西北能监局关于煤间接液化示范项目发展情况的调研报告

为促进《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》实施，近日，西北能源监管局赴陕西未来能源化工有限公司（以下简称未来能源）开展了煤间接液化示范项目（简称煤制油项目）发展情况调研，查看了100万吨/年低温费托合成煤间接液化示范项目及10万吨/年高温费托合成煤间接液化示范装置运营情况，与企业交流了生产经营、技术工艺、综合能耗、产品结构、产品销售、项目发展规划，以及煤制油产业当前面临的问题、困难和挑战等方面情况，听取了企业对煤制油产业发展的意见和建议。现将具体情况报告如下：

一、项目建设和运行情况

项目位于陕西省榆林市榆阳区榆横工业园，由未来能源建设运营。未来能源由兖矿集团、兖州煤业、延长石油分别按照50%、25%、25%股权比例组建，总体规划两期三步建成1000万吨/年油品和化学品煤炭高效清洁利用项目。目前已建成运行一期100万吨/年低温费托合成煤间接液化示范项目和10万吨/年高温费托合成煤间接液化示范装置，一期后续400万吨/年低温＋高温费托合成煤间接液化项目正在开展前期工作。

（一）一期100万吨/年低温费托合成煤间接液化示范项目情况

1.项目建设运行情况

该项目是国家“十二五”煤炭深加工示范项目，占地303公顷，设计年产115万吨油品，其中合成柴油79万吨、石脑油26万吨、液化石油气10万吨，年转化利用煤炭500万吨。2012年7月开工建设，2015年6月各装置全面完成中交，同年8月项目打通全流程，一次投料试车成功，实际完成投资140亿。截止目前，整个项目实现了安全、稳定、长周期运行。

配套金鸡滩煤矿设计能力为800万吨/年，位于陕西榆林榆阳区，井田平均走向长11.55千米，平均倾斜宽9.34千米，井田面积107.89平方公里，地质储量18.72亿吨，可采储量9.78亿吨，煤种主要为长焰煤和不粘煤，煤层赋存稳定，水文地质条件简单，煤矿于2012年4月开工建设，2014年7月投产，同时建成投产同等规模的洗煤厂，2018年7月，煤矿核增产能至1500万吨/年。

2.项目技术特点

（1）技术水平较为先进

该项目的成功运行使国内首次实现了百万吨级自主煤间接液化技术的产业化。项目技术上依托上海兖矿能源科技有限公司，采用自主知识产权的100万吨级低温费托合成技术和油品稳定加氢技术，费托合成反应器、油品提质装置均是目前国内规模最大，具有柴油选择性高、吨油品催化剂消耗低、费托合成反应器生产强度大、能量利用效率高等优点，达到“国内领先、国际先进”水平。项目还承担国家“863”计划课题5项、国家“973”计划课题2项、取得43项专利、取得11项国家级成果。

（2）装备自主化程度较高

项目主要装置包括 4套8.5万标准立方米/小时空分装置、8台（6开2备）日处理煤量2000吨的多喷嘴对置式水煤浆加压气化炉、3套一氧化碳变换装置、3套处理气量为27万标准立方米/小时低温甲醇洗装置、2套硫回收装置、1套费托合成装置、1套费托合成油品加工装置、1套尾气制氢装置、3台480吨蒸汽/小时高压煤粉锅炉、3000吨/年费托合成催化剂生产装置等。共有大型设备500余台(套)，按投资额度计算，项目装备自主化率达到82%以上，按设备台套数计算，项目装备自主化率达到92%以上。

（3）产品具有较高品质

项目主要生产柴油、汽油、烯烃、石蜡、润滑油、表面活性剂、高碳醇和其它化工产品，所产油品不含硫、不含氮、不含芳香族化合物，轻柴油十六烷值为81，重柴油十六烷值为79，主要参数达到或超过欧Ⅴ标准。

