现代煤化工行业分析报告.docx

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现代煤化工行业分析报告

2019年现代煤化工行业分析报告

2019年1月

一、现代煤化工是石油化工的补充

煤化工是以煤为原料生产化学品、能源产品的工业。

按照产业发展成熟度和发展历程，煤化工可分为传统煤化工和现代煤化工两大类。

其中，传统煤化工主要包括煤焦化、煤气化制甲醇和合成氨、煤制电石等，现代煤化工主要包括煤液化生产油品、煤气化生产甲醇进而生产下游碳一化工产品、甲醇制烯烃、合成天然气及IGCC发电等。

现代煤化工的主要产品，如烯烃、乙二醇、油品、芳烃等均为传统石油化工领域的大宗产品。

虽然两类产品原料路线、生产工艺不同，但是产品质量、下游用途基本一致。

二、发展煤化工是我国的必由之路

1、我国“多煤少油贫气”的资源禀赋

我国是世界能源生产和能源消费大国，也是世界上最大的煤炭生产国和消费国，煤炭生产量和消费量占世界总产量的1/2左右。

已探明的煤炭储量超过3万亿吨，仅次于美国和俄罗斯居于世界第三位。

已探明的石油资源和天然气资源相对较为贫乏，因此能源结构以煤炭为主。

多年以来，煤炭在我国一次能源消费构成中占比一直超过70%。

近年来，我国的石油、天然气消费量和进口量增长迅速，而水电、核电、风能等可再生资源的资源优势则还没有得到充分利用和体现。

预计未来很长一段时间内,我国仍将维持以煤炭为主的能源消费格局。

我国的石油对外依存度已由2005年的44%上升到2011年的近60%。

天然气进口多元化格局初步形成，中亚、中俄、中缅输气管道和沿海LNG接收站4大主要天然气进口渠道已开工或建成投运，净进口量不断翻番。

我国已由煤炭净出口大国转变为净进口大国，2011年净进口量约1.4亿吨。

从能源类型上看，能源供应安全不再局限于石油安全和电网安全，目前已经扩展到天然气、煤炭等领域。

根据《“十二五”能源和碳排放预测与展望》预测，到2015年，我国一次能源生产总量36.3亿吨标准煤，一次能源消费总量43.1亿吨标准煤，全社会发电量5.5万亿千瓦时，3个指标值均位居世界第一。

其中煤炭产量将达到36.4亿吨，原油2.09亿吨，天然气1,960亿立方米（含非常规天然气，下同）；煤炭消费量达到38.5亿吨，原油4.89亿吨，天然气2,880亿立方米，年均消费量增速分别为3.9%、3.8%、21.7%和11.7%。

预计到2015年，我国的能源对外依存度将超过15%，净进口煤炭约2.4亿吨，石油约3.0亿吨，天然气950亿立方米，成为世界第一大煤炭净进口国和第二大石油净进口国，第四或第五大天然气净进口国。

2、现代煤化工下游产品市场缺口大

我国炼油、乙烯行业受到进口原油质量和数量的限制，导致一些基础的石化产品自给率仍不足。

现代煤化工是将煤炭资源向下游化工产品转化的过程，通过气化、净化、变化、合成等多个工序，将煤炭转化为天然气、烯烃、油品、乙二醇等石油化工产品。

因此，从保障国家能源安全的角度而言，现代煤化工产业有其广阔发展的平台和空间。

3、煤炭资源属性突出

我国煤炭资源分布极不平衡。

西部资源比较丰富，但地区发展比较滞后，运输不便利。

东部资源较少，但市场需求大，运输条件比较好。

北部资源相对集中。

南部分散且较少，而需求较大。

总体上，我国煤炭呈现“西煤东运，北煤南调”格局，煤炭运量占铁路货运总量的40%左右。

在“西部大开发”、“中部崛起”等政策的指引下，部分中、西部富煤地区利用煤炭资源优势，加快地方经济发展的需求迫切，纷纷出台相关的产业政策，要求在大型煤田周边配套现代煤化工、煤电项目，实现煤炭资源一定比例的转化。

