邊虧邊建，煤制油產業如何突圍？

近日公布的《內蒙古伊泰煤炭股份有限公司2020 年度報告》顯示，受國際原油價格低迷、產品銷售價格下降等因素影響，煤化工板塊整體虧損，其中煤制油公司全年虧損14861.79 萬元。受到疫情影響，伊犁能源100 萬t/a 煤制油示范項目、新疆能源甘泉堡200 萬t/a 項目暫緩建設，加上審批受限、資金投入等壓力，后者現已停止推進。

事實上，整個煤制油產業的日子都不好過。中國石油和化學工業聯合會煤化工專委會統計顯示，截至2020 年9 月底，8 家煤制油投產企業累計虧損39 億元，因下游產業鏈需求不旺盛等因素，生產負荷下調，產品價格與成本倒掛，全行業處于嚴重虧損的狀態。

有企業及時止損，也有企業依然積極上馬。據了解，榆林高新能源500 萬t/a 煤制油項目、兗礦榆林400 萬t/a 煤炭間接液化項目已取得不同程度的進展，國家能源集團也在加速推進鄂爾多斯直接液化工程第二、第三條生產線。一邊虧損一邊新建，煤制油產業路線去向何方？

◆“目前單純靠賣油，一定是賠的”

作為國家能源戰略技術儲備和產能儲備，煤制油產業在“十三五”期間取得多項進展。

據中國石油和化學工業聯合會會長李壽生介紹，截至“十三五”末，我國已建成8 套項目，合計產能823 萬t/a，較2015 年增加530 萬t，增幅180.88%。裝置運行水平、關鍵技術也不斷突破。例如，寧煤400 萬t/a 間接液化項目首創高溫漿態床費托合成新工藝，一舉完成國家27 項重大裝備及材料國產化任務。開展煤制油工程示范，對于保障國家能源安全、提高國際石油貿易話語權、豐富我國清潔油品來源等，具有十分重要的戰略意義。

然而，頭頂多項“光環”，也無法掩蓋艱難度日的現實。2020 年，全行業產量366.1 萬t，同比降低16%；產能利用率59.3%，較上年降低11.3 個百分點；全年銷量為362.9 萬t，不足生產能力的一半。另據《煤炭深加工產業示范“十三五”規劃》部署，到2020 年末，預計實現煤制油產能1300萬t/a。由于部分項目退出或暫停，這一目標并未完成。

上述情況，得到多位業內人士的證實。“目前單純靠賣油，一定是賠的。”一位不愿具名的行業人士表示，有的項目靠加裝乙烯丙烯等裝置，進一步聯產化學品，整體算下來才有利可圖；有的項目自身體量不大，煤炭轉化量有限，出售剩余的配套煤炭資源，填補煤制油板塊虧損。“自2018 年以來，國際原油價格維持在60 美元/桶左右，項目盈利能力已經出現大幅下降。綜合來看，‘十四五’期間，國際油價大概率在40～50美元/桶左右，對煤制油而言更不樂觀。”

內蒙古伊泰方面稱，叫停甘泉堡項目的主因之一正是資金壓力：“基于公司對原油需求及價格的預期和判斷，同時建設3 個大型煤制油項目的經濟風險較大，雖然公司積極推動與銀行等金融機構的協調溝通，但受項目審批進度影響，項目貸款仍難以落實。”

◆“虧損”更要從自身尋找原因

在多位業內人士看來，刨除疫情、油價等客觀因素，“虧損”更要從自身尋找原因。

“由于投資較大，煤制油項目前期資金成本高是不爭事實。在運行過程中，工藝流程較長，單元和系統技術復雜，裝備使用條件苛刻，對全廠管理要求極高。任何操作細節出現問題，均有可能影響效益。”煤化工行業資深專家任相坤坦言，種種條件之下，產業競爭力受到一定限制。

數據顯示，1個1000萬t/a的煉油項目，總投資約為160 億元，單位產能投資1600 萬元/萬t。而1個百萬噸級煤制油項目，總投資在130億元～150億元，單位產能投資為1.3億元～1.5億元/萬t。而且，現有項目規模多為100 萬～400 萬t/a，相比動輒上千萬噸煉化一體化項目，既不具備規模化優勢，副產物也難以大規模利用。“石油化工路線體量大、流程短，產品單位產能投資明顯低于煤制油路線。此外，現代煤化工環保要求越來越高，僅此一項投資就占到總投資的15%左右，也大大加重投入。”上述人士稱。

除了環保標準不斷提高，能耗、水耗等綜合指標也存在較高約束。“這在一定程度上導致煤制油項目準入門檻高，很難像石油化工那樣，每個廠達到千萬噸級規模。可以說，進一步降低水耗、能耗及碳排放是不斷追求的方向。”任相坤稱。

另據國家能源投資集團總經理助理張繼明表示，煤制油項目集中布局在內蒙古、陜西、新疆等中西部煤炭資源地區，建設周期、設備運輸、產品銷售等周期均無法與石油化工相比。因產品遠離華東、華北等消費市場，考慮到運費因素，項目基本沒有成本優勢。“除了在交通運輸、消費市場等方面處于劣勢，已建項目較為分散、相對孤立，還需借鑒石油化工基地化布局、集約化發展思路。”

◆“理性對待，慎重大規模發展”

實際上，針對煤制油產業的爭議長期存在。有觀點認為，作為煤炭清潔轉化重要方式，其肩負保障國家能源安全重任，但在資源配套、政策優惠等方面，與“戰略儲備”的身份并不相符，需要將更多具體措施落實到位。但也有觀點認為，不到千萬噸級的煤制油產能，遠不能彌補我國石油缺口，加上項目建設周期長、成本高，目前難以真正起到替代作用。

早前在接受采訪時，中國工程院院士金涌則對發展包括煤制油在內的煤制燃料路徑“持保留態度”。“至少現階段，以煤制油替石油不切實際，其定位是儲備技術，而不是替代技術、主流技術。2025年，我國煉油能力將達到10億t/a左右，再發展煤制油無疑會加劇過剩。固體燃料到液體燃料的轉化，能量損失大、轉化率低，而且絕不是一條低碳路徑。至于何時從‘戰略儲備’轉為‘戰略產業’，這一時機要好好把握。如果過早，企業非但無利可談，還消耗大量煤炭資源，并不能取得很好的經濟、社會效益。”

“要想真正打破僵局，‘十四五’期間還要理性對待煤制油產業，慎重大規模發展。在總結近20年產業化經驗教訓的基礎上，創新發展模式，不能完全按照原來的路子，而要開發新技術、提高能源轉化效率、實施產品多元化發展。”任相坤稱。

上述行業人士認為，煤制油清潔燃料、航天航空等特種油品方面，具備獨特優勢，可做出石油化工難以生產的油品，但這部分需求空間有限，并不適合大規模發展。“未來，獨立做油肯定不行，需要通過聯產活血。同時，煤制油屬于高碳排放，必須調整產品方案，才能在碳中和背景下實現可持續發展。”

張繼明稱，在國內油化品市場整體飽和之后，采用原有產品方案的新建煤制油項目，將面臨“投產即虧損”的局面。現有項目若不盡快提升產品質量，再過幾年也將失去競爭力。“一方面，原料和技術路線迥然不同，決定了煤制油產品獨具特性，應抓住比較優勢，揚長避短；另一方面，為增強產業競爭力，高度重視對基地化、差異化、煤化一體化發展模式的研究和探索，向高端合成材料領域延伸。”