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        煤制气定价机制不应缺位

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


        有的项目长期盈利艰难,投运以来叫苦连连,无奈谋求转产;有的项目停滞不前,即便拿到“路条”多年,也迟迟不敢真正动工;有的企业则“静观其变?#20445;?#22068;上喊着要抓住机遇“从中分一杯羹?#20445;?#23454;际?#20174;?#27809;有大动作——煤制天然气行业的矛盾与反常现象值得反思。


        支持者有之,质疑者也有之。但不可否认的是,作为国家认可的“能源战略?#38469;?#20648;备和产能储备示范工程?#20445;?#29028;制气项目有其存在的意义与价值。从保障能源安全出发,在我国天然气对外?#26469;娑缺平?0%的今天,煤制气扮演着重要的角色。从清洁利用角度来看,“由煤到气”无疑是煤炭行业转型的有效路径之一,对化解过剩产能同样有利。再从现实情况分析,在天然气需求量快速增长,尤其是冬季保供、清洁取暖等压力下,煤制气的作用更加突出。


        正是鉴于种种优势,煤制气市场广被看好。全国已建、在建及拟建项目数量总和曾一度超过60个,若悉数投产,未来产能将达2600亿立方米/年以上。这一数?#21487;?#33267;是《煤?#21487;?#21152;工产业示范“十三五”规划》目标170亿立方米/年(到2020年)的15倍之多。


        但如今在运项目一亏再亏、投资企业热情大减,行业整体举步维艰。从备受热捧到极速降温,究竟是什么限制了煤制气发展?


        输气管网长期受制于人,收多收少、价高价低均由对方说了算,?#23637;?#20215;与生产成本“倒挂?#20445;?#39033;目自身长期缺乏议价权——这是煤制气企业集体?#20174;?#30340;核?#22856;?#39064;。进一步深究,各问题背后?#20174;?#29301;涉着一条共同的主线:定价机制。


        目前,除1个煤制液化天然气(LNG)项目外,我国在运的其他3个煤制气项目均需通过输气管网实现销售。运行初期,?#23637;?#20215;格以实际成本为基础,按照产品成本加上一定利润的方式进行计算。按照当时的定价机制及合同价格,煤制气企业足以盈利。比如,作为首个示范工程的大唐克旗项目,初期气价就高达2.72元/立方?#20303;?/p>


        但后来,随着天然气行业推行价格机制改革,要求气价与市场竞争形成的可替代能源价格挂?#24120;?#22312;此基础上倒扣管道运输费后,再回推确定天然气售价。以国家制定的统一门站价格为最高上限,对煤制气等非常规天然气出厂价格实行市场调节,由供需双?#21483;?#21830;确定气价;进入长输管道混合输送的,执行统一门站价。据此规则,在上限已定的基础上,煤制气价格本应随行就市。但如今,“市场的”真的回归市场了吗?


        近年来国际原油价格逐?#20132;?#21319;,同属现代煤化工的煤制油等纷?#36164;?#30410;,煤制气价却?#20013;?#20302;迷;当原料煤价格应市而?#29301;?#19968;路从300元/吨升至600元/吨,煤制气价却仍“按兵不动”。?#21448;?#29616;阶段只有价格“上限?#20445;?#26082;无其他参照,也无兜底的“下限”价格体系,煤制气价更多只能“听命于人”。价格长期“倒挂?#20445;?#26082;不能?#20174;?#39033;目本应有的市场价值,更难以发挥所谓“战略”行业的作用。煤制气行业如今是“泥菩萨过河,自身难保”。


        纵观其发展历程,煤制气自身的?#21453;?#22312;一定不足,但作为一个国家级的战略产业,没有一个合理而完善的定价机制,产业也将失去稳定、健康发展的前提与基础。在困境求生的背景下,若大面积发生现有项目转产、后续项目断层等情况,将对保障国家能源安全工作造成隐患。什么才是真正适合煤制气行业的定价机制,这是当前亟待寻求的答案。


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