与此同时，新型煤化工项目由于耗水严重，导致原本“多煤少水”的西部面临更严重的水危机，而位于西部煤电基地的众多煤化工企

　　经济下行压力之下，暂停审批3年欧姆龙煤化工项目有望在近期重新启动。

　　伊泰股份总经理葛耀勇向《中国经营报》记者透露，国家发改委等有关部门目前正在审批内蒙古伊泰集团投资建设欧姆龙PLC200万吨煤制油项目，预计将很快获得审批。

　　不仅如此，记者了解到，内蒙古、新疆等多个省区欧姆龙PLC新型煤化工项目（指煤制油和煤制天然气等）正在等待国家发改委和国家能源局的评审，业内人士估计待审批金额可能达到7000亿元。

　　不经意间，一个投资近万亿元的市场大门正悄然开启。但记者发现，目前这些新型煤化工产业面临的问题重重——如极度依赖政策补贴、高耗水、技术不成熟、短期仍难实现商业化。

　　与此同时，新型煤化工项目由于耗水严重，导致原本“多煤少水”的西部面临更严重的水危机，而位于西部煤电基地的众多煤化工企业，将寻找水源的目光盯住了黄河。

　　新型煤化工项目等待审批

　　“公司的煤制油项目已经成熟，二期扩产项目也已经在准备中。”伊泰股份总经理葛耀勇在接受《中国经营报》记者采访时表示，公司将在今年上马年产200万吨的间接煤制油项目，总投资300亿元，该项目已经上报国家发改委，并有望近期获得批准。

　　据葛耀勇介绍，伊泰煤制油一期规模约为18万吨，在2010年6月实现满负荷生产，产品主要有柴油、石脑油、液化气等。目前，伊泰200万吨煤制油项目正在国家发改委层面审批。

　　不仅如此，本报记者在中国神华集团（鄂尔多斯）煤制油化工有限公司了解到，由于公司的 108万吨煤直接液化示范工程，已基本实现长周期稳定运行，所以公司计划进行扩产。

　　神华煤制油项目党委副书记乔宝林表示，公司去年生产油品80万吨，这一项目在今年将进行扩产，达到年产320万吨，未来神华煤制油项目总建设规模为年产油品500万吨，这一规划在近期已经得到国务院的批复，目前正在国家发改委备案。扩产之后，神华煤制油的成本有望下降1/3。

　　资料显示，传统煤化工主要包括焦化、电石、合成氨三个子行业，存在能耗高、污染重、规模小、工艺技术落后等局限，在“十一五”期间产能大幅上涨，产量的增长却呈回落趋势、面临产能过剩格局。而新型煤化工主要以低端的褐煤为原材料，主要制取替代石油和燃料油的化工产品，包括煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气（甲烷）和煤制乙二醇等五类。

　　2008年9月，国家发改委发布《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》，明确规定，除了神华集团的两大煤制油项目外，一律暂停其他煤制油项目的审批。2009 年5 月18日，国务院办公厅发布《石化产业调整和振兴规划》，提到重点抓好上述五类示范工程，探索煤炭清洁转化和石化原料多元化发展的新途径，原则上不再安排新的煤化工试点项目。

　　种种迹象显示，煤化工新建项目审批沉寂了3年之后，有望重新启动。

　　今年6月，国家能源局能源节约和科技装备司司长李冶对外透露，国家发改委收到的各地正式上报的大型煤化工项目有104个，投资额已经高达2万亿元，这些项目都计划在这“十二五”期间开工建设。

　　然而，并不是所有的规划项目都能如愿建设。本报记者了解到，目前发改委、能源局正在对煤制油等新型煤化工项目进行评审论证，审批金额可能达到7000亿元。

　　依赖政策补贴生存

　　就在各界为投资万亿元的市场大门开启之际，本报记者在调研后发现，目前在建的示范煤化工产业依然面临着极度依赖政策补贴、技术不成熟等多重困局，要走上商业化之路依然步履维艰。

　　“神华的技术是全球首创，是用自己的资金在摸索，但要发展就要有一系列的支持政策引导。”对于神华煤制油项目，乔宝林向本报记者表示，目前考量经济效益有点儿为时过早。主要原因是煤炭直接液化的成本偏高，体现在设备方面，都是从国外引进的，但是引用的过程中，很多装置都是次使用，要进行技艺改进就需要更多的成本。

　　另外，据乔宝林介绍，煤制油项目的税负也比传统炼油企业多。传统炼油企业的成本主要是购买原油，但煤制油的固定资产折旧率是传统炼油企业的10倍。由于固定资产折旧不抵扣税款，公司的增值税也就交得多。去年神华煤制油的净利润为4亿元，交税就达到了10亿元，根本谈不上经济效益。“如果税收政策不进行完善，这个行业没法发展。”乔宝林称。

