记者从8月8日的百万吨煤间接液化项目现场调研会上获悉，国际油价的持续低位运行，使得煤制油行业出现亏损，再加上税费问题，示范企业面临困难。与会专家认为，在低油价的情况下，应严格控制示范单位数量。

　　我国于20世纪80年代初恢复煤制油技术至今，目前已建成1个煤直接液化、5个煤间接液化项目，总产能达673万吨。示范项目均实现了长周期稳定运行。

　　这从我国首个百万吨级煤间接液化示范项目近两年的生产运行数据上可窥一斑。作为该项目掌舵者的陕西未来能源公司董事长、总经理孙启文列出了一堆数字：吨油耗水7吨，水重复利用率达到98.26%，远低于南非沙索公司煤炭间接液化工厂吨产品12.8吨的新鲜耗水量；吨油耗标煤3.59吨，吨油耗电44.57kwh，项目综合能源利用效率为45.9%，吨油排放二氧化碳4.93吨，而国外综合能源利用效率是37%左右。

　　但不容忽视的是，在低油价的冲击下，煤化工项目盈利压力巨大。金联创数据显示，2014年6月至2016年1月间，国际原油价格下跌达三分之二，成为上世纪70年代以来三次暴跌之一。由于原油生产商亏损减产造成的全球供给收缩，国际油价在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。

　　“煤制油的盈亏平衡点一般是在油价50至60美元/桶，有的甚至达到70美元，不过还得看煤炭原料价格等成本。”石油和化学工业规划院副院长史献平指出，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。

　　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。

　　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。

　　中国工程院院士王基铭也认为，煤制油现在处于试验示范阶段，在当前的油价下，不宜大发展，要适度发展，前期方案要做充分，不能仓促上马。中国工程院院士舒兴田则建议，在低油价的情况下，要好好研究煤化工产品和石油化工产品的区别，寻找特色所在，从而找到提升效益的思路。同时，要把自主开发和招商引资相结合，从大化工的角度去考虑产业链的延伸。

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