我国煤化工项目发展并不平顺，一直伴随着各种各样的噪声。
中国国情决定了煤化工产业不可能退出我国未来能源战略重要组成部分的序列。但其产业本身的特性，以及生产成本的高估，给商业化进程带来种种困扰，引来种种质疑。
业内普遍认为，受制于前期投入、排放、水耗以及煤炭、油气价格波动，煤制油和煤制气煤项目经济效益不高，风险较大。
实际上，煤化工跟纯粹的煤制油项目本身就不是一个概念级别，在当下国际油价偏低的背景下，煤化工未必是一个亏本的买卖。
8月8日，记者跟随院士专家对我国首个百万吨级煤炭间接液化示范项目承建单位——陕西未来能源化工有限公司(下称“未来能源”)进行了实地探访。
“我国原油对外依存度已经超过65%，煤制油示范工作对我国有战略意义。”记者注意到，专家们充分肯定了未来能源对中国现代煤化工产业的领航示范作用。专家们表示，如果国家给予妥适的政策支持，煤化工项目是大有可为的。
未来能源不简单
8月8日，陕西榆林，天高云淡。
在毛乌素沙漠和黄土高原的交界处的榆横煤化学工业园北区，近6层楼高的气化炉和戴着“蓝帽子”的巨大煤仓显得格外醒目，这便是兖矿集团全国首个百万吨级煤间接液化示范项目现场。
兖矿集团副总经理、陕西未来能源化工有限公司董事长兼总经理孙启文向记者介绍，未来能源公司规划在榆林"煤油电化"一体化新型工业园区内分两期三步建设年产1000万吨油品和化学品的煤洁净利用工程。
据介绍，一期启动项目采用低温费托合成技术，设计规模115万吨/年油品。示范项目在2015年8月23日全流程打通，产出优质油品，该项目运行一年多即达产达效。在此基础上，未来能源一期后续400万吨/年项目前期工作正在推进，并将继续应用自主创新成果。
“一期后续项目将发挥兖矿集团自主开发的高温费托合成技术能够生产多种高端化学品的优势，高温、低温费托合成相结合，以煤为原料生产油品和化学品，计划产品种类28个，产品走向高端化、差异化、专用化，提升装置的盈利能力。”孙启文说。
据了解，自2015年8月23日投产后不到两年，该项目已经正式达产达效，不但生产出了清澈透明、不含硫、不含氮的汽油和柴油——超过欧V、达到国六标准，还能生产石脑油和液化石油气等产品。
实际上，兖矿集团推进煤炭清洁高效利用行之有年，早在2002年，兖矿集团就在上海成立了上海兖矿能源科技研发有限公司。
2008年，科技部批准兖矿在上海能源科技公司建立煤液化及煤化工国家重点实验室，系统开展煤间接液化基础理念与工业化应用研究。
2011年2月25日，兖矿集团、兖州煤业股份有限公司和陕西延长石油(集团)公司三方按照50%、25%、25%的股权比例，组建陕西未来能源化工有限公司。
2012年7月，煤制油项目正式开工建设，历时3年，2015年8月23日全流程打通、一次投料成功、正式投产。投产至今的近两年来，煤制油系统保持了安全稳定长周期优化运行，各项指标达到了设计要求。
示范装置生产运行数据表明，吨油耗水7吨(目前世界最先进的煤直接液化项目耗水13.7吨)，水重复利用率达到98.26%;吨油耗标煤3.59吨，吨油耗电44.57千瓦时，项目的综合能源利用效率达45.9%(国外为33%~37%，我国煤炭深加工示范项目规划中要求达到44%)。
据介绍，该项目概算投资164.06亿元，采用多喷嘴对置式水煤浆气化、一氧化碳耐硫变换、低温甲醇冼气体净化及油品加氢提质等技术，生产柴油、石脑油、液化石油气等产品，成为我国煤炭清洁高效利用的示范者和引领者，对保障我国能源安全具有重大意义。
记者了解到，该项目在研发过程中申请专利50项，获授权煤间接液化技术发明专利34项，取得国家级科技成果9项。
中国工程院院士王基铭评价说，未来能源作为兖矿跨山东、陕西两省的国企，在陕西榆林这一中国煤炭资源的金三角，倒推今天、明天和后天的关系，拿后天的技术、换取明天的项目、取得了今天的效益，很好地处理了科技研发与生产建设和经营创效的关系，将资源优势转化为经济优势，为保障国家能源安全做出了自己的贡献，很不简单。
王基铭称，从一定意义上说，未来能源算得上是我国能源储备的战略性项目，如果国际地缘政治发生变化导致油价高涨，或者周边国家因战争导致海运不畅，这样的领航项目将对保障我国的能源供应产生一定的平衡作用。
专家支招煤化工路径
未来能源作为我国煤炭深加工示范项目，尽管在技术上已经达到国际领先水平，但在发展过程中，还是会受到一些因素的掣肘。
石油和化学工业规划院副院长史献平建议，煤制油示范工作应围绕技术优化、设备完善、降低投资、优化布局、多煤种适应等方面进行，而不是简单翻版扩产。同时，示范工作应优先安排有技术生产基础的单位进行，严格控制示范单位数量。此外，示范单位也应积极探索提高产品附加值的途径，提高企业效益。
“煤化工要与传统石油化工融合互补发展，向高端化工产品发展，才能提高效益，解决面临的难题。”专家们就此达成了共识。中国工程院院士王基铭指出，煤间接液化技术的发展不能以单纯的油品生产为主，要油化结合，提高煤制油项目的经济性。
