據(jù)媒體報道，幾家已投產(chǎn)的煤制天然氣示范項目無一例外全部虧損。筆者在經(jīng)過長期跟蹤觀察和梳理后，歸納出煤制天然氣示范項目虧損的三大主要原因。

第一，產(chǎn)能未達設(shè)計規(guī)模。

目前，我國已投產(chǎn)的煤制天然氣項目共有4個，分別為大唐內(nèi)蒙古克旗40億/年煤制天然氣示范項目、內(nèi)蒙古匯能16億/年煤制天然氣示范項目、新疆慶華55億/年煤制天然氣示范項目、新疆伊犁新天20億/年煤制天然氣項目。這4個項目設(shè)計總產(chǎn)能為131億立方米/年。但在實際建設(shè)過程中，考慮到資金、技術(shù)、人才、資源等多方面因素，項目多為一次設(shè)計、分期建設(shè)。如大唐克旗、內(nèi)蒙古匯能和新疆慶華3個煤制氣項目目前都只建成投產(chǎn)了一期工程，產(chǎn)能分別為13.3億方、4億方和13.75億方，均為設(shè)計產(chǎn)能的三分之一；僅有新疆伊梨新天項目經(jīng)過近8年的艱苦建設(shè)，一次建成20億方的設(shè)計產(chǎn)能。

眾所周知，煤制天然氣項目主體工程雖可分期建設(shè)，但一些基礎(chǔ)性設(shè)施如動力工程、安全及環(huán)保工程等，則需先于主體工程全面建成。因此，除伊梨新天項目外，其余3個煤制氣項目采取的建設(shè)方案都是基礎(chǔ)設(shè)施一次全部建設(shè)到位，主體工程分3期滾動建設(shè)，目前主體裝置均建設(shè)了三分之一。這樣一來，這些煤制氣項目必然存在“大馬拉小車”現(xiàn)象。形象點說，項目實際投資已達總投資的三分之二，但產(chǎn)能卻只建成了三分之一，三分之一的產(chǎn)能要分擔(dān)三分之二的投資成本。

然而更嚴(yán)酷的現(xiàn)實卻是，雖然已建成產(chǎn)能只有總設(shè)計產(chǎn)能的三分之一，實際產(chǎn)量卻又大打折扣。筆者了解到，目前已投產(chǎn)的4家煤制氣項目總產(chǎn)能為51億立方米/年，今年上半年總產(chǎn)量僅11億方米，僅占總產(chǎn)能的21%。煤制天然氣投產(chǎn)以來的實際平均產(chǎn)量，也僅為投產(chǎn)產(chǎn)能的50%左右。顯然，投資巨大的煤制氣項目，靠這點產(chǎn)量想賺錢，基本沒有可能。

其實，這些煤制氣企業(yè)心里都十分明白，想要賺錢就必須盡快達產(chǎn)，把二期和三期工程盡快建成投產(chǎn)。但不是項目不為，而是難以為之。一是錢緊。要把后期項目建起來，還需在現(xiàn)有基礎(chǔ)上加大投入。但據(jù)筆者了解，這幾個煤制氣項目目前都存在融資困難的問題。二是猶豫。看不清煤制氣的前景，對天然氣市場未來變化存在擔(dān)憂，上不上就顯得猶豫不決，縮手縮腳；三是困難。煤制氣示范項目在技術(shù)、廢水處理等方面還不成熟，使項目推進存在一定的困難。

