“缺油、少氣、煤炭資源相對豐富”的資源稟賦決定了我國以煤為主體的能源結構短期內(nèi)難以改變。2019年我國原油對外依存度達到72%，天然氣對外依存度已達43%，這對我國能源安全帶來挑戰(zhàn)。在我國開展煤制油工程示范，對于保障國家能源安全、提高國際石油貿(mào)易話語權、豐富我國清潔油品來源等都具有十分重要的戰(zhàn)略意義。

一、煤制油產(chǎn)業(yè)運行情況


（一）產(chǎn)業(yè)規(guī)模和產(chǎn)品產(chǎn)量穩(wěn)步增長

據(jù)中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會煤化工專委會統(tǒng)計，2019年我國煤制油產(chǎn)能為921萬噸，產(chǎn)量為743.6萬噸，同比增長20.4%；今年一季度，煤制油產(chǎn)量173.6萬噸，同比降低6.9%。通過示范項目的投產(chǎn)運行，我國煤制油產(chǎn)業(yè)已形成強有力的技術和產(chǎn)能儲備。

（二）運行水平和生產(chǎn)效率不斷提高

國家能源集團鄂爾多斯煤直接液化示范項目，2011～2019年累計生產(chǎn)油品728萬噸，生產(chǎn)負荷持續(xù)維持在85%左右，單周期穩(wěn)定運行突破了420天，遠超設計310天運行時間。2019年中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會組織現(xiàn)場標定專家組對山西潞安集團“高硫煤清潔利用油化電熱一體化示范項目”、國家能源集團寧夏煤業(yè)公司“400萬噸/年煤炭間接液化示范項目”和內(nèi)蒙古伊泰化工公司“120萬噸/年精細化學品示范項目”等三個百萬噸級煤間接液化項目進行了72小時連續(xù)運行標定。經(jīng)標定表明：三個項目運行負荷率均達到95%以上，單位產(chǎn)品綜合能耗1.98-2.04噸標煤/噸，單位產(chǎn)品煤耗3.48-3.54噸標煤/噸，單位產(chǎn)品水耗5.12-5.72噸/噸。

（三）技術創(chuàng)新水平不斷提升

中國科學院山西煤炭化學研究所/中科合成油技術有限公司在成功示范高溫漿態(tài)床煤炭間接液化成套技術基礎上，開發(fā)出煤炭溫和加氫熱解（液化）技術，實現(xiàn)了萬噸級中試裝置的安全穩(wěn)定運行，煤轉(zhuǎn)化率達到88.5 wt %，蒸餾油收率達到42.1 wt %。陜西未來能源化工有限公司采用自主開發(fā)高溫流化床費托合成關鍵技術豐富和改善了煤制油產(chǎn)品方案，經(jīng)72小時現(xiàn)場標定表明：甲烷選擇性為10.02%，總烯烴選擇性為52.58%。其中，乙烯選擇性3.75%、丙烯選擇性8.42%、C4 以上α-烯烴選擇性28.94%；C5+選擇性為52.56%；含氧化合物選擇性為10.48%。這項技術將逐步打破煤制油、煤制烯烴產(chǎn)業(yè)的界限，形成具有較強競爭力的煤基能源化工新產(chǎn)業(yè)。
二、當前煤制油產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的困難


煤制油企業(yè)普遍庫存居于高位，生產(chǎn)負荷下調(diào)，產(chǎn)品價格與成本倒掛，處于嚴重虧損的狀態(tài)。

（一）產(chǎn)品價格與成本嚴重倒掛

因受疫情影響，國際油價一降再降，創(chuàng)歷史最低，煤制油企業(yè)面臨產(chǎn)品價格與成本嚴重倒掛，企業(yè)在疫情期間全部處于嚴重虧損的運營狀態(tài)。以某煤制油項目為例，在新冠肺炎疫情期間，煤制油項目受下游用戶無需求、移庫存儲成本增加等因素影響，生產(chǎn)處于全面虧損狀態(tài)，3月份產(chǎn)品平均銷售價格只有3500~3800左右，同比去年銷售價格 4800~5000 元下跌約1300元左右，噸產(chǎn)品虧損達900至1000元左右。

