中國東南沿海發(fā)展煤制天然氣的可行性

摘 要

摘要：隨著近年來煤制天然氣(SNG)技術的發(fā)展，國內(nèi)呈現(xiàn)出積極開發(fā)SNG項目的熱潮，但輸送距離成為坑口建廠模式與天然氣市場之間的巨大溝壑。通過在西部煤礦坑口建廠與在東南沿海地
摘要：隨著近年來煤制天然氣(SNG)技術的發(fā)展，國內(nèi)呈現(xiàn)出積極開發(fā)SNG項目的熱潮，但輸送距離成為坑口建廠模式與天然氣市場之間的巨大溝壑。通過在西部煤礦坑口建廠與在東南沿海地區(qū)建設SNG工廠的技術與經(jīng)濟可行性分析，認為沿海SNG工廠在價格和風險承受等方面更富競爭力，同時對于東南沿海地區(qū)掌握自主氣源的意義重大。尤其對于國內(nèi)石油公司而言，SNG相比在沿海建設的液化天然氣項目，是一種更為可靠的資源和價格對沖工具，而且沿海SNG項目在獲取煤炭資源方武上有更多的靈活性。在提高經(jīng)濟性方面，資源與運輸費用的長期鎖定、褐煤的坑口提質處理都是必要的，但在污染物排放、廢水處理及廢渣利用聲面，應進行審慎的風險評估和措施論證，確保其成為受歡迎的新型能源項目。
關鍵詞：煤制天然氣；褐煤；東南沿海；可行性；催化；液化天然氣；輸氣管道；能源安全
1 中國東南沿海的天然氣供需狀況
    中國東南沿海地區(qū)包括長江三角洲、珠江三角洲、海峽西岸經(jīng)濟區(qū)等中國經(jīng)濟的核心地帶，是對天然氣需求最迫切的地區(qū)。該地區(qū)的天然氣市場缺口巨大，而目前依賴進口LNG和跨國管道氣等渠道的局面受世界地緣政治環(huán)境影響較大，天然氣價格和供應安全性、穩(wěn)定性面臨著諸多的不確定性因素[1]。
2 煤制天然氣技術的發(fā)展現(xiàn)狀
    隨著近年來國際天然氣價格逐步攀升，歐美國家重新啟動了煤制天然氣(SNG)領域的研發(fā)和工業(yè)化進程。在我國“缺油少氣富煤”的能源格局及天然氣消費快速增長的形勢下，SNG迎來新的戰(zhàn)略機遇期。
    目前成熟的SNG生產(chǎn)工藝過程基本步驟為：碎煤加壓氣化、粗煤氣變換、甲醇洗凈化、甲烷合成。甲烷合成是SNG的關鍵技術。目前主流的甲烷化技術包括英國DAVY的CRG技術和丹麥TOPSO的TREMP技術。
    與我國進行的煤制油和煤制烯烴(甲醇、二甲醚等)項目相比，SNG工藝流程簡單，技術成熟可靠，消耗低，投資省，單位熱值投資成本低；SNG產(chǎn)生的廢水廢物相對較少，也更易于處理，其廢水可作鍋爐給水或循環(huán)水補充；SNG還具廢熱能夠循環(huán)利用等優(yōu)點。SNG常規(guī)技術的能量效率是煤制能源產(chǎn)品中最高的，總熱效率可介于62%～65%，遠高于煤基化甲醇的48%～50%和煤制油的40%～50%[2]。其單位產(chǎn)品水耗為僅為煤基化甲醇和煤制油的1/3、二甲醚的1/4，單位熱值產(chǎn)品的CO2排放量也是最低的[3]。
    近年來，國外還發(fā)展出其他的技術路線如煤直接催化等，在CO2收集、環(huán)保性能、降低投資等方面極富工業(yè)應用價值。為避免技術爭議且不影響分析，筆者僅考慮目前主流的Lurgi加壓、DAVY催化技術。
3 煤礦區(qū)坑口建廠與在沿海地區(qū)建SNG工廠的優(yōu)劣比較
從國家產(chǎn)業(yè)政策上看，國家《“十一五”十大重點節(jié)能工程實施意見》和《能源發(fā)展“十一五”規(guī)劃》中，都強調(diào)“以煤炭氣化替代燃料油和原料油”；在國家發(fā)改委1350號文件中對煤基化產(chǎn)業(yè)的規(guī)模劃定了下限。一般來看，煤制天然氣單系列的經(jīng)濟規(guī)模在(8～10)×108m3/a，相當于(125～160)×104t/a的甲醇當量規(guī)模，完全符合產(chǎn)業(yè)政策以及1350號文件中技術政策的相關規(guī)定[3]。
