从产品方向、工艺路线、技术装备、运营管理等方面判断，我国煤液化尚处在试点探索阶段——

　　煤制油品尚处在工业化试验和示范阶段，还存在技术和工程放大风险。煤制油对煤炭资源、水资源、生态、环境、技术、资金和社会配套条件要求较高。如果盲目发展对经济社会持续、健康、稳步发展将产生潜在的负面影响。

　　对煤制油项目一定要统筹规划、合理布局、科学引导和规范发展。

　　在我国特大型能源企业神华集团的鄂尔多斯煤液化工程现场，重达２２５０吨的煤液化反应器在整齐林立的众多装备中格外引人注目。“截至２００７年６月２５日，已完成工程量的９０％，５０多个单元的重要设备都已安装到位，并已成功调试了６个单元，２００８年第三季度开始试车。”神华集团副总经理、神华煤制油公司董事长张玉卓告诉记者。

　　最近几年，拥有煤炭资源的省份都纷纷集资、引资或合资，建设或开展大型煤制油项目的前期研究和规划。截至２００６年底，在建和规划中的煤制油项目规模达到４０１７万吨／年。就在各产煤地“如火如荼”大上煤制油项目的时候，国家发改委于２００６年７月发布了《关于加强煤化工项目建设管理 促进产业健康发展的通知》，提高了煤制油项目的准入门槛，对煤制油重大项目开始限制审批。

　　与发改委降温煤制油项目投资相伴随，一系列问题的争议仍在进行着……

　　什么是“煤制油”？

　　煤制油简单地讲就是将煤炭进行液化。目前，煤的液化有直接液化和间接液化两种途径。

　　●直接液化

　　将煤炭通过两个步骤的高压催化加氢精制而成各类油品，煤转化过程的热效率为５９．７５％。但这是前无先例的技术，存在一定的风险；对煤种有一定的要求，变质程度高的煤和惰性组分高的煤不太适合；得到的油品中芳烃类含量较高。

　　●煤的间接液化

　　通过煤气化先将煤变成合成气，再经净化调整，形成以高分子蜡为主体的产物，再进行加氢裂解生成柴油、汽油等油品。与直接液化相比，它要经过较多的生产工艺步骤造成。优点是技术成熟，煤种选择面广，产品中主要是链烃，可与直接液化产品互补。缺点是技术能量效率较低。

　　技术到底成熟不？

　　只有经得起工业化生产、商业化运用才能证明可行

　　对煤制油争论焦点之一是技术。

　　在内蒙古鄂尔多斯市神华煤制油项目现场，记者看到，广阔的厂区布满了无数的管道，粗的、细的，密密麻麻，纵横交错。神华煤制油项目有关负责人告诉记者，说到底，煤制油是化工项目，是通过一系列复杂的化工工艺，中间涉及液化、脱硫、分离等非常复杂的过程。它甚至比一般的炼油厂的工艺还复杂得多，比一般的化工厂的工艺也要复杂得多。可以说，它是煤液化厂、炼油厂、化工厂等的集成。

　　煤制油技术到底成熟不？两类煤制油技术中，间接液化在南非已经有二十余年运行经验，并投入大规模商业化运行。煤直接液化在德国有过工业化经验，但在我国属于首次工业化，只有经得起工业化生产、商业化运用才能证明可行。张玉卓认为，经过２５年研究开发，我国的煤制油技术已经具备了工业化的条件。神华煤直接液化技术工艺先进，催化剂效率高，但在设备方面需要工业化验证。

　　持乐观态度的一些专家也认为，国内甚至不乏有成功自主研发的煤制油技术。比如，中科院山西煤化所开发的煤制油催化剂，其主要性能指标已经达到国际先进水平，该所的煤制油中试装置也已运行多年，采用该技术建设大规模工业化装置的条件已经成熟。

　　对此，持怀疑态度者认为，虽然我国已经有了较为成功的液化技术中试，但毕竟是中试，其规模要比工业化生产小许多，还需要一定的放大实验过程。实现大规模商业化运行还有很多不确定因素。即使作为我国最大的煤制油项目，神华直接液化工业化示范装置在世界范围内也是首次建造，存在着工程放大、设备性能达标等诸多难题。

　　经济上到底合不合算？

　　煤制油产业的竞争力取决于国际油价水平，但煤制油成本除了原料成本、设备投资，还要包括相关配套成本等等

　　煤制油升温的根本原因还是国际油价的推动。有专家分析，只要国际油价在４０美元／桶以上，国内煤制油项目就有较好的经济效益。油价长期徘徊在七八十美元／桶，自然让富煤地方政府和企业的投资热情空前高涨。

　　对此，北京大学产业经济学博士后刘斌认为，判断煤制油经济上到底合算不合算，必须树立一个“完全成本”的概念。不能简单地与国际油价相比作为判断，煤制油成本除了巨大的设备投资成本、煤炭及其开采成本，还要包括环境污染防治、原料以及相关配套，等等。

