煤炭加工轉換生產天然氣過程中要消耗大量的煤炭資源和水資源,同時煤炭大量開采對脆弱的生態(tài)環(huán)境也會帶來巨大影響。從國家能源戰(zhàn)略安全和技術儲備的角度出發(fā),在充分考慮環(huán)境和水資源承載能力的基礎上,利用相對豐富的低品質煤炭資源適度發(fā)展煤制天然氣是必要的,但對于發(fā)展規(guī)模,各方面還沒有達成統一的認識,有待于進一步綜合論證。

1、我國天然氣中遠期需求量預測

1.1 天然氣市場發(fā)展規(guī)律

對天然氣市場而言,從美國、英國、日本、俄羅斯等成熟國家的發(fā)展經驗看,一般都經歷了啟動期、發(fā)展期、成熟期3個階段。天然氣市場發(fā)展各時期在資源、管道、市場、消費模式以及在能源消費中地位的特征詳見表。

天然氣市場的發(fā)展是一個較為長期的過程,從啟動期、發(fā)展期到成熟期通常歷時半個世紀或更長時間(圖)。以日本和美國為例,日本從20世紀50年代開始利用天然氣,70年代進入快速發(fā)展期,2000年前后進入成熟期,期間經過了50年,之后消費增長趨于緩慢。美國從1885年開始利用天然氣,到1945年進入快速發(fā)展期,1970年消費量達到6000×10⁸m³,之后消費量趨于穩(wěn)定,部分年份曾下降到5000×10⁸m³以下。

新中國成立后川渝地區(qū)開始少量利用天然氣,到2004年西氣東輸管道建成投產,市場才進入快速發(fā)展階段,啟動期經歷了漫長的55年。從當前經濟社會發(fā)展所處階段和市場發(fā)展規(guī)律看,我國天然氣利用的快速發(fā)展期要持續(xù)到2035年左右,2035年以后中國天然氣市場將進入成熟期,到21世紀中葉天然氣市場完全成熟。

1.2 我國天然氣需求量預測

2013年春季以來全國大面積出現連續(xù)的霧霾天氣,讓全社會深刻認識到改善環(huán)境已刻不容緩。2013年9月,國務院下發(fā)了《大氣污染行動計劃》,環(huán)境保護部、發(fā)改委等6部門聯合下發(fā)了《京津冀及周邊地區(qū)大氣污染防治行動計劃實施細則》,要求到2017年全國PM2.5濃度普降10%,京津冀、長三角、珠三角三個重點區(qū)域分別下降25%、20%、15%;全國煤炭消費比重降到65%以下。

各地市紛紛制定了大氣污染治理實施方案,如淘汰市區(qū)燃煤小鍋爐,劃定無煤區(qū)等,加快了采暖煤改氣、工業(yè)鍋爐煤改氣、熱電項目煤改氣的步伐,天然氣行業(yè)發(fā)展迎來了前所未有的機遇。

天然氣消費受需求和供應兩方面因素的影響。西氣東輸管道建成以來,在國際油價不斷上漲、國內天然氣價格較低的大背景下,我國天然氣消費量快速增長。2013年7月,發(fā)改委公布天然氣價格改革方案,除居民用氣價格不作調整,其他用氣價格全部提高,這在一定程度上抑制了市場需求量的增長,但國內天然氣產量的增長仍無法滿足市場需求。

綜合各方面因素,在國家電價、氣價、熱價等用氣領域提供一定補貼的情況下,預計2015年我國天然氣消費需求量為2300×108m3,2020年增加到3800×108m3,2030年有望達到5200×108m3。2010-2020年平均每年增加270×108m3,年均增速13.4%,繼續(xù)保持快速增長態(tài)勢;2020-2030年增速大大放緩,但仍有3.2%的增速(圖)。

隨著天然氣消費規(guī)模的擴大,天然氣利用結構也在發(fā)生變化。從提高能源利用效率、有效改善大氣環(huán)境的角度來考慮,今后天然氣利用方向將依次為城市氣化、工業(yè)燃料置換、天然氣汽車、分布式能源、天然氣發(fā)電。未來天然氣利用比例大致是城市燃氣占1/3、工業(yè)燃料占1/3、發(fā)電和化工兩個行業(yè)之和占1/3,類似于美國的均衡型結構。

