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摘 要：本文对延长石油延安煤油气资源综合利用项目煤、石油、天然气三种资源综合利用的优势分析，阐明该项目技术路线先进，具有环保循环经济的特色，生产高附加值的化工产品，企业经济效益提高，抗风险能力增强。
关键词：项目 煤油气资源综合利用 经济效益
一、煤油气资源综合利用项目基本概况
延安煤油气资源综合利用项目位于陕西富县茶坊镇洛阳村，总占地约200公顷，总投资216亿元，是延长石油产业结构调整的重点项目。该项目以煤炭、油田伴生气、炼厂轻油组分为原料，以甲醇深加工和ACO轻油裂解为核心的上下游一体化项目，主要包括煤气化净化装置、180万吨/年甲醇装置、60万吨/年甲醇深加工装置（简称“MTO”装置）、40万吨/年轻油加工利用装置（简称“ACO”装置）、45万吨/年高密度聚乙烯装置（简称“PE”装置）、25万吨/年聚丙烯装置（简称“PP”装置）、5万吨/年乙丙橡胶装置、20万吨/年丁醇和8 万吨/年2-丙基庚醇装置（简称“2-PH”装置）9套主要工艺生产装置以及相配套的公用工程、辅助生产设施。主要产品为聚丙烯、聚乙烯、丁醇、二丙基庚醇、乙丙橡胶等。
二、煤油气资源综合利用项目技术优势
1.延安煤油气资源综合利用项目装置规模大，技术先进，优势明显，主要体现在以下四个方面。
1.1该项目打破煤、石油、天然气单一化工的传统模式，采用先进的能源综合利用技术路线，生产高附加值的化工产品，实现三种资源综合利用，从而使内部收益率提高，抗风险能力加强。
1.2该项目以炼厂轻油组分、油田伴生气和煤为原料生产化工产品，具有鲜明的环保循环经济特色，与国家倡导的资源综合利用、节能减排、清洁加工的现代化化工发展道路完全吻合，完全符合国家鼓励类产业政策。
1.3该项目在产品链的选择方面，尽可能地吃干榨尽，减少C02的排量。本項目的能耗水平低于全国煤化工平均水平，资源利用率比国内先进水平高14.2%。
1.4该项目新技术的应用对延长石油科技创新起到很好的示范作用。本项目ACO装置是世界首套，烯烃收率60%以上，髙于蒸汽裂解的50%收率，从投资、能耗、烯烃收率、反应条件、副产品BTX等方面都具有较强的竞争优势，同时可以消化延长石油内部的煤制油、煤油共炼及各炼厂产生的轻油组分，可以提高产品的附加值。
2.延安煤油气资源综合利用项目ACO技术与国内目前采用的以渣油裂解DCC技术进行比较。
2.140万吨/年ACO装置，采用美国KBR公司和韩国SK公司联合开发的烯烃裂解技术，装置年产15.1万吨聚合级乙烯和12.6万吨聚合级丙烯，同时副产氢气、甲烷、粗裂解汽油和裂解燃料油，装置产的乙烷和丙烷采用循环蒸汽裂解。本装置的轻油裂解原料为炼厂的拔头油11万吨/年、抽余油6万吨/年、加氢粗汽油19.2万吨/年、常压石脑油2.3万吨/年、混合C4 2.168万吨/年、MTO装置的乙烷0.61万吨/年、丙烷2.08万吨/年。
2.2ACO装置技术优势。
2.2.1裂解反应部分包括了 “ACO催化裂解”和“蒸汽裂解”两个系统，两种产品气合并在一起进入一个分离回收系统。
2.2.2采用类似于FCC技术的流化催化裂解反应/再生系统，在催化剂作用下，使烃类原料在675℃ （反应温度）下进行裂解，比传统蒸汽裂解反应条件要缓和。
2.2.3裂解所需要的稀释蒸汽比较低。传统的轻油蒸汽裂解需要的稀释蒸汽比为0.5（重量比），而ACO技术的稀释蒸汽比为0.3（重量比），比传统的蒸汽裂解可节省稀释蒸汽量约40%。
