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1、替代石油燃料和原料的可行技术及经济性分析 截止到2003年1月1日，中国剩余探明石油可采储量估计仅为24.9亿吨，目前年产1.6亿吨已基本达到顶峰，不断扩大石油进口规模已成定局。因而，从国家能源安全出发，必须积极寻找石油替代能源。根据我国富煤贫油的资源结构和天然气有待大规模开发的具体现状，以煤为主的能源结构仍是中国今后一段时间可持续发展的安全之策。燃料油产品来源于原油加工，也可以直接进口。国内的生产量一直满足不了实际需要，2002年仍然进口了1600万吨左右。近期在技术可行、经济有效和环保达标的前提下，采用洁净煤、高硫焦和天然气替代用于发电供热的锅炉燃料油和化肥原料轻油及燃料重油，远期发展煤和
2、天然气液化（CTL和GTL）替代石油，通过互补使煤化工、天然气化工和石油化工逐步走向融合，以便减少对进口石油的依赖。因此，现阶段我国节约和替代石油燃料和原料有利于贯彻实施“保障供给、节约优先、优化结构、有益环境”的可持续发展战略，同时也是一项合理利用石油资源、提高企业经济效益和竞争力、有利于我国能源结构调整、保障国家经济安全的重大战略措施。下面仅对石油石化行业目前节约和替代石油燃料和原料可行技术的经济性进行初步分析，展望用煤和天然气替代石油发展合成油的前景。1.节代油技术方案及经济性分析1.1发展洁净煤技术节约和替代燃料油。1.1.1采用水煤浆替代锅炉燃料油水煤浆是一种选用含硫0.5%以下低硫
3、洗选动力煤粉与水和添加剂大致按65：34：1的比例掺混，经过加工制成的一种新型液体燃料，它具有与重油相似的流动性和稳定性，其安全可靠性优于煤粉和重质燃料油。同时也具有一定的环保优势。我国自80年代初开始水煤浆技术的研究工作。在制浆工艺与装备、添加剂、贮存、运输、燃烧技术等方面均取得了多项成果。目前已建成多座制浆厂，年总生产能力达到数百万吨，且开发了具有中国特色的浮选精煤制浆技术，取得了良好的效果。我国近20年来，针对煤质的特点，开发了价低质优可以替代进口并能满足制浆和燃烧需要的添加剂，并形成了一定的生产能力。可以认为，我国从制浆、输送到燃烧技术等方面已达到了国际先进水平。水煤浆的用途主要有两个
4、方面。一是做燃料。多年来，水煤浆已先后成功地在电厂锅炉、工业窑炉和一般的工业锅炉上进行燃烧取得了成功。如：山东的白杨河电厂锅炉(320th)是燃煤改燃油后又改烧水煤浆的锅炉，已稳定燃烧多年；二是做化工原料。我国80年代引进了比较先进的以水煤浆为进料的德士古气化技术，生产的合成气用于生产化肥。该技术最先在山东鲁南化肥厂得到应用，以后又在上海焦化厂、首钢等单位得到应用，金陵石化化肥厂煤代油改造即将采用。目前我国自主开发的新型水煤浆气化炉仅完成日处理煤15吨的中试考核，技术上还有一定差距。燕山分公司和胜利油田是近年来中石化集团公司成功的应用水煤浆替代锅炉燃料油的两个典型例子。其中燕山石化在中日合作实
5、施的220吨/时脱硫型水煤浆（CWN）系统示范工程项目上（日本新能源和工业技术开发组织NEDO绿色援助计划之一）燃用水煤浆，在以下三个方面达到了世界先进水平：（1）改进了日立公司提供的关键设备水煤浆烧嘴。使用周期由1000小时提高到3000小时，锅炉效率由原来的88%提高到90.76%，灰渣可燃物含量由90%降到10%，飞灰中可燃物含量由30%降到4%。（2）革新改造了灰渣系统，实现了排渣污水100%循环回用，达到了零排放，减少了水耗，解决了排渣污水对环境的污染。（3）实现了正常运行不用燃油支持，全部使用水煤浆燃烧。另外，胜利油田在小型水煤浆锅炉上开发一种悬浮-流化-高效-低污染燃烧技术代表了
