对煤基油品加征与石油基成品油相同的消费税，极可能成为压倒煤制油产业的最后一根稻草——这是记者在第十届中国煤制油与煤化工前沿论坛上听到的与会专家及企业负责人发出的共同呼声。
那么，成品油消费税政策到底对煤制油产业产生了多大影响?带着这一业内十分焦虑的问题，记者进行了采访。
煤制油本已初见效益
经过10多年发展，我国多个煤制油工业化项目已初步显示其经济性与竞争力。
陕西未来能源化工有限公司总经理孙启文算了这样一笔帐：采用兖矿自主开发的铁基催化剂低温浆态床费托合成工艺，每生产1吨油品，耗标煤3.441吨，按煤价260元/吨计算，加上财务成本、人力成本、水电等其他费用，1吨煤制油的成本价格不会超过3000元。后期，只要国际原油价格不跌破35美元/桶(折合人民币约215.13元/桶)，煤制油项目就有盈利和生存空间。
如果说，孙启文的话还没有获得工业化装置的商业化运营验证(陕西未来能源化工公司百万吨装置今年8月才投入试运行)，其可信度多少令人生疑的话，那么，包括伊泰16万吨/年煤间接液化在内的众多已经运行数年的煤制油项目的业绩，则用翔实的数据，证明了煤制油项目的经济可行性和较强的竞争力。
以内蒙古伊泰煤制油有限责任公司16万吨/年煤间接液化项目为例。
其于2009年3月27日顺利产出合格油品，当年共运行102天，实现产量2.51万吨，装置平均负荷率52%，亏损67.45万元(试车费部分抵消);
2010年6月30日起，该装置正式满负荷运行，全年累计运行282天，生产油品9.68万吨，平均负荷率72%，实现净利润198.31万元;
2011年该装置累计运行329天，生产油品15.18万吨，平均负荷率96%，实现净利润2652.25万元;
2012年，该装置运行349天，生产油品17.2万吨，平均负荷率103%，实现净利润14147.21万元;
2013年该装置运行352天，生产油品18.18万吨，平均负荷率113.05%，实现净利润19313.55万元;2014年该装置运行356天，生产油品17.18万吨，平均负荷率111.6%，实现净利润17420.72万元。
截止2014年底，伊泰16万吨/年煤间接液化项目，累计生产成品油79.93万吨，实现销售收入43.06亿元，缴纳税费8.74亿元，实现净利润5.37亿元。
而据石油和化学工业规划院副总工程师刘延伟介绍，神华百万吨煤直接液化装置，截止到2014年底，累计生产油品400余万吨，上缴税金50亿元，实现利润20亿元。
另据记者了解，采用中低温煤焦油延迟焦化-固定床加氢技术制取清洁油品的中煤哈尔滨煤气化有限公司、陕煤化集团神木天元化工有限公司、内蒙古庆华煤化工有限公司等单位，近几年均取得了良好收益。其中，神木天元化工公司近几年年均利润超过2.5亿元，成为陕煤化集团旗下化工板块盈利大户。山西、河北、内蒙古等地的煤(焦炉煤气)经甲醇制汽油企业，在成品油消费税上调之前，同样取得了良好收益。
亚化咨询煤制油数据模型亦显示：当液化原料煤(6500千卡/千克)价格350元/吨时，满负荷运行的百万吨煤直接液化项目的成本(不含税)为3983元/吨;当气化原料煤(5600千卡/千克)价格300元/吨时，满负荷运行的18万吨/年煤间接液化项目的成本(不含税)为3902元/吨;甲醇制汽油项目吨汽油加工费(包括催化剂、能耗、折旧等)约1000元左右，在目前煤价、油价和甲醇价格情况下，只要装置长满优运行且不上缴消费税，企业仍能实现较好盈利。
正是看好煤制油项目较强的盈利能力和对产业发展良好的预期，近几年，我国煤制油产业取得了迅猛发展，在建和规划的煤制油项目不断增加。
虽然中国煤制油目前面临环保约束、融资困难和国际油价持续走低等多种困扰，煤制油项目的经济性在低油价下备受质疑，但这些困难都是暂时的，煤制油的前景依然光明。这是与会代表的共同看法。