2、煤制天然氣市場空間分析

2.1 我國天然氣資源供應潛力

我國可供天然氣資源包括國產常規(guī)天然氣、非常規(guī)頁巖氣與煤層氣、煤制天然氣,以及國外進口管道氣和LNG。依據國家天然氣、煤層氣、頁巖氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃,并參考相關文獻對資源勘探開發(fā)前景的分析,預測各類資源供應潛力大致如下。

1)國產常規(guī)天然氣資源(包括致密氣)主要來自四川盆地、鄂爾多斯盆地、塔里木盆地、南海海域等。

其中,致密氣資源品質低、投資大、成本高、開發(fā)效益差,屬于典型的非常規(guī)天然氣資源,也是技術基本成熟、短期內可以快速上產的最現實資源類型,但目前我國未將致密氣列入非常規(guī)資源管理,缺少必要的扶持政策支持,發(fā)展積極性受到影響。

2013年常規(guī)氣產量為1178×108m3,同比增長9.8%。國家天然氣發(fā)展“十二五”規(guī)劃提出:2015年國內常規(guī)氣的產量將達到1385×108m3。根據目前勘探開發(fā)形勢并參考相關文獻,預計2020年國內常規(guī)天然氣產量大致為1800×108m3,2030年可增加到2500×108m3。

2)非常規(guī)天然氣資源包括煤層氣和頁巖氣,是未來我國天然氣上產的重點領域。

煤層氣在國內已實現商業(yè)開采,2013年地面抽采量約30×108m3;頁巖氣尚處于摸索試采階段,2013年產量約為2×108m3。《國家煤層氣(煤礦瓦斯氣)開發(fā)利用“十二五”規(guī)劃》提出,2015年煤層氣地面開發(fā)產量達到160×108m3;《頁巖氣發(fā)展規(guī)劃2011—2015年》提出,2015年實現頁巖氣產量65×108m3,2020年力爭達到600×108~1000×108m3。

筆者按穩(wěn)健開發(fā)的方式考慮,2015年煤層氣產量按60×108m3、2020年按120×108m3考慮,2030年將達到300×108m3。頁巖氣方面,盡管美國已實現“頁巖氣革命”,但我國剛啟動先導試驗項目,勘探開發(fā)經驗非常有限,對可采儲量認識不足,關鍵成套技術仍在探索完善之中,同時規(guī)模開發(fā)還面臨水資源短缺和環(huán)境風險,實現規(guī)劃目標面臨非常大的挑戰(zhàn)。穩(wěn)妥考慮,本文頁巖氣產量2015年按60×108m3、2020年按300×108m3考慮,2030年將達到600×108m3。

3)煤制天然氣目前已有4個項目獲得發(fā)改委核準,分別是慶華集團在新疆伊寧的55×108m3項目,大唐在赤峰克什克騰旗的40×108m3項目、大唐在遼寧阜新的40×108m3項目,以及內蒙古匯能公司在鄂爾多斯的16×108m3項目,合計產能151×108m3。

其中大唐克什克騰旗一期、新疆慶華一期各13.75×108m3于2013年12月正式投產供氣,2014年1月由于環(huán)保、設備可靠性等問題又被迫停產,中斷向市場供氣。根據各項目建設進展,穩(wěn)妥考慮2015年全國能夠實現的煤制天然氣產量約為50×108m3,2020年僅考慮已核準項目,全部建成后總產能合計為150×108m3。

4)進口管道天然氣主要有3個方向:

①中亞方向,氣源來自土庫曼斯坦、哈薩克斯坦等中亞國家;

②緬甸方向;

③俄羅斯東線,經過長達20年馬拉松式的前期研究和談判,2014年5月22日普京總統訪華期間兩國石油公司簽訂了購銷合同,計劃在2018年底開始向中國供氣。

3個方向預計2015年可向中國供氣460×108m3左右,2020年增加到1000×108m3,2030年按2020年資源量考慮。

5)沿海LNG進口資源采購比較靈活,根據現有合同預計,2015年進口資源量大致為400×108m3,2020年增600×108m3,2030年同樣按2020年資源量考慮。

