張海林

（內(nèi)蒙古工大華遠工程技術(shù)有限公司，內(nèi)蒙古 呼和浩特010051）

2019年我國天然氣表觀消費量達到3 064×108m3，同比增長8.6%。據(jù)《中國天然氣發(fā)展報告(2019)》預(yù)測，到2035年我國天然氣需求量將達到6 100×108m3，較2019年增加近一倍，2050年前我國天然氣消費將保持長期增長趨勢[1]。煤制天然氣作為清潔替代性燃氣，立足于我國“富煤、貧油、少氣”的資源稟賦特點，是增強天然氣持續(xù)供應(yīng)能力的重要途徑。

目前，我國煤制天然氣外輸主要依托于長輸管線。截至2019年底，我國天然氣干線管道總里程7.6×104km，為多氣源、跨地區(qū)管輸供氣提供了強大的保障。但是，與地區(qū)經(jīng)濟發(fā)展水平相掛鉤的管輸天然氣門站價格機制已運行多年，仍在發(fā)揮作用，新形勢下，適應(yīng)多氣源供氣格局的產(chǎn)供銷體系尚未形成，定價機制有待完善。

不同于常規(guī)天然氣，煤制天然氣經(jīng)煤轉(zhuǎn)化的有效氣高溫甲烷化合成，在生產(chǎn)成本上處于先天劣勢，氣價成為管輸煤制天然氣關(guān)鍵的競爭力指標。管輸煤制天然氣定價不僅依賴于煤制天然氣企業(yè)的生產(chǎn)成本，一定程度上還取決于設(shè)定供氣目的地的管輸價格。本文以為京津冀管輸供氣、設(shè)計產(chǎn)能40×108m3/a的內(nèi)蒙古鄂爾多斯某煤制天然氣項目為例，參考目前國內(nèi)已投產(chǎn)的煤制天然氣項目能效指標[2]，在保持項目財務(wù)內(nèi)部收益率的前提下，測算了煤制天然氣的成本價格。在此基礎(chǔ)上，參照陜京四線，考慮儲氣庫投資、儲氣庫周轉(zhuǎn)量等因素對管輸價格進行綜合測算，并參照其他的輸氣管線/定價機制對管輸價格進行復(fù)核，驗證此方法的科學(xué)性和合理性，以期從生產(chǎn)成本及管輸成本管理方面，為在建或已投產(chǎn)運營的管輸煤制天然氣定價提供參考。

1 煤制天然氣成本價格估算

煤制天然氣項目具有重資產(chǎn)、高投入及長回收周期的特點。成本價格綜合了煤炭、水、電等投入及主副產(chǎn)品等產(chǎn)出關(guān)鍵生產(chǎn)指標，既體現(xiàn)了上下游的整體收益，又反映了項目的市場競爭力。某40×108m3/a煤制天然氣項目位于內(nèi)蒙古自治區(qū)鄂爾多斯大型化工園區(qū)，是內(nèi)蒙古自治區(qū)“十三五”規(guī)劃重點示范項目。按第三年建成投產(chǎn)，當年生產(chǎn)負荷達到設(shè)計能力的72%，第四年達到設(shè)計能力的92%，第五年達產(chǎn)，生產(chǎn)期15 a，計算期為18 a計算，在保證上游配套煤礦內(nèi)部收益率10.12%（稅前）、8.64%（稅后）的財務(wù)指標前提下，按化工園區(qū)的調(diào)查數(shù)據(jù)，結(jié)合相關(guān)最新資料[3-4]，原材料、燃料及公用工程價格估算如表1所示。

表1 原材料、燃料及公用工程價格（含稅價格）

按上下游一體化循環(huán)經(jīng)濟的思路，綜合考慮過程中能量回收利用及各副產(chǎn)品的附加值，參照項目財務(wù)內(nèi)部收益率11.72%（稅前）、9.44%（稅后）的經(jīng)濟指標，此煤制天然氣項目的生產(chǎn)成本測算為1.65元/m3（含稅）。

