“黄金十年”已然终结。增产目标始终坚挺的煤炭产能，在今年8月出现罕见的下降，同比减少800万吨，下滑幅度2.5%。产量降低的背后是需求的减弱，进而影响着煤炭价格。
曾经的朝阳产业如今被嘲讽为夕阳产业，在新能源一路高歌猛进的扩张下，传统煤炭行业面临着资源枯竭、环保压力的挑战，渐渐失去竞争的光环。
它曾被称为“暴利行业”。在A股上市公司中，煤炭板块的毛利率常年维持在30%-40%，远远高于其他行业，即使是煤市初见下滑的2011年，煤炭公司29.3%的毛利水平也高于其他行业平均毛利率11个百分点。
“暴利时代”激发了扩张冲动。“十一五”期间，国内煤炭固定资产投资完成1.25万亿元，是“十五”期间的5.5倍，煤炭领域吸引了17个非煤行业进行投资。
投资热情像一杯毒酒，让盲目趋利的人饮鸩止渴。闷头苦干的煤炭人或许并没有意识到，身边的数个煤炭基地正在迅速崛起。根据国家地矿部数据，现在登记的煤矿产能是40亿吨，但煤炭需求只有30亿吨。另据国统局数据，在建煤矿规模还有17亿吨产能。
“限产保价”是煤炭企业唯一能够扭转行业命运的手段，但煤炭企业下放到地方管理的今天，大家早已习惯了各自为战，在行情不好的时候，恶性竞争就更频繁。“我们都希望别人减产，而自己增产，由此弥补价格下降带来的损失。”中煤集团副总经理彭毅说。
保价格，还是保市场？一些困难企业毅然选择了后者。这些企业煤炭资源差，开采和安全成本较高，而且职工包袱沉重，“养家糊口”成了首要目标，只有存活下来，才能等到新的机遇。
从“暴利十年”过渡到“微利时代”，只用了短短一年时间。经历了1998年、2008年两轮金融危机的煤炭企业，再次把重生的希望寄托在政府调控上。目前国家正在研究制订计划煤与市场煤的并轨制度，从这一点可以看出，煤炭行业正在加快市场化进程，市场将取代政府对行业进行深刻的洗牌。
此10年非彼10年。无论企业处在行业发展的哪一类梯队，在需求减弱、成本上升、产能过剩、恶性竞争的叠加效应下，煤炭企业使尽浑身解数，也在劫难逃。
下一个10年，煤炭的出路在哪里？
1 煤炭劫数那些被遗忘的困难企业神华并不能代表全行业。如果给煤炭企业划分梯队，川煤集团和龙煤集团应该属于第三梯队。这些企业多是一些老企业，规模没有得到扩大，新的替代支柱产业尚未形成，企业包袱沉重，市场竞争力、生存能力非常脆弱，在这一轮市场竞争中明显处在劣势地位。
当其他煤炭企业正在考虑研究“以销定产”的时候，四川煤炭产业集团（以下简称“川煤”）正在全力以赴开拓市场，以销促产。
川煤这样做的出发点，不是为了抢占市场，而是保住市场。“形势不好的前提下，如果市场份额也丢了，对于我们就真的没有机会了。”川煤集团总会计师柏忠诚说。在煤炭市场正在经历的深刻洗礼中，川煤的生存岌岌可危。
“我们的产量很少，所有矿区产量加起来只有1300万吨，却要养活7万人，不多卖煤怎么给工人开工资呢？”
川煤是一个年轻又古老的煤炭企业。年轻是因为2005年，川煤集团由四川部分国有煤矿和供销公司重组而成，至今只有7年时间，但是矿区资源基础已经老化。柏忠诚说，川煤部分下属矿务局已经出现资源枯竭，有的煤矿已经开采了上百年，产能只有20多万，职工却有3000多人，这样的矿区，只有维持稳定。
煤企业首先是资源型企业，谁占有的资源多又好，谁就具备了竞争优势。川煤在资源方面处于劣势。在西南煤矿云、贵、川、渝中，煤质最差的就是四川。川煤所拥有的煤炭资源，煤层薄、煤质差。一般煤层可开采厚度是70-80厘米，国家对煤层可开采厚度的最低限值是50厘米，川煤一些资源情况无法达到这个标准，所以四川省政府将这个限值减少了10厘米。
