2016年，習(xí)近平總書記在神寧煤制油示范項目現(xiàn)場考察時，發(fā)出了“社會主義是干出來的”偉大號召，并在該項目建成投產(chǎn)時作出重要指示，明確了這一重大項目建成投產(chǎn)對我國增強(qiáng)能源自主保障能力、推動煤炭清潔高效利用、促進(jìn)民族地區(qū)發(fā)展的重大意義。

　　追溯歷史，第二次工業(yè)革命后，內(nèi)燃機(jī)問世，汽車、飛機(jī)制造業(yè)興起，各工業(yè)部門相繼采用以石油為燃料的動力裝置，石油消費(fèi)量顯著增加。上世紀(jì)60年代初，石油（氣）的產(chǎn)量與消費(fèi)量超過煤炭，世界能源進(jìn)入“石油時代”。

　　世界石油消費(fèi)長期位居一次性能源消費(fèi)之首，意味著如今世界經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，在很大程度上依賴于石油生產(chǎn)與供應(yīng)，但世界已探明石油儲量僅為1434×108噸。相比之下，煤炭儲量為9842×108噸，比石油儲量豐富得多。

　　我國每年原油總消費(fèi)量接近6億噸。其中，燃料使用原油2.5億噸左右，化工原料使用原油2億噸左右，其他少量原油作為特種油品使用。而我國每年自產(chǎn)原油不到2.1億噸，存在3.8億噸到3.9億噸的缺口。目前，我國的石油依存度已超過65%。將“煤”轉(zhuǎn)化為“油”，必要性可想而知。

　　煤制油技術(shù)起源于19世紀(jì)的德國，并在日本、法國、美國、加拿大等國家相繼發(fā)展。在我國，改革開放后，特別是上世紀(jì)90年代以來，煤制油技術(shù)受到高度重視，迅速發(fā)展，煤制油技術(shù)工業(yè)化逐漸成熟。

據(jù)悉，“十三五”“十四五”期間，煤制油項目將繼續(xù)進(jìn)行升級示范，增強(qiáng)自主研發(fā)能力，力求全面實(shí)現(xiàn)裝備國產(chǎn)化。

從研發(fā)引進(jìn)到漸成規(guī)模

　　我國是世界上較早有煤合成油工廠的國家之一。

　　1923年至1945年，我國先后兩次從德國購置了一套煤間接液化裝置，煤制油試驗歷時數(shù)年未果。

　　中華人民共和國成立后，恢復(fù)擴(kuò)建了煤制油裝置，1959年規(guī)模最大時有70臺箱式反應(yīng)器，年產(chǎn)油品4.7萬噸，1967年因大慶油田產(chǎn)油而停產(chǎn)。

　　改革開放后，山西煤制油試驗再次上馬。中科院山西煤化所開始進(jìn)行煤制合成汽油的開發(fā)研究，并開發(fā)出兩段法煤制油試驗裝置。

　　上世紀(jì)90年代，國際石油價格很低，煤制油的成本高于進(jìn)口石油，加之當(dāng)時我國已開始大量進(jìn)口石油，煤制油工業(yè)化試驗裝置因經(jīng)費(fèi)問題，在試驗成功后便不再開車。

　　1997年以后，隨著我國石油需求快速增長，煤制油技術(shù)重新得到重視。進(jìn)入21世紀(jì)，煤制油作為接替資源受到普遍關(guān)注。

　　2004年8月，神華集團(tuán)（后重組為國家能源集團(tuán)）擁有自主知識產(chǎn)權(quán)的第一條百萬噸級煤直接液化生產(chǎn)線開工建設(shè)，全國各地紛紛將目光投向這一領(lǐng)域。

　　兗礦集團(tuán)5萬噸/年的間接液化煤制油項目、潞安集團(tuán)和伊泰集團(tuán)各16萬噸/年的間接液化煤制油項目、神華集團(tuán)18萬噸/年的間接液化煤制油項目在“十一五”期間陸續(xù)開工建設(shè)，備受業(yè)內(nèi)矚目。

