中国煤制油产业发展现状与前景分析

长期以来，富煤、少油、有气的能源勘探现状造成我国液体燃料总体匮乏。随着原油供应紧张、价格高涨，近期国内不少地区油荒不断，能源安全面临考验。与此同时，国内要求发展煤制油产业的呼声日益高涨，争议也是此起彼伏。专家认为，面对已有近８０年历史的煤制油技术，我国发展这一产业存在风险，但战略意义非比寻常。

——国内外煤制油技术发展情况简介

据对内蒙古伊泰集团煤间接制油示范项目提供技术帮助的中国石化集团宁波工程有限公司副总工程师、教授级高工唐宏青介绍，煤制油分为合成油（间接液化）和直接液化制油两种工艺路径，合成油是指将煤通过气化、脱硫、净化、催化等工序制取油的技术。早在上世纪２０年代，德国科学家即发现利用铁催化剂合成气可制备液态燃料。１９３４年，德国鲁尔化学公司开始兴建第一个以煤为燃料的合成油工厂，设计年产４０００万升。至二战结束，德国共兴建了９处合成油厂，总产量达５７万吨。

   　同期，法国、日本等国也先后兴建了５处合成油工厂，年总生产能力３４万吨。二战期间及此后，这些工厂或被炸毁，或因无法与石油企业竞争而关闭。富煤的国家南非，上世纪中期长期受到国际社会的政治和经济制裁，缺乏石油供应，被迫发展煤制油技术。１９５５年，ＳＡＳＯＬ的第一家煤制油工厂投产，１９８０年和１９８２年又分别兴建了两家同样的工厂，并不断完善煤间接制油技术。目前，ＳＡＳＯＬ公司年生产产油品、化学品７６０多万吨，是全球规模最大的煤制油企业。

   　煤直接液化制油工艺是将煤磨成粉后，与液化重油一起制成煤浆，然后通过高温、高压和催化，通过加氢裂化使煤中的有机物直接转化为液体燃料和其他化工产品的技术。在１９１３年，德国科学家就研究并获得了世界首个煤直接液化技术专利。１９２７年，德国建立了全球首个煤直接液化厂，这被化学界称为第一代煤直接液化技术。随后在１９３６年至１９４３年，德国先后又有１１套煤直接液化装置投产，１９４４年的直接液化能力达到４２３万吨，满足了当时德国２／３的航空燃油和５０％的车辆用油，这些工厂部分在战争期间被炸毁，其余的则因成本高而关闭。

   　第二代煤直接液化技术出现在１９７３年石油危机后，能源消耗大国开始重新重视煤直接液化技术，相继开发出了多种新工艺，均完成了中试，但因成本高、投资大未实现工业化。目前，国际上正在开发的为第三代煤直接液化技术。

   　鲜为人知的是，我国曾是世界上较早有煤合成油工厂的国家之一。据唐宏青介绍，１９３７年，日本在锦州石油六厂引进了德国煤制油技术，项目于１９４３年投产，１９４５年日本战败后企业停产。新中国成立后，我国重新恢复和扩建了锦州煤制油装置，１９５９年规模最大时有７０台箱式反应器，年产油品４．７万吨，１９６７年因大庆油田发现而停产。

　　——我国煤制油的技术瓶颈已经打破

据海关总署公布的数据，２００７年上半年，我国原油、成品油进口量分别达８１５４万吨和１８０５万吨，进口依赖率达４７％。下半年以来，进口量不断创下新高，原油价格每桶最高一度接近１００美元。

近期，我国汽油、柴油的出厂价每吨上调了５００元，尽管中石油、中石化被要求稳定市场供应，但部分城市短期内仍出现了无油可加的局面，拓展液体能源供应渠道已较为紧迫。

　　建国以来，中国科学院原大连石油研究所、山西煤炭研究所都进行了千吨级合成油中试装置研究，并不断获得突破。上世纪５０年代，中科院还曾开展煤直接液化制油技术，并兴建了年产０．５万吨的试验工厂，因大庆油田产油停产。　上世纪７０年代以来，我国重新开始进行煤直接液化技术研究，近年来技术工艺获得了突破，培养了一支科研队伍。２００２年８月，神华集团煤直接制油项目获国务院批准立项，并列为国家重大能源战略工程，标志着我国煤制油技术达到了新高度。

近年来，我国煤制油技术进步迅速。中科院山西煤炭化学研究所研究员、煤转化国家重点实验室副主任兼“煤变油”项目首席科学家李永旺透露，近年来，中国煤炭科学研究院、神华集团、中科院山西煤炭化学研究所、兖矿集团等企业、科研单位陆续研发出煤直接液化、间接液化制油技术，中试也获得成功，相关硬件、控制软件、催化剂开发也获得突破。

   　中科院山西煤炭化学研究所的１０００吨级装置中试结果显示，利用间接液化工艺制油的成本与国际水平相当甚至更低。据李永旺介绍，技术获得突破后，每桶近年来，全球最大的煤制油企业南非ＳＡＳＯＬ公司接待我国考察人员时，各技术环节已不再设置禁区，并频繁派人到我国进行交流。从理论、技术和中试结果看，我国已全面掌握煤制油核心技术，产业化时机已经成熟。

