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   一、煤化工是我国重点发展的战略产业

我国能源结构特点“富煤、贫油、少气”，资源禀赋决定了我国是全球主要的煤炭输出国，而石油、天然气以及整个石化产业链中的化工品则需要大量进口。如何解决对进口石油、天然气的过度依赖是涉及我国能源安全战略的重大问题。

根据英国石油公司（BP）发布的《世界能源统计年鉴2016》，截止2015年底，我国探明能源储量中，煤炭约1145亿吨，石油约25亿吨，天然气约3.8万亿立方。其中，煤炭储量占世界总储量的12.8%，石油占1.1%，天然气约占2.1%。

由于石油、天然气储量占比低，我国每年消费的石油、天然气需要大量进口。截至2015年，我国原油表观消费量达到5.25亿吨，其中进口量3.45亿吨，进口占比61%；天然气消费量1855亿方，其中进口668亿方，进口占比33%。二者进口依存度远高于煤炭的8%，解决石油、天然气的过度依赖进口问题对我国能源安全意义重大。

此外，我国整个石化产业链中的化工品进口依赖度同样很高，乙二醇进口依赖度超过70%，烯烃产品进口依赖度也超过40%。2015年，我国乙烯单体、丙烯单体的表观需求分别为1866万吨、2587万吨，年进口量分别为152万吨、277万吨，对外依存度为8%、11%；聚乙烯、聚丙烯表观消费量2378万吨、2009万吨，年进口量987万吨、339万吨，对外依存度41%、17%。根据我们的测算，烯烃产品潜在进口替代空间3287万吨，该数字2020年有望达到5086万吨。 

煤化工是以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料及化学品，生产出各种化工产品的工业。煤化工包括传统煤化工和新型煤化工：

传统煤化工包括煤焦化、煤电石、煤合成氨（化肥）等领域。

新型煤化工以生产洁净能源和可替代石油化工的产品为主，包括煤制甲醇、煤制烯烃、煤制天然气、褐煤提质、煤制乙二醇和煤制油等。

通过煤的气化、净化、甲烷化等过程，可将煤炭制成合成天然气。以煤为原料经过加压气化后，脱硫提纯制得的含有可燃组分的气体，可供城市做民用燃料。此外，煤气中的一氧化碳和氢气还是重要的化工原料，可用于合成氨、合成甲醇等。

煤制油是以煤炭为原料通过化学加工过程生产油品和石油化工产品的一项技术。煤制油包括煤直接液化和煤间接液化两种技术路线。煤的直接液化将煤在高温高压条件下，通过催化加氢直接液化合成液态烃类燃料，并脱除硫、氮、氧等原子。煤的间接液化首先把煤气化，再将合成气转化为烃类燃料（合成气转化未烃类燃料过程主要采用费拖合成工艺）。

煤制油、煤制气是解决国内油气起源短缺的有效方式，是涉及国家能源安全重要战略。

以我国第一批建设的大唐克旗煤制气项目为例，项目由大唐能源化工有限责任公司、北京市燃气集团、中国大唐集团公司、天津市津能投资公司共同投资建设，通过自行建设克旗到北京的输气管道，与中石油北京天然气管线相连，煤制气产品通过该管道直接供应北京市场。项目分三期建设，每期产能均为13.3亿方/年，Ⅰ期于2013年底投产。截止2016年2月底，项目已完成投资265亿元，累计生产天然气11亿标立方米、副产品焦油、粗酚、硫磺、硫铵等超过20吨。2016年，项目计划生产天然气11.33亿立方米，预计实现销售收入24亿元；以及各类副产品超过20吨，副产品预计实现销售收入2.3亿元。

2016年7月19日，习近平总书记赴宁东能源化工基地，详细了解全球单体规模最大的煤制油工程项目——神华宁煤煤间接液化示范项目建设的进展情况，肯定了我国在煤化工领域取得的创新成就。2016年12月28日，神华宁煤集团400万吨/年煤炭间接液化示范项目建成投产，习近平总书记再次作出重要批示，强调要加快推进能源生产和消费革命，增强我国能源自助保障能力。

