文/覃軍 邢承治，內(nèi)蒙古北控京泰能源發(fā)展有限公司

隨著我國經(jīng)濟持續(xù)快速發(fā)展，天然氣資源與市場供需缺口量不斷增大，季節(jié)性供需矛盾日益突出，煤制天然氣項目正是在此背景下應運而生。通過煤炭高效利用和清潔轉(zhuǎn)化生產(chǎn)天然氣，對緩解我國油氣資源短缺，保障我國能源安全和促進大氣污染防治具有重要意義。

我國煤制天然氣經(jīng)過近10年的發(fā)展，已初具規(guī)模，但也普遍暴露出難以達產(chǎn)、經(jīng)濟性差等突出問題。究其原因，一方面是煤制天然氣價格沒有市場化放開，氣價嚴格受到國家調(diào)控，氣價相對較低;另一方面受到季節(jié)性用氣影響，在采暖期和非采暖期，市場供需矛盾突出，給煤制天然氣的生產(chǎn)和經(jīng)濟效益帶來重要影響，解決好煤制天然氣調(diào)峰的問題已迫在眉睫。

1 調(diào)峰的必要性分析

1.1 國家產(chǎn)業(yè)政策對天然氣調(diào)峰有要求

能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃明確指出，我國天然氣消費與供應能力階段性富余問題突出，儲氣調(diào)峰設施嚴重不足。天然氣調(diào)峰成本補償及相應價格調(diào)節(jié)機制尚未完全形成，鼓勵天然氣企業(yè)及用戶自主參與調(diào)峰、錯峰，增強天然氣調(diào)節(jié)響應能力。規(guī)劃提出了天然氣調(diào)峰的重要性，明確鼓勵支持企業(yè)和用戶自主參與調(diào)峰、錯峰，為煤制天然氣項目調(diào)峰指明了方向。

1.2 天然氣消費市場有需求

我國天然氣消費具有明顯的季節(jié)特征，特別是北方地區(qū)，供暖用氣是年度主要用氣，供暖期是每年用氣波峰期，這樣導致冬夏兩季用氣峰谷差極大，給上游供氣調(diào)配造成極大的困難，每年出現(xiàn)夏季氣過剩、冬季鬧氣荒的現(xiàn)象。2017年冬，北方地區(qū)大面積“煤改氣”工程的實施加劇了供氣緊張形勢。

以北京為例，2014年、2015年、2016年全年供氣量分別為105億m3、139億m3及152億m3，供氣谷期均為4月至10月，峰期均為11月至次年3月，2014年、2015年、2016 年全年最大的峰谷差分別為 13.15倍、8.3 倍及8.1倍。2014年—2016 年連續(xù) 3年北京天然氣用氣平均峰谷差接近 10倍，峰期基本與采暖期相重合，為11月至次年的3月，實例證明采暖是北京地區(qū)消費用氣的主力。一年之中長達7個月為非采暖期，即用氣谷期，這就為上游供氣提出了季節(jié)性調(diào)峰問題。

煤制天然氣項目必須根據(jù)長輸管線儲氣設施及自身實際情況，針對性地制定調(diào)峰措施，以避免用氣谷期陷入限產(chǎn)限氣的被動形勢。

1.3 煤制天然氣企業(yè)有訴求

“十二五”期間建成投產(chǎn)的內(nèi)蒙和新疆一期煤制天然氣項目由于未采取有效調(diào)峰措施，導致生產(chǎn)出現(xiàn)被動的局面。其中內(nèi)蒙項目一期設計產(chǎn)能400萬m3/d，于2013年12月投產(chǎn)并網(wǎng)供氣，投產(chǎn)后每年非采暖期都受到中石油管網(wǎng)供氣限制，夏季每日接受上限氣量為300萬m3/d，僅維持75%負荷運行，同時要求額外收取儲氣調(diào)峰費用;新疆項目一期設計產(chǎn)能420萬m3/d，于2013年12月投產(chǎn)并網(wǎng)供氣，每年非采暖期同樣面臨中石油管網(wǎng)夏季限供問題，并且要求額外收取儲氣調(diào)峰費用。

由于已投運的兩個煤制天然氣項目前期未考慮調(diào)峰措施，造成淡季限產(chǎn)限氣的被動局面，淡季調(diào)峰已成為煤制天然氣項目無法回避的共性問題，因此煤制天然氣項目要選擇調(diào)峰能力好、技術成熟、有一定產(chǎn)品附加值的轉(zhuǎn)化產(chǎn)品進行調(diào)峰，以達到淡季錯峰去產(chǎn)能、冬季有力保障市場需求的目的，全面提高煤制天然氣項目抵御市場風險的能力。

