1. 研究背景

淮南年产22亿Nm³煤制天然气项目由安徽省能源集团有限公司和中煤新集能源股份有限公司按80%：20%的股份共同开发。项目依托淮南地区丰富的煤炭资源、淮河水资源、安徽省天然气管网等有利条件，在安徽省淮南市新型煤化工基地（潘集区）投资建设。随着安徽省城镇化率的持续提高以及安徽省社会经济的快速发展，天然气的需求呈现快速增长，淮南煤制天然气项目的开发建设，对于满足全省工商业交通和人民生活用气的需要，对保障华东地区天然气供应具有重要意义。

淮南煤制天然气项目于2010年开始筹备，规划年产40亿Nm³/a（一期22亿Nm³/a），计划总投资300亿元，分两期工程实施：一期工程投资153亿元，年产天然气22亿立方米；全部工程建成后，该项目年产天然气40亿立方米。2014年拿到发改委的路条，2017年3月，国家能源局发布《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，该项目正式列为“十三五”新建项目，成为“十三五”全国五个新建煤制气项目之一。

2017年，中煤集团煤化工管理部与中煤新集公司共同针对项目用原料煤、煤气化工艺、甲烷化工艺、天然气市场及价格等四个关键因素深入开展专题优化研究工作，对项目形成初步评价意见如下：

（1）在目前煤炭价格和天然气门站价的情况下，项目经济性较差。虽然方案优化可使项目经济性有所改善，但效果仍不够理想。

（2）从中煤集团煤化工产业发展和布局来看，尚未涉足煤制天然气等能源领域。但项目主体合作方皖能集团具有当地天然气市场和输气管网优势，对中煤集团涉足煤制气领域、在华东地区布局新型煤化工是一个好的契机和切入点。

（3）可以考虑再引进新的项目合作方，如正在同一园区相邻厂址建设煤制烯烃项目的中国石化集团，探讨煤制烯烃项目与煤制天然气项目统筹优化建设的可能性，以进一步改善综合项目的经济性、降低项目投资风险、提高项目经济效益。

2018年3月，淮南市委市政府召集皖能集团、中石化中安联合煤化、中煤新集和淮南煤化工园区管委会，举行项目推进座谈会，协调交流项目合作建设事宜。正是在这一背景下，本文通过将煤制气项目与中安联合煤制烯烃项目公用工程整合、调整项目产品方案等方式，提高项目经济性，探讨优化的项目方案，供项目投资建设决策。

2. 煤制天然气项目基本情况

项目规模及产品方案：

该项目总规模40亿Nm³/a煤制天然气，其中I期22亿Nm³/a。

产品：煤制天然气；

副产品：硫磺8万吨/年，硫酸铵0.86万吨/年，液氩6万吨/年。

可研投资：

按照中国五环工程有限公司完成的可研，I期总投资151.88亿，包括铁路、码头、供电等。

厂区占地：

厂区占地2535亩（征地费用～16万/亩），铁路+运输走廊300多亩。铁路设置8股道、按照600万吨运输量考虑，在中安联合煤化工项目铁路专用线的西侧。

原料煤及水、电消耗量：

耗煤量：595万吨/年；

用水量：1109万吨/年；

用电量：7.7亿度（设置3台150吨的粉煤锅炉，自备发电机组发电量3.17亿度）。

可研中拟采用工艺技术：

气化拟采用SE东方炉；空分36.8万的需氧量（配置4套10万制氧规模的空分）；变换采用4系列绝热变换；净化采用2系列低温甲醇洗；基于路条中国产化的要求，甲烷化拟采用大连化物所技术。

3. 优化方案思路

3.1 主要优化内容

煤制气项目选址于2015年调整至淮南煤化工园区，毗邻中安联合煤制甲醇及转化烯烃项目（简称“中安项目”）。通过煤制气筹备处与中安联合公司进行对接，现对原五环工程公司完成的项目可研进行评估、投资优化及方案优化。主要围绕以下内容围展开。

