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高油价的影响已非常迅速地渗入到生活层面，无论是发达工业化国家，还是新兴市场国家，概莫能外。解决高油价问题是如此迫在眉睫，然而在本期“前沿”中，高盛商品研究团队的研究很遗憾地向我们表明，获取石油资源比过去存在更大的成本不确定性，这使幻想有过去那样充足的低成本传统油气供应几乎成为不可能。同时值得关注的是石油产业的另外一种动向，那就是高油价使在非传统和替代能源领域投资变得更为有利可图。在中国，这一商机在很大程度上正体现为“煤变油”项目。我们发现，过去以来惯于在“炒煤”、“炒油”中掘利的民间资本，关注大型煤炭能源企业的演进方向并在其中找准自己的位置，才有可能在未来真正参与到“煤变油”等能源项目的投资中来。
高盛最近發布的一份关于长期石油价格的报告指出，“最近几个月持续60美元／桶以上的高油价令许多潜在的传统、非传统甚至替代能源投资都可以获得高额利润了”(见本期前沿“石油产业向非传统技术转变”)。这凸现出高油价水平下，非传统或替代能源投资更有利可图的商机。其实在更早的时候，特别是当油价突破40美元／桶以来，寻找非传统或替代能源就已成为一个显性话题，在中国，尤其得到关注的是“煤变油”概念。
示范项目启动催化“煤变油”想象
目前这一概念正由国内最大的煤炭能源企业神华集团等演变成现实。神华集团日处理6吨煤的煤炭直接液化试验装置去年12月16日在上海第一次投煤成功并顺利制出了实验油品。报道称，神华煤直接液化工艺流程打通，“煤制油”迈出关键一步。这则报道今年5月在由中国煤炭学会等单位组织评选的“2004煤炭科技十大新闻”中，排在了显赫的第一位。这个评选经由数十位院士和专家投票得出，显示了学界和产业界对“煤变油”技术关注的热切。
“煤变油”科学的表述是煤炭的液化，指以煤炭为原料制取汽油、柴油、液化石油气等合成油品和其它化工产品的技术。目前煤炭液化主要有直接液化和间接液化两种技术，两者间的区别在于是否把原料煤全部做成合成气，做成合成气间接液化增加了一个中间的过程(图1)。神华煤制油公司利用的是直接液化技术。
早在2004年8月26日，神华集团就已在内蒙古鄂尔多斯上马了中国第一个煤炭直接液化项目，该项目建设规模为年产油品500万吨。一期总投资245亿元，计划于2007年7月建成，预计年用煤970万吨，生产各种油品320万吨(其中汽油50万吨、柴油215万吨、液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨)；2010年左右将建成第二条生产线完成二期工程。这个项目完工后，将成为世界上第一套煤炭直接液化商业示范装置。
这是国家“十五”规划中明确提出的要在陕西神东(即神华项目)、云南先锋、黑龙江依兰建设3个“示范性的国家煤变油项目”中第一个动工的项目。从2001年，国家科技部863计划和中国科学院联合启动了“煤变油”重大科技项目以来，目前在山西、山东、贵州、安徽、黑龙江、河南、新疆等煤炭资源集中的地区，大小不等的“煤变油”项目正纷纷进入媒体的视野。
具资源和成本比较优势
正如高盛的报告所指出的，在更容易开采利用的传统石油资源低价格局中，能源企业并无意愿和动力投入寻找非传统资源或替代能源。在优质的传统油气资源越来越难以获得的情况下，持续的高油价或许将改变这种状况。尽管难以判断长期石油价格最终会落实到何等水平，但来自不同研究机构的数据仍表明，在强劲需求的推动下，低油价时代或将难以为继。这也是对“煤变油”产业化前景非常乐观的人所持有的依据之一。
从中国近年来的石油和煤炭生产消费的平衡状况可以看出(图2、3)：从1990年到2002年，中国煤炭消费量增长了29．46％，而同期石油消费量增长了115，75％；需要指出的是，从1990年到2002年，中国煤炭生产量增长了27．79％，与消费增长率大致相当，但同期石油生产量仅增长了20．75％。中国自1993年起就已成为石油净进口国，目前石油进口依存度达到40％。来自中国进口需求的猛增也被指为2004年以来推高全球油价的重要原因之一。
