煤制油税赋问题研究报告（2016年10月）

煤制油作为我国石油替代战略工程，自20世纪80年代恢复研究与开发以来，经过三十余年的努力，在工艺、反应催化剂及工业化装置等技术领域的自主创新取得重大突破，示范装置已成功运行多年并取得了自主知识产权，已具备商业化发展的条件。然而，自2014年10月以来，国际原油价格出现断崖式下跌而导致的国内成品油价格大幅下调以及由此引发的消费税的大幅提高，致使煤制油示范项目全部亏损，已危及国家能源战略工程的实施。建议国家相关部门采取果断措施加以应对，当务之急是减免煤制油消费税。

一 我国煤制油产业发展概述

煤基制油，人们习惯上称之为煤制油，工业上也称煤炭液化，主要有直接液化和间接液化两种工艺。直接液化是指通过加氢使煤中复杂的有机高分子结构直接转化为低分子的液体燃料，是经干燥、研磨后的细煤粉与溶剂油制备成煤浆在高温、高压条件及催化剂的作用下与氢气反应直接生产液化油品的过程；间接液化是指煤炭先经气化生成合成气（CO+H₂），经净化、调整H₂/CO比后，再经费托合成（F-T合成）生产油品的过程。

早在20世纪80年代，随着经济的发展与能源需求的快速增长，我国重新恢复了煤制油技术的研究与开发，并作为石油替代战略工程。21世纪以来，随着我国石油进口量的增长，煤炭液化技术研发进一步加快。在企业的大量科研资金持续投入与科研人员的辛勤付出之下，我国煤制油工艺、反应催化剂及其工业化装置等技术领域的自主创新不断取得突破，打破了国外技术垄断，取得中国煤制油技术的自主知识产权，迫使南非Sasol合成油技术退出中国市场。2005年9月，国家科技部对中科院费托合成油工艺进行验收；2005～2009年期间，内蒙古伊泰集团、山西潞安集团和中国神华集团建成三个16万吨～20万吨/年合成油示范厂。截至目前，伊泰、潞安两个示范厂已运行近7年，神华示范厂2010年开车验证成功。2008年投产的神华集团承担的全球首套百万吨直接液化工艺也于2011年转入商业化生产阶段。晋煤集团消化吸收国外先进甲醇制汽油（MTG）技术，2009投产的10万吨/年项目已实现安全稳定满负荷运行。陕西煤业化工集团以煤炭分质分级清洁高效转化利用为前提，深耕煤焦油加氢制油领域，形成自主知识产权的技术体系，已实现百万吨的生产能力。兖矿集团也很早就介入煤制油领域，2004年万吨级费托合成油技术中试成功，其承担的百万吨示范项目于2015年8月底投料试车成功。

截至2015年底，已经建成投产的工业及商业示范项目8个，形成产能340万吨/年。目前在建的商业示范项目3个，2017年底将形成新的产能620万吨/年。列入国家《煤炭深加工“十三五”规划》的在建升级示范项目4个，储备升级示范项目3个，加上神华“十一五”核准的直接液化二、三线建设，以及地方“十二五”期间备案的多联产项目1个（联产间接液化油品55万吨/年），将再形成新的产能1858万吨/年。

从项目统计来看，我国煤液化产业的发展呈现技术多样化、产品多元化的良好发展态势，产业雏形初步形成，到“十三五”末，预计我国将形成煤液化总产能2818万吨/年，按照70%左右制成的燃油成品计算，达产后将有2000万吨/年煤制油品，补充到我国的成品油市场中。产业主要分布在鄂尔多斯盆地、晋西南、新疆准东和伊犁、贵州毕节等煤炭大型基地周边区域及老少边陲需要精准扶贫的地区。

二 煤制油产业发展的意义

1.保障国家能源安全的战略性举措

习近平总书记在中央财经领导小组第六次会议上提出推动能源生产和消费革命，大力推进煤炭清洁高效利用，着力发展非煤能源，形成煤、油、气、核、新能源、可再生能源多轮驱动的能源供应体系，同步加强能源输配网络和储备设施建设。《能源发展战略行动计划（2014～2020年）》（国办发〔2014〕31号）提出，要确保能源安全供应，加强储备应急能力建设。

