促进煤炭产品由燃料向原料与燃料并重转变，已经成为煤炭行业的共识。特别是在煤炭产能过剩愈演愈烈、市场供需严重失衡的形势下，越来越多的煤炭企业把目光聚焦在煤化工、煤制油上。
       经过多年的发展，神华集团在煤制油化工领域已经形成完整体系，成为我国最大的煤化工企业，也是目前全球最大的煤制油化工产品生产商。按照规划，“十三五”期间，神华集团将继续把煤炭清洁转化作为清洁能源发展战略的重要“一翼”。
       神华集团的煤制油项目曾广受关注，也饱受争议。现在，这个项目进展情况如何？《经济日报》调研组来到了神华集团鄂尔多斯煤制油分公司采访。
       直接液化 从无到有
       “从筹建第一条生产线，到2010年实现煤直接液化的商业化运行，我们走过了15年左右的时间。”在神华集团鄂尔多斯煤制油分公司的展览室里，中国神华煤制油化工有限公司董事长兼总经理张继明说，从国家长远的能源安全看，这样的付出具有深远意义。
       我国石油和天然气资源相对匮乏，国内油气供应缺口较大。针对石油对外依存度较高的严峻形势，早在1996年，我国就提出了要探索以煤制油的能源发展道路。
      为了使煤制油尽快实现工业化生产，神华集团开始了自主研发的尝试。随着一道道难关被攻克，最终把无机化工、煤化工、石油化工等技术融合在一起。2004年，神华集团启动了第一条煤直接液化商业化生产线示范工程建设；2008年12月30日示范工程一次开车成功。
       经过几年试车运行，鄂尔多斯煤直接液化示范工程核心装置实现了长周期稳定运行，水资源消耗降低，能源转化效率等各项经济技术指标持续提高，并于2011年进入商业化运营。
       数据显示，2011年至2014年，鄂尔多斯煤直接液化年均实现销售收入57.1亿元，利税14.3亿元，经济效益良好，在高油价下有较好的盈利能力。2015年投煤运行269天，生产油品71.8万吨，加工洗精煤150万吨，销售各类油品70万吨，实现营业收入30.62亿元。
       舒歌平说，煤制油化工技术在将煤炭转化为清洁优质汽柴油、天然气、烯烃等产品的同时，还能将煤中的硫元素以单质硫的形式回收，整个转化过程具有较高的能源转化效率。 
      记者了解到，神华鄂尔多斯煤制油项目建设规模为年产油品400万吨。目前，第二、三条生产线也在稳步推进，示范工程（含间接液化）年消耗煤炭1200万吨，年产值300亿元，利税近100亿元。
       神华集团董事长张玉卓说，煤炭在中国的主体能源地位相当长时期内难以改变。推动煤炭清洁发展，必须实现由资源驱动向创新驱动转变，由燃料向燃料、原料并重方式转变，由相对粗放开发向集约绿色、互联智能方式转变，由传统高排放利用向近零排放的清洁高效方式转变。
       “把煤炭作为原料，通过目前成熟的煤制油化工技术既能生产汽柴油和甲烷产品，又能生产烯烃、芳烃等石化产品，可以实现对部分进口油气资源的直接和间接替代，减少境外油气资源供应对我国经济社会稳定的影响，从而保障国家能源安全。”张玉卓说。
       到2020年，神华集团煤化工板块有望完成3000万吨石油当量，据测算，与同期大庆油田的石油产量大致相当。
       耗水不再是问题
       自鄂尔多斯煤制油项目启动以来，外界的批评声音就不绝于耳。批评者认为，煤化工项目需要消耗大量水资源，在鄂尔多斯发展煤制油，不仅会污染当地的水资源，也会加剧水资源的短缺。
       鄂尔多斯煤制油项目最初设计的吨油水耗达10吨，如果按年产油品400万吨匡算，该项目每年需要使用水资源4000万吨。这在水资源严重不足的内蒙古，确实不是一个小数目。
