“逃离”煤化工

    煤化工进入到前所未有的危境中，一些企业被迫出逃。今年以来，国电电力、大唐集团、中海油陆续撤离煤化工产业，即使背靠雄厚的财力和管理经验，也无法将巨亏的项目引向正途。

　　剥离之后，接盘者寥寥，被抛售的项目难以落地，前行更加艰难，煤化工产业或将面临一场更大的逃离潮。

　　新金融记者 郗岳

　　这一刻选择退出

　　对于大唐国际发电股份有限公司（简为“大唐”）这家传统的发电企业来说，今年的关键词却是“煤化工”。

　　半个月前，大唐宣布对其煤化工板块进行重组，为公司经营数年的煤化工业务找到了新的接盘者——具有国资委[微博]背景的中国国新控股有限责任公司。从双方协议中可以看出，大唐此次出让旗下大唐能源化工有限公司几乎所有的煤化工项目，其中不乏国内首例示范性项目。比如内蒙古多伦煤制聚丙烯、年产40亿立方米天然气的克旗煤制天然气项目和年产40亿立方米天然气三大项目，三个项目同样还被视为大唐煤化工板块的“中流砥柱”。

　　大唐公司一位从事煤炭业务的中层对新金融记者说，2005年大唐开始布局煤化工产业，当时正处在煤炭黄金期，煤价涨得快，发电亏得惨，为了抵消主营业务风险，大唐主动把目光投向被业界炒热的煤化工产业，还把它作为公司多元化业务发展的重点方向。

　　“如果成功了应该挺赚钱的，没想到最后竟成了鸡肋项目，拖累公司业绩。”资料显示，大唐为煤化工投入不菲，截至2013年底累计投入达到584亿。而漫长的持续投资并没有带来预期收益，比如总投资达160亿元的多伦煤化工项目，在历经了9年的漫长筹备期之后，却暴露出超支数十亿元的资金黑洞。大唐能源化工公司总经理张明在《大唐煤化工投资受挫后的反思》一文中表示：“煤化工不是大唐完全熟知的领域，在发展过程中就没有像发电那样顺风顺水。”

　　而大唐只是逃离煤化工大军中的一员。另一家发电行业大鳄——国电电力发展股份有限公司（简称“国电”）也选择了出逃。今年4月14日，国电召开临时股东大会，以100%的赞成率通过了煤化工股权转让议案。

　　议案中，国电的控股子公司国电英力特能源化工集团股份有限公司（简称“英力特”），其持有的国电中国石化宁夏能源化工有限公司（简称“宁化”）45%股权，转让给中国石化[微博]长城能源化工有限公司。转让后，国电仅通过英力特持有宁化公司5%股权，基本上退出了煤化工业务领域。

　　“国电集团2009年前后在获取煤资源的过程中配套了6个煤化工项目，这些项目包括氯碱、煤基多联产、煤制烯烃、化肥及SNG项目，后因种种原因，这些项目或转让或停缓，正在慢慢退出煤化工领域。”国电煤化工部赵丽梅表示。

　　潜在的逃离潮

　　在煤化工的投资主体构成中，电力行业分量不轻，从国内煤制气项目总产能来看，电力行业投资产能为320亿立方米/年，占比14%。不过从业界来看，电力行业对于煤化工业务，或在酝酿更大的逃离潮。

　　今年3月在北京举行的中国电力煤化工产业发展交流座谈会，更像是教训吸取大会，华能、大唐、神华、华电、国电、中电投、国投这些涉足煤化工产业的国内7大发电集团均参加。除了大唐和国电，其他公司代表也诉说了从业困惑。

　　华能集团发电量是全国第一，但做煤化工的进度却比较慢。华能集团煤炭部经济运营处副处长刘宇在会上介绍说，华能2004年从带有煤化工性质的IGCC发电项目开始涉足煤化工，但该项目2012年运行以来，气化炉因煤质影响运行不稳定，项目出现亏损。从那儿开始，认识到搞煤化工并非易事，开始吸取教训，集团公司对新疆的一个煤制气项目技术证论就搞了4年多，还是迟迟不敢下手，“我们现在发展煤化工相对谨慎。”

