吴吟：推行煤炭替补油气 筑牢能源强国根基

7月18日，2026（第三届）能源・化工强国大会在鄂尔多斯举办。国家能源局原副局长吴吟结合当前国际能源市场形势与我国资源禀赋，系统阐述了煤炭替补油气的现实意义、发展瓶颈与实施路径。

2026年是“十五五”规划开局之年，建设能源强国首次纳入国家规划重大命题。当前国际地缘冲突持续发酵，全球能源市场波动加剧，我国原油对外依存度长期超过70%、天然气对外依存度约40%，能源供应链外部风险不容忽视。今年以来面对国际能源市场的剧烈波动，我国正是充分发挥煤炭“压舱石”的关键作用，才牢牢掌握了能源保供的主动权。“十五五”阶段推行“煤补油气”，主动以煤炭补足油气供给短板，是保障能源安全、盘活煤炭资源、支撑能源强国建设的务实选择。

吴吟指出，“煤补油气”并非上世纪“以煤代油” 战略的简单重复，而是百年变局下我国能源战略的根本性提升。核心内涵是以煤炭资源为基础，补油气供给之短、补能源安全之缺、补内需发展之要，推动煤炭从单纯的能源向材料转型，实现“被动替代”到“主动互补”的战略升级。

从资源禀赋看，我国“富煤、贫油、少气”的能源结构特征突出，依托煤炭资源延伸产业链，符合“立足禀赋、先立后破”的转型原则，是煤炭清洁高效利用的重要实现路径。从经济价值看，我国已形成全球领先的现代煤化工产业基础。截至2025年底，煤制油、煤制天然气、煤制烯烃产能分别达到943万吨、74.55亿立方米、1542万吨，推进“煤补油气”能够带动上下游产业发展，显著减少进口油气外汇支出，拉动国内经济增长、做强国内大循环。从安全保障看，将煤制油、煤制气、煤制甲醇等项目纳入国家战略储备产能体系，构建“平时调峰补充、战时满负荷保障”的弹性运行机制，真正把能源饭碗端在自己手里。

吴吟分析，当前“煤补油气”产业发展仍面临多重现实制约。从行业共性来看，现代煤化工项目普遍初始投资规模大，设备投资占总投资的50%-60%，建设周期长；审批难度大，能评、环评约束趋严，碳减排压力持续加大；项目盈利水平受国际油价波动影响明显，低油价周期易陷入亏损；长期政策预期不明朗，影响了企业投资积极性。

煤制油与石油炼化不同。煤制油工艺复杂、装备多、投资大、建设周期长。部分企业为规避成品油消费税等税费政策影响，转向精细化工产品，既造成原有装置闲置，也加剧了精细化工产品市场的过剩。煤制气领域，早期项目曾因管网与价格机制不畅长期亏损，油气体制改革后经营状况好转，企业投资热情回升，但项目核准进度偏慢，难以匹配产业发展需求。煤制甲醇领域，生产端项目核准节奏放缓，消费端市场潜力尚未充分释放。车用甲醇推广十余年渗透率不足0.2%，改性甲醇燃料虽具备技术与成本优势，却面临市场准入壁垒。

针对上述问题，吴吟在报告中提出了系统化的推进方案。

顶层设计层面，建议实施煤炭替补油气专项行动计划，以2035年石油对外依存度降至50%以下、天然气对外依存度降至30%以下为阶段性目标，统筹协调煤炭、油气、新能源、电力、化工等行业，建立多部门参与的协调机制，定期研究解决项目推进中的重大问题。

将绿色低碳理念贯穿产业发展全过程。支持新建项目配套风电、光伏等新能源，推进规模化绿电、绿氢替代；鼓励CCUS技术应用，打造一批零碳、近零碳示范工程。支持存量项目因地制宜推进节能降碳改造，对逾期未达标的项目依法依规淘汰，推动产业全面绿色升级。

政策保障层面，从资源、财税、市场多维度精准发力。煤炭资源配置向“煤补油气”项目倾斜，允许项目减碳量参与市场交易，国家级重点项目优化碳总量考核方式，引导金融机构加大产业支持力度。暂缓征收燃油消费税，支持企业技术升级与产品调整。建立产业稳定发展基金，探索与国际油价挂钩的“高征低补”机制，化解国际油价波动风险。煤制气以及管网建设方面，从“审慎推进”转向“积极有序”，核准一批具备条件的优质项目，提前规划“西醇东用”管网，布局引导项目耦合绿电、绿氢等技术。甲醇领域加快制定改性甲醇燃料国家标准，过渡期可参照团体标准规范市场秩序，推动供给端与消费端协同发力。

总体来看，煤炭替补油气是立足我国国情的战略选择，兼顾能源安全、“双碳”目标与用能经济性。“十五五”阶段要以系统思维统筹推进，通过完善顶层设计、强化政策支撑、推动绿色升级，充分释放煤炭多元利用价值，为能源强国建设筑牢坚实的本土资源保障。