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现阶段我国主要的煤制油项目情况解析

鏃ユ湡;2019-06-14  鏉ユ簮锛毼粗  浣滆咃細admin

  直接液化法是将煤放入溶剂中,使煤分子裂解,将煤液态产品与不溶的固态物料分离,再将部分煤液添加到溶剂中再循环,产生不可蒸馏的煤液(室温下呈固态),然后用溶剂萃取出油、沥青烯和前沥青烯。间接液化法是将煤全部气化成合成气,再以煤基合成气(一氧化碳和氢气)为原料,在一定温度和压力下,将其催化合成为烃类燃料油及化工原料和产品的工艺,包括煤炭气化制取合成气、气体净化与交换、催化合成烃类产品以及产品分离和改质加工等过程。

  简单来说,直接液化法是从固态的煤直接变为液态的油,间接液化法是先从固态的煤变为气态,再从气态变为液态的油。

  我国煤制油项目研究起始于20世纪70年代末,在国家863高科技发展计划的支持下,通过日本NEDOL和美国HTI工艺的技术集成和创新,开发了神华煤直接液化工艺,煤的转化率和液化油收率达到国际先进水平。

  目前,从事煤制油项目(包括拟建)的企业主要有:中国神华煤制油化工公司(以下简称“神华化工”)、神华宁夏煤业集团有限责任公司(神华宁煤)、兖矿集团有限公司(兖矿集团)、内蒙古伊泰集团有限公司(伊泰集团)、山西潞安矿业(集团)有限责任公司(潞安集团)、贵州渝富能源开发股份有限公司(贵州渝富)。

  其中,神华宁煤的400万吨/年煤炭间接液化项目为全球单体最大的煤制油项目,每年可转化煤炭2046万吨,年产油品405万吨,其中柴油273万吨、石脑油98万吨、液化气34万吨。伊泰集团布局项目数量很多,但是受市场环境影响及资金方面的考虑,大部分处于筹备建设阶段,正式投产的仅16万吨/年间接液化项目。潞安集团投建的180万吨产能煤制油项目以其自产的高硫煤为原料,解决高硫煤污染大、含硫成分高的问题,实现清洁化利用,目前已实现全系统满负荷连续运行,单日产量稳定在3000吨左右。

  煤制油项目投资难度大、准入门槛高,具体表现在政策、资金、技术等方面。首先,需要获得国家发改委核准、环评批复等一系列政策审批,而国家政策对煤制油项目的态度表现是放大控小,严格限制盲目上马。2006年,发改委连发两道禁令:“不批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目”以及“在国家煤炭液化发展规划编制完成前,暂停煤炭液化项目核准”;2008年,发改委再次发布《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》,明确指出煤制油项目投资风险大,不能一哄而起,全面铺开。其次,需要巨额资金投入,项目动辄数百亿,从上表列示情况可知。再次,对技术的要求很高,即使生产线设备可以购买组装,但是投产运行的效果仍需专业技术支持。

  鉴于以上几点要求,目前投资煤制油项目的企业基本上都是股东背景强、资产规模大、现金流较好的煤炭龙头企业,具体见下表。

  如上文所述,煤制油投资难度大,准入门槛高,从事煤制油项目的企业几乎都要通过外部筹资获取投资资金,导致债务规模不断攀升,资金压力很大。例如,潞安集团煤制油项目就被曝出发生债务危机,长期拖欠数亿元工程款等负面新闻。

  同时,煤制油项目的盈利前景并不确定,主要受煤炭及国际原油价格影响。据统计,煤制油企业的出厂均价一般低于地炼柴油价格,其价差也保持在一定的合理空间,当国际油价上涨时,煤制油企业才有一定的上行空间,其出厂价格才可与地炼柴油出厂价格相媲美。

  即便存在这些问题,煤制油项目为何依然受到不少能源企业的青睐?其原因可以从两个层面来看。

  从国家层面来看,这是关系国家能源安全的战略。我国是典型的“富煤少油”资源结构,能源矿产资源可供储量构成中,煤炭占97%,油气不足3%。因此,摆脱国外原油依赖,确保能源安全稳定,需要不断推进煤制油项目研究开发。从企业层面来说,投资煤制油项目,既可以解决煤炭产能过剩问题,又可以做大做强煤炭产业链,获取下游附加值更高的产品收益。不过,企业还是要量力而行,谨慎投资,要根据自身的煤炭特点、经济实力以及所掌握的技术情况和行情预期等综合判断。


 
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