笔者了解到，我国现已建成投产的煤制天然气示范项目共3个，分别是内蒙古大唐克旗煤制天然气40亿立方米/年示范项目、新疆庆华能源集团55亿立方米/年煤制天然气示范项目、内蒙古汇能集团20亿立方/年煤制天然气示范项目。从   笔者掌握的情况来看，这3家先期示范的煤制天然气项目投产后境状并不太好，运行十分困难，企业均出现了严重亏损，并不比煤制油示范项目的日子更好过。笔者为此建议，有鉴于煤制天然气示范项目面临的艰难困境，国家应该从两个方面对煤制天然气示范企业给予支持。

   首先，从价格上给予煤制天然气必要的政策支持。煤制天然气示范项目属技术密集和资金密集型，投资十分巨大，投资成本高昂。以一个40亿立方米/年规划煤制天然气为例，项目全部建成约需投入资金340亿元左右。因此，平摊到每立方米天然气产品成本中的财务费用占比自然不低。然而，近年来，随着国际原油价格的下跌，与石油挂钩密切的天然气价格也是一落千丈。近两年来，我国已先后两次大幅下调了天然气的市场价格，政府将煤制天然气与成本低廉的天然气一样对待，同比例下调了市场价格，使得煤制天然气企业投产即亏，苦不堪言。例如内蒙古大唐克旗煤制天然气投产后，门站气价由2013年的2.75元/立方米，先后经过两次下调后，现在的价格为1.82元/立方米，下调了约34%。

   我国天然气价格原来执行的是成本加成法的定价机制，后来改为市场净回值法。但从执行的实际情况来看，后来改的天然气定价机制基本是人为定价，既不是成本加成法，也不完全是市场净回值法。例如，新疆庆华煤制天然气示范项目投产后，有关方面定出的价格是1.15元/立方米，这个价格就有些莫名其妙。如果说是按市场净回值法定价，应和市场接轨，但中石油从俄罗斯进口的天然气到达新疆霍尔果斯门站的市场价格超过1.65元/立方米。新疆庆华煤制天然气厂址与 霍尔果斯并不太远，价格差异如果之大，让人无法理解。

   笔者在此建议，国家对早期建成投产的3家煤制天气示范项目在一定的时期内按成本加成法的定价机制，即对这3个项目在核定成本的基础上适当给予一定的利润空间，以帮助这3家国家最早核准的煤制天然气示范企业度过困难时期，实现健康与可持续发展。

   其次，从空间上给予煤制天然气必要的市场份额。国家鼓励开展煤制天然气示范的前提，是基于我国“少气”的客观现实。有数据显示，2015年我国天然气进口依存度已经接近32%，2016年1—11月天然气进口量4798万吨，同比增长21.6%。但由于天然气产品的特殊性及输气管网的垄断性，煤制天然气企业自身无法将产品直接送到用户手里，需要通过控制在“两桶油”手中的输气管道输送，才能到达目标市场。也就是说，无论煤制天然气企业的生产能力如何，都需要看“两桶油”的脸色，“两桶油”愿意接纳多少，煤制天然气企业才能够生产多少，“两桶油”留给多少市场空间，煤制天然气企业才有多大的生存空间。

   例如，大唐克旗煤制天然气每到夏季调峰季节，日被接纳天然气产品量仅为200多万方。而这，只是该项目一系列日产量400万方产能的50%。项目有限的产能无法完全释放，势必造成成本居高不下，项目规模效益难以发挥，亏损自然在所难免。据笔者了解，其他煤制天然气示范项目也程度不同地存在类似现象。

   事实上，我国已投产的煤制天然气实际产能只有30多亿方/年，是我国年天然气需求量的1.5%，可以说微不足道。为此，笔者建议国家破除体制机制障碍和市场垄断行为，出于鼓励发展煤制天然气的战略目的，对煤制天然气示范企业生产的天然气产品给出足够的市场空间，即煤制天然气企业能够生产多少产品就优先消纳多少产品，让这部分天然气的产能得到有效充分释放。

   此外，国家还应像对待煤制油示范项目一样，对煤制天然气产品给予适当的税收优惠，以帮助企业减少税负，减轻压力，轻装上阵，实现循环与可持续发展。

（来源：《中国煤化工》）

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编 辑：徐悉