CCTD中国煤炭市场网 |  2022-12-01 22:38 星期四
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煤制油还扛得住吗?

    油价持续大幅下跌,安全环保费用以及人工财务费用激增,成品油消费税大幅调高,政策和舆论环境趋严……曾经显示了较强盈利能力并受到资本热捧的 煤制油 行业当前压力重重。在 2014年下半年国际油价启动下行之际,曾有煤制油企业人士表示,油价 70~ 80美元 /桶是煤制油项目的盈亏平衡点。但随着国际油价迅速突破了这一底线并持续低位运行,如今煤制油项目还能扛得住吗?目前示范项目的运营状况如何?多重压力下煤制油企业的出路在哪里?记者近期进行了调查走访。

    业绩逆转:

    从获利颇丰到巨额亏损

    在 2014年以前的几年时间里,煤制油项目展现了较好的盈利能力——那时候国际油价在高位运行,国内成品油需求旺盛、价格攀升,煤制油企业获利颇丰。我国首个煤间接液化工业化示范项目—— 内蒙 古伊泰煤制油有限公司 16万吨 /年 F-T合成油项目,从 2009年 3月 17日投产至 2014年底,累计生产成品油 79.93万吨,实现净利润 5.3亿元。神华百万吨煤直接液化项目虽然自 2008年底投产以来波折不断,但截至 2014年底,成品油产量仍突破 400万吨,为企业带来净利润 20亿元。

    然而,从去年以来,煤制油项目经营环境发生了逆转。 2014年下半年开始,国际油价断崖式下跌,直接削弱了煤制油产品的竞争力;成品油消费税“连升三级”,成为煤制油企业的沉重负担。同时,近几年煤炭、 电力 、化工等各路资本纷纷看好煤制油项目,引发过热担忧,加上示范项目暴露出一系列环保、技术问题,将煤制油项目推向了舆论的风口浪尖,也使得国家政策从大力支持转向谨慎发展。再加上日益严格的安全环保要求倒逼企业不断增加安全环保投入,以及人工与财务管理费用持续攀升,导致煤基油品企业综合成本大幅提高,盈利水平急剧下降。

    记者调查了解到,在多重压力下,当前煤制油企业普遍微利甚至亏损经营。仍以盈利能力较强的的伊泰 16万吨 /年煤间接液化项目为例,今年上半年,虽然该装置持续超负荷稳定运行,成品油产量创纪录地达到 10.13万吨,同比增加 13%,但实现净利润只有 433.64万元,还不到去年同期的 1/20。

    内蒙古伊泰煤制油有限公司总经理齐亚平表示,目前单销售成品油是亏损的,依靠副产品石蜡等总体计算成本才实现盈利,吨油利润在 100元左右。“由于三季度油价继续走低,四季度油价仍可能一直在低位运行,预计下半年企业很难盈利。”伊泰煤制油公司副总经理王善章说。

    据鄂尔多斯人民政府网站公布的消息,今年 1~ 8月中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司亏损额高达 9.8亿元。该公司总工程师舒格平向记者表示,在目前低油价情况下,成品油消费税太高,是导致企业出现严重亏损最重要的原因。

    不堪重负:

    低油价遭遇高税赋

    油价走低是煤制油项目盈利骤降的关键因素。今年以来,国际油价下行大势未改,其间虽有起伏,但大部分时间在 40~ 50美元 /桶徘徊。这与 2014年以前 100美元 /桶左右的价格相比形成腰斩,“以煤代油”的经济优势大幅削减。

    据记者了解,经过连续多次下调后,目前我国成品油价格仅 5000多元 /吨,中低温煤焦油加氢得到的石脑油和柴油调和组分更只有 4300元 /吨,均较最高时下降了一半。

    此前曾有煤制油企业人士表示,油价 70~ 80美元 /桶是煤制油项目的盈亏平衡点,而随着油价的进一步下跌,这一底线早已被突破。中国工程院院士、煤液化及 煤化工 国家重点实验室学术委员会主任谢克昌在接受记者采访时表示,关于煤制油项目能在多大程度上适应油价的变化,取决于市场,也取决于技术。就目前大部分煤制油项目而言,通过内部挖潜,在国际油价高于 60美元 /桶时盈利还是有保障的。但企业主宰不了石油市场的变化。另一方面,煤制油项目的盈利能力还取决于能源产出效率。这就需要企业加快煤液化技术升级,增强核心竞争力。