6、洁净煤燃烧技术的新进展。据称可以较好的解决常规水煤浆锅炉雾化燃烧技术存在的高温结渣的难题。但是，由于加入脱硫剂的炉内脱硫率达不到原设计50%（炉内脱硫剂由碳酸钙改为氢氧化钙脱硫率也只能由34%提高到40%），烟气中SO2、NOX排放浓度达不到北京地区二阶段（2005年）在用燃煤锅炉规定的SO2不超过100mg/m3和NOX不超过250 mg/m3的要求，因而就必须考虑再上其它可行的烟气脱硫设施。1.1.2经济性分析水煤浆的经济性对于燃油改烧水煤浆而言则很好。在燕山石化，大约用2吨水煤浆替代1吨燃料油，如按2001年每吨燃料油1408元、每吨水煤浆实际到厂价340元测算，那么每替代1吨燃料油大约
7、可以节约燃料成本费用700元。胜利油田在自用电站锅炉和采暖供热锅炉上使用替代原油，按2001年实际每吨水煤浆425元、每吨胜利原油1447元（折合21.8$/桶）计，每替代1吨原油节约成本大约600元。如按2002年加权平均油价1962元/吨计，则成本节约的更多。燃用水煤浆对替代燃煤用户而言，经济性则很差。以精煤的价格220元t计算，将同样的煤加工成的水煤浆即使按340元t计算，水煤浆的浓度按70计算，则相当于所用精煤的价格为486元t。因此，对于燃煤用户而言，改用水煤浆就不会有积极性。1.1.3结论和建议（1）水煤浆替代锅炉燃料油是洁净煤应用的可行途径，虽然对煤源、煤质有一定的限制，但在具有
8、资源优势的我国仍有广阔的市场空间和发展前景，对煤炭的洁净利用和规模化生产有一定的推动作用，而用以替代煤粉炉燃料煤则经济性很差。（2）通过发展洁净煤气化技术和进一步采用先进的燃气、蒸汽联合循环发电系统（IGCC）可将燃煤发电效率由目前的40%提高到52%以上，排放的SO2可低于10 mg/m3，这是洁净煤利用的发展方向之一。（3）在浆厂的建设布局、运输和使用上要纳入产业化管理，要注意浆厂建设的经济规模和合理的运输半径，做到合理布局、避免盲目投资和重复建设，并尽快制定统一的水煤浆产品国家标准，以便更好的规范市场，对水煤浆技术的发展和创新在政策上国家应给予鼓励和支持。1.2用煤替代化肥原料轻油和燃料
9、重油的技术方案及经济效果预测煤气化技术在我国洁净煤技术体系中占有非常重要的地位。对解决我国煤炭利用过程中存在的资源与环境问题，实现经济、能源、环境的可持续发展具有重要的现实意义。煤炭转化为煤气（即合成气）后，不仅可以明显提高煤炭资源的利用价值和利用效率，而且能够大幅度减少煤炭利用过程中的污染物排放，同时还给输送和后续利用以及进一步加工转化带来极大的方便。煤气既可用作各种用途的燃料气，也可用作多种化工合成工艺的原料气，还可用作冶金行业的还原气。众所周知，国内以轻油和重油为原料的大化肥由于原料和产品价格倒挂长期处于严重亏损状态难以为继。由于煤价相对低廉，资源丰富，在国内目前还无大规模先进的煤造气技
10、术情况下，引进先进的煤气化（水煤浆或粉煤）技术，替代大化肥原料轻油和燃料重油，使以轻油为原料的大化肥企业扭亏增盈势在必行。中石化洞庭氮肥厂和湖北氮肥厂采用先进的Shell粉煤加压气化技术，金陵石化化肥厂采用德士古水煤浆加压气化技术（均为气流床纯氧气化）进行煤代油改造，经中国国际咨询公司评估均可取得较好的煤代油改造效果。以日处理2000吨煤粉、年产合成氨43.56万吨（尿素64.42万吨、商品液氨6万吨）的洞庭氮肥厂煤代油改造项目为例，采用和Shell公司合资方式并购买其先进的造气技术，在煤价为215元/吨、尿素1200元/吨的情况下，合成煤气加工费为0.26元/吨，合资厂年均利润为14216万
