煤化工怎样应对低油价冲击

□ 陈丹江

煤化工怎样应对低油价冲击

□ 陈丹江

现代煤化工示范产业需要适当的税收优惠和政策扶持，以减轻压力，轻装上阵，实现循环与可持续发展。

现代煤化工是高油价时代的产物。前些年，由于国际原油价格高企，最高时达到147美元/桶，导致国内油气及与之相关的下游产品价格居高不下。在此背景下，鉴于国内“富煤、贫油、少气”的资源禀赋，出于国家能源战略安全考虑，加之发展煤化工有利可图，在国家对现代煤化工相关政策的鼓励下，我国煤化工项目纷纷上马。然而天有不测风云，随着国际原油价格掉头向下，一路狂跌不止，刚刚兴起的煤化工产业饱受重创，苦不堪言。那么，现代煤化工该怎样应对低油价带来的冲击？

着力攻关“煤头水尾” 最大限度释放产能

投产的煤化工项目须着力攻关“煤头水尾”难题，最大限度释放产能。当下，不少投产的煤化工项目难敌低油价，特别是煤制油、煤制气项目，一个最大的问题是生产不稳定，产能无法完全释放，导致产品成本过高，形成投产即亏局面。一些项目生产不稳定的根源，恰恰是“煤头水尾”出了问题。

所谓“煤头”问题，是指一些煤化工项目的气化技术还没有完全过关。据了解，我国最早建成投产的内蒙古一个煤制烯烃项目，受“煤头”困扰多年，至今仍在探索攻关。主要问题是当地储量最大的褐煤煤种由于质量原因，与气化炉不能完全匹配，造成气化过程不稳定、不充分，合成气产量无法满足后续生产需要等，致使项目产能无法有效释放。据了解，这家企业投产以来，实际产量仅为项目设计产能的50%左右，项目因此连年大幅亏损。我国最早建成投产的大唐克旗煤制气和汇能煤制气两个项目，由于对“煤头”没有完全吃透，在生产运行过程中，均出现了气化炉内夹壁腐蚀问题，导致停产检修。有的项目因气化炉只能“吃”块煤，致使生产过程中大量末煤难以消化，成为制约生产的瓶颈；有的气化炉因水煤浆浓度不够，影响气化产量；更多的则是因气化炉与煤种不符，导致无法连续稳定生产，严重影响产量。

中天合创中央控制室。张见明 摄

所谓“水尾”问题，是指项目的废水处理。国家在核准煤化工项目时，要求项目废水“零排放”，但现实情况是，由于煤化工项目废水处理量过大，以现有废水处理技术很难真正做到零排放。凡被要求“零排放”的煤化工项目，无一例外采用建设“蒸发塘”的方式储存生产过程形成的废水及无法全面处理的废水，但“蒸发塘”有限容积和生产过程产生的废水“无限”的矛盾则难以解决。去年，内蒙古一家煤化工项目就是由于废水存储过多导致“蒸发塘”出现溃坝，造成一起严重的环保事件，并使项目停产近一年之久。某煤制气项目因废水处理及“蒸发塘”消纳受限等原因，始终无法实现满负荷生产。现在，煤化工废水处理问题已经成为企业的最大痛点。

煤化工项目要实现连续稳定生产，当务之急是解决好“煤头水尾”问题。但从目前的情况来看，以单个企业的一己之力，真正解决“煤头水尾”问题难度太大，需要从国家层面加以重视，组织行业专家开展技术攻关，真正发挥举国体制的制度优势，尽早解决制约煤化工项目的“煤头水尾”两大瓶颈问题，帮助企业解决技术难题，实现项目的连续稳定运行，从技术层面具备应对低油价的物质基础。

千方百计控制投资 想方设法降低成本

在建项目须千方百计控制投资，将财务成本降至最低。财务成本主要是建设期借贷利息，且占整个成本的比例较大，煤化工要抵制低油价，必须降低成本，尤其是财务成本，以提高产品的竞争力。

某地一家煤制化肥企业投产以来产量虽已达到设计规模，但仍连年亏损。最近这家企业的上级公司出于业务整合的需要，要求其编制未来五年的扭亏增盈方案，但这家企业使出浑身解数也编不出盈利方案，其根本原因就是项目建设时投资成本过高，导致现今财务成本居高不下，加之化肥属产能严重过剩产品，价格上不去，这“一高一低”，使企业无论如何努力都难以实现盈利。类似的煤化工企业还有不少，人们把这类项目叫做“硬亏损”项目，这些企业都是在项目建设过程中，没能有效控制投资成本，形成了今天的“硬亏损”局面。

煤化工是资金密集型产业，投资巨大。例如一个年产40亿立方米的煤制天然气项目，总投资约需340亿元左右，如果建设过程中稍不留意，项目超概算十分常见。事实上，就煤化工项目而言，投资成本往往成为项目成败的关键。例如，同为60万吨级别的煤制烯烃项目，有的企业将投资额控制在170亿元，项目投产后成功抵制住了低油价的冲击，实现了盈利。另一个项目实际投入则超过了300亿元，造成投产即亏，并且是巨额亏损。

