煤制燃料报告最终版.docx
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煤制燃料报告最终版
秘密
编号：
第25份共25份
国内外煤制燃料产业
现状及发展趋势
研究报告
（专家咨询稿）
兖矿集团有限公司
二〇〇九年十月
课题研究人员
组长：
孙启文
成员：
陈勇何迎庆朱继承张宗森王洪记张俊先
李春龙
内容提要
受国家能源局能源节约和科技装备司委托，兖矿集团有限公司牵头开展了“十二五”燃料产业发展规划研究课题“国内外煤制燃料产业现状及发展趋势研究”的研究工作，编写了《国内外煤制燃料产业现状及发展趋势研究》研究报告。
报告从我国能源需求供给现状及发展趋势出发，论述了我国发展煤制燃料产业的必要性和必然性，阐明了我国发展煤制燃料产业的战略意义。
在总结国内外煤液化、煤制醇醚燃料、煤制天然气等产业现状及“十一五”期间我国煤制燃料行业技术研发与产业化情况的基础上，从技术创新、产业与产品全寿命周期及能耗分析、区域发展战略模式等方面，阐述了我国煤制燃料产业发展趋势，分析了我国发展煤制燃料产业面临的机遇和挑战，提出了我国发展煤制燃料产业所需要的条件以及必要的保障措施。
第一章发展煤制燃料产业的战略意义
1.1我国能源需求供给现状
1.1.1能源总体供求现状及发展趋势
1.1.1.1我国能源总体状况
能源是人类赖以生存和发展的重要物质基础，是一个国家经济和社会发展的动力。
我国能源资源储量的总体状况是：
常规能源（包括煤炭、原油、天然气和水能，水能按使用100年计算）探明（技术可开发）总资源量超过8230亿吨标准煤。
探明（经济可开发）剩余可采储量1392亿吨标准煤，约占世界总量的10.1%。
在探明的能源资源总量构成中，煤炭占87.4%，石油占2.8%，天然气占0.3%，水能占9.5%。
能源剩余可采总储量的结构为：
原煤58.8%，原油3.4%，天然气1.3，水能36.5%。
从以上不难看出，我国能源资源总量虽然较为丰富，但是先天结构失衡，分布不均匀，能源资源结构呈现出“富煤、贫油、少气”的特点。
煤炭在我国一次能源生产中约占70%，占一次能源总消费量的63%，远远高于世界平均水平。
导致以石油为基础的汽油、柴油等供应紧张，石油依赖进口严重等等，这些能源问题成为长期制约我国经济社会发展的瓶颈。
要支撑我国经济社会长期可持续发展，必须突破能源的制约，进而超越能源的制约。
1.1.1.2我国能源生产和消费情况
建国以来，经过60年的努力，我国已经建立了较为完善的能源供应体系，形成了以煤炭为主体，电力为中心，石油天然气和可再生能源全面发展的能源生产供应格局。
2007年，我国一次能源生产总量23.54亿吨标准煤，列世界第二位。
（见表1-1）
表1-11997年—2007年中国能源生产总量与结构
我国的经济发展主要建立在国产能源生产与供应基础之上。
改革开放以来，我国经济快速增长，能源消费近二三十年来增长很快。
自2003年下半年以来，我国能源供应总体呈现持续紧张的态势。
我国能源消费的特点为:
总量不断增长、煤炭所占比重很大，利用效率较低、以国内供应为主、环境污染状况加剧，优质能源供应不足。
1.1.1.3我国能源发展趋势
我国“富煤、贫油、少气”的先天性能源结构特点，决定了经济发展未来依赖的一次能源主要以煤炭为主，长时期内难以改变。
根据世界银行的计算，如果我国能源消费对GDP弹性系数始终保持接近，到2020年我国总体能源需求将会翻一番，并超过50亿吨标准煤，而煤炭仍将占据60%甚至是更高一点的比例（Berrah,2007），今后我国将把努力提高能源利用效率，加快调整升级能源消费结构，着力推广洁净煤技术，大力发展可替代能源、再生能源和新能源，增加可再生能源和新能源在能源消费中的比重，减少碳排放，发展可替代能源和新能源作为未来我国能源发展的趋势。
