寧煤煤制油
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“開發煤制油，對於填補供油體系空白意義重大。但隨着產業環境變化，原油市場面臨結構性過剩，來自石油化工的競爭加劇，一批成本較高、競爭力較弱的煤制油化工企業，將遭遇生存危機。”
“經過10餘年攻關，煤制天然氣行業已總體掌握成套技術，並能夠提供可複製、可推廣的天然氣補充供應方案。但目前，煤制氣面臨全行業虧損，正在遭遇前所未有的困難，長此以往難以為繼。”
在稍早前舉行的“2020(第九屆)中國國際煤化工發展論壇”上，國家能源投資集團總經理助理張繼明、中國大唐集團副總經理張傳江先後發言，直指煤制油、煤制氣行業面臨的嚴峻生存現狀。值得一提的是，兩位發言者所在的企業分別是我國煤制油、煤制氣行業的典型代表，均承擔着各自領域的國家級示範項目建設任務。
作為國家能源戰略技術儲備和產能儲備，煤制油、煤制氣肩負保障國家能源安全重任。但面對當下的發展困境，投入巨資建成的項目不得不轉產其他產品，部分已獲批項目也不得不放緩建設節奏，有的甚至已經處於停建狀態。多位專家強調，若沒了項目支撐，煤制油、煤制氣的“戰略儲備”功能將大打折扣，最終將危及國家能源安全。
“作為首個國家級煤制氣示範，項目投產近10年仍未盈利。為了活下去，不得不聯產甲醇、乙二醇等其他產品”
業內普遍認為，適度發展煤制油、煤制氣產業，既能推進煤炭清潔高效利用，又能增強國家能源安全戰略技術儲備和產能儲備。在此背景下，國家能源局於2017年印發《煤炭深加工產業示範“十三五”規劃》(下稱《規劃》)，明確了“十三五”期間新建、儲備項目名單。《2020年能源工作指導意見》進一步要求，“有序推進國家規劃內的內蒙古、新疆、陝西、貴州等地區煤制油氣示範項目建設”。
但據記者瞭解，行業實際進展與規劃有很大差距：目前全國已建成煤制油項目9套、產能921萬噸/年，煤制氣項目4套、產能51.05億立方米/年，均遠低於《規劃》制定的“十三五”末總產能分別達到1288萬噸/年、251億立方米/年以上的目標。
“特別是煤制氣項目，規劃的5個新建項目都沒有按計劃建設。其中，蘇新能源和豐、北控鄂爾多斯項目雖已獲得核准，但建設已近乎停滯；山西大同項目已完成環評批覆，但尚未上報核准申請；安徽淮南項目仍在推進前期工作；新疆伊犁項目的部分產能已被企業調出規劃。”一位不願具名的知情人士告訴記者。
除了新建項目，在役項目的現狀同樣堪憂。石化聯合會煤化工專委會統計數據顯示，截至9月底，煤制油、煤制氣產業的主營業務分別虧損39億元、12.1億元。多位業內人士進一步向記者證實，由於產品市場競爭力差，很多項目不得不將部分油氣產能轉產聯產。
“大唐克旗項目作為首個國家級煤制氣示範，項目投產近10年仍未盈利。為了活下去，不得不聯產甲醇、乙二醇等其他產品。”上述知情人士透露。
另一煤制氣企業代表——新疆慶華集團副總經理楊立先稱，慶華項目核准產能55億立方米/年，早在2013年底，一期13.75億立方米就已建成投產。“但二期至今也沒有動工，目前正在調整方案，嘗試將煤制氣與烯烴相結合。雖説‘犧牲’了一部分天然氣產能，但起碼能緩解經營壓力。”
張繼明表示，在低油價、供應寬鬆及石化產業競爭加劇等背景下，採用原有產品方案的煤制油項目面臨“投產即虧損”的境遇，在役項目也需儘快提升產品質量。“除了油品，還可向高端合成材料、含氧化合物等領域延伸。”
“項目轉產聯產，實質上就失去了搞煤制油氣的意義。技術好不容易通了，裝置不能廢掉，否則儲備的意義何在？”
石油和化學工業規劃院黨委副書記白頤表示，在研究“十四五”規劃編制期間，多位專家關注到煤制油氣企業“另尋出路”的現象，並因此提出“如何才能讓煤制油氣項目穩定作為‘戰略儲備’生存下去”的關鍵問題。
