中國天然氣及煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展

摘 要

關(guān)鍵詞：天然氣；煤層氣；頁巖氣；煤化工；煤制氣；成功要素1 前言 能源是一個國家安全與發(fā)展的命脈所在。失去了能源的保障，國家就岌岌可危，發(fā)展更是無從談起。進入21世紀后，隨著全球能
關(guān)鍵詞：天然氣；煤層氣；頁巖氣；煤化工；煤制氣；成功要素
1 前言
    能源是一個國家安全與發(fā)展的命脈所在。失去了能源的保障，國家就岌岌可危，發(fā)展更是無從談起。進入21世紀后，隨著全球能源消耗的增長及存量的萎縮，各個國家都將能源戰(zhàn)略視為國家發(fā)展戰(zhàn)略極為重要的組成部分，我國也不例外。
    放眼全球，世界能源發(fā)展目前正處在第三次能源變革中，可再生能源和新能源發(fā)展勢頭迅猛，在整個能源當中占據(jù)主導(dǎo)地位。新增能源需求逐步轉(zhuǎn)向新興經(jīng)濟體，如中國和印度。2009年，國務(wù)院頒布了《促進產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整暫行規(guī)定》及《石化產(chǎn)業(yè)調(diào)整和振興規(guī)劃》。規(guī)定中鼓勵了石油替代資源和清潔能源的開發(fā)利用，并指出淘汰落后的煤炭工藝，積極引導(dǎo)煤化工行業(yè)健康發(fā)展。從政策中不難看出，相關(guān)中央政府部門已經(jīng)明確了未來20年我國能源發(fā)展的主要政策導(dǎo)向。總結(jié)來說，即清潔性、獨立性、科學(xué)性和多元性。清潔，即注重能源對于生態(tài)環(huán)境的影響。中國過去20年的增長模式主要是粗放式、以犧牲環(huán)境為代價的，這種模式是不可持續(xù)的。因此，堅持能源的節(jié)約發(fā)展、清潔發(fā)展、安全發(fā)展，從而實現(xiàn)能源的可持續(xù)發(fā)展就顯得尤為重要；獨立，即著力降低持續(xù)高企的能源對外依存度。截至2010年上半年，中國石油對外依存度已經(jīng)高達55.1%，同比增長4.2%。如此高的對外依賴程度是中國石油安全供給的巨大隱憂。因此，堅定不移地實施石油替代戰(zhàn)略，努力緩解石油供求矛盾將是中國未來能源戰(zhàn)略中的重要課題?？茖W(xué)，即提高項目的準入門檻，提升項目運營的規(guī)范程度，從而使能源的發(fā)展更符合國人生活和經(jīng)濟發(fā)展需求；多元，即多樣化能源供給構(gòu)成，有保有壓，做好天然氣及煤化工等項目的示范工程，最終達到多種能源有效結(jié)合使用的目的。綜上所述，未來天然氣，特別是非常規(guī)的天然氣及煤化工產(chǎn)業(yè)在中國將取得長足的發(fā)展。
2 天然氣的的產(chǎn)業(yè)發(fā)展
2.1 天然氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展概況
    天然氣已經(jīng)成為廣泛采用的清潔能源，價值日益凸顯。從其在一次能源利用的占比來看，天然氣利用自2004年以來年均增長0.3%左右，到2009年占總體能源消耗的比例約3.9%，若保持增長，5年后天然氣可占整體一次能源消耗的6%～7%；從消費結(jié)構(gòu)來看，天然氣的消費將集中在高附加值領(lǐng)域，如城市燃氣、調(diào)峰發(fā)電、工業(yè)燃料及化工等；從消費區(qū)域來看，2009年中國除西藏以外共30個省份，210個地級以上城市開始使用天然氣；據(jù)推測未來5年，天然氣的覆蓋將擴大到95%的地級市，(約為322個)；從燃氣價格來看，原先的低氣價的狀況已經(jīng)初步改變，并逐漸向進口管道氣和進口LNG的價格靠攏，10年后門站價甚至可承受3元/m3。
