近日，由山東兗礦集團、兗州煤業和陜西延長石油共同投資的百萬噸級煤制油項目——陜西未來能源宣布將開啟一期后續工程，該項目一期初期設計年產能115萬噸油品，概算投資164.06億元，已經宣告達產達效。
據悉，該項目二期工程會將產能擴充至400萬噸/年，其裝置依然與一期一樣采用費托合成裝置，預計投資將達到698億元。未來能源總經理孫啟文告訴記者，正在尋找志同道合的合作伙伴共同投資建設。
一期后續項目的配套煤礦為西紅墩煤礦，設計規模為1000萬噸/年，建設地點位于陜西省榆林市。
作為一個煤炭資源相對豐富的大國，如何利用好國內的煤炭資源是中國政企各界一直孜孜研究的命題，但在煤炭黃金發展的十年中，高昂的煤炭價格并不能夠支撐以這種能源為原料制造石油。
自從煤炭行業出現產能過剩以后，煤炭企業從各種技術入手開始尋求新常態下的轉型解決方案，各類煤制烯烴、煤制氣和煤制油紛紛上馬，但同期原油價格也出現跳水，讓這些高投資項目瞬間遭遇了低油價的競爭，成為業內爭議的重點話題。
去年底，國家主席習近平對神華集團的一個煤制油項目進行批示，讓近年來煤制油項目所受到的質疑聲暫歇，但如何選擇未來的道路，依然是他們必須要面對的問題。
技術基本成熟
截至目前，中國共有6個已經建成的煤制油項目，按照工藝區分的話，分為直接煤制油和間接煤制油兩類，其中直接煤制油產能108萬噸，間接煤制油產能565萬噸。
上述陜西未來能源的項目即屬于中國第一個百萬噸級別的間接煤制油項目，于2015年8月建成投產，而目前該類別產能最大的是神華寧煤的項目，年產能為400萬噸，于去年底建成投產。
作為能源轉化的一種技術——煤制油其實并不新鮮，早在上個世紀30年代，侵華日本部隊就在東北開始利用煤炭轉化制造石油，擁有90年歷史的撫順石化前身，就是當時日軍開設的煤制油企業。
彼時，石油資源稀缺的日本和德國為了支撐其入侵戰爭，均大量采用煤制油技術制造軍用成品油。時至今日，除中國以外尚有許多國家(如南非)掌握并在實際生產中利用這項技術。
而位于陜西榆林的未來能源，則采用了由兗礦集團自主研發的低溫費托合成技術，獲得了煤間接液化技術專利34項。“這種技術的特點是柴油選擇性高，能量利用效率高，相關的技術目前屬于國際先進水平。”孫啟文介紹。
自2015年8月投料成功，2016年8月達產達效以來，該項目已經達產穩定運行一年，據孫啟文介紹，目前噸油耗水7噸，水重復使用率98.26%；噸油耗標煤3.59噸，綜合能源利用效率45.9%。
依據今年三月份國家能源局發布的一份《煤炭深加工升級示范“十三五”規劃》中對間接煤制油項目到2020年的要求，目前未來能源的各項指標已經除噸油煤耗之外已經全部達到基準值，綜合利用效率高于先進值1個百分點。
同時，為了保證煤炭的穩定供應，項目配套建設年產能800萬噸的金雞灘煤礦和3000噸/年催化劑廠。據介紹，項目目前生產所用的煤炭和催化劑就來自于金雞灘的煤礦，節省了大量外購的成本。
記者粗略估算，以目前噸油耗煤3.59噸為準，如果按照市場上平均的600元一噸煤價計算，每噸油消耗的煤炭價格約在2100塊左右，換算至美元就是321美元，按照噸油和桶油的比例來看，最終折合的原料成本就在每桶45美元左右，但因為未來能源自己有配套煤礦，成本顯然會低不少，相對來說要比現在的原油價格低一些。
但是考慮到煤炭液化產品只是煤基石腦油，還需后續的一系列工序才能煉制成品油和化工產品，目前的成本水平仍然不能說強于石油化工。
困擾仍存
石油和化學工業規劃院副院長史獻平告訴記者，當前煤制油產業主要問題集中在三方面，一是低油價下企業效益欠佳，行業出現虧損，煤制油行業稅費過高，示范企業難以承受。
二是工藝技術有待進一步優化和提高，特別是系統集成優化，高附加值產品分離及利用等方面。
三是污水處理投資和運營成本過高，按照濃鹽水結晶分離“零排放”工藝路線，百萬噸煤制油項目整套水處理系統單項投資接近10億元，噸水處理直接運行成本為30-40元。
作為企業來說，期盼政府直接進行稅收方面的政策優惠并不現實，依靠自身力量尋求效益才是更為可靠的解決辦法。“煤制油作為我國石油資源之外的補充，其實是具有現實意義的，企業應該尋找到自己的途徑進行探索。”史獻平表示。
