低油價高稅負致我國煤制油現(xiàn)虧損

　　在近日舉行的首個百萬噸級煤炭間接液化示范項目現(xiàn)場調研會上，《經濟參考報》記者了解到，目前我國煤制油示范項目均已實現(xiàn)穩(wěn)定長周期運行。但也面臨著一些難題，比如污水處理投資和運營成本過高，在低油價、高稅負雙壓下出現(xiàn)虧損。

　　業(yè)內專家一致認為，煤制油示范工作應繼續(xù)發(fā)展和完善，但在低油價的情況下，應嚴格控制示范單位數(shù)量，不能簡單翻版擴產，煤制油要與傳統(tǒng)石油化工融合互補，向高端化工產品發(fā)展，才能提高效益，解決面臨的難題。

　　示范項目均實現(xiàn)長周期穩(wěn)定運行

　　陜西最北邊的榆林市，地處黃土高原和毛烏素沙地的邊緣。在廣闊平坦的榆橫煤化學工業(yè)園北區(qū)，近6層樓高的氣化爐和戴著“藍帽子”的巨大煤倉顯得格外醒目，這便是兗礦集團全國首個百萬噸級煤間接液化示范項目現(xiàn)場。

　　2011年2月25日，兗礦集團、兗州煤業(yè)股份有限公司和陜西延長石油(集團)公司三方按照50%：25%：25%股權比例組建陜西未來能源化工有限公司(下稱“未來能源”)，規(guī)劃在此分兩期三步建設年產1000萬噸油品和化學品的煤清潔利用工程。

　　上述示范項目是一期工程啟動項目，采用上海兗礦能源科技研發(fā)有限公司自主知識產權的低溫費托合成技術，設計規(guī)模年產115萬噸油品。于2012年7月開工建設，2015年8月底一次投料成功，運行一年多即達產達效，不但已生產出清澈透明、不含硫、不含氮的汽油和柴油，超過歐V達到國六標準，還能生產出航空煤油。

　　這無疑是近些年來我國煤制油技術進步和提升的一個縮影。據(jù)了解，我國于20世紀80年代初恢復煤制油技術至今，目前已建成一個煤直接液化、五個煤間接液化示范項目，總產能達673萬噸。

　　“示范項目均實現(xiàn)了長周期穩(wěn)定運行，煤制油技術工藝得到進一步驗證，能耗、水耗在不斷降低。同時，在煤制油大型工程設計、建設、運行和管理等方面也積累了豐富的工程經驗，重大裝備生產和制造也取得突破，裝備國產化水平大幅提升，整體達到世界先進水平。”石油和化學工業(yè)規(guī)劃院副院長史獻平介紹說。

　　中國工程院院士舒興田也表示，我國煤制油技術一直在進步和提升，達到了國際領先水平，在工藝、設備、催化等方面已取得突破，費托合成裝置也實現(xiàn)了長周期運轉，奠定了煤制油產業(yè)發(fā)展的基礎。

　　根據(jù)《煤炭深加工產業(yè)示范“十三五”規(guī)劃》，還將新建潞安長治、伊泰伊犁、伊泰鄂爾多斯和貴州渝富畢節(jié)煤制油示范項目，而被列入儲備項目的是陜西未來能源榆林煤間接液化一期后續(xù)項目、伊泰甘泉、寧煤二期等煤制油項目。預計2020年，我國煤制油產能為1300萬噸/年。

　　低油價、高稅負雙壓下現(xiàn)虧損

　　但不容忽視的是，在低油價和高稅負的雙壓下，煤化工項目盈利壓力巨大。

　　金聯(lián)創(chuàng)數(shù)據(jù)顯示，2014年6月至2016年1月間，國際原油價格下跌達2/3，成為20世紀70年代以來三次暴跌之一。由于原油生產商虧損減產造成的全球供給收縮，國際油價在2016年整體處于反彈階段，最低37.22美元/桶，而在年末漲至了57.21美元/桶。不過，今年油價整體處于寬幅震蕩回落的局面，目前徘徊于50美元/桶左右。

　　“煤制油的盈虧平衡點一般是在油價50美元/桶至60美元/桶，有的甚至達到70美元/桶，不過還得看怎么算賬，尤其是煤炭的價格，如果從市場上買煤，油價在50美元不掙錢。”史獻平告訴《經濟參考報》記者，低油價下煤制油效益欠佳，行業(yè)出現(xiàn)虧損，而且煤制油行業(yè)稅費過高，示范企業(yè)難以承受。

　　據(jù)了解，2014下半年以來，為沖抵油價下跌，財政部于2014年11月、12月和2015年1月連續(xù)三次發(fā)文上調成品油(包括煤基制油)消費稅。經測算，消費稅提高后，煤制油示范項目柴油綜合稅負為36.82%，石腦油綜合稅負為58.98%。以2015年為例，煤制油企業(yè)每生產一噸柴油，虧損1592.85元；每生產一噸石腦油，虧損1835.99元。

