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煤制天然气
煤制天然气能走多远
赵立春
摘要：
随着我国城镇燃气的快速发展，国内天然气产量无法满足自身消费需求，对外依存度连年攀升，因此本已淡出“燃气圈”的煤制气重新复出。
目前各地开始大规模建设煤制天然气项目,出现无序和过热现象。
但是煤制天然气能走多远，需要从多个方面对其经济效益、环境效益、社会效益做出综合分析。
关键词：
天然气、煤制天然气、煤、经济、风险、分析
1背景
煤制天然气是将煤炭进行气化产生一氧化碳等气体,然后成以甲烷为主的气体，下文简称SNG。
（1）“十二五”期间,天然气在能源消费结构中所占比例将由目前的4%提高到8%，到2015年我国天然气需求量估计将会达到2000多亿立方米,而届时国产天然气只有约1500亿立方米。
（2）目前我国还没有进行大规模的天然气利用，天然气产量增加是一个缓慢过程,但是由于我国目前天然气价格明显低于其他可替代能源,如液化石油气等,导致各地争上以天然气为原料或燃料的高耗能项目,纷纷进行油改气,导致天然气需求增长迅速,国产天然气不能满足市场需求。
（3）在我国已探明的化石能源资源储量中,煤炭、石油和天然气分别为94%、5.4%和0.6%,是典型的富煤贫油少气的能源结，中国相对充足的煤炭资源,激发了各地建设煤制天然气项目的热情,吸引了包括民营、国企甚至国外资本进入中国的煤制天然气产业。
2SNG行业现状
煤制天然气在我国是新兴产业,国家尚未制定明确的产业政策,进入门槛较低,煤制天然气在全国多地掀起高潮。
（1）技术发展状况：
煤制天然气作为液化石油气和常规天然气的替代和补充,其竞争力主要源于可使用低价劣质煤生产,需要选择的关键是煤气化技术及甲烷化技术。
（2）SNG运输方式
煤制天然气产品的甲烷含量可达95%以上,低热值约为8500大卡/立方米,比国家天然气质量标准规定的低热值高20%左右,二氧化碳、硫化氢及总硫等指标也优于国家标准，所以煤制天然气就近并入或自建部分输气管线,然后接入全国统一的天然气输配管网应该没有问题。
较小规模的煤制天然气项目可以采取将煤制天然气液化,通过LNG槽车运输到消费目的地。
（3）我国煤制天然气项目进展
截至2010年12月,我国共有近30个煤制天然气项目处于计划、前期工作或建设阶段,这些项目若全部建成,2015年和2020年我国将先后实现每年440.5亿立方米和1268亿立方米的产能。
目前己规划煤制天然气项目汇总
主要投资商
项目选址
年生产能力
（108m³/a）
总投资
（亿元）
投产时间
供气区域
神华集团
内蒙古鄂尔多斯
20
200
2012
京津唐
大唐国际发电
内蒙古锡林浩特
40
187.8
2012
北京及管
道沿线
辽宁阜新
40
247
2010
大唐华银电力
内蒙古鄂尔多斯
18
174
2011
广东佛山
中海油与西山同煤
山西大同
40
300
2012
山西、环渤海
内蒙古汇能煤化工
内蒙古鄂尔多斯
16
93.8
2010
输气管道沿线
内蒙古庆华集团
新疆伊宁
55
80（一期）
2011
输气管道沿线
合计
229
1782.6
3经济性分析
（1）生产成本分析
①利用碎煤固定床加压气化技术制取SNG的成本
在新疆或内蒙古东部利用当地丰富的褐煤资源建设年产40亿立方米SNG项目,采取碎煤固定床加压气化技术,并全部使用褐煤作为原料和燃料,当地煤价为170元/吨。
减去其他产品的收益后,其生产成本是1.06元/立方米。
②利用水煤浆气化技术制取SNG的成本
在内蒙古或陕西利用当地丰富的长焰煤资源建设年产16亿立方米SNG项目,采取水煤浆气化技术,以当地长焰煤做原料,长焰煤价为300元/吨,以当地煤研石为燃料,煤研石价为50元/吨。
减去其他产品收益后,其生产成本是1.591元/立方米。
③利用粉煤加压气化技术制取SNG的成本
在山东或河南利用当地的洗中煤建设年产40亿立方米SNG项目,采取粉煤固定床加压气化技术,并全部使用洗中煤作为原料和燃料,当地煤价为400元/吨,减去其他产品收益后,其生产成本是2.巧元/立方米。
（2）煤制天然气运输成本分析
①天然气管输费测算方法
管输费的测算主要有两种方法:
成本加成法和净回值法.。
成本加成法是通过核定管输企业的成本费用总额,再加上合理利润来确定管输费;净回值法是按照市场价值定价原理,预测市场可接受的产品价格,再减去天然气输入管道之前的价格来测算管输价格。
国家发改委自2010年4月25日起适当提高执行国家统一运价的天然气管道运输价格。
天然气管输价格表
输气距离
（公里）
价格
（元/m³）
输气距离
（公里）
价格
（元/m³）
50以下
0.116
301-350
0.148
51-100
0.121
351-400
0.154
101-200
0.127
401-450
0.159
201-250
0.138
451-500
0.165
251-300
0.143
②LNG槽车运输费用
目前常用LNG槽车储罐主要为40立方米低温储罐,载重20吨左右,单位运输费用随着运距增加而降低.据2010年的统计显示，目前国内LNG运输市场价格为:
运距1000公里以下为0.95-1.7元/吨公里,折合0.67-1.2元/立方米/千公里;运距1000-2000公里以下为0.8-1.1元/吨公里,折合0.57-0.78元/立方米/千公里;运距2000公里以上为0.72-0.85元/吨公里,折合0.51-0.6元/立方米/千公里。
由以上分析可见,LNG运输费用与长输管道的运输费相比较大体一致,运距1000-2000公里之间比较接近,运距1000公里以下LNG槽车运费高于长输管道,运距2000公里以上LNG槽车运费稍低于长输管道。
（3）煤炭及天然气价格趋势
煤炭供需基本平衡,价格稳中有升；天然气价格逐步与国际接轨,价格逐年上涨。
（4）煤制天然气的价格竞争力分析
综合煤制天然气生产成本分析,用不同煤炭种类、不同气化工艺技术、厂址位于不同地区的3种煤制天然气项目,测算出的天然气生产成本。
煤制天然气生产成本对比表
序号
厂址
煤炭种类
煤气化技术
煤价
（元/t）
生产规模
（亿m³/年）
成本（扣除副产品）
（元/m³）
1
新疆、内
蒙古东部
原料、燃料均为褐煤
碎煤固定床
170
40
1.06
2
内蒙古、
陕西
原料为长焰煤燃料为煤矸石
水煤浆加压气化
长焰煤300
煤矸石50
16
1.59
3
山东、河南
原料、燃料均为洗中煤
粉煤加压气化
400
40
2.15
①与西部地区国产天然气对比
位于新疆的塔里木气田主要供应西气东输一线,其井口价格最低为0.79元/立方米,最高仅为1.21元/立方米。
位于陕西的长庆气田主要供应通往北京的陕京线,其井口价格最低为0.94元/立方米,井口价格最高也仅为1.4元/立方米。
而以上分析的各地区SNG生产成本都在1.0元/立方米以上,再加上一定的收益,其出厂销售价格应更高。
因此煤制天然气价格与西部地区的国产天然气相比没有任何优势。
②与中亚地区的进口天然气对比
中亚天然气管道气源主要来自哈萨克斯坦,在新疆的霍尔果斯进入国内,主要输入西气东输二线,最终输送到上海及广东等地。
双方商定的天然气进口价格不是固定价格,而是与国际油价挂钩,在国际石油价格为80美元/桶时,到达霍尔果斯的哈萨克斯坦天然气价格为2.20元/立方米。
而西气东输二线平均输送成本为1.08元/立方米,因此到达各地均价将会是3.28元/立方米,到达上海和广东的价格将会更高。
在新疆、内蒙古利用褐煤采用碎煤固定床气化技术生产SNG的成本为1.06元/立方米,明显低于中亚天然气的霍尔果斯到岸价2.20元/立方米（石油价格为80美元/桶时）,有较强的竞争优势。
即使在距沿海发达地区相对较近的内蒙古地区采用褐煤生产煤制天然气,然后液化为LNG,其出厂成本仅为1.79元/立方米,也大大低于中亚天然气霍尔果斯到岸站价格。
而在内蒙古利用长焰煤采用水煤浆气化技术生产SNG的成本是1.59元/立方米,价格也低于中亚天然气;在山东利用洗中煤采用粉煤固定床加压气化技术生产SNG的成本是2.15元/立方米,价格基本与中亚天然气相当。
但是如果这两地的煤制天然气液化,出厂成本将高于西气东输二线霍尔果斯到岸站价,不具有竞争力。
因此其建设的前提条件是能进入附近现有天然气管网,或自行建设较短输气管道直接送到终端用户。
③与进口液化天然气对比
进口LNG的完税价格元/m³
