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1． 概述

1．1       國外煤轉(zhuǎn)油產(chǎn)業(yè)發(fā)展?fàn)顩r

自20世紀(jì)初開始，煤炭液化技術(shù)得到較快的發(fā)展，產(chǎn)生了2種不同的液化方法。最早的液化工藝是，先將煤炭在高溫高壓的溶劑中溶解，產(chǎn)生高沸點的液體。該液化工藝中沒有用氫氣和催化劑。這種直接液化技術(shù)于1913年被Bergius申請專利，并在20年代初進(jìn)行了商業(yè)化生產(chǎn)。這種直接液化技術(shù)也被稱為Pott-Broche液化工藝或者I G Farben液化工藝。

1925年，F(xiàn)ischer和Tropsch申請了間接液化技術(shù)的專利權(quán)。在間接液化技術(shù)中，先把煤氣化產(chǎn)生合成氣（氫氣和一氧化碳），然后用鈷催化劑合成液體。間接液化技術(shù)于30年代被用于商業(yè)化生產(chǎn)，起初主要是生產(chǎn)化工原料，而不是液體燃料。

盡管在50年代的初期和中期，美國的煤炭液化技術(shù)有了一些發(fā)展，但由于石油價格的下降，煤炭液化技術(shù)越來越缺乏吸引力。當(dāng)時，中東地區(qū)發(fā)現(xiàn)了新的大量的石油儲量，進(jìn)行具有戰(zhàn)略性的研發(fā)（R & D）項目的必要性大大減小，世界上除南非之外的其它國家對煤炭液化技術(shù)的興趣逐漸減小。

南非重視煤炭液化技術(shù)的原因是，自50年代中期至80年代中期的30年中，南非由于其種族隔離政策逐漸被與其它國家從政治上隔絕起來，不能與其它國家自由進(jìn)行石油和石油產(chǎn)品的貿(mào)易，南非自己本身又沒有石油儲量，因此南非只能利用其豐富的煤炭資源來進(jìn)行煤炭液化。由于南非的煤種更適合于間接液化，因此南非選用的是煤炭間接液化技術(shù)。南非于50年代建成了第一座煤炭間接液化廠——Sasol I號液化廠。1980年和1982年，南非建成了另外兩座規(guī)模更大的液化廠，采用的是相同工藝，但改進(jìn)了催化劑和反應(yīng)器設(shè)計。80年代中期，南非煤炭液化廠每年可生產(chǎn)運輸燃料1000萬t，占南非運輸燃料總需求量的60%。目前這3座液化廠仍進(jìn)行生產(chǎn)。除了南非之外，其它國家只有到了70年代初期才重視煤炭液化技術(shù)。

在70年代初期，主要產(chǎn)油地區(qū)的政治政策的改變導(dǎo)致國際油價的大幅度上漲，人們再次關(guān)注利用煤炭生產(chǎn)運輸燃料的技術(shù)。國際油價在70年代保持了持續(xù)的上漲態(tài)勢，直到1985年末國際油價仍高居不下。一些大型的研發(fā)項目開始展開，其中大部分項目集中在直接液化工藝的研究上。當(dāng)時，從事煤炭液化研究的主要國家包括美國、日本、英國和德國，其中前三者不斷研究著煤炭提質(zhì)加工工藝。盡管用于其它目的的合成催化反應(yīng)和技術(shù)的研究是同步進(jìn)行的，但人們?nèi)詫﹂g接液化工藝興趣不大。幾乎目前所有的液化工藝來源于這一階段的研究成果。

1．2       國內(nèi)煤轉(zhuǎn)油產(chǎn)業(yè)發(fā)展?fàn)顩r

國內(nèi)煤轉(zhuǎn)油項目起步晚，但隨著近年來石油價格的飛漲，很多煤轉(zhuǎn)油項目都列入了各省的發(fā)展規(guī)劃。我國的煤炭科學(xué)總院對煤變石油的研究已進(jìn)行了20多年，培養(yǎng)了一支專門從事直接液化技術(shù)研究的科研隊伍，建成了具有先進(jìn)水平的加氫液化、油品加工和分析檢驗實驗室，對幾十種煤樣進(jìn)行了試驗和評價，篩選了國內(nèi)十幾種適宜液化的煤種，有良好的技術(shù)基礎(chǔ)。1997年，中國科學(xué)院山西煤炭化學(xué)研究所進(jìn)行的煤基合成汽油年產(chǎn)2000噸的工業(yè)試驗獲得階段性成果，并通過了中科院的技術(shù)鑒定，為萬噸級的工業(yè)化生產(chǎn)奠定了基礎(chǔ)。其技術(shù)上也取得了突破：在催化劑的作用下，可用4－5噸煤，經(jīng)過一系列工藝流程生產(chǎn)出1噸汽油或柴油。

