金、环境容量、能耗、碳排放等的约束明显。《规划纲要》的非直接相关章节也有相关配套措施的重要变化。
第三十章“优化国土空间开发保护格局”提出，要“细化主体功能区划分，按照主体功能定位划分政策单元，对重点开发地区、生态脆弱地区、能源资源富集地区等制定差异化政策，分类精准施策”。“以农产品主产区、重点生态功能区、能源资源富集地区和边境地区等承担战略功能的区域为支撑，切实维护国家粮食安全、生态安全、能源安全和边疆安全，与动力源地区共同打造高质量发展的动力系统”。国土空间中首次提出“能源资源富集地区”这一概念，并明确了要以维护国家能源安全为导向，进行分类精准施策，这将极大加强空间发展统筹协调，保障国家重大发展战略落地实施。
第二十一章“建立现代财税金融体制”部分提出，要“完善跨年度预算平衡
机制，加强中期财政规划管理，增强国家重大战略任务财力保障”。这为对煤制油气这一经济安全保障工程加大财力保障提出了新的要求。
第十九章“激发各类市场主体活力”部分提出，要“推动国有经济进一步聚焦战略安全、产业引领、国计民生、公共服务等功能，调整盘活存量资产，优化增量资本配置，向关系国家安全、国民经济命脉的重要行业集中，向提供公共服务、应急能力建设和公益性等关系国计民生的重要行业集中”。这为能源央企在煤制油气这一经济安全保障工程做出新的担当提出了新的要求。
《规划纲要》要求与现实差距
（1）煤制油气产业发展成就显著。
我国煤制油气产业发展始于2002年，以神华煤直接液化项目一期工程批复（计基础〔2002〕1587号）为标志。此后的发展大致可分为三个阶段。
第一阶段（2002－2010年）是产业起步阶段。第一批示范项目开展前期工作、开工建设和投产，主要特征是产业核心技术得到工业化应用，项目建设规模较小。
第二阶段（2011－2015年）是产业加速阶段。产业
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Copyright©博看网 www.bookan.com.cn. All Rights Reserved.能源产业ENERGY INDUSTRY核心技术经工业化验证初步成熟；煤炭资源地寻求就地转化项目，在资源驱动、市场吸引、技术支撑作用下，大规模现代煤化工项目加速策划，酝酿、启动第二批示范项目建设。“十三五”期间，我国煤制油产能和产量的年均复合增长率分别达到35.8%和46.2%，煤制天然气产能和产量的年均复合增长率分别为13.2%、14.4%。截至目前，煤制油气领域形成了具有自主知识产权的煤气化、煤直接液化、煤间接液化等成套工艺技术，装备国产化率达到98%以上。煤间接液化、煤直接液化百万吨级示范项目均已实现平稳运行，煤制天然气项目逐步实现高负荷运行。在示范项目建设、运营过程中，培育和积累了相应的技术研发、工程设计、建设管理、装备制造、工厂运行等经验和成果，为产业后续发展积蓄了雄厚的力量，产业体系综合能力达到世界领先水平。（2）对照《规划纲要》的差距。《规划纲要》对新发展阶段的煤制油气产业发展提出了新的要求，即建立产能和技术储备，服务我国能源资源安全战略，强化国家经济安全保障。要落实这一要求，势必要进一步开展一定规模的产能建设，并持续进行技术升级。2016年以来，煤制油气相关升级示范项目进入犹豫观望阶段。第二批示范项目陆续投产，部分初建工厂运行情况不理想，亏损严重。受地方政府配煤政策调整、市场动荡竞争加剧影响，第三批升级示范项目投资意愿不足，犹豫观望，项目推进几乎停滞。（3）问题的分析。总体看，前两批示范项目的前期工作和项目决策都是在国际油价相对高位、且具有上行预期时完成的。由于煤制油气产业经济效益与国际油价密切相关，较高油价预期是项目能够在完全市场化条件下决策的前提条件。在国际能源动荡变革期，煤制油气项目难以形成稳定的效益预期，导致项目投资决策的动力下降；同时，由于煤制油气体量巨大，外部性显著，对相应配套容量条件要求高、指标获取难度大，导致项目投资决策的阻力上升。动力和阻力的一消一长，使产业发展面临困境。总结产业发展的种种问题，最核心的有三个：一是要解决产业正外部性内部化问题。煤制油气产业是国家经济安全需要。《规划纲要》对外部环境的判断极为重要且准确，“全球能源供需版图深刻变革，国际经济政治格局复杂多变，世界进入动荡变革期”，实际上可以说世界也进入了一个能源的动荡变革期。在能源的动荡变革期，一方面国家的能源安全需求高度凸显，另一方面由于动荡将导致国际能源市场大幅波动、油价难以稳定，煤制油气项目难以形成稳定的效益预期从而难以持续推进项目决策和实施。