新型煤化工行业分析报告Word下载.docx

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新型煤化工下游产品中除二甲醚需求前景不明朗之外，其他国内新型煤化工产品如天然气、乙烯丙烯、芳烃、乙二醇等对外依存度均较高。

从国家对待煤化工的产业政策演进方向来看，尽管从能源安全角度国家期望通过发展新型煤化工来实现能源的多元化，但出于2006年以来传统煤化工出现产能过剩，新型煤化工技术上逐步成熟需要时间及商业化验证，新型煤化工的水耗、煤耗、转化效率、环保、资源承载能力等问题需要综合考量等诸多因素，国家2006年在煤化工产业政策上提出“淘汰落后产能”、“有序示范发展”、审批“权限上移、上大压小”的政策导向，2009年提出遏制传统煤化工、重点抓好现代煤化工五类示范工程。

此后的相当长一段时间内，国家一直坚持有序示范发展、淘汰落后、上大压小、示范发展的政策总导向。

《能源发展“十二五”规划》基本上对煤化工定调，“重点在中西部煤炭净调出省区，选择水资源相对丰富、配套基础条件好的重点开发区，建设煤基燃料、烯烃及多联产升级示范工程”。

我们判断，新一届政府对待煤化工的总体态度是支持和肯定的。

一方面，国务院在提及保增长时特别强调要加大高铁、能源基础设施的投资，而新型煤化工项目正是基础设施的重要组成部分。

另一方面，今年年初以来国家发改委陆续发放15个项目路条，据悉后续还将发放17个项目路条，这本身体现了新一届政府对待煤化工的肯定态度。

从政策层面来看，我们预计煤炭深加工示范产业政策年内将出台。

2、经济利益：

地方倚重政绩及GDP，企业意在煤炭资源

（1）地方政府：

政绩及GDP驱动，发展煤化工热情高涨

煤炭是地方政府掌握的重要资源，单纯发展原煤产业对当地GDP、税收、就业拉动有限，因此各地政府倾向于尽量延长煤炭产业链，通过大力发展煤化工产业实现煤炭资源就地转化，把税收、就业及GDP留在当地。

以内蒙、山西、新疆、陕西等煤炭主产省区为例，根据内蒙古自治区下发的《煤炭兼并重组工作方案》，煤炭转化项目原煤就地转化率必须达到50%以上；

《陕西省“十二五”产业结构调整规划》提出“十二五”期间陕西煤炭资源就地转化率达到50%以上；

新疆出台《煤炭资源有偿配置与勘查开发转化管理暂行规定》，用于煤电、煤化工等项目的煤炭资源开发利用就地转化率必须达到60%以上；

山西省也出台政策力争实现60%的新增煤炭产量就地加工转化。

在这种利益机制驱动下，即使煤化工项目不经济，地方政府依然乐于上马煤化工项目，甚至化整为零、先建后批。

据初步统计，全国有近20个省（区、市）提出要把煤化工打造成支柱产业，各地上报国家发改委的“十二五”期间建设的大型煤化工项目共104个，总投资超过2万亿元。

（2）企业：

意在获取煤炭资源

从煤炭企业角度来看，投资煤化工项目不仅可低成本获取煤矿资源，而且有助于延长产业链、优化业务结构。

从石油企业来看，发展新型煤化工（如煤制烯烃、煤制油）可减少其下游石化产品对原油资源的单一依赖。

从电力企业角度来看，承接煤化工项目可获得低价煤炭资源，改善发电业务盈利性。

目前神华集团、中煤能源、陕煤集团、河南煤业、兖矿集团、伊泰集团等大型煤炭生产企业，中石化集团、中石油集团、中海油集团、延长石油集团等石油生产企业，以及大唐集团、中电投、国电集团等电力企业，均提出雄心勃勃的煤化工发展规划。