造成煤化工企业投资“过界”的原因很多，主要有以下几种：一是建设单位贪大求洋，总希望项目规模越大越好，总希望设备是进口的，导致投资过大。前面提到的两个煤制烯烃项目，其中一个项目在关键技术和设备上采用国内核心技术和设备国产化，有效控制了投资成本；而另一家则过多从国外进口设备，导致投资成本过高。二是主次不分。有的企业在上项目时，除了生产装置以外，在非生产方面的投资过大，比如项目还没投产盈利就兴建高档宾馆和过多的非生产设施。三是建设过程中的浪费现象严重。有的企业上项目大手大脚，不计成本，从而导致项目预算一超再超等。

由此可见，只要企业树立正确的投资理念，形成完善的制约机制，严格按照预算投资，项目的投资是可以得到控制的，产品的财务成本也是可以提前得到控制的。

完善优化设计方案 未雨绸缪防患未然

规划项目须全面优化设计方案，尽量避免前期项目问题。就国内已建成投产的煤化工项目而言，不少项目之所以缺乏竞争力，问题出在设计上。对于一个煤化工工程来说，设计是龙头、是灵魂，这个项目的成功与否、进度快慢、投资是否合理、采购的设备材料是否正确、操作是否顺畅、能耗物耗指标是否先进，以及工程是否安全环保，环境优劣、职业健康卫生等均与设计有关。设计得好，是项目成功的基础，如果基础不牢，就很难取得成功。因此，把好煤化工设计第一关至关重要。

在对已建及在建的煤化工项目进行梳理时，笔者发现，“复制”并不成熟的技术方案现象十分普遍，前期示范项目没有解决的技术问题“遗传”到后续项目；设计得不周全、不优化是导致项目投资成本过高、项目投产后浪费较大、生产过程不稳定的关键因素。究其原因，既有设计单位设计能力不足、设计经验不够、设计方案不优化的问题，也有业主急于求成，一味催促设计单位早出图纸、快出图纸，导致时间仓促，造成设计“丢三落四”的问题。有的项目因设计不充分，导致“设计变更”和“变更设计”十分频繁，项目不少工程建了拆、拆了建的现象十分普遍，造成极大的浪费和损失。更大的问题是，由于设计不完善，项目建成后生产不稳定，能耗物耗浪费惊人，致使产品成本难以控制。

从已建成的一些现代煤化工项目来看，设计环节存在的问题较多。首先是设计能力问题。比如系统配置。现代煤化工规模大，大都采用多系列配置方案，项目的系统优化考虑欠充分，主要表现在总图和公用工程方案不够优化。由于项目进度要求紧，致使工程设计跟不上建设进度，为保险起见，设计院往往多加设计余量，造成工程量及费用加大。业主对单项设计方案较为关注，对全系统整体影响的论证较为欠缺。比如用传统的化工工程理念考虑现代的煤化工，没有充分考虑厂区的纵横长距离；对于公用工程系统、辅助系统，仍采用传统的集中设置，造成供给末端、高点量上不来，回不去。再如系统输送能耗。对于小规模的装置，一些介质的平衡可以不考虑，但对于现代大规模的煤化工，虽然某个物资的含量较低，但总量并不少，如不考虑平衡，在生产中就会缺少处理设施，或浪费可观的能源；上下游装置配套规模理想化，导致装置能力偏小或过大，尤其是能力偏小，没有抗原料变化和生产负荷波动的能力。此外，现代煤化工项目装置多、占地大，厂区大、道路多。为追求气派，有的业主希望厂区看起来大气，常见的厂区道路都较宽。对于规模大、占地大的现代煤化工厂来说，道路纵横多达十几条，如果每条路多2米，整个厂区的占地会多出十公顷以上。这样不但增加占地，无形中也增加了流体输送的能耗，增加了地上地下的管道、电缆及管廊长度的投资。

现代煤化工项目，一般都是投资上百亿甚至几百亿元的工程，如果出现大的设计失误，造成的损失往往不可估量。因此，设计是现代煤化工最重要的关口，一定要把住。

对标管理减少费用 提质转换增加效益

煤化工企业须全面开展降本增效，提高产品竞争优势。低油价对煤化工的冲击是不得不承认的现实，但作为煤化工企业而言，外部环境难以把控，企业所能做的，就是在“管理出效益”上做足文章，通过企业内部的增收节支、降本增效来提高竞争力。