消费税几致全军覆没
但令人意想不到的是，那么多困难都没有击垮的中国煤制油产业，却正被不断加码的税赋击得一败涂地。
经过2014年11月28日、12月12日，以及2015年1月12日3次上调成品油消费税后，我国汽油、石脑油、溶剂油和润滑油的消费税攀升至1.52元/升;柴油、航空煤油和燃料油的消费税也提升至 1.2元/升。而根据国家税务总局相关文件精神，自2013年1月1日起，我国扩大了成品油消费税征收范围，将甲基叔丁基醚、芳烃、混合芳烃等用于调和汽油的主要原材料一并纳入征税范围，并按石脑油相同税率征税。也就是说，自2013年1月1日起，所有煤制油技术路径生产的油品，均需缴纳与石油炼制所得成油品相同的消费税。
“成品油消费税‘三连跳’后，汽油(石脑油、混芳)的消费税高达2100元/吨，柴油消费税攀升至1430元/吨。在油价持续走低、煤制油企业利润极度缩水的情况下，按量征缴高额消费税后，煤制油企业已无利可图。”内蒙古伊泰煤制油有限公司副总经理王善章这样表示。
据他介绍，2015年1～6月，伊泰16万吨/年煤制油装置累计运行181天，平均负荷率115.6%，生产油品10.13万吨，同比增长15%以上，单位产品综合消耗与生产成本也得到进一步压缩。但因要缴纳巨额消费税，上半年企业净利润只有433.64万元，不足往年同期的零头。虽然公司上下齐心协力，不断优化工艺并加强成本核算和内部管理，全年油品产量有望创纪录地达到20万吨，但在低油价和高额成品油消费税共同打压下，预计煤制油项目全年将增产不增收，只能保本微利。
“加征成品油消费税后，煤间接液化项目的盈亏平衡点对应的国际油价将由此前的40美元/桶提高至50美元/桶以上。换言之，如果继续对煤制油产品征收成品油消费税，在国际油价50美元/桶情况下，国内煤制油企业将很难盈利。”中科合成油工程有限公司技术顾问唐宏青的话印证了王善章的说法。
亚化咨询的报告指出，若缴纳2100元/吨(汽油)消费税，此前还赚得盆满钵满的甲醇制汽油企业，将全部亏损。
鄂尔多斯市政府最新公布的数据显示，今年1～8月，鄂尔多斯市规模以上工业实现利润总额287.3亿元，同比下降23.4%;亏损企业139户，亏损面37.1%。其中，受低油价和上缴成品油消费税双重挤压，中国神华煤制油化工有限公司亏损9.8亿元，成为该市石油炼焦行业亏损大户。
“虽然在低油价情况下，煤制油项目只要达到一定规模并确保装置长满优运行，仍可实现较好盈利。但一旦加征成品油消费税，项目的经济性和盈利能力就会大打折扣，甚至会由盈转亏。也就是说，在低油价情况下，是否对煤制油产品征收消费税，既决定着煤制油企业的盈与亏，也将决定这个幼稚产业的前途和命运。”神木富油能源科技公司总经理杨占彪这样表示。
在他看来，目前情况下对煤制油企业征收成品油消费税，至少会带来三大不利影响：一是会导致煤制油项目建设明显放缓，产业规模无法放大甚至可能缩减，致使煤制油产业发展迟滞不前;二是重税之下众多企业微利甚至亏损后，煤制油技术研发所需的资金将难以为继，产业技术进步与工程创新将成无源之水;三是已经运行或正在建设的煤制油项目，其投资回收期将无限延长，增加企业及银行的资金与财务风险，继而影响就业和实现经济预期增长目标，对国家稳增长产生不利影响。
全国人大代表、陕煤化集团公司党委书记华炜赞同杨占彪的观点。他说，对刚刚起步的新兴产业给予一定的政策、税收优惠甚至资金倾斜与扶持，是包括中国在内的世界各国的惯例。比如早期的汽车、家电等行业和近几年的风能、太阳能、新能源汽车等行业，无不得到政府的帮扶和呵护。但煤制油却成了例外。国家早在“八五”期间就明确发展现代煤化工是保障我国能源安全、促进煤炭清洁高效转化、解决我国富煤贫油少气资源禀赋与不断增长的油气需求矛盾的现实出路和战略选择，怎么能说变就变?
