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对不起，该专栏作者的状态无效。大唐发电煤化工项目巨亏调查：败局一开始或已注定|大唐发电|煤化工项目_凤凰财经
大唐发电煤化工项目巨亏调查：败局一开始或已注定
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9月9日，中国证券报记者致电大唐发电董秘办，公司相关人士表示，公司争取今年年底前完成煤化工板块资产的重组工作。有市场人士测算认为，当煤价为200元/吨时，大唐发电克旗煤制天然气项目的产品出厂成本为1.97元/立方米（含管道投资，不含税）。
8月28日，国内现代煤化工行业&第一个吃螃蟹者&的，在中报中披露，截至2014年上半年，公司煤化工业务非募集资金投入已近600亿元，但旗下三大煤化工项目至今尚未有一个投入商运；报告期内，大唐发电煤化工板块亏损13.67亿元，同比扩大1.65倍，资产负债率高达84.69%。
就在一个多月前，大唐发电公告称，公司将引入国新公司重组旗下所有煤化工及相关业务。事实上，大唐发电在煤化工征途上已走过近十年。十年间，政策加码，巨资豪掷，大唐发电的煤化工业务曾备受推崇，近两年煤化工板块更是一度成为资本市场热捧的&香饽饽&。然而，曾经的十年宏图，如今却一朝梦碎，让业界及投资者一时间不明个中究竟。 中国证券报记者通过实地调研了解到，大唐发电煤化工项目自启航第一天起，技术、体制及管理等各层面问题便如影随形，一路跌跌撞撞，未来重组之路也将荆棘丛生。这可能也是当下国内煤化工行业现状的一个缩影，提醒投资者应重新审视煤化工这一&价值洼地&的成色。 9月9日，中国证券报记者致电大唐发电董秘办，公司相关人士表示，公司争取今年年底前完成煤化工板块资产的重组工作。但对于&项目巨亏对于重组是否会造成影响&的提问，该人士表示不予置评。 &第一个吃螃蟹者&的尴尬 8月，内蒙古赤峰市，正值旺季，草原上的策马奔腾，为这座城市增添了不少火热气氛。然而，在距赤峰市区三百多公里的大唐国际（大唐发电）克什克腾旗煤制天然气示范项目园区内，却显出几分萧条和冷清。午休过后，三三两两的职工步入各自生产车间，不见运煤专列熙攘进出的身影，唯有高耸的电厂烟囱向外冒着幽幽白烟。厂区周边，当地政府当初为该项目规划的规模庞大的配套项目，如今仍是一片荒地，这当中甚至包括一处占地数十亩的商业楼盘。 &按照当初规划，这个示范项目整体投产时间应在2012年，此刻应该正热火朝天地为远在数百公里之外的北京输送汩汩天然气流。&看到眼前景象，中科院物化所一位专家唏嘘不已。的确，这个耗资数百亿元，曾给五大电力央企之一的大唐发电带来无数光环的国内首个煤制天然气示范项目，眼下正面临着前所未有的困境。 2009年8月，内蒙古大唐发电克什克腾煤制天然气项目在拿到国家首个煤制天然气示范项目路条后动工开建，成为煤制气领域的&第一个吃螃蟹者&，引来整个能源界的极大关注。 业内专家指出，以煤制天然气为代表的现代煤化工，在&富煤贫油少气&的中国能源格局下，其发挥的能源替代效应要强于其他技术尚不成熟的清洁能源。国家石油化工规划院副总工程师牛新祥向中国证券报记者介绍，到2020年，中国的天然气缺口将超过6000亿立方米，尤其是在近两年雾霾倒逼下，&以气代煤&更加紧迫，煤制气的战略地位更是凸显。 单就大唐发电内蒙古煤制天然气项目来说，其规划天然气年产能40亿立方米，产气规模居全球首位，达产后可以替代北京每年约1/4的天然气需求量，跻身北京第二大气源。 其实，早在2006年大唐发电就曾在内蒙古锡林郭勒盟多伦建起46万吨/年煤制烯烃项目。并且，在内蒙古克旗项目之后，其又在辽宁阜新投建了40亿立方米/年煤制天然气项目。这些项目的建设，使得大唐发电拥有了现代煤化工的几乎全序列业务，这也使得其被视作国内煤化工行业的一个标杆。 大唐发电的煤化工业务，一开始便被注入到上市公司平台。这些项目的巨大前景，也一度引来资本市场的热捧。在二级市场上，传统电力板块蓝筹股股价历来处于低位，但投资者却对煤制气业务很是乐观，使得大唐发电的整体估值近两年始终高于同行业其他巨头。 有市场人士测算认为，当煤价为200元/吨时，大唐发电克旗煤制天然气项目的产品出厂成本为1.97元/立方米（含管道投资，不含税）。而大唐发电与中石油签订的入网价格为2.75元/立方米。