投资要点
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航天工程：掌握核心专利技术的气化炉龙头企业，技术领先、前景广阔
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公司是国内
粉煤气化技术领导企业，拥有航天粉煤加压气化专利技术及相应设备“航天炉”，煤气化技术广泛应用在新型煤化工、以及传统化工行业，是煤炭生成合成气的必备环节。
粉煤气化是煤气化技术的一种，公司在粉煤气化炉领域市占率达到50%，占据绝对领导地位。
借助公司在粉煤气化领域的核心技术和领导地位，公司核心设备业务毛利率可达到40%，经营净利率接近20%，是优质的高端制造厂商。
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煤化工行业迎来拐点：
煤炭清洁利用的最佳方式，石油化工的有效替代。
煤化工是排污最低、效率最高的煤炭清洁利用方式，在我国国家能源战略发展规划中占有重要地位，同时也是油价上涨背景下石油化工的有效替代。
随着我国环保政策越发严格，大量煤炭企业正在寻求煤炭清洁利用的有效方式，我们根据行业相关网站统计，2017年以来大量煤化工项目开工提上日程，煤化工行业正在迎来开工潮，行业有望迎接历史拐点。
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退城入园政策进入快车道。
2017年至今，各级机构陆续颁布多项政策，促进退城入园的实施，2018年4月开始将是退城入园工作的深化提升阶段，大多数企业老厂设备拆卸、新厂设备采购、物料转移等工作将逐步完成。
传统化工企业退城入园进程将带动大量气化炉需求，我们预计，未来3-5年我国传统化工企业退城入园过程有望带动气化炉需求在200台左右，带动气化炉行业市场空间大幅增长。
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盈利预测
受益于煤化工行业景气上行，以及公司在核心技术水平上的稳定优势，公司业绩有望持续稳定成长。
我们预计公司2018-2020年实现归母净利润2.31、2.77、3.20 亿元，对应EPS为0.56、0.67、0.78元，对应PE为26、22、19倍，给予“推荐”评级。
风险提示：
煤化工行业开工情况不及预期，化工企业退城入园推进不及预期。
目录
报告正文
一、航天工程：
掌握核心专利技术的气化炉龙头企业
（一）公司概
况
航天长征化学工程股份有限公司成立于2007年，公司以航天粉煤加压气化技术为核心，主营煤气化技术及关键设备的研发、工程设计、技术服务、设备成套供应及工程总承包等业务。
专利专有设备销售业务是公司主要营收来源。
公司是国内粉煤气化技术领导企业，拥有航天粉煤加压气化专利技术及相应设备“航天炉”，在粉煤气化炉领域市占率达到50%。尽管近年来下游市场需求紧缩，公司专利专有设备销售业务毛利率依然保持在40%左右的较高水平，其收入占到公司总营收90%以上，是公司业绩增长的主要支撑。
专利设备技术领先，确立公司竞争优势。
公司在煤气化技术的研发过程中，充分利用了航天运载火箭在燃烧、传热、流体动力、机械控制技术等方面的研制成果和研发条件，形成了具有自主知识产权的航天粉煤加压气化技术。
该技术打破了国外技术垄断，具有煤种适应性广、稳定性高、建设投资及运维费用低等优点，相对于市场竞品有明显竞争优势。
截止2018年8月30日，公司承揽已投产的27个项目的50套装置均运行良好，其中安徽昊源一期项目航天炉单次连续运行467天，正在不断刷新着气流床连续运行时间世界纪录。
坚持技术创新，完善费用管理，公司保持高质量发展。
公司持续加大技术创新资源投入，立足国家重点专项“大规模干煤粉气流床气化技术开发及示范”项目，推进煤气化关键技术的研究，不断优化升级公司的专利专有设备。
2018年上半年，公司取得专利授权27项，其中发明专利9项（含海外专利2项），获评2018年度国家知识产权示范企业。
