煤制油项目风险分析

　　煤制油项目的光明前景是可以预见的，由煤制成的液体燃料也必将在液体燃料领域中占有相当重要的份额。以下从煤制油项目金融风险、技术的可行性、成本的控制、国际油价的波动以及竞争对手等方面分析本项目开发中不可轻视的风险。

　　1.金融风险

　　煤制油项目是一个需要大量资金的项目，就其项目投资内容而言，基础设施的建设以及设备的引进占了绝大部分份额(以直接液化项目为例，总投资中，液化约占40%，油品加工占25%，制氢占20%，总体来说固定资产投资将近90%)，这就意味着，只有通过提高投资规模，以减少基础设施类的固定资产的投资在总投资中的比重，才能提高项目的收益回报率，即项目规模越大，收益率越高。北京煤化工研究分院煤液化技术研究所的研究发现，要达到比较好的收益，至少要年规模产量达到100万吨油品，这大约需要100个亿的投资额，启动资金约为30亿人民币。

　　应当说从国家的决策层到各个投资商，对此项目的最终投资都是持相当谨慎的态度的。

　　神华集团有限责任公司副总经理、中国神华煤制油有限公司董事长张玉卓指出，在目前的情况下，中国“煤制油”产业属于高风险投资行业。第一个“煤制油”项目之所以落户神华，是因为神华在资源配置、煤矿开发、电厂配套、炼油化工、交通运输等各个环节都具备无可比拟的优势。神华集团下一步的“煤制油”战略只有都具备了以上这些条件才会考虑，否则就意味着巨大的风险。从神华集团的真实行为我们也可以看出，神华决策层本身对本项目可能存在的巨大风险还是有相当的忌惮的：拥有神华集团80%以上资产的神华能源05年年中在香港上市，而就在上市前几个月，煤制油公司却被剔除在外，理由是：项目风险太大，亏损很难避免。而神华煤变油项目也是最终在“煤制油保障国家能源安全的战略意义大于其经济意义”的观点支持下，于2004年8月在四大保险公司75亿元巨额保单下得以顺利实施。

　　国家在对煤制油项目的审批上也相当严格。1996年，国家煤炭科学研究总院在全国200多个备选点中选中了云南先锋、神华集团和黑龙江依兰，建设三个示范性的国家“煤变油”项目，这三个项目被正式列入国家十五计划。而到目前为止，被正式核准上马的仅仅神华一家。在我国“煤变油”领域，素有“北神华、南先锋”的说法。被列入国家“十五”计划的云南先锋煤炭液化项目(下称先锋项目)是排在神华集团煤炭液化项目之后的国内第二大煤炭液化战略性示范项目。因面临资金难题，云南先锋项目正处于尴尬的境地。而“煤变油”项目本身的风险，是阻碍众多投资者脚步的重要原因。2003年初，云南省褐煤液化办公室成立，云南省副省长李新华亲自挂帅任组长。2003年6月，云南省液化办委托化工部做的“煤变油”项目预可研报告完成。不仅如此，先锋项目很长时间都作为云南省投资规模最大的项目被挂在招商引资网上。该项目原估算投资额达100多亿元，后来取消了配套的两个电厂和一条铁路专用线，削减到86亿元的投资额。云南省液化办人士说，虽然项目可以向银行申请贷款，但按规定，自有资金也不能少于36亿元。在今年年初，云南省政府曾召集云南省开发投资有限公司、昆明钢铁集团、云天化集团、云南锡业集团等8家实力较为雄厚的企业，每家出资2--3亿元，以推进项目尽快落实，但目前没有一家企业愿意出资。另一个被列入国家十五计划的黑龙江依兰煤变油项目在经过5年的努力后，终因资金和资源的原因于2003年底被迫搁浅。

　　2.技术风险

　　现在国内煤制油技术仍未完成产业化前的试验过程。应当说，目前中国煤制油真正的风险是项目示范阶段对潜在风险的忽视及严重的商业化倾向。

　　煤制油有直接液化和间接液化两种技术路线。在全球范围内，大批量工业化生产的也只有南非SASOL公司的间接液化技术；在直接液化技术中，美国、德国、日本均号称拥有成熟的技术，但均未有大批量工业化生产的例子。

