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煤炭黃金十年終結 資源枯竭環保壓力磨滅競爭力
原標題：煤炭劫數 簡介：“黃金十年”已然終結。增產目標始終堅挺的煤炭產能，在今年8月出現罕見的下降，同比減少800萬噸，下滑幅度2.5%。產量降低的背後是需求的減弱，進而影響著煤炭價格。曾經的朝陽產業如今被嘲諷為夕陽產業，在新能源一路高歌猛進的擴張下，傳統煤炭行業面臨著資源枯竭、環保壓力的挑戰，漸漸失去競爭的光環。它曾被稱為“暴利行業”。在A股上市公司中，煤炭板塊的毛利率常年維持在30%-40%，遠遠高於其他行業，即使是煤市初見下滑的2011年，煤炭公司29.3%的毛利水平也高於其他行業平均毛利率11個百分點。“暴利時代”激發瞭擴張沖動。“十一五”期間，國內煤炭固定資產投資完成1.25萬億元，是“十五”期間的5.5倍，煤炭領域吸引瞭17個非煤行業進行投資。投資熱情像一杯毒酒，讓盲目趨利的人飲鴆止渴。悶頭苦幹的煤炭人或許並沒有意識到，身邊的數個煤炭基地正在迅速崛起。根據國傢地礦部數據，現在登記的煤礦產能是40億噸，但煤炭需求隻有30億噸。另據國統局數據，在建煤礦規模還有17億噸產能。“限產保價”是煤炭企業唯一能夠扭轉行業命運的手段，但煤炭企業下放到地方管理的今天，大傢早已習慣瞭各自為戰，在行情不好的時候，惡性競爭就更頻繁。“我們都希望別人減產，而自己增產，由此彌補價格下降帶來的損失。”中煤集團副總經理彭毅說。保價格，還是保市場？一些困難企業毅然選擇瞭後者。這些企業煤炭資源差，開采和安全成本較高，而且職工包袱沉重，“養傢糊口”成瞭首要目標，隻有存活下來，才能等到新的機遇。從“暴利十年”過渡到“微利時代”，隻用瞭短短一年時間。經歷瞭1998年、2008年兩輪金融危機的煤炭企業，再次把重生的希望寄托在政府調控上。目前國傢正在研究制訂計劃煤與市場煤的並軌制度，從這一點可以看出，煤炭行業正在加快市場化進程，市場將取代政府對行業進行深刻的洗牌。此10年非彼10年。無論企業處在行業發展的哪一類梯隊，在需求減弱、成本上升、產能過剩、惡性競爭的疊加效應下，煤炭企業使盡渾身解數，也在劫難逃。下一個10年，煤炭的出路在哪裡？1 煤炭劫數那些被遺忘的困難企業神華並不能代表全行業。如果給煤炭企業劃分梯隊，川煤集團和龍煤集團應該屬於第三梯隊。這些企業多是一些老企業，規模沒有得到擴大，新的替代支柱產業尚未形成，企業包袱沉重，市場競爭力、生存能力非常脆弱，在這一輪市場競爭中明顯處在劣勢地位。當其他煤炭企業正在考慮研究“以銷定產”的時候，四川煤炭產業集團(以下簡稱“川煤”)正在全力以赴開拓市場，以銷促產。川煤這樣做的出發點，不是為瞭搶占市場，而是保住市場。“形勢不好的前提下，如果市場份額也丟瞭，對於我們就真的沒有機會瞭。”川煤集團總會計師柏忠誠說。在煤炭市場正在經歷的深刻洗禮中，川煤的生存岌岌可危。“我們的產量很少，所有礦區產量加起來隻有1300萬噸，卻要養活7萬人，不多賣煤怎麼給工人開工資呢？”川煤是一個年輕又古老的煤炭企業。年輕是因為2005年，川煤集團由四川部分國有煤礦和供銷公司重組而成，至今隻有7年時間，但是礦區資源基礎已經老化。柏忠誠說，川煤部分下屬礦務局已經出現資源枯竭，有的煤礦已經開采瞭上百年，產能隻有20多萬，職工卻有3000多人，這樣的礦區，隻有維持穩定。煤企業首先是資源型企業，誰占有的資源多又好，誰就具備瞭競爭優勢。川煤在資源方面處於劣勢。在西南煤礦雲、貴、川、渝中，煤質最差的就是四川。川煤所擁有的煤炭資源，煤層薄、煤質差。一般煤層可開采厚度是70-80厘米，國傢對煤層可開采厚度的最低限值是50厘米，川煤一些資源情況無法達到這個標準，所以四川省政府將這個限值減少瞭10厘米。