2 煤制天然氣調(diào)峰方式

目前，我國天然氣調(diào)峰方式有限，調(diào)峰能力嚴重不足。煤制天然氣項目如何根據(jù)自身實際情況，選擇最佳調(diào)峰方式，實現(xiàn)投資效益最大化是前期必須解決的問題。選擇工藝匹配、技術可靠、效益可觀的調(diào)峰方式，這是煤制天然氣適應天然氣消費市場的必由之路。

2.1 儲氣庫調(diào)峰

地下儲氣庫是利用枯竭的地下氣層或油層而建的儲氣設施，是目前最常用、最經(jīng)濟的一種地下儲氣形式。

儲氣庫采用“削峰填谷”的調(diào)峰原理，即當供氣量大于用氣量時，多余天然氣進庫儲存，當供氣量小于用氣量時，不足的氣量出庫補充。地下儲氣庫一般設在輸氣管網(wǎng)末端或用氣負荷中心附近，以便能快速對用氣量的變化做出反應，準時完成調(diào)峰作業(yè)。

儲氣庫具有庫容量大和安全可靠等優(yōu)點，但大型儲氣庫選址地質(zhì)條件要求苛刻、建設周期長、投資巨大，而且，儲、放氣流程復雜，必須經(jīng)脫水處理，才可供給城市燃氣管網(wǎng)，增加了天然氣調(diào)峰成本，以上問題嚴重制約了國內(nèi)儲氣庫調(diào)峰的發(fā)展。

地下儲氣庫作為管道項目配套工程，建設進度明顯滯后于管道建設，截至2016年底，我國共建成地下儲氣庫18座，有效工作總氣量為64億m3/a，約占全年消費量的 3.1%，遠低于世界10%的平均水平。根據(jù)目前國內(nèi)的天然氣管網(wǎng)情況，可用于煤制天然氣淡季調(diào)峰的儲氣庫能力嚴重不足，去除常規(guī)氣自身的淡季調(diào)峰儲量外，煤制天然氣可利用調(diào)峰儲量有限。且煤制天然氣調(diào)峰氣量受中石油、中石化管網(wǎng)的直接調(diào)控，在淡季調(diào)峰時，不可避免地要受到常規(guī)氣的擠壓，會帶來不菲的調(diào)峰成本，從另一層面上又加重了煤制天然氣的運營負擔。

2.2 LNG 調(diào)峰

LNG調(diào)峰是將用氣淡季“富余”的天然氣通過節(jié)流、膨脹或外冷源制冷工藝，在常壓、-160 ℃條件下，使其體積縮小625倍，變?yōu)長NG并儲存，在用氣波峰期，將其汽化后，供入城市燃氣管網(wǎng)，以達到調(diào)峰的目的。LNG調(diào)峰具有儲運靈活、機動性高的優(yōu)點，適于小型城鎮(zhèn)供氣及調(diào)峰。LNG作為天然氣的液化產(chǎn)品，同樣存在淡季市場銷售的難題。

每年4月—9月隨著北方地區(qū)用氣量的大幅縮減，LNG與天然氣一樣處于銷售低谷期，很難從根本上解決煤制天然氣大規(guī)模的調(diào)峰問題。同時，LNG投資成本高，年處理量4億m3天然氣液化裝置投資約5億元，平均每萬噸LNG投資近 2000萬元，天然氣液化成本達0.3元/m3~0.4元/m3，LNG裝置僅作為調(diào)峰設施，利用率過低，投資收益較差。

另外，淡季LNG銷售價格處于全年低位狀態(tài)，液態(tài)產(chǎn)品的長期儲存及長途外運又會增大危險程度及儲運成本。對于40億m3/a 煤制天然氣項目，采用LNG裝置調(diào)峰，從調(diào)峰規(guī)模、調(diào)峰市場及調(diào)峰成本上都有很大的局限性，可結(jié)合周邊用氣市場，考慮作為輔助的調(diào)峰手段。

2.3 IGCC 發(fā)電與煤制天然氣發(fā)電調(diào)峰

煤制天然氣項目選址多在陜、蒙、晉、皖、新等煤炭資源豐富的地區(qū)，均屬于電力嚴重過剩地區(qū)。由于當?shù)匕l(fā)改委對煤電進行全面限制，造成燃煤發(fā)電在線發(fā)電率不到40%，多數(shù)煤電企業(yè)已面臨虧損。

