油价波动下的煤制天然气竞争力分析

     煤制天然气作为我国现代煤化工的热点，近年来取得快速发展。2010年国家发改委发布《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，规范和引导煤制天然气产业健康发展。以此为指导思想，2009~2012年，大唐克旗、大唐阜新、内蒙古汇能和新疆庆华煤制天然气项目陆续得到国家发改委的核准并开工建设，产能共计151亿立方米/年。为了进一步促进煤制天然气等产业发展，2012年国家发改委组织开展关于煤炭深加工升级示范的规划和政策研究工作，制定了“十二五”期间包括煤制天然气项目在内的煤炭深加工发展的产业化目标，在资源转化效率、技术装置自主化和生态环境保护等方面提出更高的要求，严格控制盲目发展。2013年至2014年国家陆续批准了17个煤制天然气项目开展前期工作，项目分布于新疆、内蒙古、山西、安徽等煤炭产地，产能共计722亿立方米/年。

     截至2014年底，已投产煤制天然气产能仅31.05亿立方米/年，建设中产能139.95亿立方米/年，前期工作项目产能702亿立方米/年。

     已投产的3个煤制天然气项目仍处于运行初期，达到70%左右的试运行负荷状态。截至2014年底，共计生产天然气约7亿方（详见表1）。预计经过整改实现高负荷稳定运行后，2015年多数项目有望达到设计指标，按照目前的出厂价格，煤制天然气项目能够达到煤化工项目的平均收益水平。

     进入前期工作阶段的项目观望气氛浓厚，其中只有260亿立方米/年的产能在积极推进，却又面临各地区环保和节能指标的影响，举步维艰。

     除了上述单独以天然气为产品的煤炭转化项目，近年来部分新建煤化工项目也联产少量天然气或LNG产品，成为煤制天然气的另一股新生力量。包括：已投产的云南先锋化工有限公司20万吨/年煤经甲醇制汽油联产15万吨/年LNG（折天然气约2亿立方米/年），在建的中煤鄂尔多斯能源化工有限公司年产200万吨合成氨、350万吨尿素、8亿立方米天然气项目（一期已投产），等等。联产型煤制天然气项目具有煤化工建设经验丰富、建设周期短、产业链完整、靠近市场等诸多优势，取得了较好的经济效益。

     乐观估计，上述在建项目全部落地，前期工作项目进展顺利，2020年可形成300~400亿立方米/年的煤制天然气产能。 

表1 煤制天然气已投产和在建项目汇总 

  

    天然气对于我国优化能源结构、改善环境质量、推动能源消费革命发挥着重要作用。近年国家政策密集出台，加大天然气发展力度，并支持煤制天然气产业发展。2013年4月《大气污染防治行动计划》（国发[2013]37号）将“加大天然气、煤制天然气、煤层气供应”作为治理污染的重要措施。2014年4月《发展改革委关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见》（国发办[2014]16号），提出“到2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米”。2014年11月《能源发展战略行动计划（2014-2020年）》（国办发[2014]31号）（以下简称《行动计划》），提出2020年天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上，积极发展煤制天然气等替代能源。

     除了强大的政策驱动力量，天然气市场需求保持增长，天然气市场化定价机制的逐步推进，煤制天然气主要工艺技术的发展成熟，煤炭清洁高效转化的迫切需要，均为煤制天然气产业创造了有利的发展空间。

     根据我国常规天然气产能建设和开发情况，2020年常规天然气仅能达到供应能力的45%左右，非常规气（煤层气、页岩气、煤制天然气等）在我国天然气供应中的占比将进一步提高。按照《行动计划》提出的2020年目标：“年产常规天然气1850亿立方米，页岩气产量力争超过300亿立方米，煤层气产量力争达到300亿立方米”，结合2020年我国煤制天然气产量300亿立方米进行预测，煤制气在国内天然气供应占比将达到11%（见图1）。

 
 

      由于煤制天然气为大型煤炭清洁转化过程，集成了净化、合成等化工单元，不仅污染物排放低于其他以燃烧为主的煤炭利用过程，而且提供了更加清洁的能源产品。根据国家能源结构调整方向，天然气的新增市场主要来自集中供热和居民自采暖部门。按照2020年煤制天然气产量300亿立方米、原煤含硫量1%进行计算，按等热值折算可替代分散燃煤3600万吨标准煤/年。煤制天然气选取已投产项目的典型排放数据，分散燃煤基本无脱硫脱硝措施，那么煤制天然气用于替代分散燃煤可减少SO2、NOx和粉尘分别为60万吨/年、15万吨/年、70万吨/年，分别占2013年京津冀地区排放总量的约40%、7%和50%。煤制天然气用于替代分散燃煤对于治理雾霾改善环境作用显著。

