進入二季度以來，多地天然氣價格即將上漲的傳言愈演愈烈，這不僅牽動著民眾的神經，更讓以天然氣為原料生產的氣頭企業緊張不已，因為對于他們來說，這事關企業的生死存亡。而正因如此，也讓氣改煤成了行業內近來的熱點。
為什么要改——
“不改煤就死了”
“天然氣漲價的消息不是今年才有的，都傳了好多年了，也漲了一些，其實還不如一下漲到位，讓氣頭企業下定決心改煤。”說這話的是石油和化學工業規劃院化肥處高工李志堅。他告訴記者，近些年，天然氣的緊缺和漲價讓氣頭企業苦不堪言，比如四川的結構氣價，供給化肥企業原來是0.98元/立方米，現在是1.34元/立方米，漲幅很大，企業的利潤被壓縮到很小。
圖為貴州赤天化股份有限公司廠區一角。 （洪策 攝）
華電榆林天然氣化工有限責任公司一位不愿意透露姓名的負責人也有此同感。他向記者說：“去年至今，我們對全國60萬噸/年以上甲醇企業的經營狀況跟蹤調查，結果發現，由于煤價下跌，氣價上漲，除榆天化等極少數企業微利不虧外，絕大多數氣頭企業連續虧損，而大多數煤頭企業則略有盈利。如果今年乃至今后天然氣價格再度上漲，氣頭化工企業將面臨大面積減產停產，甚至關閉的風險。”
“但我覺得價格還不是主要問題，對于氣頭企業來說，供氣短缺才是大問題。”李志堅直言不諱。
的確，對于氣頭企業來說，隨著每年冬天寒潮如期而至的還有氣荒。據記者了解，盡管現在這些氣頭企業都盡量將檢修、培訓等計劃安排在氣荒時節，但每年漫長的停產期還是讓這些企業無奈。
為應對天然氣漲價帶來的成本壓力，四川天華股份有限公司采取多種措施降本增效。圖為該公司檢修人員在裝置區協同排查表閥故障。（特約記者 黃貴春 攝）
李志堅告訴記者，如果天然氣的供應能夠保持平穩充足的話，氣頭企業還是有利潤可圖的，就沒有必要改成以煤為原料，因為這樣投資大，上項目流程長，風險也高。但現在很多氣頭企業每年只能開工七八個月，加上化肥市場低迷，壓力也就倍增。所以現在有些氣頭企業的天然氣生產化肥裝置就是開一天算一天。
但記者在采訪中發現，很多企業認為，由于霧霾天氣的頻繁出現，在今后很長一段時間內，供應緊缺和價格上漲的趨勢不會改變甚至會更加嚴峻。
中海石油天野化工股份有限公司氣改煤項目常務副總經理武利平就有這樣的想法。他告訴記者，隨著中國經濟的快速發展，天然氣作為清潔能源的需求不斷增加。目前，進口天然氣和國內天然氣價格嚴重倒掛，長期來看，國內天然氣價格面臨著較大的上漲壓力。
圖為中煤平朔集團劣質煤綜合利用示范項目年產20億立方米煤制天然氣規劃沙盤模型。（記者 白清榮 攝）
一位氣頭企業的負責人也指出，由于煤炭行業已經終結10年景氣期，正步入漫長的低迷期，后期價格大幅上漲的可能性不大，甚至還可能下跌。但中國天然氣占一次能源消費比例4.6%（僅相當于國際平均水平的1/5），且天然氣用戶還在逐年增長的現狀，決定了無論國際天然氣價格如何變化，國內天然氣價格中長期上漲的格局都不會改變。因此，從中長期看，煤頭企業的優勢將好于氣頭企業。
而就在前不久，剛剛履新中石油董事長的周吉平首次公開露面中就談到中石油計劃今年能供應天然氣1070億立方米，但是社會需求達到了1150億立方米，缺口達到80億立方米。盡管中石油每年天然氣的供應能力增加13%~14%，但需求增長超過30%，今后仍然會增加更多，導致供應持續緊張的局面。
陜西榆林天然氣化工有限責任公司員工正檢查設備運轉情況。（企業 供圖）
作為印證的是，4月作為傳統的天然氣消費淡季，卻出現了淡季不淡的特點，強勁需求促成了更多的天然氣進口。海關數據顯示，4月我國進口液化天然氣為21.4億立方米，同比增長48%，環比增長24%；管道氣進口量23.6億立方米，同比增長33%，環比增長17%。
“所以說，照著這趨勢，不改煤就只有等死了。”李志堅說。
改后效益怎么樣——
“當前綜合成本相差無幾”
盡管在一些氣頭企業眼中，改變生產原料是遲早的事情，但就已投產的企業來說，他們是否受益掙錢呢？記者找到相關負責人算了一筆賬。
華電榆林天然氣化工有限責任公司負責人告訴記者，目前公司53萬噸/年氣頭甲醇裝置所用天然氣為1.35元/立方米，煤頭新甲醇裝置因自配煤礦尚未投用，外購煤到廠價約400元/噸。表面看，煤頭甲醇占有絕對的成本優勢。但由于財務及設備折舊費用很高，在目前情況下，煤頭裝置投產并實現穩定運行情況下，兩者的綜合成本相差無幾，優劣難分。但只要公司自建的煤礦投用，或天然氣價格再度上漲，煤頭裝置競爭力必然優于氣頭。