根据牛新祥的研究，当煤价在350元/吨以下时，煤制天然气入网价格达到1.9元/立方米以上的煤制天然气项目就能盈利。因此，大唐发电煤制气项目若持续稳定运行，盈利前景将相当可观。过去一两年各大券商的相关研报也纷纷指出，大唐发电煤制天然气项目一旦全面投入商运，每年将给上市公司增加十多亿元的净利润。 然而，五年过去，正当市场纷纷期待这位&第一位吃螃蟹者&亮出胜利果实的时候，等来的却是今年7月初公司公告&引入国新公司重组旗下煤化工及相关产业的投资项目&的消息。这一纸公告凸显出大唐发电在煤化工业务上越来越尴尬的处境。 大唐发电克旗天然气项目最初的整体计划投资为257亿元，但截至目前，仅一期工程总投资额就已超过330亿元。而据大唐国际能源化工有限公司一位中层人士透露，该项目未来在废水处理等环保方面的投入，还须增加至少10亿元，最终投资额规模可能远超计划。此外，大唐发电多伦煤制烯烃项目，到2012年底实际投资也超出计划逾60亿元。 根据大唐发电2014年中报披露，截至今年上半年，公司在煤化工项目上的非募集资金投入共计599.04亿元，其中仅今年前6个月就投入30.33亿元。这笔巨额的非募集资金，多数来自银行贷款。中报显示，仅今年上半年，公司为多伦煤化工项目的委托贷款额就达76.61亿元，用于其年产46万吨煤基烯烃项目基建及调试，以及补充流动资金。不断加码的投资让其煤化工板块的负债一路攀升至今年上半年的636.21亿元，资产负债率更是高达近85%。 如此巨额的投入下，大唐发电的煤化工业务却收获寥寥。2014年中报显示，三个标志性的煤化工项目推进情况是：多伦煤化工项目累计生产聚丙烯6.82万吨；克旗煤制天然气项目一期建成后仍处于试生产期间，截至今年6月，生产天然气2.16亿标方；而阜新煤制天然气项目2010年核准开工至今年上半年，才基本完成土建工程和设备安装。而各项目的商运进度的一再延后，让公司煤化工业务深陷亏损泥潭，公司煤化工板块2014年上半年亏损13.67亿元，亏损额相较于2013年同期扩大1.65倍。 &如果是一般中小企业，面对巨额亏损还要大手笔投入，早就不堪重负。好在大唐发电作为央企融资能力有保障，但显然也已骑虎难下。在此情况下，除了重组可能别无他选。&牛新祥说。 败局或一开始就已注定 在8月初赤峰市举行的一次煤制气国际论坛上，大唐发电煤制气项目毫无意外地成为与会人士热议的焦点话题。多数人士对中国证券报记者表示，大唐发电煤化工尤其是克旗煤制气项目走到今天的窘境，除却一些行业所共有的技术问题外，项目自身在规划设计及运行管理等方面存在的诸多问题更是主要成因。 上述大唐国际能源化工公司中层人士告诉中国证券报记者，目前国内已经获批或者等待获批的煤制天然气项目，在技术工艺选择上均属于&摸着石头过河&，无论国内外，都没有多少成熟运行经验可循。大唐克旗项目选择的工艺，尚有美国大平原项目、国内义马集团和哈电集团的技术经验可供借鉴，技术路径选择相对来说更成熟一些。&根据测算，如果目前国内的煤制气项目前期规划合理，各方面配套设施完善，只要持续顺利运行，就能实现项目盈利。& 但据中国证券报记者调查了解，大唐克旗煤制气项目，自开工第一天起，就遭遇各种问题，一路磕磕绊绊，有些问题在一些业内人士看来属于化工行业的&低级错误&。 日，大唐克旗项目在历时近三年建设打通全部工艺，正欲驰援天然气供应缺口日渐加大的北京时，却遭遇在&最后一公里&管网上出不了气的尴尬。原来，在大唐项目建设同期，配套建设了一条全程359公里由克旗通往北京的输气专线，但管道铺到北京远郊的密云县之后，就被在北京输气管线领域早已划下&一亩三分地&的中石油拦了下来。按照国内油气管线已有的市场准入格局，所有进入用户终端的配套管道均应由&两桶油&来铺设。 解决管线&最后一公里&问题，大唐发电花了近一年半时间。在此期间，克旗项目唯一能做的就是停产等待。直到日，才正式并入管网向北京供气。 在化解管网问题之后，大唐克旗项目又遇到了更棘手的问题。据上述大唐国际能源化工公司中层人士介绍，在2013年12月正式向北京供气之前的试车阶段，克旗一期项目各项指标均表现良好，运行负荷率达到95%以上。但到正式供气阶段，项目管理方却鬼使神差地将原来设计选用的6号煤种改为质地较差的5号煤种，如此一来，项目主装置气化炉便因煤种更换的不适而导致&消化不良&，造成气化炉内壁严重腐蚀。