中国煤制气行业研究报告.doc

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1、煤制天然气行业初步分析报告二一年二月二十二日目 录一、概述2二、产品市场及价格分析3（一）我国煤制气行业发展状况3（二）煤制气供需求情况分析5（三）价格分析6（四）煤制气市场分析结论7三、煤制天然气技术分析7（一）甲烷化技术分析7（二）节能、节水和二氧化碳排放分析11四、煤制气投资收益分析14五、风险分析16六、政策分析及项目报批16七、初步结论与思路19煤制天然气行业初步分析报告一、概述1、煤气化概况煤气化是借助催化剂将煤转化为气体的过程。煤气化的气体产品可以用于燃烧，供热，发电，合成化工产品等。工业上以煤为原料生产煤气(合成气)已有百余年历史。煤气化技术发展进程看,早期的煤气化大都在常压下

2、进行，使用的原料粒度都很大，造成了粉煤资源不能有效利用、能耗高、规模小、严重污染环境等问题。自20世纪60年代以来,煤气化，技术研究开发取得了较大的进展，尤其是20世纪70年代的石油危机的刺激和严重的燃煤环境污染问题，国内外各国政府和研究机构都给予了极大的重视：如美国先后提出的“洁净煤技术示范计划”(CCTP)和“21世纪展望”(Vision 21)。在这些项目的带动下，一批大型化的先进的煤气化技术完成示范，如Texaco，Destec，Shell，Prenflo，KRW等技术。在过去二十年中，我国煤气化技术研究开发水平有了显著的提高，灰熔聚流化床气化技术完成了工业示范；水煤浆气流床气化技术和

3、加压固定床气化技术等完成了中试，由于国外技术的引进(Texaco，Lur2gi气化炉）转变为国产化服务和技术改进(多喷嘴技术)。干粉气流床气化技术近几年由于Shell，Prenflo技术的示范成功，国内亦开始有关的技术研究。现代煤化工分为3个工业化层次, 第一层次为煤制合成气, 水煤浆或干煤粉经过部分氧化法生成合成气(C0+H2），水煤浆气化在国内已经工业化。第二层次为合成气加工, 合成气加工工艺主要有三条路线: 醇类、烃类和其他碳氧化台物的合成。其中醇类合成包括合成气制甲醇、二甲醚(DlVlE) 、乙醇和进一步制乙二醇等。第三层次是深加工, 深度加工甲醇和烯烃的下游产品最多, 是化工行的支柱

4、产业。2、煤制天然气和国内已经开展的煤制油、煤制甲醇等项目相比，从转化效率方面讲，煤制天然气有着不可比拟的优势。煤制天然气CO转化率接近百分之百，氢转化率99%、CO2转化率98%、能量总有效转化率60%-65%，比生产甲醇高17%，比制成油高15%-25%，比发电高27%。煤制天然气克服了传统的煤制燃气热值低的缺点，单位热值耗水量最低，甲烷合成废水基本不含有害物，易于利用，是最节水的能源产品。煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，既实现了清洁能源生产的新途径，优化了煤炭深加工产业结构，丰富了煤化工产品链，又具有能源利用率高的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向，对于缓解国内石油、天

5、然气短缺，保障我国能源安全具有重要意义。二、产品市场及价格分析（一）我国煤制气行业发展状况煤制气项目的发展与天然气的供应相关联，虽然我国天然气远景储量较高，达到37.37万亿立方米，但探明储量相对较小，2008年仅有2.5万亿立方米左右。而且我国天然气资源开发难度相对较大，主要表现在三个方面：一是天然气资源中伴生气储量占总储量比重高，为20.1%，利用率低；二是规模偏小，我国大气田的下限地质储量为300亿立方米，可采储量为180亿立方米，国外大气田的可采储量标准是1000亿立方米，我国可采储量超过1000亿立方米的气田到目前为止只有6个；三是丰度偏小，储量丰度低和特低的气田占全部气田的50%，

