当前，我国对石油的需求越来越高。而在我国能源矿产资源可供储量构成中，煤炭占97%，油气不足3%。随着能源消费结构的不断调整，有机构预计到2030年，油气需求占比将超过30%，对外依存度将不断增大。
面对富煤、贫油、少气的资源禀赋现状，就决定了要对煤炭资源进行充分利用。各种以煤为基本原料的煤化工、煤制油等项目也是应运而生。然而出于环境以及经济性的考虑，这些项目自一上马就备受争议。
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记者了解到，在低油价、高税负双压下煤制油出现亏损。石油和化学工业规划院副院长史献平在调研会上介绍，我国已投运的6个煤制油项目取得了一些经验，但也暴露出一些问题，如效益欠佳、税费过高，工艺技术有待优化、运营成本高等。
盈利压力巨大
据了解，我国于20世纪80年代初恢复煤制油技术至今，目前已建成1个煤直接液化、5个煤间接液化项目，总产能达673万吨。示范项目均实现了长周期稳定运行。但在低油价的冲击下，煤化工项目盈利压力巨大。
金联创数据显示，2014年6月至2016年1月间，国际原油价格下跌达2/3，成为20世纪70年代以来三次暴跌之一。由于原油生产商亏损减产造成的全球供给收缩，国际油价在2016年整体处于反弹阶段，最低37.22美元/桶，而在年末涨至了57.21美元/桶。不过，今年油价整体处于宽幅震荡回落的局面，目前徘徊于50美元/桶左右。
“煤制油的盈亏平衡点一般是在油价50至60美元/桶，有的甚至达到70美元，不过还得看煤炭原料价格等成本。”石油和化学工业规划院副院长史献平指出，低油价下煤制油效益欠佳，行业出现亏损，煤制油行业税费占到成本的40%。
此外，煤制油项目污水处理投资和运营成本也非常高，按照浓盐水结晶分盐“零排放”工艺路线，百万吨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元到40元。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉记者，油价在100美元时自己就不看好煤制油，原因是环境污染和水资源消耗太大。而现在，国际油价一直处在低位，煤制油项目想要盈利也变得非常困难。
“煤制油有利润是因为环境污染和水资源的成本低，这些成本特别是水价没有反映出来。”林伯强说道。
“有煤炭的地方缺水，有水的地方没煤。煤制油项目大多位于中国西北，这些地方本身就是干旱地区，水资源一直匮乏，而煤制油则需要大量水资源。这就使得当地已经匮乏的水资源承受更大的压力。”一位业内人士告诉记者。
有分析认为，从2014年下半年至今，受国际油价下跌的影响，国内煤制油行业利润空间降低，加上国内经济进入新常态，能源消费增速放缓，企业经济效益和投融资能力下降，煤制油产业进入了困难时期。
“煤制油产业发展到今天，产能得到迅速扩充。在消化过剩的煤炭产能，开发煤炭资源清洁利用的同时，集中化，同质化现象愈加明显。尤其是目前国内经济进入新常态，能源消费增速放缓，低油价运行以及高税费成本情况下，煤制油企业利润萎靡，煤制油产业市场经济的适应性弱化。”金联创市场分析师孙波对记者指出。
现在，除了低油价以外，更让煤制油企业头疼的是，2014年年底国际原油价格出现断崖式下跌而导致国内成品油价格大幅下调并由此引发成品油消费税大幅提高。
尽管煤基制油不同于原油基炼油，其成本与原油无关，但仍承担了与原油基炼油一样的消费税，税负问题已经严重影响煤制油产业发展。
据了解，2014下半年以来，为冲抵油价下跌，财政部于2014年11月、12月和2015年1月连续三次发文上调成品油（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%。以2015年为例，煤制油企业每生产一吨柴油，亏损1592.85元；每生产一吨石脑油，亏损1835.99元。
对此，有专家建议国家减免煤制油消费税或实行先征后返，以此推动产业发展。但林伯强认为，此举不现实。煤制油本身就是带有一定的高耗能高污染。在当前的环保形势之下，国家没有义务去给这类企业减免税负。煤制油企业不能寄希望于成品油消费税减免政策，而要从企业和项目自身寻找效益增长点。
适度发展为宜
虽然当前煤制油出现了很多问题，但对于我国而言，煤制油发展具有重要的国家战略意义。发展煤制油，是保障国家能源安全的战略性举措。我国石油对外依存度已超过60%以上，发展煤制油产业可有效缓解因富煤缺油给我国能源安全带来的挑战。
有分析指出，煤制油通过不是很稀缺的煤炭，转换为稀缺的油品，拓展了获得石油的途径，有利于保障能源安全。从国内的产业组织来看，也有助于打破石油行业的寡头格局，促进石油行业更充分的竞争。
史献平认为，我国原油对外依存度已经超过65%，煤制油示范工作对我国有战略意义，应继续发展和完善。但他同时强调，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。
中国工程院院士王基铭表示，我国炼油行业总体过剩，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。
孙波认为，发展煤制油作为常规油气的补充，更应积极探究发展方向，避免形成新的产能过剩，出现僵尸企业。
“发展煤制油的战略意义是有的，对于我国能源安全也是多了一层保障。但不能忽视的是目前煤制油确实出现亏损问题，如果从能源战略意义上考虑，对于煤制油应由政府主导或者有实力的央企来做。这样可以避免同质化，防止煤制油项目的盲目上马，达到资源的有效利用，避免环境破坏。”一位不愿意具名的业内人士告诉记者。
向高端化突围
面对煤制油的困境，要想进一步提升煤制油项目的经济性，就不能只生产油品，必须延伸产业链，增加高附加值化工产品。
在首个百万吨级煤炭间接液化示范项目现场调研会上，专家们指出，煤间接液化技术的发展不能以单纯的油品生产为主，工艺上要和石油化工相融合，产品方案要与石油化工互补，延伸产业链，生产高端化工产品和特种油品，以提高经济性。
“大型煤化工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。”王基铭说道。
孙波告诉记者，所谓堵不如疏，控不如引，未来煤制油产业向高附加值产品的延伸将尤为重要。原料细分化处理，工艺灵活性选择以及质量差异化竞争均有待深度挖掘，降本增效的同时让煤制油产业与相关产业形成融合发展，从而增强自身在市场之中的调节能力。
“煤制油不应止步于油。从国外发展经验和我国示范项目的实践来看，发展高附加值下游衍生产品链，实现精细化、差异化、高端化发展，才能体现出经济性，才能盈利。也是煤制油的生命力所在。”中国建筑西北设计研究院新能源设计研究中心运营部经理杨超对记者指出。
据业内人士介绍，与石油炼制相比，煤制油的优势不仅在于能够获得更为清洁优质的油品，更在于能够获得化工产业链中非常宝贵的原料——烯烃，可以据此向下开发数百种化工产品。在现阶段，低温费托合成与高温费托合成工艺组合，能在生产清洁优质油品的同时产出高附加值化工产品，展现其出色的盈利能力。
湖南大学化学化工学院副院长尹双凤认为，煤制化学品要与石油路线产品竞争，必须选择石油路线生产不了的化学品，或经济性、产品性能有优势的产品，才有出路。