2016年底，我国发布《能源发展“十三五”规划》，规划指出：按照国家能源战略技术储备和产能储备示范工程的定位，合理控制发展节奏，强化技术创新和市场风险评估，严格落实环保准入条件，有序发展煤炭深加工，稳妥推进煤制燃料、煤制烯烃等升级示范，增强项目竞争力和抗风险能力。严格执行能效、环保、节水和装备自主化等标准，积极探索煤炭深加工与炼油、石化、电力等产业有机融合的创新发展模式，力争实现长期稳定高水平运行。“十三五”期间，煤制油、煤制天然气生产能力达到1300 万吨和170 亿立方米左右。

《规划》划定了“十三五”期间煤炭深加工建设重点项目：1）煤制油：宁夏神华宁煤二期、内蒙古神华鄂尔多斯二三线、陕西兖矿榆林二期、新疆甘泉堡、新疆伊犁、内蒙古伊泰、贵州毕节、内蒙古东部；2）煤制天然气：新疆准东、新疆伊犁、内蒙古鄂尔多斯、山西大同、内蒙古兴安盟。

   二、多项条件成熟，助新型煤化工重回成长轨道

（一）工艺成熟助煤制乙二醇项目率先开启

1、乙二醇需求：国内消费量有望保持稳定增长

乙二醇主要用于聚酯纤维的制备等，2015年国内表观消费量达到1275万吨。

乙二醇用途广泛，可用来合成“涤纶”等高分子化合物，还可用作薄膜、橡胶、增塑剂、干燥剂、刹车油等原料。聚酯是乙二醇的主要下游市场，占据乙二醇需求的 94%，其余 6%用于防冻剂粘合剂、油漆溶剂、耐寒润滑油、表面活性剂等其他产品的生产。其中聚酯主要用于生产聚酯纤维，包括涤纶长丝及涤纶短纤等，最终应用到服装纺织领域。

受我国服装产业稳定发展的带动，我国乙二醇需求稳定增长。2005至2015年，我国乙二醇表观消费量复合增长率达到9.6%。2015年，国内乙二醇表观消费量达到1275万吨。

2、乙二醇供给：煤制乙二醇相比国内石油法乙二醇更具成本优势

2015年，我国乙二醇进口量875万吨，国内产量400万吨，对外依存度达到69%。乙二醇的技术来源主要包括进口天然气法乙二醇、国内石油法乙二醇、国内煤制乙二醇。

我国进口的乙二醇主要为中东的天然气法生产的乙二醇，在全部进口量中占比达到60%。我国国内生产的乙二醇制备以石油法为主，随着国内煤制乙二醇工艺的逐步成熟，煤制乙二醇的产能在国内总产能中的占比越来越高。截至2016年5月，国内煤制乙二醇产能快速扩张到282万吨，但仍有很大的提升空间。

三种乙二醇工艺路线中，中东的天然气制乙二醇路线成本最低，其次是我国煤制乙二醇，成本最高的是国内的石油法乙二醇，因此国内乙二醇产品的价格主要受国内石油法乙二醇的定价影响较大。

石油法制乙二醇的途径大体为石脑油经过裂解生成乙烯，乙烯再加工制成乙二醇。通过我们的调研了解到，业内对石油法乙二醇成本可以用0.65倍的乙烯成本加上100美元/吨来粗略估算。由于我国石油大量需要进口，因此乙烯价格、石油法乙二醇价格与油价波动呈现出比较明显的相关性。

煤制乙二醇指以煤炭为原料，通过气化生成合成气后再制得乙二醇。目前煤制乙二醇主要有煤制烯烃制乙二醇、直接合成乙二醇、草酸酯法制乙二醇三种路线。其中，草酸酯路线中间环节较少，生产成本较低，相对石油法具有较强的竞争力。煤制烯烃路线需结合煤制烯烃环节，成本较高。因此，草酸酯法逐步成为国内煤制乙二醇的主流技术路线，目前正在大规模普及。

