煤制气项目的经济效益

更新时间:2016-06-28 14:26点击次数:字号:T|T

文章摘要:煤制气项目的经济效益

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 第一,市场空间大

    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,与进口液化天然气相比,煤制气优势更扩大到1.5元/立方米以上。另外,从产能角度来看,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。

    第二,是煤炭行业转型的有效路径

    中国是全球最大的煤炭消费国和生产国,煤炭长期占据我国一次能源消费的绝对主导地位。为了保障国民经济的快速稳步发展,现阶段还不得不依赖于大量使用煤炭资源的能源策略。然而,自2012年以来,除了全球市场波动的因素外,基于节能减排的压力,中国经济的放缓和我国原煤生产能力的不断增加,中国国内煤炭市场开始步入整体供大于求的局面。与此同时,随着大气污染防治方案等环保政策的出台,以及各地煤改气和油改气项目的推进,天然气需求量增长将更为迅猛。在这一背景下,煤炭行业的转型显得尤为迫切。发展煤制气,一方面有利于消化煤炭行业持续增长的产能,也能够对煤炭分散消费过程中产生的污染进行集中控制。因此,发展煤制气是我国当前能源结构下,煤炭行业转型的一条有效路径之一。

    第三,保障国家能源安全

    目前我国天然气供给的对外依存度比较高,在国内需求市场日益扩大的情况下,我国在国际能源市场上的谈判能力比较弱。如果能在煤制气领域有所突破,成功降低煤制天然气生产成本,可以让我国在与他国签订能源购买协议的过程中拥有更多的主动权。首先是在价格方面,煤制气成本的降低有助于压低天然进口气价格;其次是在供给保障方面,一旦进口天然气资源骤减,煤制气可以作为一种补充手段保障社会与经济的正常运行。

    一、煤制天然气的优势分析

    1.发展煤制天然气有利缓解国内油气短缺 我国天然气供需矛盾突出,形势不容乐观。由于产量的增速赶不上消费量的增速,我国每年要从国外进口大量的天然气。未来十几年,中国天然气需求呈高速增长的趋势,平均增速将达13%。预计2015年,天然气需求量将达到1700亿~2100亿立方米左右,届时缺口将达到300亿~700亿立方米。2015年前,中国沿海地区拟建总规模接近7000万吨/年液化天然气设施。LNG(液化天然气)不仅受资源的影响,而且还受建设成本、运输成本、投资、气价波动、政治不确定性的影响。因此中国解决未来天然气的需求,在开发国内天然气资源及进口一定LNG的同时,利用我国丰富的煤炭资源,积极发展煤制天然气,从偏远的富煤产地用长输管线送到全国消费市场,在能源安全、节能减排方面具有战略意义。

    我国目前天然气在一次能源消费结构中的比例仅为4%,为加大天然气在一次能源结构中的比例,提高人民生活质量,适应人类改善生态环境的要求,政府制定了“油气并举”的战略方针,大力鼓励开发利用天然气资源。

    在国内天然气新增技术和经济可采储量减少、勘探难度增加、新发现储量品质下降的大背景下,国内企业有针对性的开展了煤制甲烷气项目的工业化进程工作。

    国家一直鼓励通过煤炭的清洁利用发展能源和化工产业,煤制天然气正是立足于国内能源结构的特点,通过煤炭的高效利用和清洁合理转化生产天然气。煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充,既实现了清洁能源生产的新途径,优化了煤炭深加工产业结构,丰富了煤化工产品链,又具有能源利用率高的特点,符合国内外煤炭加工利用的发展方向,对于缓解国内石油、天然气短缺,保障我国能源安全具有重要意义。

    2. 煤制天然气的相对优势

    目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电、煤制油、煤制甲醇和二甲醚、煤制天然气等,能量效率由低到高为:煤制油(34.8%)、煤制二甲醚(37.9%)、煤制甲醇(41.8%)、发电(45%)、煤制天然气(50%~52%)。煤制天然气的能量效率最高,是最有效的煤炭利用方式,也是煤制能源产品的最优方式。

