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甘肅煤制天然氣經濟可行性分析報告

更新時間:2012-4-23  來源:中國燃氣設備網  [收藏此信息]

  一、我國基礎能源現狀
  我國基礎能源格局的特點是“富煤貧油少氣”,長期以來,煤炭在我國能源結構中一直占有絕對主導地位。目前我國查明煤炭儲量為1.3萬億噸,預測煤炭總資源量為5.57萬億噸,在我國_次能源的生產和消費總量中占有率分別為76%和69%。
    第三次全國油氣資源評價顯示我國石油資源總量約為1072.7億噸,其中陸上石油資源約為826.7億噸,占總量的77.07%,海上石油資源約為246億噸,占總量的22.93%?傮w來說我國屬于石油資源相對短缺的國家,隨著近年來我國經濟的高速發展,石油對外依存度不斷攀升。
    我國的常規天然氣資源量初步估算為56×1012m3,可采資源量22×1012m3。作為清潔、優質、高效的能源,天然氣越來越多地引起人們的關注,隨著國內大型、特大型天然氣資源的不斷被發現,國內也掀起了一輪天然氣開發、利用的高潮。從2000年到2008年,天然氣消費量呈快速增長態勢,2000年全國天然氣消費量為245億m3,2008年達到720億m3,平均增速率達14.4%。
  二、煤制天然氣-$-場前景
  2009年,我國天然氣產量830億m3,同比增長7.71%;進口量75億m3,增長63.37%;出口量為31億m3,增長81.65%;表觀消費量為873億m3,增長9.31%。2000~2009年期間,我國天然氣消費量年均增長速度為15.40%,遠遠高于同期世界平均增長率2.78%,是世界上天然氣消費增長最快的國家。同期產量的年均增長速度為13.19%,低于消費增長。雖然我國天然氣生產和消費均增長迅速,但與其他國家相比,中國的天然氣使用量在一次能源中的比重還處于較低水平。2009年我國的天然氣消費僅占一次能源消費總量的3.9%,遠低于世界24%、亞洲11%的平均
水平。
    目前我國天然氣主要消費于化工、工業燃料、城市燃氣和發電領域。2009年,全國城市燃氣(居民、公共福利、CNG汽車、采暖以及城市小工業)消費量為290億m3,占全國天然氣消費總量的33.2%;工業燃料消費量為230.5億m。,占消費總量的26.4%;天然氣化工消費量192.9億ms,占消費總量的22.1%;天然氣發電消費量159.7億ms,占消費總量的18.3%。在國家(厭然氣利用政策》的指導下,隨著城市環保要求和人民生活水平的提高,城市燃氣的需求量增長最為迅速,居民、公共福利以及城市其他用戶用氣量越來越大,在天然氣消費結構中的比例不斷增加,而工業用氣比例會逐漸減少。與此同時,我國天然氣生產能力和運輸能力面臨著巨大的挑戰,預計2015年我國天然氣產量可達1200億m3,而消費量將達到至少2000億m3,供需缺口約800億m3;到2020年產量有望達到1600億m3,消費量將至少達到3000億m3,供需缺口高達1400億m3。隨著經濟發展和天然氣作為燃料的比重越來越大,我國的天然氣供應量和需求量缺口呈逐年增加的趨勢,業內人士預計未來幾年我國天然氣的年均消費量增長率將達到甚至超過15%。
    對于天然氣存在的供需缺口,我國將主要采取海上LNG進口和陸路管道天然氣進口的方式解決。陸路進口天然氣主要是從中亞、俄羅斯和緬甸進口,以中國石油為主。但進口管道氣和進口LNG均面臨較大的氣源穩定性和氣價波動風險,實際進口量很難保障。因此,建設煤制天然氣可保障我國天然氣氣源的多樣性和安全性,增強市場平衡能力和議價能力。
