据中国石油和化学工业联合会数据统计，2019年我国天然气产量1736.2亿立方米，进口量1311.7亿立方米，进口依存度达43.0%。超高的对外依存度严重影响到我国能源安全。经过近十年的探索，我国煤制天然气产量稳步提升，截至2020年3月，投运煤制天然气项目4家，产能51.05亿立方米/年，2019年全年产气量43.82亿立方米（其中内蒙古大唐克旗12.58亿立方米、新疆庆华含液化气共10.5亿立方米、新疆新天16.37亿立方米、内蒙古汇能4.37亿立方米），产能利用率达85.84%，远高于全国化学原料和化学制品制造业75.2%的平均值。与2018年相比，煤制天然气行业产能利用率同比增长26.84%，增长速度明显。
　　  可以感受到，为了生存，上述4家企业竭力进行内部挖潜、开源节流、节能改造、技术提升，但艰辛前行的同时仍逃不掉几乎全线亏损的命运。除内蒙古汇能略有盈利，其他3家企业亏损5.5亿~9亿元不等。
  　　让业内困惑的是，作为国家认可的“能源战略技术储备和产能储备示范工程”，响应国家保障能源战略安全的号召，符合国家煤炭清洁利用的产业政策，冬季国家用气紧张时被迫承担保供任务，夏季用气低谷时孤独“断臂舔伤”，企业“拼了老命”地生产，但仍不能“逃出生天”。谁之过？谁在控制煤制天然气项目的“呼吸阀”？该行业何时能浮出水面？又何时能踏上国家发展的快车道？系列问题值得行业深思。

国家政策由鼓励、抑制到适度发展
   
  　　2004年，国家出于能源战略安全考虑，决定开展现代煤化工示范，谋划现代煤化工产业发展问题，政策偏向于鼓励。之后，国家相继出台的《国家发展改革委关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》（发改工业[2006]1350号）、《煤炭产业政策》（国家发展和改革委员会，2007年11月）、《产业结构调整指导目录（2007年本）》，也印证了这个观点。
  　　2008年以后，由于煤炭富集地区煤化工投资热情高涨，呈现“逢煤必化”的态势。针对这一现象国家发改委2008年下发了《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》，2009年国务院出台《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》，规定严格执行煤化工产业政策，稳步开展现代煤化工示范工程建设，今后三年原则上不再安排新的现代煤化工试点项目。以上整体政策对于现代煤化工产业的发展收紧。
  　　2011年以后，国家发改委出台《关于规范煤化工产业有序发展的通知》，规定了现代煤化工入门门槛，提出了单个项目规模的要求。2015年12月，原环保部发布《现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）》，就煤化工项目的规划布局、项目选址、污染防治方案和环保技术选型等提出了要求。2017年3月，国家发改委和工信部联合发布《现代煤化工产业创新发展布局方案》，从加强科学规划，做好产业布局，提高质量效益，化解资源环境矛盾，实现煤炭清洁转化，提升应用示范成熟性、技术和装备可靠性等多方面提出具体要求。2019年10月，国家发改委发布《产业结构调整指导目录（2019年本）》，将煤炭清洁高效利用技术列入鼓励类项目。适当、适度发展现代煤化工产业成为当下主流政策。

国外同类型企业在政府扶持下成功转型
   
    在美国，1980年开工建设美国大平原项目，日产天然气354万立方米（折合年产量11.8亿立方米）。该项目投运初期运营状况较差，濒临倒闭，幸好政府及时出手，减免其一些债务，给予享受高于市场价格的长期购价保护，“扶上马送一程”，使企业逐渐走上正轨。企业方面则积极开展自救，通过技术创新，内部挖潜，走多元化的经营路线，大力发展包括硫酸铵、二氧化碳、苯酚和焦油等副产品获取利润。
    数据显示，美国大平原项目副产品占其营收的比重从1989年的2%逐步提高到了2013年的58%。该项目的转型成功，为我国煤制天然气项目提供了可借鉴的成功经验。

