煤制气:重压之下谋突围

中国能源报 综合,  观点,  煤制气 2019-10-17 14:30:22
     

近一个月来,多个煤制天然气项目接连取得重大进展,为沉寂已久的行业注入强心针:继两年多次申请被否之后,内蒙古华星新能源40亿立方米/年煤制气项目获国家生态环境部的环评批复,计划投资达到244亿元;内蒙古核准的首个煤制气项目——汇能煤电集团煤制气项目再推二期工程,计划新增16亿立方米产能,现已完成约40%的土建工程,有望2021年投产;筹备9年之久的大唐阜新煤制气项目,于9月底举行主体工程中交仪式,标志着项目即将进入投料试车阶段……


作为“国家能源战略技术储备和产能储备”,煤制气在保障国家能源安全方面意义重大,行业的“一举一动”因此备受关注。但同时,这一战略性产业的发展并不顺畅,自2009年起步至今,几乎所有项目均未摆脱长期亏损的命运。“阴影”之下,多数企业踌躇不前、多个项目推进滞后,行业一度陷入焦灼状态。


而今,行业接连取得突破,是否有望迎来更多转机?持续亏损的状况能否得到缓解?带着问题,记者进行了深入采访。


一边发挥重要的补充作用,一边深陷亏损泥潭


中国石油和化学工业联合会煤化工专委会统计显示,2018年,我国煤制气产业总产能为51.05亿立方米,全年无新增产能;产量达到30.1亿立方米,同比增幅14.4%;产能利用率为59%,较上年度增加7.5个百分点。今年上半年,总产量较去年同期增长25.5%,产能利用率进一步提至77.2%。


产量看似有限,煤制气却发挥着有效的补充作用。以冬季保供这一重点任务为例,大唐集团中新能化科技有限公司规划计划部主任刘永健介绍,国家去年冬季向4个在役项目下达了30亿立方米指标,最终实际供气30.1亿立方米。大唐国际克什克腾旗煤制天然气项目(下称“克旗项目”)一家就向北京供气10.9亿立方米,约占北京当年消费总量的6%。


新疆庆华能源集团副总经理李旭光告诉记者,2018-2019年采暖保供期,庆华项目共计产气4.309亿立方米,外输天然气3.963亿立方米,超额完成保供任务。


“今年7月23日,我们接到新一轮保供通知,对此非常重视,制定了相应的生产计划及《保稳定供应天然气应急预案》。今冬保供期,计划外输天然气4.448亿立方米。”李旭光话锋一转,不过,由于企业长期亏损,二次保供任务恐难以完成。


“坦言”背后,暗藏一个不得不面对的现实——经营亏损。去年底,本报记者实地采访庆华项目时,其已陷入亏损困局且为时已久。彼时,总规模55亿立方米/年的项目,只有一期建成投产,二期早已具备建设条件,基于亏损现实却迟迟未能推进。如今快1年过去,漫长的亏损期并未中止,二期项目仍无进展。


庆华项目的遭遇并非个案。刘永健透露,克旗项目作为首个国家级煤制气示范项目,经营情况虽然不断改善,投产10年来仍未盈利。2016-2018年,项目分别亏损11.9亿元、6.16亿元、2.84亿元。


另有业内人士告诉记者,试车在即的北方某项目,投产即面临着大规模亏损。加上投资严重超出预算,该项目一期投入已接近原计划三期的总投资,因此将背负大量额外的财务负担。“前期投入巨大,导致有些项目没法中途放弃,上马也是不得已之举。”


“从某种程度上说,不是国家不积极发展煤制气,更多是企业有顾虑。4个在运项目有3个亏损,企业也很无奈,不敢轻易继续。”石油和化学工业规划院副院长李志坚称。


煤价、气价两头挤压,并面临淡季限产等无奈


“经多年发展,煤制气示范项目过了工艺关、环保关、运行关。如果说前期受挫,是出于设计、技术、经验等自身不足,如今内部已不存在大的问题。我国总体掌握了煤制气成套技术,为应对极端情境下的能源安全问题,提供了可复制、可推广的补充供应方案。”李志坚进一步表示。