白頤稱，從技術層面看，煤制油氣已經取得較大突破，工業化程度較好。“但要真正發揮保障國家能源安全的作用，光有技術、沒有產能是不行的。項目轉產聯產，實質上就失去了搞煤制油氣的意義。技術好不容易通了，裝置不能廢掉，否則儲備的意義何在？”
據張傳江介紹，自2018年起，煤制氣被納入國家天然氣產供儲銷體系，由此開始承擔保供任務。“以大唐克旗項目為例，2018、2019年供氣30.1億、43.2億立方米，超額完成保供任務。無論從政策要求，還是實際情況看，都説明煤制氣是充分利用資源稟賦、實現油氣多元保障的有效路徑。其健康發展，對於降低天然氣對外依存度有重要意義。而且經過10餘年探索，煤制氣產業已實現後發趕超，技術總體處於世界領先水平。如今產業低迷緩行、企業虧損嚴重，極不利於落實技術儲備和產能儲備任務。”
另外，上述知情人士指出，部分煤制油項目，看似可進行轉產聯產，但由此產生的效益往往遠不及投入，得不償失。“低油價對煤化工各細分領域均造成不同程度的衝擊。油價若長期低位運行，隨着新一批煉化項目陸續投產，煉油市場將嚴重過剩，煤制油項目即便轉產聯產，也很可能繼續承壓。”
“有企業實在沒辦法，希望通過煤制油聯產芳烴提高收益。但有預測顯示，到2023年芳烴很可能也會出現產能過剩，而且用寶貴的煤制油做成芳烴，顯然不是理想選擇。煤制油項目也不應一味沿着產業鏈向下延伸，這違背原有的戰略儲備屬性。”上述人士説。
“雖在規劃層面受到鼓勵，但在資金、税收、土地等方面，並未享受到相應支持”
在多位業內人士看來，綜合考慮能源基礎、能源戰略、需求保障等因素，將煤制油氣作為自主可控的後備能源生產方式之一，既有必要性，也有可行性。“十四五”期間，應繼續做好煤制油氣的技術儲備和產能儲備，以應對極端情況下的能源安全問題。
白頤建議，應將推動建立煤制燃料能源戰略儲備體系列為“十四五”期間的任務之一。煤制油的發展重點在於，提高生產效率、強化技術儲備，優化生產系統、保證正常生產運營，以突出能源多元化戰略意義；對於煤制氣，可結合市場需求，走“儲備 局部市場化”的路線，發揮對天然氣管網的季節調峯作用，或用於解決區域內LNG需求。
“然而，不同於其他完全面向市場的煤化工產品，煤制油氣有其特殊性，既要保持油氣產品的生產能力，也要有自我造血的生存能力。”上述人士認為，由於一度低估油氣價格下跌風險和項目建設運行難度，同時對進入油氣行業銷售網絡的難度也缺乏足夠判斷，行業內的企業在很多方面缺少話語權，難以實現產品“優質優價”。
張繼明也稱，相比石油化工，煤制油項目單體規模小，不具備規模優勢。煤制油與煉油項目的單位產能投資比高達8.75：1，且前者多集中在中西部煤炭資源地，項目建設、產品銷售等條件都不如後者。“原料和技術路線迥然不同，決定了煤制油化工產品獨具特性。必須認清優劣勢、揚長避短，差異化發展，從根本上增強核心競爭力。比如，石油化工難以得到的部分特種油品，煤制油恰恰可以生產。”
部分企業還提出訴求，希望獲得更多政策支持。例如，由於總體税負接近銷售收入的40%，過重的負擔嚴重影響生產經營，煤制油企業普遍呼籲適當調整税收政策。
張傳江稱：“煤制氣作為保障國家能源安全的戰略儲備技術，雖在規劃層面受到鼓勵，但在資金、税收、土地等方面，並未享受到相應支持。為夯實‘戰略儲備’定位，希望進一步統籌能源戰略需要和企業發展實際，讓項目真正可持續。”
楊立先建議，應該“區別氣源、差異定價”：一是將煤制氣按非常規氣源對待，跟頁岩氣、煤層氣等享受同等財政補貼，緩解價格成本倒掛局面；二是區分淡旺季、適時價格浮動，幫助企業減虧解困。