　　當(dāng)時，除已進(jìn)入國家規(guī)劃的內(nèi)蒙古、云南、黑龍江、陜西等省（自治區(qū)）以外，山西、山東、寧夏等十幾個省（自治區(qū)）紛紛計劃上馬此類項目。

　　但由于煤制油技術(shù)的工業(yè)化尚處于示范階段，且一次性投資巨大，如任由其無序發(fā)展，將導(dǎo)致巨大風(fēng)險。

　　為此，國家發(fā)改委先后下發(fā)了《關(guān)于加強(qiáng)煤化工項目建設(shè)管理、促進(jìn)產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展的通知》《關(guān)于加強(qiáng)煤制油項目管理有關(guān)問題的通知》等文件，力求穩(wěn)步推進(jìn)煤制油產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，規(guī)范投資行為。

　　目前，全國已投產(chǎn)的煤制油年總產(chǎn)能約900萬噸。潞安集團(tuán)共有年產(chǎn)116萬噸的間接液化煤制油項目、伊泰集團(tuán)共有年產(chǎn)216萬噸的間接液化煤制油項目、兗礦集團(tuán)共有年產(chǎn)100萬噸的間接液化煤制油項目、國家能源集團(tuán)共有年產(chǎn)418萬噸的間接液化煤制油項目和年產(chǎn)108萬噸的直接液化煤制油項目。其中，國家能源集團(tuán)煤制油產(chǎn)能約占全國煤制油總產(chǎn)能的60%，并擁有全國唯一的直接液化生產(chǎn)線。

　　兩條煤制油技術(shù)路徑

　　煤和石油都是碳?xì)浠衔铮瘜W(xué)元素基本相同。典型煙煤的氫碳比為0.8左右，而原油的氫碳比為1.76左右。

　　煤液化，即根據(jù)大分子學(xué)說，將煤在高溫高壓條件下裂解，通過化學(xué)反應(yīng)提高煤炭的氫碳原子比，降低氧碳原子比，轉(zhuǎn)化成液態(tài)油（烷烴）和氣態(tài)烴。

　　“煤炭的烴基轉(zhuǎn)化，從技術(shù)上說有三種模式。一是液化，二是氣化，三是碳化。”國家能源集團(tuán)煤制油化工有限公司副總經(jīng)理劉夏明說，“碳化多數(shù)屬于傳統(tǒng)煤化工范疇，液化和氣化多數(shù)屬于現(xiàn)代煤化工范疇。”

　　煤直接液化技術(shù)，是“液化”方式的烴基轉(zhuǎn)化。而煤間接液化技術(shù)，則是通過“先氣化、再液化”的方式進(jìn)行烴基轉(zhuǎn)化，最終合成油品。

　　近年來，中煤科工集團(tuán)、國家能源集團(tuán)、兗礦集團(tuán)和中科合成油公司等都致力于煤制油技術(shù)的開發(fā)和研究，并取得了相應(yīng)成果，相關(guān)硬件、催化劑的開發(fā)也獲得相應(yīng)突破，我國煤制油技術(shù)迅速進(jìn)步。

　　我國煤間接液化技術(shù)，最早由兗礦集團(tuán)引進(jìn)并研發(fā)。

　　1998年，兗礦集團(tuán)開始進(jìn)行煤制油的技術(shù)儲備。當(dāng)時，兗礦集團(tuán)從南非沙索爾公司請回了其副總工程師孫啟文。

　　孫啟文的回國加快了煤間接液化技術(shù)研發(fā)。但因歷史上的企業(yè)決策因素，兗礦集團(tuán)煤間接液化技術(shù)遲遲沒有得到工業(yè)項目的驗證，錯過了技術(shù)推廣的好時機(jī)。

