年产煤制天然气35亿nm3项目投资可行性研究报告.doc

煤制天然气项目

年产煤制天然气35亿Nm3 项目

项目建议书

目 录
1 项目建设的目的和意义 4
1.1 概述 4
1.1.1 项目名称、项目单位、企业性质及法人 4
1.1.2 建设单位基本情况 4
1.1.3 项目提出的背景 4
1.1.4 项目投资的必要性、意义 5
1.1.5 项目建议书编制的依据、指导思想和原则 7
1.2 研究范围 8
1.3 研究结论 8
2 市场预测分析 9
2.1 产品用途 9
2.2 中国天然气市场前景分析 9
2.2.1 我国天然气需求回顾 9
2.2.2 我国天然气需求展望 10
2.2.3 我国天然气供应前景分析 10
2.3 产品销售的初步预测，竞争能力分析 16
2.4 价格初步预测预测 16
3 建设规模和产品方案 17
3.1 建设规模和产品方案 17
3.1.1 建设规模 17
3.1.2 产品方案 17
3.1.3 产品质量指标 17
3.2 项目产品方案符合有关政策的要求 17
3.2.1 项目符合国家行业发展的相关政策 17
3.2.2 项目符合行业发展规划的要求 18
3.2.3 项目符合技术政策的要求 18
3.3 生产规模的初步分析 19
4 工艺技术方案 20
4.1 工艺技术方案的选择 20
4.1.1 原料路线的选择 20
4.1.2 煤气化工艺技术 20
4.1.3 空气分离 33
4.1.4 变换 35
4.1.5 酸性气脱除 41
4.1.6 硫回收 50
4.1.7 甲烷化工艺技术 4
4.2 工艺流程和消耗定额 10
4.2.1 工艺流程概述 10
4.3 自控方案与信息控制系统 12
4.3.1 自控的设计范围 12
4.3.2 自控水平和主要控制方案 12
4.3.3 仪表类型的确定 13
4.4 标准和规范 16
4.4.1 工艺系统与管道专业 16
4.4.2 设备专业 16
4.4.3 电气专业 17
4.4.4 自控专业 17
5 原材料、辅助材料及燃料和动力供应 18
5.1 主要原材料、辅助材料、燃料的种类、规格、年需用量及来源 18
5.2 动力消耗和供应 18
6 厂址选择和建厂条件 19
6.1 建设地点的自然条件和社会经济条件 19
6.1.1 自然条件 19
6.1.2 当地气象条件 21
6.1.3 社会经济条件 22
6.1.4 供热 22
6.2 厂址方案 23
6.3 厂址方案选择的初步意见 23
7 公用工程和辅助设施初步方案 24
7.1 总图运输 24
7.1.1 总图布置 24
7.1.2 竖向布置 24
7.1.3 厂内绿化 25
7.1.4 工厂运输 25
7.1.5 货物运输方案的确定 25
7.2 中心化验室 26
7.3 土建 26
7.3.1 设计主要依据 26
7.3.2 建筑设计 26
7.3.3 结构设计 27
7.4 给排水 28
7.4.1 设计范围及采用标准 28
7.4.2 给水系统 28
7.4.3 循环冷却水系统 29
7.4.4 消防给水 29
7.4.5 排水系统 30
7.5 供电及电信 32
7.5.1 供电 32
7.5.2 电信 33
7.6 供热 33
7.7 空压、冷冻 33
7.7.1 空压站 33
7.7.2 冷冻站 33
7.8 贮运设施 34
7.8.1 煤的贮运技术方案 34
8 环境保护 35
8.1 设计所执行的环保法规和标准 35
8.1.1 环境质量标准 35
8.1.2 污染物排放标准 36
8.2 主要污染源及污染物及处理措施 37
8.2.1 废气污染源及污染物排放 37
8.2.2 废水污染源及污染物排放 37
8.2.3 固体废弃物排放 37
8.2.4 噪声 37
9 工厂组织和劳动定员的估算 38
9.1 本项目设置的岗位 38
9.1.1 生产岗位 38
9.1.2 公用工程岗位 38
9.1.3 辅助生产岗位 38
9.1.4 管理岗位 38
9.2 工厂体制及组织机构 38
9.2.1 工厂体制 38
9.2.2 组织机构 38
9.3 劳动定员的估算 39
10 项目实施进度计划 40
10.1 项目建设周期规划 40
10.2 实施进度规划 40
11 投资估算和资全筹措方案 42
11.1 投资估算 42
11.1.1 建设投资估算 42
11.1.2 固定资产投资方向调节税估算 43
11.1.3 建设期贷款利息计算 43
11.1.4 固定资产总投资估算 43
11.1.5 流动资金估算 43
11.1.6 项目总投资 43
11.1.7 报批项目总投资 43
11.2 资金筹措 44
11.2.1 资金来源 44
11.2.2 资金运筹计划 44
12 经济效益和社会效益的初步评价 45
12.1 产品成本和费用估算 45
12.1.1 成本和费用估算依据及说明 45
12.1.2 生产成本和费用估算 46
12.2 财务评价 46
12.2.1 财务评价的依据及说明 46
12.2.2 主要计算报表 47
12.2.3 财务盈利能力分析 47
12.2.4 项目清偿能力分析 48
12.2.5 不确定性分析 48
12.3 社会效益分析 48
13 结论与建议 51
13.1 结论综述 51
13.1.1 符合国家产业政策 51
13.1.2 项目符合技术政策的要求 51
13.1.3 经济效益较好 52
13.1.4 结论 52
13.2 建议 52

