每年11月至次年2月，当民用取暖用气高峰到来时，全国各地不同程度都会遭遇“气荒”。而以天然气为原料的气头化工企业不仅受到“短气”的兹牛还将面临天然气价格上涨的巨大压力。

据CCIN记者了解，备受业内关注的天然s价格改革方案已经上报国务院，并获得原则性批复。据知情人士透露，《方案》将国内天然气价格普遍上调0.4元/立方米。届时，气头化工企业全面亏损在所难免。

为免遭气价上涨和供气不足的双重挤压，气头化企纷纷规划并开始实施气改煤工程。那么，气改煤到底可行不可行？风险有多大？难度在哪里？怎么改最合适？带着这些问题，CCIN记者进行了深入采访。

技术上完全可行

从技术层面分析，气改煤没有多大风险，是完全可行的——众多专家在接受CCIN记者采访时，十分肯定地说。

曾经成功为中石化齐鲁石化第一化肥有限公司设计并实施了气改煤的山东化工规划设计院项目经理、高级工程师庄肃霞十分肯定地X示，以目前国内外的煤气化、变换、净化技术和国内的设计建设能力，气改煤不存在任何层面的技术难题和障碍。

庄肃霞说，2003年，受困于原料供应不足且价格大幅攀升，齐鲁化肥公司斥资9000万元，对其化肥装置实施由炼油尾气到无烟煤的原料路线改造。这个改造方案和改造工程就是由山东化工规划设计院完成和实施的。经过一年多的施工改造，该装置于2004年10月30日一次投料试车成功并生产出合格的合成氨、尿素和甲醇产品，标志着我国首套也是目前唯一一套完全气改煤化工装置取得成功。后经工艺优化、扩能改造，并对吹风气、放空气、弛放气、煤灰、煤泥回收利用，该公司产能大幅提高到18万吨/年氨醇，综合能耗大幅下降至全国平均水平以下。即便在2008年下半年以来国际金融危机肆虐和国内化肥市场供大于求、价格下跌等多重不利因素挤压下，该公司仍然保持了较好盈利。

据化工专家、高级工程师罗庆洪介绍，在我国，目前已经成功实现了规模化、工业化应用的煤气化技术有荷兰壳牌公司的粉煤加压气化（SCGP）工艺、美国GE公司的水煤浆加压气化（Texaco）工艺、德国西门子公司的干粉气流床煤气化（GSP）工艺、鲁奇工艺、国内华东理工大学的多喷咀对置式水煤浆气化工艺、西北化工研究院的多元料浆气化工艺，以及北京煤化工工程有限公司开发的航天气化炉技术。其中，鲁奇工艺在山西天脊煤化工集团得到成功应用，SCGP工艺在广西柳州化工有限公司、湖北双环化工股份公司应用得比较成功。GE水煤浆加压气化工艺分别在兖矿集团山东鲁南化肥厂、陕西渭河煤化工集团有限公司、黑龙江浩良河化工有限公司等十几家企业得到成功应用。华东理工大学的多喷咀对置式水煤浆气化技术继在山东华鲁恒升化工股份公司成功应用后，目前采用该技术的已经有数套装置。从眯┳爸玫氖导试诵星榭隹矗只要设计配置合理、煤种选用得当，装置都能实现长周期安全稳定运行。“气改煤在技术上是不会有太大问题和风险的。”罗庆洪说。

陕西兴化集团副总经理王颖告诉CCIN记者，该集团正在建设年产30万吨合成氨、30万吨甲醇、30万吨纯碱、32万吨氯化铵气改煤综合项目，采用的是已经在国内成功运行了近20套的水煤浆加压气化技术，所用煤种又是已经被实践证明适用于该技术的活性较高、成煤时间较短的烟煤，技术上不会有任何问题。

陕西榆林天然气化工有限公司总经济师胡克鹏也表示，他们正在建设的140万吨/年甲醇气改煤工程，将以陕北地区优质烟煤作原料，采用水煤浆加压气化技术，工程也不存在技术难题和风险。

“我们将采用华东理工大学与中石化宁波技术研究院共同开发的单喷嘴冷壁式粉煤加压煤气化技术。经过小试、中试和权威专家论证，该工艺能耗低、投资省、技术先进-靠，非常适合于当地煤种。”正在做项目环评的中海油内蒙古天野化工股份有限公司粉煤气化项目安全总监燕武云说，“单就技术层面而言，气改煤没有悬而未决的难题。”

经济性尚存争议

与技术可行性认识高度一致不同，专家们对气改煤的经济性说法不一。

“目前我们所用天然气价格为1.13元/立方米，陕北地区优质烟煤到厂价400元/吨。照此推算，天然气制甲醇与煤制甲醇的成本基本相当。如果算上煤头甲醇装置流程长、设备多、运行费用高、一次性投资大、设备折旧及财务费用高等因素，煤制甲醇的综合成本还略高于天然气制Z醇的成本。但天然气价格上涨0.4元/立方米后，气制甲醇成本将比煤头企业高出400元/吨。如果再考虑到国内天然气供需缺口大、调峰能力差、装置无法实现全年满负荷运行所带来的负面影响，气头企业的成本会更高。从这个角度看，气改煤是经济可行的。”胡克强对CCIN记者说。