　　近幾年，多位全國人大代表曾在兩會上提議國家減免煤制油消費稅或實行先征后返，以此推動產業(yè)發(fā)展。今年2月份，來自寧夏回族自治區(qū)國資委的消息稱，經國家七部委研究，已同意給予神華寧煤煤制油示范項目消費稅免征5年的優(yōu)惠政策，并已上報國務院審批，不過目前尚未有公開文件。

　　“成品油消費稅是煤制油企業(yè)的一項重負，但企業(yè)不能寄希望于成品油消費稅減免政策，而要從企業(yè)和項目自身尋找效益增長點。在稅負政策上，建議研討對進口油品征收能源安全稅，用于補貼國內的煤制油示范企業(yè)。”國務院發(fā)展研究中心資源與環(huán)境研究所副所長常紀文稱。

　　煤制油遭遇的難題并不僅于此。史獻平介紹說，煤制油工藝技術還有待進一步優(yōu)化和提高，特別是系統(tǒng)集成優(yōu)化、高附加值產品分離和利用方面。同時，污水處理投資和運營成本過高，按照濃鹽水結晶分鹽“零排放”工藝路線，百萬噸煤制油項目整套水處理系統(tǒng)單項投資接近10億元；噸水處理直接運行成本為30到40元。

　　從煤制高端化學品突圍

　　史獻平認為，我國原油對外依存度已經超過65%，煤制油示范工作對我國有戰(zhàn)略意義，應繼續(xù)發(fā)展和完善。但是，示范工作應圍繞技術優(yōu)化、設備完善、降低投資、優(yōu)化布局、多煤種適應等方向進行，而不是簡單翻版擴產。同時，示范工作應優(yōu)先安排有技術生產基礎的單位進行，嚴格控制示范單位數(shù)量，同時在低油價時對示范單位實施稅收優(yōu)惠政策，而示范單位也應積極探索提高產品附加值的途徑，提高企業(yè)效益。

　　這一觀點得到了眾多專家的認可。中國工程院院士王基銘表示，我國煉油行業(yè)總體過剩，發(fā)展煤制油是我國能源多元化戰(zhàn)略，目前處于示范階段，在當前的油價下，不宜大發(fā)展，要適度發(fā)展。新建項目要有合理布局和規(guī)劃，避免行業(yè)發(fā)展亂象。大型項目應當遵循前期規(guī)劃要充分、建設階段要抓緊、投料試車要安穩(wěn)的原則，充分了解產品經濟性，制定科學產品方案，選擇可靠技術路線。煤化工要與石油化工融合互補發(fā)展，向高端化工產品方向發(fā)展，才能解決面臨的問題。

　　“生產大路貨產品越來越沒有出路，誰在高端產品多樣化上做得好，誰才能勝出。”工信部產業(yè)政策司巡視員辛仁周建議，煤化工產業(yè)要堅持創(chuàng)新引領，增強競爭力。同時，堅持融合發(fā)展，促進煤化工和相關產業(yè)協(xié)同發(fā)展。比如利用石油化工的成熟工藝，生產高質量的化工產品；積極采用國產化裝備，帶動相關裝備產業(yè)發(fā)展；與信息產業(yè)融合發(fā)展，提高煤化工裝置的智能化水平。

　　國務院發(fā)展研究中心研究員徐東華提醒煤化工企業(yè)，要考慮對資源的吃干榨盡、循環(huán)利用；要依托國內大型示范項目實現(xiàn)技術、裝備國產化；重視輕資產化的發(fā)展模式，這樣有利于企業(yè)抵御各類金融風險；項目須有很好的效益點，才能吸引資本關注。

　　未來能源顯然已認識到了這一點，正在著力建設煤間接液化一期后續(xù)項目，除200萬噸/年采用低溫費托合成工藝外，還將采用兗礦集團自主開發(fā)的200萬噸/年高溫費托合成工藝。“高溫、低溫費托合成相結合，產品鏈向下游延伸，計劃種類28個，形成塑料橡膠、費托特色化工、紡織等多種產業(yè)集群，重點生產高附加值、精細化、差異化的化學品產品，提升裝置的盈利能力。”孫啟文如此介紹一期后續(xù)項目的特點。

　　舒興田認為，煤通過費托合成走油化一體化路線生產特色化學品，是低油價下煤制油項目提升經濟效益的一個非常好的思路。他建議要深入研究煤基石腦油的特點，好好加以開發(fā)利用。同時，科學規(guī)劃煤基化學品和煤基油品的流程，要堅持最短流程原則，提升煤基化學品競爭力。此外，把延伸產業(yè)鏈和技術合作、招商引資結合起來，項目單位可將力量集中在大宗化學品上，對于產業(yè)鏈上的一些小化工產品，可以考慮尋找有特點的企業(yè)合作開發(fā)。

　　據(jù)了解，未來能源一期后續(xù)項目供水、供電、土地、鐵路規(guī)劃等工作基本完成。項目申請報告、環(huán)境影響評價、水資源論證、節(jié)能評估等各項支持性文件正在編制中。其中，項目選址論證報告、水土保持方案、地質災害危險性評估已進入行政審批階段。項目工程設計已全面開展，按照項目建設總體進度安排計劃，一期后續(xù)項目及配套煤礦預計2018年4月開工。

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