煤制油分析和建议

煤基合成燃料的分析和建议

摘自钱伯章编著的《醇醚燃料与天然气及煤基合成油技术与应用》，其中对成本分析的内容值得借鉴。

（1）2003年以来油价高企牵动各方神经。从2004年以来，国际油价从30美元/桶最高涨到100美元/桶以上，原油高价位运行将使以煤制油成为一个长期性的战略问题而被受到世界关注。

但截至2009年6月，徘徊在70美元/桶的国际油价令国内煤化工“钱”景不明，包括煤制油、煤制烯烃等高投入、高能耗项目陷入进退两难的境地。煤化工行业正从盲目投资的过热状态回归理性，中国仍将严格限制煤制油项目。

煤制油项目仍然具有良好的经济效益，以项目税后的内部收益率12%为参考基准，当煤价为150元/t和300美元/t时，煤制油项目的竞争力分别相当于28美元/t桶和35美元/桶。而神华等大型煤炭企业拥有成本低廉的坑口煤，价格远远不到市场平均水平，其煤制油项目仍能获得大的成本优势。

（2）据统计，2007年全球石油探明储量为1686亿t，储采比为41.6年。但2007年世界煤炭探明储量8415.02亿t，储采比为133年。中国也拥有丰富的煤炭储量，我国煤炭探明储量为1145亿t（占世界13.5%），储采比45年。而我国石油探明储量21亿t，储采比为11.3年。常规能源向煤炭倾

斜已成为世界和我国的重要趋势。

资料显示，我国煤的储藏量为6872亿t，居世界第三位，占世界总量的11%，但人均储藏量只占世界平均水平的60%。美国煤储量占世界总储量的23%，每年产煤10亿t，在能源消费中占27.4%，2006年中国煤炭产量高达23亿t，煤炭消费占能源消费总量的70%。不过，也应该清醒地看到，中国只能成为世界产煤大国，但无论与美国相比还是世界人均占有量相比，中国都不能成为一个煤炭资源丰富的国家。

（3）据预测，到2020年，我国油品短缺在2亿t左右，除1.2亿t需进口外，煤制油技术可解决6000万~8000万t 以上，投资额在5000亿元左右，年产值3000亿~4000亿元，其中间接液化合成油可生产2000万t以上，投资约1600亿元，年产值1000亿元左右。

从经济效益层面看，据原测算，建设规模为50万t/a 的煤制油生产企业，以原油价不低于25美元的评价标准，内部收益效率可达8%~12%，柴油产品的成本价格可控制在2000元/t以内。而此规模的项目投资需45亿元左右。目前油价高走，情况相应变化。

中国生产成本相对较低的煤炭，我国煤炭产地成本每吨约200元人民币，在世界油价已高于100美元/桶（目前为70美元/桶）的情况下，发展煤制油在中国仍具有竞争性。（4）煤制油商业化突破政策瓶颈。继神华煤制油化工有限

公司、神华鄂尔多斯煤制油分公司获得成品油批发经营资格后，伊泰旗下煤制油公司于2010年2月下旬也宣告获得成品油批发经营资格。这对新型煤化工产业发展意义重大，虽然神华和伊泰的煤制油项目都还未宣告进入商业运营，实际产出也不多，但成品油批发资质的获得意味着煤制油已跨越商业化的政策门槛。

伊泰持股80%的煤制油公司2009年累计生产各类油品24410t，利用余热的发电装置累计发电1539万kW·h，年度亏损67.45万元。伊泰煤制油公司正在进行48万t/a煤基合成油项目（一期16万t）的试生产。该项目2009年9月17日产出合格成品油，实现了装置负荷为60%~80%的长周期运转。截止2009年底，各装置已稳定运行了2500多小时，日平均出油量达320多吨，主要产品包括柴油、石脑油和LPG （液化石油气）。

神华集团的100万t煤制油项目如果实现稳定运营并达产后，那么每年可投放到市场的商品量约为71万t柴油、25万t石脑油和10万t LPG.

2009年12月底，我国煤间接液化自主技术产业化首个项目潞安集团16万t煤基合成油示范项目正式出油，出油装置的主要产品包括柴油、石蜡、石脑油等。

(5)煤炭间接液化在南非已有成熟的工业应用经验，美国正在建设规模为每天生产5000桶油品的煤炭间接液化示范工厂。

煤炭间接液化所依赖的煤炭气化技术和费-托法合成技术均比较成熟，虽然这两项技术可在国内扩大工业化经验基础上，并与采用国外技术，如壳牌公司和GE能源公司的煤炭气化技术以及南非沙索公司的费-托法合成技术相结合，建设2~3套工业化示范装置，在取得成功经验后再进一步推广应用。

(6)目前，煤炭直接液化在国外尚无工业化生产装置，年产油品500万t的神华液化项目建成后，成为世界上第一套煤直接液化的商业化示范装置。山西潞安16万t/a煤基合成油示范长也将投产。国内外均无成功的工业化经验可供借鉴，我国目前不宜进一步扩大建设规模或再新建装置，应待示范装置经考核后再考虑推广事宜。

（7）我国的煤炭资源和水资源呈“逆向分布”，在煤炭丰富地区水资源一般相对缺乏，因此，大规模的煤制油将会受到水资源的硬性约束。煤制油项目在生产过程中需好用大量水，而我国煤主产区大处在干旱、半干旱的中部、西部地区。水资源是煤化工产业发展的重要制约因素，我国水资源远低于世界平均水平。主要煤炭产地人均水资源占有量和单位国土面积水资源保有量仅为全国水平的1/10。大型煤化工项目年用水量通常高达几千万立方米，吨产品耗水在10t以上，相当于一些地区十几万人口的水资源占有量或100多平方千米国土面积的水资源保有量。以呼和浩特、包头、鄂尔多斯

为例，这些地区煤化工发展势头非常强劲。随着一批大项目的开工，自备电厂的建设速率突飞猛进，对水资源的要求也越来越紧迫。而该地区的水资源量只占全区的9.22%，且大部分已被开发利用。例如，山东兖矿集团高硫煤年产50万t 甲醇装置，每天耗水量3万m3（当然部分可用循环冷却水），相当于所在邹城市一天的实际用水量，而与该项目用水井不足300m元的邹城市最大的供水厂，3年前挖的水井与刚建厂时挖的水井相比，井深已经从300m挖深到了600m。山西晋城市地下水资源量仅为1.7亿m3，而目前每年地下水开采量已达0.97亿m3，占资源量的57%.地下水的超采和补给的不足使地下水位急剧下降。就是这有限的水资源中，农业用水比例高达93.32%。鄂尔多斯市的取水指标是7亿m3，可置换的工业用水指标为1.3亿m3。而目前30个投资10亿元以上的项目就急需落实3亿m3的用水量。因此对煤制油项目的用水负荷应有冷思考的准备。煤制油对水资源需求量很大，吨产品耗水在10t以上，中国的淡水资源贫乏，山西、陕西、内蒙古更是中国缺少严重后的地区，这些地区上马煤制油，无疑将加剧水资源的日益紧张。遇到持续干旱，有可能会影响到装置的正常运行。

煤制油每吨油耗水10t，国内煤矿多在缺水的北方地区，而且煤转化过程能效损失达50%左右。因此，今后国家仍应严格限制煤制油项目。