煤制氣:重壓之下謀突圍

  • 2019-10-23
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近一個月來,多個煤制天然氣項目接連取得重大進展,為沉寂已久的行業注入強心針,作為“國家能源戰略技術儲備和產能儲備”,煤制氣在保障國家能源安全方面意義重大,行業的“一舉一動”因此備受關注。但同時,這一戰略性產業的發展并不順暢,自2009年起步至今,幾乎所有項目均未擺脫長期虧損的命運。“陰影”之下,多數企業躊躇不前、多個項目推進滯后,行業一度陷入焦灼狀態。 而今,行業接連取得突破,是否有望迎來更多轉機?持續虧損的狀況能否得到緩解?

近一個月來,多個煤制天然氣項目接連取得重大進展,為沉寂已久的行業注入強心針:繼兩年多次申請被否之后,內蒙古華星新能源40億立方米/年煤制氣項目獲國家生態環境部的環評批復,計劃投資達到244億元;內蒙古核準的首個煤制氣項目——匯能煤電集團煤制氣項目再推二期工程,計劃新增16億立方米產能,現已完成約40%的土建工程,有望2021年投產;籌備9年之久的大唐阜新煤制氣項目,于9月底舉行主體工程中交儀式,標志著項目即將進入投料試車階段……

作為“國家能源戰略技術儲備和產能儲備”,煤制氣在保障國家能源安全方面意義重大,行業的“一舉一動”因此備受關注。但同時,這一戰略性產業的發展并不順暢,自2009年起步至今,幾乎所有項目均未擺脫長期虧損的命運。“陰影”之下,多數企業躊躇不前、多個項目推進滯后,行業一度陷入焦灼狀態。

而今,行業接連取得突破,是否有望迎來更多轉機?持續虧損的狀況能否得到緩解?帶著問題,記者進行了深入采訪。

一邊發揮重要的補充作用,一邊深陷虧損泥潭

中國石油和化學工業聯合會煤化工專委會統計顯示,2018年,我國煤制氣產業總產能為51.05立方米,全年無新增產能;產量達到30.1立方米,同比增幅14.4%;產能利用率為59%,較上年度增加7.5個百分點。今年上半年,總產量較去年同期增長25.5%,產能利用率進一步提至77.2%。

產量看似有限,煤制氣卻發揮著有效的補充作用。以冬季保供這一重點任務為例,大唐集團中新能化科技有限公司規劃計劃部主任劉永健介紹,國家去年冬季向4個在役項目下達了30億立方米指標,最終實際供氣30.1億立方米。大唐國際克什克騰旗煤制天然氣項目(下稱“克旗項目”)一家就向北京供氣10.9億立方米,約占北京當年消費總量的6%。

新疆慶華能源集團副總經理李旭光告訴記者,2018-2019年采暖保供期,慶華項目共計產氣4.309億立方米,外輸天然氣3.963億立方米,超額完成保供任務。

“今年7月23日,我們接到新一輪保供通知,對此非常重視,制定了相應的生產計劃及《保穩定供應天然氣應急預案》。今冬保供期,計劃外輸天然氣4.448億立方米。”李旭光話鋒一轉,不過,由于企業長期虧損,二次保供任務恐難以完成。

“坦言”背后,暗藏一個不得不面對的現實——經營虧損。去年底,本報記者實地采訪慶華項目時,其已陷入虧損困局且為時已久。彼時,總規模55億立方米/年的項目,只有一期建成投產,二期早已具備建設條件,基于虧損現實卻遲遲未能推進。如今快1年過去,漫長的虧損期并未中止,二期項目仍無進展。

慶華項目的遭遇并非個案。劉永健透露,克旗項目作為首個國家級煤制氣示范項目,經營情況雖然不斷改善,投產10年來仍未盈利。2016-2018年,項目分別虧損11.9億元、6.16億元、2.84億元。

另有業內人士告訴記者,試車在即的北方某項目,投產即面臨著大規模虧損。加上投資嚴重超出預算,該項目一期投入已接近原計劃三期的總投資,因此將背負大量額外的財務負擔。“前期投入巨大,導致有些項目沒法中途放棄,上馬也是不得已之舉。”

“從某種程度上說,不是國家不積極發展煤制氣,更多是企業有顧慮。4個在運項目有3個虧損,企業也很無奈,不敢輕易繼續。”石油和化學工業規劃院副院長李志堅稱。

煤價、氣價兩頭擠壓,并面臨淡季限產等無奈

“經多年發展,煤制氣示范項目過了工藝關、環保關、運行關。如果說前期受挫,是出于設計、技術、經驗等自身不足,如今內部已不存在大的問題。我國總體掌握了煤制氣成套技術,為應對極端情境下的能源安全問題,提供了可復制、可推廣的補充供應方案。”李志堅進一步表示。

