煤制油需走油化一體化路線

□ 文/王璐

煤制油需走油化一體化路線

□ 文/王璐

在近日舉行的首個百萬噸級煤炭間接液化示范項目現場調研會上，專家指出，目前我國煤制油示范項目均已實現穩定長周期運行，但面臨著一些難題，比如污水處理投資和運營成本過高，在低油價、高稅負雙壓下出現虧損。專家認為，煤制油示范工作應繼續發展和完善，但在低油價的情況下，應嚴格控制示范單位數量，不能簡單翻版擴產，煤制油要與傳統石油化工融合互補，向高端化工產品發展，才能提高效益，解決面臨的難題。

2014年6月—2016年1月，國際原油價格下跌達2/3。今年油價整體寬幅震蕩回落，目前徘徊于50美元/桶附近。

“煤制油盈虧平衡點一般是在油價50美元/桶—60美元/桶，有的甚至達到70美元/桶。不過還得看怎么算賬，煤炭價格各不相同，如果從市場上買煤，油價在50美元/桶時，煤制油就不掙錢。”石油和化學工業規劃院副院長史獻平說，低油價下煤制油效益欠佳，行業出現虧損，而且煤制油行業稅費過高，示范企業難以承受。

2014年下半年以來，財政部于2014年11月、12月和2015年1月連續3次發文上調成品油（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%。

“成品油消費稅是煤制油企業的一項重負，但企業不能寄希望于成品油消費稅減免政策，要從企業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。”國務院發展研究中心資源與環境研究所副所長常紀文稱。

煤制油遭遇的難題不僅于此。史獻平介紹，煤制油工藝技術還有待進一步優化和提高，特別是系統集成優化、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，按照濃鹽水結晶為鹽“零排放”工藝路線，百萬噸級煤制油項目整套水處理系統單項投資接近10億元；噸水處理直接運行成本為30—40元。

史獻平認為，我國原油對外依存度已超過65%，煤制油示范工作對我國有戰略意義，應繼續發展和完善。但是，示范工作應圍繞技術優化、設備完善、降低投資、優化布局、多煤種適應等方向進行，而不是簡單翻版擴產。同時，示范工作應優先安排在有技術生產基礎的單位進行，嚴格控制示范單位數量，同時在低油價時對示范單位實施稅收優惠政策，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，我國煉油行業總體產能過剩，發展煤制油是我國能源多元化戰略，目前處于示范階段，在當前的油價下，不宜大發展，要適度發展。新建項目要有合理布局和規劃，避免行業發展亂象。大型項目應當遵循前期規劃要充分、建設階段要抓緊、投料試車要安穩的原則，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展，向高端化工產品方向發展，才能解決面臨的問題。

常紀文認為，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。他建議科學規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，對于產業鏈上的一些小化工產品，可以考慮尋找有特點的企業合作開發。