王基铭认为，未来能源百万吨级煤间接液化项目在资源和技术上都做了非常充足的准备，对于后续项目，建议全力建好已开建的高温费托工业试验装置，为选择化工产品方案打好基础。
中国工程院院士舒兴田也认为：“煤通过费托合成走油化一体化路线生产特色化学品，是低油价下煤制油项目提升经济效益的一个非常好的思路。”他提出三点建议：一是要深入研究煤基石脑油的开发利用;二是要科学规划煤基化学品和煤基油品的产品方案，安排好工艺流程;三是通过做大化工来延伸产业链。
工信部产业政策司巡视员辛仁周表示，未来能源示范项目坚持了技术先行的原则;能够达产达标，能耗水耗达到设计要求，说明设计论证很充分;形成了好的班子和队伍，奠定了进一步发展的基础。
辛仁周提出几点建议：一是认识煤化工发展的重要性，增强做好项目示范和产业化的责任感;二是坚持创新引领，增强煤化工的竞争力;三是坚持融合发展，促进煤化工和相关产业的协调发展;四是贯彻执行国家相关的产业、能耗、环保政策。
“虽然我国在煤化工技术上已居于世界领先水平，但在项目规划和产业发展方面还应当考虑以下几个问题。”国务院发展研究中心研究员徐东华提醒煤化工企业，要考虑对资源的吃干榨尽、循环利用;要依托国内大型示范项目实现技术、装备国产化;项目须有很好的效益点，才能吸引资本关注。
“煤炭开采、煤制油、石油化工一体化可以降低成本，获得更大效益。”国务院发展研究中心资源与环境研究所副所长常纪文表示，对于已拥有资源优势的未来能源项目来说，油品和化学品并重，做长产业链，增加化工品种是该项目的关键点。
湖南大学化学化工学院副院长尹双凤指出，煤制化学品要与石油路线产品竞争，必须选择石油路线生产不了的化学品，或经济性、产品性能有优势的产品，才有出路。
孙启文也表示，要想进一步提升煤制油项目的经济性，就不能仅仅只生产油品，必须延伸产业链，增加高附加值化工产品的种类。
煤化工期待政策支持
数据显示，2014年6月开始，国际原油价格持续暴跌，尽管在2016年整体处于反弹阶段，从最低37.22美元/桶涨至57.21美元/桶，而今年油价整体处于宽幅震荡回落的局面。截至2017年8月7日，纽约商品交易所9月交货的轻质原油期货价格收于每桶49.39美元，10月交货的伦敦布伦特原油期货价格收于每桶52.37美元。
幸运的是，未来能源在投资建设的同时，政府就在附近给这个项目配了个产能千万吨的煤矿，这样市场煤价无论怎样起伏，对企业的运营成本构成的影响并不大。孙启文对中国矿业报记者表示，在国际油价40美元的情况下，未来能源就可维持综合平衡。
“煤制油的盈亏平衡点一般是在油价50美元/桶~60美元/桶，有的甚至达到70美元/桶，不过还得看煤炭原料价格等成本。如果从市场上买煤，油价在50美元都不挣钱。”史献平告诉中国矿业报记者，低油价下煤制油效益欠佳，行业出现亏损，煤制油行业税费占到成本的近40%。
同时，污水处理投资和运营成本过高，按照浓盐水结晶分盐“零排放”工艺路线，百万吨煤制油项目整套水处理系统单项投资接近10亿元;吨水处理直接运行成本为30元到40元。此外，煤制油工艺技术还有待进一步优化和提高，特别是系统集成优化、高附加值产品分离和利用方面。
记者了解到，根据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，将新建潞安长治、伊泰伊犁、伊泰鄂尔多斯和贵州渝富毕节煤制油示范项目，而被列入储备项目的是陕西未来能源榆林煤间接液化一期后续项目、伊泰甘泉、宁煤二期等煤制油项目。预计2020年，我国煤制油产能为1300万吨/年。
据了解，2014下半年以来，为冲抵油价下跌，财政部于2014年11月、12月和2015年1月连续三次发文上调成品油(包括煤基制油)消费税。经测算，消费税提高后，煤制油示范项目柴油综合税负为36.82%，石脑油综合税负为58.98%。以2015年为例，煤制油企业每生产一吨柴油，亏损1592.85元;每生产一吨石脑油，亏损1835.99元。
近几年，多位全国人大代表曾在两会上提议国家减免煤制油消费税或实行先征后返，以此推动产业发展。今年2月份，来自宁夏回族自治区国资委的消息称，经国家七部委研究，已同意给予神华宁煤煤制油示范项目消费税免征5年的优惠政策，并已上报国务院审批，不过目前尚未有公开文件。
“成品油消费税是煤制油企业的一项重负，但企业不能寄希望于成品油消费税减免政策，而要从企业和项目自身寻找效益增长点。在税负政策上，建议研讨对进口油品征收能源安全税，用于补贴国内的煤制油示范企业。”国务院发展研究中心资源与环境研究所副所长常纪文建议道。
上述建议得到了院士专家的一致认同。鉴于各大加油站都被石油行业控制，常纪文认为，像未来能源这样的煤制油项目生产出来的柴油产品清洁透亮，挥发性优于原油炼出的柴油，政府部门要出台措施，从环保的高度来大力推广鼓励柴油车使用，给煤制油产品打开销售通道。
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