近10年定价机制缺位 “煤制气生存很不乐观”
作者： 来源：中国能源报 浏览次数：1980次 更新时间：2019-01-09
“作为保障国家能源安全的战略性产业，煤制气发挥的作用达到预期了吗？近两年，我们常看到新项目上马的消息，但真正做起来的有几个？如果已投产的项目都没了经济性，后续还有新企业敢来吗？”日前在中国石油和化学工业联合会煤化工专委会年会上，中国大唐集团公司副总经理、中新能化公司总经理吴秀章用一连串的发问，揭示出煤制气产业并不乐观的发展现状。
当前，我国天然气对外依存度已接近40%，煤制天然气作为“国家能源战略技术储备和产能储备”，在保障国家能源安全方面意义重大。2009年8月，国家发改委核准大唐国际克什克腾旗煤制天然气项目（下称“大唐项目”），并将其列为首个国家级煤制气示范项目。虽然发展已近10年，但我国煤制气产业至今仍处于“不温不火”的示范阶段，与行业乃至国家寄予其的厚望相去甚远。
目前，包括大唐项目在内，我国已有4个煤制气项目投运，其中3个长期深陷上游煤炭成本高企、中游运输管网垄断、下游气价低迷等困境，出现长期亏损，无力实现良性发展。先行者们的这些遭遇，直接导致整个行业在浓烈的观望情绪中踌躇不前。
究竟是什么在束缚煤制气这一“战略性”产业？又该如何破局？带着这些疑问，本报记者日前深入项目现场探寻答案。
01、 气价一降再降，示范项目陷入亏损
在位于伊宁的新疆庆华煤制气项目厂区内，“煤制天然气国家示范项目”“国家‘十二五’煤炭深加工示范项目”的标识随处可见。
“2012年我们获国家发改委核准，是煤制天然气国家示范项目和煤炭深加工示范项目，共分两期建设。一期项目采用的是固定床碎煤加压气化的技术，这是煤化工路线中流程最短、转化效率最高、能耗水平相对较低的方式之一。一期成功投运就证明这项技术真正国产化了。”新疆庆华能源集团副总经理李旭光告诉记者，“我们规划的总规模为55亿立方米/年，目前投产的只有一期，二期项目早已具备建设条件，但因为一期项目的遭遇，迟迟无法上马。”
李旭光所说的“遭遇”源于一纸协议。2013年2月，新疆庆华与中石油天然气股份有限公司签订《煤制天然气购销协议》。按照《协议》，新疆庆华以1.60元/立方米的价格向中石油销售煤制天然气，合同有效期持续至2042年12月31日。同时，双方约定在协议期内，可定期对合同价格进行回顾，在双方达成一致并签订补充协议后进行调整。
2013年12月28日，新疆庆华煤制气项目一期工程产出合格天然气，并正式进入中石油西气东输管网。彼时，经过国家发改委当年对非居民用天然气气价的调整，全国平均门站价格（中石油等天然气供应商向下游售气时的销售价格）已由年初的1.69元/立方米提高至1.95元/立方米。
但两年后，国家发改委再次发出通知，自2015年11月20日起降低非居民用天然气门站价格，全国平均降幅达到0.7元/立方米。新疆的非居民用天然气门站价格更是降至1.15元/立方米，成为全国各省区中最低的门站价。换言之，此时在新疆地区，中石油通过门站销售的管道天然气价格已跌至1.15元/立方米，远低于与新疆庆华此前约定的1.60元/立方米合同价格，出现“倒挂”。
经历市场大幅波动后，“价格谈判”开始成为新疆庆华与中石油业务往来的关键词。据李旭光介绍，在双方未达成一致意见的情况下，2016年1月1日起，中石油方面暂停向新疆庆华进行结算。因中石油的结算款是新疆庆华唯一的资金来源，后者随即陷入严重的财务危机，资金链一度崩断。“为确保国家示范项目能够暂时生存，在新疆自治区政府的帮助下，双方同意暂时先按1.15元/立方米的临时价格进行结算。”此后，随着国家两次降低增值税率，这一临时结算价又分别下降至1.13元/立方米和1.119元/立方米，大幅低于合同价，新疆庆华随即进入漫长亏损期。
02、 行业亏损面大，产购双方各有说辞