煤電緊縮的態(tài)勢極大壓縮了發(fā)展IGCC與煤制天然氣發(fā)電的生存空間。《天然氣利用政策(2012版)》明確規(guī)定，陜、蒙、晉、皖等13個大型煤炭基地所在地區(qū)建設基荷燃氣發(fā)電項目(煤層氣(煤礦瓦斯)發(fā)電項目除外)屬于禁止類項目，從產(chǎn)業(yè)政策方面考慮，不具備可批性。建設成本上，IGCC是燃煤發(fā)電的3倍，發(fā)電成本上，IGCC大約是燃煤發(fā)電的2.5倍，煤制天然氣發(fā)電成本約是燃煤發(fā)電的2倍。

從建設投資、能效、運營成本等方面分析，IGCC與煤制天然氣發(fā)電均不具競爭力，以此作為煤制天然氣調(diào)峰手段，會加劇煤制天然氣項目的淡季減產(chǎn)虧損的形勢。

2.4 煤制乙二醇調(diào)峰

在明顯的成本優(yōu)勢及可觀的市場需求的推動下，近幾年國內(nèi)掀起了煤制乙二醇的開工熱潮，2015年以來，開工的煤制乙二醇產(chǎn)能已逾500萬t/a，截止到2016年，煤制乙二醇已約占乙二醇總產(chǎn)能37%。

煤制乙二醇通常采用合成氣兩步法反應，技術難度最高的環(huán)節(jié)是草酸二甲酯(DMO)合成中亞硝酸甲酯(簡稱MN，屬于高爆炸性化合物)的控制及DMO加氫，也是國內(nèi)多數(shù)已建成煤制乙二醇裝置共同遇到的技術瓶頸，這導致煤制乙二醇項目在開車初期大多存在催化劑穩(wěn)定性差、產(chǎn)品合格率低、開工率不足、達產(chǎn)困難等技術問題。另外，煤制乙二醇產(chǎn)品個別質(zhì)量指標導致其市場開發(fā)空間受限。

國內(nèi)乙二醇主要用于生產(chǎn)聚酯，但目前由于透光率等指標還存在一些問題，煤制乙二醇尚未完全得到聚酯行業(yè)的認可和接受。煤制乙二醇正處于高速發(fā)展階段，在建或擬建煤制乙二醇產(chǎn)能體量龐大，這些項目全部建成投產(chǎn)后，國內(nèi)乙二醇市場將面臨過剩局面。同時一大批焦爐煤氣及小規(guī)模甲醇裝置轉(zhuǎn)產(chǎn)乙二醇的改造項目也有一擁而上之勢。雖然中國乃至亞洲乙二醇產(chǎn)能不足，但全球乙二醇產(chǎn)能已過剩。

在未來的幾年內(nèi)，這些因素都會擠壓乙二醇市場的發(fā)展空間。煤制乙二醇項目單套規(guī)模偏小，調(diào)峰能力有限，已投運煤制乙二醇項目規(guī)模都局限在20萬t/a，裝置規(guī)模進一步工業(yè)化放大，會存在一定技術風險，由此可見，煤制乙二醇僅適用于中小規(guī)模的煤制天然氣項目調(diào)峰。

2.5 煤制甲醇調(diào)峰

煤制甲醇屬于煤清潔高效利用項目，在國內(nèi)有許多成功運行多年的大型項目，技術成熟可靠，運行經(jīng)驗豐富。煤制甲醇與煤制天然氣在氣化、變換及凈化工藝上重疊，合成工藝相似，是工藝調(diào)整最少、工藝匹配性最高、追加投資最低的煤制天然氣項目調(diào)峰方式。

煤制天然氣項目甲醇調(diào)峰工藝路線圖見圖 1。

2.5.1 甲醇產(chǎn)業(yè)鏈分析

甲醇具有產(chǎn)業(yè)鏈長、應用廣泛的特點。甲醇在化工領域具有重要的基礎性地位，主要用于制造烯烴、汽油、甲醇制芳烴、甲醛、醋酸、甲烷氯化物、甲胺等一系列有機產(chǎn)品。以煤制甲醇已成為甲醇上游行業(yè)的主導力量，截止到2017年底，煤在甲醇原料結(jié)構(gòu)中已達75%，甲醇制烯烴則已成為甲醇主要下游產(chǎn)品，截止到2017 年底，烯烴在甲醇消費結(jié)構(gòu)中已達 46%。

