作为“国家能源战略技术储备和产能储备”，煤制气在保障国家能源安全方面意义重大，行业的“一举一动”因此备受关注。但同时，这一战略性产业的发展并不顺畅，自2009年起步至今，几乎所有项目均未摆脱长期亏损的命运。“阴影”之下，多数企业踌躇不前、多个项目推进滞后，行业一度陷入焦灼状态。
而今，行业接连取得突破，是否有望迎来更多转机？持续亏损的状况能否得到缓解？带着问题，记者进行了深入采访。
一边发挥重要的补充作用，一边深陷亏损泥潭
中国石油和化学工业联合会煤化工专委会统计显示，2018年，我国煤制气产业总产能为51.05亿立方米，全年无新增产能；产量达到30.1亿立方米，同比增幅14.4%；产能利用率为59%，较上年度增加7.5个百分点。今年上半年，总产量较去年同期增长25.5%，产能利用率进一步提至77.2%。
产量看似有限，煤制气却发挥着有效的补充作用。以冬季保供这一重点任务为例，大唐集团中新能化科技有限公司规划计划部主任刘永健介绍，国家去年冬季向4个在役项目下达了30亿立方米指标，最终实际供气30.1亿立方米。大唐国际克什克腾旗煤制天然气项目（下称“克旗项目”）一家就向北京供气10.9亿立方米，约占北京当年消费总量的6%。
新疆庆华能源集团副总经理李旭光告诉记者，2018-2019年采暖保供期，庆华项目共计产气4.309亿立方米，外输天然气3.963亿立方米，超额完成保供任务。
“今年7月23日，我们接到新一轮保供通知，对此非常重视，制定了相应的生产计划及《保稳定供应天然气应急预案》。今冬保供期，计划外输天然气4.448亿立方米。”李旭光话锋一转，不过，由于企业长期亏损，二次保供任务恐难以完成。
“坦言”背后，暗藏一个不得不面对的现实——经营亏损。去年底，本报记者实地采访庆华项目时，其已陷入亏损困局且为时已久。彼时，总规模55亿立方米/年的项目，只有一期建成投产，二期早已具备建设条件，基于亏损现实却迟迟未能推进。如今快1年过去，漫长的亏损期并未中止，二期项目仍无进展。
庆华项目的遭遇并非个案。刘永健透露，克旗项目作为首个国家级煤制气示范项目，经营情况虽然不断改善，投产10年来仍未盈利。2016-2018年，项目分别亏损11.9亿元、6.16亿元、2.84亿元。
另有业内人士告诉记者，试车在即的北方某项目，投产即面临着大规模亏损。加上投资严重超出预算，该项目一期投入已接近原计划三期的总投资，因此将背负大量额外的财务负担。“前期投入巨大，导致有些项目没法中途放弃，上马也是不得已之举。”
“从某种程度上说，不是国家不积极发展煤制气，更多是企业有顾虑。4个在运项目有3个亏损，企业也很无奈，不敢轻易继续。”石油和化学工业规划院副院长李志坚称。
煤价、气价两头挤压，并面临淡季限产等无奈
“经多年发展，煤制气示范项目过了工艺关、环保关、运行关。如果说前期受挫，是出于设计、技术、经验等自身不足，如今内部已不存在大的问题。我国总体掌握了煤制气成套技术，为应对极端情境下的能源安全问题，提供了可复制、可推广的补充供应方案。”李志坚进一步表示。
既然如此，为何依然亏损？在李志坚看来，面对煤价上涨过快、气价多次下调的现实，煤制气项目首先缺乏市场竞争力。“很多项目在设计之初，不仅低估了油气价格下跌、油气行业壁垒等风险，对自身的实施、运行难度也预估不足，部分项目还面临配套等其他问题。如此一来，项目虽已实现产业化，竞争力却相对偏弱。”
