當前，我國煤制天然氣產業尚處于示范階段，存在著產能利用率低、產品成本高、市場話語權弱三大短板。美國對我國天然氣出口的加大，令本就處境艱難的煤制天然氣產業面臨更大壓力。

在特朗普來華的兩天時間內，中美能源企業簽訂了6個天然氣相關項目，涉及金額超過1600億美元。這些項目全部為石油或頁巖氣制LNG。事實上，今年以來，我國從美國進口的LNG增長迅速，前10個月的進口量已是2016年全年的15倍。

當前，我國煤制天然氣產業尚處于襁保中，在解決行業自身內在問題的同時，如果得不到國家強有力的扶持，在國內能源巨頭和國際能源大國的雙重擠壓下，前途堪憂。

為此，業界呼吁政府高度重視對我國煤制天然氣產業的發展，研究其存在的困難和問題，幫助這個脆弱的產業盡快成熟起來，使我國日益增長的天然氣市場多一條保障渠道。

　　產能釋放程度低

目前，我國已投產的煤制天然氣項目共有四個，分別為大唐內蒙古克旗40億立方米/年煤制天然氣示范項目、內蒙古匯能16億立方米/年煤制天然氣示范項目、新疆慶華55億立方米/年煤制天然氣示范項目、伊犁新天20億立方米/年煤制天然氣項目。

這四個項目設計總產能為131億立方米/年。但在實際建設過程中，考慮到資金、技術、人才、資源等多方面因素，項目多為一次設計、分期建設。例如大唐克旗、內蒙古匯能和新疆慶華三個項目目前只建成投產了一期工程，產能分別為13.3億立方米、4億立方米和13.75億立方米，均為設計產能的三分之一；僅有伊犁新天項目按照一步到位的原則，一次建成20億立方米設計產能。

眾所周知，煤制天然氣項目主體工程雖可分期建設，但一些基礎性設施如動力工程、安全及環保工程等，則需先于主體工程建成。因此，這些煤制氣工程除伊犁新天項目外，項目實際投資已達總投資的三分之二，但產能卻只建成了三分之一。

更嚴酷的現實是，建成的這三分之一產能，實際產量又大打折扣。目前已投產的四家煤制氣項目總產能為51億立方米/年，今年上半年總產量僅11億立方米，僅占總產能的21%；煤制天然氣投產以來的實際平均產量，也僅為投產產能的50%左右。賺錢顯然不可能。

但把二期和三期工程盡快建成投產并非易事。據記者了解，一是企業錢緊。這幾個煤制氣項目都存在融資難問題，要把后期項目建起來，還需在現有基礎上進行較大投入，但資金來源存在困難。二是猶豫。看不清煤制氣的前景，對天然氣市場的變化存在擔憂。三是技術難題。煤制氣示范項目在技術、廢水處理等一系列技術問題上還需要繼續攻關，技術的不成熟使項目推進存在一定的困難。

　　成本缺乏競爭力

近年來，隨著國際原油價格的持續走低，天然氣價格也一路下跌，這對煤制天然氣企業無疑是雪上加霜。在目前各省最高天然氣門站價格下，現已投產的所有煤制天然氣項目的成本與售價均已倒掛。

煤制天然氣項目由于投資大導致財務費用居高不下，加之煤炭價格上漲使生產成本大幅增加等，成本偏高。

就目前的市場價格來說，國家發改委已先后多次下調天然氣門站價格，目前全國非居民用氣門站平均價格在每立方米1.6元。此前不久，國家發改委決定，將各省(區、市)非居民用氣基準門站價格每千立方米降低100元，自2017年9月1日起實施。即將目前全國非居民用氣門站平均價格在每立方米1.7元左右的基礎上，再下調每立方米0.1元。以北京為例，天然氣價格已由之前的2.75元/立方米下調到目前的1.7元/立方米。

新疆天然氣最高門站價格僅1.05元/立方米，而據媒體披露，新疆慶華煤制氣成本約在1.5元/立方米，即每賣1立方米氣虧0.45元。按此測算，如果慶華煤制氣55億立方米/年項目全部建成投產，年虧損將達24.75億元。市場沒有話語權

目前我國天然氣的生產主體和市場份額掌握在兩大油企手中。例如，我國2016年天然氣的消費量大約2058億立方米，而“兩桶油”的市場份額占到90%以上，煤制天然氣的市場份額不足1%，在市場上沒有任何話語權。

煤制氣項目最大的難題還在于輸送管網。目前我國天然氣干線輸氣管網均掌握在兩大油企手中，煤制天然氣企業的產品都需賣給兩大油企。例如，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的煤制天然氣價格被限制在1.05元/立方米，而成本則高于1.5元/立方米。

除價格外，煤制氣產量也受到限制。由于這幾家主要煤制氣項目均沒有建設調峰裝置，在夏季“波谷”期間，市場對天然氣需求大量減少，兩大油企一般會相應調減煤制天然氣企業的產量計劃，煤制氣項目因而無法滿負荷生產。如大唐克旗煤制氣示范項目前幾年均在夏季遇到類似情況，被要求減少產量，使得裝置產能大量閑置，效益就更無從談起。