这就导致了，国际能源形势越动荡、国家经济安全就越需要煤制油气而煤制油气产业就越难以推进的矛盾。二是要解决产业的衔接融合问题。煤制油气的产品是油和气，由于煤制油气的体量规模与常规油气相比很小，就必然存在煤制油气产品如何进入以常规油气为主市场的问题。从现状看，从上游勘探开发、到中游油气输配、到下游油气销售，市场化程度逐渐提高。煤制油产业规模小，建立独立的销售系统并不合算，但要共用常规油气下游销售系统，又难以获得平等的市场地位。三是要解决产业的配套容量问题。由于煤制油气体量巨大，外部性显著，对相应配套容量条件要求高。以能耗指标、用水指标、污染物排放指标为例，这三项指标的总体管理是按行政区域分解、参照历史值分配的方式进行的。这一方式对与农业、服务业和一般工业是适用的，因为这些产业的指标分别与耕地面积、人口、工业产值相关，其变化总体是连续的。但煤制油气项目的指标需求高度集中，建设一个项目将带来区域内指标需求的跳PAGE 44 Copyright©博看网 www.bookan.com.cn. All Rights Reserved.ENERGY 2021.04inengyuan.com
跃式增长，这就使得在按行政区域分解这一管理框架内解决指标增量极为困难。
销售渠道稳定等优势，更好发挥煤基油品性能特点及价值潜力。目前西部炼厂普遍炼量不足，新增上产原油边际成本高，煤制油与现有炼厂融合发展符合双方利益。政府在融合发展机制中要着重做好定价机制的设计。煤制油气和现代煤化工产业高度关联，大量装置可以共用，《规划纲要》提出的五大煤制油气战略基地有三个与我国现代煤化工产业示范区在地理区域上重合，应充分考虑煤制油气和煤制化学品的产业方案融合和外部条件协调。
（3）提升顶层设计效力。
《规划纲要》明确提出，“中央财政性资金优先投向本规划确定的重大任务和重大工程项目。坚持项目跟着规划走、资金和要素跟着项目走，依据本规划制定重大工程项目清单，对清单内工程项目简化审批核准程序，优先保障规划选址、土地供应和资金需求，单体重大工程项目用地需求由国家统一保障。”后续应按照《规划纲要》的要求，做好煤制油气战略基地规划，并以规划明确的建设任务为依据配套相应的要素条件。按照**总书记在中央财经委员会第九次会议上提出的“要加强风险识别和管控，处理好减污降碳和能源安全、产业链供应链安全、粮食安全、群众正常生活的关系”的要求，做好煤制油气产业发展和减污降碳工作的顶层设计衔接。
（4）完善央企激励政策。
能源央企是煤制油气领域的重要参与者。应建立相应保障机制，鼓励能源央企勇于担当，将承担煤制油气产能建设、支撑国家经济安全作为部分企业的考核内容之一。适当降低煤制油气行业的基准收益率要求，可参照能源基础设施等将基准收益率设定为6-8%，降低企业决策难度。
（5）改进项目管理机制。
探索基地加项目的项目管理模式。对于重大单体项目，仍采取国家核准模式。对于国家确定的煤制油气战略基地，可探索采取国家批复基地总体规划、规划内小型产能建设项目省级核准的模式，下放审批权限，释放政策红利，降低产业资金门槛，形成开放、良性竞争的产业发展局面，增进产业活力，促进产业健康发展。
落实《规划纲要》的政策建议
（1）用好逆周期调节工具。综合运用财税政策、产业支持政策，做好能源动荡期的逆周期调节，实现煤制油气项目效益与国际油价解耦合。对比光伏和煤制油气产业发展政策可以看到，光伏产业政策设计是对不同产业发展时期的项目制定相应的产业政策、保障产业项目有稳定的收益预期，使得产业相关者的主要精力集中在项目方案论证、全产业链技术进步和优化上；煤制油气产业缺少相关产业政策支持，产业相关者的大量精力被外部风险的论证和控制所分散，不利于将产业的精力聚焦到技术进步上。
《规划纲要》将煤制油气产业与粮食保障、油气勘探开发等并列，具体政策措施上可考虑参照粮食保障性收购价格这一机制制定煤制油气产品保障性收购价格，也可考虑参照油气勘探开发的激励政策措施。通过更好发挥政府作用，熨平能源动荡期国际油价波动对煤制油气项目效益预期的影响，可有效保证煤制油气项目决策和实施过程的稳定性。
（2）做好产业衔接融合。
煤制油气的产业融合问题，最关键的是与常规油气产业的融合问题，这是产业生死存亡的事情。建议采取上下游多渠道衔接方式，除了煤制油项目生产成品油这一模式，也可增加煤制原油送现有炼厂价格这一模式，充分结合现有炼厂规模经济、油源丰富、调和空间大、
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