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工业化示范的背后是商业化投资冲动蕴藏的过大风险
□记者 袭祥德
国际油价在2004年10月25日创下了每桶55.57美元的新记录，从出租车司机到炼油企业都在不停抱怨。但在中国，有一个人是喜悦的，他就是张玉卓——中国神华煤制油有限公司董事长。
对于张玉卓来说，油价高涨“必然为煤制油项目的加速推进创造条件”。神华集团正在积极推进其总投资额2000亿人民币、年产3000万吨油品的煤制油计划。
在商业利益的推动下，山西、云南、贵州、甘肃、山东等众多省份皆跃跃欲试，准备在煤制油项目投入巨资。但另一些人警告说，煤制油在我国仍未完成工业化示范，目前的疯狂投资蕴藏着巨大风险。
张玉卓的“石油大亨”梦
所谓“煤制油”，就是用煤通过化学方法生产出汽油、柴油和其他化工产品。根据加工过程不同，煤制油分直接液化和间接液化两种技术。直接液化是在高温高压条件下，通过加氢将煤直接转化为液体燃料，再进行提质生产出洁净优质的汽油、柴油和航空燃料；间接液化是将煤气化，再经催化合成转化为汽、柴油。由于中国正面临越来越严重的能源危机，石油对外依存度不断提高，而煤炭资源却比较丰富，这被许多专家认为是减少石油对外依存度的好方法。
“这是中国必须要走的路。”张玉卓强调说。
2004年是我国煤制油推进最为迅速的一年。这年6月，由国家发改委牵头的中方联合工作小组与南非萨索尔公司就建设煤制油项目签订了合作意向书，拟在陕西和宁夏建立两座煤制油间接液化装置，项目总投资约600亿，设计规模为年产600万吨油品。
8月，国家发改委批准神华集团内蒙古直接液化项目动工，这是目前世界上单套规模最大的直接液化工业示范项目，该项目总投资亦是600亿元，分二期建设。一期建设3条生产线，总投资250亿元，设计规模为年产成品油500万吨，预计在2007年建成投产。
11月15日，涉及间接液化项目的神华集团、宁夏煤业集团又与壳牌（中国）有限公司签署谅解备忘录，宣布共同在中国开发洁净的煤制油产品。
目前，国家有关部门也正规划在今后5—10年，以内蒙古、陕西、山西和云南为基地，发展煤制油。
张玉卓及神华煤制油公司是煤制油的“国家队”。1995年，张玉卓从英国留学归来后，进入中国煤炭科学研究总院工作，曾担任该院院长，2002年加盟神华集团，全面负责神华集团的煤制油战略。
神华介入煤制油项目是在1997年，当时张玉卓还在煤炭研究总院。据他介绍，总院1980年代就研究煤制油。此后的1992年，中国开始进口石油，1993年就变成了原油净进口国，平均每年增长进口800万吨以上，这种情况让中国的领导人开始重视煤制油研究，并曾到煤炭研究总院视察直接液化实验室，煤制油的研究在1990年代中期被上升到国家战略高度。
1997年，国家计委决定同时与美国、日本、德国开展煤制油联合研究，云南省政府与德国合作、黑龙江伊春市与日本合作、神华集团与美国合作，择优引进。在对三个项目技术数据比较后，决策部门认为采用美国技术的神华项目油收率高，成本相对低，于是确定引进美国技术，整个神华煤制油进入全面准备阶段。
1998年，国务院将大约110亿的煤代油基金划拨给神华集团，这事实上表明国家将实施煤制油战略的主要任务交给了神华。根据公开资料，神华集团组建于1995年，注册资金25.8亿元，2003年神华集团煤炭产量达1.0197亿吨，是中国最大的煤炭生产商。
“神华集团的盈利能力非常强，在总资产超过1000亿的国有特大型企业中其净资产收益率位列前三名，今年在所有煤炭企业的利润中，神华一家创造的利润占整个行业的70%。”张玉卓告诉《商务周刊》，这将保证神华集团在煤制油方面的庞大战略。
张玉卓所领导的神华煤制油公司成立于2003年6月，公司注册资金20亿人民币。“今后15年内，我们在煤制油方面有2000亿的投资计划，预计达到年产3000万吨油品的能力。” 张玉卓表示，煤制油的前景和国家支持给了他们不断投资的信心。
根据张玉卓的描述，可以大体了解其2000亿的煤制油投资图景：“我们目前的项目主要是内蒙古投资600亿的直接液化工厂，现在正紧张施工，然后是陕西榆林的间接液化项目，我们估算的投资是300亿，已经与南非萨索尔签订了项目转让意向书，目前正在进行可行性研究。”
作为煤制油项目的配套，神华煤制油公司还将投资120亿人民币建设煤制造化学品的工厂。“另外，还考虑进入氢能制造领域，这个项目的投资会在40个亿，现在我们已经投入20亿进行研发。”张玉卓告诉《商务周刊》，在这些项目的基础上，神华会不断扩大煤制油规模。
