十二五以来国家陆续出台多项政策鼓励煤炭深加工产业的发展，煤制天然气符合煤炭清洁高效转化的发展趋势，也满足增加清洁能源供应的迫切需要，迎来了良好的发展时机。在我国，煤制天然气是常规天然气的重要补充，广泛用于工业、交通和城镇居民等领域，是以燃料为主要用途，因此天然气与原油有一定的替代关系，原油价格间接影响天然气价格和市场供需。近10年来，我国天然气消费增速较快(年均增量100-200亿立方米)，预计今后天然气需求增速放缓，但基数增大后，年增量更大，且高于前10年的年增量(年均增量超过300亿立方米)。在国际原油价格波动中，如何认识和定位煤制天然气项目，还存在不少困惑。本文通过梳理煤制天然气产业的发展现状，在分析原油价格和我国天然气市场价格的关联的基础上，比较煤制天然气与国产气、进口管道气和LNG之间的竞争关系，分析油价变化可能产生的影响，进而探讨煤制天然气项目的发展策略。
1煤制天然气产业发展情况
煤制天然气作为我国现代煤化工的热点，近年来取得快速发展。2010年国家发改委发布《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，规范和引导煤制天然气产业健康发展。以此为指导思想，2009~2012年，大唐克旗、大唐阜新、内蒙古汇能和新疆庆华煤制天然气项目陆续得到国家发改委的核准并开工建设，产能共计151亿立方米/年。为了进一步促进煤制天然气等产业发展，2012年国家发改委组织开展关于煤炭深加工升级示范的规划和政策研究工作，制定了十二五 期间包括煤制天然气项目在内的煤炭深加工发展的产业化目标，在资源转化效率、技术装置自主化和生态环境保护等方面提出更高的要求，严格控制盲目发展。2013年至2014年国家陆续批准了17个煤制天然气项目开展前期工作，项目分布于新疆、内蒙古、山西、安徽等煤炭产地，产能共计722亿立方米/年。
截至2014年底，已投产煤制天然气产能仅31.05亿立方米/年，建设中产能139.95亿立方米/年，前期工作项目产能702亿立方米/年。
已投产的3个煤制天然气项目仍处于运行初期，达到70%左右的试运行负荷状态。截至2014年底，共计生产天然气约7亿方(详见表1)。预计经过整改实现高负荷稳定运行后，2015年多数项目有望达到设计指标，按照目前的出厂价格，煤制天然气项目能够达到煤化工项目的平均收益水平。
进入前期工作阶段的项目观望气氛浓厚，其中只有260亿立方米/年的产能在积极推进，却又面临各地区环保和节能指标的影响，举步维艰。
除了上述单独以天然气为产品的煤炭转化项目，近年来部分新建煤化工项目也联产少量天然气或LNG产品，成为煤制天然气的另一股新生力量。包括：已投产的云南先锋化工有限公司20万吨/年煤经甲醇制汽油联产15万吨/年LNG(折天然气约2亿立方米/年)，在建的中煤鄂尔多斯能源化工有限公司年产200万吨合成氨、350万吨尿素、8亿立方米天然气项目(一期已投产)，等等。联产型煤制天然气项目具有煤化工建设经验丰富、建设周期短、产业链完整、靠近市场等诸多优势，取得了较好的经济效益。
乐观估计，上述在建项目全部落地，前期工作项目进展顺利，2020年可形成300~400亿立方米/年的煤制天然气产能。
2煤制天然气符合我国清洁能源发展战略