4

1 项目建设的目的和意义
1.1 概述
1.1.1 项目名称、项目单位、企业性质及法人
项目名称：煤制天然气项目
建设地点：
项目单位：能源控股有限公司
企业性质：股份有限公司
企业法人代表：
1.1.2 建设单位基本情况
1.1.3 项目提出的背景
随着社会经济的持续高速发展，以经济总量衡量，中国已经成为世界第二大国，仅次于美国。与此同时，中国能源消费也持续增长，目前能源消费量也仅次于美国，列世界第二。
2010年，中国汽车生产、销售量均超过1800万辆。已经变成世界上最大的汽车市场，车用液体燃料需求强劲。
中国是世界上最大的二氧化碳排放国，节能减排，洁净煤转化收到政府关注。
中国作为最大的人口国和新兴市场，城市化进程对清洁能源需求巨大，2010年全年表观消费量将达1051亿立方米，供需缺口将达121亿立方米。
伴随着经济的持续增长，中国的能源消费与石油对外依存度不断上升。自1993年起，中国的石油进口量首次超过了出口量，成为石油净进口国。到2009年，我国原油进口超过2亿吨，对外依存度超过50%
2010年全年我国天然气产量为930亿立方米，而表观消费量将达1051亿立方米，供需缺口将达121亿立方米。
根据中石油人士预计，我国天然气市场需求2020年将达到3500-4000亿立方米。
1.1.4 项目投资的必要性、意义
1.1.4.1 项目投资的目的
多年来以卓越的管理著称于热电行业，为长三角地区的经济发展做出了突出的贡献。但是，随着城市建设的突飞猛进，大部分热电厂地处城区，影响到了城市的发展。面临节能减排的压力日益严重，燃煤热电厂的搬迁改造已经变得势在必行。
煤制天然气项目，将依托保利协鑫开发成功的印尼煤矿和煤码头项目，在煤源煤种和价格保持稳定的基础上，借助煤码头的优势，直接高效清洁地转化成天然气，利用天然气管道输送至苏州地区几个燃机电厂使用，对苏州市的节能减排将发挥极大的作用。
目前，在苏州工业园区的蓝天燃机热电机组采用的两套9E联合循环机组装机容量360MW，投运五年来运营状况良好，最大年用天然气量约5亿立方米。苏州工业园区北部燃机项目也已通过可研审查。包括太仓、昆山和常熟等地拟进行的燃煤机组改造成燃气轮机热电联供机组，预计2015年以前用于电厂的煤制天然气年需要量达35亿立方米。
1.1.4.2 项目投资的意义
1） 社会需求方面
随着我国城市化进程的继续推进，对天然气的需求量将持续攀升。面对气候变化恶劣给人类带来的严重灾害，节能减排已经成为世界各国为之努力的重要任务。天然气作为清洁能源成为取代煤电的首选。
然而我国天然气储量并不丰富，存在严重的工业用户与城市燃气竞争的问题。为了保障用于城市燃气的天然气的供应，我国2007年11月已经禁止了天然气制甲醇，并且限制煤炭充足地区的天然气发电。据预测，我国在2020年以前，天然气缺口将达到1000多亿m3。
目前我国天然气的进口途径主要有两条，一条是从俄罗斯和中亚国家通过长输管道进口的天然气，另一条是在东南沿海等地进口的液化天然气（LNG）。地缘政治和国际天然气的运输及价格都将影响我国天然气的供应。因此，发展煤制代用天然气（Substitute Natural Gas-SNG）就具有了保障我国能源安全的重要性。
煤制SNG可以高效清洁地利用丰富、低价的劣质煤炭来生产国内能源短缺的天然气，利用新建或已有的天然气管道，形成天然气供应链的有力补充，确保天然气用户在各个季节都能得到用气保证。目前，国内已有大唐国际、神华宁煤、内蒙古汇能和华银电力等集团公司纷纷开展了煤制天然气项目的开发。