同时，公司不断完善费用管理，实现提质增效，2018年上半年，公司营业收入和净利润分别同比增长3.66%、8.14%，销售和管理费用分别同比下降8.54%、2.40%，整体发展态势良好。
（二）煤气化技术广泛应用于传统与新型煤化工领域，是煤炭清洁利用的最有效途径
1、煤气化是煤炭清洁利用的重要途径
煤炭是当前我国绝对的主导能源，煤炭的清洁利用是提高煤炭综合利用效率、缓解相关环境污染问题的必由之途。
煤气化是实现煤炭清洁高效转化的重要途径，
是高硫煤等劣质煤种的主要流向，能够有效缓解优质煤资源供求矛盾。
煤气化是通过氧气、水蒸气等气化剂，在高温条件下将煤炭转化为气体燃料或下游原料的过程。
其工艺流程主要是把经过适当处理的煤或煤焦送入气化炉内，通入气化剂，在一定温度和压力条件下，以一定的流动方式（固定床、流化床、气流床等），得到粗制水煤气，通过后续脱硫脱碳等工艺可以得到精制一氧化碳气体。
煤气化的主要领域为传统、新型煤化工产业，其下游主要应用于合成氨、甲醇、乙二醇、烯烃、油品和天然气的制造，以及电力行业IGCC发电、制氢气等。
2
、国内主要的三种煤气化工艺：
固定床气化、粉煤气化和水煤浆气化
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、气流床和熔融床四大类，其中流化床技术发展较慢，工业化应用较少，而熔融床尚没有实际开发应用。
在现有煤气化产能中，固定床工艺约占70%，其余为气流床工艺，后者则包括粉煤气化和水煤浆气化两种技术路线。
2.1 固定床气化
固定床的床层基本不动或缓慢向下移动，块煤从炉顶进入，自上而下经历干燥、干馏、还原和氧化等过程。
目前常用的固定床炉型主要有鲁奇炉、赛鼎炉、BGL炉和UGI炉。
固定床气化炉使用块煤做原料，由于无需磨煤和制浆，因此制造、安装等一次性投资较低，在设备投资上有一定经济性优势。
固定床的主要缺陷在于原料要求严苛且环保压力大。
1）固定床气化要求粒度为13-75mm的无烟块煤作为原料，而我国新疆、内蒙等富煤地区煤种的机械强度较差，煤矿机械化开采中块煤比例相对较少，在保存和转运过程中又会有部分煤从块状变成粉状，造成大量的富余粉煤无法消化处理。
2）固定床气化产生的含氰废水处理难度高，在环保方面压力较大。
2.2 气流床气化
气流床采用纯氧作气化剂，原料煤（粉煤或水煤浆）由气化剂夹带入炉，进行并流式燃烧和气化反应。
根据进料方式的不同，气流床分为水煤浆气化和粉煤气化两种技术路线。
水煤浆气化技术主要有GE德士古炉、对置四喷嘴、多元料浆和气化炉等。
、GE德士古炉是中国工业化应用最早且使用业绩最多的水煤浆气化技术，设备国产化率可达90%以上。
据统计，国内GE德士古炉数量多达178台，约占以耗煤量统计的煤气化市场份额的20%左右。
粉煤气化技术主要包括西门子GSP炉，壳牌炉、航天炉、科林炉等。
早期国外先进粉煤气化技术包括荷兰壳牌粉煤加压气化技术和德国未来能源公司GSP粉煤气化技术。
而后GSP煤气化技术分割成西门子GSP技术（西门子GSP炉）和科林CCG技术（科林炉）。
西门子GSP炉引入中国后，国内借鉴其技术，研发出了航天炉、SE东方炉、宁煤炉等炉型。
随着壳牌粉煤气化技术的转让，国内粉煤气化工艺的行业格局进一步集中，航天工程依靠自主的技术，以及价格优势，占据粉煤气化工艺超过50%的市场份额。
气流床技术煤种适应性好、单台生产能力较大、性能指标优异且环境污染小。
1）气流床对煤种的适应性好，可以使用粉煤。
2）壳牌炉和德士古炉单炉日投煤量可以达到3200吨，远高于固定床。
3）气流床产出的合成气中有效气比例高，且不产生焦油、萘、酚等污染物，三废处理简单。
但气流床使用氧气作为气化剂，氧耗较高，需要配备专门的空分设备，一次性投资较高。
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、我国煤气化技术应用较为落后，替代空间大
我国现有气化炉仍以固定床为主，存在较大替代、改造需求。
我国煤气化技术应用总体上仍落后于世界水平，运转中的各类煤气化炉主要以固定床气化炉为主，其单炉生产能力地、污染处理困难，已普遍为国外现代煤化工行业所淘汰。