    记者在采访中听到煤制油企业反映最多的就是“税费太高”。“如果不是过高的成品油消费税,即使在目前的低油价下,煤制油项目也都有着较好的盈利能力。”被采访的煤制油企业几乎众口一词。

    今年 9月,由兖矿集团谋划多年的 陕西 未来能源化工有限公司百万吨级煤间接液化制油示范项目在榆林试车成功。但这个项目却“生不逢时”。虽然有着兖矿配套煤炭、自主研发的先进技术、较高的生产效率、高端人才聚集等诸多优势,兖矿集团副总经理、陕西未来能源化工有限公司总经理孙启文却仍感到了巨大的经济压力。孙启文坦言,除了油价下跌,最大的压力来自于过重的税赋。

    在成品油价格被腰斩的同时,国家自 2014年 11月 28日起 3次上调成品油消费税,目前煤制油企业承担的柴油消费税在 1400元 /吨以上,汽油、石脑油消费税更是超过了 2100元 /吨。不仅如此,增值税、城建税等其他税种也“水涨船高”。“每吨油品售价的一半都是税了。”孙启文说。

    延长石油集团煤化工首席专家李大鹏则表示,我国石油开采及炼制企业承担的各种税费本来就多,成品油消费税“三连跳”后,进一步加重了炼油和煤基油品企业负担。目前延长石油集团每生产销售 1吨成品油,就要上缴各类税费 61元,税费负担堪比烟草行业。在这种情况下,以石油开采炼制为主营业务,并刚刚建成两套煤基油品生产装置的延长石油集团,目前生产经营面临空前压力,甚至可能出现实质性亏损。

    压力山大:

    环保加码政策趋严

    今年 7月, 山西 潞安煤制油项目环评被拒,受到业界强烈关注。这意味着这个从 2010年就开始准备、 2012年 7月获得国家发改委“路条”、规模为 180万吨 /年的国家“十二五”重点攻关项目将推迟运营。业内普遍关注的焦点在于,这标志着环保已经真正成为左右项目生存发展的关键因素。煤制油的目标是煤炭清洁高效利用,但示范项目近几年暴露出来的水资源需求量大、碳排放量大、污染难处理等问题,成为环保加压的重要原因。

    “潞安煤制油项目环评被否,说明环保部来真格的了。”石油和化学工业规划院一位专家表示,低油价下煤制油项目经济性受到很大影响,企业的投资回报率降低,现在又要面临更加严格的环保监管,企业的实际投资也都超出预期,后期发展将面临较大困难。

    资料显示,仅按潞安煤制油项目原规划,环保投资就达 23亿元,占总投资的近 10%。潞安此前测算,煤制油项目达产后可实现年销售收入 121亿元,利润 21.8亿元。这意味着即使在原来的油价水平以及原来的环保设计方案下,环保投资也将吃掉项目一年的净利润,这还不包括后期的运维成本。而事实上,环评被拒后的潞安煤制油项目要想通过环评,还需要大量追加环保投入,同时项目面临经济性重估,年销售收入、利润的预期可能大幅下调。

    除了前期环保投入,随着新《环保法》、《安生生产法》、“水十条”等环保政策接连出台,公众环保安全意识不断增强,煤制油项目面临的日常监管也日益趋严,使得环保安全成本高企。例如,我国煤制油工业化示范项目之一云南先锋煤制油项目就因环保问题屡遭投诉,而不得不于今年初停产整改,再投资 8000万元进行封闭改造。

    此外,不少企业反映,煤制油项目还面临着舆论“打压”、政策收紧的尴尬局面。前几年,煤制油项目显著的经济效益引发了投资与开发热潮。据记者了解,目前我国已经成功开发了十多种煤基油品生产技术,建成 33个煤基油品项目,合计产能 752万吨 /年。据业界人士介绍,如果在建和正在做前期工作的项目全部按计划实施,到 2020年,我国煤基油品项目总产能将达 3900万吨 /年。

    由此,对煤制油过热的担忧先出现在各大媒体上,随后又反映在国家政策的转向上。近年来,对煤制油等煤化工项目的审批一再收紧,部分地区优惠政策取消。

    但煤制油真的过热了吗?在孙启文看来,“煤制油仅是舆论过热”。

    他表示,由于煤制油有着较高的技术、资金、人才、环保、资源等多重门槛,产业实际发展非常缓慢,再加上油价低迷,计划建设的煤制油项目很多处于搁浅状态,一些已投产项目也运行不佳。例如,国内曾估算到 2015年形成煤制油 1200万吨产能,目前来看根本不可能达到, 2020年产能的“宏伟目标”恐怕也无法实现。煤制油“火”起来有 10来年了,但现在全国已经投产的几百万吨规模,还抵不上一家大型炼油企业的规模,谈不上真正的过热。