同病相怜的还有大唐13.3亿立方米/年的一期煤制气项目。事实上，除内蒙古汇能16亿立方米/年煤制气项目因其产品以液化天然气（LNG）形式直接销售，无需通过管网运输而实现盈利外，国内已投产的3个煤制气项目，目前全部因价格问题而处于亏损状态。
据中新能化公司副总经理、大唐克旗煤制气公司总经理夏俊兵介绍，大唐项目一期于2013年12月24日并入北京燃气管网，并正式向北京供气。先后历经4次降价调整后，大唐项目的含税结算价格已由运行初期的2.72元/立方米，降至目前的1.77元/立方米，降幅接近1元/立方米。“气价随着实际市场情况变化，这一点我们认同。此前中石油借着国家发改委调整天然气门站价等机会给我们降价，而后来北京地区的民用气价每立方米上涨超过0.2元，中石油给我们的价格却没变。说实话，按照现在的价格区间，大多数煤制气企业根本生存不下去。”
然而，中石油似乎也有苦衷。根据中石油今年8月和10月针对新疆庆华煤制气项目所提出的关于结算价格和供气量等问题的复函，其下调气价的原因是“煤制气与常规天然气在进入管道后混合统一输送，销售时无法区分，门站价格下调已导致中石油出现严重的价格倒挂，相关销售业务也处于亏损状态”。
此外，复函还指出，新疆庆华方面供气量未能达到合同要求，中石油方面需大量采购LNG现货补足，导致其严重亏损。
但李旭光对此提出了不同看法：“一是新疆庆华与中石油天然气股份有限公司签订的《煤制天然气购销协议》中并没有就价格调整机制进行约定，因国家下调门站价格而造成中石油亏损，责任不能由新疆庆华承担；二是由于中石油单方面下调收购价格，造成项目现金流严重短缺并出现巨额亏损，企业已无力兴建二期项目保障供气量；三是从2015年4月起，中石油方面通过电话、书面来函等方式要求企业主动限产。”此外，李旭光还强调，在此期间中石油并未就供气量问题提出任何书面异议，且每月都是按照实际供气量接收供气并据实进行结算。
对此，记者进一步致电中石油方面，希望了解相关细节及最新价格谈判情况，但中石油方面称其内部正在进行架构调整，原来的分管人员已经调动，暂时无法及时回复。截至发稿，记者仍未收到相关回复。
03、 成本居高不下，定价缺乏固定参考
“目前，如果煤价按照160元/吨计算，我们的项目仅生产成本就要1.1—1.2元/立方米。”据李旭光介绍，由于新疆庆华自身持有煤矿资产，煤价成本与其它同类项目相比具有一定的价格优势。但即便如此，原料成本也要占到生产成本的1/3左右。“财务成本占30%左右，其它就是设备折旧和人工等成本。”
而据吴秀章透露，大唐项目的原料成本占比则高达60%。目前，中石油方面对大唐项目产出的煤制天然气收购价格比新疆庆华项目高出约0.6元/立方米，其中大唐方面原料成本居高也是重要原因之一。“近年来，能源价格剧烈波动，煤价从300元/吨涨到600元/吨，国际原油价格从45美元/桶涨到高时85美元/桶，但2016—2018年的3年间，天然气价格却没变过。”
吴秀章表示，由于成本居高不下，目前煤制天然气价格又低于进口气价，加之进口管道气享受国家优惠政策，煤制气价格始终缺乏市场竞争力。
究其根本，李旭光认为，这是因为煤制气价格目前缺乏合理的定价参考。“最好可以在适当考虑成本的前提下给出一定的价格参考，例如国际油价、进口管道气价等都可以作为参考标准。既然是从国家战略和能源安全等方面定位煤制气，我认为进口管道气价是一个很好的参考。”
对此，中国石油和化学工业联合会煤化工专委会副秘书长王秀江也表示，目前我国尚缺乏统一的煤制气定价机制，可参考进口气价确定相应的煤制气收购价格浮动机制。“同时，也需出台兜底机制，解决当前煤制气入网价严重低于企业生产成本的现状。此外，可进一步加大天然气管网改革力度，管输和销售分离进行直供气，煤制气企业只需交一些管输费，即可按市场价向用户直接输送。”
此外，煤炭供应量难以保障，也在限制煤制气行业的发展。吴秀章告诉记者：“受冬季地方‘保电煤’政策以及煤企自身环保生产压力的影响，今年1—2月、6—7月曾分别出现过原料煤供应严重不足的情况，导致大唐项目被迫降负荷生产。如果我们的第二条生产线上马了，煤炭供应将存在更大的不确定性。”