綜合上述各類資源,并減去油氣田生產自耗、管道耗氣和儲氣庫墊底氣,常規(guī)氣、煤層氣、頁巖氣的商品率平均按90%計算并進行圓整,預計2015年全國可供商品氣量為2120×10⁸m³,2020年增加到3500×10⁸m³,2030年有望達到4800×10⁸m³,具體見表。

2.2 煤制天然氣市場空間

煤制天然氣項目發(fā)展空間可以從天然氣市場供需總體平衡中得到。根據前面的分析,預測我國天然氣消費需求量2020年為3800×10⁸m³,2030年有望增加到5200×10⁸m³。

資源供應方面,若不考慮新增進口LNG和管道氣項目,2020年商品氣量為3500×108m3,2030年為4800×108m3。由此判斷,2020年我國新建煤制天然氣項目市場空間大致為300×108m3,2030年大致為400×108m3,見表。

3、我國煤制天然氣產業(yè)發(fā)展要素分析

3.1 煤制天然氣項目發(fā)展現狀

為防止煤制天然氣等煤化工項目無序發(fā)展,2009年以來發(fā)改委曾連發(fā)多個文件,上收審批權,并設置了嚴格的項目準入制度。面對我國大氣環(huán)境污染日益嚴峻的形勢,2013年9月國務院印發(fā)了《大氣污染防治行動計劃》,其中第四條談到“制定煤制天然氣產業(yè)發(fā)展規(guī)劃,在滿足最嚴格的環(huán)保要求和保障水資源供應的前提下,加快煤制天然氣產業(yè)化和規(guī)模化步伐”。

在此政策引導下,2013年9月以來國家對煤制天然氣項目的審批可謂“開閘”,全球最大的煤制天然氣項目(新疆準東年產300×108m3示范項目)取得了發(fā)改委的“路條”文件(表)。

3.2 煤制天然氣項目發(fā)展的驅動因素

當前,煤制天然氣項目備受青睞的原因,可以總結為以下幾點。

1)我國天然氣供應長期存在缺口,2020年平衡缺口大致為300×108m3,2030年缺口約為400×108m3。

2)煤制天然氣相比進口氣價格上有競爭力。

目前示范階段,煤制天然氣項目單位產能投資水平為5~7元/m3,具體與項目規(guī)模、建設地點、工程建設內容及外部配套有關。以某典型40×108m3煤制氣項目為例,采用魯奇公司BGL煤氣化工藝,項目年耗原料煤986×104t、燃料煤272×104t,年外購電2.56×108kWh、新鮮水2528×104t,建設投資約247億元。若內部收益率按10%考慮,當煤炭價格為100元/t、150元/t、200元/t、250元/t、300元/t時,估算煤制氣價格介于1.57~2.22元/m3(表)。

若項目建在新疆地區(qū),煤制天然氣與進口中亞氣在霍爾果斯入境點的價格對比,可以看出煤制天然氣具有較大的競爭優(yōu)勢(表)。

內陸省份以北京市為例,根據2013年7月國家天然氣價格改革方案,增量氣門站價格為3.14元/m3。2013年12月24日剛投產供氣的大唐赤峰煤制氣項目與中石油簽訂的供銷協議結算價為2.75元/m3,比增量氣門站價低0.39元/m3,煤制氣相比國內自產氣價格競爭力顯著。

3)煤炭富集省份資源就地轉化愿望迫切。

據《2012年中國國土資源公報》,截至2011年底,全國煤炭保有探明儲量為1.3779×1012t,其中新疆、內蒙古兩個自治區(qū)資源儲量占全國的60%以上,豐富的煤炭資源為這些地區(qū)發(fā)展煤制天然氣、煤制油產業(yè)提供了充足的資源基礎,地方政府為此傾注了極大的熱情,迫切希望將資源優(yōu)勢轉化為經濟優(yōu)勢。

