煤炭行业面临转型，让很多产煤大省、煤炭企业将目光转向煤制油项目上。但由于国际油价持续低位运行、煤制油项目税负高等原因，一些煤制油项目出现亏损，质疑声也不绝于耳。
部分业内人士认为，煤制油项目风险与机遇并存。对于一个新兴行业，有关部门应该“扶上马再送一程”，加大财税支持力度，给它一个战略调整期和适应市场变化的缓冲期，鼓励企业加快科技创新，掌握核心技术，更好发挥石油战略储备替代品功能。
技术水平世界领先
神华宁煤集团煤制油项目是全球单套装置规模最大的煤制油项目，总投资550亿元。目前，有1.8万多名工作正在施工现场对气化、油品合成等主要装置进行安装工作。
神华宁煤集团副总经理姚敏向《财经国家周刊》记者介绍，神华宁煤煤制油项目是我国煤炭间接液化示范项目，年产油品405万吨，其中柴油274万吨、石脑油98万吨、液化气34万吨；副产硫磺20万吨、混醇7.5万吨，等等。该项目承担国家重大技术、装备及材料自主国产化等37项示范任务。预计2016年9月油品合成A线投料试车，12月油品合成B线投料试车。
“适当发展煤制油可为适应后石油时代，抢占技术制高点提供技术战略储备，降低对外依存度。”神华宁煤集团董事长王俭对《财经国家周刊》记者说，煤制油多联产的产品中既有石油燃料，又有发展精细化工的原材料，给煤炭企业转型升级提供了难得机遇。神华宁煤集团400万吨煤制油项目每年可转化煤炭2459万吨。如果再增加一套装置，每年消化的煤炭超过5000万吨，可彻底解决宁夏煤炭外销难题。
煤制油对资源利用率高，以神华宁煤集团400吨煤制油为例，油品煤耗为3.5吨标煤，明显优于火电、煤制烯烃项目。在水资源利用方面，吨油品水耗仅为6.1吨。项目万元工业增加值水耗约16吨，明显优于《全国水资源综合规划》2020年65吨的远景目标。
神华宁煤集团煤制油分公司总工程师刘万洲表示，煤制油品质优于石油炼油，其生产的合成油品具有超低硫、低芳烃、高十六烷值的特点，均优于国5和欧5标准，有利于降低二氧化硫、氮氧化物、碳氢化合物和颗粒物等污染物的排放，可有效降低城市空气污染，对于推进油品质量升级作用明显。
值得一提的是，神华宁煤集团煤制油项目还投入了大量环保资金，以确保“近零排放”。比如，通过硫回收新技术进行尾气处理，年可回收硫磺近20万吨，回收率达到99.98%；通过脱硝工艺处理烟气中的硫化物和氮氧化物，回收率分别达到99.8%和87%左右；对废水采取清污分流、分类回用及节水措施，基本可以实现全厂废水“近零排放”；对废渣综合治理、循环综合利用，气化炉炉渣及锅炉废灰渣的43.2%作为砖、陶瓷等建筑材料原料，其他固体废弃物全部得到无害化处理。
另外，目前国内煤制油项目正走向量产，兖矿集团、潞安集团、伊泰集团等纷纷上马大规模装置，神华宁煤集团煤炭间接液化技术在部分领域已超过南非沙索尔公司。亚化咨询公司预计，2016年我国煤制油产能或达到1600万吨。
投资大风险大争议多
当然，煤制油项目也存在种种风险，这是其受到争议的主要原因。
煤制油项目投资少则一两百亿元，多则四五百亿元，但受油价下跌、税负重、不掌握定价权、资金压力大等因素影响，在未来3〜5年风险较大。随着原油价格持续下滑，煤制油项目跌破60美元/桶盈利平衡点，尤其是受美国页岩油产量放量和利比亚、伊拉克等传统产油国生产恢复等因素影响，未来油价走势尚不确定，这也导致煤制油项目经济性风险高。
业内人士认为，现在国内百万吨级的煤制油项目还未运转起来，在建的一批煤制油项目预计3年后进入投产高峰期，那时候低油价对煤制油项目产生的影响更大。