石油和化学工业规划院能源化工处处长王钰进一步指出：“煤制气项目盈利水平受限的核心原因是进入管道的天然气售价太低。无论是新疆庆华，还是大唐克旗等项目，如能按照最初合同约定的价格销售，企业都是能赚钱的。但因天然气管道由中石油一家控制，煤制气企业长期缺乏定价话语权，实际气价与合同约定的价格差距较大。”
04、 产能释放受阻，企业谋求产品转型
另据记者了解，相较于其它煤炭深加工和煤化工项目，煤制气行业还存在产品结构单一的问题。“主要产品只有天然气，不像其它煤化工项目还有中间产品，因此所有煤化工项目中投资回报最低的就是煤制气。”吴秀章说。
此外，管道气无法存储且产品需求具有很强的季节性，也成为制约煤制气发展的重要因素。“夏季天然气需求极少，北京冬季一天的用气量高达1.2亿方，夏季则不到2200万方，这意味着长达8个月的时间内，市场几乎不需要天然气。”吴秀章表示，基于这一原因，大唐项目第二条生产线虽已建成80%以上，但现在仍不敢轻易投产。
夏俊兵同时透露，大唐方面目前正考虑在生产天然气的同时，将一半产能改为甲醇及乙二醇，“这也是不得已的办法，否则停产也是损失。”无独有偶，新疆庆华也曾尝试转型到其它煤化工领域。“但由于我们在项目申报时是两期工程一起进行的，且全部按照煤制气项目进行核准，想要变更项目性质非常困难。另外，从长远看，天然气仍有广阔的市场空间，但其它煤化工产品可能很快出现饱和。”李旭光说。
“调整产品结构是困局之下的一个突破口。”王钰说，“但也要看到，现代煤化工产业发展多年，可选择的产品方向并不多，很多产品本身就面临产能过剩等隐患。”
05、 存量项目堪忧，后续工程难以推进
中国石油和化学工业联合会煤化工专委会统计数据显示，截至2018年9月底，我国煤制天然气产能为51.05亿立方米/年，今年前三季度总产量为20.06亿立方米，产能利用率仅为52.4%。预计四季度受冬季需求旺盛影响，产能利用率将有小幅提升，全年总产量有望突破28亿立方米。
根据《能源发展“十三五”规划》，“十三五”期间，我国煤制天然气生产能力目标为 170 亿立方米左右，其中新疆准东、新疆伊犁、内蒙古鄂尔多斯、山西大同、内蒙古兴安盟被列为煤制天然气项目建设重点。
吴秀章指出，在几乎全行业亏损的情况下，国家接下来应加强产业引导，首先要让那些为国家能源安全做出贡献的企业生存下去。“如果作为探路者的老企业都对后续发展没有积极性，或者无力把已经建成的产能转化为产品，那么哪还有新企业再来建设煤制气项目？煤制气成为我国气源有效补充的前提是项目经济性能够维持企业的健康运营、市场环境能够吸引更多投资。”
“去年冬季供暖季，4家煤制气企业合计供气11.4亿立方米，这点值得肯定，足以看出煤制气的重要性。”但据王秀江透露，除在运的4个项目外，目前已拿到“路条”获准建设的项目多处于观望状态，暂无上马之意。
评论：煤制气定价机制不应缺位
有的项目长期盈利艰难，投运以来叫苦连连，无奈谋求转产；有的项目停滞不前，即便拿到“路条”多年，也迟迟不敢真正动工；有的企业则“静观其变”，嘴上喊着要抓住机遇“从中分一杯羹”，实际却又没有大动作——煤制天然气行业的矛盾与反常现象值得反思。
支持者有之，质疑者也有之。但不可否认的是，作为国家认可的“能源战略技术储备和产能储备示范工程”，煤制气项目有其存在的意义与价值。从保障能源安全出发，在我国天然气对外依存度逼近40%的今天，煤制气扮演着重要的角色。从清洁利用角度来看，“由煤到气”无疑是煤炭行业转型的有效路径之一，对化解过剩产能同样有利。再从现实情况分析，在天然气需求量快速增长，尤其是冬季保供、清洁取暖等压力下，煤制气的作用更加突出。
