刘千浩是陕西一家液化天然气(LNG)厂销售部的区域经理。最近他所在公司联合了陕西其他LNG工厂与中石油公开对抗，矛头直指天然气涨价。
“中石油打着国家政策的旗号要上调天然气价格，我们不同意，因为涨幅太大，”刘千浩对财新记者表示，“企业现在日子并不好过，宁愿停产也不同意这么涨价。”
6月28日，国家发改委发出通知，从7月10日起上调非居民用天然气门站价格。此次调价的具体细则为：存量气(指2012年实际使用气量)门站价格每立方米提高幅度最高不超过0.40元;增量气(指去年超出部分)门站价格按可替代能源(燃料油、液化气)价格的85%确定。
按照这一政策原则，9月27日，中石油长庆油田油气销售公司召开冬季天然气供应相关会议，会上宣布了陕西地区LNG原料气门站价格——存量气1.955元/立方米、增量气2.48元/立方米，后者已达到国家发改委统一核算的最高门站价格，相当于提价31.18%。
中石油的涨价方案激起了中下游企业的强烈反应。不单是陕西、内蒙古等地的天然气企业反对此次价格上调，一些在华国际化工企业也叫苦不迭，纷纷找当地政府商谈，以投资困境为由谋求优惠甚至“豁免”政策。有部分下游企业则选择放弃成本过高的天然气化工原料，转向煤化工，但后者的环保和经济性问题仍是难解的课题。
现在，部分地区天然气供需双方还处于对抗僵持状态。
对抗中石油
自6月底国家发改委公布天然气调价方案后，陕西省一些LNG工厂已意识到，这次调价可能不像过去那样容易地转移到下游，这恐怕是一个危险的信号。
7月13日，由陕西金源集团主办的陕西LNG产业峰会在西安举行，参会的有陕西众源、安塞华油天然气有限公司(下称安塞华油)、西蓝集团靖边天然气液化厂(下称西蓝靖边)、陕西星源、榆林长天、靖边星源等天然气企业。会议倡议并全票通过组建了陕西LNG产业协会，与会企业就天然气涨价的影响及应对措施进行交流。
“不过当时我们还没有现在这么悲观。”陕西金源集团全资子公司陕西绿源天然气有限公司(下称陕西绿源)一位高管对财新记者表示，当时认为涨价的成本下游可以承受，“但最后没想到涨价幅度那么大，下游企业也没有能力承受”。
在国家发改委调价通知发布前，陕西绿源的LNG出厂价一直维持在4400-4700元/吨(约3.00-3.20元/立方米)。通知发布后，陕西绿源迅速上调了出厂价，7月1日起LNG一举跃升至5200元/吨，涨幅接近20%。
但是，好景不长。由于下游用户难以承受涨价的幅度，纷纷减少了LNG用量，有的用户甚至拒绝进货。陕西绿源的LNG出厂价只好下调，目前在4800-5000元/吨左右。
9月27日，中石油长庆油田油气销售公司宣布，陕西地区LNG原料气增量部分的门站价格采用最高价，这大出LNG企业所料。
10月12日，陕西绿源、安塞华油、西蓝靖边等九家陕西LNG工厂达成一致行动方案，认为陕西LNG气源门站价格中包括0.40元管输费用极不合理，决定抱团拒绝执行价格上调后的存量气和增量气价格，并以停产威胁中石油。
“国家发改委的通知中表示要供需双方协商，但中石油的定价并没有和我们协商，”上述陕西绿源人士称，“并且我们也不可能接受这个价格。我们处于气源地，无天然气管输费用，因此对我们征收高额管输费用不合适。如果价格不进行调整，我们只能停产。”
按照陕西LNG企业的设想，减去管输费用，价格范围在存量气1.60元/立方米、增量气2.00元/立方米以内比较合理。
金银岛石化分析师马季对财新记者分析称，陕西和内蒙古都属于气源产地，“对该地区的LNG企业价格调整，应相比其他地区有一些优惠”。
10月11日，内蒙古LNG企业在鄂尔多斯召开会议协商原料气价格事项，部分厂家对中石油调价幅度过大也明确表示了反对。
反对的不仅仅是国内企业。
