每年11月至次年2月，當民用取暖用氣高峰到來時，全國各地不同程度都會遭遇“氣荒”。而以天然氣為原料的氣頭化工企業不僅受到“短氣”的茲牛還將面臨天然氣價格上漲的巨大壓力。

據CCIN記者了解，備受業內關注的天然s價格改革方案已經上報國務院，并獲得原則性批復。據知情人士透露，《方案》將國內天然氣價格普遍上調0.4元/立方米。屆時，氣頭化工企業全面虧損在所難免。

為免遭氣價上漲和供氣不足的雙重擠壓，氣頭化企紛紛規劃并開始實施氣改煤工程。那么，氣改煤到底可行不可行？風險有多大？難度在哪里？怎么改最合適？帶著這些問題，CCIN記者進行了深入采訪。

技術上完全可行

從技術層面分析，氣改煤沒有多大風險，是完全可行的——眾多專家在接受CCIN記者采訪時，十分肯定地說。

曾經成功為中石化齊魯石化第一化肥有限公司設計并實施了氣改煤的山東化工規劃設計院項目經理、高級工程師莊肅霞十分肯定地X示，以目前國內外的煤氣化、變換、凈化技術和國內的設計建設能力，氣改煤不存在任何層面的技術難題和障礙。

莊肅霞說，2003年，受困于原料供應不足且價格大幅攀升，齊魯化肥公司斥資9000萬元，對其化肥裝置實施由煉油尾氣到無煙煤的原料路線改造。這個改造方案和改造工程就是由山東化工規劃設計院完成和實施的。經過一年多的施工改造，該裝置于2004年10月30日一次投料試車成功并生產出合格的合成氨、尿素和甲醇產品，標志著我國首套也是目前唯一一套完全氣改煤化工裝置取得成功。后經工藝優化、擴能改造，并對吹風氣、放空氣、弛放氣、煤灰、煤泥回收利用，該公司產能大幅提高到18萬噸/年氨醇，綜合能耗大幅下降至全國平均水平以下。即便在2008年下半年以來國際金融危機肆虐和國內化肥市場供大于求、價格下跌等多重不利因素擠壓下，該公司仍然保持了較好盈利。

據化工專家、高級工程師羅慶洪介紹，在我國，目前已經成功實現了規模化、工業化應用的煤氣化技術有荷蘭殼牌公司的粉煤加壓氣化（SCGP）工藝、美國GE公司的水煤漿加壓氣化（Texaco）工藝、德國西門子公司的干粉氣流床煤氣化（GSP）工藝、魯奇工藝、國內華東理工大學的多噴咀對置式水煤漿氣化工藝、西北化工研究院的多元料漿氣化工藝，以及北京煤化工工程有限公司開發的航天氣化爐技術。其中，魯奇工藝在山西天脊煤化工集團得到成功應用，SCGP工藝在廣西柳州化工有限公司、湖北雙環化工股份公司應用得比較成功。GE水煤漿加壓氣化工藝分別在兗礦集團山東魯南化肥廠、陜西渭河煤化工集團有限公司、黑龍江浩良河化工有限公司等十幾家企業得到成功應用。華東理工大學的多噴咀對置式水煤漿氣化技術繼在山東華魯恒升化工股份公司成功應用后，目前采用該技術的已經有數套裝置。從瞇┳爸玫氖導試誦星榭隹矗只要設計配置合理、煤種選用得當，裝置都能實現長周期安全穩定運行。“氣改煤在技術上是不會有太大問題和風險的。”羅慶洪說。

陜西興化集團副總經理王穎告訴CCIN記者，該集團正在建設年產30萬噸合成氨、30萬噸甲醇、30萬噸純堿、32萬噸氯化銨氣改煤綜合項目，采用的是已經在國內成功運行了近20套的水煤漿加壓氣化技術，所用煤種又是已經被實踐證明適用于該技術的活性較高、成煤時間較短的煙煤，技術上不會有任何問題。

陜西榆林天然氣化工有限公司總經濟師胡克鵬也表示，他們正在建設的140萬噸/年甲醇氣改煤工程，將以陜北地區優質煙煤作原料，采用水煤漿加壓氣化技術，工程也不存在技術難題和風險。

“我們將采用華東理工大學與中石化寧波技術研究院共同開發的單噴嘴冷壁式粉煤加壓煤氣化技術。經過小試、中試和權威專家論證，該工藝能耗低、投資省、技術先進-靠，非常適合于當地煤種。”正在做項目環評的中海油內蒙古天野化工股份有限公司粉煤氣化項目安全總監燕武云說，“單就技術層面而言，氣改煤沒有懸而未決的難題。”

經濟性尚存爭議

與技術可行性認識高度一致不同，專家們對氣改煤的經濟性說法不一。

“目前我們所用天然氣價格為1.13元/立方米，陜北地區優質煙煤到廠價400元/噸。照此推算，天然氣制甲醇與煤制甲醇的成本基本相當。如果算上煤頭甲醇裝置流程長、設備多、運行費用高、一次性投資大、設備折舊及財務費用高等因素，煤制甲醇的綜合成本還略高于天然氣制Z醇的成本。但天然氣價格上漲0.4元/立方米后，氣制甲醇成本將比煤頭企業高出400元/噸。如果再考慮到國內天然氣供需缺口大、調峰能力差、裝置無法實現全年滿負荷運行所帶來的負面影響，氣頭企業的成本會更高。從這個角度看，氣改煤是經濟可行的。”胡克強對CCIN記者說。

