日前，我國首個百萬噸級煤炭間接液化示范項目達產達效，項目不僅生產出達到國六標準的汽油和柴油，還能生產出石腦油和液化石油氣等產品。
產品走向高端化、差異化
8月8日，在毛烏素沙漠和黃土高原交界處的未來大廈，未來能源公司董事長、總經理，煤液化及煤化工國家重點實驗室主任孫啟文向記者介紹，該項目由兗礦集團在陜西榆林建設、投產，采用兗礦集團公司自主知識產權的低溫費托合成技術，主要生產柴油、汽油、烯烴、石蠟、潤滑油基礎油、表面活性劑、高碳醇和其它化工產品。低溫費托合成技術與國內外同類技術相比，具有柴油選擇性高、噸油品催化劑消耗低、費托合成反應器生產強度大、能量利用效率高等優點，主要關鍵技術達到國際領先水平。
2015年8月23日，該項目全流程打通，產出優質油品，成為我國首個投產的百萬噸級煤間接液化項目，所生產的油品清澈透明，不含硫、不含氮、不含芳香族化合物，輕柴油十六烷值為81，重柴油十六烷值為79，超過歐Ⅴ標準，達到國六標準。該項目運行一年多即達產達效。項目研發過程中，獲授權煤間接液化技術發明專利34項，取得國家級科技成果9項。
在此基礎上，未來能源一期后續400萬噸/年項目前期工作正在推進，并將繼續應用自主創新成果。
“要想進一步提升煤制油項目的經濟性，就不能僅僅只生產油品，必須延伸產業鏈，增加高附加值化工產品的種類。一期后續項目將發揮兗礦集團自主開發的高溫費托合成技術能夠生產多種高端化學品的優勢，高溫、低溫費托合成相結合，以煤為原料生產油品和化學品，計劃產品種類28個，產品走向高端化、差異化、專用化，提升裝置的盈利能力。”孫啟文說。
示范裝置生產運行數據顯示，該項目噸油耗水7噸，水重復利用率達到98.26%;噸油耗標煤3.59噸，噸油耗電44.57kwh, 項目綜合能源利用效率為45.9%，噸油排放二氧化碳4.93噸，完全符合《煤炭深加工示范項目規劃》中的能效和資源消耗指標要求。
該示范項目在環保方面效果顯著。記者在項目現場注意到，該項目建有污水處理裝置、中水回用處理站、污水處理廠等水處理設施，以及脫硫脫硝裝置、渣廠等。與此同時，該項目還利用生產后的尾氣發電，電量不僅夠自用，還有一定富余。
專家稱煤制油應適度發展
出于對能源安全的考慮，我國開始發展煤化工產業。目前我國已建成的煤直接液化項目1個、煤間接液化項目5個，總年產能達673萬噸;還有神華、伊泰、潞安、貴州畢節等8個煤制油項目已經得到國家有關部門許可擬建在建。
然而煤制油行業并不被業內普遍看好。主要存在的問題有：在當前國際油價持續低迷的背景下，煤制油企業效益欠佳，行業出現虧損，煤制油行業稅費過高，示范企業難以承受;工藝技術有待進一步優化和提高，特別是系統集成優化，高附加值產品分離及利用等方面;污水處理投資和運營成本過高，按照濃鹽水結晶分離“零排放”工藝路線，百萬噸煤制油項目整套水處理系統單項投資接近10億元，噸水處理直接運行成本為30~40元。
多位行業專家建議，煤制油作為國家能源戰略儲備，應適度發展。
中國工程院院士王基銘對記者表示，從規劃上看，我國煉油規模大約是7.8億噸/年，總體過剩。發展煤制油是我國能源多元化戰略，目前處于示范階段，應當適度發展。新建項目要有合理的布局和規劃，避免行業發展亂象。大型項目應當遵循前期規劃要充分、建設階段要抓緊、投料試車要安穩的原則，充分了解產品經濟性，制定科學產品方案，選擇可靠的技術路線。
稅費也是煤制油企業必須考慮的關鍵因素。王基銘認為，煤制油企業成品油消費稅壓力較大，還要進一步提高市場盈利能力。煤化工要與石油化工融合互補發展，向高端化工產品方向發展，才能解決面臨的問題。
國務院發展研究中心資源與環境研究所副所長常紀文表示，成品油消費稅是煤制油企業的一項重負，但企業不能寄希望于成品油消費稅減免政策，而要從企業和項目自身尋找效益增長點。在稅負政策上，建議研討對進口油品征收能源安全稅，用于補貼國內的煤制油示范企業。
如何提高企業效益?相關專家也紛紛支招。
機械工業經濟管理研究院院長徐東華說，企業效益涉及到技術、研發、市場、產品在全球供應鏈體系中的融入和分工問題。要重視輕資產化的發展模式。輕資產化模式要求企業對該領域的技術和市場有一定控制能力，同時也有利于企業抵御各類金融風險。
王基銘稱，項目最終選擇生產什么化工產品，還應看市場需求和產品的經濟性而定。
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