甘肅煤制天然氣經(jīng)濟可行性分析報告

  一、我國基礎(chǔ)能源現(xiàn)狀

  我國基礎(chǔ)能源格局的特點是“富煤貧油少氣”，長期以來，煤炭在我國能源結(jié)構(gòu)中一直占有絕對主導地位。目前我國查明煤炭儲量為1.3萬億噸，預測煤炭總資源量為5.57萬億噸，在我國_次能源的生產(chǎn)和消費總量中占有率分別為76％和69％。

    第三次全國油氣資源評價顯示我國石油資源總量約為1072．7億噸，其中陸上石油資源約為826.7億噸，占總量的77.07％，海上石油資源約為246億噸，占總量的22.93％�？傮w來說我國屬于石油資源相對短缺的國家，隨著近年來我國經(jīng)濟的高速發(fā)展，石油對外依存度不斷攀升。

    我國的常規(guī)天然氣資源量初步估算為56×10¹²m³，可采資源量22×10¹²m³。作為清潔、優(yōu)質(zhì)、高效的能源，天然氣越來越多地引起人們的關(guān)注，隨著國內(nèi)大型、特大型天然氣資源的不斷被發(fā)現(xiàn)，國內(nèi)也掀起了一輪天然氣開發(fā)、利用的高潮。從2000年到2008年，天然氣消費量呈快速增長態(tài)勢，2000年全國天然氣消費量為245億m³，2008年達到720億m³，平均增速率達14．4％。

  二、煤制天然氣-$-場前景

  2009年，我國天然氣產(chǎn)量830億m³，同比增長7.71％；進口量75億m³，增長63．37％；出口量為31億m³，增長81.65％；表觀消費量為873億m³，增長9.31％。2000～2009年期間，我國天然氣消費量年均增長速度為15．40％，遠遠高于同期世界平均增長率2.78％，是世界上天然氣消費增長最快的國家。同期產(chǎn)量的年均增長速度為13.19％，低于消費增長。雖然我國天然氣生產(chǎn)和消費均增長迅速，但與其他國家相比，中國的天然氣使用量在一次能源中的比重還處于較低水平。2009年我國的天然氣消費僅占一次能源消費總量的3.9％，遠低于世界24％、亞洲11％的平均

水平。

    目前我國天然氣主要消費于化工、工業(yè)燃料、城市燃氣和發(fā)電領(lǐng)域。2009年，全國城市燃氣(居民、公共福利、CNG汽車、采暖以及城市小工業(yè))消費量為290億m³，占全國天然氣消費總量的33.2％；工業(yè)燃料消費量為230.5億m。，占消費總量的26.4％；天然氣化工消費量192.9億ms，占消費總量的22．1％；天然氣發(fā)電消費量159．7億ms，占消費總量的18.3％。在國家(厭然氣利用政策》的指導下，隨著城市環(huán)保要求和人民生活水平的提高，城市燃氣的需求量增長最為迅速，居民、公共福利以及城市其他用戶用氣量越來越大，在天然氣消費結(jié)構(gòu)中的比例不斷增加，而工業(yè)用氣比例會逐漸減少。與此同時，我國天然氣生產(chǎn)能力和運輸能力面臨著巨大的挑戰(zhàn)，預計2015年我國天然氣產(chǎn)量可達1200億m3，而消費量將達到至少2000億m³，供需缺口約800億m³；到2020年產(chǎn)量有望達到1600億m³，消費量將至少達到3000億m³，供需缺口高達1400億m³。隨著經(jīng)濟發(fā)展和天然氣作為燃料的比重越來越大，我國的天然氣供應量和需求量缺口呈逐年增加的趨勢，業(yè)內(nèi)人士預計未來幾年我國天然氣的年均消費量增長率將達到甚至超過15％。

    對于天然氣存在的供需缺口，我國將主要采取海上LNG進口和陸路管道天然氣進口的方式解決。陸路進口天然氣主要是從中亞、俄羅斯和緬甸進口，以中國石油為主。但進口管道氣和進口LNG均面臨較大的氣源穩(wěn)定性和氣價波動風險，實際進口量很難保障。因此，建設(shè)煤制天然氣可保障我國天然氣氣源的多樣性和安全性，增強市場平衡能力和議價能力。