    煤制天然气的CO转化率接近百分之百,氢转化率99%、CO2转化率98%、能量总有效转化率60%~65%,比生产甲醇高17%,比制成油高15%~25%,比发电高27%。煤制天然气克服了传统的煤制燃气热值低的缺点,单位热值耗水量最低,甲烷合成废水基本不含有害物,易于利用,是最节水的能源产品。这对于富煤缺水的西部地区发展煤化工产业意义重大。

    煤制天然气与甲醇、二甲醚相比,省去了合成气压缩、甲醇合成、精馏、二甲醚合成,以及产品的储存、装车等设施;与煤制合成油相比,省去的装置更多,因此投资省、消耗低。

    煤制天然气也为低品质褐煤的增值利用开辟了潜力巨大的市场。

    目前国内在煤制天然气项目中,除了甲烷化装置中的个别设备需要引进外,其他技术装备均为国产化,可以保证项目技术先进、成熟可靠。

    由于煤制天然气甲烷化装置副产大量的高压蒸汽,这些蒸汽用于驱动空分透平,减少了锅炉和燃料煤的使用量。在甲烷化装置部分,几乎84%的废热以高压蒸汽的形式得到回收,而仅有0.5%的废热要用冷却水冷却,整个系统热量回收效率非常高。同时大量富余的低压蒸汽可以用于发电。而煤制甲醇、二甲醚和合成油装置中,空分所需高压蒸汽几乎全部由锅炉供给,而且基本没有富余的低压蒸汽。为此,煤制天然气可以大大降低锅炉和发电产生的CO2排放量。例如,采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目,生产规模为年产天然气16亿立方米,利用富余的低压蒸汽发电,年发电4.8亿千瓦时,相当于减少CO2排放45.12万吨;该项目甲烷化副产9.8MPa蒸汽542吨/时,年减排CO2达138万吨。

    另外,煤制天然气可以大规模管道输送,节能、环保、安全,输送费用低。而甲醇、二甲醚(加压液化)、油品都是易燃易爆的液体产品,运输难度大、费用高,运输安全值得关注。因此,从产品输送方面来看,煤制天然气更具优势。

    从长远来看,天然气价格逐步上涨的趋势是确定的,因此煤制天然气项目经济效益的前景是光明的。

    3. 煤制天然气的价格竞争优势

    据美国大平原公司的经验介绍,煤制天然气规模只要在20亿立方米/年以上,1立方米天然气的煤炭消耗可控制在4千克以内。未来几年如果进口天然气到达中国口岸的价格维持在2元/立方米,用于生产天然气的煤炭价格不超过300元/吨,或者进口天然气到达中国口岸的价格攀升至2.5元/立方米,用于生产天然气的煤炭价格不超过370元/吨,煤制天然气就能与进口天然气竞争。

    目前,在山西、陕西、甘肃、宁夏、山东、河南、贵州、四川及东北地区等大多数产煤省区,煤炭出矿价都超过300元/吨。按照上述比价关系,在这些地方建设煤制天然气项目风险较大。但在内蒙古东部及新疆地区,煤制天然气项目的竞争优势较为明显。

    与DMTO(煤制烯烃技术)不同,由于天然气可以通过管道方便快捷地长距离输送,使得项目选址的范围扩大。这一优势决定了煤制天然气项目可以建设在DMTO项目无法涉足的内蒙古东部、新疆等交通运输不便,但煤炭储量丰富、价格低廉的偏远地区。

    目前,这些地区的煤炭价格普遍未超过300元/吨,储量丰富的劣质煤(褐煤)的价格更低至130~170元/吨。在这些地区的褐煤矿区建设大型煤制天然气项目,其生产成本只有0.87~1.13元/立方米,不仅与进口天然气相比有较强的竞争优势,即便与调价后的国产陆上天然气相比,价格也很接近。如果再算上煤制天然气热值普遍高于普通天然气15%以上,以及生产天然气过程回收的焦油、石脑油、酚、硫黄等副产品带来的收益,则在这些地区建设煤制天然气项目,其收益更高,产品竞争力更强。

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