海关
2007
2008
2009
福州
4.89
1.7
上海
2.78
深圳
1.36
1.72
1.27
由于国际经济的发展,天然气需求不断增加,以后进口液化天然气价格不可能如此低了。
日本是全球液化天然气的最大消费国,其采购价格与石油挂钩,当石油价格在80美元/桶时,其采购液化天然气的价格为2.37元/立方米,再加上液化天然气的海水气化成本,其出站价格将达到约2.77元/立方米。
因此,在此种市场环境下,煤制天然气
项目能够比进口液化天然气具有竞争优势。
④与进口液化石油气对比
我国进口LPG价格情况
年度
进口LPG
（美元/t）
完税价格
（元/t）
2007
611
4653
2008
751
6108
2009
464
3772
每公斤煤制天然气和液化石油气的热值基本一致,如果新疆到达华南地区的SNG价格为2.139元/立方米,等热值液化石油气价格约为2910元/吨。
可以看出煤制天然气的优势也高于进口液化石油气。
4煤制天然气项目的风险分析
（1）资源与环境风险
煤制天然气项目的生产规模一般在年产10亿立方米以上,据相关文献,一般生产1000立方米煤制天然气需消耗煤炭2.42-2.47吨,消耗水资源6.8-7.7吨。
而从目前国内在建、在规划的项目规模来看,无论是新疆还是内蒙,规划的煤制天然气项目的规模总量至少在年产100亿立方米以上,每年需要消耗2500万吨左右的煤资源和7000多万吨的水资源。
煤制天然气可以使用低价的褐煤作为原料,但褐煤的热值较低,燃烧使会产生大量粉尘,同时排放大量的二氧化碳。
国内规划的煤制天然气项目大部分选用气化温度较低的碎煤加压气化技术,这种的气化过程伴生大量的焦油、苯、酚及其他芳香族化合物,这些副产物需要进行后加工。
（2）技术风险
煤气化技术我国应用较多,很多煤气公司很早就大规模应用了,但是我国甲烷化技术还没有实现规模化生产,还处于试验阶段,近期如果进行规模化生产还需要从国外引进。
（3）经济性风险
煤制天然气项目建设周期一般需要两年甚至更长的时间,两年后煤炭价格存在不确定性。
而煤制天然气作为二次能源,生产成本及价格也存在不确定性。
煤制天然气项目之所以受到一些能源企业的青睐,是由于目前的天然气价格政策、煤价等因素使得煤制天然气在价格上具有竞争力。
煤炭价格是影响天然气生产成本的最敏感和最关键因素,煤炭价格的大幅上涨将会严重影响煤制天然气项目的效益。
如果煤炭价格大幅上涨,而天然气价格改革滞后,煤制天然气项目经济可行性将会大打折扣,甚至可能出现亏损。
同时煤制天然气项目还需要稳定的销售目标,如果没有稳定的消费终端也会面临较大的经济风险。
我国不断加大天然气勘探开采,国内产量持续增加,而进口管道天然气和液化天然气也逐年增长，一旦供应能力出现过剩,煤制天然气的市场前景还要取决于其生产成本。
（4）运输风险
目前国内天然气长输管线主要由中石化和中石油两大石油集团所拥有,处于垄断状态。
由于西气东输一线、二线以及其他规划东输的天然气管线基本上与所对应的气源匹配,富余的管输能力有限,所以煤制天然气进入现有管网难度较大。
因此新疆地区的煤制天然气需要与其他新增气源一起规划新的东输管线,将大幅增加投资成本。
天然气管网建设能否与项目建设进度相匹配,具有不确定性。
煤制天然气项目建设是分期台阶式投产,达产时间短;而市场销售需求有一定的周期。
二者存在一些不匹配的情况。
长输管线建成之前,煤制天然气只能依靠周边销售,不能送到到东部市场消费中心,将抑制产能作用发挥。
（5）政策风险
煤制天然气产业在我国还属于新兴产业,没有相应的政策和规划作为发展的依据。
虽然由于天然气的供不应求以及天然气价格的改革预期,使得煤制天然气项目的前景光明,但是在没有国家政策和产业规划的情况下盲目投资煤制天然气项目,可能面临项目半路夭折的风险。
（6）中国的页岩气革命
中国页岩气储量比美国还要多，而且页岩气技术也是国家十二五规划的重点内容，如果中国也像美国一样实现页岩气革命，那么煤制天然气可能就失去发展空间。
参考文献
兰书彬.中国煤制天然气产业发展研究.华东理工大学.2011.
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