管输煤制天然气价格测算分析

张海林

（内蒙古工大华远工程技术有限公司，内蒙古 呼和浩特010051）

2019年我国天然气表观消费量达到3 064×108m3，同比增长8.6%。据《中国天然气发展报告(2019)》预测，到2035年我国天然气需求量将达到6 100×108m3，较2019年增加近一倍，2050年前我国天然气消费将保持长期增长趋势[1]。煤制天然气作为清洁替代性燃气，立足于我国“富煤、贫油、少气”的资源禀赋特点，是增强天然气持续供应能力的重要途径。

目前，我国煤制天然气外输主要依托于长输管线。截至2019年底，我国天然气干线管道总里程7.6×104km，为多气源、跨地区管输供气提供了强大的保障。但是，与地区经济发展水平相挂钩的管输天然气门站价格机制已运行多年，仍在发挥作用，新形势下，适应多气源供气格局的产供销体系尚未形成，定价机制有待完善。

不同于常规天然气，煤制天然气经煤转化的有效气高温甲烷化合成，在生产成本上处于先天劣势，气价成为管输煤制天然气关键的竞争力指标。管输煤制天然气定价不仅依赖于煤制天然气企业的生产成本，一定程度上还取决于设定供气目的地的管输价格。本文以为京津冀管输供气、设计产能40×108m3/a的内蒙古鄂尔多斯某煤制天然气项目为例，参考目前国内已投产的煤制天然气项目能效指标[2]，在保持项目财务内部收益率的前提下，测算了煤制天然气的成本价格。在此基础上，参照陕京四线，考虑储气库投资、储气库周转量等因素对管输价格进行综合测算，并参照其他的输气管线/定价机制对管输价格进行复核，验证此方法的科学性和合理性，以期从生产成本及管输成本管理方面，为在建或已投产运营的管输煤制天然气定价提供参考。

1 煤制天然气成本价格估算

煤制天然气项目具有重资产、高投入及长回收周期的特点。成本价格综合了煤炭、水、电等投入及主副产品等产出关键生产指标，既体现了上下游的整体收益，又反映了项目的市场竞争力。某40×108m3/a煤制天然气项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯大型化工园区，是内蒙古自治区“十三五”规划重点示范项目。按第三年建成投产，当年生产负荷达到设计能力的72%，第四年达到设计能力的92%，第五年达产，生产期15 a，计算期为18 a计算，在保证上游配套煤矿内部收益率10.12%（税前）、8.64%（税后）的财务指标前提下，按化工园区的调查数据，结合相关最新资料[3-4]，原材料、燃料及公用工程价格估算如表1所示。

表1 原材料、燃料及公用工程价格（含税价格）

按上下游一体化循环经济的思路，综合考虑过程中能量回收利用及各副产品的附加值，参照项目财务内部收益率11.72%（税前）、9.44%（税后）的经济指标，此煤制天然气项目的生产成本测算为1.65元/m3（含税）。

目前国内已投产运行煤制天然气项目主要有新疆庆华一期13.75×108m3/a煤制天然气项目、伊犁新天一期20×108m3/a煤制天然气项目、大唐克旗一期13.35×108m3/a煤制天然气项目及内蒙古汇能一期4×108m3/a煤制天然气项目（液化L N G汽运外销）[5]，生产成本含税价格分别为1.65元/m3、1.55元/m3、1.82元/m3及1.485元/m3，此项目生产成本定价位于合理价格范围内，既保证煤制天然气价格定位和企业基本经济收益，又具有一定的市场竞争力。

京津冀地区采暖期与非采暖期用气量存在近10倍的差异，采取淡季(非采暖期)调峰措施已势在必行。借助沿途管线设施调峰存在管输成本加大、调峰空间较小及具体实施困难等问题，因此主要依托煤制天然气企业增设下游处理装置，自行调节。考虑到周边地区较强的市场发展潜力，基于煤制甲醇与煤制天然气工艺流程相似、重叠度高、工艺调整最少、工艺匹配性最高、追加投资最少及内部收益拉高的调峰特点，此煤制天然气项目拟在一个系列上增设2×106t/a的甲醇调峰措施，既保持装置淡季的生产负荷，又在一定程度上增大了成本优势，提高了市场竞争力[6]。

2 煤制天然气管输价格测算

我国地域广阔，天然气跨地区供气主要以长途管输为主，煤制天然气管输价格受到管输定价机制、接口位置、并输管网、输气距离及目标市场等多重影响。随着国家石油天然气管网集团有限公司的挂牌成立，天然气长输管线会与油气公司脱离，重新整合，逐渐发挥出管输的最大效用。

2.1 参照陕京四线的管输价格测算

此煤制天然气项目具有良好的区域资源优势，可利用坑口煤炭就地转化，从煤炭运输上极大降低了原料成本，进而压缩了煤制天然气的生产成本；另外，此项目还有可依托的管输优势，项目距离陕京四线18#阀室接入点约30 km，并网混输便利；再加上京津冀广阔的市场空间，为实现项目上下游一体化提供可靠的保障。

