[原创]对煤化工行业的几点思考

煤化工是以煤为原料，经过化学反应生成化工、能源产品的工业，是煤炭的深加工产业。

近几年来，我国煤化工发展逐步升温，呈现无序、过热的态势。各产煤省(地)纷纷抛出了庞大的煤化工发展规划，不仅以合成氨、甲醇、PVC等为代表的传统煤化工产品的产能急剧膨胀，而在建和规划中的产品主要定位在煤制油、甲醇/二甲醚和甲醇制烯烃等方面。各类企业、各种资金纷纷进入煤化工产业，包括煤炭企业、电力企业、化工企业，国有资金、民间资金、国内资金、国际资金等。投资之巨，规模之大，出手之快，令人咂舌。令人真正感到担心的不光是规模，而是正在出现的建设高潮。

国家对发展煤化工有若干政策规定。近几年来，煤化工发展出现的一些情况值得关注：

煤化工是规模效益非常明显的产业。一些在建或规划中的煤化工项目多数达不到国家规定的规模。一些企业往往受资金、技术等某些条件的制约采取将规划做大，分期实施的方式，化整为零、以小堆大，这样做不仅有利于顺利通过审查，而且可圈占更多的资源，但并不能体现出规模效益。

煤化工是高耗水行业。发展要量水而行，以不与农、民、生态争水为前提，严格控制在缺水地区建设煤气化或煤液化项目。但一些产煤省区为了发展经济，以资源为手段，不顾及生态和环境的承载能力，大举招商引资，甚至在同一地区，同一开发区内引进多个结构雷同的大型煤化工项目；在许多严重缺水地区布置了多个大型煤化工项目。有关水利部门已警言[1]，在黄河中段建设超越水资源承载能力的重化工业，很可能引发工业、农业、生态间的“争水大战”，并对黄河下游省份取水构成严重威胁。

不少地区以建设煤化工项目为名，行圈占和攫取资源之实，大量夺取煤炭资源，以牺牲资源为代价，片面追求产业快速发展。不少地区煤化工产业刚刚起步，煤资源就已被瓜分殆尽。

不少国外大公司正在与有关方面接触，直接参股大型煤化工项目。我国《外商投资产业指导目录(2007年修订)》规定:大型煤化工产品生产由中方控股。资料称，目前外资的投入已占到我国“十一五”期间煤化工计划投资的相当大的部分。各种变相的由外商控股、相对控股的项目相继而出。

我国的煤化工热，带来新的一轮大型煤气化技术无序的重复引进热。某干法煤气化技术在国外仅用于循环发电，并未应用于化工生产。但国内一些企业却不顾风险争相引进，截至2007年底已引进20多套。据报道[2]，使用该技术正在运行的几套装置，至今尚没有一套能够实现长周期稳定运行。

世界上几乎所有的煤气化技术(有些技术并不成熟)在我国都有引进。我国已成为多个国外煤气化技术首例应用于化工领域的试验(或放大或改进或示范，使其适用、成熟)基地，承受着巨大的付出和风险的代价。

我国煤化工过热的突出表现就是“逢煤必化”。为谋求把资源优势转化为经济优势，几乎所有煤产地甚至煤炭调入地区都要大力发展煤化工(全国约有近20个省、区规划，把煤化工“打造”成支柱产业)，寄希望于煤化工的GDP。至今全国到底有多少个在建或规划中的煤化工基地和煤化工项目？总投资是多少？产品的产需平衡如何？煤化工发展所需的各方面的条件是否匹配？以上种种恐怕是很少有人能够说得清楚。

为统筹规划、合理布局、科学引导和规范煤化工产业的发展，切实纠正一些地方不顾资源、生态、环境等方面的承载能力，盲目规划、竞相建设煤化工项目，可能对经济社会持续、健康、稳步发展将产生潜在的负面影响，国家发改委于2006年7月7日发出了《关于加强煤化工项目建设管理，促进产业健康发展的通知》。其后又相继出台了一系列相关的政策和规定，使煤化工的无序发展得到一定程度的遏制，但远未达到预期的目标。由于种种原因，无序、过热的发展态势并未完全得到遏制。

以上种种煤化工产业的超强、超高速度的发展引起了业内人士的深思。这种情况符合科学发展观吗？对国民经济可持续发展和能源安全是喜是忧？

发展煤化工是有条件的。不是逢煤就应“化”、就能“化”得起来的，亦不是有钱就能办到的，不能不顾条件“逢煤必化”。当前煤化工的发展热点是能源化工产品，本文试就有关问题进行思考、探讨，直言浅见，供参考。

对煤基能源

化工品的思考

煤制油

高油价催生我国的煤制油产业

各地发展煤制油的热情很高，凡是有煤炭资源的省份都纷纷开展大型煤制油项目前期研究和规划及集资建设。据不完全统计，截至2006年底全国已有15个煤制油项目规划。众多煤制油项目中，除神华320万吨/年、兖矿100万吨/年、潞安16万吨/年3个项目得到发改委的批准外，其余项目均属于地方或企业规划。在建(132万吨/年)和规划中的煤制油项目总规模达到4017万吨/年。

充分重视发展煤制油的风险

以煤制油最大的动力是煤的储量比油、气资源相对要多，其次按现有油价，煤制油可能有利可图。然而煤制油是一项巨大的系统工程，涉及煤资源、水资源、生态、环境、技术、资金以及诸多社会配套要求，且条件要求较高。应高度重视煤制油产业的风险性。

——在技术方面，国内没有运行中的工业化装置可以借鉴直接法煤制油技术连国外也没有可借鉴的工业化装置。神华的直接液化的煤制油工业化装置在世界范围内是首次建造，存在着从工程放大、装备制造、催化剂性能、生产工艺控制等诸多工程风险。南非沙索公司虽有成熟的间接法技术，但转让费过高。兖矿和潞安的间接法技术正处在工业示范阶段。我国的煤制油技术均没有达到大规模工业化推广阶段。

——在投资方面，建设1万吨/年煤制油装置就需要1亿元的投资建设一套百万吨级以上的煤制油装置，动辄投资数百亿元。投入产出比过低，造成产品成本核算中摊入的设备折旧费和银行贷款利率偏高。煤制油的成本居高不下。

——在成本方面，以立项时的油价和煤价进行比较，建设大规模的煤制油项目预期可获得巨大的经济利益然而油价涨，煤亦会相应涨价。随着国家资源费、环保费新政策的出台，税费增加，煤炭价格亦相应提高。煤炭的价格每上涨100元/吨，煤制油的成本就相应增加5～8美元/吨。时至今日，煤炭价格已经比评估时涨了多倍，今后煤价还会继续上涨。此外，装置建成投产时，水、电、汽、运输等公用工程的费用和人工费也远远超出评估时的费用。煤制油的成本还将面临国际油价波动的市场风险。

启动煤制油项目初期

阶段布点应从严控制

基于国情，国家有必要从能源安全战略的高度将煤制油列入能源安全战略储备项目中。为规避风险，国家在启动煤制油项目的初期阶段应集中财力，选择不同的装置规模、不同的工艺路线、不同的技术来源分别建设一套工业化示范装置，待装置建成后，由专家对这些示范装置进行综合评估，从中选出技术经济指标最佳的煤制油工艺，择时适度推广。目前我国的煤制油产业正处在工业试验示范阶段，在首套技术没有通过评审之前，不宜再开工建设同类新项目。

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