说起挖煤你想到了啥？这家公司颠覆你的想象！

一说到煤炭，人们最容易想到的词汇是：黑、脏、污染、雾霾……

神华集团是我国煤炭行业无可争议的龙头企业。不过，这家以煤炭为基础的“巨无霸”，一直注重煤炭产业清洁化，在2014年启动了“1245清洁能源发展战略”，将发展愿景设定为建设世界一流的清洁能源供应商。

“从2015年到2030年，神华将实施三个‘五年规划’，树立三个阶段性目标，全力建成世界一流的清洁能源供应商。”神华集团董事长张玉卓说，“十三五”期间，神华将以清洁能源发展战略为指引，形成以煤炭清洁生产为主体，煤炭清洁发电和煤炭清洁转化为两翼，以太阳能、风能、核电等产业为补充的“一主两翼、适度多元”的产业布局。

在“去煤化”呼声越来越高的今天，神华集团如何实现“一主两翼”的清洁发展？把煤炭由“黑”变“绿”、由“黑”转“白”的愿景能实现吗？经济日报调研组走进神华集团采访的第一站，就从煤炭开采开始。

矿区煤炭不落地

“一年一场风，从春刮到冬。”这是对神华集团神东矿区气候状况的真实写照。

这片蕴藏着丰富煤炭资源的土地,历史上年均降水量仅有362毫米，但蒸发量远大于此，常年风沙弥漫，风蚀区占总面积70%以上，生态环境极度脆弱。既充分利用煤炭资源，又保护好荒漠区的生态环境，实现煤炭开采与生态保护双赢，是一个难上加难的考验。

“神华集团要实施‘1245清洁能源发展战略’，就必须把绿色发展的理念贯穿于煤炭开采、加工、利用、转化、综合循环等全产业链。”神华集团副总经理李东说，在煤炭开采环节，必须全力实现不扰动外部环境，实现绿色开采，清洁供应。

神东矿区大柳塔煤矿是目前世界上最大的井工矿，也是我国少数几座采用大采高采煤工艺的煤矿之一。在大柳塔煤矿距离地面150多米的工作面，记者看到7米高的国产大型液压支架十分整齐地一字排开，撑起了一片宽敞的采煤作业空间。在预先铺设好的轨道上，大型采煤机紧贴着厚厚的煤层，采煤机上两个巨大的转盘飞速转动，切割下来的煤块落在快速运转的皮带机上。

大柳塔煤矿矿长刘民强告诉记者，大柳塔煤矿一个生产班组11人，工作8个小时就可以采15000吨煤，每个月可以掘进1300米。2015年，大柳塔煤矿全员工效达117吨／工，是行业平均水平的近17倍。

神华集团共有煤矿77处，核定/设计生产能力近6亿吨/年。近年来，神华集团加速推进安全、高效、智能矿井建设，信息化和工业化融合的程度越来越高。目前，神华集团原煤生产综合能耗只有约2.7千克标煤/吨，达到世界先进水平。

神华神东煤炭集团副总经理兼总工程师杨俊哲告诉记者，原煤通过皮带机送到洗煤厂洗选后，将被存放在大型筒仓里。发运时，再通过皮带转移到定量仓装车。

记者来到大柳塔选煤厂装车车间时，一名工作人员正在操控装车，只见他鼠标轻轻一点，定量仓里的煤就精准地滑落到车厢里。根据记者现场测试，装满一节载重75吨的车厢，只需37秒钟。

神华神东煤炭集团洗选中心副主任何宗政介绍说，完成装车后，还需要在煤炭表面撒上封存剂进行固化，防止运输途中的粉尘污染，实现了煤炭生产、运输过程中的不落地。

“目前，我们整个矿区地面上没有裸露堆放的煤，完全实现了‘采煤不见煤’，环境更加清洁卫生，大大减少了煤炭开采对环境的影响。”杨俊哲说。

神华集团煤炭生产部总经理赵永峰介绍说，在煤炭生产开采中，神华集团露天矿、井工矿采区回采率分别达98%、85%以上；通过绿色开采实现了“采煤不见煤，污水不外排，矸石不出井”，做到绿色开采，清洁生产。