为解决落后的技术应用现状，我国自上世纪80年代起陆续引进德士古水煤浆气化和壳牌粉煤气化等国外先进的煤气化技术，这两种煤气化技术都具备效率高、污染小的优点，但其核心技术为国外公司所掌握，难以进行技术升级改造，且运维费用也较高，推广难度大。
气流床气化技术在煤种适应、节能环保等方面优势突出，是未来主要发展方向。
对于大部分煤化工企业而言，煤和电是最主要的生产要素，煤耗和电耗构成企业最主要的生产成本，因此降低煤耗和电耗是煤化工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气流床煤气化技术与传统固定床煤气化技术相比，在煤种适应、节电降耗、环保等方面具有十分突出的优势。
随着我国煤化工行业产能置换、设备更新带动气化炉的需求释放，气流床技术有望独占新订单。
（三）航天炉技术水平业界领先，前景广阔
煤气化行业存在较高专利技术壁垒。
煤气化工程行业是技术密集型行业，企业是否掌握核心专利专有技术、是否具备将专利专有技术进行工程化应用的能力，是其是否具有市场竞争力的决定性因素。
大型现代煤气化技术由于涉及的工艺技术和工程技术复杂，技术含量高、集成难度大，需经过长期实践才能成熟，未经过充分试验的新技术存在很高的工业化应用风险。
同时，要具备为大规模煤气化项目提供整体技术解决方案的能力，也需要较长时间技术积累和较多工程经验支持。
煤气化行业中的落后技术将逐步被粉煤气化等先进技术取代。
随着煤气化技术的不断发展，规模小、能耗高、煤种适应性差、污染较严重的落后技术将逐步被规模大、能耗低、煤种适应性广、环境友好型的先进技术所取代。
采用粉煤进料方式的气流床加压气化由于采用了高压、高温、纯氧、减小煤粒度等措施，相对于水煤浆气化技术而言在能耗、气化效率、煤种适应性以及经济性上存在着明显的优势，在一定意义上代表着现代煤气化技术的整体发展趋势，是未来煤气化技术应用和发展的一个重要方向。
公司专利专有设备航天炉具有领先技术优势，市场空间广阔。
公司的核心技术航天粉煤加压气化技术由一系列发明和实用专利组成，包括大量技术秘密、管理方法和工程经验，基于该技术研发的航天炉具有投资和运行成本低、运维简便、煤种适应性广、开工率高、故障率低、环境友好等优势，总体技术水平处于国际领先地位。
以应用航天炉的年产30 万吨合成氨项目为例，测算显示其一次性投资仅相当于国外技术的60%。
为保持技术领先的核心竞争力，公司充分利用军工研发条件优势，注重新技术、新工艺的研发，研发费用及其占营收比例均逐年增加，航天炉的性能指标不断提升，公司也有望抢先受益于下游行业的需求释放。
二、煤化工：
经济环境回暖，政策导向转好，煤化工迎来历史拐点
（一）新型煤化工和石油化工相互替代，油价上涨为煤化工创造经济性优势
煤化工行业发展与其经济性密切相关。
全球煤化工起源于18世纪，经过一个多世纪的沿革，其技术工艺逐渐发展成熟，在经济效益上超过了原有化学工业中的工艺路线，在20世纪初有大量原以农林产品为原料的有机化学品改为以煤为原料生产，煤化工成为化学工业的重要组成部分。
二战前后，石油化工迅猛发展，煤化工在经济性上不再占有优势，许多化学品从以煤炭为原料转为以石油、天然气为原料生产。
进入21世纪以来，全球石油价格震荡攀升，煤化工的经济性优势再次显现，其工业地位也逐渐重获重视。
煤化工和石油化工产出物基本相同，产品定价主要受原油价格影响。
煤化工和石油化工互相替代，产出物互为竞品。
由于当前市场大部分煤化工和石油化工的产品采用石油工艺路线，产品定价相应与原油价格密切相关。
油价上涨带动下游产品价格上涨，在煤炭价格稳定的情况下，煤化工项目的经济效益也将得到改善。
油价上涨带动煤化工项目经济性提升、开工意愿增强。
经济性是大型煤化工项目开工与否的重要因素。
以煤制烯烃项目为例，其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，占总成本的43%左右；
原料煤和燃料煤成本占总成本的26%左右。
由于无形资产摊销和折旧费用属于固定成本，在项目建成投产后其份额几乎不随市场经济环境变化。
因此煤炭相关成本是影响煤制烯烃生产成本的关键因素。