　　目前，国内煤间接液化还处于中间试验阶段，中科院山西煤炭化学研究所目前形成了可建16万吨工业示范工厂的技术；山东兖矿集团年产100万吨的间接液化项目处于前期的研究阶段。煤直接液化方面，目前只有神华集团的工程项目在建设当中。预计在2007年建成一期工程三条生产线当中的一条，年产油量为100万吨，而这也只是一条“工业示范生产线”。

　　2002年9月，国家正式批准神华直接液化可行性研究报告，美国公司将专利技术工艺包(项目基础数据和制作方法的文件)交给神华时，神华集团发现文件中正式的油收率低于之前该公司的承诺，并且还有许多技术问题，神华认为按该技术来建风险非常大，于是提出了具有自主知识产权的CDCL液化技术。但是，有权威人士透露，神华集团这套具有自主知识产权的技术尚在研究中，2002年煤直接液化技术和工艺研究列入国家863计划，由神华集团、中国煤炭科学研究总院等四家机构共同承担该项目，主要目的就是开发新的自主知识产权的煤直接液化成套技术(CDCL)。

　　按照煤炭科学研究总院北京化工研究分院院长杜铭华的说法：当前煤制油项目技术上的风险在于'过程'，即从技术到大规模生产的过程中产生的风险。一项技术必须经过"实验-半工业实验-工业化示范-大规模工业化示范-商业化大规模生产"这样一个过程，才能最终推广。这一过程中很多风险是难以预测的。而神华项目就处于大规模工业化示范的阶段，它的意义在于为国内发展这一产业开辟一个途径。但已处于大规模工业化示范的神华内蒙古项目，前期试验只是每天处理0.1吨煤的装置，而该项目一条生产线就年产100万吨油，意味着每天至少加工6000吨煤，从前期试验到工业化示范产能跨越之大，隐藏了大量风险。”这位人士透露，正因如此，神华在上海投资1.8亿建设了每天6吨煤的直接液化中试基地，对内蒙古项目中遇到的问题进行探讨。“显然，神华在技术研究方面并不充分。

　　此外还有一些非常现实的技术问题没有暴露或尚未有良好的解决方法。就直接液化来说，国内外没有这么大规模的工业化装置运行，设备大型化、结焦问题都是很现实的问题。而关键在于，整个项目能否长期连续运转，根据目前技术，项目开工以后会经常停，按照相关专家的说法，神华的这套系统一年正常运转时间在200天左右，而每停一天都会有大量损失。”

　　另外，由于液化过程中煤对设备的磨损无法克服，很可能几个月就要换一套设备，而设备是所有投资中最贵的，这些风险成本也必须考虑在其中。

　　所以，今天中国“煤制油”的最大生产厂家神华集团遇到的最大难题同时也将是我公司投资煤制油项目所面临的最大的问题：缺少煤直接液化工业化示范的经验和技术。尽管神华集团在做煤直接液化项目时要引进一些国外的关键技术，但是完整的煤直接液化技术工程化还有待于神华集团去开发和完善。要大规模地兴建煤液化工厂和投产，与小规模地试验存在很大的差异。杜铭华说：“‘煤制油’的技术门槛是非常高的，比生产电脑难多了！这种上百亿元的投资规模所需要生产工艺和流程的要求非常规范，每个环节的技术条件要求也非常高，再加上每个厂家面对不同的环境、条件和资源，使得进这个门槛很难。”神华集团委托北京煤化工研究分院的煤液化技术研究所进行技术设备和流程改造，才得以在今年年初宣称“突破核心技术”，迈出走向产业化的关键一步。

　　不仅是规模和耗资均巨的直接液化项目，正在规划中的间接液化项目同样也有相类似的技术风险。在确定间接液化项目后，由于许多地方向国家发改委提交报告，希望发展煤制油间接液化。2003年11月，发改委委托中国国际工程咨询公司召开评标会，神华集团、宁夏煤炭集团、平顶山煤业集团三家参加了评标会，最后确定神华和宁夏两家开展煤间接液化。