    我國環(huán)渤海、長三角、珠三角三大經(jīng)濟帶對天然氣需求巨大，而內(nèi)蒙古、新疆等地煤炭資源豐富，但運輸成本高昂。因此將富煤地區(qū)的煤炭就地轉(zhuǎn)化成天然氣，將成為繼煤發(fā)電、煤制油、煤制烯烴之后的又一重要戰(zhàn)略選擇。煤制天然氣可實現(xiàn)偏遠山區(qū)或邊疆煤豐富地區(qū)的煤的坑口轉(zhuǎn)化，然后用管道輸送到很遠的目標消費市場，節(jié)能、環(huán)保、安全，大大降低運輸成本，緩解交通運輸壓力，管道輸送雖然成本高但比運輸煤炭要經(jīng)濟的多。而甲醇、二甲醚(加壓液化)、油品都是易燃易爆的液體產(chǎn)品，運輸難度大、費用高，運輸安全值得關(guān)注。因此，從產(chǎn)品輸送方面來看，煤制天然氣更具優(yōu)勢。

  在當前的能源結(jié)構(gòu)和價格水平前提下，煤制天然氣在煤價為300元／噸時，生產(chǎn)成本為1．5元／m³，達到10％內(nèi)部收益率時，售價為2.1元／m³，與進口 LNG相比，具有較大的競爭優(yōu)勢。由于國內(nèi)天然氣價格仍受政府定價控制，造成煤制天然氣項目經(jīng)濟效益一般，但從長遠來看，天然氣價格逐步上漲的趨勢是確定的，因此煤制天然氣項目經(jīng)濟效益的前景是樂觀的。

  三、甘肅煤制天然氣發(fā)展規(guī)劃

  目前甘肅省發(fā)展煤化工受到國家產(chǎn)業(yè)政策的限制，本省煤炭資源中西部不足，東部資源較好，但水資源嚴重不足，交通不暢，因此，甘肅省發(fā)展煤化工應利用新疆及本地的煤炭資源，發(fā)展耗水量較小的煤化工產(chǎn)品，為省內(nèi)工業(yè)配套，形成較為完整的煤化工產(chǎn)業(yè)鏈。

  1．甘肅煤制天然氣發(fā)展設(shè)想

  根據(jù)紺肅省“十二五”石化產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)戈岈，有序推進甘肅省煤化工發(fā)展，積極支持中國石化、華能、慶華公司、中化集團、等利用新疆調(diào)入煤炭和本地煤在河西、隴東等具備條件的地方建設(shè)煤化工產(chǎn)業(yè)園區(qū)，打造清潔能源一精細化工一資源綜合利用的循環(huán)經(jīng)濟產(chǎn)業(yè)鏈，培育大型煤一電一化一體化基地。

    設(shè)想一：

    利用新疆調(diào)入煤炭，在具有一定水資源的張掖市或武威天祝，建設(shè)年產(chǎn)40億m³的煤制天然氣項目，依托西氣東輸二線、三線工程的實施，向東南部地區(qū)輸送天然氣。

    設(shè)想二：

    可利用隴東地區(qū)豐富的煤炭資源，同時積極進行水利工程建設(shè)，在慶陽長慶橋地區(qū)建設(shè)年產(chǎn)40億m³的煤制天然氣項目，依托西氣東輸二線(西氣東輸二線支線計劃在平?jīng)鰶艽ń?jīng)過，距離長慶橋約lOkm)，向東部地區(qū)輸送天然氣。