正是鉴于种种优势，煤制气市场广被看好。全国已建、在建及拟建项目数量总和曾一度超过60个，若悉数投产，未来产能将达2600亿立方米/年以上。这一数量甚至是《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》目标170亿立方米/年（到2020年）的15倍之多。
但如今在运项目一亏再亏、投资企业热情大减，行业整体举步维艰。从备受热捧到极速降温，究竟是什么限制了煤制气发展？
输气管网长期受制于人，收多收少、价高价低均由对方说了算，收购价与生产成本“倒挂”，项目自身长期缺乏议价权——这是煤制气企业集体反映的核心问题。进一步深究，各问题背后却又牵涉着一条共同的主线：定价机制。
目前，除1个煤制液化天然气（LNG）项目外，我国在运的其他3个煤制气项目均需通过输气管网实现销售。运行初期，收购价格以实际成本为基础，按照产品成本加上一定利润的方式进行计算。按照当时的定价机制及合同价格，煤制气企业足以盈利。比如，作为首个示范工程的大唐克旗项目，初期气价就高达2.72元/立方米。
但后来，随着天然气行业推行价格机制改革，要求气价与市场竞争形成的可替代能源价格挂钩，在此基础上倒扣管道运输费后，再回推确定天然气售价。以国家制定的统一门站价格为最高上限，对煤制气等非常规天然气出厂价格实行市场调节，由供需双方协商确定气价；进入长输管道混合输送的，执行统一门站价。据此规则，在上限已定的基础上，煤制气价格本应随行就市。但如今，“市场的”真的回归市场了吗？
近年来国际原油价格逐步回升，同属现代煤化工的煤制油等纷纷收益，煤制气价却持续低迷；当原料煤价格应市而涨，一路从300元/吨升至600元/吨，煤制气价却仍“按兵不动”。加之现阶段只有价格“上限”，既无其他参照，也无兜底的“下限”价格体系，煤制气价更多只能“听命于人”。价格长期“倒挂”，既不能反映项目本应有的市场价值，更难以发挥所谓“战略”行业的作用。煤制气行业如今是“泥菩萨过河，自身难保”。
纵观其发展历程，煤制气自身的确存在一定不足，但作为一个国家层面的战略产业，没有一个合理而完善的定价机制，产业也将失去稳定、健康发展的前提与基础。在困境求生的背景下，若大面积发生现有项目转产、后续项目断层等情况，将对保障国家能源安全工作造成隐患。什么才是真正适合煤制气行业的定价机制，这是当前亟待寻求的答案。
当前，我国天然气对外依存度已接近40%，煤制天然气作为“国家能源战略技术储备和产能储备”，在保障国家能源安全方面意义重大。2009年8月，国家发改委核准大唐国际克什克腾旗煤制天然气项目（下称“大唐项目”），并将其列为首个国家级煤制气示范项目。虽然发展已近10年，但我国煤制气产业至今仍处于“不温不火”的示范阶段，与行业乃至国家寄予其的厚望相去甚远。
目前，包括大唐项目在内，我国已有4个煤制气项目投运，其中3个长期深陷上游煤炭成本高企、中游运输管网垄断、下游气价低迷等困境，出现长期亏损，无力实现良性发展。先行者们的这些遭遇，直接导致整个行业在浓烈的观望情绪中踌躇不前。
究竟是什么在束缚煤制气这一“战略性”产业？又该如何破局？带着这些疑问，本报记者日前深入项目现场探寻答案。
01、 气价一降再降，示范项目陷入亏损
在位于伊宁的新疆庆华煤制气项目厂区内，“煤制天然气国家示范项目”“国家‘十二五’煤炭深加工示范项目”的标识随处可见。
“2012年我们获国家发改委核准，是煤制天然气国家示范项目和煤炭深加工示范项目，共分两期建设。一期项目采用的是固定床碎煤加压气化的技术，这是煤化工路线中流程最短、转化效率最高、能耗水平相对较低的方式之一。一期成功投运就证明这项技术真正国产化了。”新疆庆华能源集团副总经理李旭光告诉记者，“我们规划的总规模为55亿立方米/年，目前投产的只有一期，二期项目早已具备建设条件，但因为一期项目的遭遇，迟迟无法上马。”
李旭光所说的“遭遇”源于一纸协议。2013年2月，新疆庆华与中石油天然气股份有限公司签订《煤制天然气购销协议》。按照《协议》，新疆庆华以1.60元/立方米的价格向中石油销售煤制天然气，合同有效期持续至2042年12月31日。同时，双方约定在协议期内，可定期对合同价格进行回顾，在双方达成一致并签订补充协议后进行调整。