采空区建成地下水库

广袤的西北地区缺水！对此，大柳塔煤矿总工程师陈苏社体会颇深：“神东矿区属于半干旱气候，干旱少雨。在上个世纪，水厂给矿上供水时有时无，水一停，整个井下生产就停了。”找水，曾经是神东矿区维系生产和生活的一大任务。

现在，情况大为改观。记者来到大柳塔矿的地下水库，这个水库基于超大工作面开采后井下采空区自然边界明显、岩体空隙均匀的实际，采用全新的“地下水库”技术建成。具有遵循地下水的赋存规律、注重煤矿井下水资源保护的特点。

陈苏社说，井下涌水量约400立方米/小时，全部通过不同水平间的连接管道，由注水孔注入22煤层的地下水库，经矸石自然净化过滤后全部进行复用，实现了井下生产污水零升井。

目前，大柳塔煤矿地下水库的总储水量约为710万立方米，相当于一个中型水库。水库水源大部分利用地下水运移、自然压差规律进行收集、输送，具有“循环型、环保型、节能型、效益型”的特点。

杨俊哲介绍说，采空区天然净水厂污水处理量350万立方米/年，是标准的无人、无设备、无电耗、无材耗的“四无”效益型天然污水处理厂。水质化验分析结果表明，矿井水经采空区自然净化后，水质完全可以满足工业和绿化用水要求。

记者了解到，通过这一示范工程，大柳塔煤矿井下每年节约用水280万立方米，节省购水费用4200万元，减少矿井水处理及外排费用1800万元。

截至2015年9月，大柳塔煤矿、上湾煤矿、补连塔煤矿、榆家梁煤矿等15个矿井已经建成35座地下水库，每座平均储水量约71.4万立方米；目前整体储水量达到2499.5万立方米，历史最大储水量达到3100万立方米，相当于地面建设两三座1000万立方米中型水库的蓄水量，大幅减少了外购水和排水等费用，基本解决了神东矿区煤矿生产中供水、排水、污水处理以及防治水灾的问题，矿区中水复用率达到72%，产生了巨大的经济效益和社会效益。

有关资料显示，我国煤矿开采每年产生的矿井水约80亿吨，而利用率仅为25%，其他未能利用的60亿吨水资源，相当于60个储水量1亿吨的大型水库，这对于人均淡水资源远远低于全球平均水平的我国是巨大的资源浪费。我国煤矿大多地处西部北部水资源极度缺乏地区，神东矿井分布式“地下水库”技术的推广应用意义重大。

“通过全面推进矿井水深度处理技术和中水回用技术应用，大大拓宽了西北缺水地区水资源利用潜力。”张玉卓说，未来5到10年内，神华集团还将继续加强保护和改善地下水资源，使西部矿井水利用率由目前的不足30%提高到60%，年节约水资源10亿吨以上。

在煤海上造一片绿洲

在神华准能集团公司，有一个标语随处可见：“你能、我能、大家能，准能”。

“这是我们多年倡导的企业文化。”准能公司总经理张铁毅说。凭着“你能、我能、大家能，准能”这股劲，准能公司已经走出了一条资源效益、生态效益、经济效益和社会效益有机统一的发展路子，在煤海上造出了一片绿洲。

作为全球最大的露天矿井，准能公司如何在沟壑纵横、生态脆弱的土地上既挖煤又造绿洲？抱着好奇和怀疑的态度，记者驱车来到准能公司旗下的黑岱沟露天矿。

通往矿区的道路十分宽阔，路面宽度超过20米，前方引导车的尾部高高地悬挂着一面小红旗。“这里的运煤车轮胎高4米，载重达到300多吨。上下坡时，运煤车看不到路上行驶的其他小汽车。小汽车悬挂红旗，可以提醒大卡车。”张铁毅说。