    2．甘肅發(fā)展煤制天然氣項目優(yōu)勢條件

    (1)煤炭資源優(yōu)勢

    甘肅省煤炭資源較為豐富，甘肅省預測煤炭儲量為1428億噸，居全國第六位，累計探明的資源量

92．27億噸，居全國第十四位。

    河西的煤炭資源相對不足，但由于鄰近新疆地區(qū)，距蒙古國的富產(chǎn)煤區(qū)也較近，可以向本地區(qū)運入，為煤化工產(chǎn)業(yè)的發(fā)展提供了很好的基礎(chǔ)條件。2008年10月，甘肅與新疆維吾爾自治區(qū)簽署了紺肅省人民政府新疆維吾爾自治區(qū)全面戰(zhàn)略合作框架協(xié)議》及艨炭供需和運輸保障合作協(xié)議》，就能源、礦產(chǎn)資源、公路、鐵路、就業(yè)、勞務、口岸、旅游、投資貿(mào)易、宗教事務管理等方面的合作事宜形成了共識。兩省區(qū)將在能源方面建立長期合作關(guān)系，在未來幾年，甘肅省將逐步從新疆哈密等地調(diào)入大量煤炭資源。甘新兩省戰(zhàn)略合作框架協(xié)議的簽訂這為甘肅省煤電化工業(yè)的發(fā)展提供了資源優(yōu)勢條件。

    慶陽地區(qū)煤炭資源豐富。據(jù)全國第三次煤炭預測評價資料表明，慶陽境內(nèi)煤炭預測儲量為1342億噸，占甘肅省煤炭預測儲量的94％，其中千米以淺的預測儲量為84億噸。目前已開始大面積的勘探，三級查明儲量達到88.07億噸，煤質(zhì)優(yōu)良。

    (2)天然氣管網(wǎng)資源

    天然氣產(chǎn)品可通過長輸管網(wǎng)輸送是煤制天然氣項目的重要優(yōu)勢之一，也是煤制天然氣項目建設(shè)的重要條件，并直接影響項目投資、生產(chǎn)成本和裝置的穩(wěn)定運行。

    國家規(guī)劃建設(shè)的西氣東輸一線、二線、三線和四線均經(jīng)由甘肅境內(nèi)。其中西氣東輸一線已經(jīng)建成投產(chǎn)，年輸氣量擴大到170億m³，氣源來自塔里木盆地的克拉二等大氣田。西氣東輸二線(霍爾果斯一廣州)年輸氣量為300億m³，氣源來自中亞國家進口天然氣，目前西二線西段工程已經(jīng)建成投產(chǎn)。西氣東輸三線(霍爾果斯一廣東韶關(guān))年輸氣量為300億m³，氣源來自中亞國家進口天然氣。西三線有3000km管道與西二線并行。目前，西三線西段(新疆霍爾果斯到寧夏中衛(wèi))正在建設(shè)之中，預計2014年底投產(chǎn)。西氣東輸四線(中俄天然氣管道)規(guī)劃年輸氣量為300億m³，目前進入研究階段。

    本項目計劃進入西氣東輸二線或三線，因此，在建的天然氣管網(wǎng)成為本項目建設(shè)的重要優(yōu)勢條件。

    (3)政策優(yōu)勢

    國家徊民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十一個五年規(guī)劃綱要》和(曬部大開發(fā)“十一五”規(guī)戈岈明確提出，支持資源優(yōu)勢轉(zhuǎn)化為產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，充分利用西部水資源、煤炭資源、石油天然氣資源豐富的優(yōu)勢，調(diào)整優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)，促進集中布局，提高優(yōu)勢資源加工增值比重。甘肅煤炭資源豐富，儲量居全國前列，發(fā)展煤化工產(chǎn)業(yè)將有效地把資源優(yōu)勢轉(zhuǎn)化為產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，提高煤炭資源在工業(yè)經(jīng)濟中的比重，以推動地方經(jīng)濟的發(fā)展。

