中國東南沿海發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)技術的發展，國內呈現出積極開發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)技術的發展，國內呈現出積極開發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建設SNG工廠的技術與經濟可行性分析，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掌握自主氣源的意義重大。尤其對于國內石油公司而言，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
    中國東南沿海地區包括長江三角洲、珠江三角洲、海峽西岸經濟區等中國經濟的核心地帶，是對天然氣需求最迫切的地區。該地區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境影響較大，天然氣價格和供應安全性、穩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展現狀
    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)領域的研發和工業化進程。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迎來新的戰略機遇期。
    目前成熟的SNG生產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水補充；SNG還具廢熱能夠循環利用等優點。SNG常規技術的能量效率是煤制能源產品中最高的，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，單位熱值產品的CO2排放量也是最低的[3]。
    近年來，國外還發展出其他的技術路線如煤直接催化等，在CO2收集、環保性能、降低投資等方面極富工業應用價值。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 煤礦區坑口建廠與在沿海地區建SNG工廠的優劣比較
從國家產業政策上看，國家《“十一五”十大重點節能工程實施意見》和《能源發展“十一五”規劃》中，都強調“以煤炭氣化替代燃料油和原料油”；在國家發改委1350號文件中對煤基化產業的規模劃定了下限。一般來看，煤制天然氣單系列的經濟規模在(8～10)×108m3/a，相當于(125～160)×104t/a的甲醇當量規模，完全符合產業政策以及1350號文件中技術政策的相關規定[3]。
    目前，國內在建和規劃的煤制天然氣項目有近10個，合計產能近200×108m3/a，主要包括神華、大唐、新汶礦業、新疆廣匯、中海油等集團旗下的諸多項目，產地集中在內蒙古、遼寧、新疆等地。經分析可知，這些SNG項目有以下特點：①均在坑口或原煤產地附近建廠；②SNG工廠設計規模龐大，投資巨大；③天然氣目標市場僅局限于煤礦產地附近區域或者距離較近的地區(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；④這些項目投資方基本都為煤炭生產企業或電力生產企業，基本沒有涉足過石油天然氣行業，建設SNG工廠的背景和條件也各不相同。
3.1 坑口建廠的優、劣勢
    在煤礦區坑口建SNG工廠的優勢：①減少了煤炭的直接運輸成本和運輸過程中的環境成本；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、穩定供給；④通過在煤礦區投資建SNG工廠，為當地經濟發展起到直接促進作用(擴大了煤炭與新增天然氣的生產和需求)，有利于獲得各種支持和優惠政策；⑤為投資方常規的煤炭生產帶來環保增益，用更環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、陜西和內蒙古等西部和北方地區(褐煤集中在內蒙古東部、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區附近經濟不夠發達的地區，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。
    國內天然氣市場結構較為特殊，三大石油公司實施產運銷縱向一體化，各自供應區域范圍明確，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的方式，實現SNG工廠的天然氣就近輸入既有天然氣主干管網很難實現。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濟的管輸費用。若期望達到總體項目的合理經濟性，SNG工廠的規模則需達到數百億立方米的SNG生產量，無論投資規模、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，不得不面臨本礦區煤炭價格在中長期喪失競爭力或本礦區煤炭價格相對上漲、天然氣價格相對管控等長期經營風險。在環境條件上，中國西北富產煤炭的資源區多為缺水地區，這對保障坑口SNG工廠的大規模用水和經處理的廢水排放要求也提出嚴峻的挑戰。
3.2 東南沿海地區建廠的優、劣勢
    在東南沿海地區擇址建設SNG工廠，無論規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工廠可以在國內多個煤炭資源地選擇，可以在國外與國內兩個煤炭市場之間選擇，可以在長期合同與現貨合同之間調整，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)帶來的優勢，利于控制經營成本，能夠最大限度的降低經營風險。
    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，不需要建設大規模的輸氣管道，即使在國際天然氣價格出現大幅下挫的情況下，其經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，經濟評價僅需考慮SNG工廠本身，規模選擇相對靈活。
    此外，在SNG生產過程中的副產品利用和銷售方面，尤其在短期內國內對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品的銷售在沿海地區能夠更加便利，更富有價格與渠道優勢。當然，類似于臨海火電廠，應考慮提供適當的配套作業碼頭，便于煤炭運卸。
4 坑口建廠與沿海地區建廠的經濟性比較
    坑口建廠的直接優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品的輸送。
