探秘神华:煤制油跨越“水门关”_中国经济网——国家经济门户
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探秘神华:煤制油跨越“水门关”

2016年04月10日 07:03   来源:中国经济网—《经济日报》   崔书文 林火灿 魏永刚

  促进煤炭产品由燃料向原料与燃料并重转变,已经成为煤炭行业的共识。特别是在煤炭产能过剩愈演愈烈、市场供需严重失衡的形势下,越来越多的煤炭企业把目光聚焦在煤化工、煤制油上。

  经过多年的发展,神华集团在煤制油化工领域已经形成完整体系,成为我国最大的煤化工企业,也是目前全球最大的煤制油化工产品生产商。按照规划,“十三五”期间,神华集团将继续把煤炭清洁转化作为清洁能源发展战略的重要“一翼”。

  神华集团的煤制油项目曾广受关注,也饱受争议。现在,这个项目进展情况如何?《经济日报》调研组来到了神华集团鄂尔多斯煤制油分公司采访。

  直接液化 从无到有

  “从筹建第一条生产线,到2010年实现煤直接液化的商业化运行,我们走过了15年左右的时间。”在神华集团鄂尔多斯煤制油分公司的展览室里,中国神华煤制油化工有限公司董事长兼总经理张继明说,从国家长远的能源安全看,这样的付出具有深远意义。

  我国石油和天然气资源相对匮乏,国内油气供应缺口较大。针对石油对外依存度较高的严峻形势,早在1996年,我国就提出了要探索以煤制油的能源发展道路。

  发展煤制油项目的重担,落在了神华的肩上。从1997年起,神华集团开始项目前期工作。中国神华煤制油化工有限公司副总经理、总工程师舒歌平说,上个世纪90年代,国内还没有关于煤制油的成熟技术和模式。在开展前期研发中,神华也试图从国外直接引进技术。不过,由于种种原因,直接引进技术的进展并不顺利。

  为了使煤制油尽快实现工业化生产,神华集团开始了自主研发的尝试。随着一道道难关被攻克,最终把无机化工、煤化工、石油化工等技术融合在一起。2004年,神华集团启动了第一条煤直接液化商业化生产线示范工程建设;2008年12月30日示范工程一次开车成功。

  经过几年试车运行,鄂尔多斯煤直接液化示范工程核心装置实现了长周期稳定运行,水资源消耗降低,能源转化效率等各项经济技术指标持续提高,并于2011年进入商业化运营。

  数据显示,2011年至2014年,鄂尔多斯煤直接液化年均实现销售收入57.1亿元,利税14.3亿元,经济效益良好,在高油价下有较好的盈利能力。2015年投煤运行269天,生产油品71.8万吨,加工洗精煤150万吨,销售各类油品70万吨,实现营业收入30.62亿元。

  舒歌平说,煤制油化工技术在将煤炭转化为清洁优质汽柴油、天然气、烯烃等产品的同时,还能将煤中的硫元素以单质硫的形式回收,整个转化过程具有较高的能源转化效率。

  记者了解到,神华鄂尔多斯煤制油项目建设规模为年产油品400万吨。目前,第二、三条生产线也在稳步推进,示范工程(含间接液化)年消耗煤炭1200万吨,年产值300亿元,利税近100亿元。

  神华集团董事长张玉卓说,煤炭在中国的主体能源地位相当长时期内难以改变。推动煤炭清洁发展,必须实现由资源驱动向创新驱动转变,由燃料向燃料、原料并重方式转变,由相对粗放开发向集约绿色、互联智能方式转变,由传统高排放利用向近零排放的清洁高效方式转变。

  “把煤炭作为原料,通过目前成熟的煤制油化工技术既能生产汽柴油和甲烷产品,又能生产烯烃、芳烃等石化产品,可以实现对部分进口油气资源的直接和间接替代,减少境外油气资源供应对我国经济社会稳定的影响,从而保障国家能源安全。”张玉卓说。

  到2020年,神华集团煤化工板块有望完成3000万吨石油当量,据测算,与同期大庆油田的石油产量大致相当。

  耗水不再是问题

  自鄂尔多斯煤制油项目启动以来,外界的批评声音就不绝于耳。批评者认为,煤化工项目需要消耗大量水资源,在鄂尔多斯发展煤制油,不仅会污染当地的水资源,也会加剧水资源的短缺。