煤炭作为不可再生的一次能源产品，其资源属性突出。

目前，国内大型煤炭企业、电力企业，甚至一些民营企业都在积极攫取煤炭资源，竞争日趋激烈。

为了能够尽快的获得煤炭资源，都纷纷计划上马煤化工项目，这也是目前国内煤化工过热的根本原因。

目前我国的煤化工项目投资主体是以神华、中煤、陕煤、大唐、中电投等为代表的大型煤炭、煤电企业。

三、国家政策不断降温

国家对于新兴煤化工产业的政策基本上保持着严格控制的姿态。

面对国内不断升温的煤化工投资热情，国家从“十一五”初期就开始通过一系列的产业政策遏制产业盲目发展的势头。

通过回收审批权、审批示范性项目、设置技术、规模门槛等多种手段予以调控。

在实现源头管控的同时，有效遏制煤化工产业盲目发展的势头，从而推进整个行业步入健康有序、良性发展的阶段。

2012年3月，国家发改委发布《关于规范煤化工产业有序发展的通知》，表示收紧大型煤化工项目的审批，并再次明确列出禁批目录，直至煤化工产业规划出台。

通知明确指出：

在新的核准目录出台之前，禁止建设年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，年产100万吨及以下煤制甲醇项目，年产100万吨及以下煤制二甲醚项目，年产100万吨及以下煤制油项目，年产20亿立方米及以下煤制天然气项目，年产20万吨及以下煤制乙二醇项目。

上述标准以上的大型煤炭加工转化项目，须报经国家发改委核准。

相比之前出台的38号文件，本次出台的政策更加严格、更加细化并且采取措施有所升级。

通过一批示范性项目的建成运转，新型煤化工项目将得到进一步验证，但为遏制我国煤化工产业盲目发展的势头，国家在推进新型煤化工产业时仍保持“谨慎”的态度。

预计“十二五”期间国家仍将对现代煤化工项目的总体规模予以控制，合理进行项目布局，通过技术方案、能耗水耗、三废排放等多个技术指标来对项目予以审查和监管。

1、近几年煤化工政策分析

2006年发改委出台了1350号文件，强调要求“在规划编制完成并得到国家发改委部门确认之前，暂停核准或备案煤化工项目”，同时明确“煤制石油替代产品的发展要待试点示范项目取得成功之后，才能逐步展开。

目前大规模发展煤化工产业的条件还不成熟”。

由于煤制油项目投资巨大，示范项目尚未建设成功。

2008年8月，煤制油项目地方审批权被中央直接收回。

2009年5月，国务院下发《石化产业调整和振兴规划》，明确要求稳步开展现代煤化工示范项目，今后三年，停止审批单纯扩大产能的焦炭、电石等传统煤化工项目，重点抓好现有煤制油、煤制乙二醇、煤制烯烃、煤制二甲醚以及煤制天然气等五类示范工程。

2009年9月，国务院转发发改委第38号文，强调严格执行煤化工产业政策，三年内原则上不安排新的煤化工试点项目。

2011年6月，我国天然气价格看涨，为了规范整个行业，遏制各地跟风上马煤制天然气项目，发改委下发《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，收回地方煤制天然气以及配套项目的审批权。

针对目前我国煤制甲醇、煤制二甲醚产能急速扩展，供需结构不合理等问题，2012年3月，国家发改委发布《关于规范煤化工产业有序发展的通知》，表示收紧大型煤化工项目的审批，并再次明确列出禁批目录，直至煤化工产业规划出台。

通知明确指出：

在新的核准目录出台之前，禁止建设年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，年产100万吨及以下煤制甲醇项目，年产100万吨及以下煤制二甲醚项目，年产100万吨及以下煤制油项目，年产20亿立方米及以下煤制天然气项目，年产20万吨及以下煤制乙二醇项目。

上述标准以上的大型煤炭加工转化项目，须报经国家发改委核准。

相比之前出台的38号文件，本次出台的政策更加严格、更加细化并且采取措施有所升级。

目前，通过一批示范性项目的建成运转，新型煤化工项目将得到进一步验证，但为遏制我国煤化工产业盲目发展的势头，国家在推进新型煤化工产业时仍保持“谨慎”的态度。

技术示范升级仍将成为下一阶段的主要方向，节能减排将成为煤化工行业的主要目标。

四、我国现代煤化工产业发展现状

“十一五”期间，我国先后建设了十余套现代煤化工项目，其中大部分已经建设完成并成功运行。

示范性装置的运行情况显示，从技术成熟度的角度来看，煤制烯烃>煤制天然气>煤间接制油>煤制乙二醇>煤制芳烃等。

从项目经济性的角度来看，当油价低于50美元/桶时，现代煤化工产业的经济竞争力都不理想；当油价高于60美元/桶、低于70美元/桶时，现代煤化工产业初步具有了经济竞争力，顺序是：