　　当时发改委本想试点一家，但有专家建议批两家间接液化试点，规模都控制在80万吨油左右，不知什么原因，两个项目最后演变成各300万吨油。企业强烈的商业欲望应该是两个项目发生变异的重要原因之一。规模越大其产生的规模效益越好，但风险相应增大；规模越小，效益就越少，但风险会控制在一定范围内。”

　　煤制油项目从中试到产业化，必须经过万吨级示范项目的试验。据中科院山西煤化所煤转化重点实验室总工程师曹立仁介绍，建设一个万吨级“煤变油?示范厂，项目需要6～7亿元投资，而这个规模是没有效益的。产生效益的百万吨级煤变油装置需要投资上百亿元，只有合成油总量达到1亿吨左右，才能说对国家能源安全有了积极影响。

　　3.成本风险

　　煤制油项目的主要原料是煤和水，目前煤炭的市场价在500元／吨左右，但涨价主要在运输和流通环节，煤炭坑口价格涨幅很小，并且各地差别较大，如山西煤炭达到200元／吨，而内蒙煤炭坑口价仅90元／吨。但在整个项目投资中，以神华直接煤制油为例，每年用于购买原料煤的资金比重并不大，只占整个项目投资的3%。也就是说，我公司选择合适的煤矿作为煤制油项目原料基地，对项目的成本控制有一定的影响，但原料价格的风险与技术上的风险相比，并不能算整个项目的主要风险。

　　其实，国内煤制油项目建成后，与国外的竞争的主要优势也就在于低廉的原料价格和劳动力价格。

　　2003年神华通过美国能源部做了对比研究，考察了影响成本的三个要素，结果是：从投资上说，建同等规模工厂，在中国投资只有美国的65%；中国煤炭开采成本低，按坑口价每吨100元算，比美国低的多；从人力资本来讲，同等规模工厂，按1000个工人计算，内蒙古项目是每个工人一年8万人民币，而美国则是8万美元。另外，国内“煤变油”项目的催化剂技术已进行了更新改善，目前每吨只需二三十元。而在国外，这样的催化剂每吨需要160元左右。

　　因此，煤制油项目在中国应该说还是有相当的有利润空间。

　　4.国际油价波动的风险

　　在中国，上马煤制油项目最有说服力的理由是中国目前空前的石油短缺。

　　中国2004年1-8月，石油进口量已达7600万吨，全年进口达到1.2亿吨，全年消费量超过2.9亿吨，中国已成为世界第二大石油消费国。日本能源经济研究所最新

　　一份评价报告显示，到2020年，中国石油消费量至少为4.5亿吨，而国内最多可以自给2亿吨，届时中国石油对外依赖度可能高达60%。缓解石油紧张并寻找可替代能源已经刻不容缓，这给了中国政府决策层巨大的压力外，也让投资商看到了巨大的利润市场。

　　投资巨大的煤液化项目是否有竞争力取决于煤价与原油价格的差距。换句话说，就是要用价格坚挺的产品与低廉的原料成本之间的差价来抵消高昂的投资成本。

　　国际上有一个煤变油项目运行效益的通行法则，即只要每桶原油的价格在22-28美元之间，煤变油就能保本运营。专家分析，如果国际油价在每桶20-25美元之间波动，我国的煤液化厂将具有一定的获利空间；如果国际市场原油价格高于每桶25美元，在我国建设煤炭液化厂就会有较好的经济效益；但如果油价跌破20美元，煤变油项目将全面亏损。

　　对于煤变油项目运行效益，国际上有一个的通行法则，即只要每桶原油的价格在22-28美元之间，煤变油就能保本运营。专家分析，如果国际油价在每桶20-25美元之间波动，我国的煤液化厂将具有一定的获利空间；如果国际市场原油价格高于每桶25美元，在我国建设煤炭液化厂就会有较好的经济效益；，如果国际油价跌破每桶20美元，“煤制油”项目将全面亏损。上述测算均考虑了在项目中引进国外核心技术和关键设备的情况，如果今后国内技术和关键设备逐渐成熟配套，项目的整体经济性还会进一步提高。北京煤化工研究分院煤液化技术研究所的研究发现，对煤炭液化工程经济效益影响最大的是四个因素：一是油价，二是投资额，三是工厂的开工率，四是原料价格，包括煤、水、电，其中对煤制油项目影响最大的是国际原油价格，而国际原油价格受多种因素影响，波动相当大，而“煤制油”工业化生产项目从立项到生产大约需要5年时间。5年后的油价谁能预测？

