项目方案比选

《项目方案比选》由会员分享，可在线阅读，更多相关《项目方案比选（29页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。

1、项目技术方案比选项目技术方案比选加氢车间加氢车间2015.9.122015.9.12根据煤气化制氢+富油加氢工艺技术集成方案，煤制合成气（16 亿 Nm 3 ）制氢+富油加氢工艺技术集成方案，科林斯达热解炉气制氢+富油加氢工艺技术集成方案，天然气制氢+富油加氢工艺技术集成方案，荒煤气制氢+富油加氢工艺技术集成方案以上五种方案，对其项目投资及风险，产品行业现状及产品价格，技术成熟程度及国家政策等方面展开对比，具体对比如下：1.1. 项目投资及风险项目投资及风险（1）煤气化制氢+富油加氢工艺技术集成方案采用 GE 水煤浆气化，技术成熟、运行稳定，原料来源不受限制且来源有保障，单位 H 2 成本（约

2、 0.54 元/Nm 3 ）与天然气比（约 0.85 元/Nm 3 ）具有较大的优势； 投资与天然气也基本相当，但该技术方案流程复杂且流程长、能耗高及环境略差的缺点；技术上，GE 气化技术及焦油加氢技术风险基本可控；经济上，如未来成品油售价降低或燃油消费税进一步升高， 则本项目面临一定的经济风险，同时比较后其它方案又具有较好的抗风险能力。（2）煤制合成气（16 亿 Nm 3 ）制氢+富油加氢工艺技术集成方案采用 GE 水煤浆气化，技术成熟、运行稳定，原料来源不受限制且来源有保障，单位 H2 成本（约 0.58 元/Nm 3 ）与天然气比（约0.85 元/Nm 3 ）具有较大的优势；但该技术方案

3、一次投资约 55.4亿元，投资费用大；流程复杂且流程长、能耗高及环境略差的缺点；技术上，GE 气化技术及焦油加氢技术风险基本可控；经济上，如未来成品油售价降低或燃油消费税进一步升高， 则本项目面临一定的经济风险，同时比较后两种方案又具有较好的抗风险能力； 油品进入终端市场存在一定的风险，但 LNG 市场前景看好（本方案年生产22 万吨 LNG）且符合项目备案范围。（3）科林斯达热解炉气制氢+富油加氢工艺技术集成方案该技术方案相比煤气化技术方案投资减少了约 18.6 亿元，投资约为 36.8 亿元；该技术方案利用热解副产的煤气作为制氢原料，同时得到清洁燃料兰炭和 LNG；与煤制氢、天然气制氢相比

4、较，该技术方案制氢成本约 0.42 元/Nm 3 ，最具竞争优势。但科林斯达煤热解-气化一体化技术目前还未有工业化稳定运行的装置，建设工业生产装置，目前还存在一定技术风险；经济上，成品油售价降低或燃油消费税进一步升高，则本项目面临较大的经济风险；油品进入终端市场存在一定的风险，但目前兰炭市场不太好（本方案年产兰炭 46万吨）且不符合项目备案范围。（4）天然气制氢+富油加氢工艺技术集成方案该技术方案，工艺技术成熟可靠、工艺流程简单，装置紧凑占地小，能效高，生产过程清洁环保。天然气制氢方案投资约 28.96 亿元，与煤气化制氢、热解气制氢相比投资最少，且生产环境友好；但该技术方案受原料气来源及价格

5、影响较大，制氢成本最高，约为 1 元/Nm 3 。若天然气来源及价格影响较大，则采用热解气化一体化技术方案时，该装置也可用于将热解气转化制氢。天然气制氢方案，技术上，天然气制氢技术成熟，风险基本可控；原料来源及价格受国家政策调控影响较大，存在一定的风险：同样成品油价格及消费税对本项目的运营存在较大的经济风险； 油品进入终端市场存在一定的风险。（5）荒煤气制氢+富油加氢工艺技术该技术方案，工艺技术成熟可靠、工艺流程简单，投资约 34 亿元，但该方案热解技术落后，环境问题比较突出，兰炭市场不好（本方案年产兰炭 46 万吨）且不符合焦化行业准入条件（2014） 。同样成品油价格及消费税对本项目的运营

