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煤制气的经济竞争性分析 陈丹 气候变化与能源项目 分析师 自然资源保护协会（NRDC) 2014年10月13日
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煤制气的经济竞争性分析
陈丹气候变化与能源项目 分析师自然资源保护协会（NRDC)
2014年10月13日
1.1. 背景·我国煤炭消费利用的趋势
数据来源：统计局、中国气候公报
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
2
1.1. 背景·我国煤炭消费利用的趋势
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。
去碳化
清洁化
煤炭消费利用现状 新的消费利用趋势
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
集中化
3
1.2. 背景·我国天然气的供需现状和未来预测
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%
预计到2030年天然气占一次能源比例将达到13-15%
来源：统计局；能源所系统分析中心，煤炭消费总量控制研究报告，2014
0
200
400
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2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
天然气消费量（亿立方米）
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
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 + 11.3 kJ/mol
纲要
技术成熟度 经济性的不确定
环境成本 气候变化成本
障碍
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。
产业化发展
煤制气产量目标
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
2.1 30年前的美国大平原项目·真实财务情况
资料来源：杨启仁，从美国历史经验反思中国发展煤制天然气的盲点
0123456789
10
1950
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Trill
ion
Cubi
c Met
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天然气价格管制期
价改过渡期
解除价格管制後
美国天然气探明储量
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1992
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2000美
元（
当年币值
）/百
万英热值
美国民用天然气价格
天然气价预期趋势？
大平原建厂
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：杨启仁，从美国历史经验反思中国发展煤制天然气的盲点 8
国有企业--大唐：
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
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
公众化大型股份制民营企业：
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
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：五环工程有限公司的肖晓愚工程师，煤制天然气项目主要技术指标问题探讨11
0
10
20
30
40
50
60
70
1 2 3 4 5
能源转换效率%
1.7
1.8
1.9
2
2.1
2.2
2.3
2.4
1 2 3 4 5
产品能耗（折标煤吨/千立方米）
0
1
2
3
4
5
6
7
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
技术不成熟
经济竞争性不确定
性大
全生命周期外部成
本高污染处理投入大
煤质要求苛刻
超额投资延期达产
供需市场变化冲击
12
能耗高
《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。”
--大唐能源化工公司总经理张明
3.1 经济性分析·煤制气的经济成本构成
数据来源：刘志光,煤制天然气的竞争力分析，中外能源，第15卷，2010年
1. 碎煤加压气化（褐煤为原料）2. 水煤浆气化（长焰煤为原料）
• 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%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1 2
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
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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：刘志光,煤制天然气的竞争力分析，中外能源，第15卷，2010年14
3.3 经济性分析·煤制气项目经济成本的不确定性
160 180 200 220 240 260
1.50
1.60
1.70
1.80
1.90
2.00
1.50
1.60
1.70
1.80
1.90
2.00
0 5 10 15 20 25 30
褐煤价格（元/吨）
煤制
气成本
（元
/（立方米
）