    《國務院辦公廳關(guān)于進一步支持甘肅經(jīng)濟社會發(fā)展的若干意見》也明確指出甘肅應著力加快基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)步伐，逐步消除瓶頸制約，加強水利工程建設(shè)，實施以優(yōu)勢資源開發(fā)轉(zhuǎn)化為重點的產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略，加快建設(shè)能源化工產(chǎn)業(yè)基地，加快隴東煤電化建設(shè)。加強煤炭資源勘探和開發(fā)利用，有序發(fā)展煤化工產(chǎn)業(yè)，規(guī)模化開發(fā)利用煤層氣。因此，甘肅發(fā)展煤化工產(chǎn)業(yè)，建設(shè)煤制天然氣項目，符合國家的總體戰(zhàn)略規(guī)劃和產(chǎn)業(yè)政策。

    本項目的建設(shè)充分發(fā)揮隴東地區(qū)煤炭資源優(yōu)勢，以潔凈煤化工技術(shù)生產(chǎn)天然氣產(chǎn)品，項目的建設(shè)可以改善當?shù)氐幕�礎(chǔ)設(shè)施，增加地方就業(yè)機會，增加稅收，推動當?shù)厣鐣��?jīng)濟的發(fā)展和和諧社會的建設(shè)，完全符合國家的總體發(fā)展戰(zhàn)略。

  四、經(jīng)濟效益分析

  甘肅省煤制天然氣項目規(guī)劃為兩個，均為年產(chǎn)40億m³的煤制天然氣項目。

    1．張掖煤制天然氣項目

    在張掖市或武威天祝，利用新疆調(diào)入煤炭制取天然氣，新疆調(diào)入煤炭價格約為260元／噸，項目依托西氣東輸二期工程的實施，向東南部地區(qū)輸送天然氣。該項目裝置建設(shè)投資約206億元，貸款70％即144.2億元，建設(shè)期利息108726.27萬元。經(jīng)計算，項目天然氣單位生產(chǎn)成本為1.2657元／m³，項目效益計算情況見表1。

    2.  慶陽煤制天然氣項目

    在慶陽，利用當?shù)刎S富的煤炭資源制取天然氣，煤碳價格約為350元／噸。依托西氣東輸二線(西氣東輸二線支線計劃在平?jīng)鰶艽ń?jīng)過，距離長慶橋約lOkm)，向東部地區(qū)輸送天然氣。項目裝置建設(shè)投資約206億元，貸款70％即144.2億元，建設(shè)期利息108726.27萬元。經(jīng)計算，項目天然氣單位生產(chǎn)成本為1.565元／m³，項目效益計算情況見表1。

    在此需要說明的是，慶陽的煤炭由于埋藏較深，故開采成本較高，但煤制天然氣企業(yè)若能取得煤炭開采權(quán)，煤炭價格可降至250元／噸左右，天然氣的單位生產(chǎn)成本可降至1.25元左右，項目效益會更好。

    甘肅省煤制天然氣兩個項目建設(shè)共需投資412億元，建成后，年均銷售收入為170億元，年均利潤總額為40.44億元，年均所得稅為10.1l億元，年均稅后利潤為30.33億元。

  五、甘肅煤制天然氣項目的競爭力分析

    煤制天然氣項目的經(jīng)濟性要考慮多方面因素。在當前能源結(jié)構(gòu)和價格水平的前提下，要考慮項目所在地的煤炭資源、水資源以及其他原材料是否豐富，價格是否合理；要考慮當?shù)厥欠裼刑烊粴猱a(chǎn)品市場或是否能進入天然氣管網(wǎng)輸送，輸送價格是多少。并不是所有地方都適合建設(shè)煤制天然氣項目。

  1．煤制天然氣的產(chǎn)品質(zhì)量

  煤制天然氣的熱值可達到37～38MJ／m³(標準)(HHv，即高熱值)，該值比國家天然氣質(zhì)量標準(GBl7820～1999)規(guī)定的最低熱值31．4MJ／m³(標準)(高熱值)高17．8％～21％。另外，C02、H2S、總硫等指標也高于國家標準，產(chǎn)品中幾乎不含CO。同時經(jīng)過干燥的煤制天然氣水露點也滿足要求(見表2)。

  ①在張掖或武威天祝地區(qū)，采用粉煤加壓氣化工藝建設(shè)煤制天然氣項目，生產(chǎn)規(guī)模為40×10⁸m³／a天然氣時，原料煤、燃料煤均為新疆輸入煤，到廠價格

