【招商建筑】化学工程系列之煤化工行业深度分析：高油价提振景气度，煤化工开启成长新周期

一、 煤化工战略地位稳固，资源禀赋奠定长期发展基调

1、煤化工是化学工业重要组成部分，资源禀赋支撑战略地位

煤化工是化学工业的重要组成部分，提供燃料及化学原料。 化学工业是国家基础行业，主要由石油化工、化工、煤化工组成，为化学工业提供燃料及化学原料。煤化工以煤为原料，经化学加工使煤转化为气体、液体和固体产品或半产品，而后进一步加工生产化工、能源产品。按照技术流程分，煤化工主要包括煤的气化、液化、干馏，以及焦油加工和电石乙炔化工；按照产品分，煤化工主要分为传统煤化工和新型煤化工，传统煤化工主要生产焦炭、电石、乙炔化工及合成氨制尿素，新型煤化工以制造清洁能源和可替代石油化工为主，生产煤制气、煤制油、煤制乙二醇及煤制烯烃等煤制化工原料。

“富煤缺油少气”的资源禀赋特点，支撑着煤化工国家战略地位。 煤炭是我国重要的能源结构组成部分，相较于天然气、石油，我国煤炭资源富足，是第三大煤炭存储国，占比13.3%，而石油则是全球第十四位，占比仅1.01%。我国对原油、天然气的进口依赖一直都居高不下，至2017年年底原油进口依赖度为69%，天然气进口依赖为40%。在“富煤缺油少气”的资源背景下，煤化工产业作为实现煤炭资源高效利用的有力手段，直接关系到国家的能源战略发展规划，发展煤化工符合我国战略需求。出于国家战略考虑，煤化工将在今后的长期发展中占据越来越重要的地位。

2、 新型煤化工成为行业发展重点，环保要求推高行业壁垒

传统煤化工处于供给侧改革阶段，建设规模受限。 以煤制焦炭、电石、甲醇为代表的传统煤化工产业，经过长期发展，其技术工艺已达成熟，但其产品附加值仍较低且产能过剩，产品同质化严重，较长时间内传统煤化工将不会有大规模建设。

新型煤化工可作为石油化工替代，逐渐成为行业发展重点。 理论上，新型煤化工能生产出石油化工产业链上的同类化工品，实现对传统石油化工的替代。 新型煤化工以生产清洁能源及可替代石油化工为主，如1）煤制油、煤制气、煤基醇醚燃料等；2）生产乙烯、聚丙烯等煤制烯烃原料，作为基础原料的替代。 经过30多年的技术攻关与积累，尤其是通过“十一五”以来的工程示范和推广，新型煤化工技术取得重大突破，煤制烯烃、煤制气、煤制乙二醇等新型煤化工项目得到快速发展。新型煤化工的发展对于中国减轻燃煤造成的环境污染、降低中国对进口石油的依赖均有着重大意义。作为国家战略性能源储备重要发展方向之一的煤化工，具有良好的发展前景，是未来煤化工重要发展方向。

技术水平限制和环保要求成为目前制约煤化工发展的主要因素。 新型煤化工技术壁垒较高，虽然目前国内技术水平有所提升但成熟度仍不够，部分技术及设备仍依赖进口。产品能源转换率较低且产品质量不及石油化工制产品，导致下游合成物生产商对煤制品原材料接受度不高。同时，新型煤化工高耗水、高排放等环保问题长期无法解决，且项目多处于中西部缺水、生态环境脆弱地区，项目生产建设不仅危及周围环境，也给公司带来生存压力。目前，各煤制品能效都较低，除煤制气高于50%外，其余都低于50%；耗水量均较大，煤制间接液化耗水相对最低，为2.75吨/吨标煤。 新型煤化工还面临着前期投入较高、配套体系不完善、环保及政策要求日趋严格等诸多问题的限制，行业技术壁垒大幅提升。

