煤制天然气与煤制甲醇产业分析

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1、煤制天然气与煤制甲醇产业分 析煤制甲醇与煤制天然气产业分析1、政策分析 我国能源结构富煤、贫油、少气的特征决定了煤炭在一次能源中的重要地位，主要的化工产品完全由石油作原料生产是不现实的，发展煤化 工是符合我国实际的发展方向。早在 2006 年， 国家发改委关于加强煤化工项目建设管理促进 产业健康发展的通知（发改工业【2006】1350 号）中明确“在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展，按照上下游 一体化发展思路，建设规模化煤化工产业基地” 同时还指出“民用燃料和油品市场为导向，支持 有条件的地区，建设大型煤化工项目”。去年发 布的中华人民共和国国民经济和社会发展第十 二

2、个五年规划纲要又一次明确要求“有序开展 煤制天然气、煤制液体燃料和煤基多联产研究示 范，稳步推进产业化发展，最终构建安全、稳定、 经济、清洁的现代能源产业体系”。受国家产业政策的影响，地方政府为了促进当地经济的发展和盲目追求GDP,很多不符合要求的煤化工项目被纷纷批准建设，我国传统煤化工产品生产 规模均居世界第一，甲醇、电石和焦炭产量分别占全球产量的 43%、95%和 71%， 造成焦炭、电石等传统煤化工因产能较大而出现了严重的产能过剩,而煤制甲 醇、二甲醚则是由于后续应用技术没有完善,因而出现产能大于需求的现状。针对以上现状,国务院关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业 健康发展的若干意

3、见（国发【2009】38 号）和国家发改委关于规范煤化工 产业有序发展的通知（发改产业【2011】635 号）中指出我国传统煤化工产业 长期粗放发展,初级产品多、深加工产品少,整体技术和装备水平偏低,资源 消耗大,能源转化效率低,产能过剩严重,甲醇产能过剩约 50%,原则上今后三 年停止审批单纯扩大产能的焦炭、电石等煤化工项目,原则上不再安排新的煤 化工试点项目,重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气、 煤制乙二醇等五类示范工程,探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的 新途径,将严格执行煤化工产业政策,遏制传统煤化工盲目发展。为此,煤炭工业发展“十二五”规划指出稳步推进煤炭深

4、加工示范项目 建设,在内蒙古、陕西、山西、云南、贵州、新疆等地选择煤种适宜、水资源 相对丰富的地区,重点支持大型企业开展煤制天然气等升级示范工程建设,加 快先进技术产业化应用。即将发布的煤炭深加工示范项目规划中指出“十 二五”期间,开展煤制天然气升级示范,进一步提高技术水平和示范规模。依 托示范项目,实现甲烷化关键技术国产化和进一步示范高效污水处理和回用技 术,降低污水处理成本。从以上政策来看,国家鼓励符合科学发展观的煤化工产业的健康发展,尤 其是鼓励以煤制天然气为代表的新型煤化工的发展,而焦炭、电石、煤制甲醇 等产能过剩的传统煤化工的发展将受到一定程度的限制。2、市场及价格分析2.1、市场分

5、析近年来我国甲醇产能一直处于过剩状态,“十一五”期间我国甲醇产能平均 利用率在51%左右,其中 2010年甲醇产能利用率 51%, 2011年产能利用率上升 至58.1%。2012年甲醇制烯烃项目或将有较大突破的投产。2012年甲醇国内新 增装置产能将在 500 万吨上下,其中包含中石化四川维尼纶厂和中科院、嘉兴市政府两个180万吨/年的甲醇制烯烃项目，以及新疆广汇 120万吨/年甲醇装 置，并且广汇 2期 120万吨甲醇装置目前在建。但预期投产的甲醇装置多顺带 下游烯烃项目，以配套装置为主。此外，甲醇传统下游装置的增加已无力支撑 目前现有的甲醇产能，现有的开工负荷有足够的上升空间，2012