目前國內(nèi)已投產(chǎn)運行煤制天然氣項目主要有新疆慶華一期13.75×108m3/a煤制天然氣項目、伊犁新天一期20×108m3/a煤制天然氣項目、大唐克旗一期13.35×108m3/a煤制天然氣項目及內(nèi)蒙古匯能一期4×108m3/a煤制天然氣項目（液化L N G汽運外銷）[5]，生產(chǎn)成本含稅價格分別為1.65元/m3、1.55元/m3、1.82元/m3及1.485元/m3，此項目生產(chǎn)成本定價位于合理價格范圍內(nèi)，既保證煤制天然氣價格定位和企業(yè)基本經(jīng)濟收益，又具有一定的市場競爭力。

京津冀地區(qū)采暖期與非采暖期用氣量存在近10倍的差異，采取淡季(非采暖期)調(diào)峰措施已勢在必行。借助沿途管線設(shè)施調(diào)峰存在管輸成本加大、調(diào)峰空間較小及具體實施困難等問題，因此主要依托煤制天然氣企業(yè)增設(shè)下游處理裝置，自行調(diào)節(jié)?？紤]到周邊地區(qū)較強的市場發(fā)展?jié)摿?，基于煤制甲醇與煤制天然氣工藝流程相似、重疊度高、工藝調(diào)整最少、工藝匹配性最高、追加投資最少及內(nèi)部收益拉高的調(diào)峰特點，此煤制天然氣項目擬在一個系列上增設(shè)2×106t/a的甲醇調(diào)峰措施，既保持裝置淡季的生產(chǎn)負荷，又在一定程度上增大了成本優(yōu)勢，提高了市場競爭力[6]。

2 煤制天然氣管輸價格測算

我國地域廣闊，天然氣跨地區(qū)供氣主要以長途管輸為主，煤制天然氣管輸價格受到管輸定價機制、接口位置、并輸管網(wǎng)、輸氣距離及目標市場等多重影響。隨著國家石油天然氣管網(wǎng)集團有限公司的掛牌成立，天然氣長輸管線會與油氣公司脫離，重新整合，逐漸發(fā)揮出管輸?shù)淖畲笮в谩?/p>

2.1 參照陜京四線的管輸價格測算

此煤制天然氣項目具有良好的區(qū)域資源優(yōu)勢，可利用坑口煤炭就地轉(zhuǎn)化，從煤炭運輸上極大降低了原料成本，進而壓縮了煤制天然氣的生產(chǎn)成本；另外，此項目還有可依托的管輸優(yōu)勢，項目距離陜京四線18#閥室接入點約30 km，并網(wǎng)混輸便利；再加上京津冀廣闊的市場空間，為實現(xiàn)項目上下游一體化提供可靠的保障。

陜京四線輸氣管從陜西靖邊首站到北京高麗營末站全線長度1 274.5 km，此煤制天然氣項目所產(chǎn)天然氣自并入的陜京四線18#閥室到北京高麗營末站的輸送長度約638 km。根據(jù)《陜京四線輸氣管道工程可行性研究》（2012版），陜京四線天然氣平均管輸費為0.63元/m3，考慮儲氣庫周轉(zhuǎn)量計入與不計入兩種情況[7]，分別按以下3種情形以管輸長度比（638 km/1 274.5 km）折算煤制天然氣管輸價格，結(jié)果如表2所示。

表2 參照陜京四線煤制天然氣平均管輸價格測算

3種情形：（1）項目建設(shè)期3 a，管線運營20 a，所得稅后項目投資財務(wù)內(nèi)部收益率10%，含儲氣庫投資測算；（2）項目建設(shè)期3 a，管線運營20 a，所得稅后項目投資財務(wù)內(nèi)部收益率8%，含儲氣庫投資測算（以情形（1）條件下管輸費用水平的88%折算）；（3）項目建設(shè)期3 a，管線運營30 a，所得稅后項目投資財務(wù)內(nèi)部收益率8%，含儲氣庫投資測算（以情形（2）條件下管輸費用水平的86%折算）。

根據(jù)不同運營期及稅后財務(wù)內(nèi)部收益率計算，此煤制天然氣項目使用陜京四線輸送天然氣，含儲氣調(diào)峰費用的情況下，最高管輸價格為0.315元/m3，最為合理的管輸價格為0.207元/m3。

2.2 參照其他輸氣管線的管輸價格測算

為驗證管輸費價格測算的科學(xué)性及公正性，參照國家發(fā)改委管輸費制定文件[8]，按管輸長度比（638 km/1 274.5 km）折算管輸價格費，具體如表3所示。