　　油价究竟会如何变化呢？就目前油价的情况而言，带给我公司的是一个利好的消息，从2001年起,全球原油价格振荡上行,尤其是2005年,更是疯涨,从年初40美元/桶,已经上涨至近70美元/桶。可以预见是原油价格将会呈稳步上扬的趋势。但是这并不能说明在未来的某个短时间的区间内，油价一定是高于我们所能承受的底线的。以下是对近几十年来煤制油技术发展历程与油价起伏关系的相关分析：

　　二战后，美国席卷了德国的技术和科学家，继续了煤制油项目的研究。

　　50年代中东石油的开发，导致石油的价格比水还便宜，这项技术就失去了研究的意义和价值，于是停滞下来。

　　70年代出现两次石油危机，才使得美国重新重视“新能源”问题，其中也包括开发新一代的煤直接液化技术。同时，德国和日本也在积极推动这项技术的研究。美国完成新一代煤直接液化中试厂(指日处理200吨左右煤炭的规模)的建设和运转时。

　　到1986年，全球的石油价格又与煤变油技术开起玩笑，与大多数预言相反，当年世界油价平均在每桶13～15美元，曾一度跌至每桶10美元以下。

　　90年代初期起，由于伊拉克入侵科威特及随后发生的海湾战争，油价骤然回升。

　　海湾战争停止后，油价又不断下降。

　　1998年，油价跌到了1977年以来的最低水平。于是，美国的煤炭直接液化研究项目结束后没能如期进入工业化示范阶段就中断了研究。日本煤直接液化研究项目结束的最晚，坚持到2000年完成了日处理150吨煤炭的煤液化中试工厂的项目。

　　由此，我们可以看出，正因为国际原油价格的间歇性大幅振荡，导致了欧美国家对煤制油几十年的研究却最终未能实现工业化批量生产。因此，我公司在对煤制油项目进行开发时，必须对未来可能出现的低油价有所考虑。

　　5.竞争对手的一哄而上

　　随着神华煤制油项目的上马，一大批的煤制油项目都闻风而动。据业内人士估计，中国目前在建和拟建的“煤制油”项目总生产能力已达1600万吨，计划投入的资金额高达1200多亿元。

　　当前，几乎在每一个有煤炭规模化生产的地方，政府和企业都在谋划上马“煤变油”项目，除列入国家“十五”规划的内蒙古、云南、黑龙江、陕西之外，山西、山东、甘肃、贵州、安徽、河南、新疆等地也跃跃欲试，国内数得出来的大型煤业集团很多都进行了“煤制油”项目的前期准备工作，大部分项目已经提交了“可研报告”或者“预可研报告”。

　　就目前国内煤制油项目的态势来看，国内拟建煤液化厂的有陕西榆林、山东兖州、肥城，云南先锋、内蒙胜利、黑龙江依兰、双鸭山，河南义马、贵州水城、宁厦宁东等煤田或地区。预计未来几十年中，我国煤炭液化产业发展将大致分布在以神华集团为核心的西北、华北产业区；以云南、贵州为主的西南产业区；以黑龙江省为主的东北产业区。此外，每个产业区可建成若干个相互联系而又独立运行的煤液化工厂，且产量均在年数百万吨或几千万吨的规模。

　　在一些地区，对资源的炒作因素已胜过煤化工产业实际发展需要，一些企业明知项目上马可能性极小，却依然以“煤变油”的名义圈占资源，以此为要价，实际目的是采矿。

　　以下是目前外界风传正盛的几个煤变油项目：

　　兖矿集团的煤制油项目，兖矿煤制油项目从2001年起步，属于国家863计划项目技术。他们在上海张江高科技园区建立了兖矿能源科技研发公司，目前已基本掌握了相关技术。2003年7月在山东鲁南化工厂建立了万吨级中试装置，2004年4月出油。今年1月底通过了中国石化协会组织的专家鉴定，正在申请投入产业化项目建设。 　