这期间甚至还发生过物料泄漏的安全事故。而更为直接的后果是，设备腐蚀带来的运行不畅，让克旗项目自去年12月以来陷入累计多达40余台次的频繁停车。 &如果非正常停产对于一个示范项目来说尚可定性为&发展中的问题&的话，那么对于一个耗资数百亿元投入其中的企业来讲，可能就意味着固定资产的严重折旧。一个靠银行贷款维系庞大投资规模的项目，每月银行贷款的利息就达上亿元，频繁停车无论对于谁来说都可谓不可承受之重。&上述大连物化所专家表示，究其原因，可能应归结到项目运行方的管理思路上。他认为，如果前期项目设计成熟缜密，运行管理科学规范，至少不会出现不顾原料适应性问题而临时更换煤种这样的低级错误，前期输气管网未疏通的问题也不会拖到出产天然气的那一刻才去面对。 事实上，在大唐发电之前，近两年来，已有包括华能、华电及中海油等在内的不少央企纷纷宣布退出煤化工业务，它们均有一个共同特征，就是均非或者化工行业企业，这一点也成为众多业内人士诟病之处。上述大连物化所专家对中国证券报记者表示，电力企业搞电是一流，但搞煤化工却未必如此，因为两个行业本身就泾渭分明，项目管理思路也必然存在巨大差异。从这一点上来看，大唐发电煤化工项目眼下的败局或许从一开始就已注定。 对于受挫后的大唐煤化工项目，大唐国际能源化工公司总经理张明在7月初曾撰文表达了身为项目管理者的反思。他指出，一方面，一些项目生产、生活设施主次不分，眉毛胡子一把抓，主体装置尚未投产，办公楼、住宅楼等早已高标准建好。由于非生产性投入过大，本末倒置，企业投产后难以实现盈利。另一方面，上项目时，从主体装置、安全工程、环保设施，甚至一个阀门、一条管网都需要周密设计、同步展开、有序推进。&否则，就好比木桶，少了哪一块木板，水也装不满；缺了哪一个环节，项目最后也开不起来，停工待产造成的损失会更大。& 根据牛新祥的研究测算，大唐克旗项目如果当初做好科学完善的设计，整个项目投资可控制在256亿元。而现实是，仅一期工程投资就达330亿元。张明对此亦有反思：&有的企业上项目时只顾花钱一时痛快，却不计后果，其结果必然是投资概算一调再调，投资成本一超再超，最终导致投产即亏损。& 未来重组充满不确定性 截至2014年上半年，大唐发电煤化工业务板块总资产达751.25亿元，负债总额则高达636.21亿元，其规模占到公司总负债的4成之多。按照大唐发电7月初与国新签署的煤化工重组框架协议，双方将成立管委会，并对该板块业务进行审计及资产评估。大唐发电高管人士近日公开表态称，公司煤化工业务重组有望在今年内完成。 然而，不少业内人士均指出，大唐发电煤化工业务的摊子铺得过大，投资有些盲目化，其中可能会潜存不少&糊涂账&，数百亿元的资产和负债重组起来可能并非易事。 国家审计署今年6月份发布的一项审计报告就显示，至2012年底，大唐多伦煤化工项目实际投资额已超概算61.79亿元，且项目延期投产后仍未达预期指标。审计发现，该项目火炬因设计缺陷不能满足生产要求且存在安全隐患，仅此一项细微环节后续重新设计建造，就将增加投资近2000万元。即使如此，多伦煤制烯烃项目至今仍在不停获得大唐发电的不停&输血&。除上文中提到的逾70亿元三年期委托贷款外，刚刚过去的日，大唐发电董事会又通过一项决议，拟通过大唐集团财务公司向多伦项目提供不超过40亿元的委托贷款。 在连续的投资带来债务如滚雪球般不断变大的背后，却是设备闲置带来的投资浪费。上述审计署报告披露，多伦煤化工项目采购的2735.22万元催化剂一直未用，已超过保质期两年；内蒙古大唐国际锡林郭勒盟煤化工项目筹备处为项目采购的1.7亿元催化剂闲置3年多，增加资金成本2903.03万元。 类似的情况可能并不止于此。在大唐克旗项目现场，尽管看到整个项目各个环节主辅装置一应俱全，但据上述大连物化所人士称，整个示范园区大概有近1/3的装置处于闲置状态，这其中还不包括一些建成至今三年多未启用的配套生活设施。 一资深化工行业券商研究员向中国证券报记者分析称，这些情况意味着重组过程中在资产评估方面，尤其是闲置资产评估这一块，可能会费不小周折。&对于一项持续处于亏损状态的资产来说，未来即便达成转让，交易价格也可能低于账面价值。这可能是大唐发电将不得不面对的现实。&该研究员说。 对于大唐发电来说，借道重组甩掉煤化工&包袱&，无疑将为上市公司减少业绩拖累。