摘要：随着近年来煤制天然气(SNG)技术的发展，国内呈现出积极开发SNG项目的热潮，但输送距离成为坑口建厂模式与天然气市场之间的巨大沟壑。通过在西部煤矿坑口建厂与在东南沿海地区建设SNG工厂的技术与经济可行性分析，认为沿海SNG工厂在价格和风险承受等方面更富竞争力，同时对于东南沿海地区掌握自主气源的意义重大。尤其对于国内石油公司而言，SNG相比在沿海建设的液化天然气项目，是一种更为可靠的资源和价格对冲工具，而且沿海SNG项目在获取煤炭资源方武上有更多的灵活性。在提高经济性方面，资源与运输费用的长期锁定、褐煤的坑口提质处理都是必要的，但在污染物排放、废水处理及废渣利用声面，应进行审慎的风险评估和措施论证，确保其成为受欢迎的新型能源项目。
关键词：煤制天然气；褐煤；东南沿海；可行性；催化；液化天然气；输气管道；能源安全
1 中国东南沿海的天然气供需状况
中国东南沿海地区包括长江三角洲、珠江三角洲、海峡西岸经济区等中国经济的核心地带，是对天然气需求最迫切的地区。该地区的天然气市场缺口巨大，而目前依赖进口LNG和跨国管道气等渠道的局面受世界地缘政治环境影响较大，天然气价格和供应安全性、稳定性面临着诸多的不确定性因素[1]。
2 煤制天然气技术的发展现状
随着近年来国际天然气价格逐步攀升，欧美国家重新启动了煤制天然气(SNG)领域的研发和工业化进程。在我国“缺油少气富煤”的能源格局及天然气消费快速增长的形势下，SNG迎来新的战略机遇期。
目前成熟的SNG生产工艺过程基本步骤为：碎煤加压气化、粗煤气变换、甲醇洗净化、甲烷合成。甲烷合成是SNG的关键技术。目前主流的甲烷化技术包括英国DAVY的CRG技术和丹麦TOPSO的TREMP技术。
与我国进行的煤制油和煤制烯烃(甲醇、二甲醚等)项目相比，SNG工艺流程简单，技术成熟可靠，消耗低，投资省，单位热值投资成本低；SNG产生的废水废物相对较少，也更易于处理，其废水可作锅炉给水或循环水补充；SNG还具废热能够循环利用等优点。SNG常规技术的能量效率是煤制能源产品中最高的，总热效率可介于62%～65%，远高于煤基化甲醇的48%～50%和煤制油的40%～50%[2]。其单位产品水耗为仅为煤基化甲醇和煤制油的1/3、二甲醚的1/4，单位热值产品的CO2排放量也是最低的[3]。
近年来，国外还发展出其他的技术路线如煤直接催化等，在CO2收集、环保性能、降低投资等方面极富工业应用价值。为避免技术争议且不影响分析，笔者仅考虑目前主流的Lurgi加压、DAVY催化技术。
3 煤矿区坑口建厂与在沿海地区建SNG工厂的优劣比较
从国家产业政策上看，国家《“十一五”十大重点节能工程实施意见》和《能源发展“十一五”规划》中，都强调“以煤炭气化替代燃料油和原料油”；在国家发改委1350号文件中对煤基化产业的规模划定了下限。一般来看，煤制天然气单系列的经济规模在(8～10)×108m3/a，相当于(125～160)×104t/a的甲醇当量规模，完全符合产业政策以及1350号文件中技术政策的相关规定[3]。
目前，国内在建和规划的煤制天然气项目有近10个，合计产能近200×108m3/a，主要包括神华、大唐、新汶矿业、新疆广汇、中海油等集团旗下的诸多项目，产地集中在内蒙古、辽宁、新疆等地。经分析可知，这些SNG项目有以下特点：①均在坑口或原煤产地附近建厂；②SNG工厂设计规模庞大，投资巨大；③天然气目标市场仅局限于煤矿产地附近区域或者距离较近的地区(如北京、河北、呼和浩特、沈阳、大连等)，新建输气管道的辐射范围在100～500km之内；④这些项目投资方基本都为煤炭生产企业或电力生产企业，基本没有涉足过石油天然气行业，建设SNG工厂的背景和条件也各不相同。
3.1 坑口建厂的优、劣势
在煤矿区坑口建SNG工厂的优势：①减少了煤炭的直接运输成本和运输过程中的环境成本；②建厂用地成本较低，一定程度上有利于降低投资规模；③能够消除煤炭运输过程中的不确定性因素，基本保证了煤炭的安全、稳定供给；④通过在煤矿区投资建SNG工厂，为当地经济发展起到直接促进作用(扩大了煤炭与新增天然气的生产和需求)，有利于获得各种支持和优惠政策；⑤为投资方常规的煤炭生产带来环保增益，用更环保的方式消费一次能源等。