耗水价格（元/吨）
300 320 340 360 380 400 420 440
1.55
1.65
1.75
1.85
1.95
1.55
1.65
1.75
1.85
1.95
0 5 10 15 20 25 30
长焰煤价格（元/吨）
煤制
气成本
（元
/（立方米
）
耗水价格（元/吨）
15
50%60%70%80%90%100%
1.55
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1.95
1.55
1.65
1.75
1.85
1.95
200 300 400 500
运行负荷率（%）
煤制
气成本
（元
/（立方米
）
初始建设投资（亿元）
50%60%70%80%90%100%
1.50
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1.70
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1.90
2.00
1.50
1.60
1.70
1.80
1.90
2.00
200 300 400 500
运行负荷率（%）
煤制
气成本
（元
/（立方米
）
初始建设投资（亿元）
3.3 经济性分析·煤制气项目经济成本的不确定性
•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
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
国际天然气供需格局变化
• 天然气卖方
市场向买方市
场变化
进口管道和海上供应变革
•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
16
影响煤制气竞争性
天然气价格平稳下降
2.202.49
2.773.05
3.343.62
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
60 70 80 90 100 110
LNG计
算价格
（元
/立方米
）
国际油价（美元/桶）
LNG价格受国际油价影响
外部成本
开采开采环境健康：
水、大气、固废
生态：水、土地、其他
温室气体:甲烷
运输运输
环境健康：大气、固废
生态
转化转化环境健康：
水、大气、固废、汞
生态
温室气体：CO2、黑碳
利用利用环境健康：
水、大气、固废、汞
生态
温室气体：CO2、黑碳
外部成本
4.1 外部成本分析·全生命周期分析
计入：水、温室气体
大气污染物：近零排放-折算为经济成本
17
生活烹饪
供热
供电
4.2 外部成本分析·竞争性技术路线（生活用能）
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
天然气（国产、进口）
1MJ烹饪用能 煤制气 煤炭利用路线
基本假设 • 燃气灶效率 57%• 天燃气高位发热值 >31.4MJ/m3• 管网400km（克旗-北京）输差5%• 1m3天然气耗水6 L，耗原料煤3 kg，燃料煤1 kg
• 电磁炉热效率78%• 1 KWh=3.6MJ• 输运电损6%• 供电煤耗320g/KWh• 1kwh电力耗水0.72L
所需能源 3.89MJ 3.54 MJ
所需资源 0.232 kg褐煤 0.211 kg褐煤
数据来源：杨舒鸿等，煤制天然气技术路线的全生命周期分析，，现代化工，第32卷，2012年18
4.2 外部成本分析·竞争性技术路线（蒸汽）
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
天然气（国产、进口）
1MJ供暖蒸汽 煤制气 煤炭利用路线
基本假设 • 燃气锅炉供热效率91%；• 天燃气高位发热值 >31.4MJ/m3• 管网400km（克旗-北京）输差5%• 1 m3天然气耗水6 L，耗原料煤3 kg，燃料煤1 kg
• 热电联产蒸汽效率88%• 运输遗洒1%
所需能源 2.46 MJ 1.16 MJ
所需资源 0.147 kg褐煤 0.069 kg褐煤 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
1MJ电力 煤制气 煤炭利用路线
基本假设 • 煤制气联合循环发电供电效率55%• 天燃气高位发热值 >31.4MJ/m3• 管网400km（克旗-北京）输差5%• 1 m3天然气耗水6 L，耗原料煤3 kg，燃料煤1 kg
• 发电标准煤耗 260g/kWh• 1 KWh=3.6MJ• 1kwh电力耗水0.72L
所需能源 4.33 MJ 2.13 MJ
所需资源 0.258 kg褐煤 0.127 kg褐煤 20
4.2 外部成本分析·竞争性技术路线（能耗）
21
4.3 外部成本分析·水环境影响
水资源环境影响
水资源环境影响
煤炭开采煤炭开采
水资源水资源 吨煤涌水量吨煤涌水量
地质影响地质影响
吨煤开采地面沉陷面积
吨煤开采地面沉陷面积
吨煤开采水土流失面积
吨煤开采水土流失面积
煤炭洗选煤炭洗选
水资源水资源吨煤洗选用水
量吨煤洗选用水
量
水质水质吨煤洗选废水
排放吨煤洗选废水
排放
煤炭运输煤炭运输
煤炭利用煤炭利用
水资源水资源
火力发电单位发电量取用水火力发电单位发电量取用水
火力发电单位发电量耗用水火力发电单位发电量耗用水
煤制天然气取用水量
煤制天然气取用水量
水质水质吨煤废水污染
物排放吨煤废水污染
物排放
开采地
废水排放 水资源损失 土地损失
常规天然气
开采0.15 L/m3
煤炭开采 3 L/kg 3.78 L/kg 0.00035 m2/kg
外部成本货
币化
废水处理成
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 废水排放
煤制气生产 6 L/m3 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：水科院，煤炭消费总量控制报告，201422
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
0.2