    我國環渤海、長三角、珠三角三大經濟帶對天然氣需求巨大,而內蒙古、新疆等地煤炭資源豐富,但運輸成本高昂。因此將富煤地區的煤炭就地轉化成天然氣,將成為繼煤發電、煤制油、煤制烯烴之后的又一重要戰略選擇。煤制天然氣可實現偏遠山區或邊疆煤豐富地區的煤的坑口轉化,然后用管道輸送到很遠的目標消費市場,節能、環保、安全,大大降低運輸成本,緩解交通運輸壓力,管道輸送雖然成本高但比運輸煤炭要經濟的多。而甲醇、二甲醚(加壓液化)、油品都是易燃易爆的液體產品,運輸難度大、費用高,運輸安全值得關注。因此,從產品輸送方面來看,煤制天然氣更具優勢。
  在當前的能源結構和價格水平前提下,煤制天然氣在煤價為300元/噸時,生產成本為1.5元/m3,達到10%內部收益率時,售價為2.1元/m3,與進口 LNG相比,具有較大的競爭優勢。由于國內天然氣價格仍受政府定價控制,造成煤制天然氣項目經濟效益一般,但從長遠來看,天然氣價格逐步上漲的趨勢是確定的,因此煤制天然氣項目經濟效益的前景是樂觀的。
  三、甘肅煤制天然氣發展規劃
  目前甘肅省發展煤化工受到國家產業政策的限制,本省煤炭資源中西部不足,東部資源較好,但水資源嚴重不足,交通不暢,因此,甘肅省發展煤化工應利用新疆及本地的煤炭資源,發展耗水量較小的煤化工產品,為省內工業配套,形成較為完整的煤化工產業鏈。
  1.甘肅煤制天然氣發展設想
  根據紺肅省“十二五”石化產業發展規戈岈,有序推進甘肅省煤化工發展,積極支持中國石化、華能、慶華公司、中化集團、等利用新疆調入煤炭和本地煤在河西、隴東等具備條件的地方建設煤化工產業園區,打造清潔能源一精細化工一資源綜合利用的循環經濟產業鏈,培育大型煤一電一化一體化基地。
    設想一:
    利用新疆調入煤炭,在具有一定水資源的張掖市或武威天祝,建設年產40億m3的煤制天然氣項目,依托西氣東輸二線、三線工程的實施,向東南部地區輸送天然氣。
    設想二:
    可利用隴東地區豐富的煤炭資源,同時積極進行水利工程建設,在慶陽長慶橋地區建設年產40億m3的煤制天然氣項目,依托西氣東輸二線(西氣東輸二線支線計劃在平涼涇川經過,距離長慶橋約lOkm),向東部地區輸送天然氣。
    2.甘肅發展煤制天然氣項目優勢條件
    (1)煤炭資源優勢
    甘肅省煤炭資源較為豐富,甘肅省預測煤炭儲量為1428億噸,居全國第六位,累計探明的資源量
92.27億噸,居全國第十四位。
    河西的煤炭資源相對不足,但由于鄰近新疆地區,距蒙古國的富產煤區也較近,可以向本地區運入,為煤化工產業的發展提供了很好的基礎條件。2008年10月,甘肅與新疆維吾爾自治區簽署了紺肅省人民政府新疆維吾爾自治區全面戰略合作框架協議》及艨炭供需和運輸保障合作協議》,就能源、礦產資源、公路、鐵路、就業、勞務、口岸、旅游、投資貿易、宗教事務管理等方面的合作事宜形成了共識。兩省區將在能源方面建立長期合作關系,在未來幾年,甘肅省將逐步從新疆哈密等地調入大量煤炭資源。甘新兩省戰略合作框架協議的簽訂這為甘肅省煤電化工業的發展提供了資源優勢條件。
    慶陽地區煤炭資源豐富。據全國第三次煤炭預測評價資料表明,慶陽境內煤炭預測儲量為1342億噸,占甘肅省煤炭預測儲量的94%,其中千米以淺的預測儲量為84億噸。目前已開始大面積的勘探,三級查明儲量達到88.07億噸,煤質優良。
    (2)天然氣管網資源
    天然氣產品可通過長輸管網輸送是煤制天然氣項目的重要優勢之一,也是煤制天然氣項目建設的重要條件,并直接影響項目投資、生產成本和裝置的穩定運行。
