煤制天然气经济性分析
□ 石油和化学工业规划院 牛新祥
煤制气项目升级示范
2012年10月22日国家发展改革委发布《天然气发展“十二五”规划》，规划明确了在“非常规天然气”中，继续推进“十一五”期间国家已核准煤制气项目建设，尽快达产达标。“十二五”期间，开展煤制气项目升级示范，进一步提高技术水平和示范规模。 2013年1月1日《能源发展“十二五”规划》中指出“十二五”时期，要加快能源生产和利用方式变革，强化节能优先战略，全面提高能源开发转化和利用效率，合理控制能源消费总量，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。坚持多元发展，着力提高清洁低碳化石能源和非化石能源比重，大力推进煤炭高效清洁利用，积极实施能源科学替代，加快优化能源生产和消费结构。要求总结现有煤炭深加工示范项目经验，按照能量梯级利用、节水降耗、绿色低碳等要求，完善核心技术和工艺路线，稳步开展升级示范。重点在中西部煤炭净调出省区，选择水资源相对丰富、配套基础条件好的重点开发区，建设煤基燃料、烯烃及多联产升级示范工程，探索符合我国国情的科技含量高、附加值高、产业链长的煤炭深加工产业发展模式，为适应未来能源更替和变革提供战略技术储备。
发展大型煤基合成天然气产业，是实现煤炭资源清洁利用和提高煤炭资源利用的附加值，落实科学发展观、实现可持续发展的客观选择。以煤为原料，采用洁净的气化和净化技术大规模制取人工天然气，为煤的利用开辟了潜力巨大的前景，为煤炭企业提供了新的发展机遇和发展空间，将有利于煤炭行业优化产业结构，提高附加值，谋求可持续发展，提高煤炭行业的综合实力，同时也符合现代煤化工一体化、大型化、基地化的发展特征和产业组织规律。
我国能源结构的特点是相对富煤、贫油、少气，在常规化石能源中，煤炭资源占90%以上。长期以来，我国在一次能源消费结构中，煤炭占据70%以上。而天然气仅为4%左右（世界平均24%左右）。
近年来，连续的雾霾天气困扰着京津地区，甚至整个华北、华东地区，中西部地区及东北大部分中心城市也面临着雾霾天气困扰，并且有蔓延到沿海城市乃至全国的趋势。相关资料显示，机动车、燃煤、扬尘对pm2.5的贡献率超过了50%。雾霾天气的频繁出现给我国能源结构敲响了警钟。“雾霾危机”，严峻的空气质量引发了国人对中国能源结构问题提出拷问。发展煤制天然气是缓解能源危机，有效降低pm2.5，减少雾霉天气的重要举措之一。
鉴于煤制天然气项目尚未有完全达产达标的运行业绩，目前仅有大唐克旗和庆华伊宁两个项目处于试产期，而且开车时间不长（均不超过一年），阜新和新天两家企业到明年才能竣工投产。企业均没有进行投资和经济效益总结与测算，根据两个项目初步运行情况，结合项目决策和设计阶段的投资和效益数据，尽管出现一些这样那样的问题，个别经济参数和运行条件有些变化，但由于投资控制较好，技术成熟度比预想的好，主要原料和动力基本满足，所以，可以简单判断项目决策效益基本能够得到实现。
本文结合对在建项目的调研情况，结合目前前期工作的若干项目研究结果，拟合行业一般项目建设条件，以此为基准，测算项目财务效益，并找出影响财务效益的主要因素，分析实现项目财务效益的条件，不同项目可以对号入座，分析判断具体项目经济性，供企业决策参考。
项目财务效益较好
总体测算条件
基于我国煤化工发展的具体特点和布局情况，根据煤化工发展的要求和建设条件，选取内蒙和新疆两个产煤大区作为测算点。内蒙项目天然气销售半径300～500公里；新疆项目天然气按照就近入长输管线考虑，销售半径平均按3000公里。拟建项目按照自配煤矿，以碎煤和粉煤气化各50%确定气化技术路线。
煤炭价格按市场定价为原则，项目建设地点尽可能靠近煤矿。考虑煤炭品质差价等因素，结合项目所在地市场价格确定。根据以上定价原则计算，内蒙东部褐煤热值按照3517Kcal/kg，价格按照160~200元/吨，新疆和内蒙西部（含陕甘宁煤化工规划区）长焰煤热值按照5635Kcal/kg，新疆按照160~200元/吨，内蒙西部（含陕甘宁煤化工规划区）按照价格300~350元/吨，其他地区煤价应根据当地市场情况确定。电价内蒙按照0.45~0.50元/度，新疆按照0.40~0.45元/度，其他地区应根据当地实际电价确定。