2） 项目经济性方面
本项目选址位于的东南沿海地区，建设煤制SNG项目贴近用气市场，可以充分利用现有的管网基础设施。避开与强势的天然气主干管网运营商的艰难谈判，可节省大量的管输费用，这是这种方案最大的优势。而且，由于该地区的经济发展强劲，对于煤制SNG项目的产品和副产品，可以有更高的出售价格，有利于提升项目的经济性。
其次，东南沿海地区水资源相对丰富，西北地区发展煤制SNG项目所受水资源缺乏的限制因素在这里将不复存在。当然，项目同样必须做好废水的处理和循环利用，减小对水资源的消耗，并实现环境友好。
最后，通过国际和国内两个煤炭供应渠道，利用东南沿海地区完善的港口设施，将可以保障项目原料的稳定供应。有利于实现较好的项目经济性。
项目的经济性主要由原料煤炭的价格和产品天然气的销售价格决定，对这两者在中期和长期发展趋势，必须进行慎重的研究。此外，从地点选择来看，远离特大型城市，但同时又靠近大型工业基地的沿海深水港口，将更具备可行性。
3） 产业发展的相关政策方面
2009年5月，国务院办公厅下发《石化产业调整和振兴规划细则》，规划期为2009-2011年。内容包括“重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等五类示范工程”
2010年6月，国家发展改革委《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》（发改能源2010［1205］）概括起来有三方面内容：
第一，煤制天然气必须在国家能源规划指导下统筹考虑、合理布局；
第二，煤制天然气要落实和天然气管网以及市场衔接；
第三，煤制天然气项目要国家发展改革委统一核准。
1.1.5 项目建议书编制的依据、指导思想和原则
1.1.5.1 项目建议书编制依据：
1） 《化工建设项目建议书内容和深度的规定》（1992）化计发第995号文发布。
2） 能源控股有限公司与安徽省化工设计院签署的“煤制天然气项目项目建议书的协议书”。
1.1.5.2 项目建议书编制指导思想和原则：
1） 设计采用先进的、可靠的、成熟的工艺技术，选用先进设备，提高生产效率，降低消耗，创造最好的经济效益；
2） 工程建设在环保、消防、安全卫生等方面严格按照国家规定做到“三同时”。
3） 工程建设坚持“五化”（工厂布置一体化、生产装置露天化、建构筑物轻型化、公用工程社会化、引进技术国产化）原则；
4） 总图布局中，严格执行消防安全等设计规范，合理利用厂区地势位差，减少土方工程量和节约用地；
5） 适度提高生产控制的自动化水平，以减轻操作人员的劳动强度，提高产品质量。
1.2 研究范围
项目建议书的范围包括：总图运输、生产工艺、生产设备、公用工程、仪表及自动控制、电信工程、土建工程、原辅材料及产品储运，工业安全卫生及三废治理、环境保护等。
1.3 研究结论
1） 本项目产品方案符合国家产业政策和行业发展规划，符合行业发展规划，符合煤化工发展的技术政策要求；
2） 实施本项目有利于保利协鑫能源控股有限公司下属的燃煤热电企业的燃气化改造，符合有关环境政策；
3） 本项目工艺技术先进、可靠，产品质量稳定，符合国家相关产品质量标准。
4） 本项目主要原料供应有可靠的保证。
5） 本项目的产品具有广阔的市场前景，附近的燃煤热电站既是用户也是保利协鑫的下属企业，因此产品不存在滞销问题。
6） 本项目建成后，可以保证热电厂继续开工，进而可以保证热电厂的用户的生产，社会效益巨大。

