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我国煤制气项目成本构成主要包括煤炭(燃料煤、原料煤)、水、固定折旧、维修、工资福利、利息及其他支出,其中煤炭方面占比50~60%,是成本构成的重要方面。按照理想状态,我国煤制气生产成本为1.53~1.60元/立方米。
但是根据大唐煤制气项目测算,实际成本达到2元/立方米左右,加上管输费用,到达目的地成本高于当地门站价格,盈利性表现较为一般。此外,我国在长输管道输送方面,中石油一直是占据绝对霸主地位,其长输管网占据全国的85%,大唐煤制气项目需要通过中石油管道才能将气源送至北京,并且还需要自建110公里管线,投入巨大且严重受限于中石油,更加影响了其盈利状况。
而这并非是个别现象。在国外,尤其是美国,尽管煤制油气研发从20世纪40年代就已经开始,但至今,只有大平原煤制气厂一座实现了商业化运转。但是其成本构成中不容忽视的一个方面就是,美国政府担保其贷款的额度占总贷款的76%,而且由于工厂对未来天然气价格趋势估价过高,当前盈利情况并不乐观。
大环境利好少
从全球来看,天然气市场供需情况为基本平衡而非资源短缺,煤制气项目的发展暂无非上不可的紧迫性。
从中国来看,2013年冬季开始,我国“气荒”现象已经得到很大程度缓解,再加上中俄签订380亿立方米/年的大单,中国天然气供应稳定增长已经成为大趋势,很难出现以往短缺严重的情况。在进口价格方面,亚太地区已经出现松动,亚洲溢价情况有所缓解,尤其是在LNG现货进口方面,当前部分报价仅为到岸3500元/吨左右(合2.5元/方),优势表现明显,未来进口企业亏损有望得到弥补,促使中国天然气涨价的第一大要素——进口业务倒挂或将成为历史。国内煤制气项目投产后,或面临中国天然气涨价乏力情况,其盈利性更加难以保证。
从能源利用的角度来看,煤制气是将一种燃料资源加工成另外一种燃料,在这个过程中能源热量部分丧失,某种程度上可以说是资源的一种浪费。以生活烹饪用能来看,1MJ的热能如果通过煤制气满足,则需要消耗0.232千克褐煤,但是如果直接使用煤炭,则仅需要0.21千克褐煤。在供暖蒸汽、电力方面,煤制气的能效损失则表现更加明显。
据卓创观测,在煤化工集中爆发的2013年,煤化工仅仅占到煤炭下游消费的3%,是非常不起眼的一个消费方向。“煤化工救不了煤炭行业,清洁煤或成为更加现实可行的选择”,一位资深的煤炭行业研究员表示。
在当前中国乃至全球煤制气项目技术面不够成熟、盈利性暂无保证、环保性仍受质疑的情况下,不难理解为何我国煤制气项目更多是进行示范性探索,而非大规模集中上马。
(作者系卓创资讯分析师)
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