11、元，内部收益率（税后）为14.1%；配套厂年均利润为891万元，增量内部收益率为30.01%；有项目全投资内部收益率为10.5%，中方年获利15107万元，内部收益率（税后）为11.55%，效益是好的。目前这些项目正在进行中。1.3天然气替代石化原料和工业燃料技术1.3.1天然气利用的发展趋势天然气是优质洁净能源和宝贵的化工原料。在石油资源大量消耗的今天，天然气替代石油的步伐加快。从世界天然气利用总体发展趋势并结合我国实际，综合考虑资源、技术、经济和环境因素，近期天然气的使用方向首先是做民用燃料，其次是做化工原料，然后是做工业燃料。由于集中用气量大，有利于下游市场开发，今后天然气发电将成为天然
12、气利用的重要选择，尤其在采用燃气轮机与蒸汽轮机联合循环发电技术以及天然气价格具有竞争力的情况下，天然气发电利用大有增长之势。直接用液化天然气（LNG）做车用清洁燃料也有所发展。天然气液化（GTL）替代石油生产清洁油品，随着环保趋严和技术进步及经济性改善将来也有可能发展。据2001年第9期中国投资报告预测，20002020年我国天然气利用分类消费量见表1：表1 我国天然气利用分类消费量 亿立方米项目2000年2010年2020年消费量比例%消费量比例%消费量比例%发电3312.523529.763540.7化工11041.817021.529018.6炼油制氢155.7506.4704.5城市燃
13、气9536.229537.448531.1汽车燃料103.8405805.1合计26310079010015601001.3.2天然气代油技术方案目前在石油石化企业，比较实际的是用天然气替代化肥原料、燃料，用天然气替代炼油制氢所需轻油原料以及替代工厂系统的供热、发电锅炉燃料油，这些应用在技术和环保上均可行，需要研究的关键问题是气源供应是否连续可靠和经济上是否合理。国外天然气制氨技术是成熟的，有KBR、Topsoe和Linde等公司的先进技术。国内目前尚无大型化的天然气制氨技术完全国产化的业绩，仍需引进国外技术与国产化相结合来完成。国内已掌握大型化的天然气制氢技术，并得到广泛应用。1.3.3天然
14、气代油方案的经济性分析国内外天然气资源分布情况表明，天然气产地往往远离经济发达的消费市场。我国工业上大规模应用天然气替代燃料油的主要限制条件是天然气价格缺乏竞争力。例如目前我国的天然气价格大约是美国的2.22.4倍，为加拿大的4.14.5倍（表2为终端价）。一般来说，在热值相当的情况下，合理的气价为同热值煤价的2倍，为电价的1/31/4。但目前我国气价比同热值的煤价平均高4倍，而有些地方用电比用气还便宜，这是不合情理的，无疑这将会抑制天然气市场的进一步开拓和不利于天然气市场的发育。因此，大力发展天然气产业，降低开采和运输成本进而降低天然气售价是关键。针对石油石化行业，不同的用途和替代对象对气价
15、有不同的承受能力，因而也就会有不同的选择。粗略测算气价的限值为：（1）天然气替代炼油厂制氢装置石脑油原料：当石脑油价格在1800元/吨以内，气价的限值为2元/m3；按石脑油入世接轨价2238元/吨（按照每桶布伦特原油23$预测）计，气价的限值为2.4元/m3；（2）天然气替代大化肥原料石脑油：以湖北化肥厂为例，由于化肥市场价格的制约，测算可以承受的西气东输管网来的天然气最高限价为0.69元/ m3，有一定竞争力的气价为0.62元/ m3。按目前我国天然气市场价格，在气源上游（天然气田附近）的气代油方案可行，远离气田的中、下游（华中、华南、华东）用户，同样的气代油方案就不可行（气价12元/ m3