6、低渗储层（低压、低产）所占比例高，埋深大，远离东部经济中心。 我国天然气的储采比也有持续下降的趋势。19982008年间我国天然气探明储量年均增长率为6.5%；而同期，我国天然气产量年均增长率达12.7%，2008年天然气产量达到760.82亿立方米。储量的增长速度远远跟不上需求的增长速度，造成我国天然气储采比从1998年的58.7年持续下降到2008年的32.3年，远低于同期世界63.3年的平均水平。 在天然气供应不足以支持巨大市场需求的情况下，我国已大力开拓进口天然气的渠道。进口液化天然气（LNG）方面，2008年我国进口LNG333.6万吨，同比增长14.5%。管道天然气方面，西气东输二

7、线工程已全线开工，计划于2011年底贯通。西气东输二线西起新疆霍尔果斯，南至广东广州、深圳和香港，总长度9102千米，设计年输气能力300亿立方米，并与2009年12月中旬开通的中国中亚天然气管道连接。进口LNG与管道天然气将对我国推广清洁能源利用、优化能源消费结构产生深远影响。 然而，不论是进口的海外LNG还是管道天然气，与目前国内的天然气价格相比，价格都明显偏高。以西气东输二线为例，中国中亚管道进口天然气到达中国口岸的成本为2元/立方米左右，比西气东输一线的相应价格高出2倍多。进口的LNG价格甚至更高，据估算，国内某购买澳大利亚LNG长期协议，折合价格为4元/立方米，大大高于目前国内天然气

8、价格。虽然煤制天然气的成本高于普通天然气，但与进口LNG的价格相比，仍具有一定的比较优势。统计数据显示，预计2015年我国将形成200亿立方米/年的煤制天然气产能，占消费量的10%左右。通过实现煤制天然气项目示范和商业化运行，可为国内市场提供相对廉价而可靠的天然气供应来源，也将有利于提升我国进口天然气时在国际市场的议价能力。（二）煤制气供需求情况分析我国的能源消费上，结构失衡已经是非常严重的问题。2008年，中国能源消费总量为28.5亿吨标煤，其中煤炭、石油分别占了69%和20%，天然气只占3.4%，与世界平均的24%相比明显严重偏低。近年来我国天然气产量、消费量迅速增长，并已显示出继续增长的

9、巨大潜力。截止到2006年底，全国剩余天然气可采储量约3.09104亿m3，陆上天然气储量增长地区主要集中在塔里木和四川盆地等气区，海上天然气的储量增长海域集中在南海海域和渤海海域。随着我国天然气基础设施建设的开展，我国天然气供应能力增长迅速。2000年，我国天然气产量为277.3亿m3，2007年达到693亿m3，年均增长率为14.0%。近年来，我国天然气消费量大幅增长，城市燃气增长最快。根据BP世界能源统计报告2008，2000年国内天然气消费量为238亿m3，2007年达到673亿m3，2000年2007年期间年均增长率为16.0%。2008年我国天然气消费量约775亿立方米，同期产量约

10、760亿立方米。未来中国天然气消费的发展趋势，一是需求量大幅度增长；二是利用方向将发生变化，消费结构将进一步优化。随着国内可持续发展战略和加强环保等政策的实施，国内对天然气的需求将与日俱增。预计到2010年，我国天然气需求量将达到1000亿1100亿立方米，而同期的天然气产量只能达到900亿950亿立方米；到2020年，预计我国天然气的需求量将达到2000亿立方米，而同期的天然气产量只能达到1400亿1600亿立方米。2010年、2020年，我国天然气市场缺口分别为300亿立方米、650亿立方米。（三）价格分析国际天然气价格和原舳价格相关性较强，而我国长期采用政府定价的天然气价格政策，同时受天

11、然气资源分布的影响，我国天然气价格呈现南高北低、东高西低的状况，2007年国内主要城市天然气价格情况列于表1。由表1可以看出，从行业分类价格来看，车用天然气的售价最高，基本都在3元m3以上，主要原因是与油品价格的关联比较紧密；其次是公共服务用天然气；由于政府限价的原因，民用天然气价格最低。从地区分布来看，非资源产地的天然气价格较高，价格普遍在2.0元m33.6元m3之间，而资源产地的价格基本在1.2元m32.0元m3之间。为促进节约用气，保证国内天然气市场供应，天然气利用政策中明确表示要合理调控价格，完善天然气价格形成机制，逐步理顺天然气价格与可替代能源价格的关系。因此，国内天然气价格的市场化

