有的项目长期盈利艰难，投运以来叫苦连连，无奈谋求转产；有的项目停滞不前，即便拿到“路条”多年，也迟迟不敢真正动工；有的企业则“静观其变”，嘴上喊着要抓住机遇“从中分一杯羹”，实际却又没有大动作——煤制天然气行业的矛盾与反常现象值得反思。

　　支持者有之，质疑者也有之。但不可否认的是，作为国家认可的“能源战略技术储备和产能储备示范工程”，煤制气项目有其存在的意义与价值。从保障能源安全出发，在我国天然气对外依存度逼近40%的今天，煤制气扮演着重要的角色。从清洁利用角度来看，“由煤到气”无疑是煤炭行业转型的有效路径之一，对化解过剩产能同样有利。再从现实情况分析，在天然气需求量快速增长，尤其是冬季保供、清洁取暖等压力下，煤制气的作用更加突出。

　　正是鉴于种种优势，煤制气市场广被看好。全国已建、在建及拟建项目数量总和曾一度超过60个，若悉数投产，未来产能将达2600亿立方米/年以上。这一数量甚至是《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》目标170亿立方米/年（到2020年）的15倍之多。

　　但如今在运项目一亏再亏、投资企业热情大减，行业整体举步维艰。从备受热捧到极速降温，究竟是什么限制了煤制气发展？

　　输气管网长期受制于人，收多收少、价高价低均由对方说了算，收购价与生产成本“倒挂”，项目自身长期缺乏议价权——这是煤制气企业集体反映的核心问题。进一步深究，各问题背后却又牵涉着一条共同的主线：定价机制。

　　目前，除1个煤制液化天然气（LNG）项目外，我国在运的其他3个煤制气项目均需通过输气管网实现销售。运行初期，收购价格以实际成本为基础，按照产品成本加上一定利润的方式进行计算。按照当时的定价机制及合同价格，煤制气企业足以盈利。比如，作为首个示范工程的大唐克旗项目，初期气价就高达2.72元/立方米。

　　但后来，随着天然气行业推行价格机制改革，要求气价与市场竞争形成的可替代能源价格挂钩，在此基础上倒扣管道运输费后，再回推确定天然气售价。以国家制定的统一门站价格为最高上限，对煤制气等非常规天然气出厂价格实行市场调节，由供需双方协商确定气价；进入长输管道混合输送的，执行统一门站价。据此规则，在上限已定的基础上，煤制气价格本应随行就市。但如今，“市场的”真的回归市场了吗？

　　近年来国际原油价格逐步回升，同属现代煤化工的煤制油等纷纷收益，煤制气价却持续低迷；当原料煤价格应市而涨，一路从300元/吨升至600元/吨，煤制气价却仍“按兵不动”。加之现阶段只有价格“上限”，既无其他参照，也无兜底的“下限”价格体系，煤制气价更多只能“听命于人”。价格长期“倒挂”，既不能反映项目本应有的市场价值，更难以发挥所谓“战略”行业的作用。煤制气行业如今是“泥菩萨过河，自身难保”。

　　纵观其发展历程，煤制气自身的确存在一定不足，但作为一个国家级的战略产业，没有一个合理而完善的定价机制，产业也将失去稳定、健康发展的前提与基础。在困境求生的背景下，若大面积发生现有项目转产、后续项目断层等情况，将对保障国家能源安全工作造成隐患。什么才是真正适合煤制气行业的定价机制，这是当前亟待寻求的答案。