16、）。（3）天然气替代锅炉燃料油：比照目前的燃料油价格水平，最高可以承受的气价为1.1元/m3；总之，气价超过上述水平，天然气替代燃料油或石脑油方案在经济上就是不可行的。表2 中国与其它国家天然气价格比较， 美分/ m3国别1997年1998年1.美国9.047.432.加拿大4.865.073.英国7.256.864.中国：北京22.05-城市民用20.05-注：根据BP Amoco World Energy Statistical Review ，1999. 北京为1997年各类用户加权平均价，1.83元/ m3；城市民用为7城市平均价，1.7元/ m3；按1美元=8.3元人民币折算。1.4
17、.高硫石油焦替代燃料油技术1.4.1技术方案发展高硫焦或高硫焦与煤混烧的CFB锅炉技术替代燃油锅炉在我国是一种具有竞争潜力的环保清洁的先进的燃烧技术，目前我国已经基本掌握。该技术在加工含硫原油的企业得到广泛的应用。它在采用延迟焦化工艺加工含硫渣油时，有疏通后路的作用。此外，发展高硫焦气化制氢技术以替代轻油制氢可以大大降低制氢成本，这也是高硫焦综合利用的技术发展方向之一。低温燃烧是CFB锅炉的技术特点，燃烧温度一般控制在850950，因而加入脱硫剂进行炉内脱硫的脱硫率高，一般可达90%以上。而且可以抑制氮氧化物的生成，外排氮氧化物一般仅为常规煤粉炉的20%左右，这也是CFB锅炉突出的优点。不过目
18、前需解决飞灰含量较高等问题。其技术发展趋势，一是大型化；二是发展增压CFB锅炉，以便进一步提高锅炉效率；三是发展蒸汽联合循环，以提高机组效率。按照上述发展趋势来衡量，我国进一步提高CFB锅炉的应用水平，包括设计、制造和操作等还有很多工作要做。1.4.2经济性分析高硫焦在炼油企业是低价值副产物。按各种锅炉燃料目前的实际价格测算，当高硫焦价格在320450元/吨之间、燃料油价格在11801408元/吨之间，高硫焦与燃料油的当量燃料热值价格之比（同热值不同燃料品种价格之比）为0.310.48：1，显然燃用高硫焦是经济的（表3）。以镇海石化正在运转的两台220t/h CFB锅炉的实际情况为例，2001
19、年的车间利润约为8986万元，静态投资回收期大约7年。与普通煤粉炉相比，虽然具有较大的技术和环保优势，但投资要高得多，在投资回报上不如普通煤粉炉（表4）。因此，需要国家在投融资和税收上给予一定的政策支持。表3 不同锅炉燃料品种当量燃料价格比较项目燃料价格元/吨燃料热值千卡/公斤锅炉效率%当量燃料价格元/万千卡当量燃料比价1.燃料油1181140810000901.311.561.02.原油1608144710000901.791.611.371.033.高硫焦3204507882900.450.630.310.484.天然气1447207911372901.512.160.971.495.水煤
20、浆3604004900900.820.910.630.586.烟煤3205000600085900.710.590.540.37注：2001年我国进口燃料油平均价；中石化经济技术研究院于2001.7.预测胜利原油入世接轨价；“西气东输”天然气到下游门站的含税价，相当于1.58元/Nm3；2001年实际煤价。表4 2410t/h CFB锅炉与煤粉炉主要经济指标比较*项目CFB锅炉煤粉炉备注1.总投资，万元8958369234-2.年均税后利润，万元46545673税后3.财务内部收益率，%9.9913.79税后4.投资回收期（静态），年9.317.87含建设期2年*镇海石化股份公司提供。煤粉炉投