　　2009年，中科院山西煤化所及其后來股份化的中科合成油公司與其他企業(yè)合作建設(shè)了3個煤間接液化工廠。同年，神華集團(tuán)煤制油化工公司成功研制間接液化費(fèi)托合成催化劑，并在間接液化裝置上成功應(yīng)用。

　　“煤間接液化技術(shù)較多，國內(nèi)有兗礦的、山西煤化所的、中科合成油的，國際上還有南非沙索爾的。”劉夏明說。

　　目前，我國多數(shù)間接液化煤制油項目采用脫胎于中科院山西煤化所中科合成油公司開發(fā)研究的技術(shù)。

　　我國煤直接液化技術(shù)，由國家能源集團(tuán)自主開發(fā)。

　　2000年前后，神華集團(tuán)用3年時間，在煤炭科學(xué)研究總院863催化劑的開放基礎(chǔ)上，對世界三大煤直接液化技術(shù)（美國HTI工藝、德國IGOR工藝和日本NEDOL工藝）進(jìn)行對比，決定采用美國HTI煤直接液化工藝，并對工藝流程進(jìn)行改進(jìn)。

　　2004年6月，具有我國自主知識產(chǎn)權(quán)的煤直接液化工藝技術(shù)通過評估和鑒定，日耗煤6噸的直接液化實(shí)驗裝置試驗成功。同年，在我國最大煤田——神府東勝煤田上，神華集團(tuán)鄂爾多斯煤直接液化生產(chǎn)基地開工建設(shè)，并于4年后建成投產(chǎn)。

　　目前，我國此項煤直接液化技術(shù)已在全世界13個國家申請了專利技術(shù)。“經(jīng)國家發(fā)改委委托中國石油和化學(xué)工業(yè)聯(lián)合會評估，應(yīng)用該項專利技術(shù)建設(shè)的第一條百萬噸級的工業(yè)化示范生產(chǎn)線，基本達(dá)到了預(yù)期的工藝技術(shù)指標(biāo)。總工藝流程在未來一段時間里不會發(fā)生較大變化，除非有更加高效的催化劑產(chǎn)生。”劉夏明說。

　　隨著神寧、潞安、伊泰等百萬噸級煤間接液化工廠的陸續(xù)建成投產(chǎn)，該技術(shù)的應(yīng)用也逐漸趨于成熟。

　　從開始研究煤制油技術(shù)到現(xiàn)在，我國建立了具有國際先進(jìn)水平的科學(xué)實(shí)驗室，專門負(fù)責(zé)煤炭液化和液化油提質(zhì)加工等方面的研究，并培養(yǎng)了一支專業(yè)的科研隊伍。

　　環(huán)保投資占比一成左右

　　煤化工在控制大氣污染物排放方面，具備先天性優(yōu)勢。

　　和傳統(tǒng)的煤炭利用方式——燃煤發(fā)電相比較，同樣加工1噸含硫量相同的煤，其二氧化硫排放量只有電廠超低排放量的1/5。在氮氧化物方面（產(chǎn)生PM2.5的主要物質(zhì)），發(fā)電站為空氣燃燒，空氣中含有大量氮?dú)猓a(chǎn)生氮氧化物。而煤化工為純氧燃燒，采用空分裝置把氧氣和氮?dú)夥蛛x開，廢氣中氮氧化物含量極少。此外，煤化氣的反應(yīng)溫度在一千攝氏度以上，在上百大氣壓下、高溫高壓全密閉環(huán)境中運(yùn)行，不易產(chǎn)生粉塵。

　　經(jīng)過煤化工裝置排放的廢氣，二氧化碳濃度極高，一般在95%到98%之間。國家能源集團(tuán)在鄂爾多斯煤制油廠區(qū)建設(shè)了中國首個CCS（二氧化碳捕集和封存）項目，目前已經(jīng)封存了約30萬噸的二氧化碳。“二氧化碳濃度越高，越有利于二氧化碳的高效捕集。”劉夏明說。