3、 煤化工工程处于产业链中游，受下游投资建设驱动

煤化工工程属于产业链中游，受下游煤化工项目投资需求驱动。 煤化工工程处于煤化工项目产业链的中游，主要负责工程承包及设计咨询业务，服务于下游的石油化工、化学工业、医药、市政环保等项目工程，主要涉及的公司有中石油、中石化、中国化学以及一些民营企业，例如三维工程等。中石油、中石化擅长于甲醇后端（即甲醇合成之后的工艺环节），其承接订单多来自于集团内部；中国化学优势在于，公司在煤化工领域有完整、强大的研发体系，旗下设计院众多且各子公司侧重点不同，公司业绩市场占优。

二、传统煤化工产能过剩，新型煤化工释放千亿市场空间

1、传统煤化工产能过剩，耦合发展探寻发展新亮点

传统煤化工产品结构较低级，整体产能过剩。 传统煤化工主要是煤干馏生产焦炭，副产物为焦炉煤气和煤焦油，化学原材料多为合成氨制尿素、电石、甲醇等，产品较为低级，多适用于化肥、钢铁行业。 经过长期发展，传统煤化工生产技术已成熟，处于阶段性供大于求，但产能存在结构性过剩且具有高能耗、高污染、资源利用率低、附加值低的特点。 根据产业信息网数据显示，目前我国传统煤化工产品生产规模均居世界第一，合成氨、甲醇、电石和焦炭产量分别占全球产量的32%、28%、93%和58%，进口依赖程度低，产能过剩明显。由于目前行业处于供需调节阶段，传统煤化工产量及产能呈现下降态势，电石、合成氨、焦炭等产量增速均为负增长。“十三五”前期，对存在产能过剩的传统煤化工行业，原则上不安排新增项目，大力推进升级改造和淘汰落后产能。

下游煤制烯烃兴起，有望带动甲醇行业发力。 由于我国“富煤少油少气”的能源结构决定了国内甲醇长期仍以煤制为主。据卓创资讯统计数据，2017年底我国煤制甲醇产能占比已高达71.25%，焦炉气制甲醇产能占比达16.08%，而天然气制甲醇占比在11.29%。目前，甲醇行业严重产能过剩，但随着下游甲醇制烯烃的迅猛发展，甲醇的需求量持续上升。2017年甲醇产量为5200万吨，同比增长21%，表观消费量5329.48万吨，同比增长3%；同时，甲醇制烯烃占下游需求比例最大，占比增长至49%，甲醇制烯烃将成为最重要的甲醇消耗品，甲醇行业长期产能过剩有望缓解。

传统煤化工耦合发展延伸产业链，探索煤炭—化工一体化 。传统煤化工处于供给侧改革阶段，加速技改延伸产业链。传统煤化工利用富足的炼焦产能对焦炉气、煤焦油、粗苯等炼焦化产品进行二次、多次深加工生产合成天然气、甲醇、化肥等，通过和新型煤化工耦合发展，形成煤炭—化工一体化进而逐步淘汰落后产能。未来，传统煤化工投资主线将是上下游一体化，加大技术研发力度，扩大成本优势。

2、新型煤化工仍处于起步阶段，产能规模逐步释放

作为石化产品和能源的补充，新型煤化工市场潜力广阔。 随着技术水平上升，新型煤制化工品替代效应显现，项目推广成为可能。目前，新型煤化工仍处于起步阶段，项目虽有落地，但多未实现规模化商业发展，技术提升空间仍较大。各新型煤化工项目中，煤制烯烃技术最为成熟，可进行规模化商业发展，目前实际产能约1242万吨/年；煤制气、油、芳烃技术日趋成熟，但技术壁垒较高，项目投资大、转化效益、经济效益较低，商业化运行需政策继续扶持，项目发展缓慢；煤制乙二醇具有高需求缺口、低成本工艺，后续发展可能性最高，目前实际产能约270万吨/年，若目前在建及拟建的项目均实现落地，产能有望超1300万吨/年，发展潜力广阔。

