中國煤制天然氣市場空間及展望

煤炭加工轉換生產天然氣過程中要消耗大量的煤炭資源和水資源,同時煤炭大量開采對脆弱的生態(tài)環(huán)境也會帶來巨大影響。從國家能源戰(zhàn)略安全和技術儲備的角度出發(fā),在充分考慮環(huán)境和水資源承載能力的基礎上,利用相對豐富的低品質煤炭資源適度發(fā)展煤制天然氣是必要的,但對于發(fā)展規(guī)模,各方面還沒有達成統(tǒng)一的認識,有待于進一步綜合論證。

1、我國天然氣中遠期需求量預測

1.1 天然氣市場發(fā)展規(guī)律

對天然氣市場而言,從美國、英國、日本、俄羅斯等成熟國家的發(fā)展經驗看,一般都經歷了啟動期、發(fā)展期、成熟期3個階段。天然氣市場發(fā)展各時期在資源、管道、市場、消費模式以及在能源消費中地位的特征詳見表。

天然氣市場的發(fā)展是一個較為長期的過程,從啟動期、發(fā)展期到成熟期通常歷時半個世紀或更長時間(圖)。以日本和美國為例,日本從20世紀50年代開始利用天然氣,70年代進入快速發(fā)展期,2000年前后進入成熟期,期間經過了50年,之后消費增長趨于緩慢。美國從1885年開始利用天然氣,到1945年進入快速發(fā)展期,1970年消費量達到6000×10⁸m³,之后消費量趨于穩(wěn)定,部分年份曾下降到5000×10⁸m³以下。

新中國成立后川渝地區(qū)開始少量利用天然氣,到2004年西氣東輸管道建成投產,市場才進入快速發(fā)展階段,啟動期經歷了漫長的55年。從當前經濟社會發(fā)展所處階段和市場發(fā)展規(guī)律看,我國天然氣利用的快速發(fā)展期要持續(xù)到2035年左右,2035年以后中國天然氣市場將進入成熟期,到21世紀中葉天然氣市場完全成熟。

1.2 我國天然氣需求量預測

2013年春季以來全國大面積出現(xiàn)連續(xù)的霧霾天氣,讓全社會深刻認識到改善環(huán)境已刻不容緩。2013年9月,國務院下發(fā)了《大氣污染行動計劃》,環(huán)境保護部、發(fā)改委等6部門聯(lián)合下發(fā)了《京津冀及周邊地區(qū)大氣污染防治行動計劃實施細則》,要求到2017年全國PM2.5濃度普降10%,京津冀、長三角、珠三角三個重點區(qū)域分別下降25%、20%、15%;全國煤炭消費比重降到65%以下。

各地市紛紛制定了大氣污染治理實施方案,如淘汰市區(qū)燃煤小鍋爐,劃定無煤區(qū)等,加快了采暖煤改氣、工業(yè)鍋爐煤改氣、熱電項目煤改氣的步伐,天然氣行業(yè)發(fā)展迎來了前所未有的機遇。

天然氣消費受需求和供應兩方面因素的影響。西氣東輸管道建成以來,在國際油價不斷上漲、國內天然氣價格較低的大背景下,我國天然氣消費量快速增長。2013年7月,發(fā)改委公布天然氣價格改革方案,除居民用氣價格不作調整,其他用氣價格全部提高,這在一定程度上抑制了市場需求量的增長,但國內天然氣產量的增長仍無法滿足市場需求。

綜合各方面因素,在國家電價、氣價、熱價等用氣領域提供一定補貼的情況下,預計2015年我國天然氣消費需求量為2300×108m3,2020年增加到3800×108m3,2030年有望達到5200×108m3。2010-2020年平均每年增加270×108m3,年均增速13.4%,繼續(xù)保持快速增長態(tài)勢;2020-2030年增速大大放緩,但仍有3.2%的增速(圖)。

隨著天然氣消費規(guī)模的擴大,天然氣利用結構也在發(fā)生變化。從提高能源利用效率、有效改善大氣環(huán)境的角度來考慮,今后天然氣利用方向將依次為城市氣化、工業(yè)燃料置換、天然氣汽車、分布式能源、天然氣發(fā)電。未來天然氣利用比例大致是城市燃氣占1/3、工業(yè)燃料占1/3、發(fā)電和化工兩個行業(yè)之和占1/3,類似于美國的均衡型結構。

