最近一段時間，煤制天然氣項目獲批或開建的消息多了起來。根據中國化工報記者的了解，截至到2017年5月，我國共有不同階段煤制氣項目接近70個，涉及產能超過2000億立方米/年。但在近日于呼和浩特市召開的新型煤化工發展研討會上，與會代表反映，當前已投產的煤制天然氣裝置遭遇了前所未有的虧損困境。

一邊是大干快上，一邊卻是示范裝置負盈利，煤制天然氣項目難免有些尷尬了。

規劃井噴年產能超過2000億立方米

在剛剛過去的2017年第二季度，國家發改委、環保部分別對多個煤制天然氣項目進行批復，企業也在積極上報規劃項目，煤制天然氣行業可謂熱鬧非凡。

據內蒙古科技大學礦業學院原副院長李繼林教授介紹，近年來，我國天然氣需求增長迅猛，國內缺口巨大，激發了投資者對煤制天然氣項目的興趣。同時，部分煤炭資源豐富地區出臺產業政策，要取得新建煤礦的開采權，必須帶有煤炭轉化項目，這也間接帶動了煤制天然氣項目趨熱。

李繼林說，據不完全統計，截至到2017年5月，我國共有不同階段煤制氣項目接近70個，包含已投產、在建、前期準備中、已簽約項目和計劃項目，涉及產能超過2000億立方米/年。但從項目推進情況來看，目前呈現出規劃多、投產少的特點。煤制天然氣裝置已經投產的產能累計不到50億立方米/年，僅占規劃項目規模的2.5%左右，但已經核準于2017年之前拿到“路條”的項目總產能高達900億立方米/年。

內蒙古龍美科技化工研究院副院長王強告訴記者，目前，國家發改委核準的項目中，有3個處于在建和啟動階段，分別是內蒙古北控京泰能源發展有限公司、遼寧大唐國際阜新以及新疆蘇新能源和豐有限公司的各40億立方米/年煤制天然氣示范項目。

示范裝置負盈利問題突出

王強告訴記者，近年來，在國家能源安全戰略的推動下，國家發改委先后核準了多個的煤制天然氣項目，這些項目均承擔了國家現代煤化工創新技術工業化應用與重大裝備自主化等示范任務。但從目前已經投產的煤制氣裝置來看，經濟效益并不樂觀，存在綜合成本居高不下、負盈利矛盾十分突出等問題。目前已投產的4個煤制天然氣項目情況大多如此，包括大唐國際克什克騰煤制氣有限公司赤峰市40億立方米/年項目、內蒙古匯能煤化工有限公司鄂爾多斯市20億立方米/年項目、新疆慶華能源集團有限責任公司伊犁55億立方米/年項目，以及新疆伊犁新天煤化工有限責任公司年產20億立方米/年項目。

談到煤制天然氣的市場情況，王強分析，我國煤制天然氣企業生產的天然氣有兩種渠道銷售，一種是通過輸送管道入網，實現銷售;另一種是將天然氣液化后靠汽車運輸銷售。一個規模為40億立方米/年的煤制天然氣項目建設成本大約200億元。若煤價格為200元/噸，電為0.6元/千瓦時，催化劑為55元/千立方米，水耗6.3噸/千立方米，水費5元/噸，還有折舊等費用，天然氣生產成本最低約為1.58元/立方米。煤制天然氣進入管網銷售，還需要扣除一定的運輸費用以及增值稅、營業稅等。按照現在的市場行情，不論是管道運輸還是液化后走汽運，幾乎所有煤制氣的市場銷售價格均高于當地天然氣門站價格，盈利能力完全喪失，與常規天然氣相比不具備競爭優勢。

新疆慶華集團總經理孟令江也證實了這一情況。據他介紹，新疆慶華的55億立方米/年項目一期工程已經于2013年11月投產，年產13.75億立方米煤制天然氣，裝置一直維持高負荷平穩運行，生產負荷達到80%以上，月產量近1億立方米。然而，2015年中石油降價、限產的決定對新疆慶華影響巨大，使公司的經營收入和現金流等受到了極大沖擊。目前，受天然氣價格影響，公司發展日益艱難。