    根據(jù)科爾尼的預(yù)測，中國未來10年天然氣的需求將快速增長，從2009年的93億m3增長到2020年的3000億m3，由于國內(nèi)氣供應(yīng)能力的限制，我國必須加大LNG和管道天然氣的進口力度。未來中國的天然氣主要用于城市燃氣，約占整體消耗的32%，其次是直接供給的工業(yè)用戶及發(fā)電，約占整體消耗的31%和21%。
    雖然天然氣需求增長強勁，但我國天然氣的資源儲備較為有限且分布不均，常規(guī)天然氣僅占所有探明氣儲(287萬億m3)的12.2%，其余均為非常規(guī)天然氣。其中煤層氣占總量的8%，頁巖氣占21.8%，致密氣占2.2%，可燃冰占55.8%?？梢姡覈浅Ｒ?guī)天然氣資源要比常規(guī)天然氣豐富得多。然而，氣儲的存量并不代表天然氣的可開采性及開采價值，我國的非常規(guī)天然氣存在使用難度較大的致命缺陷。首先，開采的技術(shù)難度大，我國能源公司尚未完全掌握煤層氣、頁巖氣等開采技術(shù)；其次，可燃冰雖然存量較大，但其開采可能引發(fā)環(huán)境問題，因甲烷的溫室效應(yīng)將是二氧化碳的20倍以上；最后，非常規(guī)天然氣的經(jīng)濟可行性尚難得到充分論證，高昂的生產(chǎn)成本尚難得到氣價及法規(guī)政策的有效支撐。
    在十二五期間，我國天然氣供應(yīng)格局也將初步形成“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應(yīng)”的格局。其中，西氣東輸主要指將新疆塔里木氣田為主氣源的氣通過長距離的管道輸送到長三角的目標消費市場；北氣南下主要指將氣輸送到珠三角的目標消費市場；海氣登陸，就是指通過船運進口LNG滿足一部分的沿海城市天然氣需求；而就近供應(yīng)則是指四川、新疆等處的氣田將開采的天然氣銷往周邊300km以內(nèi)地區(qū)的消費市場。
根據(jù)中石油規(guī)劃總院的預(yù)測(圖1)，中國到2015年的天然氣需求總量約為2000億m3～400億m3，供應(yīng)保障以國產(chǎn)氣為主進口氣為必要補充。其中，國產(chǎn)天然氣仍將主要依靠常規(guī)天然氣，氣量約為1300億m3，其次為非常規(guī)天然氣和煤制氣，各約100億m3；進口天然氣為進口LNG和進口PNG，各為320億m3～400億m3和400億m3～500億m3，兩者相加總供應(yīng)量約為2220億m3～2400億m3，可以滿足屆時的天然氣需求。由于石油央企以天然氣的生產(chǎn)和進口為主，對于煤層氣、頁巖氣尤其是煤制氣既不具備壟斷，涉足程度也較淺，因而中石油規(guī)劃院對于未來非常規(guī)天然氣的產(chǎn)量可以有所低估。

2.2 非常規(guī)天然氣-煤層氣的產(chǎn)業(yè)發(fā)展
    目前，煤層氣作為主要的非常規(guī)氣源，利用水平及利用量已經(jīng)有了大幅提高。2009年地面煤層氣開發(fā)產(chǎn)能已經(jīng)達到27億m3/a，產(chǎn)量在10.17億m3左右，而未來產(chǎn)能和產(chǎn)量仍將以40%～50%的幅度增長；另外，2009年煤礦瓦斯抽采也達到61.72億m3，年均增幅達到28%；與此同時，煤層氣的利用水平也有了顯著提高，2009年地面煤層氣利用率達到67%，中聯(lián)煤更是高達83%；關(guān)鍵技術(shù)如瓦斯分離液化制備LNG技術(shù)、低濃度瓦斯?jié)饪s技術(shù)及低濃度瓦斯發(fā)電技術(shù)也取得關(guān)鍵性突破及應(yīng)用。
    國家的政策性支持對煤層氣利用水平及利用量的提高起到了積極作用。為了有效鼓勵煤層氣的開采及應(yīng)用，發(fā)改委已經(jīng)頒布了多項財稅政策，比如煤層氣增值稅先征后退、利用煤層氣每m3補貼0.2元及煤層氣發(fā)電上網(wǎng)補貼0.25元/kWh等。除了政策性支持，發(fā)改委也同時明確了煤層氣未來的發(fā)展原則，即：1)擴大規(guī)模，加快發(fā)展；2)從三大盆地等重點區(qū)域突破；3)產(chǎn)業(yè)鏈配套，加快管道建設(shè)；4)多種經(jīng)濟體參與競爭開發(fā)；5)瓦斯利用兼顧煤礦安全要求。