12、进程中，价格必然受到国际市场天然气价格的影响，将会有较大幅度的上升空间。（四）煤制气市场分析结论随着城市化的发展，城市管网的建设加快，天然气的需要是呈增长趋势，在受到天然气资源的制约，煤制气的市场需求是快速增长，并且价格上涨成为定局，市场空间大而稳定。三、煤制天然气技术分析（一）甲烷化技术分析甲烷化技术成熟可靠，在化肥行业广泛用于脱除CO；在城市煤气行业，用于提高热值。20世纪70年代，鲁奇公司、南非萨索尔公司开始进行煤气甲烷化生产合成天然气的研究和试验，经过两个半工业化试验厂的试验，证实可以生产合格的合成天然气。甲烷化反应CO的转化率可达100%，CO2转化率可达95%，低热值为35588

13、kJm3。20世纪70年代的能源危机，促使美国考虑能源自主供应问题，在北达科他州大平原上建成了大平原合成燃料厂(GPSP)。该厂于1984年投产，至今仍在正常运行。该厂采用鲁奇固定床加压煤气化和甲烷化技术，年消耗褐煤量为600多万t，生产出合成天然气540亿ft3(相当于15亿m3)，还生产化肥、苯酚、CO2和其他化学品。1、托普索甲烷化循环工艺(TREMPTM)技术托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪70年代后期，该公司开发的甲烷化循环工艺(TREMPTM)技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了这一技术能够用于商业化。该工艺已经在半商业规模的不同装置中得到证明，在真实工业状态下

14、生产200 m3h3000 m3h的合成天然气(SNG)产品(意味着反应器直径是唯一的规模放大参数)。托普索公司开发的MCR-2X催化剂在托普索中试装置和德国Union Kraftstoff Wesseling(UKW)的中试装置中，均进行了独立测试。在中试时，最长的运行时间达到了10000 h，证明MCR-2X是一种具有长期稳定性的催化剂。MCR-2X催化剂累计运行记录超过了45000 h。在TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的温升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的温度。MCR-2X催化剂无论在低温下(250)还是在高温下(700)都能稳定运行。反应器在高绝

15、热温升下运行的可能性使循环气体量减少，降低循环机功耗。TREMPTM工艺一般有3个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器(BWR)代替，投资较高，但能够解决空间有限问题。另外，在有些情况下，采用4个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用1个喷射器代替循环压缩机可能会更合适。除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。托普索公司可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽，这些蒸汽可以用于驱动空分透平。托普索TREMPTM工艺的特点如下：(1)单线生产能力大，根据煤气化工艺不同，单线能力在10万m3h20万m3h天

16、然气之间。(2)MCR-2X催化剂活性好，转化率高，副产物少，消耗量低。(3)MCR-2X催化剂使用温度范围很宽，在250700范围内都具有很高且稳定的活性。催化剂允许的温升越高，循环比就越低，设备尺寸和压缩机能力就越小，能耗就越低。托普索TREMPTM工艺循环气量是其他工艺的十分之一。(4)MCR-2X催化剂在高压情况下，可以避免羰基形成，保持高活性、寿命长。(5)可以产出高压过热蒸汽(8.6 MPa12.0 MPa，535)，用于驱动大型压缩机，每1000 m3天然气副产约3 t高压过热蒸汽，能量效率高。(6)冷却水消耗量极低(每生产1 m3产品气，冷却水消耗低于1.8 kg)。(7)高品

17、质的替代天然气，甲烷体积分数可达94%96%，高位热值达37260 kJm338100 kJm3，产品中其他组分很少，完全可以满足国家天然气标准以及管道输送的要求。(8)甲烷化进料气的压力高达8.0 MPa，可以减少设备尺寸。2、DAVY公司甲烷化技术(CRG)CRG技术最初是由英国燃气公司(BG公司)在20世纪60年代末期和70年代初开发的，是将容易获取的液体馏分作为原料来生产低热值城市煤气的工艺流程中的一部分。原料石脑油和蒸汽经过绝热的CRG催化剂床层，石脑油在低温下进行转化而生产出富含甲烷的气体。为了弥补天然气来源的不足，采用CRG技术在英国建造了许多的SNG装置。从20世纪70年代末期