孫啟文向記者介紹，在未來能源投產之初，就希望走出一條油、電和化工綜合的路徑，他向記者展示了一張不同煤制油產品的價格表，在未來能源的產品布局中，油品的價格相對較低，市場空間更小，相對來說高端化工產品的需求更大，價格也更高。
“我們也在探索如何進行更深度的加工，讓高端化工產品在我們的布局中占有更高的比例。”孫啟文說，“一期后續的工程我們在尋找一些合作伙伴，尤其看重在化工方面具有實力的合作伙伴進行共同投資建設，爭取將它從目前十三五的儲備項目變成在建示范項目。”
中國工程院院士舒興田告訴記者，煤通過費托合成技術，走油化一體化路線，生產高端特色化學品，是低油價下煤制油項目提升經濟效益的一個新思路。“要搞清楚低溫、高溫費托合成石腦油的特點，根據其特點好好加以利用，與石油基石腦油形成差異，開拓市場。”他說。
傳統煤企尋求轉型
在過去油價高企時，煤制油項目對保證中國能源安全、實現中國多元化能源供應有著重要作用；同時，對于傳統煤炭企業來說，煤炭深加工也成為了相對可靠的轉型途徑，所以備受大型煤炭企業青睞。
但是，2014年以來，國際油價瞬間崩塌，面對四十多不到五十美元一桶的原油，中國煤炭原本的成本優勢已不存在；同時，中國煤炭經歷黃金十年之后陷入產能過剩危機，純煤炭銷售向煤炭深加工的轉型不得不提速。
值得一提的是，作為中國煤炭傳統的龍頭企業，與其他煤企選擇進入發電行業不同，兗礦的選擇是加碼國內的煤炭深加工業務和海外的煤礦項目。
以煤化工項目為例，去年6月18日宣布作價18.4億元收購山東久泰能源有限公司(下簡稱山東久泰)等股東持有的久泰能源內蒙古有限公司(下簡稱久泰能源)52%的股權，并控股久泰能源。
而在去年6月11日，兗礦集團宣布將旗下的二級公司兗礦煤化公司改制為全資子公司兗礦集團化工公司。該公司目前擁有11家化工企業，資產總額415億元，計劃培育陜蒙、貴州、新疆三個能源化工基地。
上述久泰能源有五家全資子公司，其中久泰能源(準格爾)有限公司手中握有在當地投資建設的年產60萬噸甲醇制烯烴項目，而另外一家子公司久泰集團能源化工有限公司則握有鄂爾多斯市鄂托克前旗上海廟能源化工基地附近一化工項目。
目前，兗礦在煤化工領域的布局有陜西未來能源年115萬噸的煤制油項目、與久泰能源合作運營的年產100萬噸甲醇項目、10萬噸二甲醚項目，臨沂的60萬噸甲醇項目等。
據悉，該項目二期工程會將產能擴充至400萬噸/年，其裝置依然與一期一樣采用費托合成裝置，預計投資將達到698億元。未來能源總經理孫啟文告訴記者，正在尋找志同道合的合作伙伴共同投資建設。
一期后續項目的配套煤礦為西紅墩煤礦，設計規模為1000萬噸/年，建設地點位于陜西省榆林市。
作為一個煤炭資源相對豐富的大國，如何利用好國內的煤炭資源是中國政企各界一直孜孜研究的命題，但在煤炭黃金發展的十年中，高昂的煤炭價格并不能夠支撐以這種能源為原料制造石油。
自從煤炭行業出現產能過剩以后，煤炭企業從各種技術入手開始尋求新常態下的轉型解決方案，各類煤制烯烴、煤制氣和煤制油紛紛上馬，但同期原油價格也出現跳水，讓這些高投資項目瞬間遭遇了低油價的競爭，成為業內爭議的重點話題。
去年底，國家主席習近平對神華集團的一個煤制油項目進行批示，讓近年來煤制油項目所受到的質疑聲暫歇，但如何選擇未來的道路，依然是他們必須要面對的問題。
技術基本成熟
截至目前，中國共有6個已經建成的煤制油項目，按照工藝區分的話，分為直接煤制油和間接煤制油兩類，其中直接煤制油產能108萬噸，間接煤制油產能565萬噸。
上述陜西未來能源的項目即屬于中國第一個百萬噸級別的間接煤制油項目，于2015年8月建成投產，而目前該類別產能最大的是神華寧煤的項目，年產能為400萬噸，于去年底建成投產。
作為能源轉化的一種技術——煤制油其實并不新鮮，早在上個世紀30年代，侵華日本部隊就在東北開始利用煤炭轉化制造石油，擁有90年歷史的撫順石化前身，就是當時日軍開設的煤制油企業。
彼時，石油資源稀缺的日本和德國為了支撐其入侵戰爭，均大量采用煤制油技術制造軍用成品油。時至今日，除中國以外尚有許多國家(如南非)掌握并在實際生產中利用這項技術。
而位于陜西榆林的未來能源，則采用了由兗礦集團自主研發的低溫費托合成技術，獲得了煤間接液化技術專利34項。“這種技術的特點是柴油選擇性高，能量利用效率高，相關的技術目前屬于國際先進水平。”孫啟文介紹。
