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煤制油氣“戰略儲備”項目全線虧損

煤制油氣“戰略儲備”項目全線虧損

“開發煤制油,對于填補供油體系空白意義重大。但隨著產業環境變化,原油市場面臨結構性過剩,來自石油化工的競爭加劇,一批成本較高、競爭力較弱的煤制油化工企業,將遭遇生存危機。”

“經過10余年攻關,煤制天然氣行業已總體掌握成套技術,并能夠提供可復制、可推廣的天然氣補充供應方案。但目前,煤制氣面臨全行業虧損,正在遭遇前所未有的困難,長此以往難以為繼。”

在稍早前舉行的“2020(第九屆)中國國際煤化工發展論壇”上,國家能源投資集團總經理助理張繼明、中國大唐集團副總經理張傳江先后發言,直指煤制油、煤制氣行業面臨的嚴峻生存現狀。值得一提的是,兩位發言者所在的企業分別是我國煤制油、煤制氣行業的典型代表,均承擔著各自領域的國家級示范項目建設任務。

作為國家能源戰略技術儲備和產能儲備,煤制油、煤制氣肩負保障國家能源安全重任。但面對當下的發展困境,投入巨資建成的項目不得不轉產其他產品,部分已獲批項目也不得不放緩建設節奏,有的甚至已經處于停建狀態。多位專家強調,若沒了項目支撐,煤制油、煤制氣的“戰略儲備”功能將大打折扣,最終將危及國家能源安全。

“作為首個國家級煤制氣示范,項目投產近10年仍未盈利。為了活下去,不得不聯產甲醇、乙二醇等其他產品”

業內普遍認為,適度發展煤制油、煤制氣產業,既能推進煤炭清潔高效利用,又能增強國家能源安全戰略技術儲備和產能儲備。在此背景下,國家能源局于2017年印發《煤炭深加工產業示范“十三五”規劃》(下稱《規劃》),明確了“十三五”期間新建、儲備項目名單?!?020年能源工作指導意見》進一步要求,“有序推進國家規劃內的內蒙古、新疆、陜西、貴州等地區煤制油氣示范項目建設”。

但據記者了解,行業實際進展與規劃有很大差距:目前全國已建成煤制油項目9套、產能921萬噸/年,煤制氣項目4套、產能51.05億立方米/年,均遠低于《規劃》制定的“十三五”末總產能分別達到1288萬噸/年、251億立方米/年以上的目標。

“特別是煤制氣項目,規劃的5個新建項目都沒有按計劃建設。其中,蘇新能源和豐、北控鄂爾多斯項目雖已獲得核準,但建設已近乎停滯;山西大同項目已完成環評批復,但尚未上報核準申請;安徽淮南項目仍在推進前期工作;新疆伊犁項目的部分產能已被企業調出規劃。”一位不愿具名的知情人士告訴記者。

除了新建項目,在役項目的現狀同樣堪憂。石化聯合會煤化工專委會統計數據顯示,截至9月底,煤制油、煤制氣產業的主營業務分別虧損39億元、12.1億元。多位業內人士進一步向記者證實,由于產品市場競爭力差,很多項目不得不將部分油氣產能轉產聯產。

“大唐克旗項目作為首個國家級煤制氣示范,項目投產近10年仍未盈利。為了活下去,不得不聯產甲醇、乙二醇等其他產品。”上述知情人士透露。

另一煤制氣企業代表——新疆慶華集團副總經理楊立先稱,慶華項目核準產能55億立方米/年,早在2013年底,一期13.75億立方米就已建成投產。“但二期至今也沒有動工,目前正在調整方案,嘗試將煤制氣與烯烴相結合。雖說‘犧牲’了一部分天然氣產能,但起碼能緩解經營壓力。”

張繼明表示,在低油價、供應寬松及石化產業競爭加劇等背景下,采用原有產品方案的煤制油項目面臨“投產即虧損”的境遇,在役項目也需盡快提升產品質量。“除了油品,還可向高端合成材料、含氧化合物等領域延伸。”

“項目轉產聯產,實質上就失去了搞煤制油氣的意義。技術好不容易通了,裝置不能廢掉,否則儲備的意義何在?”

