煤制天然气分析

1煤炭与煤制天然气分析1、煤炭概况1.1煤炭产品的分类从产业链角度看，煤炭属于典型的上游行业。煤炭行业是以开采煤炭资源为主的一个产业，是国家能源的主要来源之一，也是国家经济的重要支柱之一。我国的能源消费以煤炭为主，其次是石油，两者合计消费量占比长期维持在85％以上。尽管近年来国家通过节能减排等手段，对高耗能企业进行限产，大力发展清洁能源，使得煤炭消费占比呈现逐年递减态势，但是能源消费结构的转变是一个漫长的过程，天然气、水电、核电、风电等低碳环保能源的消费占比仍不足15％，不足以撼动煤炭的基础能源地位。煤炭的种类繁多，广泛应用于工业生产的方方面面，不同种类的煤炭用途各异。根据煤化度由高到低，可将煤炭分为无烟煤、烟煤和褐煤。不同煤炭产品的产量占比与其储量占比分布基本一致。2010年，无烟煤产量为49599万吨（占比14％），炼焦煤炭121038万吨（占比35％），一般烟煤143643万吨（占比42％），褐煤产量31909万吨（占比9％）。1.3煤炭的下游需求电力、钢铁、建材和化工是煤炭的主要下游，根据国家统计局等的数据统计，电力行业耗煤占比约为53％、钢铁行业耗煤占比约为18％、建材行业（主要是水泥）耗煤占比约为14％、化工行业（主要是化肥）耗煤占比约为3％。煤化工是以煤炭为原料，经过化学加工将煤炭转化为气体、液体和固体燃料以及化学品的过程。煤化工最主要的产品是合成氨，是下游化肥的重要原料。合成氨的产量决定了化工行业的耗煤量，统计数据显示生产1吨合成氨约需要耗费1.8吨的煤炭22、煤制天然气概况2.1煤制天然气项目概况新型煤化工是我国政府支持的一个战略风向，鉴于目前大规模工业化技术并没有完全成熟，主要以“示范项目”的形式有序推进，非示范项目的推进主要看业主的决策层，与是否是示范项目，是否拿到批文关系不大。表：国家示范煤制天然气进展状况序号项目名称规模（亿立方）地点工程阶段1大唐克旗煤制天然气40内蒙克旗一期已建成，全流程打通2内蒙汇能煤制天然气16内蒙鄂尔多斯土建施工3鄂托克前旗恒源煤制天然气16内蒙鄂尔多斯土建施工4内蒙华电呼伦贝尔煤制天然气40内蒙呼伦贝尔设计5中煤能源内蒙煤制天然气20内蒙鄂尔多斯环评审批6中海油内蒙煤制天然气40内蒙准格尔环评审批7鄂尔多斯鑫通煤制天然气40内蒙鄂尔多斯环评审批8北京昊华煤制天然气40内蒙杭锦旗立项9内蒙古北控京泰煤制天然气40内蒙鄂尔多斯立项10内蒙古博源煤制天然气40内蒙乌兰浩特立项311内蒙古亿利煤制天然气16内蒙鄂尔多斯立项12神华鄂尔多斯煤制天然气20内蒙乌兰木伦立项13新能能源煤制天然气20内蒙鄂尔多斯立项14新疆庆华煤制天然气55新疆伊宁主体工程进行中15华能新疆煤制天然气60新疆奇台设计16新疆新汶煤制天然气100新疆伊宁设计17中电投新疆煤制天然气120新疆伊犁设计18徐矿新疆煤制天然气40新疆和什托洛盖设计19新疆北控煤制天然气40新疆奇台设计20新疆富蕴广汇煤制天然气120新疆富蕴环评审批21昌吉盛新煤制天然气16新疆昌吉环评审批22中煤能源新疆煤制天然气40新疆昌吉环评审批23国电平煤煤制天然气40新疆伊宁环评审批24新疆励晶煤制天然气60新疆木垒县环评审批25新疆龙宇煤制天然气40新疆奇台环评审批26新疆豫煤煤制天然气60新疆奇台环评审批新型煤化工项目投资行为分析投资主体行为分析传统煤炭企业60%以上的煤炭企业为获得煤矿资源而做煤化工，积极性取决于政府施压程度，少数煤炭企业，做煤化工为分散主业风险，项目推动较为主动。电力企业大部分火电企业为获得上游煤炭资源而被动投资煤化工，目前电力企业决策层分歧大，项目进展缓慢。第三类企业真正有能源需求，需要天然气，这种企业一般有政府背景，比如江苏、浙江省的国有企业，想把天然气能源做得多元化，通过中石油，中石化的管线输送到本省以满足本省的能源需求。煤制天然气的优势：能效较高，煤制天然气的能效可达到60%，而其他煤基产品，煤直接液化59%，间接液化42%，煤制二甲醚37.9%，煤制烯烃36%-41%，煤制甲醇45%，煤发电35%。