煤炭挽歌

从激发人类生产力的工业文明象征，到被人诟病厌弃的“污染制造者”，在工业革命200多年后的今天，由煤炭燃起的袅袅烟尘以及煤炭作为工业燃料本身，正经历着一场持久而极具颠覆性的身份变革。尤其是在依靠煤炭提供69%的一次能源及80%发电量的中国，煤炭工业走到了最尴尬的时候。

随着华北地区雾霾天气发生频率的持续增加以及相关环保监测数值越来越多的爆表，尤其是今年国庆期间“霾锁京华”长达一周的“盛况”，都令公众对空气污染的忍耐走到尽头。为此，北京、石家庄、南京等地相继出台专项治污政策，而这些政策几乎均将“控煤”，进而控制工业企业的气体污染物排放作为核心内容之一。国家能源专家咨询委员会委员、厦门大学能源经济研究中心主任林柏强便公开指出：“能源结构对城市环境污染的影响很大，若不改变以煤为主的能源结构，便难以从根本上治理雾霾。”

然而，在此轮环保风暴中的首当其冲，还不是国内煤炭行业眼下烦恼的全部。较之影响尚未即刻显现的环保政策，2011年以来电煤价格的持续疲软，则给煤炭行业带来了更为现实的经营压力。按照国家统计局公布的最新数据显示，今年1至8月，煤炭开采和洗选业利润总额同比下降42.2%。

而据今年半年报显示，煤炭上市企业几乎全数出现盈利下滑，兖州煤业干脆由盈转亏，亏损24亿元，部分中小煤炭企业资金链甚至趋于恶化，现金流也由正转负。对多数国内煤炭企业而言，今年的“冬天”不仅来得更早，而且变得更冷。

不得不提的还有页岩气等新兴能源在勘探、开采和储运方面取得的巨大技术进步，以及由此对煤炭替代率的进一步增强。内忧外患之下，刚刚告别黄金十年的中国煤炭行业，似乎立即就面临了“挽歌奏响”的悲凉境地。

不过，挽歌响起不等于走进葬礼。

包括BP中国总裁陈黎明和林伯强在内的众多能源行业业内人士都认为，鉴于资源储量以及煤炭在能源结构中既有的绝对主导地位，煤炭继续占据中国能源市场主流的趋势在短期不会发生重大改变。“隐忧已经显现，但要说煤炭行业的全面衰落，为时尚早。”一位要求匿名的国有大型能源电力企业战略规划人士表示。

在作为能源老大难以在短期内改变的情况下，如何解决煤炭对空气的污染问题，一位国际能源企业中国区总裁认为，当务之急是减少对煤炭作为燃料的初级利用。如今，积极发展新型煤化工，尤其是煤制气和煤制乙二醇等新技术产品，则伴随着发改委相关政策的出台，被煤炭企业视为应对挑战的主流路径。

然而，这条看似前景光明的道路，经由过去几年的实践，似乎同样面临着“知易行难”的尴尬处境。这其中既有技术层面的瓶颈未解，亦有企业决策的“虚火旺盛”。

虚火

“新型煤化工肯定是主要的升级方向，但新型煤化工具体发展哪些品类和细分技术，怎样防止技术成功但商业失败的情况出现，这方面行业内很多企业都走了不少弯路。”前述电企战略规划人员表示。

早在2008年前后，伴随着传统煤化工市场基本趋于饱和，众多煤炭企业以及综合性能源企业均将新型煤化工作为重点发展方向。而相比于传统煤化工主要生产适用范围较广而投资门槛较低的基础煤化工产品，新型煤化工更为精细化的产业特征，使得煤炭能源企业究竟重点选择何种新型煤化工细分产品作为主要科研和生产方向，成为了决定其转型成败的关键一环。

