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1、煤制天然气的竞争力分析煤制天然气的竞争力分析 - -2010-6-30 13:39:20 1 前言前言目前我国对天然气的消费需求正在不断增长。2009 年我国天然气表观消费量达到 880108m3，预计 2010 年的天然气需求量将达到 1000108-1100108m3，而同期我国天然气产量只能达到 900108-950108m3，天然气供需缺口正在不断加大。从我国能源资源储存情况来看，通过煤炭气化将部分煤炭转化成天然气加以利用是一项重要的战略选择。尤其是将一些低热值褐煤、禁采的高硫煤或地处偏远地区运输成本高的煤炭资源就地转化成天然气加以利用，将是一条很好的煤炭利用途径。煤制天然气项目的经济
2、性要考虑多方面因素。在当前能源结构和价格水平的前提下，要考虑项目所在地的煤炭资源、水资源以及其他原材料是否丰富，价格是否合理；要考虑当地是否有天然气产品市场或是否能进入长输天然气管网输送，输送价格是多少。并不是所有地方都适合建设煤制天然气项目，为此文章对煤制天然气的竞争力进行分析，并提出降低天然气生产成本、提高项目竞争力的措施，以及煤制天然气项目重点布局的建议，以期为煤制天然气项目的建设提供参考。2 煤制天然气的产品质量煤制天然气的产品质量煤制天然气的热值可达到 37-38MJ/m3（标准）（HHV，即高热值），该值比国家天然气质量标准（GB17820-1999）规定的最低热值31.4MJ/m
3、3（标准）（高热值）高 17.8%-21%。另外，CO2、H2S、总硫等指标也高于国家标准，产品中几乎不含 CO。同时经过干燥的煤制天然气水露点也满足要求。3 煤制天然气的生产成本煤制天然气的生产成本3.1 碎煤固定床加压气化工艺煤制天然气生产成本碎煤固定床加压气化工艺煤制天然气生产成本假设在新疆或内蒙古东部地区，采用碎煤固定床加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为 40108m3/a 天然气时，原料煤、燃料煤均为褐煤，价格为 170 元/t（含税价），测算得到的天然气生产成本为 1.059 元/m3（已扣除副产品收入）。在上述生产成本（未扣除副产品）中，原材料费用占 41.3%，燃料动力
4、费用占 18.2%，二者合计为 59.6%，说明煤价是影响天然气生产成本的最敏感因素。另外，折旧和修理费用占 28.0%，表明投资对天然气生产成本的影响也较大。因此，煤制天然气项目要严格控制煤炭价格和投资规模，从而降低生产成本，提高项目的竞争力和抗风险能力。由于碎煤固定床加压气化工艺副产大量的焦油、石脑油、粗酚等价值较高的副产品，副产品的销售收入达 0.468 元/m3，对天然气的生产成本和项目的经济效益产生了重大影响。3.2 水煤浆气化工艺煤制天然气生产成本水煤浆气化工艺煤制天然气生产成本假设在内蒙古或陕西等地区，采用水煤浆气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为 16108m3/a 天然气时
5、，原料煤为长焰煤，价格为 300 元/“含税价），燃料煤为煤矸石，价格为 50 元/t，测算得到的天然气生产成本为 1.591 元/m3（已扣除副产品的收入）。在上述生产成本（未扣除副产品）中，原材料费用占 52.5%，燃料动力费用占 5.3%，二者合计为 57.8%；另外，折旧和修理费用占 29.3%。由此可以表明，煤炭价格和投资是影响天然气生产成本的最关键因素。3.3 粉煤加压气化工艺煤制天然气生产成本粉煤加压气化工艺煤制天然气生产成本假设在山东或河南地区，采用粉煤加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为 40108m3/a 天然气时，原料煤、燃料煤均为洗中煤，价格 400元/t（含税价
6、），测算出的天然气生产成本为 2.151 元/m3（已扣除副产品收入）。在上述生产成本（未扣除副产品）中，原材料费用占 58.5%，燃料动力费用占 9.0%，二者合计为 67.5%；另外，折旧和修理费用占 22.1%。同样可以表明煤价和投资是影响天然气生产成本的最关键因素。4 煤制天然气的竞争力比较煤制天然气的竞争力比较4.1 与西气东输一线和陕京线国产天然气比较与西气东输一线和陕京线国产天然气比较目前西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为 0.522 元/m3。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为 0.681 元/m33。无论是在新疆、内蒙古或其他地区建设煤制天然气项目，生
