放眼國內能源市場，能持久當得上冬季“話題王”的，非天然氣莫屬。去年由於多地實施“煤改氣”，不少經營LNG的公司猛賺了一把，然而煤制天然氣企業卻沒能分得一杯羹。今年的情形，現在看來可能依然如此，煤制氣成了“春風不度玉門關”的苦寒之地。
究其原因，我國煤制氣的定價機制不盡完善，已成為煤制氣企業難以逾越的一道坎。
據筆者瞭解，國家發改委對煤制氣示範項目最初確定的定價機制，是“成本加成”法。“成本加成”法定價是按產品單位成本加上一定比例的利潤制定產品價格的方法。這種定價方法是以全部成本作為定價基礎。如國家發改委對我國第一個煤制氣示範項目——大唐克旗煤制天然氣項目，按“成本加成”法給出的價格是2.72元/立方米。但在克旗煤制氣享受這一價格政策性紅利不久，國家即廢除了這一定價機制，改用“市場淨回值” 法對煤制氣定價。“市場淨回值”法將天然氣的銷售價格與由市場競爭形成的可替代能源商品價格即國際油價等掛鉤，在此基礎上倒扣商品物流成本如天然氣管道運輸費後，回推確定天然氣銷售各環節的價格。改為“市場淨回值” 法後，大唐克旗的天然氣價格已接連進行了兩次大幅度下調，由2.72元/立方米降至1.77元/立方米。
按理說，國家對煤制氣採用新的定價機制後，煤制氣的價格理應隨行就市，與國際原油價格掛鉤，但現實並非如此。國際油價由低位時的40美元/桶左右一路上漲到10月份的近80美元/桶，而煤制氣的價格卻由2.72元/立方米逐漸調整到1.77元/立方米，並一直被死死按在這個價位上不得動彈，既不反映市場價格，也不反映商品價值。
更要命的是，煤制氣企業的生產成本已普遍高於實際售價，形成了倒掛。據瞭解，目前幾個投產項目煤制氣實際完全成本應該在1.5元/立方米至2.5元/立方米，而全國非居民用氣門站平均價格在1.6元/立方米。其中，新疆天然氣最高門站價格僅有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立方米氣企業要實虧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，每年將虧損24.75億元。事實上，即便以目前各省最高天然氣門站價格來算，已投產的所有煤制氣項目的成本與售價也已倒掛，示範項目難以為繼，不少規劃中的項目開始出現搖擺，甚至是主動放棄。
此情此景，國家應儘快確立支持煤制氣發展的科學的定價機制，讓煤制氣企業能夠活下去、看到出路，已經成為業界共同的呼聲。
眾所周知，近3年間能源價格波動很大，但天然氣市場價格卻一直沒做調整，這讓國內煤制氣企業難以理解和接受。筆者認為，我國對煤制氣的定價機制事關這個新興產業的生死存亡，必須認真對待，從速籌謀並明確下來。無論是選擇“成本加成”法還是“市場淨回值”法，都應該儘快真正落實到位。
先說“成本加成”法。這個辦法多為發展中國家採用，可以限制生產者取得壟斷利潤，維持比較低的天然氣價格。煤制氣雖然不可能在天然氣市場取得壟斷地位，更不可能獲得壟斷利潤，但將此辦法用在煤制氣仍然適用，這樣起碼可以讓煤制氣示範項目不至於虧本，成為確保國家能源安全的有生力量。
再說“市場淨回值”法。這種方法本意是讓天然氣價格與存在替代競爭關係的能源如石油、LNG、燃料油，清潔能源等的市場價格掛鉤，可以反映天然氣真實市場價格，通過上游供氣價格與下游市場聯動，把市場信號傳遞給生產商和消費者。如果讓煤制氣真正隨行就市，讓市場來定價和選擇，煤制氣企業的日子或許會更好過。
市場和競爭，規則至關重要。無論採用哪一種定價機制，只要規則科學且明確，對於已經奄奄一息的煤制氣產業而言都是福音和幸事。（陳丹江）
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