0.4
0.6
0.8
1
煤炭
煤制气
自产天然气
煤炭
煤制气
自产天然气
煤炭
煤制气
自产天然气
1MJ烹饪用能 1MJ供暖用能 1MJ供电
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
煤炭
煤制气
自产天然气
煤炭
煤制气
自产天然气
煤炭
煤制气
自产天然气
1MJ烹饪用能 1MJ供暖用能 1MJ供电
0
0.2
0.4
煤炭
煤制气
自产天然气
煤炭
煤制气
自产天然气
煤炭
煤制气
自产天然气
1MJ烹饪用能 1MJ供暖用能 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
水资源短缺 农业收入减少 市场价值法
区域可利用水资源量减少 影子工程法
生态退化及景观损失 支付意愿法
水资源污染 经济部门的生产损失 机会成本法
废污水回收处理 恢复费用法
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
24数据来源：水科院，煤炭消费总量控制报告，2014
050
100150200250300350400450500
CO2(g/MJ) CO2e (g/MJ)
排放
（g/
MJ)
发电
SNG运输1000km
SNG工厂加工
煤炭运输
煤炭上游
050
100150200250300350400450500
CO2(g/MJ) CO2e (g/MJ)
排放
（g/
MJ)
发电
煤炭运输1000km
煤炭上游
050
100150200250300350400450500
CO2(g/MJ) CO2e (g/MJ)
排放
（g/
MJ)
发电
NG运输1000km
天然气开采、处理
050
100150200250300350400450500
CO2(g/MJ) CO2e (g/MJ)
排放
（g/
MJ) 发电
NG运输200km
LNG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）
数据来源：付子航. 煤制天然气碳排放全生命周期分析及横向比较.天然气工业，2010.9，100-103
煤制气
燃煤发电
进口管道气/
自产天然气
进口液化气
25
4.3 外部成本分析·温室气体排放
050
100150200250300350400450500
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
温室气体排放 (g CO2/MJ)
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
技术路线 成本构成 烹饪 供热 供电
煤炭 产电/热成本+输运成本
上网电价+输运成本0.46元/Kwh 输配价
热电联产供热成本27元/GJ
热电联产供电成本0.31元/Kwh 输配价
煤制气 制气成本1.6元/立方米+管输成本
燃料成本 燃料成本+ 燃气锅炉运行成本
燃气锅炉供热成本中燃料占90%
燃料成本+联合循环发电运行成本
联合循环发电成本中燃料占75%
自产天然气 气田出厂1元/立方米+管输成本
燃料成本
进口管道气 进口价格2.2元/立方米+管输成本
燃料成本
进口LNG 进口价格3元/立方米+管输成本
燃料成本
注：1. 煤炭利用路线中近零排放补贴增加成本0.02元/Kwh2. 天然气管网运输成本：短输400km-0.3元 ，长输2000km-1元
27
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0.250
0.300
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
短输400km-0.30元成本
28
5.2 煤制气的竞争性方案综合比较
短输400km-0.30元成本CO2-60元/吨计算
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0.250
0.300
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
5.2 煤制气的竞争性方案综合比较
0.000
0.050
0.100
0.150
0.200
0.250
0.300
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
CO2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
燃煤热电联产以电代煤
火电行业重点区域实行近零排放
去碳化
清洁化
推荐方向新的消费利用趋势
清洁能源和提高能效
集中化
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
天然气
煤炭
启动期 快速发展期 成熟期
稳定/快速增长期 控煤期 下降期
发展利好期 ？？煤制气
常规污染物渣、水、气
CO2 - CCS以水定产
技术示范期
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·水环境影响开采地
废水排放水资源损失/破坏地下水
土地损失面积
常规天然气开采 0.15 L/m3
煤炭开采 3.00 L/kg 3.78 L/kg 0.00035 m2/kg
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。
转化利用地
耗水高浓废水
排放
煤制气生产 6 L/m3 0.8 L/kg耗煤
煤电转化 0.72 L/Kwh
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
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近零排放
mg/m3 烟尘 SO2 NOx
新建燃煤锅炉 20 50 100
现有燃煤锅炉 20 200 100
燃气锅炉和燃气轮机组 5 35 100/50
近零 5 35 50
美国 20 184 135
欧盟 30 200 200
37
