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        煤制天然气行业怎样走出寒冬

        《 中国能源报 》( 2018年12月03日   第 01 版)记者 姚金楠 朱妍 


        作为国家能源战略技术储备和产能储备的重要组成,煤制气产业发展已近10年,技术路线基本成熟,但当前行业深陷上游煤价高企、下游气价低迷等困境,已投产的4个项目中有3个长期亏损,已获“路条”的多个新项目迟迟不敢上马


        “作为保障国家能源安全的战略性产业,煤制气发挥的作用达到预期了吗?近两年,我们常看到新项目上马的消息,但真正做起来的有几个?如果已投产的项目都没?#21496;?#27982;性,后续还?#34892;?#20225;业敢来吗?#20426;?#26085;前在中国石油和化学工业联合会煤化工专委会年会上,中国大唐集团公司副总经理、?#34892;?#33021;化公司总经理吴秀章用一连串的发问,揭示出煤制气产业并不?#27490;?#30340;发展现状。


        当前,我国天然气对外?#26469;?#24230;已接近40%,煤制天然气作为“国家能源战略技术储备和产能储备?#20445;?#22312;保障国家能源安全方面意义重大。2009年8月,国家发改委核准大唐国际克什克腾旗煤制天然气项目(下称“大唐项目?#20445;?#24182;将其列为首个国家级煤制气示范项目。虽然发展已近10年,但我国煤制气产业?#20004;袢源?#20110;“不温不火”的示范阶段,与行业乃至国家寄予其的厚望相去甚远。目前包括大唐项目在内,我国已有4个煤制气项目投运,其中3个长期深陷上游煤炭成本高企、中游运输管网垄断、下游气价低迷等困境,出现长期亏损,无力实现良性发展。先行者们的这些“反面示范?#20445;?#30452;接导致整个行业在浓?#19994;?#35266;望情绪中踌躇不前。


        究竟是什么在束缚煤制气这一“战略性”产业?又该如何破局?#30475;?#30528;这些疑问,本报记者日前深入项目现场探寻答案。


        气价一降再降,示范项目陷入亏损


        在位于伊宁的新疆庆华煤制气项目厂区内,“煤制天然气国家示范项目”“国家‘十二五’煤炭深加工示范项目”的标识随处可见。


        “2012年我们获国家发改委核准,是煤制天然气国家示范项目和煤炭深加工示范项目,共分两期建设。一期项目采用的是固定床碎煤加压气化的技术,这是煤化工路线中流程最短、转化效?#39318;?#39640;、能耗水平相对较低的方式之一。一期成功投?#21496;?#35777;明这项技术真正国产化了。”新疆庆华能源集团副总经理李旭光告诉记者,“我们规划的总规模为55亿立方米/年,目前投产的只有一期,二期项目早已具备建设条件,但因为一期项目的遭遇,迟迟无法上马。”


        李旭光所说的“遭遇”源于一纸协议。2013年2月,新疆庆华与中石油天然气股份有限公司签订《煤制天然气购销协议》。按照《协议》,新疆庆华以1.60元/立方米的价格向中石油销售煤制天然气,合同?#34892;?#26399;?#20013;?#33267;2042年12月31日。同?#20445;?#21452;方?#32423;?#22312;协议期内,可定期对合同价格进行回顾,在双方达成一致并签订补充协议后进行调整。


        2013年12月28日,新疆庆华煤制气项目一期工程产出合格天然气,并正式进入中石油西气东输管网。彼?#20445;?#32463;过国家发改委当年对非?#29992;?#29992;天然气气价的调整,全国平均门站价格(中石油等天然气供应商向下游售气时的销售价格)已由年初的1.69元/立方米提高至1.95元/立方米。


        但2年后,国家发改委再次发出通知,自2015年11月20日起降低非?#29992;?#29992;天然气门站价格,全国平均降幅达到0.7元/立方米。新疆的非?#29992;?#29992;天然气门站价格更是降至1.15元/立方米,成为全国各省区中最低的门站价。换言之,此时在新疆地区,中石油通过门站销售的管道天然气价格已跌至1.15元/立方米,远低于与新疆庆华此前?#32423;?#30340;1.60元/立方米合同价格,出现“倒挂”。


        经历市场大幅波动后,价格谈判开始成为新疆庆华与中石油业务往来的关键?#30465;?#25454;李旭光介绍,在双方未达成一致意见的情况下,2016年1月1日起,中石油方面暂停向新疆庆华进行结算。因中石油的结算款是新疆庆华唯一的资金来源,后者随即陷入严重的财务危机,资金链一度崩断。“为确保国家示范项目能够暂时生存,在新疆自治区政府的帮助下,双方同意暂时先按1.15元/立方米的临时价格进行结算。”此后,随着国家两次降低增值税率,这一临时结算价又分别下降至1.13元/立方米和1.119元/立方米,大幅低于合同价,新疆庆华随即进入漫长亏损期。