6、年国内甲醇企 业整体平均开工负荷依旧不会上冲至 6.5成以上，多维持在6成左右震荡。因 此，甲醇产能过剩问题将在很长一段时期内存在，并将长期影响甲醇市场价格。近几年，我国甲醇的传统消费市场如甲醛、醋酸、MTBE、二甲醚等行业稳 步发展，甲醇消费量因此逐步增长。随着甲醇应用技术的发展，国内对二甲醚 掺烧液化气的推动，对甲醇燃料汽油的提倡，甲醇制烯烃等新领域不断涌现， 且产能规模不断扩大，为甲醇开拓了广阔的新兴消费市场。2010年，随着车 用甲醇汽油(M标准的正式出台，我国甲醇汽油的应用也进入实质性阶段； 2011年5月，上海、山西和陕西进行了由国家工信部直接参与的高比例甲醇汽 油(M85、M10

7、0)推广计划。2010年我国汽柴油消费量为142亿吨，按15%比例 计算，当年我国燃料用甲醇的需求量为614万吨。随着国际原油价格的高涨， 甲醇汽油的市场份额将不断扩大，其需求潜力巨大。同时甲醇制烯烃项目也在 建设当中， 2010年我国甲醇制烯烃总产能达到1800万吨，预计该领域的甲醇需 求量约为 4620 万吨。随着甲醇汽油和甲醇制烯烃行业的进一步发展，甲醇产能 将逐步释放，其产能利用率也会随之不断提高。目前，在甲醇的后续应用技术 没有完善的情况下，甲醇生产企业将继续受到产能过剩问题的困扰。随着我国城市化进程的继续推进，对天然气的需求将持续攀升。而我国天 然气储量并不丰富，为了保障用于城市燃

8、气的天然气的供应，我国 2007 年 11 月已经禁止了天然气制甲醇，并且限制煤炭充足地区的天然气发电。据预测， 我国2015年和2020年对天然气的需求分别达到1700亿m3和2000亿m3,相应 地，天然气缺口分别为650亿m3和1000亿m3。目前我国天然气的进口途径主要 有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通过长输管道进口的天然气，另一条是在 东南沿海等地进口的液化天然气(LNG)。地缘政治和国际天然气的运输及价格都 将影响我国天然气的供应。因此，发展煤制代用天然气 (Substitute Natural Gas-SNG)就具有了保障我国能源安全的重要性。煤制SNG可以高效清洁地利用我国较

9、为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭; 还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源短缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬 天供暖期间，将生产的代用天然气供给工业和民用作为燃料用于供暖；在夏天 用电高峰时，部分代用天然气用于发电；在非高峰时期，可以转变为 LNG 以作 战略储备；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础 设施的费用，并保证了天然气供应的渠道和实现了 co2的减排。由此可见，煤制 SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利 用的发展方向。2.2、价格分析2011 年，煤炭价

10、格持续保持高位，电价年内两次上调，在很大程度上对甲 醇企业生产成本起到拉动作用。目前内地甲醇企业完全生产成本在23002500 元/吨，原料煤炭需外采的为主。按 2011 年甲醇的市场价格，绝大多数生产企 业能够保证利润。其盈利时间段长达 7-8 个月之久。而天然气为原料的甲醇生 产成本在 2000 元/吨附近，焦炉气略低。多数商家寄希望于深冬季节到来后的 原料供应萎缩刺激行情上涨。但下游需求持续的偏淡状态，根本无力提涨庞大 的甲醇市场。国际甲醇目前大型装置生产成本在150美元/吨，而国内煤制单醇20万吨/ 年左右的装置生产成本在365美元/吨附近，中国甲醇的生产成本已明显大于国 际成本。国内

11、电价及水价、原油促使的交通运输价位的上涨，或将在未来35 年内使得甲醇国内成本依旧处于震荡上行的趋势。综合来看，中国甲醇的价格 后期长达三四年的时间内，或将成为亚洲甲醇的风向标之一，且整体长线走势 呈现上浮趋势。大环境的压制或将导致甲醇后期的投产处于僵持且空挡阶段， 且投产装置多逐步转移为大型装置化。国际天然气价格和原油价格相关性较强，而我国长期采用政府定价的天然 气价格政策，同时受天然气资源分布的影响，我国天然气价格呈现南高北低、 东高西低的状况。 2007年国内主要城市天然气价格情况列于表 1。表1 2007 年国内主要城市天然气价格由表 1 可以看出，从行业分类价格来看，车用天然气的售价

