煤制油需走油化一体化路线

□ 文/王璐

煤制油需走油化一体化路线

□ 文/王璐

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，专家指出，目前我国煤制油示范项目均已实现稳定长周期运行，但面临着一些难题，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。专家认为，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。

2014年6月—2016年1月，国际原油价格下跌达2/3。今年油价整体宽幅震荡回落，目前徘徊于50美元/桶附近。

“煤制油盈亏平衡点一般是在油价50美元/桶—60美元/桶，有的甚至达到70美元/桶。不过还得看怎么算账，煤炭价格各不相同，如果从市场上买煤，油价在50美元/桶时，煤制油就不挣钱。”石油和化学工业规划院副院长史献平说，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。

2014年下半年以来，财政部于2014年11月、12月和2015年1月连续3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%。

“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，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。

煤制油遭遇的难题不仅于此。史献平介绍，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，按照浓盐水结晶为盐“零排放”工艺路线，百万吨级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—40元。

史献平认为，我国原油对外依存度已超过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在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，我国炼油行业总体产能过剩，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。

常纪文认为，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。