剝離之后，接盤者寥寥，被拋售的項目難以落地，前行更加艱難，煤化工產業或將面臨一場更大的逃離潮。

　　這一刻選擇退出

　　對于大唐國際發電股份有限公司(簡為“大唐”)這家傳統的發電企業來說，今年的關鍵詞卻是“煤化工”。

　　半個月前，大唐宣布對其煤化工板塊進行重組，為公司經營數年的煤化工業務找到了新的接盤者——具有國資委背景的中國國新控股有限責任公司。從雙方協議中可以看出，大唐此次出讓旗下大唐能源化工有限公司幾乎所有的煤化工項目，其中不乏國內首例示范性項目。比如內蒙古多倫煤制聚丙烯、年產40億立方米天然氣的克旗煤制天然氣項目和年產40億立方米天然氣三大項目，三個項目同樣還被視為大唐煤化工板塊的“中流砥柱”。

　　大唐公司一位從事煤炭業務的中層對新金融記者說，2005年大唐開始布局煤化工產業，當時正處在煤炭黃金期，煤價漲得快，發電虧得慘，為了抵消主營業務風險，大唐主動把目光投向被業界炒熱的煤化工產業，還把它作為公司多元化業務發展的重點方向。

　　“如果成功了應該挺賺錢的，沒想到最后竟成了雞肋項目，拖累公司業績。”資料顯示，大唐為煤化工投入不菲，截至2013年底累計投入達到584億。而漫長的持續投資并沒有帶來預期收益，比如總投資達160億元的多倫煤化工項目，在歷經了9年的漫長籌備期之后，卻暴露出超支數十億元的資金黑洞。大唐能源化工公司總經理張明在《大唐煤化工投資受挫后的反思》一文中表示：“煤化工不是大唐完全熟知的領域，在發展過程中就沒有像發電那樣順風順水。”

　　而大唐只是逃離煤化工大軍中的一員。另一家發電行業大鱷——國電電力發展股份有限公司(簡稱“國電”)也選擇了出逃。今年4月14日，國電召開臨時股東大會，以100%的贊成率通過了煤化工股權轉讓議案。

　　議案中，國電的控股子公司國電英力特能源化工集團股份有限公司(簡稱“英力特”)，其持有的國電中國石化寧夏能源化工有限公司(簡稱“寧化”)45%股權，轉讓給中國石化長城能源化工有限公司。轉讓后，國電僅通過英力特持有寧化公司5%股權，基本上退出了煤化工業務領域。

　　“國電集團2009年前后在獲取煤資源的過程中配套了6個煤化工項目，這些項目包括氯堿、煤基多聯產、煤制烯烴、化肥及SNG項目，后因種種原因，這些項目或轉讓或停緩，正在慢慢退出煤化工領域。”國電煤化工部趙麗梅表示。

　　潛在的逃離潮

　　在煤化工的投資主體構成中，電力行業分量不輕，從國內煤制氣項目總產能來看，電力行業投資產能為320億立方米/年，占比14%。不過從業界來看，電力行業對于煤化工業務，或在醞釀更大的逃離潮。

　　今年3月在北京舉行的中國電力煤化工產業發展交流座談會，更像是教訓吸取大會，華能、大唐、神華、華電、國電、中電投、國投這些涉足煤化工產業的國內7大發電集團均參加。除了大唐和國電，其他公司代表也訴說了從業困惑。

　　華能集團發電量是全國第一，但做煤化工的進度卻比較慢。華能集團煤炭部經濟運營處副處長劉宇在會上介紹說，華能2004年從帶有煤化工性質的IGCC發電項目開始涉足煤化工，但該項目2012年運行以來，氣化爐因煤質影響運行不穩定，項目出現虧損。從那兒開始，認識到搞煤化工并非易事，開始吸取教訓，集團公司對新疆的一個煤制氣項目技術證論就搞了4年多，還是遲遲不敢下手，“我們現在發展煤化工相對謹慎。”

