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(fā)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(guī)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(fā)改委、環(huán)保部分別對多個煤制天然氣項目進行批復，企業(yè)也在積極上報規(guī)劃項目，煤制天然氣行業(yè)可謂熱鬧非凡。

據內蒙古科技大學礦業(yè)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(fā)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(qū)出臺產業(yè)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(tǒng)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(guī)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(guī)劃項目規(guī)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(fā)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(fā)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(zhàn)略的推動下，國家發(fā)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(chuàng)新技術工業(yè)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(yè)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(guī)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(yè)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(guī)天然氣相比不具備競爭優(yōu)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(wěn)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(fā)展日益艱難。

一位不愿具名的煤制天然氣企業(yè)負責人透露，目前新疆、內蒙古兩地區(qū)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。現在，受氣價降低、費稅高舉、環(huán)保壓力陡增等多重因素影響，煤制天然氣企業(yè)發(fā)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(guī)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(tài)，尤其是在2015年11月，國家發(fā)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(yōu)勢基本不復存在。”這位負責人向記者訴苦說。

業(yè)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(yè)面臨的問題要如何解決?業(yè)內專家在建言獻策盡力呼吁，企業(yè)更是苦盼甘露。

一些業(yè)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(fā)展的亂象。今年年初，國家能源局在最新發(fā)布的《煤炭深加工產業(yè)示范“十三五”規(guī)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(guī)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(fā)了《關于深化能源行業(yè)投融資體制改革的實施意見》，要求不得發(fā)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(yè)聯(lián)合會產業(yè)發(fā)展部副主任王孝峰就日前國家發(fā)改委聯(lián)合工信部印發(fā)的《現代煤化工產業(yè)創(chuàng)新發(fā)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(guī)劃布局現代煤化工，分類分重點開展產業(yè)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(yè)化示范;穩(wěn)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(fā)展研究中心研究員賈瑞霞向記者表示，相比常規(guī)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(fā)展的戰(zhàn)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(yè)，處于發(fā)展的初級階段，所以也不宜大干快上，需要依據國家整體規(guī)劃適度、有序發(fā)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(yè)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(yōu)先使用煤制天然氣的優(yōu)惠政策;另一方面是從地方稅收政策上，將企業(yè)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(yè)，從而鼓勵和支持企業(yè)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(yè)，以給企業(yè)發(fā)補貼的方式幫助這一行業(yè)順利過渡。

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