目前，我国石油年消费量超过5亿吨，石油对外依存度已超过60%，未来还将呈现不断上升态势。煤制油技术可以大规模生产高品质清洁油品，如果达到年产5000万吨的规模，可以有效缓解因富煤缺油给我国能源安全带来的挑战；如果达到年产1亿吨的规模，我国能源的诸多问题都能得到有效解决。为此，发展煤制油是为保障国家能源安全提供重要战略技术和有效产能储备的重要措施。

2.实现煤炭清洁高效利用的重要途径

煤炭是我国的基础性能源，将长期在能源消费中占据主要地位，传统的煤炭消费模式粗放、效率不高、污染严重，必须革命。煤制油是煤炭消费方式的重大变革，煤通过气化转化或液化转化等化工过程转化为清洁的油品，生产过程中近三分之二的CO₂可低成本捕获，为碳排放彻底解决创造了先决条件；煤炭中的硫、磷、盐分等元素可以全部分质回收；化工转化过程中不产生SO₂、NOx等污染物；废渣可生产建材；特别是火电厂无法使用的高有害元素煤炭，或其他行业无法利用的低质煤炭，也可实现清洁利用。

3.有利于提升我国油品质量和生产特种燃料油

煤制油与原油炼化油相比有天然的优势，可提供现有石油化工技术难以制得的超过国家现行质量标准的高品质柴油、汽油和特种燃料油。利用煤直接液化柴油开发的军用和航空航天特种燃料，填补了国内航空航天特种燃料油空白；煤直接液化石脑油产品芳潜高达75%，可直接作为优质重整原料生产高热值、高辛烷值、低凝点的清洁汽油；2015年5月，神华完成了DDCL（煤直接液化柴油）在国Ⅴ排放SCR发动机上排放性能试验，结果满足GB17691-2005《车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与汽车排气污染物排放限值及测量方法（中国Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ阶段）》标准国V阶段排放要求，且保持较大的排放余量。煤间接液化柴油硫含量极低，色度为零，烯烃含量及芳烃含量很低，十六烷值大于70，可以在0号至-35号柴油之间进行调节，是未来六阶段油品升级的理想组分油，经过7年多测试，尾气排放符合欧洲Ⅴ号标准，比普通柴油节油8%～12%。如伊泰清洁柴油，与国V标准柴油相比，在法定检测指标和非法定检测指标方面均有显著降低，经北京市委托中国环境科学研究院组织的运行试验检测，燃烧颗粒物PM的降低比例达到61.78%，总碳氢THC平均减排0.42%、NO减排31.57%、CO减排5.98%、CO₂减排2.18%，基本没有SO₂排放，具有较大的环保优势。煤间接液化石脑油直链烷烃高达90%以上，是生产烯烃、无芳烃溶剂油、特种石蜡、高品质合成润滑油等的优良原料。间接液化部分产品是传统炼厂难以生产的产品，替代了进口，填补了国内空白。

4.对西部省份社会和经济的发展具有重要意义

我国西部产煤大省受产业结构较为单一的影响，经济发展相对落后，亟须采取根本性措施加以解决。如果在西部地区适度发展煤制油，将会有力改变这一状况。

基于煤炭资源、水资源、环境容量、生态承载力、基础设施条件、区域经济发展等综合条件，我国煤制油产业目前主要布局在西部。煤制油项目一般毗邻配套煤矿建设，投资大、煤炭转化量大、产业链长、科技含量高，如果我们坚持“立足西部、加快新疆”的煤制油产业布局政策，将有利于克服西部地区产业结构单一、低水平发展的矛盾，为西部煤炭资源区域的经济发展注入新的活力，从根本上解决少数民族地区的经济发展和社会长治久安问题。

5.有助于化解煤炭产能过剩、增加财政收入

目前，我国煤炭产能过剩的问题已经十分严重，对煤炭产业的生存和发展造成重大影响，化解产能过剩成为当前乃至今后一段时间煤炭产业的主要任务。但客观上已经实际形成的产能必须有序释放，否则，将造成极大的浪费。因此，除了通过行政手段管住源头以外，更主要的应在形成煤炭新的消费增长点上做文章。在目前技术条件下，1亿吨煤制油品的转化能力，可以消化4亿吨左右的煤炭。因此，发展煤制油，增加对过剩煤炭的有效消费，是解决煤炭产能过剩问题的战略性措施。同时，煤制油作为煤炭深加工产业，可以实现低附加值煤炭向高附加值燃料与原料的转变，附加值大为提升。从税费角度看，目前煤炭税费大约72元/吨，经过深加工延伸到煤制油产品，煤炭税赋至少可提高到250元/吨以上。