2.2.4技术采用KBR裂解技术，装置形式与同轴催化裂化类似，裂解反应虽然温度高，由于原料轻、重金属含量低，生胶低，所以在工艺操作上，无论是从原料流化状态上，还是催化剂选择性上，都是较为理想的流化工艺状态。
3.与DCC装置相比较。（1）原料为炼厂常压渣油，密度基本大于0.9g/cm3，原料以饱和烃和芳烃为主， 其中重金属含量较多。（2）DCC装置技术特点。为了提高转化率和多产低碳烯烃，采用提升管+床层组合反应器的形式：其中第一反应器为提升管，进料为新鲜原料油和回炼裂解重油，提升管出口温度约为600℃，第二反应器为外提升管，进料为装置自产的C4馏分和轻裂解石脑油，提升管出口温度约为670℃，由于裂解深度大，反应器、油气管线、油浆系统结焦相对严重，导致装置非计划停工次数多，严重影响装置安全、长周期运行。综合来看，ACO相比DCC，无论从装置类型、原料性质、还是裂解深度、催化剂选择性上，装置平稳运行率方面，ACO工艺相对于DCC工艺具有一定的技术优越性。
三、煤油气资源综合利用项目的成本优势
延安煤油气资源综合利用项目充分利用了延长石油自产的各种原料，生产高附加值的化工产品，实现三种资源综合利用，相对于单纯的煤化工或石油化工企业，该项目成本优势明显，主要表现在以下两个方面。
1.国际、国内煤制聚烯烃比传统油制烯烃成本具有明显成本优势。煤制烯烃路线的生产成本低于传统石脑油制烯烃路线的生产成本。据有关数据显示，石脑油制聚烯烃原料费用占比迖到75%，这也表明该路线对石脑油原料的价格对项目成本起着决定性的作用。当原油在100美元/桶时，煤制烯烃项目的生产成本约在7000元/吨，而石脑油制烯烃项目的生产成本约在8700元/吨。煤制烯烃较传统油制烯烃生产成本方面的优势明显。综合来说，在当前煤炭产能过剩、价格低迷和天然气成本及管道输送价格进一步开放下降的市场环境下，煤制烯烃工艺将保持对石油路线丙烯的成本优势。
2.煤制烯烃较其他同类项目的成本优势明显。相比外购甲醇的MTO装置，该项目一体化的煤制烯烃，实现了从低价原料到高价值产品的巨大增值。只要能实现高负荷稳定运行，煤制烯烃即使在低油价下也具有良好的盈利能力，主要有以下三方面的原因。 2.1原料煤价格较低。该项目原料煤采用延长石油内部单位矿业公司下属企业巴拉素煤矿的煤，按照原料煤含硫量及灰分不同，原料煤的坑口价为160-180元/吨，加上铁路运输价格为50元/吨。实际原料煤的成本在210-230元/吨。
2.2油田伴生气开采价格较低。该项目所耗用的气为延长石油自采的油田伴生气，油田伴生气的完全开采成本为0.69元/立方米，内部结算价格为0.69×（1+20%）=0.828元/立方米（成本加20%的内部利润），目前，延长石油实际对外销售油田伴生气的价格为1.07元/立方米。
2.3充分利用延长石油内部单位炼厂轻油组分。生产高附加值的化工成品，大大降低了生产成本。本项目所使用的油是“边角料油”，即混合石脑油，炼厂的内部结算价3200/吨。基于以上三方面的原因，使得该项目的烯烃成本较其他项目的烯烃成本优势明显。经过计算，本项目每年生产正常时，装置运行总成本为58.12亿元，（剔除20万吨/年丁醇和2PH、5万吨/年乙丙橡胶的成本14.18亿元后）烯烃的年运行总成本为43.94亿元，完全单位成本为6277.18元/吨，相比国内烯烃的2015年平均成本6487元/吨，低于近210元/吨，所以成本优势明显。上述比较分析基于目前原材料价格，以后可能随市场价格变化而变化，但是，由于延长石油拥有这些资源，把这些资源开发出来加以利用，创造产值，延伸产业链。充分发挥资源的循环利用优势，实行资源在集团公司层面上创造最大效益。
