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。現在煤價、氣價‘兩頭壓’，裝置產能持續攀升，煤制氣項目卻是增產不增效。”“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營挑戰，通過工藝精細化管控推進降本增效，努力提升業績。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，本應迎來傳統旺季的煤制油氣產業，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“安穩長滿優”的運行條件，實際卻難以提產。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，我國煤制油產能為823萬噸/年，煤制天然氣產能為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聯合會會長李壽生表示，今年上半年，煤制油氣產能利用率分別為77.6%、87.8%。歷經去年低油價沖擊，產業景氣度上行，項目大幅減虧。

然而，“好景”未能延續。“一噸煤從600多元漲到接近2000元，國內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，單位生產成本在8000元/噸左右。其中，生產所需的原料煤（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手段可控。”

對于煤制氣項目而言，既要承受經營壓力，還要完成冬季保供任務。內蒙古大唐國際克什克騰煤制天然氣有限責任公司總經理劉永健介紹，大唐克旗一期項目連續多年保供，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、原料煤上漲到265元/噸的情況下，若以2.75元/方的氣價結算，或者在充分保障生產用煤、采暖季氣價一定上浮的情況下，項目也可實現盈虧平衡，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、增產不增效的困境。“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，克旗項目生產成本為2.18元/立方米。而銷售價格一路下調，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“煤化一體化”的短板暴露

煤價波動考驗著項目承壓能力，也給行業敲響警鐘。以克旗項目為例，其作為國家發改委首個核準的煤制氣示范項目，以平均熱值不足3300大卡的劣質褐煤為原料，驗證了采用潔凈氣化和凈化技術大規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，優于《煤制天然氣單位產品能源消耗限額》1.3噸/千標方的先進值，技術、工藝全球領先。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，產能利用率從59%提至92%，行業總體卻依然虧損。“我們應該充分意識到區域性煤炭資源統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‘煤化一體化”的短板，過于依賴外部供煤，易出現冬季集中搶占、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。而且煤制氣產品結構單一，銷售市場受限，急需延伸產業鏈、提高附加值。”

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

一位資深業內人士告訴記者，隨著一批大型煉化一體化項目逐步投產，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，不具備規模優勢。前者規模大、流程短，一個1000萬噸/年煉油項目總投資160億元，單位產能投資1600萬/萬噸產能。而100萬噸/年煤制油項目總投資要130億-150億元，單位產能投資1.3億-1.5億/萬噸產能。裝置單套規模小，獨自建設限制了項目規模，而且氣化、空分等基礎工藝裝置，在建設投資中占比較高，投資額對規模比較敏感。”

項目跟著規劃走，資金和要素跟著項目走

“實現煤炭供應安全兜底、油氣核心需求依靠自保”“夯實國內產量基礎，做好煤制油氣戰略基地規劃布局和管控”——這是“十四五”規劃和2035遠景目標綱要寫明的內容。在多位業內人士看來，煤制油氣戰略定位明確，關鍵在于如何保持生產能力、提升造血功能。

“大規模是煤制油產業的最優選擇。”楊勇認為，“十四五”期間，已明確穩妥推進內蒙古鄂爾多斯、陜西榆林、山西晉北、新疆淮東、新疆哈密等煤制油氣戰略基地建設，建立產能和技術儲備。“項目跟著規劃走，資金和要素跟著項目走，考慮全系統升級。基礎突破、技術進步是提升效率及減排的首要要素，基于先進技術的準入標準是高質量發展基礎，‘煤炭+轉化’模式將提升產業抗風險能力。”

李壽生提出，全國煉油產能現已過剩，生產高附加值的化工產品是煉化一體化項目的主流方向，煤制油氣也要延伸產業鏈。“比如，煤制油向超清潔油品、特種油品等高附加值油品發展，推動產業走向高端化、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，與可再生能源相結合，也可減少燃料煤的使用。”

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