甲醇出發(fā)合成乙醛、乙醇及芳烴等工藝路線(現(xiàn)多從乙烯出發(fā)制得)已逐漸得到開發(fā)應用，尤其是甲醇出發(fā)合成芳烴(苯、甲苯及二甲苯)，可實現(xiàn)資源綜合利用最大化和大幅減少污染物排放，已列為煤制烯烴、煤制天然氣、煤制油等煤化工項目之后的第五大產(chǎn)品，煤制芳烴重大示范工程已列入“十三五”能源科技創(chuàng)新重點任務，有望實現(xiàn)關鍵技術突破，成為甲醇產(chǎn)業(yè)未來新的發(fā)展方向。甲醇還是新興的替代燃料。甲醇是替代汽油、柴油的清潔優(yōu)質(zhì)燃料，具有辛烷值高、燃燒性能好、能量利用率高及燃燒后污染物排放量低等特點。

甲基叔丁基醚(MTBE)是優(yōu)良的汽油添加劑，可提高汽油抗爆性能，汽油中加入10%~15%的MTBE，可使馬達辛烷值MON增加。甲醇及其深加工產(chǎn)品在車用、船用及鍋窯等方面，對傳統(tǒng)燃料具有良好的清潔性、替代性及可操作性，在行業(yè)越來越受到重視并得以推廣應用，已成為我國保障能源安全、推動替代能源發(fā)展重要方向之一。

2.5.2 甲醇市場前景分析

甲醇產(chǎn)業(yè)有廣闊的市場前景。過去10年間我國甲醇產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，現(xiàn)在我國已經(jīng)是世界上生產(chǎn)和消費量最大的國家。盡管甲醛、醋酸等傳統(tǒng)甲醇下游產(chǎn)品需求有所放緩，但以甲醇制烯烴為主要驅(qū)動力的下游產(chǎn)業(yè)的強勢崛起帶動了整個甲醇市場的不斷壯大。

2016年我國甲醇消費量達到了6 153萬t，2010年到2016年甲醇消費平均年增速高達18.1%，遠高于我國GDP和能源消費增速。隨著甲醇制烯烴和醇醚燃料等新興下游產(chǎn)品的迅猛發(fā)展，及甲醇制乙醇、甲醇制芳烴等未來下游產(chǎn)業(yè)的可喜突破，甲醇產(chǎn)業(yè)將迎來又一高速發(fā)展階段。

供應方面，有競爭力的甲醇產(chǎn)能將進一步增長，主要源于煤制烯烴配套的甲醇裝置。預計2020年我國甲醇產(chǎn)能將達到9600萬t/a，產(chǎn)量為6 960萬t/a，裝置開工率72%，部分沒有競爭力的煤頭合成氨聯(lián)醇和天然氣制甲醇產(chǎn)能逐步退出市場，煤制甲醇的市場空間將進一步擴大。

3 結(jié) 語

3.1 地下儲氣庫資源極為有限，近期內(nèi)無法成為煤制天然氣調(diào)峰的可利用設施;LNG調(diào)峰在調(diào)峰規(guī)模、調(diào)峰市場及調(diào)峰成本上都有很大的局限性，不適于煤制天然氣的淡季調(diào)峰;IGCC與煤制天然氣發(fā)電調(diào)峰在產(chǎn)業(yè)政策、地域限制、投資成本及發(fā)電成本等方面均無競爭力。從經(jīng)濟技術上綜合分析，地下儲氣庫、LNG、IGCC和煤制天然氣發(fā)電均不適于煤制天然氣調(diào)峰。

3.2 煤制乙二醇發(fā)展已歷經(jīng)10余年，但工業(yè)化示范項目仍未完全達到預期要求，整體工藝規(guī)模距離完全成熟尚有距離，且存在市場空間風險，可用于中等規(guī)模的煤制天然氣項目調(diào)峰。

3.3 煤制甲醇與煤制天然氣工藝相似，重疊度高，是工藝調(diào)整最少、工藝匹配性最高、追加投資最少的調(diào)峰方式，并且裝置規(guī)模化成本優(yōu)勢突出，有良好的經(jīng)濟收益，能保持項目的整體收益;同時，甲醇產(chǎn)品作為基礎化工原料，下游產(chǎn)業(yè)鏈長，消費領域廣，市場空間大，且消費市場具有較強的發(fā)展?jié)摿ΓC合考慮，煤制甲醇是目前適宜的煤制天然氣調(diào)峰方式。