2、煤制天然氣市場空間分析

2.1 我國天然氣資源供應潛力

我國可供天然氣資源包括國產常規(guī)天然氣、非常規(guī)頁巖氣與煤層氣、煤制天然氣,以及國外進口管道氣和LNG。依據(jù)國家天然氣、煤層氣、頁巖氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃,并參考相關文獻對資源勘探開發(fā)前景的分析,預測各類資源供應潛力大致如下。

1)國產常規(guī)天然氣資源(包括致密氣)主要來自四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地、南海海域等。

其中,致密氣資源品質低、投資大、成本高、開發(fā)效益差,屬于典型的非常規(guī)天然氣資源,也是技術基本成熟、短期內可以快速上產的最現(xiàn)實資源類型,但目前我國未將致密氣列入非常規(guī)資源管理,缺少必要的扶持政策支持,發(fā)展積極性受到影響。

2013年常規(guī)氣產量為1178×108m3,同比增長9.8%。國家天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃提出:2015年國內常規(guī)氣的產量將達到1385×108m3。根據(jù)目前勘探開發(fā)形勢并參考相關文獻,預計2020年國內常規(guī)天然氣產量大致為1800×108m3,2030年可增加到2500×108m3。

2)非常規(guī)天然氣資源包括煤層氣和頁巖氣,是未來我國天然氣上產的重點領域。

煤層氣在國內已實現(xiàn)商業(yè)開采,2013年地面抽采量約30×108m3;頁巖氣尚處于摸索試采階段,2013年產量約為2×108m3?！秶颐簩託?煤礦瓦斯氣)開發(fā)利用“十二五”規(guī)劃》提出,2015年煤層氣地面開發(fā)產量達到160×108m3;《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃2011—2015年》提出,2015年實現(xiàn)頁巖氣產量65×108m3,2020年力爭達到600×108~1000×108m3。

筆者按穩(wěn)健開發(fā)的方式考慮,2015年煤層氣產量按60×108m3、2020年按120×108m3考慮,2030年將達到300×108m3。頁巖氣方面,盡管美國已實現(xiàn)“頁巖氣革命”,但我國剛啟動先導試驗項目,勘探開發(fā)經驗非常有限,對可采儲量認識不足,關鍵成套技術仍在探索完善之中,同時規(guī)模開發(fā)還面臨水資源短缺和環(huán)境風險,實現(xiàn)規(guī)劃目標面臨非常大的挑戰(zhàn)。穩(wěn)妥考慮,本文頁巖氣產量2015年按60×108m3、2020年按300×108m3考慮,2030年將達到600×108m3。

3)煤制天然氣目前已有4個項目獲得發(fā)改委核準,分別是慶華集團在新疆伊寧的55×108m3項目,大唐在赤峰克什克騰旗的40×108m3項目、大唐在遼寧阜新的40×108m3項目,以及內蒙古匯能公司在鄂爾多斯的16×108m3項目,合計產能151×108m3。

其中大唐克什克騰旗一期、新疆慶華一期各13.75×108m3于2013年12月正式投產供氣,2014年1月由于環(huán)保、設備可靠性等問題又被迫停產,中斷向市場供氣。根據(jù)各項目建設進展,穩(wěn)妥考慮2015年全國能夠實現(xiàn)的煤制天然氣產量約為50×108m3,2020年僅考慮已核準項目,全部建成后總產能合計為150×108m3。

4)進口管道天然氣主要有3個方向:

①中亞方向,氣源來自土庫曼斯坦、哈薩克斯坦等中亞國家;

②緬甸方向;

③俄羅斯東線,經過長達20年馬拉松式的前期研究和談判,2014年5月22日普京總統(tǒng)訪華期間兩國石油公司簽訂了購銷合同,計劃在2018年底開始向中國供氣。

3個方向預計2015年可向中國供氣460×108m3左右,2020年增加到1000×108m3,2030年按2020年資源量考慮。

5)沿海LNG進口資源采購比較靈活,根據(jù)現(xiàn)有合同預計,2015年進口資源量大致為400×108m3,2020年增600×108m3,2030年同樣按2020年資源量考慮。