（1）烯烃需求尚存缺口，煤制烯烃不断扩张

煤制烯烃主要下游是乙烯，需求旺盛缺口显著。 煤制烯烃即煤基甲醇制烯烃，是指以煤为原料合成甲醇后再通过甲醇制取乙烯、丙烯等烯烃的技术，其主要下游为乙烯及其副产品丙烯，而乙烯是石油化工产业的核心，需求缺口较大。2017年乙烯产能达2330万吨，产量约1822万吨，同比增长2%；表观消费量达2037万吨，同比增长5%；同时2017年进口量达216万吨左右，进口依存度持续上升至11%，需求缺口进一步扩大。

技术工艺成熟，煤制烯烃实现规模化发展。 生产烯烃的主流技术主要有三种，分别为煤制烯烃（MTO)、丙烷脱氢制烯烃及石脑油制烯烃，其中煤制烯烃又分为煤制乙烯和煤制丙烯（MTP）。由于天然气资源紧缺和煤制烯烃环保不过关、工艺技术不成熟，石脑油路线一直是烯烃生产主要路线。随着近几年煤制烯烃（MTO)工艺技术的发展，煤制烯烃的成本的下降，发挥煤制烯烃的可持续性、低生产成本优势，煤制烯烃项目开始兴起，煤制烯烃项目有望实现规模化量产。目前，共21个煤制烯烃项目实现投产，规划产能共计1371万吨/年，实际释放产能约1242万吨/年，投产项目多基于MTO技术，2017年煤制烯烃实现产量993万吨/年。

烯烃需求尚存缺口，煤制烯烃产能不断扩张。 目前下游烯烃需求缺口持续扩大，给障煤制烯烃带来充分的增量空间，低成本、高收益保障煤制烯烃项目持续稳增长。十三五期间，煤制烯烃在建项目16个，产能建设规模约1419万吨/年，拟建项目8个，产能建设规模约555万吨/年，若拟建及在建项目实现全部投产，将释放1974万吨/年产能，煤制烯烃累计产能将突破3000万吨/年。

（2）煤制气产业技术成熟，但多制约因素导致发展较缓慢

天然气供给缺口扩大，煤制气迎来替代红利。 2015年起，天然气表观消费量增速大幅领先于天然气产量，由2015年的3%增长至2017年的15%，而同时间段的天然气产量增速仅从3%增长至8%；供给缺口持续扩大，进口依赖程度加重，2017年表观消费量2393.94亿立方米，产量仅为1474亿立方米，缺口扩大至920亿立方米。天然气的供给缺口为煤制气发展迎来发展空间，煤制气产能有助于补充缺口，保障国家能源安全。

多制约因素导致发展受限，煤制气项目实际投产产能较少。 虽说技术成熟，但煤制气项目发展限制因素多，严重阻碍其发展，限制因素主要有：1）耗水量大、污染物排出量大，同环保要求矛盾；2）目前技术水平无法解决零排放的问题；3）经济效益受原油价格波动影响较大，再加上天然气终端价格固定，投资成本较高。目前，国内项目规划多，但真正实现投产的项目仅3个，2017年实现产量26.3亿立方米，总产能仅实现31亿立方米，投资金额约800亿元；在建项目及拟建项目产能约963亿立方米/年，投资金额高达5775亿元，投资规模小但投资成本高，经济效益低。

煤制气项目多处于亏损状态，新项目投资较难落地。 煤制气项目投资额较大，成本较高。受原油价格波动及天然气终端价格固定的影响，煤制气项目经济效益不佳，难以实现盈利。以大唐克旗一期13.3亿立方米/年煤制气项目为例，该项目目前已实现投产且向北京市供气，根据中诚信国际评级研究显示，若项目实现40亿立方米/年的满负荷运行，原料和燃料煤（300kcal/kg）价格按照290元/吨计算，其送到北京的含税完全成本为3.02元/立方米。目前由于项目并未实现满负荷运营，实际成本将高于3.02元/立方米。公司同石油天然气销售公司签订的《煤制天然气购销协议》，初期含税结算价格为2.75元/立方米，高于完全成本3.02元/立方米，即使考虑煤制气过程中产生的副产品价值，项目仍难以盈利。

