原油价格多少钱的时候煤制油_原油价格多少钱的时候煤制油最合适

1.煤制油有多重要？来看看全球唯一百万吨级煤直接液化制油示范工程

前瞻产业研究院研究员章诵兰预测，未来五年，中国将重启煤制油项目，十年后煤制油开始迈入商业化运营。现阶段，我国煤制油行业处在大型国有煤炭企业中试点阶段。

市场机遇：我国石油缺口呈现扩大趋势，市场需求较大，为煤制油提供了市场空间。

政策机遇：近年来，我国对煤炭深加工如沿海新建丙烷脱氢(PDH)项目的大力支持，为煤制油创造了良好的政策环境。

价格机遇：我国石油价格的坚挺，加速了煤制油的替代速度。

多家机构预测，将于11月底在奥地利维也纳召开的欧佩克成员国第173次会议，达成延长限产协议的可能性极大。这势必会推动国际原油价格继续走高，甚至可能问鼎65美元/桶。

根据我国成品油价格形成机制，国际原油价格的上涨，自然会带动国内汽油、柴油等成品油价格走高。

煤制油有多重要？来看看全球唯一百万吨级煤直接液化制油示范工程

近日有部分媒体评论说国家将限制煤化工发展，有失偏颇：

———这首先是概念上的错误：煤化工有广义和狭义的区别，广义的煤化工主要包括煤焦化、煤液化、电石法乙炔化工以及以煤气化为基础的化工产品的生产。而以煤气化技术为基础的化工产品的生产就是所谓的狭义煤化工，其主要产品有：合成氨、甲醇、醋酸、甲醛等众多化工产品，加上其衍生产品则有成百上千种，在化学工业中占据重要地位。因此，不分青红皂白，盲目的说限制煤化工，显然有所偏颇。

———煤化工目前出现过热的子行业主要是煤制甲醇和二甲醚领域。如果目前国内规划的煤制甲醇（二甲醚）项目全部投产，将会出现明显的供过于求。但在前期的调研中也注意到，多数煤制甲醇（二甲醚）规划的目的只是地方企业控制煤炭的借口，真正开始实施的没那么多。因此，煤制甲醇（二甲醚）有可能过剩，但没有统计数字显示的那么严重。

———在煤制油和煤制烯烃领域，由于国内工业化技术尚不成熟，目前还主要是一个愿景。这是煤化工发展的最终方向之一，但由于目前工业化技术的不成熟，风险较大，也不适宜以此作为投资的理由。

● 已开工煤制油项目应不在限制之列

中金

近日新京报报道了我国将停止在建煤化工和粮食乙醇燃料项目，对于关于停止在建煤化工的报道：

———记者有曲解放大官员评论的意思，根据判断官员的意思可能是在神华等示范工厂没有顺利投产前，不会再批准新建煤制油项目。

———根据国家发改委工业司于去年10月发布的《煤化工产业中长期发展规划》（征求意见稿，由于部分细节仍有一定争议，正式稿至今尚未发布）的指导思想，煤制油是保障国家石油安全的重要措施，“十一五”期间要抓好技术研发、工程放大和产业化示范工作，重点建设神华集团鄂尔多斯100万吨直接液化示范工程；兖矿集团100万吨间接液化示范工程；山西潞安集团（潞安环能集团）和内蒙古伊泰（伊泰B控股）各产16万吨的间接液化制油项目。该四个项目当时获得国家立项并已经开工建设，国家不可能要求停止。

———其他煤化工项目，包括甲醇和二甲醚等，国家正在制定甲醇汽油和相关替代的标准，今年下半年有望出台，和去年相比没有行业政策上的变化。

———由于煤化工项目为高消耗型项目，未来国家对新建项目审批会比较谨慎，但从国家能源安全战略角度，国家应该会发展一定规模来掌握技术和降低进口依存度。

● 高油价促使煤化工步入发展新阶段

天相投资 贾华为 梁铭超

“缺油、少气、富煤”是我国化石能源的基本结构。我国的原油探明储量仅相当于全球石油探明储量的1.34%，按照我国2005年的原油产量1.8亿吨计算，现有原油储量仅能开12年。相比较而言，我国的煤炭可以开50多年，所以，充分发挥我国煤炭的优势是符合我国国情的实现能源多元化的首选。

