中海油煤制天然气产业推进历程

海角7号

本文由 马后炮化工论坛转载自互联网
2013年3月下旬，中海油新能源公司因为国家发改委突如其来的一纸公文忙碌起来，中海油内部人士称：“这次发改委给了我们一个大的惊喜。”

    这个惊喜就是国家发改委对中海油新能源公司申请的内蒙鄂尔多斯以及大同煤制天然气项目发放了路条，同意开展前期工作。这两个已经准备了4年的项目让新能源公司的员工们变得异常兴奋。发改委对这两个天然气项目的放行让他们看到了新的希望。

    业内似乎没有过多关注的是，中海油新能源公司除了搞风电、生物质等新能源外，还开发了另外一块业务——煤化工。

    早在几年前，中海油就联合清华大学做了一项研究，即对煤制天然气在供暖和发电两大领域利用路线的全生命周期能效进行分析，并与煤炭直接发电和供暖的利用路线的全生命周期能效进行比较。分析结果显示，煤制天然气用于供暖的技术路线全生命周期能效较高，并显著优于煤炭发电再供暖技术路线。

    在多次研究和比较中，新能源公司坚定了发展煤制天然气的信心。

    事实上，对于煤制天然气项目的准备由来已久。早在2009年全球智库峰会上，时任中海油总经理的傅成玉公开表示，经过这么多年的研究，对于解决中国问题，风电等技术可以是一个补充，但是不能成为一个主体，真正的还是煤。中海油这些年加大了对煤的清洁利用研究和项目实验，和国内的企业包括民企一起合作，做了一些工作。在煤转换为天然气方面已经选定了两个大项目，未来五年会形成年产100亿方的煤制气。这个转化过程中，和原来的用煤再发电相比，热效率会提高10%。

    同年，中海油新能源投资有限责任公司与山西省大同市政府、大同煤矿集团公司就煤基清洁能源合作项目正式签署合作协议。项目主要包括年产40亿立方米煤制天然气生产装置，配套两座年生产能力1000万吨煤矿及附属洗煤厂、煤矸石电厂。

    中海油与同煤集团合作的项目将在上下游以相互参股方式进行，煤炭资源主要由同煤集团控股，下游煤制气项目由中海油控股。在签约仪式上，傅成玉对外称：“国家转变经济发展方式，形势要求中海油上岸发展清洁能源；山西谋求转型发展，需要对煤清洁利用。在这个基础上，双方一拍即合。”

    在内蒙古鄂尔多斯市准格尔旗，以煤化工产业园为特色的大路园区，也吸引了中海油的注意力。也是在2009年，中海油新能源投资有限责任公司与鄂尔多斯市政府签署的合作框架协议，其另一个年产40亿立方米的煤制天然气项目也将布局于此，投资高达250亿元。当地政府已经给中海油预留了配置项目的煤炭资源。

    不巧的是，当时几乎已经落定的两个项目却遭遇政策“紧箍咒”。2011年4月，国家发改委发布《关于规范煤化工产业有序发展的通知》(下称《通知》)，进一步加强煤化工项目审批管理。《通知》规定在新的核准目录出台之前，禁止建设以下项目：年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，年产100万吨及以下煤制甲醇项目，年产100万吨及以下煤制二甲醚项目，年产100万吨及以下煤制油项目，年产20亿立方米及以下煤制天然气项目，年产20万吨及以下煤制乙二醇项目。

    值得注意的是，在此次文件中明确指出将煤化工项目审批权收回国家发改委，“上述标准以上的大型煤炭加工转化项目，须报经国家发改委核准”。

    国家政策的收紧令中海油煤制气的发展计划放缓。“项目申请早已报送发改委，但没有收到明确批复，不能从银行融资，项目推进缓慢。”中海油能源研究院一名人士表示。

    这次中海油两个煤制气项目获得国家发改委的“准生证”。这家急切“上岸”的公司找到了新的登陆点。

    “其实，这两个项目前期工作报送核准的相关资料我们早已准备好，只是这两三年的时间，有些技术、监测数据等发生了变化，一些材料需要进行修订。但因为我们基础工作做了很多，应该很快会完成前期工作。”新能源公司人士表示。

    虽然中海油在煤制天然气领域刚刚起步，但其对于煤制气产业的野心显露无疑。

除了在煤化工重镇山西、内蒙，在另一集结地新疆，中海油的工作人员也多次造访寻找合伙伙伴。

    在新疆伊犁，山东能源集团下属企业山东能源新汶矿业集团有限责任公司几乎占据了煤炭的半壁江山。碍于煤炭运输的困境，新汶矿业也需要为煤炭寻找新的出路，他们也寄希望于煤炭的就地转化。中海油就是其考虑的合作伙伴。

