經濟性可期

　　天然氣漲價預期，使不少企業看到了煤制天然氣的商機。

　　作為煤化工專業咨詢機構，亞化咨詢公司上周在北京召開了首屆煤制合成天然氣技術經濟研討會。由于煤制天然氣技術已經成熟，項目的經濟性成為與會者關注的焦點。石油和化學工業規劃院副總工程師劉志光專攻煤化工經濟性的分析，其參與了國內多個煤制天然氣前期研究工作。據透露，煤制天然氣熱值高于國家天然氣質量標準的17.8%-21%；在CO2、H2S、總硫等指標方面也高于國家標準，產品中幾乎不含CO；水露點也滿足要求。

　　在成本方面，原材料和燃料動力費用所占比例高達60%左右。據研究，第一種情況，假設在新疆或內蒙東部地區，采用碎煤固定床加壓氣化工藝建設煤制天然氣項目，生產規模為年產40億立方天然氣，原料煤、燃料煤均為褐煤，價格為170元/噸(含稅價)，測算得到的天然氣單位生產成本為1.059元/立方(已扣除副產品收入0.468元/立方)。目前，大唐發電在內蒙蒙東克什克騰旗建設的年產40億立方的煤制天然氣項目即屬于該范圍內。

　　第二種情況，假設項目設在內蒙或陜西等地區，采用水煤漿氣化工藝建設煤制天然氣項目，生產規模為年產16億立方天然氣，原料煤為長焰煤，價格為300元/噸(含稅價)，燃料煤為煤矸石，價格為50元/噸，測算得到的天然氣單位生產成本為1.591元/立方(已扣除副產品收入)。目前，內蒙匯能在內蒙鄂爾多斯擬建的年產16億噸的煤制天然氣在該區域。

　　第三種情況，假設在山東或河南地區，采用粉煤加壓氣化工藝建設煤制天然氣項目，生產規模為年產40億立方天然氣時，原料煤、燃料煤均為洗中煤，價格為400元/噸(含稅價)，測算得到的天然氣單位生產成本為2.151元/立方(已扣除副產品收入)。

　　劉志光認為，目前西氣東輸一線天然氣主要由塔里木氣田供給，供氣價格為0.522元/立方。陜京一、二線主要由長慶氣田供給，供氣價格為0.681元/立方。按現在的氣價，所有煤制天然氣項目均難以與西氣東輸一線和陜京線國產天然氣相競爭。但是，與西氣東輸二線霍爾果斯門站價2.2元/立方(石油價格為80美元/桶時)相比，管輸費參照西氣東輸二線全線平均管輸費1.08元/立方計，上述煤制天然氣項目全部有競爭力。尤其是在新疆建設煤制天然氣項目，競爭力明顯高于從中亞進口氣。

　　與進口的LNG價格比，如果在新疆建設煤制天然氣項目，到華南地區城市門站的價格為2.139元/立方，無法與近年來中國進口的LNG相競爭。但是，按照日本LNG長期合同最新成交價公式(P=0.148×油價+0.5)計算，當石油價格在80美元/桶時，LNG長期合同價格為2.37元/立方，如包括LNG氣化費用，LNG價格將達到約2.77元/立方，在新疆、內蒙或山東等地區建設煤制天然氣項目完全可以與新增進口LNG相競爭。

　　值得注意的是，上述經濟性的比對是建立在當前的油價，即每桶80美元的前提下。而國際油價上下波動，則將影響其價格的比對。

　　亞化咨詢總經理夏磊表示，我國天然氣儲量和產量均不能滿足經濟的發展要求，發展煤制天然氣是一條緩解我國天然氣供求矛盾的有效途徑。我國天然氣價格上漲不可避免，這將提高我國煤制合成天然氣項目的經濟性。

　　投資現熱潮

　　“煤化工中，大唐發電最敢干。”一位業內人士如此評價。

　　我國規劃建設的煤制天然氣項目中，進度最快的當屬大唐集團，最多的也是大唐集團。

　　上市公司大唐發電已經在內蒙赤峰市克什克騰旗開工建設年產40億立方米的煤制天然氣項目，總投資257億元。此外，其在遼寧阜新還規劃了年產40億立方米的項目。

　　據悉，大唐赤峰項目第一條年產13億立方米的生產線計劃2010年底建成，該項目有望成為中國第一個投產的煤制天然氣項目。合成天然氣將通過大唐自建管線供應給北京民用燃氣。由于北京燃氣公司參股該項目，該項目銷售不愁。據稱，北京燃氣公司已經與大唐簽訂了1.6元/立方米的收購價格。

　　此外，民營企業內蒙匯能在內蒙鄂爾多斯擬建年產16億立方米的煤制天然氣；神華集團擬在鄂爾多斯、寧夏分別建20億立方米煤制天然氣和40億立方米煤制天然氣，兩項目均處可研階段；中電投擬在新疆伊犁建兩個煤制天然氣項目，規模分別為60億立方米和3*20億方米方；中海油則計劃在內蒙和山西大同建兩個規模分別為80億立方米及40億立方米的煤制天然氣項目。

　　雖然技術無礙，但煤制天然氣講究規模效益，投資巨大，且需耗費寶貴的煤炭資源與水資源。由于國家并未限制上馬煤制天然氣項目，全國范圍內掀起了煤制天然氣投資熱。對此，國家有關部門已經開始注意到。在大唐發電克旗項目及內蒙匯能項目獲得國家發改委批準后，國家環境保護部下文稱，煤制天然氣項目必須由國家環境保護部審批。業內人士稱，雖然國家發改委還沒有上收煤制天然氣項目審批權，但是，未來國家發改委也可能會上收該審批權限。 （記者 阮曉琴）