綜合上述各類資源,并減去油氣田生產自耗、管道耗氣和儲氣庫墊底氣,常規(guī)氣、煤層氣、頁巖氣的商品率平均按90%計算并進行圓整,預計2015年全國可供商品氣量為2120×10⁸m³,2020年增加到3500×10⁸m³,2030年有望達到4800×10⁸m³,具體見表。

2.2 煤制天然氣市場空間

煤制天然氣項目發(fā)展空間可以從天然氣市場供需總體平衡中得到。根據(jù)前面的分析,預測我國天然氣消費需求量2020年為3800×10⁸m³,2030年有望增加到5200×10⁸m³。

資源供應方面,若不考慮新增進口LNG和管道氣項目,2020年商品氣量為3500×108m3,2030年為4800×108m3。由此判斷,2020年我國新建煤制天然氣項目市場空間大致為300×108m3,2030年大致為400×108m3,見表。

3、我國煤制天然氣產業(yè)發(fā)展要素分析

3.1 煤制天然氣項目發(fā)展現(xiàn)狀

為防止煤制天然氣等煤化工項目無序發(fā)展,2009年以來發(fā)改委曾連發(fā)多個文件,上收審批權,并設置了嚴格的項目準入制度。面對我國大氣環(huán)境污染日益嚴峻的形勢,2013年9月國務院印發(fā)了《大氣污染防治行動計劃》,其中第四條談到“制定煤制天然氣產業(yè)發(fā)展規(guī)劃,在滿足最嚴格的環(huán)保要求和保障水資源供應的前提下,加快煤制天然氣產業(yè)化和規(guī)?；椒?rdquo;。

在此政策引導下,2013年9月以來國家對煤制天然氣項目的審批可謂“開閘”,全球最大的煤制天然氣項目(新疆準東年產300×108m3示范項目)取得了發(fā)改委的“路條”文件(表)。

3.2 煤制天然氣項目發(fā)展的驅動因素

當前,煤制天然氣項目備受青睞的原因,可以總結為以下幾點。

1)我國天然氣供應長期存在缺口,2020年平衡缺口大致為300×108m3,2030年缺口約為400×108m3。

2)煤制天然氣相比進口氣價格上有競爭力。

目前示范階段,煤制天然氣項目單位產能投資水平為5~7元/m3,具體與項目規(guī)模、建設地點、工程建設內容及外部配套有關。以某典型40×108m3煤制氣項目為例,采用魯奇公司BGL煤氣化工藝,項目年耗原料煤986×104t、燃料煤272×104t,年外購電2.56×108kWh、新鮮水2528×104t,建設投資約247億元。若內部收益率按10%考慮,當煤炭價格為100元/t、150元/t、200元/t、250元/t、300元/t時,估算煤制氣價格介于1.57~2.22元/m3(表)。

若項目建在新疆地區(qū),煤制天然氣與進口中亞氣在霍爾果斯入境點的價格對比,可以看出煤制天然氣具有較大的競爭優(yōu)勢(表)。

內陸省份以北京市為例,根據(jù)2013年7月國家天然氣價格改革方案,增量氣門站價格為3.14元/m3。2013年12月24日剛投產供氣的大唐赤峰煤制氣項目與中石油簽訂的供銷協(xié)議結算價為2.75元/m3,比增量氣門站價低0.39元/m3,煤制氣相比國內自產氣價格競爭力顯著。

3)煤炭富集省份資源就地轉化愿望迫切。

據(jù)《2012年中國國土資源公報》,截至2011年底,全國煤炭保有探明儲量為1.3779×1012t,其中新疆、內蒙古兩個自治區(qū)資源儲量占全國的60%以上,豐富的煤炭資源為這些地區(qū)發(fā)展煤制天然氣、煤制油產業(yè)提供了充足的資源基礎,地方政府為此傾注了極大的熱情,迫切希望將資源優(yōu)勢轉化為經濟優(yōu)勢。