（3）煤制乙二醇具有高需求缺口、低成本工艺，发展可能性最高。

乙二醇是重要的有机化工原料，下游用途广泛。 乙二醇主要用于生产下游的聚酯及防冻液，目前主流的生产技术有石油路线、天然气/页岩气、煤，其中石油路线占比最高，占比高达67%，即以乙烯为原料，经环氧乙烷生产乙二醇，特点是技术成熟、应用广但耗能大、成本高。煤制乙二醇工艺占比目前仍较低，仅为6%，但其能耗低、成本低、水耗低、排放低，随着技术突破，煤制乙二醇发展前景广阔。

受下游聚酯需求旺盛及建设权限下放，煤制乙二醇补充需求缺口。 由于国内90%的乙二醇被用来生产聚酯，广泛应用于化纤行业生产涤纶纤维，旺盛的聚酯需求导致乙二醇需求缺口扩大，截止2017年进口产量扩大至871.62万吨，同比增长16%，进口依赖度达60%，短期内需求缺口将持续扩大。煤制乙二醇技术兴起，叠加乙二醇装置建设权限下放地方，新建项目无需国家发改委批准，煤制乙二醇项目纷纷上马，2017年煤制乙二醇实现产量153.6万吨/年，利用率超55%，截止2018年6月，煤制乙二醇规划产能达312万吨/年。随着煤制乙二醇整体景气度提升，项目推进进度也大幅提升，在建项目规划产能达704万吨/年，拟建项目规划产能达320万吨/年，若项目均实现落地，煤制乙二醇产能有望超1300万吨/年。

技术成熟促进煤制乙二醇商业化推广，产品品质成为一大制约因素。 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。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，是目前煤制乙二醇主流路线。煤制烯烃路线需结合煤制烯烃环节，成本较高。但由于煤制乙二醇技术对分离杂质工艺研究不深，导致煤制乙二醇产品质量不及石油路径产品，虽然产品符合现在的工业乙二醇的标准，但没有达到聚合乙二醇的要求。产品纯度不够，导致下游聚酯化纤企业对煤制乙二醇接受度较低。

（4）煤制芳烃国内技术领先，项目推进缓慢

煤制芳烃处于产业初期，技术领先但推广遇冷。 甲醇制芳烃(MTA)是指甲醇在催化剂的作用下，经过一系列反应，最终转化为芳烃的过程，产品以苯、甲苯、二甲苯(BTX)为主，副产品主要是LPG。经过数10年技术研发，煤制芳烃技术领先国际水平，尤其是流化床甲醇制芳烃技术，MTA过程的转化率99.99%，FMTA全流程的甲醇到芳烃的烃基收率为74.47%，且工艺废水中未检出甲醇和催化剂粉尘，再生烟气中不含SOx和NOx，但工业化推广遇冷，无商业化应用。截止目前，煤制芳烃仅河南盛润60万吨甲醇制芳烃实现投产，经济效益低，无实质产能释放。

（5）煤制油经济效益低，导致商业化运行发展受限

石油需求缺口大幅上升，为煤制油提供广阔市场空间。 我国“富煤少油少气”的资源禀赋导致石油产量有限，而随着石油需求的持续上升，我国进口依赖度再创新高。2017年石油产量为19151万吨，表观消费量为60622万吨，需求缺口达41471万吨，需求缺口同比增长9.7%，石油进口依赖度上升至69.21%，远超40%警戒线。石油缺口的持续上升，以油气3%的能源资源结构支撑油气30%的能源消费结构，既不安全也不可持续，发展煤制油气替代，是中国能源供应保障的战略选择，煤制油市场空间广阔。

煤制油技术瓶颈较高、转化效益低，煤制油项目缓慢推进。 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，主要工艺路线为直接液化（DCTL）、费托间接液化（ICTL-FT）和甲醇制汽油（ICTL-MTG）三大类。直接液化技术流程简单但对煤种要求严苛，操作限制要求较高，产出燃油中芳烃、硫和氮等杂质较多，目前还未有采用该技术的项目实现工业化运行；间接液化对煤种要求不高，产物主要由链状烃构成，因此所获得的十六烷值很高，几乎不含硫和芳香烃，产出品质优于一般石油制品，但技术流程复杂、项目投资较高。由于煤制油技术瓶颈较高，项目转化效益和经济效益不突出，项目推进缓慢。目前已投产项目规划产能共计884万吨（因有些项目实施技改，实际释放产能921万吨），加上在建、拟建项目预计未来规划产能将达到1930万吨。