按照公司方面的说法，这将有利于公司将资金、管理、技术、资源更有效地集中至公司主营业务，巩固公司发电板块优势。 上述券商研究员也表示，大唐发电上半年电力业务营收同比增长近40%，如果剥离煤化工聚焦主业的战略调整得以成功实施，在煤价下行的利好支撑下，公司作为国内电企中为数不多的拥有多元电力业务的龙头，将迎来业绩的持续改善以及估值的提升。 但在众多业内专家看来，大唐煤化工业务重组完成的标志，并非只是完成重组交易，更重要的是要看到作为当前国内煤化工发展标杆的几大项目重焕生机。牛新祥就对中国证券报记者表示，大唐煤化工项目的命运，关乎国内煤化工行业的未来。他认为，在找到新&东家&完成重组交易后，最迫在眉睫的任务便是对已&跑偏&的技术工艺进行彻底改造，同时加大废水、废渣等污染治理的投入，而这注定又将是一项耗资巨大且充满不确定性的工程。 中国证券报记者最新获悉，除国新公司外，近年来在煤化工业务上推进颇顺的神华集团，也开始介入到大唐发电煤化工业务的重组中。有业内人士透露，日前神华集团已组织团队展开对大唐发电旗下煤化工项目的尽职调查。该人士称，神华管理层多数具有化工专业背景，且积累了一些已取得成效的煤化工项目管理的经验。&如果神华能接手大唐煤化工项目，也许能让这些项目在未来的推进中少走些弯路。& 煤化工且投且谨慎 现代煤化工近两年来一度成为&资本宠儿&，Wind数据统计的现代煤化工概念指数自2012年以来的涨幅达到53.50%，远优于同期大盘指数表现。然而，以大唐发电为代表的央企&吃螃蟹者&至今陷入的困境，却似乎在警示这一&资本宠儿&成长现状与市场估值之间的巨大落差。 事实上，在现代煤化工商业化的探索上，国外已有过&前车之鉴&，其中最具代表性的当属上世纪七八十年代建成运行的美国大平原煤制天然气项目。据长期研究煤化工行业的美国杜克大学教授杨启仁近期发表的《从财务观点分析美国大平原煤制天然气的经验与教训》一文披露，从上世纪70年代末开始，美国政府向大平原项目运营方大平原气化联营公司（GAPA）提供了最终数额达15.4亿的贷款担保。该项目总建设成本约为20.3亿美元，美国政府提供贷款担保的投入达七成之多。同时，GAPA与美国四家天然气管道公司签订了为期25年的优惠购气合约，管道公司同意以高于市价的优惠价格购买煤制天然气。然而，前期可行性研究不足令项目步履维艰，投运后的前十年便亏损13亿美元。不堪重负的GPGA于1985年8月宣布破产。1986年6月，美国能源部以10亿美元的账面价取得大平原煤制气项目的所有权，并于1988年10月转让给美国北新电力合作集团经营。在运营约20年之后，北新电力才终于在2007年完全回收投资。 杨启仁提醒道，中国当前的煤制气商业化正在重走美国大平原项目的旧路。他认为，无论是当前中国煤制天然气乃至整个煤化工行业所处的技术和政策现状，还是目前示范项目的运行情况，都和此前美国大平原煤制气项目的经历十分相似。基于此，他建议，目前中国推进煤化工发展，应该给示范项目更充足的运行期来检验技术成熟度和投资回报前景，之后再考虑规模化建设项目。 有机构统计，截至今年上半年，中国国内处于不同阶段的煤制气项目共计50个，若全部建成，总产能将达2250亿立方米/年。这一产能规模相当于56个大唐克什克腾旗煤制气项目（40亿立方米/年），意味着这些项目建成后总投资将超过万亿元数字。 面对如此浩大的待投资金规模，和杨启仁一样，不少国内煤化工专家也提醒道，从大唐发电示范项目运行至今的败绩来反思，国内现代煤化工要真正实现商业化，仍至少需要十年时间。 政策方对于推动国内现代煤化工未来发展也不断趋于理性。就在大唐发电宣布重组旗下煤化工板块后不久，相关部门发文要求严格产能规模、能源转化效率、水耗、排放等产业准入门槛。据了解，上述50个各地规划的煤制气项目中，截至目前，仅有4个获得国家核准开工。 雄关漫道真如铁，现代煤化工商业化征途仍有长路要走。对于投资者来说，需要重新审视这块&价值洼地&的成色，&且投且谨慎&。
[责任编辑：houwang]
