促進煤炭產品由燃料向原料與燃料并重轉變，已經成為煤炭行業的共識。特別是在煤炭產能過剩愈演愈烈、市場供需嚴重失衡的形勢下，越來越多的煤炭企業把目光聚焦在煤化工、煤制油上。

經過多年的發展，神華集團在煤制油化工領域已經形成完整體系，成為我國最大的煤化工企業，也是目前全球最大的煤制油化工產品生產商。按照規劃，“十三五”期間，神華集團將繼續把煤炭清潔轉化作為清潔能源發展戰略的重要“一翼”。

神華集團的煤制油項目曾廣受關注，也飽受爭議。現在，這個項目進展情況如何?調研組來到了神華集團鄂爾多斯煤制油分公司采訪。

直接液化 從無到有

“從籌建第一條生產線，到2010年實現煤直接液化的商業化運行，我們走過了15年左右的時間。”在神華集團鄂爾多斯煤制油分公司的展覽室里，中國神華煤制油化工有限公司董事長兼總經理張繼明說，從國家長遠的能源安全看，這樣的付出具有深遠意義。

我國石油和天然氣資源相對匱乏，國內油氣供應缺口較大。針對石油對外依存度較高的嚴峻形勢，早在1996年，我國就提出了要探索以煤制油的能源發展道路。

發展煤制油項目的重擔，落在了神華的肩上。從1997年起，神華集團開始項目前期工作。中國神華煤制油化工有限公司副總經理、總工程師舒歌平說，上個世紀90年代，國內還沒有關于煤制油的成熟技術和模式。在開展前期研發中，神華也試圖從國外直接引進技術。不過，由于種種原因，直接引進技術的進展并不順利。

為了使煤制油盡快實現工業化生產，神華集團開始了自主研發的嘗試。隨著一道道難關被攻克，最終把無機化工、煤化工、石油化工等技術融合在一起。2004年，神華集團啟動了第一條煤直接液化商業化生產線示范工程建設;2008年12月30日示范工程一次開車成功。

經過幾年試車運行，鄂爾多斯煤直接液化示范工程核心裝置實現了長周期穩定運行，水資源消耗降低，能源轉化效率等各項經濟技術指標持續提高，并于2011年進入商業化運營。

數據顯示，2011年至2014年，鄂爾多斯煤直接液化年均實現銷售收入57.1億元，利稅14.3億元，經濟效益良好，在高油價下有較好的盈利能力。2015年投煤運行269天，生產油品71.8萬噸，加工洗精煤150萬噸，銷售各類油品70萬噸，實現營業收入30.62億元。

舒歌平說，煤制油化工技術在將煤炭轉化為清潔優質汽柴油、天然氣、烯烴等產品的同時，還能將煤中的硫元素以單質硫的形式回收，整個轉化過程具有較高的能源轉化效率。

記者了解到，神華鄂爾多斯煤制油項目建設規模為年產油品400萬噸。目前，第二、三條生產線也在穩步推進，示范工程(含間接液化)年消耗煤炭1200萬噸，年產值300億元，利稅近100億元。

神華集團董事長張玉卓說，煤炭在中國的主體能源地位相當長時期內難以改變。推動煤炭清潔發展，必須實現由資源驅動向創新驅動轉變，由燃料向燃料、原料并重方式轉變，由相對粗放開發向集約綠色、互聯智能方式轉變，由傳統高排放利用向近零排放的清潔高效方式轉變。

“把煤炭作為原料，通過目前成熟的煤制油化工技術既能生產汽柴油和甲烷產品，又能生產烯烴、芳烴等石化產品，可以實現對部分進口油氣資源的直接和間接替代，減少境外油氣資源供應對我國經濟社會穩定的影響，從而保障國家能源安全。”張玉卓說。

到2020年，神華集團煤化工板塊有望完成3000萬噸石油當量，據測算，與同期大慶油田的石油產量大致相當。

耗水不再是問題

自鄂爾多斯煤制油項目啟動以來，外界的批評聲音就不絕于耳。批評者認為，煤化工項目需要消耗大量水資源，在鄂爾多斯發展煤制油，不僅會污染當地的水資源，也會加劇水資源的短缺。