Ø 由于煤制气项目与中安项目选址较近，与中安联合煤化工有限公司联合对部分公用工程进行优化、整合，降低投资，主要包括：码头、铁路、供水、供电、锅炉。

Ø 增加LNG调峰装置和战略储备设施。

Ø 在原可研基础上，根据2018年价格水平对工程投资进行调整、优化。

Ø 分方案进行技术经济测算，原料煤采用当地煤+中煤集团门克庆煤的50%：50%的配煤，投资分别按不整合与整合；流程分别按不设置和设置LNG战略储存装置；夏季和冬季价格分开计算。

Ø 在夏季非用气高峰期分出部分产能生产甲醇等化工产品。

3.2 优化方案描述

为便于对上述优化方案进行技术经济测算和比选，现归纳为5个方案进行：

方案1：工程量同原可研，根据目前市场价格及相关政策调整投资（不与中安公司整合，不设LNG）；

方案2：在原可研工程量基础上增设LNG液化和储存设施（不整合，设置LNG）；

方案3：在原可研工程量基础上部分公用工程与中安整合（整合，不设LNG）；

方案4：在原可研工程量基础上同时考虑与中安整合和增设LNG液化和储存设施（整合，设置LNG）。

方案5：在原可研工程量基础上考虑于酸脱装置后增设甲醇合成及甲醇精制装置，夏季非用气高峰期分出50%产能生产精甲醇（不整合，最终产品为精甲醇）。

4. 煤制气项目与中安项目部分公用工程整合

煤制气项目与中安项目的公用工程优化、整合，主要针对以下方面：码头、铁路、供水、供电、锅炉。

4.1 中安项目公用工程能力调研

（1）中安项目码头：中安联合港务作业区由散货码头、液体危险化学品码头和大件码头组成，散货码头主要承担分公司水路进厂煤炭的接卸任务，年吞吐量约290万吨；液体危险化学品码头主要承担水路进、出厂甲醇装卸任务，年吞吐量视分公司经营情况确定。

（2）中安项目铁路：中安热电厂运煤系统来煤由铁路敞车运输，卸煤系统采用单车翻车机进行卸车。按照近期中安项目进度，中安自建铁路不考虑共用。

（3）中安项目供水：中安一期已建供水装置 10万m³/d，V型池14万m³/d；预留二期4万m³/d设备安装位置。远期预留36万m³/d（可承担园区其他单位供水）。中安项目一期全厂实际新鲜水用水总量为2822～4037m³/h（67728～96888 m³/d）。

（4）中安项目供电：中安项目热电联产装置设发电机三台，发电装机容量 150MW（50MW×3），正常发电约 150MW。正常运行时项目用电量226 MW，外电网输入电量 76 MW；三台发电机停运时，需外网输入电量226MW，总变电站按此设计。

中安项目已建 220/110kV 总变电站一座，总变电站设220kV 配电装置一组，项目初期设180MVA，220/110kV变压器2台。

（5）中安项目锅炉：动力中心设置 4 台蒸发量为 465t/h 的煤粉锅炉和3 台 50MW 的双抽凝汽式工业汽轮发电机组。正常工况下，4 台锅炉运行，产汽除满足本项目各生产装置用汽量外，可发电 150MW，能满足本项目的大部分电力需求，不足部分的电力由外电网购入。设计时考虑当1台锅炉检修时，3台锅炉满负荷运行，可满足正常生产运行需要。中安项目正常运行工况（冬季正常工况，催化剂初期），9.3MPag等级蒸汽正常产量为1161.9t/h，其中用于发电蒸汽量为760.5t/h，工艺装置需求384.2t/h，损失17.2t/h；在3台锅炉满负荷运行时，富裕蒸汽233.1t/h，在4台锅炉满负荷运行时，富裕蒸汽698.1t/h。