即使這樣，川煤的開采難度也沒有降低。柏忠誠說，集團曾經組織調研組到下屬礦區進行考察，但是走出瞭回風巷也沒有找到煤，原來是煤炭灰分太高，發熱量也很低，有兩個礦務局的煤炭熱值隻在2500大卡上下。在資源先天不足的境遇下，後天的市場環境也並不理想。這一輪煤炭降價風暴，川煤下屬攀枝花和達竹礦區生產的冶金煤，今年1-7月每噸已經下降瞭300元。但為瞭留住客戶維持供煤關系，川煤和冶金企業在價格談判中不敢過多地涉及結款事宜。“他們隻接煤不結款，我們也沒有辦法，今年以來我們已經虧損6000萬元，應收貨款累計30個億瞭。”內憂還疊加著外患。2011年5月，“煤老大”神華集團與四川省政府簽署協議，合作建設電力、煤礦、儲煤基地等項目。隨後，神華收購瞭四川巴蜀電力公司，這個公司曾經是川煤廣旺礦區重要的電廠客戶，但神華向電廠提供的電煤，因為成本低，即使算上鐵路運費，價格也比川煤有優勢。和川煤的境遇相似，黑龍江龍煤控股集團(以下簡稱“龍煤”)也處在水深火熱的市場中。在煤炭市場並沒有完全放開的前提下，電煤價格時常受到臨時行政調控幹預。由於東北三省地方性特點，龍煤集團在2007年前後錯過瞭煤價上漲的好時機。“我們電煤價格始終與市場煤價每噸相差150-190元，如果按年產1000萬噸電煤量來計算，我們至少損失15個億。”龍煤集團副總經理薑明說。所以在行業“限產保價”的呼聲下，龍煤和川煤做法一致增產保市場。龍煤部分煤礦開采歷史久，成本和負擔較重。據龍煤核算，每噸煤的固定成本在300元以上，變動成本(人工、物料成本等)為180元，“如果每噸煤售價為300元，我們還有120元的利潤空間來抵消一部分固定成本，如果沒有銷售，我們300元的固定成本都要自己掏腰包瞭。”在價格和市場的取舍上，川煤和龍煤都無奈地選擇瞭後者。在內外經濟整體不景氣的沖擊下，這些企業無法輕裝上陣。目前龍煤集團“企業辦社會”的職能沒有完全剝離，依然承擔著供水、供暖、供燃氣等公共服務職能。除瞭在職職工26.6萬人以外，還有集體職工14.2萬人，離退休人員17.7萬人，公私亡遺屬3.5萬人，共62萬人。一個鮮明的對比是，內蒙古伊泰集團6000名在職員工，每年完成6000萬噸的煤炭產量，而對於川煤，1300萬噸的產能需要養活70000人。此10年非彼10年。1993-2002年，是煤炭行業的困難期，但是煤炭企業之間的差距並沒有凸顯，在2003-2011煤炭產業發展的黃金期，好的生產要素快速向新興煤企聚集，而劣勢因素逐漸在老企業積累。“起跑點已經不同瞭，下一個10年我們拿什麼去競爭？這輪危機，對有的企業是機遇，但對我們卻是一場災難。”電煤並軌，解藥還是緊箍咒？對於第二梯隊裡的企業，這場危機既不像災難那麼恐怖，應對起來也並不像面對機遇那麼樂觀。電煤並軌是煤炭加快市場化的積極信號，山西陽煤、內蒙古伊泰、淮南礦業的煤炭業務中，電煤都占據著重要位置，但是由於各自煤種、政策環境的不同，這些煤企在並軌優劣上存在著分歧。電煤並軌能否將煤企從危機中解救出來，還是未知。電煤是淮南礦業集團的主要生產煤種，對這個企業來說，電煤並軌是最大的利好消息。淮南礦業財務副部長王廣磊認為，現在是並軌的最佳時期。9月26日，環渤海5500大卡動力煤價格報收為635元/噸，這個價格和國傢發改委牽頭制定的590元/噸的重點合同煤價很接近，此時煤企和電企雙方都比較容易接受。淮南礦業供應著安徽省一半的電煤數量，占省內四大煤企電煤供應量的68%，但他們的日子過得並不舒坦。“2003年國傢推出電煤雙軌制後，我們的電煤板塊就一直在虧損，我們是犧牲自己的利益來保障電廠發電。”淮南礦業財務副部長王廣磊說。