其中，中石化规划建设新粤浙和新鲁的两条管道，设计输气规模为各300亿立方米/年，两条管道投资约2500亿元。

中石油在新疆天然气管道总长度约6350公里，建设投资超过1000亿元。

3、进口替代、石油替代双重驱动下游需求

在今后较长一段时期，中国仍将处于向工业化后期加快转型阶段，中国经济稳步增长和人均收入快速增加，将推动化工产品消费需求加快增长。

2006～2010年，中国原油表观消费量年均增幅高达8%，比“十一五”平均增幅扩大1.7个百分点。

2010年中国成品油、天然气表观消费量同比增幅分别达16%和10%。

根据中国能源“十二五”规划，到2015年末能源需求总量将比2010年增长21-36%，年复合增速达4-6%。

其中，石油消费量增速将达3-6%，天然气消费量增速将达12-18%。

从下游产品需求来看，烯烃、天然气、乙二醇等基础性化工产品需求旺盛，且进口依赖度很高。

而煤基路线一方面可实现对进口的替代，增强国内能源保障能力；

另一方面良好的经济性可形成对石油路线的替代，降低能源消费成本。

（1）烯烃

烯烃是国民经济重要的基础原料，号称“工业之母”，在石化和化学工业发展中占有重要的战略地位。

其中乙烯是世界上产量最大的化学产品之一，是石油化工产业的核心，占石化产品的70%以上，在国民经济中占有重要地位，其生产规模和水平已经成为衡量一个国家石油化工发展水平的重要标志之一；

而丙烯是塑料、合成橡胶和合成纤维三大合成材料的基本原料，是最为基础有机化工原料之一。

“十一五”期间，我国乙烯和丙烯的产量虽然分别有了13.4%和11%的年均增长，但仍不改我国乙烯和丙烯供不应求的局面，国内保障只有48%和53%，供需缺口分别高达1541万吨和800万吨，对进口烯烃的依赖显而易见。

我们预计，在下游聚酯的拉动下，“十二五”期间我国乙烯和丙烯的产量和消费量将继续快速增长。

截至2015年，我国乙烯和丙烯的产能有望达到2430万吨和2100万吨，供需缺口仍有1370万吨和700万吨之巨。

（2）天然气

我国是天然气消费和进口大国，2005-2010年，我国天然气年消费量由245亿立方米快速增长至1090亿立方米，年均增长15%左右。

预计到2015年消费量将达到2600亿方左右，即“十二五”期间的消费增速为16%。

同时，近年来天然气进口量和进口占比快速提升，2011年、2012年进口依赖度分别为14.4%、28.9%，预计2015年将上升到34.5%。

与天然气消费和进口的大幅增长相反，国产天然气的供应能力却十分有限。

2005年至2010年，天然气产量从272亿立方米上升至948亿立方米，年均增长在13%左右，却仍无法满足需求。

到十二五期间，根据天然气发展“十二五”规划，至2015年国产天然气供应能力达到2000亿立方米左右，其中，常规天然气约1385亿立方米，这使得常规天然气供应缺口将高达1200亿立方米以上，煤制天然气因此将成为我国重要的非常规天然气来源。