3.资源消耗指标符合要求

运行数据显示，项目吨油耗标煤3.44吨、耗电44.57kwh、耗水7吨，水重复利用率达98.26%，吨油品二氧化碳排放量为4.93吨，碳转化率高达98%～99%，综合能源利用效率为45.9%，符合《煤炭深加工示范“十三五”规划》中的能效和资源消耗指标要求。（见表1）。

4.节能减排取得较高成效

项目节能环保投资达18.1亿元，占总投资11.04%。建成投用污水处理、废气处理、噪声污染控制、固体废物处置、燃气发电、余热发电等环保设施和装置，污水处理实现了零排放，污染物排放合格率达100%。项目大量采用空冷器做为透平冷却、工艺冷却设备，有效代替了循环水冷却方式，年可节约新鲜水蒸发量1349万m3，水资源重复利用率达98.26%。项目充分利用余热、余气发电，建成并稳定运行3套50MW余热发电机组、1套42MW燃气发电机组，在满足每小时约80-100MW自用电情况下，每小时还能向电网外送电负荷约30-50MW，实现节能减排。

（二）一期后续项目情况

1.10万吨/年高温费托合成煤间接液化示范装置情况

2017年6月，在一期项目内还投资建设了10万吨级高温费托合成工业化示范装置，2018年9月19日一次投料试车成功。这是我国首套自主研发并完全拥有自主知识产权的高温费托合成工业化示范装置，它的建成投产为我国百万吨级工业化装置的建设奠定了技术基础，也标志着高温费托合成技术完全具备了产业化条件。该项目主要包括高温费托合成和催化剂还原两个单元，主要原料和公用工程均依托一期100万吨煤间接液化项目，费托合成所产的高温冷凝物、低温冷凝物等产品送到一期油品加工单元。该技术创新地采用了铁基催化剂和固定流化床反应器，费托合成反应温度高，可副产4.0MPa高品位蒸汽，有利于能量的综合利用，降低单位产品能耗。运行数据显示，该示范装置反应温度为300℃~370℃，CO转化率超过99%，合成气转化率达到92%，合成产物碳数分布较窄、烯烃含量更高，可生产石油化工路线很难获取的精细化工品和专用化学品，包括1-辛烯、1-癸烯烃、聚α-烯烃（PAO）、洗涤剂醇、线性烷基苯（LAB）、α-烯烃磺酸盐、重烷基苯、高碳醇等。该装置的成功示范运行也为一期后续400万吨/年煤间接液化项目提供了技术验证。

2.400万吨/年低温＋高温费托合成煤间接液化项目

“十三五”期间未来能源在100万吨/年煤间接液化示范项目的基础上，将开展一期后续400万吨/年煤间接液化项目及配套1000万吨/年西红墩煤矿项目建设，计划总投资约830亿元，采用大型高温与低温费托合成多联产技术，共设置高、低温费托合成各2条线，400万吨/年油品加化学品加工装置设置生产线1条。核心装置包括200万吨/年高温费托合成示范装置及200万吨/年低温费托合成联产装置。进一步延长产业链条、优化产品结构，同时生产汽油、柴油、航煤、润滑油基础油（API Ⅲ类）、白油、聚α烯烃（PAO）、高熔点石蜡、聚乙烯、聚丙烯、丙烯腈、丁腈橡胶、丁烯-1、丁二烯、乙醇、乙醛、丙酮等28种优质油品及高附加值化学品。届时，将形成500万吨/年煤间接液化产能，成为国内最大的煤间接液化基地。目前，一期后续项目正在开展前期工作，预计2019年开工，2022年建成投运。

二、项目的示范效果

一期100万吨/年低温费托合成煤间接液化示范项目示范作用显著、技术引领能力强，促进了地区经济转型发展，为煤制油产业化发展打下了基础，对推动我国煤制油产业的发展具有重要意义。

（一）掌握了大型煤间接液化成套技术

通过该项目的实施，未来能源公司对煤气化、净化、费托合成、油品提质等多种单元技术进行优化集成，掌握了大型煤间接液化成套技术，包括高效低温费托合成催化剂技术、以油品为主的大型低温费托合成工艺等。