18、，BG公司开发了使用CRG催化剂的工艺，将来自煤气化炉的氢气和一氧化碳气体进行甲烷化反应。美国大平原煤制天然气装置使用了与BG公司相类似的工艺，并且CRG催化剂已在该装置上成功地使用了很多年，充分证明了CRG催化剂在商业化规模的煤制SNG装置上的适用性。后来BG公司又开发出高温性能更好的新型号CRG催化剂，即CRG-H催化剂。20世纪80年代的初期，在其位于苏格兰的西田煤气化炉上进行了试验，在真实环境中对CRG-H催化剂的适用性进行测试，试验结果验证了该催化剂在甲烷化反应中具有很好的高温性能。20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了CRG

19、技术和催化剂，向市场推出了最新版的CPO催化剂，即CEG-LH催化剂。Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMPTM工艺第(5)、(7)特点外，还具有如下特点：(1)CEG-LH催化剂已经经过工业化验证，拥有美国大平原等很多业绩。(2)CEG-LH催化剂具有变换功能，合成气不需要调节HC比，转化率高。(3)CEG-LH催化剂使用范围很宽，在230700范围内都具有很高且稳定的活性。(4)甲烷化压力高达3.0 MPa6.0 MPa，可以减少设备尺寸。另外，鲁奇公司也拥有甲烷化技术，美国大平原的装置就是由该公司设计的，最初采用的是BASF公司的催化剂，后改用Davy公司的催化剂。甲烷化用于生产天

20、然气，国外的美国大平原年产15亿m3的工厂自80年代初一直商业化运行，国内对甲烷化技术相当熟悉，在合成氨生产中，甲烷化广泛用于脱除CO，而化肥行业有大量的甲烷化装置，由此可以看出，甲烷化技术是成熟可靠的，工艺技术风险很小，而且是可以控制的,。（二）节能、节水和二氧化碳排放分析1、节能分析煤制天然气项目甲烷化可以等压合成，无压缩功耗，系统压降小。甲烷化采用绝热式反应器，合成气循环比小，循环机功耗低。甲烷化装置副产大量的高压蒸汽，可用于驱动空分透平，减少锅炉和燃料煤的数量。在甲烷化装置部分，几乎84%的废热以高压蒸汽的形式得到回收，而仅有0.5%的废热用冷却水冷却，使得整个甲烷化系统热量回收效率非

21、常高。以下采用中华人民共和国行业标准石油化工设计能量消耗计算方法SHT3110-2001对煤制天然气项目进行能耗计算，结果如下：(1)以长焰煤为原料，热值为28170 kJkg，采用水煤浆气化、低温甲醇洗、甲烷化等技术的煤制天然气项目的能耗计算结果为75800 MJkm3(单位产品综合能耗为2.586 kg标煤m3)，能量效率为45.98%。单位产品综合水耗为6.84 t/km3。(2)以褐煤为原料，热值为14400 kJkg，采用鲁奇气化、低温甲醇洗、甲烷化等技术的煤制天然气项目的能耗计算结果为65836 MJkm3(单位产品综合能耗为2.246 kg标煤m3)，能量效率为52.6%，扣除热

22、电站外输电能、管网输送用能等后，能量效率可达59%。单位产品综合水耗为5.63 tkm3。目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电，煤制油、煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制天然气等。不同煤制能源产品的能量效率列于表2。从表2数据可以看出，能量效率由低到高为间接煤制油(34.89%)二甲醚(37.84%)甲醇(43.86%)发电(45%)(扣除自用电后仅38%左右)煤制天然气(45.98%52.57%)，煤制天然气的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，是煤制能源产品的最优方式，不但可以大幅降低煤炭的消耗，同时还减少了SO2、CO2的排放。另外，在产品输送环节，煤制天然气可以大规模管道输送，节能、环保