2004年3月，北京的一个能源研讨会上，神华集团宣布神华将垄断国内煤炭液化市场，与中石油、中石化在石油市场鼎足而三。
真正的风险
在神华高达2000亿人民币的巨额投资计划背后，国内外对煤制油项目的看法并不乐观。“在炼油界，对煤制油一直有两种观点，一种认为煤制油压根就不行，成本高昂，风险巨大；另一种观点认为可以小规模示范，进行技术储备。”一位炼油业专家告诉《商务周刊》。这两种观点其实都不赞成大规模的煤制油项目上马。
反对者们认为，成本是首先需要考虑的。由于煤制油建设成本相当高，生产1万吨油品需大约1亿元人民币投资，且国际油价必须维持在较高水平（国外机构估计是每桶23美元以上）煤制油才有竞争力和经济效益。所以，尽管许多国家都进行了技术储备，真正投资进行工业化生产的国家只有南非。1950年代，南非为克服石油禁运，成立南非萨索尔公司，通过煤间接液化技术生产汽油、柴油等，目前总产量达到740多万吨，2001年南非间接液化的石油已占到国内液体燃料的29%。
不过，张玉卓对煤制油在中国的产业化前景非常乐观。据他介绍，2003年他们通过美国能源部做了对比研究，考察了影响成本的三个要素，结果是：从投资上说，建同等规模工厂，在中国投资只有美国的65%；中国煤炭开采成本低，按坑口价每吨100元算，比美国低的多；从人力资本来讲，同等规模工厂，按1000个工人计算，内蒙古项目是每个工人一年8万人民币，而美国则是8万美元。他因此认为，煤制油项目在中国完全有利润空间。
但记者采访的几位业内专家都认为，在煤制油可行性研究中，项目用煤按100元/吨计算明显偏低，市场价至少500元/吨，神华成本收益的计算不可信。
不过，《商务周刊》也了解到，煤价成本如何计算似乎不是太重要的问题，直接液化项目投资中，液化约占40%，油品加工占25%，制氢占20%，总体来说固定资产投资将近90%，煤炭在整个项目中所占成本并不大，每年100万吨油的项目固定资产投资是100亿人民币，而按100元/吨煤计算，一年这个项目耗煤才3亿元。
真正重要的是，现在国内煤制油技术仍未完成产业化前的试验过程。“目前中国煤制油真正的风险是项目示范阶段对潜在风险的忽视及严重的商业化倾向。”一位知情者告诉《商务周刊》，煤直接液化还有许多技术问题难以解决，神华搞这么大规模的示范项目，“是在冒险”。
据他回忆，2002年9月，国家正式批准神华直接液化可行性研究报告，美国公司将专利技术工艺包（项目基础数据和制作方法的文件）交给神华时，神华集团发现文件中正式的油收率低于之前该公司的承诺，并且还有许多技术问题，神华认为按该技术来建风险非常大，于是提出了具有自主知识产权的CDCL液化技术。
但该人士告诉《商务周刊》，神华集团这套具有自主知识产权的技术尚在研究中，2002年煤直接液化技术和工艺研究列入国家863计划，由神华集团、中国煤炭科学研究总院等四家机构共同承担该项目，主要目的就是开发新的自主知识产权的煤直接液化成套技术（CDCL）。
他介绍说，一项技术必须经过实验→半工业实验→工业化示范→大规模工业化示范→商业化大规模生产这样一个过程。“但已处于大规模工业化示范的神华内蒙古项目，前期试验只是每天处理0.1吨煤的装置，而该项目一条生产线就年产100万吨油，意味着每天至少加工6000吨煤，从前期试验到工业化示范产能跨越之大，隐藏了大量风险。”这位人士透露，正因如此，神华在上海投资1.8亿建设了每天6吨煤的直接液化中试基地，对内蒙古项目中遇到的问题进行探讨。“显然，神华在技术研究方面并不充分。”他说。
即使是支持煤制油的专家也对此表示了担忧。了解神华煤制油项目的一位专家在接受《商务周刊》采访时表示，“就直接液化来说，国内外没有这么大规模的工业化装置运行，设备大型化、结焦问题都是很现实的问题。而关键在于，整个项目能否长期连续运转，根据目前技术，项目开工以后会经常停，如果他们计算成本收益时是按一年开300天算的，现在来看很可能会少于这个数，一年也就运转200天，而每停一天都会有大量损失。”
他还认为，由于液化过程中煤对设备的磨损无法克服，很可能几个月就要换一套设备，而设备是所有投资中最贵的，“这些风险成本他们应该考虑在内”。
不仅是规模和耗资均巨的直接液化项目，受到质疑的还有正在规划中的间接液化项目。这位专家告诉《商务周刊》，在确定直接液化项目后，由于许多地方向国家发改委提交报告，希望发展煤制油间接液化。2003年11月，发改委委托中国国际工程咨询公司召开评标会，神华集团、宁夏煤炭集团、平顶山煤业集团三家参加了评标会，最后确定神华和宁夏两家开展煤间接液化。