　　不仅如此，在土地使用方面，传统炼油行业可以通过国土管理部门进行土地划拨，但是新的煤制油行业却没有在目录里，国土管理部门不给划拨土地。要使用土地只能通过出让获得，这样下来生产成本更高。

　　经营成本压力同样困扰着其他的煤制油企业。

　　“我们也在向有关部门呼吁，希望能给煤制油生产企业减免消费税。”伊泰股份财务部部长王天荣在接受记者采访时表示，该公司采用煤炭间接液化技术，每生产一吨煤制油的成本高达6300元，但生产出的每吨油要征税1100元，终企业的利润仅为800元/吨左右。

　　生产“高铝粉煤灰提取氧化铝”项目的内蒙古大唐国际再生资源公司副总经理王文儒也认为，煤化工建设要从国家战略层面考虑，行业本身就依赖政策扶持，即使全部投产也不敢奢望盈利太多。王文儒表示，希望政策能在所得税、土地使用税等税种进行减免。

　　上述多家企业希望政策“帮困”，实际上折射出目前煤化工行业在短期难以实现商用的困局。

　　“国家进行建设这种示范项目，当然不是不考虑成本和经济效益。”煤炭科学北京煤化工研究分院副院长陈亚飞在接受本报记者采访时表示，目前国内的新型煤化工行业仍处于起步阶段，示范项目的赢利没必要过于严格。

　　但是，对煤化工企业来说，依靠政策扶持并不是长久之计，更应考虑的是对现有工艺进行优化，降低管理成本和实现透明运营。而对于整个煤化工行业来说，产业化之路也是必然选择，这就需要政府进行长远规划和有序引导，从而避免如光伏业——依赖政策补贴、缺乏议价能力而陷入产业困境。

　　将耗掉四分之一的黄河水？

　　值得一提的是，当业内感慨新型煤化工投资热潮即将来临的同时，关于发展新型煤化行业的质疑从来未曾间断过，其中大的质疑来自对生态环境的破坏，尤其是项目对水资源的消耗。

　　目前，中国主要煤炭产地的人均水资源占有量和单位国土面积水资源保有量仅为全国水平的1/10。而这些基地中从煤炭开采、洗选、火力发电到煤化工的整个过程高度耗水，水资源条件不可避免地成为开发煤电基地的重要制约因素。

　　上海华然投资咨询有限公司研究员赵辰介绍称，综合行业的平均水平来看，目前生产一吨煤制油的耗水量约为9吨，煤制烯烃约为20吨，煤制二甲醚约为12吨，煤制天然气（甲烷）耗水量为6吨，煤制乙二醇约为9吨。由此看来，煤化工的高耗水成为大隐忧和软肋。

　　神华（鄂尔多斯）煤制油分公司相关负责人向本报记者表示，水资源的确已经限制到煤制油项目的发展，目前公司的水源来自一百多公里以外，而如果要扩产就必须要考虑新的水源问题，下一步预计将引用黄河水进行工业生产。

　　然而，看上黄河水的不仅仅是神华煤制油一家。本报记者了解到，内蒙古东部、宁夏、甘肃、陕北等多地的煤化工项目，都将水源盯住了黄河。

　　“到2015年，西部煤电基地大规模开发每年将消耗至少近100亿立方米的水，这将加剧西部省区已经显现的缺水危机。”8月14日，国际环保组织绿色和平、中国科学院地理科学与资源研究所联合发布研究报告称。

　　根据国家《能源发展“十二五”规划（征求意见稿）》与《煤炭工业发展“十二五”规划》，“十二五”期间要重点建设14 个大型煤炭开采基地，包括山西、陕北、内蒙、新疆、河南、云贵等地，计划在此范围内打造煤电一体化开发建设的16个西部大型煤电基地。

　　“全国16个大型煤电基地每天用掉的水，是北京城区日供水能力的9倍。”8月29日，绿色和平气候与能源项目主任孙庆伟博士在接受本报记者采访时表示，蒙东、陕北、黄陇等地的16个大型煤电基地及其上下游产业链将会用掉1/4条黄河的可分配水量，如果不加以控制，黄河断流危机将愈演愈烈。

　　孙庆伟认为，多个地方的煤化工项目自规划起就忽视了对水资源的破坏程度，因为国家建设煤化工项目是站在能源战略的高度，地方则是为了拉动投资、发展当地经济，煤化工项目对水资源的破坏程度并没有得到重视。