行業(yè)要聞
煤化工
已投產(chǎn)煤制氣項目2015年運行情況 根據(jù)大唐發(fā)電2015半年度報告，克旗40億方/年煤制氣項目2015上半年完成了限制產(chǎn)能提升的動力車間環(huán)保改造，一系列B單元始終保持長周期大負荷運行，截至6月底，累計生產(chǎn)天然氣3.21億標方。阜新40億方/年煤制氣項目2015上半年按計劃開展基建活動。 內(nèi)蒙古匯能4億方/年煤制氣項目全部SNG都液化為LNG，于2014年11月投產(chǎn)。為了開拓下游銷售渠道，匯能集團于2015年7月在河北邢臺南宮市開建LNG儲備庫及加氣站、威縣建設(shè)LNG/L-CNG加氣站，后期邢臺市50座LNG/L-CNG加氣站將在未來三年內(nèi)全部建成。 慶華煤制氣項目位于新疆伊寧縣伊東工業(yè)園，一期建設(shè)13.75億立方米/年煤制氣，于2013年12月進入試運行。2015年1月，新疆慶華30萬方/天SNG液化項目投產(chǎn)。該項目為新疆慶華煤制氣下游項目，產(chǎn)品主要面向伊犁市場銷售。 前期工作煤制氣項目2015年推進進展 2015年仍然有十多個煤制氣項目處于積極的前期工作狀態(tài)，并取得了一定進展。
中國煤制氣行業(yè)的最新特點如下。
1. 項目前期工作高標準、規(guī)范化運作，基本杜絕未批先建。
2. 非常重視環(huán)境影響評估、節(jié)能評估和水資源認證等關(guān)鍵性核準支持文件
3. 部分項目前期工作完成度已經(jīng)非常高，核準所需支持性文件只剩環(huán)評等1-2項 其中有9大項目在水資源獲取方面取得了重大進展。
管道基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)有利于煤制氣項目發(fā)展 近十年來，中國天然氣管道長度年均增長約0.5萬公里，進入2015年，天然氣管道業(yè)仍保持快速發(fā)展勢頭。亞化咨詢根據(jù)公開信息繪制的中國天然氣管網(wǎng)與LNG接收終端布局如下圖所示。
煤制氣產(chǎn)品運輸方案與項目所在的區(qū)位密切相關(guān)，主要有以下四種方式：
1.進入多來源天然氣長輸主干管網(wǎng)。
2. 進入煤制天然氣專用長輸管道。
3. 自建輸氣管道，就近供應(yīng)城鎮(zhèn)用戶。
4. 液化后銷售LNG。
2015年7月，環(huán)境保護部發(fā)布公告，中國石化新疆煤制氣外輸管道工程（新粵浙管道）獲得環(huán)評批復(fù)。該管道工程總投資1399億元，建設(shè)內(nèi)容包括一條干線，六條支干線，管道總長度為8372公里，設(shè)計輸量300億方/年。 新粵浙管道的主供氣源為新疆準東綜合示范區(qū)的煤制天然氣，重要氣源為伊犁地區(qū)的煤制天然氣，中石化西北地區(qū)的常規(guī)天然氣、煤層氣和頁巖氣作為重要補充氣源。煤制SNG氣質(zhì)最低要求應(yīng)符合國標《天然氣》（GB17820)二類氣標準的規(guī)定。2015年6月，新疆龍宇能源準東煤化工公司和蘇新能源公司已經(jīng)先后與中國石化天然氣分公司簽署了煤制天然氣購銷協(xié)議。 此外，2015年3月，由中國石化天然氣分公司建設(shè)的鄂爾多斯-安平-滄州輸氣管道工程（鄂安滄管道）進行環(huán)境影響評價公眾參與調(diào)查第一次公示。公示信息顯示，項目包括一條主干線，五條支干線，線路總長2422公里，輸氣能力300億方/年。 主干線起點位于榆林市榆陽區(qū)小壕兔鄉(xiāng)塔巴廟首站，終點為河北省滄州末站。內(nèi)蒙古自治區(qū)境內(nèi)管道總長為685km，設(shè)置站場8座，途徑鄂爾多斯市（杭錦旗、伊金霍洛旗、烏審旗、準格爾旗、鄂托克前旗）。
亞化咨詢認為，中石化鄂安滄管道將為鄂爾多斯和陜西地區(qū)的煤制氣項目提供產(chǎn)品外輸通道，大大加強途徑區(qū)域煤制氣項目的可行性。 低油價和低氣價令煤制氣經(jīng)濟性承壓 中國進口管道天然氣和長協(xié)進口LNG的價格都以一定公式與國際油價掛鉤，由于國際油價持續(xù)處于低位，中國進口天然氣成本大幅降低。另一方面，中國天然氣定價機制已經(jīng)完成從“成本加成法”向“市場凈回值法”改革。國家發(fā)改委選取上海市場(中心市場)作為計價基準點，并建立中心市場門站價格與可替代能源（燃料油、LPG）價格掛鉤機制。根據(jù)氣流反向回推，參考管輸費用形成各省的門站價格和各氣田出廠價格。 這就意味著，中國天然氣的價格與國際油價強相關(guān)，煤制氣在油價高的時候（80-100美元/桶）經(jīng)濟性良好，但在目前的油價下（40-60美元/桶），煤制氣就很難盈利。
