关于煤制天然气三道应用题的解答

上周，一个名为煤制合成天然气技术经济研讨会的会议在北京召开。这个乍一看并不起眼的会议，却云集了来自石油和化学工业规划院、中国石油规划总院等单位的专攻煤化工经济性分析的专家，神华集团、中电投集团、晋煤集团等已经涉足煤制天然气项目的企业，以及华谊集团、内蒙古伊泰煤制油有限公司、赛鼎工程有限公司、陕煤集团、兖矿集团等众多与煤化工有着千丝万缕联系的企业。
　　在会上，与会代表的探讨主要围绕三个关键性的产业问题展开。
　　问题：现行条件下，煤制天然气经济性如何？
　　观点：●不如西气东输一线和陕京线天然气
　　●有望优于西气东输二线中亚进口气
　　●成本高于目前进口液化天然气
　　在煤制天然气的成本方面，原材料和燃料动力费用所占比例高达60%左右。与会代表一致认为，煤制天然气项目的关键在于成本。他们最关注的问题也是在现行条件下，煤制天然气项目的经济性到底如何？
　　与会的石油和化学工业规划院副总工程师刘志光根据不同的地域和工艺，具体分析了各地建设煤制天然气项目的成本情况。
　　第一种情况，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，生产规模为年产40亿立方米天然气，原料煤、燃料煤均为褐煤，价格为170元/吨（含税价），测算得到的天然气单位生产成本为1.059元/立方米（已扣除副产品收入0.468元/立方米）。目前，大唐发电在内蒙古克什克腾旗建设的年产40亿立方米煤制天然气项目即属于该范围。
　　第二种情况，假设项目建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，生产规模为年产16亿立方米天然气，原料煤为长焰煤，价格为300元/吨（含税价），燃料煤为煤矸石，价格为50元/吨，测算得到的天然气单位生产成本为1.591元/立方米（已扣除副产品收入）。目前，内蒙古汇能煤化工有限公司在鄂尔多斯拟建的年产16亿立方米煤制天然气项目就属于该范围。
　　第三种情况，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，生产规模为年产40亿立方米天然气，原料煤、燃料煤均为洗中煤，价格为400元/吨（含税价），测算得到的天然气单位生产成本为2.151元/立方米（已扣除副产品收入）。
　　刘志光认为，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/立方米。陕京一、二线天然气主要由长庆气田供给，供气价格为 0.681元/立方米。按照现在的气价，所有煤制天然气项目均难与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。但是，与西气东输二线霍尔果斯门站价2.2元 /立方米（石油价格为80美元/桶时）相比，管输费参照西气东输二线全线平均管输费1.08元/立方米计，上述煤制天然气项目全部有竞争力。尤其是在新疆建设煤制天然气项目，竞争力明显高于从中亚进口气。
　　与进口液化天然气（LNG）价格比，如果在新疆建设煤制天然气项目，到华南地区城市门站的价格为2.139元/立方米，无法与近年来中国进口的LNG相竞争。但是，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/桶时，LNG长期合同价格为2.37元/立方米，如包括LNG气化费用，LNG价格将达到约2.77元/立方米。在新疆、内蒙古或山东等地区建设煤制天然气项目则可与新增进口液化天然气相竞争。
　　值得注意的是，上述经济性的比对是建立在油价每桶80美元的前提下。而国际油价的上下波动，则会影响其价格的比对结果。
　　亚化咨询公司总经理夏磊从另一个角度提示，我国天然气价格上涨不可避免，这将在一定程度上提高我国煤制天然气项目的经济性。
　　问题：煤制天然气如何进管网？
　　观点：●规模较小的可就地利用
　　●规模较大的可进入两大集团管道