    目前，國內(nèi)在建和規(guī)劃的煤制天然氣項目有近10個，合計產(chǎn)能近200×108m3/a，主要包括神華、大唐、新汶礦業(yè)、新疆廣匯、中海油等集團旗下的諸多項目，產(chǎn)地集中在內(nèi)蒙古、遼寧、新疆等地。經(jīng)分析可知，這些SNG項目有以下特點：①均在坑口或原煤產(chǎn)地附近建廠；②SNG工廠設計規(guī)模龐大，投資巨大；③天然氣目標市場僅局限于煤礦產(chǎn)地附近區(qū)域或者距離較近的地區(qū)(如北京、河北、呼和浩特、沈陽、大連等)，新建輸氣管道的輻射范圍在100～500km之內(nèi)；④這些項目投資方基本都為煤炭生產(chǎn)企業(yè)或電力生產(chǎn)企業(yè)，基本沒有涉足過石油天然氣行業(yè)，建設SNG工廠的背景和條件也各不相同。
3.1 坑口建廠的優(yōu)、劣勢
    在煤礦區(qū)坑口建SNG工廠的優(yōu)勢：①減少了煤炭的直接運輸成本和運輸過程中的環(huán)境成本；②建廠用地成本較低，一定程度上有利于降低投資規(guī)模；③能夠消除煤炭運輸過程中的不確定性因素，基本保證了煤炭的安全、穩(wěn)定供給；④通過在煤礦區(qū)投資建SNG工廠，為當?shù)亟?jīng)濟發(fā)展起到直接促進作用(擴大了煤炭與新增天然氣的生產(chǎn)和需求)，有利于獲得各種支持和優(yōu)惠政策；⑤為投資方常規(guī)的煤炭生產(chǎn)帶來環(huán)保增益，用更環(huán)保的方式消費一次能源等。
    但應看到，坑口建廠的最大劣勢是面臨顯著的市場風險。中國的煤炭資源主要集中在山西、陜西和內(nèi)蒙古等西部和北方地區(qū)(褐煤集中在內(nèi)蒙古東部、黑龍江東部、云南等地)，上述SNG工廠的目標市場多集中在北京市及煤炭產(chǎn)區(qū)附近經(jīng)濟不夠發(fā)達的地區(qū)，而該天然氣市場(如北京市)容量有限。此類項目遠離利潤豐厚的市場，難以把SNG賣到需求最旺盛、價格承受力最高的東南沿海地區(qū)。
    國內(nèi)天然氣市場結構較為特殊，三大石油公司實施產(chǎn)運銷縱向一體化，各自供應區(qū)域范圍明確，也不相互提供運輸或代輸服務，壟斷特性明顯；管輸價格基本“一線一價”，甚至連定價方法都不相同[4](成本加成、兩部制、與可替代能源掛鉤等)。在這種市場條件下，期望通過類比電廠上網(wǎng)的方式，實現(xiàn)SNG工廠的天然氣就近輸入既有天然氣主干管網(wǎng)很難實現(xiàn)。而由SNG工廠負責建設長距離跨省際天然氣管道，一方面在工程意義上困難重重，另一方面則面臨不經(jīng)濟的管輸費用。若期望達到總體項目的合理經(jīng)濟性，SNG工廠的規(guī)模則需達到數(shù)百億立方米的SNG生產(chǎn)量，無論投資規(guī)模、運行費用及市場風險均非常高昂。
    此外，由于煤炭原料基本被鎖定為坑口煤礦區(qū)，不得不面臨本礦區(qū)煤炭價格在中長期喪失競爭力或本礦區(qū)煤炭價格相對上漲、天然氣價格相對管控等長期經(jīng)營風險。在環(huán)境條件上，中國西北富產(chǎn)煤炭的資源區(qū)多為缺水地區(qū)，這對保障坑口SNG工廠的大規(guī)模用水和經(jīng)處理的廢水排放要求也提出嚴峻的挑戰(zhàn)。
3.2 東南沿海地區(qū)建廠的優(yōu)、劣勢