    國家規劃建設的西氣東輸一線、二線、三線和四線均經由甘肅境內。其中西氣東輸一線已經建成投產,年輸氣量擴大到170億m3,氣源來自塔里木盆地的克拉二等大氣田。西氣東輸二線(霍爾果斯一廣州)年輸氣量為300億m3,氣源來自中亞國家進口天然氣,目前西二線西段工程已經建成投產。西氣東輸三線(霍爾果斯一廣東韶關)年輸氣量為300億m3,氣源來自中亞國家進口天然氣。西三線有3000km管道與西二線并行。目前,西三線西段(新疆霍爾果斯到寧夏中衛)正在建設之中,預計2014年底投產。西氣東輸四線(中俄天然氣管道)規劃年輸氣量為300億m3,目前進入研究階段。
    本項目計劃進入西氣東輸二線或三線,因此,在建的天然氣管網成為本項目建設的重要優勢條件。
    (3)政策優勢
    國家徊民經濟和社會發展第十一個五年規劃綱要》和(曬部大開發“十一五”規戈岈明確提出,支持資源優勢轉化為產業優勢,充分利用西部水資源、煤炭資源、石油天然氣資源豐富的優勢,調整優化能源結構,促進集中布局,提高優勢資源加工增值比重。甘肅煤炭資源豐富,儲量居全國前列,發展煤化工產業將有效地把資源優勢轉化為產業優勢,提高煤炭資源在工業經濟中的比重,以推動地方經濟的發展。
    《國務院辦公廳關于進一步支持甘肅經濟社會發展的若干意見》也明確指出甘肅應著力加快基礎設施建設步伐,逐步消除瓶頸制約,加強水利工程建設,實施以優勢資源開發轉化為重點的產業發展戰略,加快建設能源化工產業基地,加快隴東煤電化建設。加強煤炭資源勘探和開發利用,有序發展煤化工產業,規;_發利用煤層氣。因此,甘肅發展煤化工產業,建設煤制天然氣項目,符合國家的總體戰略規劃和產業政策。
    本項目的建設充分發揮隴東地區煤炭資源優勢,以潔凈煤化工技術生產天然氣產品,項目的建設可以改善當地的基礎設施,增加地方就業機會,增加稅收,推動當地社會經濟的發展和和諧社會的建設,完全符合國家的總體發展戰略。
  四、經濟效益分析
  甘肅省煤制天然氣項目規劃為兩個,均為年產40億m3的煤制天然氣項目。
    1.張掖煤制天然氣項目
    在張掖市或武威天祝,利用新疆調入煤炭制取天然氣,新疆調入煤炭價格約為260元/噸,項目依托西氣東輸二期工程的實施,向東南部地區輸送天然氣。該項目裝置建設投資約206億元,貸款70%即144.2億元,建設期利息108726.27萬元。經計算,項目天然氣單位生產成本為1.2657元/m3,項目效益計算情況見表1。
    2.  慶陽煤制天然氣項目
    在慶陽,利用當地豐富的煤炭資源制取天然氣,煤碳價格約為350元/噸。依托西氣東輸二線(西氣東輸二線支線計劃在平涼涇川經過,距離長慶橋約lOkm),向東部地區輸送天然氣。項目裝置建設投資約206億元,貸款70%即144.2億元,建設期利息108726.27萬元。經計算,項目天然氣單位生產成本為1.565元/m3,項目效益計算情況見表1。
    在此需要說明的是,慶陽的煤炭由于埋藏較深,故開采成本較高,但煤制天然氣企業若能取得煤炭開采權,煤炭價格可降至250元/噸左右,天然氣的單位生產成本可降至1.25元左右,項目效益會更好。
    甘肅省煤制天然氣兩個項目建設共需投資412億元,建成后,年均銷售收入為170億元,年均利潤總額為40.44億元,年均所得稅為10.1l億元,年均稅后利潤為30.33億元。
  五、甘肅煤制天然氣項目的競爭力分析
    煤制天然氣項目的經濟性要考慮多方面因素。在當前能源結構和價格水平的前提下,要考慮項目所在地的煤炭資源、水資源以及其他原材料是否豐富,價格是否合理;要考慮當地是否有天然氣產品市場或是否能進入天然氣管網輸送,輸送價格是多少。并不是所有地方都適合建設煤制天然氣項目。
