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但陕煤化集团党委书记华炜、陕煤化集团常务副总经理尤西蒂对此有不同看法。他们表示:后期石油价格的走势难以把握。一旦石油价格继续下跌,甚至跌破70美元/桶,而国内煤炭价格受综合生产成本高企支撑跌无可跌,甚至可能反弹。那么,煤制烯烃与石脑油制乙烯竞争力就会发生微妙变化,甚至出现逆转。因此,在没有对石油市场中长期走势做出准确判断前,不宜对煤制烯烃前景过分乐观,更不能一窝蜂上项目。尤其不能只拿高成本的石脑油制乙烯与煤制烯烃相比。因为中国经济已经融入全球经济,世界上除了石脑油裂解制乙烯副产丙烯外,还有中东廉价乙/丙烷制烯烃和北美天然气凝析液制烯烃等多种工艺路径,煤制烯烃有无竞争力还要面临上述两种工艺的挑战。
两位专家提醒:上马煤制烯烃项目必须通盘考虑国内外多种资源与工艺路径,慎重决策。由于目前国内在建拟建煤制烯烃规模已经很大,有过剩风险,建议已经完成前期工作的项目继续推进外,那些规划但未开始实施的煤制烯烃项目最好暂缓推进。对于那些已经建成和在建项目,则应尽快谋划烯烃下游产品,通过产品多元化、产业长链条,不断增加产品附加值和项目竞争力,防止后期陷入产能过剩泥潭无法自拔。
煤制气:技术成熟市场看好但环保关难过
如果说,业内对煤制烯烃的前景总体看好的话,对于煤制天然气的前景,看法则大相径庭。
中国化工学会理事贺永德是看好煤制气前景的专家代表。他看好煤制气有三大理由:
一是富煤地区建设煤制气项目具有成本优势。当煤炭价格在400~500元/吨时,煤制天然气的制造成本约1.8~1.9元/立方米,而进口气到达中国口岸价普遍超过2元/立方米,入管网价在2.48元/立方米以上,前者比后者拥有0.5元/立方米的成本优势。如果采用陕西榆林地区优质烟煤(平均发热量6000大卡/千克)作原料,生产1立方米天然气,原料煤+动力煤消耗仅2~2 .3千克。目前榆林地区煤炭售价仅300元/吨,折算煤制气原料成本不足0.7元/立方米,与进口管道天然气相比,优势扩大至1元/立方米以上;若与进口LNG相比,煤制气优势更扩大到1.5元/立方米以上。
二是无产能过剩之忧。中国是一个富煤贫油少气的国家,天然气资源量和产量都十分有限,而需求增长却异常迅猛。2000~2010年,中国天然气消费量年均增长16%;2005年~2013年,中国城市天然气消费量年均增长25.2%。据中国石油经济技术研究院预计:2014年,中国天然气需求量将达2061亿立方米,而国产天然气(常规天然气、煤层气、煤制气)产量预计为1325亿立方米,算上全年可能进口的600亿立方米天然气,总缺口仍达136亿立方米,比2013年放大1倍。
后期,随着居民天然气用量的进一步增加、各地煤改气工程的推进,以及政府为改善大气质量推动的天然气发电项目的增多,以及交通运输领域油改气范围的扩大,都将推动中国天然气消费量持续大幅增长。预计到2020年,国内天然气消费量将达3600亿立方米,20年内年均需求增长将保持10%以上,无产能过剩之忧。
第三,煤制气对改善城镇空气质量和节能减排效果明显。煤制气由于采用了现代化气化、净化、合成工艺,以及先进高效的脱硫、脱硝、除尘与废水处理技术,能大幅减少污染物排放。尤其我国煤制气项目大多布局于新疆、内蒙古等煤炭资源丰富、运输条件受限地区,通过煤制气项目将所得天然气通过管道输送到京津唐鲁及东部省份,即为上述地区提供了清洁能源、缓解了其环境压力。又相当于通过管道将本来难以输送的资源低成本地输送到全国各地,减少了运输过程的能源消耗和排放污染。
“有人担心加征碳税后会削减煤制气的竞争力。事实上,目前包括法国、加拿大在内的一些发达国家都取消了碳税。不少国家对加征碳税争议很大。在这种背景下,中国`十三五`期间能否如期加征碳税存在较大变数。即便真的加征碳税,按10元/吨CO2计算,1000立方米煤制气所缴碳税不过45元,与进口天然气相比,同样具有竞争力。”贺永德信心满满地对记者说。
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