“作為保障國家能源安全的戰(zhàn)略性產業(yè)，煤制氣發(fā)揮的作用達到預期了嗎?近兩年，我們常看到新項目上馬的消息，但真正做起來的有幾個?如果已投產的項目都沒了經濟性，后續(xù)還有新企業(yè)敢來嗎?”日前在中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會煤化工專委會年會上，中國大唐集團公司副總經理、中新能化公司總經理吳秀章用一連串的發(fā)問，揭示出煤制氣產業(yè)并不樂觀的發(fā)展現(xiàn)狀。

當前，我國天然氣對外依存度已接近40%，煤制天然氣作為“國家能源戰(zhàn)略技術儲備和產能儲備”，在保障國家能源安全方面意義重大。2009年8月，國家發(fā)改委核準大唐國際克什克騰旗煤制天然氣項目(下稱“大唐項目”)，并將其列為首個國家級煤制氣示范項目。雖然發(fā)展已近10年，但我國煤制氣產業(yè)至今仍處于“不溫不火”的示范階段，與行業(yè)乃至國家寄予其的厚望相去甚遠。目前包括大唐項目在內，我國已有4個煤制氣項目投運，其中3個長期深陷上游煤炭成本高企、中游運輸管網壟斷、下游氣價低迷等困境，出現(xiàn)長期虧損，無力實現(xiàn)良性發(fā)展。先行者們的這些“反面示范”，直接導致整個行業(yè)在濃烈的觀望情緒中躊躇不前。

究竟是什么在束縛煤制氣這一“戰(zhàn)略性”產業(yè)?又該如何破局?帶著這些疑問，本報記者日前深入項目現(xiàn)場探尋答案。

氣價一降再降，示范項目陷入虧損

在位于伊寧的新疆慶華煤制氣項目廠區(qū)內，“煤制天然氣國家示范項目”“國家‘十二五’煤炭深加工示范項目”的標識隨處可見。

“2012年我們獲國家發(fā)改委核準，是煤制天然氣國家示范項目和煤炭深加工示范項目，共分兩期建設。一期項目采用的是固定床碎煤加壓氣化的技術，這是煤化工路線中流程最短、轉化效率最高、能耗水平相對較低的方式之一。一期成功投運就證明這項技術真正國產化了。”新疆慶華能源集團副總經理李旭光告訴記者，“我們規(guī)劃的總規(guī)模為55億立方米/年，目前投產的只有一期，二期項目早已具備建設條件，但因為一期項目的遭遇，遲遲無法上馬。”

李旭光所說的“遭遇”源于一紙協(xié)議。2013年2月，新疆慶華與中石油天然氣股份有限公司簽訂《煤制天然氣購銷協(xié)議》。按照《協(xié)議》，新疆慶華以1.60元/立方米的價格向中石油銷售煤制天然氣，合同有效期持續(xù)至2042年12月31日。

同時，雙方約定在協(xié)議期內，可定期對合同價格進行回顧，在雙方達成一致并簽訂補充協(xié)議后進行調整。

2013年12月28日，新疆慶華煤制氣項目一期工程產出合格天然氣，并正式進入中石油西氣東輸管網。彼時，經過國家發(fā)改委當年對非居民用天然氣氣價的調整，全國平均門站價格(中石油等天然氣供應商向下游售氣時的銷售價格)已由年初的1.69元/立方米提高至1.95元/立方米。

但2年后，國家發(fā)改委再次發(fā)出通知，自2015年11月20日起降低非居民用天然氣門站價格，全國平均降幅達到0.7元/立方米。新疆的非居民用天然氣門站價格更是降至1.15元/立方米，成為全國各省區(qū)中最低的門站價。換言之，此時在新疆地區(qū)，中石油通過門站銷售的管道天然氣價格已跌至1.15元/立方米，遠低于與新疆慶華此前約定的1.60元/立方米合同價格，出現(xiàn)“倒掛”。

經歷市場大幅波動后，價格談判開始成為新疆慶華與中石油業(yè)務往來的關鍵詞。據(jù)李旭光介紹，在雙方未達成一致意見的情況下，2016年1月1日起，中石油方面暫停向新疆慶華進行結算。因中石油的結算款是新疆慶華唯一的資金來源，后者隨即陷入嚴重的財務危機，資金鏈一度崩斷。“為確保國家示范項目能夠暫時生存，在新疆自治區(qū)政府的幫助下，雙方同意暫時先按1.15元/立方米的臨時價格進行結算。”此后，隨著國家兩次降低增值稅率，這一臨時結算價又分別下降至1.13元/立方米和1.119元/立方米，大幅低于合同價，新疆慶華隨即進入漫長虧損期。

