“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。