煤化工商业化悬疑：高耗水高排放被人诟病

　　能源杂志封面图。

　　在政策和宏观环境的双重作用下，一度停滞的煤化工项目再次迎来转机。但众多示范项目在新环境下如何向商业化项目转化，依然悬而未决。煤化工大规模商业化需要经历怎样的阵痛？

　　文 | 本刊记者 范珊珊

　　8月25日上午十时，我们在内蒙

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　　项目负责人叫庞旭林，新奥气化采煤有限公司总经理，他所负责的项目是煤炭地下气化，目前已经完成中试，有望近期斩获路条。

　　而与乌兰察布西北部相接壤的包头市，我国第一个商业化煤制烯烃项目神华包头60万吨煤制烯烃的煤化工项目落地于此，相较于还处在项目示范期的新奥地下气化场景，这里颇为壮观。偌大的厂区里，纵横交错的管道和几十米高的圆筒装置相连，让人印象深刻。

　　这是我国首套年产180万吨甲醇、年产60万吨煤制烯烃的工业示范装置，已于2011年投入商业化运营，这套总投资额高达170亿元的项目，今年上半年实现利润6.1亿元。正是与传统化工亏损形成鲜明对比，才令其成为各路资本逐鹿的热点。据不完全统计，在近3年内，国内准备开工建设的煤制烯烃装置有可能突破36套(含正在试车的装置)。

　　除陕西、内蒙古等传统的产煤大省外，一个足以进入中国历史最大开发规模的煤化工投资浪潮，正席卷坐拥中国40%煤炭储量的新疆，在水资源较为丰富的伊犁和准东地区，拟建项目鳞次栉比。深陷煤炭外运成本过高漩涡的新疆，仿佛找到了新的出路，动辄几百亿甚至上千亿的投资，恰恰是新疆当地政府最想要的结果。

　　地方的投资热情似乎已经挑动国家主管部门的神经。种种迹象表明，在神华包头煤制烯烃等示范项目逐步成熟的背景下，停滞三年的煤化工行业迎来新的转机，煤化工审批有望松绑。但地方政府和企业高涨的投资热情下，仅仅完成小规模示范项目，离大规模商业化还有多远的距离？发展过程中会遭遇哪些瓶颈和阵痛？

　　为此，在过去的两个月间，《能源》杂志采访组深入新疆、内蒙，近距离感受这股投资浪潮，试图为您厘清煤化工发展的现实图景。

　　搅动西部的热情

　　由市向东150公里，便是全国最大的产煤旗县准格尔旗。数百辆重型运煤货车穿行在通往准格尔旗的高速公路上，首尾相连。这个在蒙古语意为“左翼”的地方，地处鄂尔多斯高原，位于蒙晋陕三省交界地带，因其散落在7692平方公里的黄土高坡下的黑金，聚焦众多目光。

　　伊泰煤制油项目坐落于此，距离其酸刺沟煤矿约为40公里。在这个16万吨的示范工厂里，数以百计的管道依次相连，产出柴油、石脑油还有液体石蜡、液化气等产品。对于第一次看到煤制油项目的人来说，这种场面具备相当的震撼力。

　　而在这里，过不了多久，将有更多类似伊泰煤制油规模的工厂拔地而起。离伊泰煤制油工厂车程20分钟处便是准格尔旗大路新区的展览馆，它向参观者展示一个即将兴起的贴有煤化工标签的工业园区。在条块清晰的规划图上，标注着煤制清洁能源用地的标识，在这块170平方公里的区域内囊括南部煤制油、甲醇、烯烃产业基地以及西部煤制天然气及下游深加工产业基地。

　　毫无疑问，政府意图打造新兴工业区域，以拉动当地的经济发展。据展览馆的工作人员介绍，来这儿参观的不仅仅是政府官员，投资人、企业高管都跑到这里，试图在当地日益繁荣的煤化工建设浪潮中掘得一桶金。

　　从地理位置看，大路园区地处库布其沙漠尾端，人口稀少，距离最近的蒙泰不连沟煤矿仅4公里，原料煤可直接用皮带输入园区。让当地政府颇为自豪的是，其具有发展煤化工必备的关键要素水资源，东临黄河，南依孔兑沟。

　　显然，准格尔旗人有着更大的野心依据大路工业园区的规划，计划在5年内形成年转化原煤1.5亿吨，建成年产600万吨煤制油、220万吨烯烃、200亿立方米天然气、100万吨二甲醚等加工项目。