自1997年至今，經(jīng)過中德、中美、中日政府間的科技合作，進(jìn)行了我國煤炭直接液化示范廠的可行性研究。結(jié)果表明，在陜西的神府煤田、內(nèi)蒙古的東勝煤田、云南的先鋒煤田，由于煤炭價格低廉，設(shè)備大部分可以國產(chǎn)化，從而可使煤液化油成本大大降低，一桶柴油產(chǎn)品的成本只有15－17美元，遠(yuǎn)低于歐佩克規(guī)定的每桶22－28美元的價格帶。另一方面，以我們已經(jīng)掌握的催化劑技術(shù)，間接液化合成部分的成本可以降低為原來的六分之一。這就是說，在煤礦坑口建廠，不要中間環(huán)節(jié)，如果合成油規(guī)模達(dá)到百萬噸級，按目前市場價，噸油成本將控制在2000元左右，具有很強(qiáng)的市場競爭力。

目前除神華集團(tuán)的項目外，其它省份的項目大多處于預(yù)可研和可研階段，但大部分省都有煤轉(zhuǎn)油項目的規(guī)劃。

2． 煤轉(zhuǎn)油在我國發(fā)展的外部環(huán)境

2．1       技術(shù)環(huán)境

運輸用液體燃料中氫含量為12～15%，而煤中的氫含量為5%，碳含量較高。煤轉(zhuǎn)化為液體需要加氫，或者說脫碳。為此人們開發(fā)了許多“直接”和“間接”液化工藝。

2.1.1煤液化技術(shù)的工藝特征對比分析

（1）煤液化工藝原理對比分析

　　間接液化工藝:

典型煤基F-T合成工藝包括：煤的氣化及煤氣凈化、變換和脫碳；F-T合成反應(yīng)；油品加工等3個純“串聯(lián)”步驟。氣化裝置產(chǎn)出的粗煤氣經(jīng)除塵、冷卻得到凈煤氣，凈煤氣經(jīng)CO寬溫耐硫變換和酸性氣體（包括H2S和CO2等）脫除，得到成分合格的合成氣。合成氣進(jìn)入合成反應(yīng)器，在一定溫度、壓力及催化劑作用下，H2和CO轉(zhuǎn)化為直鏈烴類、水以及少量的含氧有機(jī)化合物。生成物經(jīng)三相分離，水相去提取醇、酮、醛等化學(xué)品；油相采用常規(guī)石油煉制手段（如常、減壓蒸餾），根據(jù)需要切割出產(chǎn)品餾份，經(jīng)進(jìn)一步加工（如加氫精制、臨氫降凝、催化重整、加氫裂化等工藝）得到合格的油品或中間產(chǎn)品；氣相經(jīng)冷凍分離及烯烴轉(zhuǎn)化處理得到LPG、聚合級丙烯、聚合級乙烯及中熱值燃料氣。

F-T合成的特點是：合成條件較溫和，無論是固定床、流化床還是漿態(tài)床，反應(yīng)溫度均低于350℃，反應(yīng)壓力2.0～3.0MPa；轉(zhuǎn)化率高，如SASOL公司SAS工藝采用熔鐵催化劑，合成氣的一次通過轉(zhuǎn)化率達(dá)到60％以上，循環(huán)比為2.0時，總轉(zhuǎn)化率即達(dá)90％左右。Shell公司的SMDS工藝采用鈷基催化劑，轉(zhuǎn)化率甚至更高；受合成過程鏈增長轉(zhuǎn)化機(jī)理的限制，目標(biāo)產(chǎn)品的選擇性相對較低，合成副產(chǎn)物較多，正構(gòu)鏈烴的范圍可從C1至C100；隨合成溫度的降低，重?zé)N類（如蠟油）產(chǎn)量增大，輕烴類（如CH4、C2H4、C2H6、……等）產(chǎn)量減少；有效產(chǎn)物-CH2-的理論收率低，僅為43.75％，工藝廢水的理論產(chǎn)量卻高達(dá)56.25％；煤消耗量大，如我國西部某間接液化項目，生產(chǎn)1tF-T產(chǎn)品，需消耗原料洗精煤3.3t左右（不計燃料煤）；反應(yīng)物均為氣相，設(shè)備體積龐大，投資高，運行費用高；煤基間接液化全部依賴于煤的氣化，沒有大規(guī)模氣化便沒有煤基間接液化。

