煤制油：資本的沖動與現實的困境

■ 賈懷東

（空軍航空大學，長春130022）

煤制油：資本的沖動與現實的困境

■ 賈懷東

（空軍航空大學，長春130022）

煤制油（也稱“煤液化”）技術源起于20世紀20年代的德國，距今已有近一個世紀的歷史，是一項名副其實的“老技術”。但長期以來，煤制油研發未能持續，沒有形成產業開發，歷經多年積淀而成的研發團隊全部流失。截至目前，世界上只有南非薩索爾（SASOL）公司進行了煤制油間接液化的商業化生產。我國煤炭資源豐富，石油儲量嚴重不足，呈現出“富煤貧油少氣”的能源格局。隨著石油進口量的急劇增長，我國石油對外依存度已高達55%，遠遠超過40%警戒線。為保障國家能源安全，減少原油進口，改變過于依賴國際能源市場的現狀，以煤炭為原料，制取汽油、柴油、液化石油氣等化工產品的“煤制油”技術在“十一五”期間一度成為解決這一問題的突破口。當前，隨著我國煤炭庫存高企、價格持續走低，國際油價高位震蕩，煤制油再度成為企業投資熱點。

煤制油是以煤炭為原料，通過化學加工過程將煤炭液化轉變成石油和石化產品。從長期來看，煤制油將會成為應對能源和環境挑戰的戰略路徑之一，提供替代性液體燃料。

煤制油迎來新一輪“大躍進”

2004年11月，全國首個煤制油項目——神華鄂爾多斯項目正式開工。當時，這個項目規劃總投資600億元，項目一期工程全部建成后，產量500萬噸，二期工程之后的總產量是1000萬噸。

貌似光明的產業前景，引起了國內煤制油項目的投資熱潮。但巨大的耗資和居高不下的成本，以及嚴重過剩的產能，逐漸使國家意識到煤制油行業發展的無序性和未來風險。2006年，政府開始大力整頓未經批準而草率上馬的各地“煤制油”項目。國家發改委先后于2006年7月、9月及2008年9月三次暫停煤制油項目審批。同時，在相繼出臺的《煤炭工業“十一五”規劃》、《能源發展“十一五”規劃》和《石化產業調整和振興規劃》三個文件中，又通過推進煤液化示范工程建設等舉措來鼓勵煤制油項目發展。三次“叫停”與三項規劃，體現了國家對煤制油項目審慎而積極的態度。國家想通過嚴格的審批程序，提高門檻、加強管理，促使煤化工走上科學有序的發展軌道。

但是，隨著世界經濟增長勢頭放緩，煤炭行業步入下行周期，產能過剩、結構失衡、企業盈利能力減弱等問題日趨突出。為擺脫困境，拓寬產業鏈條，國內煤企紛紛涉足煤化工項目，煤制油行業由此迎來峰回路轉。2012年8月，山西省潞安集團180萬噸煤間接液化項目和同煤40億立方米煤制天然氣項目已相繼獲得國家發改委“路條”。此外，神華寧煤400萬噸煤間接液化項目也獲得國家發改委最終核準。在伊犁，慶華集團和新汶集團主導的兩個煤制天然氣項目業已開工建設，此前已經試點運轉多年的伊泰集團煤制油項目也有望擴至200萬噸/年的產能。

不僅企業對煤制油投資項目采取積極的態度，地方政府也對煤制油表現出極高的熱情，投資力度有增無減。根據各省已發布的煤化“十二五”發展規劃，計劃投資總額在2.5萬億元左右。扣除技術、投資或政策風險折扣，未來5年煤化工投資額至少在1萬億元以上。國家禁止煤炭凈調入省發展煤化工，內蒙古、新疆、陜西、山西、貴州、河南、寧夏、甘肅等富煤地區和大型能源企業借勢而動。據不完全統計，在煤制烯烴項目上，國內已簽下建設合同的項目產能就達到660多萬噸，三五年內新建產能將達800萬～1000萬噸；在煤制乙二醇項目上，僅河南某一家企業就打算上馬4個項目，產能達80萬噸。內蒙古自治區召開專題會議，確定要大力推進鄂爾多斯和呼倫貝爾煤制油基地建設，特別是要在鄂爾多斯建設千萬噸級的煤制油基地。據悉，鄂爾多斯是目前世界上唯一同時建成煤直接液化和煤間接液化項目的地區。

不靠譜的成本

資本的沖動引來產能盲目擴張，最終會遭受價格機制的懲罰，使產業化陷入泥潭不能自拔。南非薩索爾（SASOL）公司的煤間接制油工廠商業化運營之所以取得成功（年利潤高達14～16億美元），是因為南非具有我國企業并不具備的優勢，這些優勢大大降低了南非煤制油的成本：第一，水資源幾乎不用掏錢，所用煤炭價格不足20美元/噸，電價只相當于我國的1/3；第二，前期項目建設資金由政府負擔；第三，開發了成熟的工藝技術及配套設備，能夠工業化生產4種不同要求的催化劑產品；第四，產品包括汽油、柴油、芳烴等近20個品種，最大限度發揮了裝置的潛能；第五，裝置運行率高達95%。