国家《十一五规划纲要》中明确指出，要发展煤化工，开发煤基液体燃料，有序推进煤炭液化示范工程建设，促进煤炭深度加工转化，并开发大型煤化工成套设备，煤炭液化和气化、煤制烯烃等设备。相关各省在其“十一五”发展规划中把煤化工作为重点发展方向。这将促使煤化工产业进入规范发展的新阶段。

煤及煤化工的发展从技术上主要分为四条发展线路，分别为煤的焦化线路、煤的气化线路、煤液化线路和煤制电石乙炔线路。

煤焦油深加工

焦油深加工产业化的产品有200多种，许多深加工产品具有不可替代性。近年来，在国内钢铁等工业发展的带动下，国内焦炭产业发展迅速，产量不断增加，焦炭产量从2001年的1.2亿吨增长到2005年的2.32亿吨，年复合增长率达到17.9%。预计今后几年仍将保持近5%的年增长。煤焦油是焦炭生产的副产品，随着焦炭产量的增长，煤焦油的产量也相应快速增长。

据不完全统计，目前国内大中型煤焦油加工企业43家，加工能力533万吨/年，其中加工能力10万吨/年以上的企业25家，加工总能力455万吨。现在全国在建煤焦油加工能力425万吨、拟建377万吨，未来几年国内煤焦油加工能力将可能达到1300万吨/年。

与国外焦油加工企业相比，我国焦油加工业存在不小的差距。我国焦油加工企业分散、生产规模小，国外焦油加工企业单套生产装置能力至少20万吨/年，国内普遍在10万吨/年以下；另外，由于我国煤焦油加工企业加工深度普遍很低，10万吨/年规模的焦油加工企业进行二次深加工的不足50%，产品品种仅40种左右，而国外公司以煤焦油加工的产品品种已达140多种。

我国煤焦油深加工产业正面临产业升级，发展趋势是向集中化、规模化、精细化方向发展，大部分的中小焦油加工企业将被产业升级所淘汰。根据国家行业政策，焦油加工单套装置能力要求在10万吨/年以上，这就要求原料供应地至少要有200万吨/年以上的焦炭加工能力。所以，在原料产地建厂、或是有实力焦化企业向煤焦油深加工方向发展是最符合国内产业发展的，也是受国家鼓励的发展方向。另国外部分高技术企业有意进入我国煤焦油行业，据相关资料，日本的JFE在山东、美国KOPPERS公司在唐山将投资30万吨/年的煤焦油加工项目。

煤制合成气线路

（1）甲醇

我国传统的煤化工合成气线路主要是通过合成气制氮肥和部分甲醇下游有机化工产品。随着原油价格高涨，煤化工下游产品甲醇和二甲醚作为首选替代燃料，其地位日益重要。同时，随着甲醇下游产品用途不断扩展，甲醇市场需求量急剧增加。现在，甲醇制醇醚燃料、甲醇制烯烃（替代石化线路）已经成为煤化工发展新阶段的首要发展线路。

受下游需求的强力拉动，国内甲醇消费量从1999年的261.4万吨增长到2005年的666.2万吨，一直保持10%以上的增长率。

我国目前甲醇生产企业甲醇规模主要在5万至20万吨/年，30万吨/年规模以上的很少，但目前在建多个甲醇项目规模均在50万吨/年以上。国外甲醇厂装置能力一般年50万至80万吨，超大规模的已经达到150万至180万吨，技术先进、能耗较低，都建在原料产地附近，以天然气为原料的约占80%。

目前，甲醇投资处于狂热状态，有意向的项目总体规模已达2000多万吨，但真正有实质意义进展的在建规模大概500多万吨。大甲醇项目建设周期一般为3年，估计未来两年，国内甲醇生产能力将达到1300万吨以上。