河南煤化集團中原大化有限公司銷售經理王鳳安也認為，就目前的煤炭價格與天然氣價格和供求關系看，氣改煤是氣頭企業的無奈之舉，也是氣頭企業走出困境的唯一出路。王鳳安說，中原大化多方尋找氣源，使得2009年的供氣量基本保證了裝置較高負荷運行。但天然氣高達1.7元/立方米的到廠價卻讓中原大化人根本高興不起來。如果天然氣價格再漲，即便供應充足，裝置實現統ぶ芷諑負荷運行，企業也將難免虧損。在這種情況下，企業唯一可行的辦法，就是依托河南煤化集團豐富的煤炭資源，通過實施氣改煤實現企業可持續發展。

但王穎對氣改煤的經濟可行性并不這么樂觀。他說，到目前為止，全國尚無一例大型氣改煤成功的范例。雖然齊魯化肥公司成功由煉油尾氣作原料改為以無煙塊煤作原料，2000年以來，也有十幾家企業成功實施了油改氣或油改煤，但主要原因是渣油與煉油尾氣的日益緊缺和價格的大幅攀升，才彰顯了油改煤的經濟優勢。而目前煤炭與天然氣價格的比較優勢并不明顯，一套30萬噸/年合成氨的氣改煤項目，至少也要投資16億元，同等規模的氣改煤甲醇項目的費用更高。加上氣改煤后增加的設備運行費用、固定資產折舊，以及水、電及環境、安全設施增加的費用，是否經濟可行需要認真評估。

比如，除個別企業外，目前化肥企業所用天然氣價格最高只有1.1元/立方米，即便漲至1.4元/立方米，噸氨原料成本也只有1360元/噸（噸氨消耗天然氣900立方米）。而目前無煙煤價格雖然略有下跌，仍高達1000元/噸。按噸氨消耗無煙煤1.3～1.4噸計算，漲價后的氣頭化肥企業成:與煤頭企業相當。若考慮到氣頭裝置流程短、運行費用和環保安全費用低等因素，氣頭企業的綜合成本仍低于煤頭企業。

因地制宜是關鍵

那么，眾多受困于天然氣供應不足和氣價上漲雙重困擾的氣頭化工企業，到底改還是不改呢？

專家們認為，根據σ鄧能得到的煤種特點，選擇合適的煤氣化技術，是項目成功的關鍵。

羅慶洪表示ξ夜煤質南北不同，適應性和經濟性差異較大。以鄂爾多斯盆地為軸心的“三北”地區（陜西榆林、寧夏、內蒙古）和甘肅華亭地區的煙煤，成煤時間短，煤中固定炭含量低，熱值低、價格低，揮發分及輕組分高，活性高，若用于燃燒發電，不是理想的燃料。但因其活性高，輕組分多，易χ瞥山、易氣化且工藝氣中氫與一氧化碳等有效組分含量高，因而是廉價而理想的化工生產用煤，適用于水煤漿加壓造氣技術。目前，陜西渭化集團、陜西神木化工、兗礦神木化工等眾多企業均采用這一地區的煤種和相同的氣化技術工藝，實現了裝置的長周期平穩運行。北方地區的企業，果附近煤質經化驗與“三北”及甘肅華亭煤種相同或相近，可采用水煤漿造氣技術，最大限度地規避投資風險。而對于山西、云南、貴州、四川等地的煤種，由于成煤時間長，固定炭含量高、熱值高、活性低，價格相對較高，作為氣化用煤反而沒有北方煤具有競爭優勢。因此，對于擬采用κ齙厙煤炭作原料的企業，最好選用粉煤氣化技術，且對項目的經濟可行性要做更切合實際、更有遠見的論證。否則，企業極可能要冒較大的投資風險。

另外，氣改煤的投資規模與投資回收期相差都很大，切入點或對接點的選擇十分重要。是選擇在凈化后的合成氨工段，還是從變換、凈化部分就對接揉合？是選擇國產技術和爐型還是選擇進口設備？是選擇一開一備爐還是兩開一備爐的運作模式？企業應進行綜合論證。

莊肅霞還提醒說，從齊魯化肥公司歉拿旱木驗看，氣改煤的工作量很大，甚至遠超過新建一個同類型工廠。因為是在原址并對原有裝置進行技術和原料路線改造，裝置的輪廓、管線的走向、設備的位置基本已經確定，變動的空間和余地很小。而且，由于煤制氣沒有天然氣和煉油尾氣干凈，有效成分含量低，要求管線及設備僑萘扛大，耐壓、耐溫、耐腐蝕性更好，任何環節出了差錯，都可能導致難以想象的后果。因此，氣改煤工程的前期勘查論證工作一定要反復進行，不得有一丁點疏漏和馬虎。

專家們認為，企業若要實施氣改煤，一是必須要有充足的，運輸便利、相對廉價、供應可靠的煤源；二是依據自己可能獲得的煤種選擇先進實用的煤氣化技術；三要有與裝置匹配的水資源和環境容量與承載能力。這三個條件缺一不可。否則，氣改煤工程不僅不能幫助企業脫困，還可能給企業增加新的負擔。