十一长假归来，迎接我们的是京津冀地区连日严重雾霾天气。咳嗽之余也让我们发问，这样的空气还要呼吸多久？上世纪五十年代的伦敦用了20年时间摆脱了“雾都"的称号，对于半个世纪之后的北京我们寄予更高的期望。

煤炭，依然是要被归罪的焦点。近日，习近平主席在今年中央一季度经济工作会议上曾脱稿就煤炭清洁利用即兴讲话，其中连续提出的几个问题，个个直指我国当前煤炭发展中的症结要害，归结起来，不过是一个简单的问题，煤炭仍旧要用，但到底该怎么用？

就现实情况来看，不过是两条主要发展路线，市场内，也不过就是两种倡导声音。其一为煤炭的清洁利用，就以煤炭的形式来使用，但要通过环保技术和合理运营，将污染排放降到最低，达到超临界，这样煤炭使用便可摆脱“污染源"的罪名，达到清洁利用的目的；其二则是煤炭转化使用，通过化学加工将固态煤炭液化、气化为成品油和煤质燃气及加工为化工品等，从而达到弥补我国贫油少气的缺口，进而减少燃煤带来的污染。然而，上述提到的两种发展远非看起来这么简单，其背后牵扯的矛盾和利害问题盘根错节。当市场上出现两种竞争产品或生产方法时，孰优孰劣，只要对其利润性进行考究便可见分晓。

我国煤炭使用现状是近一半以上是用来发电，尽管这个比例较发达国家还低很多，但仍是我国用煤的大头，因此想达到煤炭清洁利用，优先对发电燃煤的排放控制和技术改良起着关键作用。

煤炭清洁利用技术旨在煤炭开采、加工、燃烧、转化和污染控制过程中减少污染和提高效率的技术，其核心在燃烧阶段，以目前乌鲁木齐市以及山西省、天津市、河北省、辽宁省等推广使用的新型高效节能环保煤粉锅炉技术为例，其燃烧效率可提高到98%以上，节能环保率达到95%以上。在中小型电厂、工业锅炉方面，有水煤浆技术、煤粉燃烧技术等，有的燃烧效率达到99%以上，排放出的灰渣是白色石灰粉，可以直接使用；在大型燃煤电厂方面，在国外已经发展成熟的湿式除尘设备即将国产化，其运行维护成本不仅比燃气改造低，甚至低于当前主流的布袋除尘技术。我国自主研发的整体煤气化联合循环发电技术，也已经进入工业化试验阶段，燃煤电厂有望实现“近零"排放。也就是说，做到清洁使用煤炭，所需用的费用大头是对电厂燃煤设备改造，目前普遍采用的技术路线是对现有的脱硫脱硝除尘设施进行增效升级改造。一般“近零"排放改造机组投资费用为16－20万元/MW，即600MW机组造价约为9600到12000万元，以天然气2.7元/m3计算，相应的发电成本约为0.8元，而煤炭发电成本每度为0.3－0.4元，实施烟气“近零"排放改造后，煤电每度成本增加0.01－0.015元，仍远远低于天然气电价，因此经济上是可行的。

而煤化工用煤占比目前仅为3%－4%左右，但仅是如此小的比例已经在业内饱受诟病，姑且不谈煤化工项目动辄上百亿的成本投入，以及融资借贷的高额利息。就目前市场定价机制，大部分煤化工产品与石油价格直接挂钩，因此煤化工行业通常以原油价格体系测算产品竞争力，我们发现煤制烯烃、煤制油、煤制乙二醇在原油80－100美元/桶范围，具有一定的竞争力，原油价格越高，煤制品效益越好。而近期国际原油价格已经跌至年度低点，未来走势随着美国能源革命的推进前途未卜。同时，煤化工项目存在市场、资源、技术、环境、政策、经营、管理、投资、财务等诸多风险。且与石油化工相比，煤化工单位相同产品碳排放是石油化工的3~7倍，用水量大、污染排放物多、能耗高，后期国家一旦征收污染税（环保税）、二氧化碳排放税（费），煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油成本的提高将使得煤化工产品无经济性可言。况且受制于技术问题，煤化工产品同质化严重，其项目盈利能力相当薄弱。以实际情况来看，已运行的神华包头MTO装置，成本优势不很明显，鄂尔多斯的煤制油项目也已开工6年多，一直处在亏损状态。更不用说，大唐多伦煤化工项目先后停运半年多，又陷入污水排放导致的“死鱼门"的惨状。

其实，国家发展煤化工更多的是放在战略的高度上考虑的，因此，很多地方政府的推动，尤其是煤炭产能比较大的地区始终想把煤炭深加工产业链做大，除了对政策的响应之外，并没有对市场本身有足够的把握。煤化工的疯狂增长和地方政府的过度追逐GDP密不可分。

不难看出，在能源结构短期内无法大规模调整的现状下，煤炭的清洁高效利用才是解决我国能源问题的根本，应该得到国家层面的主导，将人力和财力重点放在发展清洁利用的技术研究、政策扶持和改装补贴上，而煤化工项目则应交给市场，交给企业，有地理和产业优势、有盈利信心的企业可以鼓励其发展，不擅长的企业则该去投资其他风险小的项目，如果从政府层面再继续鼓励煤化工的发展，技术难有突破，最后只能是结出更多亏损和污染的恶果。