    由于油气的替代关系，不可否认油价的长周期变化对气价存在着间接影响。但是从直接联系看，世界各地区天然气定价机制存在显著差异，仅部分地区气价与油价存在直接关联，并且气价与油价脱钩已逐渐成为世界天然气贸易定价的新趋势。参考国际天然气联盟2013年发布的全球天然气批发价格调查结果，主要包括三大类定价方式：第一类，在北美和部分欧洲等地区，气价完全由市场竞争形成，与油价无直接关系，该部分天然气占全球天然气总消费量比例约40%，居首位。第二类，采用管制定价（基于服务成本、社会政治成本或低于成本价格）的天然气占比约35%，主要存在于俄罗斯、中东和非洲等地区，这部分气价与油价也无关。第三类，在欧洲以及亚太的部分地区，气价与竞争性燃料价格挂钩（如石油、柴油或燃料油），从而形成与油价挂钩的关系，占全球天然气总消费量比例约20%。若加上中国近两年非居民用气定价过渡为与替代能源挂钩，这一比例应修正为21%左右。不同定价方式中，与油价挂钩的气价是市场竞争定价的两倍。近年来由于需求平稳，进口来源日益多元化，欧洲和亚太部分地区正逐步由与油价挂钩转向市场竞争定价。预计未来气价与油价挂钩的贸易量将呈总体下降趋势，有效缓解亚太地区溢价严重的现象。

     我国当前的天然气价格形成机制以及与国际油价关系比较复杂，供应侧（出厂价或边境价）与消费侧（门站价）的定价机制完全不同，前者与油价无直接关系，后者与油价挂钩，整体来看仍是以政策指导为主的价格形成体系。

     首先来看供应侧，目前我国天然气来源为国产天然气、进口LNG、进口管道气，定价机制呈“三足鼎立”之态。国产天然气基于成本加成原则定价，根据国家发改委《关于提高国产陆上天然气出厂价格基准价格的通知》（发改电[2010]211号），国产气供工业的出厂价为1.2~1.6元/方，加上国家规定的管输费，以及配送等其他环节0.5~0.7元/方的合理费用，至上海门站的成本价约为2.4~3.0元/方。进口气多为长期协议价格，价格随油价波动变化幅度较小，其中进口LNG合同价格仅在一定程度上与原油价格（日本LNG定价公式）挂钩；进口管道气一部分采用“双边垄断”的政府谈判价，一部分采用与油价挂钩。根据《关于调整进口天然气税收优惠政策有关问题的通知》（财关税[2014]67号），结合2011年至2014年海关数据分析，天然气进口完税价格波动幅度不大。其中，进口管道气完税（含进口增值税扣除倒挂补贴、外贸手续和银行财务费等，下同）后输送至上海门站的成本价约为3~3.6元/方；LNG进口价格明显呈两极分化，以2014年为例，早期签约项目进口完税价折每立方米1.5~2.3元/方，近期签约项目进口完税价折每立方米3.6~4.4元/方。上述三种来源的天然气价格都没有与油价直接挂钩。

     其次来看消费侧。我国天然气门站价执行“市场净回值法”的政府指导价，即中心市场的可替代能源比价倒扣管输费作为地区门站价，实行最高上限价格管理，该上限指导价与油价关系紧密。该政策自2013年6月出台，通过三步调整于2015年4月1日到位，即最新发布的《国家发展改革委关于理顺非居民用天然气价格的通知》（发改价格[2015]351号）。届时，存量增量气价双轨合一，非居民气最高门站价格将与计算期内的液化石油气和燃料油价格挂钩，并定期调整。根据定价计算公式，结合2009至2014年我国海关液化石油气和燃料油价格以及相应的国际原油价格和美元汇率，按照线性关系进行简单拟合，得出上海市场最高门站价与国际油价的关系为：上海市场最高门站价格（元/方）=0.0245×布伦特原油价格（美元/桶）+0.6829，相关系数为r=0.92。取2014年下半年平均国际油价89.2美元/桶，则可算出上海市场最高门站价为2.87元/方，与351号文给出的并轨后上海地区最高门站价2.88元/方基本一致。

     综上分析，为了简化表达我国气价与油价的关系，现将供应侧（出厂价或边境价）与消费侧（门站价）的定价绘于一张图内，均以国际油价为横坐标。则供应侧气价存在几个固定区间短期几乎不随油价波动，长期呈正相关变化趋势，而消费侧气价与油价线性正相关。

 

     按照我国天然气发展政策，进口天然气、非常规天然气将是供应增长的主要力量，均属于较高价格货源。若以3.0~4.0元/方作为门站价倒推，需要油价高达95~135美元/桶才能够支撑。可见，当前我国以政策指导为主的天然气价格形成机制，是考虑社会承受能力的，保护了消费、抑制了多元化供应。从短期来看，天然气价格更加紧密地跟随大宗能源价格波动。长远来看，这只是半市场化的过渡方案，最终目标是建立有效的竞争性市场，天然气价格由市场供需关系决定，有利于推进创新、优化市场、增加供给。