根据烯烃成本与国际原油价格的显著相关性，当原油价格为70 美元/桶时，油制烯烃成本约为7475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。
当前国际油价在75 美元/桶附近震荡，粗略测算对应烯烃生产成本约为7953元/吨，对应煤炭价格约为643元。
这意味着当煤炭价格低于643元/吨时，在经济性上煤制烯烃相对于油制烯烃将具有经济性优势。
（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。
根据我们调研情况和公开资料显示，我国部分地区煤炭开采价格可以达到300元/吨以下，部分条件优越地区开采成本可达到100~200元/吨。
因此我们认为，原油价格在70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。
）
煤化工行业中的煤制油、煤制气等项目在我国具有重要能源安全战略地位，其开工与否并不完全取决于其是否盈利，但经济性优势的显现仍能够有力地提升其开工意愿。
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/桶以上时，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。
由于技术和工艺上的差异，煤制乙二醇、煤制烯烃、煤制油、煤制气等不同种类项目的投资规模相应地有所不同。
根据行业经验，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200亿元左右；
一个年产40亿立方的煤制气项目投资额在300亿元左右；
一个年产100万吨的煤制油项目投资额在150亿元左右。
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。
（二）国家能源安全战略促进煤化工持续推进
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、我国能源结构失衡，油气进口依赖度过高
“富煤、贫油、少气” 是我国能源结构的基本特征，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2018年7月30日发布的《BP世界能源统计年鉴（2018年）》显示，截止2017年底，我国探明能源储量中，煤炭约1388亿吨，石油约35亿吨，天然气约5.5万亿立方。
其中，煤炭储量占世界总储量的13.4%，石油占1.5%，天然气约占2.8%。
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。
根据国家统计局数据，2016年我国煤炭消费总量达到38.5亿吨，其中进口量2.6亿吨，进口占比6.7%；
石油消费总量5.6亿吨，其中进口量4.5亿吨，进口占比78.9%；
天然气消费总量2078.1亿方，其中进口752.6亿方，进口占比36.2%。
石油和天然气的进口依赖度远高于煤炭，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过高。
2017年，我国乙二醇表观消费量为1485万吨，进口量为870万吨，进口依赖度达58.6%；
乙烯、丙烯的表观消费量分别为2037万吨、3150万吨，年进口量分别为216万吨、310万吨，进口依赖度为10.6%、9.8%。
根据我们的测算，烯烃产品潜在进口替代空间约为3900万吨，该数字2020年有望达到5100万吨。
2
、资源禀赋奠定煤化工的重要战略地位
煤制油、煤制气属于新型煤化工技术路线中的工艺流程，是解决上述国内油气能源短缺的有效方式，是涉及国家能源安全的重要战略。
此外，通过新型煤化工路线填补石油化工产品的进口替代需求，既能缓解相关资源的进口依赖度过高问题，也是实现煤炭资源高效利用的有力手段。
2016年12月28日，习近平总书记针对全球单体规模最大的煤制油工程项目——神华宁煤集团煤炭间接液化项目建成投产作出重要指示，从增强能源自主保障、煤炭清洁高效利用等角度对项目给予了充分肯定，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。
