中国的煤制天然气大跃进
2013年10月11日
2013年9月25日,Nature子刊Nature Climate Change在线发表杜克大学Chi-Jen Yang和Robert B. Jackson题为China's Synthetic Natural Gas Revolution(中国的煤制天然气大跃进)的文章。现全文翻译如下,供读者参考。
由于译者水平有限,阅读时请参照英文原文,欢迎批评指正。文章版权归原作者所有,本翻译文稿仅供学习参考之用。
Chi-Jen Yang1,* and Robert B. Jackson1,2
目前,中国正在斥巨资推动煤制天然气(煤制气)项目的建设。而被大部分人忽视的是,大规模发展煤制气会导致大量的碳排放,消耗大量水资源,破坏当地生态环境,最终使中国走上一条不可持续的发展道路。
中国正快速成为全世界利用煤炭转化其他能源(天然气)及化工产品(甲醇)规模最大的国家[1],全球最大的煤制气产业正在这里兴建。该国部分学者经常引用煤制气商业化先驱——美国大平原合成燃料厂的成功案例来证明中国发展煤制气是可行的[2-4]。然而,该厂的成功极难被复制,美国的破产程序以及政府的巨额补贴抵消了绝大部分建设成本[5],确保了其商业化运行的可行性。此外,煤制气属于资金密集型产业,会产生所谓的“技术锁定效应”。短期的煤制气投资热导致不可持续的发展,并伴随着温室气体排放量上升,水资源枯竭,大气及水体污染等多方面的环境问题。因此,有必要更全面的评估大平原合成燃料厂的案例,而不能仅仅因为经济上具可行性就而轻易下结论。
中国的宏伟规划
中国正在着手建设史上最大规模的煤制气工程。2013年,中央政府批准了9个大型煤制气项目,年总产能达到371亿m³(表1),大平原合成燃料厂的年产能远低于这一数值,仅为15亿m³。
然而,许多中国公司还在规划建设更多的煤制气工程。2012年有30多个煤制气项目提交立项申请[6],年总产能达1200亿m³。据最新报道,2013年提交的立项申请数目蹿升至40个,年总产能达2000亿m³,这一数值甚至超过中国总的天然气需求量[7]。尽管只有部分项目申请最终能够获准实施,但已开工建设的项目仍将对中国未来很长一段时间能源和环境产生实质性影响。
表1 . 获中央批准的煤制气项目 |
||
公司 |
所处地区(省/市) |
预计年产能(亿m³) |
大唐 |
内蒙古/赤峰 |
40 |
大唐 |
辽宁/阜新 |
40 |
汇能 |
内蒙古/鄂尔多斯 |
16 |
中国庆华集团 |
新疆/伊犁 |
55 |
中电投 |
新疆/伊犁 |
60 |
新汶矿业 |
新疆/伊犁 |
40 |
国电 |
内蒙古/锡林郭勒盟 |
40 |
中海油 |
山西/大同 |
40 |
新蒙能源 |
内蒙古/鄂尔多斯 |
40 |
潜在的“技术锁定效应”
煤制气项目建成后,通常只要煤制气价格始终高于燃料和运行维护成本,该项目就会运营下去,而不考虑何时才能收回最初的建设成本。这种存在“技术锁定效应”,大量消耗水资源和排放温室气体的能源投资项目趋向于在低利润,甚至负利润情况下运营下去。
煤制气项目导致大量的碳排放和严重的环境破坏,其全生命周期温室气体排放量(以下同为全生命周期口径)是常规天然气的7倍(图1)[6,8,9]。如果利用煤制气发电,其全生命周期温室气体排放量也要比燃烧煤粉发电高36%-82%[6,8]。使用煤制气为动力的车辆尾气温室气体排放量是相同型号汽油动力车辆的2倍[6]。基于以上数据进行估算,假如已获批的9个煤制气项目全部建成投产,按照实际产量为设计产能的90%计,假如连续运营40年,这些项目导致的CO2排放量将达210亿吨(年均排放5.25亿吨),而使用等量常规天然气的CO2排放量仅为30亿吨(年均0.75亿吨)。在这种情境下,中国想要实现既定的温室气体减排目标将必将面临巨大挑战。倘若40个甚至更多的煤制气项目获准开工建设,并运行40年,CO2排放量将达到惊人的1100亿吨(年均排放27.5亿吨)。