    然而，煤層氣的開發(fā)也受一些因素的制約。首先，煤層氣主要集中于山西沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、陽泉礦區(qū)及鐵法礦區(qū)等距離發(fā)達目標市場較遠的地區(qū)，增加了利用的難度；受到管輸?shù)闹萍s，目前管道資產(chǎn)被三大石油央企壟斷，同時我國也沒有管道開放準入的法律保障，煤層氣的輸送能力和輸送距離將在很大程度上取決于三大央企的意愿；第三，發(fā)電上網(wǎng)的限制，目前煤層氣發(fā)電上網(wǎng)仍有不少困難，影響了煤層氣的消納，以上制約因素使目前煤層氣的目標市場仍局限于山西、河南、湖北和湖南等中部地區(qū)。
    對于非三大石油公司的其它能源公司來說，煤層氣的開發(fā)雖有難度但發(fā)展前景廣闊，需要做好“市場聚焦”和“強強聯(lián)手”兩件事。“聚焦市場”，顧名思義，就是將注意力集中在湖南、湖北、河南等中部市場，原因有二。其一，這些省份距離富產(chǎn)煤層氣的山西較近，且具備較大的市場規(guī)模；其二，這些省份目前的氣化率仍較低，對于企業(yè)來說存在較大的商業(yè)機會。“強強聯(lián)手”則代表“政企合作”和“企業(yè)聯(lián)盟”這兩種煤層氣開發(fā)方式。“政企聯(lián)盟”即政府和企業(yè)合作，比較成功的案例包括2010年中華煤氣屬下的易高環(huán)保投資有限公司與綦江縣人民政府簽訂合作協(xié)議，在綦江松藻礦區(qū)采用中科院“催化脫氧”技術(shù)富化煤層氣并制備LNG，項目投產(chǎn)后可實現(xiàn)1億m3的產(chǎn)量；“企業(yè)聯(lián)盟”即企業(yè)與企業(yè)合作，一方提供資源，另一方則提供市場渠道。比如中華煤氣與晉煤集團的合作就是其中典范。雙方合作項目于2008年建成，2009年即生產(chǎn)出1億m3的LNG。
    另外，還需談到煤層氣開發(fā)技術(shù)的進展。煤層氣開發(fā)還面臨一些技術(shù)瓶頸，比如脫氧。煤層氣脫氧一般可以采用物理方法，或化學(xué)方法。物理方法包括低溫深冷、分子?xùn)?、變壓吸附、膜分離、溶劑吸收等，但這些方法都難以避免煤層氣脫氧時跨越安全限的問題?；瘜W(xué)方法包含焦炭燃燒和催化脫氧兩種方法，其中焦炭燃燒消耗大、污染高，而催化脫氧則在安全、能耗及環(huán)境各方面都具有優(yōu)勢，正成為煤層氣脫氧的首選方法。
2.3 非常規(guī)天然氣-頁巖氣的產(chǎn)業(yè)發(fā)展
    頁巖氣的早期應(yīng)用可以追溯到19世紀30年代的美國，但直到上世紀80年代得益于政策方面的扶持頁巖氣才在美國得到廣泛開采和應(yīng)用。美國的非常規(guī)天然氣儲量較為豐富，總量達到16.4萬億m3，其中頁巖氣占22%，其資源分布范圍較廣，較為接近市場，且成藏條件較好，埋藏深度適中，基質(zhì)滲透率高，頁巖脆性好，適于開發(fā)。其次，美國的非常規(guī)天然氣是開放市場，企業(yè)只要有資金及技術(shù)實力都可以進入市場公平競爭，美國已經(jīng)鋪就了完善的天然氣運輸管網(wǎng)，可以為全國48個州的任何地區(qū)輸送天然氣；即便如此直到80年代優(yōu)惠的財稅補貼政策才使成本高昂的頁巖氣開采變得有利可圖。1980年美國政府頒布的《能源意外獲利法》第29條規(guī)定，1980年—1992年鉆探的非常規(guī)天然氣可享受稅收政策優(yōu)惠，包括頁巖氣在內(nèi)的非常規(guī)天然氣田實行稅收豁免(3.5美分/m3)，而許多州政府也推出了鼓勵頁巖氣開采的政策，比如德州政府對頁巖氣的開發(fā)就免征生產(chǎn)稅。