1.1.2我国石油、天然气生产消费状况和趋势
1.1.2.1石油供需状况及发展趋势
我国是世界产油大国，已经探明石油储量69亿吨，待探明的储量为143亿吨。
近十年来，我国石油产量处于稳步增长的态势，年均增幅2.57%，2007年原油产量达到1.867亿吨。
1998年～2007年我国石油产量及增速见图1-1。
图1-11998-2007年中国石油产量及增速
资料来源：
国家统计局。
从上图看出，我国原油产量不可能大幅增长，预计2010年原油产量将达到1.77亿吨左右，2015年将达到2.00亿吨左右，呈缓慢上升趋势。
预计2020年原油产量为1.81亿吨左右，将呈逐年下降的趋势。
石油消费与国民经济的发展密切相关。
从2001年～2008年我国GDP增长均超过了9%，石油消费量也随之快速增长。
未来十几年我国的GDP增长率仍在7%左右，到2020年石油消费增长率只能降到4%，对石油需求总量将达到6亿吨，是现在3.89亿吨的近2倍。
按照我国年产2亿吨石油的供给能力，就需要每年有4亿吨的石油进口来弥补。
目前我国石油对外依存度已突破了50%，预计2020年将近70%，这种增长的势头至少要延续到2030年。
1.1.2.2天然气供需状况及发展趋势
随着我国社会、经济快速发展，天然气需求急剧攀升，在能源结构中的比例迅速增加，而国内天然气仍处于勘探开发早期，供应能力严重不足，天然气供需矛盾日益突出。
2008年，我国天然气总产量761亿立方米，需求量775亿立方米。
预计2020年总产量达到1200亿立方米，需求量达到2000亿立方米，需求缺口达到800亿立方米。
1.1.3我国煤炭供给现状及发展趋势
煤炭作为我国重要的基础能源和原料，在国民经济发展中长期具有重要的战略地位。
我国是世界上煤炭资源最丰富的国家之一，2003年，国土资源部根据国际煤炭资源报告准则（联合国欧洲经济委员会，1997年），公布全国煤炭资源总储量为10210亿吨，已探明储量为1890亿吨，储采比在70年以上。
最近八年是我国煤炭产量增长最快的时期，煤炭产量年均增长达11.53%，2008年我国煤炭产量27.93亿吨，占世界煤炭总产量67.81亿吨的42.61%，消费量为26.7亿吨左右，产量大于消费量5000万吨。
随着煤炭资源整合力度加大，煤矿机械化、自动化程度逐步提高，新建和改扩建大型和特大型现代化矿井陆续投产，我国煤炭供需形势以2008年8月为拐点，出现了供大于求、价跌滞销的严峻趋势，该趋势将会延续若干年。
1.1.4我国其它能源供给现状及发展趋势
1）水电
目前，我国是世界水利资源利用的第一大国，水电装机2004年突破1亿千瓦，2008年达到1.726亿千瓦，水电发电量5633亿千瓦时，占总发电量的16.41%。
2）风力发电
我国风力发电从20世纪80年代起步，开始发展较慢，到1991年发电装机只有4100千瓦。
2002年电力体制改革以后，发展速度明显加快，特别是《可再生能源法》颁布实施以后风电装机容量连年翻番，2008年达到1221万千瓦，其中并网发电894万千瓦，占总装机容量比重从2005年的0.25%提高到1.5%。
目前，我国是风电装机增长速度最快的国家，在全球约1.2亿千瓦风电装机中，我国已成为世界第四、亚洲第一风电大国。
按照2020年的风电规划，将有望从年计划的3000万千瓦调整到1亿万千瓦，未来我国将进入大风电时代。
3）核电
我国是世界上在建核电站最多的国家，目前已投产核电站6座，共计11台核电机组，装机总容量885万千瓦。
有10座核电站共24台核电机组开始动工建设，到2009年底，我国已建和在建的核电容量将达到4000万千瓦。
4）太阳能
我国是全球最大的光伏电池生产国，其产量占全球总产量的三分之一，多晶硅产量列世界首位，但是国内太阳能发电市场不足全球容量的1%，大部分光伏电池都销往海外，主要是国内用太阳能发电成本过高，不易推广。