河南煤化集团中原大化有限公司销售经理王凤安也认为，就目前的煤炭价格与天然气价格和供求关系看，气改煤是气头企业的无奈之举，也是气头企业走出困境的唯一出路。王凤安说，中原大化多方寻找气源，使得2009年的供气量基本保证了装置较高负荷运行。但天然气高达1.7元/立方米的到厂价却让中原大化人根本高兴不起来。如果天然气价格再涨，即便供应充足，装置实现统ぶ芷诼负荷运行，企业也将难免亏损。在这种情况下，企业唯一可行的办法，就是依托河南煤化集团丰富的煤炭资源，通过实施气改煤实现企业可持续发展。

但王颖对气改煤的经济可行性并不这么乐观。他说，到目前为止，全国尚无一例大型气改煤成功的范例。虽然齐鲁化肥公司成功由炼油尾气作原料改为以无烟块煤作原料，2000年以来，也有十几家企业成功实施了油改气或油改煤，但主要原因是渣油与炼油尾气的日益紧缺和价格的大幅攀升，才彰显了油改煤的经济优势。而目前煤炭与天然气价格的比较优势并不明显，一套30万吨/年合成氨的气改煤项目，至少也要投资16亿元，同等规模的气改煤甲醇项目的费用更高。加上气改煤后增加的设备运行费用、固定资产折旧，以及水、电及环境、安全设施增加的费用，是否经济可行需要认真评估。

比如，除个别企业外，目前化肥企业所用天然气价格最高只有1.1元/立方米，即便涨至1.4元/立方米，吨氨原料成本也只有1360元/吨（吨氨消耗天然气900立方米）。而目前无烟煤价格虽然略有下跌，仍高达1000元/吨。按吨氨消耗无烟煤1.3～1.4吨计算，涨价后的气头化肥企业成:与煤头企业相当。若考虑到气头装置流程短、运行费用和环保安全费用低等因素，气头企业的综合成本仍低于煤头企业。

因地制宜是关键

那么，众多受困于天然气供应不足和气价上涨双重困扰的气头化工企业，到底改还是不改呢？

专家们认为，根据σ邓能得到的煤种特点，选择合适的煤气化技术，是项目成功的关键。

罗庆洪表示ξ夜煤质南北不同，适应性和经济性差异较大。以鄂尔多斯盆地为轴心的“三北”地区（陕西榆林、宁夏、内蒙古）和甘肃华亭地区的烟煤，成煤时间短，煤中固定炭含量低，热值低、价格低，挥发分及轻组分高，活性高，若用于燃烧发电，不是理想的燃料。但因其活性高，轻组分多，易χ瞥山、易气化且工艺气中氢与一氧化碳等有效组分含量高，因而是廉价而理想的化工生产用煤，适用于水煤浆加压造气技术。目前，陕西渭化集团、陕西神木化工、兖矿神木化工等众多企业均采用这一地区的煤种和相同的气化技术工艺，实现了装置的长周期平稳运行。北方地区的企业，果附近煤质经化验与“三北”及甘肃华亭煤种相同或相近，可采用水煤浆造气技术，最大限度地规避投资风险。而对于山西、云南、贵州、四川等地的煤种，由于成煤时间长，固定炭含量高、热值高、活性低，价格相对较高，作为气化用煤反而没有北方煤具有竞争优势。因此，对于拟采用κ龅厍煤炭作原料的企业，最好选用粉煤气化技术，且对项目的经济可行性要做更切合实际、更有远见的论证。否则，企业极可能要冒较大的投资风险。

另外，气改煤的投资规模与投资回收期相差都很大，切入点或对接点的选择十分重要。是选择在净化后的合成氨工段，还是从变换、净化部分就对接揉合？是选择国产技术和炉型还是选择进口设备？是选择一开一备炉还是两开一备炉的运作模式？企业应进行综合论证。

庄肃霞还提醒说，从齐鲁化肥公司歉拿旱木验看，气改煤的工作量很大，甚至远超过新建一个同类型工厂。因为是在原址并对原有装置进行技术和原料路线改造，装置的轮廓、管线的走向、设备的位置基本已经确定，变动的空间和余地很小。而且，由于煤制气没有天然气和炼油尾气干净，有效成分含量低，要求管线及设备侨萘扛大，耐压、耐温、耐腐蚀性更好，任何环节出了差错，都可能导致难以想象的后果。因此，气改煤工程的前期勘查论证工作一定要反复进行，不得有一丁点疏漏和马虎。

专家们认为，企业若要实施气改煤，一是必须要有充足的，运输便利、相对廉价、供应可靠的煤源；二是依据自己可能获得的煤种选择先进实用的煤气化技术；三要有与装置匹配的水资源和环境容量与承载能力。这三个条件缺一不可。否则，气改煤工程不仅不能帮助企业脱困，还可能给企业增加新的负担。