6、存在较大的经济风险； 油品进入终端市场存在一定的风险。2.2.产品行业现状及产品价格产品行业现状及产品价格以上三种方案的目的产品主要为柴油馏分油，芳烃及 LPG，这三种方案目的产品不同的有煤制合成气（16 亿 Nm 3 ）制氢+富油加氢工艺技术集成方案和科林斯达热解炉气制氢+富油加氢工艺技术集成方案生产的 LNG，其中第一个方案 LNG 的生产能力最高为 22.41 万吨/a，由于几种方案的目的产品基本相同，先就以上两种最具竞争力的芳烃、LNG 产品进行行业现状分析及市场价格分析，分析具体如下:2.1LNG2.1LNG 行业现状及产品价格行业现状及产品价格2.1.12.1.1 LNGLNG 行

7、业现状行业现状我国天然气资源充足我国天然气资源充足我国天然气累计新增探明地质储量 5.8 万亿立方米，占 1949 年以来累计探明储量的 3/5，相继探明苏里格、普光、徐深等 14 个地质储量大于 1000 亿立方米的气田，初步形成了苏里格、塔北等万亿立方米世界级规模大气区。累计生产天然气 6095 亿立方米，占1949 年以来的 1/2。年产量由 2002 年的 229 亿立方米增加到 2011年的 1013 亿立方米，由世界第 18 位上升到第六位。非常规天然气资源，如煤层气、致密气、页岩气等的开采，将进一步提高我国天然气总量。我国煤层气资源丰富，居世界第三，据煤层气资源评价，我国埋深 2

8、000m 以浅煤层气地质资源量约 36 万亿立方米。2010 年我国煤层气抽采利用量大幅上升，抽采量 75 亿立方米、利用量 23 亿立方米，分别比 2005 年增长 226%和 283%。根据煤层气开发利用“十二五”规划 ，到 2015 年全国煤层气产量要达到 300 亿立方米，用于投资煤层气开发利用的各项投资共计达1200 亿元。近年来，页岩气被看作中国扩充天然气产量的一项重要资源。2012 年 3 月 16 日，国家能源局发布页岩气发展规划提出，要在“十二五”期间大力推进页岩气资源评价、攻关勘探开发技术、完善页岩气产业政策并争取形成一定的产能规模。根据页岩气“十二五”规划，到 2015

9、年我国页岩气探明可采储量 2000 亿立方米，年产量 65 亿立方米。为了推动我国页岩气开发，早在 2009 年我国和美国就在页岩气领域进行了合作，2009 年 11 月，中国国家能源局与美国国务院签署关于页岩气合作的谅解备忘录，2012 年初中美政府间首个页岩气合作项目完成，中美页岩气合作将使我国页岩气开采取得突破性进展。除了加大国内天然气开采外，我国还将加大海外市场天然气的开采购买。陆路管道天然气进口方面，我国建成（在建）中国-中亚天然气管道、中缅天然气管道和中俄天然气管道三条天然气管道。中国-中亚天然气管道起于土库曼斯坦和乌兹别克斯坦边境，与我国“西气东输”二线衔接，截止 2012 年

10、5 月，中亚天然气管道进口标准状态的天然气已突破 270 亿立方米，目前日输气量仍在不断增加。中缅天然气管道（国内段）于 2010 年启动，全线计划在 2013 年 6月底实现贯通，该天然气管道年输气设计能力为 120 亿立方米。中俄天然气合作正在进行中，其中中俄天然气西线合作已取得很大进展，管道路径、管径等技术参数问题已经达成一致意见，俄罗斯天然气的入境对我国天然气是很好的补充。我国天然气消费远低于世界平均水平我国天然气消费远低于世界平均水平2011 年世界平均能源消耗中，天然气占 23.67%，而我国仅为4.5%，不仅远低于俄罗斯、加拿大、美国等国家，也明显低于巴西、印度等发展中国家，详见

11、图 1。我国天然气消费年均增长我国天然气消费年均增长 17%17%近年来，我国对天然气的发展日益重视，天然气消费明显增加，2005-2012 年，我国天然气消费年均增速达到 17%，2012 年国内天然气消费总量达到 1446 亿立方米，同比增长 12.8%，天然气消费占我国能源消费的比重也由 2005 年的 2.6%上升至 5.4%,详见图 2 和图 3。预计 2013 年国内天然气表观消费量将达 1650 亿立方米，增长 11.9%，占一次能源消费的比重达到 5.8%。中国建成天然气管网中国建成天然气管网 4 4 万公里，覆盖万公里，覆盖 2828 省市和香港省市和香港西气东输二线工程(以