2013年12月28日，新疆庆华煤制气项目一期工程产出合格天然气，并正式进入中石油西气东输管网。彼时，经过国家发改委当年对非居民用天然气气价的调整，全国平均门站价格（中石油等天然气供应商向下游售气时的销售价格）已由年初的1.69元/立方米提高至1.95元/立方米。
但两年后，国家发改委再次发出通知，自2015年11月20日起降低非居民用天然气门站价格，全国平均降幅达到0.7元/立方米。新疆的非居民用天然气门站价格更是降至1.15元/立方米，成为全国各省区中最低的门站价。换言之，此时在新疆地区，中石油通过门站销售的管道天然气价格已跌至1.15元/立方米，远低于与新疆庆华此前约定的1.60元/立方米合同价格，出现“倒挂”。
经历市场大幅波动后，“价格谈判”开始成为新疆庆华与中石油业务往来的关键词。据李旭光介绍，在双方未达成一致意见的情况下，2016年1月1日起，中石油方面暂停向新疆庆华进行结算。因中石油的结算款是新疆庆华唯一的资金来源，后者随即陷入严重的财务危机，资金链一度崩断。“为确保国家示范项目能够暂时生存，在新疆自治区政府的帮助下，双方同意暂时先按1.15元/立方米的临时价格进行结算。”此后，随着国家两次降低增值税率，这一临时结算价又分别下降至1.13元/立方米和1.119元/立方米，大幅低于合同价，新疆庆华随即进入漫长亏损期。
02、 行业亏损面大，产购双方各有说辞
同病相怜的还有大唐13.3亿立方米/年的一期煤制气项目。事实上，除内蒙古汇能16亿立方米/年煤制气项目因其产品以液化天然气（LNG）形式直接销售，无需通过管网运输而实现盈利外，国内已投产的3个煤制气项目，目前全部因价格问题而处于亏损状态。
据中新能化公司副总经理、大唐克旗煤制气公司总经理夏俊兵介绍，大唐项目一期于2013年12月24日并入北京燃气管网，并正式向北京供气。先后历经4次降价调整后，大唐项目的含税结算价格已由运行初期的2.72元/立方米，降至目前的1.77元/立方米，降幅接近1元/立方米。“气价随着实际市场情况变化，这一点我们认同。此前中石油借着国家发改委调整天然气门站价等机会给我们降价，而后来北京地区的民用气价每立方米上涨超过0.2元，中石油给我们的价格却没变。说实话，按照现在的价格区间，大多数煤制气企业根本生存不下去。”
然而，中石油似乎也有苦衷。根据中石油今年8月和10月针对新疆庆华煤制气项目所提出的关于结算价格和供气量等问题的复函，其下调气价的原因是“煤制气与常规天然气在进入管道后混合统一输送，销售时无法区分，门站价格下调已导致中石油出现严重的价格倒挂，相关销售业务也处于亏损状态”。
此外，复函还指出，新疆庆华方面供气量未能达到合同要求，中石油方面需大量采购LNG现货补足，导致其严重亏损。
但李旭光对此提出了不同看法：“一是新疆庆华与中石油天然气股份有限公司签订的《煤制天然气购销协议》中并没有就价格调整机制进行约定，因国家下调门站价格而造成中石油亏损，责任不能由新疆庆华承担；二是由于中石油单方面下调收购价格，造成项目现金流严重短缺并出现巨额亏损，企业已无力兴建二期项目保障供气量；三是从2015年4月起，中石油方面通过电话、书面来函等方式要求企业主动限产。”此外，李旭光还强调，在此期间中石油并未就供气量问题提出任何书面异议，且每月都是按照实际供气量接收供气并据实进行结算。
对此，记者进一步致电中石油方面，希望了解相关细节及最新价格谈判情况，但中石油方面称其内部正在进行架构调整，原来的分管人员已经调动，暂时无法及时回复。截至发稿，记者仍未收到相关回复。
03、 成本居高不下，定价缺乏固定参考
