我國發展煤制油的可行性和前景分析

□張揚健

我國發展煤制油的可行性和前景分析

□張揚健

我國發展煤制油項目的重要意義

目前，全球可采石油儲量的38%以上分布于中東，17.3%和16.5%分布于前蘇聯和北美地區，歐洲不足4%。我國化石能源資源在世界已探明儲量中，石油占1.7%，天然氣占0.9%，煤炭占15%，呈現“缺油、少氣、多煤”的資源狀況。高速發展的經濟導致石油需求快速增長，而我國原油產量增長緩慢，1999年原油產量為1.6億噸，到2009年原油產量為1.89億噸，巨大的石油供應缺口只能依靠進口。我國石油（包括原油、成品油、液化石油氣和其他石油產品）凈進口量增長迅速，1999年凈石油進口量為0.48億噸，到2009年石油凈進口量達到2.19億噸；1999年石油對外依存度為22.74%，到2009年石油對外依存度達到了53.68%（見下頁圖），對外依存度越來越高，嚴重威脅著我國的石油安全。而高企的國際油價，更是給我國社會經濟運行帶來嚴重影響。

我國政府十分重視能源多源化問題，大力推進多元化替代石油能源的技術和產業開發。目前，石油替代技術開發集中在煤制油、煤制烯烴、生物柴油、燃料乙醇等領域。由于我國土地資源有限而糧食又處于緊平衡狀態，生物柴油和燃料乙醇產業難有大的發展，石油替代主要還得依靠煤制油和煤制烯烴，這給煤制油產業帶來了前所未有的機會。

我國煤制油項目可行性分析

煤制油項目的前景是可以預見的，由煤制成的液體燃料也必將在液體燃料領域中占有相當重要的份額。以下從資源、技術和經濟角度分析煤制油項目的可行性和前景。

1.資源問題

資源要素主要包括煤炭資源和水資源。煤直接液化法生產1噸油品需要煤炭3～4噸，煤間接液化法生產1噸油品需要煤炭5～7噸。如果按照煤直接液化法生產1噸油品需要煤炭4噸以及煤制油工廠50～100年的壽命計算，對應年產300萬噸油品的煤制油工廠原煤總計需求為6億～12億噸。假定煤炭的可采系數按50%計，配套煤礦的探明儲量應當不少于12億～24億噸。如果采用間接液化法煤制油，則需要更多的煤炭。煤制油工藝需要消耗大量的水，煤直接液化法生產1噸油品需要消耗8噸至9噸水，SASOL公司所采用的間接液化方式，耗水量更是直接液化法的1.5倍。所以發展煤制油項目必須考慮配套的煤礦資源和水資源情況。

根據第三次全國煤田預測資料，我國垂深2000米以內的煤炭資源總量為55697.49億噸，其中探明保有資源量10176.45億噸。我國煤炭資源較為豐富，擁有多個煤炭資源豐富的煤炭基地，這為我國發展煤制油產業提供良好的煤炭資源條件，但煤產區大多處于干旱和半干旱的中西部地區，可用水的數量和時間等均需要仔細考證。

2.技術可行性分析

煤制油有直接液化和間接液化兩種技術路線。在全球范圍內，大規模工業化生產的也只有南非沙索公司的間接液化技術；在直接液化技術中，美國、德國、日本均號稱擁有成熟的技術，但均未有大規模工業化生產的例子。

在煤間接液化技術路線上，采用國外技術，無論是沙索公司或者殼牌技術，最大優點是成熟可靠，而缺點是引進費用高，使項目總體造價可能大幅度上升。而采用國內自主研發技術最大缺點是，工程放大存在一定風險，放大倍數越大，風險也越大。好處是項目總體造價可以大幅降低。