（二）具备了大型反应器设计制造能力

该项目实施过程中，克服了低温费托合成浆态床反应器大型化、规模化过程中设计、建造、安装等一系列难题，掌握了大型低温费托合成反应器及其内件技术，大大促进了我国大型化工装备制造企业的焊接、热处理、锻造、吊装等技术水平的提高。

（三）提升了项目管理和工程建设水平

该项目初步建立起了规范有序的运营机制和有效的人才培养机制，通过严格工期进度、预算控制、质量监督、设计优化等管理，大大提升了项目管理、工程建设和投资控制水平。项目从开工到建成仅用3年时间，概算投资164亿元，实际完成投资额140亿元，节约投资24亿元，做到了建设优、速度快、投资省。

（四）创新了投资合作和商业运营模式

为缓解煤制油项目投资大、融资难的压力，未来能源公司引进合作伙伴，提高装置运行和管理水平。其中，生产污水处理采用BOT商业运营模式，由博天环境建设运营；项目空分装置采用第三方供气模式，由美国AP 公司承建，氧气单价低于0.3元/Nm3，整体运行成本较低，装置运行周期优势明显。

目前100万吨/年低温费托合成煤间接液化示范项目实际年产量只有50万吨，虽然实现了安全、稳定、长周期、一定负荷运行，但是未达产，也未达到盈利目标。通过对我国已建成项目的了解，截至今年9月份，我国煤制油产能已达921万吨/年，较“十三五”初增长了214.3%，但大部分都存在亏损，主要原因有技术及工艺流程局限、产业链延伸不足、原油价格和煤炭价格影响、成品油税费制约、我国能源结构调整等，其中既有外部环境影响也有项目自身的因素，煤制油产业是新兴产业，目前仍然处于产业化初级阶段，面临着诸多问题、困难和挑战。

三、面临的问题、困难和挑战

（一）油气和煤炭价格对煤制油产业发展影响较大

一是目前国际油气市场供需趋于宽松，价格低位运行，中东和北美低成本油气产品加快出口，直接对煤制油行业产生较大冲击；二是随着国内煤炭行业供给侧结构性改革的深入推进，煤炭价格高位运行，导致以煤炭为原料的煤制油行业压减产能，甚至将配套煤矿产出的煤炭直接销售，用以对冲煤制油项目的经营压力。

（二）能源结构调整可能压缩煤制油行业发展空间

随着国际能源供需格局深度调整，能源结构向清洁化、低碳化方向转变，以电动汽车为例，预计2025年全球电动汽车销量将增至1100万辆，2030年将达到3000万辆，2040年达6000万辆，中国是世界上最大的汽车市场，占全球销量的30%，电动汽车及氢能汽车等的发展必将引起连锁反应，如果再加上非化石能源的广泛使用，将使煤制油产业发展不确定性增大。

（三）产品成本居高不下，技术及装备水平有待提高

一是我国建成或在建的煤制油项目大部分采用间接液化技术，其中高温费托合成工艺还处于技术验证阶段，低温费托合成工艺是目前技术主流，虽然技术应用趋于成熟，但是系统优化集成不够，各单元工艺、装备的磨合的匹配度不够。同时，因为技术及装备的制约，煤制油产业链延伸不充分，致使产品多样化受到限制，导致产品吨油成本居高不降；二是煤制油项目投资成本远高于同规模的传统炼化项目，比如：未来能源100万吨/年煤间接液化示范项目实际投资达140亿元，同时期同等规模的中石油广西田东100万吨/年炼油厂总投资才3亿多元，高投入导致投资回收期较长。

（四）现行成品油税费政策弱化煤制油产品的竞争力

煤制油产业在前期投入较高，成本收回周期长，这让煤制油产业在市场竞争中处于弱势地位。且在现行的税费政策下，煤制油产业需承担和传统炼化行业相同的成品油消费税，在国际油价处于低位运行时，国家为防止过度消费、污染环境，上调消费税，让煤制油产业在发展初期本已沉重的财务负担下，更雪上加霜。