（3）原油

我国2012年原油对外依存度达56%，进口石油金额接近2000亿美元，预计到2015年我国石油消费量在5.7亿吨左右，供需缺口达3.7亿吨，对外依存度达65%。

我国对进口石油的高度依赖显示了煤制油行业广阔的需求。

从2012年开始，国家主管部门重新开始了对煤制油项目的审批，中国煤制油行业正式进入了商业化开发阶段。

“十二五”期间神华、伊泰、潞安、神华宁煤、兖矿和晋煤陆续推进一系列大规模煤制油项目。

据亚化咨询测算，我国四大煤制油示范项目于2010年形成147万吨/年产能后，2011-2013年工业规模煤制油项目处于建设阶段，没有新增产能。

从2014年开始，随着煤制油商业化装置的陆续建成投产，中国煤制油产能将迅速提升，于2016年达到1600万吨/年。

（4）乙二醇

近年来受国内聚酯产业高速增长的拉动，乙二醇的消费量迅猛增长。

2001年我国乙二醇的表观消费量为240万吨，2011年突破1000万吨，年复合增长率约14.6%。

到2012年，我国乙二醇表观消费量进一步增至1160万吨，进口量794万吨，然而自给率却仅为31.3%。

尽管近几年我国乙二醇的产能及产量已有大幅增加，但供需缺口仍然高企不下。

我们保守预计，到2013年我国乙二醇消费量将高达1235万吨，其中859万吨仍将依赖进口。

目前国内的煤制乙二醇在建、拟建、规划项目约30个，总产能800多万吨。

（5）芳烃

芳香烃（简称芳烃）是分子中含有苯环结构的碳氢化合物的统称，它作为有机化学工业里最基本的原料之一，其产量和规模仅次于乙烯和丙烯，下游产品应用广泛。

现代用的药物、炸药、染料绝大多数由芳香烃合成，而燃料、塑料、橡胶、糖精及各类高端合成材料也都使用芳香烃为原料。

芳烃全球总产量中的90%来自石油，主要制备方法是通过含芳烃量高的石脑油重整，对于我国而言原料比较短缺。

我国目前芳烃总缺口超过1000万吨，尤其对PX（二甲苯）的供需缺口较大，2010年自给率不到65%。

PX消费主要取决于PTA（精对苯二甲酸），而聚酯工业发展对PTA的需求仍将保持较快增长，但资源匮乏使石油路线增产能力有限。

因此，我们认为十二五区间芳烃缺口将进一步加大，2015年PX的自给率可能降至61.2%。

其间，有1-2个煤制芳烃项目投资建设，总产能约50万吨，对应总投资约140亿元。

4、油煤价比提升，煤化工经济性凸显

（1）煤制天然气经济性分析

目前，中国民用天然气售价在2元/标方左右，其中井口基准价为每立方米0.48元，管道运输平均价格为每立方米0.79元；

进口天然气的价格更高，中亚每立方米2元以上，进口LNG3.60元/标方。

四个示范项目运行结果显示，现阶段煤制天然气成本约为1.00-1.50元/标方。

此外，煤制天然气能效高，能源转化效率可达60%，相比于煤制油34.8%、煤制二甲醚37.9%、煤制甲醇41.8%、煤发电45%的能源转化效率，已经是有了质的提升了。

而且，煤制天然气耗水量少，为0.69千克/千大卡。

所以无论从成本还是从能源转化效率上来看，煤制天然气都有着其他化工产品难以比拟的经济性。

1）煤制气示范项目的成本情况。

庆华集团煤制气成本约为1.2元/立方米，中石油入网价1.65元，新疆自治区补贴0.2元。

汇能集团以煤炭价格170元/吨计算，煤制气成本约为1.059元/立方米；

煤炭价格为300元/吨，煤制气成本约1.59元/立方米。

大唐克旗煤制天然气项目在煤价为250元/吨的价格下，年满负荷为8000小时，其每立方米气的工厂成本为0.98元，转换率最高可达66%。

大唐阜新项目根据测算，采用碎煤固定床加压气化工艺建设，生产规模为年产40亿立方天然气，原料煤、燃料煤均为褐煤，价格为170元/t（含税价），测算得到的天然气单位生产成本为1.059元/m3。

2）煤制天然气与国内天然气相比：

与西气东输一线和陕京线国产天然气相比，目前西气东输一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/m3。

陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/m3。

无论是在新疆、内蒙古或其他地区建设煤制天然气项目，生产成本都在1.0元/m3以上，在保证项目基本内部收益率的情况下，天然气的销售价格更高，因此煤制天然气难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争。

3）煤制天然气与西气东输二线进口天然气比较：

如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气生产成本为1.059元/m3（已扣除副产品的收入），与西气东输二线霍尔果斯门站价2.20元/m3（石油价格为80美元/bbl时）相比，煤制天然气的竞争力要明显高于从土库曼斯坦进口的天然气。