行業(yè)虧損面大，產購雙方各有說辭

同病相憐的還有大唐13.3億立方米/年的一期煤制氣項目。事實上，除內蒙古匯能16億立方米/年煤制氣項目因其產品以液化天然氣(LNG)形式直接銷售，無需通過管網運輸而實現(xiàn)盈利外，國內已投產的3個煤制氣項目，目前全部因價格問題而處于虧損狀態(tài)。

據(jù)中新能化公司副總經理、大唐克旗煤制氣公司總經理夏俊兵介紹，大唐項目一期于2013年12月24日并入北京燃氣管網，并正式向北京供氣。先后歷經4次降價調整后，大唐項目的含稅結算價格已由運行初期的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。“氣價隨著實際市場情況變化，這一點我們認同。此前中石油借著國家發(fā)改委調整天然氣門站價等機會給我們降價，而后來北京地區(qū)的民用氣價每立方米上漲超過0.2元，中石油給我們的價格卻沒變。說實話，按照現(xiàn)在的價格區(qū)間，大多數(shù)煤制氣企業(yè)根本生存不下去。”

然而，中石油似乎也有苦衷。根據(jù)中石油今年8月和10月針對新疆慶華煤制氣項目所提出的關于結算價格和供氣量等問題的復函，其下調氣價的原因是“煤制氣與常規(guī)天然氣在進入管道后混合統(tǒng)一輸送，銷售時無法區(qū)分，門站價格下調已導致中石油出現(xiàn)嚴重的價格倒掛，相關銷售業(yè)務也處于虧損狀態(tài)”。

此外，復函還指出，新疆慶華方面供氣量未能達到合同要求，中石油方面需大量采購LNG現(xiàn)貨補足，導致其嚴重虧損。

但李旭光對此提出了不同看法：“一是新疆慶華與中石油天然氣股份有限公司簽訂的《煤制天然氣購銷協(xié)議》中并沒有就價格調整機制進行約定，因國家下調門站價格而造成中石油虧損，責任不能由新疆慶華承擔;二是由于中石油單方面下調收購價格，造成項目現(xiàn)金流嚴重短缺并出現(xiàn)巨額虧損，企業(yè)已無力興建二期項目保障供氣量;三是從2015年4月起，中石油方面通過電話、書面來函等方式要求企業(yè)主動限產。”此外，李旭光還強調，在此期間中石油并未就供氣量問題提出任何書面異議，且每月都是按照實際供氣量接收供氣并據(jù)實進行結算。

對此，記者進一步致電中石油方面，希望了解相關細節(jié)及最新價格談判情況，但中石油方面稱其內部正在進行架構調整，原來的分管人員已經調動，暫時無法及時回復。截至發(fā)稿，記者仍未收到相關回復。

成本居高不下，定價缺乏固定參考

“目前，如果煤價按照160元/噸計算，我們的項目僅生產成本就要1.1—1.2元/立方米。”據(jù)李旭光介紹，由于新疆慶華自身持有煤礦資產，煤價成本與其它同類項目相比具有一定的價格優(yōu)勢。但即便如此，原料成本也要占到生產成本的1/3左右。“財務成本占30%左右，其它就是設備折舊和人工等成本。”

而據(jù)吳秀章透露，大唐項目的原料成本占比則高達60%。目前，中石油方面對大唐項目產出的煤制天然氣收購價格比新疆慶華項目高出約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。“近年來，能源價格劇烈波動，煤價從300元/噸漲到600元/噸，國際原油價格從45美元/桶漲到高時85美元/桶，但2016—2018年的3年間，天然氣價格卻沒變過。”

吳秀章表示，由于成本居高不下，目前煤制天然氣價格又低于進口氣價，加之進口管道氣享受國家優(yōu)惠政策，煤制氣價格始終缺乏市場競爭力。

究其根本，李旭光認為，這是因為煤制氣價格目前缺乏合理的定價參考。“最好可以在適當考慮成本的前提下給出一定的價格參考，例如國際油價、進口管道氣價等都可以作為參考標準。既然是從國家戰(zhàn)略和能源安全等方面定位煤制氣，我認為進口管道氣價是一個很好的參考。”