  1.煤制天然氣的產品質量
  煤制天然氣的熱值可達到37~38MJ/m3(標準)(HHv,即高熱值),該值比國家天然氣質量標準(GBl7820~1999)規定的最低熱值31.4MJ/m3(標準)(高熱值)高17.8%~21%。另外,C02、H2S、總硫等指標也高于國家標準,產品中幾乎不含CO。同時經過干燥的煤制天然氣水露點也滿足要求(見表2)。
  2.煤制天然氣的生產成本
  ①在張掖或武威天祝地區,采用粉煤加壓氣化工藝建設煤制天然氣項目,生產規模為40×108m3/a天然氣時,原料煤、燃料煤均為新疆輸入煤,到廠價格
表1甘肅省煤制天然氣綜合經濟指標匯總表萬元
項目名稱
張掖
張掖
合計
總投資
2190286
2193382
4383669
建設投資
2060000
2060000
4120000
建設期利息
108726
108726
217453
鋪底流動資
21560
24656
46216
單位成本( 元 /m3)
1.266
1.565
-
銷售價格( 元 /m3)
2
2.3
-
年均銷售收入
791429
910143
1701571
年均銷售稅金
47617
43709
91326
年均銷售成本
543279
662510
1205790
年均利潤
200532
203923
404455
年均所得稅
50133
50981
101114
年均稅后利潤
150399
152942
303341
內部收益率(稅后)
10.43
10.51
-
內部收益率(稅前
12.45
12.55
-
財務凈現值(稅后)(Ic=10%)
51077
61144
-
財務凈現值(稅前)(Ic=10%)
305540
320306
-
投資回收期(稅后)
9.66
9.63
-
投資回收期(稅前)
8.92
8.89
-
貸款償還期(不含建設期)
6.26
6.21
-
260元/噸(含稅價),測算出的天然氣生產成本為1.2657元/m3(已扣除副產品收入),見表3。
  在上述生產成本(未扣除副產品)中,原材料費用占51.00%,燃料動力費用占14.39%,二者合計為65.39%;另外,折舊和修理費用占31.60%。同樣可以表明煤價和投資是影響天然氣生產成本的最關鍵因素。
  ②在慶陽地區,采用粉煤加壓氣化工藝建設煤制天然氣項目,生產規模為40X 108m3/a天然氣時,原料煤、燃料煤均為當地煤,價格350元/噸(含稅價),測算出的天然氣生產成本為1I 5650元/m3(已扣除副產品收入),見表4。
  在上述生產成本(未扣除副產品)中,原材料費用占54.92%,燃料動力費用占17.07%,二者合計為71.99%;另外,折舊和修理費用占25.57%。同樣可以表明煤價和投資是影響天然氣生產成本的最關鍵因素。
  3.甘肅煤制天然氣項目的競爭力比較
  ①與西氣東輸一線和陜京線國產天然氣比較。目前西氣東輸一線天然氣主要由塔里木氣田供給,供氣價格為0.522元/m3。陜京一、二線主要由長慶氣田供給,供氣價格為0.681元/m3。
  無論是在張掖、武威天祝、慶陽或其他地區建設煤制天然氣項目,生產成本都在1.0元/m3以上,在保證項目基本內部收益率的情況下,天然氣的銷售價格更高,因此煤制天然氣難以與西氣東輸一線和陜京線國產天然氣相競爭。
  ②與西氣東輸二線進口天然氣比較。西氣東輸二
項  目
國家質量標準GB17820-1999
煤制天然氣
CH4, %(體積分數)
-
 
