2 煤制合成天然气的经济性及其未来前景

煤制合成天然气的经济性及其未来前景神华集团有限责任公司吴秀章2010年1月提纲一、中国的能源现状和发展煤制天然气的必要性一、中国的能源现状和发展煤制天然气的必要性二、煤制天然气项目经济性分析二、煤制天然气项目经济性分析三、中国煤制天然气产业发展前景分析三、中国煤制天然气产业发展前景分析一、中国的能源现状和发展一、中国的能源现状和发展煤制天然气的必要性煤制天然气的必要性中国的化石能源结构以煤为主，天然气资源缺乏，2006年我国天然气探明储量为2.45万亿立方,仅占世界储量的1.3%。煤炭：94%石油：5.4%天然气：0.6%中国化石能源探明储量构成中国化石能源的结构特点我国能源生产和消费结构未来我国能源消费仍将快速增长年份能源需求预测报告年2010年2020年2030年2050年国际能源署2006年-48.89-美国能源署EIA2007年29.7440.6152.34-美国能源署EIA2008年31.4343.4255.87-发改委能源研究所2005年23.3833.2742.2864.05清华大学2003年23.331.0839.5349.36国家信息中心等2008年31.444.354.364.9国内外机构对中国能源需求预测结果（单位：亿吨标煤）近年我国天然气消费增长迅速2452742923393974675616730100200300400500600700200020012002200320042005200620072004年以来，在西气东输等长距离天然气外输管道建成投产的带动下，尤其是在国际市场能源价格较长一段时间高位运行和中国经济持续高速增长的大背景下，我国天然气消费迅速增长，从2000年的245×108m3快速增至2005年的467×108m3，2007年进一步增加到673×108m3，7年间年均增长15.5%，2007年消费量是2000年的2.75倍。我国天然气消费比例仍然过低2007年世界部分国家和地区天然气消费对比（单位：亿立方米）国家或地区天然气消费量在一次能源中的比例（%）国家或地区天然气消费量在一次能源中的比例（%）全球2921923.76%美国652925.2%亚太447810.60%加拿大94026.3%非洲83521.8%俄罗斯438857.1%中东299446.9%日本90215.7%欧洲及欧亚1155734.8%韩国37014.2%中美洲134521.9%印度4028.9%北美801025.7%中国6733.4%我国未来天然气消费量预测¾天然气与煤相比具有较好的环保优势和能效优势，可以大大改善环境，减少温室气体排放。天然气利用在较大程度上属于资源供应驱动型的，即受资源供应能力和管网延展情况的约束。¾我国正处于经济发展的快速通道，人均收入和生活水平不断提高，居民生活乃至国际社会对中国改变环境状况的呼声越来越高，清洁能源供应的压力逐年加大，天然气在我国能源消费中的地位必将越来越重要。¾根据2008年上半年国家能源局组织国家信息中心、清华大学等单位对中国能源需求的预测，基准情景下2020年、2030年我国能源需求总量将分别达到44.3亿吨标煤、54.3亿吨标煤，如果届时天然气占一次能源的比例达到8%和10%，则2020年天然气需求量约为2900亿立方米、2030年为4500亿立方米。我国未来天然气供应量预测¾天然气供不应求的形势刺激了国内天然气加速勘探开发。现阶段，常规天然气勘探开发业务已进入快速发展期；煤层气勘探开发处于发展初期，资源量大，未来发展空间很大，将是常规天然气的补充或接替资源。¾根据有关部门预测，2010年国产各类天然气的商品量为1000亿立方米左右，2020年可超过2000亿立方米。¾目前中国正在谋求从海上和陆上两条途径进口天然气，但存在政治、资源、价格等多方面的风险，存在较大的不确定性，如仅考虑目前已签订合同即落实的气量，2010年约为100亿立方米，2020年约为510亿立方米。