项目财务效益测算中，评价参数选取参照中石化和中石油2013年参数和化工行业有关经济评价参数与数据，并根据项目具体情况调整。
产品价格按照目前以国家定价为主导的价格体系，根据不同目标地区适当考虑管输费用和调峰费用。新疆按照1.8~2.2元/标准立方米，内蒙按照2.3~2.7元/标准立方米。
建设投资蒙东和新疆地区按照265亿元考虑，蒙西按照260亿元考虑，只考虑项目到主力输气管线的连接线。
建设期按照3年计。主要计算参数与基准参数见表1。
天然气价格基于华北目标市场增量气3.14元/标准立方米，华东与华南目标市场增量气3.30元/标准立方米，东北地区目标市场增量气3.00元/标准立方米。
测算结果
煤制气项目经济性测算结果见表2。从测算结果看，煤制甲烷气项目具有较好的财务效益。
表1 主要计算参数与基准参数 亿元
项目 蒙东 蒙西 新疆 备注
建设投资 265 260 265
规模/亿立方米 40 40 40
煤价/元·吨-1 160 300 170 含税价
天然气/元·标准立方米-1 2.3 2.5 2.2 区域定价
基准收益率/% 11 11 11 税前
表2 煤制气项目经济性测算结果 %
项目 蒙东 蒙西 新疆 备注
项目内部收益率 13 13 14 税前
项目内部收益率 10.5 10.5 11.5 税后
单位产品成本/元·标准立方米-1 1.6 1.6 1.3 平均
效益分析
实际操作中，项目具体建设条件差异较大，实际项目测算结果可能不同。根据项目的具体建设条件不同，其项目财务内部收益率在上下一个百分点之间波动。
测算项目天然气价格为出厂门站价格，未包括长距离管输费用。需要指出的是，目前新疆自治区的政策是通过地方税收补贴保障出厂门站价格1.80元/标准立方米，但该价格目前很难保障项目经济效益。内蒙及其他地区目前尚没有明确政策，各项目根据自己目标市场结合管道运输确定价格。若项目目标市场确定，可以采用委托管输代理，支付管输费用，自行组织销售的模式，此种模式可以提高项目财务效益。
测算条件是在企业自配煤矿的前提下，若市场采购煤炭，即使不考虑煤质和供应的稳定性，仅从价格方面考虑，会对项目效益影响1个百分点左右。同样，若煤炭开采条件较好，开采成本低，运输条件差，销售不畅的地区，会对项目效益影响1个百分点左右。煤炭的煤质对项目影响比较大，不同煤质消耗定额差异大，有些项目用褐煤，有些项目是长焰煤，相同煤种不同煤质消耗差异可能会超过10%，效益差异一个百分点。采用碎煤气化时，煤焦油含量对项目的效益也会产生一定影响。
分析认为，在目前政策和市场状况下，在内蒙和新疆等煤炭资源丰富的地区，具备建设条件和运输条件的情况下，建设大规模煤制天然气，经济上需要政府协调定价。
问题是，生产40亿标准立方米天然气，约需要1600万吨煤左右（褐煤2000万吨以上，包括热电用煤），大规模建设，同样带来煤炭和产品运输的压力，另外，煤化工对水资源的需求巨大，三废排放对环境要求高，厂址选择时，应高度重视资源、环境与生态等条件。
天然气使用有冬夏季差异，尤其北方地区，差异较大，例如，北京地区冬夏季峰谷差为1∶10，天然气生产需要有调峰手段，仅靠项目生产性调峰，难以做到，经济上不可行，应引起高度重视。南方地区，冬夏季峰谷差较小，目标市场为南方地区的项目，调峰压力不大。项目效益测算时，对于南北方地区考虑了用户调峰价格因素。
情景分析
煤化工项目由于地域不同、原材料品位不同、建设条件各异，使得项目见效益差异巨大，本文根据经验，设定不同气价、不同煤价、不同投资几个敏感因素，对项目效益进行敏感性分析，从中看出各种因素变化对项目财务效益的影响（见表3~5，图1~3），供投资者决策参考。
从表3（图1）中可以看出，项目在建设投资为265亿元时，其盈利区间为表中红色区域。当煤炭价格在150~350元/吨时，天然气最低可接受价格为1.90元/标准立方米，此时，煤价为150元/吨；当煤价达到330元/吨时，很难有盈利空间，天然气价格高于2.50元/标准立方米，目前市场难以接受。
当采用的煤质较好时，煤炭消耗下降10%左右，其盈利空间扩大到黄色区域；当采用褐煤为原料时，消耗增加约20%，则盈利空间减少，收缩到图中绿色区域。
从表4（图2）中可以看出，项目在天然气价2.20元/标准立方米时，其盈利区间为表中红色区域。当煤炭价格达到270元/吨时，很难有盈利空间，建设投资低于250亿元，目前的投资水平与建设条件难以达到。