另外，在内蒙古、山东建设煤制天然气项目，天然气生产成本分别为1.591元/m3和2.151元/m3，都可以与西气东输二线进口天然气竞争。

4）煤制天然气与进口LNG和LPG比较：

近年来我国进口的LNG价格情况见表13。

如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/m3（已扣除副产品收入），管输费参照西气东输二线全线平均管输费1.08元/m3计，到华南地区城市门站的价格为2.139元/m3，与2012年进口LNG价格相比有优势。

近年来我国进口的LPG价格情况见表14。

煤制天然气的高热值为37～38MJ/m3，折合热值约为51.8～53.2MJ/kg，LPG的热值约为51.7MJ/kg，二者基本相当。

如从新疆到达华南地区的煤制天然气价格为2.139元/m3（2.995元/kg），按照热值折算，对应的LPG价格为2910～2990元/t，大约相当于石油价格为35美元/bbl时的进口LPG完税价格。

通过上述分析可以看出，煤制天然气的竞争力强于进口LPG。

5）天然气涨价将提升煤制气项目经济性。

民用天然气方面，2013年4月份，天津、苏州、扬州等多个城市的民用天然气进行价格调整，涨幅为每立方米0.25—0.35元。

非民用天然气方面，国家发改委宣布2013年7月10日起，调整非居民用天然气门站价格，存量气门站价格每立方米提价幅度最高不超过0.40元，其中，化肥用气最高不超过0.25元；

增量气门站价格按可替代能源（燃料油、液化石油气）价格的85%确定。

调整后，全国平均门站价格由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元。

未来煤制天然气如能跟上国内天然气市场的涨价步伐，项目经济性将大大提升。

（2）煤制烯烃经济性分析

神华集团煤制油有限公司经济性测算：

原料煤价格在100元/吨左右，煤制甲醇的规模达到100万吨/年以上时，可以将甲醇的完全生产成本控制在100美元/吨以下。

对以煤为原料采用美国环球油品公司的MTO工艺制取烯烃，与以石脑油为原料制取的聚乙烯、聚丙烯成本进行测算和比较表明，煤路线（煤价100元/吨）制取的聚烯烃成本比石脑油路线（石脑油价格22美元/桶）低400元/吨左右。