除了排放大量温室气体,煤制气生产过程还伴随着有毒的硫化氢和汞的排放[10],如不能进行妥善的净化处理,将对民众造成潜在的健康威胁。此外生产煤制气还会消耗大量水资源,据统计,每生产1m³煤制气约需消耗6-12升水[4,11](每生产1000m³煤制气约需消耗6-12吨水),而每开发1m³页岩气需消耗0.1-0.2升水[12](每开发1000m³页岩气约需消耗0.1-0.2吨水),后者耗水量仅是煤制气的1-2%。按照设计产能的90%计,获批的9个煤制气项目开工后每年耗水将超过2亿吨。上述项目大部分位于新疆和内蒙古的干旱、半干旱地区,项目的实施将导致这些地区的缺水形势更加严峻。总之,与常规天然气相比,大规模发展煤制气将导致水资源消耗量和温室气体排放量激增,空气和水体遭受严重污染。
图1.煤制气,煤炭开采,页岩气开采全生命周期温室气体排放量及耗水量比较
MJ-1是热量单位,每兆焦;数据源于参考文献4,6,8,9,11,12
中美两国煤制气成本比较
为了研究中国商业化发展煤制气的可行性,笔者比较了美国国家能源技术实验室公布的2组煤制气成本估算数据(图2,中国的2组数据分别源于两篇不同的参考文献)。煤制气项目的成本可划分为3部分,分别为:建设成本(资本成本)、制气过程中煤炭成本(燃料成本)和运行维护成本。通常情况下,只要煤制气价格始终高于燃料和运行维护成本,项目就会一直运行下去,而不会考虑何时才能收回建设成本。
由图2可见,中国的燃料成本(深蓝色柱)高于美国,原因可能是中国的煤价更高以及煤炭转化效率偏低。中国的运行维护成本(灰色柱)低于美国,原因可能是中国的工资水平较低以及其他原材料价格低。中国的建设成本(浅蓝色柱)则远远低于美国,原因可能是多方面的:1、中国的地方政府通常会给重点扶持的工业企业提供免费的土地;2、与美国的企业相比,中国的煤制气企业可能在污染防治方面的投入甚少;3、中国本土生产的各类机械设备价格比美国的便宜;4、可能中国的投资者们低估了煤制气项目的真实成本,因为毕竟此前中国还没有建成的煤制气项目可供参考。总之,如果由于严重低估煤制气真实成本而盲目大规模发展煤制气,其结果将既不能达到预期的经济效益,又破坏了环境。
图2.中美两国新建煤制气项目成本估算
图中横虚线为2010年美国天然气市场平均价格;
北达科他州数据源于参考文献15,中国数据分别源于参考文献4和11
最后,有鉴于中国习惯于参考美国大平原合成燃料厂商业化煤制气的案例,有必要在此分析一下它的收益情况。该厂最早获得美国政府提供担保的20.3亿美元贷款[5],于1983年开工建设,然而在不到两年内就申请破产了。1985年美国能源部花10亿美元买下工厂,然后又以8500万美元卖给Basin电气公司,并额外提供总计1.2亿美元的环保设备改造及工厂运行费用[13],同时签订了为期20年的利润分配协议。
企业通过申请破产和获得政府注资,抵消了绝大部分前期资本投入,之后接手的运营者就有了较大盈利空间。具体到Basin电气公司,它接手工厂的实际资本成本只有8500万美元。工厂与几家天然气输送管道公司签订了25年的协议,允许其以比市场天然气价格更高的价格出售煤制气,这也是工厂能获得盈利的另一个利好条件。目前的中文出版物谈及大平原合成燃料厂时通常都认为这是一个成功实现商业化的典范[2-4],但却忽略了其依赖于政府提供的巨额补贴。笔者认为,用大平原的案例来证明在中国建设类似工程也将获得成功的观点是错误的。
结论
在某些方面,中国天然气领域的现状与20世纪80年代美国的情况类似。天然气市场化定价刚刚拉开序幕,从市场需求分析来看,似乎有充足的理由对发展煤制气持乐观态度。然而,美国在20世纪80年代开启天然气市场化定价后,大量资金被吸引到天然气勘探和开采技术研发领域,很快市场上天然气供应就十分充足了,与此同时,投资巨大而环境成本高昂的煤制气项目失去了经济可行性。
可能与美国情况类似,中国在开启天然气市场化定价和进行相关制度改革后,成本更低,对环境影响更小的常规和非常规天然气将会有较大发展,市场上天然气供应将不再紧缺,气价也将随之下降。虽然开采常规和非常规天然气也会对环境有一定影响,但相比煤制气来说碳排放和耗水量要小得多。此外,煤制气项目的大规模实施可能会使更清洁、更环保的可再生能源项目布局放缓(目前中国的可再生能源产能正在快速发展)。
笔者认为,中国的决策者至少应该延后实施煤制气计划,以避免可能付出的经济和环境双重代价。当然,更明智的选择是完全取消该计划。
作者简介:
Chi-Jen Yang和Robert B. Jackson:美国北卡罗来纳州达勒姆市,Center on Global Change,Duke University,90658信箱,邮编27708;