既然如此,為何依然虧損?在李志堅看來,面對煤價上漲過快、氣價多次下調的現實,煤制氣項目首先缺乏市場競爭力。“很多項目在設計之初,不僅低估了油氣價格下跌、油氣行業壁壘等風險,對自身的實施、運行難度也預估不足,部分項目還面臨配套等其他問題。如此一來,項目雖已實現產業化,競爭力卻相對偏弱。”

以克旗項目為例,記者了解到,原料煤價格由投產之初的136元/噸,上漲至目前183元/噸。同時,因項目產氣后需要經中石油輸氣管道并入北京燃氣管網,與中石油的門站結算價多次調整,含稅價格從2.75元/立方米一路降至目前約1.75元/立方米。“煤價每上漲10元,全年成本就增加約0.65億元;氣價每降低0.1元,全年收入隨之減少約1.1億元。”劉永健證實,按照煤制氣生產成本1.5-1.8元/立方米來算,成本與售價長期倒掛。

同病相憐的還有慶華項目。李旭光透露,由于氣價問題,新疆慶華與中石油多次談判,但至今無果。“2013年2月,公司與中石油簽訂30年買斷天然氣合同,明確入網結算價格為1.6元/立方米。實際結算價格多次被下調,比如2017年7月1日-2018年4月30日,結算價格降至1.13元/立方米。經相關部門協調,2018-2019年供暖季,結算價格才回到1.44元/立方米。4月1日之后,由于價格未談成,一直還沒有結算。”

由于產品結構單一,現有項目難以有效應對下游用氣市場的峰谷變化,虧損進一步加劇。劉永健舉例,2018年在非采暖季和采暖季,北京天然氣日均消費量的峰谷比達到1:5。“克旗二期投產之后,總產量將占到北京非采暖季用量的三分之一。基于政府定價、運輸管道等限制,煤制氣項目在銷量、售價方面均沒有話語權,產得越多、虧損越多。淡季不得不調減負荷,產能難以釋放。”

嚴把設計選型關,部分項目主動尋求“自救”

根據《煤炭深加工產業示范“十三五”規劃》,“十三五”期間,煤制氣行業還包括蘇新能源和豐、北控鄂爾多斯等5個新建項目,合計產能182億立方米/年。目前,拿到“路條”的項目更多處于等待觀望、止步不前的狀態。“按照規劃,到2020年本有望實現80億立方米/年的產能,預計可降低天然氣對外依存度2-3個百分點。”劉永健呼吁,探索出路、扭虧為盈是當務之急。

多位專家指出,煤制氣是典型的資源、資金和技術密集型產業,總體尚處初級階段。前期過早、過熱、過快的發展,致使行業一度陷入低迷狀態。面對運輸管網受限、缺乏入網議價權、消費峰谷懸殊等現實,后續項目還需謹慎推進,特別要汲取經驗教訓,精心設計選型、避免重蹈覆轍。

“例如,在項目設計之初,爭取配套煤礦資源,做到資源與項目統籌規劃、超前開發,實現煤化一體化。重視保障煤炭供應,抑制煤價過快上漲,確保項目生產穩定、經營可持續。注重煤質導向,加強指標管控,確保項目‘安穩長滿優’運行,充分釋放產能。”劉永健稱。

李志堅建議,把煤制氣的總體定位放在“儲備+局部市場化”。一方面,做好“十三五”續建項目開工建設,在評估進度的基礎上適當調整;另一方面,做好在運項目的技改完善,持續降低消耗及排放,可適度增加調峰設施,通過合理方案優化產業結構、延伸產業鏈條,提高產品的附加值。

記者了解到,為打破產品結構單一局限,部分項目紛紛展開“自救”,希望尋求突圍。例如,慶華項目在產氣的同時,聯產多元烴等10種副產品,2018年底至今銷售達9.26萬噸。大唐集團也匹配了相應的調峰方案,最終確定年產6億立方米煤制天然氣,聯產80萬噸甲醇、40萬噸乙二醇的技術路線。大唐、阜新項目的調峰項目,預計分別在2021年底、2022年6月建成投產。

據大唐相關負責人介紹,“一頭雙尾”的工藝路線,既保留原有裝置天然氣生產能力,必要時能夠滿負荷生產,平時也可生產附加值較高的甲醇和乙二醇,提升項目經濟效益。“經分析對比,即便遇到市場情況不利,在聯產產品低價位運行的背景下,調峰方案也可帶動兩個煤制氣項目實現扭虧為盈,為盤活其他項目奠定基礎。”

轉自:中國能源報 記者 朱妍


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