管輸煤制天然氣價(jià)格測(cè)算分析

張海林

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

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

目前，我國(guó)煤制天然氣外輸主要依托于長(zhǎng)輸管線。截至2019年底，我國(guó)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(qiáng)大的保障。但是，與地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平相掛鉤的管輸天然氣門(mén)站價(jià)格機(jī)制已運(yùn)行多年，仍在發(fā)揮作用，新形勢(shì)下，適應(yīng)多氣源供氣格局的產(chǎn)供銷體系尚未形成，定價(jià)機(jī)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(shì)，氣價(jià)成為管輸煤制天然氣關(guān)鍵的競(jìng)爭(zhēng)力指標(biāo)。管輸煤制天然氣定價(jià)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(jià)格。本文以為京津冀管輸供氣、設(shè)計(jì)產(chǎn)能40×108m3/a的內(nèi)蒙古鄂爾多斯某煤制天然氣項(xiàng)目為例，參考目前國(guó)內(nèi)已投產(chǎn)的煤制天然氣項(xiàng)目能效指標(biāo)[2]，在保持項(xiàng)目財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率的前提下，測(cè)算了煤制天然氣的成本價(jià)格。在此基礎(chǔ)上，參照陜京四線，考慮儲(chǔ)氣庫(kù)投資、儲(chǔ)氣庫(kù)周轉(zhuǎn)量等因素對(duì)管輸價(jià)格進(jìn)行綜合測(cè)算，并參照其他的輸氣管線/定價(jià)機(jī)制對(duì)管輸價(jià)格進(jìn)行復(fù)核，驗(yàn)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(yùn)營(yíng)的管輸煤制天然氣定價(jià)提供參考。

1 煤制天然氣成本價(jià)格估算

煤制天然氣項(xiàng)目具有重資產(chǎn)、高投入及長(zhǎng)回收周期的特點(diǎn)。成本價(jià)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(biāo)，既體現(xiàn)了上下游的整體收益，又反映了項(xiàng)目的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。某40×108m3/a煤制天然氣項(xiàng)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(diǎn)示范項(xiàng)目。按第三年建成投產(chǎn)，當(dāng)年生產(chǎn)負(fù)荷達(dá)到設(shè)計(jì)能力的72%，第四年達(dá)到設(shè)計(jì)能力的92%，第五年達(dá)產(chǎn)，生產(chǎn)期15 a，計(jì)算期為18 a計(jì)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(cái)務(wù)指標(biāo)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(jià)格估算如表1所示。

表1 原材料、燃料及公用工程價(jià)格（含稅價(jià)格）

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

目前國(guó)內(nèi)已投產(chǎn)運(yùn)行煤制天然氣項(xiàng)目主要有新疆慶華一期13.75×108m3/a煤制天然氣項(xiàng)目、伊犁新天一期20×108m3/a煤制天然氣項(xiàng)目、大唐克旗一期13.35×108m3/a煤制天然氣項(xiàng)目及內(nèi)蒙古匯能一期4×108m3/a煤制天然氣項(xiàng)目（液化L N G汽運(yùn)外銷）[5]，生產(chǎn)成本含稅價(jià)格分別為1.65元/m3、1.55元/m3、1.82元/m3及1.485元/m3，此項(xiàng)目生產(chǎn)成本定價(jià)位于合理價(jià)格范圍內(nèi)，既保證煤制天然氣價(jià)格定位和企業(yè)基本經(jīng)濟(jì)收益，又具有一定的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)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(shì)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(shí)施困難等問(wèn)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(qiáng)的市場(chǎng)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(diǎn)，此煤制天然氣項(xiàng)目擬在一個(gè)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(fù)荷，又在一定程度上增大了成本優(yōu)勢(shì)，提高了市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力[6]。

2 煤制天然氣管輸價(jià)格測(cè)算

我國(guó)地域廣闊，天然氣跨地區(qū)供氣主要以長(zhǎng)途管輸為主，煤制天然氣管輸價(jià)格受到管輸定價(jià)機(jī)制、接口位置、并輸管網(wǎng)、輸氣距離及目標(biāo)市場(chǎng)等多重影響。隨著國(guó)家石油天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司的掛牌成立，天然氣長(zhǎng)輸管線會(huì)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(jià)格測(cè)算

此煤制天然氣項(xiàng)目具有良好的區(qū)域資源優(yōu)勢(shì)，可利用坑口煤炭就地轉(zhuǎn)化，從煤炭運(yùn)輸上極大降低了原料成本，進(jìn)而壓縮了煤制天然氣的生產(chǎn)成本；另外，此項(xiàng)目還有可依托的管輸優(yōu)勢(shì)，項(xiàng)目距離陜京四線18#閥室接入點(diǎn)約30 km，并網(wǎng)混輸便利；再加上京津冀廣闊的市場(chǎng)空間，為實(shí)現(xiàn)項(xiàng)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(yíng)末站全線長(zhǎng)度1 274.5 km，此煤制天然氣項(xiàng)目所產(chǎn)天然氣自并入的陜京四線18#閥室到北京高麗營(yíng)末站的輸送長(zhǎng)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(fèi)為0.63元/m3，考慮儲(chǔ)氣庫(kù)周轉(zhuǎn)量計(jì)入與不計(jì)入兩種情況[7]，分別按以下3種情形以管輸長(zhǎng)度比（638 km/1 274.5 km）折算煤制天然氣管輸價(jià)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(jià)格測(cè)算