煤制油刚刚起步，在这种情况下，国家不仅没有像对待其他新兴产业那样给予一定扶持，反而对其像传统石油化工那样加征高额消费税，这无异于在扼杀。退一步讲，即便以公平竞争的理由不给予煤制油扶持，那也应该首先给予煤制油企业原油进口权和成品油终端销售权。而今，这两个最赚钱的端口被几大石油集团垄断，煤制油企业很难介入，却要对煤制油企业加征与获得了垄断利润的石油企业相同的消费税赋，显然有失公平。
“对煤制油加氢获得的清洁油品不仅不应该征收消费税，还应给予相关企业补贴和奖励。因为煤焦油属危险废物，对其加氢处理等于是废物的资源化利用，属节能环保项目。”神木富油能源科技有限公司常务副总经理马忠印呼吁。
他说，根据国家环保部公布的《最新49种危险废弃物名录》，煤焦油泛指炼焦制造过程产生的类别为HW11精(蒸)馏残渣，主要包括：代码252-010-11的煤气及煤化工生产行业分离煤油过程中产生产煤焦油渣、代码252-011-11的焦炭生产过程产生的其他酸焦油和焦油、代码252-012-11的煤气生产过程中煤气冷凝产生的煤焦油和焦油渣、代码252-015-11的煤沥青改质过程产生的闪蒸油，以及代码252-016-11的焦炭生产过程中煤气净化产生的残渣和焦油，其危险特性被界定为“T”，即有毒性。而今，众多企业通过技术攻关，将这种有毒废物转变成清洁液体燃料，无论对节约能源，还是保护环境与人民生命安全都是功得无量的好事，国家反而对其产品加征与石油基油品相同的消费税，这不仅对相关企业极不公平，也极易引发全社会对政策导向的误判。
“煤可以转化为合成氨、甲醇、燃料油及众多化工产品，在未对煤制其他化工产品征收消费税的情况下，单独对煤制油品征收消费税，即便在煤化工内部，也形成了人为的不公平竞争，可见这一政策的出台是多么的草率和仓促。再者说，目前煤制油品年产量也就几百万吨，相对于数亿吨的成品油和上万亿元的国家税收而言，无论从哪个角度讲，都微乎其微，对其征收消费税，既无现实意义，也无道理可言。”唐宏青表示。
既强烈呼吁也全力调整
新政策已经实施并对煤制油企业和行业产生了巨大的负面影响，煤制油的出路又在哪里呢?
“首先应争取国家减免煤制油品的消费税，因为低油价情况下，是否对煤制油品征收消费税，已经关乎煤制油企业的盈亏和煤制油产业的兴衰。”华炜表示。
他透露，当初出台新的消费税政策时，国家财政部就考虑到煤制油属新兴产业，并不打算对煤制油品征收消费税。只是在征求意见时，有关部门处于防止煤制油产业过热和产能过剩考虑，建议对煤制油品加征与石油基成品油相同的消费税，以起到对煤制油项目建设降温的目的。由于当时油价较高，对煤制油企业和产业影响并不明显，政策的弊端还没有显现。而在油价下跌后，石油炼制企业尚可借助原油价格下跌降低生产成本以缓解成品油价格下移和消费税上调带来的不利影响，而煤制油企业只能全面应对油价下跌与消费税上调带来的挤压，企业经营压力陡增，行业面临困境，煤制油项目建设也悄然降温，甚至有停滞不前的风险。考虑到国际石油价格3～5年内都可能处在45～65美元/桶的低位，如果不顾现状和事实继续对刚刚起步的煤制油产业加征高额消费税，最终可能会毁了这个原本前景十分光明的产业，这是国家层面所不愿看到的。加之在社会各界诉求与呼吁下，国家有关部门已经有意调整对煤制油的消费税政策，目前正在调研和论证，相信最终会出台有利于煤制油产业发展的税收政策。
“当然，这种政策的扶持只是低油价和产业稚嫩期的临时举措，煤制油产业要想全面摆脱困境，实现健康可持续发展，还需自身努力。”华炜强调。
一是加大研发投入，加快技术进步和工程化步伐，继续推出更加先进实用、节能高效的煤制油工艺;
二是不断总结技术开发、工程设计、项目建设、生产运营管理等环节的经验教训，形成较为完整和具有现实指导意义的大数据信息库，供后来者借鉴，防止相同问题反复出现;
三是努力开发煤制油品的下游产品，尤其要开发石油化工无法生产或严重不足的高端油品和化工产品;
四是积极探索煤化工与石油化工及其他产业对接耦合，通过不同工艺路径的优势互补和多联产实现资源综合利用和效益最大化，提升企业和产业整体竞争力。