    當然，光靠政府補貼是無法吸引利潤導(dǎo)向的能源大鱷的。美國近年的氣價提升對頁巖氣開采的經(jīng)濟性也起到了關(guān)鍵性的提升作用。美國天然氣價格從1998年的1.96美元/千立方尺逐步上漲到了2008年的最高點7.97美元/千立方尺，平均年復(fù)合增長率達到15%。與此同時，頁巖氣的開采成本也隨著技術(shù)的進步而大幅下降，水平鉆井(horizontal drilling)及水力壓裂技術(shù)(hydraulic fracturing technologies)改善了原先垂直鉆井采氣的弊端，使水平鉆井采氣成為現(xiàn)實，極大程度地提高了采氣的效率，從而降低了采氣成本。同期國際原油價格從1998年的2.16美元/MM Btu上漲到2008年的高位16.76美元/MM Btu，間接提升了頁巖氣的經(jīng)濟價值。在油價、氣價提升及開采成本下降三重作用力的推動下，美國頁巖氣開采蓬勃發(fā)展，連居高不下的能源對外依存度也岡為頁巖氣供應(yīng)對進口LNG的替代而有所下降。
    基于美國的成功經(jīng)驗，國務(wù)院國土資源部及發(fā)改委等部委在“十二五”能源規(guī)劃中對頁巖氣的開發(fā)給予了高度重視，并明確了一系列的政策扶持頁巖氣未來在國內(nèi)的開發(fā)和應(yīng)用。比如，國務(wù)院要求相關(guān)部門制定頁巖氣資源戰(zhàn)略調(diào)查和勘探開發(fā)規(guī)劃，制定鼓勵頁巖氣資源戰(zhàn)略調(diào)查和勘探開發(fā)政策，完善和創(chuàng)新頁巖氣礦業(yè)權(quán)管理制度，加強頁巖氣國際合作與交流并加快制定頁巖氣技術(shù)標準等，這些相關(guān)的政策將推動頁巖氣在國內(nèi)的勘探開發(fā)。然而，起到關(guān)鍵作用的財稅補貼政策卻遲遲沒有出臺，因此，國內(nèi)頁巖氣項目的經(jīng)濟性仍存疑這將制約頁巖氣的快速發(fā)展。
    除了財稅政策不明朗可能影響頁巖氣的發(fā)展外，資源及技術(shù)裝備條件、政策體制、運輸管道和環(huán)境保護等都是制約頁巖氣規(guī)模發(fā)展的不利因素。不同于美國，中國的頁巖資源多分布于偏遠地區(qū)，遠離消費市場，長距離運輸勢必降低其競爭力；政策體制上，雖然國務(wù)院已經(jīng)明確頁巖氣的戰(zhàn)略意義，與美國的開放市場不同，我國常規(guī)天然氣基本由三大石油央企壟斷，而這種壟斷優(yōu)勢可能負面影響非常規(guī)天然氣的開采，我國管道資源不但壟斷于三大石油央企手中，其管網(wǎng)建設(shè)也相對滯后，同時油氣管道運輸高度區(qū)域分割，頁巖氣如何入網(wǎng)也將成為一大難點。從環(huán)境風(fēng)險角度評估，美國人口密度低，其環(huán)境保護的意識較強，環(huán)境的承載能力遠高于國內(nèi)。相對而言，中國人口密度高，環(huán)境承載能力弱等現(xiàn)實狀況也對頁巖氣的開采形成了挑戰(zhàn)。
    目前，頁巖氣雖然在我國尚處于初期的勘探開發(fā)階段，但具備預(yù)期的商業(yè)價值。經(jīng)過初步估算，中國南方古生界、華北地區(qū)下古生界、塔里木盆地寒武一奧陶系廣泛發(fā)育有海相頁巖，準格爾盆地的中下侏羅統(tǒng)、吐哈盆地的中下侏羅統(tǒng)、鄂爾多斯盆地的上三疊統(tǒng)等發(fā)育有大量的陸相頁巖，總量可達30.7萬億m3。雖然，我國尚未開始商業(yè)化使用頁巖氣，但部分政府單位及能源公司已在積極準備勘探開發(fā)工作。2009年11月，國土部在重慶市彭水縣蓮湖鎮(zhèn)鉆探了第一口頁巖戰(zhàn)略調(diào)查井；緊接著12月中石油在四川盆地上部署了第一臺頁巖氣評價井。目前，中石油已經(jīng)布署開展選區(qū)評價和地質(zhì)勘探工作，完成了長寧和昭通區(qū)頁巖產(chǎn)業(yè)示范區(qū)的建設(shè)方案并已啟動建設(shè)，預(yù)計2015年可建成。
2.4 天然氣定價