21、资不包括烟气脱硫部分。1.5研究开发与推广应用节能新技术节约燃料油1.5.1节能和低温余热回收技术节能既是可持续发展战略的需要，也是石化企业自身生存和发展的需要。油田和石化企业既是产能大户，也是用能大户，燃料油节约和替代措施应该贯彻“开发与节约并重”的方针。节能的原则是按质用能，合理用能，尽量减少能量损失，即减少向环境排热和散热；再就是加强能量回收、降低能量消耗，注意高质量的能量多次利用以及能量的有效利用，并根据用能最优化原则，即总费用（能耗费用+设备费用）最小原则确定节能目标。按照优化能量工艺利用、加强能量回收和优化能量转换用能三环节原则，在石化企业，工艺装置用能是大头，因而首先要尽量降低工
22、艺总用能与过程佣损耗，加强装置间热联合；其次对待回收能（佣）进行回收系统优化，包括换热网络、低温热回收利用优化；最后进行全厂公用工程用能优化，包括蒸汽管网的优化、循环水系统、加热炉、机泵等能量转换设备的优化。通过以上措施降低全厂燃料、蒸汽和电的消耗最终达到降低单位能耗、提高原油加工商品率的目的。中石化油田生产和用能有其特殊性。三高一低（高含水、高能耗、高采油速度，综合采收率低）可以基本概括当前油田的生产和用能情况。所以稳定产量、控制成本、降低能耗、提高经济效益成为油田工作的重心。燃料油（气）消耗和电耗大是油田耗能的突出特点，因此，抓好油田节电、节油工作是重点。中石化产能最大的是胜利油田，200
23、0年全年仅自用原油消耗就高达91.5万吨，而且生活采暖烧油占大头，为40.9%，采暖费用负担不但很重，而且不符合国家能源政策，必须选择节能、节油和代油的路线。胜利油田采用洁净煤代油、热煤气代油、回收采油污水余热和地热、热电联供等改善环境、优化用能的措施，取得了初步效果。下面重点分析采用溴化锂吸收式热泵技术回收油田采油污水低温余热和地热的节能效果。该技术具有世界先进水平，已通过国家主管部门的评议和技术鉴定。1.5.2溴化锂吸收式热泵技术节能的经济性分析溴化锂吸收式热泵是一种以溴化锂水溶液为工质将回收的低温位余热传递给热媒升温的制热系统。在此过程中必然也降低了低温位余热源的排放温度。在胜利油田已经
24、应用于回收油田采油污水低温余热和地热加热采暖水系统或原油的输送系统。已经开发了两类热泵，一类热泵需要投入驱动热源（需供热锅炉），性能指数为1.85，即输入1当量的高品位热能可以从低温热源中获取0.85当量的余热，即可供热媒升温的热能为1.85当量。二类热泵不需外界投入热量，即从低温热源中吸收1个当量的热能，可供热媒升温的热能为0.5当量。热泵设计出水温度75，最高80，是高温型热泵。实践证明，整个供热系统的综合节油率在60%左右，高于国外同类型产品的4447%，达到了世界先进水平。采用该技术使供热采暖系统单位运行成本由烧油锅炉的0.35元/M2.日降到0.16元/M2.日左右。既节能，又节油，
25、还可以减少环境污染。现胜利油田已改造了十余座分散锅炉供热系统，2002年底总供暖面积达到了232万平方米，年节约烧原油2.3万吨。按2002年加权平均油价1962元/吨计，每个采暖期可节约燃料费用4512万元。由于油田采油污水数量很大，约为72104m3/d，且分布广泛，余热利用潜力很大，因此，对油田节能降耗很有意义，值得进一步推广应用。2.发展煤炭和天然气液化替代石油的前景2.1煤炭和天然气液化技术进展以煤炭和天然气液化（CTL和GTL）替代石油的技术开发和应用已经提上日程。根据产品方案的需要，该技术可以生产高质量清洁油品，也可以生产性质类似聚烯烃的优质润滑油基础油，还可以生产高附加值的化工
26、产品。煤炭液化（CTL）是煤炭洁净利用途径之一。CTL有直接液化和间接液化两种技术路线。直接液化是煤在适当的温度、压力和临氢条件下，催化加氢裂化生成液体烃类及少量气体烃，脱除煤中氮、氧和硫等杂原子的转化过程。具有代表性最先进的直接液化技术有德国的IGOR工艺、美国的HTI工艺和日本的NEDOL工艺，以及第三代油煤共炼工艺（COP），主要是因为经济性问题至今均未建大型工业化装置。间接液化就是煤先经气化完全破坏煤的分子结构生产合成气（H2+CO），再通过费-托合成生产合成油，合成油再通过进一步加工改质生产清洁油品和高价值化学品。间接液化技术虽然投资相对较高，但其对原料和生产方案均具有较强的灵活性，