四、煤油气资源综合利用项目的抗风险能力
2015年以来，国际原油价格大幅下跌，给以炼油为主延长石油带来了巨大冲击，但延长石油榆林能化公司近两年的实际运行结果表明，由于煤炭价格同步下跌，煤制烯烃顶住了原油价格下降所引起的产品价格下降冲击，保持了较好的盈利能力，就2016年第一季度盈利1.81亿元，为应对低油价挑战提供了重要支撑，为延长石油“保生存、求发展”做出了积极贡献。而延安煤油气资源综合利用项目汲取了榆林能化公司项目的优势，并进一步优化了工艺路线，所以，项目投产后盈利能力将会大大提升，企业的抗风险能力将会显著增强。主要表现在：
1.国内煤制烯烃和甲醇制烯烃项目成功运行经验表明，甲醇制烯烃工艺路线成熟可靠，生产流程简洁，生产稳定性好，易于管理，收益稳定，可取得良好的投资回报。
2.該项目是煤油气三种资源综合利用项目，原料均为延长石油自产自供，有强大的资源作为后盾，所以，原料来源有保障，产品方案更加丰富。从长远来看，单位产品投资成本和原料产品价格较低，抗风险能力较单纯煤制烯烃项目更强。
3.通过对各项财务指标的计算，该项目投资内部收益率为12.45%（税后），高于基准收益率12%；投资回收期8.75年；所得税后财务净现值为4.97亿元，大于零；此项目在经济上可行，且具有良好的经济效益。项目建成后，预计销售收入85.3亿元/年，税后利润19.82亿元/年。
从以上三方点数据可以看出，该项目收益预期稳定，抗风险能力较强。
五、结语
综上，本文从技术优势、成本优势、抗风险能力等几方面阐述了延安煤油气资源综合利用项目的可行性并具有可观的经济效益，该项目为延长石油“产业结构调整、保生存、求发展”具有重大意义。延长石油只有打破传统模式，采用科技创新、延伸产业链，生产高附加值的化工产品，实现资源综合利用，才能提高企业经济效益，增强企业抗风险能力。
关键词：项目 煤油气资源综合利用 经济效益
一、煤油气资源综合利用项目基本概况
延安煤油气资源综合利用项目位于陕西富县茶坊镇洛阳村，总占地约200公顷，总投资216亿元，是延长石油产业结构调整的重点项目。该项目以煤炭、油田伴生气、炼厂轻油组分为原料，以甲醇深加工和ACO轻油裂解为核心的上下游一体化项目，主要包括煤气化净化装置、180万吨/年甲醇装置、60万吨/年甲醇深加工装置（简称“MTO”装置）、40万吨/年轻油加工利用装置（简称“ACO”装置）、45万吨/年高密度聚乙烯装置（简称“PE”装置）、25万吨/年聚丙烯装置（简称“PP”装置）、5万吨/年乙丙橡胶装置、20万吨/年丁醇和8 万吨/年2-丙基庚醇装置（简称“2-PH”装置）9套主要工艺生产装置以及相配套的公用工程、辅助生产设施。主要产品为聚丙烯、聚乙烯、丁醇、二丙基庚醇、乙丙橡胶等。
二、煤油气资源综合利用项目技术优势
1.延安煤油气资源综合利用项目装置规模大，技术先进，优势明显，主要体现在以下四个方面。
1.1该项目打破煤、石油、天然气单一化工的传统模式，采用先进的能源综合利用技术路线，生产高附加值的化工产品，实现三种资源综合利用，从而使内部收益率提高，抗风险能力加强。
1.2该项目以炼厂轻油组分、油田伴生气和煤为原料生产化工产品，具有鲜明的环保循环经济特色，与国家倡导的资源综合利用、节能减排、清洁加工的现代化化工发展道路完全吻合，完全符合国家鼓励类产业政策。
1.3该项目在产品链的选择方面，尽可能地吃干榨尽，减少C02的排量。本項目的能耗水平低于全国煤化工平均水平，资源利用率比国内先进水平高14.2%。
