中下游企業難堪天然氣高價重負，煤化工、煤制氣乘勢扎堆上馬，但環保和能源經濟性等矛盾加劇，天然氣漲價暴露一連串產業鏈難題 ◎ 本刊記者 張伯玲 ? 黃凱茜 文zhangboling.blog.caixin.com ｜ huangkaixi.blog.caixin.com 劉千浩是陝西一家液化天然氣（LNG）廠銷售部的區域經理。最近他所在公司聯合了陝西其他LNG 工廠與中石油公開對抗，矛頭直指天然氣漲價。 “ 中石油打著國家政策的旗號要上調天然氣價格，我們不同意，因為漲幅太大，”劉千浩對財新記者表示，“ 企業現在日子並不好過，寧願停產也不同意這麼漲價。”6月28日， 國家發改委發出通知，從7月10日起上調非居民用天然氣門站價格。此次調價的具體細則為：存量氣（指2012年實際使用氣量）門站價格每立方米提高幅度最高不超過0.40元；增量氣（指去年超出部分）門站價格按可替代能源（燃料油、液化氣） 價格的85% 確定。 按照這一政策原則，9月27日，中石油長慶油田油氣銷售公司召開冬季天然氣供應相關會議，會上宣佈了陝西地區LNG 原料氣門站價格——存量氣1.955元/ 立方米、增量氣2.48元/ 立方米，後者已達到國家發改委統一核算的最高門站價格，相當于提價31.18%。 中石油的漲價方案激起了中下游企業的強烈反應。不單是陝西、內蒙古等地的天然氣企業反對此次價格上調，一些在華國際化工企業也叫苦不迭，紛紛 找當地政府商談，以投資困境為由謀求優惠甚至“豁免”政策。有部分下游企業則選擇放棄成本過高的天然氣化工原料，轉向煤化工，但後者的環保和經濟性問題仍是難解的課題。 現在，部分地區天然氣供需雙方還處於對抗僵持狀態。 對抗中石油 自6月底國家發改委公佈天然氣調價方案後，陝西省一些LNG 工廠已意識到，這次調價可能不像過去那樣容易地轉移到下游，這恐怕是一個危險的信號。 7月13日，由陝西金源集團主辦的陝西LNG 產業峰會在西安舉行，參會的有陝西衆源、安塞華油天然氣有限公司（下稱安塞華油）、西藍集團靖邊天然氣液化廠（下稱西藍靖邊）、陝西星源、榆林長天、靖邊星源等天然氣企業。 會議倡議並全票通過組建了陝西LNG 產業協會，與會企業就天然氣漲價的影響及應對措施進行交流。 “ 不過當時我們還沒有現在這麼悲觀。”陝西金源集團全資子公司陝西綠源天然氣有限公司（下稱陝西綠源）一位高管對財新記者表示，當時認為漲價的成本下游可以承受，“ 但最後沒想到漲價幅度那麼大，下游企業也沒有能力承受”。 在國家發改委調價通知發佈前，陝西綠源的LNG 出廠價一直維持在4400- 4700元/ 噸（約3.00-3.20元/ 立方米）。 通知發佈後，陝西綠源迅速上調了出廠價，7月1日起LNG 一舉躍升至5200元/ 噸，漲幅接近20%。 但是，好景不長。由於下游用戶難以承受漲價的幅度，紛紛減少了LNG 用量，有的用戶甚至拒絕進貨。陝西綠源的LNG 出廠價只好下調，目前在4800-5000元/ 噸左右。 9月27日，中石油長慶油田油氣銷售公司宣佈，陝西地區LNG 原料氣增量部分的門站價格採用最高價，這大出LNG 企業所料。 10月12日，陝西綠源、安塞華油、西藍靖邊等九家陝西LNG 工廠達成一致行動方案，認為陝西LNG 氣源門站價格中包括0.40元管輸費用極不合理，決定抱團拒絕執行價格上調後的存量氣和增量氣價格，並以停產威脅中石油。 “ 國家發改委的通知中表示要供需雙方協商，但中石油的定價並沒有和我們協商，”上述陝西綠源人士稱，“ 並且我們也不可能接受這個價格。我們處於氣源地，無天然氣管輸費用，因此對我們徵收高額管輸費用不合適。如果價格不進行調整，我們只能停產。”按照陝西LNG 企業的設想，減去管輸費用，價格範圍在存量氣1.60元/立方米、增量氣2.00元/ 立方米以內比較合理。 金銀島石化分析師馬季對財新記者分析稱，陝西和內蒙古都屬於氣源產地，“ 對該地區的LNG 企業價格調整，應相比其他地區有一些優惠”。 