即使这样，川煤的开采难度也没有降低。柏忠诚说，集团曾经组织调研组到下属矿区进行考察，但是走出了回风巷也没有找到煤，原来是煤炭灰分太高，发热量也很低，有两个矿务局的煤炭热值只在2500大卡上下。
在资源先天不足的境遇下，后天的市场环境也并不理想。这一轮煤炭降价风暴，川煤下属攀枝花和达竹矿区生产的冶金煤，今年1-7月每吨已经下降了300元。但为了留住客户维持供煤关系，川煤和冶金企业在价格谈判中不敢过多地涉及结款事宜。“他们只接煤不结款，我们也没有办法，今年以来我们已经亏损6000万元，应收货款累计30个亿了。”
内忧还叠加着外患。2011年5月，“煤老大”神华集团与四川省政府签署协议，合作建设电力、煤矿、储煤基地等项目。随后，神华收购了四川巴蜀电力公司，这个公司曾经是川煤广旺矿区重要的电厂客户，但神华向电厂提供的电煤，因为成本低，即使算上铁路运费，价格也比川煤有优势。
和川煤的境遇相似，黑龙江龙煤控股集团（以下简称“龙煤”）也处在水深火热的市场中。在煤炭市场并没有完全放开的前提下，电煤价格时常受到临时行政调控干预。由于东北三省地方性特点，龙煤集团在2007年前后错过了煤价上涨的好时机。“我们电煤价格始终与市场煤价每吨相差150-190元，如果按年产1000万吨电煤量来计算，我们至少损失15个亿。”龙煤集团副总经理姜明说。
所以在行业“限产保价”的呼声下，龙煤和川煤做法一致增产保市场。龙煤部分煤矿开采历史久，成本和负担较重。据龙煤核算，每吨煤的固定成本在300元以上，变动成本（人工、物料成本等）为180元，“如果每吨煤售价为300元，我们还有120元的利润空间来抵消一部分固定成本，如果没有销售，我们300元的固定成本都要自己掏腰包了。”
在价格和市场的取舍上，川煤和龙煤都无奈地选择了后者。在内外经济整体不景气的冲击下，这些企业无法轻装上阵。目前龙煤集团“企业办社会”的职能没有完全剥离，依然承担着供水、供暖、供燃气等公共服务职能。除了在职职工26.6万人以外，还有集体职工14.2万人，离退休人员17.7万人，公私亡遗属3.5万人，共62万人。
一个鲜明的对比是，内蒙古伊泰集团6000名在职员工，每年完成6000万吨的煤炭产量，而对于川煤，1300万吨的产能需要养活70000人。
此10年非彼10年。1993-2002年，是煤炭行业的困难期，但是煤炭企业之间的差距并没有凸显，在2003-2011煤炭产业发展的黄金期，好的生产要素快速向新兴煤企聚集，而劣势因素逐渐在老企业积累。“起跑点已经不同了，下一个10年我们拿什么去竞争？这轮危机，对有的企业是机遇，但对我们却是一场灾难。”
电煤并轨，解药还是紧箍咒
对于第二梯队里的企业，这场危机既不像灾难那么恐怖，应对起来也并不像面对机遇那么乐观。电煤并轨是煤炭加快市场化的积极信号，山西阳煤、内蒙古伊泰、淮南矿业的煤炭业务中，电煤都占据着重要位置，但是由于各自煤种、政策环境的不同，这些煤企在并轨优劣上存在着分歧。电煤并轨能否将煤企从危机中解救出来，还是未知。
电煤是淮南矿业集团的主要生产煤种，对这个企业来说，电煤并轨是最大的利好消息。
淮南矿业财务副部长王广磊认为，现在是并轨的最佳时期。9月26日，环渤海5500大卡动力煤价格报收为635元/吨，这个价格和国家发改委牵头制定的590元/吨的重点合同煤价很接近，此时煤企和电企双方都比较容易接受。
淮南矿业供应着安徽省一半的电煤数量，占省内四大煤企电煤供应量的68%，但他们的日子过得并不舒坦。
“2003年国家推出电煤双轨制后，我们的电煤板块就一直在亏损，我们是牺牲自己的利益来保障电厂发电。”淮南矿业财务副部长王广磊说。在企业电煤供应的市场中，计划煤是远远低于市场价的，以2011年为例，集团供应安徽省内电煤量为3260万吨，可是每吨重点合同煤价格比市场煤平均价低了160元，这样算来，淮南矿业就要牺牲50亿元的利润。