除了快速增长的能源需求，多煤少油的资源格局成为赋予“煤变油”由战略变为现实的资源基础。国土资源部矿产资源储量司2004年6月发布的统计报告显示：截至2002年年底，国内探明可直接利用的煤炭储量为1886亿吨，按人均年消费煤炭1．45吨，即全国年产19亿吨煤炭计算，可开采上百年。煤炭在中国能源生产和消费结构中长期占据了70％左右的份额(图4)，无独有偶，在世界上惟一大规模开展煤炭液化石油应用的国家——南非的能源生产和消费结构中，煤炭的份额也占到了70％以上。
丰富的煤炭资源以及较低的采掘生产成本等方面的比较优势，甚至可以说是“煤变油”项目可行与否的关键因素。实际上包括德国、美国、日本、荷兰等发达国家，也掌握着煤制油成熟技术，他们之所以没有选择“煤变油”，是因为在资源和开采成本等方面的综合考量中难以平衡。目前世界上仅南非利用间接液化技术进行“煤变油”工业化生产。1947年南非通过《液化燃料和石油法案》，以立法的形式明确提出开发煤炭液化技术是能源工业的重中之重。1950年，南非专门从事煤炭液化研究和生产的Sasol公司成立，5年后，Sasol生产的第一批石油制品开始供应市场。南非最初开展煤炭液化应用虽然是迫于当时国际社会的石油禁运，但据报道，目前其煤炭液化每日生产原油15万桶，已能满足本国40％的能源供应。
规模效应或抵消成本风险
比起煤炭，石油无疑是一种更为清洁和更有效率的资源。国家发改委能源所一项关于资源保护型煤炭供需形势的研究表明，优质能源在能源总需求量中每降低1个百分点，煤炭需求将增加4258万吨。因此“煤变油”项目的发展，对改善能源结构，提高能源使用效率无疑也裨益良多。但以一种稀缺资源替代另一种稀缺资源，终究会有很大的风险。据了解，“煤变油”工业化项目从立项到生产大约需要5年时间。其间，项目将面临着国际原油市场价格和国内煤炭市场价格波动的双重风险。
关于“煤变油”工程中，国际原油价格、国内煤炭价格、建设成本、资源成本、人力成本等等项目有诸多不同版本的假设和推算，然而没有一个版本可以给出令人信服的说法。而考察世界上惟一大规模进行“煤变油”工业化生产的南非Sasol公司的财务报表，我们发现Sasol虽然在近年来的高油价中获得了更多收入和利润，但在油价仍为20美元／桶左右的上世纪90年代后期，仍然保持了合理的利润率(图5、6)。我们看到，对于石油企业来说，高油价必然带来更高的利润，但在合理的油价水平下，决定“煤变油”项目收益的是另外一些原因。煤变油项目的规模，可能就是其中的原因之一。规模效益可以大大降低生产成本，使产品有能力参与市场竞争。目前，Saso1年产740万吨合成油及化工产品，油品成本控制在每桶19．7美元左右(1吨＝7．3桶)。
神华煤制油有限公司董事长张玉卓在接受采访时也表示，国内第一个“煤变油”项目之所以落户神华，正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比国内其它煤炭企业具备无可比拟的优势。
产业向大型优势企业集中
按照神华“煤变油”项目一期总投资245亿元，年用煤970万吨，生产各种油品320万吨计算，其建设成本为7656元／吨；合成油用煤比例为3．03：1。而该项目的远景规划是在2020年以前建成年产成品油3000万吨的生产基地，投资2400亿元。这远高于三峡工程以通胀水平较高的1993年5月为基期测算的动态总投资2039亿元的水平。另外，“煤变油”的工业用地一般达上百公顷甚至几百公顷；对煤炭和水资源的配置也有较高的要求。
作为一项资源、技术、资金等高度密集型的产业，国内已然出现的“煤变油”投资热潮在如此高的投资门槛、技术门槛和资源优势的比较下，必将很快结束无序状态并集中到少数大型优势企业手中，而这也正是目前国内整个煤炭行业的发展趋势。
截至2002年，国内近2．8万家煤炭生产企业中，小煤矿占到了2．4万处，年产原煤达到4000万吨的只有山西焦煤集团公司与神华、充矿、大同4家，超过5000万吨的只有神华一家。前四家煤炭企业产量只占全国的14％，行业集中度非常低。来自中国煤炭工业协会的消息称，国家正计划培育8-10个生产规模5000万吨以上的大型煤炭企业，构建4-5个跨行业、跨地区、跨所有制、跨国经营、亿吨级以上的大型煤炭集团，并使这些集团在国内市场的占有率达到60％(附表)。