    业界普遍认为,谨慎发展不代表不发展,我国煤制油示范项目建设仍需扎实推进。国家在严格准入的基础上还应给予一定扶持,给符合条件的企业提供相对宽松的政策空间,使煤制油产业能够继续自我完善、创新发展。

    业界呼吁:

    尽快调整税费制度

    谢克昌认为,一直以来,我国能源禀赋的特点是“富煤缺油少气”。中国经济发展使工业生产对原料燃料的需求持续增加,导致我国原油对外依存度不断创下历史新高,也使我国能源安全受到威胁。同时,“煤炭革命”的核心是清洁利用,煤炭液化技术将成为新型煤化工产业的重要方向之一。发展煤制油项目对国家有利、对社会有益、也对企业有利。

    业界普遍认为,在低油价时期提高成品油消费税,以抑制石油过度消费,促进节能减排和能源替代,可以理解。但以煤为原料的煤制油比照石油炼制企业收税的做法不合理。中国煤制油产业正处于示范试点阶段,在低油价冲击下,投资大、成本高的煤制油再遇高税收,很可能被扼杀创新、阻碍进步,无法完成示范任务。

    面对煤制油企业目前的困局,不少专家呼吁,国家应尽快调整油品税费制度,尤其是调整成品油消费税。陕煤化集团神木富油能源科技有限公司总经理杨占彪、石油和化学工业规划院副总工程师刘延伟等专家纷纷建议,综合考虑国家财政收入、社会影响与企业承受力,核准一个科学合理的固定税率,并以此为基础,从价计征成品油消费税。

    神华煤制油化工公司鄂尔多斯煤制油分公司总工程师舒格平提出,希望国家对煤基燃油取消消费税。内蒙古伊泰煤制油有限公司总经理齐亚平也表示,应对煤制油企业实行消费税减半征收或免税 5年后再征收,或者阶梯征收。

    孙启文则建议,有关部门充分考虑煤制油作为示范产业的特殊性,改变煤制油企业税收参照石油企业税收的做法,实行差别化较低税收政策。可以在油价上升、企业赚钱时,多征收一些;油价下降、不赚钱时则少征一些,或者参照国家对其他新兴产业、高新技术产业的扶持政策,减免相应的税收或进行财政补贴。曾在全球煤制油主要生产国 南非 工作多年的孙启文还介绍,在南非,当国际油价走低时,政府会根据油价的变化和企业的盈利平衡点,给予煤制油企业一定的补贴,这种做法值得借鉴。

    “由于煤制油行业刚刚起步,其发展壮大无论对保证我国能源安全、促进煤炭行业转行升级和煤炭高效清洁利用,还是在增加我国进口油气资源谈判的主动性方面都会产生积极影响。因此希望国家多予扶持、少些打压,至少不应让居高不下的税费成为压倒煤制油产业的最后一根稻草。”业内人士急切地呼吁。

    根本出路:

    升级技术,节能减排,延伸下游

    面对当前困境,煤制油企业又该如何破局?

    装置能否安全稳定长周期运行,是影响煤制油盈利能力发挥的重要因素。据舒格平透露,除了低油价和高税率,神华鄂尔多斯煤制油的亏损还有另一个原因:第一条生产线由于多种因素影响,还没有达到设计值。“我们在第二、三条生产线的设计过程中将消除各种影响因素,达到设计值。”舒格平说。业内人士均表示,对于煤制油这样复杂、庞大的生产系统,只有技术过硬,装置安稳运行,才能降低成本,增强盈利能力。

    “有人说煤制油产品链短,其实完全不是这样,而是没有好好地开发。煤制油项目可以向下延伸生产多种化工产品,有些产品是石油化工无法生产的。而向下游延伸、产品多元化、多联产是煤制油的增效之道。”孙启文介绍,世界煤制油巨头南非沙索公司可生产 136种下游化工产品,总量在 40%的化工产品占利润的 70%以上。而未来能源公司就有向下拓展化工产品的规划。