2 市场预测分析
2.1 产品用途
本项目为煤制天然气项目，产品为天然气。用途为燃料，可以用作工业燃气、城市燃气、或车用燃料、化工原料等。
2.2 中国天然气市场前景分析
2.2.1 我国天然气需求回顾
我国的能源资源可以用“多煤、少油、缺气”来概括，煤炭资源相对丰富，石油储量较少，天然气资源十分缺乏。天然气资源的地域分布方面也不平衡，西南相对丰富，而其他区域严重缺乏。

伴随着经济的持续增长，中国的能源消费与石油对外依存度不断上升。自1993年起，中国的石油进口量首次超过了出口量，成为石油净进口国。到2009年，我国原油进口超过2亿吨，对外依存度超过50%
21世纪以来，中国内地城市化进程加快，我国天然气市场进入大规模发展阶段，天然气消费量增长迅速。
表2.2-1 2001-2009年中国天然气产量、进出口量、表观消费量（亿立方米）
年份
国内产量
进口量
出口量
表观消费量
2001
303.44
0.02
30.83
272.63
2002
326.11
0.01
32.49
293.63
2003
341.28
0.00
19.00
322.28
2004
407.70
0.01
24.75
382.95
2005
499.50
0.01
30.11
469.39
2006
585.00
9.63
29.40
565.23
2007
693.10
40.78
26.37
707.51
2008
760.82
46.71
32.92
774.61
2009
830.00
77.45
32.55
874.89
全国天然气产量由2000年的262亿方增至2009年的830亿方，平均年增13.67%，相应的消市场费量的增长速度稍快与产能的增长；供需缺口逐渐扩大。到2010年全年我国天然气产量预计为930亿立方米，而表观消费量估计达1051亿立方米，供需缺口达121亿立方米，为2009年供需缺口40亿立方米的3倍。
2.2.2 我国天然气需求展望
根据国家统计局数据，我国2009年能源消费总量折合约30.66亿吨标准煤，其中天然气占3.9%。2009年我国天然气产量830亿立方米，表观消费量875亿立方米。国家能源局提出，到2015年，中国一次能源消费总量预计可控制在40亿到42亿吨标准煤，其中天然气占一次能源比重提高4.4%。也就是说，到2015年，天然气占一次能源的比重将达到8.3%，折算天然气的消费量为2420-2540亿立方米。
根据中石油人士预计，未来我国天然气市场仍将保持每年需求2020年将达到3500-4000亿立方米。随着天然气使用的普及，天然气消费结构将进一步优化，作为工业燃料和城市燃气的优势逐渐显现，成为主要用气领域，约占需求总量的三分之二，发电和化工用气量有所增加，但所占比例下降。
预计到2015年，我国天然气的需求中：城市燃气占32%，工业燃料占31%，发电占21%，化工占16%。
2.2.3 我国天然气供应前景分析
未来中国将形成国产气为主，进口气为辅的多气源资源保障体系，国内天然气供应将呈现西气东输、北气南下、就近供应、海气登陆四大格局。国产气也将包括常规天然气、煤层气、页岩气等非常规天然气和煤制天然气。进口气将包括进口液化天然气和进口管道天然气。
2.2.3.1 常规天然气
为满足日益扩大的天然气需求，三大石油公司加快了中国天然气的勘探开发步伐，把发展天然气放在非常重要的位置，加大了西部、南方和海域等富气盆地的勘探开发力度，相继获得重大发现，天然气储量实现了快速增长。截止2008年底，我国累计探明天然气可采储量6.34万亿立方米，其中技术可采储量为3.41万亿立方米。
我国天然气主要分布在内蒙古、四川和新疆。2008年我国新增探明储量 5300亿立方米，2009年我国新增天然气探明储量7234亿立方米，与2008年相比有大幅增长。从主要盆地油气探明分布看，天然气新增探明地质储量主要位于鄂尔多斯、四川、塔里木和准格尔四个盆地。
从总体来看，我国天然气的探明程度还较低，天然气储量正处在快速增长时期，天然气的探明储量仍会不断增长，我国天然气的储采比将保持在40左右。
据中国石油人士预计，2015年全国常规天然气产量约1400亿立方米；中国石油学会人士预测2020年国内常规天然气产量约为2000亿立方米。
2.2.3.2 非常规天然气
1） 页岩气
国土资源部将展开全国性的页岩气地质调查，根据目标，到2020年，页岩气可采储量将增长到1万亿立方米。预计产量将在60亿立方米/年。
页岩气的商业生产在我国尚未开始，2010年中美双方签署了《美国国务院和中国国家能源局关于中美页岩气资源工作行动计划》，通过和西方公司的合作，预计2015年我国将初步实现10亿立方米/年的页岩气产能。
2） 煤层气
2009年，我国累计探明煤层气储量1700亿立方米，主要分布于鄂尔多斯盆地东部和沁水盆地，中国石油煤层气公司人士表示，中国煤层气总资源量为36.8万亿立方米。
根据国家能源局统计，截至2009年底，全国建成煤层气产能25亿立方米/年；2009年煤层气产量约为10.1亿立方米。
随着中石油、中石化和中联煤层气等公布煤层气产能发展目标，预计2015年我国煤层气将达到60-90亿立方米；2020年达到170-200亿立方米。
2.2.3.3 进口液化天然气（LNG）
从2006年中海油在广东大鹏建成我国第一个LNG接收站开始，我国的LNG进口进入规模化时代。根据海关数据，2001年至2009年，我国LNG进口量呈不断增加态势。