对于意图在煤炭液化等新能源领域掘金的各路资本来说，关注并在这些大型煤炭集团的发展中找准自己的位置，才可能真正把握住“煤变油”等能源项目投资的商机。
高盛最近發布的一份关于长期石油价格的报告指出，“最近几个月持续60美元／桶以上的高油价令许多潜在的传统、非传统甚至替代能源投资都可以获得高额利润了”(见本期前沿“石油产业向非传统技术转变”)。这凸现出高油价水平下，非传统或替代能源投资更有利可图的商机。其实在更早的时候，特别是当油价突破40美元／桶以来，寻找非传统或替代能源就已成为一个显性话题，在中国，尤其得到关注的是“煤变油”概念。
示范项目启动催化“煤变油”想象
目前这一概念正由国内最大的煤炭能源企业神华集团等演变成现实。神华集团日处理6吨煤的煤炭直接液化试验装置去年12月16日在上海第一次投煤成功并顺利制出了实验油品。报道称，神华煤直接液化工艺流程打通，“煤制油”迈出关键一步。这则报道今年5月在由中国煤炭学会等单位组织评选的“2004煤炭科技十大新闻”中，排在了显赫的第一位。这个评选经由数十位院士和专家投票得出，显示了学界和产业界对“煤变油”技术关注的热切。
“煤变油”科学的表述是煤炭的液化，指以煤炭为原料制取汽油、柴油、液化石油气等合成油品和其它化工产品的技术。目前煤炭液化主要有直接液化和间接液化两种技术，两者间的区别在于是否把原料煤全部做成合成气，做成合成气间接液化增加了一个中间的过程(图1)。神华煤制油公司利用的是直接液化技术。
早在2004年8月26日，神华集团就已在内蒙古鄂尔多斯上马了中国第一个煤炭直接液化项目，该项目建设规模为年产油品500万吨。一期总投资245亿元，计划于2007年7月建成，预计年用煤970万吨，生产各种油品320万吨(其中汽油50万吨、柴油215万吨、液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨)；2010年左右将建成第二条生产线完成二期工程。这个项目完工后，将成为世界上第一套煤炭直接液化商业示范装置。
这是国家“十五”规划中明确提出的要在陕西神东(即神华项目)、云南先锋、黑龙江依兰建设3个“示范性的国家煤变油项目”中第一个动工的项目。从2001年，国家科技部863计划和中国科学院联合启动了“煤变油”重大科技项目以来，目前在山西、山东、贵州、安徽、黑龙江、河南、新疆等煤炭资源集中的地区，大小不等的“煤变油”项目正纷纷进入媒体的视野。
具资源和成本比较优势
正如高盛的报告所指出的，在更容易开采利用的传统石油资源低价格局中，能源企业并无意愿和动力投入寻找非传统资源或替代能源。在优质的传统油气资源越来越难以获得的情况下，持续的高油价或许将改变这种状况。尽管难以判断长期石油价格最终会落实到何等水平，但来自不同研究机构的数据仍表明，在强劲需求的推动下，低油价时代或将难以为继。这也是对“煤变油”产业化前景非常乐观的人所持有的依据之一。
从中国近年来的石油和煤炭生产消费的平衡状况可以看出(图2、3)：从1990年到2002年，中国煤炭消费量增长了29．46％，而同期石油消费量增长了115，75％；需要指出的是，从1990年到2002年，中国煤炭生产量增长了27．79％，与消费增长率大致相当，但同期石油生产量仅增长了20．75％。中国自1993年起就已成为石油净进口国，目前石油进口依存度达到40％。来自中国进口需求的猛增也被指为2004年以来推高全球油价的重要原因之一。
除了快速增长的能源需求，多煤少油的资源格局成为赋予“煤变油”由战略变为现实的资源基础。国土资源部矿产资源储量司2004年6月发布的统计报告显示：截至2002年年底，国内探明可直接利用的煤炭储量为1886亿吨，按人均年消费煤炭1．45吨，即全国年产19亿吨煤炭计算，可开采上百年。煤炭在中国能源生产和消费结构中长期占据了70％左右的份额(图4)，无独有偶，在世界上惟一大规模开展煤炭液化石油应用的国家——南非的能源生产和消费结构中，煤炭的份额也占到了70％以上。