　　煤制油项目用较高的投资将较低成本的原料转换为高附加值的石油产品。一般说来，投资成本占生产成本的４０％以上。神华煤制油一期工程投资约２４５亿元，生产规模为每年生产３００万吨石油产品。这么高的资金需求，一般企业很难承受。

　　煤炭作为原料，对煤制油的生产成本也很重要，煤炭价格每上涨１５元／吨，成品油价就增加１美元／桶。如果油价大幅下跌，煤制油将面临石油产品的市场风险。

　　有专家指出，产煤的过程要消耗能源，煤转油过程也消耗能源和宝贵的水资源。我国煤资源相对较富，但人均占有量也只有世界人均的１／２；我国煤炭资源与水资源呈现逆向分布等，这些情况都决定了在上煤制油项目要由国家统筹规划。

　　煤炭科学研究总院煤化工分院研究员陈家仁告诉记者，我国西部煤资源较为丰富，但水资源紧缺。从我国煤制油项目的发展规模来看，必须要现实地看到这一点。不论把西部的煤运到其他水多的地方去加工，还是从富水地方运水到富煤区，都会增加很大的运输成本。

　　此外，煤制油项目要成功，还面临几个重要的问题：生产过程二氧化碳排放如何控制？运输成本怎么分摊？同时，煤制油项目对其他配套资源要求很高，如水、电等，应该综合考虑。这些问题的解决无疑会大幅增加煤制油的投资成本。

　　要不要发展？怎么发展？

　　煤制油战略意义重大，但尚处在工业化试验和示范阶段，只有试点成功后，在科学规划的基础上才有可能大发展

　　“从能源技术的战略储备上考虑，充分发挥我国煤炭资源相对丰富的优势，尽快掌握煤炭液化的工业化生产工艺、技术和装备，以应对可能的石油危机和挑战，保障我国石油供应的战略安全，是完全必要的。我国应掌握大规模的煤制油技术，包括直接和间接液化技术，并建立一定的产能储备，以保证将来石油需求出现紧急情况时能有可靠的应急措施。但如果没有科学规划，一窝蜂盲目上项目必然带来极大的投资风险。”陈家仁说。

　　据悉，因目前全国计划上马的煤制油项目已有数千万吨，鉴于煤制油项目耗水量大、投资额高，投资周期很长，国家发改委已经发文明确规范管理，对未经国家批准违规在建的煤制油项目，国家将不予核准。

　　刘斌说，有关政府部门要尽快选择具有一定煤炭、水、土地、环境资源和其他相应条件的区域，作为我国发展煤炭液化产业的战略基地，尽早进行总体规划，合理布局。

　　“煤炭液化技术在我国尚处于产业化初期阶段。目前，无论从产品方向、工艺路线、技术装备上，还是从运营管理、经济效益上，煤炭液化技术产业化发展都还有许多不确定因素。因此，需要在总结示范工程经验、全面比较技术经济效益、明确发展方向后，再扩大发展。在项目的选择上要考虑原料煤的成本、价格，同时还应从煤炭资源、水资源等方面综合考虑。”国家发改委能源局负责人吴吟说。

　　据了解，神华煤制油项目在技术上自主研发和引进国外技术相结合；兖矿的煤制油技术则以自主技术为基础。两者的不同或许正是国家发改委选择分别试点的原因。

　　“考虑到煤制油的战略意义，对列入规划的项目，国家急需研究制定和出台相关的优惠政策。比如，对国家批准的煤制油项目投资实施贴息政策，降低投资成本；改革现行的增值税，推进煤制油商用化等。”张玉卓说。（原国锋）

　　延伸阅读

　　南非“煤制油”的成功实践

　　“煤炭间接液化”法已在南非实现工业化生产。南非煤炭储藏量高达５５３．３３亿吨，煤炭占其一次能源比例为７５．６％。南非１９５５年起就采用煤炭气化技术和费—托法合成技术，生产汽油、煤油、柴油、合成蜡等石油化工产品。萨索尔（Ｓａｓｏｌ）公司现有两套“煤炭间接液化”装置，年生产液体烃类产品７００多万吨，其中合成油品５００万吨，每年耗煤４９５０万吨。７０亿美元投资早已收回。现年产值４０亿美元，年利润近１２亿美元。

　　我国煤炭投资持续高热

　　煤炭行业２００３年来在高利润的刺激下，固定资产投资居高不下，未来一段时间煤炭行业潜在产能释放的压力较大。据国家煤监局最新统计数据显示，２００６年全国煤炭产量为２３．３亿吨，实际产能达２５亿吨左右，但全年社会需煤量仅为２２．１亿吨。目前，煤炭新增产能合计约８．３亿吨，已超过煤炭工业“十一五”规划确定的５．８亿吨的建设规模。

出处：人民日报