煤制油：资本的冲动与现实的困境

■ 贾怀东

（空军航空大学，长春130022）

煤制油：资本的冲动与现实的困境

■ 贾怀东

（空军航空大学，长春130022）

煤制油（也称“煤液化”）技术源起于20世纪20年代的德国，距今已有近一个世纪的历史，是一项名副其实的“老技术”。但长期以来，煤制油研发未能持续，没有形成产业开发，历经多年积淀而成的研发团队全部流失。截至目前，世界上只有南非萨索尔（SASOL）公司进行了煤制油间接液化的商业化生产。我国煤炭资源丰富，石油储量严重不足，呈现出“富煤贫油少气”的能源格局。随着石油进口量的急剧增长，我国石油对外依存度已高达55%，远远超过40%警戒线。为保障国家能源安全，减少原油进口，改变过于依赖国际能源市场的现状，以煤炭为原料，制取汽油、柴油、液化石油气等化工产品的“煤制油”技术在“十一五”期间一度成为解决这一问题的突破口。当前，随着我国煤炭库存高企、价格持续走低，国际油价高位震荡，煤制油再度成为企业投资热点。

煤制油是以煤炭为原料，通过化学加工过程将煤炭液化转变成石油和石化产品。从长期来看，煤制油将会成为应对能源和环境挑战的战略路径之一，提供替代性液体燃料。

煤制油迎来新一轮“大跃进”

2004年11月，全国首个煤制油项目——神华鄂尔多斯项目正式开工。当时，这个项目规划总投资600亿元，项目一期工程全部建成后，产量500万吨，二期工程之后的总产量是1000万吨。

貌似光明的产业前景，引起了国内煤制油项目的投资热潮。但巨大的耗资和居高不下的成本，以及严重过剩的产能，逐渐使国家意识到煤制油行业发展的无序性和未来风险。2006年，政府开始大力整顿未经批准而草率上马的各地“煤制油”项目。国家发改委先后于2006年7月、9月及2008年9月三次暂停煤制油项目审批。同时，在相继出台的《煤炭工业“十一五”规划》、《能源发展“十一五”规划》和《石化产业调整和振兴规划》三个文件中，又通过推进煤液化示范工程建设等举措来鼓励煤制油项目发展。三次“叫停”与三项规划，体现了国家对煤制油项目审慎而积极的态度。国家想通过严格的审批程序，提高门槛、加强管理，促使煤化工走上科学有序的发展轨道。

但是，随着世界经济增长势头放缓，煤炭行业步入下行周期，产能过剩、结构失衡、企业盈利能力减弱等问题日趋突出。为摆脱困境，拓宽产业链条，国内煤企纷纷涉足煤化工项目，煤制油行业由此迎来峰回路转。2012年8月，山西省潞安集团180万吨煤间接液化项目和同煤40亿立方米煤制天然气项目已相继获得国家发改委“路条”。此外，神华宁煤400万吨煤间接液化项目也获得国家发改委最终核准。在伊犁，庆华集团和新汶集团主导的两个煤制天然气项目业已开工建设，此前已经试点运转多年的伊泰集团煤制油项目也有望扩至200万吨/年的产能。

不仅企业对煤制油投资项目采取积极的态度，地方政府也对煤制油表现出极高的热情，投资力度有增无减。根据各省已发布的煤化“十二五”发展规划，计划投资总额在2.5万亿元左右。扣除技术、投资或政策风险折扣，未来5年煤化工投资额至少在1万亿元以上。国家禁止煤炭净调入省发展煤化工，内蒙古、新疆、陕西、山西、贵州、河南、宁夏、甘肃等富煤地区和大型能源企业借势而动。据不完全统计，在煤制烯烃项目上，国内已签下建设合同的项目产能就达到660多万吨，三五年内新建产能将达800万～1000万吨；在煤制乙二醇项目上，仅河南某一家企业就打算上马4个项目，产能达80万吨。内蒙古自治区召开专题会议，确定要大力推进鄂尔多斯和呼伦贝尔煤制油基地建设，特别是要在鄂尔多斯建设千万吨级的煤制油基地。据悉，鄂尔多斯是目前世界上唯一同时建成煤直接液化和煤间接液化项目的地区。

不靠谱的成本

资本的冲动引来产能盲目扩张，最终会遭受价格机制的惩罚，使产业化陷入泥潭不能自拔。南非萨索尔（SASOL）公司的煤间接制油工厂商业化运营之所以取得成功（年利润高达14～16亿美元），是因为南非具有我国企业并不具备的优势，这些优势大大降低了南非煤制油的成本：第一，水资源几乎不用掏钱，所用煤炭价格不足20美元/吨，电价只相当于我国的1/3；第二，前期项目建设资金由政府负担；第三，开发了成熟的工艺技术及配套设备，能够工业化生产4种不同要求的催化剂产品；第四，产品包括汽油、柴油、芳烃等近20个品种，最大限度发挥了装置的潜能；第五，装置运行率高达95%。

