煤制气经济竞争性分析报告.pptx

煤制气经济竞争性分析报告,1.1. 背景我国煤炭消费利用的趋势石油煤炭天然气水电,可再生能源,核电,灰霾：不同于自然条件导致的雾现象，主要是人为排放到空气中的尘粒、烟粒或盐粒等气溶胶的集合体数据来源：XX、XX,2,1.1. 背景我国煤炭消费利用的趋势,煤炭消费利用现状我国煤炭生产和消费空间上有较大差异，而且消费空间分布不均衡，集中在中东部发达地区。煤炭消费结构不合理，污染控制水平较低的工业和居民生活终端消费比例过大。煤炭利用与污染控制的多项技术水平较低导致污染物排放绩效偏高,新的消费利用趋势集中化清洁化去碳化,3,天然气消费量（亿立方米）,2000,2001,2002,2003,2004,2005,2006,2007,2008,2009,2010,2011,2012,从2010年开始缺口部分开始依赖进口，2012年进口天然气的比例已达到29%来源：XX研究报告，2014,120010008006004002000,1400,1.2. 背景我国天然气的供需现状和未来预测1600,生活化学原料,电力、煤气及水生产工业其他（包括燃料）总消费国内生产,预计到2030年天然气占一次能源比例将达到13-15%4,煤炭石油天然气水电核电风电光伏其它,1.3 背景煤制合成气的发展历程,推动示范（2011-2012）,推动产业发展（2013）,限制遏制（2011以前）,规范产业科学有序发展（2014）,5,2C+2H2O = CH4+ CO2+ 11.3kJ/mol,纲要,技术成熟度环境成本,经济性的不确定气候变化成本,障碍,产业化发展煤制气产量目标,2014年能源工作指导意见：推进煤制气产业科学有序发展。积极稳妥推进煤制气产业化示范。国家能源局初定的2015和2020年煤制气产量目标是150-180和500亿立方米/年。,6,美元（当年币值）/百万英热值,TrillionCubicMeter,1970,1972,1956,1959,1962,1965,1968,1971,1974,1977,1980,1983,1986,1989,1992,1995,1998,2001,2004,2007,2010,1953,1950,1974,1976,1978,1980,1982,1984,1986,1988,1990,1992,1994,1996,1998,2000,2.1 30年前的美国大平原项目真实财务情况,资料来源：xx,$4$2$0,109876543210$16$14$12$10$8$6,美国民用天然气价格,大平原建厂,美国天然气探明储量天然气价格管制期价改过渡期解除价格管制後天然气价预期趋势？大平原破产,2.1 30年前的美国大平原项目经验与教训技术不成熟：工程师建议未来新建的煤制气不要再使用鲁奇炉政府担保：投资者轻率决策，赔钱则由全体社会共同分担破产而不停产：破产后却继续污染的特殊现象示范项目信息公开透明的重要性政府解除天然气价格管制，国内常规天然气生产巨变缺乏煤制气项目投资回收期长期性考虑-40年,资料来源：xx,8,辽宁阜新,碎煤加压气化技术拟建产能40亿立方米/年 ，总投资245.7亿元预计2013年底一期投产；2013年部分装置试车，2014年尚未完全投产；一期延迟达产1年以上,2.2 中国示范项目示范项目进展国有企业-大唐：,内蒙古赤峰克什克腾旗,碎煤加压气化技术拟建产能40亿立方米/年，总投资228亿元；预计2012年和2013年底分别投产20亿立方米2014年3月正式开始供气，负荷率70%；一期延迟达产1年3个月；一期总投资165亿元，估计总投资超300亿元。,进展现状：技术不成熟导致建设延迟达产1年以上；项目投资超额，远超规划30%企业行动：由国有资产监督管理委员会监管的国新控股有限公司收回重组9,内蒙古汇能煤化工有限公司,水煤浆气化技术拟建产能40（一期16）亿立方米/年，预计一期总投资135.5亿元2010年8月开工，预计2013年10月投产截止2014年9月4亿立方米产能建成，仍在试车前检查阶段，一期4亿立方米延迟投产1年,2.2 中国示范项目示范项目进展公众化大型股份制民营企业：,新疆庆华煤化有限公司,固定床碎煤加压气化拟建产能55（一期13.5）亿立方米，分4期实施，各期13.5亿m3/年,预计投资278亿元2009年动工，预计2012年一期投产一期投资110亿元，环保投资16亿元（14.5%）；2012年12月建成，2013年7月点,火调试，2013年12月正式入网，延迟达产1年；预计总投资将达300亿元,项目规模有限，小于能源局20亿立方米的最小规模；,汇能煤制气水煤浆气化工艺能耗不符合示范项目指标标准；项目推进更为平稳，但是一期建设均延迟达产1年以上；,项目投资管理更为谨慎，但仍然超过规划10%以上，环保投资高达15%。