　　宁煤集团的煤制油项目，计划与神华的间接煤制油项目一起，项目建设地点为宁夏，规模为300万吨。

　　来自山东省煤炭办的消息称，包括肥城矿业集团在内的山东七大煤炭集团，都已经或正计划在西部建设“煤制油”基地。

　　鲁能在新疆煤电化基地建设上的又一次大投入。鲁能计划投资上千亿元，在新疆规划建设我国目前规划装机容量最大的煤电化基地——哈密煤电及液化基地、阜康煤电化基地和库尔勒煤电冶金基地等三个大型综合产业基地

　　山东最大的煤炭生产企业——兖矿集团计划投资100亿元，在贵州省开发建设百万吨级煤炭液化基地；同时该集团还与陕西省签订协议，投资95.26亿元在陕西综合开发煤炭液化制油。

　　山西煤化所和山西省政府签署了“发展山西煤间接液化合成油产业的框架协议?。根据这个协议，在今后5～10年内，山西省在朔州和大同几个大煤田之间建成一个以百万吨煤基合成油为核心的、多联产特大型企业集团。

　　 对煤制油的热潮，国家煤转化重点实验室首席专家李永旺呼吁，对待煤炭液化要少些盲目，多些理性，“千万别再重蹈合成氨(改以油、气为原料制氨为以煤为原料制氨，简称油改煤)的覆辙?。他说：只有技术进一步创新，把成本降下来，地方政府才有能力做更多这样的项目；只有形成公司化、市场化运行机制，科研单位与企业联合形成开发公司，企业才能介入到技术开发当中，煤液化技术开发才能进入良性轨道。

　　6.国家的战略规划和产业政策风险

　　目前有关中国煤制油工业的具体发展战略，国家还未出台正式的行业发展规划。煤制油产业能否在“十一五”期间列为国家重点工程，除神华集团之外的第二个煤制油产业项目将花落谁家，哪些省区将列入国家战略布局考虑，都还是未知数。

　　对我公司投资煤制油项目而言，国家战略规划和产业政策的风险也不小。

　　以云南先锋煤液化项目为例：

　　据云南省褐煤液化办公室(下称云南省液化办)工作人员介绍，先锋项目总投资估算为86亿元，计划在昆明市寻甸先锋矿区附近建设一个煤液化厂。该厂建成后，可以利用当地褐煤，每年“变出”100万余吨油和气，其中包括汽油35.24万吨，柴油53.04万吨，液化石油气6.75万吨等。目前，先锋项目所做的前期工作已花费6000多万元，全部由原国家计委和原云南省计委承担。根据计划，下一步云南省液化办还要向国家发改委上报可行性报告、环保和国土批文等。然而，因为没钱，立项的前期工作已暂停半年多了。2002年12月，中央博士团的下派干部，时任云南省煤炭工业局局长助理的杜林上书云南省委书记白恩培，呼吁省政府帮助解决先锋项目立项文件中所必须的资金承诺，尽快将项目建议书上报国家计委。因为如果没有批文，先锋项目就无法进行实质性的招商引资。2003年初，云南省褐煤液化办公室成立，云南省副省长李新华亲自挂帅任组长。2003年6月，云南省液化办委托化工部做的“煤变油”项目预可研报告完成。但是据目前了解的情况，时至今日，先锋煤液化项目仍无很大进展。究其原因，相关人士介绍，投资者都希望项目能立项，但要立项又需要钱。先锋项目由此陷入了投资怪圈。

　　故我公司若进行煤制油项目的开发，就不得不考虑如此大的项目前期经费由谁承担的问题；若是我公司进行前期操作，项目得不到国家批准，所带来的风险也是相当大的

　　神华煤制油公司董事长张玉卓提出，煤制油是高风险和战略性的投资项目，国家应该建立产业发展基金为企业规避风险考虑。设立产业发展基金不仅可以支持产业发展，还可以平抑风险，当油价跌破每桶18美元时，可以从产业基金中补助，使企业保持微利状态。