黑岱沟露天矿矿长刘玉福告诉记者，这里的煤层大约29米厚，按照目前的开采水平，每年可以推进开采约400米，平均开采深度110米左右。

问题是，露天开采怎样造出一片绿洲？记者了解到，方法是这样的：露天矿开挖时，将挖出的好土覆盖到原来生态不好的荒地上，将原来沟壑纵横的荒地变成平整的良田。按矿上的说法，这叫外排场。露天矿开采过程中，不断将挖出的好土回填至矿坑，形成新的良田。按矿上的说法，这叫内排场。

张铁毅告诉记者，针对矿区气候干旱、降水量少、生态环境极其脆弱的特点，准能公司把土地复垦、生态保护、水土保持纳入到“三同时”管理，从2002年开始每吨煤提取0.45元作为复垦及绿化基金。

截止到2015年，准能公司的环保、水保、绿化复垦累计投入37.38亿元，其中环保投入18.43亿元，水保投入5.15亿元，绿化复垦投入13.9亿元；累计完成复垦2303.04公顷，种植各种乔、灌木6400多万株，地被及牧草17.13平方公里；植被覆盖率达75%以上，比原始自然地貌提高2至3倍。

准能公司环境保护部副部长张斌告诉记者，从2012年起，东、西两个排土场种上了玉米、大豆，累计产量达到246万斤。如果按照单产算，是本地村民农作物种植产量的3倍。

“你们要是夏天的时候过来，到处郁郁葱葱，凉风习习，倒像是置身在一座巨大的天然氧吧里。”张铁毅说，目前，矿区生态系统结构由简单趋向繁杂，植物种群由单一趋向多样，水土流失得到治理，已经从荒坡秃顶变成植被覆盖、草木茂盛的人工生态区，生态系统向着良性循环方向发展。

在神东矿区，杨俊哲告诉记者，神华神东煤炭集团在实施绿色开采的同时，也主动实施生态环境保护，在全国煤炭系统中率先建立了生态治理资金长效保障机制，先治后采，采治互动，以采促治，形成了以煤业发展促进生态治理，以生态治理保障煤业发展的良性循环。

经过30多年努力，目前神东矿区的植被覆盖率已由开发初的3%至11%提高到60%以上，累计生态治理面积达245平方公里。神东不仅没有因大规模开发造成环境破坏，而且使原有脆弱生态环境实现正向演替。

记者了解到，目前，神华集团已经有21个煤矿被国土资源部确定为“国家级绿色矿山试点单位”。

煤炭清洁发电是神华集团“一主两翼、适度多元”的产业布局中的重要“一翼”。

作为国内第6大发电企业，神华如何做到煤炭清洁发电？煤电超低排放究竟可不可行？经济日报调研组走进了位于河北省三河市燕郊经济技术开发区的神华集团国华三河电厂采访。

超低排放是必由之路

走进三河电厂，记者发现，这座火电厂的车间内外十分整洁，整个厂区既看不到煤，也看不到燃烧过的煤渣。

三河电厂总经理张翼说，为了减少对周边环境的影响，发电生产产生的灰、渣、石膏都实现100%综合利用，成为建材企业的建筑原料。

成立于1994年的三河电厂，目前装机容量为1300兆瓦，既是北京东部重要的电源支撑点，也是京冀两地民生采暖的重要热源。其中，一期工程为两台350兆瓦燃煤亚临界发电机组；二期工程为两台300兆瓦燃煤亚临界热电联产机组。

