在中国天然气对外依存度持续攀升的背景下，煤制天然气作为本土替代气源的战略价值日益凸显。天风证券研究报告显示，新疆已规划煤制天然气项目11个、合计产能400亿立方米，投资规模达3109亿元，其中多个项目已获国家能源局赋码。在200元/吨的坑口煤价假设下，新疆煤制气生产成本仅1.46元/立方米，较进口LNG具备显著成本优势。随着天然气市场化改革深入推进和国家管网公司成立带来的管输公平开放，煤制天然气产业正迎来从“政策驱动”向“市场驱动”的关键转折。

新疆煤制天然气产业的战略价值体现在国家能源安全、资源转化效率和基础设施协同三个维度。在能源安全层面，中国天然气对外依存度长期超过40%，进口来源集中于土库曼斯坦、俄罗斯等少数国家，煤制天然气可提供具备战略储备意义的本土替代气源。在资源转化层面，新疆煤炭预测储量占全国近40%，哈密、准东地区的低阶煤适合通过气化路线转化为天然气，煤炭资源转化为气体能源的能效高于煤制油。在基础设施层面，西气东输管网已建成一至四线，年输气能力770亿立方米，未来可达千亿方，现有管道已接入伊犁庆华、新天等企业的煤制气，新增产能可直接依托已有管廊消纳。新疆被确立为五大国家综合能源基地之一，煤制天然气是国家赋予新疆的战略定位之一，自治区规划争取全国89%的煤制气产能布局在新疆。

新疆煤制天然气的成本竞争力建立在低煤价和规模化生产两个支点上。参考伊犁新天煤化工20亿方/年项目的环评数据，在200元/吨煤价假设下，煤制气单位生产成本约1.46元/立方米，其中原料煤成本约0.40元/立方米、燃料煤成本约0.16元/立方米、折旧成本约0.51元/立方米、人工成本约0.14元/立方米、辅料及公用工程约0.25元/立方米。加上新疆至华东的管输费用0.90元/立方米，到岸完全成本约2.36元/立方米。若对标华东LNG到港价约2.91元/立方米，并考虑副产品收益约0.41元/立方米，煤制气可实现毛利约0.96元/立方米，毛利率约33%。煤价从200元/吨上涨至300元/吨时，生产成本上升至1.74元/立方米，毛利率下降约10个百分点至23%；煤价达到400元/吨时，毛利率收窄至14%。煤制气的盈利对煤价敏感度较高，但即便在400元/吨的煤价水平下，仍可维持正的毛利空间。

两项制度改革为煤制天然气产业打开了此前被体制约束的发展空间。第一，2020年版《中央定价目录》明确煤制气价格由市场形成，不再执行政府指导价，煤制气企业可参考进口LNG和管道气的市场价灵活定价，盈利能力与市场化气价直接挂钩。第二，国家管网公司成立后，管输与销售实现业务分离，煤制气企业可公平获取管输容量，直接开拓下游直供大客户，减少中间环节的加价损耗。2017年《加快推进天然气利用的意见》提出的“用户自主选择资源和供气路径”机制已逐步落地，煤制气企业可在全国范围内与城燃公司、工业用户直接签订供销合同。这两项改革降低了煤制气产业链的制度交易成本，使新疆煤制气在华东市场的到岸价竞争力从理论测算变为可实现的商业现实。

新疆规划的400亿方煤制天然气产能若全部投产，将相当于2024年中国天然气表观消费量的约9%。从落地节奏来看，项目分为三个阶段推进。第一阶段为其亚一期20亿方（2024年动工、计划2027年建成）和已获赋码的天池能源20亿方、国家能源40亿方、新业集团20亿方，合计100亿方产能进入实质性推进阶段。第二阶段为华能准东40亿方、中煤哈密40亿方、新疆哈密中新建40亿方等处于可研或环评阶段的项目，合计约160亿方。第三阶段为新疆能源集团40亿方、庆华二期40亿方等规划项目，合计约140亿方。从市场消纳角度，西气东输管网千亿方级的输送能力完全可承载新增煤制气输送需求，而华东、华南地区的高气价市场（LNG到岸价长期高于2.5元/立方米）为新疆煤制气提供了充足的价格接受空间。

表：煤制天然气盈利弹性测算（元/立方米）

煤价（元/吨）	生产成本	管输费用	到岸成本	LNG到港价	副产品收益	毛利	毛利率
150	1.33	0.90	2.23	2.91	0.41	1.09	37%
200	1.46	0.90	2.36	2.91	0.41	0.96	33%
300	1.74	0.90	2.64	2.91	0.41	0.68	23%
400	2.02	0.90	2.92	2.91	0.41	0.40	14%