　　相关专家提出，国家煤制油产业发展一定要积极、稳妥实施，而各地政府发展煤化工战略，一要科学规划、合理布局，这个项目不是想在哪里搞就能搞成，而是要在科学论证的基础上，按照一体化要求，在有相当工业基础的地方，煤炭、电力、化工等联合布局。二是制定吸引优势企业参与油品开发的政策，在其开始来的时候创造良好条件。三是加快基础设施建设，特别是交通运输建设。四是注重人才队伍的吸引、培养，并且整合省内企业、高校、科研单位的技术力量，为新兴产业提供技术支撑。五是统一资源配置，包括煤炭、水、土地等资源。“煤变油”的工业用地比较大，一般是上百公顷或是几百公顷。对煤炭和水资源的配置，南非公司是保证50～100年的用量，我国也要保证在较长的时间内有资源用。要做到统一配置资源，各省可以考虑成立专门的协调机构，负责规划、组织、论证、引资和向国家有关部门申请项目审批。

　　根据中国煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院的分析，2010年以前，中国煤液化产业化发展主要以工程开发和工业化示范为主。2010年后，随着国内煤液化工程化技术开发的逐渐成熟和工程运行经验的积累，该技术的产业化发展将进入第二阶段。根据目前已经进行了前期工作和已掌握的条件分析，在西北、华北、西南、东北等地都有发展煤液化产业化的资源条件，并于2010年至2020年期间建成若干产业区。预计到2020年，我国煤炭直接液化总生产能力将达到每年1600万～1800万吨，间接液化总产品能力将达到每年2000万～2300万吨，届时煤液化生产的汽油、柴油等发动机燃料油为每年3200-3400万吨，可以提供国内约13%的交通燃料，形成补充石油短缺的重要途径之一。

　　根据各地煤种、煤质差别，初步测算用于煤液化的资源消耗数量是：2010年约为每年1600万～2400万吨，2020年约为每年1.4亿～1.7亿吨，2020年煤炭消耗量约为届时煤炭总产量的6%～7%，不会对煤炭的供求平衡形成大的影响。如果按年产100万吨产品生产能力直接液化投资80亿元、间接液化投资90亿元的不变价格计算，到2020年，形成上述规模的累计总投资约为3000亿～3500亿元人民币。

　　7.工艺及方案选择的问题

　　产品的附加值及市场前景对提高煤炭液化项目的竞争性也是十分重要的。以甲醇为例，煤基甲醇的生产成本与其他原料路线相比是具有竞争性的，但甲醇的销售价格并不是很高。中国的煤矿大多集中在中西部，如果产品需要经过长途运输到达目标市场，则运输费用在总成本中所占比例是不可小视的。

　　从市场前景来看，中国石油石化产品的供需存在结构性的矛盾，生产的柴汽比低于需求的柴汽比，芳烃和化工用油(石脑油等)也供不应求。2002年我国需求的柴汽比已达到2.03∶1，而2004年生产的柴汽比仅为1.94∶1，因此我国已重新成为柴油净进口国。预计今年我国需求的柴汽比将达到2.1∶1，可能需要进口400万～600万吨柴油。

　　我国是世界上最大的纺织品生产国，由于聚酯需求增长迅速，芳烃产品的进口需求将在接下来的5～10年内一直保持强劲。预计2008年中国甲苯需求量将增加到280万吨，而产量只有120万吨。2006年我国二甲苯供应缺口也将达到160万吨，到2010年净进口量将超过250万吨。未来几年，苯将在世界范围内供不应求。

　　当前煤制油技术作为对炼油工业的一种补充，宜多生产柴油和芳烃，其市场空间大，且相对价格呈上升趋势。神华煤制油项目的产品方案柴汽比为4.3∶1，比较适合我国国情。

　　随着以乙烯为龙头的石化工业的发展，化工用油短缺的矛盾也将日益突出。从今年开始，中国将成为石脑油净进口国，预计中国原油加工量和乙烯产量之比将从目前的40∶1降至20∶1，石油化工原料自给的难度将不断增加。显然，煤制烯烃技术的推广应用可以缓解这一矛盾，且具有成本竞争力。