在企業電煤供應的市場中，計劃煤是遠遠低於市場價的，以2011年為例，集團供應安徽省內電煤量為3260萬噸，可是每噸重點合同煤價格比市場煤平均價低瞭160元，這樣算來，淮南礦業就要犧牲50億元的利潤。2012年安徽省的重點合同煤價格被框定在430元，“低於我們的原煤生產成本，這一塊我們吃瞭大虧。”9月20日，國傢發改委就電煤價格並軌方案征求各方意見，新方案中明確指出，取消電煤重點合同，用中長期合同取代之，中長期合同期限在2年以上，合同價由煤電供需雙方自主協商確定，國傢不設置前置性基礎價格。現在煤炭價格出現企穩現象，如果實現價格並軌，對穩固市場有好處，否則將來煤價漲上去，煤企還是吃虧的。內蒙古伊泰集團同樣供應大量電煤，但是集團副總經理翟德元並不認為並軌就是萬能鑰匙。他對新金融記者表示：“煤炭價格完全放開後，煤礦會加大生產爭搶市場，競相殺價的惡性競爭還會加劇，到時候電廠將擁有更多的選擇空間，如果彼時簽訂瞭長期合同，煤礦就被協議價格長期綁架，就像戴上瞭緊箍咒。”翟德元認為，如果煤炭產量約束機制等問題沒有厘清，那麼從長期來看，實施價格並軌是對煤企不利的。在電煤方面，另一傢有發言權的是陽泉煤業(600348,股吧)集團，公司80%的煤炭產量屬於重點合同煤。但陽煤並沒有如同淮南礦業那樣“吃瞭計劃煤的大虧”。對於陽煤，重點合同煤是雙刃劍。陽煤財務部常務副部長王繼紅對新金融記者說：“市場好的時候，計劃煤是我們的劣勢，因為價格低。但是近期市場不好的時候，由於我們和電廠簽訂的合同比較早，價格也不低，而且保持瞭穩定的供應關系，所以危機對我們沒有太大沖擊。”相比伊泰煤種應用的普適性，陽煤的優勢在於，公司早年通過對周邊電廠的爐型改造，讓電廠對陽煤的電煤煤種產生瞭較高的依賴性和排他性，所以危機來臨時也沒有損失掉用戶。最近，陽煤在和電廠客戶商議，希望以相互參股的形勢來穩固供需關系，在煤電雙方此消彼長的市場波動規律中，煤電聯營便是抵消風險的好方法。在應對煤炭頹勢方面，山西省的煤企更老到些。為瞭杜絕煤企之間惡性競爭，去年年底，陽煤和山西其他大型煤礦集團潞安集團、晉煤集團形成價格聯盟。因為三傢企業煤種類似，客戶也可能發生重疊，所以在價格談判中商定：三傢企業保持價格聯動，不可擅自降價。探路下一個十年9月25日，在國內主要煤企負責人集聚的煤炭趨勢分析研討會上，“煤老大”神華集團沒有出席，這或許從另一個角度說明，在本輪危機中，神華有實力置身事外。兩大煤炭央企神華和中煤，占有的資源總量正迅猛增長，他們成瞭行業的探路者，煤化工、非煤產業是否可以主導煤炭產業的未來，還需要時間考量。還沒有等到國傢政策對煤化工產業進行松綁，中煤能源(601898,股吧)集團(以下簡稱“中煤”)就早已在煤化工方面積極謀劃。集團副總經理彭毅介紹，中煤在“十二五”期間的煤化工投資規模將達到上千億，現在部分項目已經開工。對於延伸煤炭產業鏈，煤化工是個方向。“我們長期跟蹤煤制油、煤制烯烴和煤制天然氣，發現有一定的經濟效益，可以轉化煤價波動風險。”中國在煤炭方面的資源稟賦優勢，成就瞭煤化工產業的快速擴張。但是彭毅覺得，有條件的企業可以適當搞一下。“如果每個企業都搞煤化工，重復性投資必然會帶來風險不可控，這樣會加大政策性風險，比如獲批的難度。”煤化工技術風險並不是產業發展的主要瓶頸，神華煤制油和煤制烯烴項目已經獲得多項技術專利。但是對於傳統煤炭企業，在煤化工產業環境容量、市場風險、行政審批、經濟效益的可控性管理上，並不占優勢。開灤集團總會計師張志芳坦言：“我們在煤炭開采方面是專傢，做別的都是外行，轉型需要國傢政策的引導和支持。”當前國際能源領域充分市場化，國內煤化工產品也要參與世界范圍內的競爭。