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网易公司版权所有来自雪球&#xe6关注 $大唐发电(SH601991)$：煤制气项目成功关键--管输问题 & &&&&&&虽然国内目前尚无一套商业化运营的煤制天然气装置，但煤制气的技术经济性显然已经得到国家层面的认可。专家指出，煤制气项目在解决了技术瓶颈、保证了市场需求之后，管输问题成为项目成功的关键。& &&&&&&继“十一五”批准大唐克旗40亿立方米/年、大唐阜新40亿立方米/年、庆华伊犁55亿立方米/年、汇能鄂尔多斯16亿立方米/年四个煤制气项目之后，今年以来，又有中电投霍城60亿立方米/年、山东新汶矿业伊犁40亿立方米/年、国电兴安盟40亿立方米/年等8个煤制气项目获得国家发改委“路条”，从而使煤制气成为获批项目最多的新型煤化工路径。& &&&&&&&“这主要因为煤制气已不存在悬而未决的技术难题，国内需求旺盛，同时能解决新疆、内蒙古等西部富煤地区的煤炭深加工问题，促进地方经济发展。”陕西省决策咨询委员会委员贺永德告诉记者。他说，德国鲁奇、英国戴维和丹麦托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技术，其中鲁奇公司的技术在日处理褐煤1.85万吨的美国大平原煤制气工厂经过了30多年的验证。为确保项目成功，“十一五”获批的四个煤制气项目，全部采用国外技术；今年获得“路条”的8个煤制气项目，大多也将引进国外技术。中科院大连化物所自行设计的5000立方米/日煤制天然气甲烷化中试装置已在河南义马气化厂实现了长周期稳定运行，国产甲烷化技术也趋于成熟，煤制气项目已经基本不存在技术难题。& &&&&&煤制天然气的市场前景同样被业内看好。据了解，“十一五”以来，我国天然气产量和消费量持续快速增长，供需缺口不断拉大。2012年，全国天然气产量1077亿立方米，消费量1471亿立方米，供需缺口达394亿立方米。据权威机构预测：受居民消费快速增长推动，今后5~10年，我国天然气需求量仍将持续大幅增长。2015年，我国天然气需求量将达2600亿立方米，2020年将超过3200亿立方米；然而，国内天然气产量（含煤层气）届时将分别不会超过1850亿立方米和2200亿立方米，供需缺口高达750亿立方米和1000亿立方米。“如此大的供需缺口，给煤制气项目提供了巨大的发展空间，5~10年内煤制气不会遭遇产能过剩困扰。”贺永德说。& &&&&&&石油和化学工业规划院副院长白颐对煤制气的经济性给予了肯定。她说，以新疆、内蒙古目前的煤炭价格计算，在当地建设煤制气项目，生产成本在1.2~1.5元（每立方米，下同）。按照全线平均管输费1.2元计算，城市门站均价为2.4~2.7元。与西气东输二线相比，煤制气具有0.5元以上的优势。若与进口LNG相比，煤制气有2元以上的优势。后期如果天然气价格上调，则煤制气的价格优势会更加明显。& &&&&&&&“在国家确定的几大新型煤化工示范路径中，煤制气的能量转化效率相对较高，但二氧化碳排放强度也很大。考虑到日益加剧的环境约束和排碳压力，煤制气项目不宜独立布局，而应通过煤分质利用，先热解提取煤焦油，对煤焦油深加工，同时将热解气中甲烷提取,并用半焦造气生产甲烷气。同时建设余热发电、‘三废’处理、二氧化碳捕集与利用等配套设施，借助煤基多联产，大幅提高能源、资源利用效率，提升项目综合竞争力。”国家能源煤炭分质清洁转化重点实验室主任、陕煤化集团副总经理尚建选表示。& &&&&&&中科合成油公司高级工程师唐宏青等专家则提醒说，煤制气项目虽然没有技术难题，短期内也无产能过剩之虞，并具有生产成本优势，但若不能解决管输问题，同样会面临巨大风险。& &&&&&&这是因为，综合考虑各种因素，煤制气宜集中在新疆、内蒙古等地建设。但上述地区距离天然气主要消费市场遥远，如果不能借助方便、低成本的管道输送，而是将制得的天然气压缩后再通过铁路或公路运至中东部地区，不仅会大幅增加项目投资，还要支付高昂的运费（液化天然气从新疆、内蒙古运往中东部地区，吨产品运费少则500~600元，多则上千元），且无法保证天量天然气安全、顺利、快捷地运输销售。上述任何一种情况的发生，都将使项目原本拥有的成本优势荡然无存，经济效益与社会效益大打折扣。甚至可能使投资者进退维谷，引发连锁反应，继而毁掉整个煤制气产业。据透露，已有一个煤制气项目因管输问题没有落实到位而推迟了投产期，使企业蒙受了巨大损失，在建拟建的众多项目，应以此为鉴，不可重蹈覆辙。& &&&&&&&“目前中国天然气管网主要由中石油、中石化经营，煤制气又必须通过管网输送才能盈利。而要想顺利入网，煤制气企业就得在价格上做出让步，使盈利项目变得微利。”