  鄂尔多斯煤制油项目最初设计的吨油水耗达10吨,如果按年产油品400万吨匡算,该项目每年需要使用水资源4000万吨。这在水资源严重不足的内蒙古,确实不是一个小数目。

  “现在,批评的声音已经越来越少了。”张继明说,在项目规划之初,神华就对当地的配套资源作详细评估,比外界更能感受到水资源的宝贵。

  张继明介绍说,在当时的项目审批中,政府只给鄂尔多斯煤制油项目批复每天8万吨的额度,并且没给任何污水排放口。这就意味着,鄂尔多斯项目必须做到尽量少取新鲜水,且不对外排放废水。

  发展煤制油,必须消耗大量的水。怎么办?神华集团的矿井疏干水“地下水库”派上了大用场。神华集团通过管道,直接把储存在“地下水库”的矿井水引到煤制油项目。目前,“地下水库”向鄂尔多斯煤制油项目的日供水量超过了3000立方米。来自“地下水库”的矿井水经过净化处理后,三分之一用于生产氢气,其余部分用于设备的循环冷却。

  舒歌平告诉记者,随着工艺的不断改进,鄂尔多斯煤制油项目吨油水耗已经从设计之初的10吨降到5.8吨左右,最好的时候吨油水耗不足5吨。随着工艺的不断改进,水耗量有望继续下降。

  对于煤制油过程中产生的污水,则实施“清污分流、污污分治、一水多用”。在神华煤制油的废水处理车间,工作人员许昊告诉记者,这里共有两套废水处理设备,每套设备每小时能处理污水200立方米,均处于24小时运转状态。

  根据生产运行中不断暴露出的污水处理及回用方面的问题,神华集团进行了多项技术改造,其中包括高浓度污水深度处理、含硫污水气体装置改造、含油污水处理装置增加隔油沉淀设施、含硫污水增加除油设施、生活污水、气化废水增加缓冲沉淀池等。自2008年以来,神华集团共完成污水技改技措项目达16项。

  截至目前,神华煤制油污水处理累计投入已超过13亿元,是普通炼油环保投入的3至4倍,成功解决了污水处理难题,污水回用率达到98%以上。

  张玉卓表示,到2020年,神华煤制油项目将努力实现水耗继续降低20%,最大限度实现水资源的重复利用,把新鲜水耗量降到最低。

  让煤制油“叫好又叫座”

  2012年,神华集团在鄂尔多斯煤制油项目附近建起了第一个自营加油站。几年来,这座加油站每年销售油品9000多吨,年年盈利。

  与这座加油站形成反差的是,神华的煤制油项目赚钱并不容易。张继明告诉记者,神华煤制油的油品质量十分可靠,甚至可以满足航空航天事业的需要。不过,由于缺乏销售渠道,这些产品必须批发给石油石化企业做调和油。加之煤制油企业不具备油品定价权,导致煤制油的利润空间被大大压缩。

  让神华集团感到压力最大的是,在国际油价低迷的形势下,国内成品油税费负担过重,使得煤制油项目步履维艰。

  按照国家成品油消费税政策和当前国内成品油市场价格测算,煤制油项目投产后产品消费税、增值税及其他税负高达50.1%,消费税占比为35%。税负过高,让煤制油项目在低油价下经营更加困难。2015年,鄂尔多斯煤制油项目亏损10亿多元。

  煤制油与原油炼制成品油的成本构成不同。原油炼制成品油,原油成本大致占80%。煤制油装置规模庞大、建设周期长、投资金额大,企业的财务成本高,折旧及财务费用等占总成本的比例为40%,原料煤的成本仅占16%。在这样的生产成本构成下,原油价格越低,煤制油经营越困难;原油价格越高,煤制油盈利越丰厚。据测算,在目前税收政策下,原油价格到达50美元左右时,煤制油项目才能维持正常运营。

  张继明说,目前煤制油产品成本折成原油,相当于每桶40美元,低于国内原油开采成本。同时,煤制油项目对国家经济发展贡献比炼油企业大,主要体现在原料与产品增值税抵扣差额上,相同原油量加工过程中,煤制油可为国家贡献更多的增值税。

  不单单是神华的煤制油项目,正在兴起的煤制油行业都在呼唤政策的支持,以使煤制油“既叫好,又叫座”。(经济日报记者 崔书文 林火灿 魏永刚)

(责任编辑:李方)

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