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在中国,煤制油项目未来的风险主要集中于国内的政策风险。为降低风险,煤炭产业政策与节能减排政策应与煤制油政策协调一致。
煤制油通过不那么稀缺的煤炭,转换为稀缺的油品,拓展了获得石油的途径,有利于保障能源安全。从国内的产业组织来看,也有助于打破石油行业的寡头格局,促进石油行业更充分的竞争。但是,同其他煤化工的特点类似,煤制油投资密集、技术复杂,工业实践有限,水资源消耗总量大,存在较大的环境排放超标风险、需要提高标准强化监管。这些特点,决定了煤制油的市场与非市场风险较多。
市场风险短期内不大
煤炭与石油的价格是项目能否收回投资、稳定获利的最关键因素。每生产一吨油,要消耗4吨左右的煤炭。一个年产100万吨的煤制油项目,消耗的煤炭相当于一个中型矿井的产量。但是,目前我国的煤制油项目均靠近大的煤炭产区,对于局地煤炭市场(几千万到几亿),特别是价格的影响短期内不大。煤炭产区具备充足的保持价格稳定下的供应能力。
原油市场已经是一个全球市场,我国60%左右的对外依存度决定了国际油价与国内价格的趋同趋势(扣除运输成本与税收)。过去几年,在世界金融危机影响下,油价曾经出现短期的大幅下跌,但是目前已经重新上涨到100美元左右,并且维持了一段比较长的时间。面临世界经济长期走低的悲观预期,以及各种替代能源的快速发展(尤其是可再生能源与美国页岩气),如此的油价水平如何解释,以及未来是否会迎来一个“低油价”时期是一个很有争议性的问题。看空者需求与供应方面的理由不少,而看多者强调廉价石油时代已经结束,石油行业较多的“稀缺租金”的情况将持续很长一段时间。笔者更倾向于后一种看法。
过去国际上的诸多项目经验表明,原油60-90美元/桶是煤制油项目的盈亏平衡点(Break even crude oil equivalent price ),在少数地区45美元也是有可能的。国内目前的要素价格与国际基本可比,如果环境标准与实际实施达标的话,煤炭价格保持在目前的水平上(煤炭产区低于350元),预计也大致在这个区间。
相比于石油,煤炭的国际贸易在消费量中的份额要小,更多的是区域市场。如果没有新的额外的政策,国内煤炭未来的价格低迷或者继续走低将是大概率事件。煤化工项目的盈利能力可能更强,其产品大幅跌价,或者原料大幅涨价的可能性不大。特别是长期来看,煤炭价格与石油价格具有联动性,而石油价格的上涨往往快于煤炭。煤制油项目的市场风险短期内不大。
政策应更具操作性
煤化工项目一直是各项政策限制或者“关照”的重点。2011年国家发改委发布《关于规范煤化工产业有序发展的通知》,加强煤化工项目审批管理。2012年,政府发布了《煤炭深加工示范项目规划》和《煤炭深加工产业发展政策》,确定了煤制油的试点项目及其技术、环境、产能等规范。经过“十一五”、“十二五”期间若干示范项目的建设,积累了工程建设的经验,可以说即将进入产业化与商业化的发展阶段。2013年2月,政府召开了煤制油与制气的专家讨论会,发布了会议总结纪要,基本延续了既有的产业政策。讨论会提出了坚持“量水而行”,以实际可用水量确定产业规模的基本原则,并且加强了对于煤制油项目能源转化效率低的关注。
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