¾据预测，2015年之后，如果没有新增进口资源，2020年天然气供应将出现400亿立方米左右的缺口。发展煤制天然气的必要性¾符合我国“多煤缺气”的能源结构；¾有利于缓解天然气供应紧张局面，补充进口量的不足，对优化能源消费结构、降低污染、改善环境具有重要的现实意义；¾在西部富煤地区建设煤制天然气项目，有利于将当地的资源优势转化为现实生产力，带动区域经济发展，是贯彻西部大开发战略的重要举措。二、煤制天然气项目经济性分析二、煤制天然气项目经济性分析煤气化CO＋H2部分变换调整CO/H2比例煤气净化脱除有害杂质甲烷化CO＋3H2－CH4＋H2O¾各单元所用工艺技术均为成熟可靠技术；¾关键技术：煤气化和甲烷化技术的选择。工艺技术分析煤制天然气工艺流程¾考虑的因素：原料特性；已有经验和技术的成熟程度；产品煤气用途；对资源、环境的影响；投资和运行成本；先进性和自动化水平。¾适宜的气化方法：9固定床：鲁奇炉（干法排灰）和BGL炉（液态排渣），技术成熟、合成气中含一定量甲烷，副产焦油等，存在污水处理问题。9气流床：Shell、GE、GSP等，大型洁净煤气化技术，国内对GE技术掌握程度较高。目前国内在建、拟建煤制天然气项目倾向于选择鲁奇炉和BGL炉。煤气化技术工艺技术分析¾甲烷化技术是煤制天然气工艺路线的核心技术；¾甲烷化技术是一项较为成熟的技术，在合成氨装置中广泛应用（CO和H2浓度较低，反应较为温和）。上世纪80年代，美国大平原地区建设了一套389万立方米/天的大型甲烷化装置，已正常运转20多年。¾大型甲烷化技术经多年发展已经成熟，具备工业化条件，目前德国鲁奇、英国戴维和丹麦托普索宣称可对外转让大型甲烷化技术。甲烷化技术工艺技术分析生产规模主产品：合成天然气（SNG）20亿Nm3/年；副产品：硫磺、石脑油、中油、焦油等产品；年运行时间8000小时主要工艺技术：典型项目分析BGL气化、空分、耐硫变换、低温甲醇洗、甲烷化。建设地点：内蒙古鄂尔多斯地区物料平衡简图煤制天然气原料煤460单位：万吨/年燃料煤120氧气20万Nm3/h新鲜水2500t/hSNG20亿Nm3/年硫磺1.0粗酚4.93石脑油1.72中油9.16焦油6.13液氨3.43典型项目分析投资估算和项目经济评价测算基础煤：100元/吨原料天然气：0.973元/Nm3副产品价格按照60美元/桶原油下对应的价格体系计算产品新鲜水：6元/吨人工费用：操作人员6万元/人.年管理人员10万元/人.年投资估算和项目经济评价序号项目单位1总投资亿元137.42建设投资亿元128.83销售收入亿元29.54总成本亿元24.05利润总额亿元5.176内部收益率Ⅰ（税前）％8.087内部收益率Ⅱ（税后）％6.468盈亏平衡点％72.2技术经济指标投资估算和项目经济评价项目经济性说明目前国家对天然气的定价偏低，以陕京线为例，陕西境内入网基准价仅为每立方米0.83元（含税）。考虑到合成天然气热值较高、质量较好（含硫量低）等因素，因此将天然气价格确定为0.973元/立方米（不含税），在此条件下，即使煤价低到100元/吨，煤制天然气项目经济性仍然不理想（项目税后IRR仅为6.46%。煤制天然气项目敏感性分析天然气价格（含税）（元/标立方米）1.001.101.601.80税后内部收益率10%10%10%10%对应煤价格（含税）（元/吨）-45.5-9173.4217.7煤价格（含税）（元/吨）113150180200税后内部收益率10%10%10%10%对应天然气价格（含税）（元/标立方米）1.4351.5361.6191.673基准收益率下煤价与气价的对应关系煤制天然气项目敏感性分析不同煤价下的天然气成本分析煤价（不含税，元/吨）生产成本元/立方米完全成本元/立方米1000.68380.79251500.77290.88162000.86200.9707注：副产品成本按销售收入比例分摊三、中国煤制天然气产业发展前景分析三、中国煤制天然气产业发展前景分析影响煤制天然气产业发展的因素中国多煤缺气的资源禀赋及调整能源消费结构的需要是煤制天然气产业发展的驱动力，天然气价格偏低是当前制约煤制天然气产业发展的重要因素，从目前的发展趋势来看，天然气价格上涨是大势所驱。