煤制天然氣項目投資風險分析

煤制天然氣項目投資風險分析

1完善天然氣系統(tǒng)能源結構近年來，我國經(jīng)濟持續(xù)不斷增長，能源需求不斷增強。隨著國內可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略和環(huán)境保護政策的實施,作為優(yōu)質高效的清潔能源,天然氣消費市場持續(xù)增長,加之“富煤、缺油、少氣”的資源稟賦,我國天然氣供需矛盾日益突出。多渠道、多方式地擴大天然氣資源供給,完善氣源結構成為優(yōu)化我國能源結構的重要戰(zhàn)略。煤制天然氣作為液化石油氣和天然氣的替代和補充,可以拓展清潔能源生產的新途徑,優(yōu)化煤炭深加工產業(yè)結構,豐富煤化工產品鏈,符合國內外煤炭加工利用的發(fā)展方向,對于緩解國內天然氣供應短缺,保障我國能源安全具有重要的意義。2天然氣供需狀況據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù),2008年中國能源消費總量為29.1×108t標準煤,比上年增長4.0%,僅次于美國居世界第二位。其中煤炭消費量27.4×108t,增長3.0%;原油消費量3.6×108t,增長5.1%;電力消費量34502×108kW·h,增長5.6%;天然氣消費量807×108m3,增長達10.1%。圖1為2000~2008年我國各類一次能源消費量的年均增長率,其中天然氣的增幅明顯高于煤和石油。從消費結構上看,煤炭所占比例仍然較大,比世界平均水平高41.0個百分點,而石油和天然氣則分別低15.3個百分點和20.7個百分點,見圖2。雖然天然氣具有優(yōu)質、高效、潔凈、方便儲運和使用等優(yōu)點,但目前我國人均天然氣消費量仍非常低,2006年中國人均天然氣消費量僅為世界平均水平的10.1%、美國的2.1%、日本的6.7%、德國的4.2%、巴西的39.1%。隨著經(jīng)濟的快速增長、城鎮(zhèn)化進程的加速和日益嚴峻的環(huán)保壓力,中國對天然氣的需求增長潛力巨大。圖3、圖4是對我國近年來天然氣生產和消費的統(tǒng)計及預測。2007年我國天然氣實際消費量首次超過生產量。2008年天然氣產量為760.8×108m3,比上年增長12.3%,但仍有46×108m3的缺口。據(jù)《世界能源導報》預測,我國2010年、2015年和2020年的天然氣需求將增長到1200×108m3、1800×108m3和2500×108m3,而相應的供應缺口分別為300×108m3、650×108m3和1000×108m3。2009年11月以來,我國一些大中城市出現(xiàn)“氣荒”,表面原因是極端氣候導致需求暴增,但實際上是國內天然氣供需矛盾的集中體現(xiàn)。我國天然氣儲量并不豐富,供需矛盾只會越來越突出。為此,2007年8月國家發(fā)改委出臺了《天然氣利用政策》,禁止利用天然氣生產甲醇;限制利用天然氣生產合成氨、乙炔、氯甲烷等;天然氣將主要用于城市燃料。能源進口是解決供需矛盾的一種辦法,目前我國天然氣的進口途徑主要有兩條:一條是從俄羅斯和中亞國家通過長輸管道進口;另一條是在東南沿海等地進口液化天然氣(LNG)。但地緣政治和國際天然氣的運輸及價格都將影響中國天然氣的供應。自2006年以后,國際天然氣價格上漲較快,到2007年底普遍上漲1倍多,有的地區(qū)上漲3~4倍,當前國際市場天然氣平均價格達到1.5~1.8元/m3。中國福建從印尼進口的液化天然氣價格,從最初達成協(xié)議的25美元/bbl上調到38美元/bbl,上漲了52%。