（2）二甲醚

二甲醚（DME）是一种重要的超清洁能源和环境友好产品，被称为“二十一世纪的燃料”。

二甲醚作为二次能源的生产成本，除了技术、规模等因素外，主要取决于甲醇的生产成本。我国目前基本上用二步法生产二甲醚，新上项目的规模大部分在10万至20万吨/年。

二甲醚的大规模应用领域，主要是替代车用柴油燃料和民用液化石油气，这是一个巨大的潜在市场。

由于二甲醚这种广阔的市场潜力，国内众多有实力的公司看好并上马二甲醚项目。除泸天化用天然气为原料外，其余均用煤为原料。山东兖州、陕西神府、陕西渭河、河北邢台、新疆、大庆等地也有建设大型甲醇/二甲醚项目的意向。

煤直接液化

煤液化技术在科学上称为煤基液体燃料合成技术，它分为直接液化和间接液化。直接液化是在高温高压下，加氢使煤中的有机物直接转化为液体燃料，再进一步加工精制成汽油、柴油等燃料油。

目前，国际上已开发出的煤加氢液化工艺有10多种，比较有代表性的有德国的IGOR工艺、日本的NEDOL工艺、美国的HTI工艺。三种工艺中，比较成熟可靠的是德国的IGOR工艺，其转化率能达到%。

2001年国家科技部和中国科学院联合启动了“煤变油”项目，5至10年内在内蒙古、山西、陕西、云南建设基地。

据相关资料，我国目前已经批准启动的煤变油项目仅有两项，一个是神华集团煤变油项目，另外一个则是宁煤集团的煤变油项目。

神华集团2004年8月在内蒙古鄂尔多斯建设煤直接液化工业化装置，项目建设总规模500万吨/年油品，一期建设规模为320万吨/ 年油品（包括汽油50万吨、柴油215万吨、液化气31万吨、苯和混合二甲苯等24万吨），总投资245亿元，年用煤0万吨。一期工程3条生产线，先建1条，2007年7月建成，运行正常后，再建两条，2010年投产。近日，壳牌欲联手神华进入中国的煤变油领域。

煤直接液化项目是资金密集型、技术密集型项目，投资巨大，面临油价下跌、煤炭紧缺、浪费、环境恶化等种种可控与不可控风险，社会争议比较大，煤直接液化（煤制油）线路前景充满变数。

煤制电石线路

该线路就是以煤为原料生产电石，电石与水反应生产乙炔，再由乙炔生产下游产品。我国主要下游产品为生产氯乙烯单体进而生产聚氯乙烯。

近年来，我国电石生产能力递增速度为4%，产量居世界第一位。随着国内PVC价格走高和国际油价的居高不下，电石法生产PVC利润空间增大，带动电料需求快速升温。

但电石生产是高能耗、高污染行业。2006年，国家发改委提出了《关于依法加强高耗能高污染PVC项目治理整顿建议》，提出要严格按照国家法规、加大行业整顿力度，促进行业健康发展，使乙烯氧氯化法PVC替代电石法PVC有突破进展。同时，发改委等七部委联合发出《关于加快电石行业结构调整有关意见的通知》，要求：彻底关闭和淘汰1万吨/年以下的电石炉、开放式电石炉、排放不达标电石炉；严控新上电石项目，东部沿海地区禁止新建电石生产项目。

如何解决高能耗、高污染与发展的矛盾是摆在煤化工电石线路面前的一个紧迫问题。

规模化与循环经济是煤化工发展壮大首要途径

煤化工行业是固定投资比较大的行业，规模效益非常显著。与国外同行业相比，我国的煤化工业普遍规模偏小、集中度底。同时煤化工也是消耗大、污染相对严重的行业，要减少污染排放、提高综合利用率就必须走循环经济之路，把规模化与循环经济结合起来。如我国焦化行业当规模足够时就可以进行焦油深加工，同时回收焦炉气可以生产氮肥或甲醇；煤制甲醇时可以同时回收焦油和硫；生产氮肥过程中可以联产甲醇；生产废热发电、循环水重复利用、三废的集中治理等等这些都需要在一定规模基础上才可以实施，产生经济效益。