項目名稱	張掖	張掖	合計
總投資	2190286	2193382	4383669
建設(shè)投資	2060000	2060000	4120000
建設(shè)期利息	108726	108726	217453
鋪底流動資	21560	24656	46216
單位成本( 元 ／m3)	1.266	1.565	-
銷售價格( 元 ／m3)	2	2.3	-
年均銷售收入	791429	910143	1701571
年均銷售稅金	47617	43709	91326
年均銷售成本	543279	662510	1205790
年均利潤	200532	203923	404455
年均所得稅	50133	50981	101114
年均稅后利潤	150399	152942	303341
內(nèi)部收益率(稅后)	10．43	10．51	-
內(nèi)部收益率(稅前	12．45	12．55	-
財務凈現(xiàn)值(稅后)(Ic=10％)	51077	61144	-
財務凈現(xiàn)值(稅前)(Ic=10％)	305540	320306	-
投資回收期(稅后)	9．66	9．63	-
投資回收期(稅前)	8.92	8.89	-
貸款償還期(不含建設(shè)期)	6.26	6.21	-

260元／噸(含稅價)，測算出的天然氣生產(chǎn)成本為1.2657元／m³(已扣除副產(chǎn)品收入)，見表3。

  在上述生產(chǎn)成本(未扣除副產(chǎn)品)中，原材料費用占51.00％，燃料動力費用占14.39％，二者合計為65.39％；另外，折舊和修理費用占31.60％。同樣可以表明煤價和投資是影響天然氣生產(chǎn)成本的最關(guān)鍵因素。

  ②在慶陽地區(qū)，采用粉煤加壓氣化工藝建設(shè)煤制天然氣項目，生產(chǎn)規(guī)模為40X 10⁸m³／a天然氣時，原料煤、燃料煤均為當?shù)孛�，價格350元／噸(含稅價)，測算出的天然氣生產(chǎn)成本為1I 5650元／m³(已扣除副產(chǎn)品收入)，見表4。

  在上述生產(chǎn)成本(未扣除副產(chǎn)品)中，原材料費用占54．92％，燃料動力費用占17.07％，二者合計為71.99％；另外，折舊和修理費用占25.57％。同樣可以表明煤價和投資是影響天然氣生產(chǎn)成本的最關(guān)鍵因素。

  3．甘肅煤制天然氣項目的競爭力比較

  ①與西氣東輸一線和陜京線國產(chǎn)天然氣比較。目前西氣東輸一線天然氣主要由塔里木氣田供給，供氣價格為0.522元／m³。陜京一、二線主要由長慶氣田供給，供氣價格為0.681元／m³。

  無論是在張掖、武威天祝、慶陽或其他地區(qū)建設(shè)煤制天然氣項目，生產(chǎn)成本都在1.0元／m³以上，在保證項目基本內(nèi)部收益率的情況下，天然氣的銷售價格更高，因此煤制天然氣難以與西氣東輸一線和陜京線國產(chǎn)天然氣相競爭。

  ②與西氣東輸二線進口天然氣比較。西氣東輸二

線輸氣管線分境外管線和國內(nèi)管線。境外管線為中亞天然氣管道，起于土烏邊境，經(jīng)烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦，止于中國新疆霍爾果斯口岸，與西氣東輸二線相連。

    國內(nèi)管線干線從霍爾果斯口岸入境之后，經(jīng)獨山子、烏魯木齊，在紅柳與西氣東輸線路重合，然后向東經(jīng)酒泉、山丹、武威，在寧夏中衛(wèi)過黃河后與西氣東輸線路分開，向東南經(jīng)西安、南昌、贛州，到達廣州，干線全長4945km。

