煤炭地下气化制液化天然气技术经济性分析
摘 要：为了核算煤炭地下气化制液化天然气(UCG-LNG)技术的经济可行性，在试验数据的基础上，以年产液化天然气2亿m3的UCG-LNG项目为例，计算了项目的总投资额，以及工程费用和天然气生产成本的构成及各项占比，并分析了项目的敏感性。结果表明，项目总投资约18.7亿元，总投资的88.3%为工程费用，而在工程费用中，空分设备、煤气净化设备以及天然气液化设备的总费用占比高达69.5%；在天然气销售价格为3.21元/m3时，整个项目的税前内部收益率(IRR)为10.90%，投资回收期为9.85 a(含3 a建设期)，经济上可行，敏感性分析得出天然气销售价格对项目IRR的影响最大。
关键词：煤炭地下气化；液化天然气；税前内部收益率；敏感性分析
0 引 言
近年来，我国经济快速发展，人们能源环保意识不断提高，作为洁净燃料的天然气在我国一次能源消费中的占比也不断提高[1]。但是，我国的天然气资源稀少，“富煤、贫油、少气”是我国的能源结构特点，天然气进口量逐年攀升[2]，为了减缓天然气的进口依赖，国家能源局初步规划到2020年我国煤制天然气项目的产能要达到500亿m3以上[3]。蔡东方等[4]分别从有效气含量及组成、下游产品需要、下游变换工段需要、环保、投资等方面对比分析了国内已工业化生产的Lurgi、BGL(British gas/lurgi)、U-Gas、GSP(GAS schwarze pumpe)、Texaco等5种气化技术，认为以褐煤为原料进行BGL碎煤熔渣气化制取合成天然气的原料气具有明显优势；孙小涛等[5]结合我国天然气市场现状和技术进展，阐述了煤制天然气项目的发展动态和产业特点，论证了典型的碎煤固定床加压气化制天然气项目的经济可行性，认为我国天然气供需矛盾突出，对外依存度大，利用丰富的煤炭资源生产天然气技术路线成熟且经济可行，但也受到诸多因素制约，需要在国家能源规划下适度、有序发展。当前，关于地面煤气化制天然气的技术及经济可行性的研究比较多[6-7]，煤的地面气化需要将煤开采出来再进行气化，对环境影响较大，在环保压力日益增大的情况下，煤的清洁利用技术是未来发展的重点方向。煤炭地下气化制液化天然气技术，是利用丰富的煤炭资源，将难开采、低质或矿采不经济的煤层转化为煤气，再合成天然气，具有安全性好、污染少、投资少、成本低、效率高等优点，具有很大的发展潜力。当前，世界上多个国家正探索煤炭地下气化的商业化运行，我国也从20世纪开始进行煤炭地下气化试验[8]，已取得了很大进展，正在尝试商业化运行[9]，但鲜见相关技术的经济性分析。笔者在乌兰察布地下气化试验数据的基础上[10-12]，核算年产液化天然气2亿m3的地下气化制液化天然气项目的经济效益，并对敏感性进行分析，为地下气化制天然气的商业化道路提供基础分析。
1 工艺流程
本项目以煤为原料，采用无井式煤炭地下气化生产的粗煤气经过煤气净化和甲烷化后制取液化天然气(UCG-LNG)，工艺流程如图1所示。分别来自空分和CO2压缩的O2和CO2与原料煤(即地下原始煤层)在地下气化炉内发生气化反应，生成的粗煤气输送至地面后，经过煤气预处理和净化，调整其中的H2、CO比例，再进入甲烷化合成装置，生成的粗合成天然气经过液化获得液化天然气。涉及的工艺装置包括空分装置(包括煤气化开车贯通用空气压缩机和气化用CO2压缩机)、地下煤气化装置(即地下气化炉)、煤气预处理和压缩装置、净化装置(包括制冷装置)、甲烷化装置、天然气液化装置、硫回收装置。
图1 UCG-LNG工艺流程
Fig.1 UCG-LNG process flow
2 技术经济分析
2.1 基本参数及条件
1)气化方式及工艺。本次分析采用无井式煤炭地下气化。根据乌兰察布地下气化试验，气化剂(O2+CO2)氧体积分数在60%以上时，煤气的有效组分(CO、H2、CH4)含量较高，H2/CO体积比为3～4，比较适合甲烷合成工段要求。综合考虑成本、合成要求、水蒸气能耗等方面情况，结合甲烷合成气生产工艺实际，采用氧气浓度60%～65%的CO2富氧作为气化剂。
2)煤层地质及原料煤。乌兰察布察哈尔右翼前旗弓沟煤田地质条件及相关数据为本次地下系统成本计算的基础。气化区域内煤层埋深在260～300 m，煤层厚6.24～14.15 m，平均11.93 m，较平缓，拟气化煤层以特厚煤层为主，煤层结构极复杂，含矸4～8层，夹矸厚度0.20～1.57 m，煤层上下含水层与拟气化煤层无直接联系，煤层顶底板岩性主要为炭质泥岩、粉砂质泥岩，隔水性较好。
试验用煤的煤质分析、煤气组分以及气化指标见表1～3。
3)天然气销售价格的确定。随着清洁燃气的天然气迅猛发展，各地对天然气需求量激增，作为本项目潜在目标市场的山西大同、河北张家口、北京、天津及所辖市县对天然气需求量的不断增加，天然气供应缺口将逐步扩大，为本项目的产品市场提供了潜在的市场空间。目标市场的天然气价格见表4。综合考虑，本次分析的拟建项目生产的天然气销售价格按3.21元/m3(标准状况下，下同)进行财务核算。
表1 煤质分析
Table 1 Coal quality analysis