　　和其他電力企業不同的是，華電集團是被動進入煤化工領域的，即在獲取煤炭資源的過程中按照地方政府就地轉化煤炭的要求而“被化工”。

　　“近期，華電領導班子正在進行反思，研究到底怎么干，干多大。”煤炭部經濟運營處副處長董建立說，華電集團開始對煤化工比較積極，2010年規劃決策了煤制氣、煤制乙二醇等4個煤化工項目，2011年在陜西榆林上馬了天然氣制甲醇項目、60萬噸煤制甲醇項目。但建成投產的項目卻出現大幅虧損。

　　其實，電力企業在發展煤化工過程中都遭遇到了技術、人才、管理困境，已建成的項目大都出現運行不穩定、人才流失嚴重、項目嚴重虧損等問題。中國電力發展促進會秘書長李斌表示：“電力企業應該堅持量力而行，實在干不了，退出也是一種選擇。”

　　“煤化工項目投資額度較大、回報周期較長、盈利能力尚不穩定，企業涉足該領域更多的是看重產業政策和地方政府優惠政策，投資熱潮退去后，龍頭企業必將大規模剝離煤化工業務，進而轉向傳統能源領域收益更加穩健的項目。”中投顧問能源行業研究員宛學智對新金融記者說。

　　愿“賭”服輸

　　這場煤化工逃離潮不僅在電力行業蔓延，石化行業也有所觸動。7月中旬，北京產權交易所的掛牌信息顯示，中海油下屬的山東海化集團有限公司擬轉讓其持有的山東薛焦化工有限公司6.27%股權，掛牌價為1元。在此之前，今年2月份中海油旗下子公司中海石油化學股份有限公司也在北京產權交易所掛牌出售旗下包頭煤化工項目，掛牌價格為1億元。

　　財務數據顯示，中海油包頭煤化工項目2013年虧損額達1283.89萬元，掛牌出售的山東薛焦化工有限公司，2013年的凈虧損為1084.54萬元。

　　“煤化工產業對于資金、技術、管理等各方面要求較高，綜合實力稍弱的企業便不適合涉足新型煤化工項目，國內電力巨頭、能源巨頭在該環節技術較為匱乏，盲目進入必然會導致企業虧損。”中投顧問宛學智告訴新金融記者。

　　而這與投資企業最初的愿景背道而馳。多年前，市場曾如此樂觀地評價朝陽中的煤制氣產業，黑色的煤炭不受歡迎，轉化成清潔的天然氣就會受到熱捧。現代煤化工甚至被描繪成探尋中國煤炭未來出路的一劑良方，致使那些在行的、業余的和圍觀的企業趨之若鶩，豪舉重金砸向煤制氣產業。

　　大唐從2005年開始進入煤化工行業，先后上馬了煤制聚丙烯、煤制天然氣、煤制化肥等項目。大唐能源化工公司總經理張明稱，就這幾個產品而言，都是具有廣闊市場的資源性產品。

　　其中，煤制天然氣是大唐最大的能源賭局。因為天然氣是我國十分短缺的清潔能源，2012年我國對外依存度已達30%，今后10年的需求量將超過4000億立方米，依存度將攀升到40%以上。2013年，我國天然氣產品價格普遍開始上調，正在掀起新一輪價格改革浪潮，這為煤制天然氣的發展創造了更大的利潤空間。

　　安迅思息旺能源燃氣產業鏈總監黃慶對新金融記者說，煤價下行趨勢已然確定，而未來價改后的天然氣價格一定是上漲的，所以煤制氣的盈利空間顯而易見。據測算，煤制天然氣生產成本在1.6-1.8元/立方米，在已核準和投產的19個煤制氣項目中，有17個聚集在“煤多價低”的內蒙古和新疆地區，凸顯了原料成本優勢。

　　不過萬博資訊產業研究院能源分析師朱彥冰認為，煤制氣項目比一般的制造業復雜，技術水平要求高，前期工程資金投入量大，回報周期更長。“煤制氣項目的回報周期在7.5年左右，存貨周轉天數在10-20天。就其收益來說，煤制氣項目可以獲得的凈資產收益率在8.08%，銷售凈利率在11.25%。”

