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2.2 项目运行存在的问题
2.2.1经济性较差
在煤制气生产成本构成中,煤炭所占比重达60%,煤炭价格的波动对煤制气的成本影响较大,风险性较高。另外,根据示范项目运行状况看,煤制气实际生产成本很高,仅低于进口气(进口气享受国家补贴),因此煤制气在生产成本方面几无优势。而在销售价格方面,目前管道输送及液化制LNG,煤制气的销售价格均高于当地天然气门站价格,竞争力较小。
2.2.2 气化技术选择存在问题
目前已投产煤制气项目气化技术主要分为两种,碎煤加压气化技术以及水煤浆气化技术。其中,碎煤加压气化技术应用较为普遍,占比达89.48%;水煤浆气化技术占比为10.52%。两种技术各有优劣势,但在技术的应用过程中都不同程度出现了问题。碎煤加压气化技术出现的主要问题是废水处理困难、污染环境,而水煤浆气化技术的问题则是气化工艺能耗不符合示范项目指标标准。可见,单一气化技术的应用给项目运行带来风险。
2.2.3 水资源和污水排放问题
煤制气项目耗水量巨大,但目前的项目大多分布于水资源贫乏的内蒙、新疆等地区。这些地区生态脆弱,土壤自净能力较弱,而且这些地区大多是沙化严重的荒漠和沙漠,缺少纳污水体,对项目产生的污水几乎没有一点承载能力。近年关于企业污水污染沙漠的事件频发,造成了不少环境问题。为了杜绝此类事件的发生,要求企业在污水处理上有更高的投入,实现污水零排放。但是,污水零排放是个世界性难题,目前还没成熟的技术可以应用。这是制约项目发展的,影响项目收益的主要问题。
3 煤制天然气市场分析
煤制天然气项目的发展前景可以从天然气市场供需总平衡得到。根据前面的分析,天然气消费总量与供应总量比例逐年攀升,需求大于供应,煤制天然气作为补充,其发展空间非常可观。目前已投产运行的煤制天然气产能约40亿m3/a,主要是大唐内蒙古克什克腾旗、新疆庆华、汇能鄂尔多斯、新疆广汇以及云南解化的煤制油联产甲烷项目。截至2014年12月,在建和审批通过的项目高达1162(1215)亿m3/a(源自中国化工报),预计在2018年后逐渐投入市场。伴随着广大社会对改善空气环境的热切渴望,国家将不断推进清洁能源的使用,越来越多的城市和居民将使用天然气,未来天然气将成为与用电和用水一样普遍,这无疑是一个巨大的市场。
4 煤制天然气经济性分析
煤制天然气项目采用的工艺技术不同,其投资和经济效益存有一定差异。现以40亿m³/a天然气项目为例进行计算。
该项目拟在内蒙古鄂尔多斯某地建设,气化采用GSP粉煤气化和(MK+鲁奇气化技术);变换采用低水/汽比的耐硫变换工艺;脱硫脱碳采用低温甲醇洗技术;甲烷化采用国外先进技术,项目建设总投资约256亿元。项目每年产出:天然气40亿m3,硫磺8万t,液氨5万t,粗酚4.5万t,硫铵2.5万t,石脑油8万t,柴油18万t,加氢尾油0.2万t;年耗煤量(5~50mm)原料煤702万t,(0~5mm)原料煤400万t,燃料煤83万t;耗水1970万t。
2015年2月28日,国家发改委发布通知,国内非民用气中的增量气最高门站价格下调0.44元/m³,存量气上调0.04元/m³,最终实现价格并轨。根据通知,鄂尔多斯天然气门站价格2.04元/m3,故天然气价格测算区间定为(1.8~2.1)元/m3。在此气价区间,天然气工厂达到内部收益率 11%时测算对应原料煤价格,其他经济评价参数参考相关规定。可以测算出,达到11%内部收益率时对于的不同气价和原料煤价格(见图3)。
图3所示,当天然气价格一定,煤炭价格处于直线左方时,项目内部收益率高于行业基准收益率,项目在经济上是可行的。反之,项目内部收益率低于行业基准值,项目经济上是不可行的。
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