“十二五”以來國家陸續出臺多項政策鼓勵煤炭深加工產業的發展,煤制天然氣符合煤炭清潔高效轉化的發展趨勢,也滿足增加清潔能源供應的迫切需要,迎來了良好的發展時機。在我國,煤制天然氣是常規天然氣的重要補充,廣泛用于工業、交通和城鎮居民等領域,是以燃料為主要用途,因此天然氣與原油有一定的替代關系,原油價格間接影響天然氣價格和市場供需。近10年來,我國天然氣消費增速較快(年均增量100-200億立方米),預計今后天然氣需求增速放緩,但基數增大后,年增量更大,且高于前10年的年增量(年均增量超過300億立方米)。在國際原油價格波動中,如何認識和定位煤制天然氣項目,還存在不少困惑。本文通過梳理煤制天然氣產業的發展現狀,在分析原油價格和我國天然氣市場價格的關聯的基礎上,比較煤制天然氣與國產氣、進口管道氣和LNG之間的競爭關系,分析油價變化可能產生的影響,進而探討煤制天然氣項目的發展策略。
1煤制天然氣產業發展情況
煤制天然氣作為我國現代煤化工的熱點,近年來取得快速發展。2010年國家發改委發布《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項的通知》,規范和引導煤制天然氣產業健康發展。以此為指導思想,2009~2012年,大唐克旗、大唐阜新、內蒙古匯能和新疆慶華煤制天然氣項目陸續得到國家發改委的核準并開工建設,產能共計151億立方米/年。為了進一步促進煤制天然氣等產業發展,2012年國家發改委組織開展關于煤炭深加工升級示范的規劃和政策研究工作,制定了“十二五”期間包括煤制天然氣項目在內的煤炭深加工發展的產業化目標,在資源轉化效率、技術裝置自主化和生態環境保護等方面提出更高的要求,嚴格控制盲目發展。2013年至2014年國家陸續批準了17個煤制天然氣項目開展前期工作,項目分布于新疆、內蒙古、山西、安徽等煤炭產地,產能共計722億立方米/年。
截至2014年底,已投產煤制天然氣產能僅31.05億立方米/年,建設中產能139.95億立方米/年,前期工作項目產能702億立方米/年。
已投產的3個煤制天然氣項目仍處于運行初期,達到70%左右的試運行負荷狀態。截至2014年底,共計生產天然氣約7億方(詳見表1)。預計經過整改實現高負荷穩定運行后,2015年多數項目有望達到設計指標,按照目前的出廠價格,煤制天然氣項目能夠達到煤化工項目的平均收益水平。
進入前期工作階段的項目觀望氣氛濃厚,其中只有260億立方米/年的產能在積極推進,卻又面臨各地區環保和節能指標的影響,舉步維艱。
除了上述單獨以天然氣為產品的煤炭轉化項目,近年來部分新建煤化工項目也聯產少量天然氣或LNG產品,成為煤制天然氣的另一股新生力量。包括:已投產的云南先鋒化工有限公司20萬噸/年煤經甲醇制汽油聯產15萬噸/年LNG(折天然氣約2億立方米/年),在建的中煤鄂爾多斯能源化工有限公司年產200萬噸合成氨、350萬噸尿素、8億立方米天然氣項目(一期已投產),等等。聯產型煤制天然氣項目具有煤化工建設經驗豐富、建設周期短、產業鏈完整、靠近市場等諸多優勢,取得了較好的經濟效益。
樂觀估計,上述在建項目全部落地,前期工作項目進展順利,2020年可形成300~400億立方米/年的煤制天然氣產能。
2煤制天然氣符合我國清潔能源發展戰略
天然氣對于我國優化能源結構、改善環境質量、推動能源消費革命發揮著重要作用。近年國家政策密集出臺,加大天然氣發展力度,并支持煤制天然氣產業發展。2013年4月《大氣污染防治行動計劃》(國發[2013]37號)將“加大天然氣、煤制天然氣、煤層氣供應”作為治理污染的重要措施。2014年4月《發展改革委關于建立保障天然氣穩定供應長效機制若干意見》(國發辦[2014]16號),提出“到2020年天然氣供應能力達到4000億立方米,力爭達到4200億立方米”。2014年11月《能源發展戰略行動計劃(2014-2020年)》(國辦發[2014]31號)(以下簡稱《行動計劃》),提出2020年天然氣在一次能源消費中的比重提高到10%以上,積極發展煤制天然氣等替代能源。
除了強大的政策驅動力量,天然氣市場需求保持增長,天然氣市場化定價機制的逐步推進,煤制天然氣主要工藝技術的發展成熟,煤炭清潔高效轉化的迫切需要,均為煤制天然氣產業創造了有利的發展空間。