    在東南沿海地區(qū)擇址建設SNG工廠，無論規(guī)模還是投資都要靈活得多。充分地貼近用氣市場，是這種方案最大的優(yōu)勢。盡管長期來看煤炭價格有上漲的趨勢，但因掌握運輸條件的便利，沿海SNG工廠可以在國內(nèi)多個煤炭資源地選擇，可以在國外與國內(nèi)兩個煤炭市場之間選擇，可以在長期合同與現(xiàn)貨合同之間調(diào)整，可以充分利用開放和競爭較為充分的原料市場和海運市場(鐵路運輸段為國家政策傾斜)帶來的優(yōu)勢，利于控制經(jīng)營成本，能夠最大限度的降低經(jīng)營風險。
    相比坑口建廠方案，沿海SNG工廠的項目組成較為簡單，尤其對于三大石油公司而言，不需要建設大規(guī)模的輸氣管道，即使在國際天然氣價格出現(xiàn)大幅下挫的情況下，其經(jīng)營成本也能得到更有效的控制，降低財務風險。由于項目組成較為單一，經(jīng)濟評價僅需考慮SNG工廠本身，規(guī)模選擇相對靈活。
    此外，在SNG生產(chǎn)過程中的副產(chǎn)品利用和銷售方面，尤其在短期內(nèi)國內(nèi)對CO2的油田回注利用可能性較低的情況下，CO2干冰、電力、硫磺及其他化工副產(chǎn)品的銷售在沿海地區(qū)能夠更加便利，更富有價格與渠道優(yōu)勢。當然，類似于臨?；痣姀S，應考慮提供適當?shù)呐涮鬃鳂I(yè)碼頭，便于煤炭運卸。
4 坑口建廠與沿海地區(qū)建廠的經(jīng)濟性比較
    坑口建廠的直接優(yōu)勢是減少了煤炭的運輸、中轉、倒運等費用，但建設一條長輸天然氣管道接入東南沿海管網(wǎng)體系，卻面臨著高額投資和運營成本。而在東南沿海建SNG工廠，情況則完全相反：以原料的運輸替代了產(chǎn)品的輸送。
    為更好地說明問題，下面以相距最遠的內(nèi)蒙鄂爾多斯坑口SNG工廠與廣東惠州沿海建廠為例進行比較。目標市場為珠三角地區(qū)。SNG工廠參數(shù)參照文獻[5](國家自然科學基金重大研究計劃項目)。
4.1 SNG工廠相關參數(shù)條件
    煤種為褐煤。SNG工廠氣化煤量為7500t/d，采用干煤粉氣化爐；無備用氣化爐。主要副產(chǎn)品有3種：電力、CO2及單質硫。SNG年產(chǎn)量為6.68×108m3，甲烷含量為94%。利用甲烷化過程的熱量生產(chǎn)電力，一部分自用，對外輸出8 MW；CO2收集率為90.8%，日產(chǎn)7007t，生產(chǎn)單質硫11603t[5]。SNG成本估算公式為：
    SNG成本=(投資費用×CRF+年操作費用-副產(chǎn)品年銷售收入)/SNG年產(chǎn)量
其中：CRF為年平均投資費用率；年操作費用包括燃料費用和運行維護費用；投資費用包括SNG生產(chǎn)各流程單元、發(fā)電、水處理、輔助設備等各單元費用；運行費用包括原料煤、燃料消費品、人工工資、稅收與保險、檢修維護費用；副產(chǎn)品收入僅考慮硫磺和對外售電，其他暫不列入。SNG工廠生產(chǎn)年限為25年，貼現(xiàn)率取10%；原料褐煤價格160～200元/t；副產(chǎn)品電價0.30元/kWh，硫磺700元/t。
    計算假定：為保守起見，在考慮更大規(guī)模的SNG生產(chǎn)時，僅考慮“工廠復制”的方式擴大規(guī)模，而有意忽略“規(guī)模效應”對降低成本和產(chǎn)品價格的貢獻。
4.2 坑口SNG工廠出廠價和終端價格
    根據(jù)上述條件經(jīng)計算：當原料褐煤坑口價格為160元/t時，SNG出廠價格為1.498元/m3；當褐煤坑口價格為200元/t時，SNG出廠價格為1.645元/m3。
    在本例中，銷售市場為珠三角地區(qū)，則坑口SNG工廠的天然氣通過長輸管道送至廣東省惠州市附近，直線距離約2060km，考慮實際路由選擇等因素后，取約1.3倍的系數(shù)，長輸管道長度約2700km，管徑為1016mm；全線設置兩個壓縮機站。通過相關計算，SNG生產(chǎn)規(guī)模、管輸費、SNG到廣東的銷售價格見表1。