但应看到，坑口建厂的最大劣势是面临显著的市场风险。中国的煤炭资源主要集中在山西、陕西和内蒙古等西部和北方地区(褐煤集中在内蒙古东部、黑龙江东部、云南等地)，上述SNG工厂的目标市场多集中在北京市及煤炭产区附近经济不够发达的地区，而该天然气市场(如北京市)容量有限。此类项目远离利润丰厚的市场，难以把SNG卖到需求最旺盛、价格承受力最高的东南沿海地区。
国内天然气市场结构较为特殊，三大石油公司实施产运销纵向一体化，各自供应区域范围明确，也不相互提供运输或代输服务，垄断特性明显；管输价格基本“一线一价”，甚至连定价方法都不相同[4](成本加成、两部制、与可替代能源挂钩等)。在这种市场条件下，期望通过类比电厂上网的方式，实现SNG工厂的天然气就近输入既有天然气主干管网很难实现。而由SNG工厂负责建设长距离跨省际天然气管道，一方面在工程意义上困难重重，另一方面则面临不经济的管输费用。若期望达到总体项目的合理经济性，SNG工厂的规模则需达到数百亿立方米的SNG生产量，无论投资规模、运行费用及市场风险均非常高昂。
此外，由于煤炭原料基本被锁定为坑口煤矿区，不得不面临本矿区煤炭价格在中长期丧失竞争力或本矿区煤炭价格相对上涨、天然气价格相对管控等长期经营风险。在环境条件上，中国西北富产煤炭的资源区多为缺水地区，这对保障坑口SNG工厂的大规模用水和经处理的废水排放要求也提出严峻的挑战。
3.2 东南沿海地区建厂的优、劣势
在东南沿海地区择址建设SNG工厂，无论规模还是投资都要灵活得多。充分地贴近用气市场，是这种方案最大的优势。尽管长期来看煤炭价格有上涨的趋势，但因掌握运输条件的便利，沿海SNG工厂可以在国内多个煤炭资源地选择，可以在国外与国内两个煤炭市场之间选择，可以在长期合同与现货合同之间调整，可以充分利用开放和竞争较为充分的原料市场和海运市场(铁路运输段为国家政策倾斜)带来的优势，利于控制经营成本，能够最大限度的降低经营风险。
相比坑口建厂方案，沿海SNG工厂的项目组成较为简单，尤其对于三大石油公司而言，不需要建设大规模的输气管道，即使在国际天然气价格出现大幅下挫的情况下，其经营成本也能得到更有效的控制，降低财务风险。由于项目组成较为单一，经济评价仅需考虑SNG工厂本身，规模选择相对灵活。
此外，在SNG生产过程中的副产品利用和销售方面，尤其在短期内国内对CO2的油田回注利用可能性较低的情况下，CO2干冰、电力、硫磺及其他化工副产品的销售在沿海地区能够更加便利，更富有价格与渠道优势。当然，类似于临海火电厂，应考虑提供适当的配套作业码头，便于煤炭运卸。
4 坑口建厂与沿海地区建厂的经济性比较
坑口建厂的直接优势是减少了煤炭的运输、中转、倒运等费用，但建设一条长输天然气管道接入东南沿海管网体系，却面临着高额投资和运营成本。而在东南沿海建SNG工厂，情况则完全相反：以原料的运输替代了产品的输送。
为更好地说明问题，下面以相距最远的内蒙鄂尔多斯坑口SNG工厂与广东惠州沿海建厂为例进行比较。目标市场为珠三角地区。SNG工厂参数参照文献[5](国家自然科学基金重大研究计划项目)。
4.1 SNG工厂相关参数条件
煤种为褐煤。SNG工厂气化煤量为7500t/d，采用干煤粉气化炉；无备用气化炉。主要副产品有3种：电力、CO2及单质硫。SNG年产量为6.68×108m3，甲烷含量为94%。利用甲烷化过程的热量生产电力，一部分自用，对外输出8 MW；CO2收集率为90.8%，日产7007t，生产单质硫11603t[5]。SNG成本估算公式为：
SNG成本=(投资费用×CRF+年操作费用-副产品年销售收入)/SNG年产量
其中：CRF为年平均投资费用率；年操作费用包括燃料费用和运行维护费用；投资费用包括SNG生产各流程单元、发电、水处理、辅助设备等各单元费用；运行费用包括原料煤、燃料消费品、人工工资、税收与保险、检修维护费用；副产品收入仅考虑硫磺和对外售电，其他暂不列入。SNG工厂生产年限为25年，贴现率取10%；原料褐煤价格160～200元/t；副产品电价0.30元/kWh，硫磺700元/t。
计算假定：为保守起见，在考虑更大规模的SNG生产时，仅考虑“工厂复制”的方式扩大规模，而有意忽略“规模效应”对降低成本和产品价格的贡献。