根據我國常規天然氣產能建設和開發情況,2020年常規天然氣僅能達到供應能力的45%左右,非常規氣(煤層氣、頁巖氣、煤制天然氣等)在我國天然氣供應中的占比將進一步提高。按照《行動計劃》提出的2020年目標:“年產常規天然氣1850億立方米,頁巖氣產量力爭超過300億立方米,煤層氣產量力爭達到300億立方米”,結合2020年我國煤制天然氣產量300億立方米進行預測,煤制氣在國內天然氣供應占比將達到11%(見圖1)。
3我國天然氣價格與國際原油價格的關聯性分析
由于油氣的替代關系,不可否認油價的長周期變化對氣價存在著間接影響。但是從直接聯系看,世界各地區天然氣定價機制存在顯著差異,僅部分地區氣價與油價存在直接關聯,并且氣價與油價脫鉤已逐漸成為世界天然氣貿易定價的新趨勢。參考國際天然氣聯盟2013年發布的全球天然氣批發價格調查結果,主要包括三大類定價方式:第一類,在北美和部分歐洲等地區,氣價完全由市場競爭形成,與油價無直接關系,該部分天然氣占全球天然氣總消費量比例約40%,居首位。第二類,采用管制定價(基于服務成本、社會政治成本或低于成本價格)的天然氣占比約35%,主要存在于俄羅斯、中東和非洲等地區,這部分氣價與油價也無關。第三類,在歐洲以及亞太的部分地區,氣價與競爭性燃料價格掛鉤(如石油、柴油或燃料油),從而形成與油價掛鉤的關系,占全球天然氣總消費量比例約20%。若加上中國近兩年非居民用氣定價過渡為與替代能源掛鉤,這一比例應修正為21%左右。不同定價方式中,與油價掛鉤的氣價是市場競爭定價的兩倍。近年來由于需求平穩,進口來源日益多元化,歐洲和亞太部分地區正逐步由與油價掛鉤轉向市場競爭定價。預計未來氣價與油價掛鉤的貿易量將呈總體下降趨勢,有效緩解亞太地區溢價嚴重的現象。
我國當前的天然氣價格形成機制以及與國際油價關系比較復雜,供應側(出廠價或邊境價)與消費側(門站價)的定價機制完全不同,前者與油價無直接關系,后者與油價掛鉤,整體來看仍是以政策指導為主的價格形成體系。
首先來看供應側,目前我國天然氣來源為國產天然氣、進口LNG、進口管道氣,定價機制呈“三足鼎立”之態。國產天然氣基于成本加成原則定價,根據國家發改委《關于提高國產陸上天然氣出廠價格基準價格的通知》(發改電[2010]211號),國產氣供工業的出廠價為1.2~1.6元/方,加上國家規定的管輸費,以及配送等其他環節0.5~0.7元/方的合理費用,至上海門站的成本價約為2.4~3.0元/方。進口氣多為長期協議價格,價格隨油價波動變化幅度較小,其中進口LNG合同價格僅在一定程度上與原油價格(日本LNG定價公式)掛鉤;進口管道氣一部分采用“雙邊壟斷”的政府談判價,一部分采用與油價掛鉤。根據《關于調整進口天然氣稅收優惠政策有關問題的通知》(財關稅[2014]67號),結合2011年至2014年海關數據分析,天然氣進口完稅價格波動幅度不大。其中,進口管道氣完稅(含進口增值稅扣除倒掛補貼、外貿手續和銀行財務費等,下同)后輸送至上海門站的成本價約為3~3.6元/方;LNG進口價格明顯呈兩極分化,以2014年為例,早期簽約項目進口完稅價折每立方米1.5~2.3元/方,近期簽約項目進口完稅價折每立方米3.6~4.4元/方。上述三種來源的天然氣價格都沒有與油價直接掛鉤。
其次來看消費側。我國天然氣門站價執行“市場凈回值法”的政府指導價,即中心市場的可替代能源比價倒扣管輸費作為地區門站價,實行最高上限價格管理,該上限指導價與油價關系緊密。該政策自2013年6月出臺,通過三步調整于2015年4月1日到位,即最新發布的《國家發展改革委關于理順非居民用天然氣價格的通知》(發改價格[2015]351號)。屆時,存量增量氣價雙軌合一,非居民氣最高門站價格將與計算期內的液化石油氣和燃料油價格掛鉤,并定期調整。根據定價計算公式,結合2009至2014年我國海關液化石油氣和燃料油價格以及相應的國際原油價格和美元匯率,按照線性關系進行簡單擬合,得出上海市場最高門站價與國際油價的關系為:上海市場最高門站價格(元/方)=0.0245×布倫特原油價格(美元/桶)+0.6829,相關系數為r=0.92。取2014年下半年平均國際油價89.2美元/桶,則可算出上海市場最高門站價為2.87元/方,與351號文給出的并軌后上海地區最高門站價2.88元/方基本一致。
綜上分析,為了簡化表達我國氣價與油價的關系,現將供應側(出廠價或邊境價)與消費側(門站價)的定價繪于一張圖內,均以國際油價為橫坐標。則供應側氣價存在幾個固定區間短期幾乎不隨油價波動,長期呈正相關變化趨勢,而消費側氣價與油價線性正相關。