　　劉夏明認(rèn)為，對于煤制油而言，環(huán)保方面最大的難點(diǎn)是污水處理。無論是直接液化還是間接液化，均會產(chǎn)生一定量的高濃度有機(jī)廢水，處理難度較大。

　　“但區(qū)域特點(diǎn)又決定了我們沒有排放廢水的條件，需要實(shí)現(xiàn)水資源循環(huán)利用。經(jīng)過數(shù)年的技術(shù)攻關(guān)，直接液化煤制油項目已基本實(shí)現(xiàn)這一目標(biāo)，但也付出了較大的經(jīng)濟(jì)代價。”劉夏明說。

　　在煤間接液化方面，以神寧年產(chǎn)400萬噸煤制油示范項目為例，由于國家環(huán)保指標(biāo)提升，很多技術(shù)在新標(biāo)準(zhǔn)下達(dá)不到要求，新的環(huán)保技術(shù)正在開發(fā)。據(jù)神寧集團(tuán)煤制油分公司總工程師黃斌介紹，以低溫甲醇洗的尾氣排放為例，總硫要求占比百萬分之一，而根據(jù)早期數(shù)據(jù)，能控制在百萬分之二十以內(nèi)“已經(jīng)很好了”。

　　開發(fā)新技術(shù)，既要控制投資和運(yùn)行成本，還要保證達(dá)標(biāo)，難度可想而知。“示范項目之所以叫‘示范’，就是需要一個研發(fā)、探索的過程。”黃斌說，“目前看來該項目運(yùn)轉(zhuǎn)良好。”

　　近年來，煤化工項目在環(huán)保方面技術(shù)飛速進(jìn)步。但與之相對應(yīng)的，是大量的環(huán)保投資。

　　據(jù)悉，一般的煤化工項目在環(huán)保方面的投資占項目總投資的7%到15%，環(huán)保投資成為煤化工產(chǎn)品成本的重要組成部分。

　　探尋煤制油發(fā)展空間

　　按目前既有技術(shù)水平和指標(biāo)計算，每3.3噸到3.5噸的標(biāo)準(zhǔn)煤，可生產(chǎn)出1噸成品油。

　　成品油成本主要由原料（煤炭）的價格和固定成本組成。以直接液化煤制油項目為例，以熱值5500大卡以上的坑口煤價格為370元/噸計，生產(chǎn)1噸成品油的原料成本約1200元。

　　國家能源集團(tuán)年產(chǎn)108萬噸直接液化煤制油項目投產(chǎn)之初，油價在每桶80美金以上，項目每年有4億至5億元的利潤。但在2015年后，油價下跌，消費(fèi)稅相應(yīng)增加。2015年至2017年，項目連續(xù)虧損。

　　“今年7月之后，隨著油價回升，企業(yè)開始盈利。按照目前的運(yùn)行成本和消費(fèi)政策來看，每桶石油價格60美金時，直接液化煤制油項目可實(shí)現(xiàn)盈利。”劉夏明說。

　　根據(jù)相關(guān)政策，高油價時，國家為穩(wěn)定成品油價格，下調(diào)消費(fèi)稅；低油價時，國家為防止過度消費(fèi)、污染環(huán)境，適當(dāng)上調(diào)消費(fèi)稅。

　　然而，成品油消費(fèi)稅不適用原油以外來源的其他油品。以煤制油為例，國際油價高時，煤制油企業(yè)利潤高而消費(fèi)稅低；國際油價低時，煤制油企業(yè)利潤低，同時還要承擔(dān)高額消費(fèi)稅，企業(yè)生存困難。

　　據(jù)介紹，在原油低價位水平運(yùn)行情況下，要避開油品的高額消費(fèi)稅，進(jìn)一步提升煤制油項目的經(jīng)濟(jì)性，須延伸產(chǎn)業(yè)鏈，增加高附加值化工產(chǎn)品的種類。全球第一家煤制油工業(yè)化、規(guī)模化的南非沙索爾公司已經(jīng)有一些成功的經(jīng)驗。目前我國各煤制油項目也正在按照這個思路積極探索推進(jìn)。