,进展现状,10,2.2 中国示范项目示范项目指标,十二五煤炭深加工示范项目指标规定工艺流程：1.碎煤加压气化2.组合气化3.干煤粉气化（废锅流程）4.干煤粉气化（激冷流程）5.水煤浆气化（激冷流程）,资料来源：xx,11,706050403020100,1,2,3,4,5,能源转换效率%,2.42.32.22.121.91.81.7,1,2,3,4,5,产品能耗（折标煤吨/千立方米）,76543210,1,2,3,4,5,单位产品新鲜水耗（吨/千立方米）,2.2 30年后的中国示范项目现存问题,全生命周期外部成,污染处理投入大,煤质要求苛刻,技术不成熟超额投资延期达产,经济竞争性不确定性大供需市场变化冲击,能耗高,本高分析大唐煤化工投资受挫后的反思“煤化工是高温、高压的高危行业，工艺技术十分复杂，非标设备多，对安全、环保的要求极为严格，我公司先后上马的煤制聚丙烯、煤制天然气等项目，一些关键工艺技术从国外引进，并且是从实验室直接进行,工业放大，许多工作尚处于探索之中，更需要极大的耐心和时间的考验。”12,数据来源：xx, 理想情况下，生产成本为1.53和1.60元/立方米 根据示范项目运行情况，实际成本要高,于2元/立方米 不确定因素： 煤价：原料和燃料（褐煤、长焰煤）费占50-60% 水价：耗水量大，缺水地区将执行严格的水资源管理 初始建设投资、运行负荷率：费用巨大，折旧费占20% 运行状况：修理费用约占10% 贴息率：利息支出7-8%,70%60%50%40%30%20%10%0%,100%90%80%,1 21. 碎煤加压气化（褐煤为原料）2. 水煤浆气化（长焰煤为原料）,3.1 经济性分析煤制气的经济成本构成煤制合成气经济成本(元/立方米）,利息支出其他费用摊销费折旧费修理费工资及福利外购燃料及动力外购材料费,13,3.2 经济性分析其他能源品种的经济成本, 西气东输一线天然气（塔里木气田），井口价0.522 元/m3 陕京一、二线（长庆气田），井口价为0.681 元/m3 中亚管道：西气东输二线与国际油价挂钩，新疆边境完税价格为2.20 元/m3（80 美元/bbl）。 中俄管道：边境完税成本为2.1-2.4元/立方米（350-400美元/Km3） 存量LNG：福州和深圳 1.2-1.8元/立方米 新增LNG：上海 2.8元/立方米，日本LNG 长期合同价格为2.77 元/m3（包含再液化费用，80 美元/bbl）。,国内自产天然气国外进口管道气进口液化天然气,数据来源：xx,14,煤制气成本（元/（立方米）,煤制气成本（元/（立方米）,煤制气成本（元/（立方米）,煤制气成本（元/（立方米）,3.3 经济性分析煤制气项目经济成本的不确定性,160,180,240,260,1.50,1.901.801.701.60,2.00,1.50,1.901.801.701.60,2.00,0,5,25,30,褐煤价格（元/吨）200 220,10 15 20耗水价格（元/吨）,300,320,420,440,1.55,1.951.851.751.65,1.55,1.951.851.751.65,0,5,25,30,长焰煤价格（元/吨）340 360 380 400,10 15 20耗水价格（元/吨）,15,50%,60%,70%,80%,90%,100%,1.951.851.751.651.55,1.951.851.751.651.55,200,300,400,500,运行负荷率（%）,初始建设投资（亿元）,50%,60%,70%,80%,90%,100%,2.001.901.801.701.601.50,2.001.901.801.701.601.50,200,300,400,500,运行负荷率（%）,初始建设投资（亿元）,LNG计算价格（元/立方米）,刺激国内生,产方，加大勘探,中国天然气价格改革, 国内天然气生产增加,3.3 经济性分析煤制气项目经济成本的不确定性国内天然气价,格提高,加大国内自,产气供应,美国页岩气革命，实现自足国际天然气供,进口管道和海,上供应变革 天然气卖方市场向买方市场变化,提高中国议价话语权,日本LNG长期合同最新成价公式P=0.148油价+0.5,需格局变化16,影响煤制气竞争性,天然气价格平稳下降,2.20,2.49,2.77,3.05,3.34,3.62,2.00,3.002.50,4.003.50,60,70,100,110,80 