近兩年出現(xiàn)的煤炭產能過剩、煤炭價格下滑也促使政府和煤炭企業(yè)尋求資源型經濟轉型之路,寄希望于把過剩的煤炭轉移到天然氣上來。此外,國家《大氣污染防治行動計劃》提出:到2017年煤炭占全國能源消費總量比重降到65%以下,京津冀及周邊地區(qū)已制定了實施細則,采取禁煤、控煤、壓煤、加快淘汰落后產能等一系列措施,到2017年實現(xiàn)削減煤炭消費量8300×104t的目標,此舉將成為內蒙古等地加快煤制天然氣發(fā)展的新推動力。

3.3 煤制天然氣項目發(fā)展的制約因素

3.3.1 面臨水資源與生態(tài)環(huán)境壓力

中國人均水資源量僅為世界平均水平的1/4,且全國分布極不均勻。中西部地區(qū)屬于缺水地區(qū),尤其是內蒙古河套地區(qū)大量抽取黃河水,用水量已超過黃河的承載能力(表)。煤制天然氣項目耗水量巨大,據(jù)已開展前期工作的示范項目可研成果,單位產品新鮮水消耗量大概在7t/1000m3,年產40×108m3的項目每年耗水量多達2800×104。

目前主要煤化工發(fā)展區(qū)的通行做法有兩種:

①興建引水設施,如新疆建設了“引額濟烏”工程;

②實行工農業(yè)用水水權置換,但通過水權置換有可能導致地下水位下降,引發(fā)植被退化、土地沙化等生態(tài)問題。

除了水資源問題外,大規(guī)模發(fā)展煤制天然氣產業(yè)開采煤炭將加劇破壞周邊土地資源、惡化生態(tài)環(huán)境。

3.3.2 國際上面臨CO2減排壓力

低碳發(fā)展已成為新一輪國際經濟增長點和競爭焦點,其核心是建立高能效、低排放的發(fā)展模式。中國溫室氣體排放總量已居世界首位,2012年排放量達到92.1×108t,占全球總排放量345×108t的26.7%,國際上面臨著巨大的減排壓力,政府已承諾到2020年單位GDP的排放量比2005年減少40%~45%。

與煤制油、煤制甲醇相比,煤制天然氣在二氧化碳排放方面雖具有一定優(yōu)勢(圖),但仍然屬于高排放產業(yè)。以采用魯奇碎煤加壓氣化工藝、年產能40×108m3煤制天然氣項目為例,每年消耗煤炭約1800×104t,排放CO2約1700×104t。因此,發(fā)展煤制天然氣產業(yè)必須重視CO2捕集與封存,否則將不利于減排目標的實現(xiàn)。煤制天然氣項目CO2濃度超過80%,具有開展封存和利用的條件,但現(xiàn)階段受制于經濟、技術和地質等方面因素,全面實現(xiàn)捕集封存仍無法做到。

2013年5月,《中華人民共和國環(huán)境保護稅法(送審稿)》首次將CO2納入征稅范圍,提出按照CO2排放當量征收10~100元/t,政府根據(jù)需求定期發(fā)布,逐步增長。2013年6月,全國首家碳排放權交易所-深圳排放權交易所正式開市,運行6個月碳交易價格介于28~140元/t。如果按照80元/t價格測算,對煤制天然氣項目相當于成本增加0.34元/m3,將大大降低煤制天然氣與進口管道氣的價格競爭力。

3.3.3 國內面臨節(jié)能降耗壓力

煤作為能源,利用路線主要有直接燃燒發(fā)電、轉化制油、制天然氣、制甲醇、制烯烴等,其中轉化制天然氣效率是最高的,理論上可超過60%(圖)。但如果將煤制成的天然氣再用來發(fā)電,按聯(lián)合循環(huán)電廠熱效率55%計,不考慮天然氣輸送過中的能耗,從煤到發(fā)電的綜合利用效率僅為33%,遠低于超超臨界機組煤炭直接發(fā)電45%的效率水平。

如果煤制天然氣作為汽車燃料使用,低于煤發(fā)電驅動電動車約31%的效率水平,這主要由于燃氣發(fā)動機的熱效率大大低于電機(表)所致。因此,從綜合能源利用效率看,煤制天然氣用于發(fā)電或用作汽車燃料是很不合適的。