從目前來看，我國煤制油企業似乎不存在資源保障之憂。但是，一旦煤價大幅上漲或國際油價大幅下降，都將影響煤制油項目的經濟性。業內普遍看法是，只有國際油價位于70～80美元/桶以上，項目才能獲利。而煤價保持每噸在200～300元之間，才可保證不虧損。2009—2011年，煤炭價格的飛漲一度為煤制油產業籠上一層陰霾，即使在運輸條件良好的東部地區，煤炭開采成本和物流成本也要800元/噸，如果按照4噸煤生產1噸油的比例計算，生產1噸煤制油的煤炭原料成本就是3200元左右。雖然煤制油項目都有配套煤礦，自產的坑口煤炭價格相對國際煤炭價格低很多，但如果將高昂的固定投資成本、催化劑、尾氣利用和污水處理費用以及將煤炭產品價格與國際市場價格掛鉤的機會成本算入其中，煤制油項目的收益就沒有賬面上那么“漂亮”。研究表明，煤炭價格每升高50元/噸，項目的收益率就要降低1.4%～1.5%。

另一個影響成本的因素是稅收。隨著我國資源稅改革的進一步推進，煤炭價格將進一步上漲。如果將煤制油成本在新的能源價格體系中進行核算，煤制油項目的投資風險將遠遠高于企業現在的估算。

土地使用費也是一筆重要的成本開支。傳統煉油企業使用的土地資源，屬于國土資源部門劃撥范圍，不計入成本支出。但煤制油作為一個新品種，并沒有列入國土資源部門土地劃撥目錄，這部分的土地支出無疑會大大增加煤制油成本。此外，越來越普及的碳排放交易，也將影響煤制油的盈利前景。據測算，如果國際碳排放交易價從當前的10美元/噸提高到50美元/噸，煤制油的成本將提升30%以上。

最令人擔心、也是對煤制油的經濟性影響最大的一點，是能否保障企業設備穩定運行。一旦運行起來就不能輕易停車，哪怕是每年一次的檢修都會對成本和利潤產生影響，如果因為運行故障造成停車，就會造成少則千萬多則上億元的損失。而我國目前煤制油的技術支撐體系尚未健全，尤其是漿態反應用高效催化劑還需下大力氣攻關，合成與加氫催化之間的耦聯等關鍵環節尚未完全掌握，缺乏產業化運營經驗，這些都會增加裝置開停車次數，為煤制油成本帶來不確定性。

煤制油項目投資動輒上百億，單是每年技改投資就以億元計算，短期內不適宜大規模商業化運作。國家出于對能源戰略安全的考慮，將煤制油作為一種技術儲備是必須的。未來一旦石油供給發生不測，可以避免受制于人，其戰略意義大于實際意義。但作為民營企業，涉足煤制油領域應持謹慎態度。

環境污染

倍受質疑的環境代價

用水問題是掣肘煤制油的另一難題，煤化工工藝中主要用水項目有用于冷凝的冷卻水、用于加熱的水蒸氣用水、反應用水、洗滌用水和生活用水等。按照綠色和平組織和中國科學院地理科學與資源研究所合作編著2012年發布的《煤電基地開發與水資源研究》報告所提供的數據，1噸直接液化煤制油的耗水量約7噸，間接液化煤制油耗水約12噸。而目前我國已投產、在建或規劃的大型煤制油項目主要集中在內蒙古鄂爾多斯、陜西榆林、山西、寧夏、新疆等西部相對缺水地區，如果大量使用黃河及其支流水資源，將進一步擠占生態用水，使原本脆弱的西部生態環境更加惡化。以神華寧東煤化工基地烯烴循環水、供水系統安裝及土建項目的循環水裝置為例，最大水處理量每天高達432萬立方米，相當于北京城區日最高用水量278萬立方米的1.55倍，這是目前世界最大的工業循環水裝置之一。

事實上，高耗水正在限制神華集團煤制油項目的進一步發展，目前的水源來自100多千米以外，如果要擴產就必須到更遠的地方尋找新的水源。

然而節水減排并沒有引起企業足夠重視，《煤電基地開發與水資源研究》報告編著者調研發現，煤化工水處理工程投資巨大，托管運營的單筆合同金額在數千萬元到上億元，但我國還沒有建立起一整套完善的煤化工水樣數據庫，水處理系統依然被當作生產附屬設施，被看做是“個別部門的事情”。該報告稱，中國“十一五”期間32個在建或投產煤化工重大項目，及“十二五”15個新建重大項目的需水量合計約為11.1億立方米/年。如果假設“十二五”期間的煤化工建設以這15個煤化工示范項目為主，在研究結果上再增加10%的需水總量調整系數，那么預計到2015年我國煤化工產業的需水量約為12.22億立方米，折算后每天為334.68萬立方米。

除水資源消耗之外，固體污染物和廢氣的排放也對環境構成危害。雖然國家在審批項目時也會作出相關考核，但實際生產過程中還是難以避免污染。根據規劃，“十二五”煤制油產能將擴至千萬噸。按照在建和正在規劃的新型煤化工項目的規模，到2020年我國將消耗原煤近6.28億噸，排放二氧化碳7.38億噸（一噸煤燃燒產生70%的碳）。煤制油工藝每生產1噸油品，會排放6～8噸二氧化碳，若進行捕集回收，產品成本至少再增加15%。

長期而言，煤制油不過是用一種稀缺資源去換另一種稀缺資源。以煤替代石油，只是將被替代的石油資源枯竭期滯后一些，而將煤的枯竭期加速提前，其間還要浪費近一半的能源。因此，無論從煤制油的哪種技術路徑來看，中國的煤炭資源都經不起煤制油如此大規模的“折騰”。

（作者為空軍航空大學研究員）