3種情形：（1）項(xiàng)目建設(shè)期3 a，管線運(yùn)營(yíng)20 a，所得稅后項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率10%，含儲(chǔ)氣庫(kù)投資測(cè)算；（2）項(xiàng)目建設(shè)期3 a，管線運(yùn)營(yíng)20 a，所得稅后項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率8%，含儲(chǔ)氣庫(kù)投資測(cè)算（以情形（1）條件下管輸費(fèi)用水平的88%折算）；（3）項(xiàng)目建設(shè)期3 a，管線運(yùn)營(yíng)30 a，所得稅后項(xiàng)目投資財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率8%，含儲(chǔ)氣庫(kù)投資測(cè)算（以情形（2）條件下管輸費(fèi)用水平的86%折算）。

根據(jù)不同運(yùn)營(yíng)期及稅后財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率計(jì)算，此煤制天然氣項(xiàng)目使用陜京四線輸送天然氣，含儲(chǔ)氣調(diào)峰費(fèi)用的情況下，最高管輸價(jià)格為0.315元/m3，最為合理的管輸價(jià)格為0.207元/m3。

2.2 參照其他輸氣管線的管輸價(jià)格測(cè)算

為驗(yàn)證管輸費(fèi)價(jià)格測(cè)算的科學(xué)性及公正性，參照國(guó)家發(fā)改委管輸費(fèi)制定文件[8]，按管輸長(zhǎng)度比（638 km/1 274.5 km）折算管輸價(jià)格費(fèi)，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(jià)格較高不合理外，其他3種情況測(cè)算此煤制天然氣項(xiàng)目的管輸價(jià)格較為接近，間接證實(shí)了2.1節(jié)此煤制天然氣項(xiàng)目管輸價(jià)格測(cè)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(xiàng)目使用陜京四線輸送到京津冀地區(qū)正常的管輸費(fèi)應(yīng)在0.207元/m3～0.315元/m3。根據(jù)《天然氣管道運(yùn)輸價(jià)格管理辦法（試行）》（發(fā)改價(jià)格規(guī)[2016]2142號(hào)）[8]，按照“稅后全投資收益率8%、經(jīng)營(yíng)期30 a、考慮管道周轉(zhuǎn)量因素、考慮儲(chǔ)氣調(diào)峰因素”的原則，此煤制天然氣項(xiàng)目使用陜京四線管輸價(jià)格取0.207元/m3，更接近當(dāng)前跨地區(qū)天然氣運(yùn)輸價(jià)格水平，且可依托京津冀主要輸氣管線，具有長(zhǎng)期的管輸穩(wěn)定性，并為以后的擴(kuò)產(chǎn)提供了廣闊的空間[9-10]。

表3 參照其他輸氣管線/定價(jià)機(jī)制的管輸價(jià)格測(cè)算

3 煤制天然氣項(xiàng)目京津冀供氣價(jià)格分析

此煤制天然氣項(xiàng)目陜京四線管輸價(jià)格范圍0.207元/m3～0.315元/m3，在保證內(nèi)部收益的財(cái)務(wù)指標(biāo)時(shí)，生產(chǎn)成本價(jià)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(mén)站合理價(jià)格應(yīng)處于1.857元/m3～1.965元/m3，低于北京市現(xiàn)門(mén)站價(jià)格2.00元/m3和大唐克旗煤制天然氣供應(yīng)北京市門(mén)站價(jià)格1.97元/m3，在供氣價(jià)格上略有優(yōu)勢(shì)。

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(jìn)口L N G的價(jià)格持續(xù)較高及隨市場(chǎng)波動(dòng)較大的特點(diǎn)，在汽化并網(wǎng)供氣時(shí)價(jià)格長(zhǎng)期處于劣勢(shì)，以汽運(yùn)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(guó)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(jià)是2.15元/m3～2.5元/m3[11]，附加管輸價(jià)格后供氣價(jià)格明顯高于北京門(mén)站價(jià)格及其他管輸氣源到京的供氣價(jià)格，不會(huì)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(kāi)兩頭”市場(chǎng)化改革政策的不斷深入，管輸天然氣門(mén)站定價(jià)機(jī)制逐漸退出，管輸天然氣市場(chǎng)化定價(jià)機(jī)制隨著改革進(jìn)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(bǔ)充氣源。

4 結(jié) 語(yǔ)

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(xiàng)目為例，在保證內(nèi)部收益率、盈虧平衡點(diǎn)等財(cái)務(wù)指標(biāo)下，按照上下游一體化工藝路線，可實(shí)現(xiàn)較好的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)；如增設(shè)甲醇合成等調(diào)峰裝置，實(shí)現(xiàn)淡季飽和生產(chǎn)，生產(chǎn)成本價(jià)格將得到大幅度壓縮，這將進(jìn)一步提高煤制天然氣的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)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(biāo)市場(chǎng)的某40×108m3/a煤制天然氣項(xiàng)目為例，遵守“稅后全投資收益率、經(jīng)營(yíng)期、考慮管道周轉(zhuǎn)量、考慮儲(chǔ)氣調(diào)峰”的原則，測(cè)算的管輸價(jià)格處于合理范圍之內(nèi)，附加生產(chǎn)成本價(jià)格后，與其他氣源相比仍略有優(yōu)勢(shì)，未來(lái)保持了良好的發(fā)展態(tài)勢(shì)。

4.3 隨著“管住中間、放開(kāi)兩頭”政策改革及油氣管網(wǎng)的獨(dú)立經(jīng)營(yíng)，天然氣上游資源端的開(kāi)放與多元化將成主要發(fā)展方向，市場(chǎng)化的定價(jià)機(jī)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?xì)?，將在新的定價(jià)機(jī)制中揚(yáng)長(zhǎng)避短，在“多氣并舉”的天然氣格局中占據(jù)一席之地。