12、下简称“西二线”)1 条干线 8 条支干线全部建成投产，实现中国已建在建 20 条管道连接贯通，形成近 4 万公里天然气管网，基本覆盖中国 28 个省区市和香港特别行政区，数以亿计人口从中受益。据了解， “西二线”是中国首条引进境外天然气资源的战略通道工程，是目前世界上线路最长、工程量最大和钢级最高的天然气管道。管线起于新疆霍尔果斯首站，途经境内 15 个省区市、192 个县级单位，止于香港。工程由 1 条干线 8 条支干线组成，全长 8704 公里，站场 87 座，阀室 321 座。其中，干线霍尔果斯至广州段全长4978 公里，8 条支干线总长 3726 公里。此次投产的广州南宁支干线长 6

13、27 公里。“西二线”总投资约 1422 亿元人民币，设计年输气能力 300 亿立方米，可稳定供气 30 年以上，工程建设带动了中国机械、电子和冶金等几十个相关产业发展，投资超过 3000 亿元。工程以宁夏中卫为界，分东西两段组织建设。西段工程霍尔果斯中卫段于 2009 年 12 月底建成投产；东段工程干线于 2011 年 6月底建成投产；2010 年 1 月 20 日至 2012 年 12 月 30 日，8 条支干线相继建成投产。截至 2012 年 12 月 29 日， “西二线”天然气已送达沿线 23 个省区市的 300 多座城市，输送中亚天然气已超过 420 亿立方米，可代替煤炭 1.0

14、75 亿吨，减排二氧化碳 1.82 亿吨、二氧化硫 201.6 万吨、粉尘 92.4 万吨、氮氧化物 50.4 万吨。2.1.22.1.2 全国已建及在建厂汇总及产量需求方面全国已建及在建厂汇总及产量需求方面表表 2 2：已建：已建 LNGLNG 液化工厂液化工厂 地区地区生产商生产商设计产能（万方设计产能（万方/ /天）天）新疆广汇150 新疆博瑞30 中油中泰45 青海昆仑35 宁夏清洁能源60 宁夏哈纳斯300 甘肃新连海40 兰州昆仑30 甘肃三峡20西北靖边西蓝50陕西众源100 陕西延长150 华油安塞200 天津舜天达10 内蒙时泰30 内蒙新圣75 内蒙华油30 内蒙恒泰30

15、星星能源100 包头世益10 内蒙亨通30 内蒙万特10 华港任丘35 山西易高90 中国联盛50 绿能高科30华北安彩高科10 山东泰安深燃15 江苏江阴5华东苏州华峰9 气电广东60华南中油深南25 达州汇鑫100 重庆民生15 华油广安100西南大通广元30 吉林前郭12 吉林天吉20东北 吉林吉星20 中国总体2161表表 3 3：拟在建：拟在建 LNGLNG 液化工厂液化工厂 项目简称项目简称建厂地址建厂地址设计产能（万方设计产能（万方/ / 天）天）投产时间投产时间广汇淖毛湖新疆哈密1502013 年 内蒙汇达内蒙鄂尔多斯302013 年麒麟曲靖云南曲靖82013 年 新矿内蒙内蒙

16、鄂尔多斯402013 年 陕北子洲陕西榆林1002013 年 四川广元四川广元1002013 年 内蒙古新兴盛内蒙包头302013 年 新捷和田新疆和田252013 年 内蒙福斯达内蒙巴彦淖尔302013 年 天富能源松原二 期吉林松原302013 年深燃宣城安徽宣城302013 年 内蒙巨昌内蒙鄂尔多斯202013 年 内蒙寰达内蒙包头302013 年 河北华气河北廊坊1002013 年 新捷克拉玛依新疆克拉玛依502013 年 内蒙国能内蒙包头1002013 年 敦煌天然气甘肃敦煌102013 年 山西能源山西晋城252013 年 廊坊巨邦河北廊坊302013 年 陕西星源陕西榆林1502013 年 广汇吉木乃新疆阿勒泰1502013 年 吉林鸿聚通吉林松原102013 年 新捷哈密新疆哈密102013 年 内蒙创美内蒙包头202013 年 乌海华油内蒙乌海2002013 年 内蒙新圣内蒙鄂尔多斯2602013 年 中国联盛山西晋城1502013 年 赞扬阳泉山西阳泉102013 年 内蒙深燃内蒙鄂尔多斯302013 年 润禾能源内蒙鄂尔多斯1002013 年 庆港