“我们已经完成对这4台机组的节能环保综合升级改造工作，成为京津冀地区首家实现全厂‘超低排放’的燃煤电厂。”张翼说。

三河电厂的节能环保综合升级改造，前后历时两年多，投入资金近6亿元。企业为何要费这么大力气实施超低排放改造呢？

神华集团副总经理、中国神华总裁韩建国说，燃煤发电目前占全国总发电量的70%以上，消耗了50%以上的煤炭，是煤炭消费的“大户”。在未来较长一段时间内，燃煤发电仍将是我国的主要电力来源。从数量上说，如果煤电能做到清洁利用，煤炭消费所带来的环境问题也就解决了一大半。因此，大力发展煤炭清洁发电，是实现我国电力供应清洁、安全、可靠、经济的必然要求，是必由之路，将对我国控制能源消费总量、治理大气污染发挥重要作用。

记者了解到，神华集团在2012年就跻身国内第5大火力发电企业，目前火电装机总容量已达7258万千瓦。近年来，为推动煤炭清洁发电，神华集团一方面在新建机组中全部利用新技术路线，打造高效、清洁的燃煤标杆电厂；另一方面对现役机组进行升级改造，使其达到超低排放标准。

2014年6月，国内首台“超低排放燃煤发电机组”——神华集团国华舟山电厂新建4号35万千瓦国产超临界燃煤发电机组正式投入生产。

同年7月，京津冀地区首台“超低排放”燃煤发电机组——神华集团国华三河电厂1号机组“超低排放”改造项目168小时试运圆满结束并正式移交生产。

神华集团电力管理部综合处处长孙小玲介绍说，这两台机组的主要污染物烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放量远低于环境保护部发布的《火电厂大气污染物排放标准》限值，甚至低于燃气发电机组大气污染物排放限值的一半。

对标天然气发电标准

在三河电厂的厂门、办公楼前等多个地方的显著位置，都树立着一块电子屏，屏幕上清晰地显示着三河电厂四台燃煤机组粉尘、二氧化硫、氮氧化物的实时排放数值，以及天然气发电排放的国家标准。

“我们对燃煤机组污染物排放浓度进行全时段监测，人们可以从这些电子屏幕了解污染物排放的实时数据，也可以从网上查询。”张翼说，为了使电厂的环保状况完全透明化，三河电厂把这些实时数据与河北省环保监测厅联网，向全社会公开。

同时，为了更自觉地接受社会监督，三河电厂每个月举办两次“走进电厂看环保”活动，邀请周边社区居民、大学生、小学生等不同群体的代表到现场参观，让老百姓切身感受绿色电力，进一步了解清洁能源，使绿色电站的形象深入人心。

“我们不怕他们到厂里来看，就怕他们不进来看。”张翼自信地说。

三河电厂的底气，正是来自于煤电机组的超低排放。

记者了解到，三河电厂4台机组节能环保综合升级改造完成后，与燃煤电厂达标排放量相比，每年减排烟尘508吨、二氧化硫1169吨、氮氧化物2185吨，比改造前分别降低85.3%、60.5%、88.9%。

与其他化石燃料相比，天然气燃烧时能减少二氧化硫和粉尘排放量近100%，减少二氧化碳排放量60%和氮氧化合物排放量50%，因此是公认的清洁能源。张翼告诉记者，从实时监测看，改造后燃煤发电的排放值，明显低于天然气发电的排放标准。

“三河电厂的实践说明，只要选择合理的技术路线，运用先进的环保技术，燃煤电厂完全有能力实现超低排放。”张翼说。

截至2016年2月底，神华集团在全国已有超低排放机组达到52台，共计2709万千瓦，占神华集团电力总装机的1/3，占全国超低排放改造机组容量的1/4左右。

“如果从2016年开始全国燃煤机组全部实现超低排放，五年内烟尘、二氧化硫和氮氧化物年均减排放量分别为27万吨、155万吨、154万吨，年均减排率分别为19%、18.9%、18.5%。”孙小玲介绍说。

研究表明，如果全球燃煤电厂效率从目前的35%提高到目前最为先进的45%左右，全球燃煤发电可减排二氧化碳40亿吨。未来，如逐步用先进的超超临界机组替代老旧机组，中国在装机总量持续增加情况下，燃煤发电的二氧化碳排放总量仍可保持基本稳定。

