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市场发展的运作难题
按照反对专家的意见,国内煤制气建设存在环境问题、经济性和技术问题、管网输送等问题。这些问题均制约国内煤制气规模发展。
中国科学技术信息研究所专家认为,产业化初期必然存在诸多问题,所付出的成本也必然偏高,但需要时间去解决。
发展煤制气第一因素便是水资源。煤制气项目建设耗水量大,国内煤炭资源和水资源大体逆向分布,煤炭资源丰富的地区,水资源缺乏。同时,建设煤制气项目可能会造成水资源短缺和水资源污染两方面的问题。
至关重要的因素即为经济和技术因素。国内4个首批示范项目大唐内蒙克什克腾旗、新疆庆华、汇能鄂尔多斯(600295,股吧)、大唐辽宁阜新煤制气项目均延迟一年(及以上)投产,其中制约因素便有技术不成熟的原因。其中,汇能煤制气项目便存在水煤浆气化工艺能耗不符合示范项目标准问题。
上述4个示范项目也均存在投资超额、环保投资高等问题。数位专家批评称,煤制气示范项目中一些关键工艺技术大多是从国外引进,并且是直接从实验室搬到工业中,许多工作尚处在探索阶段,并不成熟。
从经济性角度考虑,国内煤制气价格存在较大竞争压力。理想情况下,煤制气生产成本为1.5元/立方米左右,而根据投产示范项目运行情况,实际成本要在2元/立方米以上。对比国产天然气井口价在0.6元/立方米左右,及进口管道气一般高于2.2元/立方米,煤制气价格竞争力明显偏弱。
根据石油和化工规划院专家的意见,另外一种算法是,煤制气价格大体参考国内现在的增量天然气价,可能在2.2元/立方米~2.5元/立方米左右,而考虑到碳减排等因素,其最后价格可能还要增加0.1元~0.7元/立方米。
此外,煤制气初始建设投资经济压力加较大。以广汇能源(600256,股吧)年产40亿立方米煤制气项目为例,预计投资总额约为250亿元。这对于一般的企业来讲,融资压力较大。
煤制气管道输送也存在阻碍。据不完全统计,近80%的煤制气项目规划采用管道输送下游的销售方式,其余则通过液化成LNG以槽车形式面向市场销售。
但国内煤制气项目建设企业若无配套的管道输出路径,一般均要通过中石油、中石化的管网进行销售,无法直接与用户直接销售,其中便会增加煤制气销售成本;而自建输送管道将会提高企业的资金压力和建设成本。
以大唐克什克腾旗年产40亿立方米煤制气项目为例,其一期工程已延迟一年至2013年底投产,但早与中石油销售公司签订协议,产出的煤制气需先卖给中石油,转经其管道送至北京销售市场;而初期结算价格每立方米2.75元(含13%增值税)。
为此,一些专家建议,优先发展具备煤炭、水资源等条件的煤制气项目。皖能集团淮南年产40亿立方米煤制天然气项目便有优势。
皖能集团上述煤制气一期项目今年4月获得国家核准开展前期工作。该项目具备煤炭、水资源优势,同时煤制气将直接面向安徽市场,更加接近销售终端,可以增强华东地区天然气供应能力。
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