其实，煤化工企业在降本增效方面可做的文章很多，节约的空间很大。比如一个年产60万吨的煤制烯烃企业，年需原料煤和燃料煤共2000万吨，松紧之间就是数亿元。再如，煤化工企业在生产过程中都要产生大量的副产品，如果利用得当，通过提质转换，又是一笔可观的效益。当下虽然国际油价处于低位，煤化工产品价格低廉，但在同样的市场环境下，有的煤制烯烃企业就可盈利。这些能够盈利的煤制烯烃企业盈利的法宝，就是由于企业在全产业链上做足了文章，通过开展循环经济，副产品及废物利用，打造全产业链，使企业成本优势得以体现。处于亏损的煤化工企业要想在降本增效上取得突破，须把着力点放在内部的管理上，重点是开展对标管理，即从经营机制和管理模式上对标国内那些能够盈利的先进煤化工企业。

对标，经营机制是根本。大多数企业多把先进企业的某些技术指标作为对标标准。结果一些企业发现对来对去，技术指标就是上不去、消耗指标也下不来，却又找不出原因。个中原因就是对标企业没有从标杆企业的经营机制上去对标，没有找到与先进企业的差距之本，因而事倍功半，收效甚微。神华宁煤煤制油之所以成为总书记充分肯定的我国煤化工行业的标杆，首先在于其经营机制胜人一筹。 神华在项目规划之初就注意从全国网罗和蓄集人才，项目从小试到中试一步步成功后，才进行商业化运作，并一举获得成功，变成了煤制油领域的“国家示范型实验室”。而选择煤制油独到的商业眼光，看准油品市场的商业前景，也是其成功的法宝之一。

对标，管理模式是关键。管理出效益，同样的项目在不同管理模式的企业手里，无论投资成本还是经营成本都大相径庭，不可同日而语，其项目最终的营运效果也大不一样。比如，有的国有企业管理链条过长、管理层级过多，导致办事效率十分低下，投资成本居高不下。新疆一民营煤化工企业上马了与一家国有大型集团同样的煤化工项目，这家企业管理层级只有两级，且项目本身作为市场主体；管理人员十分精干，不到同类国有企业的一半；经营机制比较灵活，决策过程相对简捷，因此成为同行业中，尤其是国有同类企业对标学习的标杆企业之一。

由此可见，对标先进企业的各种经济技术指标虽然是其内容之一，但如果不学习先进企业的经营机制和管理模式，不找出标杆企业创造出先进指标的真正原因，就难以见到真章，对标的效果最终也会大打折扣。

期盼国家政策扶持 卸下包袱渡过难关

最近，国家给予煤制油示范项目免征五年消费税的消息在煤化工行业引起积极反响，有专家解读这是国家对煤化工产业做出的方向性选择，即国家更倾向于鼓励煤制燃料路径的现代煤化工示范，这是出于国家“富煤、贫油、少气”的能源资源禀赋特点，通过发展煤制油、炼制气，以实现国家能源战略安全而做出的现实选择。国家在支持煤制油示范的同时，对同样作为煤制燃料重要路径的煤制天然气及石油替代产品的煤制烯烃、煤制乙二醇等产业也应给予必要的政策扶持。

以煤制天然气为例，我国现已建成投产的煤制天然气示范项目共3个，分别是大唐内蒙古克旗煤制天然气40亿立方米/年示范项目、新疆庆华55亿立方米/年煤制天然气示范项目、内蒙古汇能20亿立方米/年煤制天然气示范项目。这3家先期示范的煤制天然气项目投产后运行十分困难，均出现严重亏损。有鉴于煤制天然气示范项目面临的艰难困境，国家须从两个方面对煤制天然气示范企业给予支持。

要从价格上给予煤制天然气以必要的政策支持。煤制天然气示范项目属技术密集和资金密集型，投资十分巨大，投资成本高昂。以一个40亿立方米/年规划煤制天然气为例，项目全部建成约需投入资金340亿元左右，因此，平摊到每立方米天然气产品成本中的财务费用占比自然不低。然而，近年来，随着国际原油价格的断崖式下跌，与石油挂钩密切的天然气价格也一落千丈，近两年来，我国已先后两次大幅下调了天然气的市场价格，政府将煤制天然气与成本低廉的天然气一样对待，同比例下调了市场价格，使煤制天然气企业投产即亏，苦不堪言。国家可否对这3家先期示范的煤制天然气示范项目在一定的时期内按“成本加成”的定价机制，即在核定成本的基础上适当给予一定的利润空间，帮助其渡过困难时期，实现健康与可持续发展。

要从空间上给予煤制天然气必要的市场份额。国家鼓励开展煤制天然气示范的前提，是基于我国“少气”的客观现实。由于天然气产品的特殊性及输气管网的垄断性，煤制天然气企业自身无法将产品直接送到用户手里，需要通过控制在“两桶油”手中的输气管道输送，才能到达目标市场。也就是说，无论煤制天然气企业的生产能力如何，都需要“两桶油”的积极配合。即“两桶油”能够接纳多少，煤制天然气企业才能够生产多少。

国家还需像对待煤制油示范项目一样，对国家确立的五大现代煤化工示范产业给予适当的税收优惠和政策扶持，以帮助企业减少税赋，减轻压力，轻装上阵，实现循环与可持续发展。