從煤到油的變形之路
2016年，習近平總書記在神寧煤制油示範項目現場考察時，發出了“社會主義是幹出來的”偉大號召，並在該項目建成投產時作出重要指示，明確了這一重大項目建成投產對我國增強能源自主保障能力、推動煤炭清潔高效利用、促進民族地區發展的重大意義。追溯歷史，第二次工業革命後，內燃機問世，汽車、飛機制造業興起，各工業部門相繼採用以石油為燃料的動力裝置，石油消費量顯著增加。上世紀60年代初，石油（氣）的產量與消費量超過煤炭，世界能源進入“石油時代”。
世界石油消費長期位居一次性能源消費之首，意味著如今世界經濟的發展，在很大程度上依賴於石油生產與供應，但世界已探明石油儲量僅為1434×108噸。相比之下，煤炭儲量為9842×108噸，比石油儲量豐富得多。
我國每年原油總消費量接近6億噸。其中，燃料使用原油2.5億噸左右，化工原料使用原油2億噸左右，其他少量原油作為特種油品使用。而我國每年自產原油不到2.1億噸，存在3.8億噸到3.9億噸的缺口。目前，我國的石油依存度已超過65%。將“煤”轉化為“油”，必要性可想而知。
煤制油技術起源於19世紀的德國，並在日本、法國、美國、加拿大等國家相繼發展。在我國，改革開放後，特別是上世紀90年代以來，煤制油技術受到高度重視，迅速發展，煤制油技術工業化逐漸成熟。
據悉，“十三五”“十四五”期間，煤制油項目將繼續進行升級示範，增強自主研發能力，力求全面實現裝備國產化。
從研發引進到漸成規模
我國是世界上較早有煤合成油工廠的國家之一。
1923年至1945年，我國先後兩次從德國購置了一套煤間接液化裝置，煤制油試驗歷時數年未果。
中華人民共和國成立後，恢復擴建了煤制油裝置，1959年規模最大時有70台箱式反應器，年產油品4.7萬噸，1967年因大慶油田產油而停產。
改革開放後，山西煤制油試驗再次上馬。中科院山西煤化所開始進行煤制合成汽油的開發研究，並開發出兩段法煤制油試驗裝置。
上世紀90年代，國際石油價格很低，煤制油的成本高於進口石油，加之當時我國已開始大量進口石油，煤制油工業化試驗裝置因經費問題，在試驗成功後便不再開車。
1997年以後，隨著我國石油需求快速增長，煤制油技術重新得到重視。進入21世紀，煤制油作為接替資源受到普遍關注。
2004年8月，神華集團（後重組為國家能源集團）擁有自主知識產權的第一條百萬噸級煤直接液化生產線開工建設，全國各地紛紛將目光投向這一領域。
兗礦集團5萬噸/年的間接液化煤制油項目、潞安集團和伊泰集團各16萬噸/年的間接液化煤制油項目、神華集團18萬噸/年的間接液化煤制油項目在“十一五”期間陸續開工建設，備受業內矚目。
當時，除已進入國家規劃的內蒙古、雲南、黑龍江、陜西等省（自治區）以外，山西、山東、寧夏等十幾個省（自治區）紛紛計劃上馬此類項目。
但由於煤制油技術的工業化尚處於示範階段，且一次性投資巨大，如任由其無序發展，將導致巨大風險。
為此，國家發改委先後下發了《關於加強煤化工項目建設管理、促進產業健康發展的通知》《關於加強煤制油項目管理有關問題的通知》等文件，力求穩步推進煤制油產業的發展，規範投資行為。
目前，全國已投產的煤制油年總產能約900萬噸。潞安集團共有年產116萬噸的間接液化煤制油項目、伊泰集團共有年產216萬噸的間接液化煤制油項目、兗礦集團共有年產100萬噸的間接液化煤制油項目、國家能源集團共有年產418萬噸的間接液化煤制油項目和年產108萬噸的直接液化煤制油項目。其中，國家能源集團煤制油產能約占全國煤制油總產能的60%，並擁有全國唯一的直接液化生產線。
兩條煤制油技術路徑
煤和石油都是碳氫化合物，所含化學元素基本相同。典型煙煤的氫碳比為0.8左右，而原油的氫碳比為1.76左右。
煤液化，即根據大分子學說，將煤在高溫高壓條件下裂解，通過化學反應提高煤炭的氫碳原子比，降低氧碳原子比，轉化成液態油（烷烴）和氣態烴。
“煤炭的烴基轉化，從技術上說有三種模式。一是液化，二是氣化，三是碳化。”國家能源集團煤制油化工有限公司副總經理劉夏明說，“碳化多數屬於傳統煤化工範疇，液化和氣化多數屬於現代煤化工範疇。”