煤制烯烃≈煤制乙二醇>煤制油；当油价高于70美元/桶时，现代煤化工产业的经济竞争力进一步提升，煤制乙二醇效益最好，其次是煤制烯烃，而煤制油和煤制二甲醚基本相当。

总体上，随着油价的提高，煤基化工产品（乙二醇、烯烃）的经济竞争力会大大好于煤基能源产品（油品、天然气），即煤基化工产品的盈利能力比煤制能源产品的盈利能力更强。

综合来看，煤制烯烃和煤制天然气项目转化效率较高，市场前景较好，产品的输送和下游市场成熟；煤液化项目，技术上需继续完善和流程优化；煤制乙二醇项目，技术上尚需进一步改进，争取实现长周期稳定运行；煤制芳烃和低质煤提质项目，尚需示范性项目进一步验证。

1、煤制烯烃示范项目运转顺利

三套煤制烯烃示范工程先后建成并相继投入试运行，其中神华包头60万吨/年DMTO（MTO，甲醇制低碳烯烃）项目于2011年8月投料试车成功，产出合格聚烯烃产品，并于2012年正式进入商业化运行阶段，神华宁煤50万吨/年MTP（MTP，甲醇制丙烯）项目打通全流程，大唐国际多伦50万吨/年MTP项目也基本打通全流程，生产出合格的产品。

神华包头DMTO示范工程成功商业化运行，验证了国内自主开发DMTO技术的可行性，目前已开发出二代技术，吨烯烃甲醇消耗量由3吨降低到不到2.7吨；清华大学、东华科技、中国化学三方联合开发的FMTP技术也已通过3万吨中试装置的，目前正在进一步工程放大示范；中石化开发的SMTO技术已通过1500吨/年装置的验证，目前在中原石化乙烯原料路线改造项目中应用，产能为20万吨/年。

煤制烯烃示范工程的初步成功再次激发了国内企业投资煤制烯烃项目的热情。

目前，中煤能源、延长石油、陕煤化集团、中国石化、华能、国投等大型能源、化工企业均在进行煤制烯烃项目的前期工作，其中部分项目已进入实质性运作阶段。

此外，在沿海地区依托临港物流条件好、临近消费市场的优势，外购甲醇制烯烃项目也能获得较好的效益。

目前，宁波禾元、大连大化福佳、浙江兴兴新能源科技、江苏盛虹集团、正大能源化工等宣布了类似计划。

目前，国家有关部门已经明确煤制烯烃正处于升级示范阶段，重点考核能耗、水耗、单位产品投资、二氧化碳排放等。

我们预计按照现在“偏紧”的煤化工产业政策，保守估计“十二五”期间新获得审批、开工建设的煤制烯烃项目（不含进口甲醇制烯烃项目）6-8套。

到“十二五”末煤制烯烃的产能规模将由现在的160万吨/年提高到400-500万吨/年，2013-2015年实现固定资产总投资700-900亿元。

2、煤制天然气应重点关注管输和价格

在国内天然气新增技术和经济可采储量减少，勘探难度增加，新发现储量品质下降的大背景下，国内企业有针对性的开展煤制天然气项目的工业化进程工作。

截至目前，获得国家发改委正式核准的煤制天然气项目有大唐内蒙古赤峰40亿立方米/年、大唐辽宁阜新40亿立方米/年、汇能内蒙古鄂尔多斯16亿立方米/年和庆华新疆伊犁55亿立方米/年，产能合计151亿立方米/年。

目前，国内煤制天然气示范项目已进入施工建设阶段，其中大唐克旗40亿立方米/年煤制天然气项目一期工程预计将于2013年建成。

针对国内煤制天然气项目趋于过热的态势，2011年6月18日，国家发展改革委发布《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，上收了煤制气项目的审批权，对在建项目和批建项目都有较大的约束。