石油和化學工業規劃院黨委副書記白頤表示,在研究“十四五”規劃編制期間,多位專家關注到煤制油氣企業“另尋出路”的現象,并因此提出“如何才能讓煤制油氣項目穩定作為‘戰略儲備’生存下去”的關鍵問題。

白頤稱,從技術層面看,煤制油氣已經取得較大突破,工業化程度較好。“但要真正發揮保障國家能源安全的作用,光有技術、沒有產能是不行的。項目轉產聯產,實質上就失去了搞煤制油氣的意義。技術好不容易通了,裝置不能廢掉,否則儲備的意義何在?”

據張傳江介紹,自2018年起,煤制氣被納入國家天然氣產供儲銷體系,由此開始承擔保供任務。“以大唐克旗項目為例,2018、2019年供氣30.1億、43.2億立方米,超額完成保供任務。無論從政策要求,還是實際情況看,都說明煤制氣是充分利用資源稟賦、實現油氣多元保障的有效路徑。其健康發展,對于降低天然氣對外依存度有重要意義。而且經過10余年探索,煤制氣產業已實現后發趕超,技術總體處于世界領先水平。如今產業低迷緩行、企業虧損嚴重,極不利于落實技術儲備和產能儲備任務。”

另外,上述知情人士指出,部分煤制油項目,看似可進行轉產聯產,但由此產生的效益往往遠不及投入,得不償失。“低油價對煤化工各細分領域均造成不同程度的沖擊。油價若長期低位運行,隨著新一批煉化項目陸續投產,煉油市場將嚴重過剩,煤制油項目即便轉產聯產,也很可能繼續承壓。”

“有企業實在沒辦法,希望通過煤制油聯產芳烴提高收益。但有預測顯示,到2023年芳烴很可能也會出現產能過剩,而且用寶貴的煤制油做成芳烴,顯然不是理想選擇。煤制油項目也不應一味沿著產業鏈向下延伸,這違背原有的戰略儲備屬性。”上述人士說。

“雖在規劃層面受到鼓勵,但在資金、稅收、土地等方面,并未享受到相應支持”

在多位業內人士看來,綜合考慮能源基礎、能源戰略、需求保障等因素,將煤制油氣作為自主可控的后備能源生產方式之一,既有必要性,也有可行性。“十四五”期間,應繼續做好煤制油氣的技術儲備和產能儲備,以應對極端情況下的能源安全問題。

白頤建議,應將推動建立煤制燃料能源戰略儲備體系列為“十四五”期間的任務之一。煤制油的發展重點在于,提高生產效率、強化技術儲備,優化生產系統、保證正常生產運營,以突出能源多元化戰略意義;對于煤制氣,可結合市場需求,走“儲備+局部市場化”的路線,發揮對天然氣管網的季節調峰作用,或用于解決區域內LNG需求。

“然而,不同于其他完全面向市場的煤化工產品,煤制油氣有其特殊性,既要保持油氣產品的生產能力,也要有自我造血的生存能力。”上述人士認為,由于一度低估油氣價格下跌風險和項目建設運行難度,同時對進入油氣行業銷售網絡的難度也缺乏足夠判斷,行業內的企業在很多方面缺少話語權,難以實現產品“優質優價”。

張繼明也稱,相比石油化工,煤制油項目單體規模小,不具備規模優勢。煤制油與煉油項目的單位產能投資比高達8.75:1,且前者多集中在中西部煤炭資源地,項目建設、產品銷售等條件都不如后者。“原料和技術路線迥然不同,決定了煤制油化工產品獨具特性。必須認清優劣勢、揚長避短,差異化發展,從根本上增強核心競爭力。比如,石油化工難以得到的部分特種油品,煤制油恰恰可以生產。”

部分企業還提出訴求,希望獲得更多政策支持。例如,由于總體稅負接近銷售收入的40%,過重的負擔嚴重影響生產經營,煤制油企業普遍呼吁適當調整稅收政策。

張傳江稱:“煤制氣作為保障國家能源安全的戰略儲備技術,雖在規劃層面受到鼓勵,但在資金、稅收、土地等方面,并未享受到相應支持。為夯實‘戰略儲備’定位,希望進一步統籌能源戰略需要和企業發展實際,讓項目真正可持續。”

楊立先建議,應該“區別氣源、差異定價”:一是將煤制氣按非常規氣源對待,跟頁巖氣、煤層氣等享受同等財政補貼,緩解價格成本倒掛局面;二是區分淡旺季、適時價格浮動,幫助企業減虧解困。




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