4.2 坑口SNG工厂出厂价和终端价格
根据上述条件经计算：当原料褐煤坑口价格为160元/t时，SNG出厂价格为1.498元/m3；当褐煤坑口价格为200元/t时，SNG出厂价格为1.645元/m3。
在本例中，销售市场为珠三角地区，则坑口SNG工厂的天然气通过长输管道送至广东省惠州市附近，直线距离约2060km，考虑实际路由选择等因素后，取约1.3倍的系数，长输管道长度约2700km，管径为1016mm；全线设置两个压缩机站。通过相关计算，SNG生产规模、管输费、SNG到广东的销售价格见表1。
表1 坑口建厂SNG生产规模、管输费、NNG广东销售价格关系表 元/m3
|
价格
|
生产规模(108m3/a)
|
||||
|
6.68
|
40
|
120
|
160
|
200
|
|
|
管输费
|
11.200
|
1.960
|
0.680
|
0.500
|
0.410
|
|
销售价1)
|
12.698
|
3.458
|
2.178
|
1.998
|
1.908
|
|
销售价2)
|
12.845
|
3.605
|
2.325
|
2.145
|
2.055
|
注：1)褐煤坑口价160元/t；2)褐煤坑口价200元/t。
从表1中可以看出，SNG生产规模在120×108m3/a以上才有市场竞争力，而参照国内目前在建SNG项目和长输管道工程的情况，项目总投资将超过1000亿人民币，这几乎是不可能完成的投资项目。
4.3 沿海地区(如广东惠州)SNG工厂出厂价和终端价格
选择在广东惠州附近建SNG工厂，则投资和运营费用主要由SNG工厂投资和原料运输费用两部分组成。其中，原料褐煤的较经济运输途径主要有内地褐煤的铁路-海运联合运输和海外褐煤的海运方式两种。从铁路运力上看，随着“北煤南运”、“西煤东运”第三条通道的建设，铁路运力有充分的保证。
根据相关行业资料，铁路-海运联运的经济路线为大准铁路-大秦铁路-秦皇岛港口-广州港[6]。按照《中华人民共和国铁道部关于调整铁路货物运价的通知》(铁运电[2008]69号)及《铁道货物运价率表》，大秦铁路按照特殊运价实施，大秦铁路运价为基价1(9.6元/t)+基价2(O.0484元/t)×运价里程(653km)；大准铁路运价为0.15元/t×运价里程(264km)。则从山西大同至秦皇岛港口的铁路运价为40.334元/t，大准铁路段运价为39.6元/t，总计79.934元/t。
海运部分运费包括下水港港口作业费、水上运输费和上水港港口作业费3部分。其中，秦皇岛下水港港口作业费37.68元/t；按照《直属水运企业货物运价规则》(2004版)，各北方港口到南方沿海及长江三角洲港口的水上运费为10～52元/t；南方上水港港口作业费为22～30元/t[6]。而根据2009年1～4月中国沿海(散货)主要航线运费价统计，秦皇岛-广州的海运价格为31～34元/t。按照文献[7]，从山西、内蒙等地区到沿海港口的费用约为100元/t，从秦皇岛到广州等地区的海运费为30～80元/t。
综上，则褐煤从鄂尔多斯运送至惠州的铁海联运总体运价为(该取值总体偏高)：130～200元/t。该运输费用相当于直接进入原料褐煤的价格中，则可以计算出：当原料褐煤坑口价格为160元/t时，SNG出厂价格为1.978～2.238元/m3；当褐煤坑口价格为200元/t时，SNG出厂价为2.126～2.386元/m3。
该SNG出厂价即相当于坑口工厂SNG的终端销售价。参考东南沿海LNG和西气东输二线(入境价格超过2元，到广东的门站价肯定超过3元/m3)价格，该SNG价格优势突出。此外，应注意到坑口建厂与沿海建厂的土地成本会有较大的差异，而同时，沿海SNG工厂的副产品销售渠道和价格会优于坑口SNG工厂。
经上述比较，沿海SNG工厂相比于坑口建厂的总投资范围及规模要小得多，产品价格更富有竞争力。
4.4 沿海SNG工厂原料采用进口煤炭的情况
进口煤炭能否作为沿海SNG工厂的主要资源供给来源，是一个值得详细论证的课题。即使仅从运输环保和煤炭资源风险(供给风险、价格风险)的角度，初步考察海运进口煤炭的供给方案也非常必要。
