我国作为世界第一大制造业国家，能源消费量常年位居全球首位。2021年，我国能源消费总量52.4亿吨标准煤，比2020年增长5.2%，能源对外依存度达20.6%。高能耗在一定程度上反映着我国经济的高发展，但高能耗也带来了大气的高污染。自2005年起，我国碳排放量一直位于全球首位，在国际冲突不断加剧与“双碳”政策持续推进的今天，要发展实体经济，如何保障能源的安全性与绿色性已经成为了绕不开的话题。煤制天然气是采用已开采原煤，经过气化等工艺得到清洁的合成天然气，是我国石油天然气能源体系的有益补充，可因地制宜发展。

煤制天然气具有现实的发展需求和条件

2021年，我国煤制气产量为46亿方，同比增长2.2%。从天然气全年市场缺口来看，2021年全国天然气消费量3690亿立方米，同比增长12.5%，全年共进口天然气1680 亿立方米（对外依存度45.5%），较2020年天然气缺口进一步扩大。虽然受疫情影响，2022年我国天然气消费增速有所放缓，但长远来看，随着我国能源结构的进一步优化，天然气消费量还将持续走高，每到冬季保供压力仍较为严峻。在不断加大勘探开发力度同时，合理适度发展煤制天然气项目将在煤炭清洁利用、采暖季天然气保供等方面发挥着积极作用。

从煤制天然气的原材料煤炭储量来看，我国富煤、少油、贫气的特点明显，煤炭资源相对丰富，2000米内累计探明总量约为2万亿吨，可采储量1886亿吨，丰富的煤矿资源以及煤炭清洁化利用程度的提高，为煤制天然气的发展提供了坚实基础。

利用煤制天然气补充市场缺口经济可行

煤制天然气目前使用的煤炭主要为褐煤等低品质劣质煤，相比其它煤炭价格较低。从经济效益来看，煤制天然气目前对比国产气价格优势不太明显，但对比进口气来看具有经济效益。在现有技术条件下，1吨原料煤可以生产约300立方米煤制气，煤价每增加100元/吨，煤制气成本增加约0.3元/立方米，煤炭价格在300元/吨时，受工艺水平、综合管理、生产负荷等影响，煤制气完全成本在1.5元/立方米到2元/立方米之间（国产气开采成本大约集中在0.7-1.1元/立方米）。目前，全国管道天然气基准门站价平均为1.62元/立方米，受长协等因素影响，煤制天然气利润空间受限较大。但对比进口气来看，近两年国内外现货价格处于高位运行状态，特别是在冬季，价格波动上涨尤为明显，2021年国外现货价格一度飙升至60美元/百万英热。在此背景下，若能以市场化手段来配置煤制天然气资源，煤制天然气将产生较好的经济效益。

市场化交易可助推煤制气发展

目前，国内煤制气项目仍处于示范阶段，尚未开启规模化商业化进程。由于现有项目运营中对气价销售话语权较小、峰谷价值无法体现，加之受煤价上涨过快等现实状况影响，煤制天然气项目盈利较为困难，主要原因有三：一是受天然气传统运销绑定的影响，一些煤制气项目在投运时即与上游油气企业签订了统购统销长协，项目收益有限。二是一些煤制气项目产品结构单一，签订的长协难以匹配下游用气市场的峰谷变化，煤制气的峰谷价值没有得到体现。三是近年来煤炭产能关停较快，又叠加国际国内疫情反复影响，能源市场波动剧烈，国内煤炭价格出现较大涨幅，成本大幅增长，而终端销售价格却被长协合同锁定，利润空间有限。

从目前较为成熟的市场化交易产品液化天然气来看，当前有部分液厂的原料气为煤制天然气，进入11月下旬，其液厂挂牌价格多数维持在4000-5000元/吨，与当地原料气为国产管道气的价格差值较小，市场竞争力较强。在销售价格能覆盖成本价格且具有一定市场竞争力时，如何快速匹配消费用户，扩大销售市场成为了关键。由此看来，煤制天然气应着力推进市场化公开交易，充分利用交易平台挂牌、竞拍等交易方式，使煤制气资源供给端与市场需求端快速精准匹配，进而发现煤制气真正的市场价值，促进煤制天然气的可持续发展。