自去年下半年以來，國際油價的下降和國內煤價的上漲，讓我國煤制油企業體驗了“生不逢時”的尷尬，加上環保、水耗、能效等方面的爭議，煤制油發展面臨一定的壓力。
記者近期采訪了解到，去年12月以來，我國首批煤直接、間接制油產業化示范項目試車相繼成功，產出了高品質柴油、石腦油等產品，顯示出煤制油技術的產業化步伐正在加快。專家認為，從長遠看，煤制油的前景依然頗具吸引力。
產業化取得重大突破
3月23日內蒙古伊泰集團對外宣布，位于內蒙古準格爾旗的16萬噸煤間接制油示范項目試車成功，產出了柴油等目標產品。
據中科院煤轉化國家重點實驗室副主任兼煤制油項目首席科學家李永旺介紹，這是我國首套試產出油的大規模煤間接制油產業化裝置，所產的柴油符合歐Ⅳ標準，標志著我國自主開發的煤間接制油技術產業化已取得重大突破。
就在去年12月31日，神華集團煤直接制油項目首條百萬噸級示范生產線也打通了流程，試產出了合格的產品。目前，神華集團正繼續調試和完善生產線，努力準備5月份的1000個小時試產。
作為國家能源戰略的重要組成部分，神華集團煤直接制油項目位于煤炭資源豐富的內蒙古伊金霍洛旗，于2005年5月開工，工程規劃總規模為500萬噸，其中一期規劃建設三條生產線、年產能320萬噸。僅試產成功的首條示范生產線，投產后每年即可轉化約350萬噸煤，生產柴油、石腦油等產品108萬噸，產量相當于一個億噸級油田。據介紹，神華集團煤直接制油項目試產成功，標志著我國已成為全球首個掌握百萬噸級煤直接制油關鍵技術的國家。
與此同時，其他企業實施的煤制油項目也取得了突破。其中，去年12月22日，山西潞安礦業集團的一座小型煤間接制油裝置也合成出了油品，依托中科院山西煤炭化學研究所技術興建的16萬噸煤間接制油項目也在加緊調試，預計近期將試車。
富煤、少油、缺氣的資源稟賦，導致煤在我國的能源生產結構中占70%以上。隨著經濟發展，我國的石油產需矛盾日趨尖銳。對油荒感觸頗深的內蒙古自治區副主席趙雙連說，推動煤制油產業化，將“煤田”變為“油田”，可開辟新的液體能源生產渠道，對保障國家能源安全意義重大。
穩步推進初顯輪廓
面對石油供求緊張的局面，國家在制訂“十一五”期間的煤化工產業發展規劃時，提出將有序推進煤炭液化示范工程建設，以奠定產業化發展的基礎。正是在這一背景之下，神華集團煤直接制油項目率先啟動。
據介紹，如果首條示范生產線進展順利，神華集團近年內將再建兩條百萬噸級生產線。李永旺認為，當前我國煤制油有技術，有需求，推動產業化的時機已基本成熟。
伊泰集團董事長張雙旺也表示，經過進一步調試和完善，力爭今年使示范項目進入穩定、全負荷生產階段。隨后，通過設備、催化劑升級和應用正在中試的新一代煤分級液化技術，生產規模將擴大至60萬噸。如果進展順利，將進一步建設年產500萬噸油品的煤制油基地，并煉制乙烯等產品提高附加值。
根據潞安礦業集團公布的初步規劃，如果16萬噸項目進展順利，將進一步擴建至300萬噸的煤制油工程，單條生產線規模也計劃由16萬噸放大至40萬噸以上。潞安礦業集團計劃到2020年左右，建成年產1500萬噸的煤制油基地。
與此同時，兗州礦業集團、徐州礦業集團等企業也在籌劃煤制油項目。其中，兗州礦業集團在陜西榆林市的100萬噸煤間接制油項目于2006年2月啟動，環境評價等工作目前已取得突破，正等待國家發改委批準，項目一期規劃產能為500萬噸，單條生產線為100萬噸，并規劃建設規模為500萬噸的二期工程。
市場眼光應放長遠