鄂爾多斯煤制油項目最初設計的噸油水耗達10噸，如果按年產油品400萬噸匡算，該項目每年需要使用水資源4000萬噸。這在水資源嚴重不足的內蒙古，確實不是一個小數目。

“現在，批評的聲音已經越來越少了。”張繼明說，在項目規劃之初，神華就對當地的配套資源作詳細評估，比外界更能感受到水資源的寶貴。

張繼明介紹說，在當時的項目審批中，政府只給鄂爾多斯煤制油項目批復每天8萬噸的額度，并且沒給任何污水排放口。這就意味著，鄂爾多斯項目必須做到盡量少取新鮮水，且不對外排放廢水。

發展煤制油，必須消耗大量的水。怎么辦?神華集團的礦井疏干水“地下水庫”派上了大用場。神華集團通過管道，直接把儲存在“地下水庫”的礦井水引到煤制油項目。目前，“地下水庫”向鄂爾多斯煤制油項目的日供水量超過了3000立方米。來自“地下水庫”的礦井水經過凈化處理后，三分之一用于生產氫氣，其余部分用于設備的循環冷卻。

舒歌平告訴記者，隨著工藝的不斷改進，鄂爾多斯煤制油項目噸油水耗已經從設計之初的10噸降到5.8噸左右，最好的時候噸油水耗不足5噸。隨著工藝的不斷改進，水耗量有望繼續下降。

對于煤制油過程中產生的污水，則實施“清污分流、污污分治、一水多用”。在神華煤制油的廢水處理車間，工作人員許昊告訴記者，這里共有兩套廢水處理設備，每套設備每小時能處理污水200立方米，均處于24小時運轉狀態。

根據生產運行中不斷暴露出的污水處理及回用方面的問題，神華集團進行了多項技術改造，其中包括高濃度污水深度處理、含硫污水氣體裝置改造、含油污水處理裝置增加隔油沉淀設施、含硫污水增加除油設施、生活污水、氣化廢水增加緩沖沉淀池等。自2008年以來，神華集團共完成污水技改技措項目達16項。

截至目前，神華煤制油污水處理累計投入已超過13億元，是普通煉油環保投入的3至4倍，成功解決了污水處理難題，污水回用率達到98%以上。

張玉卓表示，到2020年，神華煤制油項目將努力實現水耗繼續降低20%，最大限度實現水資源的重復利用，把新鮮水耗量降到最低。

讓煤制油“叫好又叫座”

2012年，神華集團在鄂爾多斯煤制油項目附近建起了第一個自營加油站。幾年來，這座加油站每年銷售油品9000多噸，年年盈利。

與這座加油站形成反差的是，神華的煤制油項目賺錢并不容易。張繼明告訴記者，神華煤制油的油品質量十分可靠，甚至可以滿足航空航天事業的需要。不過，由于缺乏銷售渠道，這些產品必須批發給石油石化企業做調和油。加之煤制油企業不具備油品定價權，導致煤制油的利潤空間被大大壓縮。

讓神華集團感到壓力最大的是，在國際油價低迷的形勢下，國內成品油稅費負擔過重，使得煤制油項目步履維艱。

按照國家成品油消費稅政策和當前國內成品油市場價格測算，煤制油項目投產后產品消費稅、增值稅及其他稅負高達50.1%，消費稅占比為35%。稅負過高，讓煤制油項目在低油價下經營更加困難。2015年，鄂爾多斯煤制油項目虧損10億多元。

煤制油與原油煉制成品油的成本構成不同。原油煉制成品油，原油成本大致占80%。煤制油裝置規模龐大、建設周期長、投資金額大，企業的財務成本高，折舊及財務費用等占總成本的比例為40%，原料煤的成本僅占16%。在這樣的生產成本構成下，原油價格越低，煤制油經營越困難;原油價格越高，煤制油盈利越豐厚。據測算，在目前稅收政策下，原油價格到達50美元左右時，煤制油項目才能維持正常運營。

張繼明說，目前煤制油產品成本折成原油，相當于每桶40美元，低于國內原油開采成本。同時，煤制油項目對國家經濟發展貢獻比煉油企業大，主要體現在原料與產品增值稅抵扣差額上，相同原油量加工過程中，煤制油可為國家貢獻更多的增值稅。

不單單是神華的煤制油項目，正在興起的煤制油行業都在呼喚政策的支持，以使煤制油“既叫好，又叫座”。