　　从进入投资主体来看，既有伊泰这样的当地民营龙头企业，亦有中海油、中电投、大唐为代表的央企。

　　大路工业园区无疑是煤化工开发热浪中的一个典型写照。

　　在新疆，场面更为宏大。几乎所有在新疆斩获资源的企业都宣称在当地投建煤化工项目。伊犁和准东两个煤化工基地，未来几年投资额将数以千亿计。据新疆煤炭工业管理局副局长吴甲春介绍，到2015年，新疆煤炭产量达到4亿吨以上，除了“疆煤外运”和“电力外送”之外，其中相当一部分产量将被用于煤化工加工，煤制天然气产能达到600亿立方米，煤制烯烃100万吨，煤制乙二醇100万吨等。

　　在伊犁，从2010年获得路条后，开展前期工作和建设的新疆庆华能源集团年产55亿立方米煤制天然气项目一期设备安装已经完成，正在进行后期调试，其试图打造成国内煤制天然气的标杆工程。同在伊犁，类似庆华这样的煤化工项目星罗棋布，中煤集团60万吨煤制烯烃基地、中电投能源重化工循环经济产业基地……每一块空地，都可能意味着几百亿甚至上千亿的投资。

　　在准东，一个更为庞大的规划正在等待国家发改委放行，由中石化牵头，华能、兖矿、新疆龙宇能源、潞安、神华、中煤、新疆兵团等多家公司参与的煤化电热一体化项目(煤制天然气为主产品)，产能总规模高达300亿立方米。石化巨头进入煤化工领域的决心已经势不可挡。据9月28日最新消息，长城能源化工有限公司在北京揭牌，这标志着中国石化煤化工业务全面启动。根据规划，“十二五”时期中国石化将建设内蒙古、新疆、贵州、安徽、河南和宁夏等6个煤化工基地。

　　谨慎的审批

　　与各地煤化工投资高涨的热情相比，国家发改委的态度却极为谨慎。

　　早在2009年，国务院颁发的《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知》中，就将煤化工列为产能过剩行业，指出煤制油示范工程正处于试生产阶段，煤制烯烃等示范工程尚处于建设或前期工作阶段，但一些地区盲目规划现代煤化工项目，若不及时合理引导，势必出现“逢煤必化、遍地开花”的混乱局面。

　　该文件明确提出“要严格执行煤化工产业政策，遏制传统煤化工盲目发展，今后三年停止审批单纯扩大产能的焦炭、电石项目。稳步开展现代煤化工示范工程建设，今后三年原则上不再安排新的现代煤化工试点项目。”

　　这一通知的颁发，在业内被视为煤化工项目审批的一道“紧箍咒”。2011年4月，国家发改委发布《关于规范煤化工产业有序发展的通知》(下称《通知》)，进一步加强煤化工项目审批管理。

　　《通知》规定在新的核准目录出台之前，禁止建设以下项目：年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，年产100万吨及以下煤制甲醇项目，年产100万吨及以下煤制二甲醚项目，年产100万吨及以下煤制油项目，年产20亿立方米及以下煤制天然气项目，年产20万吨及以下煤制乙二醇项目。

　　值得注意的是，在此次文件中明确指出将煤化工项目审批权收回国家发改委，“上述标准以上的大型煤炭加工转化项目，须报经国家发改委核准”。

　　彼时，国家通过审批权的收回，提高煤化工的准入门槛。在连续出台多份规范性文件后，国家主管部门试图对“高烧不退”的煤化工强制“降温”。与之相悖的是，政策调整收效甚微，地方投资冲动依然难以遏制。

　　在鼓励和约束的踟蹰之间，被业内视为产业发展引领性文件的煤化工“十二五”规划《煤炭深加工示范项目规划》迟迟没有出台。从去年下半年开始至今，关于《规划》出台的时间一再推迟。其中，传闻中批复气化技术、合成技术、大型设备等18项重点示范内容以及内蒙古、新疆等11个省区的15个煤炭深加工示范项目更引人注目。

　　而在和化学工业规划院副院长白颐看来，《规划》是指导性的意见，不可能有具体项目表。对此，煤科总院北京煤化工分院副院长陈亚飞也表示认同：“《规划》只是确定发展方向，具体的项目到底多大规模、由谁建都没有最终确定。规划并不代表审批，项目审批要经过多个程序：可研报告做完以后，专家要评审，中咨集团出具意见，然后完成环评、土地规划相关事宜，最后才是批准。所以具体项目在后期还会有调整。”