23、、安全，输送费用低，与甲醇、二甲醚(加压液化)、油品相比更具优势。2、节水分析不同煤制能源产品的水耗列于表3。从单位热值水耗来看，每GJ耗水量由低到高为煤制天然气(0.160 t0.196 t)间接煤制油(0.375 t)二甲醚(0.775 t)甲醇(0.740 t)。单位热值耗水量煤制天然气最低，是最节水的能源产品，这对于富煤缺水的西部地区发展煤化工产业具有十分重要的意义。3、二氧化碳排放分析不同煤制能源产品的CO2排放量列于表4。从工艺装置单位热值CO2排放量来看，间接煤制油和天然气(褐煤原料)的CO2排放较低(0.077 tGJ)，煤制甲醇、二甲醚和煤制天然气，均在0.099 tGJ0.

24、115 tGJ之间，天然气的排放量最高，达0.115 tGJ。值得注意的是，上述数据仅为工艺装置的排放量，并不包括锅炉、发电的排放量。通过计算，从整个项目CO2排放量来看，由低到高的次序为天然气(0.126 tGJ)天然气(0.134 tGJ)煤制油(0.143 tGJ)甲醇(0.159 tCJ)二甲醚(0.160 tGJ)。煤制天然气CO2排放量最低，与能量效率相吻合。通过上述分析可以得出，煤制天然气项目由于能源利用率高，决定了其综合CO2排放较其他煤制能源产品低，符合国家节能减排的方针政策。目前国内项目多套用美国大平原公司的工艺。其实企业没有必要完全仿效国外采用的煤气化工艺，目前可采用的煤

25、气化方法比较多，可以根据不同的煤种采用不同方法，如水煤浆气化、航天炉等。四、煤制气投资收益分析煤炭价格与天然气价格直接决定煤制气项目的收益。据初步测算，一个1200万标准立方米/天煤制合成天然气项目，总投资约247亿元，生产成本约为1.594元/立方米，管线终端售价为1.8元/立方米。在成本方面，原材料和燃料动力费用所占比例高达60%左右。根据相关测算，如果SNG的价格与天然气保持一致，为1.8元/立方米，当煤炭价格低于222元/吨，煤制天然气项目内部收益率可望达到10%，具备显著的经济效益；当煤炭价格达到300元/吨，SNG生产成本将达到1.84元/立方米，内部收益率将下降至6.1%；当煤炭

26、价格达到400元时，SNG生产将无利可图。下面对不同区域建设煤制天然气项目进行分析：第一种情况，假设在新疆或内蒙东部地区，采用碎煤固定床加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方天然气，原料煤、燃料煤均为褐煤，价格为170元/吨（含税价），测算得到的天然气单位生产成本为1.059元/立方（已扣除副产品收入0.468元/立方）。目前，大唐发电在内蒙蒙东克什克腾旗建设的年产40亿立方的煤制天然气项目即属于该范围内，计划3年投产,自建管线进京,到北京的气价为1.6元/立方米。第二种情况，假设项目设在内蒙或陕西等地区，采用水煤浆气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产16亿立方天然气，

27、原料煤为长焰煤，价格为300元/吨（含税价），燃料煤为煤矸石，价格为50元/吨，测算得到的天然气单位生产成本为1.591元/立方（已扣除副产品收入）。目前，内蒙汇能在内蒙鄂尔多斯拟建的年产16亿吨的煤制天然气在该区域。第三种情况，假设在山东或河南地区，采用粉煤加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方天然气时，原料煤、燃料煤均为洗中煤，价格为400元/吨（含税价），测算得到的天然气单位生产成本为2.151元/立方（已扣除副产品收入）。 目前西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/立方。陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/立方。按现在的气

28、价，所有煤制天然气项目均难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。但是，与西气东输二线霍尔果斯门站价2.2元/立方（石油价格为80美元/桶时）相比，管输费参照西气东输二线全线平均管输费1.08元/立方计，上述煤制天然气项目全部有竞争力。尤其是在新疆建设煤制天然气项目，竞争力明显高于从中亚进口气。 与进口的LNG价格比，如果在新疆建设煤制天然气项目，到华南地区城市门站的价格为2.139元/立方，无法与近年来中国进口的LNG相竞争。但是，按照日本LNG长期合同最新成交价公式（P=0.148油价+0.5）计算，当石油价格在80美元/桶时，LNG长期合同价格为2.37元/立方，如包括LNG气化费用，