天然气对于我国优化能源结构、改善环境质量、推动能源消费革命发挥着重要作用。近年国家政策密集出台，加大天然气发展力度，并支持煤制天然气产业发展。2013年4月《大气污染防治行动计划》(国发[2013]37号)将加大天然气、煤制天然气、煤层气供应 作为治理污染的重要措施。2014年4月《发展改革委关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见》(国发办[2014]16号)，提出到2020年天然气供应能力达到4000亿立方米，力争达到4200亿立方米 。2014年11月《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》(国办发[2014]31号)(以下简称《行动计划》)，提出2020年天然气在一次能源消费中的比重提高到10%以上，积极发展煤制天然气等替代能源。
除了强大的政策驱动力量，天然气市场需求保持增长，天然气市场化定价机制的逐步推进，煤制天然气主要工艺技术的发展成熟，煤炭清洁高效转化的迫切需要，均为煤制天然气产业创造了有利的发展空间。
根据我国常规天然气产能建设和开发情况，2020年常规天然气仅能达到供应能力的45%左右，非常规气(煤层气、页岩气、煤制天然气等)在我国天然气供应中的占比将进一步提高。按照《行动计划》提出的2020年目标：年产常规天然气1850亿立方米，页岩气产量力争超过300亿立方米，煤层气产量力争达到300亿立方米 ，结合2020年我国煤制天然气产量300亿立方米进行预测，煤制气在国内天然气供应占比将达到11%。
由于煤制天然气为大型煤炭清洁转化过程，集成了净化、合成等化工单元，不仅污染物排放低于其他以燃烧为主的煤炭利用过程，而且提供了更加清洁的能源产品。根据国家能源结构调整方向，天然气的新增市场主要来自集中供热和居民自采暖部门。按照2020年煤制天然气产量300亿立方米、原煤含硫量1%进行计算，按等热值折算可替代分散燃煤3600万吨标准煤/年。煤制天然气选取已投产项目的典型排放数据，分散燃煤基本无脱硫脱硝措施，那么煤制天然气用于替代分散燃煤可减少SO2、NOx和粉尘分别为60万吨/年、15万吨/年、70万吨/年，分别占2013年京津冀地区排放总量的约40%、7%和50%。煤制天然气用于替代分散燃煤对于治理雾霾改善环境作用显著。
3我国天然气价格与国际原油价格的关联性分析
由于油气的替代关系，不可否认油价的长周期变化对气价存在着间接影响。但是从直接联系看，世界各地区天然气定价机制存在显著差异，仅部分地区气价与油价存在直接关联，并且气价与油价脱钩已逐渐成为世界天然气贸易定价的新趋势。参考国际天然气联盟2013年发布的全球天然气批发价格调查结果，主要包括三大类定价方式：第一类，在北美和部分欧洲等地区，气价完全由市场竞争形成，与油价无直接关系，该部分天然气占全球天然气总消费量比例约40%，居首位。第二类，采用管制定价(基于服务成本、社会政治成本或低于成本价格)的天然气占比约35%，主要存在于俄罗斯、中东和非洲等地区，这部分气价与油价也无关。第三类，在欧洲以及亚太的部分地区，气价与竞争性燃料价格挂钩(如石油、柴油或燃料油)，从而形成与油价挂钩的关系，占全球天然气总消费量比例约20%。若加上中国近两年非居民用气定价过渡为与替代能源挂钩，这一比例应修正为21%左右。不同定价方式中，与油价挂钩的气价是市场竞争定价的两倍。近年来由于需求平稳，进口来源日益多元化，欧洲和亚太部分地区正逐步由与油价挂钩转向市场竞争定价。预计未来气价与油价挂钩的贸易量将呈总体下降趋势，有效缓解亚太地区溢价严重的现象。
我国当前的天然气价格形成机制以及与国际油价关系比较复杂，供应侧(出厂价或边境价)与消费侧(门站价)的定价机制完全不同，前者与油价无直接关系，后者与油价挂钩，整体来看仍是以政策指导为主的价格形成体系。