    天然氣定價是消費者、企業(yè)和政府都關(guān)注的問題，也必然反映國家的行業(yè)和能源政策。目前國際上比較通行的有以下幾種定價方式：1.市場定價，即把天然氣作為商品使上游天然氣生產(chǎn)和下游銷售完全市場化，而中游的輸氣和下游的配氣南于自然壟斷仍然受政府的管制；2.替代能源定價，即將天然氣價格與其它能源，如石油掛鉤，價格浮動在一定的區(qū)間之內(nèi)。歐洲眾多政府在管制配氣價格時也一定程度上考慮了加入配氣價格后的天然氣總價格與替代能源的市場價格相當；3.最高限價法，即由政府規(guī)定天然氣價格的上限，定價時適當考慮企業(yè)利潤及零售價格指數(shù)變化；4.成本加成定價法，是世界各國在價格管制時應(yīng)用非常普遍的方法，具體執(zhí)行中又有邊際成本加補貼，平均成本定價和“兩部制”定價等幾種方法。
    目前，我國采用的天然氣定價方法即為成本加成定價，天然氣價格=井口價+管輸價+輸配價，其中井口價與管輸價之和是門站價。2010年中，發(fā)改委取消了雙軌制定價，并明確未來逐漸向市場化定價過渡，同時響應(yīng)了業(yè)界呼聲，將出廠價提高了230元/千m3，一定程度上緩解了天然氣價格偏低的矛盾。目前，長輸管道的管輸價由發(fā)改委制定，而省內(nèi)的管輸價通常由各地政府物價部門核定，由各地物價部門執(zhí)行。
    從定價方式來看，目前國內(nèi)的天然氣價格仍難以反映天然氣資源短缺的現(xiàn)狀。當前我國天然氣出廠價雖然已經(jīng)有所調(diào)整，但仍低于石油能源的價格，天然氣與原油的價格比，遠低于成熟市場的0.84～1.21的區(qū)間。同時，氣價偏低也時而誘發(fā)上游企業(yè)為了贏利目的而“占而不采”的現(xiàn)象，從環(huán)保和能源安全考慮，未來中國天然氣價格改革勢在必行。最近已有消息稱國家正在考慮未來的氣源定價逐步采用凈值回推法，使天然氣定價更好地反映其實際價值。
3 煤化工在能源應(yīng)用上的產(chǎn)業(yè)選擇
3.1 煤化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展概況
    2010年8月，北京國際會議中心舉辦了聲勢浩大的“2010中國國際煤化工展覽會暨中國國際煤化工發(fā)展論壇”，不僅有神華集團、兗礦集團、陜西煤化工集團等大企業(yè)積極參與，還受到眾多證券公司和機構(gòu)投資者的熱切關(guān)注。這反映了高企的油價、攀升的氣價已經(jīng)使煤化工產(chǎn)業(yè)成為了眾多能源企業(yè)的“藍海”，其現(xiàn)狀可以用“資金多”、“產(chǎn)能剩”和“需求足”來概括。
    資金多，2009年5月，新型煤化工等五類示范工程被列入《石化產(chǎn)業(yè)調(diào)整和振興規(guī)劃》后，煤化工產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)迅猛發(fā)展勢頭；業(yè)內(nèi)龍頭企業(yè)如神華、中煤等紛紛圈地，石油、電力企業(yè)也爭相入場；甚至聯(lián)想也宣布將投資180億元在山東棗莊建百萬噸烯烴及精細化工基地，整個行業(yè)資金充盈，呈現(xiàn)“跑馬罔地”之勢。
    產(chǎn)能剩，電石、焦炭等傳統(tǒng)煤化工產(chǎn)品產(chǎn)能過剩，過去兩年產(chǎn)能已達到當年實際產(chǎn)量的2倍，不符合環(huán)保要求生產(chǎn)的小電石，小焦炭產(chǎn)品充斥市場；煤制甲醇和二甲醚產(chǎn)能增長迅速，盲目發(fā)展勢頭凸現(xiàn)，預(yù)計到2010年底全國甲醇產(chǎn)量可達5000萬t以上，而國內(nèi)市場的消費量卻僅有產(chǎn)能的1/5強。
    需求足，在當前國際油價居高不下，我國原油資源短缺、煤資源相對豐富的情況下，發(fā)展煤化工產(chǎn)業(yè)，對發(fā)揮煤炭資源優(yōu)勢，補充國內(nèi)油、氣資源不足和滿足化工產(chǎn)品的市場需求有著重要的戰(zhàn)略意義；目前，我國正在推進城鎮(zhèn)化和工業(yè)化，社會發(fā)展和工業(yè)進步對煤化工提供的能源和原料產(chǎn)品的需求量不斷增加，各種煤化工產(chǎn)品具有廣泛的市場需求。