　　值得注意的是，全國目前投產(chǎn)的煤制油項目，總體量不到1000萬噸。《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》提出，“十三五”期間，煤制油生產(chǎn)能力達(dá)到1300萬噸左右。而我國每年自產(chǎn)原油2.1億噸不到，缺口為3.8億噸到3.9億噸。

　　“和3.8億噸的缺口相比，1000多萬噸的煤制油體量很小。但正如溫家寶總理當(dāng)年在直接液化煤制油項目現(xiàn)場視察時指出的那樣，‘在國家需要時用得上’。”劉夏明說，“應(yīng)充分發(fā)揮人工合成油低硫、低凝點(diǎn)、大比重等優(yōu)勢，開發(fā)特種油品。”

　　據(jù)悉，目前在航空煤油、火箭燃料等方面，人工合成油應(yīng)用已經(jīng)取得階段性成果。

　　煤化工發(fā)展尚待全面

　　烯烴和芳烴，是三大合成材料（合成塑料、合成纖維、合成橡膠）的基礎(chǔ)原料。一個國家石油化工的水平，通過烯烴和芳烴這兩種基礎(chǔ)原料來衡量。

　　“煤化工技術(shù)在中國取得了革命性突破，但發(fā)展尚不全面。”劉夏明坦言。劉夏明所指的不全面，一方面是煤制油和煤制烯烴的體量不夠大，且彼此關(guān)聯(lián)不足。石化行業(yè)目前已實(shí)現(xiàn)千萬噸級的煉油和百萬噸級烯烴的“煉化一體化”，而煤化工行業(yè)尚不具備此條件。

　　另一方面，雖然我國煤化工項目在煤制烯烴、煤制油方面有所突破，但在煤制芳烴上的技術(shù)還未取得根本性突破。合成原料受限，導(dǎo)致下游合成產(chǎn)品較為單一，煤化工行業(yè)同質(zhì)化產(chǎn)品競爭激烈，尚未實(shí)現(xiàn)多元化發(fā)展。

　　除此之外，目前我國煤化工產(chǎn)品以固體產(chǎn)品為主，液體產(chǎn)品較少，生產(chǎn)出的油品就近銷售或消耗，很難外運(yùn)。市場在東南沿海，產(chǎn)地在西北地區(qū)，這給液體產(chǎn)品的運(yùn)輸帶來不便。

　　和煤化工產(chǎn)地與市場一樣逆向分布的，還有水資源和煤炭資源。我國煤炭資源集中在中西部的山西、內(nèi)蒙古和陜西等地，為干旱或半干旱地區(qū)，水資源匱乏。

　　數(shù)據(jù)顯示，年產(chǎn)100萬噸的直接液化煤制油項目，日需水約為2萬立方米。年產(chǎn)150萬噸的間接液化煤制油項目，日需水約為5萬立方米。煤制油技術(shù)的產(chǎn)業(yè)化受水資源的約束。

　　目前，在我國西部地區(qū)，只有寧東煤制油基地初具規(guī)模。寧東煤化工基地規(guī)劃面積3000多平方公里，環(huán)境容量目前已經(jīng)飽和。

　　在設(shè)備國產(chǎn)化方面，部分精密儀表、自動化控制系統(tǒng)等，目前仍需從國外引進(jìn)。

　　“我們國家差就差在材料工藝上，尤其是一些高強(qiáng)度、高耐磨性、耐低溫的材料。”劉夏明說，“但經(jīng)過幾十年的發(fā)展，煤制油項目在開車過程中和國內(nèi)的裝備制造業(yè)相互配合，國產(chǎn)化率已大幅提升。”

　　據(jù)悉，我國煤直接液化技術(shù)的設(shè)備國產(chǎn)化率達(dá)95%以上，煤間接液化技術(shù)的設(shè)備國產(chǎn)化程度相對更高。