2012年安徽省的重点合同煤价格被框定在430元，“低于我们的原煤生产成本，这一块我们吃了大亏。”
9月20日，国家发改委就电煤价格并轨方案征求各方意见，新方案中明确指出，取消电煤重点合同，用中长期合同取代之，中长期合同期限在2年以上，合同价由煤电供需双方自主协商确定，国家不设置前置性基础价格。
现在煤炭价格出现企稳现象，如果实现价格并轨，对稳固市场有好处，否则将来煤价涨上去，煤企还是吃亏的。
内蒙古伊泰集团同样供应大量电煤，但是集团副总经理翟德元并不认为并轨就是万能钥匙。他对新金融记者表示：“煤炭价格完全放开后，煤矿会加大生产争抢市场，竞相杀价的恶性竞争还会加剧，到时候电厂将拥有更多的选择空间，如果彼时签订了长期合同，煤矿就被协议价格长期绑架，就像戴上了紧箍咒。”
翟德元认为，如果煤炭产量约束机制等问题没有厘清，那么从长期来看，实施价格并轨是对煤企不利的。在电煤方面，另一家有发言权的是阳泉煤业（600348，股吧）集团，公司80%的煤炭产量属于重点合同煤。但阳煤并没有如同淮南矿业那样“吃了计划煤的大亏”。
对于阳煤，重点合同煤是双刃剑。阳煤财务部常务副部长王继红对新金融记者说：“市场好的时候，计划煤是我们的劣势，因为价格低。但是近期市场不好的时候，由于我们和电厂签订的合同比较早，价格也不低，而且保持了稳定的供应关系，所以危机对我们没有太大冲击。”
相比伊泰煤种应用的普适性，阳煤的优势在于，公司早年通过对周边电厂的炉型改造，让电厂对阳煤的电煤煤种产生了较高的依赖性和排他性，所以危机来临时也没有损失掉用户。
最近，阳煤在和电厂客户商议，希望以相互参股的形势来稳固供需关系，在煤电双方此消彼长的市场波动规律中，煤电联营便是抵消风险的好方法。
在应对煤炭颓势方面，山西省的煤企更老到些。为了杜绝煤企之间恶性竞争，去年年底，阳煤和山西其他大型煤矿集团潞安集团、晋煤集团形成价格联盟。因为三家企业煤种类似，客户也可能发生重叠，所以在价格谈判中商定：三家企业保持价格联动，不可擅自降价。
探路下一个十年9月25日，在国内主要煤企负责人集聚的煤炭趋势分析研讨会上，“煤老大”神华集团没有出席，这或许从另一个角度说明，在本轮危机中，神华有实力置身事外。两大煤炭央企神华和中煤，占有的资源总量正迅猛增长，他们成了行业的探路者，煤化工、非煤产业是否可以主导煤炭产业的未来，还需要时间考量。
还没有等到国家政策对煤化工产业进行松绑，中煤能源（601898，股吧）集团（以下简称“中煤”）就早已在煤化工方面积极谋划。集团副总经理彭毅介绍，中煤在“十二五”期间的煤化工投资规模将达到上千亿，现在部分项目已经开工。对于延伸煤炭产业链，煤化工是个方向。“我们长期跟踪煤制油、煤制烯烃和煤制天然气，发现有一定的经济效益，可以转化煤价波动风险。”
中国在煤炭方面的资源禀赋优势，成就了煤化工产业的快速扩张。但是彭毅觉得，有条件的企业可以适当搞一下。“如果每个企业都搞煤化工，重复性投资必然会带来风险不可控，这样会加大政策性风险，比如获批的难度。”
煤化工技术风险并不是产业发展的主要瓶颈，神华煤制油和煤制烯烃项目已经获得多项技术专利。但是对于传统煤炭企业，在煤化工产业环境容量、市场风险、行政审批、经济效益的可控性管理上，并不占优势。开滦集团总会计师张志芳坦言：“我们在煤炭开采方面是专家，做别的都是外行，转型需要国家政策的引导和支持。”当前国际能源领域充分市场化，国内煤化工产品也要参与世界范围内的竞争。中煤彭毅对此表示了担忧，中煤的产品要和中东地区的煤化工产品竞争，然而他们的甲醇产品是石油的衍生品，几乎是零成本，他们的售价是每立方米0.2元，中煤的售价是每立方米2元。产品价格明显不占优势。