4.2 煤制气项目与中安项目部分公用工程整合的可行性分析

（1）码头/铁路：中安公司已建有大件运输泊位码头1座，危险品运输码头1座，3座100万吨的煤炭散货码头。由于码头属于稀缺资源，除大件运输码头和危险品运输码头可以共用外，煤炭运输码头由煤制气项目自建；中安项目铁路专用线为100万吨/年，煤制气项目铁专线为600万吨/年，双方已分别设置，可各自建设，必要时共用。

（2）供水：中安项目一期已建供水装置 10万m³/d，V型池14万m³/d；预留二期40000m³/d设备安装位置。远期预留36万m³/d（可承担园区其他单位供水）。中安项目一期全厂实际新鲜水用水总量为2822～4037m³/h，折合67728～96888m³/d。

煤制气项目新鲜水用量1300～1427m³/h，折合31200～34248m³/d。从水量看，与中安项目供水可考虑整合，煤制气项目新上40000m³/d的供水设备，占用中安二期的预留量，中安二期到时可与远期预留统筹考虑。

（3）供电：中安项目总变设置按项目最大用电负荷设置，无足够余量，故煤制气项目需自建外网供电设备。两个项目锅炉可考虑整合，从安全生产角度，建议热电系统保持相对独立性；煤制气项目考虑到蒸汽平衡，原可研热电部分的发电机组建议保留。两个项目的外网能否共用需要与供电公司协调并进一步的论证，暂不研究。

（4）锅炉：中安项目动力中心设置 4 台蒸发量为 465t/h 的煤粉锅炉和3 台 50MW 的双抽凝汽式工业汽轮发电机组；设计时考虑当1台锅炉检修时，3台锅炉满负荷运行，可满足正常生产运行需要。

中安项目各装置9.8MPag等级蒸汽正常用量384.2t/h（设计煤种冬季工况初期），最大用量428.9t/h（校核煤种冬季工况末期），三台50MW发电机组满负荷运行时高压蒸汽用量为760.5t/h，适当考虑蒸汽损失（15～20t/h）。

煤制气项目9.8MPag等级蒸汽正常用量237.2t/h（正常运行工况），最大用量958.6t/h（开车工况，主要在甲烷化废锅产出蒸汽前驱动空分透平）。从配置看，两项目正常运行时，中安动力中心4炉运行完全能满足两项目用汽要求，3炉运行可适当减少自发电量，由外网下电补足；煤制气项目开车用气量大，若中安项目正常运行，须动力中心4炉满负荷运行，中安项目适当减少自发电量。因此，两项目锅炉系统可考虑整合，自中安动力中心引一股9.8MPag蒸汽，管线尺寸按正常237.2t/h，最大958.6t/h设计。

（5）其他：煤制气项目可依托中安项目的辅助生产设施有：环境监测站、气体防护站、消防站、泡沫消防站、中央化验室、维修设施、辅助储存设施（仓库）、预组装设施、服务性工程。

5. 投资调整

在原可研投资估算基础上，按2018年价格水平对投资细项进行调整；另考虑与中安公用工程整合、增设LNG战略储备方案以及新增甲醇调峰方案。

5.1 方案1：保持原可研工程量、调整投资

在保持原可研项目工程量的前提下，根据2018年的价格水平及相关政策，对原可研投资进行调整。调整后的建设投资为1429004万元（含增值税）。

5.2 方案2：与中安项目部分整合后的投资调整

在原可研投资估算基础上，根据2018年的价格水平相关政策进行调整，并考虑与中安公用工程及部分辅助设置的整合。调整后的建设投资为1360037万元（含增值税）。与中安的整合包括以下几个方面：