“目前，如果煤价按照160元/吨计算，我们的项目仅生产成本就要1.1—1.2元/立方米。”据李旭光介绍，由于新疆庆华自身持有煤矿资产，煤价成本与其它同类项目相比具有一定的价格优势。但即便如此，原料成本也要占到生产成本的1/3左右。“财务成本占30%左右，其它就是设备折旧和人工等成本。”
而据吴秀章透露，大唐项目的原料成本占比则高达60%。目前，中石油方面对大唐项目产出的煤制天然气收购价格比新疆庆华项目高出约0.6元/立方米，其中大唐方面原料成本居高也是重要原因之一。“近年来，能源价格剧烈波动，煤价从300元/吨涨到600元/吨，国际原油价格从45美元/桶涨到高时85美元/桶，但2016—2018年的3年间，天然气价格却没变过。”
吴秀章表示，由于成本居高不下，目前煤制天然气价格又低于进口气价，加之进口管道气享受国家优惠政策，煤制气价格始终缺乏市场竞争力。
究其根本，李旭光认为，这是因为煤制气价格目前缺乏合理的定价参考。“最好可以在适当考虑成本的前提下给出一定的价格参考，例如国际油价、进口管道气价等都可以作为参考标准。既然是从国家战略和能源安全等方面定位煤制气，我认为进口管道气价是一个很好的参考。”
对此，中国石油和化学工业联合会煤化工专委会副秘书长王秀江也表示，目前我国尚缺乏统一的煤制气定价机制，可参考进口气价确定相应的煤制气收购价格浮动机制。“同时，也需出台兜底机制，解决当前煤制气入网价严重低于企业生产成本的现状。此外，可进一步加大天然气管网改革力度，管输和销售分离进行直供气，煤制气企业只需交一些管输费，即可按市场价向用户直接输送。”
此外，煤炭供应量难以保障，也在限制煤制气行业的发展。吴秀章告诉记者：“受冬季地方‘保电煤’政策以及煤企自身环保生产压力的影响，今年1—2月、6—7月曾分别出现过原料煤供应严重不足的情况，导致大唐项目被迫降负荷生产。如果我们的第二条生产线上马了，煤炭供应将存在更大的不确定性。”
石油和化学工业规划院能源化工处处长王钰进一步指出：“煤制气项目盈利水平受限的核心原因是进入管道的天然气售价太低。无论是新疆庆华，还是大唐克旗等项目，如能按照最初合同约定的价格销售，企业都是能赚钱的。但因天然气管道由中石油一家控制，煤制气企业长期缺乏定价话语权，实际气价与合同约定的价格差距较大。”
04、 产能释放受阻，企业谋求产品转型
另据记者了解，相较于其它煤炭深加工和煤化工项目，煤制气行业还存在产品结构单一的问题。“主要产品只有天然气，不像其它煤化工项目还有中间产品，因此所有煤化工项目中投资回报最低的就是煤制气。”吴秀章说。
此外，管道气无法存储且产品需求具有很强的季节性，也成为制约煤制气发展的重要因素。“夏季天然气需求极少，北京冬季一天的用气量高达1.2亿方，夏季则不到2200万方，这意味着长达8个月的时间内，市场几乎不需要天然气。”吴秀章表示，基于这一原因，大唐项目第二条生产线虽已建成80%以上，但现在仍不敢轻易投产。
夏俊兵同时透露，大唐方面目前正考虑在生产天然气的同时，将一半产能改为甲醇及乙二醇，“这也是不得已的办法，否则停产也是损失。”无独有偶，新疆庆华也曾尝试转型到其它煤化工领域。“但由于我们在项目申报时是两期工程一起进行的，且全部按照煤制气项目进行核准，想要变更项目性质非常困难。另外，从长远看，天然气仍有广阔的市场空间，但其它煤化工产品可能很快出现饱和。”李旭光说。
“调整产品结构是困局之下的一个突破口。”王钰说，“但也要看到，现代煤化工产业发展多年，可选择的产品方向并不多，很多产品本身就面临产能过剩等隐患。”
05、 存量项目堪忧，后续工程难以推进
中国石油和化学工业联合会煤化工专委会统计数据显示，截至2018年9月底，我国煤制天然气产能为51.05亿立方米/年，今年前三季度总产量为20.06亿立方米，产能利用率仅为52.4%。预计四季度受冬季需求旺盛影响，产能利用率将有小幅提升，全年总产量有望突破28亿立方米。
根据《能源发展“十三五”规划》，“十三五”期间，我国煤制天然气生产能力目标为 170 亿立方米左右，其中新疆准东、新疆伊犁、内蒙古鄂尔多斯、山西大同、内蒙古兴安盟被列为煤制天然气项目建设重点。
