作为全球最大的煤炭经销商，神华集团正在继续完善煤炭清洁高效利用产业链，在煤电领域之外重点布局煤制油、煤制烯烃、CCS（碳捕集与封存）与SNG（煤制天然气）四大产业。

 

煤炭在未来相当长的时期内仍将是我国最主要的一次能源，但煤炭转化利用过程中存在诸多问题与挑战，如利用效率低下、环境污染严重及二氧化碳排放量大等。在近日举行的“2011低碳能源与应对气候变化国际会议”上，神华集团有限责任公司总经理张玉卓表示，发展煤炭高效清洁综合利用技术成为我国能源产业发展的必然选择，而煤炭清洁转化将成为神华集团的“十二五”重点产业，并在未来成为主力产业。

 

中国的能源结构决定了煤炭的战略地位。“十二五”规划在“推进能源多元清洁发展”一节中提出：“有序开展煤制天然气、煤制液体燃料和煤基多联产研发示范，稳步推进产业化发展。”这对清洁煤产业发展提出了更高要求。

 

据张玉卓介绍，作为全球最大的煤炭经销商，神华集团正在继续完善煤炭清洁高效利用产业链，在煤电领域之外重点布局煤制油、煤制烯烃、CCS（碳捕集与封存）与SNG（煤制天然气）四大产业。

不断飙升的国际油价让从出租车司机到炼油企业老总都倍感忧虑。但在中国，有一个人是喜悦的，他就是张玉卓——神华掌门人、中国煤制油的主要推进者。

 

对于张玉卓来说，油价高涨“必然为煤制油项目的加速推进创造条件”。

 

神华集团正在积极推进其实现替代石油1000万吨的全盘计划——通过煤制油、煤制烯烃与煤制天然气等产业的加速推进，在未来10年，实现替代油品300万吨、化工产品500万吨和天然气18亿立方米。

 

“按照现有成本，神华将每年为国家节约160亿元人民币。”张玉卓说，“况且，石油炼制的油品还远远达不到神华煤制油的洁净标准。”

 

所谓“煤制油”，就是用煤通过化学方法生产出汽油、柴油和其他化工产品。根据加工过程不同，煤制油分直接液化和间接液化两种技术。直接液化是在高温高压条件下，通过加氢将煤直接转化为液体燃料，再进行提质生产出洁净优质的汽油、柴油和航空燃料；间接液化是将煤气化，再经催化合成转化为汽、柴油。由于中国资源禀赋富煤贫油的特点，这被许多专家认为是减少石油对外依存度的好方法。

 

“这是中国必须要走的路。”张玉卓强调说，“这条路，神华已经走了十多年。”

 

根据中国的能源战略要求和两种液化技术的特点，早在十多年前，神华集团确定了直接液化和间接液化一体化发展战略。

 

2009年初，神华百万吨级煤直接液化示范项目试车成功，这使神华一举成为世界上唯一掌握煤炭直接液化关键技术的企业。此前，在煤制油领域，只有南非的沙索（Sasol）公司是拥有成熟的煤间接液化技术。

 

这套“全球唯一的煤直接液化装置”，尽管十年来发展得磕磕绊绊并不顺畅，但张玉卓表示，“这两年运行情况很好，2011年1月2日已经实现了满负荷运转。”

 

2010年8月，神华集团获得了国内油品零售许可证，允许其出售来自于位于内蒙古煤制油项目生产的成品油。这条由新华社播发的简短信息并没有引起外界多少关注，除了俄罗斯。随后，来自俄罗斯能源部的消息称，俄罗斯能源部已经向神华集团发出了邀请，希望神华集团能够加入俄罗斯正在筹划中的、高达20亿至30亿美元投资的煤制油开发计划。

 

业内对此评价：在经历数年喧嚣和沉寂之后，中国煤炭巨头神华集团的煤制油项目，终于到了“瓜熟蒂落”的时候。

 

据神华煤制油公司的资料介绍，从经济的角度出发，用直接液化法，约三吨半优质煤可以制出一吨油，加上过程中的加氢、催化剂、水、电等成本，一吨油制出成本在2000元左右——按照质量和体积的换算——只要国际油价高于35美元/桶，就可合理盈利。对比现在的油价，这就是神华的利益之源。

 

而煤间接制油项目也是神华今后5年中要打出去的一张牌。据介绍，神华在陕西省榆林市和宁夏回族自治区各建设规模为300万吨/年的间接液化工厂已于2010年完工。

 

2010年，神华在煤化工之路上继续发力：年产烯烃60万吨神华包头煤制烯烃项目正在全面建设中；年产20亿立方米的神华鄂尔多斯煤制天然气（SNG）项目已经开工奠基，预计于2012年建成投产；年产烯烃100万吨的神华—陶氏榆林煤化工项目、年产300万吨的新疆黑山煤直接液化项目等一批前期项目正积极筹备中。

