行业要闻
煤化工
我国煤制天然气经过近10年的发展，已初具规模，但也普遍暴露出难以达产、经济性差等突出问题。究其原因，一方面是煤制天然气价格没有市场化放开，气价严格受到国家调控，气价相对较低；另一方面受到季节性用气影响，在采暖期和非采暖期，市场供需矛盾突出，给煤制天然气的生产和经济效益带来重要影响，解决好煤制天然气调峰的问题已迫在眉睫。
1 调峰的必要性分析
1.1 国家产业政策对天然气调峰有要求
能源发展“十三五”规划明确指出，我国天然气消费与供应能力阶段性富余问题突出，储气调峰设施严重不足。天然气调峰成本补偿及相应价格调节机制尚未完全形成，鼓励天然气企业及用户自主参与调峰、错峰，增强天然气调节响应能力。规划提出了天然气调峰的重要性，明确鼓励支持企业和用户自主参与调峰、错峰，为煤制天然气项目调峰指明了方向。
1.2 天然气消费市场有需求
我国天然气消费具有明显的季节特征，特别是北方地区，供暖用气是年度主要用气，供暖期是每年用气波峰期，这样导致冬夏两季用气峰谷差极大，给上游供气调配造成极大的困难，每年出现夏季气过剩、冬季闹气荒的现象。2017年冬，北方地区大面积“煤改气”工程的实施加剧了供气紧张形势。
以北京为例，2014年、2015年、2016年全年供气量分别为105亿m3、139亿m3及152亿m3，供气谷期均为4月至10月，峰期均为11月至次年3月，2014年、2015年、2016 年全年最大的峰谷差分别为 13.15倍、8.3 倍及8.1倍。2014年—2016 年连续 3年北京天然气用气平均峰谷差接近 10倍，峰期基本与采暖期相重合，为11月至次年的3月，实例证明采暖是北京地区消费用气的主力。一年之中长达7个月为非采暖期，即用气谷期，这就为上游供气提出了季节性调峰问题。
煤制天然气项目必须根据长输管线储气设施及自身实际情况，针对性地制定调峰措施，以避免用气谷期陷入限产限气的被动形势。
1.3 煤制天然气企业有诉求
“十二五”期间建成投产的内蒙和新疆一期煤制天然气项目由于未采取有效调峰措施，导致生产出现被动的局面。其中内蒙项目一期设计产能400万m3/d，于2013年12月投产并网供气，投产后每年非采暖期都受到中石油管网供气限制，夏季每日接受上限气量为300万m3/d，仅维持75%负荷运行，同时要求额外收取储气调峰费用；新疆项目一期设计产能420万m3/d，于2013年12月投产并网供气，每年非采暖期同样面临中石油管网夏季限供问题，并且要求额外收取储气调峰费用。
由于已投运的两个煤制天然气项目前期未考虑调峰措施，造成淡季限产限气的被动局面，淡季调峰已成为煤制天然气项目无法回避的共性问题，因此煤制天然气项目要选择调峰能力好、技术成熟、有一定产品附加值的转化产品进行调峰，以达到淡季错峰去产能、冬季有力保障市场需求的目的，全面提高煤制天然气项目抵御市场风险的能力。
2 煤制天然气调峰方式
目前，我国天然气调峰方式有限，调峰能力严重不足。煤制天然气项目如何根据自身实际情况，选择最佳调峰方式，实现投资效益最大化是前期必须解决的问题。选择工艺匹配、技术可靠、效益可观的调峰方式，这是煤制天然气适应天然气消费市场的必由之路。
2.1 储气库调峰
地下储气库是利用枯竭的地下气层或油层而建的储气设施，是目前最常用、最经济的一种地下储气形式。
储气库采用“削峰填谷”的调峰原理，即当供气量大于用气量时，多余天然气进库储存，当供气量小于用气量时，不足的气量出库补充。地下储气库一般设在输气管网末端或用气负荷中心附近，以便能快速对用气量的变化做出反应，准时完成调峰作业。
储气库具有库容量大和安全可靠等优点，但大型储气库选址地质条件要求苛刻、建设周期长、投资巨大，而且，储、放气流程复杂，必须经脱水处理，才可供给城市燃气管网，增加了天然气调峰成本，以上问题严重制约了国内储气库调峰的发展。