直接液化工藝－加氫液化：

　　典型的煤直接加氫液化工藝包括：氫氣制備、煤糊相（油煤漿）制備、加氫液化反應(yīng)、油品加工“先并后串”4個步驟。氫氣制備是加氫液化的重要環(huán)節(jié)，可以采用煤氣化、天然氣轉(zhuǎn)化及水電解等手段，但大規(guī)模制氫通常采用煤氣化及天然氣轉(zhuǎn)化。液化過程中，將煤、催化劑和循環(huán)油制成的煤漿，與制得的氫氣混合送入反應(yīng)器。在液化反應(yīng)器內(nèi)，煤首先發(fā)生熱解反應(yīng)，生成自由基“碎片”，不穩(wěn)定的自由基“碎片”再與氫在催化劑存在條件下結(jié)合，形成分子量比煤低得多的初級加氫產(chǎn)物。出反應(yīng)器的產(chǎn)物構(gòu)成十分復(fù)雜，包括氣、液、固三相。氣相的主要成分是氫氣，分離后循環(huán)返回反應(yīng)器重新參加反應(yīng)；固相為未反應(yīng)的煤、礦物質(zhì)及催化劑；液相則為輕油（粗汽油）、中油等餾份油及重油。液相餾份油經(jīng)提質(zhì)加工（如加氫精制、加氫裂化和重整）得到合格的汽油、柴油和航空煤油等產(chǎn)品。重質(zhì)的液固淤漿經(jīng)進(jìn)一步分離得到循環(huán)重油和殘渣。

　　加氫液化的特點是：液化油收率高，例如采用HTI工藝，我國神華煤的油收率可高達(dá)63%～68％；煤消耗量小，如我國西部某直接液化項目，生產(chǎn)1t液化油，需消耗原料洗精煤2.4t左右（包括23.3％氣化制氫用原料煤，也不計燃料煤）；餾份油以汽、柴油為主，目標(biāo)產(chǎn)品的選擇性相對較高；油煤漿進(jìn)料，設(shè)備體積小，投資低，運行費用低；制氫方法有多種選擇，無需完全依賴于煤的氣化；反應(yīng)條件相對較苛刻，如德國老工藝液化壓力甚至高達(dá)70MPa，現(xiàn)代工藝如IGOR、HTI、NEDOL等液化壓力也達(dá)到17～30MPa，液化溫度430～470℃；出液化反應(yīng)器的產(chǎn)物組成較復(fù)雜，液、固兩相混合物由于粘度較高，分離相對困難；氫耗量大，一般在6%～10％，工藝過程中不僅要補(bǔ)充大量新氫，還需要循環(huán)油作供氫溶劑，使裝置的生產(chǎn)能力降低。

（2）液化產(chǎn)品的市場適應(yīng)性對比分析

　　煤基間接液化產(chǎn)物分布較寬，如SASOL固定流化床工藝，C_-4以下產(chǎn)物約占總合成產(chǎn)物的44.1％，包括CH₄9.9％、C₂H₆4.1％、C₂H₄5.0％、C₃H₆12.3％、C₃H₈2.1％、C₄H₈8.7％、C₄H₁₀2.0％等；C₊₅以上產(chǎn)物約占總合成產(chǎn)物的49.7％，包括C₅～C₉餾份29.7％、C₁₀～C₁₃餾份10.0％、C₁₄～C₁₈餾份6.0％、C₊₁₉4.0％等。C_-4以下的氣態(tài)烴類產(chǎn)物經(jīng)分離及烯烴歧化轉(zhuǎn)化得到LPG、聚合級丙烯、聚合級乙烯等終端產(chǎn)品。C₊₅以上液態(tài)產(chǎn)物經(jīng)餾份切割得到石腦油、α-烯烴、C₁₄～C₁₈烷及粗蠟等中間產(chǎn)品。石腦油經(jīng)進(jìn)一步加氫精制，得到高級乙烯料（乙烯收率可達(dá)到37%～39％，普通煉廠石腦油的乙烯收率僅為27%～28％左右），也可以重整得到汽油；α-烯烴不經(jīng)提質(zhì)處理就是高級洗滌劑原料，經(jīng)提質(zhì)處理得到航空煤油；C₁₄～C₁₈烷不經(jīng)提質(zhì)處理也是高品質(zhì)的洗滌劑原料，通過加氫精制和異構(gòu)降凝處理即成為高級調(diào)和柴油（十六烷值高達(dá)75）；粗蠟經(jīng)加氫精制得到高品質(zhì)軟蠟。國內(nèi)外的相關(guān)研究結(jié)果表明，現(xiàn)階段，在我國發(fā)展煤基間接液化工藝，適宜定位在生產(chǎn)高附加值石油延長產(chǎn)品即所謂的中間化學(xué)品，如市場緊俏的聚合級丙烯、聚合級乙烯、高級石腦油、α-烯烴及C₁₄～C₁₈烷等；若定位在單純生產(chǎn)燃料油品，由于提質(zhì)工藝流程長、主產(chǎn)品（如汽油）的質(zhì)量差，導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)效益難以體現(xiàn)。