近兩年出現的煤炭產能過剩、煤炭價格下滑也促使政府和煤炭企業(yè)尋求資源型經濟轉型之路,寄希望于把過剩的煤炭轉移到天然氣上來。此外,國家《大氣污染防治行動計劃》提出:到2017年煤炭占全國能源消費總量比重降到65%以下,京津冀及周邊地區(qū)已制定了實施細則,采取禁煤、控煤、壓煤、加快淘汰落后產能等一系列措施,到2017年實現削減煤炭消費量8300×104t的目標,此舉將成為內蒙古等地加快煤制天然氣發(fā)展的新推動力。

3.3 煤制天然氣項目發(fā)展的制約因素

3.3.1 面臨水資源與生態(tài)環(huán)境壓力

中國人均水資源量僅為世界平均水平的1/4,且全國分布極不均勻。中西部地區(qū)屬于缺水地區(qū),尤其是內蒙古河套地區(qū)大量抽取黃河水,用水量已超過黃河的承載能力(表)。煤制天然氣項目耗水量巨大,據已開展前期工作的示范項目可研成果,單位產品新鮮水消耗量大概在7t/1000m3,年產40×108m3的項目每年耗水量多達2800×104。

目前主要煤化工發(fā)展區(qū)的通行做法有兩種:

①興建引水設施,如新疆建設了“引額濟烏”工程;

②實行工農業(yè)用水水權置換,但通過水權置換有可能導致地下水位下降,引發(fā)植被退化、土地沙化等生態(tài)問題。

除了水資源問題外,大規(guī)模發(fā)展煤制天然氣產業(yè)開采煤炭將加劇破壞周邊土地資源、惡化生態(tài)環(huán)境。

3.3.2 國際上面臨CO2減排壓力

低碳發(fā)展已成為新一輪國際經濟增長點和競爭焦點,其核心是建立高能效、低排放的發(fā)展模式。中國溫室氣體排放總量已居世界首位,2012年排放量達到92.1×108t,占全球總排放量345×108t的26.7%,國際上面臨著巨大的減排壓力,政府已承諾到2020年單位GDP的排放量比2005年減少40%~45%。

與煤制油、煤制甲醇相比,煤制天然氣在二氧化碳排放方面雖具有一定優(yōu)勢(圖),但仍然屬于高排放產業(yè)。以采用魯奇碎煤加壓氣化工藝、年產能40×108m3煤制天然氣項目為例,每年消耗煤炭約1800×104t,排放CO2約1700×104t。因此,發(fā)展煤制天然氣產業(yè)必須重視CO2捕集與封存,否則將不利于減排目標的實現。煤制天然氣項目CO2濃度超過80%,具有開展封存和利用的條件,但現階段受制于經濟、技術和地質等方面因素,全面實現捕集封存仍無法做到。

2013年5月,《中華人民共和國環(huán)境保護稅法(送審稿)》首次將CO2納入征稅范圍,提出按照CO2排放當量征收10~100元/t,政府根據需求定期發(fā)布,逐步增長。2013年6月,全國首家碳排放權交易所-深圳排放權交易所正式開市,運行6個月碳交易價格介于28~140元/t。如果按照80元/t價格測算,對煤制天然氣項目相當于成本增加0.34元/m3,將大大降低煤制天然氣與進口管道氣的價格競爭力。

3.3.3 國內面臨節(jié)能降耗壓力

煤作為能源,利用路線主要有直接燃燒發(fā)電、轉化制油、制天然氣、制甲醇、制烯烴等,其中轉化制天然氣效率是最高的,理論上可超過60%(圖)。但如果將煤制成的天然氣再用來發(fā)電,按聯合循環(huán)電廠熱效率55%計,不考慮天然氣輸送過中的能耗,從煤到發(fā)電的綜合利用效率僅為33%,遠低于超超臨界機組煤炭直接發(fā)電45%的效率水平。

如果煤制天然氣作為汽車燃料使用,低于煤發(fā)電驅動電動車約31%的效率水平,這主要由于燃氣發(fā)動機的熱效率大大低于電機(表)所致。因此,從綜合能源利用效率看,煤制天然氣用于發(fā)電或用作汽車燃料是很不合適的。

