤化工水耗大等不利因素。

而目前，难题已经攻克、制约已经突破。我国此项煤直接液化技术已在全世界13个国家申请了专利。经国家发改委委托中国石化联合会综合评估，应用该项专利建设的第一条百万吨级的工业化示范生产线，基本达到了预期的工艺技术指标。

“如今，煤直接液化制油项目工艺技术应用已不存在本质性问题，我们已经掌握了核心技术，可以根据国家发展需要实现快速复制。”王建立说。

海关总署数据显示，2009年我国石油进口依存度超过了50%的国际公认红色警戒线，2015年对外依存度超过了60%，2018年我国原油进口量居全球首位，对外依存度为70.9%。

为国家储备环保科研技术

“煤化工”与“污染”并非相伴相生。国家能源集团煤制油化工有限公司副总经理刘夏明认为，煤化工在控制大气污染物排放方面，具有先天性优势。

和传统的煤炭加工方式——燃煤发电相比较，同样加工1吨含硫量相同的煤，其二氧化硫排放量只有电厂超低排放量的1/5。在氮氧化物（产生PM2.5的主要物质）方面，发电站为空气燃烧，空气中含有大量氮气，产生NOx。

而煤化工为纯氧燃烧，采用空分装置把氧气和氮气分离开，废气中NOx量极少。此外，煤气化的反应温度多在1000摄氏度以上，上百大气压下高温高压全密闭环境运行，不易产生粉尘。

经过煤化工装置排出的二氧化碳浓度极高，一般在95%到98%之间。鄂尔多斯煤制油分公司以煤制氢装置排放的二氧化碳尾气为原料，在厂西约11公里处的封存场地建设了10万吨/年CCS全流程（二氧化碳捕集、液化封存）示范项目。目前已经封存了约30万吨的二氧化碳，技术达到国际先进水平。

王建立表示，对于煤制油而言，环保的难点主要体现在污水处理方面。

“考虑到位于生态环境较为脆弱地区，我们在项目环评报告书中历史性地提出了工业废水‘零排放’的环保要求。建成投产后，通过集成采用先进的污水处理工艺，摸索出‘清污分离、污污分治、分质回用’的治理方法，实现了最高环保目标。”王建立说。

据鄂尔多斯煤制油分公司环保储运中心管理人员王伟介绍，该项目吨油水耗目前已由设计的10吨降到6吨以下（国家能源局标定为5.82吨），是水耗极低的煤化工项目。

煤直接液化制油项目生产水源原核定为地下水，鄂尔多斯煤制油分公司基于保护地下水资源绿色发展的理念，投资2.5亿元建设净水厂，将收集的煤矿疏矸废水经过净化处理，用于煤直接液化生产，实现了煤直接液化先期工程工业水源替代，同时为国家储备了先进环保方面的科研技术，达到了绿色示范的目的。

“环保效应是显著的，环保投入也是巨大的。”刘夏明表示。

煤直接液化制油项目第一条生产线原设计环保投资为8.9亿元，占项目总投资的7.02%。项目建成投运之后，鄂尔多斯煤制油分公司继续投入大量资金用于环保研发、技术创新等方面，陆续新建和改造污水治理及回用、环保设施和污染物治理等项目，至环保验收时，环保投资累计达22.5亿元，环保投资比率提高至15.32%。

开发高端产品市场

在鄂尔多斯的乌兰木伦镇主干道一侧，一座蓝色调的、印着“国家能源集团煤制油”字样的加油站引人注目。据同行人介绍，这是国家能源集团现在唯一一个加油站，其提供车用汽、柴油，油品为煤直接制油产品。

如今，除了中石油、中石化、中海油和中化的加油站，国家能源集团也加入到成品油批发零售大军中。目前，鄂尔多斯煤制油分公司正在稳步推进销售终端网络建设工作。

“使用煤直接液化的油品给机动车加油，车辆尾气污染物排放最多可下降50%左右。”王建立说。

据王建立介绍，由煤基直接液化形成的油品具有区别于石油基油品的独特品质——显著的“一大三高四低”（大比重，高体积热值、高体积比热容、高热安定性，低硫含量、低氮含量、低芳烃含量、低凝点）优异特性，作为普通民用机动车用油，并未发挥出该油品的全部优势。因此，煤直接液化的市场开拓远不止于此。