2007年国家调整煤炭税费政策，取消了煤炭出口退税，加征5%的出口关税，并将各类煤炭进口税率由3%～6%降低到0～3%。在人民币升值的同时推动下，中国进口煤炭量有较大幅度上升，而国际煤炭价格总体上较为平稳。从BP公司2008年的统计数据看，以日本为例，1991～2007年期间除了2004～2007年总体价位较高外，其余年份的煤炭进口价格均波动较小。目前中国进口煤炭主要来自澳大利亚、印度尼西亚和越南，主要供应广东、福建和华东地区。与我国北方煤炭相比，进口煤炭对于东南沿海地区在煤质和价格方面有较强竞争力[8]。由于缺少具体数据，这里不再进行具体核算，但以动力煤为例，近年来进口到港价和国内同煤种的港口平仓价已经有50～100元/t的价差。
初步认为，即使海运进口煤炭，沿海SNG工厂的产品价格也仅在小范围区间内波动，优势依然明显。更重要的意义在于，无论国内煤炭的运输或国际煤炭交易市场，均已形成较为充分的市场竞争环境，沿海SNG工厂能在国内和国际两个市场上得到安全稳定的原料供应。从国外类似情况看，韩国SK能源集团宣布与浦项制铁公司合资，拟于2013年前在韩国南海岸光洋建造一座50×104t/a的SNG工厂，以替代部分LNG年进口量。这将是东北亚首个以海运进口煤炭的大型沿海SNG工厂，也是对本论点的一个佐证。
5 结论与建议
笔者认为，SNG工厂的直接市场辐射半径较短，大规模SNG项目的主要风险是市场风险。如果目标市场定位于东南沿海经济发达地区，在沿海地区择址建厂比在坑口建厂要经济得多，且价格相对于沿海地区现有市场更富有竞争力。
1) 相对于LNG而言，SNG是一种可以控制的气源和更为可靠的资源保证。其原料供给的安全性、稳定性都以丰富、廉价的煤炭作为充分保障。无论煤炭资源本身还是相关运输市场，市场竞争都是较为充分的。
2) 从中、长期看，天然气价格是处于上升波动状态的。作为东南沿海LNG产业的补充和支持，沿海SNG工厂能够在进口天然气价格攀升期间提供一个有效对冲，有助于充分套利。
3) 依托于铁海联运或海运进口煤炭，沿海SNG工厂的经济性和风险承受力都要好于坑口建厂，其规模和投资都灵活得多。为进一步降低风险、提高经济性，分别拥有管道和煤炭资源的企业进行合作是互利的选择，或者通过签订长期协议锁定大宗煤炭价格和运输价格。此外，针对褐煤含水率高、灰分高的特点，为降低运输成本和提高单位SNG产品的消耗比，有必要增加坑口提质(包括干燥和降灰)等处理措施。
4) 在具体SNG工厂的选址和技术路线选择时，应充分注意污染物排放、污水处理、水资源问题，对煤资源、水资源、物流与运输路线及运力、价格等要素要进行全面的风险和优劣势评估。此外应充分考虑化工副产品的联产，以提高经济效益和抗风险能力。有必要对东南沿海建设SNG工厂的可行性进行深入论证，并尽可能地采用更加先进、可靠的SNG技术，在环保及减少占地、用水、耗能方面优先考虑，确保SNG工厂在东南沿海成为可行、可靠、受欢迎的新型能源项目。
参考文献
[1] 童晓光，李浩武，张映红，等.引进海外天然气资源存在的问题及应对措施[J].天然气工业，2008，28(6)：13-19.
[2] 李大尚.煤制合成天然气竞争力分析[J].煤化工，2007，133(6)：1-3.
[3] 刘志光，龚华俊，余黎明.我国煤制天然气发展的探讨[J].煤化工，2009(2)：1-5.
[4] 周志斌，周怡沛.中国天然气产业链协调发展的基础、前景与策略[J].天然气工业，2009，29(2)：1-5.
[5] 王明华，李政，麻林巍.坑口煤制代用天然气的技术经济性分析及发展路线构思[J].现代化工，2008，28(3)：13-16.
[6] 马驹.全国主要煤炭基地煤炭运输铁路水路分工研究[J].铁道工程学报，2008(6)：20-23.
[7] 张同功，雷仲敏.煤炭价格波动的影响因素分析[J].中国能源，2005，27(12)：16-19.
[8] 董二云.进口煤炭适于我国南方沿海地区[J].管理观察，2009(7)：75.
(本文作者：付子航 海石油气电集团有限责任公司技术研发中心)
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