　　和其他电力企业不同的是，华电集团是被动进入煤化工领域的，即在获取煤炭资源的过程中按照地方政府就地转化煤炭的要求而“被化工”。

　　“近期，华电领导班子正在进行反思，研究到底怎么干，干多大。”煤炭部经济运营处副处长董建立说，华电集团开始对煤化工比较积极，2010年规划决策了煤制气、煤制乙二醇等4个煤化工项目，2011年在陕西榆林上马了天然气制甲醇项目、60万吨煤制甲醇项目。但建成投产的项目却出现大幅亏损。

　　其实，电力企业在发展煤化工过程中都遭遇到了技术、人才、管理困境，已建成的项目大都出现运行不稳定、人才流失严重、项目严重亏损等问题。中国电力发展促进会秘书长李斌表示：“电力企业应该坚持量力而行，实在干不了，退出也是一种选择。”

　　“煤化工项目投资额度较大、回报周期较长、盈利能力尚不稳定，企业涉足该领域更多的是看重产业政策和地方政府优惠政策，投资热潮退去后，龙头企业必将大规模剥离煤化工业务，进而转向传统能源领域收益更加稳健的项目。”中投顾问能源行业研究员宛学智对新金融记者说。

　　愿“赌”服输

　　这场煤化工逃离潮不仅在电力行业蔓延，石化行业也有所触动。7月中旬，北京产权交易所的挂牌信息显示，中海油下属的山东海化集团有限公司拟转让其持有的山东薛焦化工有限公司6.27%股权，挂牌价为1元。在此之前，今年2月份中海油旗下子公司中海石油化学股份有限公司也在北京产权交易所挂牌出售旗下包头煤化工项目，挂牌价格为1亿元。

　　财务数据显示，中海油包头煤化工项目2013年亏损额达1283.89万元，挂牌出售的山东薛焦化工有限公司，2013年的净亏损为1084.54万元。

　　“煤化工产业对于资金、技术、管理等各方面要求较高，综合实力稍弱的企业便不适合涉足新型煤化工项目，国内电力巨头、能源巨头在该环节技术较为匮乏，盲目进入必然会导致企业亏损。”中投顾问宛学智告诉新金融记者。

　　而这与投资企业最初的愿景背道而驰。多年前，市场曾如此乐观地评价朝阳中的煤制气产业，黑色的煤炭不受欢迎，转化成清洁的天然气就会受到热捧。现代煤化工甚至被描绘成探寻中国煤炭未来出路的一剂良方，致使那些在行的、业余的和围观的企业趋之若鹜，豪举重金砸向煤制气产业。

　　大唐从2005年开始进入煤化工行业，先后上马了煤制聚丙烯、煤制天然气、煤制化肥等项目。大唐能源化工公司总经理张明称，就这几个产品而言，都是具有广阔市场的资源性产品。

　　其中，煤制天然气是大唐最大的能源赌局。因为天然气是我国十分短缺的清洁能源，2012年我国对外依存度已达30%，今后10年的需求量将超过4000亿立方米，依存度将攀升到40%以上。2013年，我国天然气产品价格普遍开始上调，正在掀起新一轮价格改革浪潮，这为煤制天然气的发展创造了更大的利润空间。

　　安迅思息旺能源燃气产业链总监黄庆对新金融记者说，煤价下行趋势已然确定，而未来价改后的天然气价格一定是上涨的，所以煤制气的盈利空间显而易见。据测算，煤制天然气生产成本在1.6-1.8元/立方米，在已核准和投产的19个煤制气项目中，有17个聚集在“煤多价低”的内蒙古和新疆地区，凸显了原料成本优势。

　　不过万博资讯产业研究院能源分析师朱彦冰认为，煤制气项目比一般的制造业复杂，技术水平要求高，前期工程资金投入量大，回报周期更长。“煤制气项目的回报周期在7.5年左右，存货周转天数在10-20天。就其收益来说，煤制气项目可以获得的净资产收益率在8.08%，销售净利率在11.25%。”