自2015年8月投料成功，2016年8月達產達效以來，該項目已經達產穩定運行一年，據孫啟文介紹，目前噸油耗水7噸，水重復使用率98.26%；噸油耗標煤3.59噸，綜合能源利用效率45.9%。
依據今年三月份國家能源局發布的一份《煤炭深加工升級示范“十三五”規劃》中對間接煤制油項目到2020年的要求，目前未來能源的各項指標已經除噸油煤耗之外已經全部達到基準值，綜合利用效率高于先進值1個百分點。
同時，為了保證煤炭的穩定供應，項目配套建設年產能800萬噸的金雞灘煤礦和3000噸/年催化劑廠。據介紹，項目目前生產所用的煤炭和催化劑就來自于金雞灘的煤礦，節省了大量外購的成本。
記者粗略估算，以目前噸油耗煤3.59噸為準，如果按照市場上平均的600元一噸煤價計算，每噸油消耗的煤炭價格約在2100塊左右，換算至美元就是321美元，按照噸油和桶油的比例來看，最終折合的原料成本就在每桶45美元左右，但因為未來能源自己有配套煤礦，成本顯然會低不少，相對來說要比現在的原油價格低一些。
但是考慮到煤炭液化產品只是煤基石腦油，還需后續的一系列工序才能煉制成品油和化工產品，目前的成本水平仍然不能說強于石油化工。
困擾仍存
石油和化學工業規劃院副院長史獻平告訴記者，當前煤制油產業主要問題集中在三方面，一是低油價下企業效益欠佳，行業出現虧損，煤制油行業稅費過高，示范企業難以承受。
二是工藝技術有待進一步優化和提高，特別是系統集成優化，高附加值產品分離及利用等方面。
三是污水處理投資和運營成本過高，按照濃鹽水結晶分離“零排放”工藝路線，百萬噸煤制油項目整套水處理系統單項投資接近10億元，噸水處理直接運行成本為30-40元。
作為企業來說，期盼政府直接進行稅收方面的政策優惠并不現實，依靠自身力量尋求效益才是更為可靠的解決辦法。“煤制油作為我國石油資源之外的補充，其實是具有現實意義的，企業應該尋找到自己的途徑進行探索。”史獻平表示。
孫啟文向記者介紹，在未來能源投產之初，就希望走出一條油、電和化工綜合的路徑，他向記者展示了一張不同煤制油產品的價格表，在未來能源的產品布局中，油品的價格相對較低，市場空間更小，相對來說高端化工產品的需求更大，價格也更高。
“我們也在探索如何進行更深度的加工，讓高端化工產品在我們的布局中占有更高的比例。”孫啟文說，“一期后續的工程我們在尋找一些合作伙伴，尤其看重在化工方面具有實力的合作伙伴進行共同投資建設，爭取將它從目前十三五的儲備項目變成在建示范項目。”
中國工程院院士舒興田告訴記者，煤通過費托合成技術，走油化一體化路線，生產高端特色化學品，是低油價下煤制油項目提升經濟效益的一個新思路。“要搞清楚低溫、高溫費托合成石腦油的特點，根據其特點好好加以利用，與石油基石腦油形成差異，開拓市場。”他說。
傳統煤企尋求轉型
在過去油價高企時，煤制油項目對保證中國能源安全、實現中國多元化能源供應有著重要作用；同時，對于傳統煤炭企業來說，煤炭深加工也成為了相對可靠的轉型途徑，所以備受大型煤炭企業青睞。
但是，2014年以來，國際油價瞬間崩塌，面對四十多不到五十美元一桶的原油，中國煤炭原本的成本優勢已不存在；同時，中國煤炭經歷黃金十年之后陷入產能過剩危機，純煤炭銷售向煤炭深加工的轉型不得不提速。
值得一提的是，作為中國煤炭傳統的龍頭企業，與其他煤企選擇進入發電行業不同，兗礦的選擇是加碼國內的煤炭深加工業務和海外的煤礦項目。
以煤化工項目為例，去年6月18日宣布作價18.4億元收購山東久泰能源有限公司(下簡稱山東久泰)等股東持有的久泰能源內蒙古有限公司(下簡稱久泰能源)52%的股權，并控股久泰能源。
而在去年6月11日，兗礦集團宣布將旗下的二級公司兗礦煤化公司改制為全資子公司兗礦集團化工公司。該公司目前擁有11家化工企業，資產總額415億元，計劃培育陜蒙、貴州、新疆三個能源化工基地。
上述久泰能源有五家全資子公司，其中久泰能源(準格爾)有限公司手中握有在當地投資建設的年產60萬噸甲醇制烯烴項目，而另外一家子公司久泰集團能源化工有限公司則握有鄂爾多斯市鄂托克前旗上海廟能源化工基地附近一化工項目。
目前，兗礦在煤化工領域的布局有陜西未來能源年115萬噸的煤制油項目、與久泰能源合作運營的年產100萬噸甲醇項目、10萬噸二甲醚項目，臨沂的60萬噸甲醇項目等。