煤制燃料项目：优化布局与长期发展

（一）发展成效

1.煤制燃料产业发展水平稳步提升

在国家的大力支持下，内蒙古自治区煤炭深加工示范项目稳步推进，工艺不断完善、技术不断进步、运行趋于稳定，在项目建设、经营管理、技术验证等方面积累了宝贵经验。“十三五”以来，已投产项目（生产线）生产安全稳定运行。煤制油产量从2016年的最高104.3万吨下降到2020年的79.1万吨；煤制天然气产量逐步达产，从2016年的12.1亿立方米增加到2020年的17.1亿立方米。截至2020年底，全区已投产煤制燃料项目（生产线）4个，形成煤制油产能124万吨/年，煤制气产能17.3亿立方米/年，其中神华煤直接液化项目和制油伊泰煤间接液化项目产能分别为108万吨/年和16万吨/年，大唐克什克腾旗煤制天然气项目和汇能煤制气项目产能分别为13.3亿立方米/年和4亿立方米/年。受国际石油价格大幅下跌、国内煤炭价格坚挺，以及税负偏重等因素叠加影响，煤制油项目难以实现盈利，产能无法有效释放。

2.示范项目安全稳定运行

截至2020年底，内蒙古自治区已实施4个煤制清洁燃料示范项目，安全稳定运行，完成最初任务目标。

·神华煤直接液化项目一期工程第一条生产线（先期工程）建成世界首套百万吨级煤直接液化装置并实现平稳运行，整体技术处于世界领先水平。2017年单位产品综合能耗、原料煤耗和新鲜水耗分别为2.41吨标煤/吨、3.03吨标煤/吨和7.13吨/吨，能源转化效率为48.3%。

·伊泰16万吨/年煤制油项目采用煤间接液化工艺生产煤制油产品，示范项目装置持续满负荷平稳运行，2017年单位产品综合能耗、原料煤耗和新鲜水耗分别为2.65吨标煤/吨、3.21吨标煤/吨和14.35吨/吨，能源转化效率为37.2%。

·大唐克什克腾旗煤制气项目采用碎煤加压气化工艺生产煤制气产品，已建成第一条年产13.3亿立方米天然气生产线。通过科技攻关和技术改造，设备逐步实现稳定运行，2017年单位产品综合能耗、原料煤耗和新鲜水耗分别为2.54吨标煤/千标立方米、1.8吨标煤/千标立方米和6.69吨/千标立方米，能源转化效率为51.7%。

·汇能煤制气项目率先采用水煤浆气化技术生产煤制气，2014年10月投产，2017年单位产品综合能耗、原料煤耗和新鲜水耗分别为1.32吨标煤/千标立方米、2.31吨标煤/千标立方米和6.48吨/千标立方米，能源转化效率为43%。

3.煤制燃料项目建设逐步开展

截至2020年底：

·续建项目神华煤直接液化一期工程第二、三条生产线重新核准的工作在开展前期工作。

·内蒙古大唐国际克什克腾旗年产40亿立方米煤制气项目第二序列工程建设进度已完成约87%。

·内蒙古汇能煤化工有限公司年产16亿立方米后续建设工程稳步推进，续建工程建设进度约85%。

·内蒙古伊泰煤制油有限责任公司200万吨/年煤炭间接液化示范项目建设已启动总体设计修编，正在逐步推进。

·内蒙古北控京泰能源发展有限公司40亿立方米/年煤制天然气项目工程2017年核准，处在进行规划设计和合作洽谈阶段。(www.xing528.com)

（二）主要问题

1.生态条件水资源约束突出

煤制燃料项目多紧邻煤炭坑口布局，而煤炭资源和生态环境条件、水资源呈现逆向分布，煤制燃料需要消耗大量水，主要用于循环水补水、除盐水站、生活水、消防水、绿化用水等，同时产生大量如高浓盐水、有机废水等，处理成本高，还有大宗固体废物综合利用问题。大型煤制燃料主要集中在缺水的蒙西地区，水资源短缺问题突出。