煤化工的能源转化效率比较低，通常不超过 40%.另外，碳转化率也很低，70%的碳转化为二氧化碳排放出去，而富煤的地方往往缺水，这是严重的环境因素制约。
其实，一些煤企在煤化工产业布局上，充满身不由己的意味。在一些富煤的西部地区，煤炭就地转化率是限制煤炭生产企业获得开矿权的重要门槛。很多煤炭企业投资几个亿后，煤化工项目就开始晒太阳，国内煤化工开工率严重不足。
2 下一个十年，煤制油之惑简介：“黄金十年”已经终结，煤炭行业再次被推到十字路口。煤炭企业或主动或被动地踏上了煤化工之路。但是用一种不可再生资源代替另一种不可再生资源煤制油，却饱受质疑。在从示范阶段发展到商业化阶段的路途中，能否接续煤炭产业的转型发展，还是个疑问。
下一个十年，煤制油之惑“示范标兵”
近期煤炭圈的大新闻是：“煤老大”神华集团开了加油站，销售自家生产的煤制油。
这个加油站坐落在鄂尔多斯（600295，股吧）伊金霍洛旗马家塔，是神华第一家加油站，外界喜欢用“冲破‘三大油’垄断”来为这个事件定性，不过神华煤制油化工部总经理梁仕普对新金融记者说：“暂时不会威胁到‘三大油’的市场份额。”
“暂时不会”是一句中肯的表述还是一种野心的暗示，需要时间来考量。从目前来看，神华希望获得更多加油站建设的批复许可，争取更多的终端销售途径，来消化自己渐成气候的煤化工产品。
神华公开信息显示：今年上半年，神华鄂尔多斯煤制油分公司共生产柴油24.89万吨、石脑油12.57万吨、液化气5.31万吨，实现利润2.7亿元。
另一个细节是，在近期举办的国内外石油和石化产业链巨头云集的2012中国国际石油石化大会上，神华成了座上宾，分享自己在煤化工特别是煤制油方面的经验，还参与探讨了国内煤化工的发展前景。
“煤炭不被喜欢，但是柴油和塑料大家是喜欢的。”梁仕普用一句话概括神华在煤化工方面的目标。在“富煤贫油少气”的中国，尽管煤炭在开采、运输、利用上具有较高的污染性，但是在可以预见的未来，煤炭在能源消费的主体地位始终不会改变。
“世界原油价格飘忽不定，煤化工是中国突破对外原油依赖程度的一个新途径。”HIS化工咨询中国区总裁庞雄鹰表示。
煤制油是以煤炭为原料，通过化学加工过程生产油品和石油化工产品。通常情况下，生产1吨煤制油需要3-4吨煤，用一种不可再生资源代替另一种不可再生资源，是不是一个理智的选择，还处在待定席位。
中国能源研究会副理事长周大地认为，煤制油经过技术转化合成后，结构和纯度可达到与石油相同的标准，可直接作为燃料运用到生活中。然而，煤制油作为石油的替代物无论从技术上、经济上以及碳排化上均有难度。
现在煤制油产业还处于示范发展阶段，没有进行大规模商业化运营。在国内已经投产的煤制油项目仅有神华、伊泰和潞安三家，总产能不到150万吨。其中目前神华已经启动年产100万吨的煤炭直接液化项目，以及18万吨的煤炭间接液化项目。
“我们的煤制油一出厂，就被‘市场’拉走了。这个市场容量足够大，因为我国油品对外依存度很高。”梁仕普说。
经济账煤制油的经济性，一方面受制于成品油价格波动，另一方面还受困于煤炭原料的价格起伏。
对于煤制油项目，业内普遍的看法是，只有国际油价位于70-80美元/桶以上，项目才能获利。而煤价保持每吨在200-300元之间，才可以保证煤化工项目不亏损。
从2009年到2011年，煤炭价格的飞涨为煤化工产业笼上一层阴霾，如果项目建立在运输条件良好的东部地区，那么煤炭开采成本和物流成本总共就要800元/吨，如此算来，生产1吨煤制油的煤炭原料成本就是3000元左右，如果再算上高昂的固定投资成本，这不是一般企业可以承受的代价。
