在近日举行的首个百万吨级煤炭间接液化示范项目现场调研会上，记者了解到，目前我国煤制油示范项目均已实现稳定长周期运行。但也面临着一些难题，比如污水处理投资和运营成本过高，在低油价、高税负双压下出现亏损。

业内专家一致认为，煤制油示范工作应继续发展和完善，但在低油价的情况下，应严格控制示范单位数量，不能简单翻版扩产，煤制油要与传统石油化工融合互补，向高端化工产品发展，才能提高效益，解决面临的难题。

示范项目均实现长周期稳定运行

陕西最北边的榆林市，地处黄土高原和毛乌素沙地的边缘。在广阔平坦的榆横煤化学工业园北区，近6层楼高的气化炉和戴着“蓝帽子”的巨大煤仓显得格外醒目，这便是兖矿集团全国首个百万吨级煤间接液化示范项目现场。

2011年2月25日，兖矿集团、兖州煤业股份有限公司和陕西延长石油(集团)公司三方按照50%：25%：25%股权比例组建陕西未来能源化工有限公司(下称“未来能源”)，规划在此分两期三步建设年产1000万吨油品和化学品的煤清洁利用工程。

上述示范项目是一期工程启动项目，采用上海兖矿能源科技研发有限公司自主知识产权的低温费托合成技术，设计规模年产115万吨油品。于2012年7月开工建设，2015年8月底一次投料成功，运行一年多即达产达效，不但已生产出清澈透明、不含硫、不含氮的汽油和柴油，超过欧V达到国六标准，还能生产出航空煤油。

这无疑是近些年来我国煤制油技术进步和提升的一个缩影。据了解，我国于20世纪80年代初恢复煤制油技术至今，目前已建成一个煤直接液化、五个煤间接液化示范项目，总产能达673万吨。

“示范项目均实现了长周期稳定运行，煤制油技术工艺得到进一步验证，能耗、水耗在不断降低。同时，在煤制油大型工程设计、建设、运行和管理等方面也积累了丰富的工程经验，重大装备生产和制造也取得突破，装备国产化水平大幅提升，整体达到世界先进水平。”石油和化学工业规划院副院长史献平介绍说。

中国工程院院士舒兴田也表示，我国煤制油技术一直在进步和提升，达到了国际领先水平，在工艺、设备、催化等方面已取得突破，费托合成装置也实现了长周期运转，奠定了煤制油产业发展的基础。

根据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，还将新建潞安长治、伊泰伊犁、伊泰鄂尔多斯和贵州渝富毕节煤制油示范项目，而被列入储备项目的是陕西未来能源榆林煤间接液化一期后续项目、伊泰甘泉、宁煤二期等煤制油项目。预计2020年，我国煤制油产能为1300万吨/年。

低油价、高税负双压下现亏损

但不容忽视的是，在低油价和高税负的双压下，煤化工项目盈利压力巨大。

金联创数据显示，2014年6月至2016年1月间，国际原油价格下跌达2/3，成为20世纪70年代以来三次暴跌之一。由于原油生产商亏损减产造成的全球供给收缩，国际油价在2016年整体处于反弹阶段，最低37.22美元/桶，而在年末涨至了57.21美元/桶。不过，今年油价整体处于宽幅震荡回落的局面，目前徘徊于50美元/桶左右。

“煤制油的盈亏平衡点一般是在油价50美元/桶至60美元/桶，有的甚至达到70美元/桶，不过还得看怎么算账，尤其是煤炭的价格，如果从市场上买煤，油价在50美元不挣钱。”史献平告诉《经济参考报》记者，低油价下煤制油效益欠佳，行业出现亏损，而且煤制油行业税费过高，示范企业难以承受。

据了解，2014下半年以来，为冲抵油价下跌，财政部于2014年11月、12月和2015年1月连续三次发文上调成品油(包括煤基制油)消费税。经测算，消费税提高后，煤制油示范项目柴油综合税负为36.82%，石脑油综合税负为58.98%。以2015年为例，煤制油企业每生产一吨柴油，亏损1592.85元;每生产一吨石脑油，亏损1835.99元。

