日前，我国首个百万吨级煤炭间接液化示范项目达产达效，项目不仅生产出达到国六标准的汽油和柴油，还能生产出石脑油和液化石油气等产品。
产品走向高端化、差异化
8月8日，在毛乌素沙漠和黄土高原交界处的未来大厦，未来能源公司董事长、总经理，煤液化及煤化工国家重点实验室主任孙启文向记者介绍，该项目由兖矿集团在陕西榆林建设、投产，采用兖矿集团公司自主知识产权的低温费托合成技术，主要生产柴油、汽油、烯烃、石蜡、润滑油基础油、表面活性剂、高碳醇和其它化工产品。低温费托合成技术与国内外同类技术相比，具有柴油选择性高、吨油品催化剂消耗低、费托合成反应器生产强度大、能量利用效率高等优点，主要关键技术达到国际领先水平。
2015年8月23日，该项目全流程打通，产出优质油品，成为我国首个投产的百万吨级煤间接液化项目，所生产的油品清澈透明，不含硫、不含氮、不含芳香族化合物，轻柴油十六烷值为81，重柴油十六烷值为79，超过欧Ⅴ标准，达到国六标准。该项目运行一年多即达产达效。项目研发过程中，获授权煤间接液化技术发明专利34项，取得国家级科技成果9项。
在此基础上，未来能源一期后续400万吨/年项目前期工作正在推进，并将继续应用自主创新成果。
“要想进一步提升煤制油项目的经济性，就不能仅仅只生产油品，必须延伸产业链，增加高附加值化工产品的种类。一期后续项目将发挥兖矿集团自主开发的高温费托合成技术能够生产多种高端化学品的优势，高温、低温费托合成相结合，以煤为原料生产油品和化学品，计划产品种类28个，产品走向高端化、差异化、专用化，提升装置的盈利能力。”孙启文说。
示范装置生产运行数据显示，该项目吨油耗水7吨，水重复利用率达到98.26%;吨油耗标煤3.59吨，吨油耗电44.57kwh, 项目综合能源利用效率为45.9%，吨油排放二氧化碳4.93吨，完全符合《煤炭深加工示范项目规划》中的能效和资源消耗指标要求。
该示范项目在环保方面效果显著。记者在项目现场注意到，该项目建有污水处理装置、中水回用处理站、污水处理厂等水处理设施，以及脱硫脱硝装置、渣厂等。与此同时，该项目还利用生产后的尾气发电，电量不仅够自用，还有一定富余。
专家称煤制油应适度发展
出于对能源安全的考虑，我国开始发展煤化工产业。目前我国已建成的煤直接液化项目1个、煤间接液化项目5个，总年产能达673万吨;还有神华、伊泰、潞安、贵州毕节等8个煤制油项目已经得到国家有关部门许可拟建在建。
然而煤制油行业并不被业内普遍看好。主要存在的问题有：在当前国际油价持续低迷的背景下，煤制油企业效益欠佳，行业出现亏损，煤制油行业税费过高，示范企业难以承受;工艺技术有待进一步优化和提高，特别是系统集成优化，高附加值产品分离及利用等方面;污水处理投资和运营成本过高，按照浓盐水结晶分离“零排放”工艺路线，百万吨煤制油项目整套水处理系统单项投资接近10亿元，吨水处理直接运行成本为30~40元。
多位行业专家建议，煤制油作为国家能源战略储备，应适度发展。
中国工程院院士王基铭对记者表示，从规划上看，我国炼油规模大约是7.8亿吨/年，总体过剩。发展煤制油是我国能源多元化战略，目前处于示范阶段，应当适度发展。新建项目要有合理的布局和规划，避免行业发展乱象。大型项目应当遵循前期规划要充分、建设阶段要抓紧、投料试车要安稳的原则，充分了解产品经济性，制定科学产品方案，选择可靠的技术路线。
税费也是煤制油企业必须考虑的关键因素。王基铭认为，煤制油企业成品油消费税压力较大，还要进一步提高市场盈利能力。煤化工要与石油化工融合互补发展，向高端化工产品方向发展，才能解决面临的问题。
国务院发展研究中心资源与环境研究所副所长常纪文表示，成品油消费税是煤制油企业的一项重负，但企业不能寄希望于成品油消费税减免政策，而要从企业和项目自身寻找效益增长点。在税负政策上，建议研讨对进口油品征收能源安全税，用于补贴国内的煤制油示范企业。
如何提高企业效益?相关专家也纷纷支招。
机械工业经济管理研究院院长徐东华说，企业效益涉及到技术、研发、市场、产品在全球供应链体系中的融入和分工问题。要重视轻资产化的发展模式。轻资产化模式要求企业对该领域的技术和市场有一定控制能力，同时也有利于企业抵御各类金融风险。
王基铭称，项目最终选择生产什么化工产品，还应看市场需求和产品的经济性而定。