煤制乙二醇成本分为固定成本和可变成本两大部分。其中，固定成本包括公用工程、折旧费、催化剂等，可变成本包括原材料成本等。

由于我国大部分煤制乙二醇项目都配套自备煤矿，因此测算煤制乙二醇成本是应采用企业获得煤炭的成本，而非当前煤炭的市场价格。根据部分网络资料和近期调研所得，我国部分地区煤炭开采价格可以达到100~200元/吨之间，部分条件优越地区开采成本可达到100元/吨以下。参考《我国煤制乙二醇产业化及竞争力分析》中的测算，我国新疆、内蒙古地区煤制乙二醇单吨生产成本已经可以达到4300元/吨左右，加上运输费用，总成本可维持在5000元/吨。根据我们最新的调研显示，目前煤制乙二醇的成本已经进一步的下调，包含运费的行业平均成本已经下降至4500元/吨左右。

通过以上分析，我们认为，油价波动及由此带来的乙烯价格变动对国内石油法乙二醇价格影响较大。我们假定“十三五”期间煤炭价格在现有价位基础上小幅波动，则随着油价或国内乙烯价格的上涨，煤制乙二醇相对于国内石油法乙二醇的成本优势将得到显现。据测算，当原油价格在40美元/桶附近时，国内煤制乙二醇项目可实现盈亏平衡，当油价超过50美元/桶时，煤制乙二醇项目已经可以实现较好的经济性。

截至2017年1月17日，乙二醇的价格从2015年底的4200/吨上涨至8075元/吨。部分能够实现稳定运行的国内煤制乙二醇项目已经体现出显著的经济性。

3、工艺成熟促进煤制乙二醇项目迎来开工高峰

以上是对煤制乙二醇相比石油法乙二醇理论上的成本优势的测算，根据理论测算结果，过去几年间煤制乙二醇相比石油法乙二醇已经能够体现出比较好的经济性。然而由于我国早期煤制乙二醇工艺并不成熟，导致早期建成的项目无法实现100%负载。

项目运行的间断一方面增加了维修维护费用，增加了运营成本，一方面无法完全达产导致收入低于预期，致使我国早期的煤制乙二醇项目收益率低下，大部分计划开工建设的乙二醇项目处于暂停观望态度。

2016年开始，随着煤制乙二醇工艺的逐步改善，项目运行的稳定性得到了极大的提升。2016年9月，永金化工安阳20万吨煤制乙二醇项目生产负荷达到95%，日产乙二醇项目580吨，基本完全达产，并于2016年11月开始盈利；2016年11月，阳煤化工40万吨煤制乙二醇项目一期同样成功投产，稳定产出优等乙二醇。其纯度达到99.96%，紫外透光率达到220nm：96%，275nm：96%，350nm：99%。

煤制乙二醇项目开工意愿强烈。以上项目的成功运行预示着国内煤制乙二醇工艺正式进入成熟阶段，技术进步使得煤制乙二醇的理论成本和理论收益率成为可能。通过前期对煤化工产业链相关公司的跟踪交流，我们了解到目前国内煤制乙二醇新项目开工意愿强烈，曾经受不同原因暂停的项目有望重启，我们预测目前计划开工项目对应乙二醇产能大约在300万吨左右。

未来，随着技术的进步和经验的积累，煤制乙二醇成本有望进一步下降。考虑到上文对国内乙二醇产品需求和不同制备工艺成本分析，我们认为煤制乙二醇相对国内石油法乙二醇和进口天然气法乙二醇有着巨大的替代空间。

（二）多项条件成熟，大型煤化工项目有望开闸

1、环保、水耗问题得到有效改善

煤化工的生产伴随着废水、废气、固体废弃物的产生，对环境的影响较大。对环保指标的要求贯穿煤化工项目设计、建设、试车、运行的全流程。

受污染问题影响，煤化工行业经历多年静默期。十八大以来，国家将环境保护提升到了一个新的高度，一系列国家级的环保政策相继出台。2013年6月，《大气污染防治行动计划》出台，2014年4月全国人大常委会审议通过的《环保法修订案》，2015年4月的《水污染防治行动计划》出台。

此外，项目环评的审批流程同样趋于严格、正规化。流程规定，环评申请需首先聘请第三方环评机构出具环境影响评估报告，提交环保部；环保部受理环评报告后，抽调专家到现场召开专家环评会；专家出具专家意见，提交到环境工程评估中心，评估中心出具评估意见提交环境影响评价司，由环评司及环保部等决策层最终确定是否给予通过。

