來源：中國能源報

“煤價每上漲10元，項目全年成本增加約7500萬元?，F(xiàn)在煤價、氣價‘兩頭壓’，裝置產(chǎn)能持續(xù)攀升，煤制氣項目卻是增產(chǎn)不增效。”“今年天然氣消費量、價格雙雙走高，我們的供應能力也不斷增強。即便如此，項目依然不賺錢。”

“熬過去年一路下行，油價好不容易上去了，沒想到煤價又突破歷史高位，預計今年虧損額比去年更大。”“煤制油公司積極面對經(jīng)營挑戰(zhàn)，通過工藝精細化管控推進降本增效，努力提升業(yè)績。但受煤價大幅上漲原因，成本增長幅度較大，上半年仍虧損1.17億元……”

迎峰度冬期間，油氣消費正值高峰，本應迎來傳統(tǒng)旺季的煤制油氣產(chǎn)業(yè)，日子卻不好過。受煤炭供應偏緊及煤價波動影響，在役項目多方承壓，雖已具備“安穩(wěn)長滿優(yōu)”的運行條件，實際卻難以提產(chǎn)。更多在建、擬建項目觀望不前，甚至及時“剎車”止損。

非正常煤價帶來一系列連鎖反應

截至“十三五”末，我國煤制油產(chǎn)能為823萬噸/年，煤制天然氣產(chǎn)能為51.05億立方米/年，較2015年度分別增幅158.81%、64.41%。中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會會長李壽生表示，今年上半年，煤制油氣產(chǎn)能利用率分別為77.6%、87.8%。歷經(jīng)去年低油價沖擊，產(chǎn)業(yè)景氣度上行，項目大幅減虧。

然而，“好景”未能延續(xù)。“一噸煤從600多元漲到接近2000元，國內(nèi)煤價與國際油價倒掛，對煤制油項目造成很大壓力。”中科合成油技術(shù)有限公司常務總裁楊勇表示，以一個百萬噸級煤制油項目為例，單位生產(chǎn)成本在8000元/噸左右。其中，生產(chǎn)所需的原料煤（5000大卡）、動力煤（4350大卡），按照到廠價1326元/噸和1065元/噸來算，用煤一項成本就高達6194元。“非正常的煤價，導致成本已是非技術(shù)手段可控。”

對于煤制氣項目而言，既要承受經(jīng)營壓力，還要完成冬季保供任務。內(nèi)蒙古大唐國際克什克騰煤制天然氣有限責任公司總經(jīng)理劉永健介紹，大唐克旗一期項目連續(xù)多年保供，已成為北京天然氣保供的重要補充氣源。“當初測算，經(jīng)濟性本應有所保障。哪怕在煤源不足導致裝置單期無法達產(chǎn)、原料煤上漲到265元/噸的情況下，若以2.75元/方的氣價結(jié)算，或者在充分保障生產(chǎn)用煤、采暖季氣價一定上浮的情況下，項目也可實現(xiàn)盈虧平衡，甚至是盈利。”

但目前，保供能力不斷增強，項目卻陷入冬季難提產(chǎn)、增產(chǎn)不增效的困境。“原料煤供應短缺，裝置出力不足80%。到目前褐煤漲幅超過60%，按照當前煤價，克旗項目生產(chǎn)成本為2.18元/立方米。而銷售價格一路下調(diào)，從最初核定的2.75元/立方米到1.75元/立方米。氣價每降低0.1元，全年收入將減少約1.35億元。”劉永健稱。

未能實現(xiàn)“煤化一體化”的短板暴露

煤價波動考驗著項目承壓能力，也給行業(yè)敲響警鐘。以克旗項目為例，其作為國家發(fā)改委首個核準的煤制氣示范項目，以平均熱值不足3300大卡的劣質(zhì)褐煤為原料，驗證了采用潔凈氣化和凈化技術(shù)大規(guī)模制取人工天然氣的可行性、可靠性，在世界范圍尚屬首次。同時，項目千標方天然氣綜合能耗可控制在1.2噸標準煤以內(nèi)，優(yōu)于《煤制天然氣單位產(chǎn)品能源消耗限額》1.3噸/千標方的先進值，技術(shù)、工藝全球領(lǐng)先。一度被廣泛看好的項目，實際運行為何不力？