表2.2-2 2001-2009年我国LNG进口数据
年份
进口量
（吨）
进口总价
（美元）
进口均价
（美元/吨）
2001
1218.83
321081
263.43
2002
1006.13
261465
259.87
2003
0.00
0
0.00
2004
400.23
142003
354.80
2005
482.80
182361
377.72
2006
687543.17
115426165
167.88
2007
2913121.50
600575224
206.16
2008
3336405.75
930844692
279.00
2009
5531795.43
1263952477
228.49
2010年1-11月，我国进口LNG约832.73万吨，合116.6亿立方米，相比2009年同期继续大幅增长。
截至2010年底，我国已经在广东、福建和上海建成三座LNG接收站，另有8个LNG接收站项目开工建设，预计2015年以前全部建成，届时11个LNG接收站的一期工程将形成3180万吨/年的能力。预计2015年我国LNG进口量约为2400万吨，折合天然气340亿立方米。
这11个LNG接收站二期工程全部建成后，将形成9580万吨/年的能力，我国另外还有12个LNG接收站项目处于前期规划中，因此预计2020年我国将形成9000万吨/年左右的LNG接收能力，进口量预计为6000万吨，折合天然气840亿立方米。
2） 进口管道天然气
中国-中亚天然气管道由一期和二期工程组成。一期接收来自土库曼斯坦的天然气，总供气能力为400亿立方米/年；二期接收来自哈萨克斯坦的天然气，供气能力为100亿立方米/年。2010中国石油和乌兹别克斯坦国家油气公司签署天然气购销框架协议，乌兹别克斯坦将通过中乌天然气管道向中国每年供应100亿立方米天然气，该管道是中国-中亚天然气管道的一部分。
2009年12月，中亚天然气管道一期工程已经开始向中国供应天然气。2010年1-11月，我国共进口中亚天然气30.1亿立方米。
中国-俄罗斯天然气管道在过去的几年中一直处于探讨之中，方案也不断变化。最近，俄罗斯天然气工业股份公司(Gazprom)计划建造一条通过南西伯利亚阿尔泰地区通往中国的新天然气管道，管道的投资额将在2011 年最后确定。中俄两国也有望在2011年对所供应天然气的价格达成协议。
2010年，中国-缅甸（中缅）油气管道工程开工建设，中缅油气管道将通过天然气和原油双线并行，管线全长约1100公里，设计输送能力为原油2200万吨/年、天然气120亿立方米/年。两条管道均起于缅甸西海岸的实兑港，从缅中边境地区进入中国的云南省瑞丽，再延伸至昆明。天然气主要来自缅甸近海油气田。
预计2015年和2020年我国将分别形成660亿立方米/年和1000亿立方米/年的管道天然气进口能力。中国石油人士预计2015年管道天然气进口量为400-500亿立方米。考虑到中俄天然气管道进度的不确定性，预计2020年管道天然气进口量约为700亿立方米。预计未来20年国内进口管道天然气的来源和数量见下表：
表2.2-3 未来20年国内引进天然气的来源和数量表
时间
气源
2010
2015
2020
2030
土库曼斯坦
50
400
400
400
缅甸

