記者從8月8日的百萬噸煤間接液化項目現場調研會上獲悉，國際油價的持續低位運行，使得煤制油行業出現虧損，再加上稅費問題，示范企業面臨困難。與會專家認為，在低油價的情況下，應嚴格控制示范單位數量。

　　我國於20世紀80年代初恢復煤制油技術至今，目前已建成1個煤直接液化、5個煤間接液化項目，總產能達673萬噸。示范項目均實現了長周期穩定運行。

　　這從我國首個百萬噸級煤間接液化示范項目近兩年的生產運行數據上可窺一斑。作為該項目掌舵者的陝西未來能源公司董事長、總經理孫啟文列出了一堆數字：噸油耗水7噸，水重復利用率達到98.26%，遠低於南非沙索公司煤炭間接液化工廠噸產品12.8噸的新鮮耗水量﹔噸油耗標煤3.59噸，噸油耗電44.57kwh，項目綜合能源利用效率為45.9%，噸油排放二氧化碳4.93噸，而國外綜合能源利用效率是37%左右。

　　但不容忽視的是，在低油價的沖擊下，煤化工項目盈利壓力巨大。金聯創數據顯示，2014年6月至2016年1月間，國際原油價格下跌達三分之二，成為上世紀70年代以來三次暴跌之一。由於原油生產商虧損減產造成的全球供給收縮，國際油價在2016年整體處於反彈階段，從最低37.22美元/桶漲至57.21美元/桶。而今年油價整體處於寬幅震蕩回落的局面。截至8月7日，紐約商品交易所9月交貨的輕質原油期貨價格收於每桶49.39美元，10月交貨的倫敦布倫特原油期貨價格收於每桶52.37美元。

　　“煤制油的盈虧平衡點一般是在油價50至60美元/桶，有的甚至達到70美元，不過還得看煤炭原料價格等成本。”石油和化學工業規劃院副院長史獻平指出，低油價下煤制油效益欠佳，行業出現虧損，煤制油行業稅費佔到成本的40%。同時，污水處理投資和運營成本過高，按照濃鹽水結晶分鹽“零排放”工藝路線，百萬噸煤制油項目整套水處理系統單項投資接近10億元﹔噸水處理直接運行成本為30元到40元。此外，煤制油工藝技術還有待進一步優化和提高，特別是系統集成優化、高附加值產品分離和利用方面。

　　根據《煤炭深加工產業示范“十三五”規劃》，將新建潞安長治、伊泰伊犁、伊泰鄂爾多斯和貴州渝富畢節煤制油示范項目，而被列入儲備項目的是陝西未來能源榆林煤間接液化一期后續項目、伊泰甘泉、寧煤二期等煤制油項目。預計2020年，我國煤制油產能為1300萬噸/年。

　　史獻平建議，煤制油示范工作應圍繞技術優化、設備完善、降低投資、優化布局、多煤種適應等方面進行，而不是簡單翻版擴產。同時，示范工作應優先安排有技術生產基礎的單位進行，嚴格控制示范單位數量。此外，示范單位也應積極探索提高產品附加值的途徑，提高企業效益。

　　中國工程院院士王基銘也認為，煤制油現在處於試驗示范階段，在當前的油價下，不宜大發展，要適度發展，前期方案要做充分，不能倉促上馬。中國工程院院士舒興田則建議，在低油價的情況下，要好好研究煤化工產品和石油化工產品的區別，尋找特色所在，從而找到提升效益的思路。同時，要把自主開發和招商引資相結合，從大化工的角度去考慮產業鏈的延伸。

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