表1 坑口建廠SNG生產(chǎn)規(guī)模、管輸費、NNG廣東銷售價格關系表    元/m3
價格
生產(chǎn)規(guī)模(108m3/a)
6.68
40
120
160
200
管輸費
11.200
1.960
0.680
0.500
0.410
銷售價1)
12.698
3.458
2.178
1.998
1.908
銷售價2)
12.845
3.605
2.325
2.145
2.055
注：1)褐煤坑口價160元/t；2)褐煤坑口價200元/t。
    從表1中可以看出，SNG生產(chǎn)規(guī)模在120×108m3/a以上才有市場競爭力，而參照國內(nèi)目前在建SNG項目和長輸管道工程的情況，項目總投資將超過1000億人民幣，這幾乎是不可能完成的投資項目。
4.3 沿海地區(qū)(如廣東惠州)SNG工廠出廠價和終端價格
    選擇在廣東惠州附近建SNG工廠，則投資和運營費用主要由SNG工廠投資和原料運輸費用兩部分組成。其中，原料褐煤的較經(jīng)濟運輸途徑主要有內(nèi)地褐煤的鐵路-海運聯(lián)合運輸和海外褐煤的海運方式兩種。從鐵路運力上看，隨著“北煤南運”、“西煤東運”第三條通道的建設，鐵路運力有充分的保證。
    根據(jù)相關行業(yè)資料，鐵路-海運聯(lián)運的經(jīng)濟路線為大準鐵路-大秦鐵路-秦皇島港口-廣州港[6]。按照《中華人民共和國鐵道部關于調(diào)整鐵路貨物運價的通知》(鐵運電[2008]69號)及《鐵道貨物運價率表》，大秦鐵路按照特殊運價實施，大秦鐵路運價為基價1(9.6元/t)+基價2(O.0484元/t)×運價里程(653km)；大準鐵路運價為0.15元/t×運價里程(264km)。則從山西大同至秦皇島港口的鐵路運價為40.334元/t，大準鐵路段運價為39.6元/t，總計79.934元/t。
    海運部分運費包括下水港港口作業(yè)費、水上運輸費和上水港港口作業(yè)費3部分。其中，秦皇島下水港港口作業(yè)費37.68元/t；按照《直屬水運企業(yè)貨物運價規(guī)則》(2004版)，各北方港口到南方沿海及長江三角洲港口的水上運費為10～52元/t；南方上水港港口作業(yè)費為22～30元/t[6]。而根據(jù)2009年1～4月中國沿海(散貨)主要航線運費價統(tǒng)計，秦皇島-廣州的海運價格為31～34元/t。按照文獻[7]，從山西、內(nèi)蒙等地區(qū)到沿海港口的費用約為100元/t，從秦皇島到廣州等地區(qū)的海運費為30～80元/t。
    綜上，則褐煤從鄂爾多斯運送至惠州的鐵海聯(lián)運總體運價為(該取值總體偏高)：130～200元/t。該運輸費用相當于直接進入原料褐煤的價格中，則可以計算出：當原料褐煤坑口價格為160元/t時，SNG出廠價格為1.978～2.238元/m3；當褐煤坑口價格為200元/t時，SNG出廠價為2.126～2.386元/m3。
    該SNG出廠價即相當于坑口工廠SNG的終端銷售價。參考東南沿海LNG和西氣東輸二線(入境價格超過2元，到廣東的門站價肯定超過3元/m3)價格，該SNG價格優(yōu)勢突出。此外，應注意到坑口建廠與沿海建廠的土地成本會有較大的差異，而同時，沿海SNG工廠的副產(chǎn)品銷售渠道和價格會優(yōu)于坑口SNG工廠。
    經(jīng)上述比較，沿海SNG工廠相比于坑口建廠的總投資范圍及規(guī)模要小得多，產(chǎn)品價格更富有競爭力。
4.4 沿海SNG工廠原料采用進口煤炭的情況
    進口煤炭能否作為沿海SNG工廠的主要資源供給來源，是一個值得詳細論證的課題。即使僅從運輸環(huán)保和煤炭資源風險(供給風險、價格風險)的角度，初步考察海運進口煤炭的供給方案也非常必要。