    西氣東輸二線干線管道設(shè)計輸氣規(guī)模為300×10⁸m³／a，于2008年全面開工建設(shè)，2010年建成投產(chǎn)。

    如果在張掖或武威天祝建設(shè)煤制天然氣項目，天然氣生產(chǎn)成本為1.2657元／m³(已扣除副產(chǎn)品的收入)，與西氣東輸二線霍爾果斯門站價2.20元／ms(石油價格為80美元／bbl時)相比，煤制天然氣的競爭力要明顯高于從土庫曼斯坦進口的天然氣。另外，在慶陽建設(shè)煤制天然氣項目，天然氣生產(chǎn)成本分別為1.565元／m³，都可以與西氣東輸二線進口天然氣競爭。

    ③與進LNG比較。近年來我國進口的LNG價格情況見表5。

如果在張掖或武威天祝建設(shè)煤制天然氣項目，天

項  目	成本費用(元/m3	所占比例∞
外購原材料費	0.6478	51
外購燃料及動力	0.1828	14.39
工資及褐利賈	0.0135	1.06
修理費	O．0742	5.84
折舊費	0.3272	25.76
其他制造費	O．0247	1.95
小計	1.2702	100
扣除副產(chǎn)品	一0.0046	-
生產(chǎn)成本	1.2657	-

項  目	成本費用(元/m3	所占比例∞
外購原材料費	0.8620	54.92
外購燃料及動力	0.2680	17.07
工資及褐利賈	0.0135	0.86
修理費	0.0742	4.73
折舊費	0.3272	20.84
其他制造費	0.0247	1.58
小計	1.5696	100
扣除副產(chǎn)品	0.0046	-
生產(chǎn)成本	1.5650	-

  注：水價為4．5元／噸(含稅價)

然氣單位生產(chǎn)成本為1.2657元／m³(已扣除副產(chǎn)品收入)，管輸費參照西氣東輸二線全線平均管輸費1．08元／m³計，到華南地區(qū)城市門站的價格為2.3457元／ m³。顯然無法與近年來進口的LNG相競爭。

    如果在慶陽地區(qū)建設(shè)煤制天然氣項目，天然氣單位生產(chǎn)成本為1.565元／m³(已扣除副產(chǎn)品收入)，管輸費參照西氣東輸二線全線平均管輸費1.08元／m³計，到華南地區(qū)城市門站的價格為2.645元／m³。顯然無法與近年來進口的LNG相競爭。

    值得注意的是，目前國內(nèi)有深圳、上海和福州3個LNG接收站，由于建設(shè)年代不同，LNG價格公式不同，氣價與原油價格的關(guān)聯(lián)程度不同，造成進口LNG價格相差很大。如2008年，福州進口的LNG價格是深圳的2.84倍；2009年上海進口的LNG價格是深圳的2.19倍，是福州的1．63倍(見表，6)。因此，煤制天然氣對于進口LNG是否具有競爭力還要區(qū)別對待，不能一概而論。

    預計今后國內(nèi)新增的進口LNG不會再有早期如此低的價格。按照日本LNG長期合同最新成交價公式(P=O.148×油價+0.5)計算，當石油價格在80美元／bbl時，LNG長期合同價格為2．37元／m³，如包括 LNG氣化費用，價格將達到約2.77元／m³。因此，在張掖、武威天祝或慶陽等地區(qū)建設(shè)煤制天然氣項目完全可以與新增的進口LNG相競爭。

六、社會效益分析

    甘肅省煤制天然氣項目的建設(shè)充分利用了新疆調(diào)入的豐富的煤炭資源及慶陽當?shù)氐拿禾窟M行清潔能源生產(chǎn)，推進了煤炭資源的深度轉(zhuǎn)化，部分緩解了我國天然氣供應不足的矛盾。這對于減輕甘肅省燃煤造成

注：完稅價格包含20％的關(guān)稅和13％的增值稅，未含 LNG氣化管輸費用。

 