　　会议关注的另一个关键问题是煤制天然气管网如何构建。据了解，目前我国建设和规划中的煤制天然气年产能已达250亿立方米。各地规划项目如雨后春笋，规模少则15亿立方米，多的可达80亿立方米，其中40亿立方米以上的项目较多。这些天然气将如何“走”？
　　在《中国化工报》2009年5月14日题为《煤制天然气关键在煤价》的报道中，石油和化学工业规划院院长顾宗勤表示，要解决煤制天然气的运输和分销问题有两种途径：一是进入西气东输管线，二是企业自建输气管线。西气东输的管道是中石油等单位建设的，如果其他企业想借用这个管线，可通过商业洽谈、合作来解决。
　　在这次会议上，代表们仍旧围绕这个思路展开了讨论。
　　亚化咨询公司一位分析师认为，如果进入到石油公司的天然气管网，这些煤制天然气项目就可以将落实下游用户的问题交给石油公司，与其天然气下游市场开发统筹考虑，而不必再去各自寻找下游用户。因此，对于企业来说，把制成的天然气并入管网是最方便省事的，但这会受到选址、并网条件等很多因素的制约。
　　那么，对于现行煤制天然气项目今后生产出的天然气进管网的问题，中石油内部人士又如何看呢？对此，与会的中国石油规划总院油气管道研究所副所长杨建红表示，规划中的项目，规模较小的可以考虑就地利用。如果产能较大，自己重新开拓市场有难度，企业可以与中石油、中石化协商进入管道东输，把下游用户的开发交给石油公司，“国内天然气供应总体偏紧，我们非常欢迎煤制天然气进入天然气管网，统筹考虑管输问题，这是天然气的重要补充”。
　　杨建红建议，陕京二线管输能力还有富余，在内蒙古的煤制天然气可以进入陕京线；山东已经具有管网，当地项目的煤制天然气可以进入区域管网，输入到环渤海地区；而由于西气东输一线、二线以及其他规划东输的管线基本上与所对应的气源匹配，所富余的管输能力有限，因此新疆地区的煤制天然气需要与其他新增气源规划新的东输管线。
　　但他也指出，煤制天然气的产能建设是连续性的，但管道建设却是阶段性的。所以，产量增长需要与下游市场开发速度相匹配。
　　杨建红还表示，煤制天然气项目建设属于分期台阶式投产，达产时间短；而市场销售需求有一定的周期。二者存在不匹配的情况。长输管线建成之前，煤制天然气只能依靠周边销售，不能供应到东部市场负荷中心，将抑制产能作用发挥。因此，煤制天然气项目的规划必须与现有的天然气规划协调好，比如目标市场的容量、项目检修期间的连续供气问题等。
　　问题：如何适应民用天然气的季节性峰谷差？
　　观点：●联合循环发电
　　这次会议还讨论到民用天然气使用存在高峰和低谷的问题。一些代表提出，城市天然气冬季用量大，非采暖期用量少，峰谷差甚至达到10倍，调峰问题非常严重。因此，煤制天然气项目生产的天然气如果要并入民用管网，就需要解决调峰的问题。毕竟，在用气低谷时，企业不可能把煤制天然气生产装置给停了。
　　对于这个问题，与会的西安热工院总工程师许世森提出了煤制天然气联合循环发电的设计模式。据他介绍，煤制天然气装置的年利用小时数为8000小时，而常规燃煤火力发电设备的年利用小时数为4500～5500小时。因此，如果采用煤制天然气联合循环发电设计，煤制天然气装置每年有近3000小时可用于发电，起到调峰的作用。煤制天然气与发电联产，其运行模式是：在冬季用气高峰时提高天然气产气比例，在夏季用电高峰时则可提高发电量比例。这样可以补充管网气的不足（通过煤制天然气）或消化管网内的过剩气源（通过利用天然气进行发电），起到稳定管网压力等调节功能。这样也能充分利用装置，优化利用能量，从而提高项目的适应性，降低风险。
　　许世森还仔细估算了这种模式的经济性：年产10亿立方米煤制天然气项目如果配套1台F级燃气—蒸汽联合循环装置，当煤价在650元/吨以下时都有经济性。
　　许世森表示，煤制天然气联合循环发电还有利于进行二氧化碳捕集。以两台3000吨/日的气化炉规模计，年可捕集二氧化碳392万吨。
　　还有与会代表表示，我国天然气供应有一个致命伤就是储气调峰设施严重滞后。这也正是近几年冬季屡次出现大面积气荒现象的主要原因。但建设调峰储备设施的投资和运营成本巨大。如果通过优化建设方案，煤制天然气工厂还可以通过调节生产天然气和生产甲醇、氨、油品等化工产品，成为解决城市天然气调峰问题的有效手段。