而西氣東輸二線來自土庫曼斯坦的天然氣,到達國內首站霍爾果斯的價格約為2元/m3,輸送到東部沿海城市預計將達到3.0元/m3以上。這一價格已明顯高于目前西氣東輸一線到達各城市門站的價格。另外,與國際天然氣價格相比,我國的天然氣價格水平仍然偏低,表1列出了2007年我國主要城市的天然氣價格。2008年,我國國內天然氣平均出廠價只有0.93元/m3,這一水平只相當于國際市場天然氣價格的50%。西氣東輸二線西段工程已建成投產,其進口天然氣成本也遠高于國內天然氣。為有效覆蓋進口成本,我國天然氣價格整體上漲勢在必行,居民零售價格也將上漲,并有望形成類似于燃油的市場化機制。2007年中國工業(yè)用天然氣價格提高0.4元/m3,提價幅度達43%~60%,氣源地價格已經(jīng)達到1.1~1.2元/m3,今后還將繼續(xù)面臨價格上漲的壓力。在上述背景下,解決未來天然氣的需求,除了加強天然氣勘探開發(fā),增加從國外購買管道天然氣和液化天然氣以外,發(fā)展煤制天然氣也是一條現(xiàn)實可行的途徑。2009年5月,國家出臺《石化產業(yè)調整和振興規(guī)劃》,也將煤制天然氣列為煤化工的5類示范工程之一。從宏觀上講,以煤為原料生產天然氣,可以作為液化石油氣和常規(guī)天然氣的替代和補充,緩解我國天然氣供應缺口,符合國家能源政策。同時,由于我國天然氣的主要用途是城市燃氣,冬季用量大,非采暖期用量少,如北京的峰谷差甚至達到10倍,調峰問題非常嚴重,建設調峰儲備設施的投資和運營成本巨大。煤制天然氣工廠可以通過調節(jié)生產天然氣、甲醇、氨及發(fā)電,從而成為解決城市天然氣調峰問題的有效手段。3國內某建設10108m3煤制天然氣項目世界上第一個也是至今唯一一個商業(yè)化煤制天然氣項目是位于美國北達科他州的大平原合成燃料廠。該項目始于1972年秋,但由于煤資源、用水許可、環(huán)保、貸款擔保等問題,拖至1980年7月25日才正式宣布開工建設,業(yè)主是大平原氣化協(xié)會(GPGA)。項目設計采用14臺直徑14ft(準4267mm)的魯奇固定床氣化爐,年消耗褐煤600×104t以上,每天生產1.25×108ft3(標準)的天然氣,相當于日產天然氣354×104m3(標準)。1984年7月28日,由褐煤氣化生成的高熱值天然氣首次從大平原廠通過直徑24in(準609.6mm)、長32mile(約為51.5km)的管道輸入美國州際管道系統(tǒng)。至1987年1月,該廠共輸出1000×108ft3(約28×108m3)的天然氣,運行非常順利。但由于天然氣價格大幅下降(由最初定價6.75美元/106Btu下降到2~3美元/106Btu,1Btu=1055.06J),工廠連年虧損。1988年11月1日,達科他氣化公司(DGC)購買并正式接管了大平原合成燃料廠。DGC通過提高產量(氣化爐由12開2備改為13開1備)、降低生產成本、增加副產品(化肥、苯酚、CO2和其他化學品)銷售收入等措施,在最初的14個月里就實現(xiàn)了稅后盈利3100萬美元。而到2000年,由于天然氣銷售價格比上年戲劇性地上漲了2倍多,DGC因此獲得了可觀的利潤。由此可見,通過煤氣化、一氧化碳變換、酸性氣體脫除、高溫甲烷化等工藝生產替代天然氣的煤制天然氣工藝技術是成熟可靠的。圖5為國內某擬建年產10×108m3煤制天然氣項目的流程圖,表2、表3列出了該項目原料煤的煤質分析結果和關鍵物流點的工藝數(shù)據(jù)(摘自該項目可行性研究報告)。從單個工藝單元來看,空分、變換及甲醇洗是在煤制合成氨、煤制甲醇及煤制油等煤化工中已得到廣泛應用的成熟技術,因此對煤制天然氣來講,需要選擇的主要是煤氣化及甲烷化技術。