中煤彭毅對此表示瞭擔憂，中煤的產品要和中東地區的煤化工產品競爭，然而他們的甲醇產品是石油的衍生品，幾乎是零成本，他們的售價是每立方米0.2元，中煤的售價是每立方米2元。產品價格明顯不占優勢。煤化工的能源轉化效率比較低，通常不超過 40%。另外，碳轉化率也很低，70%的碳轉化為二氧化碳排放出去，而富煤的地方往往缺水，這是嚴重的環境因素制約。其實，一些煤企在煤化工產業佈局上，充滿身不由己的意味。在一些富煤的西部地區，煤炭就地轉化率是限制煤炭生產企業獲得開礦權的重要門檻。很多煤炭企業投資幾個億後，煤化工項目就開始曬太陽，國內煤化工開工率嚴重不足。2 下一個十年，煤制油之惑簡介：“黃金十年”已經終結，煤炭行業再次被推到十字路口。煤炭企業或主動或被動地踏上瞭煤化工之路。但是用一種不可再生資源代替另一種不可再生資源煤制油，卻飽受質疑。在從示范階段發展到商業化階段的路途中，能否接續煤炭產業的轉型發展，還是個疑問。下一個十年，煤制油之惑“示范標兵”近期煤炭圈的大新聞是：“煤老大”神華集團開瞭加油站，銷售自傢生產的煤制油。這個加油站坐落在鄂爾多斯(600295,股吧)伊金霍洛旗馬傢塔，是神華第一傢加油站，外界喜歡用“沖破‘三大油’壟斷”來為這個事件定性，不過神華煤制油化工部總經理梁仕普對新金融記者說：“暫時不會威脅到‘三大油’的市場份額。”“暫時不會”是一句中肯的表述還是一種野心的暗示，需要時間來考量。從目前來看，神華希望獲得更多加油站建設的批復許可，爭取更多的終端銷售途徑，來消化自己漸成氣候的煤化工產品。神華公開信息顯示：今年上半年，神華鄂爾多斯煤制油分公司共生產柴油24.89萬噸、石腦油12.57萬噸、液化氣5.31萬噸，實現利潤2.7億元。另一個細節是，在近期舉辦的國內外石油和石化產業鏈巨頭雲集的2012中國國際石油石化大會上，神華成瞭座上賓，分享自己在煤化工特別是煤制油方面的經驗，還參與探討瞭國內煤化工的發展前景。“煤炭不被喜歡，但是柴油和塑料大傢是喜歡的。”梁仕普用一句話概括神華在煤化工方面的目標。在“富煤貧油少氣”的中國，盡管煤炭在開采、運輸、利用上具有較高的污染性，但是在可以預見的未來，煤炭在能源消費的主體地位始終不會改變。“世界原油價格飄忽不定，煤化工是中國突破對外原油依賴程度的一個新途徑。”HIS化工咨詢中國區總裁龐雄鷹表示。煤制油是以煤炭為原料，通過化學加工過程生產油品和石油化工產品。通常情況下，生產1噸煤制油需要3-4噸煤，用一種不可再生資源代替另一種不可再生資源，是不是一個理智的選擇，還處在待定席位。中國能源研究會副理事長周大地認為，煤制油經過技術轉化合成後，結構和純度可達到與石油相同的標準，可直接作為燃料運用到生活中。然而，煤制油作為石油的替代物無論從技術上、經濟上以及碳排化上均有難度。現在煤制油產業還處於示范發展階段，沒有進行大規模商業化運營。在國內已經投產的煤制油項目僅有神華、伊泰和潞安三傢，總產能不到150萬噸。其中目前神華已經啟動年產100萬噸的煤炭直接液化項目，以及18萬噸的煤炭間接液化項目。“我們的煤制油一出廠，就被‘市場’拉走瞭。這個市場容量足夠大，因為我國油品對外依存度很高。”梁仕普說。經濟賬煤制油的經濟性，一方面受制於成品油價格波動，另一方面還受困於煤炭原料的價格起伏。對於煤制油項目，業內普遍的看法是，隻有國際油價位於70-80美元/桶以上，項目才能獲利。而煤價保持每噸在200-300元之間，才可以保證煤化工項目不虧損。從2009年到2011年，煤炭價格的飛漲為煤化工產業籠上一層陰霾，如果項目建立在運輸條件良好的東部地區，那麼煤炭開采成本和物流成本總共就要800元/噸，如此算來，生產1噸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資成本，這不是一般企業可以承受的代價。