石油和化学工业规划院无机化工处处长李志坚这样表示。& &&&&&&对此，唐宏青提出了四点建议：一是国家层面要集中布局煤制气项目，且一个地区的规模至少应在100亿立方米以上，以便集中管输；二是在布局煤制气项目时，要同步规划管输工程，确保项目一投产即能通过管道方便、快捷、安全地输送到目标市场；三是综合考虑投资、运行与环保费用，煤制气项目最好以褐煤为原料，采用气流床气化和绝热甲烷化工艺，以及高镍催化剂；四是要对煤制气实施总量控制，防止后期页岩气规模化开发导致国内天然气供应格局改变对项目带来冲击和影响。===与美国大平原煤制气比比能量转换率===& &&&&&我国天然气资源长期存在严重缺口，发展煤制天然气企业是缓解天然气紧张的一条有效途径，同时这也为煤炭的高碳能源低碳化提供技术示范。但是，煤制天然气企业投资大、能耗高，对能源消费和环境保护的影响不容忽视。& &&&&&针对大型用能企业采取节能措施之前，首先要对企业能源消耗和能效水平进行节能评估，为企业节能决策提供科学依据。本文将20 世纪70 年代提出的能源网络图首次引入到国内首家某大型煤制天然气示范企业中进行用能横向分析。由于美国大平原气化项目和该企业无论在煤种，还是煤气化技术等方面都有一定的相似性，所以数据的对比具有重要的参考意义。& &&&&&1 能源网络图& &&&&&能源网络图是对企业能源利用系统进行综合分析的一种有利工具，反映了生产过程中各种能源使用或加工转换的流向和过程，以物质流和信息流反映能量平衡结果，是对企业用能情况作全面系统的分析，重点研究各环节关键用能单元的能量平衡，能够直观的看出企业能源系统的全貌及各用能环节的能源组成，根据投入产出的关系，明确各部分能量转换效率、能量损失及分布。& &&&&&能源网络图把企业的能源系统从左到右划分为购入储存、加工转换、输入分配、最终使用4 个环节。每个环节包括一个或多个用能单元。其中，购入储存环节的各种能源用圆形图表示，包括煤炭、电力、柴油、汽油等，供入能源均由实物量折算为等价值和当量值。等价值和当量值之间用双线隔开，左侧数字为等价值，右侧数字为当量值；加工转换环节中用能单元用方形图表示，该环节的用能单元包括：发电厂、变电站、锅炉房、热水站等；最终使用的用能单元用矩形框表示，该环节包括：主要生产、辅助生产、附属生产、采暖（空调）、照明、运输和其它等。& &&&&&能源网络图中的能源流向规定从左到右，每个用能单元从左侧箭头上方标注投入能源的数量，下方括号内数字表示占供入能源总量的百分数。从右侧绘出的箭头上方数字表示该单元的有效能量，数字右侧括号内数字表示该有效能量占供入总能量的百分数。在各用能环节右方向向下的箭头表示能源损失，并标出了该环节的能源损失总量，括号内数字表示占供入总能量的百分数。能源网络图右侧的箭头汇总量表示企业输出的总有效能量，括号内数据是总有效能量占供入总能量的百分数。绘制能源网络图的基本数据来自企业能量平衡表，在数值上要始终遵循系统能量平衡原则，各类能源的流入流出应当平衡，各过程相互衔接的节点处，能量流入总和与能量输出总和相等，各用能单元流入能量与流出能量应当平衡。& &&&& &&&&&2 大型煤制天然气企业用能分析& &&&&&国内某大型煤制天然气企业建设规模为年产40 亿标准立方米煤制天然气，副产焦油50.9 万吨、石脑油10.1 万吨、粗酚5.8 万吨、硫磺11.4 万吨、硫胺18.8 万吨。所配备的主要设备有4.0MPa 气化炉16 台、甲醇洗装置6 套、甲烷化装置6 套、高压锅炉8 台、发电机组5 台。该企业分三期完成，而一期所需的能源为原料煤516 万吨/年，折标准煤量为246.14 万吨/年，燃料煤为364.7 万吨/年，折标准煤量为173.96 万吨/年。年输出产品气13 亿标方，并副产焦油5.4 万吨、石脑油1.9 万吨、粗酚2.0 万吨、硫磺4.5 万吨、硫胺2.3 万吨。& &&&&&而在煤制天然气方面较为突出的商业典范企业当属美国大平原气化厂，它是世界上第一座高热值煤气的大型商业化企业。该一期工程配备14 台鲁奇气化炉（2 台备用），涉及的设备共计2800台，年产10 亿标方的合成天然气，紧邻的Basin 发电厂为全厂提供电力。大平原企业的褐煤进料量为465万吨，外购电量5000 万千瓦时（煤发电效率为34%），产品设计值为合成天然气10 亿标方，氨3.4万吨，硫3.1 万吨，焦油和油20.3 万吨，酚类3.1万吨，石脑油1.7 万吨等。