通知要求：

在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发展改革委统一核准。

对于已经备案和核准的项目，各地发展改革委应进行认真筛选和清理，对不具备资源、技术、资金等条件的项目严禁开工建设，符合规定的也仍需上报国家发展改革委进行审核。

尽管煤制天然气政策有所收紧，但天然气的需求前景和价格改革预期仍然在吸引着各路资金的进入。

其中主力为神华、中海油、华能、华电、大唐、国电、中电投等大型能源央企，而新汶矿业、同煤、潞安、北京控股等地方国企也在积极跑马圈地。

随着天然气产业的发展，我国将形成多种气源并存的格局，包括常规天然气、煤层气、页岩气、进口LNG、进口管道气和煤制天然气等。

与其它类型的天然气类似，煤制天然气的输送主要还是依托天然气管网。

目前中石油、中石化已针对内蒙古锡林浩特煤制气、鄂尔多斯煤制气和新疆准东煤制气、伊犁煤制气规划外输管道。

部分煤制气项目，如大唐赤峰、大唐阜新、中海油等也在酝酿自建管网，但需要与目标市场相关单位达成长期用气协议。

由于单个项目产能有限，因而自建管道的前提是项目离目标市场距离不能太远，否则，投资和运行成本将过高。

我们预计按照现在“偏紧”的煤化工产业政策，保守估计“十二五”期间新获得审批、开工建设的煤制天然气项目4-8套。

到“十二五”末煤制天然气的将达到150-250亿方，2013-2015年实现固定资产总投资900-1200亿元。

3、煤制油技术经济尚需百万吨级验证

目前，几套示范性煤制油示范工程基本实现了长周期稳定运行，自主知识产权煤制油技术得到商业化验证。

在煤制油生产进入长周期运行的同时，产品销售问题已得到解决。

2011年2月，内蒙古伊泰成品油销售有限公司获得商务部赋予的成品油批发经营资格，这是继神华煤制油化工有限公司、神华鄂尔多斯煤制油分公司获得成品油批发经营资格后，我国煤制油行业再次获得成品油批发经营资格。

神华集团的直接液化装置通过实施技改，截止2011年底，已累计投煤超过6,200小时，开工率超过70%；产品以柴油为主（大约占70%），另有20%的石脑油，还有液化石油气等其他产品。

全套装置的负荷率最大达到设计的80%~85%；煤转化率达到了设计的91%，产品收率达到了57%。

此外，采用中科合成油公司铁基浆态床间接液化技术的三套工业试验装置也均实现长周期满负荷稳定运行状态，煤制油示范装置经济性已经经受了市场考验，为我国煤制油产业的发展奠定了产业化基础。