6.促进煤炭产业供给侧结构性改革与健康发展

着力推进煤炭产业供给侧结构性改革是党中央、国务院为适应和引领经济发展新常态、针对我国煤炭产业发展严峻形势做出的果断决策。《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》（国发〔2016〕7号）对煤炭产业脱困发展与供给侧结构性改革做出了战略部署，在“去产能、去库存、去杠杆、降成本、补短板”等方面提出了具体要求。发展煤制油产业可以有效扩大煤炭消费，促进煤炭过剩产能的化解。同时，作为现代新型煤化工的重要内容，煤制油具有技术含量高、管理要求高、布局门槛高与产业链地位高的特点，其产业的发展必将有利于我国煤炭产业结构、布局结构、组织结构和技术结构的全面调整与进一步优化升级，是煤炭产业供给侧结构性改革和实现健康发展的重要内容。

三 煤制油产业发展面临的困难

1.成品油价格不断下跌，煤制油示范项目已全面亏损

我国煤制油产业发展才刚刚起步，开展煤制油技术研发和工程示范是基于较高的国际油价。煤制油项目投资较高，原料价格对项目经济性影响不敏感，而产品价格对项目经济性影响十分敏感，在煤价为400元/吨的基础上，基于75美元/桶的原油价格形成的成品油价格为业界较为认可的盈亏平衡点，在国际石油价格在75美元以下项目较难赢利。

目前，国际原油价格已从2014年年中的110美元/桶跌至50美元/桶左右的水平，2016年年初最低已跌到26美元/桶。2015年1～6月我国运营的煤制油示范项目（以神华、伊泰、潞安、兖矿为例）油品平均销售价格为4500元/吨（不含税）左右，其中：柴油约5100元/吨、汽油约5300元/吨、石脑油约4300元/吨、液化气约3100元/吨，与2014年同期相比分别下降23%、11%、25%和40%。受此影响，以上示范项目2015年1～6月共减少收入约26亿元，共亏损约12亿元，相比同期下降620%，煤制油示范项目已严重亏损。目前，每生产一吨柴油，煤制油企业亏损1592.85元；每生产一吨石脑油，企业亏损1835.99元。

2.税负过重严重影响煤制油产业发展

据测算，煤制油示范项目柴油综合税负为36.82%，石脑油综合税负为58.98%。其中由于原料价格低，可抵扣增值税税较低，煤制油产品实际承担的增值税率要远高于石油基产品。在“十二五”前期（按中石化80美元/桶价格体系计算），煤直接液化和煤间接液化吨产品缴纳生产税总额，高于同期炼化项目600～700元/吨，在“十二五”末期油价下跌后（按中石化60美元/桶价格体系计算），缴税额仍高于同期炼化项目400～500元/吨。

随着原油价格暴跌，为合理引导消费、促进节能减排，财政部连续三次发文上调成品油（包括煤制油）消费税税率，将汽油、石脑油、溶剂油和润滑油的消费税单位税额提高到1.52元/升；将柴油、航空煤油和燃料油的消费税单位税额提高到1.2元/升。调整后的柴油消费税1411.20元/吨；石脑油消费税2105.20元/吨；汽油消费税2109.76元/吨。经过三次上调后，每吨柴油增加消费税470.40元，每吨石脑油增加消费税720.20元，每吨汽油增加消费税721.76元。而煤制油企业以煤炭为原料，无法像石油炼制企业那样通过原油成本的大幅下降充抵消费税上调对企业利润的影响。例如，神华集团鄂尔多斯煤直接液化厂2015年1～10月份共生产各种油品47.8万吨，其中石脑油14.41万吨，柴油25.12万吨，均为消费税应税产品，累计消费税税负5.25亿元，比消费税上调前增加税负2亿元以上，全厂累计亏损10.38亿元。尽管如此，即使在煤炭产业陷入全面困境下，煤制油示范企业还是本着对事业负责的态度，仍在继续亏损运营；明知投产之日就是亏损之时，在建项目仍在推进。