5.2.1 工程费用的调整

供水：煤制气项目与中安项目共用V型池，在原可研投资基础上取消“原水净化”、“厂外输水管线（含取水泵站）”两项，投资减少0.65亿；

锅炉和除盐水站：热电锅炉与中安共用，取消3台150t/h锅炉，投资减少3.58亿；增加超高压蒸汽管路DN500，材质15CrMo，壁厚50mm，长度约5km，投资增加1.80亿；除盐水站规模减小减少投资约0.36亿。

辅助生产设施共用后可减少投资3.28亿。

土地占地减少：取消供水、锅炉和部分辅助生产设施后，粗估占地减少约350亩，按照每亩16万元，可减少投资0.56亿元。

固体储运：取消锅炉后，燃料煤储运可减少投资粗略估计约0.13亿。

上述工程费用调整总计减少：6.77亿

5.2.2 二三类费用的调整

（1）原可研甲烷化采用大连化物所国产技术，考虑到大连化物所技术尚未工业化，本次技术经济测算甲烷化暂按进口技术考虑。调整如下：

原可研甲烷化装置投资（含空冷器）10.815亿，暂不调整；技术转让费原可研1000万，进口技术按3000万。

（2）由于上述工程费用的变化，将带来二、三类费用的变化，按照工程费用占建筑投资的85%来进行估算，由于5.2.1条工程费用的变化将使二、三类费用减少1.02亿。

综上，通过与中安项目整合，建设投资减少共计：7.58亿。

5.3 设置LNG液化及储存方案

5.3.1设置方案

国家发改委、国家能源局于2018.04.26日发布的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》要求，供气企业应当建立天然气储备，到2020年拥有不低于其年合同销售量10%的储气能力，满足所供应市场的季节（月）调峰以及发生天然气供应中断等应急状况时的用气要求。

据此，在煤制天然气基础上，拟考虑一部分产能设置LNG液化和储存设施，用作季节调峰和战略储备。LNG装置用于季节调峰，根据需要冬季出售或冬季气化后输入管网。由于冬季（11月～3月）天然气需求量大、价格较高，故全年8000h尽量集中在冬季运行，夏季检修：冬季运行时间按3600h，夏季运行时间按4400h计。

液化规模初步选择150万Nm³/d天然气，可将22.7%产能用作液化、储存，由于存储过程中有20%气化返回气相，储存装置实际储存量占该项目总产能的18.2%，达到意见要求的10%以上。参考目前国内国际有业绩的装置规模，储存规模选择2台20万m³的低温LNG储罐，配套LNG装车站和LNG气化装置。

5.3.2投资估算：

LNG液化：工程费估算2.08亿，包括1套150万Nm³/d的天然气液化装置。

LNG储存：工程费估算14.20亿，包括2台20万立全包容LNG储罐（含桩基）、LNG输送泵、BOG压缩机、汽化器及LNG汽车装车设施等范围内的设备、管线、电气、仪表控制系统，水电气等公用工程供给设施、火炬等辅助设施依托全厂。

土地使用费：增加LNG液化、储存装置，初步计算占地增加约126亩，按照每亩16万元，增加投资0.20亿元。

以上共计16.48亿元。

5.3.3项目建设投资调整：

增设LNG液化及储存设施后，项目建设投资调整如下。

方案3：在原可研工程基础上：建设投资由1429004万元（含增值税）增加至1593804万元（含增值税）。

方案4：同时考虑与中安部分公用工程整合：建设投资由1360037万元（含增值税）增加至1524837万元（含增值税）。

5.4 方案5：夏季50%产能生产甲醇方案

为提高煤制气项目效益，建议夏天用气低谷峰期部分产能用于生产甲醇。

甲醇合成装置设置方案：

本项目酸脱及下游甲烷设置两个系列，自一系列酸脱后净化合成气管道设置支路，至新增甲醇合成装置，即夏季分出50%产能合成甲醇，甲醇装置规模200万吨/年MTO级甲醇；同步调整蒸汽平衡和热电配置。