1.4该项目新技术的应用对延长石油科技创新起到很好的示范作用。本项目ACO装置是世界首套，烯烃收率60%以上，髙于蒸汽裂解的50%收率，从投资、能耗、烯烃收率、反应条件、副产品BTX等方面都具有较强的竞争优势，同时可以消化延长石油内部的煤制油、煤油共炼及各炼厂产生的轻油组分，可以提高产品的附加值。
2.延安煤油气资源综合利用项目ACO技术与国内目前采用的以渣油裂解DCC技术进行比较。
2.140万吨/年ACO装置，采用美国KBR公司和韩国SK公司联合开发的烯烃裂解技术，装置年产15.1万吨聚合级乙烯和12.6万吨聚合级丙烯，同时副产氢气、甲烷、粗裂解汽油和裂解燃料油，装置产的乙烷和丙烷采用循环蒸汽裂解。本装置的轻油裂解原料为炼厂的拔头油11万吨/年、抽余油6万吨/年、加氢粗汽油19.2万吨/年、常压石脑油2.3万吨/年、混合C4 2.168万吨/年、MTO装置的乙烷0.61万吨/年、丙烷2.08万吨/年。
2.2ACO装置技术优势。
2.2.1裂解反应部分包括了 “ACO催化裂解”和“蒸汽裂解”两个系统，两种产品气合并在一起进入一个分离回收系统。
2.2.2采用类似于FCC技术的流化催化裂解反应/再生系统，在催化剂作用下，使烃类原料在675℃ （反应温度）下进行裂解，比传统蒸汽裂解反应条件要缓和。
2.2.3裂解所需要的稀释蒸汽比较低。传统的轻油蒸汽裂解需要的稀释蒸汽比为0.5（重量比），而ACO技术的稀释蒸汽比为0.3（重量比），比传统的蒸汽裂解可节省稀释蒸汽量约40%。
2.2.4技术采用KBR裂解技术，装置形式与同轴催化裂化类似，裂解反应虽然温度高，由于原料轻、重金属含量低，生胶低，所以在工艺操作上，无论是从原料流化状态上，还是催化剂选择性上，都是较为理想的流化工艺状态。
3.与DCC装置相比较。（1）原料为炼厂常压渣油，密度基本大于0.9g/cm3，原料以饱和烃和芳烃为主， 其中重金属含量较多。（2）DCC装置技术特点。为了提高转化率和多产低碳烯烃，采用提升管+床层组合反应器的形式：其中第一反应器为提升管，进料为新鲜原料油和回炼裂解重油，提升管出口温度约为600℃，第二反应器为外提升管，进料为装置自产的C4馏分和轻裂解石脑油，提升管出口温度约为670℃，由于裂解深度大，反应器、油气管线、油浆系统结焦相对严重，导致装置非计划停工次数多，严重影响装置安全、长周期运行。综合来看，ACO相比DCC，无论从装置类型、原料性质、还是裂解深度、催化剂选择性上，装置平稳运行率方面，ACO工艺相对于DCC工艺具有一定的技术优越性。
三、煤油气资源综合利用项目的成本优势
延安煤油气资源综合利用项目充分利用了延长石油自产的各种原料，生产高附加值的化工产品，实现三种资源综合利用，相对于单纯的煤化工或石油化工企业，该项目成本优势明显，主要表现在以下两个方面。
1.国际、国内煤制聚烯烃比传统油制烯烃成本具有明显成本优势。煤制烯烃路线的生产成本低于传统石脑油制烯烃路线的生产成本。据有关数据显示，石脑油制聚烯烃原料费用占比迖到75%，这也表明该路线对石脑油原料的价格对项目成本起着决定性的作用。当原油在100美元/桶时，煤制烯烃项目的生产成本约在7000元/吨，而石脑油制烯烃项目的生产成本约在8700元/吨。煤制烯烃较传统油制烯烃生产成本方面的优势明显。综合来说，在当前煤炭产能过剩、价格低迷和天然气成本及管道输送价格进一步开放下降的市场环境下，煤制烯烃工艺将保持对石油路线丙烯的成本优势。