　　加氫液化工藝的柴油收率在70％左右，LPG和汽油約占20％，其余為以多環(huán)芳烴為主的中間產(chǎn)品。由于加氫液化產(chǎn)物具有富含環(huán)烷烴的特點，因此，經(jīng)提質(zhì)處理及餾份切割得到的汽油及航空煤油均屬于高質(zhì)量終端產(chǎn)品。另外，加氫液化產(chǎn)物也是生產(chǎn)芳烴化合物的重要原料。實踐證明，不少芳烴化合物通過非煤加氫液化途徑獲取往往較為困難，甚至不可能。國內(nèi)外的相關(guān)研究結(jié)果同樣已經(jīng)表明，基于不可逆轉(zhuǎn)的石油資源形勢和并不樂觀的國際政治形勢，在我國發(fā)展直接液化工藝，適宜定位在生產(chǎn)燃料油品及特殊中間化學(xué)品。不可否認(rèn)，由于大量石油進(jìn)口，導(dǎo)致我國現(xiàn)階段汽油市場供應(yīng)相對過剩。但是，隨著汽車工業(yè)（特別是轎車工業(yè)）在我國的蓬勃發(fā)展，預(yù)計2010年前后，我國汽油市場的供需平衡將被打破，以后缺口將日益擴(kuò)大。另外，汽油汽車柴油化、農(nóng)用機(jī)具及LPG消費群體的迅速增多，使本來就供需關(guān)系緊張的柴油及LPG，在未來市場供需矛盾將比汽油更加突出。

2.1.2 液化技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性對比分析

一般認(rèn)為，同一煤種在既適合加氫液化工藝又適合煤基間接液化工藝的前提條件下，若2種工藝均以生產(chǎn)燃料油品為主線,則前者的經(jīng)濟(jì)效益將明顯優(yōu)于后者。事實上，液化技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性影響因素很多，諸如工藝特征（投資影響）、原料價格和當(dāng)?shù)貤l件及知識產(chǎn)權(quán)（成本影響）、產(chǎn)業(yè)政策（稅收影響）及產(chǎn)品結(jié)構(gòu)和價格（銷售影響）等。因此，不設(shè)定時空界限（或條件），簡單討論間接液化和直接液化經(jīng)濟(jì)性優(yōu)劣是沒有意義的。

研究結(jié)果表明，現(xiàn)階段，如果在我國西部某省份建設(shè)1座以生產(chǎn)中間化學(xué)品（直鏈烴）為主、油品為輔的單純煤基間接液化廠，生產(chǎn)規(guī)模160萬t/a，采用南非SASOL固定流化床工藝，項目投資約為145億元（其中：氣化部分約為60億元，公用工程約為15.8億元，兩項約占總投資的52.3％），項目享受國家的稅收優(yōu)惠政策，內(nèi)部收益率可以達(dá)到11.45％；同樣，如果在我國的西部毗鄰省份建設(shè)1座以生產(chǎn)油品為主、中間化學(xué)品（環(huán)烷烴、芳烴）為輔的煤直接液化廠，生產(chǎn)規(guī)模250萬t/a，加氫液化工藝采用美國HTI工藝，項目投資約為160億元（其中：氣化制氫部分約為35.2億元，公用工程約為10.4億元，2項約占總投資的32.3％），也享受國家的稅收優(yōu)惠政策，內(nèi)部收益率可以達(dá)到12.8％。由此可見，在基本等同的條件下，單純直接液化工藝的表觀經(jīng)濟(jì)效益明顯優(yōu)于單純間接液化工藝。研究結(jié)果又表明，如果在我國的東部某省份建設(shè)1座以生產(chǎn)中間化學(xué)品（直鏈烴）為主、油品、甲醇及電為輔的多聯(lián)產(chǎn)廠，生產(chǎn)規(guī)模150萬t/a，其中F-T合成也采用南非SASOL固定流化床工藝，項目總投資約為102億元（其中：氣化部分約為35.7億元，公用工程約為6.8億元，兩項約占總投資的41.7％），但不享受國家的稅收優(yōu)惠政策，內(nèi)部收益率可以達(dá)到13.71％。因此，以F-T合成為主的聯(lián)產(chǎn)工藝的表觀經(jīng)濟(jì)效益又優(yōu)于單純直接液化工藝。