《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》指出，要在总结鄂尔多斯108万吨/年煤直接液化装置运行实践的基础上，进一步改进和完善溶剂油平衡，开发超清洁汽、柴油以及军用柴油、高密度航空煤油、火箭煤油等特种油品的生产技术。

据悉，依托煤直接液化油品特性开发环烷基油是实现油品增值的重要探索途径。煤直接液化的石脑油经过验证，被认为是世界上最好的芳烃原料，芳烃含量高达76%至78%，且还有提升空间。环烷基原油是世界最宝贵的稀缺原油资源之一，其储量仅占原油总储量的2.2%，总产量约占原油总产量的4.3%。

王建立表示，未来可整合技术资源，开发系列高端产品，优化产品结构，开展煤直接液化白油、低芳溶剂油等产品的研发应用，研究环烷基油在精细化工领域的应用。

此外，煤基直接液化油品是不可多得的优异、清洁油品，具有作为军事和航空航天领域特种油品的潜质，将在能源供给革命中作出突出贡献，应用前景极广。目前，国家能源集团依托煤炭直接液化国家工程实验室成立了航空油品研究室、低凝点油品研究室等科研机构。

去年开始，鄂尔多斯煤制油分公司启动建设了油渣萃取项目，立足研发煤基沥青下游产品。该公司计划以生产出的高级煤基沥青为原料，逐步开展研发高质量、高效益的针状焦、炭黑、高比表面活性炭、道路沥青改性剂、电极材料等系列高端产品相关工作。

煤制油产业发展亟待优化

煤制油产业盈利能力如何？

据刘夏明介绍，成品油成本主要由原料（煤炭）成本和固定成本组成。按目前既有技术水平和指标计算，每3.3吨到3.5吨的标准煤（含煤气化用煤），可生产出1吨成品油。

在煤直接液化制油项目中，以热值5500大卡以上的坑口煤价格370元/吨计，生产1吨成品油的原料成本在1200元左右。

国家能源集团108万吨/年煤直接液化制油项目投产之初，油价在每桶80美金以上，项目每年可有4亿元至5亿元的利润。但在2015年前后，油价下跌，消费税同时相应增加。2015年至2017年，项目连续亏损。

“2018年，随着油价回升，同时新产品陆续研发上市，企业又开始盈利。按照目前的运行成本和消费税政策来看，每桶石油价格55美金时，煤直接液化制油项目第一条生产线就可实现盈利。”刘夏明说。

根据相关政策，高油价时，国家为稳定成品油价格，下调消费税；低油价时，国家为防止过度消费、污染环境，适当上调消费税。

然而，煤制油企业利润完全与国内成品油的价格定价机制、国家消费税的调整思路逆向，国际油价高时，煤制油企业利润高而消费税低，国际油价低时，煤制油企业利润薄还要承担高额消费税，导致企业盈利困难。

据介绍，因项目规划时没有配套煤炭资源，未享受到煤化一体政策优惠，造成鄂尔多斯煤制油分公司经济效益远低于国内配套自有煤矿的煤化工企业。

“建议根据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》中‘煤化一体’的发展导向，为其配套煤炭资源，实行上下游一体化，支持产业可持续健康发展。”王建立说。

此外，在完善煤基直接液化产品链的过程中，煤基直接液化产品标准体系建设和产品的市场推广工作目前尚缺失。

“以油品标准为例，目前国家制定的油品标准，明确指出油品是‘以石油为原料’的，煤基直接液化的油品存在无标准可用的困境。”王建立说。他表示，第二、三条生产线建设将充分借鉴首条线经验，统筹解决首条生产线暂时存在的稳定运行、产品多样化和规模效益等问题，实现煤炭规模化清洁高效利用，推动油品多元化供应，保障国家能源安全。

我国目前投产煤制油项目一览

◆国家能源集团鄂尔多斯18万吨/年煤间接液化制油示范项目

◆国家能源集团鄂尔多斯108万吨/年煤直接液化制油示范项目

◆国家能源集团宁东400万吨/年煤间接液化制油示范项目

◆山东兖矿集团榆林110万吨/年煤间接液化制油示范项目

◆内蒙古伊泰集团16万吨/年煤间接液化制油示范项目

◆山西潞安集团180万吨/年高硫煤清洁高效利用油化电热一体化示范项目

◆山西晋煤集团天溪10万吨/年合成油示范项目

◆云南先锋化工集团20万吨/年煤基甲醇制汽油示范项目

◆陕西延长石油榆林煤化集团15万吨/年合成气制油示范项目