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糾結的現代煤化工 (二)
時間:2018-12-22  作者:轉載  來源:能源雜志  (瀏覽 914 人次)
糾結的現代煤化工 (二) 
    大型煤制燃料項目如何盈利成為當務之急;煤制烯烴、煤制乙二醇、煤制二甲醚等主要煤制化工品已生產過剩;低階煤利用方面,雖然技術取得了很多的突破,但大規模產業化的項目仍然很少。
    現代煤化工的產品種類繁多,多種技術路線并存,目前仍面臨技術、經濟性、環保等諸多方面的問題。在復雜的市場環境下,未來何去何從?——煤化工企業頗為糾結。
    事實上,現代煤化工既包括煤制燃料(油和天然氣)路線,也包括煤制烴(烯烴和芳烴)、醚(含氧化合物)路線。在更高附加值的材料方面,現代煤化工在乙二醇、高分子材料、精細化工材料方面也有許多突破。
此外,低階煤的分級分質利用成為煤化工在物理層面重要的發展形式。而相比煤制燃料,低階煤分級分質利用投資少、成本低、環境壓力小。
現代煤化工產品種類繁多,多種技術路線并存。在不確定的政策背景和復雜的市場環境下,如何投資獲得收益,實現轉型升級是煤化工企業面臨的重要問題。
煤制氣VS氣荒
   作為煤制油的難兄難弟,煤制氣的處境似乎更為尷尬。國內天然氣一直存在缺口,天然氣對外依存度越來越高,在“煤改氣”的大背景下,天然氣的缺口不斷擴大。這是否會給煤制氣發展以新的發展契機呢?
   “煤制天然氣是非常規天然氣的一部分,是我國天然氣生產的重要組成部分,也是解決氣源和氣荒的一個有效方式,但由于目前成本與價格倒掛,需要國家和地方相關政策的支持。”阮立軍分析認為。
    相比其它煤制氣項目,大唐克旗煤制氣曾是離緩解氣荒最為接近的一個。氣價方面,初期的結算價為2.75元/立方米,在正常滿負荷運行時每立方米的利潤也可達0.7~0.8元/立方米,但是經過兩次下調后,現在的價格為1.82元/立方米,下調了約34%。
    同煤制油項目類似,受制于天然氣價格調控以及煤價的持續高位,盡管天然氣的發展空間很大,但是煤制氣項目的成本仍然高昂,如何盈利仍然是一大難題。
    阮立軍認為,煤制氣陷入困境有三方面的原因:一是煤制天然氣項目均未達到設計生產能力,且實際產量更低。已建成的4個煤制氣項目中,除新天外,其余都只完成了一期項目建設。但一些基礎性設施和工程等,都已先于主體工程建成。此外,實際產量更低,生產負荷率基本都不超過50%。二是成本高于氣價,成本倒掛。經過國家多次調價,現在煤制氣的完全成本已遠高于天然氣的門站價格。三是企業沒有市場話語權。煤制天然氣不同于煤制化學品,可以在市場上銷售。煤制氣必須要進入管網,這樣產量和價格都要受到限制,自己無法決定。
    目前已經建成生產的4個項目中,大唐克旗煤制氣一期13.35億方/年,新疆慶華伊犁煤制氣一期13.75億方/年,內蒙古匯能煤制氣一期4億方/年,新疆新天伊犁煤制氣20億方/年。而2016年,國內天然氣產量1371億立方米,天然氣消費量2058億立方米,即使建成的4個項目滿產運行,其體量也十分有限。
    《煤炭深加工產業示范“十三五”規劃》中對于煤制氣的定位是:協同保障進口管道天然氣的供應安全,解決富煤地區能源長距離外送問題,為大氣污染防治重點區域工業、民用、分布式能源(冷熱電三聯供)、交通運輸提供清潔燃氣,替代散煤、劣質煤、石油焦等燃料,有效降低大氣污染物排放。預計2020年,煤制天然氣生產能力達到170億立方米/年。
    在采訪中,記者了解到,煤制氣的發展仍然需要國家政策大力支持,否則國內現有的油氣市場條件下很難獲得真正的發展。
    現階段的煤制氣如果繼續推進,就意味著虧損程度繼續增大,有的煤制氣企業已經開始考慮轉型,比如生產烯烴或者乙二醇。“煤制油油品可以生產汽油、柴油,還包括溶劑油、潤滑油、基礎油等,相對來說它能加工生產更多的衍生品。但是煤制氣主要成分為甲烷,也就是天然氣,同時會副產部分焦油或者其它一些產品,但量都很小,主要產品還是天然氣。”崔軍認為。
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