陜西興化股份有限公司副總經理王穎的觀點也幾乎一致，她說，為規避天氣價格持續上漲與供應緊張帶來的風險，“十一五”期間，在延長石油集團大力支持下，興化集團斥資46億元，于2011年建成投產了4×30萬噸大型煤化工裝置（30萬噸合成氨、30萬噸甲醇、30萬噸純堿、32.5萬噸氯化銨）。雖然煤炭價格自去年4月以來有所下跌，但化工用煤價格跌幅十分有限。目前，興化化工用原料煤到廠價仍高達610元/噸，扣除銀行貸款每年2.6億元利息及設備折舊，噸甲醇綜合成本超過2400元，而目前甲醇出廠價才2200~2300元/噸，每生產銷售1噸產品還要倒貼100~200元。若從靜態的角度講，氣改煤并不劃算。
但王穎指出，從長遠看，必須實施氣改煤，因為天然氣價格上漲在所難免。目前，興化集團已經接到通知：公司所用天然氣價格將補漲0.23元/立方米，屆時，公司氣頭裝置的成本將與煤頭成本相當，氣頭裝置原有的優勢將蕩然無存。
然而更令王穎擔憂的是，當前她聽說今年年內將出臺的氣價改革方案大概內容是：老用戶用氣量在原用氣量范圍內的，氣價將在現價基礎上漲0.25~0.3元/立方米；新增工業用戶用氣量將在現有工業用氣價格基礎上上漲1元/立方米，達到2.5元/立方米。王穎告訴記者，如果該方案如期實施，新增氣頭化工企業必死無疑，老氣頭化工企業的成本將大幅增加，與煤頭化工企業相比將處于明顯劣勢。
除了當前的收益，興化集團當年在建設4×30萬噸大型煤化工裝置時，還就氣頭與煤頭的投資經濟性做了詳細調研、經濟性評估和對比分析。他們發現對于老氣頭化工裝置而言，由于財務負擔及折舊計提較輕，當天然氣價格上漲至1.62元/立方米時，產品綜合成本與同規模煤頭企業相當；而對于新建氣頭化工裝置，算上銀行貸款利息及折舊計提，天然氣價格只要超過1.5元/立方米，其綜合成本就達到了煤頭企業的水平。目前，不少氣頭化工企業的天然氣價格已經接近或高于1.62元/立方米（化肥用氣除外）。后期天然氣價格一旦上漲，眾多企業必然長期虧損，甚至關閉。
“因此，現在不是探討要不要氣改煤的問題，而是必須改、怎么改、何時改的問題。”王穎指出。
那么應該怎么改呢？華電榆林天然氣化工有限責任公司負責人建議應根據企業所在地的資源稟賦特點及企業綜合實力而定。如果氣頭企業所在地有豐富且適宜化工生產使用的煤炭資源，對原裝置實施氣改煤是經濟可行的；但如果企業所在地煤炭資源缺乏，所需煤炭要從外地長距離調運，再搞氣改煤風險就很大。倒不如直接異地發展，即利用自己的技術、管理、人才、市場網絡優勢，將原裝置可用的設備折遷到煤炭豐富的西部地區，再增添一些設備，建成新的煤頭化工裝置。這樣既能最大限度節約投資，利用現有資源，還能將原廠區轉讓開發，獲得轉讓或其他投資收益。同時，還實現了原料路線的調整，規避了氣價上漲和天然氣供應不足給企業帶來的風險和制約。
有多少企業在改——
“能改的都在改”
和李志堅的想法一致，大部分氣頭企業早就開始了未雨綢繆。
武利平告訴記者，天野化工已經決定實施氣改煤項目，旨在充分利用內蒙古當地豐富的煤炭資源，穩定公司的生產成本，增強公司產品的競爭能力。目前，氣改煤項目工程安評、環評等前期工作已經結束，正在做初步設計。氣改煤項目將采用先進成熟的潔凈水煤漿加壓氣化技術，并采用氨法脫硫技術。改造后，天野化工原年產52萬噸尿素規模不變，甲醇產能則由原來的20萬噸/年增加至24萬噸/年。
目光長遠的華電榆林天然氣化工有限責任公司則先行一步，早在2008年，他們就啟動了140萬噸/年煤頭甲醇項目建設。據記者了解，他們的設想是：裝置建成后，將氣頭裝置與煤頭裝置甲醇合成氣對接混用，克服煤頭工藝氣碳多氫少與天然氣制甲醇合成氣氫多碳少的不足，實現碳氫互補和資源高效利用。其中，一期60萬噸/年煤頭裝置原概算投資30億元，由于建設期延長，實際投資超過40億元，于5月投產。
盡管西南地區是氣源地，但當地的氣頭企業也是普遍“吃不飽”，走上了氣改煤的道路。
據了解，四川瀘天化股份公司及四川天華股份公司共同出資組建的寧夏捷豐友化工公司年產40萬噸合成氨、70萬噸尿素、20萬噸甲醇煤化工項目現已進入設備安裝高峰期，將于年底投料試車。這是瀘天化股份公司為擺脫供氣不足和天然氣價格上漲雙重制約實施的重大異地建設項目。該項目概算總投資41.7億元，于2008年正式開工建設。
“能改煤的都在改，不改的可能就不會再改了，也許企業會有別的主業發展或者打算。”李志堅告訴記者，煤化工動輒就要投資幾十億，前些年部分企業還比較猶豫，不知道氣價會漲到什么程度，不知道供應問題能不能解決，僥幸覺的還能過下去，因此，有的企業改得稍晚甚至不改。當然，也有的企業改的早，像中石化旗下的金陵石化、安慶石化等都把天然氣關了，使用煤為原料生產化肥；有的企業則由于不靠近煤炭資源地，即便改了也不劃算，比如中石油旗下的滄州大化、中原石化等；還有的企業則由于資金問題，進展比較緩慢，但也走上了氣改煤這條道路。不過改煤投資大，環保壓力大，流程長，操作工也不適應，企業其實不想改，只是沒辦法。現在很缺一線操作工，估計相關專業的畢業生去內蒙古、新疆等地肯定好找工作。