财新记者近日获得一份中国欧盟商会关于国家发改委调整天然气价格的建议意见书，中国欧盟商会石化、化工和炼油工作组(下称PCR工作组)在建议中表示，天然气价格上涨过快对企业的业务造成了严重财务负担，因为他们在对现有装置及在建新装置作出投资决策时，未曾预见到这些负担。PCR工作组会员公司的业务盈利、地方政府的税收以及欧盟投资的流入，都将因此造成负面影响。
一家全球500强化工企业、也是PCR工作组会员企业的负责人对财新记者表示，受全球经济增长放缓影响，近几年化工企业的经营状况一直不佳，天然气涨价给其中国项目的盈利造成了极大压力。
对于一些外资企业来说，中国天然气价格相对于美欧等很多国家来说并无优势，这极大地撼动了它们原先认可的投资中国的理由——低成本优势。但中国市场和中国需求的吸引力仍存，这令它们在中国的投资进退两难。
自2012年下半年以来，国内化工产业进入低迷期。据Wind统计，今年上半年，180家化工行业上市公司中，业绩同比下滑一半的占近60%;其中上半年净利润下降超过100%的公司不少于20家。
成本高压
银河证券分析师裘孝锋认为，提价利空影响的下游行业主要是LNG和CNG(压缩天然气)加气站行业、气头尿素行业。LNG和CNG加气站本是拥有超额收益的行业，原因是在原料端获得了低价格的存量气，终端销售价格又和汽柴油挂钩，取得了结构性的超额利润。而此次调价后，利润被大大收窄。
“如按照中石油公布的价格，涨价后我们的利润将下跌20%以上，基本上不赚钱甚至亏损。”上述陕西绿源人士表示。他算了一笔成本账：按存量气价格1.955元/立方米加上加工成本后，陕西、内蒙古LNG工厂成本在3750-3900元/吨;按增量气价格2.48元/立方米加上加工成本后，LNG工厂成本在4550-4700元/吨;而目前出厂价在4700-4800元/吨。“可以看出我们的利润极低，一旦LNG出厂价再下调，就面临亏损。”
原本利润微薄的天然气化工企业则更加艰难。
天然气作为化工产品生产原料，占到2011年天然气整体消费的17.9%，主要用于生产尿素和甲醇。根据国家发改委调价通知，尿素作为化肥原料，对应的原料气价调整幅度为0.25元/立方米。用天然气生产尿素的总成本目前为每吨1300-1500元，而生产一吨尿素需用气600-700立方米，即便按每吨600立方米来计算，尿素企业的原料成本也将上升150元，达到1450-1650元/吨。
“当前尿素价格明显回落，目前仅在1600-1700元/吨，利润被压缩得所剩无几。”易贸研究中心总监俞清说。
重庆建峰化工股份有限公司(下称建峰化工，000950.SZ)一位高管表示，照此调价方案，以建峰化工2012年产量计，气价上涨将增加1.44亿元成本。而2012年建峰化工的利润总额和净利润分别为1.38亿元和1.21亿元。“这意味着我们将面临亏损的境地。”
气头尿素企业很难将本轮天然气涨价提高的成本转嫁给下游。截至2012年底，中国气制尿素产能和产量只占总量的30%左右，而煤制尿素则占到69%。煤炭的价格自去年起一路下跌，如今在气制尿素感受到成本上升压力的同时，煤制尿素的成本反而在不断降低。“因此，气头尿素企业基本上只能通过自己来消化成本压力。”俞清表示。
甲醇生产企业在此次涨价中受到的影响甚至大过尿素企业，其原料气价调整幅度为0.40元/立方米。2012 年，甲醇行业整体开工率在60%左右，且国内外仍有众多新扩建项目陆续投产，并逐渐释放产能，导致甲醇价格持续低迷。
7月份国产甲醇价格在气头甲醇为主的西南地区为2100-2200元/吨，内蒙古为2000元/吨上下，西北最低为1700-2000元/吨。“生产一吨甲醇需要用天然气970-1000立方米，若对甲醇原料气按0.40元/立方米的涨幅执行，将直接导致气头甲醇企业的成本上升近400元/吨。这无疑就是雪上加霜。”俞清称。