12、最高，基本都 在3元/m3以上，主要原因是与油品价格的关联比较紧密；其次是公共服务用天 然气；由于政府限价的原因，民用天然气价格最低。从地区分布来看。非资源产地的天然气价格较高，价格普遍在2.0元/m33.6 元/m3之间，而资源产地的价格基本在1.2元/m32.0元/m3之间。为促进节约用气, 保证国内天然气市场供应，天然气利用政策中明确表示要合理调控价格，完 善天然气价格形成机制，逐步理顺天然气价格与可替代能源价格的关系。 2011 年，国家发改委发布的关于在广东省、广西自治区开展天然气价格形成机制 改革试点的通知（发改价格【2011】3033号）采用“市场净回值”定价方式为 最终实现天然

13、气的市场化迈出了“实质性”的一步。因此。国内天然气价格的 市场化进程中，价格必然受到国际市场天然气价格的影响，将会有较大幅度的 上升空间。3、节能、节水和二氧化碳排放分析3.1、节能分析煤制天然气项目甲烷化可以等压合成。无压缩功耗，系统压降小。甲烷化采用绝热式反应器，合成气循环比小，循环机功耗低。甲烷化装置副产大量的 高压蒸汽，可用于驱动空分透平，减少锅炉和燃料煤的数量。在甲烷化装置部 分。几乎 84的废热以高压蒸汽的形式得到回收，而仅有 0.5的废热用冷却 水冷却，使得整个甲烷化系统热量回收效率非常高。以下采用中华人民共和国 行业标准石油化工设计能量消耗计算方法SH/T31102001对煤制

14、天然气项 目进行能耗计算。结果如下：（1）以长焰煤为原料，热值为28170kJ/kg,采用水煤浆气化、低温甲醇洗、 甲烷化等技术的煤制天然气项目的能耗计算结果为75800MJ/km3 （单位产品综合 能耗为2. 586kg标煤/m3），能量效率为45.98%。单位产品综合水耗为6.84t/km3。（2）以褐煤为原料，热值为14400kJ/kg，采用鲁奇气化、低温甲醇洗、甲 烷化等技术的煤制天然气项目的能耗计算结果为 65836MJ/ km3 （单位产品综合 能耗为2. 246kg标煤血），能量效率为52.6%，扣除热电站外输电能、管网输 送用能等后，能量效率可达59%。单位产品综合水耗为563

15、t/畑。煤制甲醇和煤制天然气的能量效率列于表 2。表2 煤制甲醇和煤制天然气的能量效率类型单位热值/MJ单位能耗/MJ能量效率/%甲醇/t202594619343.86天然气/km3348787585245.98天然气/km3346126583652.57注：采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目； 采用鲁奇炉气化技术的煤制天然气项目； 低热值。从表2数据可以看出，能量效率甲醇（43. 86%）煤制天然气（45.98% 52.57%），煤制天然气的能量效率比煤制甲醇高，是有效的煤炭利用方式。煤 制天然气不但可以大幅降低煤炭的消耗，同时还减少了 S0、CO的排放。另外,2 2在产品输送环节，煤制天然气可以大规模管道输送，节能、环保、安全，输送 费用低，而甲醇是易燃易爆的液体产品，运输难度大、费用高，运输安全值得关注，因此,从产品输送方面来看,煤制天然气更具优势。3.2、节水分析煤制甲醇和煤制天然气的水耗列于表 3。表 3 煤制甲醇和煤制天然气的水耗类型单位产品水耗/t单位热值水耗/t GJ-1甲醇/t15.000.740天然气/km36.840.196天然气/km35.630.160注：采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目；采用鲁奇炉气化技术的煤制天然气项目。从单位热值水耗来看，每GJ耗水量由低到高为煤制天然气(0.16010.1961) 甲醇(07401)。单位热值