2008年以来，受金融危机影响，多晶硅价格大幅度下降，太阳能发电成本也大幅度的下降，近期我国政府出台了多项推广应用太阳能的支持政策，给国内光伏发电带来了机会。
2009年全球太阳能发电成本从4元/千瓦时降到了2.25元/千瓦时的水平，最先进的技术可以降到1元/千瓦时以内。
太阳能成本下降以后，预计太阳能发电在国内会有一个很好的发展前景。
专家预计到2020年，我国发电结构中火电比例可能减少到50%，水电、风电和太阳能将分别达到30%、8%、12%。
1.2发展煤制燃料产业的必要性及必然性
1.2.1必要性
1.2.1.1清洁燃料需求剧增与我国石油天然气资源短缺的矛盾
随着我国经济的飞速发展，对能源的需求也越来越大，在这快速增长的能源需求中，石油需求量增长最快。
一方面汽车等交通工具的普及和快速发展，对汽油、柴油产品需求量大幅度增加，导致国内石油供应紧张；另一方面，煤炭大量直接燃烧使用，引发严重的环境污染问题，迫使我国改变能源消费结构，应用清洁能源，使得汽油、柴油、醇醚、天然气等清洁燃料需求量剧增，发展石油替代能源迫在眉睫。
1.2.1.2以汽柴油为主的液体燃料使用方式将长期存在
交通工具中汽车、内燃机、飞机、轮船以及很多工农业机械设备基本上都是用柴油、汽油做动力燃料，若改用电力或其他新能源做动力，需要改装车辆的动力系统和加油站系统，在现阶段资金投入上、技术水平上都难以达到。
目前汽车行业正在研发推广氢燃料电池、纯电动和混合动力汽车，但技术上仍不成熟，成本和价格也相当的昂贵，要想真正推行起来，仍需要经过很长的一段时间，全部替代汽柴油在相当长的时间内是不可能的，所以，汽柴油为主的液体燃料使用方式将长期存在。
1.2.1.3国家能源安全战略需要
随着我国工业化、城镇化发展速度加快，对环境的要求也越来越高，使我国能源消费正逐步向优质高效洁净能源转化，导致石油需求量逐年增加，因此保障石油供应安全对于我国经济和社会发展来说十分重要。
当前，一方面全球石油资源紧缺，石油价格在不断上升，未来的国际形势不可预测，另一方面大量进口石油，要付出巨大的经济代价，同时还可能受到国际石油垄断集团的限制和威胁。
因此，以我国丰富的煤炭资源生产燃料产品，可缓解我国对进口石油的高度依赖，是我国能源战略安全的重要保证。
1.2.2必然性
1.2.2.1我国丰富的煤炭资源提供了生产煤制燃料的天然条件
目前在我国可采的化石能源中，只有煤炭能开采上百年以上。
而煤炭储量中高硫劣质煤占资源总量的40～50％，这种劣质煤一般不能作为一次能源直接使用，但可采用煤的洁净利用技术和液化技术，将其转化成替代石油产品的二次能源--甲醇、二甲醚和煤制汽、柴油等煤基液体燃料，且成本低廉。
由此可见，我国发展煤液化等煤制燃料产业，有着丰富的煤炭资源做保证。
1.2.2.2煤制油等煤制燃料技术已成熟
我国的煤制油技术通过多年的攻关已趋于成熟，目前处于工业化示范阶段，一旦工业化示范取得成功，即可投入大规模的工程开发应用阶段。
所以当前关键的问题是抓紧时间，取得工业化示范项目的成功，这需要国家强有力的政策支持。
目前我国以煤为原料的“多联产”技术生产醇醚燃料已经成熟，推广使用醇醚燃料符合今后煤炭综合利用的方向，是构建我国高效的煤基清洁能源体系的途径之一。
1.2.2.3煤基燃料产品可完全替代石油基燃料产品
首先，煤制甲醇、二甲醚、汽柴油等产品和石油产品比较，具有明显的经济性。
根据万吨级中试装置数据测算，煤炭价格在170元/吨，煤制油品成本为2329元/吨，原油价格在不低于40美元/桶时，煤制油项目具有竞争能力。
其次，煤基燃料产品与石油基燃料产品具有相同的成分，可完全替代石油产品。
