近日公布的《内蒙古伊泰煤炭股份有限公司2020年年度报告》显示，受国际原油价格低迷、产品销售价格下降等因素影响，煤化工板块整体亏损，其中煤制油公司全年亏损14861.79 万元。受到疫情影响，伊犁能源100万吨/年煤制油示范项目、新疆能源甘泉堡200万吨项目暂缓建设，加上审批受限、资金投入等压力，后者现已停止推进。
事实上，整个煤制油产业的日子都不好过。中国石油和化学工业联合会煤化工专委会统计显示，截至去年9月底，8家煤制油投产企业累计亏损39亿元，“因下游产业链需求不旺盛等因素，生产负荷下调，产品价格与成本倒挂，全行业处于严重亏损的状态”。
有企业及时止损，也有企业依然积极上马。记者了解到，榆林高新能源500万吨/年煤制油项目、兖矿榆林400万吨/年煤炭间接液化项目已取得不同程度的进展，国家能源集团也在加速推进鄂尔多斯直接液化工程第二、第三条生产线。一边亏损一边新建，煤制油产业路线去向何方？
“目前单纯靠卖油，一定是赔的”
作为国家能源战略技术储备和产能储备，煤制油产业在“十三五”期间取得多项进展。
据中国石油和化学工业联合会会长李寿生介绍，截至“十三五”末，我国已建成8套项目，合计产能823万吨/年，较2015年增加530万吨，增幅180.88%。装置运行水平、关键技术也不断突破。例如，宁煤400万吨/年间接液化项目首创高温浆态床费托合成新工艺，一举完成国家27项重大装备及材料国产化任务。“开展煤制油工程示范，对于保障国家能源安全、提高国际石油贸易话语权、丰富我国清洁油品来源等，具有十分重要的战略意义。”
然而，头顶多项“光环”，也无法掩盖艰难度日的现实。2020年，测硫仪，全行业产量366.1万吨，同比降低16%；产能利用率59.3%，较上年降低11.3个百分点；全年销量为362.9万吨，不足生产能力的一半。另据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》部署，到2020年末，预计实现煤制油产能1300万吨/年。由于部分项目退出或暂停，这一目标并未完成。
上述情况，得到多位业内人士的证实。“目前单纯靠卖油，一定是赔的。”一位不愿具名的行业人士告诉记者，有的项目靠加装乙烯丙烯等装置，进一步联产化学品，整体算下来才有利可图；有项目自身体量不大，煤炭转化量有限，出售剩余的配套煤炭资源，填补煤制油板块亏损。“自2018年以来，国际原油价格维持在60美元/桶左右，项目盈利能力已经出现大幅下降。综合来看，‘十四五’期间，国际油价大概率在40-50美元/桶左右，对煤制油而言更不乐观。”
内蒙古伊泰方面称，叫停甘泉堡项目的主因之一正是资金压力：“基于公司对原油需求及价格的预期和判断，同时建设三个大型煤制油项目的经济风险较大，虽然公司积极推动与银行等金融机构的协调沟通，但受项目审批进度影响，项目贷款仍难以落实”。
“亏损”更要从自身寻找原因
在多位业内人士看来，刨除疫情、油价等客观因素，“亏损”更要从自身寻找原因。
“由于投资较大，煤制油项目前期资金成本高是不争事实。在运行过程中，工艺流程较长，单元和系统技术复杂，装备使用条件苛刻，对全厂管理要求极高。任何操作细节出现问题，均有可能影响效益。”煤化工行业资深专家任相坤坦言，种种条件之下，产业竞争力受到一定限制。
记者获得一份数据显示，一个年产1000万吨的炼油项目，总投资约为160亿元，单位产能投资1600万/万吨。而一个百万吨级煤制油项目，总投资在130亿-150亿元，单位产能投资为1.3-1.5亿/万吨。而且，现有项目规模多为100万-400万/年，相比动辄上千万吨炼化一体化项目，既不具备规模化优势，副产物也难以大规模利用。“石油化工路线体量大、流程短，产品单位产能投资明显低于煤制油路线。此外，现代煤化工环保要求越来越高，仅此一项投资就占到总投资的15%左右，也大大加重投入。”上述人士称。
除了环保标准不断提高，能耗、水耗等综合指标也存在较高约束。“这在一定程度上导致，煤制油项目准入门槛高，很难像石油化工那样，每个厂达到千万吨级规模。可以说，进一步降低水耗、能耗及碳排放是不断追求的方向。”任相坤称。
另据国家能源投资集团总经理助理张继明表示，煤制油项目集中布局在内蒙古、陕西、新疆等中西部煤炭资源地区，建设周期、设备运输、产品销售等周期，均无法与石油化工相比。因产品远离华东、华北等消费市场，考虑到运费因素，项目基本没有成本优势。“除了在交通运输、消费市场等方面处于劣势，已建项目较为分散、相对孤立，还需借鉴石油化工基地化布局、集约化发展思路。”
“理性对待，慎重大规模发展”
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