表3 中除了大唐克旗煤制天然氣古北口－西沙屯干線管輸價格較高不合理外，其他3種情況測算此煤制天然氣項目的管輸價格較為接近，間接證實了2.1節(jié)此煤制天然氣項目管輸價格測算方法的科學(xué)性和結(jié)果的合理性。因此，在現(xiàn)狀下此煤制天然氣項目使用陜京四線輸送到京津冀地區(qū)正常的管輸費應(yīng)在0.207元/m3～0.315元/m3。根據(jù)《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》（發(fā)改價格規(guī)[2016]2142號）[8]，按照“稅后全投資收益率8%、經(jīng)營期30 a、考慮管道周轉(zhuǎn)量因素、考慮儲氣調(diào)峰因素”的原則，此煤制天然氣項目使用陜京四線管輸價格取0.207元/m3，更接近當前跨地區(qū)天然氣運輸價格水平，且可依托京津冀主要輸氣管線，具有長期的管輸穩(wěn)定性，并為以后的擴產(chǎn)提供了廣闊的空間[9-10]。

表3 參照其他輸氣管線/定價機制的管輸價格測算

3 煤制天然氣項目京津冀供氣價格分析

此煤制天然氣項目陜京四線管輸價格范圍0.207元/m3～0.315元/m3，在保證內(nèi)部收益的財務(wù)指標時，生產(chǎn)成本價格為1.65元/m3，供氣目的地統(tǒng)一按北京考慮，供氣至北京門站合理價格應(yīng)處于1.857元/m3～1.965元/m3，低于北京市現(xiàn)門站價格2.00元/m3和大唐克旗煤制天然氣供應(yīng)北京市門站價格1.97元/m3，在供氣價格上略有優(yōu)勢。

近年，沿海港口L N G接收站陸續(xù)建成投用，為京津冀地區(qū)提供了另一氣源供氣，但由于進口L N G的價格持續(xù)較高及隨市場波動較大的特點，在汽化并網(wǎng)供氣時價格長期處于劣勢，以汽運周邊地區(qū)零星銷售為主，很難在管輸天然氣格局中占據(jù)一席之地。以中國石化天津南港L N G接收站為氣源的氣態(tài)天然氣成本價是2.15元/m3～2.5元/m3[11]，附加管輸價格后供氣價格明顯高于北京門站價格及其他管輸氣源到京的供氣價格，不會擠占管輸煤制天然氣在京津冀地區(qū)的發(fā)展空間。

隨著“管住中間、放開兩頭”市場化改革政策的不斷深入，管輸天然氣門站定價機制逐漸退出，管輸天然氣市場化定價機制隨著改革進程日趨形成[12]，管輸煤制天然氣作為一支新生力量，將發(fā)展成為常規(guī)天然氣有益且必要的補充氣源。

4 結(jié) 語

4.1 煤制天然氣歷經(jīng)十余年發(fā)展，已形成一定的規(guī)模。以典型的依托坑口煤炭資源的煤制天然氣項目為例，在保證內(nèi)部收益率、盈虧平衡點等財務(wù)指標下，按照上下游一體化工藝路線，可實現(xiàn)較好的經(jīng)濟指標；如增設(shè)甲醇合成等調(diào)峰裝置，實現(xiàn)淡季飽和生產(chǎn)，生產(chǎn)成本價格將得到大幅度壓縮，這將進一步提高煤制天然氣的市場競爭力。

4.2 基于規(guī)模效益及輸送成本，管輸將成為煤制天然氣的主要輸氣方式。以就近接口并網(wǎng)及以京津冀為目標市場的某40×108m3/a煤制天然氣項目為例，遵守“稅后全投資收益率、經(jīng)營期、考慮管道周轉(zhuǎn)量、考慮儲氣調(diào)峰”的原則，測算的管輸價格處于合理范圍之內(nèi)，附加生產(chǎn)成本價格后，與其他氣源相比仍略有優(yōu)勢，未來保持了良好的發(fā)展態(tài)勢。

4.3 隨著“管住中間、放開兩頭”政策改革及油氣管網(wǎng)的獨立經(jīng)營，天然氣上游資源端的開放與多元化將成主要發(fā)展方向，市場化的定價機制將成為天然氣交易的主導(dǎo)，管輸煤制天然氣作為非常規(guī)替代性燃氣，將在新的定價機制中揚長避短，在“多氣并舉”的天然氣格局中占據(jù)一席之地。