先是眾星捧月,隨之遭遇堅冰,煤制天然氣最終也未能逃脫和煤制油一樣的命運。6月18日,國家發展改革委一紙通知,將煤制天然氣項目審批權收編。而相較煤制天然氣早幾年的煤制油項目,此時早已幾次三番遭遇政策性限制。
同屬替代能源的煤制天然氣、煤制油項目,不僅難以與風、光、核等新能源的熱鬧相匹敵,就連備受詬病的垃圾焚燒發電,都相應的配有政府補貼的垃圾費處理費支持。為何清潔煤項目遭遇如此冷遇？
一支持,必過剩？
一邊是政策性限制不斷推陳出新,一邊卻是石油、天然氣需求的高漲。
國家發展改革委發布的《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項通知》（以下簡稱《通知》）,其中規定在國家出臺明確的產業政策之前,煤制天然氣及配套項目由國家發展改革委統一核準。
不僅如此,《通知》中還規定通知下發前已經備案和核準的項目,也需進行嚴格審查。審查不合格的項目嚴禁開工建設。符合條件的項目則需上報國家發展改革委進一步審核。
實際上,不只是煤制天然氣受此限制,煤制油項目更是三次遭遇政策性規范。兩年前,國家發展改革委下發《加強煤制油項目管理有關問題的通知》,而這已是自2006年起,國家發展改革委第三次限制煤制油項目。
凱基證券統計資料顯示:我國石油對外依存度高達50%,天然氣雖然進口量不多,對外依存度僅5%,但其占一次能源消耗的比重也不足5%,遠低于20%的世界平均水平,因此,隨著國內需求越來越大,供應會越來越緊張。
面對供需不平衡的矛盾,政府的態度卻是“很慎重”,海油能源投資有限公司澳洲煤礦項目經理張滿懷如此解讀《通知》。我國雖然是富煤國,但是“煤炭畢竟是不可再生的能源,轉化成天然氣是否是最佳方式,目前還不是很確定。另外,煤制天然氣理論轉化率比較高,可達50%,但是實際上操作效果還沒有掌握。”
政府的謹慎,或許在一定程度上是吸取了“凡政策支持產業必過剩”的教訓。據了解,國際油價不斷上漲,而我國富煤少油,因此,在政策支持下,各類新型煤化工不斷發展起來。但是,煤制甲醇、二甲醚、醋酸等項目快速投資后,直接導致了目前的產能過剩。
“因為是政策導向型市場的緣故,市場盲目追求政策投機,很容易導致產能迅速過剩。”崔新生說。此時,政策出擊,不能不說是有規范投機,引導市場的因素存在。
據記者不完全統計,大唐、中電投、華能、神華集團等公司的煤制天然氣項目的合計產能超過100億立方米,總投資超2000億元。
技術成本瓶頸
當煤炭價格分別為300、400、500元/噸時,煤制油項目對應的盈虧平衡點的油價為40、48、54美元/桶。相較目前70美元/桶的油價來說,煤制油還是有可觀的利潤空間的。凱基證券分析師魏宏連在其研究報告中指出。
在煤制油和煤制天然氣項目上,雖然政府的態度看起來有點謹小慎微,但煤制天然氣項目約為12.5%的利潤率還是對企業形成了不小的吸引力。
不過,我國煤制天然氣的盈利性帶有區域性特點。魏宏連介紹,目前新疆和蒙東的項目約13%的毛利,內蒙和陜西地區的項目基本處于小幅虧損情況,而山東和河南的項目虧損則較大。
之所以西北地區的煤制天然氣項目盈利性較好,是因為項目所在地富含煤炭資源,就地消化資源降低了運輸成本。并且,西北地區煤炭坑口價格也較山西、山東和河南等地低。
并且,由于國產天然氣價格與進口天然氣的價格相比,價差較大,還具有一定的漲價空間,這就為煤制天然氣預留了一定的盈利空間。
據了解,上海7月1日調整了非居民用戶天然氣銷售價格,上漲0.39元/立方米,工業燃氣價格區間為2.22-4.19元/立方米。
而“煤制天然氣制造成本約為2.5元/立方米,而從塔吉克斯坦進口天然氣價格約3元/立方米。”張滿懷認為目前煤炭轉化天然氣成本略低于進口成本,存在一定的盈利空間。
然而,崔新生則對此推算方法提出了異議,他認為,煤制油、煤制天然氣的成本不應該與進口石油、天然氣的價格比較,而是要與煤炭使用成本價格相比較,否則會導致能源結構不合理。“任何替代能源技術,最基本的是實現對傳統能源的替代,在成本和功能等多個方面均具有替代優勢。這之后才可適時談論是否達到新能源要求。”
張滿懷也認為,如果用燃燒值高的優質煤,如氣煤、焦煤等,轉化煤制油、煤制天然氣,是得不償失。目前,煤制天然氣和煤制油項目采用的煤,多為褐煤、矸石等含硫、氫較高和燃燒值低的煤種。“但是也不乏一些企業因擁有較好的上游資源,利用優質煤進行炒作。”
此外,目前煤制油和煤制天然氣技術均是國外引進,生產線設備的國產自主化程度也不高,這就造成了“技術成本瓶頸”,遲早都會成為困擾煤制油和煤制天然氣項目發展的一大難題。
一致人和國際環境科技有限責任公司副總經理石婉茗也曾談到,在節能減排中本該唱主角的傳統能源領域的能效提高項目,卻少而又少,主要是因為“技術瓶頸和高額成本代價”。技術的缺失,羈絆著傳統能源的能效提高。
銷路成本大
煤制天然氣屬于資源、資金、技術密集型產業。從項目立項等待相關部門批復,到工程建成,一個40億方的煤制天然氣項目需要耗時三到五年,投資約260億元。而這260億投資中還不包含煤礦成本、管網和管道建設和運輸成本。張滿懷向記者算了這么一筆賬。
據了解,煤制天然氣項目建設不僅涉及煤炭開采與轉化、技術的集成與優化,其需要的外部配套支持條件也比較多,比如配套建設天然氣管網、培育用氣市場等。
“石油、天然氣都屬于不宜倉儲的危險產品,生產出來就必須消化,因此,銷路成本大的問題就顯現出來了。”張滿懷說,“市場和管道連接非常緊密,市場大了,就需要相應的管道運輸與之配套,否則通過路上運輸成本既高,也不安全。”
目前,中石油已經建成西氣東輸工程,但管網依舊會成為煤制天然氣項目發展的一大制約。“產銷相宜,就不存在問題。當產大于銷的時候,就會出現管道擁擠狀況。此外,季節性因素帶來的消費周期的淡旺季,也會導致管道擁擠和閑置狀況。”張滿懷說。
此外,煤制油和煤制天然氣等煤化工項目耗煤量大,目前項目基本上都布局在內蒙古、陜西、新疆等煤炭資源豐富的地區。然而,煤化工耗水量大也是不爭的事實,而這些地區水資源卻相對匱乏。因此,張滿懷認為煤制天然氣項目不太可能大規模上,如果生產出的天然氣不能完全消耗掉,就會造成嚴重的浪費。
正是因為需要水資源的保障,煤制天然氣項目建設必須“因地制宜”。項目地址宜選在煤炭資源、水資源都比較豐富,或是二者比較折中的地點,減少資源運輸距離。
除工藝技術不成熟、耗水量大之外,魏宏連還擔心煤化工規劃過大,存在產能過剩風險。不過,鑒于項目都還處于建設期,張滿懷認為“剛剛開始的煤制天然氣,從總量來講,還未達到補充我國天然氣需求缺口的作用。”