的環(huán)境污染、降低我國對進口石油的依賴均有著重大意義。

    項目的建設(shè)還可延長煤炭產(chǎn)業(yè)鏈，促進煤炭資源的合理利用和就地轉(zhuǎn)化，并從機制創(chuàng)新和體制創(chuàng)新入手，促進煤炭和相關(guān)產(chǎn)業(yè)的協(xié)調(diào)發(fā)展。另外，項目為天然氣供應地下游加工業(yè)提供了多品種、高質(zhì)量的充足原料，從而更進一步地推動了地方相關(guān)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，也可為甘肅省提供充足的化工生產(chǎn)原料，推動地方經(jīng)濟的發(fā)展，特別是對加快地方煤化工及其他化工產(chǎn)業(yè)的發(fā)展具有較好的輻射帶動作用。

    這兩個項目建成后，不僅能為企業(yè)增加可觀的利潤、每年為地方增創(chuàng)稅收18．99億元，還可以提供大量的就業(yè)機會，同時引進各種人才，極大地提高地區(qū)科技力量水平，使投資環(huán)境得到很大改善。

    國內(nèi)外企業(yè)、資金、技術(shù)的進入將使甘肅省的招商引資形成聚集效應和良性循環(huán)，并帶動交通運輸、電訊、金融、文化教育等其他產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。這對于貫徹西部大開發(fā)的發(fā)展戰(zhàn)略，促使地方經(jīng)濟的發(fā)展有著十分重要的意義，為促進可持續(xù)發(fā)展做出貢獻。

    1．國內(nèi)天然氣管網(wǎng)建設(shè)“十二五”規(guī)劃

    “十二五”期間，國產(chǎn)常規(guī)天然氣、非常規(guī)天然氣、進口管道氣、進口LNG多種能源支撐天然氣市場。預計到2015年全國天然氣產(chǎn)量超過1400億ms，商品氣量1300億m。；進口LNG量超過2400萬噸，折合天然氣320～400億m。；進口管道氣400～500億 m。；煤制氣規(guī)模達到或超過100億m。；國內(nèi)可開發(fā)的非常規(guī)天然氣資源(煤層氣、頁巖氣等)大約100億 m。。以上合計，到2015年，天然氣總供應能力應該能達到2220～2400億m3。屆時，天然氣占全國一次能源消費總量的6～7％，預計到2020年其比例將超過10％。

    “十二五”期間，我國將形成“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供應格局。從天然氣需求分布來看，環(huán)渤海、長三角、東南沿海仍是主要市場，三地天然氣需求在2020年接近總需求的60％左右。

    到2015年，我國將建成西二線、西三線、西四線、陜京三線、中衛(wèi)一貴陽、中緬、中俄等17條天然氣管道，新建干線管道長度2．4萬公里，建成LNG接收站4座、儲氣庫11座。屆時，將基本形成資源多元、調(diào)度靈活、供應穩(wěn)定的全國性管網(wǎng)和油氣供應體系。西三線路線圖已經(jīng)初步確定，設(shè)計輸氣能力300億m³／年，中亞天然氣仍是西三線的氣源地。按照規(guī)劃，2014年西三線全線貫穿通氣。屆時將與西一線、西二線、陜京一二線、川氣東送線等主干管網(wǎng)聯(lián)網(wǎng)，一個橫貫東西：縱貫南北的天然氣基礎(chǔ)管網(wǎng)將形成。

  2．西氣東輸二線建設(shè)情況

  2008年初，我國西氣東輸二期工程開工建設(shè)，西氣東輸二線的西段(霍爾果斯一中衛(wèi)一靖邊)2009年底建成投產(chǎn)，201 1年6月東段干線和深港支干線建成投產(chǎn)。西氣東輸二線2010年輸氣量將達60億m³，2011年達170億m³，2012年為300億m³。

  “十二五”期間，我國將建成西三線、西四線，西三線設(shè)計輸氣能力300億m³／年，中亞天然氣仍是西三線的氣源地。

  西二線、西三線的線路均經(jīng)過河西走廊，利用張掖地區(qū)及慶陽地區(qū)的區(qū)位優(yōu)勢，將新疆調(diào)入煤炭就地轉(zhuǎn)化為天然氣，為西二線、西三線提供可靠的氣源保障。

