放眼国内能源市场，能持久当得上冬季“话题王”的，非天然气莫属。去年由于多地实施“煤改气”，不少经营LNG的公司猛赚了一把，然而煤制天然气企业却没能分得一杯羹。今年的情形，现在看来可能依然如此，煤制气成了“春风不度玉门关”的苦寒之地。
究其原因，我国煤制气的定价机制不尽完善，已成为煤制气企业难以逾越的一道坎。
国家发改委对煤制气示范项目最初确定的定价机制，是“成本加成”法。“成本加成”法定价是按产品单位成本加上一定比例的利润制定产品价格的方法。这种定价方法是以全部成本作为定价基础。如国家发改委对我国第一个煤制气示范项目——大唐克旗煤制天然气项目，按“成本加成”法给出的价格是2.72元/立方米。但在克旗煤制气享受这一价格政策性红利不久，国家即废除了这一定价机制，改用“市场净回值” 法对煤制气定价。“市场净回值”法将天然气的销售价格与由市场竞争形成的可替代能源商品价格即国际油价等挂钩，在此基础上倒扣商品物流成本如天然气管道运输费后，回推确定天然气销售各环节的价格。改为“市场净回值” 法后，大唐克旗的天然气价格已接连进行了两次大幅度下调，由2.72元/立方米降至1.77元/立方米。
按理说，国家对煤制气采用新的定价机制后，煤制气的价格理应随行就市，与国际原油价格挂钩，但现实并非如此。国际油价由低位时的40美元/桶左右一路上涨到10月份的近80美元/桶，而煤制气的价格却由2.72元/立方米逐渐调整到1.77元/立方米，并一直被死死按在这个价位上不得动弹，既不反映市场价格，也不反映商品价值。
更要命的是，煤制气企业的生产成本已普遍高于实际售价，形成了倒挂。据了解，目前几个投产项目煤制气实际完全成本应该在1.5元/立方米至2.5元/立方米，而全国非居民用气门站平均价格在1.6元/立方米。其中，新疆天然气最高门站价格仅有1.05元/立方米，而据媒体披露，新疆庆华煤制气成本约在1.5元/立方米，即每卖1立方米气企业要实亏0.45元。按此测算，如果庆华煤制气55亿立方米/年项目全部建成投产，每年将亏损24.75亿元。事实上，即便以目前各省最高天然气门站价格来算，已投产的所有煤制气项目的成本与售价也已倒挂，示范项目难以为继，不少规划中的项目开始出现摇摆，甚至是主动放弃。
此情此景，国家应尽快确立支持煤制气发展的科学的定价机制，让煤制气企业能够活下去、看到出路，已经成为业界共同的呼声。
众所周知，近3年间能源价格波动很大，但天然气市场价格却一直没做调整，这让国内煤制气企业难以理解和接受。笔者认为，我国对煤制气的定价机制事关这个新兴产业的生死存亡，必须认真对待，从速筹谋并明确下来。无论是选择“成本加成”法还是“市场净回值”法，都应该尽快真正落实到位。
先说“成本加成”法。这个办法多为发展中国家采用，可以限制生产者取得垄断利润，维持比较低的天然气价格。煤制气虽然不可能在天然气市场取得垄断地位，更不可能获得垄断利润，但将此办法用在煤制气仍然适用，这样起码可以让煤制气示范项目不至于亏本，成为确保国家能源安全的有生力量。
再说“市场净回值”法。这种方法本意是让天然气价格与存在替代竞争关系的能源如石油、LNG、燃料油，清洁能源等的市场价格挂钩，可以反映天然气真实市场价格，通过上游供气价格与下游市场联动，把市场信号传递给生产商和消费者。如果让煤制气真正随行就市，让市场来定价和选择，煤制气企业的日子或许会更好过。
市场和竞争，规则至关重要。无论采用哪一种定价机制，只要规则科学且明确，对于已经奄奄一息的煤制气产业而言都是福音和幸事。
(关键字：煤制气 机制 明确)