大平原项目采用了全厂热集成和热联合，蒸汽系统的梯级利用，低温余热的回收等节能措施，使该项目的能量转化效率达到53.16%。& &&&&&按照《企业能量网络图编制方法》GB/T 16616 以及《石油化工设计能量消耗计算方法》，绘制该企业和美国大平原的能源网络图。& &&& &&& &&&&&3 案例分析& &&&&&3.1 供入能源& &&&&&上述两个案例中，某煤制天然气企业能源供应均为原料煤、燃料煤及甲醇，而大平原能源供应为原料煤、电、汽油、柴油、石脑油、酚。其中除了原料煤、燃料煤为一次能源，而其余均为二次能源，由于能源种类较多，需要规定一个标准值（如标准煤或标准油），便于各能源的加和与计算。经过折标计算，该企业供入的能源等价值总量为421.07 万吨标煤/年，当量值为421.07万吨标煤/年，而大平原供入的能源等价值总量为271.87 万吨标煤/年，当量值为270.67 万吨标煤/年。& &&&&&3.2 购入储存& &&对于购入储存环节，仅仅涉及原料的运输、转运等损失，由于科学技术的更新换代，我国科研人员研制出的煤扬尘新型覆盖剂及喷洒技术，可大幅度减少煤在运输中的损耗和污染问题，所以此环节的能源损失率很低，对于该企业，该环节的损失率几乎为0.08%；而对于大平原，也仅仅占到总能量的0.17%。& &&&&&3.3 加工转换& &&&&&煤制天然气企业通常有加工转换装置，比如热电联产装置、变压站、空压站等。该企业因煤、电、化一体化，故有一座汽电联产装置，而对于大平原，虽然外购电力，但也配有汽电联产装置供内部设备和生产设施使用。褐煤先在工厂周围的采煤区进行预破碎处理，然后在储存区再次破碎，通过煤炭高效筛分技术，把粒径较大的碳粒用于生产煤气，而粒径较小的则送至锅炉作为燃料煤燃烧产生超高压蒸汽，由于锅炉热效率普遍较高，传统锅炉的热效率一般在87%~91%，而该企业在燃煤汽电联产系统中采用先进的锅炉技术，充分回收烟气的显热使锅炉烟气温度尽可能的降低，并且将其它过程产生的高温凝结水回收至锅炉，使锅炉热效率高达94%以上。然后利用锅炉产生的高压蒸汽推动背压式汽轮机做功发电，同时产生低等级压力蒸汽，根据装置和用户的需求采用不同梯度的蒸汽，提高了能量转换效率。所以针对加工转换环节实现了能源的高效转化，其能量转换效率为86.57%，而大平原的转换效率只有68.72%。& &&&&&3.4 输送分配& &&&&&该环节主要包括电力、蒸汽、燃料气等的输送分配，由于煤制天然气企业占地面积较大，生产工艺流程较长，各装置之间距离相隔较远，能量输送势必造成能量损失。电力损失主要表现在变压器转高压送电的损失、线路过程中的损失以及降压进用户的损失。而蒸汽损失则主要表现在保温材料性能弱、厚度薄、防潮能力差，采气点、排凝点多，疏水器易出故障，凝液回收困难等。另外输送环节还包括低温热水的能量损失，主要体现在保温材料性价比差，热水系统不集中等方面。针对该企业，输送过程中，电力损失为2.77%，蒸汽损失为3.97%，热水损失为9.60%，能源利用效率为96.11%；而对于大平原，电力损失为4.43%，蒸汽损失为6.18%，热水损失为2.98%，能源利用效率为97.80%。& &&&&&通过计算可以看出，该企业的该环节的能量损失并不是整个系统损失的主要部分，但损失能量中，蒸汽和热水损失占83.04%，而大平原的热水蒸气损失占67.04%，由此蒸汽管网和热水管网的保温显得尤为重要，需采取添加保温套、回收高温凝结水、减少跑冒滴漏、定期对供热系统进行热平衡测试等措施，以便及时发现和解决问题，降低能量损失。& &&&&&3.5 最终使用& &&&&&最终使用环节牵涉到的终端用户较为复杂，用能也较为繁琐，是能源高效利用最为关键的部分。为了化繁为简，把该环节分为公用工程系统、辅助生产系统、生产工艺系统以及其它系统4 个单元，其中对于该企业，生产工艺单元占该环节用能的86.83%，占整个系统总能量的80.47%，对于大平原，生产工艺单元占该环节用能的91.22%，占整个系统总能量的80.52%。