我国发展煤制油的可行性和前景分析

□张扬健

我国发展煤制油的可行性和前景分析

□张扬健

我国发展煤制油项目的重要意义

目前，全球可采石油储量的38%以上分布于中东，17.3%和16.5%分布于前苏联和北美地区，欧洲不足4%。我国化石能源资源在世界已探明储量中，石油占1.7%，天然气占0.9%，煤炭占15%，呈现“缺油、少气、多煤”的资源状况。高速发展的经济导致石油需求快速增长，而我国原油产量增长缓慢，1999年原油产量为1.6亿吨，到2009年原油产量为1.89亿吨，巨大的石油供应缺口只能依靠进口。我国石油（包括原油、成品油、液化石油气和其他石油产品）净进口量增长迅速，1999年净石油进口量为0.48亿吨，到2009年石油净进口量达到2.19亿吨；1999年石油对外依存度为22.74%，到2009年石油对外依存度达到了53.68%（见下页图），对外依存度越来越高，严重威胁着我国的石油安全。而高企的国际油价，更是给我国社会经济运行带来严重影响。

我国政府十分重视能源多源化问题，大力推进多元化替代石油能源的技术和产业开发。目前，石油替代技术开发集中在煤制油、煤制烯烃、生物柴油、燃料乙醇等领域。由于我国土地资源有限而粮食又处于紧平衡状态，生物柴油和燃料乙醇产业难有大的发展，石油替代主要还得依靠煤制油和煤制烯烃，这给煤制油产业带来了前所未有的机会。

我国煤制油项目可行性分析

煤制油项目的前景是可以预见的，由煤制成的液体燃料也必将在液体燃料领域中占有相当重要的份额。以下从资源、技术和经济角度分析煤制油项目的可行性和前景。

1.资源问题

资源要素主要包括煤炭资源和水资源。煤直接液化法生产1吨油品需要煤炭3～4吨，煤间接液化法生产1吨油品需要煤炭5～7吨。如果按照煤直接液化法生产1吨油品需要煤炭4吨以及煤制油工厂50～100年的寿命计算，对应年产300万吨油品的煤制油工厂原煤总计需求为6亿～12亿吨。假定煤炭的可采系数按50%计，配套煤矿的探明储量应当不少于12亿～24亿吨。如果采用间接液化法煤制油，则需要更多的煤炭。煤制油工艺需要消耗大量的水，煤直接液化法生产1吨油品需要消耗8吨至9吨水，SASOL公司所采用的间接液化方式，耗水量更是直接液化法的1.5倍。所以发展煤制油项目必须考虑配套的煤矿资源和水资源情况。

根据第三次全国煤田预测资料，我国垂深2000米以内的煤炭资源总量为55697.49亿吨，其中探明保有资源量10176.45亿吨。我国煤炭资源较为丰富，拥有多个煤炭资源丰富的煤炭基地，这为我国发展煤制油产业提供良好的煤炭资源条件，但煤产区大多处于干旱和半干旱的中西部地区，可用水的数量和时间等均需要仔细考证。

2.技术可行性分析

煤制油有直接液化和间接液化两种技术路线。在全球范围内，大规模工业化生产的也只有南非沙索公司的间接液化技术；在直接液化技术中，美国、德国、日本均号称拥有成熟的技术，但均未有大规模工业化生产的例子。

在煤间接液化技术路线上，采用国外技术，无论是沙索公司或者壳牌技术，最大优点是成熟可靠，而缺点是引进费用高，使项目总体造价可能大幅度上升。而采用国内自主研发技术最大缺点是，工程放大存在一定风险，放大倍数越大，风险也越大。好处是项目总体造价可以大幅降低。

我国神华集团、潞安矿业集团、内蒙古伊泰集团和兖矿集团在煤制油项目上从催化剂到煤制油工艺等方面都有着丰富的技术基础和较为雄厚的人才基础，煤制油中试及工业化示范运行取得了初步成果。当前煤制油所面临的最大的问题是缺少大规模工业化生产所需要的经验和技术积累，即如何规避大规模生产过程中产生的风险以保证装置安全平稳运行。

煤制油需要消耗大量煤炭和水资源，同时排放大量的二氧化碳和污染物，面临巨大环保压力。因此，在当前二氧化碳减排呼声日益高涨的形势下，发展煤制油产业将面临二氧化碳减排的压力。煤制油项目必须经过严格环境影响评价。

神华煤制油等项目就处于大规模工业化示范的阶段，它的意义在于为国内发展这一产业开辟一条途径。

3.经济效益分析

投资巨大的煤液化项目是否有竞争力取决于煤价与原油价格的差距。对煤炭液化工程经济效益影响最大的是四个因素：一是油价，二是投资额，三是工厂的开工率，四是原料价格（包括煤、水、电）。

项目投资较大。煤液化是资金密集型项目，要达到比较好的收益，至少油品规模产量要达到100万吨/年，这大约需要100亿元的投资额。应当说从国家的决策层到各个投资企业，对煤制油项目的投资都是持相当谨慎的态度。

神华集团直接液化煤制油项目在立项之初，按每生产1万吨成品油需要投资7000万～8000万元人民币测算，盈亏平衡点为原油每桶17美元。尽管在初步设计后，将投资上调到了生产1万吨成品油需要1亿～1.2亿元，若原油价格按照40美元/桶来测算，则100万吨规模的煤制油项目收益率为15%，从经济上看是可行的。

国际油价波动对煤制油项目效益有直接影响。当原油价格上涨时，煤制油项目竞争力相对变强，反之，竞争力变差。而国际原油价格受多种因素影响，波动相当大。因此，在对煤制油项目进行开发时，必须对未来可能出现的低油价有所考虑。

初步研究表明，如以项目税后的内部收益率12%为参考基准，当煤价为150元/吨时，煤制油项目的竞争力相当于原油28美元/桶；当煤价为300元/吨时，煤制油项目的竞争力相当于35美元/桶。

煤炭价格的影响。由于原煤的费用占了总可变成本费用的80%以上，因此原煤的价格对项目的经济效益影响也比较大。研究表明：煤炭价格每升高50元/吨，项目内部收益率要降低1.4%～1.5%左右，相当于成本增加了约150元/吨油（直接液化法）或250元/吨油（间接液化法）。

煤制油项目启动之初，煤价非常低廉。当时的一组测算数据是：褐煤价格按150元/吨，烟煤价格按180元/吨计算，煤液化燃料生产成本约在2000元～2400元/吨；煤价上升到350元/吨，生产成本上升到2810元～3020元/吨。

目前包头地区发热量5600千卡/千克的烟煤车板价为450元/吨左右，坑口价将更低；内蒙古褐煤坑口价仅在200元～250元/吨之间，而WTI原油价格平均高达89美元/桶，煤制油项目将有较大的盈利空间。神华等大型煤炭企业还拥有成本低廉的坑口价格优势，也就获得了巨大的成本优势。

综上所述，我国煤炭资源丰富而煤炭价格相对较低，神华集团在煤直接液化方面，潞安矿业集团、内蒙古伊泰集团和兖矿集团在煤间接液化方面具有较丰富的技术积累和工业化示范运行经验。我国煤制油项目虽然缺乏大规模工业化生产经验，但风险可控，工业化中遇到的问题可以不断克服。另外，相对于不断上涨的国际原油价格，我国煤制油具有较低的成本优势，煤制油产业应该具有发展前景。

但煤制油项目投入较大，还面临水资源和环境影响评价等问题以及缺乏明确的政策支持，所以煤制油立项也必须谨慎。

十建公司承建的内蒙古神华煤制油装置。邹庭龙 摄