27、技术比较成熟，能够生产超清洁燃料和高附加值产品，国外已有大规模工业化生产经验。同样，天然气的间接液化（GTL）技术也比较成熟，而直接合成烃类化合物技术还处于探索阶段。目前，世界已有多种合成气生产技术，以煤为原料的气化技术按煤在气化炉中的流体力学行为有固定床、循环流化床、固定流化床、气流床和熔融床气化，前四种已经工业化或有示范装置，熔融床气化处于中试阶段。按煤的进料方式可分为干法和湿法气化。以天然气为原料制备合成气也有多种技术，如SRM（甲烷水蒸气转化）、POX（非催化部分氧化）、ATR（自热转化，水蒸气转化与非催化部分氧化结合）、CRM（水蒸气转化与自热转化结合）、CPOX（催化部分氧化）和C
28、H4/CO2转化（在催化剂存在下转化成CH4/CO2为1：1合成气）等工艺。国外工业化费-托合成油技术主要有南非Sasol公司的流化床高温费脱合成（SAS）和浆态床低温费脱合成（SSPD）技术，前者以生产煤柴油和石蜡为主，后者以生产汽油和轻烯烃为主；Shell公司的悬浮床中间馏分油品合成和润滑油基础油合成技术（SMDS）；美国Exxon-Mobill公司的流化床制合成气，钴基催化剂淤浆床制合成油工艺（AGC-21）、美国合成油公司（Syntroulum）流化床工艺、美国Rench公司的悬浮床技术、美国科诺科公司的悬浮床技术、能源国际公司的悬浮床技术、Mobill公司的经甲醇制汽油（MTG）及低
29、压合成二甲醚技术（LPDME）；合成气一步法生产柴油代用品二甲醚 (DME)技术也已成熟。另外，通过新型合成气制甲醇进而制碳酸二甲酯和低碳烯（MTO）和丙烯（MTP）技术也得到发展。甲烷直接氧化偶联制乙烯（OCM）是国内外研究的热点。OCM法是由天然气制乙烯最简捷的路线，可促使天然气化工和石油化工融为一体。总之，在一定条件下，采用CTL和GTL生产合成油进而生产清洁燃料和化工产品用于替代石油或作为石油加工的一个有益补充是值得探索的一条新思路。对多煤少油、天然气资源有待大力开发的我国来说，无疑具有现实意义和深远的战略意义。煤和天然气的化学转化研究是当今世界一个十分活跃的领域，我们需要不断关注和跟
30、踪国外在此领域的进展，并努力跟进，开发具有独立知识产权的新技术。据称国内已在煤基液体燃料合成技术上取得了突破，已初步解决了煤炭液化的关键技术问题。中石化和中科院合作开展气基合成气浆态床工艺技术和新型催化剂一段法合成汽柴油的研究正在进行。当然，与天然原油加工相比，煤直接液化存在的污染物处理以及大大增加的CO2排放问题应引起我们的注意。另外，为了提高经济效益，煤（包括炼厂高硫焦、劣质渣油或沥青）的气化制氢和燃气椪羝涎贩缦低常GCC）的发展以及油/煤共炼技术也应受到关注。2.2国内外合成油技术工业应用进展据2002年6月美国润滑油世界报道，目前世界已建、在建或待建的以煤和天然气为原料的合成油厂大约有
31、几十座,产能达8000104 t/a左右，约为世界炼油能力40.94108 t/a的2%。采用的工艺技术有Sasol（South African Coal Oil and Gas Corp）和Shell公司的SMDS工艺；Exxon公司的 AGC-21工艺；Syntroleum、Conoco、Synergy、Rentech Slurry、BlueStar等工艺。煤和天然气液化发展领域值得借鉴的是Sasol公司技术。由于南非煤炭资源丰富而石油资源短缺，目前有三座以低价煤（约10$/t）为原料的合成油厂，分别于1955、1980、1982年投产。1992年又利用莫塞尔湾浅海天然气，建成一座天然气合