“当时发改委本想试点一家，但有专家建议批两家间接液化试点，规模都控制在80万吨油左右，不知什么原因，两个项目最后演变成各300万吨油。”他分析，企业强烈的商业欲望至少是两个项目发生变异的重要原因之一。他警告说：“规模越大其产生的规模效益越好，但风险相应增大；规模越小，效益就越少，但风险会控制在一定范围内。”
不过，张玉卓认为这夸大了风险。“煤制油是有风险。”但他说，无论是直接液化还是间接液化，国外技术都经过工业化实践，与国外企业合作，风险并不大。
他向《商务周刊》强调，从长期来讲，油价一定是缓慢上升，煤制油的经济性会越来越强。“也许现在煤制油的成本很高，但10年以后你再看，煤制油就非常合算和必要了。”
当然，张玉卓最有说服力的理由是中国目前空前的石油短缺。在中国，2004年1-8月，石油进口量已达7600万吨，预计全年进口达到1.2亿吨，全年消费量超过2.9亿吨，中国已成为世界第二大石油消费国。日本能源经济研究所最新一份评价报告显示，到2020年，中国石油消费量至少为4.5亿吨，而国内最多可以自给2亿吨，届时中国石油对外依赖度可能高达60%。
“缓解石油紧张并寻找可替代能源已经刻不容缓，”张玉卓说，“从国家战略角度讲，煤制油有时是不需要考虑成本的，面对能源短缺，中国必须做下去。”
但这一观点同样遭到了批驳。虽然国家发改委是煤制油的项目审批方，国家发改委能源研究所所长周大地却对煤制油一直持反对态度。“一个国家究竟以什么样的能源作为替代，应该看全世界能源发展趋势，从世界来看，很长一段时间内，以煤炭为原料制油都没有任何优势，不是新能源发展的趋势。”周大地在接受记者采访时认为，中国是贫油国家，但并不意味着为缓解能源紧张就必须发展煤制油。
“虽然中国煤炭总体储量不小，但人均煤炭占有量只有世界平均值的60%，煤炭资源也是有限的。”他说，“目前国家用煤炭发电、冶金尚且供应紧张，拿大量煤炭去发展煤制油并不经济。”他认为，目前原油的开采成本也就是5美元，边际成本最多15美元，实际上石油供求平衡，并不缺油，目前的高油价是因为存在非市场的炒作行为。
一位不愿透露姓名的石化专家也认为，解决石油短缺有诸多途径。他首先强调了节约用油，降低油耗。中国在2001年每1000美元GDP耗费0.19吨石油当量，是日本的4倍，美国的2倍。根据目前中国汽车的油耗水平，按2020年中国有1亿辆汽车算，大概需2.2亿吨汽、柴油，需4亿吨的原油供应，如果中国的油耗降到美国现有水平，就可以节省1亿吨汽、柴油——而如果建设1亿吨煤变油项目，需至少投入10000亿人民币。
另外，目前中国炼制100吨原油，能生产70吨可用的轻质油品(70%的收率)，2020年如果提高到75%的收率，按照4.5亿吨石油计算，就可增加2100万吨汽、柴油——而通过煤制油方式，这需要2100亿资金投入。
地方“冲动”
周大地认为，现在所进行的这些煤制油大项目说明，“我们许多能源政策是在照顾各个集团的利益，不是真正的优化方式”。
“开发煤制油技术，做一些努力不是不可以，但不能以能源危机为借口，做一些违反规律的事情。”他警告说，“以一种稀缺资源去替代另一种稀缺资源，那是要付出代价的。”
然而，发展煤制油的雄心正在中国各地膨胀。虽然目前国家只批准了神华与宁煤的项目，但山西、云南、贵州、甘肃、山东等众多省份也已经酝酿加入。
在山西，“为提升煤炭附加值”，当地准备在今后5—10年内，通过国家投资和社会融资方式，建成一个以百万吨煤制油为核心的特大型企业集团。
在云南，一项煤直接液化为燃料油的项目预可行性研究报告已通过专家组评审，云南将在这项工程投入近100亿元，采用市场化方式多方融资。
在山东，兖矿集团也准备投入巨资开展煤间接液化示范……
“进行示范的目的是找到技术难点在哪里，找到解决这些问题的办法，不是让企业去赚钱。而从现在的情况看，其商业目的已经很明显，承担的风险也急剧放大。”上述不愿署名的业内人士指出，国家对煤制油还是比较谨慎的，按照最新的投资体制改革规定，煤制油规模50万吨以上项目必须报国务院审批。正由于风险大，2004年9月，神华集团与中国人民财险、平安财险、太平洋财险和天安保险公司签订了总额达75亿人民币的保单，共同为神华煤制油工程项目提供风险保障服务。
他认为，一些相对贫困的省搞煤制油并不合适。“这个技术短期之内根本不可能赢利。”他说，尤其是直接液化，绝对不能乱投资，必须要等到神华示范项目找出技术优缺点和商业化可操作性后再说，“在此之前盲目投钱，谁投资，谁赔本”。
（ 责任编辑：魏喆 ）