税负重也制约了煤制油发展。按照当前国内柴油市场价格测算，煤制油项目投产后增值税税负率为7.74%，高于2013年度原油加工行业增值税平均税负率2.53%，也高于2104年化工行业增值税预警税负率3.35%；按照当前柴油消费税税率每升1.2元计算，400万吨煤制油项目投产后柴油产品年支出消费税38.26亿元，占当期柴油产品销售收入的29.64%。
另外，成品油消费税是针对原油价格波动，以保证炼化企业内部收益率为基础，同时兼顾宏观调控需要和社会承受能力进行调控的。原油价格下跌，则消费税上涨，对于煤制油企业来说，原油价格下跌，将造成企业内部收益率下降；消费税上涨，因煤制油产品主要由炼化企业回购，则税负全部转嫁煤制油厂家承担。
更严重的问题是，煤制油企业不具有油品定价权，销售环节存在较大风险。煤制油产业主要集中在煤炭开采企业，无广泛完备的零售网点和产、炼、销一体化的产业链，所生产的油品主要需要通过“三桶油”进行低价回购调合后出售。如果油企为垄断成品油供应链，拒绝回购，煤制油企业或陷入危险境地。
除以上问题外，项目资金紧张、融资环境恶化对煤制油项目也是不利因素。神华宁煤集团煤制油项目投资550亿元，装置规模庞大、建设周期长、投资额度高，部分需要通过贷款融资。随着经济下行压力加大，企业负债率上升，银行也收紧银根，贷款条件日益苛刻，给项目建设带来资金压力。
中国工程院院士、清华大学化工科学与技术研究院院长金涌曾公开表示，煤制油现在不能搞商业化，只能作为一种战略储备。
但部分受访企业认为，现代煤化工技术发展迅速，如果不投入商业化生产，相关技术也难以储备并更新。当然，低油价会对一些高开采成本如页岩油、油砂以及新能源等具有挤出效应，如果未来几年油价重新回升，煤制油项目进入大规模投产期，有可能获利。
新兴产业需要调整和缓冲
今年来，煤炭企业亏损面已超80%，而全国煤炭行业从业人员有600多万，煤炭企业降薪、欠薪现象越来越多，行业发展举步维艰。煤炭转化势在必行，单靠挖煤买煤没有希望。
王俭认为，由于我国中长期以煤为主的能源格局很难发生改变，关停、限产等措施也不能根本解决煤炭行业问题，必须寻找新出路。煤制油多联产就是一条比煤制烯烃、煤制天然气更好的工艺路线，有助于推动煤炭企业摆脱危机。从南非发展煤制油的经验来看，在国家支持下，煤制油项目可实现大规模生产，而且煤炭液化技术衍生出来的产品已遍布整个化工领域。
如今，煤制油项目刚起步就遭遇重大风险，有关部门应从减免消费税、建立调节基金、纳入高新技术扶持范围等方面加以扶持，给煤制油新兴产业一个战略调整期和适应市场变化的缓冲期。
借鉴南非对煤制油项目的扶持政策，在企业建成后的3〜5年免除消费税，使煤制油企业度过试生产及系统改造优化、产能最低、成本最高的特殊阶段。对煤制油企业采取阶梯式税收政策，同国际油价或国内成品油价格挂钩，在油价波动的不同时期实行差别税率，切实减轻企业负担。
由于煤制油产业的税负含消费税、增值税和所得税等税种，税负总比例已达销售收入的40%，在国际油价较低的情况下企业负担非常沉重，因此有必要建立煤制油产业调节基金。有关部门应进行有效调控，从煤制油产品的定价、销售、物流方面的许可等方面作出规定，同时建立产业平衡发展基金，在油价过高或过低时，启动基金进行干预。
业内人士还建议把煤炭间接液化纳入《国家重点支持的高新技术领域》目录，加大对行业的扶持力度。目前，只有产品(服务)属于《国家重点支持的高新技术领域》规定的范围，能享受高新技术企业15%的优惠税率政策。但是，该目录中不包含煤炭间接液化项目。鉴于神华宁煤集团400万吨煤炭间接液化示范项目承担着国家重大技术和重要装备国产化任务，并积极推广新技术、新工艺和新设备，应将煤炭间接液化示范项目纳入国家重点支持的高新技术领域范围加以扶持。