按照我國天然氣發展政策,進口天然氣、非常規天然氣將是供應增長的主要力量,均屬于較高價格貨源。若以3.0~4.0元/方作為門站價倒推,需要油價高達95~135美元/桶才能夠支撐。可見,當前我國以政策指導為主的天然氣價格形成機制,是考慮社會承受能力的,保護了消費、抑制了多元化供應。從短期來看,天然氣價格更加緊密地跟隨大宗能源價格波動。長遠來看,這只是半市場化的過渡方案,最終目標是建立有效的競爭性市場,天然氣價格由市場供需關系決定,有利于推進創新、優化市場、增加供給。
過去十年,我國天然氣消費快速增長,得益于經濟社會快速發展、儲運設施不斷完善和長期的價格優勢。中石油和化學工業聯合會最近發布的《我國天然氣發展面臨的不確定因素》顯示,2014年我國天然氣表觀消費量為1800億立方米,同比增長7.4%,對外依存度達32.2%。這是近十年來我國天然氣消費增速首次降至10%以內。隨著國家經濟增速的放緩和天然氣價格水平的提高,支持天然氣快速發展的基本因素已經轉變,生態環境保護和能源結構優化將取代資源和價格成為未來推動我國天然氣需求增長的最主要驅動力量。特別是在全球天然氣市場供需寬松、亞太市場LNG價格回落的環境下,國家必將加大液化天然氣和管道天然氣進口力度。長期來看,作為公共能源產品,充分競爭市場將使天然氣達到合理利潤高下的均衡價格,譬如電價的模式。
已投產的煤制天然氣項目(見表1)天然氣出廠價基本與所在地2015年4月即將執行的最高門站價一致,LNG相應的附加液化環節的增值部分(增值約0.5~0.6元/方)。雖然原則上政府指導的最高門站價不對煤制天然氣等非常規氣的出廠價進行約束,但實際仍是供需雙方協商的主要參考依據。
以新疆某煤制天然氣項目為例,享受地方政府補貼后的出廠價為1.8元/方,接近當地最高門站氣價1.85元/方。經測算,該出廠價高于完全成本1.6元/方(財務基準收益率(稅前)為11%,原料煤價格200元/噸)。在當前的較低原油價格下,煤制天然氣項目如能保證滿負荷運行并達到設計指標,是能夠實現盈利的。
以下從兩個層次分析不同油價對應的煤制天然氣項目競爭力。
(1)假設:煤制天然氣出廠價與油價直接掛鉤
暫以“市場凈回值法”的天然氣最高門站價作為煤制天然氣出廠價。按照上一節擬合得出的上海市場最高門站價與國際油價的關系式,倒扣運費1.03元/方,得到新疆地區煤制天然氣出廠價(元/方)=0.0245×布倫特原油價格(美元/桶)+0.6829-1.03。
依據出廠價和油價的定量關系,可測算不同油價下煤制天然氣項目可承受的最高煤價。選取新疆地區典型煤制天然氣項目的技術經濟指標,總規模40億立方米/年,以煤為原料,經過固定床氣化、變換、凈化、甲烷化得到合成天然氣,總投資250億元,稅前財務基準收益率取11%。在不同原油價格下,以相應的天然氣門站價作為預測出廠價,計算出煤制天然氣項目在財務內部收益率(IRR,稅前)達到基準值11%時的最高臨界煤價,如圖3。在油價變化時,只要煤價低于該最高臨界煤價,新疆地區的煤制天然氣項目將具有競爭力。
(2)實際:煤制天然氣出廠價受多因素影響
上述與油價掛鉤的方法僅是簡化假設,不符合真實情況。煤制天然氣項目與油價的關系遠比上述定量結果復雜,油價波動影響并不直接顯現,實際還與其他因素有關。第一,煤制天然氣作為非常規氣之一,理論上不受政府指導的最高門站價限制,供氣企業可與下游用戶單獨簽訂購銷和運輸合同,出廠價格由市場決定。第二,為保障市場平穩運行,政府指導的最高門站價公式并非一成不變,不排除油價波動過大時公式系數調整的可能性。第三,由于天然氣的價格構成比較復雜,我國乃至亞太地區的天然氣價格隨油價變化反應遲緩,存在半年以上的滯后期。
回顧2013年至2015年的兩次增量氣調價,并結合各階段國際油價情況,可以得出實際規律如表2:在近期50美元左右的極低油價時,新疆門站價1.85元/方;在50~110美元時,新疆門站價2.29元/方??梢?,實際上煤制天然氣項目具有承受極低油價的能力。長遠來看,如果參考華東市場LPG價格隨國際油價的變化規律按照等熱值折算,50美元/桶時對應的等熱值天然氣價格約為2.7元/方。在我國當前的天然氣價格水平下,煤制天然氣項目可承受50美元左右的極低油價。