2017年1月5日，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。
《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。
2017年2月8日，国家能源局印发《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，规划预计，2020年，煤制油产能为1300万吨/年，煤制天然气产能为170亿立方米/年，低阶煤分质利用产能为1500万吨/年（煤炭加工量）。
“十三五”期间重点开展煤制油、煤制天然气、低阶煤分质利用、煤制化学品、煤炭和石油综合利用等5类模式及通用技术装备的升级示范。
2017年3月22日，国家发改委、工信部公布《现代煤化工产业创新发展布局方案》，方案要求，按照循环经济理念，采取煤化电热一体化、多联产方式，大力推动现代煤化工与煤炭开采、电力、石油化工、化纤、盐化工、冶金建材等六大产业融合发展，延伸产业链，壮大产业集群，提高资源转化效率和产业竞争力。
2018年8月，《煤直接液化制混合芳烃》等5项国家标准发布。
这5项标准的制定和实施，解决了我国煤液化产业发展进程中产业标准缺乏的问题，对推动煤化工企业发展、促进行业健康成长有重要意义。
（三）煤化工是煤炭清洁高效利用的最优解，市场空间巨大
在未来相当长的时期内，煤炭仍将是我国最重要的基础能源。
在我国已探明化石能源资源总量中，煤炭占94%左右，其他化石能源仅占6%。
从保障国家能源稳定供应、维护国家能源安全的角度考虑，我国以煤炭为主体的能源结构在未来相当长的时期内不会改变。
同时，煤炭在我国是相对经济的化石能源，如以热值计价，煤炭价格仅为汽柴油价格的1/9、天然气价格的1/3。
根据我国能源中长期发展战略，到2020年和2030年，煤炭在我国一次能源结构中的比重仍将保持在62%和55%左右的较高水平。
新型煤化工是排污最低、效率最高的煤炭利用方式。
传统煤炭利用方式以直接燃烧为主，综合利用效率较低，且对环境污染严重。
煤化工过程输入煤、氧气和水，输出化工产品和纯净CO2，原料煤中的大部分污染物都在工艺过程中得到了吸收，是排污最低、效率最高的煤炭利用方式。
美国、欧洲、日本、加拿大、澳大利亚等国家所提出的煤炭清洁利用技术路线，均为以煤化工为基础，以煤制油、煤制氢或煤制化学品与燃气、蒸汽联合循环发电等为主线的多联产体系。
我国煤化工行业存在巨大市场空间。
目前我国煤炭直接燃烧利用仍占煤炭利用的近80%，大量煤化工项目正处于工业示范阶段尾声，煤化工行业有极大的扩张空间。
以南非萨索尔公司为参照，南非的能源结构与中国极其相似，同样多煤、缺油、少气，其煤炭在国家能源消费结构中占到80%。
萨索尔公司在本土主营煤制油业务50余年，历经多个低油价时期，逐步成长为国际煤化工巨头，多年稳居全球企业500强前列，2017年营收132.56亿美元。
在未来10-20年内，我们有信心看到在中国煤化工行业中有2~3家巨头成长起来。
三、化工企业退城入园全面推进，产能置换创造气化炉新需求
（一）退城入园政策力度空前，化企历史搬迁大潮来临
城镇人口密集区化工企业搬迁改造意义重大。
化工是高耗水行业，早期我国化工企业的布局普遍遵循依水而建的原则。
根据原国家环保总局的排查显示，我国约81%的化工项目布设在江河水域、人口密集区等环境敏感区域。
“化工围城”对城市大气、水源、土壤均有污染威胁，对人民群众生命和财产也形成了安全隐患。
城镇人口密集区化工企业的搬迁不仅是适应城镇化快速发展、降低安全和环境风险的重要举措，对于促进化工产业转型同样具有重要意义。
退城入园是我国化工行业今后三年重点工作之一。
我国早在2000年即开启了化工企业搬迁入园计划，但多年来地方政府与企业的积极性较差，搬迁计划完成率有限。
2015年8月天津港爆炸事故发生后，化工企业搬迁受到空前重视，化工园区的规划建设、政府对搬迁企业的补助优惠政策陆续落实，退城入园工作正式驶入快车道。