    為更好地說明問題，下面以相距最遠的內蒙鄂爾多斯坑口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。SNG工廠參數參照文獻[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。主要副產品有3種：電力、CO2及單質硫。SNG年產量為6.68×108m3，甲烷含量為94%。利用甲烷化過程的熱量生產電力，一部分自用，對外輸出8 MW；CO2收集率為90.8%，日產7007t，生產單質硫11603t[5]。SNG成本估算公式為：
    SNG成本=(投資費用×CRF+年操作費用-副產品年銷售收入)/SNG年產量
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生產各流程單元、發電、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；副產品收入僅考慮硫磺和對外售電，其他暫不列入。SNG工廠生產年限為25年，貼現率取10%；原料褐煤價格160～200元/t；副產品電價0.30元/kWh，硫磺700元/t。
    計算假定：為保守起見，在考慮更大規模的SNG生產時，僅考慮“工廠復制”的方式擴大規模，而有意忽略“規模效應”對降低成本和產品價格的貢獻。
4.2 坑口SNG工廠出廠價和終端價格
    根據上述條件經計算：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，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，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生產規模、管輸費、SNG到廣東的銷售價格見表1。
表1 坑口建廠SNG生產規模、管輸費、NNG廣東銷售價格關系表    元/m3
價格
生產規模(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生產規模在120×108m3/a以上才有市場競爭力，而參照國內目前在建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(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，原料褐煤的較經濟運輸途徑主要有內地褐煤的鐵路-海運聯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。
    根據相關行業資料，鐵路-海運聯運的經濟路線為大準鐵路-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費、水上運輸費和上水港港口作業費3部分。其中，秦皇島下水港港口作業費37.68元/t；按照《直屬水運企業貨物運價規則》(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費為22～30元/t[6]。而根據2009年1～4月中國沿海(散貨)主要航線運費價統計，秦皇島-廣州的海運價格為31～34元/t。按照文獻[7]，從山西、內蒙等地區到沿海港口的費用約為100元/t，從秦皇島到廣州等地區的海運費為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工廠的副產品銷售渠道和價格會優于坑口SNG工廠。
    經上述比較，沿海SNG工廠相比于坑口建廠的總投資范圍及規模要小得多，產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。從BP公司2008年的統計數據看，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。與我國北方煤炭相比，進口煤炭對于東南沿海地區在煤質和價格方面有較強競爭力[8]。由于缺少具體數據，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同煤種的港口平倉價已經有50～100元/t的價差。
    初步認為，即使海運進口煤炭，沿海SNG工廠的產品價格也僅在小范圍區間內波動，優勢依然明顯。更重要的意義在于，無論國內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境，沿海SNG工廠能在國內和國際兩個市場上得到安全穩定的原料供應。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濟發達地區，在沿海地區擇址建廠比在坑口建廠要經濟得多，且價格相對于沿海地區現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的。作為東南沿海LNG產業的補充和支持，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) 依托于鐵海聯運或海運進口煤炭，沿海SNG工廠的經濟性和風險承受力都要好于坑口建廠，其規模和投資都靈活得多。為進一步降低風險、提高經濟性，分別擁有管道和煤炭資源的企業進行合作是互利的選擇，或者通過簽訂長期協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劣勢評估。此外應充分考慮化工副產品的聯產，以提高經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，在環保及減少占地、用水、耗能方面優先考慮，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
[1] 童曉光，李浩武，張映紅，等.引進海外天然氣資源存在的問題及應對措施[J].天然氣工業，2008，28(6)：13-19.
[2] 李大尚.煤制合成天然氣競爭力分析[J].煤化工，2007，133(6)：1-3.
[3] 劉志光，龔華俊，余黎明.我國煤制天然氣發展的探討[J].煤化工，2009(2)：1-5.
[4] 周志斌，周怡沛.中國天然氣產業鏈協調發展的基礎、前景與策略[J].天然氣工業，2009，29(2)：1-5.
[5] 王明華，李政，麻林巍.坑口煤制代用天然氣的技術經濟性分析及發展路線構思[J].現代化工，2008，28(3)：13-16.
[6] 馬駒.全國主要煤炭基地煤炭運輸鐵路水路分工研究[J].鐵道工程學報，2008(6)：20-23.
[7] 張同功，雷仲敏.煤炭價格波動的影響因素分析[J].中國能源，2005，27(12)：16-19.
[8] 董二云.進口煤炭適于我國南方沿海地區[J].管理觀察，2009(7)：75.
 
(本文作者：付子航 海石油氣電集團有限責任公司技術研發中心)