測算表明,煤制天然氣項目萬元產值能耗處于較高水平,遠高于煤制油、煤制燃烴,也高于煤炭直接發(fā)電(圖)。測算時,煤制氣出廠價按2.0元/m3測算,煤制氣項目萬元產值能耗為11.5tce(tce表示1t標準煤當量,tonofstandardcoalequivalent,1tce≈29.3GJ,下同);煤制油產品出廠價按8000元/t測算,此類項目萬元產值能耗約為5tce;煤炭直接發(fā)電,按超超臨界機組效率45%、上網電價0.35元/kWh計算,萬元產值能耗為7.8tce;煤制烯烴產品平均按12000元/t計算,萬元產能耗為4.8tce。

另一方面,按2005年不變價計算,2010年我國萬元生產總值能耗指標為1.03tce,如按2010 年的當年價計算為0.8tce,國家“十二五”規(guī)劃提出2015年這一指標下降17%,則屆時將降至0.66tce。因此,大規(guī)模發(fā)展煤制氣無疑將增加國家和地區(qū)節(jié)能降耗壓力,與當前全球倡導的節(jié)能減排行動是相悖的。

4、對煤制天然氣產業(yè)發(fā)展的幾點建議

4.1 支持研發(fā)和示范,環(huán)境上嚴格準入

目前國際上唯一建成規(guī)?；a的煤制天然氣項目僅有美國大平原制氣廠一家,其產能為16×108m3/a。該工廠系20世紀70年代末石油危機時期啟動建設,1984年建成投產,由于美國天然氣價格長期處于低位,工廠一直處于虧損狀態(tài)。20世紀90年代起,通過加大副產品開發(fā)力度,生產液氨、焦油、苯酚等副產品,并將副產的CO2通過管道輸送到油田用于驅油,才逐步實現(xiàn)了盈利。

2006年前后,在國際油價持續(xù)高漲背景下,美國、韓國也曾提出建設煤制氣項目,但在油價波動、環(huán)境減排收緊的大環(huán)境下,規(guī)劃的項目都沒有付諸實施。目前,大型甲烷化技術只有丹麥托普索TREMP技術、英國戴維公司CRG技術、德國魯奇三家,我國當前開展的煤制天然氣項目均采用國外技術。

國外的經驗是研發(fā)上長期支持,示范中嚴密跟蹤,環(huán)境上嚴格準入。當前我國各地盲目發(fā)展的主要誘因是資源價格扭曲和污染成本被嚴重低估,未來發(fā)展必須嚴格環(huán)境評價和水資源保護,量水而行、量環(huán)境容量而行,對CO2排放及捕捉要有明確的責任,新上示范項目必須核算從煤炭開發(fā)到終端使用全生命周期的能源轉換效率,煤炭資源價格按市場價格測算。

4.2 結合我國的國情因地制宜適度發(fā)展

我國油氣供應安全形勢嚴峻,適度發(fā)展煤制天然氣可降低油氣對外依存度,緩解天然氣供應緊張的局面。但另一方面,我國煤炭資源總體儲量盡管豐富,人均儲量只有世界平均水平的60%,有限的煤炭資源應首先保障發(fā)電、冶金等行業(yè)利用(目前我國煤炭約45%用于發(fā)電供熱、約38%用于鋼鐵冶煉與加工、約8%用于建材,約5%用于化工)。

考慮到新疆、內蒙古等地具有豐富的低熱值褐煤、高硫煤、高灰分煤資源,直接燃燒將帶來大量硫、氮和灰塵污染,并且這些資源遠離消費中心,運輸成本高、損耗大。利用這些地區(qū)相對豐富的低品質煤炭資源適度發(fā)展煤制天然氣,是煤炭清潔利用的有效途徑之一,并且通過副產品回收和CO2捕集封存,相比直接燃燒可大大減少硫化物、氮氧化物和CO2排放量。

綜合考慮市場空間、水資源、環(huán)境容量、煤炭清潔利用技術的發(fā)展,以及國產和進口天然氣資源落實程度,并考慮國外進口氣和國產煤層氣、頁巖氣勘探開發(fā)的不確定性,初步認為2020年煤制天然氣產業(yè)的合理規(guī)模為300×108m3、2030年為400×108m3,峰值達到800×108m3。如按照中國工程院《中國能源中長期(2030年、2050年)發(fā)展戰(zhàn)略研究》課題組提出的我國煤炭工業(yè)可持續(xù)發(fā)展產能不超過38×108t測算,若生產800×108m3煤制天然氣,約消耗低品質煤炭4.8×108t,占屆時全國煤炭產量的10%,可以說是控制在合理范圍內。