　　目前，煤化工项目一般先由企业报备地方政府，进入地方规划后，再由地方发改委上报国家发改委。一方面要顾及地方政府和企业的诉求，另一方面要在经济效益和环境容量间寻找平衡，煤化工项目本身的复杂性就让国家相关部门进退两难。

　　在煤制油化工有限公司北京研究院副院长杜铭华看来，国家和地方对煤化工项目的控制力度出现差异，其中逻辑并不难理解。“有些地方像西部，依靠资源的发展，对于上马项目比较着急，往往考虑不全，会有一些风险。尤其是对市场考虑不够周全，投入工业生产需要一系列细致的工作。国家主管部门要宏观把控，地方把收入提高，国家则要考虑额度。”

　　难以忽视的环境考量

　　由于众多煤化工项目将扎根于鄂尔多斯，对于煤炭资源、水的配置也是摆在政府面前的头等大事。高耗水、高排放一直令煤化工被人诟病。“国家对于煤化工项目谨慎，主要有以下几个出发点：一般有煤的地方较为缺水，现在平均生产一吨产品需要耗水8—10吨，另外，二氧化碳的排放以及一次性投入较大。” 原中石化总经济师刘文龙对《能源》杂志记者分析道。

　　在煤化工项目中，水主要用作反应原料和冷却水，一部分水作为原料被消耗掉，大部分的水是用于冷却。据内蒙古伊泰煤炭股份有限公司总经理葛耀勇介绍，其16万吨/年煤间接液化制油项目，生产一吨油品耗水8吨左右，如果装置规模扩大到200万吨，耗水量有可能降到3.68吨。为降低水耗，企业需要作节水改造，实现水的闭路循环，但是需要大量投入，企业在施行过程中还需考虑经济效益。

　　在内蒙，一些待建的煤化工项目取自流经内蒙的黄河水，利用水权置换，将农业灌溉的节水部分置换成工业用水。“每年流经鄂尔多斯的黄河水高达160多亿方。” 葛耀勇说。

　　在另一煤化工项目聚集地准东，其用水主要来自北疆的额尔齐斯河。当初为解决乌鲁木齐等发达地区的用水，政府实施了额尔齐斯河调水，如大规模煤化工项目投产，与此前的借调水产生矛盾。(详文请见本刊2012年8月刊封面文章《新疆快与慢》)。

　　“水资源的统筹靠政府来管理，每个项目在实施之前要有很详细的论证过程。政府本身也不能因为追求工业项目，牺牲环境。政府找专家和相关部门一起评估，需要耗多少水什么质量的水，最终才能正式立项。”杜铭华如此建议。

　　对此，发改委在去年出台的《通知》中强调强化要素资源配置。煤炭供应要优先满足群众生活和发电需要，严禁挤占生活、生态和农业用水发展煤化工，对取水量已达到或超过控制指标的地区，暂停审批煤化工项目，新增取水对不符合产业政策等规定的煤化工项目，一律不批准用地，不得发放贷款，不得通过资本市场融资，严格防止财政性资金流向产能过剩的煤化工项目。

　　变了味的煤炭配置

　　煤化工项目的上马对于地方GDP的拉动作用毋庸置疑，甚至很多企业是为了获得煤炭资源不得不投资煤化工项目。据报道，早在2003年，陕西省政府提出，新建煤矿必须配套煤炭转化项目，否则不得上马。据中国煤炭工业协会常务副会长乌荣康透露，以煤化工项目换资源成为中煤集团在内蒙等地获取资源的唯一途径。

　　据杜铭华介绍，政府给企业配置煤炭的前提是，就地转化煤炭达到一定比例，基本上不存在上马煤化工项目没有配套煤矿的情况。

　　2004年，新奥进驻鄂尔多斯，投资煤化工项目。在过去的8年间，从最初的按煤耗量的两倍配置资源到“20亿投资换1亿吨煤”，再到非煤企业不一定配置资源，而是采用税收补贴，政府对于煤炭资源配置政策进行几次调整。“2009年开始，大批中央企业进入鄂尔多斯，资源基本被划分完毕，政府配置资源的政策也不断发生变化。”新奥能源化工集团总经理赵义峰对记者说。

