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天然气分析仪之煤制天然气为什么出现盈利难?

来源:上海气谱时间:2018-10-09浏览次数: | 分享 加入收藏

随着煤制气项目数量的增长,煤制气盈利能力问题再次成为人们关注的热点。资料显示,在已投产的4个煤制气项目中,3个项目均处亏损状态。中国煤炭工业协会的一位专家表示,当前我国天然气需求旺盛,甚至一度出现气荒,进口天然气价格较高,但在需求旺盛的前提下,已投产的煤制气项目却在大部分亏损,建议国家加快油气体制改革,并出台相关鼓励措施,支持煤制气发展。

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现状:4家投产3家亏损
 
煤制气是以煤为原料经过加压气化后,脱硫提纯制得含有可燃组分的气体,已经成为现代煤化工的典型代表。近年来,因天然气需求的不断增长,多地积极上马煤制气项目。但是,目前看来,这些已投产项目的大幅亏损却让企业苦不堪言。现在每个项目每年生产大约16亿立方米煤制气,但是每年亏损达13亿多元。目前气价偏低、现金流不能保证,煤制气企业的日子都不好过。
 
事实的确如此。2017年大唐内蒙古克旗煤制气项目共计生产天然气10.34亿立方米,当年就亏损6.5亿元。而在去年国家能源局监管总监调研时,某集团总经理就表示,2015年中石油单方面降价、限产的决定对煤制气项目影响巨大,使该公司经营收入、现金流等受到极大冲击,同时,受气价影响该公司发展日益艰难。煤制气项目是国家煤制天然气示范工程,若不能及时解决企业面临的困难,企业的发展将举步维艰。
 
即使是刚刚列入国家规划的湖北40亿立方米/年煤制气项目,相关方已经意识到了其经济性隐忧。由于煤炭价格较2015年项目筹建时上涨了约50%,天然气门站价格又大幅下跌,未来项目运营的经济性将是一个重要问题。目前,该项目拟配套建设年产180万吨的甲醇项目,以延长产品深加工链条的方式,提升经济性。
 
而对于内蒙古汇能煤制气盈利的原因,记者了解到,是因为其煤制气是以LNG形式销售,不经过油气管网运输。加之去年LNG 需求大涨,价格受市场调节明显,所以才在去年实现了较好盈利。
 
症结:缺少定价权
 
目前煤制气项目最大的难题在于项目一般建在新疆和内蒙古等具有煤炭资源优势的地区,大都采用长距离管输方式。而目前我国天然气干线输气管网均掌握在“三桶油”手里,主要市场已被垄断。煤制天然气企业要想卖出产品,只能“受制于人”。对于进入管网价格的商定,由于目前我国天然气市场仍处相对垄断状态,天然气生产主体和市场份额都掌握在“三桶油”手中,煤制天然气所占市场份额不足1%,缺少定价话语权,导致煤制气卖出价格与成本价格倒挂。当前主要煤制气企业所在地的天然气最高门站价格仅有1.06元/立方米左右,煤制天然气价格也就被限制在1.06元/方左右,而煤制气的实际成本则在1.7—1.9元/立方米之间。
 
即便是赔本赚吆喝,但在管网和市场均垄断的情况下,煤制天然气也没有其他选择。除管网受限制外,近年来气价多次下调也加剧了煤制气企业的经营困境。记者获得的一份资料显示,以大唐克旗年产40亿立方米煤制气项目为例,按2018年1至4月实际情况测算,当天然气不含税单价1.6元/标方、平均日销量374万方时,可以达到盈亏平衡;当天然气不含税单价2.14元/标方、平均日销量280万方时,可以达到盈亏平衡。
 
但自2015年11月20日开始,天然气市场销售价格整体大幅下调,由2.75元/标方下调至1.82元/标方,同时,天然气税率由13%调整为11%后,中石油天然气公司又将天然气单价下调至1.78元/标方,每立方米天然气单价比原始价格减少了0.972元。而如果按照下调之前的价格计算,年销售收入可相对增加10.05亿元,项目完全可以实现盈利。

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呼吁:政策支持渡难关
 
4家投产就有3家大幅亏损,煤制气如何走出亏损漩涡?要改变当前煤制气企业的大面积亏损状态,最主要的是加快油气体制改革,将输气管网尽快从“三桶油”中独立出来,让煤制气企业在定价中有更公平的话语权。此外,还希望国家能够给予一定的补贴。在当前煤制气进管网价格与成本价格倒挂的情况下,考虑到煤制气的战略意义,建议给煤制气企业提供一定的政策支持。
 
另有业内人士建议,在当前油气管网不能独立的情况下,应适当提高煤制气进管道的收购价格。国家应鼓励煤制气项目的发展。煤制气生产出的是清洁的天然气。只要煤制气从源头上能将煤转化为清洁的天然气,并从源头上控制污染,建议国家相关部门应像鼓励推广电动汽车一样,鼓励推广煤制气。
 
煤制气现在的成本价太高,即使是进入输气管网的收购价有所提高,也不具备优势。对于煤制气企业来说,最重要的是要将成本降至1.2—1.3元/立方米之间,否则即使输气管网独立出来,也难保证盈利。而且管网独立出来后,难保会出现类似竞价上网的更激烈的市场竞争,如果煤制气不降低成本,到时则更难盈利。


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