● 重点公司点评

云维股份（600725）定向增发做大煤化工产业

国都证券 贺炜

公司的主营业务为纯碱、化肥、聚乙烯醇和醋酸乙烯的生产和销售。其生产能力分别为20万吨纯碱、20万吨氯化铵、2.5万吨聚乙烯醇和3万吨醋酸乙烯。

公司拟非公开发行不超过16500万股，用于收购控股股东云维集团持有的大为焦化54.8%的股权，以及云维集团和云南煤化集团分别持有的大为制焦30.30%和60.61%（合计90.91%）的股权。公司预计，该两项资产2007年1月1日起合并进入公司，预计公司2007年度净利润约为1.60亿元，全面摊薄每股收益约为0.48元/股（按33000万股计算）。

新资产的注入使公司业务覆盖了煤电石化工、煤气化工、煤焦化工等煤化工产业的三大子行业。

本次定向增发完成后，公司将通过大为焦化和大为制焦而间接拥有305万吨焦炭、30万吨甲醇、30万吨煤焦油深加工的生产能力，这些生产能力在未来两年将逐步达产，届时，公司业绩将出现爆发式增长。

公司2006年实现主营业务收入87923万元，收购完成后，公司2007年预计将实现25亿元以上的主营业务收入，2008年至2009年还将保持50%以上的复合增长，从而实现公司在煤化工产业的快速做大做强。

初步估计公司未来三年将分别实现0.483元、1.165元和1.646元的每股收益（基于定向增发完成后的总股本计算），未来三年的净利润复合增长率高达104%。

湖北宜化（000422）煤化工、磷化工和盐化工的结合体

国金证券 蔡目荣

公司是煤化工、磷化工和盐化工的结合体。

煤化工：公司尿素产品产销量继续增长：2006年公司尿素产量82.92万吨（包含贵州宜化尿素产量），预期2007年至2009年公司尿素产量分别为92万、100万和105万吨。公司发展煤化工的优势是用自主的型煤气化技术，用廉价的粉煤代替了块煤原料。

新建磷肥产能有望逐步释放：2006年10月公司新建84万吨磷复肥项目建成投产，预期2007年至2009年磷酸二铵产量分别为50万、60万和70万吨。公司发展磷化工的优势是公司在湖北得到了省的支持，可以获得充足的磷矿。

盐化工———新增产能是未来增长点。氯碱和联碱产能下半年投产：2007年10月份公司将会新增10万吨PVC和5万吨烧碱，另外与之配套的20万吨电石项目届时也会建成投产；另外公司另一盐化工项目———60万吨联碱也会在2007年10月份建成投产。新增项目产能将会在2008年为公司业绩增长作出贡献。

预期公司2007年至2009年公司净利润为2.7百万元、391.0百万元和403.9百万元，分别同比增长38.4%、31.4%和3.3%，EPS分别为0.549元、0.721元和0.745元。

开滦股份（6009）煤化工驱动未来三年业绩大增

肖汉平

公司是一家以煤炭业务为主的煤炭开公司，近几年来，公司通过战略转型进入焦化行业。主要焦化项目包括：迁安中化煤化工有限责任公司，唐山中润煤化工有限公司、唐山考伯斯开滦炭素化工有限公司30 万吨/年煤焦油加工项目。

公司已经形成以煤炭开、洗选、炼焦、煤化工等上下游业务的较完整的产业链结构，并以炼焦、甲醇和焦油项目的建成投产为契机，搭建能源化工产业间的循环链接平台。

经过前几年的投入，2007年焦炭生产能力达到330万吨，未来两年公司焦炭规模将达到440万吨/年。公司目前正在积极拓展煤化工业务，未来将形成25万吨焦炉煤气制甲醇生产能力和30万吨/年煤焦油深加工项目。预计未来3年煤化工将成为公司利润的主要增长点。2006年公司每股收益0.81元，2007年公司每股收益1.08元，2008 年公司每股收益1.26元，2009年公司每股收益1.58元。未来三年公司业绩将保持高速增长态势。

公司焦炭产量快速增长，但由于行业处于景气复苏过程中，2006年焦化业务对公司业绩没有贡献，但煤炭产量、精煤比例提升、价格上升支撑2006年公司业绩稳步增长。

柳化股份（600423）竞争优势显著的煤化工龙头

东方证券 王晶

柳化股份2006年实现主营业务收入10亿，净利润1.2亿，分别同比增长13.3%和27.3%，公司实现每股收益0.63元，净资产收益率14.2%，每股净资产4.44 元。