CO2%(體積分數)
≤3
 
H2%(體積分數)
-
 
CO, %(體積分數)
-
 
(N2 +Ar), %(體積分數)
-
 
H2S(mg/ m3)
≤6
 
總硫(以硫計)(mg/ m3
≤100
 
HHV(MJ/ m3)(標準)
>31.4
 
水露點(℃)
在天然氣交接點的壓力和溫度備件下,比最低環境溫度低5℃
在天然氣交接的壓力和溫度備件下,比最低環境溫度低5℃
線輸氣管線分境外管線和國內管線。境外管線為中亞天然氣管道,起于土烏邊境,經烏茲別克斯坦、哈薩克斯坦,止于中國新疆霍爾果斯口岸,與西氣東輸二線相連。
    國內管線干線從霍爾果斯口岸入境之后,經獨山子、烏魯木齊,在紅柳與西氣東輸線路重合,然后向東經酒泉、山丹、武威,在寧夏中衛過黃河后與西氣東輸線路分開,向東南經西安、南昌、贛州,到達廣州,干線全長4945km。
    西氣東輸二線干線管道設計輸氣規模為300×108m3/a,于2008年全面開工建設,2010年建成投產。
    如果在張掖或武威天祝建設煤制天然氣項目,天然氣生產成本為1.2657元/m3(已扣除副產品的收入),與西氣東輸二線霍爾果斯門站價2.20元/ms(石油價格為80美元/bbl時)相比,煤制天然氣的競爭力要明顯高于從土庫曼斯坦進口的天然氣。另外,在慶陽建設煤制天然氣項目,天然氣生產成本分別為1.565元/m3,都可以與西氣東輸二線進口天然氣競爭。
    ③與進LNG比較。近年來我國進口的LNG價格情況見表5。
如果在張掖或武威天祝建設煤制天然氣項目,天
表3天然氣生產成本(一)
    項  目
成本費用(元/m3
  所占比例∞
外購原材料費
    0.6478
    51
外購燃料及動力
    0.1828
    14.39
工資及褐利賈
    0.0135
    1.06
    修理費
    O.0742
   5.84
    折舊費
    0.3272
    25.76
  其他制造費
    O.0247
    1.95
    小計
    1.2702
    100
  扣除副產品
    一0.0046
-
    生產成本
    1.2657
-
注:水價為4.5元/噸(含稅價)
表4天然氣生產成本(二)
項  目
成本費用(元/m3
所占比例∞
外購原材料費
0.8620
54.92
外購燃料及動力
0.2680
17.07
工資及褐利賈
0.0135
0.86
修理費
0.0742
4.73
折舊費
0.3272
20.84
其他制造費
0.0247
1.58
小計
1.5696
100
扣除副產品
0.0046
-
生產成本
1.5650
-
  注:水價為4.5元/噸(含稅價)
然氣單位生產成本為1.2657元/m3(已扣除副產品收入),管輸費參照西氣東輸二線全線平均管輸費1.08元/m3計,到華南地區城市門站的價格為2.3457元/ m3。顯然無法與近年來進口的LNG相競爭。
    如果在慶陽地區建設煤制天然氣項目,天然氣單位生產成本為1.565元/m3(已扣除副產品收入),管輸費參照西氣東輸二線全線平均管輸費1.08元/m3計,到華南地區城市門站的價格為2.645元/m3。顯然無法與近年來進口的LNG相競爭。
    值得注意的是,目前國內有深圳、上海和福州3個LNG接收站,由于建設年代不同,LNG價格公式不同,氣價與原油價格的關聯程度不同,造成進口LNG價格相差很大。如2008年,福州進口的LNG價格是深圳的2.84倍;2009年上海進口的LNG價格是深圳的2.19倍,是福州的1.63倍(見表,6)。因此,煤制天然氣對于進口LNG是否具有競爭力還要區別對待,不能一概而論。
    預計今后國內新增的進口LNG不會再有早期如此低的價格。按照日本LNG長期合同最新成交價公式(P=O.148×油價+0.5)計算,當石油價格在80美元/bbl時,LNG長期合同價格為2.37元/m3,如包括 LNG氣化費用,價格將達到約2.77元/m3。因此,在張掖、武威天;驊c陽等地區建設煤制天然氣項目完全可以與新增的進口LNG相競爭。
六、社會效益分析
    甘肅省煤制天然氣項目的建設充分利用了新疆調入的豐富的煤炭資源及慶陽當地的煤炭進行清潔能源生產,推進了煤炭資源的深度轉化,部分緩解了我國天然氣供應不足的矛盾。這對于減輕甘肅省燃煤造成
表5近年來我國進口的LNG價格情況
    年份
進口LNG(美元/K妙
完稅價格(元/m3)
    2006
    O.1679
    1.1382
    2007
    0.2061
    1.3778
    2008
    O.279
    1.851
    2009
    O.2083
    1.3822
注:完稅價格包含20%的關稅和13%的增值稅,未含 LNG氣化管輸費用。
表6近年來我國進口LNG的完稅價格情況元/m3
  海關關區
  2007笠
  2008芷
  2009笠
  福州海關
 