       “现在，批评的声音已经越来越少了。”张继明说，在项目规划之初，神华就对当地的配套资源作详细评估，比外界更能感受到水资源的宝贵。
       张继明介绍说，在当时的项目审批中，政府只给鄂尔多斯煤制油项目批复每天8万吨的额度，并且没给任何污水排放口。这就意味着，鄂尔多斯项目必须做到尽量少取新鲜水，且不对外排放废水。
       发展煤制油，必须消耗大量的水。怎么办？神华集团的矿井疏干水“地下水库”派上了大用场。神华集团通过管道，直接把储存在“地下水库”的矿井水引到煤制油项目。目前，“地下水库”向鄂尔多斯煤制油项目的日供水量超过了3000立方米。来自“地下水库”的矿井水经过净化处理后，三分之一用于生产氢气，其余部分用于设备的循环冷却。
       舒歌平告诉记者，随着工艺的不断改进，鄂尔多斯煤制油项目吨油水耗已经从设计之初的10吨降到5.8吨左右，最好的时候吨油水耗不足5吨。随着工艺的不断改进，水耗量有望继续下降。
       对于煤制油过程中产生的污水，则实施“清污分流、污污分治、一水多用”。在神华煤制油的废水处理车间，工作人员许昊告诉记者，这里共有两套废水处理设备，每套设备每小时能处理污水200立方米，均处于24小时运转状态。
       根据生产运行中不断暴露出的污水处理及回用方面的问题，神华集团进行了多项技术改造，其中包括高浓度污水深度处理、含硫污水气体装置改造、含油污水处理装置增加隔油沉淀设施、含硫污水增加除油设施、生活污水、气化废水增加缓冲沉淀池等。自2008年以来，神华集团共完成污水技改技措项目达16项。
       截至目前，神华煤制油污水处理累计投入已超过13亿元，是普通炼油环保投入的3至4倍，成功解决了污水处理难题，污水回用率达到98%以上。
       张玉卓表示，到2020年，神华煤制油项目将努力实现水耗继续降低20%，最大限度实现水资源的重复利用，把新鲜水耗量降到最低。
       让煤制油“叫好又叫座”
       2012年，神华集团在鄂尔多斯煤制油项目附近建起了第一个自营加油站。几年来，这座加油站每年销售油品9000多吨，年年盈利。
       与这座加油站形成反差的是，神华的煤制油项目赚钱并不容易。张继明告诉记者，神华煤制油的油品质量十分可靠，甚至可以满足航空航天事业的需要。不过，由于缺乏销售渠道，这些产品必须批发给石油石化企业做调和油。加之煤制油企业不具备油品定价权，导致煤制油的利润空间被大大压缩。
       让神华集团感到压力最大的是，在国际油价低迷的形势下，国内成品油税费负担过重，使得煤制油项目步履维艰。
       按照国家成品油消费税政策和当前国内成品油市场价格测算，煤制油项目投产后产品消费税、增值税及其他税负高达50.1%，消费税占比为35%。税负过高，让煤制油项目在低油价下经营更加困难。2015年，鄂尔多斯煤制油项目亏损10亿多元。
       煤制油与原油炼制成品油的成本构成不同。原油炼制成品油，原油成本大致占80%。煤制油装置规模庞大、建设周期长、投资金额大，企业的财务成本高，折旧及财务费用等占总成本的比例为40%，原料煤的成本仅占16%。在这样的生产成本构成下，原油价格越低，煤制油经营越困难；原油价格越高，煤制油盈利越丰厚。据测算，在目前税收政策下，原油价格到达50美元左右时，煤制油项目才能维持正常运营。
       张继明说，目前煤制油产品成本折成原油，相当于每桶40美元，低于国内原油开采成本。同时，煤制油项目对国家经济发展贡献比炼油企业大，主要体现在原料与产品增值税抵扣差额上，相同原油量加工过程中，煤制油可为国家贡献更多的增值税。
       不单单是神华的煤制油项目，正在兴起的煤制油行业都在呼唤政策的支持，以使煤制油“既叫好，又叫座”。（《经济日报》）