90国际油价（美元/桶）,LNG价格受国际油价影响,外部,成本,外部成本,开采环境健康：水、大气、固废生态：水、土地、其他温室气体:甲烷,运输环境健康：大气、固废生态,转化环境健康：水、大气、固废、汞生态温室气体：CO2、黑碳,利用环境健康：水、大气、固废、汞生态温室气体：CO2、黑碳,折算为经济成本17,4.1 外部成本分析全生命周期分析生活烹饪,供热供电计入：水、温室气体大气污染物：近零排放-,直燃发电,电网长输,电磁炉,资源开采,煤炭运输,煤制天然气,管道运输,燃气灶,0.356 KWh电力,0.378 KWh电力,（7000大卡）标准煤0.121 kg /（5500大卡）动力煤0.154 kg/（4000大卡）褐煤0.211 kg,1MJ,生活用能,0.055立方米天然气,0.058立方米天然气,0.232 kg褐煤,4.2 外部成本分析竞争性技术路线（生活用能）天然气（国产、进口）,18,煤炭运输,燃煤热电联产,资源开采,煤炭运输,煤制天然气,管道运输,燃气锅炉,1MJ蒸汽,0.035立方米天然气,0.037立方米天然气,0.147 kg褐煤,1MJ蒸汽,0.039 kg 标准煤0.068 kg褐煤,（7000大卡）标准煤0.040 kg /（700大卡）烟煤0.040 kg/（4000大卡）褐煤0.069 kg,4.2 外部成本分析竞争性技术路线（蒸汽）天然气（国产、进口）,19,4.2 外部成本分析竞争性技术路线（电力）天然气（国产、进口）,煤炭运输,燃煤热电联产,资源开采,煤炭运输,煤制天然气,管道运输,联合循环发电,1MJ,电力,0.061立方米天然气,0.064立方米天然气,0.258 kg褐煤0.387 L水,1MJ电力,0.072 kg 标准煤0.126 kg褐煤,（7000大卡）标准煤0.073 kg /（4000大卡）褐煤0.127 kg,20,4.2 外部成本分析竞争性技术路线（能耗）,21,水资源环境影响,煤炭开采,水资源,地质影响,吨煤涌水量吨煤开采地面沉陷面积,吨煤开采水土,流失面积,煤炭洗选,水资源,吨煤洗选用水量,水质,吨煤洗选废水排放,煤炭运输,煤炭利用,水资源,火力发电单位发电量取用水,火力发电单位发电量耗用水,煤制天然气取用水量,水质,吨煤废水污染物排放,4.3 外部成本分析水环境影响开采地,水资源损失,土地损失,常规天然气开采,废水排放0.15 L/m3,煤炭开采,3 L/kg,3.78 L/kg,0.00035 m2/kg,外部成本货 废水处理成币化 本2.6元/吨,水资源损失,导致的区域调水成本11,元/吨,单位土地面积,损失的农业收入损失5.7元,/m2,转化利用地,耗水煤制气生产 6 L/m3,废水排放0.8 L/kg耗煤,煤电转化,0.72 L/kwh,外部成本货币化,耗水单位水价30元/吨,废水处理成本50元/吨,数据来源：xx,22,煤制气的三种技术路线中，开采环节中的,废水和破坏地下水量，以及转换利用环节,的耗水量分别是煤炭技术路线的1.1-2倍；另外煤制气生产环节产生大量高浓度含酚废水。,4.3 外部成本分析水环境影响,0,0.80.60.40.2,1,煤 煤 自炭 制 产气 天然气1MJ烹饪用能,煤 煤 自炭 制 产气 天然气1MJ供暖用能,煤 煤 自炭 制 产气 天然气1MJ供电,0,0.80.60.40.2,1,煤 煤 自炭 制 产气 天然气1MJ烹饪用能,煤 煤 自炭 制 产气 天然气1MJ供暖用能,煤 煤 自炭 制 产气 天然气1MJ供电,0,0.2,0.4,煤 煤 自炭 制 产气 天然气1MJ烹饪用能,煤 煤 自炭 制 产气 天然气1MJ供暖用能,煤 煤 自炭 制 产气 天然气1MJ供电,开发地废水排放（L）,开发地水资源损失（L）,转化地,耗水,（L）,23,项目,分项,计算方法, 煤炭消费造成的水资源破坏经济损失估算主要考虑煤炭消费引起水资源短缺和水资源污染等两个大的方面。 按单项分别计算水资源破坏造成的损失，总损失等于单项损失之和，单项经济损失的计算方法有很多种，如市场价格法、机会成本法、影子工程法、恢复费用法、人力资源法等。