本文摘要：“作为确保国家能源安全的战略性产业，煤制气充分发挥的起到超过预期了吗？

“作为确保国家能源安全的战略性产业，煤制气充分发挥的起到超过预期了吗？近两年，我们常看到新项目上马的消息，但确实做到一起的有几个？如果已投产的项目都就让经济性，先前还有新的企业不敢来吗？”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提问，说明了出有煤制气产业并不悲观的发展现状。当前，我国天然气对外依存度已相似40%，煤制天然气作为“国家能源战略技术储备和生产能力储备”，在确保国家能源安全方面意义根本性。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”），并将其列入首个国家级煤制气样板项目。

虽然发展已近10年，但我国煤制气产业至今仍正处于“不温不火”的样板阶段，与行业乃至国家抱有其的首肯相去甚远。目前，还包括大唐项目在内，我国有数4个煤制气项目投运，其中3个长年身陷上游煤炭成本高企、中游运输管网独占、下游气价下滑等困境，经常出现长年亏损，无力构建良性发展。先行者们的这些遭遇，必要造成整个行业在浓厚的从容情绪中踌躇不前。到底是什么在束缚煤制气这一“战略性”产业？又该如何破局？带着这些疑惑，本报记者日前了解项目现场探索答案。

01、气价一叛再行叛，样板项目陷于亏损在坐落于伊宁的新疆庆华煤制气项目厂区内，“煤制天然气国家样板项目”“国家‘十二五’煤炭深加工样板项目”的标识随处可见。“2012年我们获得国家发改委核准，是煤制天然气国家样板项目和煤炭深加工样板项目，共分两期建设。一期项目使用的是固定床碎煤冷却气化的技术，这是煤化工路线中流程最较短、转化成效率最低、能耗水平比较较低的方式之一。

一期顺利投运就证明这项技术确实国产化了。”新疆庆华能源集团副总经理李旭光告诉他记者，“我们规划的总规模为55亿立方米/年，目前投产的只有一期，二期项目早就不具备建设条件，但因为一期项目的遭遇，如期无法上马。”李旭光所说的“遭遇”源自一纸协议。

2013年2月，新疆庆华与中石油天然气股份有限公司签定《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，合约有效期持续至2042年12月31日。同时，双方誓约在协议期内，可定期对合约价格展开总结，在双方达成协议完全一致并签定补充协议后展开调整。2013年12月28日，新疆庆华煤制气项目一期工程生产量合格天然气，并月转入中石油西气东赢管网。

彼时，经过国家发改委当年对非居民用天然气气价的调整，全国平均值门站价格（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/立方米提升至1.95元/立方米。但两年后，国家发改委再度发出通知，自2015年11月20日起减少非居民用天然气门站价格，全国平均值降幅超过0.7元/立方米。

新疆的非居民用天然气门站价格堪称降到1.15元/立方米，沦为全国各省区中低于的门站价。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到至1.15元/立方米，近高于与新疆庆华此前誓约的1.60元/立方米合约价格，经常出现“凌空”。经历市场大幅度波动后，“价格谈判”开始沦为新疆庆华与中石油业务往来的关键词。据李旭光讲解，在双方并未达成协议一致意见的情况下，2016年1月1日起，中石油方面停止向新疆庆华展开承销。

因中石油的承销款是新疆庆华唯一的资金来源，后者旋即陷于相当严重的财务危机，资金链一度崩断。“为保证国家样板项目需要继续存活，在新疆自治区政府的协助下，双方同意继续再行按1.15元/立方米的临时价格展开承销。”此后，随着国家两次减少增值税率，这一临时结算价又分别上升至1.13元/立方米和1.119元/立方米，大幅度高于合同价，新疆庆华旋即转入漫长亏损期。

02、行业亏损面大，产购双方各有说词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）形式必要销售，需要通过管网运输而构建盈利外，国内已投产的3个煤制气项目，目前全部因价格问题而正处于亏损状态。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讲解，大唐项目一期于2013年12月24日划归北京燃气管网，并月向北京供气。先后几经4次降价调整后，大唐项目的含税承销价格已由运营初期的2.72元/立方米，降到目前的1.77元/立方米，降幅相似1元/立方米。

“气价随着实际市场情况变化，这一点我们尊重。此前中石油借着国家发改委调整天然气门车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下跌多达0.2元，中石油给我们的价格却一成不变。