2.2  政策因素影響

石油資源的日益緊缺和油價的持續(xù)攀升，催生了我國煤化工的進(jìn)一步快速發(fā)展�！妒�五》以來，煤液化、氣化等先進(jìn)的煤炭轉(zhuǎn)化技術(shù)的開發(fā)與產(chǎn)業(yè)化被列入多個國家級規(guī)劃中。例如，煤合成燃料技術(shù)列入“863”計劃項目，煤液化制油工程被列為“十五”期間國家重點組織實施的12大高技術(shù)工程之一，予以攻關(guān)研究。國家煤炭工業(yè)“十五”規(guī)劃中提出，“十五”期間，我國將推進(jìn)煤炭液化的開發(fā)和應(yīng)用。2004年 6月30日，國務(wù)院出臺的《能源中長期發(fā)展規(guī)劃綱要》，將煤化工列入我國中長期能源發(fā)展戰(zhàn)略的發(fā)展重點。2004年國家發(fā)改委將煤化工及新型催化關(guān)鍵技術(shù)列為國家重大產(chǎn)業(yè)技術(shù)開發(fā)專項，提出要組織實施對大型、高效煤的氣化技術(shù)開發(fā)，突破一氧化碳轉(zhuǎn)化、凈化、催化合成等關(guān)鍵共性技術(shù)；“多聯(lián)產(chǎn)”技術(shù)開發(fā)；煤及焦?fàn)t、高爐氣制甲醇和二甲醚大型化技術(shù)開發(fā)；碳－化工下游產(chǎn)品及技術(shù)開發(fā)；煤化工及碳－化工領(lǐng)域新催化、新分離技術(shù)開發(fā)。國家發(fā)改委正在考慮將“煤變油”列入“十一五規(guī)劃”。

國家科技型中小企業(yè)技術(shù)創(chuàng)新基金已將超細(xì)煤直接催化加氫生產(chǎn)液體燃料的關(guān)鍵創(chuàng)新技術(shù)、煤液化加氫生產(chǎn)燃料油的關(guān)鍵技術(shù)、煤干餾及煤焦油生產(chǎn)燃料和化工原料的新技術(shù)、新型煤氣化凈化劑（催化劑）、合成氣制含氧化合物及烴類化合物新工藝等煤化工新技術(shù)做為2005年重點支持的領(lǐng)域。

2005年 6月，國務(wù)院“關(guān)于促進(jìn)煤炭工業(yè)健康發(fā)展的若干意見”中又明確提出，要推進(jìn)潔凈煤技術(shù)產(chǎn)業(yè)化發(fā)展。積極開展液化、氣化等用煤的資源評價，穩(wěn)步實施煤炭液化、氣化工程。加快低品位、難采礦的地下氣化等示范工程建設(shè)，帶動以煤炭為基礎(chǔ)的新型能源化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

由此可見，煤化工已成為國家能源發(fā)展戰(zhàn)略重點之一和國家重點推進(jìn)的產(chǎn)業(yè)。

3．規(guī)劃投資情況分析

在國家能源政策和產(chǎn)業(yè)政策的宏觀指導(dǎo)下，全國擁有煤炭資源的地區(qū)，如山西、內(nèi)蒙、陜西、寧夏、安徽、河南、新疆、云南、貴州、山東等地發(fā)展煤化工的熱情空前高漲。這些地區(qū)都從貫徹落實科學(xué)發(fā)展觀的高度和發(fā)展循環(huán)經(jīng)濟(jì)的理念出發(fā)，紛紛作出要加快發(fā)展煤化工的戰(zhàn)略決策，制定煤化工發(fā)展規(guī)劃，將建設(shè)新型煤化工工程作為地方經(jīng)濟(jì)發(fā)展的戰(zhàn)略方向。

例如，煤炭之都——山西省今年制定了《加快發(fā)展具有山西優(yōu)勢的煤化工產(chǎn)業(yè)三年推進(jìn)計劃》，啟動了"5565"工程，形成山西煤化工產(chǎn)業(yè)集群，打造山西煤化工品牌，實現(xiàn)山西煤化工產(chǎn)業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。到2007年，全省煤化工產(chǎn)業(yè)實現(xiàn)銷售收入500億元，新增銷售收入350億元，新增稅收35億元。

內(nèi)蒙古自治區(qū)提出依托煤炭產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，全力推進(jìn)煤化工、煤液化、煤轉(zhuǎn)油項目建設(shè)，延長產(chǎn)業(yè)鏈，建成我國重要的化工生產(chǎn)基地。2010 年，化工產(chǎn)業(yè)預(yù)計實現(xiàn)銷售收入1300億元，其中煤化工750億元。

河南省已提出了“十一五”煤化工發(fā)展藍(lán)圖，規(guī)劃建設(shè)5大煤化工產(chǎn)業(yè)基地，初步提出了“十一五”煤化工規(guī)劃項目72個，重點發(fā)展甲醇、烯烴、醋酸、甲醛、二甲醚、尿素、三聚氰胺、二甲基甲酰胺、芳烴等九大主導(dǎo)產(chǎn)品。到2010年，煤化工產(chǎn)業(yè)煤炭轉(zhuǎn)化能力將由2004年的800萬噸提高到1900萬噸，銷售收入由2004年的110億元增加到600億元。

寧夏推出了《寧東能源重化工基地整體規(guī)劃與建設(shè)綱要》，確定重點發(fā)展電力、煤化工、煤炭開采三大產(chǎn)業(yè)，建設(shè)寧東能源重化工基地，規(guī)劃占地總面積14.28平方公里，總投資2000億元。