中国科学院院士陈俊武建议：煤间接制油技术应向高端产品发展，一是生产航空煤油，因为随着我国航空业的快速发展，仅靠天然油生产无法满足该行业的油品需求，这为煤制油企业提供了难得商机和巨大的市场;二是生产高端润滑油，因为一般的天然油还不能用于生产高端润滑油，而煤制油可以做成非常好的润滑油;三是煤制油可以做成凝固点非常高的特殊蜡，作为洗涤剂原料，分享日用品巨大的市场份额。
值得庆幸的是，专家们的建议和设想正在现实中稳步推进和实施。
据中科院大连化物所研究员丁云杰介绍，大化所已经建成3000吨/年钴基催化剂列管式固定床中试装置。这种催化剂的基本性能与壳牌公司工业化催化剂所代表的国际先进水平相当，但氢气再生周期明显优于壳牌公司催化剂。这种新型高效催化剂用于费托合成煤间接制油装置后，可以直接得到高品质柴油或混合伯醇，省去现有工艺为了得到高品质柴油或混合伯醇而不得不建设的产品后处理装置。他预计，一旦该技术工艺实现工业化应用，不仅产品附加值更高，还可节约煤制油设备投资10%～15%。
而据记者了解，由中科合成油技术公司提供技术支持的神华宁煤400万吨/年煤间接液化项目，将采用中科合成油公司最新开发的直径9.5米以上的大型费托合成反应器。唐宏青表示：费托合成反应器的大型化，不仅能显著减少设备投资和运行费用，还能大幅提升能源转化效率与综合能耗，提升煤制油企业竞争力。
潞安矿业集团在成功开发出钴基固定床费托合成工业化技术之后，目前正加紧钴基浆态床费托合成技术中试。因为固定床工艺反应器中只有气液两相平衡，其油品收率只有30%左右;而浆态床是气液固三相反应，控制的是固液气三相平衡，油品产率可达40%～50%，生产效率将明显提升。
“为不断增强项目竞争力和盈利能力，正在建设的180万吨/年煤间接液化项目，除了生产清洁柴油和石脑油外，将重点开发和生产高碳单烷烃、α-烯烃、工业用润滑油、混合醇、烷基苯、烷基酚、氧化蜡、微粉蜡、精制蜡、食品级白油等高附加值高端且紧缺的化学品。”潞安矿业集团煤化工产业管理处处长孙志强透露。
孙启文则表示，兖矿集团后期将重点开发煤液化产品精细化加工技术，比如低碳烯烃及α-烯烃分离、聚α-烯烃(PAO)技术和溶剂油生产技术等。在生产汽油、柴油、航煤等燃料油品的同时，更多地生产烯烃、溶剂油、润滑基础油、高凝点蜡，以及以费托合成产物为原料的表面活性剂、助剂等高附加值化工产品，全面提升煤制油装置竞争力和盈利能力。
对于已经建成并正在运行的煤制油项目的提质增效与脱困问题，伊泰煤制油有限公司副总经理王善章提出三点建议：一是不断强化内部管理、优化工艺参数和流程，确保装置安稳长满优运行甚至超负荷率运行，减少开停车次数并延长检修周期，最大限度地降低单位产品成本;二要充分利用费托合成装置所产油品十六烷值高，硫、氮含量超低的高品质优势，抢占成品油高端市场，实现优质高价，增加营销收入;三要依托费托合成装置可以油化联产的特性，对现有装置稍加改进，少产油多产高端化工产品，尽量减小上缴成品油消费税对煤制油企业带来的不利影响。
链接：中国煤制油家族
经过各方不断努力，尤其“十五”以来的集中攻关和快速发展，现已成功开发出煤直接液化、煤间接液化、中低温煤焦油加氢、煤油混炼，以及煤(焦炉煤气)经甲醇制汽油(MTG)等五大类十几种煤制油工艺路线，成为全球煤制油技术路径最全的国家。
其中，神华集团开发的煤直接液化(费腾床加氢裂化)工艺与煤直接液化高效催化剂系世界首创，采用该技术现已建成108万吨/年工业化示范装置，并实现了安全稳定长周期运行。
煤间接液化现有4家企业掌握了核心技术，即中科合成油技术有限公司、山西潞安矿业集团、山东兖矿集团和中科院大连化物所。
其中，采用中科合成油公司开发的铁基催化剂高温浆态床费托合成技术，已经建成神华集团鄂尔多斯杭锦旗18万吨/年、伊泰煤制油有限公司鄂尔多斯大路工业园16万吨/年和潞安矿业集团长治屯留循环经济园区16万吨/年三套工业化示范装置，且均实现了长周期满荷稳定运行。
采用兖矿自主研发的高效微球状铁基催化剂、三相浆态床反应器和优化的低温费托合成工艺建设的国内首套百万吨煤间接液化示范项目——陕西未来能源化工有限公司115万吨/年煤间接液化项目于今年8月打通全流程并生产出合格油品，其柴油收率达75%以上，比国内同类技术高30%以上;费托合成反应器产能是同类直径反应器产能的1.5倍;项目综合能源利用效率达45.9%;吨油品煤耗3.441吨标煤;吨标准煤耗水2.68吨;吨油品二氧化碳排放量4.93吨，多项技术指标达到世界领先水平。目前，兖矿集团已经成为国际上唯一同时掌握高温和低温费托合成技术的企业。