測算表明,煤制天然氣項目萬元產值能耗處于較高水平,遠高于煤制油、煤制燃烴,也高于煤炭直接發(fā)電(圖)。測算時,煤制氣出廠價按2.0元/m3測算,煤制氣項目萬元產值能耗為11.5tce(tce表示1t標準煤當量,tonofstandardcoalequivalent,1tce≈29.3GJ,下同);煤制油產品出廠價按8000元/t測算,此類項目萬元產值能耗約為5tce;煤炭直接發(fā)電,按超超臨界機組效率45%、上網電價0.35元/kWh計算,萬元產值能耗為7.8tce;煤制烯烴產品平均按12000元/t計算,萬元產能耗為4.8tce。

另一方面,按2005年不變價計算,2010年我國萬元生產總值能耗指標為1.03tce,如按2010 年的當年價計算為0.8tce,國家“十二五”規(guī)劃提出2015年這一指標下降17%,則屆時將降至0.66tce。因此,大規(guī)模發(fā)展煤制氣無疑將增加國家和地區(qū)節(jié)能降耗壓力,與當前全球倡導的節(jié)能減排行動是相悖的。

4、對煤制天然氣產業(yè)發(fā)展的幾點建議

4.1 支持研發(fā)和示范,環(huán)境上嚴格準入

目前國際上唯一建成規(guī)模化生產的煤制天然氣項目僅有美國大平原制氣廠一家,其產能為16×108m3/a。該工廠系20世紀70年代末石油危機時期啟動建設,1984年建成投產,由于美國天然氣價格長期處于低位,工廠一直處于虧損狀態(tài)。20世紀90年代起,通過加大副產品開發(fā)力度,生產液氨、焦油、苯酚等副產品,并將副產的CO2通過管道輸送到油田用于驅油,才逐步實現了盈利。

2006年前后,在國際油價持續(xù)高漲背景下,美國、韓國也曾提出建設煤制氣項目,但在油價波動、環(huán)境減排收緊的大環(huán)境下,規(guī)劃的項目都沒有付諸實施。目前,大型甲烷化技術只有丹麥托普索TREMP技術、英國戴維公司CRG技術、德國魯奇三家,我國當前開展的煤制天然氣項目均采用國外技術。

國外的經驗是研發(fā)上長期支持,示范中嚴密跟蹤,環(huán)境上嚴格準入。當前我國各地盲目發(fā)展的主要誘因是資源價格扭曲和污染成本被嚴重低估,未來發(fā)展必須嚴格環(huán)境評價和水資源保護,量水而行、量環(huán)境容量而行,對CO2排放及捕捉要有明確的責任,新上示范項目必須核算從煤炭開發(fā)到終端使用全生命周期的能源轉換效率,煤炭資源價格按市場價格測算。

4.2 結合我國的國情因地制宜適度發(fā)展

我國油氣供應安全形勢嚴峻,適度發(fā)展煤制天然氣可降低油氣對外依存度,緩解天然氣供應緊張的局面。但另一方面,我國煤炭資源總體儲量盡管豐富,人均儲量只有世界平均水平的60%,有限的煤炭資源應首先保障發(fā)電、冶金等行業(yè)利用(目前我國煤炭約45%用于發(fā)電供熱、約38%用于鋼鐵冶煉與加工、約8%用于建材,約5%用于化工)。

考慮到新疆、內蒙古等地具有豐富的低熱值褐煤、高硫煤、高灰分煤資源,直接燃燒將帶來大量硫、氮和灰塵污染,并且這些資源遠離消費中心,運輸成本高、損耗大。利用這些地區(qū)相對豐富的低品質煤炭資源適度發(fā)展煤制天然氣,是煤炭清潔利用的有效途徑之一,并且通過副產品回收和CO2捕集封存,相比直接燃燒可大大減少硫化物、氮氧化物和CO2排放量。

綜合考慮市場空間、水資源、環(huán)境容量、煤炭清潔利用技術的發(fā)展,以及國產和進口天然氣資源落實程度,并考慮國外進口氣和國產煤層氣、頁巖氣勘探開發(fā)的不確定性,初步認為2020年煤制天然氣產業(yè)的合理規(guī)模為300×108m3、2030年為400×108m3,峰值達到800×108m3。如按照中國工程院《中國能源中長期(2030年、2050年)發(fā)展戰(zhàn)略研究》課題組提出的我國煤炭工業(yè)可持續(xù)發(fā)展產能不超過38×108t測算,若生產800×108m3煤制天然氣,約消耗低品質煤炭4.8×108t,占屆時全國煤炭產量的10%,可以說是控制在合理范圍內。