在国际油价不断攀升的趋势和国内成品油定价机制改革的背景下，未来国内新建大规模商业煤制油装置的经济性将更为乐观。

我国采用自主技术建设的煤制油产业正在向成熟化和大型化迈进。

相对于直接液化，间接液化运行稳定性、经济效益更好。

我们预计“十二五”期间会进行百万吨级煤间接液化装置的工业性示范。

保守估计“十二五”期间新获得审批、开工建设的煤间接液化项目1-3套。

到“十二五”末煤间接液化的产能将达到200-400万吨，2013-2015年实现固定资产总投资300-600亿元。

4、煤制乙二醇尚待技术突破

乙二醇作为乙烯的下游产品，必须依托乙烯装置配套建设，民营企业很难涉足使得我国乙二醇产业发展态势不及聚酯的另一主要上游PTA产业的发展。

乙二醇的巨大供需缺口和良好的盈利前景使煤制乙二醇成为煤化工发展的新热点。

2011年，通辽金煤针对20万吨/年煤制乙二醇示范工程试车过程中暴露的问题，对产品方案进行优化，调整为年产15万吨乙二醇和10万吨草酸。

经过联动试车，于2011年5月试产出合格的草酸产品，目前仍在装置试运行过程中。

此外华鲁恒升利用上海戊正技术新建一套5万吨/年装置，目前已建成。

此外，国内部分企业积极与工程公司、科研机构合作攻关煤制乙二醇技术，目前国内煤制乙二醇技术研发情况如下表所示：

煤制乙二醇技术仍处于进一步开发完善阶段，大规模工业化推广仍需时日。

此外，我国发展煤制乙二醇存在着一些制约因素，如主消费市场煤炭资源短缺，煤炭资源丰富的地区存在产品运输和下游配套原料不易获得的问题。

尤其是中东地区以廉价的乙烷裂解原料生产乙二醇产品，生产成本低，不仅对国内石油路线乙二醇形成冲击，也在一定程度上影响煤制乙二醇产品。

乙二醇工艺、技术尚待工业化装置验证，一旦获得突破，装置可以长周期稳定运行，产品质量达到聚合要求，煤制乙二醇将会得到迅速的发展。

保守估计“十二五”期间新获得审批、开工建设的煤间接液化项目4-8套。

到“十二五”末煤制乙二醇的产能将达到60-120万吨，2013-2015年实现固定资产总投资80-120亿元。

5、二甲醚市场仍存不确定因素

新奥集团股份有限公司年产60万吨甲醇/40万吨二甲醚项目已在内蒙古鄂尔多斯市建成投产。

目前装置运行平稳，生产负荷达到70%以上。

广汇股份年产120万吨甲醇/80万吨二甲醚项目也已打通全流程。

但是，纵观整个二甲醚市场，仍旧比较低迷。

由于缺乏微观配套政策技术平台支持（尽管二甲醚的产品标准已实施，但是掺混于LPG的标准仍然没有出台，用于民用燃气需要专用设备，直接掺混受到质监部门的查处），同时产业发展依然面临产能过剩、用途单一（二甲醚90%用于民用燃气）等一系列问题，二甲醚的发展还存在一定难度和变数。

五、现代煤化工的空间布局

1、发展煤化工的三大要素

（1）水资源

煤化工是高耗水行业，我国煤炭资源富集区往往是水资源比较匮乏的地区，在这些区域发展大量煤化工项目，面临水资源不足的制约。

解决措施：

采用先进的节水工艺、废水综合利用等。

（2）煤炭资源

煤化工行业发展的基础是煤炭资源，目前最先进现代煤化工项目能源利用效率50%左右。

因此，优质煤还是应优先保障钢铁、电力等重要行业的贡献，而对于一些高硫、高灰、热值低的低质煤炭资源，就地转化是较合理的发展模式。

解决措施：

煤炭分质利用，煤化工项目园区化、集成化发展等。

（3）环境容量

煤化工的主要原料是煤炭，在煤炭的气化过程中，会产生以SO2、NOx、CO2为主的废气、以及废水和废渣。

部分中西部富煤地区，生态环境比较脆弱，大量的污染的排放将会造成不可逆的后果。

解决措施：

采用先进的工艺技术、三废综合处理等。

2、我国煤、水资源分布不均衡

我国煤炭资源分布极不平衡。

西部资源比较丰富，但地区发展比较滞后，运输不便利。

东部资源较少，但市场需求大，运输条件比较好。

北部资源相对集中。

南部分散且较少，而需求较大。

总体上，我国煤炭呈现“西煤东运，北煤南调”格局，煤炭运量占铁路货运总量的40%左右。

从煤炭资源量看，新疆维吾尔自治区煤炭资源量达1.92万亿吨，占全国煤炭资源量的35%左右，居全国第一。

煤炭资源量达1,000亿吨以上的8个省区依次是：

新疆、内蒙古、山西、陕西、河南、宁夏、甘肃、贵州，煤炭资源量合计50,750.83亿吨，占全国总量的91.12%。

8个省区探明保有资源量合计8,566.24亿吨，占全国总量的84.18%。

从累计探明储量看，山西省是累计探明储量最多的省份，达到2,800亿吨，占全国探明储量的30%。

我国煤炭探明储量前8位的省份依次为：

山西、内蒙、陕西、新疆、贵州、宁夏、山东和河南。

我国水资源空间分布不均。

南方水多、北方水少，东部多、西部少，山区多、平原少。

北方地区（长江流域以北）面积占全国63.5%，人口约占全国的46%、耕地占60％、GDP占44％，而水资源仅占19％。

总体而言，水资源和煤炭资源的逆向分布，使得水资源成为了煤化工产业发展的最重要制约因素。

我们认为煤化工项目的分布要依据各地区水资源最大承受能力，“量水而行”是煤化工行业发展的规律，同时兼顾生态保护原则。

我们将一些煤炭储量大省和其省份所拥有的水资源进行对比分析，发现相对而言，内蒙和新疆地区是现代煤化工相对发展潜力较大的地区。

云南、山西、陕西、安徽、贵州、黑龙江等地也有一定的发展潜力。

3、“十二五”期间煤化工发展方向

我们认为“十二五”期间，国家的对于现代煤化工产业还是保持谨慎发展的态度。

通过一批重点示范项目的建设，解决煤化工产业装置大型化、优化工艺技术、提高转化效率、促进节能减排、降低对环境影响等关键性问题，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的途径。