近几年，多位全国人大代表曾在两会上提议国家减免煤制油消费税或实行先征后返，以此推动产业发展。今年2月份，来自宁夏回族自治区国资委的消息称，经国家七部委研究，已同意给予神华宁煤煤制油示范项目消费税免征5年的优惠政策，并已上报国务院审批，不过目前尚未有公开文件。

“成品油消费税是煤制油企业的一项重负，但企业不能寄希望于成品油消费税减免政策，而要从企业和项目自身寻找效益增长点。在税负政策上，建议研讨对进口油品征收能源安全税，用于补贴国内的煤制油示范企业。”国务院发展研究中心资源与环境研究所副所长常纪文称。

煤制油遭遇的难题并不仅于此。史献平介绍说，煤制油工艺技术还有待进一步优化和提高，特别是系统集成优化、高附加值产品分离和利用方面。同时，污水处理投资和运营成本过高，按照浓盐水结晶分盐“零排放”工艺路线，百万吨煤制油项目整套水处理系统单项投资接近10亿元;吨水处理直接运行成本为30到40元。

从煤制高端化学品突围

史献平认为，我国原油对外依存度已经超过65%，煤制油示范工作对我国有战略意义，应继续发展和完善。但是，示范工作应围绕技术优化、设备完善、降低投资、优化布局、多煤种适应等方向进行，而不是简单翻版扩产。同时，示范工作应优先安排有技术生产基础的单位进行，严格控制示范单位数量，同时在低油价时对示范单位实施税收优惠政策，而示范单位也应积极探索提高产品附加值的途径，提高企业效益。

这一观点得到了众多专家的认可。中国工程院院士王基铭表示，我国炼油行业总体过剩，发展煤制油是我国能源多元化战略，目前处于示范阶段，在当前的油价下，不宜大发展，要适度发展。新建项目要有合理布局和规划，避免行业发展乱象。大型项目应当遵循前期规划要充分、建设阶段要抓紧、投料试车要安稳的原则，充分了解产品经济性，制定科学产品方案，选择可靠技术路线。煤化工要与石油化工融合互补发展，向高端化工产品方向发展，才能解决面临的问题。

“生产大路货产品越来越没有出路，谁在高端产品多样化上做得好，谁才能胜出。”工信部产业政策司巡视员辛仁周建议，煤化工产业要坚持创新引领，增强竞争力。同时，坚持融合发展，促进煤化工和相关产业协同发展。比如利用石油化工的成熟工艺，生产高质量的化工产品;积极采用国产化装备，带动相关装备产业发展;与信息产业融合发展，提高煤化工装置的智能化水平。

国务院发展研究中心研究员徐东华提醒煤化工企业，要考虑对资源的吃干榨尽、循环利用;要依托国内大型示范项目实现技术、装备国产化;重视轻资产化的发展模式，这样有利于企业抵御各类金融风险;项目须有很好的效益点，才能吸引资本关注。

未来能源显然已认识到了这一点，正在着力建设煤间接液化一期后续项目，除200万吨/年采用低温费托合成工艺外，还将采用兖矿集团自主开发的200万吨/年高温费托合成工艺。“高温、低温费托合成相结合，产品链向下游延伸，计划种类28个，形成塑料橡胶、费托特色化工、纺织等多种产业集群，重点生产高附加值、精细化、差异化的化学品产品，提升装置的盈利能力。”孙启文如此介绍一期后续项目的特点。

舒兴田认为，煤通过费托合成走油化一体化路线生产特色化学品，是低油价下煤制油项目提升经济效益的一个非常好的思路。他建议要深入研究煤基石脑油的特点，好好加以开发利用。同时，科学规划煤基化学品和煤基油品的流程，要坚持最短流程原则，提升煤基化学品竞争力。此外，把延伸产业链和技术合作、招商引资结合起来，项目单位可将力量集中在大宗化学品上，对于产业链上的一些小化工产品，可以考虑寻找有特点的企业合作开发。

据了解，未来能源一期后续项目供水、供电、土地、铁路规划等工作基本完成。项目申请报告、环境影响评价、水资源论证、节能评估等各项支持性文件正在编制中。其中，项目选址论证报告、水土保持方案、地质灾害危险性评估已进入行政审批阶段。项目工程设计已全面开展，按照项目建设总体进度安排计划，一期后续项目及配套煤矿预计2018年4月开工。