    煤化工之所以能成為當前炙手可熱的香餑餑，原因有三：第一，2010年中國經(jīng)濟持續(xù)向好，人均GDP達4200美元，按照經(jīng)濟規(guī)律進入了經(jīng)濟持續(xù)快速增長期，消費結(jié)構(gòu)升級，各類物資需求增長；第二，作為世界工廠，2009年中國生產(chǎn)的車輛和船只總數(shù)為當今各國之首，微機、空調(diào)、冰箱、微波爐、手機等占全球產(chǎn)量的50%以上，持續(xù)的生產(chǎn)增長需要能源投入作為后盾；第三，中國“多煤、少氣、缺油”，2009年產(chǎn)油2億t，僅占全球產(chǎn)量5%；產(chǎn)天然氣800億m3，僅占全球2%；而產(chǎn)煤30億t，占全球總產(chǎn)量的50%。因此，煤化工生產(chǎn)油、氣替代能源成為經(jīng)濟發(fā)展的必然選擇。
    然而，目前國內(nèi)的煤化工項目發(fā)展缺乏系統(tǒng)規(guī)劃，有一哄而上的現(xiàn)象。眾所周知，煤化工產(chǎn)業(yè)有其自身的特點，資金需求高，規(guī)模經(jīng)濟效益大，是技術(shù)密集產(chǎn)業(yè)，技術(shù)成熟度仍有待考驗；安全運行及水資源的需求都相對較高等。然而國內(nèi)眾多企業(yè)難耐冷靜思考的寂寞爭先恐后地上馬項目，力求速度為先，使得煤化工在發(fā)展初期就出現(xiàn)了單產(chǎn)規(guī)模小、總體產(chǎn)能過剩、行業(yè)集中度低、工藝裝備落后、技術(shù)水平低、管理粗放、環(huán)境承載度低等亂象。
    為了解決上述矛盾，國家制定了一系列政策引導(dǎo)行業(yè)的健康發(fā)展。國務(wù)院首先出臺了《促進產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整暫行規(guī)定》和《石化產(chǎn)業(yè)調(diào)整和振興規(guī)劃》，緊接著發(fā)改委也出臺了《煤炭產(chǎn)業(yè)政策》，主要目標很明確，希望通過政策引導(dǎo)，實現(xiàn)煤化工產(chǎn)業(yè)的穩(wěn)步發(fā)展，最終實現(xiàn)部分替代石油的目標。
    根據(jù)煤化工終端產(chǎn)品的不同，其重要性及配套政策也各不相同的。比如焦炭、電石及甲醇，因為它們都只是初級的煤化工產(chǎn)品，技術(shù)要求不高，產(chǎn)能已經(jīng)嚴重過剩，因此，合理控制新增產(chǎn)能，淘汰落后工藝就顯得尤為重要；而對于煤制氣，國家就采用了鼓勵政策，要求在資源豐富、煤價低的地區(qū)鼓勵發(fā)展；對于煤制油，因為其投資需求巨大，技術(shù)風(fēng)險相對較高，國家采取了嚴格監(jiān)管摸索前進的方針(圖2)。
 

3.2 煤化工產(chǎn)品在能源方面的應(yīng)用
    煤化工產(chǎn)品的用途較為廣泛，可以用于能源、化工及工業(yè)用途等，在此，我們重點探討煤基二甲醚及煤制氣等煤化工產(chǎn)品在能源方面的應(yīng)用。
    煤基二甲醚的產(chǎn)能近年來有了突破性增長，從2006年的45萬t，到2008年增長到436萬t，再到2010年增長到1484萬t，復(fù)合年均增長率達到140%。雖然二甲醚因其清潔性，未來具有一定的成長空間，但經(jīng)過過去幾年的爆炸式增長，產(chǎn)能已經(jīng)嚴重過剩，工廠的開工率也嚴重不足，有些甚至在40%以下。目前來看，二甲醚的主要用途包括：1)二甲醚摻混LPG：二甲醚是一種無色、無毒、無致癌性的產(chǎn)品，燃燒性能好，熱效率高，燃燒過程中無殘渣、無黑炯，C0、N0排量低，因此，可被摻入LPG、煤氣或天然氣混燒。從價格來看，二甲醚摻混LPG是有利可圖的。在二甲醚進入市場之初，液化石油氣的價格正處于歷史高位，二甲醚以其經(jīng)濟效益上的優(yōu)越性受到市場的追捧。再加上摻混流程簡單、易操作，這使得二甲醚摻混成為行業(yè)通用的行銷方式。