潞安矿业集团在实施16万吨/年煤间接液化项目的同时，通过与相关科研院所合作，成功开发出钴基催化剂固定床费托合成技术，现已建成5万吨/年工业化示范装置。目前，潞安集团已经具备10万吨/年钴基固定床费托合成工业化能力，所开发的钴基浆态床费托合成技术正在进行中试。
中科院大连化物所已经成功开发出钴基催化剂固定床、浆态床费托合成工艺，以及氮化熔铁催化剂的流动床费托合成工艺。今年8月，采用大化所钴基催化剂低温浆态床工艺建设的延长石油靖边能化15万吨/年煤间接液化工业化装置，已经打通全流程并生产出合格产品，从而使大化所成为国内第4家掌握费托合成核心技术的单位。
煤(焦炉煤气)经甲醇制汽油(MTG)方面，中科院山西煤化所开发的技术，以甲醇为原料，在一定温度、压力和空速下，通过特定催化剂对甲醇脱水、低聚、异构后，最终可转化为C11以下的烃类油品及少量液化气(LPG)。采用该技术建设的工业化装置最佳运行数据为每消耗2.35吨甲醇可生产1吨汽油。目前，山西煤化所甲醇制汽油技术已经分别在山西、陕西、云南、河北、内蒙古等地建成13套工业化装置，合计产能超过130万吨。
而在煤焦油加氢制取清洁油品领域，我国不仅成功开发了中低温煤焦油延迟焦化-固定床加氢技术和中低温煤焦油全馏分加氢多产中间馏分油成套工业化技术(FTH),还开发了中低温煤焦油沸腾床加氢技术和中低温煤焦油悬浮床加氢技术。其中，中低温煤焦油延迟焦化-固定床加氢技术已经建成6套工业化装置，合计产能186万吨/年;采用陕煤化集团自主开发的FTH技术建设的神木富油能源科技有限公司12万吨/年工业化示范装置，现已平稳运行3年多时间，其油品收率与能源转化效率相比延迟焦化-固定床加氢技术均有明显提高;上海新佑能源科技有限公司和延长石油集团分别主导开发的煤焦油(劣质油)沸腾床加氢技术和煤焦油悬浮床加氢技术,则分别建成河北新启元能源技术开发股份有限公司15万吨/年和延长石油矿业公司安源化工有限公司50万吨/年两套工业化装置，相关技术指标正借助工业化装置的运行进行优化调整和验证。
延长石油集团通过引进、消化、吸收再集成创新开发的45万吨/年全球首套煤油共炼工业化装置于2015年1月打通全流程并生产出合格油品。得到的专家评价是：技术创新性强、总体处于世界领先水平。
目前，我国已经建成33个煤基油品项目，合计产能752万吨/年。其中，煤直接液化项目1个，产能108万吨/年;煤间接液化项目6个，合计产能170万吨/年;中低温煤焦油加氢项目10个，合计产能283万吨/年;煤油共炼项目1个，产能45万吨/年;焦炉煤气制合成油项目1个，产能6万吨/年;甲醇制汽油项目14个，合计产能140万吨/年。
“十三五”和“十四五”期间，我国将建成14大煤炭生产基地、9大煤电基地和8大煤化工基地。在规划建设的8大煤化工基地中，有6个基地已经并将布局煤直接或间接液化项目。其中，新疆伊犁和准东基地各规划了540万吨/年煤制油产能(一期均为180万吨/年);晋南基地规划有潞安矿业集团180万吨/年煤制油项目;内蒙古蒙西大路基地规划了336万吨/年煤制油项目;贵州织金基地规划有渝富400万吨/年煤制油项目;宁东上海庙基地规划有宁煤400万吨/年煤制油项目;陕西榆林基地规划有榆横400万吨/年煤制油产能，上述六大基地煤制油合计产能2796万吨/年。
如果算上已经开展前期工作的陕煤化集团神木清水工业园300万吨/年煤焦油加氢、新疆广汇公司酒泉市瓜州县100万吨/年煤焦油加氢、延长石油集团神木安源化工公司100万吨/年“两头见油”等合计1800万吨/年煤焦油加氢生产能力，以及正在建设的内蒙古易高三维煤化工科技公司25万吨/年、庆华集团内蒙古中科煤基清洁能源公司400万吨/年、晋煤集团100万吨/年等合计610万吨/年甲醇制汽油产能，2020年，我国煤制油产能将达4378万吨/年。倘若规划的项目全部实施，到2025年，我国煤制油产能将突破6500万吨/年。