说实话，按照现在的价格区间，大多数煤制气企业显然存活不下去。”然而，中石油或许也有苦衷。

根据中石油今年8月和10月针对新疆庆华煤制气项目所明确提出的关于承销价格和供气量等问题的批示，其上调气价的原因是“煤制气与常规天然气在转入管道后混合统一运送，销售时无法区分，门站价格上调已造成中石油经常出现相当严重的价格凌空，涉及销售业务也正处于亏损状态”。此外，批示还认为，新疆庆华方面可供气量没能超过合约拒绝，中石油方面须要大量订购LNG现货补充，造成其相当严重亏损。但李旭光回应明确提出了有所不同观点：“一是新疆庆华与中石油天然气股份有限公司签定的《煤制天然气购销协议》中并没就价格调整机制展开誓约，因国家上调门站价格而导致中石油亏损，责任无法由新疆庆华分担；二是由于中石油单方面上调收购价格，导致项目现金流相当严重紧缺并经常出现巨额亏损，企业已无力修建二期项目确保可供气量；三就是指2015年4月起，中石油方面通过电话、书面来函等方式拒绝企业主动限产。

”此外，李旭光还特别强调，在此期间中石油未就可供气量问题明确提出任何书面异议，且每月都是按照实际可供气量接管供气并实情展开承销。回应，记者更进一步约见中石油方面，期望理解涉及细节及近期价格谈判情况，但中石油方面称之为其内部正在展开架构调整，原本的分管人员早已调动，继续无法及时恢复。

截至新闻报道，记者仍并未接到涉及恢复。03、成本居高不下，定价缺少相同参照“目前，如果煤价按照160元/吨计算出来，我们的项目仅有生产成本就要1.1―1.2元/立方米。

”据李旭光讲解，由于新疆庆华自身持有人煤矿资产，煤价成本与其它同类项目比起具备一定的价格优势。但即便如此，原料成本也要占生产成本的1/3左右。

“财务成本占到30%左右，其它就是设备保险费和人工等成本。” 而据吴秀章透漏，大唐项目的原料成本占比则低约60%。

目前，中石油方面对大唐项目生产量的煤制天然气并购价格比新疆庆华项目高达大约0.6元/立方米，其中大唐方面原料成本居高也是最重要原因之一。“近年来，能源价格轻微波动，煤价从300元/吨涨600元/吨，国际原油价格从45美元/桶上涨到低时85美元/桶，但2016―2018年的3年间，天然气价格却一成不变过。”吴秀章回应，由于成本居高不下，目前煤制天然气价格又高于进口气价，加之进口管道气享用国家优惠政策，煤制气价格一直缺少市场竞争力。不谋而合显然，李旭光指出，这是因为煤制气价格目前缺少合理的定价参照。

“最差可以在必要考虑到成本的前提下得出一定的价格参照，例如国际油价、进口管道气价等都可以作为参照标准。既然就是指国家战略和能源安全等方面定位煤制气，我指出进口管道气价是一个很好的参照。

”回应，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回应，目前我国尚能缺少统一的煤制气定价机制，可参照进口气价确认适当的煤制气收购价格浮动机制。“同时，也须要实施兜底机制，解决问题当前煤制气劲射价相当严重高于企业生产成本的现状。此外，可更进一步增大天然气管网改革力度，管输和销售分离出来展开平供气，煤制气企业只需递一些管输费，才可按市场价向用户必要运送。

”此外，煤炭供应量无法确保，也在容许煤制气行业的发展。吴秀章告诉他记者：“不受冬季地方‘健电煤’政策以及煤企自身环保生产压力的影响，今年1―2月、6―7月曾分别经常出现过原料煤供应严重不足的情况，造成大唐项目不得不叛负荷生产。如果我们的第二条生产线上马了，煤炭供应将不存在更大的不确定性。

”石油和化学工业规划院能源化工处长王钰更进一步认为：“煤制气项目盈利水平有限的核心原因是转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，如能按照最初合约誓约的价格销售，企业都是能赚的。但因天然气管道由中石油一家掌控，煤制气企业长年缺少定价话语权，实际气价与合约誓约的价格差距较小。”04、生产能力获释阻碍，企业寻求产品转型另据记者理解，相比于其它煤炭深加工和煤化工项目，煤制气行业还不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报酬低于的就是煤制气。”吴秀章说道。此外，管道气无法存储且产品市场需求具备很强的季节性，也沦为制约煤制气发展的最重要因素。“夏季天然气市场需求很少，北京冬季一天的用气量高达1.2亿方，夏季则将近2200万方，这意味著长达8个月的时间内，市场完全不必须天然气。

”吴秀章回应，基于这一原因，大唐项目第二条生产线虽已竣工80%以上，但现在仍不肯只能投产。夏俊兵同时透漏，大唐方面目前于是以考虑到在生产天然气的同时，将一半生产能力改回甲醇及乙二醇，“这也是只好的办法，否则投产也是损失。”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展开的，且全部按照煤制气项目展开核准，想更改项目性质十分艰难。另外，从长远看，天然气仍有辽阔的市场空间，但其它煤化工产品有可能迅速经常出现饱和状态。”李旭光说道。“调整产品结构是困局之下的一个突破口。