29、LNG价格将达到约2.77元/立方，在新疆、内蒙或山东等地区建设煤制天然气项目完全可以与新增进口LNG相竞争。 值得注意的是，上述经济性的比对是建立在当前的油价，即每桶80美元的前提下。而国际油价上下波动，则将影响其价格的比对。五、风险分析1、煤制气项目的风险主要体现在两头：一是煤价，二是天然气产品价格。我国天然气价格实行不同用途不同价格的定价方式，价格由国家发改委确定。今年以来，国家多次重申要完善天然气价格形成机制，这可能为我国发展煤制气创造了有利条件，天然气价格上涨基本成定局。项目在装置建设方面没什么风险，技术和装备也比较成熟。可以说，最大的风险还是煤价。如果煤价高，就会直接导致成本过高,

30、与煤矿结成利益共同体是最好控制风险的方式。2、项目在生产的过程中会产生一些废物，比如二氧化碳、硫化物以及一些含酚的废水等，如果处理不当，会对环境造成很大污染。3、煤制天然气耗水量较大，在西部缺水地区发展存在一定风险。六、政策分析及项目报批1、宏观政策分析在国家“十一五”规划以及西部大开发规划中，关于西部地区产业发展布局部分，均强调“支持资源优势转化为产业优势，大力发展特色产业，加强清洁能源、优势矿产资源开发及加工”；国家发改委1350号文件“关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知”中明确“在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展；按照上下游一体化发展思路，建设规模

31、化煤化工产业基地”；同时还指出“民用燃料和油品市场为导向，支持有条件的地区，建设大型煤化工项目”。国家“十一五”十大重点节能工程实施意见和能源发展“十一五”规划中，都强调“以煤炭气化替代燃料油和原料油；在煤炭和电力资源可靠的地区，适度发展煤化工替代石油化工”。2009年5月，国家出台的石化产业调整和振兴规划明确地将煤制天然气列为煤化工的五类示范工程之一。从国家宏观经济政策来看，国家鼓励符合科学发展观的煤化工产业的健康发展，尤其是鼓励以煤为原料发展石油替代产品，以减轻石油进口压力，保障国家能源安全。2、产业政策分析国家发改委1350号文件中的技术政策是“各地区要加大结构调整力度，促进产业优化升级

32、。鼓励企业采用拥有自主知识产权的先进技术。一般不应批准规模在300万ta以下的煤制油项目、100万ta以下的甲醇和二甲醚项目、60万ta以下的煤制烯烃项目”。一般煤制天然气单系列的经济规模在8亿m3a10亿m3a，相当于125万ta160万ta甲醇当量规模，完全符合产业政策以及1350号文件中技术政策的相关规定。在煤制天然气项目中，除了甲烷化采用国外先进技术外，其他部分基本为国产化技术，使得国产与引进相结合，保证项目技术先进、成熟可靠，具有很强的竞争能力。另外在技术装备上，甲烷化装置仅引进高压蒸汽过热器、循环气压缩机等个别设备，其余绝大部分均为国产化设备，如甲烷化反应器等，符合国家技术引进政策

33、和装备政策。3、目前审批的项目国家发展改革委员会仅批准了两个项目：汇能集团内鄂尔多斯市16亿方/年项目和大唐内蒙古赤峰市克什克腾旗40亿立方米项目。（1）汇能项目该项目总投资88.7亿元，设计生产合成天然气16亿方/年，建设地点为内蒙古鄂尔多斯市伊金霍洛旗。鄂尔多斯发改委2008年的项目上报文件显示，该项目建设期为两年。据估计，项目建成达产后，年均销售收入为22.8亿元，年均利润总额为5.1亿元。（2）大唐项目据悉，大唐赤峰项目第一条年产13亿立方米的生产线计划2010年底建成，该项目有望成为中国第一个投产的煤制天然气项目。合成天然气将通过大唐自建管线供应给北京民用燃气。由于北京燃气公司参股该