地下储气库作为管道项目配套工程，建设进度明显滞后于管道建设，截至2016年底，我国共建成地下储气库18座，有效工作总气量为64亿m3/a，约占全年消费量的 3.1%，远低于世界10%的平均水平。根据目前国内的天然气管网情况，可用于煤制天然气淡季调峰的储气库能力严重不足，去除常规气自身的淡季调峰储量外，煤制天然气可利用调峰储量有限。且煤制天然气调峰气量受中石油、中石化管网的直接调控，在淡季调峰时，不可避免地要受到常规气的挤压，会带来不菲的调峰成本，从另一层面上又加重了煤制天然气的运营负担。
2.2 LNG 调峰
LNG调峰是将用气淡季“富余”的天然气通过节流、膨胀或外冷源制冷工艺，在常压、-160 ℃条件下，使其体积缩小625倍，变为LNG并储存，在用气波峰期，将其汽化后，供入城市燃气管网，以达到调峰的目的。LNG调峰具有储运灵活、机动性高的优点，适于小型城镇供气及调峰。LNG作为天然气的液化产品，同样存在淡季市场销售的难题。
每年4月—9月随着北方地区用气量的大幅缩减，LNG与天然气一样处于销售低谷期，很难从根本上解决煤制天然气大规模的调峰问题。同时，LNG投资成本高，年处理量4亿m3天然气液化装置投资约5亿元，平均每万吨LNG投资近 2000万元，天然气液化成本达0.3元/m3~0.4元/m3，LNG装置仅作为调峰设施，利用率过低，投资收益较差。
另外，淡季LNG销售价格处于全年低位状态，液态产品的长期储存及长途外运又会增大危险程度及储运成本。对于40亿m3/a 煤制天然气项目，采用LNG装置调峰，从调峰规模、调峰市场及调峰成本上都有很大的局限性，可结合周边用气市场，考虑作为辅助的调峰手段。
2.3 IGCC 发电与煤制天然气发电调峰
煤制天然气项目选址多在陕、蒙、晋、皖、新等煤炭资源丰富的地区，均属于电力严重过剩地区。由于当地发改委对煤电进行全面限制，造成燃煤发电在线发电率不到40%，多数煤电企业已面临亏损。
煤电紧缩的态势极大压缩了发展IGCC与煤制天然气发电的生存空间。《天然气利用政策（2012版）》明确规定，陕、蒙、晋、皖等13个大型煤炭基地所在地区建设基荷燃气发电项目（煤层气（煤矿瓦斯）发电项目除外）属于禁止类项目，从产业政策方面考虑，不具备可批性。建设成本上，IGCC是燃煤发电的3倍，发电成本上，IGCC大约是燃煤发电的2.5倍，煤制天然气发电成本约是燃煤发电的2倍。
从建设投资、能效、运营成本等方面分析，IGCC与煤制天然气发电均不具竞争力，以此作为煤制天然气调峰手段，会加剧煤制天然气项目的淡季减产亏损的形势。
2.4 煤制乙二醇调峰
在明显的成本优势及可观的市场需求的推动下，近几年国内掀起了煤制乙二醇的开工热潮，2015年以来，开工的煤制乙二醇产能已逾500万t/a，截止到2016年，煤制乙二醇已约占乙二醇总产能37%。
煤制乙二醇通常采用合成气两步法反应，技术难度最高的环节是草酸二甲酯（DMO）合成中亚硝酸甲酯（简称MN，属于高爆炸性化合物）的控制及DMO加氢，也是国内多数已建成煤制乙二醇装置共同遇到的技术瓶颈，这导致煤制乙二醇项目在开车初期大多存在催化剂稳定性差、产品合格率低、开工率不足、达产困难等技术问题。另外，煤制乙二醇产品个别质量指标导致其市场开发空间受限。
国内乙二醇主要用于生产聚酯，但目前由于透光率等指标还存在一些问题，煤制乙二醇尚未完全得到聚酯行业的认可和接受。煤制乙二醇正处于高速发展阶段，在建或拟建煤制乙二醇产能体量庞大，这些项目全部建成投产后，国内乙二醇市场将面临过剩局面。同时一大批焦炉煤气及小规模甲醇装置转产乙二醇的改造项目也有一拥而上之势。虽然中国乃至亚洲乙二醇产能不足，但全球乙二醇产能已过剩。