2015年11月18日，國家發(fā)改委通知，經(jīng)國務(wù)院批準，決定自2015年11月20日起將非居民用氣最高門站價格每千立方米降低700元，并由現(xiàn)行最高門站價格管理改為基準門站價格管理，降低后的門站價格作為基準門站價格，供需雙方可在上浮20%、下浮不限的范圍內(nèi)協(xié)商確定具體門站價格。方案實施時門站價格暫不上浮，自2016年11月20日起允許上浮。 亞化咨詢根據(jù)國家發(fā)改委2015年2月發(fā)布的《各省（區(qū)、市）天然氣最高門站價格表》，結(jié)合此次調(diào)價幅度，繪制《2015年11月中國天然氣基準門站價格地圖》如下。
2014年8月，國家發(fā)改委通知要求，進口LNG和頁巖氣、煤層氣、煤制氣，需要進入管道與國產(chǎn)陸上氣、進口管道氣混合輸送并一起銷售的，供需雙方可區(qū)分氣源單獨簽訂購銷和運輸合同，氣源和出廠價格由市場決定，管道運輸價格按有關(guān)規(guī)定執(zhí)行。 亞化咨詢認為，由于煤制氣和頁巖氣的出廠價格已經(jīng)市場化，因此本次天然氣價格下調(diào)將使煤制氣和頁巖氣在與國產(chǎn)氣、進口LNG等的競爭中更加不利。以一個典型的40億方/年煤制氣項目為例，下調(diào)0.7元/方價格就相當于在成本不變的前提下減少了28億元/年的銷售收入。規(guī)劃和建設(shè)中的煤制氣項目還可以期待建成之時油價回升并帶來天然氣價格的上漲，但對于已經(jīng)投產(chǎn)的煤制氣項目，經(jīng)營壓力將非常大。
亞化咨詢根據(jù)獨家煤制氣成本模型，以及與國際油價掛鉤的中國天然氣定價機制，得出不同油價下，鄂爾多斯、新疆和淮南煤制SNG的經(jīng)濟性分析如下。
其中國際油價用BRENT價格，天然氣定價公式折價系數(shù)K=0.9。煤制SNG項目氣化爐采用固定床和水煤漿2：1配置，100%年度開工率�？梢园l(fā)現(xiàn)，煤制SNG項目，在60美元/桶的國際油價下，仍然可以大體維持盈虧平衡，如果能達到80美元/桶的國際油價，則煤制氣項目可以獲得良好的盈利空間。
煤制氣戰(zhàn)略價值仍然值得重視 天然氣是中國清潔能源戰(zhàn)略的重要組成部分，而中國天然氣需要大量進口，因此煤制氣和頁巖氣、煤層氣一起，將成為中國天然氣供應(yīng)的必要補充。 根據(jù)2014年國務(wù)院、國家發(fā)改委的《關(guān)于建立保障天然氣穩(wěn)定供應(yīng)長效機制若干意見》、《能源行業(yè)加強大氣污染防治工作方案》和《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020年）》等規(guī)劃文件，到2020年天然氣供應(yīng)能力達到4000億立方米，力爭達到4200億立方米。
亞化咨詢根據(jù)公開規(guī)劃文件和行業(yè)信息整理各來源天然氣2014-2020年供應(yīng)能力如下圖所示。根據(jù)行業(yè)最新發(fā)展形勢，頁巖氣在2020年達到300億方/年產(chǎn)量是有可能的，但煤層氣和煤制氣分別達到300億方/年和500億方/年產(chǎn)量，就有相當大的難度。
國際油價不可能長期處于低位，時間或長或短，由于勘探開發(fā)投資下降帶來的供應(yīng)短缺，以及隨之而來的國際能源價格上漲遲早要到來。煤制氣基于中國運輸不便地區(qū)豐富的煤炭資源，以可以預(yù)期的成本，生產(chǎn)清潔的天然氣產(chǎn)品，對于需要大量進口天然氣的中國來說，仍然具有戰(zhàn)略價值。形成一定規(guī)模的煤制氣產(chǎn)能，有助于中國控制天然氣進口價格。 亞化咨詢認為，處于建設(shè)或前期工作中的煤制氣項目，應(yīng)當從示范項目吸取經(jīng)驗和教訓，尤其是示范項目在環(huán)保措施和三廢達標排放方面的寶貴經(jīng)驗。
