《經(jīng)濟(jì)參考報》記者從8月8日的百萬噸煤間接液化項目現(xiàn)場調(diào)研會上獲悉，國際油價的持續(xù)低位運行，使得煤制油行業(yè)出現(xiàn)虧損，再加上稅費問題，示范企業(yè)面臨困難。與會專家認(rèn)為，在低油價的情況下，應(yīng)嚴(yán)格控制示范單位數(shù)量。
我國于20世紀(jì)80年代初恢復(fù)煤制油技術(shù)至今，目前已建成1個煤直接液化、5個煤間接液化項目，總產(chǎn)能達(dá)673萬噸。示范項目均實現(xiàn)了長周期穩(wěn)定運行。
這從我國首個百萬噸級煤間接液化示范項目近兩年的生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)上可窺一斑。作為該項目掌舵者的陜西未來能源公司董事長、總經(jīng)理孫啟文列出了一堆數(shù)字：噸油耗水7噸，水重復(fù)利用率達(dá)到98.26%，遠(yuǎn)低于南非沙索公司煤炭間接液化工廠噸產(chǎn)品12.8噸的新鮮耗水量；噸油耗標(biāo)煤3.59噸，噸油耗電44.57kwh，項目綜合能源利用效率為45.9%，噸油排放二氧化碳4.93噸，而國外綜合能源利用效率是37%左右。
但不容忽視的是，在低油價的沖擊下，煤化工項目盈利壓力巨大。金聯(lián)創(chuàng)數(shù)據(jù)顯示，2014年6月至2016年1月間，國際原油價格下跌達(dá)三分之二，成為上世紀(jì)70年代以來三次暴跌之一。由于原油生產(chǎn)商虧損減產(chǎn)造成的全球供給收縮，國際油價在2016年整體處于反彈階段，從最低37.22美元/桶漲至57.21美元/桶。而今年油價整體處于寬幅震蕩回落的局面。截至8月7日，紐約商品交易所9月交貨的輕質(zhì)原油期貨價格收于每桶49.39美元，10月交貨的倫敦布倫特原油期貨價格收于每桶52.37美元。
“煤制油的盈虧平衡點一般是在油價50至60美元/桶，有的甚至達(dá)到70美元，不過還得看煤炭原料價格等成本。”石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院副院長史獻(xiàn)平指出，低油價下煤制油效益欠佳，行業(yè)出現(xiàn)虧損，煤制油行業(yè)稅費占到成本的40%。同時，污水處理投資和運營成本過高，按照濃鹽水結(jié)晶分鹽“零排放”工藝路線，百萬噸煤制油項目整套水處理系統(tǒng)單項投資接近10億元；噸水處理直接運行成本為30元到40元。此外，煤制油工藝技術(shù)還有待進(jìn)一步優(yōu)化和提高，特別是系統(tǒng)集成優(yōu)化、高附加值產(chǎn)品分離和利用方面。
根據(jù)《煤炭深加工產(chǎn)業(yè)示范“十三五”規(guī)劃》，將新建潞安長治、伊泰伊犁、伊泰鄂爾多斯和貴州渝富畢節(jié)煤制油示范項目，而被列入儲備項目的是陜西未來能源榆林煤間接液化一期后續(xù)項目、伊泰甘泉、寧煤二期等煤制油項目。預(yù)計2020年，我國煤制油產(chǎn)能為1300萬噸/年。
史獻(xiàn)平建議，煤制油示范工作應(yīng)圍繞技術(shù)優(yōu)化、設(shè)備完善、降低投資、優(yōu)化布局、多煤種適應(yīng)等方面進(jìn)行，而不是簡單翻版擴(kuò)產(chǎn)。同時，示范工作應(yīng)優(yōu)先安排有技術(shù)生產(chǎn)基礎(chǔ)的單位進(jìn)行，嚴(yán)格控制示范單位數(shù)量。此外，示范單位也應(yīng)積極探索提高產(chǎn)品附加值的途徑，提高企業(yè)效益。
中國工程院院士王基銘也認(rèn)為，煤制油現(xiàn)在處于試驗示范階段，在當(dāng)前的油價下，不宜大發(fā)展，要適度發(fā)展，前期方案要做充分，不能倉促上馬。中國工程院院士舒興田則建議，在低油價的情況下，要好好研究煤化工產(chǎn)品和石油化工產(chǎn)品的區(qū)別，尋找特色所在，從而找到提升效益的思路。同時，要把自主開發(fā)和招商引資相結(jié)合，從大化工的角度去考慮產(chǎn)業(yè)鏈的延伸。
