连载丨主宰中国煤制油未来格局的五大集团（一）

《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》中提到，到2020年我国煤制油规模将达到1300万吨。参与企业有神华集团、山东兖矿集团、伊泰集团、山西潞安集团和贵州渝富能源...

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我国煤制油有直接法和间接法两种，由于直接法存在技术缺陷，因此，间接法是我国煤制油未来的发展趋势。

《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》中提到，到2020年我国煤制油规模将达到1300万吨。参与企业有神华集团、山东兖矿集团、伊泰集团、山西潞安集团和贵州渝富能源。

其中：

神华集团：已经有三套项目投产，包括16万吨示范项目、108万吨直接法项目和400万吨间接法项目。

山东兖矿集团：已经投产100万吨，正在积极推进二期400万吨。总体设计已经完成。

伊泰集团：除了已经投产的16万吨示范项目，另外在内蒙古有两个项目120万吨和200万吨，其中120万吨已经试车；新疆两个项目100万吨和200万吨，均在建。

山西潞安集团：除了已经投产的16万吨示范项目，国家已核准其180万吨煤制油规模。其中100万吨在建，计划2017年底投产。

兖矿集团煤间接液化项目和神华集团的煤直接液化项目，曾并列于煤炭工业“十一五”规划之中，备受业内瞩目。由于各地争相上马煤制油，而该项目技术还未成熟且投资巨大，因此国家发改委在2006年和2008年连续3次发布禁令，“叫停”煤制油。2008年的通知文件中明确指出：煤制油项目投资风险大，除神华集团鄂尔多斯煤直接液化项目、神华宁夏煤业集团的宁夏宁东煤间接液化项目需继续按程序报批外，一律停止实施其他煤制油项目，兖矿的100万吨项目被拒之门外。同时，兖矿历任管理层在煤制油项目上的摇摆不定，导致了该项目从立项到投产的漫长周期，从而也错过了投产的最佳时机。兖矿曾经领先的煤间接液化技术，因迟迟没有工业项目的验证，也让兖矿失去了技术输出的市场，而被中科合成油抢先。同时，其100万吨示范项目2015年8月投产至今，正逢油价45-55美元/桶低价位水平运行，煤制油正处于投产试运行期，开工率较低、设备折旧、财务费用很高，导致项目运行比较困难。



下面把山东兖矿集团在陕西规划的千万吨煤制油项目进行简单介绍。

业主：陕西未来能源化工有限公司为山东兖矿集团下属，主要负责在陕西省投资的煤制油项目和金鸡滩煤矿的筹备开发工作。陕西未来能源化工有限公司由兖矿集团、兖州煤业、延长石油分别按照50%、25%、25%股权比例组建。

项目地址：陕西榆林榆横煤化学工业区

项目规划：规划总规模1000万吨/年间接煤制油，分二期三步实施。

第一步，100万吨煤制油示范项目。

即一期工程的启动阶段，建设100万吨/年的煤间接液化工业示范装置，采用低温费托合成技术，已完成项目建设，并于2015年8月一次开车成功。该项目运用具有柴油选择性高、吨油品催化剂消耗低等特点的兖矿自有低温费托合成技术，采用多喷嘴对置式水煤浆气化等技术，主要生产柴油、石脑油等产品。百万吨煤制油项目是国家“十二五”煤炭深加工示范项目，项目概算投资162亿元，设计年产能为110万吨油品和化工产品，年转化利用煤炭500万吨。

该项目自一次投料成功以来，保持了安全稳定长周期优化运行，目前吨油耗标煤3.59吨，项目综合能源利用效率为45.9%，吨油排放二氧化碳4.93吨。同时，该项目采用国际先进技术进行硫回收及污水处理，水重复利用率达到98.26%；实现了污水近零排放。

第二步，煤间接液化一期后续项目400万吨煤制油。

已经列入国家《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》煤制油储备项目。

再建设400万吨/年的大型间接液化煤液化项目，包括200万吨/年高温费托合成工业示范装置和200万吨/年低温费托合成工业化联产装置，使一期工程的煤液化能力达到500万吨/年；同时，综合考虑烯烃和含氧化合物的下游加工利用问题，实现油品和化学品联产。目前，一期后续项目正快速推进。按照计划，一期后续项目及配套煤矿预计2018年4月开工。