3.1魯奇煤氣化工藝煤制天然氣的競爭力主要來自于可以采用低價劣質煤,例如含水含灰高、低熱值的褐煤。這種煤不太適用于干粉或水煤漿的氣流床氣化,而比較適于碎煤加壓固定床或流化床氣化。魯奇爐是目前世界上應用最多的碎煤加壓固定床煤氣化爐,正在運行中的達到數(shù)百臺,主要應用于生產城市煤氣和化工合成氣。魯奇爐現(xiàn)已發(fā)展到第五代Mark-5,在南非Sasol一共使用了97臺魯奇爐,其中13臺Mark-3、83臺Mark-4、1臺Mark-5。在美國大平原煤制天然氣項目中共應用了14臺Mark-4。表4給出了不同規(guī)格的魯奇爐的尺寸和生產能力。魯奇煤氣化工藝在國內經(jīng)過消化、吸收、創(chuàng)新,無論設計還是運行,都已積累了相當?shù)慕?jīng)驗。其氣化效率較高,氧耗低;煤種適用范圍廣,可使用高灰分、高水分、高灰融點、低熱值的劣質煤;煤氣組成中CH4含量高(見表5),當用于煤制天然氣時,可以大大減輕甲烷化單元的負荷,節(jié)約建設投資和運行成本;同時氣化污水達標排放近年也取得了重大進展。因此,魯奇煤氣化工藝是煤制天然氣項目首選的煤氣化技術。當然,流化床氣化爐(如U-gas及KBR等)技術也適用于劣質煤氣化,但由于操作壓力的限制,其單爐生產能力較小,難以應用于煤制天然氣這樣大規(guī)模的煤氣化項目。另外還可以考慮BGL(BritishGas-Lurgi英國燃氣-魯奇)塊/碎煤熔渣氣化技術,它是在原魯奇固定床加壓氣化爐技術的基礎上開發(fā)出來的新型煤氣化技術。BGL熔渣氣化技術將高溫熔渣氣化與加壓固定床氣化技術結合在一起,兼具雙方的優(yōu)勢,克服各自的一些缺點,是一種既高效又經(jīng)濟的氣化技術。目前,BGL技術已完成大規(guī)模中試和工業(yè)化示范。2005年,中國云南煤化工集團與Advantica公司合作,在其下屬的云南解化集團改造了一臺固定床加壓氣化爐,并作為示范爐,試燒當?shù)馗吆?約35%)褐煤。但總體來說,目前該技術還缺少商業(yè)運行的業(yè)績。3.2davi甲烷化工藝合成氣甲烷化技術是魯奇與南非Sasol在20世紀70年代開發(fā)的,CO轉化率達100%,CO2轉化率達98%,通過甲烷化制備的天然氣中甲烷含量高達95%。魯奇甲烷化技術在美國大平原工廠的成功應用,也是世界上第一個商業(yè)化業(yè)績。丹麥托普索公司在20世紀70年代后期開發(fā)了甲烷化循環(huán)工藝(TREMPTM)技術,目前已在半商業(yè)規(guī)模的不同裝置中得到證明,正在美國擬建一座18×104m3/h(標準)的合成天然氣廠。在TREMPTM工藝中,反應在絕熱條件下進行,反應產生的熱量會導致很高的溫升,通過循環(huán)來控制第一甲烷化反應器的溫度。TREMPTM工藝一般有3個反應器,第二和第三絕熱反應器可用一個沸水反應器(BWR)代替,雖然投資較高,但能夠解決空間有限的問題。Davy甲烷化技術(CRG)最初是由英國燃氣公司開發(fā)的,20世紀90年代末期,Davy公司獲得了將CRG技術對外轉讓許可的專有權,并對該技術及其催化劑進行了進一步開發(fā)。Davy甲烷化工藝第二甲烷化反應器采用等溫反應器,用來產生高壓過熱蒸汽。另據(jù)報道,其催化劑具有變換功能,合成氣不需調節(jié)H/C比,轉化率高。催化劑使用范圍很寬,在230~700℃范圍內都具有很高且穩(wěn)定的活性。甲烷化催化劑為Al2O3基或者陶瓷基的鎳催化劑,主要包括德國BASF的GI-85、英國JMC的CR-GLH、丹麥托普索的MRC-2X,其中僅有BASF的催化劑在南非Sasol半工業(yè)化甲烷化裝置及大平原工廠長期使用過,其性能穩(wěn)定。