内容提要：政策松动，神华煤制油宣布盈利，延长石油煤油共炼项目即将投产……种种迹象表明，煤制油开始升温。

数年来一直在审批和叫停间不断徘徊的煤制油终于看到了一些曙光。这一次，煤制油被列为五种新型煤化工之一，得到了国家发展改革委的“路条”，并且，《煤炭十二五规划》提出，重点支持大型企业开展煤制油等升级示范工程建设，加快先进技术产业化应用。

无疑，这些都是好消息。从2006年开始煤制油多次被叫停，这一次似乎有点松绑的意味。一方面，5月13日，中国神华披露去年其直接液化煤制油项目产油86万吨，并宣布实现盈利；另一方面，延长石油煤油共炼等新型煤制油项目即将投产；再加之去年开始，煤价大幅跳水，降低了煤制油的原料成本，利润空间再次加大。于是，支持者们开始探讨煤制油大发展的一系列问题。比如，是否到了把这些示范项目进行商业化运营的关键期？再比如，面对直接液化、间接液化，甚至是煤油共炼等诸多技术类型，哪一种经济性更好，将得到长足发展？

能源企业蠢蠢欲动

2006年，国家发展改革委连发两道禁令——“不批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目”，以及“在国家煤炭液化发展规划编制完成前，暂停煤炭液化项目核准”。2008年9月后，政府更是暂停了除神华两个项目外的其他煤制油项目。

但看到盈利空间的能源企业们并没有就此停下来。早在2008年，潞安集团就产出了中国第一桶煤制油，并且，潞安并不甘心只做这条十几万吨的小装置，而是制定出了一套看似高调的煤制油“十二五”规划：到“十二五”末将建设完成第二个300万吨/年的产业化工厂，形成煤制油产能741万吨/年、产量（当量）561万吨/年的规模。

作为开拓者的神华也在积极准备扩容，神华煤直接液化示范工程计划再上两条生产线，首先达到年产320万吨，将来直接液化项目总建设规模为年产500万吨，再加上神华宁煤400万吨/年的煤炭间接液化项目，年产900万吨煤制油的神华依旧稳居头把交椅。

最纠结的当属兖矿，兖矿集团早在1998年就进入煤制油领域，无论从研发还是投资方面看，煤制油都是其发展重心。兖矿位于榆林的100万吨/年的煤间接液化制油工业示范项目，2008年就通过了国家发展改革委的审核评估。只是突然就没了下文，这几年，兖矿不得不储备技术、积蓄力量。

还有内蒙古伊泰，这家有着独特地域优势的煤企也不甘落后，其16万吨/年的一期示范项目已经满负荷运行，二期项目是200万吨/年，更长远的目标是500万吨/年。

去年开始，也就是在神华直接煤制油项目正式盈利的当口，国家对煤制油的态度开始缓和，直到今年上半年，陆续有项目获批。于是，企业的目标也越来越高调，例如兖矿集团提出将在2020年前将煤制油项目逐步扩建至1000万吨/年。据悉，截至2012年底，全国已经投产的项目中，煤制油总产能仅为170万吨/年，其中神华集团居于主导地位，占总产能的74%。

石油企业也开始利用自己的优势加入这场大潮。延长石油位于榆林靖边的煤油共炼项目也如火如荼地建设起来，预期这例全球首套煤油共炼装置，2014年就能建成投入运营。据悉，该项目第一期是建设规模为45万吨/年的煤油共炼试验示范装置，建成达产后，年产26.24万吨柴油和7.77万吨汽油调和组分。随后将进行第二期的建设。

煤油共炼或成新热点

中国“贫油少气富煤”的现状使我们不得不寻找出路，以减少高达近60%的石油对外依存度。不可否认，从保证国家能源战略安全考虑，中国必须要有自己的煤制油工业化成套技术。

继成功开发煤直接液化、间接液化和煤焦油加氢等煤制油技术后，2012年，全球首个煤油共炼工业化示范项目在陕西靖边开工建设。对于这套新技术，业内寄予厚望，因为其经济性要远高于传统的直接和间接液化。