對此，中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會煤化工專委會副秘書長王秀江也表示，目前我國尚缺乏統(tǒng)一的煤制氣定價機制，可參考進口氣價確定相應的煤制氣收購價格浮動機制。“同時，也需出臺兜底機制，解決當前煤制氣入網價嚴重低于企業(yè)生產成本的現(xiàn)狀。此外，可進一步加大天然氣管網改革力度，管輸和銷售分離進行直供氣，煤制氣企業(yè)只需交一些管輸費，即可按市場價向用戶直接輸送。”

此外，煤炭供應量難以保障，也在限制煤制氣行業(yè)的發(fā)展。吳秀章告訴記者：“受冬季地方‘保電煤’政策以及煤企自身環(huán)保生產壓力的影響，今年1—2月、6—7月曾分別出現(xiàn)過原料煤供應嚴重不足的情況，導致大唐項目被迫降負荷生產。如果我們的第二條生產線上馬了，煤炭供應將存在更大的不確定性。”

石油和化學工業(yè)規(guī)劃院能源化工處處長王鈺進一步指出：“煤制氣項目盈利水平受限的核心原因是進入管道的天然氣售價太低。無論是新疆慶華，還是大唐克旗等項目，如能按照最初合同約定的價格銷售，企業(yè)都是能賺錢的。但因天然氣管道由中石油一家控制，煤制氣企業(yè)長期缺乏定價話語權，實際氣價與合同約定的價格差距較大。”

產能釋放受阻，企業(yè)謀求產品轉型

另據(jù)記者了解，相較于其它煤炭深加工和煤化工項目，煤制氣行業(yè)還存在產品結構單一的問題。“主要產品只有天然氣，不像其它煤化工項目還有中間產品，因此所有煤化工項目中投資回報最低的就是煤制氣。”吳秀章說。

此外，管道氣無法存儲且產品需求具有很強的季節(jié)性，也成為制約煤制氣發(fā)展的重要因素。“夏季天然氣需求極少，北京冬季一天的用氣量高達1.2億方，夏季則不到2200萬方，這意味著長達8個月的時間內，市場幾乎不需要天然氣。”吳秀章表示，基于這一原因，大唐項目第二條生產線雖已建成80%以上，但現(xiàn)在仍不敢輕易投產。

夏俊兵同時透露，大唐方面目前正考慮在生產天然氣的同時，將一半產能改為甲醇及乙二醇，“這也是不得已的辦法，否則停產也是損失。”無獨有偶，新疆慶華也曾嘗試轉型到其它煤化工領域。“但由于我們在項目申報時是兩期工程一起進行的，且全部按照煤制氣項目進行核準，想要變更項目性質非常困難。另外，從長遠看，天然氣仍有廣闊的市場空間，但其它煤化工產品可能很快出現(xiàn)飽和。”李旭光說。

“調整產品結構是困局之下的一個突破口。”王鈺說，“但也要看到，現(xiàn)代煤化工產業(yè)發(fā)展多年，可選擇的產品方向并不多，很多產品本身就面臨產能過剩等隱患。”

存量項目堪憂，后續(xù)工程難以推進

中國石油和化學工業(yè)聯(lián)合會煤化工專委會統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2018年9月底，我國煤制天然氣產能為51.05億立方米/年，今年前三季度總產量為20.06億立方米，產能利用率僅為52.4%。預計四季度受冬季需求旺盛影響，產能利用率將有小幅提升，全年總產量有望突破28億立方米。

根據(jù)《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，“十三五”期間，我國煤制天然氣生產能力目標為 170 億立方米左右，其中新疆準東、新疆伊犁、內蒙古鄂爾多斯、山西大同、內蒙古興安盟被列為煤制天然氣項目建設重點。

吳秀章指出，在幾乎全行業(yè)虧損的情況下，國家接下來應加強產業(yè)引導，首先要讓那些為國家能源安全做出貢獻的企業(yè)生存下去。“如果作為探路者的老企業(yè)都對后續(xù)發(fā)展沒有積極性，或者無力把已經建成的產能轉化為產品，那么哪還有新企業(yè)再來建設煤制氣項目?煤制氣成為我國氣源有效補充的前提是項目經濟性能夠維持企業(yè)的健康運營、市場環(huán)境能夠吸引更多投資。”

“去年冬季供暖季，4家煤制氣企業(yè)合計供氣11.4億立方米，這點值得肯定，足以看出煤制氣的重要性。”但據(jù)王秀江透露，除在運的4個項目外，目前已拿到“路條”獲準建設的項目多處于觀望狀態(tài)，暫無上馬之意。