煤直接液化技術，是“液化”方式的烴基轉化。而煤間接液化技術，則是通過“先氣化、再液化”的方式進行烴基轉化，最終合成油品。
近年來，中煤科工集團、國家能源集團、兗礦集團和中科合成油公司等都致力於煤制油技術的開發和研究，並取得了相應成果，相關硬件、催化劑的開發也獲得相應突破，我國煤制油技術迅速進步。
我國煤間接液化技術，最早由兗礦集團引進並研發。
1998年，兗礦集團開始進行煤制油的技術儲備。當時，兗礦集團從南非沙索爾公司請回了其副總工程師孫啟文。
孫啟文的回國加快了煤間接液化技術研發。但因歷史上的企業決策因素，兗礦集團煤間接液化技術遲遲沒有得到工業項目的驗證，錯過了技術推廣的好時機。
2009年，中科院山西煤化所及其後來股份化的中科合成油公司與其他企業合作建設了3個煤間接液化工廠。同年，神華集團煤制油化工公司成功研制間接液化費托合成催化劑，並在間接液化裝置上成功應用。
“煤間接液化技術較多，國內有兗礦的、山西煤化所的、中科合成油的，國際上還有南非沙索爾的。”劉夏明說。
目前，我國多數間接液化煤制油項目采用脫胎於中科院山西煤化所中科合成油公司開發研究的技術。
我國煤直接液化技術，由國家能源集團自主開發。
2000年前後，神華集團用3年時間，在煤炭科學研究總院863催化劑的開放基礎上，對世界三大煤直接液化技術（美國HTI工藝、德國IGOR工藝和日本NEDOL工藝）進行對比，決定採用美國HTI煤直接液化工藝，並對工藝流程進行改進。
2004年6月，具有我國自主知識產權的煤直接液化工藝技術通過評估和鑒定，日耗煤6噸的直接液化實驗裝置試驗成功。同年，在我國最大煤田——神府東勝煤田上，神華集團鄂爾多斯煤直接液化生產基地開工建設，並於4年後建成投產。
目前，我國此項煤直接液化技術已在全世界13個國家申請了專利技術。“經國家發改委委托中國石油和化學工業聯合會評估，應用該項專利技術建設的第一條百萬噸級的工業化示範生產線，基本達到了預期的工藝技術指標。總工藝流程在未來一段時間裏不會發生較大變化，除非有更加高效的催化劑產生。”劉夏明說。
隨著神寧、潞安、伊泰等百萬噸級煤間接液化工廠的陸續建成投產，該技術的應用也逐漸趨於成熟。
從開始研究煤制油技術到現在，我國建立了具有國際先進水平的科學實驗室，專門負責煤炭液化和液化油提質加工等方面的研究，並培養了一支專業的科研隊伍。
環保投資占比一成左右
煤化工在控制大氣汙染物排放方面，具備先天性優勢。
和傳統的煤炭利用方式——燃煤發電相比較，同樣加工1噸含硫量相同的煤，其二氧化硫排放量只有電廠超低排放量的1/5。在氮氧化物方面（產生PM2.5的主要物質），發電站為空氣燃燒，空氣中含有大量氮氣，產生氮氧化物。而煤化工為純氧燃燒，采用空分裝置把氧氣和氮氣分離開，廢氣中氮氧化物含量極少。此外，煤化氣的反應溫度在一千攝氏度以上，在上百大氣壓下、高溫高壓全密閉環境中運行，不易產生粉塵。
經過煤化工裝置排放的廢氣，二氧化碳濃度極高，一般在95%到98%之間。國家能源集團在鄂爾多斯煤制油廠區建設了中國首個CCS（二氧化碳捕集和封存）項目，目前已經封存了約30萬噸的二氧化碳。“二氧化碳濃度越高，越有利於二氧化碳的高效捕集。”劉夏明說。
劉夏明認為，對於煤制油而言，環保方面最大的難點是污水處理。無論是直接液化還是間接液化，均會產生一定量的高濃度有機廢水，處理難度較大。
“但區域特點又決定了我們沒有排放廢水的條件，需要實現水資源循環利用。經過數年的技術攻關，直接液化煤制油項目已基本實現這一目標，但也付出了較大的經濟代價。”劉夏明說。
在煤間接液化方面，以神寧年產400萬噸煤制油示範項目為例，由於國家環保指標提升，很多技術在新標準下達不到要求，新的環保技術正在開發。據神寧集團煤制油分公司總工程師黃斌介紹，以低溫甲醇洗的尾氣排放為例，總硫要求佔比百萬分之一，而根據早期數據，能控制在百萬分之二十以內“已經很好了”。
開發新技術，既要控制投資和運行成本，還要保證達標，難度可想而知。“示範項目之所以叫‘示範’，就是需要一個研發、探索的過程。”黃斌說，“目前看來該項目運轉良好。”
