隨著北方供暖季臨近，天然氣保供再度成為油氣行業的工作重點，供氣企業開始加緊排產。然而在9月17日閉幕的2018中國國際煤化工發展論壇上，煤制天然氣企業卻反映了另一番景象：受制于原料煤供應、天然氣管輸和價格機制的限制，目前煤制氣企業普遍虧損嚴重，已投產企業缺乏生產熱情，后續項目在醞釀轉產;新核準的項目均在觀望，遲遲未有實質性進展。
“煤制氣項目本身在安全穩定性、技術可靠性和環保達標排放上已經都不存在問題，影響企業經濟效益的主要是煤炭和天然氣價格，呼吁國家層面能從能源安全戰略考慮，切實給予煤制氣企業一定的政策扶持?！倍辔粚＜以谡搲媳硎?。
原煤供應、長輸管網和價格機制，牢牢“鉗住”煤制氣的發展。
今年以來，國際油價逐步回升使煤化工行業整體運行向好，一些長期虧損的行業扭虧為盈，但即使這樣，煤制氣企業依然難改頹勢?！爱斍巴度肷虡I運行的大唐克旗、新疆慶華、伊犁新天和內蒙古匯能這4個煤制氣企業中，僅有匯能因產量小且產品是LNG，趕上了去年底的一波行情，實現盈利，其余3家依靠管網輸送的企業，無論天然氣市場是短缺還是過剩，都在虧損。“大唐集團副總經理兼中新能化公司總經理吳秀章說。
“受近幾年天然氣門站價格低、煤價上漲、沒有獨立長輸管網和產品單一等因素的影響，煤制氣企業長期處于虧損狀態，希望煤制氣項目的經濟性能引起相關部門的重視?！爸袊秃突瘜W工業聯合會煤化工專委會秘書長胡遷林表示。
“煤炭價格波動對煤制氣的成本影響較大。煤炭去產能政策導致煤價較‘十三五’初期上漲了150元/噸，煤制氣成本由此大約上升0.45元/立方米，大大降低了項目的經濟性。同時，煤制氣項目輸氣管道受阻，原來規劃建設的如準東、鄂爾多斯等煤制天然氣項目管道也都沒有建設，這也影響了煤制氣項目的效益。”石油和化學工業規劃院院長顧宗勤分析指出。
煤制氣產品非常單一，且產品由政府定價，這也是煤制氣項目經濟性差的一個重要原因。這些年能源價格波動很大，煤價從300元/噸漲至600元/噸，原油價格也從40多美元/桶漲至80美元/桶，但天然氣市場價格3年來卻一直沒動?！币源筇瓶似祉椖繛槔?，剛開工時的氣價是2.72元/立方米，至今已降了兩次，現在是1.77元/立方米，這還是輸送到北京的價格，包括管網費，是跟中石油交接的價格。煤制氣項目產品單一、無法貯存，且天然氣需求的季節性很強，受制于長輸管網，企業沒有生產和市場調節的能力。盡管我們的第二條生產線已完成80%工作量，但也不敢輕易投產。目前正考慮在氣化凈化方案不變的情況下，把氣化產的部分甲烷分出來生產天然氣，剩下的合成氣則去生產甲醇和乙二醇，這是不得已的辦法?！眳切阏抡f。
據了解， 后續項目醞釀轉產在煤制氣企業并非個案，比如慶華集團也在考慮第二條生產線不產天然氣轉產別的化工產品。
業內人士一致認為，我國天然氣消費逐年攀升， 進口依存度已逼近40%，今年中國一舉成為世界最大天然氣進口國。煤制氣作為國內傳統氣源的有效補充，其發展空間非常可觀，但前提是項目的經濟性必須有保障，市場環境能夠吸引更多的企業參與進來，這些都有待于國家出臺切實的扶持政策。
（文章來源：中國化工報）
