煤制油气战略储备项目全线亏损土工膜

煤制油气“战略储备”项目全线亏损

开发煤制油，对于填补供油体系空白意义重大。但随着产业环境变化，原油市场面临结构性过剩，来自石油化工的竞争加剧，一批成本较高、竞争力较弱的煤制油化工企业，将遭遇生存危机。

经过10余年攻关，煤制天然气行业已总体掌握成套技术，并能够提供可复制、可推广的天然气补充供应方案。但目前，煤制气面临全行业亏损，正在遭遇前所未有的困难，长此以往难以为继。

在稍早前举行的2020(第九届)中国国际煤化工发展论坛上，国家能源投资集团总经理助理张继明、中国大唐集团副总经理张传江先后发言，直指煤制油、煤制气行业面临的严峻生存现状。值得一提的是，两位发言者所在的企业分别是我国煤制油、煤制气行业的典型代表，均承担着各自领域的国家级示范项目建设任务。

作为国家能源战略技术储备和产能储备，煤制油、煤制气肩负保障国家能源安全重任。但面对当下的发展困境，投入巨资建成的项目不得不转产其他产品，部分已获批项目也不得不放缓建设节奏，有的甚至已经处于停建状态。多位专家强调，若没了项目支撑，煤制油、煤制气的战略储备功能将大打折扣，最终将危及国家能源安全。

作为首个国家级煤制气示范，项目投产近10年仍未盈利。为了活下去，不得不联产甲醇、乙二醇等其他产品

业内普遍认为，适度发展煤制油、煤制气产业，既能推进煤炭清洁高效利用，又能增强国家能源安全战略技术储备和产能储备。在此背景下，国家能源局于2017年印发《煤炭深加工产业示范十三五规划》(下称《规划》)，明确了十三五期间新建、储备项目名单。《2020年能源工作指导意见》进一步要求，有序推进国家规划内的内蒙古、新疆、陕西、贵州等地区煤制油气示范项目建设。

但据记者了解，行业实际进展与规划有很大差距：目前全国已建成煤制油项目9套、产能921万吨/年，煤制气项目4套、产能51.05亿立方米/年，均远低于《规划》制定的十三五末总产能分别达到1288万吨/年、251亿立方米/年以上的目标。

特别是煤制气项目，规划的5个新建项目都没有按计划建设。其中，苏新能源和丰、北控鄂尔多斯项目虽已获得核准，但建设已近乎停滞;山西大同项目已完成环评批复，但尚未上报核准申请;安徽淮南项目仍在推进前期工作;新疆伊犁项目的部分产能已被企业调出规划。一位不愿具名的知情人士告诉记者。

除了新建项目，在役项目的现状同样堪忧。石化联合会煤化工专委会统计数据显示，截至9月底，煤制油、煤制气产业的主营业务分别亏损39亿元、12.1亿元。多位业内人士进一步向记者证实，由于产品市场竞争力差，很多项目不得不将部分油气产能转产联产。

大唐克旗项目作为首个国家级煤制气示范，项目投产近10年仍未盈利。为了活下去，不得不联产甲醇、乙二醇等其他产品。上述知情人士透露。

另一煤制气企业代表新疆庆华集团副总经理杨立先称，庆华项目核准产能55亿立方米/年，早在2013年底，一期13.75亿立方米就已建成投产。但二期至今也没有动工，目前正在调整方案，尝试将煤制气与烯烃相结合。虽说‘牺牲’了一部分天然气产能，但起码能缓解经营压力。

张继明表示，在低油价、供应宽松及石化产业竞争加剧等背景下，采用原有产品方案的煤制油项目面临投产即亏损的境遇，在役项目也需尽快提升产品质量。除了油品，还可向高端合成材料、含氧化合物等领域延伸。

项目转产联产，实质上就失去了搞煤制油气的意义。技术好不容易通了，装置不能废掉，否则储备的意义何在?