Robert B. Jackson:美国北卡罗来纳州达勒姆市,杜克大学尼古拉斯环境与地球科学学院,90338信箱,邮编27708;
通讯作者为Chi-Jen Yang,e-mail:cj.y@duke.edu
参考文献:
1. Yang, C-J. & Jackson, R. B. Energy Policy 41, 878–884 (2012).
2. Li, D. Coal Chemical Industry 133, 1–7 (2007). [in Chinese]
3. Liu, Z., Gong, H. & Yu, L. Coal Chemical Industry 141, 1–5 (2009). [in Chinese]
4. Fu, G. & Chen, C. Sino-Global Energy 15, 28–34 (2010). [in Chinese]
5. Synthetic Fuels: An Overview of DOE’s Ownership and Divestiture of the Great Plains Project (US General Accounting Office, 1989).
6. Ding, Y., Han, W., Chai, Q., Yang, S. & Shen, W. Energy Policy 55, 445–453 (2013).
7. http://energy.people.com.cn/n/2013/0417/c71661-21170875.html [in Chinese]
8. Fulton, M., Mellquist, N., Kitasei, S. & Bluestein, J. Comparing Lifecyle Greenhouse Gas Emissions from Coal and Natural Gas (World Watch Institute, 2011).
9. Jaramillo, P., Griffin, W. M. & Matthews, H. S. Environ. Sci. Technol. 41, 6290 (2007).
10. Chandel, M. & Williams, E. Synthetic Natural Gas (SNG): Technology, Environmental Implications, and Economics (Duke Univ., 2009).
11. Feng, L-J. Chemical Engineering (China) 39, 86–89 (2011). [in Chinese]
12. Mielke, E., Anadon, L. D. & Narayanamurti, V. Water Consumption of Energy Resource Extraction, Processing, and Conversion (Harvard Univ., 2010).
13. Stelter, S. The New Synfuels Energy Pioneers: A History of Dakota Gasification Company and the Great Plain Synfuels Plant (Dakota Gasification Company, 2001).
14. Chandel, M. K., Pratson, L. F. & Jackson, R. B. Energy Policy 39, 6234–6242 (2011).
15. Cost and Performance Baseline for Fossil Energy Plants Volume 2: Coal to Synthetic Natural Gas and Ammonia (National Energy Technology Laboratory, 2011).
编译者:内蒙古低碳发展研究院,武其甫
原文来源:Nature Climate Change, 2013, (3): 852-854.
原文网络版地址:http://www.nature.com/nclimate/journal/v3/n10/full/nclimate1988.html