　　在新疆，资源受制于运输瓶颈，经济价值的实现受到约束，进驻企业拿到资源相对容易，但情况也发生了转变。几年前，一些企业在通过煤化工项目获取资源后，对其进行开采售卖，而煤化工项目却迟迟未动。而如今，此种情况难以维持，“很多企业拿了资源后的一定时间内必须开工，不开工资源有可能被收回。”一位业内人士称。

　　去年10月21日，新疆专门出台《自治区煤炭资源有偿配置与勘查开发转化管理规定》(简称《规定》)，该《规定》指出取得煤炭探矿权，经勘查达到开采程度并符合转化条件的，必须有国家或自治区发展和改革主管部门核准的开发利用转化项目。因而，从此种意义上说，未经核准的煤化工项目，很难获取配套资源。

　　在白颐看来，未经审批的煤化工很难开工，不但获取配套资源有困难，更无法从正当途径进行融资。地方上看似热火朝天、高歌猛进的场景，极有可能是假象。

　　示范升级的困境

　　从当前的示范项目看，新型煤化工主要有三类：煤制烯烃、煤制油和煤制天然气，现实情况是除了煤制烯烃有商业化运作项目外，煤制油和煤制气还尚处于示范阶段。

　　7月28日，大唐国际发电股份有限公司对外发布公告称，其开发建设的年产40亿立方米的克旗煤制天然气项目打通一期全部工艺流程，产出合格天然气，被视为国内首例大型煤制天然气示范项目。同时，还披露，公司投资经营的多伦年产46万吨煤基烯烃项目已投入连续运行。

　　受制于气价和管道，煤制天然气项目投资的风险不言而喻。据庆华集团一位内部人士透露，由于接入西气东输管道的管输费用没有谈妥，工程基本建设已经完成的煤制天然气项目还并未向外送气。

　　在煤制气重镇新疆，中石化计划投资2450亿元修建“煤制天然气外输管道项目”，分新粤浙管道和新鲁管道两大部分，其中新粤浙管道线路总长8200公里，新鲁管道线路总长4400公里。造成的结果是，煤制气项目的审批与“煤制天然气外输管道项目”绑定，更有消息称，中石化输气管道项目是和新疆准东示范区的煤制气项目整体上报国家发改委的，获批也有望是整体获批。

　　“我们起初是想做煤制天然气项目，后来因为管输问题没有解决只好放弃。另外，经济效益也不能保证，一些企业煤制天然气的成本在1.85元到1.95元之间，在加上管输费用，基本无利可图。”一位业内人士这样抱怨道。

　　“假设1吨煤可制300立方米的天然气，目前1立方米气入管道的价格一般1.2元至1.5元之间，在目前煤价成本约300元每吨的情况下，煤制天然气理论上肯定是亏损。”陈亚飞如此分析。

　　与煤制天然气情况不同的是，得益于神华包头60万吨煤制烯烃项目稳定运行带来的高收益，在业内对于煤制烯烃的发展基本形成了共识在煤化工发展序列里，煤制烯烃被当做首选。煤制烯烃，以煤为源头经过、合成器净化、甲醇合成、甲醇制烯烃等工艺环节，最终生产聚烯烃或烯烃衍生物。

　　由于近些年来，受经济发展拉动，烯烃需求较大。据亚化咨询分析师郑春临介绍，在过去十年间，煤制甲醇在我国遍地开花，造成产能过剩，而甲醇制烯烃环节逐步成熟的背景下，煤制烯烃将价值进一步延伸。

　　然而，由于国家规定禁止建设年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，因而在此前建成的许多小规模煤制甲醇的项目难以将产业链继续延伸，投资的经济效益就无从谈起。

　　值得注意的是，近两年来，由于美国天然气价格持续下跌，天然气化工项目陆续上马，未来将与我国煤化工产品形成竞争之势。“彼时，煤化工企业需要考虑的是产品的销路，西部省市为了消化煤炭产能并抱着往产业链下游走的美好愿望有可能落空。” Martec迈哲华投资管理咨询有限公司能源电力总监曹寅表示。

　　对此，刚从美国考察而回的赵义峰也持相同观点：“美国的天然气非常便宜，并且产业链条非常短，低成本使我们难以与其竞争。”

　　此外，相较于技术和工艺流程都较为成熟的煤制烯烃，煤制油项目还处于逐步向大规模应用转变的阶段。在刘文龙看来，虽然我国已经拥有自主知识产权的煤制油技术，但基本还在小规模示范阶段，以百万吨计的项目投产还尚需一段时间。