& &&&&&能量消耗较大，牵涉的主要工艺有空分、煤气化、耐硫转换、低温甲醇洗、甲烷化、煤气水分离、硫回收等，其中煤气化装置所采用的是第三代鲁奇碎煤加压气化技术，可使气化过程中甲烷组分由原来的8%提高到12%，**减小后续单元的能耗，能量转换效率高，能量损失主要表现在变换和甲烷化单元工艺物流冷却以及各设备管道的散热等。对于该企业，生产工艺系统能量损失合计为100.77 万吨标煤/年，为能量输入总量的23.93%，该终端环节的能量转换效率为52.03%；对于大平原项目，生产工艺系统能量损失合计为67.01万吨标煤/年，为能量输入总量的24.64%，该终端环节的能量转换效率为63.31%。二者能量转换效率的差异在于：大平原原料煤元素分析的含碳率为72.9%（干燥无灰基），出气化炉的粗煤气（干）中CO 和H2 的总含量占54.7%；而该企业原料煤元素分析的含碳率为70.2%（干燥无灰基），出气化炉的粗煤气（干）中CO 和H2 的总含量占50.4%。因此，最终导致大平原生产工艺系统的气化炉性能的关键指标——冷煤气效率为81.27%，高于该企业的79.13%。& &&&&&另外，该企业生产工艺系统产生的中低压蒸汽均被终端环节内部消化，而大平原中除内部消化外，还有部分蒸汽作为终端环节的输出产品进入汽电联产装置以减少燃料煤的消耗，提高了该环节的能量转换效率。同时对于低温热源的利用，该企业以氨为冷介质，采用压缩制冷的方式，通过中高压蒸汽驱动压缩机为低温甲醇洗提供冷源，耗费了不必要的中高压蒸汽。而大平原项目采用混合制冷方式，利用系统中富余的低压蒸汽和低位热源为所需装置提供冷量，节省了电耗和中高压蒸汽。综上，大平原项目最终环节的能量转换效率优于该企业。& &&&&&根据图2 可见，该企业最终使用环节的输出能量为202.97 万吨标煤/年，其中天然气的产量为183.78 万吨标煤/年，供入的能源总量等价值为421.08 万吨标煤/年，当量值为421.08 万吨标煤/年，所以该企业的能源利用效率为48.20%，能量转换效率也为48.20%；而根据图3 可见，大平原最终使用环节的输出能量为143.89 万吨标煤/年，其中天然气的产量为143.25 万吨标煤/年，供入的能源总量等价值为271.87 万吨标煤/年，当量值为270.67 万吨标煤/年，所以大平原的能源利用率为52.93%，能量转换效率为53.16%。& &&&&&结果表明，该企业整体能量转换效率较大平原低。这表现在，一方面由于终端环节中生产工艺系统的用能效率为70.26%低于大平原的73.09%，而生产工艺系统能耗比例最大导致其用能效率直接决定着全厂能量转换效率的高低。另一方面是能量利用过程中的热损失和其它能量的排出与消耗。具体来说，对于生产工艺系统主要体现在烟气排放的热损失、过程反应所需的反应能和分离能、机械设备的电力损失、管道设备的散热损失以及物流换热的损与空冷损失等；对于辅助生产、公用工程及其它系统，由于其用能比例较小、结构较简单，其损失主要体现在电力及蒸汽凝液的损失。因此，该企业仍需进一步改善用能水平，优化能源结构，降低能耗损失。& &&&&&4 结语& &&&&&通过对煤制天然气企业和大平原的各项数据分析，该企业的能量转换效率为48.20%，而大平原示范项目对应数据为53.16%。另外，从节能降耗方面分析，该企业的输送分配环节蒸汽和热水能量损失占该环节总损失的83.04%，应强化保温材料，采取保温措施。而且最终环节中进入辅助生产系统、公用工程系统及其它系统的能源损失较大，需要进一步回收，应采取相应措施达到“热尽其用”，如对系统产生的凝结水实行闭路回收，将高温凝结水和乏汽分离，前者直接进入锅炉，后者进行再处理用于再生产，避免了能源浪费，同时也保障了系统平稳运行。& &&&&&从蒸汽梯级利用的角度考虑，该企业的生产工艺系统中煤气化、变换和甲烷化单元产生的高低压蒸汽应按照不同品味蒸汽性能上的特点和规律加以匹配联合，在一定的输入条件和输出要求条件下，根据“高质高用，低质低用，分级匹配”的能量梯级利用原则，达到能量合理匹配和最优运行。为进一步提高转换效率、降低能耗，使该企业用能效率达到国外先进水平，需要对该企业进行全厂能量热集成，通过过程能量集成技术优化用能结构，细化节能方案，使全厂能量合理最优地利用。& &&&&&（来源：《化工进展》2013年第32卷第9期 &作者：刘永健1、2，王志伟1，何畅1，冯霄1，李安学2；1 中国石油大学化学工程学院；2 辽宁大唐国际阜新煤制天然气有限责任公司）}