我国重启煤制油项目时机已到-【新闻】

我国重启煤制油项目时机已到

我国对煤制油技术的研发较早，近10多年取得重大进展，除神华集团直接液化工程取得成功外，在间接液化方面，形成了原创的高温浆态床成套过程技术，包括：大型高温浆态床反应器和配套装备技术、成套的工艺集成技术等，特别是高温浆态床铁基催化剂技术生产能力是国际水平的4－6倍，自主技术的煤制油过程能量效率为45%－47%，高出国际同类技术4－6个百分点。2009年，神华集团、内蒙古伊泰集团、山西潞安集团采用上述技术建设的6万吨示范项目陆续建成，均已顺利产油，且油品质量优异。

市场形势乐观，经济性较好。对煤制油效益产生影响的因素主要是煤炭价格和国际油价。当前油煤比价下，煤制油市场前景广阔，具有良好的经济性。我国神华等大型煤炭企业拥有成本低廉的坑口煤，价格远远不到市场平均水平，其煤制油项目能够获得巨大的成本优势。

示范项目建设标准高、节能减排潜力大。事实上，在空气污染方面，煤液化远低于电厂；在水耗方面，其远低于化肥项目和煤制甲醇；在能效方面，与传统的燃煤发电30%－43%的效率相比，煤制油的能源转换效率可达到40%－65%。因此，煤制油产业建设不一定会对节能减排造成负面影响，关键是选址布局时，要兼顾好资源和环境因素，并从技术上高起点、高标准建设。从我国一些煤炭净调出省的示范工程运行效果看，煤制油完全可以成为煤炭清洁利用最为实际和可行的途径。例如，根据内蒙古伊泰集团540万吨煤制油产业化的可研结果，自主煤制油技术在煤耗方面可达3.2吨标煤/吨油，在水耗方面可达3.4吨水/吨油，仅为同类规模甲醇、煤制天然气项目耗水量的1/5，单位国内生产总值（GDP）CO2排放量为火电厂的1/2－1/4，水可以实现零排放。同时，煤制油过程中85%的CO2已经在油品生产中捕获，为碳排放的彻底控制创造了条件，通过封存处理后，排放量低于石化项目。目前，伊泰集团正在论证利用捕获的高纯CO2和少量气化含氨废水生产海藻示范项目，探索主动处理CO2的科学途径。

奠定了必要的设备制造、人才基础。需要注意的是，只有持续发展，才能稳住来之不易形成的人才队伍。德国和美国是煤制油技术的先行国，但由于煤制油产业没有形成，研发未能持续，历经多年积淀而成的研发团队全部流失，这些国家目前甚至已不具备建设早期向南非SASOL公司输出的煤炭间接液化技术能力。我国历经多年，才形成了一批技术研发和专业人才队伍，这个技术团队若不能存续于大规模产业化建设中，若干年后将需再从头开始。吸取已有经验教训，我国宜在未来5－10年内形成一定规模的煤制油产业，以容纳足够规模的技术团队，保持技术的不断进步。

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