4.3 煤制天然氣利用方向應定位于城市燃氣和工業(yè)燃料

以煤為燃料可以直接發(fā)電,或者作為原料生產甲醇、二甲醚、天然氣、汽柴油等產品,各種方式能源轉換效率有較大差別,在轉換環(huán)節(jié)煤制天然氣的效率高于其他,先進水平可以達到56.5%,而煤炭液化轉換效率僅為40.3%。煤制天然氣利用方向應從能源綜合利用效率的角度來加以考量。

煤可以直接生產化工原料,因此用煤制天然氣再生產合成氨、甲醇等化工產品顯然是不合理的。煤制天然氣用于發(fā)電和供熱,聯(lián)合循環(huán)發(fā)電熱效率按55%、熱電聯(lián)供熱效率按75%計算,則從煤到天然氣、再到發(fā)電和供熱的綜合利用效率為31%~42%,甚至低于超臨界機組燃煤直接發(fā)電效率。

如果加工轉換后的產品作為交通運輸行業(yè)的燃料,再考慮汽車發(fā)動機的效率差異,則煤炭直接發(fā)電、供電動汽車的綜合利用率最高,約為31%;煤制天然氣的綜合利用效率盡管高于煤制甲醇、煤制二甲醚和煤制油,但也僅為煤直接發(fā)電供電動汽車的一半。

當前,為解決城市大氣污染問題,各地都在積極推廣電動汽車、天然氣汽車,鑒于煤直接發(fā)電向電動車供電效率遠高于煤制天然氣供天然氣汽車。因此煤制天然氣供汽車使用也很不合理,莫不如直接發(fā)展電動汽車。綜上所述,從能源系統(tǒng)綜合利用效率來考慮,煤制天然氣的利用方向應定位于城市燃氣和工業(yè)燃料,替代分散燃燒的煤炭,有效減少煤煙污染。

4.4 煤制天然氣項目發(fā)展應統(tǒng)籌規(guī)劃布局

近兩年,新疆、內蒙古、山西、安徽、云南、貴州等多個省份提出了一大批煤制天然氣項目,總規(guī)模多達2800×10⁸m³/a,如果全部建成每年需消耗原煤13×10⁸t煤,全國超過三分之一的產煤量將用來生產天然氣,顯然極不合理。煤制天然氣與煤制油、煤制甲醇相比,技術相對成熟,在節(jié)能、節(jié)水和二氧化碳排放方面具有優(yōu)勢;以劣質煤為原料加工轉換,為低品質褐煤的增值利用提供了方向,符合我國煤化工發(fā)展的要求。

但是,煤制天然氣在世界上的發(fā)展是不均衡的,從整個能源系統(tǒng)效率和節(jié)能減排角度看,不宜遍地開花都去搞。煤制天然氣是資源、資金、技術密集型產業(yè),項目建設需要綜合考慮煤炭開采與轉化、水資源保障、技術集成與優(yōu)化,配套天然氣管網建設等諸多外部配套支持條件,是一個復雜的系統(tǒng)工程。因此,煤制天然氣項目必須在國家的能源規(guī)劃指導下統(tǒng)籌考慮、合理布局,做好總量控制。

現(xiàn)階段,我國煤制天然氣技術已有一定的研發(fā)基礎,但第一個工業(yè)化項目剛剛建成投產,在技術可靠性、設備大型化、運行長周期等方面還存在風險,關鍵設備、工藝還有賴進口,大規(guī)模推廣還有待于在實踐中進一步摸索。

未來5年內,政府監(jiān)管工作重點應是示范升級,提高技術水平和示范規(guī)模,觀察總結示范項目運行的環(huán)保性、經濟性,作為未來制定相應政策和產業(yè)走向的重要參考依據(jù)。對企業(yè)而言,應關注天然氣市場供需、煤層氣及頁巖氣勘探開發(fā)技術進展,以及國家政策動向和示范項目的效果,避免盲目投資,做到有的放矢。（其他作者為周淑慧，田瑛，陳進殿，魏傳博）