60
120
120
哈萨克斯坦

100
100
100
乌兹别克斯坦

100
100
100
中俄管线（西线和东线）

680
680
伊朗、巴基斯坦—中国管线

200
合计
50
660
1400
1600
进口液化天然气（LNG）和进口管道天然气能力的增长，对于满足国内对于天然气需求的快速增长的作用是很大的，但是能源对外依存度过高不利于中国的能源安全。预计到2015年，中国进口天然气将占天然气消费总量的30%；到2020年，我国天然气对外依存度将达到50%左右。因此，大力拓展其他天然气来源作为进口天然气的补充。
2.2.3.4 煤制天然气
截至2010年12月，我国共有近30个煤制天然气项目处于计划中、前期工作或建设阶段。如下表所示。
表2.2-4 中国拟建、在建煤制天然气项目（产能单位：亿Nm3/a）
装置所在地
公司名称
进度
设计
产能
2015年产能
2020年新增产能
总计
产能
内蒙古鄂尔多斯
内蒙古汇能煤化工有限公司
在建
20
20
0
20
内蒙古鄂尔多斯
神华集团
在建
20
20
0
20
内蒙古鄂尔多斯
中海油
计划
80
40
40
80
内蒙古呼伦贝尔市
华电呼伦贝尔能源有限公司
计划
40
0
40
40
内蒙古呼伦贝尔市
华电伊敏煤电公司
计划
40
0
40
40
内蒙古赤峰市
大唐集团
北京燃气集团
天津津能
在建
40
40
0
40
内蒙古兴安盟
国电内蒙古电力有限公司
前期
100
20
80
100
内蒙古呼和浩特市
北京控股集团
计划
40
40
0
40
陕西榆林
北京控股集团
计划
80
40
40
80
山西大同市
中海油、同煤集团
前期
40
40
0
40
山西朔州
山西国际电力集团
惠生工程
计划
40
40
0
40
新疆伊犁
中国电力投资集团
新汶矿业集团
在建
60
20
40
60
新疆伊犁
中国电力投资集团
在建
60
20
40
60
新疆伊犁
潞安集团
计划
40
0
40
40
新疆伊犁
永煤集团
计划
60
0
60
60
新疆伊犁
中煤集团
计划
40
0
40
40
新疆伊犁
庆华集团
在建
55
27.5
27.5
55
新疆昌吉州
神东天隆集团
前期
13
13
0
13
新疆昌吉州
华能集团
在建
40
40
0
40
新疆昌吉州
河北煤业化工集团
计划
40
0
40
40
新疆昌吉州
中煤能源集团
计划
40
0
40
40
新疆昌吉州
华电集团
计划
40
0
40
40
新疆昌吉州
开滦集团
计划
40
0
40
40
新疆阿勒泰地区
新疆广汇集团
计划
40
0
40
40
新疆塔城地区
徐矿集团
计划
40
0
40
40
安徽省淮南市凤台县
安徽省能源集团
国投新集能源股份有限公司
计划
20
0
20
20
辽宁省阜新市
大唐能源化工公司
在建
40
40
0
40
江苏新沂市
江苏国信集团
山西晋煤集团
计划
40
0
40
40
四川省泸州市
四川煤气化有限责任公司
计划
20
20
0
20
截至2010年12月，上表所列项目中已经获得国家发改委审批的煤制天然气项目共4个，分别是大唐赤峰项目、大唐辽宁阜新项目、庆华新疆伊犁项目和内蒙古汇能鄂尔多斯项目。上表所列项目如果全部建成，则2015年和2020年我国将先后实现440.5亿立方米/年和1268亿立方米的产能。
包括煤制天然气、煤制甲醇、煤制油、煤制乙二醇、煤制二甲醚等新型煤化工的迅速发展，可以称之为中国“第五条”油气战略通道。新型煤化工是以先进的煤气化技术为龙头的清洁煤基能源化工体系。与石油和天然气进 口战略通道不同的是，新型煤化工是基于中国油气匮乏，煤炭相对丰富的资源禀赋特点，并依靠技术革新的力量，实现石油和天然气资源的补充和部分替代。
2.2.3.5 中国煤制天然气市场前景分析
综合上文所述，我国2015年和2020的供应和需求如下表所示。
表2.2-5 我国天然气供需展望（亿立方米/年）/（million MMBTU）