主要新增或调整设备清单：

夏季甲醇装置运行燃料煤和公用工程消耗量变化：

与生产天然气工况相比，夏季甲醇装置运行时，公用工程消耗量变如下：

因高压蒸汽耗量增加，燃料煤耗量由31.2t/h增加至60.3t/h。

停用单系列甲烷化及下游天然气压缩/干燥减少用电，用电量减少1067kW；增加甲醇合成（含精制），用电量增加400kW；热电站用电量增加15000kW。

停用高压蒸汽10MW汽轮发电机组，减少发电量6800kW；增设40MW中压蒸汽余热发电机组，增加发电量39400kW；低压蒸汽余热发电配置不动，发电量减少12800kW。

增加甲醇合成催化剂，初装量400t，3年更换1次，厂家回收。

全年产品产量调整：

夏季按4400h，冬季按3600h计，仅夏季生产甲醇，全年产品与副产品产量变化如下：

SNG：15.95亿Nm²/a；

MTO级甲醇：110万t/a。

占地调整：

增设甲醇合成及热电占地调整，预估如下：

甲醇合成装置（含甲醇精制及蒸汽过热炉）：增加35000m²；

热电中心配置调整：增加10000m²。

投资变化：

甲醇合成：工程费估算7.2亿，包括200万t/a规模的甲醇合成、甲醇精制装置及用于过热甲醇装置副产中压蒸汽的蒸汽过热炉；甲醇合成技术转让费增加4200万元。

热电中心：锅炉能力增加，投资增加1.4亿；增设1台40MW的余热发电机组，投资增加0.73亿。

土地使用费：初步计算占地增加约67.5亩，按照每亩16万元，增加投资1.08亿。

以上共计10.83亿元。

项目建设投资调整：

增设甲醇合成装置后，项目建设投资调整如下。

在原可研工程基础上：建设投资由1429004万元（含增值税）增加至1537304万元（含增值税）。

6. 技术经济分析

6.1 技术经济测算基准

在原可研技术经济测算基础上，测算基准调整如下，其他基准同原可研。

1、投入物价格

原料煤，采用本地煤50：门克庆煤50的混配煤

按近期价格 567元/吨(不含税价)      658元/吨(含税价)

增值税率由17%调整至16%

超高压蒸汽    105元/吨(不含税价)  115元/吨(含税价)

增值税率按10%

注：超高压蒸汽按成本价，折合燃料煤及锅炉电耗

2、产品及副产品价格

天然气 （按工商业用气价格考虑）

（1）夏季

2.62元/m³(不含税价)    2.88元/m³(含税价)

注：夏季天然气价格按照安徽省各市终端用户加权平均价格3.12元/m³(含税价)，管输费用按0.24元/ m³考虑；增值税率为10%。

（2）冬季

2.90元/m³(不含税价)    3.19元/m³(含税价)

注：冬季天然气价格在夏季价格基础上上浮10%，终端用户加权平均价格3.43元/m³(含税价)，管输费用按0.24元/ m³考虑；增值税率为10%。  

LNG

（1）夏季，按业内预测市场价：（增值税率按10%）

4091元/吨(不含税价)      4500元/吨(含税价)

（2）冬季，参考2017年6月至2019年5月冬季/夏季平均售价的规律，在夏季价格的基础上上浮50%：（增值税率按10%）

6136元/吨(不含税价)      6750元/吨(含税价)            

MTO级甲醇     

经调研国内甲醇市场价格，近期华东地区精甲醇出厂价在3000元/吨（含税价）以上，MTO级甲醇暂定2500元/吨（含税价，增值税率按16%）：

2155元/吨(不含税价)      2500元/吨(含税价)

硫磺       

690元/吨(不含税价)      800元/吨(含税价，增值税率16%)

液氩       

603元/吨(不含税价)      700元/吨(含税价，增值税率16%)