10月11日，內蒙古LNG 企業在鄂爾多斯召開會議協商原料氣價格事項，部分廠家對中石油調價幅度過大也明確表示了反對。 反對的不僅僅是國內企業。 財新記者近日獲得一份中國歐盟商會關於國家發改委調整天然氣價格的建議意見書，中國歐盟商會石化、化工和煉油工作組（下稱PCR 工作組）在建議中表示，天然氣價格上漲過快對企業的業務造成了嚴重財務負擔，因為他們在對現有裝置及在建新裝置作出投資決策時，未曾預見到這些負擔。PCR 工作組會員公司的業務盈利、地方政府的稅收以及歐盟投資的流入，都將因此造成負面影響。 一家全球500強化工企業、也是PCR 工作組會員企業的負責人對財新記者表示，受全球經濟增長放緩影響，近幾年化工企業的經營狀況一直不佳，天然氣漲價給其中國項目的盈利造成了極大壓力。 對於一些外資企業來說，中國天然氣價格相對於美歐等很多國家來說並無優勢，這極大地撼動了它們原先認可的投資中國的理由——低成本優勢。但中國市場和中國需求的吸引力仍存，這令它們在中國的投資進退兩難。 自2012年下半年以來，國內化工產業進入低迷期。據Wind 統計，今年上半年，180家化工行業上市公司中，業績同比下滑一半的占近60% ；其中上半年淨利潤下降超過100% 的公司不少于20家。 成本高壓 銀河證券分析師裘孝鋒認為，提價利空影響的下游行業主要是LNG 和CNG （壓縮天然氣）加氣站行業、氣頭尿素行業。LNG 和CNG 加氣站本是擁有超額收益的行業，原因是在原料端獲得了低價格的存量氣，終端銷售價格又和汽柴油掛鈎，取得了結構性的超額利潤。而此次調價後，利潤被大大收窄。 “ 如按照中石油公佈的價格，漲價後我們的利潤將下跌20% 以上，基本上不賺錢甚至虧損。”上述陝西綠源人士表示。他算了一筆成本賬：按存量氣價格1.955元/ 立方米加上加工成本後，陝西、內蒙古LNG 工廠成本在3750- 3900元/ 噸；按增量氣價格2.48元/ 立方米加上加工成本後，LNG 工廠成本在4550-4700元/ 噸；而目前出廠價在4700-4800元/ 噸。“ 可以看出我們的利潤極低，一旦LNG 出廠價再下調，就面臨虧損。”原本利潤微薄的天然氣化工企業則更加艱難。 天然氣作為化工產品生產原料，占到2011年天然氣整體消費的17.9%，主要用于生產尿素和甲醇。根據國家發改委調價通知，尿素作為化肥原料，對應 的原料氣價調整幅度為0.25元/ 立方米。 用天然氣生產尿素的總成本目前為每噸1300-1500元，而生產一噸尿素需用氣600-700立方米，即便按每噸600立方米來計算，尿素企業的原料成本也將上升150元，達到1450-1650元/ 噸。 “ 當前尿素價格明顯回落，目前僅在1600-1700元/ 噸，利潤被壓縮得所剩無幾。”易貿研究中心總監俞清說。 重慶建峰化工股份有限公司（下稱建峰化工，000950.SZ）一位高管表示，照此調價方案，以建峰化工2012年產量計，氣價上漲將增加1.44億元成本。而2012年建峰化工的利潤總額和淨利潤分別為1.38億元和1.21億元。“這意味著我們將面臨虧損的境地。”氣頭尿素企業很難將本輪天然氣漲價提高的成本轉嫁給下游。截至2012年底，中國氣制尿素產能和產量只占總量的30% 左右，而煤制尿素則占到69%。 煤炭的價格自去年起一路下跌，如今在氣制尿素感受到成本上升壓力的同時，煤制尿素的成本反而在不斷降低。“ 因此，氣頭尿素企業基本上只能通過自己來消化成本壓力。”俞清表示。 甲醇生產企業在此次漲價中受到的影響甚至大過尿素企業，其原料氣價調整幅度為0.40元/ 立方米。2012 年，甲醇行業整體開工率在60% 左右，且國內外仍有衆多新擴建項目陸續投產，並逐漸釋放產能，導致甲醇價格持續低迷。 7月份國產甲醇價格在氣頭甲醇為主的西南地區為2100-2200元/ 噸，內蒙古為2000元/ 噸上下， 西北最低為1700-2000元/ 噸。