表2 O2/CO2气化煤气组分
Table 2 Coal gas composition in the O2/CO2 gasification test
表3 气化指标
Table 3 Gasification indexes
注：煤气均在标准状况下。
表4 目标市场的天然气销售价格
Table 4 Natural gas sales price in target markets
4)其他。借鉴前期进行的O2/CO2地下气化单元炉试验，利用地下气化煤气制液化天然气，年产液化天然气20 660万m3的项目，年耗煤量为118.96万t，年运行时间8 000 h。原材料及设备采用近期市场价格，增值税率为17%，城乡建设维护税及教育附加费分别取增值税的5%，天然气销售价格按3.21元/m3(含税)，增值税率按13%，企业所得税按25%考虑。
经济计算期暂定为18 a，其中包括3 a建设期，在3 a建设期内，建设投资每年按20%、40%、40%比例投入，项目投产后的生产负荷第1年按60%，第2年按80%，其余各年均按100%计算，流动资金随生产负荷逐步投入使用。
2.2 财务评价结果
通过计算可知，投产后满负荷运行需同时气化8个O2/CO2地下气化单元炉(前期试验同等规模)，气化煤炭118.96万t/a，可产煤气16.3亿m3/a，用于合成甲烷，实现年产2亿m3液化天然气。
该项目的财务评价结果表明，静、动态指标较好，全投资财务内部收益率(IRR)为10.90%(税前)，大于基准收益率，表明具有一定的盈利能力；全投资财务净现值为9 747万元(税前)，投资回收期税前为9.85 a(含建设期3 a)，效益较好，抗风险能力强。
3 风险分析
3.1 投资构成
该项目的建设总投资约18.7亿元，其中88.3%为工程费用，包括主要生产项目、辅助生产项目、公用工程、服务性工程、地基处理、厂外工程、特定条件下的费用、安全生产、备品备件等费用，其中，主要生产项目和辅助生产项目费用分别占52.5%、33.3%。主要生产项目构成见表5。
与地面煤气化制天然气项目动辄几十上百亿元的投资相比，地下气化制液化天然气项目总投资小，周转灵活。工程费用中占比较大的前3项为空分装置(包含CO2压缩装置)、煤气净化装置以及天然气液化装置，不同于地面煤气化制天然气项目，气化装置这部分占比相对较小。
表5 主要生产项目的费用构成及占比
Table 5 Investment composition and proportion of major production items
3.2 天然气生产成本构成
通过费用分摊，煤炭地下气化制液化天然气的成本构成见表6。
地下气化制液化天然气的生产成本与地面气化制天然气相比略高[7]，成本中占比较大的依次为电力、设备折旧、燃料煤和原料煤，合计占比74.30%。
表6 天然气生产成本构成及占比
Table 6 Cost composition and percentage of natural gas
3.3 敏感性分析
在分析经济性的基础上，采用单参数值的敏感性分析法进一步对项目IRR的影响进行计算，选取的变动因素有天然气销售价格，建设投资，天然气年产量，原料、燃料及动力投入，结果见表7。各因素变化率与IRR变化率的关系如图2所示。
表7 敏感因素对IRR及其变化率的影响
Table 7 Effect of sensitive factors on IRR and its change rate
图2 影响因素变化率与IRR变化率的关系
Fig.2 Relationship between the change rate of influencing factors and the change rate of IRR
各因素共同决定着项目的盈利能力(以IRR的高低体现)，但各因素变化率对IRR变化率的影响不同。由表7和图2可知，随着天然气销售价格变化率的升高(即天然气销售价格升高)，IRR的变化率显著提高(即IRR升高)，项目的盈利能力增强，投资回收期缩短；随着项目建设投资变化率的升高，项目投资额会增加，IRR的变化率降低(即IRR降低)，项目的盈利能力降低会导致投资回收期延长甚至投资亏损。天然气年产量的变化率和原料、燃料及动力投入的变化率虽然对IRR变化率亦有影响，但与天然气销售价格的变化率和建设投资的变化率相比，影响力相对较弱。
当影响因素变化率均为10%时，天然气销售价格、建设投资、天然气年生产量、原料、燃料及动力投入的变化引起IRR的变化率分别为25.50%、-14.68%、18.17%、-8.44%，敏感系数分别为2.56、1.47、1.80、0.84，天然气销售价格对该项目的内部收益率的敏感性最强，原料、燃料及动力的投入对其影响最小。
3.4 临界点分析
在分析敏感性的同时，对影响因素的临界点进行计算，在其他影响因素不变的情况下，天然气销售价格的临界点为3.2元/m3，建设投资临界点为196 983万元，天然气年产量临界点为19 751万m3，原料、燃料及动力投入的临界点为24 129万元，一旦突破临界点，项目的内部收益率将等于或低于基准收益率10%，盈利能力被极大弱化，从经济性上来讲，投资的意义不大。
