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本与煤头企业相当。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，根据企业所能得到的煤种特点，选择合适的煤气化技术，是项目成功的关键。
    罗庆洪表示，我国煤质南北不同，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，易磨制成浆、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，如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，对于拟采用上述地区煤炭作原料的企业，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，从齐鲁化肥公司气改煤的经验看，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，要求管线及设备的容量更大，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。