綜上所述,相比于其他與油價相關性更強的煤化工產品,煤制天然氣的緩沖能力更強,油價波動不會造成直接影響。長期來看,我國天然氣市場處于以產定需局面,人均消費水平遠低于世界平均值,在我城鎮化發展和清潔能源需求的驅動下,我國天然氣消費量和消費價格仍處于上行通道。煤制天然氣相比于非常規天然氣和進口天然氣仍然具有競爭優勢。
5煤制天然氣發展策略
煤制天然氣項目的經濟性對天然氣價格敏感,增加了煤制氣項目的不確定性。為了克服外界不利影響,把風險控制在最低水平,煤制天然氣項目需采取有針對性的措施和策略。
(1)已投產和在建項目盡快達產達標,實現預期收益
按照我國天然氣發展政策,進口天然氣、非常規天然氣將是供應增長的主要力量。比較幾種貨源從生產輸送至用戶的成本來看,煤制天然氣的成本與煤層氣相當,低于頁巖氣,比進口氣價格低約0.4~1.5元/方,具有強勁的市場競爭優勢。然而剛投產和在建項目由于前期工作不足,導致試產階段產生不同程度的問題,包括煤種適應性和廢水處理等環節。實際上,這些問題在我國煤化工幾十年發展經驗中均能找到解決答案,在建和后續項目吸取經驗教訓可實現較好收益。
(2)西部地區煤制天然氣項目以大規模穩定供應的管道氣為主
按照本文研究的煤制天然氣在不同油價下的競爭力關系,在內蒙古及新疆等西部地區,煤炭價格低廉,供應充足,煤制天然氣項目的競爭優勢較為明顯,風險相對較小。通過將煤炭轉化為天然氣,輸送至東部地區,解決了西部煤炭轉化產品難以長距離運輸的難題。
以管道氣為主的項目在天然氣定價上缺乏主動權,出廠價易受管道氣執行的最高門站價左右,因此項目需要達到較大的經濟規模,保證穩定生產和控制成本是核心競爭要素。由于規模較大,副產大量高濃度二氧化碳,對于有條件的項目,應注重探索實施二氧化碳驅油等綜合利用措施,減排的同時提高效益。針對長距離運輸管網和配套基礎設施建設等,國家和地方政策應加強支持。
(3)中東部地區的聯產天然氣項目以季節性調產的LNG產品為主
近年來,中東部地區天然氣需求缺口擴大,傳統的煤制合成氨和甲醇行業涌現一批改擴建或新建的聯產天然氣項目。除了表1中列出的云南先鋒項目和中煤圖克項目之外,其他以改擴建項目為主,生產規模較小,產品均為液化天然氣(LNG)。這部分產品主要消費于交通運輸、工業燃料等領域以及主干管網無法到達的偏遠城鎮,不受國家天然氣門站價上限管制,市場已經初步形成,并仍在快速增長,具有較好的經濟效益。項目大部分位于河北、山東、山西、河南、江蘇、安徽等中東部省區。這些省區是我國糧棉主產區,化肥季節性需求波動大,而燃煤污染和霧霾天氣嚴重,冬季天然氣需求大,聯產天然氣具有互補調峰的優勢。
將來我國天然氣的新增市場主要來自集中供熱和居民自采暖部門,因此季節性供需缺口將迅速擴大。按照2020年我國天然氣需求4000億立方米計算,儲氣調峰能力需超過500億立方米,《天然氣發展“十二五”規劃》中重點儲氣庫項目合計設計工作氣量257億立方米,即便全部投產,再考慮進口LNG接收站的調峰能力,仍有接近100億立方米的能力缺口。根據2014年LNG市場價格變化情況,山東地區旺季可高達3.5~4元/方,同一地區的淡旺季價差可高達0.5~0.9元/方。中東部地區建設聯產天然氣可適當承擔調峰能力,發揮靠近市場和靈活生產的優勢,化解傳統煤化工過剩產能,提高煤制天然氣項目的經濟和社會效益。
(4)嚴格執行國家政策提出的能效資源指標要求,堅持清潔高效轉化
表1 煤制天然氣已投產和在建項目匯總
由于煤制天然氣為大型煤炭清潔轉化過程,集成了凈化、合成等化工單元,不僅污染物排放低于其他以燃燒為主的煤炭利用過程,而且提供了更加清潔的能源產品。根據國家能源結構調整方向,天然氣的新增市場主要來自集中供熱和居民自采暖部門。按照2020年煤制天然氣產量300億立方米、原煤含硫量1%進行計算,按等熱值折算可替代分散燃煤3600萬噸標準煤/年。煤制天然氣選取已投產項目的典型排放數據,分散燃煤基本無脫硫脫硝措施,那么煤制天然氣用于替代分散燃煤可減少SO2、NOx和粉塵分別為60萬噸/年、15萬噸/年、70萬噸/年,分別占2013年京津冀地區排放總量的約40%、7%和50%。煤制天然氣用于替代分散燃煤對于治理霧霾改善環境作用顯著。
4煤制天然氣在不同油價下的競爭力分析
當國際原油價格高于90美元/桶時,按“市場凈回值法”及2014年能源產品數據計算的新疆地區天然氣出廠價為1.858元/方,相應的5000kcal/kg原煤價格低于257元/噸時,煤制天然氣項目的稅前IRR可達到11%以上,具有較強的競爭力。當國際原油價格低于70美元/桶時,對應的最高臨界煤價低于82元/噸,接近甚至低于煤炭開采成本。可見,若以70美元/桶對應的“市場凈回值法”天然氣最高門站價作為煤制天然氣出廠價,將接近煤制天然氣項目的最低警戒線。