规范化工园区发展，创建化工园区“一张图”，增强园区对搬迁化企的承接能力；
2017年上半年，国务院先后印发《危险化学品安全综合治理方案》、《安全生产“十三五”规划》、《危险化学品安全生产“十三五”规划》，全国各省市相继发布地方性政策，全面推进人口密集区域危化品和化工企业生产、仓储场所安全搬迁工程。
2017年9月4日，国务院发布《关于推进城镇人口密集区危险化学品生产企业搬迁改造的指导意见》，要求中小型企业和存在重大风险隐患的大型企业2018年底前全部启动搬迁改造，2020年底前完成；
其他大型企业和特大型企业2020年底前全部启动搬迁改造，2025年底前完成。
2017年12月15日，工信部、国家安全监管总局在京联合召开电视电话会，对《国务院办公厅关于推进城镇人口密集区危险化学品生产企业搬迁改造的指导意见》进行解读和宣贯，部署下一步工作，敦促各省市切实推进退城入园工作、制定搬迁改造计划。
2018年4月17日，工信部召开2018年原材料工业高质量发展座谈会，强调退城入园仍是今年重点任务，要确保具备条件的中小型企业和存在重大风险隐患的大型企业年底前全部启动搬迁改造。
2018年5月24日，中国石油和化学工业联合会园区工作委员会发布了“2018中国化工园区30强”和“2018中国化工潜力园区10强”名单，名单对中国化工园区的发展有重要示范作用，对化工园区增强对搬迁化企的承接能力提出了明确要求。
根据中央及地方退城入园工作进度安排，目前各地退城入园部署阶段已基本完成，各地确定转产、搬迁的企业已陆续开展整治。
2018年4月至2019年10月是退城入园工作的深化提升
阶
段
，大多数企业老厂设备拆卸、新厂设备采购、物料转移等工作将在此阶段完成。
到2020年，全国退城入园工作将取得阶段性成果，迎接全面验收。
（二）退城入园兼顾转型升级，设备更新需求集中释放
借搬迁契机淘汰落后产能、上马先进设备，既是退城入园政策对产业转型升级的软性要求，也是企业自身提质增效的硬性需求。
2017年9月4日，国务院发布的《关于推进城镇人口密集区危险化学品生产企业搬迁改造的指导意见》中提到，鼓励搬迁改造同兼并重组、淘汰落后产能、流程再造、组织结构调整等有机结合，鼓励搬迁改造企业运用先进适用技术改造提升传统产业，提升企业市场竞争力。
《意见》还要求，地方政府应根据实际设立专项基金，
对搬迁企业适当给予投资补助，并加大财税政策支持和土地政策支持。
传统煤化工行业设备更新需求顺势释放，气化炉市场出现一批新订单。
对于传统煤化工行业而言，通过煤气化路线生产合成氨和甲醇是其重要组成部分，其中大部分产能仍以固定床工艺为主，环保、能耗性能落后，税费成本和能耗成本压力大。
以煤气化合成氨为例，目前合成氨工业中应用的常压固定床间歇气化炉（UGI炉）达4000余台，该技艺国外早在40多年前即因环保等问题停止了使用，而我国则沿用至今。
从投产时间来看，我国合成氨工业中投放时间20年以上的产能约1400万吨，基本都是固定床工艺，难以改造。
随着环保税法的执行力度日趋严格，该部分产能成本将进一步提高，替代需求大。
投放时间10~20年的产能约900万吨，其中大部分是固定床工艺，如改造成航天炉或水煤浆气化，将产生巨大设备投资。
在退城入园工作中，传统煤化工中煤气化行业的落后产能将加速淘汰，继而产生大量先进设备需求。
气流床在节能降耗、友好等方面有突出优势，将独享新生市场份额。
气流床工艺中，粉煤气化技术相比水煤浆气化煤种适应性更强、设备维护简单且性能指标更优，具备更强竞争力。
水煤浆气化炉为水煤浆进料，要求煤种成浆性好。
粉煤气化炉无需制浆，对煤种基本无限制。
低变质烟煤（包括长焰煤、不黏煤、弱黏煤）和褐煤都属于难成浆煤，需要搭配成浆性好的煤种才能制浆，我国富煤地区煤炭储量以难成浆煤为主，所以采用水煤浆气化并不利于原料的本地化。
而粉煤气化炉无需制浆，对煤种基本无限制。
粉煤气化炉维护简单且性能指标更优。
水煤浆气化炉需要安装耐火砖衬里，而粉煤气化炉采用水冷壁结构，维护方便，不需要每年更换。
而且由于不受耐火砖限制，粉煤气化炉的反应温度可以提高到1350~1650℃，从而获得更高的有效气含量（比水煤浆气化炉高10%左右）。