2014年开始，一系列政策出台及审批趋于严格促进煤化工项目环评收紧。

受环评难度加大影响，2014-2015年间，仅2014年间一个煤化工项目通过环评审核，2015年未有项目通过环评。期间，苏新能源塔城40亿立方米煤制气项目、北控集团鄂尔多斯40亿立方米煤制气项目、中海油大同40亿立方米煤制气项目、伊犁新天20亿立方米煤制气项目、山西潞安180万吨煤制油项目的环境影响评估报告均未予通过，环评成为阻碍煤化工项目开工的最大障碍。

2016年，煤化工项目环评大门重新打开。随着煤化工项目工艺技术的不断成熟，之前环评不合格的也都已进行了相关改进，达到了环评的要求。

2016年度已获得国家环保部环评批复的新建煤化工项目共有6个。

水耗问题改善空间大。早期煤化工项目水耗高，主要是因为工艺开发阶段，业主和设计方的关注焦点在于打通流程，暂时牺牲能耗和水耗的优化要求。随着煤化工工艺的逐步成熟，耗水问题的关注度提升，水资源的利用也逐步得到优化。

以煤制甲醇为例。早期煤制甲醇工艺吨甲醇水耗高达25吨，但随着工艺设计和生产操作逐步成熟优化，煤制甲醇水耗逐步下降到17吨/吨甲醇。2008年，新一代煤化工装置投产，水耗降到12吨/吨甲醇。2012年，煤制甲醇工艺已经可以将水耗降到了6.99吨/吨甲醇，与天然气制甲醇的耗水差不多。

此外，煤制烯烃、煤制油的水耗问题同样得到显著改善。早期国内煤制油工艺每生产一吨油需要消耗10余吨水，截至我们最新了解的情况，随着新型节水工艺、设备的投入使用，我国部分煤制油项目水的重复利用率可达97%，冷却水重复利用率超过98%，吨产品耗水已经可以下降到5-6吨。以神华鄂尔多斯煤制油项目为例，神华集团该项目最初设计的吨油水耗达10吨，但随着工艺不断改进，该项目吨油水耗已经从设计之初的10吨降到5.8吨左右。

神华集团表示，到2020年，神华煤制油项目将努力实现水耗继续降低20%，把新鲜水耗量降到最低。此外，煤制烯烃也从现在的每吨产品耗水32吨下降到7吨。由此可见，煤化工项目耗水问题已经得到了显著改善。

2、油价上涨带动大型煤化工项目经济性逐步提升

经济性是影响煤制烯烃项目开工的重要原因，预计油价在50美元/桶左右时，煤制烯烃可在一定程度上实现盈亏平衡。

根据《煤炭与化工》2016年9月份的一篇测算，煤制烯烃的生产成本主要包括原料煤、化工三剂、折旧和无形资产、工资福利和维修、保运成本等。其中，折旧费和无形资产摊销属于固定成本，占到总成本的43%左右；原料煤和燃料煤成本占到总成本的26%左右。

烯烃成本与国际原油价格显著相关。当原油价格为50美元/桶时，烯烃综合成本为5565元/吨；原油价格每增加10 美元/ 桶，吨烯烃综合成本增加约955元。

通过对比显示，当石油价格为50~55美元/桶时，对应烯烃生产成本5565~6043元/吨，对应煤炭价格157~209元。当前国际油价在55美元/桶左右，意味着若煤炭价格低于209元，则从经济性角度煤制烯烃将优于石油制烯烃。 （ 需要说明的是，由于国内大部分煤化工项目业主有自备煤矿，因此对其项目经济性测算时应使用业主获得煤炭的价格，而非市场价格。据我们调研情况和网络资料显示，我国部分地区煤炭开采价格可以达到100~200元/吨之间，部分条件优越地区开采成本可达到100元/吨以下。因此我们认为，原油价格在55美元/桶的水平时，基于当前技术的煤制烯烃项目已经可以实现较好的经济性）。

油价上涨将带动煤制油、煤制气项目经济性显现。基于我国对煤制油、煤制气项目的能源安全战略定位，我们认为经济性并非是决定项目开工与否的最重要条件。但是随着经济性的逐步显现，煤制油、煤制气项目开工的意愿将随之提升。根据我们的调研显示，当油价位于60美元/桶时，煤制油项目可以实现盈亏平衡。当油价位于70美元/吨以上时，煤制天然气相对于进口LNG的竞争力将显现。