貴州省將在未來5年內(nèi)規(guī)劃和建設(shè)5個“循環(huán)經(jīng)濟(jì)”型的煤化工生態(tài)工業(yè)基地。預(yù)計5個基地煤化工生產(chǎn)項目總投資達(dá)522.8億元，年產(chǎn)值可達(dá)403萬元。

陜西省陜北能源重化工基地打造3大產(chǎn)業(yè)鏈　規(guī)劃建設(shè)7個產(chǎn)業(yè)區(qū)，實施煤、煤電、煤制油、煤化工產(chǎn)品一體化開發(fā)，形成煤電油化產(chǎn)業(yè)鏈。

安徽省規(guī)劃到2010年，形成3000萬噸原煤加工能力，其中焦炭1000萬噸、合成油品100萬噸、合成氨300萬噸、甲醇200萬噸、烯烴等煤化工衍生產(chǎn)品200萬噸，建成國家級煤化工基地。

4．市場及競爭風(fēng)險分析

4.1 市場供需情況及預(yù)測

前不久國際油價突破每桶70美元關(guān)口，達(dá)到創(chuàng)紀(jì)錄的每桶70.80美元。據(jù)筆者統(tǒng)計，在過去1年里，原油價格上漲了50％，與2001年比油價翻了近3倍。高油價引起了世人關(guān)注，也推進(jìn)了人造石油——煤炭液化業(yè)的進(jìn)程。

50年來我國石油產(chǎn)量從12萬噸猛增至1.6億噸，產(chǎn)量增加了上千倍，但是石油仍然供不應(yīng)求，專家預(yù)測2010年石油的年進(jìn)口量可能達(dá)到1.8億噸。我國已探明的石油可采儲量只剩33億噸，按目前的年開采量計，只能開采21年。當(dāng)然隨著油氣勘探的廣度及深度的發(fā)展，還可找到新的石油儲量；隨著采油方法的進(jìn)步，還可提高現(xiàn)在油井的采收率，增加石油的可采儲量。但就我國能源資源的特點而言是富煤、貧油。我國煤炭可采資源量是4000億噸，石油可采資源量是135.8億噸，天然氣可采資源量是8.83萬億立方米。按熱值計算，煤、油、氣可采資源量之比是20∶1∶0.6�？梢娢覈�煤炭資源比油氣更豐富，而且已探明的煤炭可采儲量就達(dá)1140億噸。按目前年采煤量計，至少可采110年。

所以發(fā)展煤轉(zhuǎn)油產(chǎn)業(yè)從我國石油、煤炭國內(nèi)資源供給和需求的角度考慮是完全可行的。目前國家發(fā)改委已批準(zhǔn)在陜西神府煤田和云南先鋒煤田興建兩個煤液化項目，總投資約200億元，年產(chǎn)油200萬噸。國務(wù)院也已正式批準(zhǔn)神華集團(tuán)(位于神府煤田)關(guān)于煤炭液化的項目建議書，允許其轉(zhuǎn)入可行性研究階段，并將投資追加到250 億元。

今年以來，幾乎在每一個有煤炭規(guī)�；�生產(chǎn)的地方，政府和企業(yè)都在謀劃上馬“煤制油”項目，大部分項目已經(jīng)提交了“可研報告”或者“預(yù)可研報告”。

    據(jù)北京煤化工研究分院早些時候預(yù)計，到2020年，我國“煤制油”能力將達(dá)到3600萬噸～3900萬噸，屆時可以提供國內(nèi)約13％的交通燃料。但根據(jù)目前“一哄而上”的發(fā)展速度，將遠(yuǎn)遠(yuǎn)突破這一“預(yù)計”。

4.2 行業(yè)現(xiàn)有競爭狀況及競爭力分析

4.2.1 在中國發(fā)展煤化油項目SWOT分析：

4.3 進(jìn)入退出壁壘分析

投資巨大，進(jìn)入壁壘很高。

5 結(jié)語

5.1 行業(yè)背景總結(jié)

5.1.1 液化技術(shù)的發(fā)展和實施前景

不論是發(fā)展煤基間接液化還是直接液化，均沒有足夠的依據(jù)簡單定位在取代我國的全部石油進(jìn)口，而在于減輕并最終消除由于石油供應(yīng)緊張帶來的各種壓力以及可能對經(jīng)濟(jì)發(fā)展產(chǎn)生的負(fù)面影響，同時應(yīng)做到煤化工與石油化工在技術(shù)及產(chǎn)品方面的優(yōu)勢互補(bǔ)。

煤基間接液化及煤加氫直接液化不能簡單從技術(shù)論優(yōu)劣，也不能簡單從經(jīng)濟(jì)論優(yōu)劣，二者雖有共性的一面，但根本的區(qū)別點在于各有其適用范圍，各有其目標(biāo)定位。從歷史淵源、工藝特征、煤種的選擇性、產(chǎn)品的市場適應(yīng)性及對集成多聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的影響等多方面分析，2種煤液化工藝沒有彼此之間的排它性。

