煤制油、煤制烯烴、煤制天然氣等現代煤化工在中國發展迅猛，成為全球矚目的高地。經過近些年的發展，目前這些示范項目運行情況怎樣?到底有哪些經驗和教訓值得總結?在2019中國國際煤化工發展論壇項目運行交流專題論壇上，來自業內企業負責人進行了分享。

煤制油：油化并舉

作為國家“十二五”煤炭深加工示范項目，陜西未來能源化工有限公司采用兗礦自主知識產權建設的國內首套百萬噸低溫費托合成煤間接液化制油項目自2015年8月在陜西榆林投產以來保持穩定運行。

兗礦集團公司煤制油項目二期籌備處副主任董滿祥介紹，運行結果表明，該項目CO+H2總轉化率超過95%，C5+烴類、柴油選擇性分別超過88%和75%，水耗6.5噸/噸油，煤耗3.59噸/噸油，能量轉化效率42.4%。

在此基礎上，兗礦自主開發的國內首套10萬噸/年高溫費托工業化示范裝置2018年9月在未來能源建成并一次投料試車成功。“該裝置滿負荷運行，1年來產量接近11萬噸。高溫費托合成產物以短鏈烯烴為主，C2~C4烯烴平均含量22%，C4以上的α-烯烴含量高達28.13%，可以生產石油化工路線難以獲得的高附加值化工產品。”董滿祥說，該裝置對費托合成產物按照“宜油則油、宜化則化”的理念精細化加工，與石油化工深度耦合。

內蒙古伊泰集團有限公司副總裁李俊誠介紹，中國第一條擁有自主知識產權的16萬噸/年煤間接液化示范項目2009年3月在該公司建成投產后，從2012年至今連續7年滿負荷運行，2018年產量達19.41萬噸。

“如果說煤基清潔油品是煤制油1.0版的話，煤基化工產品就是2.0版，未來方向則是發展煤基精細化學品和新材料，即3.0版。”李俊誠表示，費托合成的油品清潔環保，而且輕質組分中α-烯烴及正構烷烴含量高，正構組分碳鏈長，可以加工α-烯烴單體、PAO、氯化石蠟和高碳醇等化工產品。

據介紹，伊泰以該示范裝置作為產品延伸的實驗平臺，開發高附加值的煤基精細化學品和新材料產品。2017年7月，120萬噸/年精細化學品項目投產;2018年4月，建成5萬噸/年產品深加工裝置，當年11月，伊泰恒吉化工10萬噸/年費托蠟深加工項目投產，生產出系列高熔點蠟、特種蠟。伊泰寧能公司50萬噸/年費托烷烴精細分離項目也剛剛建成，正在投料試車。該項目以費托粗液蠟為原料，生產系列輕質白油、異構烷烴、正葵烷等。

煤制烯烴：達產達效

中天合創能源有限公司的360萬噸/年甲醇和137萬噸/年聚烯烴裝置是中國目前單套規模最大的煤制烯烴項目。中天合創化工分公司總經理褚小華介紹說，該項目2016年9月投料試車、10月打通全流程，產出合格聚烯烴產品，2017年9月轉入商業運營階段，2018年通過優化提升實現全面達產，當年生產MTO級甲醇398萬噸、聚烯烴127萬噸，實現營業收入113.76億元、利潤22.55億元。

據介紹，經過技術攻關、填平補齊，目前各裝置均穩定生產，達標運行。該公司改造煤氣化裝置燒嘴，降低燒嘴壓差低連鎖停車，氣化爐連續運行達101天;甲醇合成裝置運行負荷達120%，催化劑至今未更換，在業內同等工藝和規模的裝置中達到較高水平;MTO裝置優化操控，實現長周期穩定運行，運行負荷近120%。

中天合創還在重大裝備國產化上進行了探索，DCS、甲醇合成壓縮機組、高壓煤漿泵、大型水冷—氣冷甲醇合成反應器等核心技術和設備實現了國產化。“我們充分利用能源，廣泛應用空冷等節能技術，MTO凈化水用于煤漿制備，對礦井水深度處理，消耗大幅降低，目前單位聚烯烴產品耗水10噸，單位甲醇產品綜合能耗1474千克標煤，單位烯烴產品綜合能耗達3000千克標煤，均優于國標先進值，居國內煤制烯烴行業前列。”褚小華說。

在煤制烯烴節能方面，蒲城清潔能源化工有限責任公司建設的全球首套甲醇制低碳烯烴DMTO二代技術煤制烯烴示范項目，以首個8.7MPa水煤漿加壓國產化氣化爐技術為龍頭，單爐有效合成氣產能達14萬標準立方米/時，實現甲醇等壓合成，能耗較低，乙烯+丙烯收率提高10%以上。

該公司總工程師姚國華介紹，他們根據工藝裝置用汽情況及富余燃料氣設計了120噸/時中壓燃氣鍋爐及40MW次中壓汽輪發電機，實現預熱發電。裝置去年9月建成投運至今，累計發電2.4億千瓦時;尾氣物料回收方面，在聚乙烯裝置增設深冷分離系統，去年4月改造后至今回收乙烯796噸、1-丁烯908噸、異戊烯596噸，增加經濟效益1700萬元。

煤制天然氣：總體虧損

與煤制烯烴企業盈利截然相反的是，國內已建成投產的4個煤制天然氣項目中，除內蒙古匯能配套LNG保持盈利外，其余項目均處于長期虧損狀態。

“煤制天然氣企業‘失血’過多，生存發展壓力巨大。”大唐集團中新能化科技有限公司規劃計劃部主任劉永鍵坦言，大唐克旗煤制天然氣項目雖然運行穩定，近3年產量節節攀升，2018年煤制天然氣達到10.9億立方米，主要技術指標接近或優于設計值，能源綜合利用效率高達55.4%，但虧損局面仍未扭轉。2016年虧損達11.9億元，近年來逐步減虧，2018年虧損2.84億元，今年上半年減虧至0.49億元。

劉永鍵認為，這雖有項目規劃布局滯后，早期發展過熱過快，技術裝備成熟度不高、選型不夠科學，技術人才儲備不足等主觀因素，但包括煤價、氣價兩頭受壓等客觀因素更是主要原因之一。

劉永鍵分析，近年來煤價持續上漲，而氣價則多次下調，導致煤制天氣生產成本與銷售價格倒掛。而且產品市場單一，管網壟斷運營，煤制氣企業銷量和售價沒有話語權。比如原煤均價從2016年的151.44元/噸(不含稅)上漲到目前的182.19元/噸，而天然氣售價從項目設計之初的2.75元/立方米，2016年調整為1.81元/立方米，目前降至1.74元/立方米。

“據我們測算，噸煤價每上漲10元，每年的成本增加約6500萬元;每立方米氣價下降0.1元，年減少收入約1.1億元。”劉永鍵說，目前煤制天氣成本1.5~1.8元/立方米，而售價僅1.44~1.75元/立方米。

《現代煤化工發展現狀掃描》系列報道，以現代煤化工示范項目、煤制高附加值化學品路徑、氣化爐工藝以及煤制氫等為代表，介紹這四方面的情況。