 

烯烃是一种基础化工原料，被认为是一个国家化工行业水平的标志。目前我国已经掌握了国际上传统的石油制烯烃工艺，能运行百万吨级烯烃项目。

 

石油价格的上涨和我国石油对外依存度不断提高的双重压力，催生了我国煤制烯烃产业的兴起，“十二五”期间，我国对乙烯产品仍将保持较高的刚性需求，煤制烯烃有望具备产业化条件。

 

过去5年间，我国在甲醇制烯烃的研发方面取得了一系列突破性进展，突破了以催化剂为核心的一系列关键技术，终于打通甲醇制烯烃技术链条。2010年5月，大连化物所又研发成功新一代甲醇制烯烃技术DMTO-II并完成工业性试验，进一步提升了甲醇制烯烃的经济性，为煤制烯烃的产业化提供技术支撑。

 

神华的烯烃工业项目为产业化发展打下了基础。2011年1月，年产烯烃60万吨神华包头煤制烯烃项目正式开始商业化运营，标志着我国煤制烯烃工业化示范工程取得圆满成功。2011年计划生产聚烯烃产品45万吨，按目前市场价格计算，将实现销售收入近45亿元。

 

神华包头煤制烯烃项目是“十一五”期间国家核准的唯一一个煤制烯烃项目，也是国家确定的煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气和煤制乙二醇5个现代煤化工示范工程之一。其核心技术采用了具有中国自主知识产权的DMTO工艺（中科院大连化学物理研究所甲醇制烯烃工艺）及催化剂。

 

业内普遍认为，目前国内已有包括神华在内的多套大规模装置在运行，“十二五”期间，中国的煤制烯烃将拉开产业化序幕。

 

 

对于业内争议不休的CCS，张玉卓透露的最新消息是，今年1月，神华集团成功地将超临界的液体二氧化碳注入地下。此前，神华集团10万吨/年CCS示范项目在内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗启动了我国首个井深2500米的碳捕获监测井示范工程建设，这标志着我国在二氧化碳地质储存工业化领域迈出关键步伐。

 

据介绍，于2010年6月1日正式启动的神华CCS示范项目，以神华煤直接液化厂为实施对象，以鄂尔多斯盆地的深部盐水层为封存目标区，该项目具体技术工艺流程包括二氧化碳捕集、输送、封存、监测等环节。预计项目建成后，每年能减少约5100万立方米二氧化碳排放量。同时，这也是我国第一个针对盐水层封存的试验项目，而盐水层封存被认为是世界上最有潜力的CCS方式。

 

CCS已经和煤制油、煤制烯烃、煤制天然气并列为神华集团清洁煤发展的重要发展方向之一。

 

尽管业内人士仍然对CCS的效益问题莫衷一是，但张玉卓相信，启动这项工程不仅是响应中央加快转变经济发展方式、履行企业社会责任的实践，还将为我国提供二氧化碳处置的技术支持，对二氧化碳减排和应对气候变化等重大议题具有重要影响。

 

制约CCS项目发展的最关键原因就是成本较高。煤制油过程中将产生大量二氧化碳，通过CCS全流程将其抓捕、液化，通过钻井管道传输，存储到地下3000米的咸水层，这个过程中产生的环境效益和所需付出的成本不言而喻。据了解，神华CCS项目初步预计投资额为2.1亿元人民币。

 

这笔账，神华是这样计算的。首先，CCS对油气田开发和增产有重要经济效益。一般而言，每注入2.5吨~4.1吨二氧化碳能增产石油1吨。照此推算，神华CCS提升油气采收率的效益，每年注入10万吨二氧化碳，相当于增产23.9万吨原油，经济价值约达3.85亿元。

 

此外，按照用电还原二氧化碳、每吨获得700美元的纯利润估算，神华CCS的一口井每年存储10万吨二氧化碳，等到技术成熟进行开发时，每年每口井有望开发7000万美元的经济价值。

 

更重要的是，碳交易的游戏规则被制定之后，玩家只能在规则中寻求自我利益的保存和增长。因此，神华在CCS领域捷足先登，意味着有望在碳交易市场将抢占先机。

 

张玉卓同时透露：“预计鄂尔多斯盆地将有千亿吨二氧化碳的储存能力，神华正在准备每年100万吨级别的CCS项目。”

 

但张玉卓同时指出：“现阶段对二氧化碳封存作出承诺为时过早，因为大规模CCS的经济性与安全性等问题需要经过5~10年的扩大验证后才能确定。”而张玉卓相信：“在现有技术水平下，将CCS成本控制在每吨10美元以下是有可能的，如果维持现有的CDM机制，CCS将不会成为负担，而是有利可图的产业。”

 

《科学时报》 (2011-04-11 B4 市场)