　　另有部分研究者對煤制氣的盈利性表示質疑。華南理工大學化工學院教授錢宇對新金融記者說：“和天然氣相比，煤制氣沒有價格優勢。天然氣現在的價格基本上是在2.7元到3元左右，天然氣比較清潔，所以相對來講外部成本比較低。煤制氣的生產成本雖然比較便宜，1塊多錢。但是算上后期的資源稅、生產過程的排放和使用過程的排放這些外部成本，實際價格就比天然氣高了。”

　　滯留的項目

　　據綠色和平組織統計，全國目前共有煤制氣項目50個，其中實際建設中項目5個(部分產能已投產)，正在做前期工作的項目16個，計劃中的項目18個，2013年以來新簽約的項目11個。以產能規模統計，截至2014年6月，全國煤制氣項目總計產能已經達到2250億立方米/年。

　　“2250億方是什么概念?”綠色和平氣候與能源項目主任馬文說：“今年1月份國家能源局初定，到2020年國內煤制氣產能目標是500億立方米/年，現在所有項目總產能已經是這個目標的4.5倍。截至去年年底，國內煤制氣已投產或建設中的產能是27億立方米/年，但是計劃建設的項目規模是這個產能的12倍。”

　　而這個量同樣接近于美國2012年的頁巖氣產量。近幾年美國頁巖氣的迅速發展，導致天然氣供應大幅增加，致使價格下跌，對煤制天然氣發展造成了很大的沖擊。

　　而美國的經驗很難說不會復制到中國，目前國家政策非常鼓勵頁巖氣產業，而對發展煤制氣的態度卻非常謹慎。7月22日，國家能源局下發通知，規定禁止建設年產20億立方米以下煤制氣項目，并對項目用水和排污指標做了嚴格的規定。

　　“其實這50個煤制氣項目中大多數都執行不了，比如在內蒙古、新疆的項目，大部分都沒拿到路條沒有開工，也不具備條件開工。原因出在哪里?”國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心主任李俊峰認為，“一個是水，一個是環境，最后的問題還是技術空間，很多企業都試水了，大唐也好國電也好，都不是十分成功，不是他們想象得那么賺錢，所以需要國資委的項目來接盤，不至于徹底剝離他的資產。”

　　煤化工碳減排壓力將長期存在

　　——專訪華南理工大學化工學院教授錢宇

　　Q1：今年以來，國電、大唐、中海油紛紛轉讓煤化工板塊，有什么共性的原因嗎?

　　A：這些能源企業巨頭調整各自發展方向，既有自身戰略調整的考慮，也是對前些年競相投入煤化工領域的高漲熱情的冷靜思考和理性調整。

　　我們從技術經濟分析來看，煤化工產業特別是煤制氣還有許多問題需要深入研究，其中高昂的環境生態成本是最大的短板。原先城市和工業燃煤產生環境污染，煤改氣將污染轉移到了煤炭資源所在地區。我國北方和西北地區生態承載能力相對薄弱，如果盲目地狂飆突進發展煤制氣項目的話，必然會帶來高昂的環境生態代價。資源所在地和生產企業將來也不得不加大環保投入。

　　Q2：繼續投資煤制氣還會遇到哪些風險?

　　A：應該注意投資的產能和規模問題。未來煤制氣市場具有很大的不確定性。我們注意到，國內擬建設中的幾十個煤制氣項目產能總計達2300億立方米。這個產能比我國目前天然氣的需求量高得多。即使真正實施的是其中部分項目，這個產能也會相當大。

　　我們再看非常規天然氣資源頁巖氣，預測儲量已達到36萬億立方米。一旦頁巖氣能夠被大量利用，會對我國的能源市場提供一個很好的補充。此外，進口天然氣也將有一個快速增長。2012年LNG進口量為200億立方米，管道天然氣的進口量為214億立方米，進口天然氣占到我國當年天然氣消費量的29%。我國在2013年進口天然氣530億立方米，同比增長28%。預測數據顯示，未來7年到未來17年，我國天然氣進口量將達2800億立方米，到時候我國的能源布局將有望趨于合理。

　　真要上馬的項目，規模又不能太小。產能在30億立方米以下的煤制氣項目在溫室氣體排放、水污染處理等方面的投資成本較高，不利于企業自身的發展和盈利。對不具備能源化工背景，資本實力又不強的企業，我們建議不要進入這個產業。地方政府也不要盲目支持那些為爭搶資源而申報上馬的企業和項目。

　　Q3：環保專家唱衰、部分企業拋售、能源局政策收緊，是否說明煤化工已經走到盡頭?