煤化工项目投资规模将随油价上涨逐级打开。由于制取的产品不同，导致在技术和工艺上存在差异，煤制乙二醇、煤制烯烃、煤制油、煤制气的投资规模也有所不同。根据行业经验总结，目前一个年产20万吨的煤制乙二醇项目投资额在40亿元左右；一个年产60万吨的煤制烯烃项目投资额在200亿元；一个年产40亿立方的煤制气项目投资额300亿元；一个年产400万吨的煤制油项目投资额为550-600亿元。考虑到我国乙二醇、烯烃、原油的年消费量及进口缺口空间不同，随着原油价格的持续上涨，煤化工项目的潜在投资空间将被逐级打开。

   三、化肥行业供给侧改革，传统煤化工技改需求提升

尿素产能严重过剩，成本分化带来高污染落后产能退出。尿素是传统煤化工合成氨的主要下游之一，目前我国尿素表观产能8400万吨，2015年产量7100万吨，产能利用率不足85%。针对行业产能过剩问题，国家出台多项政策推动供给侧改革，包括提高化肥用气价、取消化肥厂用电补贴、拟实施环保税法对污染物排放量化征税等。这些政策将推升部分高能耗、高污染产能的成本，加剧现有产能成本分化，使得行业产能向低能耗、清洁化的方向集中，未来高能耗高污染产能有望退出，行业供给端将逐步出清。

（一）气头尿素：气价放开，气头尿素成本提升

气头产能占我国尿素产能23%左右。目前我国约8400万吨尿素产能中，气头约1900万吨，煤头约6100万吨，其余为焦炉煤气产能。

气改长期将推升气头产能成本。我国化肥用气每年大约100亿立方米，占全部用气的5%。近几年国家调整非居民用天然气价格时，考虑到化肥产业的低迷，化肥用气价均少提或不提。16年11月气价放开后，供需双方可以在基准门站的价格基础上，上浮20%下浮不限的范围内协商确定价格。天然气价格每上升0.1元/立方米，尿素成本将上涨70-80元/吨，比对各地工业用气和化肥用气的价差，预计除部分有协议价的气头尿素产能外，大部分气头尿素产能成本将上涨300-400元/吨。

（二）煤头尿素：环保税法出台在即，高污染固定床产能面临淘汰

煤头尿素以固定床和气流床工艺为主。按生产装置化学工程特征分类，煤气化技术主要分为固定床、流化床和气流床三大类，其中流化床技术发展较慢，成功实现工业化应用的不多。在现有煤头产能中，固定床工艺约占70%，剩余为气流床工艺，包括粉煤气化和水煤浆气化两种技术流派。

电补取消，传统方式尿素生产企业成本压力增加。2015年4月，发改委《逐步取消化肥生产的电价优惠》提出到2016年4月20日，化肥电价优惠全部取消。政策发布后苏皖地区电价率先上调，当地氮肥出厂价格上调20-30元/吨。根据调研，生产单吨尿素用电量约800-1200度，化肥用电优惠取消使得单位电价上涨0.07-0.1元，将带来尿素成本上升80-100元/吨，增大企业成本压力。

环保税法实施在即，高污染产能面临淘汰。2018年1月1日将推行的环保税法将对废液、废气、废固和噪声进行量化征税。就尿素生产而言，煤气化是最主要的污染环节之一，合成气中普遍含有二氧化硫等大气污染物，需要进行脱硫净化等处理。国内主流工艺水煤浆、粉煤气化和固定床环保性依次降低，尤其固定床工艺产生的气体含焦油和酚类，废水和废气处理难度最大。实际生产中具体厂家由于装置维护差别环保性会有差异，但小产能和老产能普遍环保性差，如果不进行改造将面临较高的征税成本。