2015年
2020年
天然气需求
2420-2540/9196-9652
3500-4000/13300-15200
常规天然气
1400/5320
2000/7600
煤层气
60-90/228-342
170-200/646-760
页岩气
10/38
60/228
进口LNG
340/1292
840/3192
进口管道气
400-500/1520-1900
700/2660
煤制SNG
440.5/1673.9
1268/4818.4
供应合计
2650.5-2780.5/10089-10565.9
5038-5068/19144.4-19258.4
从上表中可以看出，随着我国多个天然气供应来源的不断发展，在2015年天然气供应能力将过剩230-240亿立方米/年，而2020年将过剩1000-1500亿立方米/年。但过剩的供应能力中包含了相当比例的进口管道天然气和进口LNG，而这两者的价格往往与国际油价挂钩。在当前和未来的国际油价发展趋势下，相比非常规天然气和进口天然气，在煤制天然气具有成本优势，将与其竞争市场空间。因此，未来煤制天然气的市场前景，将主要取决于其成本竞争力，以及是否具备便利的输送设施。
2.3 产品销售的初步预测，竞争能力分析
目前，在苏州工业园区的蓝天燃机热电机组采用的两套9E联合循环机组装机容量360MW，投运五年来运营状况良好，最大年用天然气量约5亿立方米。苏州工业园区北部燃机项目也已通过可研审查。包括太仓、昆山和常熟等地拟进行的燃煤机组改造成燃气轮机热电联供机组，预计2015年以前用于电厂的煤制天然气年需要量达35亿立方米。
保利协鑫太仓煤制天然气项目，将依托保利协鑫开发成功的印尼煤矿和煤码头项目，在煤源煤种和价格保持稳定的基础上，借助煤码头的优势，直接高效清洁地转化成天然气，利用天然气管道就近输送至苏州地区几个燃机电厂使用。
2.4 价格初步预测预测
在天然气价格方面,除供应充足的北美市场外,其他市场的天然气价格一直保持在高位。欧洲和亚洲的天然气现货价格保持在7美元~10美元/百万英热单位，而北美气价远低于欧洲和亚洲，为4美元/百万英热单位。
项目所在地的江苏省民用天然气价格为2.3元/立方米，民用天然气价格为2.75元/立方米。

3 建设规模和产品方案
3.1 建设规模和产品方案
3.1.1 建设规模
年产天然气35亿Nm3，其中一期工程年产天然气20亿Nm3，二期工程年产天然气15亿Nm3。
本建议书投资估算和经济分析暂按一期工程年产天然气20亿Nm3进行测算。
3.1.2 产品方案
根据生产规模计算，各产品产品方案表3.1-1
表3.1-1 保利协鑫能源控股有限公司太仓港煤制天然气项目产品方案表
序 号
产品名称
一期年生产规模
二期年生产规模
备注
1
天然气
20亿Nm3
15亿Nm3
主产品
2
硫磺

副产品
3
灰渣

副产品
3.1.3 产品质量指标
本项目产品天然气质量的各指标见表3.1-2
表3.1-2 天然气产品质量指标（GB17820-1999）
项目
一类
二类
三类
高位发热量
＞31.4
总硫以硫计
≤100
≤200
≤460
硫化氢
≤6
≤20
≤460
二氧化碳
≤3.0

水露点
在天然气交接点的压力和温度条件下天然气的水露点应比最低环境温度低
注
本标准中气体体积的标准参比条件是本标准实施之前建立的天然气输送管道在天然气交接点的压力和温度条件下天然气中应无游离水无游离水是指天然气经机械分离设备分不出游离水