陕西未来榆林煤间接液化一期后续项目的实施，通过高温费托合成技术的工业化示范及高、低温费托合成装置的联产，拓展加工深度、延长产业链，将使产品结构进一步优化。与低温费托合成主产油品不同，高温费托合成的产品中有相当大数量的烯烃和醇、醛酮产品。为后续加工化工品提供了优质原料。其中，烯烃占总产量的四分之一，而醇、醛、酮、酸产品的产量可以达到总产量的11%左右，油品产量不到总产量的三分之二。且油品的汽柴比为7:3，刚好与低温费托合成相反。在烯烃产品中，丙烯最多约占39%，其次是乙烯，约占17%，另外丁烯和戊烯数量也不少，各占13～10%。其他为含碳6～10的烯烃约占20%，其余为C10以上的烯烃，约占2%。在醇、醛、酮、酸之类的含氧化合物产品中，乙醇数量最大，约占一半；其次是丙醇、丁醇、丙酮、甲乙酮和乙酸等。截止到2017年10月，我国的煤制油项目全部采用低温费托，还没有采用高温费托的项目。

也就是说，陕西来源能源的400万吨煤制油项目未来的发展方向已经不是单纯的油品，而是在500万吨高/低温技术规模优势下，向精细化工品方向发展。

资料显示，一期后续项目主要装置包括：煤气化、气体净化、空分、200万吨/年低温费托合成装置、200万吨/年高温费托合成装置和10万吨/年PAO、50万吨/年乙烯、丙烯深冷分离、330万吨/年加氢、200万吨/年加氢异构裂化、30万吨/年芳构降凝、80万吨/年循环流化床芳构化、10万吨/年烷基化和10万吨/年MTBE等下游油品精细化加工装置构成。

一期后续项目计划产品包括28个种类，产品走向高端化、差异化、专用化。主要产品方案为：主要产品包括汽油、柴油、润滑油基础油、PAO、石蜡、聚乙烯、聚丙烯、丙烯腈、苯、甲苯、二甲苯、乙腈、MMA、丁烯-1、丁腈橡胶、MTBE、乙醇、乙醛、正丙醇、丙酮等。

2017年5月26日，兖矿集团陕西未来能源化工有限公司与华陆工程科技有限责任公司在华陆西安总部举行了“陕西未来能源化工有限公司综合利用工业化试验项目”EPC总承包合同签约仪式。仪式上，华陆科技还与上海兖矿科技签订了“费托合成制油技术排他性战略合作协议”。 自2012年起，华陆科技与上海兖矿能源科技研发有限公司紧密合作，参与完成了高、低温费托合成装置中试项目工艺技术的完善和改进，及高、低温费托合成装置中试项目工程设计；在兖矿榆林百万吨级煤制油一期示范项目中，华陆科技承担了核心费托合成装置的设计。

第三步，500万吨煤制油项目，规划。

即进行煤液化工厂的二期工程建设，将煤液化能力再扩大一倍，以高温费托合成技术为主、同时采用高温和低温费托合成两种技术，使液体产品总能力达到1000万吨/年，全面考虑石脑油、烯烃和含氧化合物的下游加工利用方案，优化产品结构。

100万吨和400万吨煤制油煤炭配套情况：

兖矿煤制油一期的第一条生产线，地方政府为其“配套”了金鸡滩煤矿。随着后续400万吨煤制油项目的推进，兖矿还将获得西红墩煤矿。其中，西红墩煤矿规划年产能将达到3000万吨，金鸡滩煤矿年产能将达到1000万吨。

兖矿陕北煤制油项目，采用厂矿一体模式，金鸡滩煤矿的原煤，直接运往煤制油工厂。但在兖矿内部，未来能源公司是作为独立企业进行单独考核的。

煤制油配套煤矿的转让价格非常低廉，为陕西未来能源煤制油项目的发展提供了低成本的煤炭优势。金鸡滩煤矿储量18.7亿吨，设计可采储量9.8亿吨，兖矿付出的资源价款仅为16.6亿元。而兖矿集团2011年竞标获得鄂尔多斯转龙湾煤矿，总资源储量5.48亿吨，耗资却达到了78亿元。同年，兖矿以67.26亿元收购昊盛公司股权的51%部分，对应控制鄂尔多斯石拉乌素煤矿8.38亿吨储量。