2004年3月31日，兖矿集团有限公司万吨级低温费托合成煤间接液化中试装置生产出优质的柴油产品，其十六烷值高达75～83，无硫、无氮且芳烃含量低，各项指标均超过欧Ⅳ标准（欧IV柴油标准：
S≯0.005％，十六烷值≮58）。
第二章国内外煤制燃料产业现状
2.1煤液化
2.1.1国外煤液化发展现状
国外已建、在建、规划主要煤液化项目见下表。
表2-1国外已建、在建、规划主要煤液化项目
国家
技术路线
建设单位
规模
状态
南非
间接液化
Sasol
合计150,000桶/天
已建，运行中
南非
间接液化
Sasol、IDC
投资总额约172亿美元
项目预可研将于2009年完成，预计在2016年建设完成并投入运行。
南非
间接液化
Sasol、PetroSA
规划
印度尼西亚
间接液化
Pertamina/Accelon
约76,000桶/天
在建
美国
间接液化
Rentech
2000－50000桶/天多套
除一套2,000桶/天项目处于设计阶段外，其余几套均在规划中。
美国
间接液化
Rentech、BaardEnergy
2套装置,每套35,000桶/天
前期设计
美国
间接液化
WMPI
5000桶/天
前期设计
美国
间接液化
HopiTribe、Headwaters
10,000－50,000桶/天
规划
美国
间接液化
StateofMontana
10,000－150,000桶/天
规划
美国
间接液化
GRE,NACC、Falkirk、Headwaters
10,000－50,000桶/天
规划
美国
间接液化
DKRWEnergy
33,000桶/天
规划
美国
间接液化
AmericanCleanCoalFuels
25,000桶/天
规划
美国
间接液化
MingoCounty
10,000桶/天
规划
澳大利亚
间接液化
AngloAmerican/Shell
60,000桶/天
规划
菲律宾
间接液化
Headwaters
50,000桶/天
规划
新西兰
间接液化
L&MGroup
50,000桶/天
规划
除南非已运行的装置外，国外目前有相当多的煤间接液化项目在规划中。
2.1.2国内煤液化发展现状
我国已建、在建、规划主要煤液化项目见下表。
表2-2我国已建、在建、规划主要煤液化项目
已建项目
技术路线
建设单位
地点
规模
项目情况
煤直接液化
神华集团
内蒙鄂尔多斯
一期100万吨/年
于2008年底首次开车，2009年9月再次开车。
煤间接液化
山西潞安
山西长治
一期16万吨/年
于2009年7月正式投料试车
煤间接液化
内蒙伊泰
内蒙鄂尔多斯
一期16万吨/年
2009年3月首次开车，9月再次开车
煤间接液化
神华集团
内蒙鄂尔多斯
18万吨/年
计划于2009年12月开车
煤间接液化（甲醇制汽油）
晋煤集团
山西晋城
10万吨/年
于2009年6月28日试车
在建项目
煤间接液化
兖矿集团
陕西榆林
一期100万吨/年
2006年4月工程奠基，项目待最终核准
规划项目
煤间接液化
兖矿集团
陕西榆林
1000万吨/年
一期中的100万吨/年示范项目材料全部通过审核，等待最终核准
煤间接液化
山西潞安
山西长治
520万吨/年
一期16万吨/年已建成试运行
煤间接液化
内蒙伊泰
内蒙鄂尔多斯
48万吨/年
一期16万吨/年已建成试运行
煤间接液化
神华宁煤集团、沙索尔公司
宁夏宁东
320万吨/年
已完成可行性研究
煤直接液化
神华集团
内蒙鄂尔多斯
500万吨/年
一期100万吨/年已建成试运行
受近年来国际油价上涨的刺激，国内除上述煤液化项目外，实际上几乎在每一个有煤炭规模化生产的地方，政府和企业都在规划上马“煤制油”项目，许多地方将“煤制油”列为“十一五”乃至“十二五”的规划重点发展项目。
国内很多大型煤业集团正进行着“煤制油”项目的前期准备工作，大部分项目已提交“可研报告”或者“预可研报告”。