国内煤制天然气行业观望态势明显
   
　　  截至2019年，我国共有不同阶段煤制气项目接近70个，包含已投产、在建、前期准备中、已签约项目和计划项目，涉及产能超过2000亿立方米/年。
  　　但从项目推进情况来看，目前呈现出规划多、投产少的特点。与《煤炭深加工产业示范"十三五"规划》中提出的 2020年产能为170亿立方米/年相比，实际产能相差甚远。
  　　目前规划新建的项目只有5个，包括苏新能源和丰、北控鄂尔多斯、山西大同、新疆伊犁和安徽能源淮南等，分别承担相应的示范任务。储备项目包括新疆准东、内蒙古西部(含天津渤化、国储能源)、内蒙古东部(兴安盟)、陕西榆林、武安新峰、湖北能源和安徽京皖安庆等。但以上项目推进“雷声大雨点小”，观望态势明显。
  　　从相关方面了解到，批复或在建项目正纷纷谋求产品转型，以尽可能少产天然气或不产天然气。大唐克旗二期和辽宁阜新产品转型，压减二期天然气产量，年增产40万吨乙二醇；新疆庆华在产气的同时，联产多元烃等10种副产品；北控鄂尔多斯则在谋求甲醇产品路线。
　　  目前煤制天然气项目虽然整体体量不大，但作为重要的煤炭清洁化利用途径，探索和技术储备作用明显。批复文件中，分别承担了技术设备自主化和环保示范任务，该行业的“肠梗阻”严重影响到现代煤化工的长远发展。

行业遇到的现实困难
    
　　  煤炭资源配置不足，产品价格倒挂。煤制天然气项目原料成本（煤炭）占比高达60%，煤炭价格会直接左右项目的生死。2020年伊始，大唐克旗项目原料煤价格上调60元/吨，涨幅超过20%。从4家投运项目分析，除内蒙汇能煤质略好外，其他3家企业都是利用的劣质煤（没有长距离运输价值），几乎可以说“吃草产奶”。这3家企业均通过中石油管道外输，近几年实际结算价和当初合同签订的协议价大幅度下调，企业缺乏议价权。关于结算价格低的质疑，中石油方面的答复是“煤制天然气与常规天然气在进入管道后混合统一输送，销售时无法区分，需要和常规天然气气价并轨”。
  　　价格倒挂对多种经营的油企影响不大，但对于煤制天然气企业来说则几乎是灭顶之灾，难负其重。这就相当于“富翁”和“乞丐”的差异，同样的价格对于富翁的损失只是九牛一毛，对于“乞丐”煤制天然气企业，已是伤筋动骨。煤制天然气相对于常规天然气，纯度更高、污染物含量低，相当于“手工打造”，理应得到更高的定价。
　　  副产品缺乏管理规范，环保认定难。40亿立方米/年天然气项目可副产煤焦油约40万吨/年。环评批复中虽然要求可以作为副产品管理，但各地理解上存在差异。新疆按照《国家危险废物名录》中450-003-11“煤气生产过程中煤气冷凝产生的煤焦油”管理，将其认定为危险废物。导致新疆新天焦油外销价格下降至300元/吨，每年损失上亿元，损失巨大。

对策建议  
   
　　  企业报团取暖，争取国家政策支持。一方面，已建成企业加强技术沟通交流，互通有无、取长补短，困难时期下抱团取暖。另一方面，积极向有关方面沟通协调，争取国家政策上的倾斜。
  　　扩大产能，分摊成本。除新疆新天一次建成外，其他项目均为分期建设。目前大唐克旗二期已完成90%基建工程量，尽快投产能分摊一部分成本。新疆庆华也存在公用工程闲置的问题。
  　　走多联产路线。打破产品结构单一局限，“一头双尾”的工艺路线，走多联产路线。例如：庆华项目联产多元烃等10种副产品，2018年底至今销售达9.26万吨；大唐集团匹配相应的调峰方案，最终确定年产6亿立方米煤制天然气，联产80万吨甲醇、40万吨乙二醇的技术路线。
  　　积极开发终端市场。借助国家新成立管道公司的东风，重点研究，寻找政策突破口。新疆新天项目3000公里管输价格为0.88元，产品直达浙江消费终端；内蒙古汇能则直接向终端市场销售液化气产品。