    4.8963
    1.7038
  上海海關
 
 
    2.7804
  深圳海關
    1.3678
    1.7217
    1.2715
 
的環境污染、降低我國對進口石油的依賴均有著重大意義。
    項目的建設還可延長煤炭產業鏈,促進煤炭資源的合理利用和就地轉化,并從機制創新和體制創新入手,促進煤炭和相關產業的協調發展。另外,項目為天然氣供應地下游加工業提供了多品種、高質量的充足原料,從而更進一步地推動了地方相關產業的發展,也可為甘肅省提供充足的化工生產原料,推動地方經濟的發展,特別是對加快地方煤化工及其他化工產業的發展具有較好的輻射帶動作用。
    這兩個項目建成后,不僅能為企業增加可觀的利潤、每年為地方增創稅收18.99億元,還可以提供大量的就業機會,同時引進各種人才,極大地提高地區科技力量水平,使投資環境得到很大改善。
    國內外企業、資金、技術的進入將使甘肅省的招商引資形成聚集效應和良性循環,并帶動交通運輸、電訊、金融、文化教育等其他產業的發展。這對于貫徹西部大開發的發展戰略,促使地方經濟的發展有著十分重要的意義,為促進可持續發展做出貢獻。
七、運輸分銷情況
    1.國內天然氣管網建設“十二五”規劃
    “十二五”期間,國產常規天然氣、非常規天然氣、進口管道氣、進口LNG多種能源支撐天然氣市場。預計到2015年全國天然氣產量超過1400億ms,商品氣量1300億m。;進口LNG量超過2400萬噸,折合天然氣320~400億m。;進口管道氣400~500億 m。;煤制氣規模達到或超過100億m。;國內可開發的非常規天然氣資源(煤層氣、頁巖氣等)大約100億 m。。以上合計,到2015年,天然氣總供應能力應該能達到2220~2400億m3。屆時,天然氣占全國一次能源消費總量的6~7%,預計到2020年其比例將超過10%。
    “十二五”期間,我國將形成“西氣東輸、北氣南下、海氣登陸、就近外供”的供應格局。從天然氣需求分布來看,環渤海、長三角、東南沿海仍是主要市場,三地天然氣需求在2020年接近總需求的60%左右。
    到2015年,我國將建成西二線、西三線、西四線、陜京三線、中衛一貴陽、中緬、中俄等17條天然氣管道,新建干線管道長度2.4萬公里,建成LNG接收站4座、儲氣庫11座。屆時,將基本形成資源多元、調度靈活、供應穩定的全國性管網和油氣供應體系。西三線路線圖已經初步確定,設計輸氣能力300億m3/年,中亞天然氣仍是西三線的氣源地。按照規劃,2014年西三線全線貫穿通氣。屆時將與西一線、西二線、陜京一二線、川氣東送線等主干管網聯網,一個橫貫東西:縱貫南北的天然氣基礎管網將形成。
  2.西氣東輸二線建設情況
  2008年初,我國西氣東輸二期工程開工建設,西氣東輸二線的西段(霍爾果斯一中衛一靖邊)2009年底建成投產,201 1年6月東段干線和深港支干線建成投產。西氣東輸二線2010年輸氣量將達60億m3,2011年達170億m3,2012年為300億m3。