劉永健坦言，上述困境不止存在于單個項目。在役的四個煤制氣項目，產(chǎn)能利用率從59%提至92%，行業(yè)總體卻依然虧損。“我們應該充分意識到區(qū)域性煤炭資源統(tǒng)籌的復雜性和嚴峻性。煤量難保障、煤價難平抑，背后暴露出項目未能有效實現(xiàn)‘煤化一體化”的短板，過于依賴外部供煤，易出現(xiàn)冬季集中搶占、受制于煤價等情況。一旦加劇波動，部分項目即面臨斷供風險。而且煤制氣產(chǎn)品結(jié)構(gòu)單一，銷售市場受限，急需延伸產(chǎn)業(yè)鏈、提高附加值。”

楊勇表示，與其他現(xiàn)代煤化工項目不同，煤制油單位產(chǎn)能投資較高，煤炭開采與轉(zhuǎn)化又沒有形成一體化，進而埋下隱患、抗風險能不足。

一位資深業(yè)內(nèi)人士告訴記者，隨著一批大型煉化一體化項目逐步投產(chǎn)，短板將進一步暴露。“與石油化工相比，煤制油化工長期缺少煉化一體化項目，不具備規(guī)模優(yōu)勢。前者規(guī)模大、流程短，一個1000萬噸/年煉油項目總投資160億元，單位產(chǎn)能投資1600萬/萬噸產(chǎn)能。而100萬噸/年煤制油項目總投資要130億-150億元，單位產(chǎn)能投資1.3億-1.5億/萬噸產(chǎn)能。裝置單套規(guī)模小，獨自建設限制了項目規(guī)模，而且氣化、空分等基礎工藝裝置，在建設投資中占比較高，投資額對規(guī)模比較敏感。”

項目跟著規(guī)劃走，資金和要素跟著項目走

“實現(xiàn)煤炭供應安全兜底、油氣核心需求依靠自保”“夯實國內(nèi)產(chǎn)量基礎，做好煤制油氣戰(zhàn)略基地規(guī)劃布局和管控”——這是“十四五”規(guī)劃和2035遠景目標綱要寫明的內(nèi)容。在多位業(yè)內(nèi)人士看來，煤制油氣戰(zhàn)略定位明確，關(guān)鍵在于如何保持生產(chǎn)能力、提升造血功能。

“大規(guī)模是煤制油產(chǎn)業(yè)的最優(yōu)選擇。”楊勇認為，“十四五”期間，已明確穩(wěn)妥推進內(nèi)蒙古鄂爾多斯、陜西榆林、山西晉北、新疆淮東、新疆哈密等煤制油氣戰(zhàn)略基地建設，建立產(chǎn)能和技術(shù)儲備。“項目跟著規(guī)劃走，資金和要素跟著項目走，考慮全系統(tǒng)升級。基礎突破、技術(shù)進步是提升效率及減排的首要要素，基于先進技術(shù)的準入標準是高質(zhì)量發(fā)展基礎，‘煤炭+轉(zhuǎn)化’模式將提升產(chǎn)業(yè)抗風險能力。”

李壽生提出，全國煉油產(chǎn)能現(xiàn)已過剩，生產(chǎn)高附加值的化工產(chǎn)品是煉化一體化項目的主流方向，煤制油氣也要延伸產(chǎn)業(yè)鏈。“比如，煤制油向超清潔油品、特種油品等高附加值油品發(fā)展，推動產(chǎn)業(yè)走向高端化、高值化。同時，利用綠電、綠氫，與清潔能源多能互補應用。燃煤工業(yè)鍋爐、電站鍋爐、火炬等公用工程需要的電能和熱能，與可再生能源相結(jié)合，也可減少燃料煤的使用。”

劉永健呼吁，煤制氣產(chǎn)業(yè)由早期過熱過快陷入低迷狀態(tài)，企業(yè)持續(xù)虧損，人員流失嚴重，不利于落實產(chǎn)能儲備和技術(shù)儲備任務。一方面，要爭取配套煤礦資源，做到資源與項目統(tǒng)籌規(guī)劃，形成“煤化一體化”格局。尤其是承擔保供任務的項目，圍繞保供計劃協(xié)調(diào)推進市場化供煤，提升長協(xié)煤比重。另一方面，優(yōu)化煤制氣定價體系，重點針對采暖季用氣旺季，推動下游市場與上游結(jié)算氣價的同向聯(lián)動、順出成本，提升項目增產(chǎn)積極性。“建議制定煤制氣差異化定價。協(xié)調(diào)國家油氣管網(wǎng)公司等，準予煤制氣優(yōu)先放量入網(wǎng)和大用戶直供，對管輸費用給予一定下浮優(yōu)惠，緩解價格成本倒掛局面。”