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    煤制油:“战略储备”如何走出困境

    2023-02-27 10:27 [能源观察]  来源于:中国能源报    作者:朱妍
    导读:位于新疆的伊犁能源煤制油项目近日主动叫停。 由于被列为十三五期间重点新建项目及示范任务,该项目的叫停引发极大关注。记者采访了解到,生存艰难不是该项目的个别遭遇,波折背后折射出的是整个煤制油产业面临的现实困境。 推进了近10年、累计完成近半投资
    位于新疆的“伊犁能源煤制油项目”近日主动叫停。
    由于被列为“十三五”期间重点新建项目及示范任务,该项目的叫停引发极大关注。记者采访了解到,生存艰难不是该项目的个别遭遇,波折背后折射出的是整个煤制油产业面临的现实困境。
    推进了近10年、累计完成近半投资,位于新疆的伊犁能源100万吨/年煤制油示范项目(以下简称“伊犁能源煤制油项目”)却在近日主动叫停了。
    “在煤化工产品用煤成本居高不下、国际油价波动较大,且税费成本存在重大不确定性的背景下,公司按照目前的产品结构继续建设大型煤化工项目的经济风险较大。”伊泰B股公告显示,结合实际情况,伊犁能源煤制油项目的产品方案及生产工艺路线存在较大难度,因此决定暂缓开工建设。
    由于被列为“十三五”期间重点新建项目及示范任务,该项目的叫停引发极大关注。多位人士向记者证实,生存艰难不是该项目的个别遭遇,波折背后折射出的是整个煤制油产业面临的现实困境。
    煤价油价两头压
    消费税再添成本
    作为国家能源战略技术储备和产能储备,煤制油肩负保障能源安全重任,项目往往投资数额大、建设周期长、门槛要求高。据悉,伊犁能源煤制油项目规划总投资160.68亿元,于2015年6月通过股东大会审议,2017年7月取得国家发改委核准批复,截至去年底仍处于在建期。至此,其已累计投资71.10亿元。
    公告显示,项目被“叫停”的原因主要有三个:一是用煤成本居高不下。自2020年下半年以来,原煤价格屡创新高,公司现有煤化工项目原煤成本从2018年占总成本的35%,上升至目前的约60%。预计今年国际煤源紧张、价格高企的局面仍将延续。
    二是原油价格不确定性较大。从2021年开始,国际油价由历史性低位缓慢上升,但目前看来全球经济数据仍显疲软,短期内需求前景难以迅速改善。基于对原油需求及价格的预期和判断,继续建设大型煤化工项目的经济风险较大。
    三是税费成本存在重大不确定性。据相关要求,如将全部液态产品都比照石脑油缴纳消费税,预计项目每年需缴纳21.44亿元,每吨产品仅消费税税负占销售价格比例就将高达42%,产品将不具有竞争力。
    “原料是煤、产品是油,煤制油项目因此受到煤价、油价双重影响。”中国石油和化学工业联合会煤化工专委会副秘书长王秀江介绍,在煤价区间约500-600元/吨的情况下,国际油价保持在60-70美元/桶,煤制油项目才可达到盈亏平衡点。“记得2020年左右国际油价低迷,整个产业一度饱受冲击。近两年油价回升,结果煤价涨幅又比较大,企业压力依然不减,不止伊泰一个项目陷入困局。”
    在煤价、油价两头挤压的情况下,消费税进一步增加了成本。记者了解到,为煤制油项目减税已在全行业呼吁多年,相关方面多次提交改革方案,但目前依然无果。
    更深层的原因
    是自身竞争力待提升
    从更多项目的表现,亦可看出煤制油项目运营的不易。以伊泰为例,在叫停伊犁能源煤制油项目之前,其已于2021年初主动停止推进甘泉堡200万吨/年煤制油示范项目,主要理由同为经济风险较大。再如,已向上交所递交科创板上市申请的中科合成,技术水平处于国际领先地位。但招股书显示,2019年、2020年和2021年营收分别为12.89亿元、9.56亿元和10.68亿元,这使其成为申报者中为数不多业绩基本停滞的公司。
    另据统计,截至2022年上半年,煤制油项目共投产8家,总产能823万吨/年,但产量仅为357.2万吨。对照国家能源局印发的《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》确定的到2020年预计建成1300万吨/年的规划目标,总体进展也滞后了。
    “客观来看,项目运行受到煤价、油价及税收政策等多方因素影响,在完全市场化条件下,这类项目经济竞争力不强。一个是直接开采获得,一个先采煤再转化加工而成,炼油较煤制油的成本优势更明显。”石油和化学工业规划院能源化工处副处长朱彬彬表示,煤制油产业的重要性主要体现在战略意义上,相关产品究竟以何种方式进入以常规油品为主的市场,直接影响着项目经济性。“当前煤制油产业规模在油品市场占比偏小,尚无法建设独立的销售体系,需要共用常规油品下游销售系统。在成品油供应宽松的条件下,煤制油企业处于不利的市场地位。”
    一位不便具名的企业人士告诉记者,现有煤制油项目多在年产100-400万吨规模,相比大型炼化一体化项目,装置规模小且布局分散,难以规模化开发下游产品,副产品不易集成化利用。产品结构过于单一,导致竞争力受限。“而且这些项目集中在煤炭资源富集地,远离东部沿海等终端消费市场,不管是前期建设,还是后期产品运输成本、销售周期等,都没法跟石油化工相比。如何扬长避短,从根本上增强核心竞争力是关键。”
    应扬长避短
    发挥产业独特优势
    困难重重,煤制油产业要不要继续发展?在多位业内人士看来,答案是肯定的。
    “煤制油产业是对炼油工业的重要补充,‘十四五’规划更是明确,做好煤制油气战略基地规划布局和管控。从保障国家能源安全角度来说,我们需要掌握这项技术,以此来补充我国石油核心需求缺口。没有持续运行的示范项目,技术研发、装备升级、人才积累等工作就没有基础、缺乏实践。”王秀江呼吁,维持项目建设运营的积极性才能保有一定产能。
    上述企业人士表示,我国的煤直接液化、间接液化技术处于国际领先水平,一批重大工程已实现“安稳长满优”运行,能耗、水耗及排放水平持续优化,这些均是产业可持续发展的基础。“煤制油产品有自己的特点,相比炼油产品,硫化物含量更低,具备环保优势,既能制备超清洁的汽油、柴油等,也能差异化开发其他高附加值产品。”
    对此,朱彬彬建议,做好产业衔接融合。“煤制油与常规油气产业的融合方式需要顶层设计。除煤制油项目生产成品油这一模式,企业也可以探索煤制原油送现有炼厂价格这一模式,充分结合现有炼厂规模经济、油源丰富、调和空间大、销售渠道稳定等优势,更好发挥煤基油品性能特点和价值潜力,但这一模式中间价格的形成机制需要设计。”
    “同时,还要主动自救。例如,平时通过联产其他化学品形成补充,有需要时候再顶上多产油,灵活运转构建独具特色、综合成本低的煤基产品体系。”王秀江还提出,考虑到产业的特殊性,政策层面应给予更多支持。“比如行业呼吁多年的消费税问题,并不是说完全减免,而是根据实际酌情处理。比如,高油价情况下产品经济性上来了,税费就不用减免,油价处于60-80美元区间时适当减半,油价真正低于60美元、项目到了生死存亡边缘再减免支持。”

    (编辑:东北亚)

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