石油和化学工业规划院党委副书记白颐表示，在研究十四五规划编制期间，多位专家关注到煤制油气企业另寻出路的现象，并因此提出如何才能让煤制油气项目稳定作为‘战略储备’生存下去的关键问题。

白颐称，从技术层面看，煤制油气已经取得较大突破，工业化程度较好。但要真正发挥保障国家能源安全的作用，光有技术、没有产能是不行的。项目转产联产，实质上就失去了搞煤制油气的意义。技术好不容易通了，装置不能废掉，否则储备的意义何在?

据张传江介绍，自2018年起，煤制气被纳入国家天然气产供储销体系，由此开始承担保供任务。以大唐克旗项目为例，2018、2019年供气30.1亿、43.2亿立方米，超额完成保供任务。无论从政策要求，还是实际情况看，都说明煤制气是充分利用资源禀赋、实现油气多元保障的有效路径。其健康发展，对于降低天然气对外依存度有重要意义。而且经过10余年探索，煤制气产业已实现后发赶超，技术总体处于世界领先水平。如今产业低迷缓行、企业亏损严重，极不利于落实技术储备和产能储备任务。

另外，上述知情人士指出，部分煤制油项目，看似可进行转产联产，但由此产生的效益往往远不及投入，得不偿失。低油价对煤化工各细分领域均造成不同程度的冲击。油价若长期低位运行，随着新一批炼化项目陆续投产，炼油市场将严重过剩，煤制油项目即便转产联产，也很可能继续承压。

有企业实在没办法，希望通过煤制油联产芳烃提高收益。但有预测显示，到2023年芳烃很可能也会出现产能过剩，而且用宝贵的煤制油做成芳烃，显然不是理想选择。煤制油项目也不应一味沿着产业链向下延伸，这违背原有的战略储备属性。上述人士说。

虽在规划层面受到鼓励，但在资金、税收、土地等方面，并未享受到相应支持

在多位业内人士看来，综合考虑能源基础、能源战略、需求保障等因素，将煤制油气作为自主可控的后备能源生产方式之一，既有必要性，也有可行性。十四五期间，应继续做好煤制油气的技术储备和产能储备，以应对极端情况下的能源安全问题。

白颐建议，应将推动建立煤制燃料能源战略储备体系列为十四五期间的任务之一。煤制油的发展重点在于，提高生产效率、强化技术储备，优化生产系统、保证正常生产运营，以突出能源多元化战略意义;对于煤制气，可结合市场需求，走储备+局部市场化的路线，发挥对天然气管网的季节调峰作用，或用于解决区域内LNG需求。

然而，不同于其他完全面向市场的煤化工产品，煤制油气有其特殊性，既要保持油气产品的生产能力，也要有自我造血的生存能力。上述人士认为，由于一度低估油气价格下跌风险和项目建设运行难度，同时对进入油气行业销售网络的难度也缺乏足够判断，行业内的企业在很多方面缺少话语权，难以实现产品优质优价。

张继明也称，相比石油化工，煤制油项目单体规模小，不具备规模优势。煤制油与炼油项目的单位产能投资比高达8.75：1，且前者多集中在中西部煤炭资源地，项目建设、产品销售等条件都不如后者。原料和技术路线迥然不同，决定了煤制油化工产品独具特性。必须认清优劣势、扬长避短，差异化发展，从根本上增强核心竞争力。比如，石油化工难以得到的部分特种油品，煤制油恰恰可以生产。

部分企业还提出诉求，希望获得更多政策支持。例如，由于总体税负接近销售收入的40%，过重的负担严重影响生产经营，煤制油企业普遍呼吁适当调整税收政策。

张传江称：煤制气作为保障国家能源安全的战略储备技术，虽在规划层面受到鼓励，但在资金、税收、土地等方面，并未享受到相应支持。为夯实‘战略储备’定位，希望进一步统筹能源战略需要和企业发展实际，让项目真正可持续。

杨立先建议，应该区别气源、差异定价：一是将煤制气按非常规气源对待，跟页岩气、煤层气等享受同等财政补贴，缓解价格成本倒挂局面;二是区分淡旺季、适时价格浮动，帮助企业减亏解困。 中国能源报文中内容、图片均来源于网络，如有版权问题请联系本站删除！

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