我國神華集團、潞安礦業集團、內蒙古伊泰集團和兗礦集團在煤制油項目上從催化劑到煤制油工藝等方面都有著豐富的技術基礎和較為雄厚的人才基礎，煤制油中試及工業化示范運行取得了初步成果。當前煤制油所面臨的最大的問題是缺少大規模工業化生產所需要的經驗和技術積累，即如何規避大規模生產過程中產生的風險以保證裝置安全平穩運行。

煤制油需要消耗大量煤炭和水資源，同時排放大量的二氧化碳和污染物，面臨巨大環保壓力。因此，在當前二氧化碳減排呼聲日益高漲的形勢下，發展煤制油產業將面臨二氧化碳減排的壓力。煤制油項目必須經過嚴格環境影響評價。

神華煤制油等項目就處于大規模工業化示范的階段，它的意義在于為國內發展這一產業開辟一條途徑。

3.經濟效益分析

投資巨大的煤液化項目是否有競爭力取決于煤價與原油價格的差距。對煤炭液化工程經濟效益影響最大的是四個因素：一是油價，二是投資額，三是工廠的開工率，四是原料價格（包括煤、水、電）。

項目投資較大。煤液化是資金密集型項目，要達到比較好的收益，至少油品規模產量要達到100萬噸/年，這大約需要100億元的投資額。應當說從國家的決策層到各個投資企業，對煤制油項目的投資都是持相當謹慎的態度。

神華集團直接液化煤制油項目在立項之初，按每生產1萬噸成品油需要投資7000萬～8000萬元人民幣測算，盈虧平衡點為原油每桶17美元。盡管在初步設計后，將投資上調到了生產1萬噸成品油需要1億～1.2億元，若原油價格按照40美元/桶來測算，則100萬噸規模的煤制油項目收益率為15%，從經濟上看是可行的。

國際油價波動對煤制油項目效益有直接影響。當原油價格上漲時，煤制油項目競爭力相對變強，反之，競爭力變差。而國際原油價格受多種因素影響，波動相當大。因此，在對煤制油項目進行開發時，必須對未來可能出現的低油價有所考慮。

初步研究表明，如以項目稅后的內部收益率12%為參考基準，當煤價為150元/噸時，煤制油項目的競爭力相當于原油28美元/桶；當煤價為300元/噸時，煤制油項目的競爭力相當于35美元/桶。

煤炭價格的影響。由于原煤的費用占了總可變成本費用的80%以上，因此原煤的價格對項目的經濟效益影響也比較大。研究表明：煤炭價格每升高50元/噸，項目內部收益率要降低1.4%～1.5%左右，相當于成本增加了約150元/噸油（直接液化法）或250元/噸油（間接液化法）。

煤制油項目啟動之初，煤價非常低廉。當時的一組測算數據是：褐煤價格按150元/噸，煙煤價格按180元/噸計算，煤液化燃料生產成本約在2000元～2400元/噸；煤價上升到350元/噸，生產成本上升到2810元～3020元/噸。

目前包頭地區發熱量5600千卡/千克的煙煤車板價為450元/噸左右，坑口價將更低；內蒙古褐煤坑口價僅在200元～250元/噸之間，而WTI原油價格平均高達89美元/桶，煤制油項目將有較大的盈利空間。神華等大型煤炭企業還擁有成本低廉的坑口價格優勢，也就獲得了巨大的成本優勢。

綜上所述，我國煤炭資源豐富而煤炭價格相對較低，神華集團在煤直接液化方面，潞安礦業集團、內蒙古伊泰集團和兗礦集團在煤間接液化方面具有較豐富的技術積累和工業化示范運行經驗。我國煤制油項目雖然缺乏大規模工業化生產經驗，但風險可控，工業化中遇到的問題可以不斷克服。另外，相對于不斷上漲的國際原油價格，我國煤制油具有較低的成本優勢，煤制油產業應該具有發展前景。

但煤制油項目投入較大，還面臨水資源和環境影響評價等問題以及缺乏明確的政策支持，所以煤制油立項也必須謹慎。

十建公司承建的內蒙古神華煤制油裝置。鄒庭龍 攝