調(diào)查顯示，廣東省是液化石油氣摻混二甲醚的主要地區(qū)，同時也是湖北、四川、貴州、湖南等地二甲醚企業(yè)銷售的重點市場。雖然二甲醚替代液化石油氣作為民用燃料已成為其主要市場.但一直以來，由于對二甲醚的“腐蝕”性造成的安全隱患的擔憂使得國家始終沒有認可二甲醚摻混LPG的商業(yè)用途，摻混標準也未能出臺。2)車用燃料：這是二甲醚比較被看好的用途。由于二甲醚的十六烷值高于柴油，可以作為柴油的替代燃料。目前日本以及國內(nèi)的上海交大、西安交大已完成以二甲醚作為汽車燃料的試驗。結(jié)果顯示，二甲醚用作汽車燃料具有高效率、低排放和低噪聲的優(yōu)點。然而，二甲醚汽車畢竟仍處于起步實驗階段，其技術(shù)本身尚未成熟，且受到加氣站設(shè)施的限制，近期的使用僅局限于部分公交、出租車等公共車輛，而無法廣泛滲透到民用車市場。未來的實際應(yīng)用仍需要企業(yè)與政府的大力合作推進。3)工業(yè)燃料：二甲醚也可用作工業(yè)燃料。但目前二甲醚適用的工業(yè)用戶較為有限，因為工業(yè)用戶的置換成本仍高，而且就目前情況看，二甲醚的價格和天然氣價相比也沒有經(jīng)濟優(yōu)勢，因此，僅用于一些新裝置和天然氣管道不能普及的偏遠地區(qū)。
    總之，二甲醚未來的市場需要政府積極的政策引導(dǎo)，同時也需要企業(yè)的大力創(chuàng)新及有序發(fā)展。令人振奮的是，中國城市燃氣協(xié)會已經(jīng)在起草二甲醚專用鋼瓶標準，該標準對鋼瓶角閥、密封圈的材質(zhì)及鋼瓶的使用年限等都會做出相應(yīng)的規(guī)定，從而一定程度上緩解對于二甲醚使用中安全隱患的擔憂。至于國家何時出臺二甲醚摻混LPG的標準，仍需拭目以待。
    中國資源稟賦的特點決定了煤炭資源在未來很長一段時期內(nèi)繼續(xù)作為主要能源被開發(fā)和利用。我國煤炭資源豐富，尤其是利用褐煤等劣質(zhì)煤炭發(fā)展煤制天然氣，不僅能改善我國能源消費結(jié)構(gòu)，而且能促進煤炭的高效、清潔利用。煤制氣雖然目前產(chǎn)能仍較為有限。但未來2年，隨著新增項目的上馬投產(chǎn)，煤制氣的總體產(chǎn)能將有較大的提升。一些樂觀的估計甚至預(yù)測其產(chǎn)能將從2010年的56億m3增長到2012年的約200億m3，年均復(fù)合增長率達到53%。2010年前，各地規(guī)劃上馬的14個煤制氣項目中，正式通過國家審批的只有3個，分別是大唐國際投資近百億元在內(nèi)蒙古克什克騰和遼寧阜新建設(shè)的兩個40億m3/a煤制天然氣項目以及內(nèi)蒙古匯能煤化工有限公司16億m3/a煤制天然氣項目。但各地方仍有項目擅自開展，發(fā)改委于2010年中收回了煤制氣項目審批權(quán)，旨在規(guī)范煤制氣產(chǎn)業(yè)的穩(wěn)定有序發(fā)展。
    從煤制氣的產(chǎn)品特性來看，煤制氣相較于其它煤化工產(chǎn)品具備一定的比較優(yōu)勢。第一，煤制氣的工藝相對簡單，技術(shù)難度相對較小。其它煤制能源技術(shù)產(chǎn)品如煤制油和煤制烯烴等目前均尚未完全通過工業(yè)化驗證，存在較大技術(shù)風(fēng)險；第二，煤制氣項目投資相對較低，資源消耗也相對較少。甲烷的合成可以在煤氣化壓力下等壓合成，與煤制油相比，省去了許多工藝裝置，使其單位熱值投資成本低，可以有效降低投資風(fēng)險；第三，能量效率相對較高。在發(fā)電、煤制油、煤制甲醇和二甲醚等項目中，煤制氣的能量利用效率最高，可達52%左右，而單位熱值的水耗卻相對最低；第四，對環(huán)境損害較小。煤制氣的廢水廢物相對較少，產(chǎn)生的廢物也較易于處理。
