2017年11月8-10日，美国总统特朗普完成了他的首次访华之行。特朗普来华的两天时间内，中美能源企业签订了超千亿美元大单，合作领域主要覆盖天然气等能源领域。中国是世界上最大的天然气消费国之一，美国想推动能源出口，中国无疑是美国瞄准的最重要市场。事实上，今年以来，我国从美国进口的LNG增长迅速，今年前10个月我国从美国进口的LNG量已是2016年全年进口量的15倍。笔者通过采访感到，美国对我国天然气出口贸易的加大，对我国本就处境艰难的煤制天然气产业带来了更大的压力。笔者认为，由于我国煤制天然气产业尚处于示范阶段，存在着项目投资大、产品成本高、技术不成熟等方面的问题，导致以下三个方面的问题和差距不容小觑，需引起煤制天然气企业对自身的重新审视。
首先，成本缺乏竞争力
近年来，随着国际原油价格的持续走低，与原油挂钩密切的天然气产品价格也是一路下跌。天然气价格下调，无疑利好下游用气企业，而对于煤制天然气企业来讲，无疑雪上加霜。在目前各省最高天然气门站价格下，现已投产的所有煤制天然气项目的成本与售价已经倒挂。
就成本而言，煤制天然气项目由于投资大导致财务费用居高不下，加之随着煤炭价格的上涨使生产成本大幅增加，成本偏高。以主要原料和燃料煤为例，煤制天然气耗原料煤约为1.93吨/千立方米，耗燃料原煤约为2.26吨/千立方米，按现行市场价计算，在煤制气成本中，仅煤的成本就占到总成本的40%左右；再加上动力成本、人工成本及财务费用、管理费用和销售费用，虽然不同地区的成本会有差异，但据了解，目前几个煤制气投产项目实际的完全成本应该在1.5元/立方米至2.5元/立方米之间。仅财务费用一项，现阶段有的项目成本已高达1元/立方米左右。事实上，煤制天然气要高于市场上包括常规天然气及页岩气、煤层气等非常规天然气在内的任何一种天然气品。
就目前的市场价格来说，国家发改委已先后多次下调天然气门站价格，目前全国非居民用气门站平均价格在每立方米1.6元。此前不久，国家发改委决定，根据天然气管道定价成本监审结果下调管道运输价格，结合天然气增值税税率调整情况，将各省（区、市）非居民用气基准门站价格每千立方米降低100元，自2017年9月1日起实施。即将目前全国非居民用气门站平均价格在每立方米1.7元左右的基础上，每立方米再下调0.1元。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，企业亏本0.45元。按此测算，如果庆华煤制气55亿立方米项目全部建成投产，将面临年亏损24.75亿元的悲惨境地。
其次，产能释放程度低
目前，我国已投产的煤制天然气项目共有4个，分别为大唐内蒙古克旗40亿立方米煤制天然气示范项目、内蒙古汇能16亿立方米煤制天然气示范项目、新疆庆华55亿立方米煤制天然气示范项目、伊犁新天20亿立方米煤制天然气项目，这四个项目设计总产能为131亿立方米。但在实际建设过程中，考虑到资金、技术、人才、资源等多方面因素，项目多为一次设计、分期建设。例如克旗煤制气、内蒙古汇能和新疆庆华三个项目目前只建成投产了一期工程，产能分别为13.3亿立方米、4亿立方米和13.75亿立方米，均为设计产能的三分之一；仅有伊犁新天项目按照一步到位的原则，经过近8年的艰苦建设，一次建成到20亿立方米的设计产能。
众所周知，煤制天然气项目主体工程虽可分期建设，但一些基础性设施如动力工程、安全及环保工程等，则需先于主体工程建成。因此，这些煤制气工程除伊犁新天项目外，大多数项目采取的建设方案是基础设施一次全部建设到位，主体工程则采取分三期滚动建设，目前主体装置均建设了1/3。由此一来，这些煤制气项目必然存在着着“大马拉小车”现象。也就是说，项目实际投资已达总投资的2/3，但产能却只建成了1/3。换句话说，1/3的建成产能要分担2/3的投资成本。
然而更严酷的现实却是，这些项目虽然已建成产能达到了总设计产能的1/3，但实际产量却又大打折扣。据笔者了解，目前已投产的四家煤制气项目总产能为51亿立方米，但2017年上半年总产量仅为11亿立方米，占总产能的21%；此外，煤制天然气投产以来的实际平均产量，也仅为投产产能的50%左右。笔者认为，煤制气项目投资巨大，企业若想获利，上述产量仍相差甚远。
其实，这些煤制气企业心里都十分明白，想要赚钱就必须尽快达产，把二期和三期工程尽快建成投产。但不是这些项目非不为之，而是难以为之。一是钱紧。据笔者了解，这几个煤制气项目都存在融资困难的问题，要把后期项目建起来，还需在现有基础上进行较大投入，但资金来源存在困难。二是犹豫。看不清煤制气的前景，对天然气市场的变化存在担忧。三是困难。煤制气示范项目在技术、废水处理等一系列技术问题上还需要继续攻关，技术的不成熟使项目推进存在一定的困难。
再次，市场没有话语权
众所周知，虽然我国市场经济发展了几十年，绝大多数产品实现了充分的市场竞争，但令人遗憾的是，我国天然气市场仍处于相对垄断的状态，天然气的生产主体和市场份额主要掌握在“两桶油”手中。例如，我国2016年天然气的消费量大约2058亿立方米，而“两桶油”的市场份额占到90%以上，煤制天然气的市场份额不足1%。因此，煤制天然气在市场上的份量实在是微不足道，没有任何话语权。
然而，煤制气项目困难最大的难题还在于，企业生产的产品无法直接到达终端客户手中。由于我国天然气干线输气管网均掌握在“两桶油”手里，主要市场已经被垄断，因此，煤制天然气企业要想卖出产品，只得与“巨头”们结城下之盟，将生产的产品廉价卖给“两桶油”。例如，新疆天然气最高门站价格仅有1.05元/立方米，新疆庆华卖给中石化的煤制天然气价格被限制在1.05元/立方米，而成本则高于1.5元/立方米。由此可见，赔本赚吆喝，恐怕是目前煤制天然气企业的普遍困境，因为在管网和市场均为垄断的情况下，煤制天然气没有其他选择。
不仅如此，除天然气价格受制于人以外，产量也受人控制。由于这几家主要煤制气项目均没有建设调峰装置，产品只得全部卖给“两桶油”。但夏季“波谷”期间，市场对天然气需求大量减少，“两桶油”一般会相应调减对煤制天然气企业的产量计划，使得煤制气项目无法满负荷生产。据笔者了解，大唐克旗煤制气示范项目前几年均在夏季遇到类似情况，被要求减少产量，使得装置产能大量闲置，效益就更无从谈起。
如上所述，尚处于襁褓中的我国煤制天然气产业如果得不到国家强有力的扶持，在国内能源巨头和国际能源大国的双重挤压下，必将胎死腹中。如若此，我国已建成和正在兴建的数十个煤制天然气项目、投额额高达数千亿元的损失将是各方难以承受之痛。为此，笔者强烈呼吁政府高度重视对我国煤制天然气产业的发展，研究其存在的困难和问题，从政策上加以扶持，帮助这个脆弱的产业尽快成熟起来，增强其在市场上的竞争能力，实现我国煤制天然气产业的健康与可持续发展，使我国日益增长的天然气市场多一条保障渠道。
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