放眼國內(nèi)能源市場，能持久當?shù)蒙隙尽霸掝}王”的，非天然氣莫屬。去年由于多地實施“煤改氣”，不少經(jīng)營LNG的公司猛賺了一把，然而煤制天然氣企業(yè)卻沒能分得一杯羹。今年的情形，現(xiàn)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(yè)難以逾越的一道坎。

據(jù)筆者了解，國家發(fā)改委對煤制氣示范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(chǎn)品單位成本加上一定比例的利潤制定產(chǎn)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(fā)改委對我國第一個煤制氣示范項目——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“市場凈回值” 法對煤制氣定價?！笆袌鰞艋刂怠狈▽⑻烊粴獾匿N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后，回推確定天然氣銷售各環(huán)節(jié)的價格。改為“市場凈回值” 法后，大唐克旗的天然氣價格已接連進行了兩次大幅度下調(diào)，由2.72元/立方米降至1.77元/立方米。

按理說，國家對煤制氣采用新的定價機制后，煤制氣的價格理應隨行就市，與國際原油價格掛鉤，但現(xiàn)實并非如此。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(diào)整到1.77元/立方米，并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(yè)的生產(chǎn)成本已普遍高于實際售價，形成了倒掛。據(jù)了解，目前幾個投產(chǎn)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(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立方米氣企業(yè)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(chǎn)，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(chǎn)的所有煤制氣項目的成本與售價也已倒掛，示范項目難以為繼，不少規(guī)劃中的項目開始出現(xiàn)搖擺，甚至是主動放棄。

此情此景，國家應盡快確立支持煤制氣發(fā)展的科學的定價機制，讓煤制氣企業(yè)能夠活下去、看到出路，已經(jīng)成為業(yè)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(diào)整，這讓國內(nèi)煤制氣企業(yè)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(chǎn)業(yè)的生死存亡，必須認真對待，從速籌謀并明確下來。無論是選擇“成本加成”法還是“市場凈回值”法，都應該盡快真正落實到位。

先說“成本加成”法。這個辦法多為發(fā)展中國家采用，可以限制生產(chǎn)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范項目不至于虧本，成為確保國家能源安全的有生力量。

再說“市場凈回值”法。這種方法本意是讓天然氣價格與存在替代競爭關系的能源如石油、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(lián)動，把市場信號傳遞給生產(chǎn)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(yè)的日子或許會更好過。

市場和競爭，規(guī)則至關重要。無論采用哪一種定價機制，只要規(guī)則科學且明確，對于已經(jīng)奄奄一息的煤制氣產(chǎn)業(yè)而言都是福音和幸事。

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