（五）管理经验制约项目运营管理精细化

示范项目承担单位大多来自煤炭、电力、传统化工等领域，企业历史悠久，内部需安置人员较多，示范项目承担了部分安置任务，煤制油工作经验不足。同时，对技术密集、工艺复杂的煤炭深加工产业深入研究不够，建设、运营管理可以借鉴的经验有限。

四、意见和建议

（一）树立信心，毫不动摇，坚定发展

虽然煤制油产业在发展过程中遇到了许多困难，未来也存在一定的不确定性，但是我们一定要站在国家科技战略、能源战略和能源结构调整的高度，树立信心，毫不动摇，坚定发展。首先发展煤制油产业是我国的战略需要。我国富煤少油的资源结构特点、原油对外依存严重以及煤炭清洁利用势在必行决定了我国必须要发展煤制油，同时煤制油产业也能带动地区经济转型发展和相关技术及装备制造业的发展，促进我国科技创新水平不断提高，让我国在这一领域抢占制高点和先机。其次国际和国内经验表明煤制油行业通过产业链延伸，发展高端精细化工大有作为。南非萨索煤制油项目借助丰富的高端精细化学品始终能够保持良好盈利，内蒙古伊泰16万吨/年煤制油项目，通过延长产业链实现了较好盈利。

（二）落实规划，严控产能，有序推进

严格落实《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，示范先行，以技术发展进程确定产业发展节奏，切实发挥示范项目的带头作用，严把准入关，严控规模产能扩张。同时要加强事中事后监管，规范项目建设秩序，杜绝批小建大、进度滞后等现象。

（三）自主创新，坚持标准、绿色发展

一是落实创新驱动发展战略，将自主创新作为煤制油产业可持续发展的第一动力，强化原始创新、集成创新和引进消化吸收再创新，通过技术创新、产业验证等方式提升高附加值产品工艺技术，发展高、低温费托合成相结合的产业模式，延长精细化学品产业链，拓宽精细化学品市场；二是坚持高标准、高要求、高定位，在建设、规模、生产、管理、效益等方面追赶超越，不断提升竞争力，提升煤炭转化率和效益；三是将资源和环境承载力作为产业发展的前提，强化生态环境保护，坚持规划环评和建设项目环评并重，执行严格的环境保护标准，努力实现绿色发展。

（四）政策扶持，促进产业发展

一是总结示范经验，研究制定安全、生产、质量、环保等行业标准，促进项目在建设、技术、产品、产业等方面升级；二是国家出台政策适当给予煤制油产品补贴，鼓励新产业发展，完善国家油品收储制度，将煤制油产品列入国家石油收储目录，增强油气储备应急能力;三是针对目前煤制油面临的困境，专门制定煤制油品行业消费税，当原油价格低于一定程度时免征消费税，原油价格回升时可根据煤制油行业整体盈利水平制定阶梯税收政策，以提高煤制油行业的市场适应性；四是按照煤化一体化模式，为煤制油项目配备满足生产需要的煤炭资源，确保煤制油原料稳定供应,降低煤炭市场波动风险；五是借鉴电力市场化改革经验，推进油气体制改革，推动煤制油市场化交易。统筹考虑制定允许煤制油企业申办成品油批发和零售资质，以及建设、运营油品储运设施和加油站相关政策，降低交易双方成本。

（五）加强行业监管，促进产业健康发展

一是规范对煤制油项目的运营监管，制定严格的煤炭转化率要求和直接出售煤炭的销量上限，避免配套煤矿受利益驱动，大量外售煤炭。并对煤制油项目（含配套煤矿）进行财务整体核算，以衡量项目整体财务状况；二是规范煤制油油品销售渠道，惩处地炼油掺杂煤制油提升品质销售等扰乱市场的行为；三是建立煤制油项目考核机制，对建设时序、规模、技术先进性、设备自主化率、运行成本、利润、环保等逐一进行考核，促进煤制油产业规范运作，健康发展。

国家能源局西北监管局

2018年11月27日