炼油产能过剩，长期低油价高煤价高税收导致商业化运行之路漫漫。 目前我国炼油产能过剩，煤制油在长期低油价、高煤价的环境下艰难发展，经济效益低于预期。再加上高成品油消费税，煤制油项目的盈利空间进一步压缩。由于煤制油生产成本同原油价格无关，无法通过下降成本冲抵消费税，导致煤制油项目并没有受益于国际原油价格下跌的红利。煤制油示范装置已成功运行多年并具备商业化升级示范的条件，但在低油价和高税负的双压下，项目盈利压力巨大。同时，煤制油的高污染、高排放、高耗能也成为其项目推广的主要制约。

生产高端精细化工品将是煤制油未来发展趋势。 煤制油产出品质高于一般石油制品，可生产现有石油化工技术难以制得且超过国家现行质量标准的高品质柴油、汽油和特种燃料油。而生产精细化学品附加值高，并且不需要缴纳成品油消费税，极大缓解煤制油项目经济效益低的劣势，能大力推进煤制油项目发展。

3、受益新型煤化工需求拉动，工程建设市场空间广阔

综合产能格局、需求驱动及技术水平，煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油具有发展潜力。 煤制烯烃发展较早，技术成熟，神华包头煤制烯烃等项目均实现较好经济效益；煤制乙二醇发展经验虽较少，但旺盛需求、领先技术及高经济效益保障煤制乙二醇广阔的市场前景；煤制油前期受高消费税、低油价等因素的影响，经济效益不佳，但随着技术改善、消费税减免、煤制油向高端精细化工品延伸，煤制油经济效益将会提升，市场前景广阔。

新型煤化工整体高景气度，工程建设市场空间广阔。 根据《现代煤化工“十三五”发展指南》公布的产能规划，按照煤制乙二醇2亿元/万吨、煤制气7.5亿元/亿立方米、煤制油1.5亿元/万吨、煤制烯烃3.3亿元/万吨的投资成本预测，2018年-2020年间煤制乙二醇市场空间1060亿元、煤制气市场空间约1118亿元（短期内煤制气项目亏损现象难以解决，再加上投资成本高，预计鲜有投资项目落地）、煤制油市场空间约419亿元、煤制烯烃市场空间约1181亿元，煤化工潜在市场空间累计约2659.9亿元（除煤制气）。受下游煤化工项目需求拉动，工程建设市场空间广阔。

三、 多因素助力煤化工，行业投资需求回暖

1、 下游化工品进口替代需求迫切，加速了煤化工的替代速度

下游化工品应用领域广泛，产能主要由石油化工提供。 下游有机化工品是国家重要战略原材料，对国民经济起至关重要的影响，例如汽油、煤油、柴油、基础化工原材料及其合成材料乙烯、苯、PX、乙二醇等，其终端广泛运用于轻工、纺织、建筑、军工、航天等多个领域。目前，由于石油化工产业经过长期规模化商业运行，技术成熟、产品性能可靠，下游石油化工品产能主要由石油化工提供。

化学工业景气度提升，产能缺口扩大导致2017年战略原材料进口依赖大幅提升。 2017年宏观经济的回暖，工业运行良好，提振了化学工业，下游化工产品利润率大幅上升，2017年化学原料及化学制品制造业平均销售利润率为6.77%，较2016年上升1.43pp；石油、煤炭及其他燃料加工业平均销售利润率5.75%，较2016年上升0.75pp。下游原材料需求的增加，使得战略原材料的产能缺口进一步扩大，进口依赖大幅提升。截止2017年，原油、天然气、乙二醇、PX进口依赖度均高于40%的警戒线，其中原油依赖度再创新高约70%，对国家战略安全构成威胁，进口替代的需求迫切。