在煤炭原料上，神華當然有得天獨厚的優勢，其在內蒙古和新疆得天獨厚的煤炭資源優勢，為煤化工項目提供瞭強大的原料支撐，盡管近一年來煤價呈現連跌態勢，但是對於神華煤化工板塊，卻是難得的發展機遇。出乎常理的是，神華方面公開否認自己的煤制油項目享受到瞭煤價的實惠。梁仕普對新金融記者說，神華的煤炭生產和銷售板塊歸屬上市公司“中國神華(601088,股吧)”，而煤化工項目公司是非上市公司，從上市公司采購煤炭，就一定要按照市場價，少花一分錢都要受到董事會的質詢。“可以確切地說，現在我們煤化工所用的煤炭價格，比從當地其他公司采購的價格還要高，原因是現在煤市跌瞭，但是神華內部供煤的價格還沒有調整，所以跟其他的煤化工項目相比，我們在煤炭成本方面還是劣勢。”煤炭科學研究總院北京煤化工研究分院副院長陳亞飛曾對媒體表示：某些煤制油項目之所以經濟效益較差，主要與煤價較貴、工藝選擇不當有一定關系，例如，同樣規模的煤制油項目，原料煤價格有的每噸1000元，有的每噸三四百元，催化劑和投資成本都相差20%-30%。此外，尾氣利用、污水處理費用各不相同，導致不同項目的收益差距較大。盡管在煤炭采購方面不占優勢，但是神華仍對盈利充滿信心。梁仕普說：“今年前8個月利潤非常好，大大好於預期。從運轉情況上看，這些煤化工項目都是賺錢的。”但是面對毛利率等具體財務指標，梁仕普卻不便多談。此前有部分專傢認為，煤制油產業更多情況下隻是國傢示范工程，離商用還很遠，因為技術、設備昂貴以及巨大的環境成本，使未來充滿不確定性，所以煤制油隻能是能源戰略的備手，不宜作為能源發展的主流。但神華的標兵作用，似乎使這個不被看好的新興產業發生一些改變。梁仕普認為煤制油工業實踐能夠證明：工廠可以穩定運行並能夠實現盈利，我國現在可以提供幾乎所有技術和裝備。國傢可以考慮在煤化工規劃區內，按照既定的優選項目規則，批準兩億噸/年的煤制油項目。政策平衡木沒有哪一個產業能脫離國傢意志而自由發展，能源產業更是如此。在政策的收與放之間，國內煤制油乃至於整個煤化工行業都如履薄冰。“我們面臨的不是困難，而是很大的政策風險。”梁仕普承認。雖然神華穩坐國內煤炭行業第一把交椅，煤化工項目也在國傢屈指可數的批復的示范項目之列，但因為國傢相關政策出臺的過於頻繁，而有所擔憂。中國石油(601857,股吧)和化學工業聯合會副秘書長、煤化工專委會秘書長胡遷林在解讀煤化工政策時特別提到：從2006年到2011年，國傢幾乎每年都要出臺一個關於煤化工的指導文件。煤化工行業屬於資源、技術、資金密集型產業，在煤炭資源豐富的省份，地方政府都會對煤化工項目進行一番規劃，希望把投資留在當地，所以其中很少是獲得國傢發改委正式批復的，大部分由各地政府自行批準，未批先建現象也屢有發生。“進入‘十二五’以後，各地都在煤化工方面制定瞭宏偉的煤化工發展規劃，比如內蒙古，新疆，陜西等，基本都是煤制油，煤制烯烴項目，我們初步統計發現，地方上規劃的煤制油項目大概有2000多萬噸左右，這個數字非常龐大。”胡遷林說。地方沖動的結果就是煤化工產能過剩以及開工率嚴重不足。例如煤制甲醇，2000年國內的甲醇產能在348萬噸左右，2005年產能達到720萬噸，2011年甲醇產能增長到瞭4560萬噸左右。產能十年增長瞭十幾倍。在嚴重供大於求的形勢下，甲醇在短短3年內就從4000多元/噸跌至2000元/噸。陜西省榆林市委常委、副市長萬恒曾對媒體承認：“(榆林的)這些煤化工項目目前情況都不好，即使有配套煤礦，50%保本，50%虧損。”而另有資料顯示，各地規劃的煤制天然氣、煤制烯烴項目，實際開工和具備開工條件的不足10%。