近年來，煤化工項目在環保方面技術飛速進步。但與之相對應的，是大量的環保投資。
據悉，一般的煤化工項目在環保方面的投資佔項目總投資的7%到15%，環保投資成為煤化工產品成本的重要組成部分。
探尋煤制油發展空間
按目前既有技術水平和指標計算，每3.3噸到3.5噸的標準煤，可生產出1噸成品油。
成品油成本主要由原料（煤炭）的價格和固定成本組成。以直接液化煤制油項目為例，以熱值5500大卡以上的坑口煤價格為370元/噸計，生產1噸成品油的原料成本約1200元。
國家能源集團年產108萬噸直接液化煤制油項目投產之初，油價在每桶80美金以上，項目每年有4億至5億元的利潤。但在2015年後，油價下跌，消費稅相應增加。2015年至2017年，項目連續虧損。
“今年7月之後，隨著油價回升，企業開始盈利。按照目前的運行成本和消費政策來看，每桶石油價格60美金時，直接液化煤制油項目可實現盈利。”劉夏明說。
根據相關政策，高油價時，國家為穩定成品油價格，下調消費稅；低油價時，國家為防止過度消費、汙染環境，適當上調消費稅。
然而，成品油消費稅不適用原油以外來源的其他油品。以煤制油為例，國際油價高時，煤制油企業利潤高而消費稅低；國際油價低時，煤制油企業利潤低，同時還要承擔高額消費稅，企業生存困難。
據介紹，在原油低價位水平運行情況下，要避開油品的高額消費稅，進一步提升煤制油項目的經濟性，須延伸產業鏈，增加高附加值化工產品的種類。全球第一家煤制油工業化、規模化的南非沙索爾公司已經有一些成功的經驗。目前我國各煤制油項目也正在按照這個思路積極探索推進。
值得注意的是，全國目前投產的煤制油項目，總體量不到1000萬噸。《能源發展“十三五”規劃》提出，“十三五”期間，煤制油生產能力達到1300萬噸左右。而我國每年自產原油2.1億噸不到，缺口為3.8億噸到3.9億噸。
“和3.8億噸的缺口相比，1000多萬噸的煤制油體量很小。但正如溫家寶總理當年在直接液化煤制油項目現場視察時指出的那樣，‘在國家需要時用得上’。”劉夏明說，“應充分發揮人工合成油低硫、低凝點、大比重等優勢，開發特種油品。”
據悉，目前在航空煤油、火箭燃料等方面，人工合成油應用已經取得階段性成果。
煤化工發展尚待全面
烯烴和芳烴，是三大合成材料（合成塑料、合成纖維、合成橡膠）的基礎原料。一個國家石油化工的水平，通過烯烴和芳烴這兩種基礎原料來衡量。
“煤化工技術在中國取得了革命性突破，但發展尚不全面。”劉夏明坦言。劉夏明所指的不全面，一方面是煤制油和煤制烯烴的體量不夠大，且彼此關聯不足。石化行業目前已實現千萬噸級的煉油和百萬噸級烯烴的“煉化一體化”，而煤化工行業尚不具備此條件。
另一方面，雖然我國煤化工項目在煤制烯烴、煤制油方面有所突破，但在煤制芳烴上的技術還未取得根本性突破。合成原料受限，導致下遊合成產品較為單一，煤化工行業同質化產品競爭激烈，尚未實現多元化發展。
除此之外，目前我國煤化工產品以固體產品為主，液體產品較少，生產出的油品就近銷售或消耗，很難外運。市場在東南沿海，產地在西北地區，這給液體產品的運輸帶來不便。
和煤化工產地與市場一樣逆向分布的，還有水資源和煤炭資源。我國煤炭資源集中在中西部的山西、內蒙古和陜西等地，為幹旱或半幹旱地區，水資源匱乏。
數據顯示，年產100萬噸的直接液化煤制油項目，日需水約為2萬立方米。年產150萬噸的間接液化煤制油項目，日需水約為5萬立方米。煤制油技術的產業化受水資源的約束。
目前，在我國西部地區，只有寧東煤制油基地初具規模。寧東煤化工基地規劃面積3000多平方公里，環境容量目前已經飽和。
在設備國產化方面，部分精密儀表、自動化控制系統等，目前仍需從國外引進。
“我們國家差就差在材料工藝上，尤其是一些高強度、高耐磨性、耐低溫的材料。”劉夏明說，“但經過幾十年的發展，煤制油項目在開車過程中和國內的裝備制造業相互配合，國產化率已大幅提升。”
據悉，我國煤直接液化技術的設備國產化率達95%以上，煤間接液化技術的設備國產化程度相對更高。
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