在煤炭原料上，神华当然有得天独厚的优势，其在内蒙古和新疆得天独厚的煤炭资源优势，为煤化工项目提供了强大的原料支撑，尽管近一年来煤价呈现连跌态势，但是对于神华煤化工板块，却是难得的发展机遇。
出乎常理的是，神华方面公开否认自己的煤制油项目享受到了煤价的实惠。梁仕普对新金融记者说，神华的煤炭生产和销售板块归属上市公司“中国神华（601088，股吧）”，而煤化工项目公司是非上市公司，从上市公司采购煤炭，就一定要按照市场价，少花一分钱都要受到董事会的质询。
“可以确切地说，现在我们煤化工所用的煤炭价格，比从当地其他公司采购的价格还要高，原因是现在煤市跌了，但是神华内部供煤的价格还没有调整，所以跟其他的煤化工项目相比，我们在煤炭成本方面还是劣势。”
煤炭科学研究总院北京煤化工研究分院副院长陈亚飞曾对媒体表示：某些煤制油项目之所以经济效益较差，主要与煤价较贵、工艺选择不当有一定关系，例如，同样规模的煤制油项目，原料煤价格有的每吨1000元，有的每吨三四百元，催化剂和投资成本都相差20%-30%。此外，尾气利用、污水处理费用各不相同，导致不同项目的收益差距较大。
尽管在煤炭采购方面不占优势，但是神华仍对盈利充满信心。梁仕普说：“今年前8个月利润非常好，大大好于预期。从运转情况上看，这些煤化工项目都是赚钱的。”但是面对毛利率等具体财务指标，梁仕普却不便多谈。
此前有部分专家认为，煤制油产业更多情况下只是国家示范工程，离商用还很远，因为技术、设备昂贵以及巨大的环境成本，使未来充满不确定性，所以煤制油只能是能源战略的备手，不宜作为能源发展的主流。
但神华的标兵作用，似乎使这个不被看好的新兴产业发生一些改变。梁仕普认为煤制油工业实践能够证明：工厂可以稳定运行并能够实现盈利，我国现在可以提供几乎所有技术和装备。国家可以考虑在煤化工规划区内，按照既定的优选项目规则，批准两亿吨/年的煤制油项目。
政策平衡木没有哪一个产业能脱离国家意志而自由发展，能源产业更是如此。在政策的收与放之间，国内煤制油乃至于整个煤化工行业都如履薄冰。
“我们面临的不是困难，而是很大的政策风险。”梁仕普承认。虽然神华稳坐国内煤炭行业第一把交椅，煤化工项目也在国家屈指可数的批复的示范项目之列，但因为国家相关政策出台的过于频繁，而有所担忧。
中国石油和化学工业联合会副秘书长、煤化工专委会秘书长胡迁林在解读煤化工政策时特别提到：从2006年到2011年，国家几乎每年都要出台一个关于煤化工的指导文件。
煤化工行业属于资源、技术、资金密集型产业，在煤炭资源丰富的省份，地方政府都会对煤化工项目进行一番规划，希望把投资留在当地，所以其中很少是获得国家发改委正式批复的，大部分由各地政府自行批准，未批先建现象也屡有发生。
“进入‘十二五’以后，各地都在煤化工方面制定了宏伟的煤化工发展规划，比如内蒙古，新疆，陕西等，基本都是煤制油，煤制烯烃项目，我们初步统计发现，地方上规划的煤制油项目大概有2000多万吨左右，这个数字非常庞大。”胡迁林说。
地方冲动的结果就是煤化工产能过剩以及开工率严重不足。例如煤制甲醇，2000年国内的甲醇产能在348万吨左右，2005年产能达到720万吨，2011年甲醇产能增长到了4560万吨左右。产能十年增长了十几倍。
在严重供大于求的形势下，甲醇在短短3年内就从4000多元/吨跌至2000元/吨。陕西省榆林市委常委、副市长万恒曾对媒体承认：“（榆林的）这些煤化工项目目前情况都不好，即使有配套煤矿，50%保本，50%亏损。”而另有资料显示，各地规划的煤制天然气、煤制烯烃项目，实际开工和具备开工条件的不足10%.从2006年7月，国家意识到煤化工发展的无序性和未来风险，开始施以整顿措施。当年国家发改委下发《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》，《通知》指出，在相关规划编制完成并得到国家发展改革部门确认之前，暂停核准或备案煤化工项目。