吴秀章指出，在几乎全行业亏损的情况下，国家接下来应加强产业引导，首先要让那些为国家能源安全做出贡献的企业生存下去。“如果作为探路者的老企业都对后续发展没有积极性，或者无力把已经建成的产能转化为产品，那么哪还有新企业再来建设煤制气项目？煤制气成为我国气源有效补充的前提是项目经济性能够维持企业的健康运营、市场环境能够吸引更多投资。”
“去年冬季供暖季，4家煤制气企业合计供气11.4亿立方米，这点值得肯定，足以看出煤制气的重要性。”但据王秀江透露，除在运的4个项目外，目前已拿到“路条”获准建设的项目多处于观望状态，暂无上马之意。
评论：煤制气定价机制不应缺位
有的项目长期盈利艰难，投运以来叫苦连连，无奈谋求转产；有的项目停滞不前，即便拿到“路条”多年，也迟迟不敢真正动工；有的企业则“静观其变”，嘴上喊着要抓住机遇“从中分一杯羹”，实际却又没有大动作——煤制天然气行业的矛盾与反常现象值得反思。
支持者有之，质疑者也有之。但不可否认的是，作为国家认可的“能源战略技术储备和产能储备示范工程”，煤制气项目有其存在的意义与价值。从保障能源安全出发，在我国天然气对外依存度逼近40%的今天，煤制气扮演着重要的角色。从清洁利用角度来看，“由煤到气”无疑是煤炭行业转型的有效路径之一，对化解过剩产能同样有利。再从现实情况分析，在天然气需求量快速增长，尤其是冬季保供、清洁取暖等压力下，煤制气的作用更加突出。
正是鉴于种种优势，煤制气市场广被看好。全国已建、在建及拟建项目数量总和曾一度超过60个，若悉数投产，未来产能将达2600亿立方米/年以上。这一数量甚至是《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》目标170亿立方米/年（到2020年）的15倍之多。
但如今在运项目一亏再亏、投资企业热情大减，行业整体举步维艰。从备受热捧到极速降温，究竟是什么限制了煤制气发展？
输气管网长期受制于人，收多收少、价高价低均由对方说了算，收购价与生产成本“倒挂”，项目自身长期缺乏议价权——这是煤制气企业集体反映的核心问题。进一步深究，各问题背后却又牵涉着一条共同的主线：定价机制。
目前，除1个煤制液化天然气（LNG）项目外，我国在运的其他3个煤制气项目均需通过输气管网实现销售。运行初期，收购价格以实际成本为基础，按照产品成本加上一定利润的方式进行计算。按照当时的定价机制及合同价格，煤制气企业足以盈利。比如，作为首个示范工程的大唐克旗项目，初期气价就高达2.72元/立方米。
但后来，随着天然气行业推行价格机制改革，要求气价与市场竞争形成的可替代能源价格挂钩，在此基础上倒扣管道运输费后，再回推确定天然气售价。以国家制定的统一门站价格为最高上限，对煤制气等非常规天然气出厂价格实行市场调节，由供需双方协商确定气价；进入长输管道混合输送的，执行统一门站价。据此规则，在上限已定的基础上，煤制气价格本应随行就市。但如今，“市场的”真的回归市场了吗？
近年来国际原油价格逐步回升，同属现代煤化工的煤制油等纷纷收益，煤制气价却持续低迷；当原料煤价格应市而涨，一路从300元/吨升至600元/吨，煤制气价却仍“按兵不动”。加之现阶段只有价格“上限”，既无其他参照，也无兜底的“下限”价格体系，煤制气价更多只能“听命于人”。价格长期“倒挂”，既不能反映项目本应有的市场价值，更难以发挥所谓“战略”行业的作用。煤制气行业如今是“泥菩萨过河，自身难保”。
纵观其发展历程，煤制气自身的确存在一定不足，但作为一个国家层面的战略产业，没有一个合理而完善的定价机制，产业也将失去稳定、健康发展的前提与基础。在困境求生的背景下，若大面积发生现有项目转产、后续项目断层等情况，将对保障国家能源安全工作造成隐患。什么才是真正适合煤制气行业的定价机制，这是当前亟待寻求的答案。