公司财务状况正常，部分产品价格上涨及关联交易减少是公司毛利率提高的主要原因。壳牌粉煤气化项目长周期稳定运行仍是公司2007年工作的重点，也将是未来公司核心竞争力的体现和业绩增长的来源。

中国“富煤、贫油、少气”的能源分布格局决定了未来煤化工发展空间巨大，而拥有先进洁净煤炭气化核心技术的公司无疑具有成本、环保等方面的突出优势，将迎来一轮新的增长高峰。

依托壳牌粉煤气化这一高新技术，柳化股份在西南地区的煤化工龙头地位进一步确立。由于西南地区化工企业较少，但市场需求增速较快，柳化股份的地理优势不言而喻。

柳化股份上市以来业绩持续稳定增长，依托壳牌粉煤气化技术，公司未来生产成本下降空间巨大，加上主要商品量产能的扩大，未来2至3年业绩的复合增长率将达到40%以上，高质量、高增长的业绩将得以持续。

公司2007、2008年的业绩预期分别为0.94元/股和1.38元/股，作为长期竞争优势显著的煤化工龙头，其估值水平远低于市场平均水平。

“富煤、贫油、少气”是我国的能源结构特点，如果能实现把煤变成油，对保障国家能源安全具有重要的战略意义。

如今，在有着“能源金三角”美誉的内蒙古鄂尔多斯，国家能源集团旗下世界首套、全球唯一的百万吨级煤直接液化制油示范工程已经安全稳定运行了10年。这里丰富优质的煤炭为煤制油提供了可靠的原料，自主产权的“煤变油”技术更是点石成金，使黑色的煤炭化茧成蝶，华丽变身为清澈透明的高品质油品。

作为世界上最大的煤炭供应商，国家能源集团建设了世界首个百万吨级煤直接液化示范工程，成为我国石油替代战略的重要成果，也使我国成为世界上唯一掌握百万吨级煤直接液化关键技术的国家。

在鄂尔多斯煤制油分公司煤液化中心，记者看到比面粉还细的乌黑煤粉进入生产线，20多个小时后就能产出像矿泉水般清澈的柴油、石脑油等高端油品，这种奇幻的变化令人惊叹。“煤直接液化是以煤炭为原料，用‘863’纳米级催化剂，在供氢溶剂的作用下，通过高温、高压液化反应及提质加工过程，使煤中复杂的有机高分子结构直接转化为液体燃料，生产出优质的清洁油品，主要产品有煤基直接液化柴油、汽油、石脑油和液化气，副产品有煤基沥青、粗酚、液氧、液氮和液体二氧化碳等。经过十余年的不断自主研发和工艺改进，鄂尔多斯煤制油分公司已经成为居世界领先地位的现代化大型煤直接液化工业化生产企业。”鄂尔多斯煤制油分公司总经理王建立向记者介绍说。

然而，多年来 社会 上对煤制油存在诸多误解和质疑，到底煤制成的油品有什么优点、煤制油有没有经济性和实用价值？“由于我国航空航天煤油须用特定油田的特定原油加工，国内此种非常稀缺。国家能源集团煤直接液化的油品具有‘一大三高四低’的特点，即大比重，高热值、高热容、高热安定性，低凝点、低硫、低氮、低芳烃。”中国神华煤制油化工有限公司副总经理、总工程师舒歌平如是说。由于煤直接液化油品区别于石油基油品的优异品质，使其成为军用和航空领域特种油品的重要选项，未来将在能源供给革命中具有重要的战略意义，对我国能源安全和高端用油具有重要的保障作用。

我国的煤制油技术从无到有，从跟跑到领跑，离不开创新和创造。在鄂尔多斯煤制油分公司，记者注意到该公司把创新能手和劳动模范的事迹挂在显眼位置，激励、发动广大职工，鼓励自主创新，而这正是世界首套煤直接液化项目的动力之源。

