煤制油发展难现“一路平坦”

　　自2008年神华集团第一套煤炭直接液化装置成功投产后，作为战略性替代能源，煤制油名声渐起。近3年来，煤炭行业疲软，各省煤炭企业面临转型，煤制油更是受到油品市场关注。2015年，陕西未来能源100万吨/年煤制油项目投产；2016年下半年神华集团400万吨/年煤制油、伊泰集团200万吨/年煤制油项目也均将完成建设。

　　然而，在不断增加的产能背后，煤制油行业缺陷入窘境，来自环保、税收等多方面的压力使得其未来前途叵测。本文从原油、环保、税收、指标四方面入手分析煤制油市场当前所面临的问题。

　　看原油“脸色”? 隐患较大

　　上半年国际原油呈现震荡走势，2月中旬与5月后原油均出现较大跌幅。作为成品油市场的风向标，山东地炼柴油走势与原油走势基本一致，而煤制油柴油价格则与石油走势并不太相符，特别是原油跌至55-65美元/桶后，煤制柴油价格已开始趋于稳定，调整次数较少，这样也侧面印证了煤制油生产成本线在60美元/桶的说法。

　　从生产原料看，几百元的煤炭变成几千元的柴油，看似利润很高。然而，目前煤制油过程中每4吨煤才能生产1吨油，生产工艺要经过煤气化、净化、合成等多项复杂工艺，加上目前煤制油项目多为高投资项目，企业负债率较高，这均使得煤制油的整体成本居高不下。目前国际原油均已经跌破60美元/桶，煤制油项目亏损也在所难免。

　　原油方面，美国页岩油革命已改变原油市场供应格局，下半年伊朗的回归再度造成市场预期供应增加，这或许造成原油数年内很难再出现百美元每桶的高价。而如若原油长期维持在65美元/桶左右，对于煤制油企业无疑会形成较大成本威胁。

　　煤炭变油耗水高排 引环保争议

　　煤制油在发展过程中，其高耗能、高排放的缺点一直备受争议。在早期投产的煤制油项目中，单吨油耗水高达12吨。2013年，神华集团通过完成污水处理循环利用技术，使其煤制油项目单吨油耗水降至6吨左右。但由于煤制油建设项目多集中在水源并不富裕的西部地区（内蒙古、陕西），高耗水以及污染地下水的问题始终都备受环保人士质疑。

　　而碳排放问题也是煤化工行业面临的“通病”。 有研究报告称，目前煤制油吨油生产平碳排放在6吨左右，而加工吨原油总的排放系数为0.3吨二氧化碳/吨原油，按照目前炼厂普遍轻油（汽柴油、石脑油、煤油灯）收率75%左右核算，煤制油吨油生产碳排放是原油吨油生产碳排放的15倍左右（仅供参考）。

　　据笔者观察，煤制烯烃每生产1吨烯烃排放CO2约为11.1吨，煤制天然气每生产1000标方天然气排放CO2约4.8吨，煤制油生产1吨油排放CO2约6吨左右。高耗能、高排放的煤制油与当前国内日益增强的环保意识并不十分相符。可以想见，为何不久前，环境保护部会公布对“伊犁新天20亿方煤制气项目”和“山西潞安煤制油项目”等两项目环评不予批准的通知。

　　消费税压力山大 企业不堪重负

　　2009年后，国内成品油消费税进入快速调整阶段。2014年经过三次调整后，目前的汽柴油消费税分别涨至1.52元/升与1.2元/升。

　　由于煤制油工艺决定，其柴油与石脑油密度偏低，因此按照吨升比计算，煤制柴油目前消费税已达到1579元/吨，煤制石脑油消费税达到2303元/吨，而按照当前伊泰集团国III柴油5450元/吨计算，消费税占其价格的比例为29%。在目前疲软的行情下，高额的消费税使煤制油企业苦不堪言。虽然近年来也出现了要求针对煤制油施行差异化消费税征收的提议，但就当前环保压力下，估计获批准的概率较小。因此，2016年即将投产的煤制油企业也要继续缴纳高额的成品油消费税。

　　指标异于石油柴油 定位模棱两可

　　2013年9月，国家质检总局发布《煤基费托合成柴油组分》国家标准，该标准适用于煤炭间接液化-费托合成工艺生产的柴油组分油。在此标准中，对于煤制柴油的定位为柴油组分油，也就是一种调和柴油的原料。所以煤制柴油可否直接与中石化、中石油的国标车用柴油划等号就值得推敲了。不过，煤制柴油的低硫特性符合未来柴油升级方向，质量优于石油级的普通柴油，未来只要价格上有优势，依然有一定的竞争优势。

　　事实上，笔者认为，以一种不可再生资源（煤炭）生产另一种不可再生资源（成品油）本就是一个伪命题，在中国富煤、少油的国情与原油对外依存度不断升高的风险下才使得煤制油以战略性能源存在。然而，随着近5年成品油市场的快速扩张，汽柴油市场目前也存在一定的产能过剩，再加上煤制油项目投资巨大、建设周期较长等特点使得其战略优势发挥并不明显。而随着国内对煤化工由“鼓励发展”到“谨慎发展”的态度转变，可以想象未来国内的煤制油发展之路也将不再“一路平坦”。

　　（作者系卓创资讯分析师）