   　——近期与中远期我国煤制油产业发展规模分析
   　随着原油供应紧张，我国兴建煤制油项目的热情和呼声都在高涨。２００４年以来，位于内蒙古鄂尔多斯市的神华集团、伊泰集团煤制油示范项目进展顺利，目前已进入最后攻坚阶段。这两个项目规划总规模分别为５００万吨和４８万吨，至２００７年底，神华集团首条１０８万吨直接制油和伊泰集团首条１６万吨间接制油的生产线将基本建成，２００８年将进行试生产。

同时，兖矿集团、潞安矿业集团等企业建设的其他５个示范项目也在加紧实施，预计近两年内将陆续进入试产阶段。目前中科院山西煤炭化学研究所均在对神华集团、伊泰集团、潞安矿业集团等示范项目提供技术支持。首批示范项目成功后，将推动我国百万吨级以上的煤制油自主技术产业化。

此外，兖矿集团１００万吨规模的煤间接液化制油项目建设成功后，将是直接进入百万吨级技术的煤间接液化制油项目。伊泰集团、潞安矿业集团示范项目的后续规划也都在拟定，规划年产能都在３００万吨经济规模以上。

   　但是，初具轮廓的煤制油产业目前也有盲目规划的风险。记者采访了解到，除首批７个国家示范项目外，内蒙古、陕西、河南、安徽、宁夏、贵州、新疆、黑龙江、山西等省、自治区也都在筹备或规划其他的煤制油项目，部分地区规划的项目甚至不止一个，规模从几十万吨至上百万吨不等。专家预计，按目前的发展态势，至２０２０年左右，我国煤制油产业规模将达到０．３亿－０．５亿吨。

　　——煤制油产业面临的风险与机遇分析

   　液体燃料匮乏严重威胁我国能源安全。当前发展煤制油产业，有技术、有需要，可为保障国家能源供应提供新途径，使我国石油对外依赖率大幅下降。但是，煤制油项目技术，每１万吨产能的投入在１亿元左右，投入太大，加上我国尚无自主技术产业化的经验，技术上也存在风险，例如一条１６万吨的煤间接制油生产线如果失败，损失将在５亿－７亿元左右，百万吨制油装置投资超过１００亿元，如有闪失则损失巨大。

此外，还有观点指出煤制油的市场风险也比较大。我国煤炭资源虽然总量较大，但１３亿人平均下来，人均资源量在全球属较少的国家，间接和直接制油技术生产一吨油品，分别消耗煤炭３．５吨和４．２吨左右，资源利用率分别低于３０％和５０％，不仅资源消耗大，利用率低还导致严重的浪费。生产一吨油品耗水超过１０吨，废气等污染也远高于一般炼油项目。由于美国等发达国家未大规模发展煤制油产业，有观点甚至认为煤制油是“技术陷阱”。

　　任何新事物受到质疑甚至反对都是正常的，认知需要过程。据李永旺介绍，从国家整体能源战略层面看，煤制油有着非同寻常的战略意义、长期效益、政治意义，而且污染问题通过采用技术革新和清洁生产工艺是可以克服的。

关于技术风险问题，国际上在二十世纪二三十年代已大规模实现煤制油工业化，眼下我国的化学技术、工业装备比当年大大提高，技术风险低，产业化周期也将大为缩短。

关于市场风险问题，按当前的煤炭坑口价格综合测算，煤直接、间接液化制油示范项目每桶油品的成本在３５美元至３８美元左右。李永旺分析说，如果达到３００万吨的最佳经济规模，以１５０元至２００元的煤炭坑口价计算，每桶油品的成本将降至３０美元左右，尤其是正在研制的第五代催化剂成功后，催化效率预计还将提高３０％左右，成本将进一步降低。

——专家为发展煤制油产业提出建议
　　有关专家指出，尽管我国发展煤制油产业已有技术和市场需求，但仍要科学、稳步推进，避免一哄而起。

   　第一，煤制油产业尽管已有近８０年的发展历程，但对我国而言仍是全新产业，当前我国大量缺乏技术、运营等方面的经验和人才，科研机构必须做好支持工作，建议国家予以科研、人才培养方面的支持。

   　第二，严格落实国家限批的规定，先做好示范，示范项目的规模也应先小后大。据介绍，十几万吨的工业装置投入小，一次试车的花费在２０００万至３０００万元，企业有消化能力。百万吨级装置投入高达上百亿元，一次试车花费就多达两三亿元，如有闪失则损失巨大。例如，如果首条生产线失败，伊泰集团总体上约损失６亿至７亿元，金额较大，一般企业很可能大伤元气。

   　第三，测算显示，当前３００万吨是煤间接液化制油项目的经济规模。目前，示范项目的后续规划规模都在百万吨以上，其中伊泰集团为５００万吨、潞安矿业集团５２０万吨，徐州矿业集团等企业规划的项目都为３００万吨。随着技术、生产经验的积累，煤制油由产业示范向大规模产业化过渡后，小企业无法生存。

　　第四，煤制油项目耗煤量大，低煤价是赖以发展的基础。首批示范项目都位于依托大型煤炭企业兴建，处在大煤田的核心地带。因此，今后规划产业发展时仍需坚持坑口原则，实行煤、油联产，煤炭至少应能满足制油项目３０年至５０年的需求，以最大可能地降低成本，提高抵御市场风险能力。特别需要提出的是，在非煤炭富集区不宜建设同类项目。