4項目投資估算及收益估算下面仍以前面提到的年產10×108m3(標準)天然氣項目為例,對煤制天然氣的經(jīng)濟性進行分析。該項目產品為300×104m3/d(標準)天然氣,副產品為2.2×104t/a汽油、7.0×104t/a柴油和1.73×104t/a硫磺。項目投資估算見表6,成本估算見表7,銷售收入及利潤見表8、表9。根據(jù)以上數(shù)據(jù),在目前國際和國內天然氣價格下,該煤制天然氣項目投資利潤率16.16%(平均),全部投資內部收益率16.21%(所得稅后),投資回收期7.72年,在經(jīng)濟上是可行的。5發(fā)展煤制天然氣在條件具備的地方適度發(fā)展煤制天然氣,可以部分緩解我國天然氣供需缺口,如果在制備天然氣的同時實行多聯(lián)產,還可以對天然氣的供應起到調峰作用,同時發(fā)展煤制天然氣也是國家能源戰(zhàn)略的組成部分。但現(xiàn)在一些地方和企業(yè)不顧地域條件,過高估計煤制天然氣的利潤空間,熱捧煤制天然氣項目,而對煤制天然氣項目的風險認識不足,這是應該引起我們注意的。5.1煤制天然氣的能源效率煤制天然氣在能源轉化效率及水耗上的確優(yōu)于其他煤化工產品(見表10)。然而需要指出的是,雖然煤制天然氣能源轉化效率高,但并不說明用煤制取天然氣作為燃氣使用就是最合理最高效的能源轉化利用方式,因為需要評估包括煤制天然氣及終端用戶在內的全過程的能量效率。比如說,如果僅從能源效率上說,煤發(fā)電可能比煤制天然氣供居民使用效率會更高一些。因此,過分強調和夸大煤制天然氣這個單一過程的高能源效率是不客觀的。另外,煤制天然氣項目的CO2排放量大。大平原項目是通過建設205mile(約330km)的管道,每天將9500×104ft3(約270×104m3)的CO2輸送到鄰國加拿大,注入油田用于提高油田采收率,這不僅減少了溫室氣體排放,每年還為公司帶來了1500萬美元的利潤。5.2煤制天然氣的成本形成機制煤制天然氣項目對煤炭價格是敏感的,當煤價從120元/t上漲到200元/t時,其天然氣成本就會從1.09元/m3上升到1.44元/m3。由于這只是出廠價,如果再加上從工廠到天然氣管網(wǎng)的管輸費用,肯定會比國內氣田入網(wǎng)價高,估計與中亞進口天然氣相比也沒有價格優(yōu)勢可言。因此,煤制天然氣項目必須利用劣質低價煤,并盡可能將項目建設在坑口,以減少煤的運費。此外,天然氣的銷售價格也直接決定著煤制天然氣項目的經(jīng)濟性。從長遠來看,國內天然氣價格與國際接軌是必然的,但我國天然氣價格體系很復雜,不同氣源的價格不一樣,同一氣源的不同用戶價格也不一樣,國內氣價和進口氣價也不同;從天然氣氣價分段上來看也同樣復雜,氣價主要由出廠價、管道運費和城市燃氣終端價格組成,前兩者由國家發(fā)改委定價,后者由地方政府定價?？梢?氣價向上涉及到國家層面,向下涉及到千家萬戶,非常敏感,這就注定這個過程可能是漸進和漫長的。短期內,天然氣價格形成機制只能是在財政給予適當補貼的情況下,由政府指導的天然氣出廠價,加上地方政府根據(jù)各地不同的管道運輸費和管理費形成最終零售價。因此,預期煤制天然氣項目投產后就能有可觀的盈利未免太過于樂觀,大平原項目就是最好的例證。5.3煤制天然氣項目的發(fā)展對策煤制天然氣是我國新興煤化工和能源戰(zhàn)略的重要組成部分,我們應該堅持科學發(fā)展觀,實事求是地評價煤制天然氣在我國新興煤化工產業(yè)中的作用。從戰(zhàn)略的高度看,發(fā)展新型煤化工技術,構建現(xiàn)代化的煤化工產業(yè),對延伸煤炭產業(yè)鏈,提升和改造煤炭工業(yè),實現(xiàn)煤炭產