陕京四线输气管从陕西靖边首站到北京高丽营末站全线长度1 274.5 km，此煤制天然气项目所产天然气自并入的陕京四线18#阀室到北京高丽营末站的输送长度约638 km。根据《陕京四线输气管道工程可行性研究》（2012版），陕京四线天然气平均管输费为0.63元/m3，考虑储气库周转量计入与不计入两种情况[7]，分别按以下3种情形以管输长度比（638 km/1 274.5 km）折算煤制天然气管输价格，结果如表2所示。

表2 参照陕京四线煤制天然气平均管输价格测算

3种情形：（1）项目建设期3 a，管线运营20 a，所得税后项目投资财务内部收益率10%，含储气库投资测算；（2）项目建设期3 a，管线运营20 a，所得税后项目投资财务内部收益率8%，含储气库投资测算（以情形（1）条件下管输费用水平的88%折算）；（3）项目建设期3 a，管线运营30 a，所得税后项目投资财务内部收益率8%，含储气库投资测算（以情形（2）条件下管输费用水平的86%折算）。

根据不同运营期及税后财务内部收益率计算，此煤制天然气项目使用陕京四线输送天然气，含储气调峰费用的情况下，最高管输价格为0.315元/m3，最为合理的管输价格为0.207元/m3。

2.2 参照其他输气管线的管输价格测算

为验证管输费价格测算的科学性及公正性，参照国家发改委管输费制定文件[8]，按管输长度比（638 km/1 274.5 km）折算管输价格费，具体如表3所示。

表3 中除了大唐克旗煤制天然气古北口－西沙屯干线管输价格较高不合理外，其他3种情况测算此煤制天然气项目的管输价格较为接近，间接证实了2.1节此煤制天然气项目管输价格测算方法的科学性和结果的合理性。因此，在现状下此煤制天然气项目使用陕京四线输送到京津冀地区正常的管输费应在0.207元/m3～0.315元/m3。根据《天然气管道运输价格管理办法（试行）》（发改价格规[2016]2142号）[8]，按照“税后全投资收益率8%、经营期30 a、考虑管道周转量因素、考虑储气调峰因素”的原则，此煤制天然气项目使用陕京四线管输价格取0.207元/m3，更接近当前跨地区天然气运输价格水平，且可依托京津冀主要输气管线，具有长期的管输稳定性，并为以后的扩产提供了广阔的空间[9-10]。

表3 参照其他输气管线/定价机制的管输价格测算

3 煤制天然气项目京津冀供气价格分析

此煤制天然气项目陕京四线管输价格范围0.207元/m3～0.315元/m3，在保证内部收益的财务指标时，生产成本价格为1.65元/m3，供气目的地统一按北京考虑，供气至北京门站合理价格应处于1.857元/m3～1.965元/m3，低于北京市现门站价格2.00元/m3和大唐克旗煤制天然气供应北京市门站价格1.97元/m3，在供气价格上略有优势。

近年，沿海港口L N G接收站陆续建成投用，为京津冀地区提供了另一气源供气，但由于进口L N G的价格持续较高及随市场波动较大的特点，在汽化并网供气时价格长期处于劣势，以汽运周边地区零星销售为主，很难在管输天然气格局中占据一席之地。以中国石化天津南港L N G接收站为气源的气态天然气成本价是2.15元/m3～2.5元/m3[11]，附加管输价格后供气价格明显高于北京门站价格及其他管输气源到京的供气价格，不会挤占管输煤制天然气在京津冀地区的发展空间。

随着“管住中间、放开两头”市场化改革政策的不断深入，管输天然气门站定价机制逐渐退出，管输天然气市场化定价机制随着改革进程日趋形成[12]，管输煤制天然气作为一支新生力量，将发展成为常规天然气有益且必要的补充气源。

4 结 语

4.1 煤制天然气历经十余年发展，已形成一定的规模。以典型的依托坑口煤炭资源的煤制天然气项目为例，在保证内部收益率、盈亏平衡点等财务指标下，按照上下游一体化工艺路线，可实现较好的经济指标；如增设甲醇合成等调峰装置，实现淡季饱和生产，生产成本价格将得到大幅度压缩，这将进一步提高煤制天然气的市场竞争力。

4.2 基于规模效益及输送成本，管输将成为煤制天然气的主要输气方式。以就近接口并网及以京津冀为目标市场的某40×108m3/a煤制天然气项目为例，遵守“税后全投资收益率、经营期、考虑管道周转量、考虑储气调峰”的原则，测算的管输价格处于合理范围之内，附加生产成本价格后，与其他气源相比仍略有优势，未来保持了良好的发展态势。

4.3 随着“管住中间、放开两头”政策改革及油气管网的独立经营，天然气上游资源端的开放与多元化将成主要发展方向，市场化的定价机制将成为天然气交易的主导，管输煤制天然气作为非常规替代性燃气，将在新的定价机制中扬长避短，在“多气并举”的天然气格局中占据一席之地。