超低排放推广进行时

煤电超低排放在技术上已经取得突破，煤炭清洁利用初见成效。接下来如何推广应用？

2015年12月2日国务院常务会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克。煤电超低排放在国家层面获得认可和大力推广。

根据神华集团的战略规划，到2017年底，神华集团在东、中部地区所有现役燃煤发电机组将完成超低排放改造；到2020年底，神华集团所有煤电机组全部实现污染物超低排放，一体化脱硫效率达到98%以上，脱硝效率达到80%以上，脱汞效率达到70-90%，投资和运行费用要比传统脱硫、脱硝工艺节省20%以上。

“煤电超低排放的技术突破，为改变传统粗放式煤炭消费方式奠定了基础，有利于推进我国的节能减排工作，树立了‘煤炭也可以成为清洁能源’的理念，为维持并扩大煤炭消费创造了更加宽松的环境。”神华集团董事长张玉卓表示，面对经济新常态下产能过剩、需求不旺、电价下调等不利形势，神华集团将继续推进现役燃煤机组的超低排放和节能改造，坚持走煤电清洁高效、价值创造之路。

不过，也有人担心，追求超低排放，火力发电还能赚钱吗？

神华国华电力公司副总经理许山成说，对于实施大气污染物超低排放的燃煤机组，浙江、河北、河南、天津等地已相继出台补贴政策。同时，根据对国华三河电厂1号机组和国华定州电厂3号机组超低排放改造费用测算，增加电量成本每千瓦时约1分钱左右，这个成本相对于巨大的环保效益和社会效益是可以接受的。

也就是说，燃煤电厂实现超低排放的成本投入总体上并不高，但可以明显减少煤电对环境的污染，环境效益十分明显。而根据对煤电机组与燃气机组成本的比较分析，在污染物浓度同样达到燃气排放限值的条件下，以神华国华舟山电厂所在的浙江省为例，天然气联合循环机组发电的燃料成本为0.57元/千瓦时，国华舟山电厂4号机组发电燃料成本为0.18元/千瓦时，仅为燃气机组成本的1/3，煤电机组“超低排放”具有明显的成本优势。

记者还了解到，2015年12月，国家发展改革委等部门已经联合发文，明确对2016年1月1日以前已经并网运行的超低排放现役机组，对其统购上网电量加价每千瓦时1分钱（含税）。鼓励煤电清洁化的政策规定逐步清晰。

“煤电超低排放与天然气发电的实际排放值还有一定差距，我们对此也不必藏着掖着。”张翼坦言，燃煤电厂烟气污染物按照燃气标准控制就是实现了煤炭清洁燃烧。要使煤电排放与天然气发电的实际排放值一致，还需要更大的环保投入，燃煤机组的度电成本还会再增加。而在火电上网电价下调和利用小时数下降的情况下，火电企业将出现严重亏损。

可见，煤电超低排放打开了一扇通往煤炭清洁利用新空间的窗户，技术上是可行的，监测是上可靠的。不过，在经营压力之下，煤电超低排放技术在全国范围内的推广，还需要一段路程。

促进煤炭产品由燃料向原料与燃料并重转变，这已经成为煤炭行业的共识。特别是在煤炭产能过剩愈演愈烈、市场供需严重失衡的形势下，越来越多的煤炭企业把目光聚焦在煤化工、煤制油上。

经过多年的发展，神华集团在煤制油化工领域已经形成完整体系，成为我国最大的煤化工企业，也是目前全球最大的煤制油化工产品生产商。按照规划，“十三五”期间，神华集团将继续把煤炭清洁转化作为清洁能源发展战略的重要“一翼”。

神华集团的煤制油项目曾广受关注，也饱受争议。现在，这个项目进展情况如何？经济日报调研组来到了神华集团鄂尔多斯煤制油分公司采访。

直接液化 从无到有

“从筹建第一条生产线，到2010年实现煤直接液化的商业化运行，我们走过了15年左右的时间。”在神华集团鄂尔多斯煤制油分公司的展览室里，中国神华煤制油化工有限公司董事长兼总经理张继明说，从国家长远的能源安全看，这样的付出具有深远意义。