34、项目，据称，北京燃气公司已经与大唐签订了1.6元/立方米的收购价格。该项目计划总投资约为257亿元，主体设计由全国煤化工设计技术中心为主。该中心率先提出以低品质褐煤为原料，采用赛鼎工程公司拥有的碎煤加压气化技术和低温甲醇洗技术，引进天然气合成工艺技术催化剂和工艺包(仅占工厂投资10%左右)，填补了国内煤制天然气空白。该项目设备和材料立足国内，采用节水型的工艺和设备，工艺污水和生活用水生化处理后作为循环补充水。（3）其他项目近期纳入规划的项目已经达到10个之多，合计产能超过100亿立方米；远期规划更是惊人，计划投资额超过千亿元。包括：神华集团拟在鄂尔多斯、宁夏分别建20亿立方米煤制天然气和40亿

35、立方米煤制天然气，两项目均处可研阶段；中电投拟在新疆伊犁建两个煤制天然气项目，规模分别为60亿立方米和3*20亿方米方；中海油则计划在内蒙和山西大同建两个规模分别为80亿立方米及40亿立方米的煤制天然气项目。 4、审批政策煤制气项目需要项目总体规划，可行性研究报告评审，环境评审，土地预审，供水及水处理评审，城市规划评审，安全评审，排污指标评审等立项核准流程。相关支持性文件完成由国家发改委正式核准。虽然技术无碍，但煤制天然气讲究规模效益，投资巨大，且需耗费宝贵的煤炭资源与水资源。由于国家并未限制上马煤制天然气项目，全国范围内掀起了煤制天然气投资热。对此，国家有关部门已经开始注意到。在大唐发电克旗

36、项目及内蒙汇能项目获得国家发改委批准后，国家环境保护部下文称，煤制天然气项目必须由国家环境保护部审批。国家发改委、工信部等部门20109年底在“抑制部分行业产能过剩引导产业健康发展的情况”发布会上表示，近几年将停止审批新建或单纯扩大产能的焦炭、电石、甲醇等传统煤化工项目，稳步开展现代煤化工示范工程建设和投产验收评价工作，近几年原则上不再安排新的试点项目。七、初步结论与思路1、煤制气项目建设的基本条件是产品市场稳定且有增长性、工艺技术成熟和经济可行性，从理论上说，大规模煤制气装置技术成熟，作为转化项目具备成本优势，具有较强的市场竞争力和较好市场前景，项目效益较好。但由于煤制气项目能够控制的煤炭资

37、源对项目效益有直接关系，对水资源也有一定的要求，项目投资较大，国家对煤化工的政策管理较严，项目审批及贷款难度也存在一定问题。2、煤制气进入天然气管网须提前考虑连续供气能力、与下游市场的同步发展是否匹配、是否需要新建管道等问题。项目建设牵涉到煤炭供应，管网建设，终端市场合作伙伴关系与资金。建议公司采取与相关企业、石油公司等合作建设方式，寻求战略合作伙伴，以分散和最大程度降低投资风险。3、煤制天然气的消费应定位于城市燃气市场。目前，国内天然气消费主要在城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工等方面。在国家发布的天然气利用政策中，明确指出“确保天然气优先用于城市燃气”，因此，煤制天然气市场的合理定

38、位是城市燃气市场，如民用燃气、公共服务燃气、车用燃气等，煤制天然气的发展必须与国家相关产业政策相一致。4、通过合理优化建设方案，应考虑解决城市燃气的峰谷问题民用天然气使用存在高峰和低谷的问题。目前，我国城市燃气的用气非常不均衡，北方地区冬季用量大，非采暖季节用气少，调峰问题非常严重。可采用煤制天然气联合循环发电的设计模式：在冬季用气高峰时提高天然气产气比例，在夏季用电高峰时则可提高发电量比例。这样可以补充管网气的不足（通过煤制天然气）或消化管网内的过剩气源（通过利用天然气进行发电），起到稳定管网压力等调节功能。这样也能充分利用装置，优化利用能量，从而提高项目的适应性，降低风险。 二0一0年二月二十二日