煤制天然气深度调查：70个项目大干快上 示范项目盈利难


　　据内蒙古科技大学矿业学院原副院长李继林教授介绍，近年来，我国天然气需求增长迅猛，国内缺口巨大，激发了投资者对煤制天然气项目的兴趣。同时，部分煤炭资源丰富地区出台产业政策，要取得新建煤矿的开采权，必须带有煤炭转化项目，这也间接带动了煤制天然气项目趋热。


　　李继林说，据不完全统计，截至到2017年5月，我国共有不同阶段煤制气项目接近70个，包含已投产、在建、前期准备中、已签约项目和计划项目，涉及产能超过2000亿立方米/年。但从项目推进情况来看，目前呈现出规划多、投产少的特点。煤制天然气装置已经投产的产能累计不到50亿立方米/年，仅占规划项目规模的2.5%左右，但已经核准于2017年之前拿到“路条”的项目总产能高达900亿立方米/年。


　　内蒙古龙美科技化工研究院副院长王强告诉记者，目前，国家发改委核准的项目中，有3个处于在建和启动阶段，分别是内蒙古北控京泰能源发展有限公司、辽宁大唐国际阜新以及新疆苏新能源和丰有限公司的各40亿立方米/年煤制天然气示范项目。 


　　王强告诉记者，近年来，在国家能源安全战略的推动下，国家发改委先后核准了多个的煤制天然气项目，这些项目均承担了国家现代煤化工创新技术工业化应用与重大装备自主化等示范任务。但从目前已经投产的煤制气装置来看，经济效益并不乐观，存在综合成本居高不下、负盈利矛盾十分突出等问题。目前已投产的4个煤制天然气项目情况大多如此，包括大唐国际克什克腾煤制气有限公司赤峰市40亿立方米/年项目、内蒙古汇能煤化工有限公司鄂尔多斯市20亿立方米/年项目、新疆庆华能源集团有限责任公司伊犁55亿立方米/年项目，以及新疆伊犁新天煤化工有限责任公司年产20亿立方米/年项目。


　　谈到煤制天然气的市场情况，王强分析，我国煤制天然气企业生产的天然气有两种渠道销售，一种是通过输送管道入网，实现销售；另一种是将天然气液化后靠汽车运输销售。一个规模为40亿立方米/年的煤制天然气项目建设成本大约200亿元。若煤价格为200元/吨，电为0.6元/千瓦时，催化剂为55元/千立方米，水耗6.3吨/千立方米，水费5元/吨，还有折旧等费用，天然气生产成本最低约为1.58元/立方米。煤制天然气进入管网销售，还需要扣除一定的运输费用以及增值税、营业税等。按照现在的市场行情，不论是管道运输还是液化后走汽运，几乎所有煤制气的市场销售价格均高于当地天然气门站价格，盈利能力完全丧失，与常规天然气相比不具备竞争优势。


　　新疆庆华集团总经理孟令江也证实了这一情况。据他介绍，新疆庆华的55亿立方米/年项目一期工程已经于2013年11月投产，年产13.75亿立方米煤制天然气，装置一直维持高负荷平稳运行，生产负荷达到80%以上，月产量近1亿立方米。然而，2015年中石油降价、限产的决定对新疆庆华影响巨大，使公司的经营收入和现金流等受到了极大冲击。目前，受天然气价格影响，公司发展日益艰难。


　　一位不愿具名的煤制天然气企业负责人透露，目前新疆、内蒙古两地区的天然气门站基准价格是全国最低的，仅分别为1150元/千立方米和1340元/千立方米。即便是在2016年11月之后，天然气基准门站价格可上浮20%，两地的门站价格也仅为1.380元/立方米和1.608元/立方米。现在，受气价降低、费税高举、环保压力陡增等多重因素影响，煤制天然气企业发展日益艰难，已陷入极大困境。

      
　　“国内已投产4个项目都在新疆、内蒙古两地。新疆庆华项目一期工程规模年产13.75亿立方米煤制天然气，价格也仅为1.6元/立方米，销售给中石油，早期时有一定的利润。大唐克旗煤制气项目初期的结算价为2.75元/立方米，在满负荷正常运行时，利润可达0.7～0.8元/立方米，经过两次价格下调后，现在的结算价为1.82元/立方米，下调幅度约34%。汇能煤化工一期4亿立方米/年工程于2014年11月投产，同时配套建成了液化天然气生产线，该项目自投产以来长期处于亏损状态，尤其是在2015年11月，国家发改委公布天然气门站价格下降0.7元/立方米后，煤制天然气原来在价格上的优势基本不复存在。”这位负责人向记者诉苦说。 


　　面对如此尴尬的局面，煤制天然气将何去何从？企业面临的问题要如何解决？业内专家在建言献策尽力呼吁，企业更是苦盼甘露。


　　一些业内专家告诉记者，国家有关部门已经觉察到了煤制天然气无序发展的乱象。今年年初，国家能源局在最新发布的《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》中提出，“十三五”期间，要重点开展煤制油、煤制天然气、低阶煤分质利用、煤制化学品、煤炭和石油综合利用等5类模式，并做好通用技术装备的升级示范工作。在煤制天然气方面，预计2020年产能为170亿立方米/年。目前规划新建的项目只有5个，包括苏新能源和丰、北控鄂尔多斯、山西大同、新疆伊犁、安徽能源淮南等，分别承担相应示范任务。储备项目包括新疆准东、内蒙古西部（含天津渤化、国储能源）、内蒙古东部（兴安盟、伊敏）、陕西榆林、武安新峰、湖北能源、安徽京皖安庆等。同时，国家能源局在2017年5月还印发了《关于深化能源行业投融资体制改革的实施意见》，要求不得发放同意开展项目前期工作的“路条”性文件。


　　中国石油和化学工业联合会产业发展部副主任王孝峰就日前国家发改委联合工信部印发的《现代煤化工产业创新发展布局方案》进行解读，建议根据技术成熟度、“十二五”示范项目建设运行情况，科学规划布局现代煤化工，分类分重点开展产业技术升级示范，重点开展煤制烯烃、煤制油升级示范；有序开展煤制天然气、煤制乙二醇产业化示范；稳步开展煤制芳烃工程化示范，加快推进科研成果转化应用。


　　国务院发展研究中心研究员贾瑞霞向记者表示，相比常规的矿采天然气，煤制合成天然气的纯度更高，液化后甲烷含量可达到99.9%，属绿色清洁能源，也是基于我国资源需要发展的战略性能源，应该鼓励。但同时也要看到，煤制气在我国尚属于新兴产业，处于发展的初级阶段，所以也不宜大干快上，需要依据国家整体规划适度、有序发展。对于已经核准的项目，国家应当给予政策上的倾斜。  


　　李继林、贾瑞霞等专家建议，要尽快制定政策，给予煤制气行业更多支持。一方面是从定价机制上，扶持煤制天然气，研究制定出优先使用煤制天然气的优惠政策；另一方面是从地方税收政策上，将企业上缴地方政府的部分增值税、所得税和资源税以政府奖励等形式，适当返还给企业，从而鼓励和支持企业度过初级阶段的难题。此外，也可以研究比照页岩气、煤制油、煤层气等产业，以给企业发补贴的方式帮助这一行业顺利过渡。


　　与此同时，业界专家对当前“遍地开花”的煤制天然气项目也发出警示，煤制天然气的成本往往数倍于常规天然气，未来要想发展煤制气项目，真正找到煤制气的竞争优势和盈利模式，需要突破的关口还有很多。

来源：中国化工报

作者：呼跃军