“ 生產一噸甲醇需要用天然氣970-1000立方米，若對甲醇原料氣按0.40元/ 立方米的漲幅執行，將直接導致氣頭甲醇企業的成本上升近400元/ 噸。這無疑就是雪上加霜。”俞清稱。 煤制甲醇生產裝置產能占總產能的68%，天然氣制甲醇僅占16.7% 左右。 在產能過剩的甲醇行業，本輪氣價上漲的成本壓力當然也無法轉移至下游。 多位分析人士指出，由於多年的低水平重複建設與粗放發展，中國化工行業產能過剩嚴重。其中，焦炭、甲醇、電石等行業的裝置開工率大約在50% 左右；燒堿、純堿、聚氯乙烯、農藥、化肥、煤化工等行業的裝置開工率不到七成。短期內完全淘汰落後產能和實現發展方式的轉變十分困難，而原料成本端的上漲亦會形成一種倒逼機制，迫使一些競爭力低下的企業退出市場。 煤化工憂思 “ 現階段不能轉嫁成本的，要麼面臨虧 損淘汰，要麼就需要轉型。” 馬季稱。國內煤炭價格的深度下跌，令化工原料氣改煤漸成趨勢。 不少天然氣化工企業已在煤化工領域進行布局。四川化工控股集團公司（下稱四川化工）就是其中一家，主要生產化肥、化工和精細化工產品。“ 轉 向煤化工，一是因為天然氣供應多年來不穩定，在使用高峰常出現供氣短缺導致開工不足；二是成本因素，天然氣在中國短缺，價格肯定是看漲的。”四川化工一位副總經理對財新記者說。 去年，四川化工與德國林德集團簽訂戰略合作協議，引入資金100億元，在瀘州市榕山園區建設煤制氣項目；隨後又與山東能源集團聯手打造從煤資源開采到應用的產業鏈條。 遼寧華錦通達化工股份有限公司（遼通化工，000059.SZ）去年7月公告稱，將募資30億元用于化肥項目，這是首次嘗試採用煤炭為原料生產尿素。“遼通化工尿素生產原料主要為天然氣，漲價將致虧損。轉向煤制尿素，將大大緩解以天然氣為原料的尿素競爭力薄弱的問題，有利於降低原料供給風險。”一位化工行業分析師對財新記者表示。 近年來，河南煤化集團中原大化、陝西榆林天然氣化工公司、中海油天野化工公司、雲南華夏肥業公司等相繼實施了原料氣改煤工程。 不僅中下游企業轉向煤化工，不少企業還提前布局煤制天然氣（下稱煤制氣）。尤其國內最大的石油化工企業——中國石化，更是熱衷于煤制氣。 2012年9月底，剛成立的長城能源化工有限公司成為中國石化打造發展煤化工業務的惟一平台，專業負責公司煤化工業務的投資經營、項目建設和專業化管理。中國石化的目標是在“ 十二五”期間建設六大煤化工產業基地，目前內蒙古、新疆、貴州、安徽、河南五地的煤化工項目已取得實質性進展。 根據《中國能源報》的報道，目前國家核准了10個煤制氣項目，到2017 年建成總產能935億立方米/ 年。除此之外，未批先建項目衆多。據不完全統計， 截至2012年底， 中國已建、在建、獲批和待審批的煤制氣項目共有40多個，總產能已達1902.5億立方米/年。根據天然氣發展“ 十二五”規劃，到2015年，全國力爭實現煤制氣約150 億-180億立方米。 煤制氣逐漸成為煤化工行業的發展熱點。在環保壓力之下，京津冀地區利用天然氣代替煤進行發電和供暖的比例增大，天然氣供應缺口和煤炭過剩的情況加劇，而發展煤制氣似乎是對二者的有效平衡方法。 中國能源研究會副理事長周大地向財新記者表示：“ 煤制氣的生產地很難做到不汙染，不能為了部分城市的乾淨，那邊就忘了。另外，煤炭轉換成天然氣有40% 的能量損失，加上運輸環節的成本，如果最後還是拿來發電，煤炭轉化為電的能效僅在30% 左右，還不如直接燒煤發電。”在產業批評人士看來，如果不能解決煤作為化工原料的汙染問題，用前端生產的汙染和損耗換來末端消費的清潔，可謂“按下葫蘆浮起瓢”。 周大地對煤制氣前景表示擔憂。“煤制氣大規模發展的不確定性因素很多。”他說，國際上反對的聲音很大，只是國內面臨煤炭過剩、天然氣短缺的問題，而煤制氣又有一定的經濟性，“ 在這樣的情況下，可以做一些試驗，但是作為一個重大的方向，以後要搞幾百億立方米的煤制氣還是缺乏系統性的綜合分析”。 | 