此外，煤路线制烯烃的成本中原料煤所占的比例小于2%，煤价的波动对经济性影响较小。

中科院大连化物所经济性分析：

中国中科院大连化物所甲醇制烯烃DMTO技术工业化试验结果是，甲醇转化率接近100%；

2.95吨甲醇产1吨烯烃，其中50%乙烯、50%丙烯。

由于每2.0吨煤即可生产1吨甲醇，所以原料加燃料需7.5吨煤生产1吨烯烃。

当国际原油价格为35美元/桶时，原油炼制石脑油所生产的烯烃成本是5300元/吨。

走煤制烯烃路线的话，除非煤价超过513元/吨，否则煤制烯烃的成本不会超过5300元/吨。

目前，北方的煤炭开采成本不到100元/吨，车板价约200多元/吨，东南沿海一带煤价约1000-1200元/吨。

从投资收益率来看，当石脑油价格为4400元/吨（相当于原油价格50美元/桶）时，制烯烃收益率为10%；

如果用230元/吨的煤来生产，投资收益率为17%。

如果煤制烯烃项目背后有煤矿做支撑，就能大大降低煤制烯烃项目的成本。

（3）煤制油经济性分析

从经济性来看，根据国家发改委《煤化工产业中长期发展规划（征求意见稿）》，油/煤比价大于10，煤制油可与同类石油产品竞争。

以布伦特原油期货价与内蒙古鄂尔多斯5200大卡原煤坑口价计算，目前油煤价比仍处在高于15的区间。

另一方面，从工艺上来看，目前煤制油的工艺分为直接液化和间接液化两种：

直接液化吨油消耗原煤3-4吨，耗水量5-10吨；

间接液化吨油消耗原煤4.5-5.5吨，耗水量8-15吨。

从单位投资金额计算，直接液化成本是8000-10000元/吨，间接液化为11000-13000元/吨，前者经济性明显好于后者。

以目前的工艺可以看出，若煤炭价格为500元／吨，原油价格在36～46美元／桶时，直接液化有经济性；

原油价格60-70美元／桶时，间接液化有经济性。

据神华煤制油化工有限公司方面透露，在现在的煤价下，如果国家油价维持在65-70美元一桶，按照既有的设计条件运转下来，直接液化项目能够盈利。

（4）煤制乙二醇经济性分析

行业数据显示，煤价为217元时的煤制乙二醇与进口中东乙烷乙二醇的成本持平；

在原油80美元/桶的价格下，煤价520元的乙二醇可与进口中东乙烷丙烷乙二醇抗衡；

煤价580元的乙二醇相当于国内乙烯法乙二醇的水平。

我们测算，即便使用5000大卡以上的优质动力坑口煤或准坑口煤，煤制乙二醇的完全生产成本也会控制在5000元/吨以下，低于石油路径乙二醇成本价（5500-6000元/吨）和中东地区到岸完税均价（5120元/吨），具备较强的价格竞争力。

如果是从合成气（CO+H2）阶段开始，CO催化偶联合成草酸酯后再加氢产出乙二醇，则成本更低。

从具体生产工艺上来看，目前全球乙二醇产量2216万吨，石油路线占总产量65%，天然气路线占35%，油价决定全球乙二醇的平均成本和均衡价格。

按照布伦特油价100美元/桶估算，全球乙二醇的生产成本约4500元/吨，东华科技和丹华科技的煤制乙二醇项目的平均生产成本约3200元/吨，具有显着的成本优势。

目前国内生产的乙二醇主要采用石油路线，产品成本与国际油价紧密挂钩，价格随原油变化波动大。

原料成本约占乙二醇总成本的50%。

目前石油法生产乙二醇的成本在5500～6000元（吨价，下同），所以当乙二醇成品价格在6000元以下时，国内石油法产品趋于零利润。

而中东地区乙二醇产品以油田伴生气中的乙烷、丙烷为原料，价格低廉，甚至免费使用，所以乙二醇到岸完税平均价格约为5120元，成本优势非常明显。

（5）煤制芳烃经济性分析

煤制芳烃是根据煤种选择煤气化技术来生产合成原料气体，经过甲醇合成技术生产中间产品甲醇，然后采用甲醇制芳烃（MTA）工艺生产PX、PTA。

作为对石油路线的替代，煤制芳烃项目在国际油价不断攀升的背景下不仅更具竞争力，而且有利于降低对石油资源的过度依赖，增强国内保障能力，具有重要的战略意义。

根据中石化洛阳院测算，混合芳烃7280元/吨时，石脑油生产路线对应的原油价格为104美元/桶，煤制芳烃路线对应的煤价为870元/吨，且二甲苯产出量更高。

而油价100美元/桶时，煤价通常在500元/吨以下，因此煤制芳烃与石脑油路线相比具有较强的经济性和竞争优势。

5、技术进步催生工程需求

技术进步不断创造新的工程需求。

（1）新型煤化工是技术密集型产业，当一项技术成熟度更高、经济性更强的技术取得重大突破后，有利于刺激观望中的业主加快投资该技术路线的项目，从而带动该领域投资出现阶段性的爆发增长。

（2）国家对于新型煤化工领域的环保及能耗技术要求越来越高，若环保及能耗技术取得重大突破，一方面有利于国家加快项目审批，另一方面也会使得项目更加经济。

中国目前在煤制油、烯烃、乙二醇、天然气等领域的自主研发技术均已达到国际领先水平，且均得到商业化验证。

中国自主开发了煤直接液化制油技术、多喷嘴对置式水煤浆加压气化技术、航天粉煤加压气化技术等，建成了世界首套年产60万吨煤制烯烃、煤直接液化大型制油等重大工程与重大装置。