从长远来看，发展煤制天然气产业还面临水资源缺乏、CO2减排等方面的压力。未来天然气价格存在较大上涨空间¾目前国家对民用天然气进行价格调控，对入网价、管输费、终端销售价均进行限价，以陕京线为例：陕西地区入网价0.83元/立方米，到北京的管输费0.45元/立方米，到北京的门站价为1.28元/立方米，北京城市居民用气价格为2.05元/立方米。¾进口天然气价格较高，国际上目前液化天然气（LNG）的到岸价格维持在8－10美元/百万英热单位，折算成人民币约2－2.5元/Nm3，并呈快速上涨的趋势。俄罗斯出口到欧洲的天然气平均价格已上涨至410美元/KNm3，折算成人民币约2.8元/Nm3。最近中石油与与埃克森美孚下属的澳大利亚资源有限公司就澳大利亚高庚（Gorgon）液化天然气（LNG）项目达成正式购销协议。中石油计划出资500亿澳元（约合410亿美元），每年从高庚项目中买进225万吨液化天然气，为期20年，按照目前的汇率折算约3.8元/立方米。未来天然气价格存在较大上涨空间¾随着进口气量的逐渐增加，天然气价格上涨势在必行。¾国家发改委正在研究新的天然气定价机制，初步思路是“一省一个综合门站上限价”。综合门站价：分省实行统一门站价，由各省存量气（2009年）气价和增量气（2010年以后新增用量）气价两部分加权平均确定综合门站上限价格。¾存量气价：根据各省使用的各油气田的天然气出厂价加管道运价加权平均确定。各油气田出厂价在当前国内气价基础上，将城市燃气和化肥用气价格补提0.40元/m3后加权平均确定（1.17元/m3）。¾增量气价：根据国产新增气出厂价格（1.17元/m3）和进口气到岸价加权平均形成全国统一出厂价，加管道运价确定。未来天然气价格存在较大上涨空间¾价格调整：将补提后的国产气价（1.17元/m3）作为油价40美元/桶时对应的基础价格，以后根据国际油价、国内LPG、汽油和柴油出厂价变化幅度调整（权重各占25%）。¾按照国家发改委新的价格改革思路，天然气价格水平总体呈上升趋势。化肥、城市燃气补提0.4元/m3后，全国平均出厂价提高了0.21元/m3，达到1.17元/m3。以此为基础价格，随着油价的上涨，测算天然气价格将明显上升。初步测算，油价每上涨10美元，气价平均上涨约0.2元/m3。若油价达到80美元/桶时，国产气平均出厂价为1.932元/m3，比40美元/桶时气价上涨0.76元/m3。据测算，煤制天然气项目在天然气价格高于1.6元/m3（出厂价）时有较好的经济效益。不同煤制能源产品的能量转化效率煤制天然气的能源转化效率较高，从提高能源转化效率的角度来考虑，煤制天然气具有较好的前景。¾煤制天然气项目消耗大量的水资源，年产20亿立方米的煤制天然气项目耗水量达2500万吨/年。¾项目一般建设在西部富煤地区，水资源相对缺乏，使得项目建设和运营面临制约。¾应对措施：通过大量采用空冷器等节水设备及采取节水措施、提高水的回用率等，尽最大可能降低水消耗。¾开展“水权置换”，用实施节水型农业节约出来的用水指标发展能源工业和其它产业。面临的问题：水资源缺乏¾煤制天然气项目面临碳排放的压力，年产20亿立方米的煤制天然气项目年排放CO2近600万吨。¾目前我国处于工业化进程初期，尽管面临CO2减排的压力较大，但短时间内还不能也不应承担CO2减排责任。¾煤制天然气项目的CO2已经过了富集，浓度超过80%，为实现CO2封存和利用打下了良好的基础。¾目前正在开展CCS技术研究，未来可实现CO2的封存或利用。面临的问题：CO2排放我国富煤缺气的能源结构和环保压力的日趋增加使发展煤制天然气产业成为我国解决能源和环境问题的一条现实途径，不断上涨的天然气价格将使煤制天然气项目具备较好的经济效益，目前有多个项目正在建设（筹建）中，采用有效方法解决所面临的