管輸煤制天然氣價格測算分析

張海林

（內蒙古工大華遠工程技術有限公司，內蒙古 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《中國天然氣發展報告(2019)》預測，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，是增強天然氣持續供應能力的重要途徑。

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、跨地區管輸供氣提供了強大的保障。但是，與地區經濟發展水平相掛鉤的管輸天然氣門站價格機制已運行多年，仍在發揮作用，新形勢下，適應多氣源供氣格局的產供銷體系尚未形成，定價機制有待完善。

不同于常規天然氣，煤制天然氣經煤轉化的有效氣高溫甲烷化合成，在生產成本上處于先天劣勢，氣價成為管輸煤制天然氣關鍵的競爭力指標。管輸煤制天然氣定價不僅依賴于煤制天然氣企業的生產成本，一定程度上還取決于設定供氣目的地的管輸價格。本文以為京津冀管輸供氣、設計產能40×108m3/a的內蒙古鄂爾多斯某煤制天然氣項目為例，參考目前國內已投產的煤制天然氣項目能效指標[2]，在保持項目財務內部收益率的前提下，測算了煤制天然氣的成本價格。在此基礎上，參照陜京四線，考慮儲氣庫投資、儲氣庫周轉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核，驗證此方法的科學性和合理性，以期從生產成本及管輸成本管理方面，為在建或已投產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、高投入及長回收周期的特點。成本價格綜合了煤炭、水、電等投入及主副產品等產出關鍵生產指標，既體現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蒙古自治區鄂爾多斯大型化工園區，是內蒙古自治區“十三五”規劃重點示范項目。按第三年建成投產，當年生產負荷達到設計能力的72%，第四年達到設計能力的92%，第五年達產，生產期15 a，計算期為18 a計算，在保證上游配套煤礦內部收益率10.12%（稅前）、8.64%（稅后）的財務指標前提下，按化工園區的調查數據，結合相關最新資料[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經濟的思路，綜合考慮過程中能量回收利用及各副產品的附加值，參照項目財務內部收益率11.72%（稅前）、9.44%（稅后）的經濟指標，此煤制天然氣項目的生產成本測算為1.65元/m3（含稅）。

目前國內已投產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，此項目生產成本定價位于合理價格范圍內，既保證煤制天然氣價格定位和企業基本經濟收益，又具有一定的市場競爭力。

京津冀地區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)調峰措施已勢在必行。借助沿途管線設施調峰存在管輸成本加大、調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增設下游處理裝置，自行調節。考慮到周邊地區較強的市場發展潛力，基于煤制甲醇與煤制天然氣工藝流程相似、重疊度高、工藝調整最少、工藝匹配性最高、追加投資最少及內部收益拉高的調峰特點，此煤制天然氣項目擬在一個系列上增設2×106t/a的甲醇調峰措施，既保持裝置淡季的生產負荷，又在一定程度上增大了成本優勢，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、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，逐漸發揮出管輸的最大效用。

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域資源優勢，可利用坑口煤炭就地轉化，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成本；另外，此項目還有可依托的管輸優勢，項目距離陜京四線18#閥室接入點約30 km，并網混輸便利；再加上京津冀廣闊的市場空間，為實現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《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）項目建設期3 a，管線運營20 a，所得稅后項目投資財務內部收益率10%，含儲氣庫投資測算；（2）項目建設期3 a，管線運營20 a，所得稅后項目投資財務內部收益率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）項目建設期3 a，管線運營30 a，所得稅后項目投資財務內部收益率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）。

根據不同運營期及稅后財務內部收益率計算，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性及公正性，參照國家發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節此煤制天然氣項目管輸價格測算方法的科學性和結果的合理性。因此，在現狀下此煤制天然氣項目使用陜京四線輸送到京津冀地區正常的管輸費應在0.207元/m3～0.315元/m3。根據《天然氣管道運輸價格管理辦法（試行）》（發改價格規[2016]2142號）[8]，按照“稅后全投資收益率8%、經營期30 a、考慮管道周轉量因素、考慮儲氣調峰因素”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，具有長期的管輸穩定性，并為以后的擴產提供了廣闊的空間[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，在保證內部收益的財務指標時，生產成本價格為1.65元/m3，供氣目的地統一按北京考慮，供氣至北京門站合理價格應處于1.857元/m3～1.965元/m3，低于北京市現門站價格2.00元/m3和大唐克旗煤制天然氣供應北京市門站價格1.97元/m3，在供氣價格上略有優勢。

近年，沿海港口L N G接收站陸續建成投用，為京津冀地區提供了另一氣源供氣，但由于進口L N G的價格持續較高及隨市場波動較大的特點，在汽化并網供氣時價格長期處于劣勢，以汽運周邊地區零星銷售為主，很難在管輸天然氣格局中占據一席之地。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的發展空間。

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，將發展成為常規天然氣有益且必要的補充氣源。

4 結 語

4.1 煤制天然氣歷經十余年發展，已形成一定的規模。以典型的依托坑口煤炭資源的煤制天然氣項目為例，在保證內部收益率、盈虧平衡點等財務指標下，按照上下游一體化工藝路線，可實現較好的經濟指標；如增設甲醇合成等調峰裝置，實現淡季飽和生產，生產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、經營期、考慮管道周轉量、考慮儲氣調峰”的原則，測算的管輸價格處于合理范圍之內，附加生產成本價格后，與其他氣源相比仍略有優勢，未來保持了良好的發展態勢。

4.3 隨著“管住中間、放開兩頭”政策改革及油氣管網的獨立經營，天然氣上游資源端的開放與多元化將成主要發展方向，市場化的定價機制將成為天然氣交易的主導，管輸煤制天然氣作為非常規替代性燃氣，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一席之地。