然而，这种本应经过严格规划论证而确保投入产出最大化的战略性工作，却在部分煤炭及综合能源企业中，成为了仓促上马、贸然实施的战略豪赌。

“有家能源企业，先把原来的煤化工项目停掉，一下子投几十亿要搞煤制油，接着又提出‘先油后气’，准备再搞煤制气。结果到目前为止，这个项目的实际效益很不理想。”一位西部国有煤炭企业人士就指出，新型煤化工项目投资门槛较高，而且大量资金属于一旦投入就不可撤回的“沉落成本”，而传统煤化工与新型煤化工、新型煤化工各门类之间的生产设备差异均较大，仓促改变主要升级方向，势必带来巨大的转换成本。

按照行业现有实践数据匡算，煤制烯烃万吨产品的投资约1.6亿元，是石脑油制烯烃万吨产品投资额的3至5倍；煤制油万吨产品投资约1.3亿元，是原油炼制万吨产品投资额的8至10倍。

而即便确定了新型煤化工的主要发展方向，技术障碍以及生产原料的稀缺、替代产品的价格波动，同样令新型煤化工项目存在巨大的投资风险。“煤制油这个东西，全球范围内都没有很成熟的技术。与煤制气、煤制油相关的煤炭气化技术，在污染物处理、地下水隔离以及管道清理和维护上，都有很多问题没解决。”前述煤炭企业人士指出。

另一方面，新型煤化工产业还具有“高耗水、高排放”的先天不足。在节能减排的政策约束下，新型煤化工产业将付出不菲的环保政策成本，同时由于多数煤化工企业都位于水资源稀缺的西部地区，这也会进一步加大企业生产成本。而神华集团所作评估显示，一旦全球油价下降10%，其开展的煤炭液化项目内部收益率即会下降3%。在全球经济复苏乏力而油价同样下行的背景下，成本高昂的新型煤化工项目，也将面临投资收益持续收窄的巨大风险。

可是，国内煤炭及综合能源企业对于煤制气等新型煤化工项目的热情，似乎根本未受上述因素影响。目前，发改委已批准建设的煤制天然气项目产能为151亿立方米/年，地方及企业拟建产能规模超过1000亿立方米/年。

“企业有动力干这个事，有的根本就不是处于严肃的经济考虑，而是为了套取地方政府的政策税收优惠，或者迎合地方官员的政绩需求。”前述电企战略规划人士表示，相当地区的煤化工建设规划已经过度超前。这种煤制气等项目的虚假繁荣，反而有可能引发行业性的资金链断裂风险，而在急功近利中断送原本光明的希望之路。

治标

在部分能源行业人士看来，除去以市场和政策手段调整新型煤化工回归正常商业投资逻辑之外，尽快深化煤电价格联动及供应机制改革，同时改革煤炭运输机制，将能为煤炭行业在短期内有效减轻经营负担，从而为行业的技术升级及转型争取时间。这种技术升级自然也能让大气污染治理成效显著。

事实上，在新一轮煤电联动价格调整之后，煤炭企业和发电企业均有呼声，希望将煤电联动机制的运行，由“择机”调整转变为制度化自动调整。从而使煤电价格关系能够充分反映市场最新供需状况。尤其是在煤炭供应价格彻底并轨，取消了“合同煤”和“市场煤”之分后，充分获得市场供需变化带来的效益，将是煤炭企业实现利润提升的新路径。

另一方面，对煤炭企业而言，在黄金十年之后，随着博弈主动权的丧失，重新建立起和发电企业间的长期合同销售体系，将是其应对市场风险最为现实的保障措施。自上世纪90年代以来，美国电力企业逐渐与煤炭企业大量签署长期合同，而其参与煤炭现货及期货交易的规模由此大为缩减。林伯强认为，从这一做法的实际效果看，电力企业保证了稳定的煤炭供给，而煤炭企业也较好地锁定了市场风险，从而实现良性博弈机制的运行。

此外，前述煤炭企业人士也强调，进一步优化煤炭铁路运输物流机制，有效降低煤炭运输的物流成本，并且提高煤炭合同的执行效率，也将是煤炭企业在逆境中控制成本、发掘利润的重要方向之一。“这一块，还有很多制度红利可以发掘出来。这些效益，煤价高的时候，煤炭企业不在乎，但现在却很珍贵。”