3、职工工资及福利费

参考中安公司，人均年工资及福利费由原可研的10万元调整至15万元。

4、贷款利率调整

中长期贷款年利率由原可研中的5.4%调整为4.9%，短期贷款年利率由4.85%调整为4.35%。

5、投资

建设投资和总投资在原可研基础上按2018年价格水平及最新政策调整。

注：

方案1：工程量同原可研，根据目前市场价格及相关政策调整投资（不整合，不设LNG）；

方案2：在原可研工程量基础上增设LNG液化和储存设施（不整合，设置LNG）；

方案3：在原可研工程量基础上部分公用工程与中安整合（整合，不设LNG）；

方案4：在原可研工程量基础上同时考虑与中安整合和增设LNG液化和储存设施（整合，设置LNG）。

方案5：在原可研工程量基础上考虑于酸脱装置后增设甲醇合成装置，夏季非用气高峰期分出50%产能生产甲醇（不整合，增设甲醇合成）。

6、季节因素

夏季和冬季分开计算，最终全年综合，夏季运行时间按4400h，冬季运行时间按3600h。

6.2 技术经济分析

投资与部分测算基准调整后，分方案进行技术经济测算，其中LNG按夏季储存、冬季出售计算，暂不考虑战略储备价。

方案1至方案4重要经济指标对比如下：

表4.3-1 方案1至方案4重要经济指标对比（LNG按冬季价）

方案1，在保持原可研工程量的前提下，按目前价格水平，冬季、夏季分开测算，投资财务内部收益率（税后）为9.74%，接近中石化集团公司项目投资基准收益率（10%）。方案3是在方案1基础上考虑与中安部分公用工程及辅助设施整合，共节省投资7.58亿；整合后取消锅炉，所需的高压蒸汽由中安锅炉提供，蒸汽成本按中安增加的燃料煤和电耗折算，计算投资财务内部收益率（税后）增加至10.57%，达到中石化项目投资基准收益率（10%）。

方案2与方案4是分别在方案1与方案3基础上增设LNG储备，可将18.2%产能以LNG型式储存，用于季节调峰，冬季对外出售。参考2017年安徽省LNG夏冬季的变化规律，LNG冬季售价在夏季售价基础上上浮50%，计算方案2与方案4的投资财务内部收益率（税后）可进一步增加至10.61%和11.35%。

基于近期的市场价格水平，煤制气项目经济效益欠佳，为进一步提升整个项目的经济效益，方案5考虑夏季非用气高峰期分出部分产能生产甲醇的柔性方案。增设甲醇合成装置规模为200万吨/年，夏季运行，年产MTO级甲醇110万吨，甲醇售价按2500元/吨（含税）；增加投资共10.83亿，燃料煤消耗增加6.6万吨/年。

综合考虑增加投资与收益，增设甲醇合成装置的柔性方案的可明显地提高项目总体效益，并能与中安公司的煤制烯烃项目相配套，生产的甲醇供给中安公司生产烯烃。而且整个煤制气装置的灵活性增加，可根据市场行情和政策要求切换产品。

7. 结论及建议

（1）天然气冬夏季售价分开计算，全年负荷尽量集中在冬季，项目投资财务内部收益率（税后）为9.74%，接近10%的基准；与中安项目进行部分整合后，项目投资财务内部收益率（税后）提升至10.57%。

（2）按国家相关政策增设LNG储备，用于季节调峰；与管道气价格受管制相比，LNG的售价受市场供需影响更大，冬季价格上涨明显；在原可研基础上，增设LNG储备可提升项目投资财务内部收益率（税后）至10.61%。

（3）增设甲醇合成的柔性方案，在当前价格体系下，能明显提升项目综合效益，项目投资财务内部收益率（税后）至11.82%。

（4）考虑当前价格水平，单纯的新建SNG项目无法达到10%的基准收益率，建议考虑与中安部分公用工程整合和增设LNG储备方案，另外增设甲醇合成的柔性方案也是提升项目综合效益的有效途径。