經濟下行壓力之下，暫停審批3年的煤化工項目有望在近期重新啟動。

　　伊泰股份總經理葛耀勇向《中國經營報》記者透露，國家發改委等有關部門目前正在審批內蒙古伊泰集團投資建設的200萬噸煤制油項目，預計將很快獲得審批。

　　不僅如此，記者了解到，內蒙古、新疆等多個省區的新型煤化工項目（指煤制油和煤制天然氣等）正在等待國家發改委和國家能源局的評審，業內人士估計待審批金額可能達到7000億元。

　　不經意間，一個投資近萬億元的市場大門正悄然開啟。但記者發現，目前這些新型煤化工產業面臨的問題重重——如極度依賴政策補貼、高耗水、技術不成熟、短期仍難實現商業化。

　　與此同時，新型煤化工項目由于耗水嚴重，導致原本“多煤少水”的西部面臨更嚴重的水危機，而位于西部煤電基地的眾多煤化工企業，將尋找水源的目光盯住了黃河。

　　新型煤化工項目等待審批

　　“公司的煤制油項目已經成熟，二期擴產項目也已經在準備中。”伊泰股份總經理葛耀勇在接受《中國經營報》記者采訪時表示，公司將在今年上馬年產200萬噸的間接煤制油項目，總投資300億元，該項目已經上報國家發改委，并有望近期獲得批準。

　　據葛耀勇介紹，伊泰煤制油一期規模約為18萬噸，在2010年6月實現滿負荷生產，產品主要有柴油、石腦油、液化氣等。目前，伊泰200萬噸煤制油項目正在國家發改委層面審批。

　　不僅如此，本報記者在中國神華集團（鄂爾多斯）煤制油化工有限公司了解到，由于公司的 108萬噸煤直接液化示范工程，已基本實現長周期穩定運行，所以公司計劃進行擴產。

　　神華煤制油項目黨委副書記喬寶林表示，公司去年生產油品80萬噸，這一項目在今年將進行擴產，達到年產320萬噸，未來神華煤制油項目總建設規模為年產油品500萬噸，這一規劃在近期已經得到國務院的批復，目前正在國家發改委備案。擴產之后，神華煤制油的成本有望下降1/3。

　　資料顯示，傳統煤化工主要包括焦化、電石、合成氨三個子行業，存在能耗高、污染重、規模小、工藝技術落后等局限，在“十一五”期間產能大幅上漲，產量的增長卻呈回落趨勢、面臨產能全面過剩格局。而新型煤化工主要以低端的褐煤為原材料，主要制取替代石油和燃料油的化工產品，包括煤制油、煤制烯烴、煤制二甲醚、煤制天然氣（甲烷）和煤制乙二醇等五類。

　　2008年9月，國家發改委發布《關于加強煤制油項目管理有關問題的通知》，明確規定，除了神華集團的兩大煤制油項目外，一律暫停其他煤制油項目的審批。2009 年5 月18日，國務院辦公廳發布《石化產業調整和振興規劃》，提到重點抓好上述五類示范工程，探索煤炭高效清潔轉化和石化原料多元化發展的新途徑，原則上不再安排新的煤化工試點項目。

　　種種跡象顯示，煤化工新建項目審批沉寂了3年之后，有望重新啟動。

　　今年6月，國家能源局能源節約和科技裝備司司長李冶對外透露，國家發改委收到的各地正式上報的大型煤化工項目有104個，投資額已經高達2萬億元，這些項目都計劃在這“十二五”期間開工建設。

　　然而，并不是所有的規劃項目都能如愿建設。本報記者了解到，目前發改委、能源局正在對煤制油等新型煤化工項目進行評審論證，審批金額可能達到7000億元。

　　依賴政策補貼生存

　　就在各界為投資萬億元的市場大門開啟之際，本報記者在調研后發現，目前在建的示范煤化工產業依然面臨著極度依賴政策補貼、技術不成熟等多重困局，要走上商業化之路依然步履維艱。

　　“神華的技術是全球首創，是用自己的資金在摸索，但要發展就要有一系列的支持政策引導。”對于神華煤制油項目，喬寶林向本報記者表示，目前考量經濟效益有點兒為時過早。主要原因是煤炭直接液化的成本偏高，體現在設備方面，都是從國外引進的，但是引用的過程中，很多裝置都是第一次使用，要進行技藝改進就需要更多的成本。

　　另外，據喬寶林介紹，煤制油項目的稅負也比傳統煉油企業多。傳統煉油企業的成本主要是購買原油，但煤制油的固定資產折舊率是傳統煉油企業的10倍。由于固定資產折舊不抵扣稅款，公司的增值稅也就交得多。去年神華煤制油的凈利潤為4億元，交稅就達到了10億元，根本談不上經濟效益。“如果稅收政策不進行完善，這個行業沒法發展。”喬寶林稱。