32、成油厂。在政府支持下（当世界原油价格低于16美元/桶时政府给于以煤和天然气为原料的合成油厂支付差额补贴），2001年共处理4570万吨煤，年产油品及其它化工产品900多万吨（大约每吨合成产品消耗5吨煤），销售额达53.99亿美元，营业利润14.09亿美元。近几年来，世界原油价格在1729美元/桶之间波动，因此，SASOL公司煤间接液化技术及其运做方式值得我们借鉴。利用国内外先进技术，我国将投入大量人力、物力和财力拟建多套大型煤直接液化示范项目（陕西神府、云南先锋及内蒙神华等）。2.3 CTL和GTL技术的经济分析影响煤和天然气合成液体烃产业发展的因素很多，除了技术复杂以外，最主要的是煤和天然气
33、价格、规模和建设投资等经济性因素。国外技术显示，当天然气价格为0.51US$/Mbtu（相当于0.150.3RMB￥/Nm3）、生产规模在510104bbl/d（相当于250500万吨/年）以上、年供天然气原料量约4793108m3，要使GTL生产成本低于20 US$/ bbl，则具有竞争力的单位能力投资需要降到400US$/t.a-1（相当于3320 RMB￥/ t.a-1）以下,即使如此，也约比新建同类规模原油加工单位能力投资高出一倍多。国外斯坦福咨询公司对上述规模的GTL工厂采用比较先进的Sasol公司的SSPD技术，Shell公司的SMDS和Exxon-Mobill公司的AGC-21工
34、艺，当天然气价格为0.5 US$/Mbtu时，分析生产成本为2325 US $/bbl。一般而言，气价每增加0.5 US $/ Mbtu，成本将增加5 US $/bbl。如在我国建同规模的GTL工厂，即使按供应化肥企业的井口气价0.48元/ m3计算（相当于1.64 US$/Mbtu，为国外气价的23倍），其单位生产成本大约要增加10几US $/bbl，是无竞争力的。由此可见，除技术复杂和投资过高因素外，气价过高是我国建设GTL工厂的重要限制条件。国内技术显示，用45吨煤可产出1吨汽油或柴油。中科院山西煤炭研究所预计，采用我们掌握的煤液化技术，按大约产出1万吨汽柴油油及其它产品1亿元的投入测算
35、，在坑口建设百万吨级规模的煤基合成油厂，煤价在80100元/吨时，吨油成本能控制在2000元左右，具有一定的竞争力。3.结论（1）合理利用石油资源。其合理的用途是生产关乎国计民生的汽、煤、柴、润滑油和石蜡等油品以及作为石油化工的原料以生产三大合成材料，这些用途在今后一段相当长的时期内是其它资源品种无法大规模替代的。（2）压缩非必要石油消费，只把石油用在能够发挥最佳效益和其它能源暂不能替代或不能大规模替代的地方并鼓励提高能效。（3）大力发展洁净煤和天然气利用是调整能源结构的发展方向之一。在技术可行，经济有效和环保达标的前提下，近期采用洁净煤替代化肥轻油或重油原料、锅炉燃料是完全可行的。远期发展煤和天然气液化技术，是传统石油化工的替代技术或作为常规炼油技术的一个有益补充，对能源品种的多元化和解决我国石油短缺的矛盾以及进一步提高石化产品质量有重要的现实意义和长远的战略意义，目前应该做好技术储备。（4）发展各种石油的替代燃料是世界能源发展的趋势。能源品种的多元化和多种新能源技术开发、研究和应用对保障我国能源安全具有十分重要的现实意义和长远的战略意义，我们必须做好前瞻性工作。（5）石油的可靠供应已成为国家安全的生命线，节代油是减少对石油依赖的一项长期战略任务，为此，政府应该尽快制定石油节约管理法，以便将节代油纳入法制的轨道。