2.外部因素严重影响行业经济效益

石油价格与供应、资源配置与税收等外部因素严重影响行业经济效益。对于煤制油，石油价格对其经济性产生重大影响，当石油价格在每桶50美元以下时，煤制油项目将明显处于市场竞争劣势。据初步测算，目前煤基柴油、汽油、石脑油的综合税负已经占到油品售价的36%～60%，按间接法煤制油装置吨产品完全成本4000～4300元测算，柴油、石脑油占总产量80%以上，企业生产经营出现巨额亏损。煤制油项目是资金和技术密集型产业，在高投入、高税负和油价动荡、煤价坚挺的不利环境下，煤制油项目难以实现预期经济收益。

3.煤制天然气存在经营和调峰双重问题

煤制气项目的盈利水平受到煤价上涨和天然气管网垄断经营的双重挤压，煤制气企业利润空间被极大压缩，往往亏损运行，经济效益差。天然气季节性巨大的需求差异给煤制气项目带来了突出的调峰问题，正如大唐克什克腾旗煤制气项目13.3亿立方米/年生产线设计日产气量为400万立方米，而在非供暖季中石油的销售限量仅为200万立方米/天，产能大量闲置，形成巨大的淡旺季峰谷差，生产负荷不足，企业均衡生产受限。

（三）对策建议

煤制燃料是煤炭清洁高效利用重要发展方向，也是现代煤化工主要组成部分。煤制燃料发展的目的是以提高产业竞争力为基础，分类施策，适度发展，做好大规模建设的资源储备和技术储备，应对极端情况下的能源安全问题。煤制燃料示范项目过了工艺关、环保关、运行关，在产品多元化、高端化上取得部分成效，也获得一些经济效益，但仍面临上述问题。为了使煤制燃料项目长期均衡有序发展，提出优化煤制燃料项目布局、有序发展煤制燃料和探索建立煤制天然气调峰机制。

1.优化煤制燃料项目布局

依托国家规划建设的内蒙古自治区现代煤化工基地，统筹考虑资源、环境和市场因素，按照园区化、差异化、一体化发展思路，重点发展蒙西基地，控制发展蒙东基地，延伸发展煤制清洁能源，提升煤炭利用价值。鄂尔多斯地区围绕煤制油、煤制天然气，按照差异化发展原则，重点建设大路工业园区、蒙苏经济开发区、苏里格经济开发区和独贵塔拉工业园；乌海地区围绕焦化副产品生产液化天然气、氢气、甲醇和精细化工产品，实现传统煤化工的现代化升级。综合考虑生态环境保护要求和褐煤特点，严格控制蒙东基地现代煤化工产业的发展。按照优化存量、控制增量的原则，蒙东地区现代煤化工以优化存量项目（如赤峰克什克腾旗煤制天然气项目等）为重点，探索提高褐煤清洁高效利用的技术和有效途径，延伸煤化工产业链；新建项目仅考虑在锡林郭勒和呼伦贝尔地区适度示范发展褐煤分质利用，探索煤油气电化一体化发展模式。

2.提升煤制燃料发展水平

在现有煤制燃料示范项目的基础上，按照创新驱动、量水而行、稳步推进、集约发展的原则，在煤水组合条件较好的地区，严格控制项目在能耗、水耗、能源效率和环保方面的准入标准，逐步实现煤制油、煤制天然气等煤制燃料的高标准、高水平发展。以保障国内油气安全供应和满足市场对清洁能源需求为前提，合理确定煤制燃料发展规模。依托现有煤制油技术，开发高能燃料，满足我国航空航天领域的特殊能源需求。研究新一代煤催化气化制氢工艺与装备，为未来电动汽车和燃料电池提供可靠的氢能供应。

3.探索政策性引导煤制燃料行业有序发展

建议国家出台相关支持性政策，减免煤制油消费税，进一步完善煤制气价格调控形成机制和调峰机制。内蒙古自治区应以国内天然气需求快速增长为契机，发展LNG和长输管线产品，提升天然气供应能力和供应安全，鼓励、激励煤制天然气融入天然气产供销体系建设，推进常规天然气与煤制天然气协同发展，做好调峰方案和提高运行水平。在煤制天然气重要基地——鄂尔多斯市探索建设煤制天然气调峰示范工厂，探索调峰运行机理，总结经验，为建立健全煤制天然气调峰机制提供借鉴。