　　另有部分研究者对煤制气的盈利性表示质疑。华南理工大学化工学院教授钱宇对新金融记者说：“和天然气相比，煤制气没有价格优势。天然气现在的价格基本上是在2.7元到3元左右，天然气比较清洁，所以相对来讲外部成本比较低。煤制气的生产成本虽然比较便宜，1块多钱。但是算上后期的资源税、生产过程的排放和使用过程的排放这些外部成本，实际价格就比天然气高了。”

　　滞留的项目

　　据绿色和平组织统计，全国目前共有煤制气项目50个，其中实际建设中项目5个（部分产能已投产），正在做前期工作的项目16个，计划中的项目18个，2013年以来新签约的项目11个。以产能规模统计，截至2014年6月，全国煤制气项目总计产能已经达到2250亿立方米/年。

　　“2250亿方是什么概念？”绿色和平气候与能源项目主任马文说：“今年1月份国家能源局初定，到2020年国内煤制气产能目标是500亿立方米/年，现在所有项目总产能已经是这个目标的4.5倍。截至去年年底，国内煤制气已投产或建设中的产能是27亿立方米/年，但是计划建设的项目规模是这个产能的12倍。”

　　而这个量同样接近于美国2012年的页岩气产量。近几年美国页岩气的迅速发展，导致天然气供应大幅增加，致使价格下跌，对煤制天然气发展造成了很大的冲击。

　　而美国的经验很难说不会复制到中国，目前国家政策非常鼓励页岩气产业，而对发展煤制气的态度却非常谨慎。7月22日，国家能源局下发通知，规定禁止建设年产20亿立方米以下煤制气项目，并对项目用水和排污指标做了严格的规定。

　　“其实这50个煤制气项目中大多数都执行不了，比如在内蒙古、新疆的项目，大部分都没拿到路条没有开工，也不具备条件开工。原因出在哪里？”国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰认为，“一个是水，一个是环境，最后的问题还是技术空间，很多企业都试水了，大唐也好国电也好，都不是十分成功，不是他们想象得那么赚钱，所以需要国资委[微博]的项目来接盘，不至于彻底剥离他的资产。”

　　煤化工碳减排压力将长期存在

　　——专访华南理工大学化工学院教授钱宇

　　Q1：今年以来，国电、大唐、中海油纷纷转让煤化工板块，有什么共性的原因吗？

　　A：这些能源企业巨头调整各自发展方向，既有自身战略调整的考虑，也是对前些年竞相投入煤化工领域的高涨热情的冷静思考和理性调整。

　　我们从技术经济分析来看，煤化工产业特别是煤制气还有许多问题需要深入研究，其中高昂的环境生态成本是最大的短板。原先城市和工业燃煤产生环境污染，煤改气将污染转移到了煤炭资源所在地区。我国北方和西北地区生态承载能力相对薄弱，如果盲目地狂飙突进发展煤制气项目的话，必然会带来高昂的环境生态代价。资源所在地和生产企业将来也不得不加大环保投入。

　　Q2：继续投资煤制气还会遇到哪些风险？

　　A：应该注意投资的产能和规模问题。未来煤制气市场具有很大的不确定性。我们注意到，国内拟建设中的几十个煤制气项目产能总计达2300亿立方米。这个产能比我国目前天然气的需求量高得多。即使真正实施的是其中部分项目，这个产能也会相当大。

　　我们再看非常规天然气资源页岩气，预测储量已达到36万亿立方米。一旦页岩气能够被大量利用，会对我国的能源市场提供一个很好的补充。此外，进口天然气也将有一个快速增长。2012年LNG进口量为200亿立方米，管道天然气的进口量为214亿立方米，进口天然气占到我国当年天然气消费量的29%。我国在2013年进口天然气530亿立方米，同比增长28%。预测数据显示，未来7年到未来17年，我国天然气进口量将达2800亿立方米，到时候我国的能源布局将有望趋于合理。