而在众多煤制油项目中，大部分属于地方或企业规划，其中还包括一些试验性的中试项目，所有这些在建及规划的煤制油项目的总规模将达到4017万吨/年。
2010年前，我国煤液化产业化发展主要以工程开发和工业化示范为主。
2010年后，随着国内煤液化工程化技术开发的逐渐成熟和工程运行经验的积累，该技术的产业化发展将进入第二阶段。
根据国家发改委《煤化工产业中长期发展规划》征求意见稿，到2010年、2015年、2020年，我国煤制油的规模将发展到150万吨、1000万吨、3000万吨（2015年和2020年，煤制油产品占成品油的比例将分别为4％和10％）。
针对国内煤液化发展过热的现象，国家制定了一系列引导煤液化及煤化工有序、规范发展的政策。
国家发改委于2006年下发了《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》（发改工业[2006]1350号）和《关于煤炭液化工作有关问题的通知》（发改办能源[2006]1876号），在这两个通知中指出，“不批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目”，“在国家煤炭液化发展规划编制完成前，暂停煤炭液化项目核准”；2008年9月，国家发改委又公布了《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》（发改办能源【2008】1752号），提出由于“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”；2009年9月，国务院批转了发改委等部门《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》的通知（国发【2009】38号），指出“传统煤化工重复建设严重，产能过剩”，应“稳步发展现代煤化工示范工程建设”，但“今后三年原则上不再发展新的现代煤化工试点项目”。
通过上述政策的公布执行，国内煤液化项目一哄而上，发展过热的势头得到了有效遏制。
目前，国内煤液化发展的重点应是已纳入国家有关发展规划的工业示范项目的设计、建设与示范运行。
中国、美国、全球（除中、美）外的煤液化项目布局见图2.1～图2.3。
图2.1中国煤液化项目布局
图2.2美国煤液化项目布局
图2.3除中、美外全球煤液化项目布局
2.1.3煤液化经济性分析
国内多家单位开展了煤液化投资机会、预可行性或可行性研究。
虽然采用的基础数据来源、工艺方法、研究时间、装置规模等不同，但这些研究结果仍有重要参考价值，煤直接液化和间接液化典型装置的技术指标比较见表2-2。
表2-2煤液化技术经济指标比较
项目
煤间接液化
煤直接液化
规模（液体产品），万吨/年
100
100
主要产品，万吨/年
汽油（直接液化）/
石脑油（间接液化）
23.58
15.68
柴油
71.26
69.41
其它
5.15
14.92
吨产品单耗
原料煤（以标煤计），吨
3.06
3.03
燃料煤（以标煤计），吨
0.56
0.45
新鲜水，吨
11.8
14.2
经济指标
吨产品投资，元（RMB）/吨
8350
7213
财务收益率，％
12（税后）
12.56
（税前）
投资回收期,年
8（税后）
11.23
（税前）
由上表可见：
1）在有廉价煤供应的地区，如果具有其它必要的建厂条件，建设煤制油工业装置是可行的；2）煤液化厂的固定资产投资较高，受规模、原材料价格影响明显。
对间接液化来讲，提高技术经济性应重视以下工艺技术问题：
1）煤间接液化厂的投资构成中，合成气生产装置占总投资的55％～70％，是制约投资和投资回收期的主要因素，所以应因煤制宜，选择较为合适的煤气化和净化技术，以节省投资，降低合成气生产成本；