7、产成本都在 1.0 元/m3 以上，在保证项目基本内部收益率的情况下，天然气的销售价格更高，因此煤制天然气难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。4.2 与西气东输二线进口天然气比较与西气东输二线进口天然气比较西气东输二线输气管线分境外管线和国内管线。境外管线为中亚天然气管道，起于土乌边境，经乌兹别克斯坦、哈萨克斯坦，止于中国新疆霍尔果斯口岸，与西气东输二线相连。国内管线干线从霍尔果斯口岸入境之后，经独山子、乌鲁木齐，在红柳与西气东输线路重合，然后向东经酒泉、山丹、武威，在宁夏中卫过黄河后与西气东输线路分开，向东南经西安、南昌、赣州，到达广州，干线全长 4945km。西气东输二线干线管道设
8、计输气规模为 300108m3/a，于 2008 年全面开工建设，预计 2010 年建成投产。据报道，按照初步确定的西气东输二线与国际油价挂钩的定价公式（P=国际油价2.5+境外管输费+境外保险及报关费用+进口毛利+进口增值税+平均境内管输费），计算出当国际石油价格为 80 美元/bbl，在霍尔果斯的边境完税价格为 2.20 元/m3。按照西气东输二线全线平均管输费 1.08 元/m3 计算，城市门站平均价格达到 3.28 元/m3。如果按照递远递增方式确定管输费，预计沿海地区的价格将更高。目前最终气价尚未公布。如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气生产成本为 1.059 元/m3（已扣除副产品
9、的收入），与西气东输二线霍尔果斯门站价 2.20 元/m3（石油价格为 80 美元/bbl 时）相比，煤制天然气的竞争力要明显高于从土库曼斯坦进口的天然气。另外，在内蒙古、山东建设煤制天然气项目，天然气生产成本分别为 1.591 元/m3 和 2.151 元/m3，都可以与西气东输二线进口天然气竞争。4.3 与进口与进口 LNG 比较比较如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为 1.059 元/m3（已扣除副产品收入），管输费参照西气东输二线全线平均管输费 1.08元/m3 计，到华南地区城市门站的价格为 2.139 元/m3。显然无法与近年来进口的 LNG 相竞争。值得注意的是，目
10、前国内有深圳、上海和福州 3 个 LNG 接收站，由于建设年代不同，LNG 价格公式不同，气价与原油价格的关联程度不同，造成进口 LNG 价格相差很大。如 2008 年，福州进口的 LNG 价格是深圳的2.84 倍；2009 年上海进口的 LNG 价格是深圳的 2.19 倍。因此，煤制天然气对于进口 LNG 是否具有竞争力还要区别对待，不能一概而论。预计今后国内新增的进口 LNG 不会再有早期如此低的价格。按照日本LNG 长期合同最新成交价公式（P=0.148油价+0.5）计算，当石油价格在80 美元/bbl 时，LNG 长期合同价格为 2.37 元/m3，如包括 LNG 气化费用，价格将达到
11、约 2.77 元/m3。因此，在新疆、内蒙古或山东等地区建设煤制天然气项目完全可以与新增的进口 LNG 相竞争。4.4 与进口与进口 LPG 比较比较煤制天然气的高热值为 37-38MJ/m3（折 51.8-53.2MJ/kg），LPG 的热值约为 51.7MJ/kg（以丁烷高热值计），二者基本相当。如从新疆到达华南地区的煤制天然气价格为 2.139 元/m3（2.995 元/kg），按照热值折算，对应的 LPG 价格为 2910-2990 元/t，大约相当于石油价格为 35 美元/bbl 时的进口 LPG 完税价格。通过上述分析可以看出，煤制天然气的竞争力强于进口 LPG。5 结论及建议结论
12、及建议煤制天然气的热值高于国家天然气质量标准（GB 17820-1999）17.8%-21%，CO2、H2S、总硫等指标也高于国家标准，水露点也满足要求。煤制天然气生产成本中，原材料和燃料动力费用所占比例高达 60%左右，说明煤炭价格是影响天然气生产成本的最敏感因素。其次是折旧和修理费，所占比例约为 22%-30%，表明投资对生产成本的影响也较大。因此，煤制天然气项目要严格控制煤炭价格和投资规模，从而降低生产成本，提高项目的竞争力。考虑到天然气易于大规模管道输送等因素，建议煤制天然气项目应重点布局在新疆、内蒙古东部等地区。这些地区地理位置偏远，煤炭难以外运，因此价格较低，有利于降低生产成本。无论是在新疆、内蒙古或其他地区建设煤制天然气项目，都难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。在新疆建设煤制天然气项目，与西气东输二线霍尔果斯门站价（石油价格为 80 美元/bbl 时）相比，煤制天然气竞争力明显高于从土库曼斯坦进口的天然气。另外，在内蒙古、山东建设煤制天然气项目也可以与西气东输二线进口天然气竞争。在新疆、内蒙古和山东等地区建设煤制天然气项目，完全可与新增进口 LNG（石油价格在 80 美元/bbl 时）相竞争。从新疆到达华南地区的煤制天然气竞争力强于进口 LPG。