  “十二五”期間,我國將建成西三線、西四線,西三線設計輸氣能力300億m3/年,中亞天然氣仍是西三線的氣源地。
  西二線、西三線的線路均經過河西走廊,利用張掖地區及慶陽地區的區位優勢,將新疆調入煤炭就地轉化為天然氣,為西二線、西三線提供可靠的氣源保障。
  八、發展煤制天然氣面臨的風險
  煤制天然氣將促進煤炭加工和利用的產品鏈的延伸,培育新的經濟增長點,為低品質褐煤的增值利用開辟了潛力巨大的前景,符合我國現代煤化工一體化的發展趨勢,但煤制天然氣需要國家統籌規范,項目的經濟性要考慮多方面的因素,一定要做好可行性研究報告,認真分析,以合理規避投資風險。
  1.市場風險
  我國天然氣儲量并不豐富,從國外引進因政治和天然氣遠距離運輸的價格限制而風險太大。雖然煤制天然氣市場相對穩定,但經濟性的關鍵是未來煤炭和天然氣的價格可能出現的較大變動,以及水、電、運輸、人力等成本費用的上漲,都會影響煤制天然氣產品的盈虧平衡。同時一定要有巨大而穩定的市場來保證了煤制天然氣產品供給的終端用戶。管道建設的龐大投資和終端用戶的開發也是面臨的市場風險。以豐
富廉價的褐煤為原料生產天然氣,生產成本低,具有較大的利潤空間和抗價格風險能力。隨著技術的進步,煤制天然氣的煤炭轉化率還可以提高,煤炭加工和利用的產品鏈還可延伸,開發的經濟性和競爭能力將進一步顯現。天然氣的稀缺性,也決定了天然氣價格未來上漲的空間很大,給企業帶來巨大的經濟效益和競爭優勢。
  2.環保風險
  煤制天然氣和當地的建設條件有很大關系,并不是對所有地區和企業都適合。在天然氣短缺的條件下,由煤炭向天然氣轉化就是開發利用清潔能源,有利于優化能源消費結構。由于煤炭的結構和組成的復雜性,在煤炭資源分布不均,大部分位于相對偏遠的西部地區?紤]到目前我國的煤制天然氣項目主要位于內蒙古和新疆等生態環境脆弱的地區,煤化工對環境承載能力的要求可能是一大筆看不見的“成本”,面臨著一定程度的環保壓力。由于國際油價的頻繁波動,煤制油等煤化工項目的經濟性已經引發爭議,煤制天然氣此時不宜快速大面積鋪開,其經濟性還有待于進一步考察。有專家測算,雖然煤制天然氣耗水較少,但每生產1000m3制天然氣仍需耗水6~7t,這在一定程度上會增加環境承載。因此要最大程度的重視環境保護,減少污染。
  九、結論
  煤制天然氣的能源轉化效率比用煤生產甲醇等其他產品高約13%,比直接液化高約8%,比間接液化項目高約18%。另外煤制天然氣項目技術成熟,產品市場容量巨大而且穩定,在國內許多大中城市,許多車輛已改用天然氣作燃料,煤制天然氣項目也是非石油路線生產替代石油產品的一個有效途徑。
    在甘肅規劃建設煤制天然氣項目,無論從技術上,還是從產品經濟效益上,都是可行的,且張掖及慶陽兩地具有無可替代的區位優勢條件,因此,煤制天然氣項目是甘肅煤化工發展的重要突破口,必將為甘肅經濟騰飛帶來新的經濟增長點。
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