既然如此,为何依然亏损?在李志坚看来,面对煤价上涨过快、气价多次下调的现实,煤制气项目首先缺乏市场竞争力。“很多项目在设计之初,不仅低估了油气价格下跌、油气行业壁垒等风险,对自身的实施、运行难度也预估不足,部分项目还面临配套等其他问题。如此一来,项目虽已实现产业化,竞争力却相对偏弱。”


以克旗项目为例,记者了解到,原料煤价格由投产之初的136元/吨,上涨至目前183元/吨。同时,因项目产气后需要经中石油输气管道并入北京燃气管网,与中石油的门站结算价多次调整,含税价格从2.75元/立方米一路降至目前约1.75元/立方米。“煤价每上涨10元,全年成本就增加约0.65亿元;气价每降低0.1元,全年收入随之减少约1.1亿元。”刘永健证实,按照煤制气生产成本1.5-1.8元/立方米来算,成本与售价长期倒挂。


同病相怜的还有庆华项目。李旭光透露,由于气价问题,新疆庆华与中石油多次谈判,但至今无果。“2013年2月,公司与中石油签订30年买断天然气合同,明确入网结算价格为1.6元/立方米。实际结算价格多次被下调,比如2017年7月1日-2018年4月30日,结算价格降至1.13元/立方米。经相关部门协调,2018-2019年供暖季,结算价格才回到1.44元/立方米。4月1日之后,由于价格未谈成,一直还没有结算。”


由于产品结构单一,现有项目难以有效应对下游用气市场的峰谷变化,亏损进一步加剧。刘永健举例,2018年在非采暖季和采暖季,北京天然气日均消费量的峰谷比达到1:5。“克旗二期投产之后,总产量将占到北京非采暖季用量的三分之一。基于政府定价、运输管道等限制,煤制气项目在销量、售价方面均没有话语权,产得越多、亏损越多。淡季不得不调减负荷,产能难以释放。”


严把设计选型关,部分项目主动寻求“自救”


根据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》,“十三五”期间,煤制气行业还包括苏新能源和丰、北控鄂尔多斯等5个新建项目,合计产能182亿立方米/年。目前,拿到“路条”的项目更多处于等待观望、止步不前的状态。“按照规划,到2020年本有望实现80亿立方米/年的产能,预计可降低天然气对外依存度2-3个百分点。”刘永健呼吁,探索出路、扭亏为盈是当务之急。


多位专家指出,煤制气是典型的资源、资金和技术密集型产业,总体尚处初级阶段。前期过早、过热、过快的发展,致使行业一度陷入低迷状态。面对运输管网受限、缺乏入网议价权、消费峰谷悬殊等现实,后续项目还需谨慎推进,特别要汲取经验教训,精心设计选型、避免重蹈覆辙。


“例如,在项目设计之初,争取配套煤矿资源,做到资源与项目统筹规划、超前开发,实现煤化一体化。重视保障煤炭供应,抑制煤价过快上涨,确保项目生产稳定、经营可持续。注重煤质导向,加强指标管控,确保项目‘安稳长满优’运行,充分释放产能。”刘永健称。


李志坚建议,把煤制气的总体定位放在“储备+局部市场化”。一方面,做好“十三五”续建项目开工建设,在评估进度的基础上适当调整;另一方面,做好在运项目的技改完善,持续降低消耗及排放,可适度增加调峰设施,通过合理方案优化产业结构、延伸产业链条,提高产品的附加值。


记者了解到,为打破产品结构单一局限,部分项目纷纷展开“自救”,希望寻求突围。例如,庆华项目在产气的同时,联产多元烃等10种副产品,2018年底至今销售达9.26万吨。大唐集团也匹配了相应的调峰方案,最终确定年产6亿立方米煤制天然气,联产80万吨甲醇、40万吨乙二醇的技术路线。大唐、阜新项目的调峰项目,预计分别在2021年底、2022年6月建成投产。


据大唐相关负责人介绍,“一头双尾”的工艺路线,既保留原有装置天然气生产能力,必要时能够满负荷生产,平时也可生产附加值较高的甲醇和乙二醇,提升项目经济效益。“经分析对比,即便遇到市场情况不利,在联产产品低价位运行的背景下,调峰方案也可带动两个煤制气项目实现扭亏为盈,为盘活其他项目奠定基础。”


(编辑:张素英  审校:张艳)
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