不論是間接液化還是直接液化，均需加大技術(shù)投入，加快發(fā)展自主知識產(chǎn)權(quán)，特別是核心技術(shù)及關(guān)鍵技術(shù)的自主知識產(chǎn)權(quán)（如間接液化的合成反應(yīng)器及高效催化劑、直接液化的加氫反應(yīng)器及催化劑等），完全依附于他人，難免受制于人。促進(jìn)我國自身液化技術(shù)的產(chǎn)業(yè)化進(jìn)程是一項十分緊迫的任務(wù)。

不論采用何種煤炭液化技術(shù)，進(jìn)行煤炭液化的投資額都非常大，因此只有進(jìn)行大規(guī)模商品化生產(chǎn)，才能取得規(guī)模效益。人們針對液化工藝的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行的大部分研究表明，足夠規(guī)模的商業(yè)化液化廠應(yīng)每天生產(chǎn)液體產(chǎn)品5～10萬桶。這樣的一座液化廠需每天處理煙煤1.5～3.5萬t，處理次煙煤或褐煤的能力翻一翻。按照最低的處理能力計算，液化廠每年可以處理煙煤500萬t。與現(xiàn)代化的原油精煉廠相比，液化廠的生產(chǎn)能力仍比較小。原油提煉廠的日產(chǎn)量一般超過20萬桶。

可見，如果一個國家準(zhǔn)備建造煤炭液化廠，該國必須擁有豐富的煤炭儲量。煤炭液化的經(jīng)濟(jì)性在很大程度上決定于煤炭成本，并且將煤炭運到液化廠的運費比較低。由于煤炭運輸比石油困難，因此，從原則上講，煤炭液化廠應(yīng)當(dāng)選在煤炭生產(chǎn)國，最好選在煤礦上。但是，如果煤礦所處位置比較偏僻，則液化廠的建設(shè)費用比較高，或者礦區(qū)鐵路設(shè)施比較完善的情況下，也可以不將液化廠建在煤礦附近。

如果煤炭液化廠建在煤炭生產(chǎn)國，則必須保證該國的煤炭儲量足夠液化廠25～30年服務(wù)年限內(nèi)的用煤需求量。一座商業(yè)化生產(chǎn)的液化廠年煤炭消費量為300～400萬t油當(dāng)量。這意味著，最少需要1.5億t硬煤儲量（合1億t油當(dāng)量），或者3億t的褐煤儲量，最小儲采比為25。分析中國的客觀條件是比較適合發(fā)展煤轉(zhuǎn)油項目的。

5.1.2 未來發(fā)展預(yù)測

現(xiàn)有一定規(guī)模的煉油廠利用煤炭液化工藝來生產(chǎn)同樣多的液體燃料是不可行的。煤炭液化只能作為生產(chǎn)烴類液體的輔助手段。當(dāng)原油的產(chǎn)量不能滿足運輸用燃料的需求量時，采用煤炭液化技術(shù)是一種較好的選擇。在這種情況下，煤炭液化燃料可以利用現(xiàn)有的基礎(chǔ)設(shè)施進(jìn)行銷售和供給，這不可避免地受到石油工業(yè)的控制和運作。但卻有利于大大簡化煤炭液化產(chǎn)品的供給和銷售網(wǎng)絡(luò)。因此，煤炭液化項目起初可能要由石油工業(yè)來實施，而不是煤炭工業(yè)。這個趨勢已經(jīng)被煤液化是由大部分石油公司進(jìn)行各自開發(fā)這樣的事實得到證實。

鑒于上述情況，最有利于煤炭液化企業(yè)的做法是，直接將自己的液化產(chǎn)品輸送到現(xiàn)有的煉油廠中，作為進(jìn)一步提煉的原材料，或者與煉油廠的產(chǎn)品進(jìn)行混合使用。由于液化廠和煉油廠都有許多輔助設(shè)施，如電力和化學(xué)原料供應(yīng)，有可能將一些必要的公共設(shè)施調(diào)配共享。另外，煉油廠和煤炭液化廠的一些單元操作也非常相似，也使得煤液化可能在石油行業(yè)中首先實施。

煤炭液化和煉油廠的結(jié)合主要包括共享一些產(chǎn)品混合和輸出設(shè)備。即使最低程度的設(shè)備聯(lián)合使用也可大大降低投資成本。研究表明，一座日產(chǎn)12萬桶油的煉油廠可以接受一座日產(chǎn)5萬桶燃料的液化廠的全部產(chǎn)品，而煉油廠的最終產(chǎn)品質(zhì)量幾乎沒有變化，因此，煉油廠可以很容易達(dá)到日產(chǎn)20萬桶油的生產(chǎn)能力。