4 结 论
1)在乌兰察布煤炭地下气化试验的基础上，年耗煤118.96万t的煤炭地下气化制液化天然气项目投资回收期税前为9.85 a(含建设期3 a)，财务净现值为9 747万元(税前)，说明在保证项目可实现预定的收益率外，还能获得超额收益；税前内部收益率为10.90%，高于基准收益率。
2)该地下气化制液化天然气项目的总投资中以工程费用占比较大，主要生产设备中以空分设备、煤气净化设备和液化天然气设备的费用占比较大，不同于地面气化制天然气项目的是气化设备的费用占比较小；在液化天然气的生产成本构成中，电力、设备折旧和煤的费用占据总成本的74.3%。
3)通过对项目敏感性分析，说明项目具有一定的盈利能力和抗风险能力，经济效益较高，因此，从经济角度看该项目完全可行。天然气的销售价格对项目经济指标的敏感性最强，在目前的天然气供需状况下，天然气销售价格仍有上涨空间，地下气化制液化天然气项目具有较好的发展前景。
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Technical and economic analysis of underground coal gasificationcombined synthetic liquefied natural gas
Abstract:In order to analyze the economic feasibility of the technology of underground coal gasification combined synthetic liquefied natural gas (UCG-LNG),based on the experimental data,taking the UCG-LNG project with an annual output of 200 million cubic meters LNG as example,the project's total investment,items and percentage of each item in the engineering cost and LNG production cost were calculated,and the project's sensitivity was analyzed.The results showed that the total investment was about RMB 1.87 billion,of which 88.3% was engineering fee,while in the engineering fee,the total investment of air separation equipment,coal gas purification equipment and equipment of liquefied natural gas was up to 69.5%.In the condition of the LNG sale price was 3.21￥/m3,the project's pre-tax internal rate of return (IRR) was 10.90%,the investment recovery period was 9.85 years (including 3 years of construction period),it was economically feasible.Sensitivity analysis showed that the LNG's sales price had the most evident influence on the project's IRR.
Key words:underground coal gasification;liquefied natural gas;pre-tax internal rate of return;sensitivity analysis
中图分类号：TD84；TE665.3
文献标志码：A
文章编号：1006-6772(2017)01-0042-06
收稿日期：2016-08-29；责任编辑白娅娜
DOI:10.13226/j.issn.1006-6772.2017.01.008
引用格式：潘 霞，李金刚，赵 娟,等.煤炭地下气化制液化天然气技术经济性分析[J].洁净煤技术，2017，23(1)：42-47.
PAN Xia,LI Jingang,ZHAO Juan,et al.Technical and economic analysis of underground coal gasification combined synthetic liquefied natural gas[J].Clean Coal Technology，2017，23(1)：42-47.