首先来看供应侧，目前我国天然气来源为国产天然气、进口LNG、进口管道气，定价机制呈三足鼎立 之态。国产天然气基于成本加成原则定价，根据国家发改委《关于提高国产陆上天然气出厂价格基准价格的通知》(发改电[2010]211号)，国产气供工业的出厂价为1.2~1.6元/方，加上国家规定的管输费，以及配送等其他环节0.5~0.7元/方的合理费用，至上海门站的成本价约为2.4~3.0元/方。进口气多为长期协议价格，价格随油价波动变化幅度较小，其中进口LNG合同价格仅在一定程度上与原油价格(日本LNG定价公式)挂钩;进口管道气一部分采用双边垄断 的政府谈判价，一部分采用与油价挂钩。根据《关于调整进口天然气税收优惠政策有关问题的通知》(财关税[2014]67号)，结合2011年至2014年海关数据分析，天然气进口完税价格波动幅度不大。其中，进口管道气完税(含进口增值税扣除倒挂补贴、外贸手续和银行财务费等，下同)后输送至上海门站的成本价约为3~3.6元/方;LNG进口价格明显呈两极分化，以2014年为例，早期签约项目进口完税价折每立方米1.5~2.3元/方，近期签约项目进口完税价折每立方米3.6~4.4元/方。上述三种来源的天然气价格都没有与油价直接挂钩。
其次来看消费侧。我国天然气门站价执行市场净回值法 的政府指导价，即中心市场的可替代能源比价倒扣管输费作为地区门站价，实行最高上限价格管理，该上限指导价与油价关系紧密。该政策自2013年6月出台，通过三步调整于2015年4月1日到位，即最新发布的《国家发展改革委关于理顺非居民用天然气价格的通知》(发改价格[2015]351号)。届时，存量增量气价双轨合一，非居民气最高门站价格将与计算期内的液化石油气和燃料油价格挂钩，并定期调整。根据定价计算公式，结合2009至2014年我国海关液化石油气和燃料油价格以及相应的国际原油价格和美元汇率，按照线性关系进行简单拟合，得出上海市场最高门站价与国际油价的关系为：上海市场最高门站价格(元/方)=0.0245×布伦特原油价格(美元/桶)+0.6829，相关系数为r=0.92。取2014年下半年平均国际油价89.2美元/桶，则可算出上海市场最高门站价为2.87元/方，与351号文给出的并轨后上海地区最高门站价2.88元/方基本一致。
综上分析，为了简化表达我国气价与油价的关系，现将供应侧(出厂价或边境价)与消费侧(门站价)的定价绘于一张图内，均以国际油价为横坐标。则供应侧气价存在几个固定区间短期几乎不随油价波动，长期呈正相关变化趋势，而消费侧气价与油价线性正相关。
按照我国天然气发展政策，进口天然气、非常规天然气将是供应增长的主要力量，均属于较高价格货源。若以3.0~4.0元/方作为门站价倒推，需要油价高达95~135美元/桶才能够支撑。可见，当前我国以政策指导为主的天然气价格形成机制，是考虑社会承受能力的，保护了消费、抑制了多元化供应。从短期来看，天然气价格更加紧密地跟随大宗能源价格波动。长远来看，这只是半市场化的过渡方案，最终目标是建立有效的竞争性市场，天然气价格由市场供需关系决定，有利于推进创新、优化市场、增加供给。
过去十年，我国天然气消费快速增长，得益于经济社会快速发展、储运设施不断完善和长期的价格优势。中石油和化学工业联合会最近发布的《我国天然气发展面临的不确定因素》显示，2014年我国天然气表观消费量为1800亿立方米，同比增长7.4%，对外依存度达32.2%。这是近十年来我国天然气消费增速首次降至10%以内。随着国家经济增速的放缓和天然气价格水平的提高，支持天然气快速发展的基本因素已经转变，生态环境保护和能源结构优化将取代资源和价格成为未来推动我国天然气需求增长的最主要驱动力量。特别是在全球天然气市场供需宽松、亚太市场LNG价格回落的环境下，国家必将加大液化天然气和管道天然气进口力度。长期来看，作为公共能源产品，充分竞争市场将使天然气达到合理利润高下的均衡价格，譬如电价的模式。