据了解，液化装置中高差压减压阀是连接加氢反应器与下游生产环节的“关卡”，对生产线稳定运行至关重要。最初，生产线上的4套高差压减压阀全部为进口产品，单套购价880万元人民币，阀芯使用70个小时左右便碎裂失效。过去10多年里，鄂尔多斯煤制油分公司通过联合国内科研机构、生产厂家持续攻关，目前国产阀芯的使用寿命最新纪录达到2700多小时，远远超过了国外减压阀的使用寿命，整套系统可实现连续在线切换运行，每套国产产品的价格为200多万元，全套4台阀组节约2600余万元。王建立告诉记者，目前首条生产线的设备国产化率已经达到98%以上，既解决了生产线长周期稳定运行的瓶颈，还带动了中国煤化工关键装备的研发制造能力提升，为国内现代煤化工产业规模化发展扫除了障碍。

对于煤制油， 社会 上有很多疑问，特别是在西北内陆生态薄弱地区开展煤制油需要大量的水，鄂尔多斯煤制油公司是如何做到环境友好的？该公司党委副书记李瑞光告诉记者：“公司积极响应国家保护地下水的号召，主动担责，投资2.5亿元建设净水场，将经过净化处理的煤矿疏干水用于煤直接液化生产，实现了煤直接液化先期工程工业水源替代。在保护地下水的同时，解决了煤矿疏干水的综合利用难题，充分体现了央企维护地方生态的责任担当。而且，我们集成用先进的污水处理工艺，摸索出‘清污分离、污污分治、分质回用’的治理方法，吨油水耗由设计的10吨降到6吨以下，可以说煤制油是水耗极低的煤化工项目。”

同时，在能源转化率方面煤直接液化也表现出明显的优势。“煤直接液化制油的能源转化率近60%，远远高于其他利用模式的40%左右，是煤生产液体产品中最有效的技术途径。由于其生产过程实现了煤炭的清洁和高效率转化，实现了传统能源清洁化利用。”王建立向记者介绍说。“此外，煤直接液化油品的低硫、低氮等特点，使油品燃烧废气所含的污染物极少。其中的硫氮排放小于1PPM，远低于国五标准10PPM的限值，甚至优于欧五标准，可有效减少环境污染，具有在城市和井下等环保要求较高场所使用的优势。”

在大力推进煤炭清洁转化的同时，国家能源集团积极关注二氧化碳减排和气候变化等重大议题。“我们建设了10万吨/年CCS全流程（二氧化碳捕集、封存）示范项目，将煤直接液化、气化生产中产生的二氧化碳捕集压缩注入封存到地下1500～2500米之间的咸水层，形成了二氧化碳捕集、输送、封存、监管等成套技术。”该公司总工程师陈茂山说。该项目每年可减少5100万立方米的二氧化碳排放量，相当于274公顷阔叶林吸收储存的二氧化碳总量，而且为实现大规模二氧化碳捕集和封存奠定了技术基础。

做好现代能源经济文章，为国家高质量发展打造“绿色引擎”，这是国家能源集团“煤制油人”多年来孜孜不倦的共同追求。近年来，鄂尔多斯煤制油分公司在前期发展成果基础上，充分挖掘产业优势，推动煤直接液化产业高质量发展。

众所周知，煤直接液化工艺、设备和操作较为复杂，安全管控难度远高于传统石化行业，鄂尔多斯煤制油分公司在安全生产、职业 健康 管理等方面有着独到的做法。“项目投产以来，一直强化安全风险预控管理体系运行，严格管控现场作业，自2008年底试生产以来，未发生过人员死亡及较大财产损失的安全生产事故，连续8年被评为集团安全体系建设一级单位，持续保持在集团安全管理第一方阵。”李瑞光告诉记者。

记者调研得知，在最近的两个生产周期里，煤液化装置单周期运行时间两次突破400天，分别达到420天和410天,远超310天的设计值。商业化运营以来，2011~2018年，企业累计生产油品665万吨，实现营业收入374.4亿元，利税合计73.6亿元，年均利税9.2亿元。国家能源局为公司开展的现场标定表明：煤直接液化工艺技术先进，装置设计合理，设备选择恰当，装置运行稳定、安全可靠，产品质量特点明显，能源转化效率高，三废排放达到国家标准要求，已取得明显的 社会 效益和经济效益。