,4.3 外部成本分析水环境影响,市场价值法影子工程法支付意愿法机会成本法恢复费用法24,水资源短缺 农业收入减少区域可利用水资源量减少生态退化及景观损失水资源污染 经济部门的生产损失废污水回收处理数据来源：xx,排放（g/MJ),排放（g/MJ),排放（g/MJ),排放（g/MJ),/,CO2e (g/MJ),150100500,200,450400350300250,500,CO2(g/MJ),CO2e (g/MJ),发电SNG运输1000km,SNG工厂加工,煤炭运输煤炭上游,150100500,200,450400350300250,500,CO2(g/MJ),CO2e (g/MJ),发电,煤炭运输1000km煤炭上游,500450400350300250200150100500,CO2(g/MJ),发电NG运输1000km天然气开采、处理,500450400350300250200150100500,发电NG运输200kmLNG再汽化LNG海运距离4000km天然气液化天然气开采、处理,4.3 外部成本分析温室气体排放（发电）,CO2(g/MJ) CO2e (g/MJ)数据来源：xx,煤制气,燃煤发电,进口管道气自产天然气,进口液化气,25,0,20015010050,煤炭,煤制气,自产天,然气,进口管,道气,进口液,化气,煤炭,煤制气,自产天,然气,进口管,道气,进口液,化气,煤炭,煤制气,自产天,然气,进口管,道气,进口液,化气,1MJ烹饪用能,1MJ供暖用能,1MJ供电,4.3 外部成本分析温室气体排放温室气体排放(g CO2/MJ)500450400350300250,境外段温室气体境内段其他温室气体境内段CO2,26,5.1 煤制气的竞争性方案综合比较-经济成本,注：,1. 煤炭利用路线中近零排放补贴增加成本0.02元/Kwh,2. 天然气管网运输成本：短输400km-0.3元 ，长输2000km-1元,27,0.000,燃煤发电,煤制气,自产天然气,进口管道气,进口液化气,燃煤热电联,产,煤制气,自产天然气,进口管道气,进口液化气,燃煤热电联,产,煤制气,自产天然气,进口管道气,进口液化气,1MJ烹饪用能,1MJ供暖用能,1MJ供电,5.1 煤制气的竞争性方案综合比较-经济成本0.3000.2500.2000.1500.1000.050,短输400km-0.30元成本,28,短输400km-0.30元成本CO2-60元/吨计算,0.000,0.1000.050,5.2 煤制气的竞争性方案综合比较0.3000.2500.2000.150,燃煤发电,煤制气,自产天然气,进口管道气,进口液化气,燃煤热电联产,煤制气,自产天然气,进口管道气,进口液化气,燃煤热电联产,煤制气,自产天然气,进口管道气,进口液化气,1MJ烹饪用能,1MJ供暖用能,1MJ供电,CO2成本环境成本经济成本,29,0.000,0.1000.050,煤炭,煤制气,自产天然气,进口管道气,进口液化气,煤炭,煤制气,自产天然气,进口管道气,进口液化气,煤炭,煤制气,自产天然气,进口管道气,进口液化气,1MJ烹饪用能,1MJ供暖用能,1MJ供电,5.2 煤制气的竞争性方案综合比较0.3000.2500.2000.150CO2成本,环境成本经济成本,长输2000km-1.00元成本CO2-60元/吨计算,30,6. 政策建议煤炭消费利用的推荐方向,推荐方向燃煤热电联产以电代煤火电行业重点区域实行近零排放清洁能源和提高能效,新的消费利用趋势集中化清洁化去碳化,31,6. 政策建议长远的眼光看待煤制气规划,1949,2005,2015,2025,2035,2045,2055,煤炭天然气,稳定/快速增长期启动期,控煤期快速发展期,下降期成熟期,发展利好期,？,煤制气,常规污染物,CO2 - CCS,以水定产,技术示范期,渣、水、气32,6. 政策建议加强技术示范，多角度检验技术能否成熟,煤制气的竞争力很弱，目前不宜规模产业发展,加强和限制国有企业项目贷款审计,制定严格的工艺参数规范标准和技术指标,严格审核示范项目并保持信息公开透明,加强和保障国家在相关研究领域（而非产业）的投入,33,6. 政策建议煤制气发展要以达到环保、气候变化为初衷的目标,严格限定煤制气替代区域和领域,严格制定和执行废水、废气、废渣标准,坚持以水定产-实施严格的行业用水规定,由环保部门实施在线监测和管理系统,通过市场和税收结合的方式实现外部成本的内部化,34,4.3 外部成本分析水环境影响,煤炭开采过程中的计算： 吨煤土地损失面积 = 吨煤开采地面沉陷面积 + 吨煤开采水土流失面积 吨煤水资源损失量 = 吨煤涌水量 + 吨煤开采洗选用水量吨煤未处理污水 = 吨煤涌水量 * (1 - 矿井水利用率),吨煤废水处理 = 吨煤涌水量 + 吨煤洗选废水排放量单位指标主要通过统计年鉴及文献调研确定。,基本前提： 燃气锅炉、天然气联合循环发电、燃煤热电联产用于供热时的冷凝水回收利用，所以耗水较小；且废水经处理后达到排放相关标准。,火力单位发电量耗水量 (L/Kwh) 循环冷却机组 3.84 直流冷却机组 0.72 空冷机组 0.80,36,近零排放,37,谢谢,