前幾年油價高、供應緊的局面，吊起了企業發展煤制油產業的胃口，除較早啟動的項目外，新疆、山東、陜西、貴州、寧夏等10多個省區也不甘落后，紛紛謀劃建設煤制油項目，部分專家預計至2020年我國的煤制油產能將達到3000萬噸至5000萬噸。
然而，去年下半年國際油價突然反轉、狂跌，目前每桶僅在50美元左右。為遏制煤制油項目建設、規劃“沖動”，2006年國家發改委曾出臺政策，規定不批準300萬噸以下的煤制油項目。去年9月，國家發改委再次出臺規定，除神華集團煤直接制油項目可繼續實施、寧夏寧東煤間接液化項目未獲批準不得開工外，其他項目一律停止實施。
油價低迷、政策收緊、資金緊張，使各地的“煤制油熱”大大降溫。但是通過爭取，開工較早的伊泰集團、潞安礦業集團煤制油項目仍獲準實施。
據李永旺等專家介紹，煤直接、間接制油示范項目每生產1噸油品，分別耗煤約3.5噸、4.02噸。但是，與項目啟動之初相比，目前煤炭價格已升高一倍以上，生產成本隨之抬高。因此，近期如有煤制油項目投產，面臨一定的贏利壓力。
據李永旺介紹，以當前的煤價測算，煤間接制油示范項目的成本每桶在50美元左右。隨著生產規模、催化劑升級和煤分級液化技術的應用，每噸油耗煤量將逐步降至約3噸，萬噸產能投資將由1.6億元左右減少約50%，制油成本也將降為每桶約40美元，企業的贏利能力將大大增強。
內蒙古自治區副主席趙雙連分析說，作為戰略資源，當前國際油價低迷的現象不會持久。此外，興建煤制油項目的煤炭企業均實力雄厚，項目也都采用煤、油聯產模式，市場抵御能力較強。
客觀看待科學發展
目前圍繞煤制油產業，爭議也此起彼伏。有觀點認為當前煤制油技術不應產業化，而應作為技術儲備。此外，還有的批評煤制油耗水量驚人，能效過低，生產時的污染過大。
對此，李永旺等人指出，新技術如果不經過實踐檢驗，很難完善。此外，產業化過程中還可以提高科研、裝備制造水平，鍛煉和培養人才。此外，煤制油示范項目的噸油水耗在10噸至12噸，煤間接制油達到經濟規模后噸油水耗可降至6噸至8噸。相比之下，煤制甲醇的噸水耗約為15噸，煤合成氨的噸水耗在30噸左右。
同時，以煤間接制油為例，規模擴至60萬噸及分級液化技術應用后，能效也將由示范階段不足40%提高到43%至45%左右，已與火電廠的能效相當，如果規模再大還能進一步提高至55%左右。
此外，通過應用回收尾氣、余熱和捕捉二氧化碳等技術，煤制油示范項目的二氧化碳排放量比火電廠低70%以上。為實現綠色發展的目標，神華集團煤直接制油項目還建設了油渣發電、污水處理和回用等完善的環保設施，污染物接近零排放。伊泰集團煤制油示范項目也配套建設了布袋除塵、污水處理回用、硫回收、余熱回收等治污系統。
部分專家和企業界人士建議，首先，對我國而言煤制油仍是新產業，由于投資巨大，技術、經營人才匱乏，市場風險也不容忽視，上馬項目應謹慎論證，國家也應在科研、人才培養、市場開拓、稅收等方面給予支持。
第二，應嚴格執行國家政策，科學規劃，先小后大，在做好示范的基礎上穩步發展。同時，測算顯示年產300萬噸油品是煤制油產業化項目的經濟規模。隨著技術、產業化經驗的積累，國家應提高技術、規模和環保準入門檻，促進煤制油產業規范發展。
第三，煤制油項目煤、水需求量大，首批示范項目都依托大型煤炭企業興建，處在大煤田的核心地帶。因此，今后規劃產業發展時，仍需堅持坑口原則，實行煤、油聯產，以提高煤制油產業的成本控制力，非煤炭富集區不宜建設同類項目。
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煤制油的“前世今生”