    此外，中海油新能源公司在澳洲获得78亿煤炭资源的51%权益，中海油也在考虑能否就地进行煤制气。

    在煤制气技术领域，中海油也在试图研发新的技术路线，“中海油正在和一些企业进行接触，比如正在和新奥集团合作研发新的催化气化技术，提高煤制气的转化效率。”

    “发改委的路条一下来，总公司除了生产人员外，大部分工作人员集中精力投入到这两个项目中。”毋庸置疑的是，煤制气业务将成为中海油新能源公司近几年中的工作重心。

    不难看出，中海油的新能源板块业务正逐步向主业靠拢。据中海油规划，待两大煤制气基地的项目完工之后，通过管输管线，运到下游销售市场，而销售主要由另一子公司中海石油气电集团负责。借由煤制气项目，中海油内部资源也得以整合。

    另外，业内人士认为，中国海油或许还借助煤制气业务，在油气管线争夺上发力。

    围绕以上两个煤制气项目，中海油计划建设一条起自内蒙古自治区杭锦旗，途经内蒙古自治区、山西省、河北省和天津市四省市管线，终点于河北黄骅的天然气长输管线项目，被称为“北线计划”，等待发改委的批准。

    该管线总长约1538公里，其中干线长约937公里，中途修建4条供气注入支线和4条分输支线。该工程总投资约168亿元。该输气管线最大供气量150亿立方米，可以把产自内蒙、山西的煤制天然气将直达环渤海地区的重要市场。根据中海油的规划，到2020年，将为环渤海地区提供150亿方/年稳定的天然气供应气源。

    借此，中海油在发展煤制气项目的同时，还掌握了自己的油气管线。而目前，中海油在管道方面的优势局限于东南沿海地区。

013年4月，中石化总投资700亿元的80亿立方米/年准东煤制天然气项目开工建设。可以看得出，中石化同样也非常看好煤制气领域。在中石化现有的6个煤化工项目中，该项目规模最大、投资最多。

    不仅是中石化，以神华、中煤为代表的央企煤炭集团和兖矿、河南煤业等地方煤炭公司，还有国电、华电、华能、中电投、大唐五大电力集团为首的电力集团，还有庆华，广汇等民营企业，都在争先恐后地进入该行业“淘金”。

    权威机构预测，2015年，我国天然气需求量将达2000亿立方米至2200亿立方米，国内产量只有1200亿立方米至1600亿立方米，供需缺口为600亿立方米至800亿立方米，对外依存度将达30%至35%。

    尽管国内气田逐步被开发，但与俄罗斯、伊朗、卡塔尔这些世界天然气储量“富国”相比，我国的天然气资源并不丰富。从数据上看，较快增长的天然气需求导致国内天然气供需缺口越来越大，进口量逐年增加。

    据统计，2008年以后，我国天然气产量开始快速增长，2010年达到945亿立方米，消费量首次突破1000亿立方米。2012年国内天然气产量1077亿立方米，同比增长6.5%；天然气进口量(含液化天然气)425亿立方米，增长31.1%；天然气表观消费量1471亿立方米，增长13.0%。

    如此巨大的缺口，为煤制气提供了广阔的市场空间，并随着煤炭价格的大幅回落，为煤制气产业重新开启也提供了经济基础。

    从价格上来比较，煤制气也拥有比其他气源更大的竞争力。

    根据供应渠道，目前国内消费的天然气可分为三大类：一是通过西气东输一线和陕京线运输的国内自产天然气，二是通过西气东输二线运输的新疆及中亚天然气，三是进口LNG(液化天然气)。

    据中国石油和化工规划院副院长白颐介绍，与后两者相比，煤制气具有明显的价格优势。

    “在新疆、内蒙古建设煤制气项目，天然气的单位生产成本为每立方米1.2元至1.5元，按照全线平均管输费每立方米1.2元计算，城市门站平均价格为每立方米2.4元至2.7元。与西气东输二线(霍尔果斯门站价加管输费每立方米3.2元至3.4元)相比，每立方米煤制气便宜0.5元至1元。”

    与进口LNG比，煤制气的竞争优势更加明显。2010年，我国进口LNG完税价格为每立方米2.9元至3.1元，LNG气化后运到城市干线上的门站价为每立方米5元至7元。这一价格更是高于煤制气的价格。

    不过即使转战煤制气领域，仍然不可忽视其中的风险。“对于煤制天然气的未来市场，由于国内天然气价格较低，其经济效益如何还有待考验。此外，内蒙和山西煤化工项目必须依赖黄河水，水资源的利用也存在担忧。从后期展望看，黄河水资源量有限，发展前途没新疆好。”一位煤化工专家提醒道。

据悉，由于煤炭产地多在西北部，经济不是很发达，如内蒙古、新疆等地，本身对天然气需求量非常小，不可能就地消化，生产出的天然气只能外运。而外运的渠道、目的地仓储、终端销售等现实问题，都摆在各大煤制气企业面前不得不考虑。