（三）化肥厂技改：固定床转向气流床，带动设备需求提升

1、新型煤气化技术日渐成熟

现有气化炉仍以固定床为主。我国煤气化技术应用在总体上仍处于落后状态，运转中的各类煤气化炉主要以固定床气化炉为主，其中合成氨工业中应用的常压固定床间歇气化炉（UGI）约达4000余台。世界上第一台UGI炉于1882年设计，随后持续改进发展，最终真正实现工业化应用并沿用至今的只有我国，国外40多年前就因环保等问题停止使用。从投产时间来看，投放时间20年以上的产能约1400万吨，基本都是固定床工艺，难以改造，未来若环保税法严格执行，该部分产能成本将进一步被推高；投放时间10-20年的产能约900万吨，大部分是固定床工艺，若要改造成航天炉或水煤浆，将产生巨大设备投资。

新型煤气化技术在节电降耗、煤种适应、环保等方面优势突出，是未来主要发展方向。对于以煤为原材料的化肥生产企业而言，电和煤是最主要的生产要素，电耗、煤耗构成企业最主要的生产成本，因此降低电耗、煤耗是化肥企业提高核心竞争力的重要方式。以粉煤气化和水煤浆气化为代表的新型煤气化技术与传统固定床煤气化技术相比，在节电降耗、煤种适应、环保等方面具有十分突出的优势。

大型企业产能改造显著降低成本。目前，行业多家大型企业已采用新型气化技术对尿素生产过程中的合成氨装置进行技术改造，收效明显，尤其在电价、煤价较高地区，成本优势十分显著。

11年鲁西投资9亿将20万吨尿素产能改造为航天炉工艺。项目以较为低廉的烟煤为原料，采用中国航天技术研究院开发的HT-L粉煤加压气化先进技术，选用Φ2800/3200航天气化炉制气，项目建成投产后有效降低了公司尿素的生产成本。

16年宜化拟投资18亿元水煤浆改造45万吨合成氨产能（对应80万吨尿素产能）。项目使用先进的多喷嘴对置式水煤浆气化工艺、低温甲醇洗工艺、WSA湿法制酸工艺、可控移热等温变换工艺、液氮洗工艺、低压合成等工艺，全面改造现有45万吨合成氨生产装置。改造后，预计节约电量约1300千瓦时/吨合成氨，节煤约300公斤/吨合成氨。

2、化肥厂技改带动设备需求提升

除气化炉外，技术改进主要带来空分和深冷设备需求。以湖北宜化固定床改水煤浆项目为例，改造前后主要变化发生在造气工序、净化工序（脱硫脱碳等）、精炼工序和氨合成工序。

造气工序：从耗氧量来看，固定床、粉煤气化、水煤浆气化比氧耗依次增加，从固定床到水煤浆每生产1000标准立方米（CO+ H2）多消耗氧气100标准立方米，这就要求提升原有空分设备制氧能力，带来新增设备需求。

净化工序：固定床净化工序阶段较多，需要运行多台设备，能耗较高；改造后的低温甲醇洗工艺作为深冷净化技术的一种，能同时吸收SO2、H2S、CO2等酸性气体，结合WSA湿法制酸工艺还可生产硫酸，整体利用效率更高。

精炼工序：旧产能精炼工序以铜洗为主，期间需要略微提高温度以使得铜液再生，但升高温度会引起液氨挥发，需要额外设置冷却环节，能耗增加，同时废液中的铜为重金属离子，容易对环境造成污染；改造后的液氮洗工艺也属于深冷技术，利用冷凝温度CO＞液氮＞H2将CO液化，从而得到纯净的H2，经济性和环保性都优于前者。

   四、煤化工产业链及相关上市公司推荐

（一）煤化工产业链投资逻辑：工程商和设备制造商最先受益

煤化工项目建设多以EPC总包的方式为主，项目涉及技术提供商、工程承包商（设计、建设）、设备供应商、项目经营方（业主）。

项目的建设周期为3-5年左右：企业一般会环评通过前后启动设计和相关设备的招标工作。由工程承包商携技术方案进行竞标，竞标成功后进行设计。

设计工作一般可在6-9个月内完成，再进行建筑安装、设备调试、开车试生产、稳定运营，到业主真正获得经济效益，往往需要3-5 年的时间。在此过程中，长周期设备由于订货提前期较长（一般在12-14个月），因此工程承包商往往在工程设计开始时就同时进行长周期设备采购。 

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