煤制油：“战略储备”如何走出困境

　　推进了近10年、累计完成近半投资，位于新疆的伊犁能源100万吨/年煤制油示范项目（以下简称“伊犁能源煤制油项目”）却在近日主动叫停了。

　　“在煤化工产品用煤成本居高不下、国际油价波动较大，且税费成本存在重大不确定性的背景下，公司按照目前的产品结构继续建设大型煤化工项目的经济风险较大。”伊泰B股公告显示，结合实际情况，伊犁能源煤制油项目的产品方案及生产工艺路线存在较大难度，因此决定暂缓开工建设。

　　由于被列为“十三五”期间重点新建项目及示范任务，该项目的叫停引发极大关注。多位人士向记者证实，生存艰难不是该项目的个别遭遇，波折背后折射出的是整个煤制油产业面临的现实困境。

　　煤价油价两头压，消费税再添成本

　　作为国家能源战略技术储备和产能储备，煤制油肩负保障能源安全重任，项目往往投资数额大、建设周期长、门槛要求高。据悉，伊犁能源煤制油项目规划总投资160.68亿元，于2015年6月通过股东大会审议，2017年7月取得国家发改委核准批复，截至去年底仍处于在建期。至此，其已累计投资71.10亿元。

　　公告显示，项目被“叫停”的原因主要有三个：一是用煤成本居高不下。自2020年下半年以来，原煤价格屡创新高，公司现有煤化工项目原煤成本从2018年占总成本的35%，上升至目前的约60%。预计今年国际煤源紧张、价格高企的局面仍将延续。

　　二是原油价格不确定性较大。从2021年开始，国际油价由历史性低位缓慢上升，但目前看来全球经济数据仍显疲软，短期内需求前景难以迅速改善。基于对原油需求及价格的预期和判断，继续建设大型煤化工项目的经济风险较大。

　　三是税费成本存在重大不确定性。据相关要求，如将全部液态产品都比照石脑油缴纳消费税，预计项目每年需缴纳21.44亿元，每吨产品仅消费税税负占销售价格比例就将高达42%，产品将不具有竞争力。

　　“原料是煤、产品是油，煤制油项目因此受到煤价、油价双重影响。”中国石油和化学工业联合会煤化工专委会副秘书长王秀江介绍，在煤价区间约500-600元/吨的情况下，国际油价保持在60-70美元/桶，煤制油项目才可达到盈亏平衡点。“记得2020年左右国际油价低迷，整个产业一度饱受冲击。近两年油价回升，结果煤价涨幅又比较大，企业压力依然不减，不止伊泰一个项目陷入困局。”

　　在煤价、油价两头挤压的情况下，消费税进一步增加了成本。记者了解到，为煤制油项目减税已在全行业呼吁多年，相关方面多次提交改革方案，但目前依然无果。

　　更深层的原因是自身竞争力待提升

　　从更多项目的表现，亦可看出煤制油项目运营的不易。以伊泰为例，在叫停伊犁能源煤制油项目之前，其已于2021年初主动停止推进甘泉堡200万吨/年煤制油示范项目，主要理由同为经济风险较大。再如，已向上交所递交科创板上市申请的中科合成，技术水平处于国际领先地位。但招股书显示，2019年、2020年和2021年营收分别为12.89亿元、9.56亿元和10.68亿元，这使其成为申报者中为数不多业绩基本停滞的公司。

　　另据统计，截至2022年上半年，煤制油项目共投产8家，总产能823万吨/年，但产量仅为357.2万吨。对照国家能源局印发的《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》确定的到2020年预计建成1300万吨/年的规划目标，总体进展也滞后了。

　　“客观来看，项目运行受到煤价、油价及税收政策等多方因素影响，在完全市场化条件下，这类项目经济竞争力不强。一个是直接开采获得，一个先采煤再转化加工而成，炼油较煤制油的成本优势更明显。”石油和化学工业规划院能源化工处副处长朱彬彬表示，煤制油产业的重要性主要体现在战略意义上，相关产品究竟以何种方式进入以常规油品为主的市场，直接影响着项目经济性。“当前煤制油产业规模在油品市场占比偏小，尚无法建设独立的销售体系，需要共用常规油品下游销售系统。在成品油供应宽松的条件下，煤制油企业处于不利的市场地位。”

　　一位不便具名的企业人士告诉记者，现有煤制油项目多在年产100-400万吨规模，相比大型炼化一体化项目，装置规模小且布局分散，难以规模化开发下游产品，副产品不易集成化利用。产品结构过于单一，导致竞争力受限。“而且这些项目集中在煤炭资源富集地，远离东部沿海等终端消费市场，不管是前期建设，还是后期产品运输成本、销售周期等，都没法跟石油化工相比。如何扬长避短，从根本上增强核心竞争力是关键。”

　　应扬长避短发挥产业独特优势

　　困难重重，煤制油产业要不要继续发展？在多位业内人士看来，答案是肯定的。

　　“煤制油产业是对炼油工业的重要补充，'十四五'规划更是明确，做好煤制油气战略基地规划布局和管控。从保障国家能源安全角度来说，我们需要掌握这项技术，以此来补充我国石油核心需求缺口。没有持续运行的示范项目，技术研发、装备升级、人才积累等工作就没有基础、缺乏实践。”王秀江呼吁，维持项目建设运营的积极性才能保有一定产能。

　　上述企业人士表示，我国的煤直接液化、间接液化技术处于国际领先水平，一批重大工程已实现“安稳长满优”运行，能耗、水耗及排放水平持续优化，这些均是产业可持续发展的基础。“煤制油产品有自己的特点，相比炼油产品，硫化物含量更低，具备环保优势，既能制备超清洁的汽油、柴油等，也能差异化开发其他高附加值产品。”

　　对此，朱彬彬建议，做好产业衔接融合。“煤制油与常规油气产业的融合方式需要顶层设计。除煤制油项目生产成品油这一模式，企业也可以探索煤制原油送现有炼厂价格这一模式，充分结合现有炼厂规模经济、油源丰富、调和空间大、销售渠道稳定等优势，更好发挥煤基油品性能特点和价值潜力，但这一模式中间价格的形成机制需要设计。”

　　“同时，还要主动自救。例如，平时通过联产其他化学品形成补充，有需要时候再顶上多产油，灵活运转构建独具特色、综合成本低的煤基产品体系。”王秀江还提出，考虑到产业的特殊性，政策层面应给予更多支持。“比如行业呼吁多年的消费税问题，并不是说完全减免，而是根据实际酌情处理。比如，高油价情况下产品经济性上来了，税费就不用减免，油价处于60-80美元区间时适当减半，油价真正低于60美元、项目到了生死存亡边缘再减免支持。”(记者朱妍)

　　 转自：中国能源报