　　不僅如此，在土地使用方面，傳統煉油行業可以通過國土管理部門進行土地劃撥，但是新的煤制油行業卻沒有在目錄里，國土管理部門不給劃撥土地。要使用土地只能通過出讓獲得，這樣下來生產成本更高。

　　經營成本壓力同樣困擾著其他的煤制油企業。

　　“我們也在向有關部門呼吁，希望能給煤制油生產企業減免消費稅。”伊泰股份財務部部長王天榮在接受記者采訪時表示，該公司采用煤炭間接液化技術，每生產一噸煤制油的成本高達6300元，但生產出的每噸油要征稅1100元，最終企業的利潤僅為800元/噸左右。

　　生產“高鋁粉煤灰提取氧化鋁”項目的內蒙古大唐國際再生資源公司副總經理王文儒也認為，煤化工建設要從國家戰略層面考慮，行業本身就依賴政策扶持，即使全部投產也不敢奢望盈利太多。王文儒表示，希望政策能在所得稅、土地使用稅等稅種進行減免。

　　上述多家企業希望政策“幫困”，實際上折射出目前煤化工行業在短期難以實現商用的困局。

　　“國家進行建設這種示范項目，當然不是不考慮成本和經濟效益。”煤炭科學北京煤化工研究分院副院長陳亞飛在接受本報記者采訪時表示，目前國內的新型煤化工行業仍處于起步階段，示范項目的贏利沒必要過于嚴格。

　　但是，對煤化工企業來說，依靠政策扶持并不是長久之計，更應考慮的是對現有工藝進行優化，降低管理成本和實現透明運營。而對于整個煤化工行業來說，產業化之路也是必然選擇，這就需要政府進行長遠規劃和有序引導，從而避免如光伏業——依賴政策補貼、缺乏議價能力而陷入產業困境。

　　將耗掉四分之一的黃河水？

　　值得一提的是，當業內感慨新型煤化工投資熱潮即將來臨的同時，關于發展新型煤化行業的質疑從來未曾間斷過，其中最大的質疑來自對生態環境的破壞，尤其是項目對水資源的消耗。

　　目前，中國主要煤炭產地的人均水資源占有量和單位國土面積水資源保有量僅為全國水平的1/10。而這些基地中從煤炭開采、洗選、火力發電到煤化工的整個過程高度耗水，水資源條件不可避免地成為開發煤電基地的重要制約因素。

　　上海華然投資咨詢有限公司研究員趙辰介紹稱，綜合行業的平均水平來看，目前生產一噸煤制油的耗水量約為9噸，煤制烯烴約為20噸，煤制二甲醚約為12噸，煤制天然氣（甲烷）耗水量為6噸，煤制乙二醇約為9噸。由此看來，煤化工的高耗水成為最大隱憂和軟肋。

　　神華（鄂爾多斯）煤制油分公司相關負責人向本報記者表示，水資源的確已經限制到煤制油項目的發展，目前公司的水源來自一百多公里以外，而如果要擴產就必須要考慮新的水源問題，下一步預計將引用黃河水進行工業生產。

　　然而，看上黃河水的不僅僅是神華煤制油一家。記者了解到，內蒙古東部、寧夏、甘肅、陜北等多地的煤化工項目，都將水源盯住了黃河。

　　“到2015年，西部煤電基地大規模開發每年將消耗至少近100億立方米的水，這將加劇西部省區已經顯現的缺水危機。”8月14日，國際環保組織綠色和平、中國科學院地理科學與資源研究所聯合發布研究報告稱。

　　根據國家《能源發展“十二五”規劃（征求意見稿）》與《煤炭工業發展“十二五”規劃》，“十二五”期間要重點建設14 個大型煤炭開采基地，包括山西、陜北、內蒙、新疆、河南、云貴等地，計劃在此范圍內打造煤電一體化開發建設的16個西部大型煤電基地。

　　“全國16個大型煤電基地每天用掉的水，是北京城區日供水能力的9倍。”8月29日，綠色和平氣候與能源項目主任孫慶偉博士在接受本報記者采訪時表示，蒙東、陜北、黃隴等地的16個大型煤電基地及其上下游產業鏈將會用掉1/4條黃河的可分配水量，如果不加以控制，黃河斷流危機將愈演愈烈。

　　孫慶偉認為，多個地方的煤化工項目自規劃起就忽視了對水資源的破壞程度，因為國家建設煤化工項目是站在能源戰略的高度，地方則是為了拉動投資、發展當地經濟，煤化工項目對水資源的破壞程度并沒有得到重視。