（二）受疫情影響，年度大檢修無法按預定計劃進行

煤制油企業(yè)都選擇上半年進行年度大檢修，年度大修長周期備品備件皆需上游設備制造廠商如期開工制造，設備制造廠家復工日期較遲，造成大檢修無法按預定計劃進行，可能造成各企業(yè)扎堆檢修的狀況，對行業(yè)及產(chǎn)業(yè)鏈有序運作帶來負面沖擊。

（三）下游產(chǎn)業(yè)鏈開工不足，庫存壓力很大

煤制油及化學品下游產(chǎn)業(yè)鏈開工不足，目前的銷售產(chǎn)品成為下游企業(yè)的原材料庫存。從長時間來看，會沖擊上游企業(yè)無法正常運行，最終導致減負荷或停產(chǎn)。各上游企業(yè)為維持生產(chǎn)穩(wěn)定，只能壓低銷售價格或租賃儲罐緩解憋庫矛盾，目前售價已大大低于生產(chǎn)成本，在加上疫情期間對產(chǎn)品采取移庫產(chǎn)生的移庫成本，企業(yè)在疫情期間全部處于嚴重虧損的運營狀態(tài)。

（四）煤制油稅負過重嚴重影響企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營

煤制油項目稅費包括消費稅、增值稅及城建稅和教育稅附加等，其中影響最大的是消費稅和增值稅。自2014年油價暴跌以來，為減小原油價格劇烈波動的影響、維持國內(nèi)成品油市場相對平穩(wěn)，財政部連續(xù)三次發(fā)文上調(diào)成品油消費稅稅率，累計上調(diào)消費稅超過50%。煤制油企業(yè)的消費稅稅負由原來的12%上升到目前30%。再加上較高的增值稅稅負，據(jù)統(tǒng)計，煤制油企業(yè)的總體稅負已接近銷售收入的40％，過重的稅負嚴重影響了煤制油企業(yè)生產(chǎn)經(jīng)營。煤制油項目承擔著國家現(xiàn)代煤化工示范任務，當前還處于示范期，是產(chǎn)業(yè)發(fā)展的起步階段，抗風險能力較弱。
三、政策建議及應對措施


（一）對煤制油氣給予一定的政策扶持，保障國家能源安全

由于煤制油產(chǎn)品和石油基產(chǎn)品的工藝技術路線截然不同，基于現(xiàn)行煤價，煤基柴油、石腦油噸產(chǎn)品完全成本中，綜合稅負占比分別超過39%和58%，高稅負嚴重制約了煤制油創(chuàng)新發(fā)展和示范項目的意義。應充分考慮煤制油作為新興產(chǎn)業(yè)的特殊性，立足設立油品消費稅的初衷，暫時實行差別化成品油消費稅政策。比如對煤制油產(chǎn)品可根據(jù)油價波動適時調(diào)整消費稅，采用階梯模式征收。在低油價區(qū)間免征消費稅，在中油價區(qū)間按階梯征收消費稅，在高油價區(qū)間提高征收比例�；蚋鶕�(jù)項目的不同階段征收消費稅，在項目運營初期采取免征或低稅政策，適時逐年調(diào)高稅收水平，直至與石油基產(chǎn)品稅率一致。

（二）推動煤制油技術交流與合作

煤制油項目還存在一些制約裝置滿負荷穩(wěn)定運行的問題，建議國家加大科技投入，積極開展原始創(chuàng)新、集成創(chuàng)新、引進消化再創(chuàng)新，聚焦煤制油關鍵環(huán)節(jié)和重點產(chǎn)品，加強共性技術研發(fā)和成果轉(zhuǎn)化。推動煤制油生產(chǎn)企業(yè)、國內(nèi)外高校和科研院所進行產(chǎn)學研合作，依托煤制油示范工程在產(chǎn)品結構優(yōu)化、節(jié)能環(huán)保、提質(zhì)增效等方面開展技術交流，促進煤制油產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。
（三）完善國六成品油標準

現(xiàn)行油品等產(chǎn)品標準均以傳統(tǒng)石油煉化產(chǎn)品為基礎制定，新修訂的國六汽柴油標準《GB 17930-2016 車用汽油(VI)標準》和《GB 19147-2016 車用柴油(VI)標準》將煤制油產(chǎn)品排除在外，影響煤制油產(chǎn)品的推廣使用。建議修改相關標準，將煤制油納入適用范圍，便于進入現(xiàn)有成品油銷售渠道。