　　“中国煤化工发展要依据科学的发展观，有资源、有资金并不一定能做好，是一套系统工程。企业需要综合考量多重因素，比如在哪些区域、多大规模生产什么样的产品。根据目前产业发展情况，应该准确地定义为‘示范升级阶段’。”白颐总结道。

　　煤化工的热与冷

　　一边是企业投资热情，一边是决策者谨慎审批，“热投资”与“冷处理”平衡得当，才有利于行业的良性发展。

　　今年伊始，有关“煤化工审批开闸”的消息不绝于耳，更有消息称“十二五”期间，将有上万亿投资涌入煤化工领域。发展煤化工，似乎势不可挡。

　　的确，我国“多煤、贫油、少气”的资源禀赋决定了发展煤化工的必要性，特别是像煤制油技术作为国家一项战略储备，意义重大。此外，在当前经济发展放缓的背景下，投资额高企的煤化工项目无疑成为拉动地方经济增长的重要引擎。

　　事实上，一切并非想象中简单。

　　地方爆发的前所未有的热情，却遭受冷遇。国家主管部门紧握项目审批权，以希冀通过行政审批控制其产业发展节奏。

　　这样的场景用“一边是火焰，一边是海水”形容最为贴切。

　　在《能源》杂志组织的内蒙和新疆两次煤化工调研中，参访企业都对已建或者待建项目充满信心，甚至对未来发展有着雄心勃勃的规划。从技术、经济效益、环境等方面综合剖析，以说明发展煤化工的内在逻辑。他们殷切盼望《煤炭深加工示范项目规划》出台，和企业直接利益相关的就是《规划》所拟定的15个示范项目，甚至有企业在过去的半年间发给记者几个不同版本的项目名单以求证实。

　　“企业的投资冲动必须得到释放，现在没什么亮点，所以大家都看上了煤化工、页岩气。”一位业内专家直言不讳。

　　而在国家能源决策部门内部，当一名官员听闻记者参访煤化工项目并作报道时，回应显得颇为犹豫，并暗示不要将此类项目炒作过热。

　　从以上官员的逻辑出发，我们试图解读国家主管部门对于煤化工投资的“冷处理”的内在原因。

　　出于对环境容量、水资源的综合考量，应该对耗水量高、排放多的煤化工项目持谨慎态度，这样的解释不难理解。而在另一方，一些煤化工企业人士颇具微词，认为在适当的地区发展煤化工，水的问题并不难解决，甚至有观点认为，相较于其他工业项目，煤化工的单位耗水并非最高，而是对此有所误解。

　　两方观点的争锋，从另一侧面显示煤化工项目的诱惑力。以项目圈资源，一旦投资成功能攫取大量的利润，企业何乐而不为。

　　部分专业人士看来，虽然企业投资积极性高，但如果未获路条，项目融资困难，对于这种风险大、投资高的项目，依靠自身力量无从发展，结局只能是“雷声大、雨点小”。

　　更为关键的是，一哄而上的企业应该从过去煤化工的发展中汲取教训。过去几年间，各地煤制甲醇项目一拥而上，甲醇市场过剩，企业无利可图只能闲置产能；煤制二甲醚项目在液化气和燃料的应用端遇阻，无市场销路，这些已经存在的问题难以忽视。项目投资失败后，一些企业只能继续加注投资或改变技术方向或延伸产业链。

　　除了上述原因，技术的不成熟、核心设备并未完全掌握也让当局颇为犹豫，一些示范项目屡次推迟投产时间、煤种选择不合适投产后经济效益不行、设备安装几经调试才生产的情况无法避免。在业内人士看来，其中一个主要原因是追逐煤化工的主体，遍布能源行业的各个领域。化工是一个复杂系统，如果不了解化工行业的人进行操作，管理和技术经验缺乏，很容易事与愿违。

　　在采访中，多位专家提醒，并非所有产煤区域都适合发展煤化工。在山西，甚至出现了一些企业拿高品质煤做煤化工项目，结果是经济效益并不理想。对于运输困难，煤资源丰富且廉价的新疆，是较为适宜发展煤化工产业基地。

　　截至目前，成功的示范项目屈指可数，毫无疑问，大规模、产业化应用还有待时日。当“热投资”遇上了“冷处理”，才有利于行业的良性发展。