煤制气，就是先将原煤部分氧化变成合成气，然后一氧化碳和氢气反应变成甲烷。从工艺上来说这是一个很平常的路线，但是从运行上来说，这是一个非常特殊的产业。目前国内煤制气项目产出的天然气，甲烷纯度普遍达到97.0%以上，能源转化效率普遍超过50%，产品质量、消耗指标均接近或优于国家控制指标。但尽管如此，煤制气产业并没有完成“十三五”要求完成的170亿标准立方米的产能指标，而且离这个目标的距离很远。说到原因，主要是国家将煤制气与开采天然气和国外进口天然气放在同一政策下对待，导致煤制气企业经济效益不好，整个产业处于严重的困难之中，发展受到了限制。因此，我们应该实事求是地承认煤制气的特殊性，有的放矢地调整政策。

煤制气特殊在哪？

首先，煤制气不是竞争性项目。

从全球来看，其它国家都不搞煤制气，仅美国有一个为了储备技术在运行的工厂。我们国家搞煤制气的原因很简单，就是补充天然气的不足。我们国家天然气产量是不够的，需要大量进口。比如2019年，我国天然气产量为1761亿标准立方米，进口天然气量为1332亿标准立方米，进口量占到供应总量的43%。正因如此，我国才开展煤制气示范项目，就是怕万一国外进口天然气受阻可以有另一条路来弥补部分天然气需求。很明显，建设煤制气项目不是要与国内天然气开采项目抢生意，它不是竞争性项目，所以不应以天然气开采产品来对待煤制气产品。

其次，煤制气与开采天然气不同质。

煤制气生产的天然气与从气井中开采的天然气质量是不同的。由于对合成气进行了严格的净化，用高效的低温甲醇洗工艺脱硫，使得煤制气的质量很好，甲烷浓度很高，含硫量很低，因此作为燃料的价值很高。而从矿井中开采出的天然气有的能量很高、有的很低，有的含硫量很高，也有的二氧化碳浓度超过20%，还有的作为燃料价值较低但可以用来合成甲醇，质量各不相同。在这种情况下，如果进入管道之后各种天然气都以体积来计量，显然煤制气吃亏较大。

再者，煤制气需求量受季节影响大。

目前国内天然气化工基本上不提倡用煤制气作原料，因此煤制气产品在化工生产上用得较少，主要是用于冬季取暖燃料。也就是说，目前煤制气项目仅在冬季可实现满负荷运行，其余季节负荷仅在50%～60%。而管网公司只是利用煤制气在冬季进行调峰，其他季节的煤制气产能只能闲置。这对煤制气项目十分不利，影响很大。

最后，煤制气价格无法自己做主。

目前国内煤制气项目生产出来的天然气要送到管道中去，交给管网公司，而不是直接面向用户。管道中的天然气价格要由控制管道的企业制定，煤制气企业没有主动权。目前国内管道天然气价格非常低，已经完全低于煤制气的成本价，因此，已投产的煤制气项目目前都已陷入困境之中。例如，新疆庆华能源集团与中国石油天然气集团有限公司起初签订的天然气协议价格为2.75元/标准立方米，而现在该公司天然气入网价下调到1元/标准立方米左右，远低于庆华能源煤制气的生产成本。2013年大唐国际克什克腾煤制气项目投产之际从国家发改委批复的天然气价格是2.75元/标准立方米，但经过几次门站价格调整及税率下调，销售给中石油的价格只有1.75元/标准立方米，价格下跌约36%。

以上几方面，都是煤制气项目所独有的特殊性。国家既然根据国情要保留煤制气这个中国独有的产业，就应该实事求是地面对它的特殊性，科学合理地完善煤制气定价机制。建议国家参照页岩气、致密气等非常规天然气的补贴政策，将已建成的煤制气项目纳入非常规天然气名录，给予煤制气项目优惠政策。如此，煤制气项目才能继续示范下去，这个产业品种才能保留下来。