耗水较少，每吨煤制天然气耗水约6吨，而煤制油耗水约9吨，煤制烯烃约20吨，煤制二甲醚约12吨。煤制天然气耗水量都相对较小，更适合在内蒙古、新疆等产煤丰富但水4资源并不丰富的地区发展。工艺流程短，产品单一，煤制天然气工艺流程相对简单，技术成熟，可靠，产品单一，易于分离提取。2.2煤制天然气工艺目前，煤制天然气的工艺可分为煤气化转化技术和直接合成天然气技术。两者的区别主要在于煤气化转化技术先将原料煤加压气化，由于气化得到的合成气达不到甲烷化的要求，因此需要经过气体转换单元提高H2/CO比再进行甲烷化（有些工艺将气体转换单元和甲烷化单元合并为一个部分同时进行）。直接合成天然气技术则可以直接制得可用的天然气。煤气化转化技术可分为较为传统的两步法甲烷化工艺和将气体转换单元和甲烷化单元合并为一个部分同时进行的一步法甲烷化工艺。直接合成天然气的技术主要有催化气化工艺和加氢气化工艺。其中催化气化工艺是一种利用催化剂在加压流化气化炉中一步合成煤基天然气的技术。加氢化工艺是将煤粉和氢气均匀混合后加热，直接生产富氢气体。鲁奇工艺（煤气化转化技术）气化效率高，氧耗低，可适用我国富裕的低热值的褐煤作为原料。目前我国正在筹建或已开工建设的煤制天然气项目中，大部分采用的是该工艺。2.3煤炭价格与煤制天然气关系假设以年产40亿立方的煤制天然气为例：可算得单位煤制天然气的消耗为：原料煤3.6吨/千立方；燃料煤1.0吨/千立方。按照燃料煤700/吨(采用优质燃料煤，并充分考虑涨价的可能性)，原料煤150元/吨，水资源费6元/吨，建筑设施为6.7%的折旧，并根据天然气项目科研咨询单位的数据，估算人力、电耗、利息以及其他成本约占总成本的15%，可得煤制天然气的成本为1.9元/立方。5在生产过程中，同时有其他副产品的产出，列表如下。可得出副产品的产值为13.16亿/年，考虑到价值波动的风险，按照90%的折扣计算产值为11.84亿元。将这笔收入摊进煤制天然气的成本中，则成本减少0.3元/立方，为1.6元/立方（美锦能源调研时说1.5元/立方）。这一估算结果与相关可行性研究报告的结果以及其他咨询单位的计算结果相符。由于近年来原料煤（褐煤）的价格波动幅度较大，且原料煤的价格波动对成本的影响较大，我们假设原料煤的价格为a，则有天然气的成本为每立方米y=1.06+a*3.6/1000（元）。煤制天然气估算表建设投资煤耗水耗206.07亿元原料煤（褐煤）燃料煤6.75吨/千立方1423.8万吨/年402.1万吨/年总计固定资产投入无形资产其他资产预备热电站长输管道206.07亿124.26亿5.16亿5.08亿16.75亿26.68亿28.14亿副产品焦油石油脑粗酚硫磺液氨千吨/年508.8101.357.612052.6单价（元/吨）1200280042008001600图：煤制天然气成本3、天然气市场及定格3.1天然气需求天然气在我国的能源结构中占比较少,且产量增长速度低于需求增速。根据我国统计局统计公告,未来几年我国天然气需求量将大幅增加。6中国天然气供需关系表（单位：亿立方米）年份产量需求量缺口20087678074020109351100165201514001700-2100300-700202015002200-2600700-1100我国部分城市天然气价格表(单位:元/立方米)城市居民用天然气工业用天然气商业用天然气北京2.283.653.65天津2.43.253.25石家庄2.43.83.45沈阳3.33.93.6长春2.83.4济南2.74.144.14上海3.053.79杭州2.44.844.84深圳2.883.54.47LNG（液化天然气）进口价与国内价对比从目前各地的天然气售价来看，煤制天然气的盈利空间较大。尤其是自建输送管道的项目，由于节省了后期的输送费用，毛利率较高。我国的天然气由发改委定价，近年来，发改委屡次上调了天然气价格。