　　真要上马的项目，规模又不能太小。产能在30亿立方米以下的煤制气项目在温室气体排放、水污染处理等方面的投资成本较高，不利于企业自身的发展和盈利。对不具备能源化工背景，资本实力又不强的企业，我们建议不要进入这个产业。地方政府也不要盲目支持那些为争抢资源而申报上马的企业和项目。

　　Q3：环保专家唱衰、部分企业抛售、能源局政策收紧，是否说明煤化工已经走到尽头？

　　A：不能这么说。我国的能源结构特点是“富煤缺油少气”，所以发展煤化工是不可避免的路径选择。为了缓解环境污染问题，能源消费结构调整的方向就是要提高天然气的比重。而在天然气供应不足的国情下，发展煤制气能在一定程度上缓解我国天然气供应紧张的局面，因此发展煤制气有其合理性。

　　发展和应用煤制气替代工业和城市燃气，是缓解我国北方和东部城市地区因燃煤供热而导致灰霾污染的一项有效措施。但这是以增加温室气体排放和煤炭资源消耗为代价的。我国面临着治理灰霾污染的紧迫压力，在天然气供应不足的情况下，应该适度发展煤制天然气以缓解这一问题。

　　Q4:那煤制气有没有更好的出路？

　　A:煤制气如果用在民用燃气领域，是应该鼓励和支持的。比如在公交燃气方面，比起柴油，煤制气是一个合理的替代方案。因为现在油品价格很高，煤制气只有石油的1/3，总的来讲还有比较大的发展空间。

　　煤制气用于城市供热，替代直接燃煤供热，降低灰霾污染的效果是非常明显的。但缺点是增加了煤炭资源消耗。煤制气的成本跟煤是相当的，比普通天然气稍微高一点。用于民用燃气的时候，它比石油气要好。用煤制气替代能够节约全生命周期成本。

　　在煤化工生产方面，应该大力推进清洁生产技术，把有害物质和温室气体排放转化提取为有效的成分加以利用。譬如，我们中国的焦炭工业的产能非常大，焦炭中用到的是碳，而焦炉气主要含氢，以往大都是排放，就浪费了。如果将焦炉气与煤气相结合，就提高了资源利用效率，这样也就减少二氧化碳的排放，更能提升经济性能。所以，我们可以从工业技术和社会各方面共同努力，使我们在推动经济建设和社会发展的过程中减少污染，造福人类。

　　相对于炼油和石油化工，目前煤化工技术还不够精益化和精细化，过程创新和技术改造还有很大的空间。在能源化工领域有经验和实力的企业，应该会在煤化工产业有很好的发展机遇和前景。方向应该是向高附加值的煤化工产业链向下游延伸。

　　Q5：在煤化工政策方面您有哪些建议？

　　A：我国目前并没有征收工业生产的生态环境成本的政策。从可持续发展的角度考虑，征收生态环境成本是一个平衡补偿的合理方式。政府可以通过制定多样化的天然气价格机制，使得煤制气的消费企业或用户补偿产地的环境损失，这样才能引导煤制气产业健康、可持续发展，有利于资源能源的清洁利用。对煤化工企业，我们还需要在政策层面上加以引导，通过采取征收碳税或者建立碳排放权交易机制（ETS）的手段，提高煤化工企业减排温室气体的责任感和积极性。对水资源问题，也应引入水资源税的方式，推进产业增强节水意识和节水技术。

　　我国的碳税政策处于试行阶段，ETS也是刚刚建立，碳价短期内不可能弥补碳减排成本，煤化工产业的碳减排经济压力将长期存在。即使如此，政府也要推动碳税政策的施行和完善ETS，增强煤化工产业的碳减排意识。与此同时，政府可对实施碳捕捉技术并取得减排效果的煤制气企业施行税费减免或财政补贴等优惠政策。这样，煤制气产业才能够在缓解我国城市灰霾问题的同时，也在减排温室气体方面有所作为，使得整个产业链沿着一个健康的方向发展。