  八、發(fā)展煤制天然氣面臨的風險

  煤制天然氣將促進煤炭加工和利用的產(chǎn)品鏈的延伸，培育新的經(jīng)濟增長點，為低品質(zhì)褐煤的增值利用開辟了潛力巨大的前景，符合我國現(xiàn)代煤化工一體化的發(fā)展趨勢，但煤制天然氣需要國家統(tǒng)籌規(guī)范，項目的經(jīng)濟性要考慮多方面的因素，一定要做好可行性研究報告，認真分析，以合理規(guī)避投資風險。

  1．市場風險

  我國天然氣儲量并不豐富，從國外引進因政治和天然氣遠距離運輸?shù)膬r格限制而風險太大。雖然煤制天然氣市場相對穩(wěn)定，但經(jīng)濟性的關(guān)鍵是未來煤炭和天然氣的價格可能出現(xiàn)的較大變動，以及水、電、運輸、人力等成本費用的上漲，都會影響煤制天然氣產(chǎn)品的盈虧平衡。同時一定要有巨大而穩(wěn)定的市場來保證了煤制天然氣產(chǎn)品供給的終端用戶。管道建設(shè)的龐大投資和終端用戶的開發(fā)也是面臨的市場風險。以豐

富廉價的褐煤為原料生產(chǎn)天然氣，生產(chǎn)成本低，具有較大的利潤空間和抗價格風險能力。隨著技術(shù)的進步，煤制天然氣的煤炭轉(zhuǎn)化率還可以提高，煤炭加工和利用的產(chǎn)品鏈還可延伸，開發(fā)的經(jīng)濟性和競爭能力將進一步顯現(xiàn)。天然氣的稀缺性，也決定了天然氣價格未來上漲的空間很大，給企業(yè)帶來巨大的經(jīng)濟效益和競爭優(yōu)勢。

  2．環(huán)保風險

  煤制天然氣和當?shù)氐慕ㄔO(shè)條件有很大關(guān)系，并不是對所有地區(qū)和企業(yè)都適合。在天然氣短缺的條件下，由煤炭向天然氣轉(zhuǎn)化就是開發(fā)利用清潔能源，有利于優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)。由于煤炭的結(jié)構(gòu)和組成的復雜性，在煤炭資源分布不均，大部分位于相對偏遠的西部地區(qū)�？紤]到目前我國的煤制天然氣項目主要位于內(nèi)蒙古和新疆等生態(tài)環(huán)境脆弱的地區(qū)，煤化工對環(huán)境承載能力的要求可能是一大筆看不見的“成本”，面臨著一定程度的環(huán)保壓力。由于國際油價的頻繁波動，煤制油等煤化工項目的經(jīng)濟性已經(jīng)引發(fā)爭議，煤制天然氣此時不宜快速大面積鋪開，其經(jīng)濟性還有待于進一步考察。有專家測算，雖然煤制天然氣耗水較少，但每生產(chǎn)1000m3制天然氣仍需耗水6～7t，這在一定程度上會增加環(huán)境承載。因此要****程度的重視環(huán)境保護，減少污染。

  九、結(jié)論

  煤制天然氣的能源轉(zhuǎn)化效率比用煤生產(chǎn)甲醇等其他產(chǎn)品高約13％，比直接液化高約8％，比間接液化項目高約18％。另外煤制天然氣項目技術(shù)成熟，產(chǎn)品市場容量巨大而且穩(wěn)定，在國內(nèi)許多大中城市，許多車輛已改用天然氣作燃料，煤制天然氣項目也是非石油路線生產(chǎn)替代石油產(chǎn)品的一個有效途徑。

    在甘肅規(guī)劃建設(shè)煤制天然氣項目，無論從技術(shù)上，還是從產(chǎn)品經(jīng)濟效益上，都是可行的，且張掖及慶陽兩地具有無可替代的區(qū)位優(yōu)勢條件，因此，煤制天然氣項目是甘肅煤化工發(fā)展的重要突破口，必將為甘肅經(jīng)濟騰飛帶來新的經(jīng)濟增長點。