2.煤制烯烃较其他同类项目的成本优势明显。相比外购甲醇的MTO装置，该项目一体化的煤制烯烃，实现了从低价原料到高价值产品的巨大增值。只要能实现高负荷稳定运行，煤制烯烃即使在低油价下也具有良好的盈利能力，主要有以下三方面的原因。 2.1原料煤价格较低。该项目原料煤采用延长石油内部单位矿业公司下属企业巴拉素煤矿的煤，按照原料煤含硫量及灰分不同，原料煤的坑口价为160-180元/吨，加上铁路运输价格为50元/吨。实际原料煤的成本在210-230元/吨。
2.2油田伴生气开采价格较低。该项目所耗用的气为延长石油自采的油田伴生气，油田伴生气的完全开采成本为0.69元/立方米，内部结算价格为0.69×（1+20%）=0.828元/立方米（成本加20%的内部利润），目前，延长石油实际对外销售油田伴生气的价格为1.07元/立方米。
2.3充分利用延长石油内部单位炼厂轻油组分。生产高附加值的化工成品，大大降低了生产成本。本项目所使用的油是“边角料油”，即混合石脑油，炼厂的内部结算价3200/吨。基于以上三方面的原因，使得该项目的烯烃成本较其他项目的烯烃成本优势明显。经过计算，本项目每年生产正常时，装置运行总成本为58.12亿元，（剔除20万吨/年丁醇和2PH、5万吨/年乙丙橡胶的成本14.18亿元后）烯烃的年运行总成本为43.94亿元，完全单位成本为6277.18元/吨，相比国内烯烃的2015年平均成本6487元/吨，低于近210元/吨，所以成本优势明显。上述比较分析基于目前原材料价格，以后可能随市场价格变化而变化，但是，由于延长石油拥有这些资源，把这些资源开发出来加以利用，创造产值，延伸产业链。充分发挥资源的循环利用优势，实行资源在集团公司层面上创造最大效益。
四、煤油气资源综合利用项目的抗风险能力
2015年以来，国际原油价格大幅下跌，给以炼油为主延长石油带来了巨大冲击，但延长石油榆林能化公司近两年的实际运行结果表明，由于煤炭价格同步下跌，煤制烯烃顶住了原油价格下降所引起的产品价格下降冲击，保持了较好的盈利能力，就2016年第一季度盈利1.81亿元，为应对低油价挑战提供了重要支撑，为延长石油“保生存、求发展”做出了积极贡献。而延安煤油气资源综合利用项目汲取了榆林能化公司项目的优势，并进一步优化了工艺路线，所以，项目投产后盈利能力将会大大提升，企业的抗风险能力将会显著增强。主要表现在：
1.国内煤制烯烃和甲醇制烯烃项目成功运行经验表明，甲醇制烯烃工艺路线成熟可靠，生产流程简洁，生产稳定性好，易于管理，收益稳定，可取得良好的投资回报。
2.該项目是煤油气三种资源综合利用项目，原料均为延长石油自产自供，有强大的资源作为后盾，所以，原料来源有保障，产品方案更加丰富。从长远来看，单位产品投资成本和原料产品价格较低，抗风险能力较单纯煤制烯烃项目更强。
3.通过对各项财务指标的计算，该项目投资内部收益率为12.45%（税后），高于基准收益率12%；投资回收期8.75年；所得税后财务净现值为4.97亿元，大于零；此项目在经济上可行，且具有良好的经济效益。项目建成后，预计销售收入85.3亿元/年，税后利润19.82亿元/年。
从以上三方点数据可以看出，该项目收益预期稳定，抗风险能力较强。
五、结语
综上，本文从技术优势、成本优势、抗风险能力等几方面阐述了延安煤油气资源综合利用项目的可行性并具有可观的经济效益，该项目为延长石油“产业结构调整、保生存、求发展”具有重大意义。延长石油只有打破传统模式，采用科技创新、延伸产业链，生产高附加值的化工产品，实现资源综合利用，才能提高企业经济效益，增强企业抗风险能力。