        行业亏损面大,产?#26680;?#26041;各有说辞


        同病相怜的还有大唐13.3亿立方米/年的一期煤制气项目。事实上,除内蒙古汇能16亿立方米/年煤制气项目因其产品以液化天然气(LNG)?#38382;?#30452;接销售,无需通过管网运输而实现盈利外,国内已投产的3个煤制气项目,目前全部因价格问题而处于亏损状态。


        据?#34892;?#33021;化公司副总经理、大唐克旗煤制气公司总经理?#30446;?#20853;介绍,大唐项目一期于2013年12月24日并入?#26412;?#29123;气管网,并正?#36739;蟣本?#20379;气。先后历经4次降价调整后,大唐项目的含税结算价格已由运行初期的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。“气价随着实际市场情况变化,这一点我们认同。此前中石油借着国家发改委调整天然气门站价?#28982;?#20250;给我们降价,而后来?#26412;?#22320;区的民用气价每立方米上涨超过0.2元,中石油给我们的价格却没变。说实话,按?#38556;?#22312;的价格区间,大多数煤制气企业根本生存不下去。”


        然而,中石油似乎也有苦衷。根据中石油今年8月和10月针对新疆庆华煤制气项目所提出的关于结算价格和供气量等问题的复函,其下调气价的原因是“煤制气与常规天然气在进入管道后混合统一输?#20572;?#38144;售时无法区分,门站价格下调已导致中石油出现严重的价格倒挂,相关销售业务也处于亏损状态”。


        此外,复函还指出,新疆庆华方面供气量未能达到合同要求,中石油方面需大量采购LNG现货补足,导致其严重亏损。


        但李旭光?#28304;?#25552;出了不同看法:“一是新疆庆华与中石油天然气股份有限公司签订的《煤制天然气购销协议》中并没有就价格调整机制进行?#32423;ǎ?#22240;国家下调门站价格而造成中石油亏损,责任不能由新疆庆华承担;二是由于中石油单方面下调?#23637;?#20215;格,造?#19978;?#30446;现金流严重短缺并出现巨额亏损,企业已无力兴建二期项目保障供气量;三是从2015年4月起,中石油方面通过电话、书面来函等方式要求企业主动限产。”此外,李旭光还强调,在此期间中石油并未就供气量问题提出任?#38382;?#38754;异议,且每月都?#21069;?#29031;实际供气量接?#23637;?#27668;并据?#21040;?#34892;结算。


        ?#28304;耍?#35760;者进一步致电中石油方面,希望了解相关细节及最新价格谈判情况,但中石油方面称其内部正在进行架构调整,原来的分管人员已经调动,暂时无法及时回复。截至发稿,记者仍?#35789;?#21040;相关回复。


        成本居高不下,定价缺乏固定参考


        “目前,如果煤价按照160元/吨计算,我们的项目仅生产成本就要1.1—1.2元/立方米。?#26412;?#26446;旭光介绍,由于新疆庆华自身持有煤矿资产,煤价成本与其它同类项目相比具有一定的价格优势。但即便如此,原料成本也要占到生产成本的1/3左右。?#23433;?#21153;成本占30%左右,其它就是设备折旧和人工等成本。”


        而据吴秀章透露,大唐项目的原料成本占?#20173;?#39640;达60%。目前,中石油方面?#28304;?#21776;项目产出的煤制天然气?#23637;?#20215;格比新疆庆华项目高出约0.6元/立方米,其中大?#21697;?#38754;原料成本居高也是重要原因之一。“近年来,能源价格剧烈波动,煤价从300元/吨涨到600元/吨,国际原油价格从45美元/桶涨到高时85美元/桶,但2016—2018年的3年间,天然气价格却没变过。”


        吴秀章表示,由于成本居高不下,目前煤制天然气价格又低于进口气价,?#21448;?#36827;口管道气享受国家优惠政策,煤制气价格始终缺乏市场竞争力。


        究其根本,李旭光认为,这是因为煤制气价格目前缺乏合理的定价参考。“最好可以在适当考虑成本的前提下给出一定的价格参考,例如国际油价、进口管道气价等都可以作为参考标准。既然是从国家战略和能源安全等方面定位煤制气,我认为进口管道气价是一个很好的参考。”