3.2 项目产品方案符合有关政策的要求
3.2.1 项目符合国家行业发展的相关政策
2009年5月，国务院办公厅下发《石化产业调整和振兴规划细则》，规划期为2009-2011年。有关煤化工方面的内容是：“重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等五类示范工程”。
2010年6月，国家发展改革委《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》。概括起来有三方面内容：
第一， 煤制天然气必须在国家能源规划指导下统筹考虑、合理布局；
第二， 煤制天然气项目要国家发展改革委统一核准；
第三， 煤制天然气要落实和天然气管网以及市场衔接。
本项目将依托煤码头项目，在煤源煤种和价格保持稳定的基础上，借助煤码头的优势，直接高效清洁地转化成天然气，利用天然气管道就近输送至苏州地区几个燃机电厂使用。因此，本项目具有资源承载、能源消耗、环境容量、区域市场容量等配套条件，符合国家有关政策。
3.2.2 项目符合行业发展规划的要求
由于煤制天然气是新兴产业，目前正在进行工业示范。在此之前，国家没有制定明确的产业政策和行业规划，也没有明确项目审批权限，部分项目在各地自治区和省级发改委备案后即开工建设。行业投资涌动，局部呈现过热的迹象。
本项目在江苏实施，远离目前的煤制天然气投资热点地区——新疆西部、内蒙东部，无投资过热问题，且项目贴近天然气目标市场，能就近接入用户的供气管网，所在地的水资源丰富，环境容量相对较大，符合行业规划的一般要求。
3.2.3 项目符合技术政策的要求
煤制天然气项目虽然属于新兴产业，但由于市场发展前景十分广阔，推动了行业内各技术拥有方的研究向前发展，目前多个国际知名的公司、企业开发了多种先进工艺技术可供煤制天然气项目选择。这些技术大都有以下特征：
1） 可以采用品质较低的煤炭为原料；
2） 煤炭的利用率较高；
3） 设置大型空分装置，以氧气、蒸汽进行连续煤气化；
4） 工艺上采取节能、节水的技术措施，环境影响较小；
5） 采用高效的脱硫、脱碳工艺，充分回收原料煤带来的硫作为副产物。
因此，煤制天然气项目所采用的技术，一般均属于节能、节水、低能耗的新工艺、新技术，符合循环经济理念和我国技术政策。
3.3 生产规模的初步分析
目前，在苏州工业园区的蓝天燃机热电机组采用的两套9E联合循环机组装机容量360MW，投运五年来运营状况良好，最大年用天然气量约5亿立方米。苏州工业园区北部燃机项目也已通过可研审查。包括太仓、昆山和常熟等地拟进行的燃煤机组改造成燃气轮机热电联供机组，预计2015年以前用于电厂的煤制天然气年需要量达35亿立方米。
本项目生产规模是按照企业自身天然气的用量来确定的生产规模，因此年产天然气35亿亿立方米的生产规模是符合实际的，也是经济可行的。
4 工艺技术方案
4.1 工艺技术方案的选择
煤制天然气的主要工艺单元包括：空分、备煤、煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、硫回收、甲烷化、首站等，辅助单元主要有给排水、热电站、供电及电讯、总图运输、外管、蒸发塘、渣场等等。
其中煤气化技术对整个煤制天然气项目的影响最为突出，直接影响方案的工艺配置、投资、技术经济指标等。
4.1.1 原料路线的选择
本项目拟建地址位于江苏省，公路及内河运输网相当发达，具有完善的港口设施，可以充分利用国际、国内的煤炭两种供应渠道，保障项目的原料煤的供应。
由于本项目地处东南沿海海岸，远离国内煤炭产地，拥有优良的港口条件，所以东南亚地区通过海洋运输来港的煤炭成本更低。从原料煤的质量、价格和运输成本综合考虑，本项目计划选用印度尼西亚的褐煤为本项目的原料煤。项目的工艺装置需要选用适宜的煤气化工艺，以适应该煤种。
4.1.2 煤气化工艺技术
4.1.2.1 煤气化工艺技术概况
以煤炭为原料，采用空气、氧气、CO2和水蒸气为气化剂，在气化炉内进行煤的气化反应，可以生产出不同组分不同热值的煤气。为了提高煤气化的气化率和气化炉气化强度，改善环境，20世纪70年代以后，发达国家加快了新一代煤气化技术的开发和工业化进程，涌现了许多新型气化工艺和技术。但是由于国外相关技术专利商多数是欧美传统工业强国的石油、天然气供应商或他们的相关协作方，所以煤气化技术面临石油、天然气气化技术的竞争压力，所以虽然很多新型煤气化工艺的概念很早就已经提出，并且有一定的小试、中试成果，但是大型工业化项目比较少见，许多新型煤气化工艺停留在示范阶段，且集中于洁净发电领域。一些概念很先进的技术甚至被大能源巨头作为技术储备雪藏，未能大规模发展起来。
由于国内“多煤、少油、缺气”的现状，没有石油、天然气为原料的竞争压力，所以国内煤气化技术的发展就有着强烈的市场需求的推动，发展速度非常快。国内煤气化技术的发展是一条先引进，而后自主研发的道路。从上世纪90年代起，国内引进了壳牌、德士古、恩德等煤气化炉，开始了新一代煤气化技术的工业应用。而在此过程中，煤气化研发活动日趋活跃，逐渐形成一大批独具特色的煤气化新工艺、新装置。
煤气化技术的发展，总的方向是：气化压力由常压向中高压发展；气化温度向高温（1500～1600℃）发展；气化原料向多样化发展；固态排渣向液态排渣发展。固定床、流化床、气流床等几种不同类型的煤气化技术均