3.现行成品油定价机制不能体现优质优价

尽管煤制油品特性优于石油基油品，属于清洁高效能源，但我国现行的与国际原油价格挂钩的成品油产业定价体制符合石油基炼制成品油的实际情况，却并不符合煤制油的实际。煤制油不同于原油基炼油，其成本与原油无关，影响产品价格的因素主要是国内成品油市场价格和税费政策。煤制油产业成本中原料煤成本占总成本的比例低，但是投入高、折旧费高、财务费用高，每万吨投资成本是同样级别炼油产业的5～6倍。受成品油批发管理、销售体制与定价机制影响，煤制油产品价格不仅不能体现真实成本，而且不能体现“优质优价”。

4.相关政策有待完善

尽管目前我国煤制油技术已经较为成熟、示范效果较为显著，但仍处于发展初期阶段，需要产业政策扶持。目前仍然缺少相应的技术标准、建设标准、产业管理细则与行业准入标准。煤制油作为新兴战略产业，大多布局在经济欠发达的西部，但在西部地区鼓励类产业目录中没有得到体现。煤制油项目对促进就业和地区经济社会发展具有比较重大的意义，特别是在贫困问题较为突出的西部地区，尽管当地政府和民众渴望通过煤制油产业的发展实现脱贫，但在精准扶贫工程中未能体现这一愿望。

四 政策建议

1.坚定煤制油的战略地位

煤制油产业的被动局面对该产业的发展信心造成一定影响，但鉴于这一“石油替代”重要举措的战略意义，山西、陕西、内蒙古、新疆等承担示范项目的主要省区对此并没有动摇。李克强总理也曾强调“中国是一个以煤为主要燃料的国家，占比达到70%。煤变油不管是直接法还是间接法，只要把污染和耗水的问题解决了，这个行业的发展前景还是很大的”。建议政府应站在能源革命、供给侧结构性改革和国家安全的战略高度，以更长的时期、更远的眼光看待煤制油产业的发展，坚定煤制油产业在我国能源发展中的战略地位，进一步坚定煤制油产业的发展信心。

2.给予必要的政策支持

借鉴发达国家对于高新技术产业提供的财政、税收和金融扶持政策，设立煤制油产业发展基金。美国在高新技术产业的发展上采用研发活动由政府直接投资；1986年通过的《经济复兴税法》修正案，大幅减免税收；对高新技术产品由政府采购。法国设立“创新资助金”，对由高新技术研究人员创办未满三年的高新技术企业予以资助，设立“技术咨询补贴”用于企业聘请专家解决重大技术问题或技术咨询，补贴额度占发生费用的50%。日本政府出台《高新技术工业密集区开发促进法及其政令、施行令》，对高新技术企业施行优惠信贷政策，不仅延长贷款期，而且实行优惠利率。

有必要将煤制油项目列入《国家重点支持的高新技术领域目录》中，将煤制油企业认定为高新技术企业，充分享受税收优惠政策；将煤制油项目恢复到《西部地区鼓励类产业目录》中，保障煤制油企业享受到西部大开发税收优惠政策；将煤制油项目列为精准扶贫重点工程；改革成品油销售体制，及时核准油品批发销售资质，将煤基油品与石油炼制品区别对待，实行差别化的税收及价格政策，实施“优质优价”。

3.当务之急是减免煤制油消费税

消费税是主要用于高耗能、高污染、高消费的消费品的税种，而煤制油具有提高煤炭清洁高效利用水平的积极作用。因此，有关部门应当考虑煤制油产业的特殊性，改变煤制油企业税收参照石油企业税收的做法，实行差别化的较低税收政策，参照发达工业国家对幼稚产业的扶持政策，充分考虑煤制油与炼油过程增值幅度的差异，同时参考国内其他新兴产业在成长阶段的增值税优惠政策，按照税收公平和适度原则，研究适于煤制油品的增值税税率，减少煤炭产地发展高附加值产业的负担。当务之急，应及时出台减免煤制油品消费税的政策。

为了煤制油项目能够实现长远健康发展，从根本上解决煤制油项目生存和运营亏损问题，建议国家对煤制油项目消费税实行分段减免政策。按照目前的煤液化产业发展及成品油市场价格变动情况，对列入《“十三五”煤炭深加工发展规划》的及其之前已经建成的煤液化项目的涉消费税产品，实施减免。针对煤液化项目三年左右的负荷调整期，建议对刚结束负荷调整期的煤制油项目延期三年免征消费税进行阶段性扶持。煤制油项目正常化商业运营后，采取“从价比例计征”方式，建议整体税负占销售价格的25%为宜。