从目前来看，我国煤制油企业似乎不存在资源保障之忧。但是，一旦煤价大幅上涨或国际油价大幅下降，都将影响煤制油项目的经济性。业内普遍看法是，只有国际油价位于70～80美元/桶以上，项目才能获利。而煤价保持每吨在200～300元之间，才可保证不亏损。2009—2011年，煤炭价格的飞涨一度为煤制油产业笼上一层阴霾，即使在运输条件良好的东部地区，煤炭开采成本和物流成本也要800元/吨，如果按照4吨煤生产1吨油的比例计算，生产1吨煤制油的煤炭原料成本就是3200元左右。虽然煤制油项目都有配套煤矿，自产的坑口煤炭价格相对国际煤炭价格低很多，但如果将高昂的固定投资成本、催化剂、尾气利用和污水处理费用以及将煤炭产品价格与国际市场价格挂钩的机会成本算入其中，煤制油项目的收益就没有账面上那么“漂亮”。研究表明，煤炭价格每升高50元/吨，项目的收益率就要降低1.4%～1.5%。

另一个影响成本的因素是税收。随着我国资源税改革的进一步推进，煤炭价格将进一步上涨。如果将煤制油成本在新的能源价格体系中进行核算，煤制油项目的投资风险将远远高于企业现在的估算。

土地使用费也是一笔重要的成本开支。传统炼油企业使用的土地资源，属于国土资源部门划拨范围，不计入成本支出。但煤制油作为一个新品种，并没有列入国土资源部门土地划拨目录，这部分的土地支出无疑会大大增加煤制油成本。此外，越来越普及的碳排放交易，也将影响煤制油的盈利前景。据测算，如果国际碳排放交易价从当前的10美元/吨提高到50美元/吨，煤制油的成本将提升30%以上。

最令人担心、也是对煤制油的经济性影响最大的一点，是能否保障企业设备稳定运行。一旦运行起来就不能轻易停车，哪怕是每年一次的检修都会对成本和利润产生影响，如果因为运行故障造成停车，就会造成少则千万多则上亿元的损失。而我国目前煤制油的技术支撑体系尚未健全，尤其是浆态反应用高效催化剂还需下大力气攻关，合成与加氢催化之间的耦联等关键环节尚未完全掌握，缺乏产业化运营经验，这些都会增加装置开停车次数，为煤制油成本带来不确定性。

煤制油项目投资动辄上百亿，单是每年技改投资就以亿元计算，短期内不适宜大规模商业化运作。国家出于对能源战略安全的考虑，将煤制油作为一种技术储备是必须的。未来一旦石油供给发生不测，可以避免受制于人，其战略意义大于实际意义。但作为民营企业，涉足煤制油领域应持谨慎态度。

环境污染

倍受质疑的环境代价

用水问题是掣肘煤制油的另一难题，煤化工工艺中主要用水项目有用于冷凝的冷却水、用于加热的水蒸气用水、反应用水、洗涤用水和生活用水等。按照绿色和平组织和中国科学院地理科学与资源研究所合作编著2012年发布的《煤电基地开发与水资源研究》报告所提供的数据，1吨直接液化煤制油的耗水量约7吨，间接液化煤制油耗水约12吨。而目前我国已投产、在建或规划的大型煤制油项目主要集中在内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、山西、宁夏、新疆等西部相对缺水地区，如果大量使用黄河及其支流水资源，将进一步挤占生态用水，使原本脆弱的西部生态环境更加恶化。以神华宁东煤化工基地烯烃循环水、供水系统安装及土建项目的循环水装置为例，最大水处理量每天高达432万立方米，相当于北京城区日最高用水量278万立方米的1.55倍，这是目前世界最大的工业循环水装置之一。

事实上，高耗水正在限制神华集团煤制油项目的进一步发展，目前的水源来自100多千米以外，如果要扩产就必须到更远的地方寻找新的水源。

然而节水减排并没有引起企业足够重视，《煤电基地开发与水资源研究》报告编著者调研发现，煤化工水处理工程投资巨大，托管运营的单笔合同金额在数千万元到上亿元，但我国还没有建立起一整套完善的煤化工水样数据库，水处理系统依然被当作生产附属设施，被看做是“个别部门的事情”。该报告称，中国“十一五”期间32个在建或投产煤化工重大项目，及“十二五”15个新建重大项目的需水量合计约为11.1亿立方米/年。如果假设“十二五”期间的煤化工建设以这15个煤化工示范项目为主，在研究结果上再增加10%的需水总量调整系数，那么预计到2015年我国煤化工产业的需水量约为12.22亿立方米，折算后每天为334.68万立方米。

除水资源消耗之外，固体污染物和废气的排放也对环境构成危害。虽然国家在审批项目时也会作出相关考核，但实际生产过程中还是难以避免污染。根据规划，“十二五”煤制油产能将扩至千万吨。按照在建和正在规划的新型煤化工项目的规模，到2020年我国将消耗原煤近6.28亿吨，排放二氧化碳7.38亿吨（一吨煤燃烧产生70%的碳）。煤制油工艺每生产1吨油品，会排放6～8吨二氧化碳，若进行捕集回收，产品成本至少再增加15%。

长期而言，煤制油不过是用一种稀缺资源去换另一种稀缺资源。以煤替代石油，只是将被替代的石油资源枯竭期滞后一些，而将煤的枯竭期加速提前，其间还要浪费近一半的能源。因此，无论从煤制油的哪种技术路径来看，中国的煤炭资源都经不起煤制油如此大规模的“折腾”。

（作者为空军航空大学研究员）