中国煤制油面临政策风险

　　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

　　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(Breakeven 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。

　　笔者希望在这两方面引发进一步讨论。生产一吨油，要取用10吨左右的水，这一直是煤制油项目公众与社会各界关注的重点。但是，必须指出的是，“量水而行”、“以实际可用水量确定产业规模”看上去很严密正确，但是属于不具有可操作性的伪概念。因为过去用水如果是平衡的，那么煤化工项目的发展必然需要加入(或者叫打破)这个平衡。水资源可用多少，取决于操作层面的获取能力，以及提高其他部门用水效率的效果。

　　通常，煤化工耗水并不在这一平衡中占据主导地位或者重要地位(因为工农业，特别是农业是用水大户，一般要占据50%甚至更高的份额)。因此，一旦有哪个主要因素发生变动(比如因为天气气候因素变化来水供应波动，农业用水大幅波动等)，拍脑袋的“实际可用水量”将毫无意义。一个形象的比喻就是一只蚂蚁(煤制油需水)面对一个露珠思考：这点水是否够喝，可能会有比较明确的答案(前提是这个蚂蚁能够拥有这些水量的所有权)。但是如果你把大象(工农业用水)加进来，那么大象喝水的波动性完全就可以将蚂蚁的喝水总量淹没掉。在大象与蚂蚁构成的体系中，你反而变得无法回答“蚂蚁的可用水量是多少”的问题。煤制油对于水资源的消耗，需要在每一个具体的项目设计与论证中审慎讨论，但是不需要上升到超过项目的更高层面。如果某个地区因为煤制油项目的推进，酿成了严重的水短缺事故或者造成了严重的经济损失，那对于煤制油的发展将是致命风险。其中的不确定性问题，是大而不当的“实际可用水量”概念无法解决的，恰恰需要降低讨论的空间尺度。

　　第二个是对于煤制油转化效率的关注。大部分的全生命周期分析证实了煤制油有较高的生态足迹，笔者也同意其基本的结论。但是这种分析很难有明确的政策含义。

　　效率低就不应该发展吗？煤制油的意义在于从不稀缺的煤到稀缺的油。效率的高低，已经充分纳入业主的经济决策，效率低必然使业主在竞争中不具有优势地位，如果终端价格下降，效率低的要被优先淘汰。效率低的煤制油如果还能挣钱，说明其他油品企业效率更低。作为政府出台的公共政策，应该保持对此的不干涉原则。这一点，同样适用于其他高耗能产业的讨论。在那里，出台的所谓“惩罚性电价”、效率标准是亟待取消的。

　　总之，高耗能的煤制油项目，似乎没有必要制定超越项目的所谓“规划”。如果政府基于能源高效原则设定“转换率门槛”，将构成对微观经济的不合理干涉，将是煤制油项目“合理规模”发展的重大风险。

　　煤炭行业政策需要协调一致

　　煤炭行业目前处于价格与需求双低迷的时刻，这主要跟国内的经济增长减速、雾霾下煤炭替代加速，以及煤炭高库存与产能过剩有关。但是，如果继续恶化，煤炭行业的问题将从产业与经济问题变成一个社会问题，决策者不可能坐视不管。

　　事实上，过去的一年多的时间，在雾霾危机与煤炭行业经营困难的背景下，从中央政府到地方政府，出台了涉及煤炭行业的诸多政策与“命令-控制”型的管制政策，包括煤炭生产大省新一轮的停产整顿、兼并重组、煤电互保，以及东部雾霾地区大规模与大范围的煤改气以及煤炭基础设施关停等。未来，涉煤的公共政策仍有不少处于政策议程中，特别是煤炭资源税改革、限制进口煤以保护补贴国内煤炭行业，以及能源(煤炭)消费总量控制等。

　　这些政策，潜在地都将对煤炭市场的供应与价格产生影响，从而间接地影响到煤制油项目的盈利能力甚至经营的稳定性。

　　在雾霾压力、煤炭成为“罪魁祸首”的背景下，2010年推出的“能源消费总量控制”政策由于日益暴露出的不合理性以及与实际经济发展的脱节，出现了缩减为“控制煤炭消费总量”的趋势。控制能源消费总量不尽合理，全局性的煤炭消费总量控制仍旧不合理，并且缺乏可操作性。如果以旧有的“层层摊派”的方式强行推进，可能会造成严重的经济损失与煤炭行业的社会问题。

　　如果这种煤炭消费总量控制是局部的(部分产业与地区)，那么就会造成严重的“泄露”，非控制地区与行业的煤炭价格的大幅跌落与消费反弹，可能形成新的污染问题，但是这反而可能构成煤制油行业的利好。2013年初步统计，中国政府审批了超过15个大型煤矿项目，总产能超过1亿吨。这部分产能都似乎有定向到煤化工的意图。

　　相反，如果煤炭总量控制是全局性的，那么相当于在煤炭价格上加了一个政策“楔子”，有些部门可能面临着无限或者超高的煤炭影子价格，煤制油可能也会受到直接与间接影响。并且，这一政策如何与大幅增加煤炭产能政策相协调是一个未决的问题。

　　限制进口煤可能是政府另外一个考虑中的政策。笔者初步的汇总显示，2014年初，全社会的实际煤炭库存可能超过4亿吨，而进口煤由于海运费的下降仍有进一步下降的可能性，煤炭行业的市场环境好转的可能性非常低。通过限制进口煤，对国内煤炭行业提供间接补贴(由所有的煤炭用户以及最终消费者承担)可能会在新的一年推出。这无意会在全局上提高煤炭的价格，如果同期国内的煤矿关停大规模推进，将构成对煤制油行业“效率管制”之外的另外一个风险因素。但是，这一政策需要同保持经济增长、降低基础投入成本相协调。

　　温室气体排放需纳入显性决策程序

　　最近，政府间气候变化组织(IPCC)第三工作组发布了第五次评估报告提及，要实现本世纪末的2度气候目标，温室气体需要在2050年相比2010年减排40%-70%，在本世纪实现零排放甚至是负排放。过去10年，中国的煤炭产量从6亿吨增长到36亿吨。目前这一量级，已经比中东每年出产原油的总热值都大。由于煤炭巨大的二氧化碳排放强度，中国煤炭消费的增长一直是国际气候减排问题的忧虑之一。煤制油项目一旦建成，意味着未来30-40年的煤炭排放累积，这期间是否存在重大的政策变化(比如征收渐增的碳税、煤炭行业的全球治理与限制等)构成煤制油项目的长期风险。局部污染物有较多的减排技术选择，但是二氧化碳的减排唯一可以依赖的似乎就是碳埋存(CCS)，而这仍旧是一项没有得到充分证明的技术。如何协调短期与长期政策的一致性，需要将碳排放因素纳入显性的政策决策程序。从操作层面来讲，有必要使国内气候变化主管部门参与到煤制油项目的审批程序当中。

　　从历史的角度，煤制油并没有成为世界石油供应的一大来源，其原因是复杂的。我国的煤制油项目，未来的风险主要在于国内的政策风险，尤其是煤炭产业政策与节能减排政策。技术的进步可以改善煤炭的表现，但是起码过去的所有国家的经验都证明，所有这些进步效应都与煤炭造成的危害不可相提并论，煤炭仍旧是“脏”的。这一问题在未来是否能够得到改观，也关系到煤制油的发展。国内气候变化主管部门——发改委气候司参与到煤制油项目决策中是必要的，以保证煤制油项目长期气候影响——这将是可预见的未来能源系统演进越来越重要的方面——纳入决策机制当中。