所谓煤油共炼，就是将煤浆与渣油按一定比例混合，在催化剂作用下，使煤和渣油同时加氢裂解成轻、中质油和少量烃类气体。不仅仅是延长石油，中石化等公司也将煤油共炼作为重要前瞻性科研课题和储备技术大力开发。

延长石油煤油共炼项目的总承包方——北京石油化工工程有限公司在国内外大量小试、中试均证明：煤油共炼不仅工艺可行，还可大幅提高煤与渣油的转化率，延长催化剂寿命，降低氢气消耗，有效提升产品品质和市场竞争力。以正在建设的第一期45万吨/年煤油共炼示范项目为例，总投资只有25亿元，仅为相同规模煤间接制油投资额的54%和煤直接液化项目投资额的46%；氢气消耗量减少10-20%；油品收率从煤直接或间接制油的不足50%提升至70%左右；吨油品综合能耗降低10%以上，二氧化碳排放量削减50%。

另外，煤油共炼的能源转化率是所有煤制油技术中最高的。据悉，延长石油选送不同煤样分别在美国休斯敦实验室和BP位于芝加哥的全球实验室进行了3次累计50余组样试，结果发现：煤和渣油的转化率均超过90%，这一数据远高于煤单独液化和重油单独加氢裂化的转化率。

业内专家认为，一旦延长石油示范项目取得成功，项目的技术经济性得到商业化运营验证，就会有更多企业快速上马大型煤油共炼项目。而煤油共炼项目与煤直接液化或间接制油相比，显示出投资省、碳转化率高、“三废”排放少等优势，将有可能使其成为新的投资热点，甚至成为煤制油的主流工艺，在有条件的地区得到推广应用。

商业化之路还有多远？

随着众多煤制油项目的纷纷上马，商业化变得并非遥不可及。尤其是在煤价大幅跳水的当下，煤炭价格跌幅近30%。所以，煤制油不再仅仅是一种战略需要，更从经济上加重了需求的筹码。原本，最主流的声音是，煤制油项目在国际原油价格60美元/桶时，具有较强的竞争力，如今这个数据一度被更改，甚至有专家把这个数据测算为22~30美元/桶。

的确，针对煤制油，何时将这些示范项目戴上商业化的高帽，是企业们最为关注的。但煤制油又属技术、资金、资源密集型项目，尤其对水资源需求巨大，还伴有大量二氧化碳排放，其经济性也受到国内外石油价格及能源价格波动的影响。而且，在经济规模上，最好要控制在100万吨/年以上，并需要国家规划输油管网。这些问题一度成为煤制油商业化的掣肘之处。

一旦商业化，问题会接踵而至。其实，煤制油实现出油不难，难的是在大规模商业运作中实现稳定出油。这就可以解释，缘何神华的直接液化项目运转了7年才开始趋于平稳，并逐步实现盈利。因为设备和技术的稳定直接关系着煤制油项目的成本和利润，生产线如果实现大规模商业化运营，一旦因故障而停车，就会造成少则千万元多则上亿元的损失。

坐落在北京清华园的前瞻产业研究院，最近做了一份《2013-2017年中国煤制油行业深度调研与投资战略规划分析报告》，其中预测，在目前煤价下跌、油价高企的背景下，煤制油项目经济性有较大保障，再加上煤制油政策放松预期升温，煤制油行业景气度上升，十年后，煤制油将开始迈入商业化运营。

但是，前瞻产业研究院也提出，煤制油商业化运营有机遇，也有威胁。机遇包括：第一市场机遇。中国石油缺口呈现扩大趋势，市场需求较大，为煤制油提供了市场空间。第二政策机遇。近年来，中国对煤炭深加工的大力支持，为煤制油创造了良好的政策环境。第三价格机遇。中国石油价格的坚挺，加速了煤制油的替代速度。威胁包括：第一税收威胁。最新推出的对所有液体石油产品征消费税的新政策可能使液化气深加工蒙受冲击。第二替代品威胁。未来天然气、煤制甲醇等将会压缩煤制油产品的市场空间。

（选自《新能源经贸观察》8月刊）