4.3 煤制天然氣利用方向應定位于城市燃氣和工業(yè)燃料

以煤為燃料可以直接發(fā)電,或者作為原料生產甲醇、二甲醚、天然氣、汽柴油等產品,各種方式能源轉換效率有較大差別,在轉換環(huán)節(jié)煤制天然氣的效率高于其他,先進水平可以達到56.5%,而煤炭液化轉換效率僅為40.3%。煤制天然氣利用方向應從能源綜合利用效率的角度來加以考量。

煤可以直接生產化工原料,因此用煤制天然氣再生產合成氨、甲醇等化工產品顯然是不合理的。煤制天然氣用于發(fā)電和供熱,聯合循環(huán)發(fā)電熱效率按55%、熱電聯供熱效率按75%計算,則從煤到天然氣、再到發(fā)電和供熱的綜合利用效率為31%~42%,甚至低于超臨界機組燃煤直接發(fā)電效率。

如果加工轉換后的產品作為交通運輸行業(yè)的燃料,再考慮汽車發(fā)動機的效率差異,則煤炭直接發(fā)電、供電動汽車的綜合利用率最高,約為31%;煤制天然氣的綜合利用效率盡管高于煤制甲醇、煤制二甲醚和煤制油,但也僅為煤直接發(fā)電供電動汽車的一半。

當前,為解決城市大氣污染問題,各地都在積極推廣電動汽車、天然氣汽車,鑒于煤直接發(fā)電向電動車供電效率遠高于煤制天然氣供天然氣汽車。因此煤制天然氣供汽車使用也很不合理,莫不如直接發(fā)展電動汽車。綜上所述,從能源系統綜合利用效率來考慮,煤制天然氣的利用方向應定位于城市燃氣和工業(yè)燃料,替代分散燃燒的煤炭,有效減少煤煙污染。

4.4 煤制天然氣項目發(fā)展應統籌規(guī)劃布局

近兩年,新疆、內蒙古、山西、安徽、云南、貴州等多個省份提出了一大批煤制天然氣項目,總規(guī)模多達2800×10⁸m³/a,如果全部建成每年需消耗原煤13×10⁸t煤,全國超過三分之一的產煤量將用來生產天然氣,顯然極不合理。煤制天然氣與煤制油、煤制甲醇相比,技術相對成熟,在節(jié)能、節(jié)水和二氧化碳排放方面具有優(yōu)勢;以劣質煤為原料加工轉換,為低品質褐煤的增值利用提供了方向,符合我國煤化工發(fā)展的要求。

但是,煤制天然氣在世界上的發(fā)展是不均衡的,從整個能源系統效率和節(jié)能減排角度看,不宜遍地開花都去搞。煤制天然氣是資源、資金、技術密集型產業(yè),項目建設需要綜合考慮煤炭開采與轉化、水資源保障、技術集成與優(yōu)化,配套天然氣管網建設等諸多外部配套支持條件,是一個復雜的系統工程。因此,煤制天然氣項目必須在國家的能源規(guī)劃指導下統籌考慮、合理布局,做好總量控制。

現階段,我國煤制天然氣技術已有一定的研發(fā)基礎,但第一個工業(yè)化項目剛剛建成投產,在技術可靠性、設備大型化、運行長周期等方面還存在風險,關鍵設備、工藝還有賴進口,大規(guī)模推廣還有待于在實踐中進一步摸索。

未來5年內,政府監(jiān)管工作重點應是示范升級,提高技術水平和示范規(guī)模,觀察總結示范項目運行的環(huán)保性、經濟性,作為未來制定相應政策和產業(yè)走向的重要參考依據。對企業(yè)而言,應關注天然氣市場供需、煤層氣及頁巖氣勘探開發(fā)技術進展,以及國家政策動向和示范項目的效果,避免盲目投資,做到有的放矢。（其他作者為周淑慧，田瑛，陳進殿，魏傳博）