煤制油、煤制烯烃、煤制天然气等现代煤化工在我国发展迅猛，成为全球瞩目的高地。经过近些年的发展，目前这些示范项目运行情况怎样?到底有哪些经验和教训值得总结?在2019中国国际煤化工发展论坛项目运行交流专题论坛上，来自业内企业负责人进行了分享。

煤制油：油化并举

 作为国家“十二五”煤炭深加工示范项目，陕西未来能源化工有限公司采用兖矿自主知识产权建设的国内首套百万吨低温费托合成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行。

 兖矿集团公司煤制油项目二期筹备处副主任董满祥介绍，运行结果表明，该项目CO+H2总转化率超过95%，C5+烃类、柴油选择性分别超过88%和75%，水耗6.5吨/吨油，煤耗3.59吨/吨油，能量转化效率42.4%。

 在此基础上，兖矿自主开发的国内首套10万吨/年高温费托工业化示范装置2018年9月在未来能源建成并一次投料试车成功。“该装置满负荷运行，1年来产量接近11万吨。高温费托合成产物以短链烯烃为主，C2~C4烯烃平均含量22%，C4以上的α-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，该装置对费托合成产物按照“宜油则油、宜化则化”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诚介绍，我国第一条拥有自主知识产权的16万吨/年煤间接液化示范项目2009年3月在该公司建成投产后，从2012年至今连续7年满负荷运行，2018年产量达19.41万吨。

 “如果说煤基清洁油品是煤制油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精细化学品和新材料，即3.0版。”李俊诚表示，费托合成的油品清洁环保，而且轻质组分中α-烯烃及正构烷烃含量高，正构组分碳链长，可以加工α-烯烃单体、PAO、氯化石蜡和高碳醇等化工产品。

 据介绍，伊泰以该示范装置作为产品延伸的实验平台，开发高附加值的煤基精细化学品和新材料产品。2017年7月，120万吨/年精细化学品项目投产;2018年4月，建成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，生产出系列高熔点蜡、特种蜡。伊泰宁能公司50万吨/年费托烷烃精细分离项目也刚刚建成，正在投料试车。该项目以费托粗液蜡为原料，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/年聚烯烃装置是我国目前单套规模最大的煤制烯烃项目。中天合创化工分公司总经理褚小华介绍说，该项目2016年9月投料试车、10月打通全流程，产出合格聚烯烃产品，2017年9月转入商业运营阶段，2018年通过优化提升实现全面达产，当年生产MTO级甲醇398万吨、聚烯烃127万吨，实现营业收入113.76亿元、利润22.55亿元。

 据介绍，经过技术攻关、填平补齐，目前各装置均稳定生产，达标运行。该公司改造煤气化装置烧嘴，降低烧嘴压差低连锁停车，气化炉连续运行达101天;甲醇合成装置运行负荷达120%，催化剂至今未更换，在业内同等工艺和规模的装置中达到较高水平;MTO装置优化操控，实现长周期稳定运行，运行负荷近120%。

 中天合创还在重大装备国产化上进行了探索，DCS、甲醇合成压缩机组、高压煤浆泵、大型水冷—气冷甲醇合成反应器等核心技术和设备实现了国产化。“我们充分利用能源，广泛应用空冷等节能技术，MTO净化水用于煤浆制备，对矿井水深度处理，消耗大幅降低，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达3000千克标煤，均优于国标先进值，居国内煤制烯烃行业前列。”褚小华说。

 在煤制烯烃节能方面，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二代技术煤制烯烃示范项目，以首个8.7MPa水煤浆加压国产化气化炉技术为龙头，单炉有效合成气产能达14万标准立方米/时，实现甲醇等压合成，能耗较低，乙烯+丙烯收率提高10%以上。

 该公司总工程师姚国华介绍，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，实现预热发电。装置去年9月建成投运至今，累计发电2.4亿千瓦时;尾气物料回收方面，在聚乙烯装置增设深冷分离系统，去年4月改造后至今回收乙烯796吨、1-丁烯908吨、异戊烯596吨，增加经济效益1700万元。

煤制天然气：总体亏损

 与煤制烯烃企业盈利截然相反的是，国内已建成投产的4个煤制天然气项目中，除内蒙古汇能配套LNG保持盈利外，其余项目均处于长期亏损状态。

 “煤制天然气企业‘失血’过多，生存发展压力巨大。”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行稳定，近3年产量节节攀升，2018年煤制天然气达到10.9亿立方米，主要技术指标接近或优于设计值，能源综合利用效率高达55.4%，但亏损局面仍未扭转。2016年亏损达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。

 刘永键认为，这虽有项目规划布局滞后，早期发展过热过快，技术装备成熟度不高、选型不够科学，技术人才储备不足等主观因素，但包括煤价、气价两头受压等客观因素更是主要原因之一。

 刘永键分析，近年来煤价持续上涨，而气价则多次下调，导致煤制天气生产成本与销售价格倒挂。而且产品市场单一，管网垄断运营，煤制气企业销量和售价没有话语权。比如原煤均价从2016年的151.44元/吨(不含税)上涨到目前的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，目前降至1.74元/立方米。

 “据我们测算，吨煤价每上涨10元，每年的成本增加约6500万元;每立方米气价下降0.1元，年减少收入约1.1亿元。”刘永键说，目前煤制天气成本1.5~1.8元/立方米，而售价仅1.44~1.75元/立方米。