丰富的煤炭资源以及较低的采掘生产成本等方面的比较优势，甚至可以说是“煤变油”项目可行与否的关键因素。实际上包括德国、美国、日本、荷兰等发达国家，也掌握着煤制油成熟技术，他们之所以没有选择“煤变油”，是因为在资源和开采成本等方面的综合考量中难以平衡。目前世界上仅南非利用间接液化技术进行“煤变油”工业化生产。1947年南非通过《液化燃料和石油法案》，以立法的形式明确提出开发煤炭液化技术是能源工业的重中之重。1950年，南非专门从事煤炭液化研究和生产的Sasol公司成立，5年后，Sasol生产的第一批石油制品开始供应市场。南非最初开展煤炭液化应用虽然是迫于当时国际社会的石油禁运，但据报道，目前其煤炭液化每日生产原油15万桶，已能满足本国40％的能源供应。
规模效应或抵消成本风险
比起煤炭，石油无疑是一种更为清洁和更有效率的资源。国家发改委能源所一项关于资源保护型煤炭供需形势的研究表明，优质能源在能源总需求量中每降低1个百分点，煤炭需求将增加4258万吨。因此“煤变油”项目的发展，对改善能源结构，提高能源使用效率无疑也裨益良多。但以一种稀缺资源替代另一种稀缺资源，终究会有很大的风险。据了解，“煤变油”工业化项目从立项到生产大约需要5年时间。其间，项目将面临着国际原油市场价格和国内煤炭市场价格波动的双重风险。
关于“煤变油”工程中，国际原油价格、国内煤炭价格、建设成本、资源成本、人力成本等等项目有诸多不同版本的假设和推算，然而没有一个版本可以给出令人信服的说法。而考察世界上惟一大规模进行“煤变油”工业化生产的南非Sasol公司的财务报表，我们发现Sasol虽然在近年来的高油价中获得了更多收入和利润，但在油价仍为20美元／桶左右的上世纪90年代后期，仍然保持了合理的利润率(图5、6)。我们看到，对于石油企业来说，高油价必然带来更高的利润，但在合理的油价水平下，决定“煤变油”项目收益的是另外一些原因。煤变油项目的规模，可能就是其中的原因之一。规模效益可以大大降低生产成本，使产品有能力参与市场竞争。目前，Saso1年产740万吨合成油及化工产品，油品成本控制在每桶19．7美元左右(1吨＝7．3桶)。
神华煤制油有限公司董事长张玉卓在接受采访时也表示，国内第一个“煤变油”项目之所以落户神华，正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比国内其它煤炭企业具备无可比拟的优势。
产业向大型优势企业集中
按照神华“煤变油”项目一期总投资245亿元，年用煤970万吨，生产各种油品320万吨计算，其建设成本为7656元／吨；合成油用煤比例为3．03：1。而该项目的远景规划是在2020年以前建成年产成品油3000万吨的生产基地，投资2400亿元。这远高于三峡工程以通胀水平较高的1993年5月为基期测算的动态总投资2039亿元的水平。另外，“煤变油”的工业用地一般达上百公顷甚至几百公顷；对煤炭和水资源的配置也有较高的要求。
作为一项资源、技术、资金等高度密集型的产业，国内已然出现的“煤变油”投资热潮在如此高的投资门槛、技术门槛和资源优势的比较下，必将很快结束无序状态并集中到少数大型优势企业手中，而这也正是目前国内整个煤炭行业的发展趋势。
截至2002年，国内近2．8万家煤炭生产企业中，小煤矿占到了2．4万处，年产原煤达到4000万吨的只有山西焦煤集团公司与神华、充矿、大同4家，超过5000万吨的只有神华一家。前四家煤炭企业产量只占全国的14％，行业集中度非常低。来自中国煤炭工业协会的消息称，国家正计划培育8-10个生产规模5000万吨以上的大型煤炭企业，构建4-5个跨行业、跨地区、跨所有制、跨国经营、亿吨级以上的大型煤炭集团，并使这些集团在国内市场的占有率达到60％(附表)。
对于意图在煤炭液化等新能源领域掘金的各路资本来说，关注并在这些大型煤炭集团的发展中找准自己的位置，才可能真正把握住“煤变油”等能源项目投资的商机。