    雖然煤制氣具備非常突出的比較優(yōu)勢，但它也存在一些較大的發(fā)展瓶頸。首先，煤炭和合成天然氣的價格是影響煤制氣項目經(jīng)濟性的重要因素，一旦未來煤炭和天然氣價格出現(xiàn)較大波動，可能影響煤制氣產(chǎn)品的盈虧平衡；其次，管道輸送仍是煤制天然氣大規(guī)模發(fā)展的障礙。煤制氣項目的產(chǎn)品借助三大石油央企的管道輸送幾乎沒有可能。雖然理論上企業(yè)可以自建管道，但其龐大的建設(shè)投資和運維費用則可能危及整個項目的經(jīng)濟性；最后，煤制氣項目對于水資源的巨大需求也對項目周邊的環(huán)境承載力提出了很高的要求。根據(jù)測算，每生產(chǎn)1000m3煤制氣需耗水6t～7t，考慮到煤制氣的項目多位于內(nèi)蒙古和新疆等缺水的生態(tài)環(huán)境脆弱地區(qū)，高水價導(dǎo)致的煤制氣成本壓力不容小覷。
4 結(jié)論
    可持續(xù)發(fā)展對清潔能源的使用提出了更高要求。這就要求天然氣等清潔能源在一次能源消耗中占據(jù)更高的比例。而中國經(jīng)濟近年的高速發(fā)展和資源稟賦之間的矛盾造成了對能源進口的依賴逐年提高，同時也為煤化工以煤代氣，以煤代油提供了發(fā)展的空間。
    未來，我國的天然氣供應(yīng)仍以國內(nèi)常規(guī)氣、進口LNG和進口管道氣作為主要保障。并形成“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近供應(yīng)、價格上升”的供應(yīng)格局。
    非常規(guī)的天然氣只能成為必要的補充，但發(fā)展規(guī)模尚存在不確定性。由于三大石油公司不提供管道的開放準入，使得煤層氣等非常規(guī)氣源的目標市場被局限于山西、河南、湖北、湖南等中部地區(qū)以及其他靠近資源地的區(qū)域。從國家能源戰(zhàn)略安全和能源替代考慮中國需要煤化工，但是必須謹慎應(yīng)對煤化工熱。我國缺油、少氣、多煤的資源秉賦為煤化工提供了豐富的煤炭資源，但是煤化工的發(fā)展必然面對水資源、物流和環(huán)境難題，而且目前的一哄而上，已出現(xiàn)單產(chǎn)小而總產(chǎn)能過剩，工藝技術(shù)落后，管理粗放，污染嚴重的亂象。國家有關(guān)部委介入，明確行業(yè)政策，規(guī)范地方和企業(yè)的行為并提供指導(dǎo)顯得十分重要。
    從目前情況來看，能源企業(yè)要開發(fā)非常規(guī)天然氣從事煤化工業(yè)務(wù)均需要消除以下障礙(圖3)。第一，物流：中國的煤炭資源多分布在山西、陜西，尤其是新疆及內(nèi)蒙等省區(qū)，距離發(fā)達的工業(yè)及消費市場較遠。物流成本及運輸安全隱患將會對企業(yè)運營產(chǎn)生直接影響。與此同時，煤產(chǎn)區(qū)整體經(jīng)濟欠發(fā)達，公路狀況欠佳，對天然氣及煤化工產(chǎn)品便利的運輸也造成能源公司共同面臨的主要問題一定影響；第二，水資源：中國主要煤炭產(chǎn)地人均水資源占有量和單位國土面積水資源保有量僅為全國平均水平的1/10，而大型煤化工項目通常年用水量高達數(shù)千萬m3，噸產(chǎn)品耗水量在1Ot左右，供求關(guān)系的嚴重失衡，造成煤炭產(chǎn)地水價高企，如新疆某煤化工園區(qū)的水價預(yù)測可達6元/m3，對項目經(jīng)濟陛產(chǎn)生較大影響；第三，環(huán)境：煤化工的行業(yè)是高污染，高安全要求的行業(yè)。每個生產(chǎn)環(huán)節(jié)均有有毒有害污染物產(chǎn)生，如若處置不當就可能釀成環(huán)境事故。目前煤化工項目多在煤產(chǎn)區(qū)，環(huán)境負荷已經(jīng)很重，環(huán)境容量有限，若一哄而上以產(chǎn)能、產(chǎn)量為目標，則可能對環(huán)境造成無法挽回的影響。
    我們認為，非三大石油央企如果要在天然氣和煤化工產(chǎn)業(yè)中分得一杯羹，就必須在涉及開發(fā)、融資、生產(chǎn)基地建設(shè)、研發(fā)、運營及銷售市場這5大環(huán)節(jié)的價值鏈上的某些環(huán)節(jié)具備一些成功要素(圖4)。
 
 
(本文作者：程鵬 陳書豪 班德 科爾尼企業(yè)咨詢有限公司 200120)