    煤制油本来应该是一项煤炭清洁利用项目,但现在的发展却受到环保制约,因此加快节能减排步伐、提高资源利用率、搞好生态保护成为业内共识。而在环保方面走在前面的企业获得了发展优势。由于未来能源煤制油项目是在当前严格环保要求下投产的,建立了资源循环利用系统,所以在节能减排、清洁生产方面,孙启文表示很有信心。

    谢克昌指出,煤制油企业要想良性发展,必须在节能减排上进一步做文章,最大限度地降低综合成本,开发高附加值的化工产品,提高经济效益。而这首先就要完善和升级技术工艺。煤液化及煤化工国家重点实验室将加强基础研究工作,着力提高项目能效,促进以示范装置为依托的多联产技术研发进程。

    “从目前来看,未来 30~ 50年,煤炭在我国能源结构中占有不可动摇的主导地位,而煤制油项目将承担起保障国家能源安全和煤炭资源清洁高效利用的历史重任。我相信,不断完善技术工艺,加大节能减排力度,并积极延伸产业链,煤制油的前景一定非常光明。”谢克昌说。

    背景资料

    国内煤制油项目概况

    煤基油品即通常所说的煤制油,是对以煤为原料生产液体燃料的统称,包括煤直接液化、煤间接液化、中低温煤焦油加氢、煤油混炼、焦炉煤气合成油,以及煤(焦炉煤气)经甲醇制汽油( MTG)等诸多技术路径。

    据统计,目前我国已投入运行的煤直接液化项目 1个,产能 108万吨 /年;煤间接液化项目 6个,合计产能 170万吨 /年;中低温煤焦油加氢项目 10个,合计产能 283万吨 /年;煤油混炼项目 1个,产能 45万吨 /年;焦炉煤气制合成油项目 1个,产能 6万吨 /年;煤(焦炉煤气)经甲醇制汽油( MTG)项目 14个,合计产能 140万吨 /年。

    神华集团、伊泰集团、潞安集团、晋煤集团、云南先峰、兖矿集团、延长石油等企业是国内煤制油项目的主要投资和参与者,目前建成的工业化示范项目也以这些企业的项目为代表。

    此外,正在建设或开展前期工作的项目主要如下:

    神华鄂尔多斯   从 2013年开始,已获核准的鄂尔多斯神华煤直接液化项目一期工程第二、三条生产线(油品总产能约 200万吨 /年)开始了各项前期工作的招标,目前净水场等配套工程已开工。

    神华宁煤   神华宁煤 400万吨 /年煤炭间接液化项目号称世界单套装置规模最大煤制油项目, 2013年 9月奠基开工。项目位于宁夏宁东能源化工基地,总投资约 550亿元,计划 2017年投入商业化运营。

    伊泰集团   伊泰集团共有三个煤制油项目处于建设或前期工作阶段,分别位于新疆伊犁、新疆乌鲁木齐、鄂尔多斯准格尔旗和鄂尔多斯杭锦旗。

   伊泰伊犁煤制油项目首期 100万吨 /年煤制油项目投资 190亿元,后续产能将逐步扩展至 540万吨 /年。 2014年 7月,首期工程气化装置开工,计划于 2016年竣工。

    2014年 7月,伊泰新疆能源有限公司伊泰—华电甘泉堡 200万吨 /年煤制油项目气化装置开工。该项目总投资约 326亿元,规模为 200万吨 /年,产品主要为柴油、石脑油及 LPG。

    2013年 12月,内蒙古伊泰煤制油有限公司 200万吨 /年煤炭间接液化项目获路条。该项目位于鄂尔多斯准格尔旗大路工业园区,总投资约 300亿元,项目建设周期为 3~ 4年。

    晋煤集团   晋煤集团华昱公司 100万吨 /年甲醇制清洁燃料技术改造项目 2012年 7月份开工建设。目前,综合仓库、综合楼、中控楼、综合罐区等已完工,主装置合成油界区钢结构基本完工,设备陆续开始安装,预计一期 50万吨 /年 MTG装置于 2016年 12月安装完成。

    山西潞安   山西潞安高硫煤清洁利用油化电热一体化示范项目位于山西长治市襄垣县,建设规模为 180万吨 /年煤制油,总投资 200多亿元。项目于 2012年 7月获发改委路条,计划 2015年建成投产,却在 2015年 7月环评被拒。

    渝富能源   2014年 4月, 贵州 毕节 200万吨 /年煤制清洁燃料项目获国家发改委路条。项目主要工程内容为年产 200万吨油品和化学品装置以及相关的公用工程和辅助工程,由贵州渝富能源开发股份有限公司牵头开展前期工作。

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