总体来看：

在原油低价位水平运行情况下，要避开油品的高额消费税，进一步提升煤制油项目的经济性，就必须延伸产业链，增加高附加值化工产品的种类，这是未来的必然发展趋势。目前伊泰集团、山西潞安集团也正在按照这个思路积极探索推进。全球第一家煤制油工业化、规模化的南非SASOL是这条道路上已经成功的先例代表。



第一章 煤制油（CTL）概述

1.1 煤制油按照技术不同分类

1.2 三种不同类型的煤制油技术对比

第二章 中国能源背景与战略目标

2.1中国一次能源消费结构趋势

2.2中国原油进口依存度趋势

2.3中国原油的替代战略目标

2.4中国煤炭资源分布图

2.5涉足中国新型煤化工的企业背景

2.6 目前及未来长期原油价格走势预测

2.6.1 2011-2017年原油价格走势图

2.6.2 未来原油价格预测

第三章 煤制油技术背景

3.1世界煤制油研发背景

3.1.1 各国煤制油背景

3.1.2南非Sasol煤制油运行经验

3.2间接液化产物分布

3.3间接液化工艺的产品优势

第四章 国家政策背景

4.1煤制油和煤制天然气被列为国家“战略储备”

4.2煤制油审批权及规模控制

4.2.1审批核准权限

4.2.2环保部的审批权限

4.3 煤制油示范任务及解析

4.4煤制油资源利用效率主要指标

4.5适当推进蒙西和蒙东煤制油管道的建设

4.6 “十三五”煤制油新建项目和储备项目

4.7 2015-2020年现代煤化工规模、产量和发展目标

4.8 煤制油消费税政策被正式提出

4.9 煤制油未来融合重点

4.9.1 高硫煤生产煤制油成为“现代煤化工-煤炭开采”融合重点

4.9.2 煤油共炼模式成为现代“煤化工-石油化工”融合重点

4.10石油定价模式与煤制油的关联性

4.10.1 成品油批发价和零售价由政府定价

4.10.2 成品油的定价和调价依据

第五章 示范项目运行情况

5.1 中国煤制油技术提供商

5.1.1神华集团

5.1.2中科合成油

5.1.3山东兖矿集团

5.1.4 其它

5.2截止到2017年10月，我国在产、在建煤制油示范项目

5.3截止到2017年10月，在建及拟建煤制油项目情况及最新动态

5.4 截止到2017年10月，我国规划煤制油项目

5.5 重点煤制油项目介绍

5.5.1伊泰集团

5.5.2神华集团

5.5.3潞安集团

5.5.4山东兖矿集团

5.5.5贵州毕节

5.5.6京能锡林郭勒盟

第六章 伊泰16万吨煤制油示范项目运行情况

6.1 项目概况

6.2项目装置运行及经济数据

第七章 煤制油经济性分析

7.1 煤制油项目计算基础及假设条件

7.1.1技术经济参数

7.1.2不同原油价格下对应的成品油价格

7.1.3煤制油投入物耗及价格

7.2 煤制油项目经济效益分析

7.2.1 不同油价下项目的内部收益率分析

7.2.2 不同煤炭价格下项目的内部收益率分析

7.3 项目临界点分析

7.3.1不同煤炭价格下对应的原油价格临界点分析

7.3.2不同原油价格下对应的煤炭价格临界点分析

第八章 资源税和碳税改革对煤制油经济的影响分析

8.1资源税改革对煤制油经济的影响性分析

8.2碳税征收对煤制油经济的影响性分析

8.3消费税对煤制油经济的影响性分析

8.3.1消费税最新税目表

8.3.2 煤制油行业将实施5年免征消费税政策？

第九章 结论和发展建议

9.1 煤制油国家政策定位

9.2 煤制油技术提供商

9.3 煤制油规模商业化集团

9.4 煤制油经济性分析

9.5 煤制油投资情况

9.6煤制油对于传统炼油的冲击和影响

9.7煤制油方面的发展建议


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