本文摘要：煤制油、煤制烯烃、煤制天然气等现代煤化工在中国发展快速增长，沦为全球注目的高地。

煤制油、煤制烯烃、煤制天然气等现代煤化工在中国发展快速增长，沦为全球注目的高地。经过近些年的发展，目前这些样板项目运营情况怎样?究竟有哪些经验和教训有一点总结?在2019中国国际煤化工发展论坛项目运营交流专题论坛上，来自业内企业负责人展开了共享。煤制油：油化举作为国家十二五煤炭深加工样板项目，陕西未来能源化工有限公司使用兖矿自律知识产权建设的国内首套百万吨低温费托制备煤间接液化制油项目自2015年8月在陕西榆林投产以来保持稳定运营。兖矿集团公司煤制油项目二期筹备处副主任董满祥讲解，运营结果表明，该项目CO+H2总转化率多达95%，C5+烃类、柴油选择性分别多达88%和75%，水耗6.5吨/吨油，煤耗3.59吨/吨油，能量转化成效率42.4%。

在此基础上，兖矿自律研发的国内首套10万吨/年高温费托工业化样板装置2018年9月在未来能源竣工并一次投料试车顺利。该装置满负荷运营，1年来产量相似11万吨。

高温费托制备产物以短链烯烃居多，C2~C4烯烃平均值含量22%，C4以上的-烯烃含量高达28.13%，可以生产石油化工路线难以获得的高附加值化工产品。董满祥说道，该装置对费托制备产物按照宜油则油、宜化则简化的理念精细化加工，与石油化工深度耦合。内蒙古伊泰集团有限公司副总裁李俊贤讲解，中国第一条享有自律知识产权的16万吨/年煤间接液化样板项目2009年3月在该公司建成投产后，从2012年至今倒数7年满负荷运营，2018年产量约19.41万吨。

如果说煤基洗手油品是煤制油1.0版的话，煤基化工产品就是2.0版，未来方向则是发展煤基细致化学品和新材料，即3.0版。李俊贤回应，费托制备的油品洗手环保，而且轻质组分中-烯烃及正构烷烃含量低，正构组分碳链长，可以加工-烯烃单体、PAO、氯化石蜡和高碳醇等化工产品。据介绍，伊泰以该样板装置作为产品伸延的实验平台，研发高附加值的煤基细致化学品和新材料产品。2017年7月，120万吨/年细致化学品项目投产;2018年4月，竣工5万吨/年产品深加工装置，当年11月，伊泰恒吉化工10万吨/年费托蜡深加工项目投产，生产出有系列低熔点蜡、特种蜡。

伊泰宁能公司50万吨/年费托烷烃细致分离出来项目也刚竣工，正在投料试车。该项目以费托细液蜡为原料，生产系列轻质白油、异构烷烃、正葵烷等。煤制烯烃：达产达效中天合创能源有限公司的360万吨/年甲醇和137万吨/年聚烯烃装置是中国目前单套规模仅次于的煤制烯烃项目。中天合创化工分公司总经理褚小华讲解说道，该项目2016年9月投料试车、10月切断仅有流程，生产量合格聚烯烃产品，2017年9月转至商业运营阶段，2018年通过优化提高构建全面达产，当年生产MTO级甲醇398万吨、聚烯烃127万吨，构建营业收入113.76亿元、利润22.55亿元。

据介绍，经过技术研制成功、填平补齐，目前各装置皆平稳生产，合格运营。该公司改建煤气化装置烧嘴，减少烧嘴压差较低连锁行驶，气化炉倒数运营约101天;甲醇制备装置运营负荷约120%，催化剂至今并未替换，在业内同等工艺和规模的装置中超过较高水平;MTO装置优化操纵，构建长周期平稳运营，运营负荷近120%。中天合创还在根本性装备国产化上展开了探寻，DCS、甲醇制备压缩机组、高压煤浆泵、大型水冷气冻甲醇制备反应器等核心技术和设备构建了国产化。

我们充分利用能源，广泛应用空冷等节约能源技术，MTO净化水用作煤浆制取，对矿井水深度处置，消耗大幅度减少，目前单位聚烯烃产品耗水10吨，单位甲醇产品综合能耗1474千克标煤，单位烯烃产品综合能耗约3000千克标煤，皆高于国标先进设备值，居于国内煤制烯烃行业前茅。褚小华说道。在煤制烯烃节约能源方面，蒲城清洁能源化工有限责任公司建设的全球首套甲醇制低碳烯烃DMTO二代技术煤制烯烃样板项目，以首个8.7MPa水煤浆冷却国产化气化炉技术为龙头，单炉有效地合成气生产能力约14万标准立方米/时，构建甲醇理想气体制备，能耗较低，乙烯+丙烯收率提升10%以上。

该公司总工程师姚国华讲解，他们根据工艺装置用汽情况及富余燃料气设计了120吨/时中压燃气锅炉及40MW次中压汽轮发电机，构建加压发电。装置去年9月竣工投运至今，总计发电2.4亿千瓦时;尾气物料重复使用方面，在聚乙烯装置加设深冷分离系统，去年4月改建后至今重复使用乙烯796吨、1-丁烯908吨、异戊烯596吨，减少经济效益1700万元。煤制天然气：总体亏损与煤制烯烃企业盈利相反忽略的是，国内已建成投产的4个煤制天然气项目中，除内蒙古汇能设施LNG维持盈利外，其余项目皆正处于长年亏损状态。煤制天然气企业失血过多，存活发展压力极大。

大唐集团中新能化科技有限公司规划计划部主任刘永键坦言，大唐克旗煤制天然气项目虽然运营平稳，近3年产量节节上升，2018年煤制天然气超过10.9亿立方米，主要技术指标相似或高于设计值，能源综合利用效率高约55.4%，但亏损局面仍并未挽回。2016年亏损约11.9亿元，近年来逐步减亏，2018年亏损2.84亿元，今年上半年减亏至0.49亿元。刘永键指出，这虽有项目规划布局迟缓，早期发展短路过慢，技术装备成熟度不低、选型过于科学，技术人才储备严重不足等主观因素，但还包括煤价、气价两头挤压等客观因素堪称主要原因之一。刘永键分析，近年来煤价持续下跌，而气价则多次上调，造成煤制天气生产成本与销售价格凌空。

而且产品市场单一，管网独占运营，煤制气企业销量和售价没话语权。比如原煤均价从2016年的151.44元/吨(不含税)下跌到目前的182.19元/吨，而天然气售价从项目设计之初的2.75元/立方米，2016年调整为1.81元/立方米，目前降到1.74元/立方米。据我们测算，吨煤价每下跌10元，每年的成本增加大约6500万元;每立方米气价上升0.1元，年增加收益大约1.1亿元。

刘永键说道，目前煤制天气成本1.5~1.8元/立方米，而售价仅有1.44~1.75元/立方米。《现代煤化工发展现状扫瞄》系列报道，以现代煤化工样板项目、煤制高附加值化学品路径、气化炉工艺以及煤制氢等为代表，讲解这四方面的情况。

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