    过去十年，我国天然气消费快速增长，得益于经济社会快速发展、储运设施不断完善和长期的价格优势。中石油和化学工业联合会最近发布的《我国天然气发展面临的不确定因素》显示，2014年我国天然气表观消费量为1800亿立方米，同比增长7.4%，对外依存度达32.2%。这是近十年来我国天然气消费增速首次降至10%以内。随着国家经济增速的放缓和天然气价格水平的提高，支持天然气快速发展的基本因素已经转变，生态环境保护和能源结构优化将取代资源和价格成为未来推动我国天然气需求增长的最主要驱动力量。特别是在全球天然气市场供需宽松、亚太市场LNG价格回落的环境下，国家必将加大液化天然气和管道天然气进口力度。长期来看，作为公共能源产品，充分竞争市场将使天然气达到合理利润高下的均衡价格，譬如电价的模式。

    已投产的煤制天然气项目（见表1）天然气出厂价基本与所在地2015年4月即将执行的最高门站价一致，LNG相应的附加液化环节的增值部分（增值约0.5~0.6元/方）。虽然原则上政府指导的最高门站价不对煤制天然气等非常规气的出厂价进行约束，但实际仍是供需双方协商的主要参考依据。

     以新疆某煤制天然气项目为例，享受地方政府补贴后的出厂价为1.8元/方，接近当地最高门站气价1.85元/方。经测算，该出厂价高于完全成本1.6元/方（财务基准收益率（税前）为11%，原料煤价格200元/吨）。在当前的较低原油价格下，煤制天然气项目如能保证满负荷运行并达到设计指标，是能够实现盈利的。

     以下从两个层次分析不同油价对应的煤制天然气项目竞争力。

    暂以“市场净回值法”的天然气最高门站价作为煤制天然气出厂价。按照上一节拟合得出的上海市场最高门站价与国际油价的关系式，倒扣运费1.03元/方，得到新疆地区煤制天然气出厂价（元/方）=0.0245×布伦特原油价格（美元/桶）+0.6829-1.03。

     依据出厂价和油价的定量关系，可测算不同油价下煤制天然气项目可承受的最高煤价。选取新疆地区典型煤制天然气项目的技术经济指标，总规模40亿立方米/年，以煤为原料，经过固定床气化、变换、净化、甲烷化得到合成天然气，总投资250亿元，税前财务基准收益率取11%。在不同原油价格下，以相应的天然气门站价作为预测出厂价，计算出煤制天然气项目在财务内部收益率（IRR，税前）达到基准值11%时的最高临界煤价，如图3。在油价变化时，只要煤价低于该最高临界煤价，新疆地区的煤制天然气项目将具有竞争力。

 
 

     当国际原油价格高于90美元/桶时，按“市场净回值法”及2014年能源产品数据计算的新疆地区天然气出厂价为1.858元/方，相应的5000kcal/kg原煤价格低于257元/吨时，煤制天然气项目的税前IRR可达到11%以上，具有较强的竞争力。当国际原油价格低于70美元/桶时，对应的最高临界煤价低于82元/吨，接近甚至低于煤炭开采成本。可见，若以70美元/桶对应的“市场净回值法”天然气最高门站价作为煤制天然气出厂价，将接近煤制天然气项目的最低警戒线。

 

      煤制天然气项目的经济性对天然气价格极为敏感，项目收益率与油价正相关。若仍按照上述天然气出厂价和油价的定量关系，在油价90美元/桶（对应新疆地区天然气出厂价为1.858元/方）的基础上，在煤价257元/吨和总投资250亿元不变的前提下，油价每升高10美元（增加11%），煤制天然气项目的税前IRR相应升高4.5个百分点左右。此外，煤制天然气项目的经济性对建设投资也比较敏感，在煤价和油价不变的前提下，项目建设投资增加11%（由250亿元增至278亿元），税前IRR相应下降2个百分点左右。由此粗略推算，在天然气出厂价等于与油价挂钩的假设下，若项目投资增加11%，煤制天然气项目的最低警戒线将升高5美元，由70美元/桶升至75美元/桶。

    上述与油价挂钩的方法仅是简化假设，不符合真实情况。煤制天然气项目与油价的关系远比上述定量结果复杂，油价波动影响并不直接显现，实际还与其他因素有关。第一，煤制天然气作为非常规气之一，理论上不受政府指导的最高门站价限制，供气企业可与下游用户单独签订购销和运输合同，出厂价格由市场决定。第二，为保障市场平稳运行，政府指导的最高门站价公式并非一成不变，不排除油价波动过大时公式系数调整的可能性。第三，由于天然气的价格构成比较复杂，我国乃至亚太地区的天然气价格随油价变化反应迟缓，存在半年以上的滞后期。