在煤制油领域，神华集团的直接液化和中科合成油公司的间接液化自主知识产权煤制油技术得到验证，装置实现长周期稳定运行。

在煤制烯烃领域，DMTO、FMTP等工业技术均达到世界先进水平，2010年神华包头煤制聚烯烃、大唐多伦煤制聚丙烯、神华宁煤集团煤制聚丙烯三个示范项目已先后建成试车。

在煤制乙二醇领域，中科院福建物构所、华东理工大学分别自主研发的煤制乙二醇工业化技术均已成功进行商业化运作。

三、行业投资规模

1、行业投资规模

我们测算，2013-2016年期间新型煤化工总投资规模约7850-8300亿元。

其中，预计煤制天然气可形成总投资约2400-2700亿元，煤制烯烃可形成总投资约2400-2550亿元，煤制油可形成总投资约1800亿元，煤制乙二醇可形成投资300亿元。

我们尤为看好煤制气（下游消费增速快、气价存持续上涨预期、技术成熟度高、便于长距离管道运输等），煤制油亦有可能超预期（经济性好，国家能源安全战略需要等）。

今年以来国家发改委已发放15个项目“路条”，预计后续还将有17个项目有望拿到“路条”。

（1）煤制天然气投资规模

国内共有4个煤制天然气项目获得审批，大唐内蒙可什克腾旗项目和辽宁阜新项目，产能均为40亿立方米/年；

新疆庆华伊犁项目，产能55亿立方米/年；

汇能集团鄂尔多斯项目，产能16亿立方米/年；

合计产能已达151亿立方米/年。

目前，规划和拟建的煤制气项目较多，2013年拿到发改委路条的有8个项目，分别是中电投集团霍城60亿立方米/年项目、山东新汶矿业集团新疆伊犁40亿立方米/年项目、国电集团兴安盟40亿立方米/年项目、中海油集团山西大同40亿立方米/年项目、内蒙新蒙能源公司40亿立方米/年项目、中石化80亿立方米/年项目、广汇能源40亿立方米/年项目、中煤集团40亿立方米/年项目。

据我们统计，现阶段在建和拟建的煤制气总投资额约为11,432亿元，全国建成后产能将达到1,845亿立方米/年。

我们预计2013-2016年可形成投资的项目约400-450亿方，对应投资2400-2700亿元。

（2）煤制烯烃投资规模

现阶段，国内已建成5套煤制烯烃商业化装置，总产能276万吨/年。

其中3套走MTO路线，神华包头、宁波禾元和中石化濮阳项目；

2套走MTP路线，神华宁煤和大唐多伦项目。

另有13套装置规划在建，总产能968万吨/年，对应总投资2665.5亿元。

在神华包头煤制烯烃项目良好示范效应的带动下，有12个项目拟采用MTO技术路线，该路线成为绝对主流。

此外，还有30多套煤（甲醇）制烯烃项目处于项目建设规划和前期准备阶段，其中也会有一部分项目会得以实施，近期已有4个煤制烯烃项目获得发改委路条，分别是中石化集团贵州织金60万吨煤制烯烃项目、中石化与河南煤业集团合作的河南60万吨煤制烯烃项目、中煤在陕西榆林60万吨煤制烯烃二期项目、甘肃华鸿汇金公司平凉60万吨煤制烯烃项目。

据我们统计，若14个规划在建项目在2016年之前全部建成，届时由甲醇转化的烯烃产能将达到1087.5万吨/年。

我们预计2013-2016年煤制烯烃可新增产能约800-850万吨/年，总投资约2400-2550亿元。

（3）煤制油投资规模

煤制油目前已经建成5个项目，包括神华直接液化和间接液化项目、伊泰内蒙鄂尔多斯项目、山西潞安项目和山西晋煤项目，产能累计达到178万吨/年。

规划煤制油的规划在建项目较多，据我们统计，拟建在建的投资规模达到3738.4亿元，其中未来产能可以达到3310万吨/年，主要分布在内蒙古、陕西和新疆等地。

其中，规模较大、确定性较高的有兖矿陕煤100万吨/年