煤制甲醇生产装置产能占总产能的68%，天然气制甲醇仅占16.7%左右。在产能过剩的甲醇行业，本轮气价上涨的成本压力当然也无法转移至下游。
多位分析人士指出，由于多年的低水平重复建设与粗放发展，中国化工行业产能过剩严重。其中，焦炭、甲醇、电石等行业的装置开工率大约在50%左右;烧碱、纯碱、聚氯乙烯、农药、化肥、煤化工等行业的装置开工率不到七成。短期内完全淘汰落后产能和实现发展方式的转变十分困难，而原料成本端的上涨亦会形成一种倒逼机制，迫使一些竞争力低下的企业退出市场。
煤化工忧思
“现阶段不能转嫁成本的，要么面临亏损淘汰，要么就需要转型。” 马季称。国内煤炭价格的深度下跌，令化工原料气改煤渐成趋势。
不少天然气化工企业已在煤化工领域进行布局。四川化工控股集团公司(下称四川化工)就是其中一家，主要生产化肥、化工和精细化工产品。“转向煤化工，一是因为天然气供应多年来不稳定，在使用高峰常出现供气短缺导致开工不足;二是成本因素，天然气在中国短缺，价格肯定是看涨的。”四川化工一位副总经理对财新记者说。
去年，四川化工与德国林德集团签订战略合作协议，引入资金100亿元，在泸州市榕山园区建设煤制气项目;随后又与山东能源集团联手打造从煤资源开采到应用的产业链条。
辽宁华锦通达化工股份有限公司(辽通化工，000059.SZ)去年7月公告称，将募资30亿元用于化肥项目，这是首次尝试采用煤炭为原料生产尿素。“辽通化工尿素生产原料主要为天然气，涨价将致亏损。转向煤制尿素，将大大缓解以天然气为原料的尿素竞争力薄弱的问题，有利于降低原料供给风险。”一位化工行业分析师对财新记者表示。
近年来，河南煤化集团中原大化、陕西榆林天然气化工公司、中海油天野化工公司、云南华夏肥业公司等相继实施了原料气改煤工程。
不仅中下游企业转向煤化工，不少企业还提前布局煤制天然气(下称煤制气)。尤其国内最大的石油化工企业——中国石化，更是热衷于煤制气。
2012年9月底，刚成立的长城能源化工有限公司成为中国石化打造发展煤化工业务的惟一平台，专业负责公司煤化工业务的投资经营、项目建设和专业化管理。中国石化的目标是在“十二五”期间建设六大煤化工产业基地，目前内蒙古、新疆、贵州、安徽、河南五地的煤化工项目已取得实质性进展。
根据《中国能源报》的报道，目前国家核准了10个煤制气项目，到2017年建成总产能935亿立方米/年。除此之外，未批先建项目众多。据不完全统计，截至2012年底，中国已建、在建、获批和待审批的煤制气项目共有40多个，总产能已达1902.5亿立方米/年。根据天然气发展“十二五”规划，到2015年，全国力争实现煤制气约150亿-180亿立方米。
煤制气逐渐成为煤化工行业的发展热点。在环保压力之下，京津冀地区利用天然气代替煤进行发电和供暖的比例增大，天然气供应缺口和煤炭过剩的情况加剧，而发展煤制气似乎是对二者的有效平衡方法。
中国能源研究会副理事长周大地向财新记者表示：“煤制气的生产地很难做到不污染，不能为了部分城市的干净，那边就忘了。另外，煤炭转换成天然气有40%的能量损失，加上运输环节的成本，如果最后还是拿来发电，煤炭转化为电的能效仅在30%左右，还不如直接烧煤发电。”
在产业批评人士看来，如果不能解决煤作为化工原料的污染问题，用前端生产的污染和损耗换来末端消费的清洁，可谓“按下葫芦浮起瓢”。
周大地对煤制气前景表示担忧。“煤制气大规模发展的不确定性因素很多。”他说，国际上反对的声音很大，只是国内面临煤炭过剩、天然气短缺的问题，而煤制气又有一定的经济性，“在这样的情况下，可以做一些试验，但是作为一个重大的方向，以后要搞几百亿立方米的煤制气还是缺乏系统性的综合分析”。
