煤制气、煤层气管网运输问题有望得到解决

　　生意社1月21日讯　我国建设和规划中的煤制天然气项目近15个，这些项目的规模产能达250亿立方米/年。中国石油规划总院油气管道研究所副所长杨建红表示，煤制气、煤层气等气源进入天然气管网须提前考虑连续供气能力、与下游市场的同步发展是否匹配、是否需要新建管道等问题。

　　大规模SNG必须进管网

　　作为国家支持发展的现代煤化工项目之一，煤制天然气项目在产业政策支持下各地规划项目如雨后春笋，规模少则15亿立方米，多的可达80亿立方米，其中40亿立方米以上的项目较多。

　　对此杨建红表示，这些规划中的项目，规模较小的可以考虑就地利用，如果产能较大，就必须要考虑进入管道东输。“国内天然气供应总体偏紧，我们非常欢迎煤制气、煤层气等多气源进入天然气管网，统筹考虑管输问题，这是天然气的重要补充。”

　　他指出，煤层气、煤制气的产能建设是连续性的，但管道建设却是阶段性的，产量增长也需要与下游市场开发速度相匹配。“许多煤制气项目只要两三年就可以达产，但局部地区的下游市场开发是否能同步承受是一个问题，所以大规模煤制气必须进管网，可以与石油公司商谈管网问题。”

　　市场人士称，现有的西气东输一线和二线都已经有落实的气源够实现满负荷运行，如果在新疆建规划100亿立方米规模的煤制气项目，肯定要为之规划新的管道。如果成本合适，如价格控制在1.5元/立方米以内，完全可以考虑成为未来西气东输三线的主力气源之一。

　　亚化咨询表示，如果进入到石油公司的天然气管网，这些煤制气项目就可以将落实下游用户的问题交给石油公司，与其天然气下游市场开发统筹考虑，而不必再去各自寻找下游用户。

　　我国现有天然气管道3.5万公里，未来一段时期将集中建设3.5-4万公里的支线。杨建红预计到2015年天然气管道长度将接近10万公里，可覆盖所有具备规模的煤制气和煤层气项目。

　　煤制气理论成本不足1元

　　杨建红指出，煤制气的规划必须与现有的天然气规划协调好，比如目标市场的容量、项目检修期间的连续供气问题等。对此，全国煤化工设计技术中心主任李大尚表示，煤制气项目逐渐达产后，一个产能会分4-6条线轮流检修，保证全年不间断供气。

　　李大尚表示，煤制天然气项目在煤价为250元/吨的价格下，年满负荷为8000小时，其每立方米气的工厂成本为0.98元，转换率最高可达66%。大唐克旗项目规模为40亿立方米，计划3年投产，自建管线进京，到北京的气价为1.6元/立方米。

　　亚化咨询指出，天然气价格机制的改革将进一步提升煤制天然气的市场竞争力。“如果未来北京的气价上调，我们的价格也会跟随上调。”李大尚说。

　　如果以自有煤炭为原料，合成天然气的生产成本将明显低于进口天然气。尤其在煤炭运输成本较高的新疆和内蒙古等地，煤制天然气具有充分的市场竞争力。亚化咨询同时指出，煤制天然气需考虑二氧化碳利用的问题。煤制天然气项目所产生的二氧化碳如能合理利用，与石油行业的强化采油相结合，可为项目带来新的利润增长点。

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