一、装置规模。

将在煤炭液化、煤制天然气、煤制烯烃、煤制合成氨—尿素、煤制乙二醇、低质煤提质、煤制芳烃七大板块安排重大示范项目。

通过示范项目建设，到2015年，基本掌握年产100万-180万吨煤间接液化、13亿-20亿标准立方米煤制天然气、60万-100万吨煤制合成氨、180万吨煤制甲醇、60万-100万吨煤经甲醇制烯烃、20万-30万吨煤制乙二醇，以及100万吨低质煤提质等大规模成套技术，具备项目设计建设和关键装备制造能力。

二、技术水平。

将在现有的示范性工程的基础上，进一步提高项目的经济性和稳定性要求。

新上煤化工项目，实现投资水平合理、建设周期较短、投产运行顺利、水耗能耗适当、效益可观的目标。

示范项目投产3年内，产能利用率达到90％以上，基本实现稳定长周期运行。

三、环保节能。

示范项目要以提高全周期能源转换效率为目标，加强集成创新，开展系统节能，达到二氧化碳源头减排、综合能耗降低的目标；示范项目的废渣、废水、废气要实现资源化利用或无害化处理，全部实现达标排放，并达到同类型装置国际领先水平。

四、产业布局。

示范项目原则上布局在煤炭调出省区，严格控制煤炭调入省区的项目建设，促进煤炭产销区域平衡。

鼓励在新疆、内蒙、陕西、宁夏、贵州等煤炭调出省份扩大现代煤化工试点范围的原则，并强调严格控制中东部地区煤炭调入省份的煤化工试点项目数量。

同时，针对各地申报的示范项目也明确要求，一个企业承担一个示范项目，有条件发展煤化工的地区在产品和示范项目上也有严格的数量限制。

我们认为“十二五”期间我国现代煤化工产业在政策层面还将受到政策的严格管控。

通过一批重点示范项目的建设，解决装置大型化、优化工艺技术、提高转化效率、促进节能减排、降低对环境影响等关键性问题，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的途径。

预计“十二五”期间，相较于其他现代煤化工项目，煤制烯烃和煤制天然气项目发展速度相对较快。

煤制烯烃将在示范技术完善和优化的基础上，预计到“十二五”末，产能将从目前的160万吨/年提高到300-400万吨/年；煤制天然气方面，将在煤炭资源丰富、管输条件成熟的地区建设煤制天然气示范项目，缓解天然气供求矛盾，预计在新疆和蒙东地区将会有多套装置建成投产，预计到“十二五”末，产能达到150-250亿标方/年左右。

煤制油将会新建1-2套百万吨级的间接液化示范性装置。

煤制乙二醇随着技术的不断突破发展，预计将会形成50-120万吨/年左右的产能，估计2013-2015年实现固定资产总投资2,000-3,000亿元。

4、重点区域分析

（1）新疆自治区

煤炭资源丰富。

新疆自治区煤炭资源预测储量达2.19万亿吨，占全国预测储量的40％，但探明资源量仅占不到10%，远低于全国18%的水平。

水资源丰富。

自治区年总径流量884亿立方米，地表水资源量为793亿立方米，地下水资源量为572亿立方米，人均占有水资源量5,321立方米，为全国平均量的两倍多。

但是分布不均匀，总体而言北疆优于南疆，西部优于东部，山区优于平原。

伊犁、阿勒泰等地区水资源较为丰富。

土地资源丰富。

地域辽阔，土地资源充分，尤其是部分沙漠、戈壁、荒地，距离城镇或资源较近，环境容量较大。

交通运输等基础设施尚不完善。

新疆受地理位置和运输瓶颈的制约，远离中部及东部煤炭消费中心。

产品向内地运输主要依靠兰新线，且兰新二线已经启动建设，但产品外运困难仍是新疆未来发展煤化工的主要制约因素。

天然气管道条件好。

目前以新疆作为源头已建成的输气管线有两条，其中西气东输一线（塔里木-上海）设计输气能力的170亿立方米、西气东输二线（霍尔果斯-广东）设计输气能力的300亿立方米。

西气东输三线（霍尔果斯-东南沿海）设计输气能力的300亿立方米正在建设，预计2014年建成。

西气东输四线和新浙煤制天然气管道（新疆—浙江）均已正式上报国家发改委，这两条管线预计输气能力均达到300亿立方米。

依据新疆自治区“十二五”规划纲要，新疆将以准东、吐哈、伊犁、库拜四大煤田为重点，规划建设现代化大型煤炭基地。

其中吐