以克旗项目为例，记者了解到，原料煤价格由投产之初的136元/吨，上涨至目前183元/吨。同时，因项目产气后需要经中石油输气管道并入北京燃气管网，与中石油的门站结算价多次调整，含税价格从2.75元/立方米一路降至目前约1.75元/立方米。“煤价每上涨10元，全年成本就增加约0.65亿元；气价每降低0.1元，全年收入随之减少约1.1亿元。”刘永健证实，按照煤制气生产成本1.5-1.8元/立方米来算，成本与售价长期倒挂。
同病相怜的还有庆华项目。李旭光透露，由于气价问题，新疆庆华与中石油多次谈判，但至今无果。“2013年2月，公司与中石油签订30年买断天然气合同，明确入网结算价格为1.6元/立方米。实际结算价格多次被下调，比如2017年7月1日-2018年4月30日，结算价格降至1.13元/立方米。经相关部门协调，2018-2019年供暖季，结算价格才回到1.44元/立方米。4月1日之后，由于价格未谈成，一直还没有结算。”
由于产品结构单一，现有项目难以有效应对下游用气市场的峰谷变化，亏损进一步加剧。刘永健举例，2018年在非采暖季和采暖季，北京天然气日均消费量的峰谷比达到1:5。“克旗二期投产之后，总产量将占到北京非采暖季用量的三分之一。基于政府定价、运输管道等限制，煤制气项目在销量、售价方面均没有话语权，产得越多、亏损越多。淡季不得不调减负荷，产能难以释放。”
严把设计选型关，部分项目主动寻求“自救”
根据《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，“十三五”期间，煤制气行业还包括苏新能源和丰、北控鄂尔多斯等5个新建项目，合计产能182亿立方米/年。目前，拿到“路条”的项目更多处于等待观望、止步不前的状态。“按照规划，到2020年本有望实现80亿立方米/年的产能，预计可降低天然气对外依存度2-3个百分点。”刘永健呼吁，探索出路、扭亏为盈是当务之急。
多位专家指出，煤制气是典型的资源、资金和技术密集型产业，总体尚处初级阶段。前期过早、过热、过快的发展，致使行业一度陷入低迷状态。面对运输管网受限、缺乏入网议价权、消费峰谷悬殊等现实，后续项目还需谨慎推进，特别要汲取经验教训，精心设计选型、避免重蹈覆辙。
“例如，在项目设计之初，争取配套煤矿资源，做到资源与项目统筹规划、超前开发，实现煤化一体化。重视保障煤炭供应，抑制煤价过快上涨，确保项目生产稳定、经营可持续。注重煤质导向，加强指标管控，确保项目‘安稳长满优’运行，充分释放产能。”刘永健称。
李志坚建议，把煤制气的总体定位放在“储备+局部市场化”。一方面，做好“十三五”续建项目开工建设，在评估进度的基础上适当调整；另一方面，做好在运项目的技改完善，持续降低消耗及排放，可适度增加调峰设施，通过合理方案优化产业结构、延伸产业链条，提高产品的附加值。
记者了解到，为打破产品结构单一局限，部分项目纷纷展开“自救”，希望寻求突围。例如，庆华项目在产气的同时，联产多元烃等10种副产品，2018年底至今销售达9.26万吨。大唐集团也匹配了相应的调峰方案，最终确定年产6亿立方米煤制天然气，联产80万吨甲醇、40万吨乙二醇的技术路线。大唐、阜新项目的调峰项目，预计分别在2021年底、2022年6月建成投产。
据大唐相关负责人介绍，“一头双尾”的工艺路线，既保留原有装置天然气生产能力，必要时能够满负荷生产，平时也可生产附加值较高的甲醇和乙二醇，提升项目经济效益。“经分析对比，即便遇到市场情况不利，在联产产品低价位运行的背景下，调峰方案也可带动两个煤制气项目实现扭亏为盈，为盘活其他项目奠定基础。”