　　A：不能這么說。我國的能源結構特點是“富煤缺油少氣”，所以發展煤化工是不可避免的路徑選擇。為了緩解環境污染問題，能源消費結構調整的方向就是要提高天然氣的比重。而在天然氣供應不足的國情下，發展煤制氣能在一定程度上緩解我國天然氣供應緊張的局面，因此發展煤制氣有其合理性。

　　發展和應用煤制氣替代工業和城市燃氣，是緩解我國北方和東部城市地區因燃煤供熱而導致灰霾污染的一項有效措施。但這是以增加溫室氣體排放和煤炭資源消耗為代價的。我國面臨著治理灰霾污染的緊迫壓力，在天然氣供應不足的情況下，應該適度發展煤制天然氣以緩解這一問題。

　　Q4:那煤制氣有沒有更好的出路?

　　A:煤制氣如果用在民用燃氣領域，是應該鼓勵和支持的。比如在公交燃氣方面，比起柴油，煤制氣是一個合理的替代方案。因為現在油品價格很高，煤制氣只有石油的1/3，總的來講還有比較大的發展空間。

　　煤制氣用于城市供熱，替代直接燃煤供熱，降低灰霾污染的效果是非常明顯的。但缺點是增加了煤炭資源消耗。煤制氣的成本跟煤是相當的，比普通天然氣稍微高一點。用于民用燃氣的時候，它比石油氣要好。用煤制氣替代能夠節約全生命周期成本。

　　在煤化工生產方面，應該大力推進清潔生產技術，把有害物質和溫室氣體排放轉化提取為有效的成分加以利用。譬如，我們中國的焦炭工業的產能非常大，焦炭中用到的是碳，而焦爐氣主要含氫，以往大都是排放，就浪費了。如果將焦爐氣與煤氣相結合，就提高了資源利用效率，這樣也就減少二氧化碳的排放，更能提升經濟性能。所以，我們可以從工業技術和社會各方面共同努力，使我們在推動經濟建設和社會發展的過程中減少污染，造福人類。

　　相對于煉油和石油化工，目前煤化工技術還不夠精益化和精細化，過程創新和技術改造還有很大的空間。在能源化工領域有經驗和實力的企業，應該會在煤化工產業有很好的發展機遇和前景。方向應該是向高附加值的煤化工產業鏈向下游延伸。

　　Q5：在煤化工政策方面您有哪些建議?

　　我國的碳稅政策處于試行階段，ETS也是剛剛建立，碳價短期內不可能彌補碳減排成本，煤化工產業的碳減排經濟壓力將長期存在。即使如此，政府也要推動碳稅政策的施行和完善ETS，增強煤化工產業的碳減排意識。與此同時，政府可對實施碳捕捉技術并取得減排效果的煤制氣企業施行稅費減免或財政補貼等優惠政策。這樣，煤制氣產業才能夠在緩解我國城市灰霾問題的同時，也在減排溫室氣體方面有所作為，使得整個產業鏈沿著一個健康的方向發展。　　A：我國目前并沒有征收工業生產的生態環境成本的政策。從可持續發展的角度考慮，征收生態環境成本是一個平衡補償的合理方式。政府可以通過制定多樣化的天然氣價格機制，使得煤制氣的消費企業或用戶補償產地的環境損失，這樣才能引導煤制氣產業健康、可持續發展，有利于資源能源的清潔利用。對煤化工企業，我們還需要在政策層面上加以引導，通過采取征收碳稅或者建立碳排放權交易機制(ETS)的手段，提高煤化工企業減排溫室氣體的責任感和積極性。對水資源問題，也應引入水資源稅的方式，推進產業增強節水意識和節水技術。