    2007年國家調(diào)整煤炭稅費政策，取消了煤炭出口退稅，加征5%的出口關稅，并將各類煤炭進口稅率由3%～6%降低到0～3%。在人民幣升值的同時推動下，中國進口煤炭量有較大幅度上升，而國際煤炭價格總體上較為平穩(wěn)。從BP公司2008年的統(tǒng)計數(shù)據(jù)看，以日本為例，1991～2007年期間除了2004～2007年總體價位較高外，其余年份的煤炭進口價格均波動較小。目前中國進口煤炭主要來自澳大利亞、印度尼西亞和越南，主要供應廣東、福建和華東地區(qū)。與我國北方煤炭相比，進口煤炭對于東南沿海地區(qū)在煤質和價格方面有較強競爭力[8]。由于缺少具體數(shù)據(jù)，這里不再進行具體核算，但以動力煤為例，近年來進口到港價和國內(nèi)同煤種的港口平倉價已經(jīng)有50～100元/t的價差。
    初步認為，即使海運進口煤炭，沿海SNG工廠的產(chǎn)品價格也僅在小范圍區(qū)間內(nèi)波動，優(yōu)勢依然明顯。更重要的意義在于，無論國內(nèi)煤炭的運輸或國際煤炭交易市場，均已形成較為充分的市場競爭環(huán)境，沿海SNG工廠能在國內(nèi)和國際兩個市場上得到安全穩(wěn)定的原料供應。從國外類似情況看，韓國SK能源集團宣布與浦項制鐵公司合資，擬于2013年前在韓國南海岸光洋建造一座50×104t/a的SNG工廠，以替代部分LNG年進口量。這將是東北亞首個以海運進口煤炭的大型沿海SNG工廠，也是對本論點的一個佐證。
5 結論與建議
    筆者認為，SNG工廠的直接市場輻射半徑較短，大規(guī)模SNG項目的主要風險是市場風險。如果目標市場定位于東南沿海經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)，在沿海地區(qū)擇址建廠比在坑口建廠要經(jīng)濟得多，且價格相對于沿海地區(qū)現(xiàn)有市場更富有競爭力。
    1) 相對于LNG而言，SNG是一種可以控制的氣源和更為可靠的資源保證。其原料供給的安全性、穩(wěn)定性都以豐富、廉價的煤炭作為充分保障。無論煤炭資源本身還是相關運輸市場，市場競爭都是較為充分的。
    2) 從中、長期看，天然氣價格是處于上升波動狀態(tài)的。作為東南沿海LNG產(chǎn)業(yè)的補充和支持，沿海SNG工廠能夠在進口天然氣價格攀升期間提供一個有效對沖，有助于充分套利。
    3) 依托于鐵海聯(lián)運或海運進口煤炭，沿海SNG工廠的經(jīng)濟性和風險承受力都要好于坑口建廠，其規(guī)模和投資都靈活得多。為進一步降低風險、提高經(jīng)濟性，分別擁有管道和煤炭資源的企業(yè)進行合作是互利的選擇，或者通過簽訂長期協(xié)議鎖定大宗煤炭價格和運輸價格。此外，針對褐煤含水率高、灰分高的特點，為降低運輸成本和提高單位SNG產(chǎn)品的消耗比，有必要增加坑口提質(包括干燥和降灰)等處理措施。
    4) 在具體SNG工廠的選址和技術路線選擇時，應充分注意污染物排放、污水處理、水資源問題，對煤資源、水資源、物流與運輸路線及運力、價格等要素要進行全面的風險和優(yōu)劣勢評估。此外應充分考慮化工副產(chǎn)品的聯(lián)產(chǎn)，以提高經(jīng)濟效益和抗風險能力。有必要對東南沿海建設SNG工廠的可行性進行深入論證，并盡可能地采用更加先進、可靠的SNG技術，在環(huán)保及減少占地、用水、耗能方面優(yōu)先考慮，確保SNG工廠在東南沿海成為可行、可靠、受歡迎的新型能源項目。
參考文獻
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(本文作者：付子航 海石油氣電集團有限責任公司技術研發(fā)中心)