2）间接液化使用的铁基催化剂，一般不再生，应减少损耗和延长寿命，如采用价格较高的钴基催化剂，应在催化剂再生技术上争取突破；
3）采用先进浆态床或固定流化床工艺，增加单台反应器生产能力，提高主产品的产率和选择性，增产高附加值化学品；
4）间接液化全过程有很大节能潜力，应充分利用各种余热以及尾气。
煤液化技术的经济性综合评价：
1）投资。
直接液化法投资稍低于间接液化法，但相差不大，吨产品投资均在1万元左右，但随着不同时期原材料价格的变化会有所变化。
2）经济效益。
根据有关文献【11】研究，当原料煤价格控制在300元/吨左右，国际原油价格在45美元/桶以上时，煤制油项目具备与石油炼制项目的竞争能力。
理论上认为，同一煤种在既适合直接液化，又适合煤基间接液化工艺的前提条件下，若两种工艺均以生产燃料油品为主线，则直接液化和间接液化的经济效益基本相当。
但液化技术的经济性影响因素很多，能否实现设备的长周期运行就是影响经济性的重要因素之一，从目前的技术情况来看，间接液化比较容易实现长周期运行，而直接液化由于反应条件苛刻，反应器内气、液、固三相共存，导致设备磨损严重，难以实现长周期运行，因此不能简单地说间接液化和直接液化哪种工艺经济性更好，要待我国几套工业化示范项目投产后进行实际运行考核而定。
2.1.4煤液化能耗、资源利用效率分析
以100万吨/年油品规模为基准，将公用工程消耗全部折算为燃料煤和水，对煤直接液化和间接液化典型装置作能源及资源利用效率分析，见下表：
表2-3100万t／a煤液化原料和公用工程消耗
项目
煤直接液化
煤间接液化
原料和公用工程年消耗量，万吨
原料煤（折标煤）
303.3
305.84
燃料煤（折标煤）
45.22
55.64
新鲜水
1425
1180
年产量，万吨
100
100
柴油
69.41
71.26
汽油（直接液化）/石脑油（间接液化）
15.68
23.58
LPG
3.52
5.15
其它副产
11.40
0
合计
100.00
100.00
单位能值，MJ/t
原料煤（折标煤）
29308
29308
燃料煤（折标煤）
29308
29308
新鲜水
7.12
7.12
总能值，GJ
原料煤（折标煤）
88,891,164
89,634,748
燃料煤（折标煤）
13,253,978
16,306,971
新鲜水
10,145
84,035
合计
102,154,387
106,025,755
能量输出
单位能值，MJ/t
柴油
42611
42611
汽油/石脑油
50499
50499
LPG
51991
51991
其它副产
36356
0
总能值，GJ
柴油
29,576,424
30,365,447
汽油/石脑油
7,918,243
11,909,446
LPG
1,830,083
2,680,027
其它副产
4,144,630
0
合计
43,469,380
44,954,920
能量效率,％
42.51
42.40
吨产品煤耗（以标煤计）,t/t
3.49
3.6
吨产品煤耗，不计燃料煤（以标煤计）,t/t
3.03
3.06
由上表可见，煤间接液化装置能量效率可达到42％以上，与煤直接液化的能源、资源效率基本相当。
2.1.5煤液化环境影响分析
作为一项洁净煤技术，煤中的硫在煤液化过程中99％以上以硫磺的方式得以回收，制成的汽油与柴油质量完全符合国家标准所规定的指标。
同时，煤液化厂的设计考虑了目前环境法规所有的相关标准和规章，所以建成后的煤液化厂对周围环境不会产生严重影响。
2.1.5.1煤直接液化环境影响分析
由于目前国内的世界首套工业化煤直接液化装置处于投料试车阶段，没有可靠的长周期运转数据，无法对
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