”王钰说道，“但也要看见，现代煤化工产业发展多年，可选择的产品方向并不多，很多产品本身就面对生产能力不足等隐患。”05、存量项目不容乐观，先前工程无法前进中国石油和化学工业联合会煤化工专委会统计数据表明，截至2018年9月底，我国煤制天然气生产能力为51.05亿立方米/年，今年前三季度总产量为20.06亿立方米，生产能力利用率仅有为52.4%。

预计四季度不受冬季市场需求充沛影响，生产能力利用率将有小幅提高，全年总产量未来将会突破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、内蒙古兴安盟被列入煤制天然气项目建设重点。吴秀章认为，在完全仅有行业亏损的情况下，国家接下来不应强化产业引领，首先要让那些为国家能源安全作出贡献的企业存活下去。“如果作为探路者的老企业都对先前发展没积极性，或者无力把早已竣工的生产能力转化成为产品，那么哪还有新的企业再行来建设煤制气项目？煤制气沦为我国气源有效地补足的前提是项目经济性需要保持企业的身体健康运营、市场环境需要更有更加多投资。

” “去年冬季暖气季，4家煤制气企业合计供气11.4亿立方米，这点有一点认同，不足以显现出煤制气的重要性。”但据王秀江透漏，除在运的4个项目外，目前已获得“路条”准许建设的项目多正处于从容状态，暂不上马之意。评论：煤制气定价机制不不应缺位有的项目长年盈利艰苦，投运以来叫苦接连，不得已寻求转产；有的项目停滞不前，即便获得“路条”多年，也如期不肯确实动工；有的企业则“静观其变”，嘴上喊着要抓住机遇“借此分一杯羹”，实际却又没大动作――煤制天然气行业的对立与反常现象值得反思。

支持者有之，批评者也有之。但不可否认的是，作为国家接纳的“能源战略技术储备和生产能力储备样板工程”，煤制气项目有其不存在的意义与价值。从确保能源安全抵达，在我国天然气对外依存度迫近40%的2020-03-08 ，煤制气扮演着最重要的角色。从洗手利用角度来看，“由煤到气”毫无疑问是煤炭行业转型的有效地路径之一，对消弭不足生产能力某种程度不利。

再行从现实情况分析，在天然气需求量快速增长，特别是在是冬季保供、洗手供暖等压力下，煤制气的起到更为引人注目。正是鉴于种种优势，煤制气市场甚广被寄予厚望。全国已辟、开建及中环线项目数量总和一度多达60个，若全数投产，未来生产能力将约2600亿立方米/年以上。

这一数量甚至是《煤炭深加工产业样板“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行盈、投资企业热情大减半，行业整体举步维艰。从备受热捧到公里／小时降温，到底是什么容许了煤制气发展？输气管网长年受制于人，缴多收较少、价高价低均由对方说了算，收购价与生产成本“凌空”，项目自身长年缺少议价权――这是煤制气企业集体体现的核心问题。

更进一步求证，各问题背后却又涉及着一条联合的主线：定价机制。目前，除1个煤制液化天然气（LNG）项目外，我国在货的其他3个煤制气项目均需通过输气管网构建销售。运营初期，收购价格以实际成本为基础，按照产品成本再加一定利润的方式展开计算出来。

按照当时的定价机制及合约价格，煤制气企业不足以盈利。比如，作为首个样板工程的大唐克旗项目，初期气价就低约2.72元/立方米。

但后来，随着天然气行业实行价格机制改革，拒绝气价与市场竞争构成的可替代能源价格挂勾，在此基础上压碎管道运输费后，再行返引确认天然气售价。以国家制订的统一门站价格为最低下限，对煤制气等非常规天然气出厂价格实施市场调节，由供需双方协商确认气价；转入长输管道混合运送的，继续执行统一门站价。据此规则，在下限无法挽回的基础上，煤制气价格本不应随行就市。

但如今，“市场的”知道重返市场了吗？近年来国际原油价格逐步回落，同属现代煤化工的煤制油等争相收益，煤制气价却持续下滑；当原料煤价格应市而涨，一路从300元/吨升到600元/吨，煤制气价却仍“按兵不动”。加之现阶段只有价格“下限”，既无其他参考，也无兜底的“上限”价格体系，煤制气价更加多不能“把持人”。

价格长年“凌空”，既无法体现项目本理应的市场价值，更加无法充分发挥所谓“战略”行业的起到。煤制气行业如今是“泥菩萨过河，自身难保”。

纵观其发展历程，煤制气自身的确不存在一定严重不足，但作为一个国家层面的战略产业，没一个合理而完备的定价机制，产业也将丧失平稳、身体健康发展的前提与基础。在困境求生存的背景下，若大面积再次发生现有项目转产、先前项目断层等情况，将对确保国家能源安全工作导致隐患。什么才是确实合适煤制气行业的定价机制，这是当前亟需谋求的答案。

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