 

发改价格[2013]1246号；发改价格[2015]351号

    回顾2013年至2015年的两次增量气调价，并结合各阶段国际油价情况，可以得出实际规律如表2：在近期50美元左右的极低油价时，新疆门站价1.85元/方；在50~110美元时，新疆门站价2.29元/方。可见，实际上煤制天然气项目具有承受极低油价的能力。长远来看，如果参考华东市场LPG价格随国际油价的变化规律按照等热值折算，50美元/桶时对应的等热值天然气价格约为2.7元/方。在我国当前的天然气价格水平下，煤制天然气项目可承受50美元左右的极低油价。

     综上所述，相比于其他与油价相关性更强的煤化工产品，煤制天然气的缓冲能力更强，油价波动不会造成直接影响。长期来看，我国天然气市场处于以产定需局面，人均消费水平远低于世界平均值，在我城镇化发展和清洁能源需求的驱动下，我国天然气消费量和消费价格仍处于上行通道。煤制天然气相比于非常规天然气和进口天然气仍然具有竞争优势。

    煤制天然气项目的经济性对天然气价格敏感，增加了煤制气项目的不确定性。为了克服外界不利影响，把风险控制在最低水平，煤制天然气项目需采取有针对性的措施和策略。

    按照我国天然气发展政策，进口天然气、非常规天然气将是供应增长的主要力量。比较几种货源从生产输送至用户的成本来看，煤制天然气的成本与煤层气相当，低于页岩气，比进口气价格低约0.4~1.5元/方，具有强劲的市场竞争优势。然而刚投产和在建项目由于前期工作不足，导致试产阶段产生不同程度的问题，包括煤种适应性和废水处理等环节。实际上，这些问题在我国煤化工几十年发展经验中均能找到解决答案，在建和后续项目吸取经验教训可实现较好收益。

    按照本文研究的煤制天然气在不同油价下的竞争力关系，在内蒙古及新疆等西部地区，煤炭价格低廉，供应充足，煤制天然气项目的竞争优势较为明显，风险相对较小。通过将煤炭转化为天然气，输送至东部地区，解决了西部煤炭转化产品难以长距离运输的难题。

     以管道气为主的项目在天然气定价上缺乏主动权，出厂价易受管道气执行的最高门站价左右，因此项目需要达到较大的经济规模，保证稳定生产和控制成本是核心竞争要素。由于规模较大，副产大量高浓度二氧化碳，对于有条件的项目，应注重探索实施二氧化碳驱油等综合利用措施，减排的同时提高效益。针对长距离运输管网和配套基础设施建设等，国家和地方政策应加强支持。

    近年来，中东部地区天然气需求缺口扩大，传统的煤制合成氨和甲醇行业涌现一批改扩建或新建的联产天然气项目。除了表1中列出的云南先锋项目和中煤图克项目之外，其他以改扩建项目为主，生产规模较小，产品均为液化天然气（LNG）。这部分产品主要消费于交通运输、工业燃料等领域以及主干管网无法到达的偏远城镇，不受国家天然气门站价上限管制，市场已经初步形成，并仍在快速增长，具有较好的经济效益。项目大部分位于河北、山东、山西、河南、江苏、安徽等中东部省区。这些省区是我国粮棉主产区，化肥季节性需求波动大，而燃煤污染和雾霾天气严重，冬季天然气需求大，联产天然气具有互补调峰的优势。

     将来我国天然气的新增市场主要来自集中供热和居民自采暖部门，因此季节性供需缺口将迅速扩大。按照2020年我国天然气需求4000亿立方米计算，储气调峰能力需超过500亿立方米，《天然气发展“十二五”规划》中重点储气库项目合计设计工作气量257亿立方米，即便全部投产，再考虑进口LNG接收站的调峰能力，仍有接近100亿立方米的能力缺口。根据2014年LNG市场价格变化情况，山东地区旺季可高达3.5~4元/方，同一地区的淡旺季价差可高达0.5~0.9元/方。中东部地区建设联产天然气可适当承担调峰能力，发挥靠近市场和灵活生产的优势，化解传统煤化工过剩产能，提高煤制天然气项目的经济和社会效益。

      煤制天然气产业对于增加我国油气供给、促进全国终端能源需求结构优化、减少大气污染具有积极作用。其前提是煤制天然气的能效、水耗、环保指标均能达到现代煤化工升级示范的基本要求，即全厂能效≥56%（固定床气化），煤耗≤2.3吨标煤/千标方天然气，新鲜水耗≤5.5吨/千标方天然气，同时严格执行环保标准。由此体现煤制天然气高效、清洁、安全等优点，促进行业健康可持续发展，响应国家能源战略行动计划，加快煤炭利用方式的转变，成为我国清洁能源的重要角色之一。来源：化化网煤化工