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煤制油工艺分为直接液化和间接液化,现在投产的项目以间接液化为主,间接液化又分高温费托和低温费托,目前潞安、伊泰使用的基本都是低温费托。但是受技术所决定,低温费托仍以油品为主,即使生产蜡,其体量也不会太大。
“因此如果想向精细化发展,还得做高温这块。高温费托事实上就是向精细化的方向发展,一方面是产品附加值高,另一方面可以避开高额的消费税。”中讯化工信息研究院分析师崔军告诉《能源》记者。
山西潞安目前拥有2个煤制油项目,一个是山西潞安煤制油公司16万吨/年间接制油,另一个是山西潞安180万吨/年高硫煤清洁利用油—化—电—热一体化示范项目。从16万吨/年项目到180万吨/年的项目,山西潞安利用高硫煤合成了全球第一种以煤为基础通过专有技术合成的特种润滑油基础油——IV高粘度润滑油基础油(PAO),此外还有应用相变蜡以及多规格煤基尼龙纤维等多种精细煤化工产品。
在兖矿集团方面,按照其煤制油规划,第一步已建设了100万吨/年的煤间接液化工业示范装置,采用兖矿自有低温费托合成技术主要生产柴油、石脑油等产品。第二步是建设400万吨/年的大型间接液化项目,包括200万吨/年高温费托合成工业示范装置和200万吨/年低温费托合成工业化联产装置,煤液化能力达到500万吨/年。该项目将综合考虑烯烃和含氧化合物的下游加工利用情况,实现油品和化学品联产。第三步则以高温费托合成技术为主、同时采用高温和低温费托合成两种技术,使液体产品总能力达到1000万吨/年,全面考虑石脑油、烯烃和含氧化合物的下游加工利用方案,优化产品结构。
然而对于煤制油品,长远来看,其真正的方向又在哪里呢?
“一是降低成本,归根到底还是要靠自身的竞争力占领市场。二是高端化,仰仗其它产品不具备的特点,抢占高端市场。三是差异化,充分发挥自身产品的优势,进入差异化的市场。当然,相关的政策支持也是需要和必要的。”中国煤炭加工利用协会煤化工事业部主任阮立军回复《能源》记者时表示。
煤制气VS气荒
作为煤制油的难兄难弟,煤制气的处境似乎更为尴尬。
国内天然气一直存在缺口,天然气对外依存度越来越高,在“煤改气”的大背景下,天然气的缺口不断扩大。这是否会给煤制气发展以新的发展契机呢?
“煤制天然气是非常规天然气的一部分,是我国天然气生产的重要组成部分,也是解决气源和气荒的一个有效方式,但由于目前成本与价格的倒挂,需要国家和地方相关政策的支持。同时从布局上统筹考虑就近市场,而不仅仅是就近资源。”阮立军分析认为。
相比其他煤制气项目,大唐克旗煤制气曾是离缓解气荒最为接近的一个。气价方面,初期的结算价为2.75元/立方米,在正常满负荷运行时每立方米的利润也可达0.7~0.8元/立方米,但是经过两次下调后,现在的价格为1.82元/立方米,下调了约34%。
同煤制油项目类似,受制于天然气价格调控以及煤价的持续高位,尽管天然气的发展空间很大,但是煤制气项目的成本仍然高昂,如何盈利仍然是一大难题。
阮立军认为,煤制气陷入困境有三方面的原因:一是煤制天然气项目均未达到设计生产能力,且实际产量更低。已建成的4个煤制气项目中,除新天外,其余都只完成了一期项目建设。但一些基础性设施和工程等,都已先于主体工程建成。此外,实际产量更低,生产负荷率基本都不超过50%。二是成本高于气价,成本倒挂。经过国家多次调价,现在煤制气的完全成本已远高于天然气的门站价格。三是企业没有市场话语权。煤制天然气不同于煤制化学品,可以在市场上销售。煤制气必须要进入管网,这样产量和价格都要受到限制,自己无法决定。
目前已经建成生产的4个项目中,大唐克旗煤制气一期13.35亿方/年,新疆庆华伊犁煤制气一期13.75亿方/年,内蒙古汇能煤制气一期4亿方/年,新疆新天伊犁煤制气20亿方/年。而2016年,国内天然气产量1371亿立方米,天然气消费量2058亿立方米,即使建成的4个项目满产运行,其体量也十分有限。
《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》中对于煤制气的定位是:协同保障进口管道天然气的供应安全,解决富煤地区能源长距离外送问题,为大气污染防治重点区域工业、民用、分布式能源(冷热电三联供)、交通运输提供清洁燃气,替代散煤、劣质煤、石油焦等燃料,有效降低大气污染物排放。预计2020 年,煤制天然气生产能力达到170 亿立方米/年。
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