        ?#28304;耍?#20013;国石油和化学工业联合会煤化工专委会?#27893;?#20070;长王秀江也表示,目前我国尚缺乏统一的煤制气定价机制,可参考进口气价?#33539;?#30456;应的煤制气?#23637;?#20215;格浮动机制。“同?#20445;?#20063;需出台兜底机制,解决当前煤制气入网价严重低于企业生产成本的现状。此外,可进一步加大天然气管网改革力度,管输和销售分离进行直供气,煤制气企业只需交一些管输费,即可按市场价向用户直接输送。”


        此外,煤炭供应量难以保障,也在限制煤制气行业的发展。吴秀章告诉记者:“受冬季地方‘保电煤’政策以及煤企自身环保生产压力的影响,今年1—2月、6—7?#30053;?#20998;别出?#27490;?#21407;料煤供应严重不足的情况,导致大唐项目被迫降负荷生产。如果我们的第二条生产线上马了,煤炭供应将存在更大的不?#33539;?#24615;。”


        石油和化学工业规划院能源化工处处长王钰进一步指出:“煤制气项目盈利水平受限的核心原因是进入管道的天然气售价太低。无论是新疆庆华,还是大唐克旗等项目,如能按照最初合同?#32423;?#30340;价格销售,企业都是能赚钱的。但因天然气管道由中石油一家控制,煤制气企业长期缺乏定价话语权,实际气价与合同?#32423;?#30340;价格差距较大。”


        产能释放受阻,企业谋求产品转型


        另据记者了解,相较于其它煤炭深加工和煤化工项目,煤制气行业还存在产品结构单一的问题。“主要产品只有天然气,不像其它煤化工项目还有中间产品,因此所有煤化工项目中投资回报最低的就是煤制气。”吴秀?#28388;怠?/p>


        此外,管道气无法存储且产品需求具有很强的季节性,也成为制约煤制气发展的重要因素。“夏季天然气需求极少,?#26412;?#20908;季一天的用气量高达1.2亿方,夏季则不到2200万方,这意味着长达8个月的时间内,市场几乎不需要天然气。”吴秀章表示,基于这一原因,大唐项目第二条生产线虽已建成80%以上,但现在仍不敢轻易投产。


        ?#30446;?#20853;同时透露,大?#21697;?#38754;目前正考虑在生产天然气的同?#20445;?#23558;一半产能改为?#29366;技?#20057;二醇,“这也是不得已的办法,否则停产也是损失。”无独有偶,新疆庆华也曾尝试转型到其它煤化工领域。“但由于我们在项目申报时是两期工程一起进行的,且全部按照煤制气项目进行核准,想要变更项目性质非常困难。另外,从长远看,天然气仍有广阔的市场空间,但其它煤化工产品可能很快出现饱和。”李旭光说。


        “调整产品结构是困局之下的一个突破口。”王钰说,“但也要看到,现代煤化工产业发展多年,可选择的产品方向并不多,很多产品本身就面临产能过剩等隐患。”


        存量项目堪忧,后续工程难以?#24179;?/p>


        中国石油和化学工业联合会煤化工专委会统计数据显示,截至2018年9月底,我国煤制天然气产能为51.05亿立方米/年,今年前三季度总产量为20.06亿立方米,产能利用率仅为52.4%。预计四季度受冬季需求旺盛影响,产能利用率将?#34892;?#24133;提升,全年总产量有望突破28亿立方米。


        根据《能源发展“十三五”规划》,“十三五”期间,我国煤制天然气生产能力目标为 170 亿立方米左右,其?#34892;?#30086;?#32423;?#26032;疆伊犁、内蒙古鄂尔多斯、山西大同、内蒙?#21028;?#23433;盟被列为煤制天然气项目建设重点。


        吴秀章指出,在几乎全行业亏损的情况下,国家接下来应加强产业引导,首先要让那些为国家能源安全做出贡献的企业生存下去。“如果作为探路者的老企业?#32423;?#21518;续发展没有积极性,或者无力把已经建成的产能转化为产品,那么哪还?#34892;?#20225;业再来建设煤制气项目?煤制气成为我国气源?#34892;?#34917;充的前提是项目经济性能够维?#21046;?#19994;的健康运营、市场环境能够吸引更多投资。”


        “去年冬?#31455;?#26262;季,4家煤制气企业合计供气11.4亿立方米,这点值?#27599;?#23450;,足以看出煤制气的重要性。”但据王秀江透露,除在运的4个项目外,目前已拿到“路条”获准建设的项目多处于观望状态,暂无上马之意。


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