煤制天然氣項目的經濟性對天然氣價格極為敏感,項目收益率與油價正相關。若仍按照上述天然氣出廠價和油價的定量關系,在油價90美元/桶(對應新疆地區天然氣出廠價為1.858元/方)的基礎上,在煤價257元/噸和總投資250億元不變的前提下,油價每升高10美元(增加11%),煤制天然氣項目的稅前IRR相應升高4.5個百分點左右。此外,煤制天然氣項目的經濟性對建設投資也比較敏感,在煤價和油價不變的前提下,項目建設投資增加11%(由250億元增至278億元),稅前IRR相應下降2個百分點左右。由此粗略推算,在天然氣出廠價等于與油價掛鉤的假設下,若項目投資增加11%,煤制天然氣項目的最低警戒線將升高5美元,由70美元/桶升至75美元/桶。
表2 近年增量氣價調整隨布倫特油價變化情況
執行期
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2013年7月10日~2015年3月31日
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2015年4月1日~今
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油價參考期
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2012下半年
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2014下半年
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油價參考期的平均值(美元/桶)
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110
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89
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執行期油價范圍(美元/桶)
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50~110(平均90)
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50~?
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增量氣門站價(元/方)
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上海
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3.32
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2.88
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新疆
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2.29
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1.85
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發改價格[2013]1246號;發改價格[2015]351號
煤制天然氣產業對于增加我國油氣供給、促進全國終端能源需求結構優化、減少大氣污染具有積極作用。其前提是煤制天然氣的能效、水耗、環保指標均能達到現代煤化工升級示范的基本要求,即全廠能效≥56%(固定床氣化),煤耗≤2.3噸標煤/千標方天然氣,新鮮水耗≤5.5噸/千標方天然氣,同時嚴格執行環保標準。由此體現煤制天然氣高效、清潔、安全等優點,促進行業健康可持續發展,響應國家能源戰略行動計劃,加快煤炭利用方式的轉變,成為我國清潔能源的重要角色之一。來源:化化網煤化工