我国石油和天然气资源相对匮乏，国内油气供应缺口较大。针对我国石油对外依存度较高的严峻形势和“贫油、少气、富煤”的资源禀赋特点，1996年，我国就提出了要探索以煤制油的能源发展道路。

发展煤制油项目的重担，落在了神华的肩上。从1997年起，神华集团开始项目前期工作。中国神华煤制油化工有限公司副总经理、总工程师舒歌平说，上个世纪90年代，国内还没有关于煤制油的成熟技术和模式。在开展前期研发中，神华也试图从国外直接引进技术。不过，由于种种原因，直接引进技术的进展并不顺利。

为了使煤制油尽快实现工业化生产，神华集团开始了自主研发的尝试。随着一道道难关被攻克，最终把无机化工、煤化工、石油化工等技术融合在一起。2004年，神华集团启动了第一条煤直接液化商业化生产线示范工程的建设；2008年12月30日示范工程一次开车成功。

经过几年试车运行，鄂尔多斯煤直接液化示范工程核心装置实现了长周期稳定运行，水资源消耗降低，能源转化效率等各项经济技术指标持续提高，并于2011年进入商业化运营。

数据显示，2011至2014年，鄂尔多斯煤直接液化年均实现销售收入57.1亿元，利税14.3亿元，经济效益良好，在高油价下有较好的盈利能力。2015年投煤运行269天，生产油品71.8万吨，加工洗精煤150万吨，销售各类油品70万吨，实现营业收入30.62亿元。

舒歌平说，煤制油化工技术在将煤炭转化为清洁优质的汽柴油、天然气、烯烃等产品的同时，能将煤中的硫元素以单质硫的形式进行回收，整个转化过程具有较高的能源转化效率。

记者了解到，神华鄂尔多斯煤制油项目建设规模为年产油品400万吨。目前，第二、三条生产线也在稳步推进，示范工程（含间接液化）年消耗煤炭1200万吨，年产值300亿元，利税近100亿元。

神华集团董事长张玉卓说，煤炭在中国的主体能源地位相当长时期内难以改变。推动煤炭清洁发展，必须实现由资源驱动向创新驱动型转变，由燃料向燃料、原料并重方式转变，由相对粗放开发向集约绿色、互联智能方式转变，由传统高排放利用向近零排放的清洁高效方式转变。

“把煤炭作为原料，通过目前成熟的煤制油化工技术既能生产汽柴油和甲烷产品，又能生产烯烃、芳烃等石化产品，可以实现对部分进口油气资源的直接和间接替代，减少境外油气资源供应对我国经济社会稳定的影响，从而保障国家能源安全。”张玉卓说。

到2020年，神华集团煤化工板块有望完成3000万吨石油当量，据测算，与同期大庆油田的石油产量大致相当。

耗水不再是问题

自鄂尔多斯煤制油项目启动以来，外界的批评声音就不绝于耳。批评者认为，煤化工项目需要消耗大量水资源，在鄂尔多斯发展煤制油，不仅会污染当地的水资源，也会加剧水资源的短缺。

鄂尔多斯煤制油项目最初设计的吨油水耗达10吨，如果按年产油品400万吨匡算，该项目每年需要使用水资源4000万吨。这在水资源严重不足的内蒙古，确实不是一个小数目。

“现在，批评的声音已经越来越少了。”张继明说，在项目规划之初，神华就对当地的配套资源进行了详细评估，比外界更能感受到水资源的宝贵。

张继明介绍说，在当时的项目审批中，政府只给鄂尔多斯煤制油项目批复每天8万吨的额度，并且没给任何污水排放口。这就意味着，鄂尔多斯项目必须做到尽量少取新鲜水，且不对外排放废水。