一種更復(fù)雜的聯(lián)合方法是在液化廠和煉油廠之間傳輸產(chǎn)品來進(jìn)行深加工。液化廠的原始餾分與等量原油在煉油廠內(nèi)混合加工處理。除了節(jié)省投資之外，兩廠結(jié)合使用的另外一個突出優(yōu)點是，可以將煉油設(shè)備生產(chǎn)的低值產(chǎn)品輸出到煤炭液化廠，進(jìn)行氣化生產(chǎn)H2。這些低值產(chǎn)品包括從減粘裂化設(shè)備中生產(chǎn)的焦油或者從延遲焦化中生產(chǎn)的高硫焦炭，在這樣的煉油設(shè)備中沒有這些產(chǎn)品的排出。這也增加了煉油廠的產(chǎn)品靈活性，也可通過焦化來提高蒸餾油產(chǎn)量。煤炭液化廠也不再需要另外再用煤炭作為公用工程燃料。據(jù)估計，煉油工藝和煤炭液化工藝結(jié)合起來以后，相當(dāng)于使每桶液化燃料油的成本降低2～3美元。

煉油廠和煤炭液化廠的結(jié)合使用并不會影響煉油廠的正常生產(chǎn)。我們可以采取更復(fù)雜的結(jié)合方式，但煉油廠在未得到液化廠操作的可靠性以前是不容易接受的，例如可以共同使用制氫、發(fā)電、蒸汽、制冷和其它公用工程。有關(guān)專家估計這樣結(jié)合每桶液化燃料油的成本甚至可以降低5美元。

對于一個液化廠來說，液化單元只占其中少部分。而輔助單元比較多。這些輔助單元已被廣泛地應(yīng)用于其它工業(yè)。這些輔助單元的投資占總投資額的60～75%，總投資相對比較固定。這也是煤炭液化技術(shù)于80年代中期以后能夠得到顯著發(fā)展的一個重要原因。由于輔助單元的性能改進(jìn)速度比較慢，因此要想大幅度地降低液化項目的總投資不太容易。但進(jìn)一步降低成本是可能的，即可以通過工程方面的改進(jìn)和純粹的工藝方面的改進(jìn)來實現(xiàn)。

另外，催化劑的成本也非常高，我們可以通過增大反應(yīng)器的容積來減小催化劑的工作溫度。

5.2 對煤轉(zhuǎn)油項目的個人意見

從世界范圍看，很長一段時間內(nèi)，以煤炭為原料制油沒有任何優(yōu)勢，不是新能源發(fā)展的趨勢。中國是貧油國家，但并不意味著為緩解能源緊張就必須發(fā)展煤制油。雖然中國煤炭總體儲量不小，但人均煤炭占有量只有世界平均值的60％，煤炭資源也是有限的。目前國家真正批準(zhǔn)的項目還只是神華項目一個。而煤轉(zhuǎn)油是否是解決石油短缺的優(yōu)化方式還是一個值得探討的話題。當(dāng)然根據(jù)現(xiàn)在的國家有關(guān)政策來看，批準(zhǔn)適當(dāng)規(guī)模的煤轉(zhuǎn)油項目是符合國家近期經(jīng)濟(jì)發(fā)展形勢的。

目前來看，核心技術(shù)的突破和產(chǎn)品的經(jīng)濟(jì)性是煤制油項目是否成功的關(guān)鍵，而項目遍地開花、投資無序化是目前最大憂患。

“煤制油”主要有直接液化和間接液化兩種技術(shù)，而目前國內(nèi)只有神華集團(tuán)等少數(shù)幾家企業(yè)宣稱已擁有了核心技術(shù)，大部分打算上項目的地區(qū)和企業(yè)并不掌握核心技術(shù)。

更為重要的是，“煤制油”工業(yè)化生產(chǎn)項目從立項到生產(chǎn)大約需要5年時間。雖然現(xiàn)在國際石油價格還將在高位盤桓。但是國際原油價格受多種因素影響，波動相當(dāng)大，5年后的油價誰能預(yù)測？而且“煤制油”還面臨國內(nèi)煤炭市場價格波動的風(fēng)險。近年來國內(nèi)煤炭井口價格從二三十元上漲到240元，翻了近10倍，今后回落到如此低位的可能性并不大，這將給“煤制油”項目帶來壓力。

同時煤轉(zhuǎn)油項目均需要較大的煤炭資源儲備支持。目前此類項目在國內(nèi)的發(fā)展還存在較大的爭議，國家還沒有明確的規(guī)劃意見，但目前各省的投資規(guī)劃卻很多，這些均存在較大的不確定性。根據(jù)以上分析，建議有關(guān)公司對此項目投資應(yīng)持審慎態(tài)度。

 煤轉(zhuǎn)油過程分析儀器