目前，国内很多地区的天然气销售价格仍然低于进口价，我们认为天然气价格仍有很大的上涨空间。虽然政府很早就提出优化能源结构，但政府也在权衡：环境问题突出时政策倾向于限制煤炭、提倡清洁能源；而油价上涨时，增加煤炭消费，这使得能源结构调整的轨迹和方向有一定模糊性。随着技术、工业化、产业化的成熟，煤制天然气利用我国“富煤、少气”的能源结构特点，这符合国家能源政策导向。目前，国内天然气价格受政府管制，国内天然气价格体制改革刚刚开始，主要是在试点区域和非居民用天然气调价中稳步推进气价改革，但完全理顺天然气价格还需要一个过程。3.2天然气的定价方式我国天然气定价方式演变时点定价方式备注1994年政府定价制定天然气出口基准价，企业在基准价上下浮动10%2002年政府定价首次采用价格调整机制，实行天然气出厂基准价与煤炭原油/液化石油气联动2005年价格双轨下的政府指导价按用户划分化肥/直供工业/城市燃气三类，天然气出厂价按地区划分两档，实行政府指导价2007年价格双轨下的政府指导价工业气体上调0.4元/立方2010年试行政府指导价出厂基准价每立方上调0.23元，一二档并轨2011年成本加成广东广西试点实行改革，确定统一，最高上限门站价格82013年区分存量气，增量气价格天然气价格管理由出厂环节调整为门站环节，增量气门站价格参照两广方案2014年区分存量气，增量气价格非居民用存量气价格上调0.4元/立方2015年增量气，存量气并轨，试点开放直接供气价格实现价格并轨。放开天然气直供用户（化肥企业除外）用气门站价格，由供需双方协商定价。2013年，沿用两广试点的做法，全国非居民气区分存量气和增量气，增量气门站价一步调整到与燃料油、液化石油气组成的可替代能源合理比价的水平，存量气提价0.4元/方，非居民气门站价格与市场差距缩小；2014年存量气门站价继续提价，差距进一步缩小；2015年2月，在国际可替代能源价格下降的背景下，非居民气增量气门站价格下调，存量气门站价格略微上调，非居民气存量气和增量气门站价并轨。至此，非居民气门站价格与可替代能源价格挂钩的动态调整机制形成，全国非居民气采用分省制定门站价格的方式，且门站价根据可替代能源价格的变动相应调整。国内天然气定价流程国内天然气价格是按照成本加成定价，其中成本分生产成本、运输成本和销售成本，这三个环节加上合力利润就形成了三类价格，分别是井口价（出厂价）、门店价（进口价+管道运输费）、终端销售价格（井口价+管输费+分销价格）。出厂价格是由国务院价格主管部门（发改委）制定，海上进口液化天然气价格由供需双方协商；国家干线管输价格由发改委确定，区域性管线价格可经发改委授权省级物价部门确定；终端用户价格由省级物价部门确定。因此，国内天然气价格出现“一线一价，一地一价”的特点。3.3煤制天然气管道9截止2010年底，我国天然气干线管道长度达4万公里，目前，我国天然气管道运输面临严重挑战，包括干线调运能力不足，气源生产、管道建设与终端销售三者不协调等问题。同时，天然气管道主要由中石油和中石化控制。天然气十二五规划明确了加快管网和LNG接受站建设，，规划将新建天然气管道（含支线）4.4万公里，新增干线运输能力1500亿立方米/年。山西天然气管道概况根据山西省政府《山西能源工业“十二五”发展规划》到2015年底全省用气量100亿立方，替代5000万吨原煤的燃烧。目前过山西境内的国家级天然气长输管线有5条，从北向南横穿分陕京一线、陕京二线、陕京三线榆济线和西气东输线，管网总长度超过3500公里。主要由三家国有企业运营：山西国新能源发展集团、山西国际电力集团和山西能源集团。山西国新集团建成超过2800度公里长输管道，已经建成的天然气长输管线共16条，分别是：大盂-太原线、大盂-原平线、金沙滩-大同线、盂县-阳泉、太原-平遥线、临汾-河津线、新绛-侯马-运城线、临汾-洪洞-霍州线、孝义-临石-霍州线、临汾-侯马复线、晋城-侯马线、岚县-普明线、神池-五寨-岢岚线、忻州-定襄线、祁县-交城线、盂