第二，市場處于弱勢地位。

目前我國天然氣市場仍處于相對壟斷的狀態(tài)，天然氣生產(chǎn)主體和市場份額都掌握在“三桶油”手中。我國2016年天然氣消費量大約2058億立方米，而煤制天然氣所占市場份額不足1%，幾乎可以忽略不計。煤制天然氣市場份量微不足道，沒有任何話語權(quán)。而煤制氣項目最大的難題還在于，企業(yè)生產(chǎn)的產(chǎn)品無法直接送達客戶手中，要想送氣，只能受制于人。由于我國天然氣干線輸氣管網(wǎng)均掌握在“三桶油”手里，主要市場已被壟斷。煤制天然氣企業(yè)要想賣出產(chǎn)品，只有與巨頭們結(jié)城下之盟，將產(chǎn)品廉價賣出。新疆天然氣最高門站價格僅有1.05元/立方米，新疆慶華賣給中石化煤制天然氣價格就被限制在1.05元/方，而成本則高于1.5元/方。賠本賺吆喝，恐怕是目前煤制天然氣企業(yè)的普遍困境，因為在管網(wǎng)和市場均壟斷的情況下，煤制天然氣沒有其它選擇。

不僅如此，除天然氣價格受制于人以外，產(chǎn)量也受人控制。由于這幾家主要煤制氣項目均沒有建設(shè)調(diào)峰裝置，產(chǎn)品只得全部賣給“三桶油”。但夏季波谷期間，市場對天然氣需求大量減少，“三桶油”一般會相應(yīng)調(diào)減對煤制天然氣企業(yè)的產(chǎn)量計劃，使得煤制氣項目無法滿負荷生產(chǎn)。據(jù)筆者了解，大唐克旗煤制氣項目前幾年均在夏季遇到類似情況，被要求減少產(chǎn)量，使得裝置產(chǎn)能大量閑置，效益就更無從談起。

第三，成本普遍高于售價。

近年來，隨著國際原油價格持續(xù)走低，與原油掛溝密切的天然氣產(chǎn)品價格也一路下跌。天然氣價格下調(diào)，無疑利好下游用氣企業(yè)，而對于煤制天然氣企業(yè)來講，無疑雪上加霜。在目前各省最高天然氣門站價格下，所有現(xiàn)已投產(chǎn)的煤制天然氣項目成本與售價均已倒掛。換句話說，煤制氣企業(yè)鐵定虧錢。

就成本而言，煤制天然氣項目由于投資大導(dǎo)致財務(wù)費用居高不下。隨著煤炭價格的上漲，煤制天然氣的生產(chǎn)成本又大幅增加。以主要原料和燃料煤為例。煤制天然氣耗原料煤約為1.93噸/千標(biāo)方，耗燃料原煤約為2.26噸/千標(biāo)方，按現(xiàn)行市場價計算，在煤制氣成本中，僅煤的成本就占到總成本的40%左右。再加上動力成本、人工成本及財務(wù)費用、管理費用和銷售費用，盡管不同地區(qū)的成本會有所差異，但目前投產(chǎn)煤制氣項目實際完全成本應(yīng)該都在1.5元/標(biāo)方至2.5元/標(biāo)方之間。僅財務(wù)費用一項，個別項目成本就已高達成1元/標(biāo)方左右。

比如新疆天然氣最高門站價格為1.05元/立方米。而據(jù)媒體披露，新疆慶華煤制氣成本約在1.5元/立方米，即每賣1方氣，企業(yè)虧本0.45元。按此測算，如果新疆慶華煤制氣55億方/年項目全部建成投產(chǎn)，將面臨年虧損24.75億元的悲慘境地。

但即使這樣，國家發(fā)改委已先后多次調(diào)整天然氣門站價格，天然氣市場價格仍舊呈不斷下調(diào)的趨勢。目前全國非居民用氣門站平均價格在每立方米1.6元。但不久前，國家發(fā)改委再次決定，根據(jù)天然氣管道定價成本監(jiān)審結(jié)果下調(diào)管道運輸價格，結(jié)合天然氣增值稅稅率調(diào)整情況，自2017年9月1日起，將各省（區(qū)、市）非居民用氣基準(zhǔn)門站價格每千立方米降低100元。就是將目前全國非居民用氣門站平均價格在每立方米1.7元左右的基礎(chǔ)上，再下調(diào)每立方米0.1元。以北京為例。天然氣價格已由2013年的2.75元/標(biāo)方下調(diào)到目前的1.7元/標(biāo)方。