一位不愿具名的煤制天然氣企業負責人透露，目前新疆、內蒙古兩地區的天然氣門站基準價格是全國最低的，僅分別為1150元/千立方米和1340元/千立方米。即便是在2016年11月之后，天然氣基準門站價格可上浮20%，兩地的門站價格也僅為1.380元/立方米和1.608元/立方米?，F在，受氣價降低、費稅高舉、環保壓力陡增等多重因素影響，煤制天然氣企業發展日益艱難，已陷入極大困境。

“國內已投產4個項目都在新疆、內蒙古兩地。新疆慶華項目一期工程規模年產13.75億立方米煤制天然氣，價格也僅為1.6元/立方米，銷售給中石油，早期時有一定的利潤。大唐克旗煤制氣項目初期的結算價為2.75元/立方米，在滿負荷正常運行時，利潤可達0.7～0.8元/立方米，經過兩次價格下調后，現在的結算價為1.82元/立方米，下調幅度約34%。匯能煤化工一期4億立方米/年工程于2014年11月投產，同時配套建成了液化天然氣生產線，該項目自投產以來長期處于虧損狀態，尤其是在2015年11月，國家發改委公布天然氣門站價格下降0.7元/立方米后，煤制天然氣原來在價格上的優勢基本不復存在。”這位負責人向記者訴苦說。

業界呼吁定價稅收應傾斜

面對如此尷尬的局面，煤制天然氣將何去何從?企業面臨的問題要如何解決?業內專家在建言獻策盡力呼吁，企業更是苦盼甘露。

一些業內專家告訴記者，國家有關部門已經覺察到了煤制天然氣無序發展的亂象。今年年初，國家能源局在最新發布的《煤炭深加工產業示范“十三五”規劃》中提出，“十三五”期間，要重點開展煤制油、煤制天然氣、低階煤分質利用、煤制化學品、煤炭和石油綜合利用等5類模式，并做好通用技術裝備的升級示范工作。在煤制天然氣方面，預計2020年產能為170億立方米/年。目前規劃新建的項目只有5個，包括蘇新能源和豐、北控鄂爾多斯、山西大同、新疆伊犁、安徽能源淮南等，分別承擔相應示范任務。儲備項目包括新疆準東、內蒙古西部(含天津渤化、國儲能源)、內蒙古東部(興安盟、伊敏)、陜西榆林、武安新峰、湖北能源、安徽京皖安慶等。同時，國家能源局在2017年5月還印發了《關于深化能源行業投融資體制改革的實施意見》，要求不得發放同意開展項目前期工作的“路條”性文件。

中國石油和化學工業聯合會產業發展部副主任王孝峰就日前國家發改委聯合工信部印發的《現代煤化工產業創新發展布局方案》進行解讀，建議根據技術成熟度、“十二五”示范項目建設運行情況，科學規劃布局現代煤化工，分類分重點開展產業技術升級示范，重點開展煤制烯烴、煤制油升級示范;有序開展煤制天然氣、煤制乙二醇產業化示范;穩步開展煤制芳烴工程化示范，加快推進科研成果轉化應用。

國務院發展研究中心研究員賈瑞霞向記者表示，相比常規的礦采天然氣，煤制合成天然氣的純度更高，液化后甲烷含量可達到99.9%，屬綠色清潔能源，也是基于我國資源需要發展的戰略性能源，應該鼓勵。但同時也要看到，煤制氣在我國尚屬于新興產業，處于發展的初級階段，所以也不宜大干快上，需要依據國家整體規劃適度、有序發展。對于已經核準的項目，國家應當給予政策上的傾斜。

李繼林、賈瑞霞等專家建議，要盡快制定政策，給予煤制氣行業更多支持。一方面是從定價機制上，扶持煤制天然氣，研究制定出優先使用煤制天然氣的優惠政策;另一方面是從地方稅收政策上，將企業上繳地方政府的部分增值稅、所得稅和資源稅以政府獎勵等形式，適當返還給企業，從而鼓勵和支持企業度過初級階段的難題。此外，也可以研究比照頁巖氣、煤制油、煤層氣等產業，以給企業發補貼的方式幫助這一行業順利過渡。

與此同時，業界專家對當前“遍地開花”的煤制天然氣項目也發出警示，煤制天然氣的成本往往數倍于常規天然氣，未來要想發展煤制氣項目，真正找到煤制氣的競爭優勢和盈利模式，需要突破的關口還有很多。(呼躍軍 )