“如果查阅公开资料，在煤制烯烃方面，你会发现中国科学院的大连化物所卖出了多少套专利，就有多少企业在建立类似的项目，如果国家不处理，那么整个烯烃市场会面临很大的压力，这就是风险。”梁仕普说。
在煤制油方面，发改委在2008年9月发布《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》，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，国务院下发《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》，其中煤化工作为“六大过剩产业”被提出明确的整改计划。
“国家想通过严格的审批程序，通过提高门槛、加强管理，使得煤化工走上科学有序的发展轨道。”胡迁林对新金融记者表示。
今年，煤化工行业赢来了政策松绑，发改委、能源局研究制定了《煤炭深加工示范项目规划》以及《煤炭深加工产业发展政策》。一期15个煤化工的升级示范项目，将陆陆续续获批。据悉，潞安180万吨煤间接液化项目和同煤40亿立方米煤制天然气项目已相继获得国家发改委“路条”。
开闸并不意味着大规模放水。胡迁林称，“十二五”期间，国家并不希望煤化工行业急于扩大规模，而是把重点放在升级示范方面。通过示范项目而掌握一批产业化技术，同时探索出发展煤化工的工艺和管理流程，为今后大的发展做充分准备。
环境代价在总结神华煤制油项目所面临的挑战，梁仕普认为第一是环境，第二就是水资源，并称这是非常严重的两个挑战。
“不管是中央还是地方的，一定要根据自己的水源状况来规划煤化工项目，而不是一味地高歌猛进根据GDP来规划。”
煤化工工艺中主要用水项目有反应用水、用于冷凝的冷却水、用于加热的水蒸气用水、洗涤用水、生活用水等。绿色和平组织今年发布的《煤电基地开发与水资源研究》报告中称，1吨直接液化煤制油油的耗水量约7吨，间接液化煤制油耗水约12吨。高耗水是煤化工发展最大的隐忧。
而煤化工项目污水处理量也很大，如神华宁东煤化工基地烯烃循环水、供水系统安装及土建项目的循环水装置最大水处理量每天高达432万立方米，相当于北京城区最高用水量257.5万立方米的1.68倍，这也是目前世界最大的工业循环水装置之一。
内蒙古自治区地表水系并不发育，地下水资源也不丰富，水资源相对贫乏，且分布不均，但是因为煤资源产量高和煤种丰富，成为煤化工项目的优选之地。
另据媒体报道称，水资源已经限制了神华集团煤制油项目的发展，目前公司的水源来自100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。
《煤电基地开发与水资源研究》中称，“十一五”期间32个在建或投产煤化工重大项目，以及“十二五”15个新建重大项目的需水量合计约为每年11.1亿立方米。如果假设“十二五”期间的煤化工建设以这 15 个煤化工示范项目为主，在研究结果上再增加10%的需水总量调整系数，那么预计到 2015 年我国煤化工产业的需水量约为12.22亿立方米，折算后每天为334.68万立方米，不过这也是保守估计。
然而节水减排没有引起足够重视，绿色和平组织调研发现，煤化工水处理工程投资巨大，托管运营的单笔合同金额在数千万元到上亿元，但我国还没有建立起一整套完善的煤化工水样数据库，水处理系统依然被当生产附属设施，并被看做是“个别部门的事情”。