在未来的几年内，这些因素都会挤压乙二醇市场的发展空间。煤制乙二醇项目单套规模偏小，调峰能力有限，已投运煤制乙二醇项目规模都局限在20万t/a，装置规模进一步工业化放大，会存在一定技术风险，由此可见，煤制乙二醇仅适用于中小规模的煤制天然气项目调峰。
2.5 煤制甲醇调峰
煤制甲醇属于煤清洁高效利用项目，在国内有许多成功运行多年的大型项目，技术成熟可靠，运行经验丰富。煤制甲醇与煤制天然气在气化、变换及净化工艺上重叠，合成工艺相似，是工艺调整最少、工艺匹配性最高、追加投资最低的煤制天然气项目调峰方式。
煤制天然气项目甲醇调峰工艺路线图见图 1。
2.5.1 甲醇产业链分析
甲醇具有产业链长、应用广泛的特点。甲醇在化工领域具有重要的基础性地位，主要用于制造烯烃、汽油、甲醇制芳烃、甲醛、醋酸、甲烷氯化物、甲胺等一系列有机产品。以煤制甲醇已成为甲醇上游行业的主导力量，截止到2017年底，煤在甲醇原料结构中已达75%，甲醇制烯烃则已成为甲醇主要下游产品，截止到2017 年底，烯烃在甲醇消费结构中已达 46%。
甲醇出发合成乙醛、乙醇及芳烃等工艺路线（现多从乙烯出发制得）已逐渐得到开发应用，尤其是甲醇出发合成芳烃（苯、甲苯及二甲苯），可实现资源综合利用最大化和大幅减少污染物排放，已列为煤制烯烃、煤制天然气、煤制油等煤化工项目之后的第五大产品，煤制芳烃重大示范工程已列入“十三五”能源科技创新重点任务，有望实现关键技术突破，成为甲醇产业未来新的发展方向。甲醇还是新兴的替代燃料。甲醇是替代汽油、柴油的清洁优质燃料，具有辛烷值高、燃烧性能好、能量利用率高及燃烧后污染物排放量低等特点。
甲基叔丁基醚（MTBE）是优良的汽油添加剂，可提高汽油抗爆性能，汽油中加入10%~15%的MTBE，可使马达辛烷值MON增加。甲醇及其深加工产品在车用、船用及锅窑等方面，对传统燃料具有良好的清洁性、替代性及可操作性，在行业越来越受到重视并得以推广应用，已成为我国保障能源安全、推动替代能源发展重要方向之一。
2.5.2 甲醇市场前景分析
甲醇产业有广阔的市场前景。过去10年间我国甲醇产业发展迅速，现在我国已经是世界上生产和消费量最大的国家。尽管甲醛、醋酸等传统甲醇下游产品需求有所放缓，但以甲醇制烯烃为主要驱动力的下游产业的强势崛起带动了整个甲醇市场的不断壮大。
2016年我国甲醇消费量达到了6 153万t，2010年到2016年甲醇消费平均年增速高达18.1%，远高于我国GDP和能源消费增速。随着甲醇制烯烃和醇醚燃料等新兴下游产品的迅猛发展，及甲醇制乙醇、甲醇制芳烃等未来下游产业的可喜突破，甲醇产业将迎来又一高速发展阶段。
供应方面，有竞争力的甲醇产能将进一步增长，主要源于煤制烯烃配套的甲醇装置。预计2020年我国甲醇产能将达到9600万t/a，产量为6 960万t/a，装置开工率72%，部分没有竞争力的煤头合成氨联醇和天然气制甲醇产能逐步退出市场，煤制甲醇的市场空间将进一步扩大。
3 结 语
3.1 地下储气库资源极为有限，近期内无法成为煤制天然气调峰的可利用设施；LNG调峰在调峰规模、调峰市场及调峰成本上都有很大的局限性，不适于煤制天然气的淡季调峰；IGCC与煤制天然气发电调峰在产业政策、地域限制、投资成本及发电成本等方面均无竞争力。从经济技术上综合分析，地下储气库、LNG、IGCC和煤制天然气发电均不适于煤制天然气调峰。
3.2 煤制乙二醇发展已历经10余年，但工业化示范项目仍未完全达到预期要求，整体工艺规模距离完全成熟尚有距离，且存在市场空间风险，可用于中等规模的煤制天然气项目调峰。
3.3 煤制甲醇与煤制天然气工艺相似，重叠度高，是工艺调整最少、工艺匹配性最高、追加投资最少的调峰方式，并且装置规模化成本优势突出，有良好的经济收益，能保持项目的整体收益；同时，甲醇产品作为基础化工原料，下游产业链长，消费领域广，市场空间大