当采用的煤质较好时，煤炭消耗下降10%左右，其盈利空间扩大到黄色区域；当采用褐煤为原料时，消耗增加约20%，则盈利空间减少，收缩到图中绿色区域。
从表5（图3）中可以看出，项目在煤炭价格在170元/吨时，其盈利区间为表中红色区域。天然气最低可接受价格为1.90元/标准立方米，煤价为170元/吨，需要自己配套条件较好的大型煤矿才能实现，通过市场买煤，难以达到此价格。
从情景分析看，项目对投资、产品价格和煤炭价格较为敏感，分析看，项目建设投资控制在265亿元左右，产品价格在新疆地区不低于2.00元/标准立方米，自己配套大型煤矿，煤炭价格控制在170元/吨左右，项目盈利；产品价格在蒙东地区不低于2.1元/标准立方米，自己配套大型煤矿，煤炭价格控制在170元/吨左右，项目盈利；产品价格在蒙西地区不低于1.90元/标准立方米，自己配套大型煤矿，煤炭价格控制在170元/吨左右，项目盈利。
表3 不同煤价与气价下的情景分析1
煤价/气价/IRR 1.8 1.9 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5
150 9.92 11.22 12.45 13.63 14.76 15.85 16.91 17.93
170 8.95 10.29 11.57 12.78 13.95 15.07 16.15 17.19
190 7.93 9.33 10.65 11.91 13.11 14.26 15.37 16.44
210 6.87 8.33 9.71 11.01 12.25 13.43 14.57 15.67
230 5.76 7.29 8.72 10.08 11.36 12.58 13.76 14.88
250 4.58 6.2 7.7 9.11 10.44 11.71 12.91 14.07
270 3.34 5.05 6.63 8.1 9.49 10.8 12.05 13.24
290 2.01 3.83 5.5 7.05 8.5 9.86 11.15 12.33
310 0.57 2.54 4.32 5.95 7.46 8.88 10.23 11.5
330 -0.98 1.15 3.06 4.79 6.38 7.87 9.27 10.59
350 -2.7 -0.35 1.71 3.56 5.25 6.81 8.27 9.64
注：建设投资265亿元。
表4 不同煤价与投资的情景分析2
煤价/投资/IRR 250 260 270 280 290 300
150 15.85 15.11 14.42 13.78 13.17 12.59
180 14.58 13.87 13.21 12.58 12 11.45
210 13.25 12.57 11.94 11.34 10.78 10.26
240 11.86 11.21 10.61 10.04 9.51 9.01
270 10.39 9.78 9.21 8.67 8.17 7.71
300 8.83 8.26 7.72 7.23 6.76 6.33
330 7.16 6.63 6.14 5.69 5.27 4.88
360 5.36 4.88 4.44 4.04 3.67 3.32
注：气价（含税）：2.2元/标准立方米。
表5 不同投资与气价的情景分析3
投资/气价/IRR 1.8 1.9 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5
250 9.84 11.23 12.55 13.8 15.01 16.16 17.27 18.35
260 9.23 10.59 11.88 13.11 14.29 15.42 16.51 17.57
270 8.67 10 11.26 12.46 13.62 14.73 15.8 16.83
280 8.15 9.45 10.68 11.86 12.99 14.07 15.12 16.14
290 7.66 8.93 10.14 11.29 12.39 13.46 14.49 15.48
300 7.21 8.45 9.62 10.75 11.84 12.88 13.89 14.87
注：煤价（含税）：170元/吨。