從2006年7月，國傢意識到煤化工發展的無序性和未來風險，開始施以整頓措施。當年國傢發改委下發《關於加強煤化工項目建設管理促進產業健康發展的通知》，《通知》指出，在相關規劃編制完成並得到國傢發展改革部門確認之前，暫停核準或備案煤化工項目。“如果查閱公開資料，在煤制烯烴方面，你會發現中國科學院的大連化物所賣出瞭多少套專利，就有多少企業在建立類似的項目，如果國傢不處理，那麼整個烯烴市場會面臨很大的壓力，這就是風險。”梁仕普說。在煤制油方面，發改委在2008年9月發佈《關於加強煤制油項目管理有關問題的通知》，規定除瞭神華集團的兩大煤制油項目外，一律暫停其他煤制油項目的審批。2009年，國務院下發《關於抑制部分行業產能過剩和重復建設引導產業健康發展的若幹意見》，其中煤化工作為“六大過剩產業”被提出明確的整改計劃。“國傢想通過嚴格的審批程序，通過提高門檻、加強管理，使得煤化工走上科學有序的發展軌道。”胡遷林對新金融記者表示。今年，煤化工行業贏來瞭政策松綁，發改委、能源局研究制定瞭《煤炭深加工示范項目規劃》以及《煤炭深加工產業發展政策》。一期15個煤化工的升級示范項目，將陸陸續續獲批。據悉，潞安180萬噸煤間接液化項目和同煤40億立方米煤制天然氣項目已相繼獲得國傢發改委“路條”。開閘並不意味著大規模放水。胡遷林稱，“十二五”期間，國傢並不希望煤化工行業急於擴大規模，而是把重點放在升級示范方面。通過示范項目而掌握一批產業化技術，同時探索出發展煤化工的工藝和管理流程，為今後大的發展做充分準備。環境代價在總結神華煤制油項目所面臨的挑戰，梁仕普認為第一是環境，第二就是水資源，並稱這是非常嚴重的兩個挑戰。“不管是中央還是地方的，一定要根據自己的水源狀況來規劃煤化工項目，而不是一味地高歌猛進根據GDP來規劃。”煤化工工藝中主要用水項目有反應用水、用於冷凝的冷卻水、用於加熱的水蒸氣用水、洗滌用水、生活用水等。綠色和平組織今年發佈的《煤電基地開發與水資源研究》報告中稱，1噸直接液化煤制油油的耗水量約7噸，間接液化煤制油耗水約12噸。高耗水是煤化工發展最大的隱憂。而煤化工項目污水處理量也很大，如神華寧東煤化工基地烯烴循環水、供水系統安裝及土建項目的循環水裝置最大水處理量每天高達432萬立方米，相當於北京城區最高用水量257.5萬立方米的1.68倍，這也是目前世界最大的工業循環水裝置之一。內蒙古自治區地表水系並不發育，地下水資源也不豐富，水資源相對貧乏，且分佈不均，但是因為煤資源產量高和煤種豐富，成為煤化工項目的優選之地。另據媒體報道稱，水資源已經限制瞭神華集團煤制油項目的發展，目前公司的水源來自100多公裡以外，而如果要擴產就必須要考慮新的水源問題，下一步預計將引用黃河水進行工業生產。《煤電基地開發與水資源研究》中稱，“十一五”期間32個在建或投產煤化工重大項目，以及“十二五”15個新建重大項目的需水量合計約為每年11.1億立方米。如果假設“十二五”期間的煤化工建設以這 15 個煤化工示范項目為主，在研究結果上再增加10%的需水總量調整系數，那麼預計到 2015 年我國煤化工產業的需水量約為12.22億立方米，折算後每天為334.68萬立方米，不過這也是保守估計。然而節水減排沒有引起足夠重視，綠色和平組織調研發現，煤化工水處理工程投資巨大，托管運營的單筆合同金額在數千萬元到上億元，但我國還沒有建立起一整套完善的煤化工水樣數據庫，水處理系統依然被當生產附屬設施，並被看做是“個別部門的事情”。
新聞來源http://news.hexun.com/2012-10-01/146433900.html
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