而发展煤制油，必须消耗大量的水。怎么办？神华集团的矿井疏干水“地下水库”派上了大用场。神华集团通过管道，直接把储存在“地下水库”的矿井水引到煤制油项目。目前，“地下水库”向鄂尔多斯煤制油项目的日供水量超过了3000立方米。来自“地下水库”的矿井水经过净化处理后，三分之一用于生产氢气，其余部分用于设备的循环冷却。

舒歌平告诉记者，随着工艺的不断改进，鄂尔多斯煤制油项目吨油水耗已经从设计之初的10吨降到5.8吨左右，最好的时候吨油水耗不足5吨。随着工艺的不断改进，水耗量有望继续下降。

而煤制油过程中产生的污水，则实施“清污分流、污污分治、一水多用”。在神华煤制油的废水处理车间，工作人员许昊告诉记者，这里共有两套废水处理设备，每套设备每小时能处理污水200立方米，均处于24小时运转状态。

根据生产运行中不断暴露出的污水处理及回用方面的问题，神华集团进行了多项技术改造，其中包括高浓度污水深度处理、含硫污水气体装置改造、含油污水处理装置增加隔油沉淀设施、含硫污水增加除油设施、生活污水、气化废水增加缓冲沉淀池等。经统计，自2008年以来，神华集团共完成实施污水技改技措项目达16项。

截至目前，神华煤制油污水处理累计投入已超过13亿元，是普通炼油环保投入的3至4倍，成功解决了污水处理的难题，污水回用率达到98%以上，实现污水“零”排放。

张玉卓表示，到2020年，神华煤制油项目将努力实现水耗继续降低20%，最大限度实现水资源的重复利用，把新鲜水的耗量降到最低。

让煤制油“叫好又叫座”

2012年，神华集团在鄂尔多斯煤制油项目附近建起了第一个自营加油站。几年过去，这座加油站每年销售油品9000多吨，年年实现盈利。

与这座加油站形成反差的是，神华的煤制油项目赚钱并不容易。张继明告诉记者，神华煤制油的油品质量十分可靠，甚至可以满足航空航天事业的需要。不过，由于缺乏销售渠道，这些产品必须批发给石油石化企业做调合油。加之煤制油企业不具备油品定价权，“两桶油”在收购中大幅压价，导致煤制油的利润空间被大大压缩。

而让神华集团感到压力最大的是，在国际油价表现低迷的形势下，国内成品油税费负担过重，让煤制油项目更加步履维艰。

按照国家成品油消费税政策和当前国内成品油市场价格测算，煤制油项目投产后产品消费税、增值税及其他税负高达50.1%，消费税占比35%。税负过高，让煤制油项目在低油价下经营更加困难。2015年，鄂尔多斯煤制油项目亏损10亿多元。

煤制油与原油炼制成品油的成本构成不同。原油炼制成品油，原油成本大致占80%。煤制油装置规模庞大、建设周期长、投资额度高，企业的财务成本高，折旧及财务费用等占总成本的比例为40%，原料煤的成本仅占16%。这导致煤制油生产成本与原油价格的波动关系不大，原油价格越低，煤制油经营越困难；原油价格越高，煤制油盈利越丰厚。据测算，在目前税收政策下，原油价格到达50美元左右时，煤制油项目才能维持正常运营。

“目前消费税政策调整机制与煤基油品逆向，油价越低，煤制油企业的利润空间越窄。”张继明说，目前煤制油产品成本折成原油，相当于每桶40美元，低于国内原油开采成本。同时，煤制油项目比加工进口原油对国家经济发展贡献比炼油企业大，主要体现在原料与产品增值税抵扣差额上，相同原油量加工过程中，煤制油给国家贡献更多的增值税。

不单单是神华的煤制油项目，整个正在兴起的煤制油行业都在呼唤政策的支持，以让煤制油“既叫好，又叫座”。

来源：经济日报记者徐如俊、崔书文、林火灿、魏永刚

编辑：王玥、万政