蓄势待发，煤化工行业迎来重要的发展机遇期...

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长期竞争力评级：高于行业均值

市场数据(人民币）

行业优化平均市盈率 36.56

市场优化平均市盈率 16.74

国金石油化工指数 2121.38

沪深 300 指数 3403.85

上证指数 3090.63

深证成指 9970.96

中小板综指 10853.59

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郭一凡联系人 (8621)60230247 [email protected]

蒲强分析师 SAC 执业编号：S1130516090001 [email protected]

霍堃联系人

[email protected]

陈铖联系人 [email protected]

蓄势待发，煤化工行业迎来重要的发展机遇期

——新型煤化工产业深度研究报告行业观点煤化工迎来重要的发展机遇期

资源禀赋决定发展地位，煤化工向创新驱动型转变。我国属于富煤贫油

少气的能源格局，油气资源储量少，对外依存度高。为分散能源与石油

化工产品对外依存风险，煤化工发展势在必行。

政策理性重启，技术迅速进步。油价逐步回升，煤化工工艺进步，国家

鼓励政策理性重启。技术方面，主要煤化工企业已经掌握一批自主知识

产权的煤化工技术，煤化工行业景气大幅提升。

油价回升，利好煤化工产业。目前国际油价处于低位，未来预计将逐步

企稳回升，油价回升将使煤化工产业经济性改善，利好煤化工产业。

文章亮点：对典型煤化工工艺经济性测算

我们选取几个典型的煤化工工艺项目进行测算，并设定若干假设条件。

经测算，煤制乙醇与煤制乙二醇经济性较强，煤制烯烃存在经济性，煤

制油与煤制气经济性较弱。

煤制乙醇经济性强。当华东地区乙醇均价 5313 元/吨，燃料乙醇结算价

约 6355 元/吨。以煤价 600 元/吨计，煤制乙醇成本 4157 元/吨，以大商

所玉米现货价 1636 元/吨计，发酵法制乙醇成本 5621 元/吨。

煤制乙二醇盈利能力较强。当国际市场乙二醇均价 6000 元/吨。以内蒙

褐煤 200 元/吨计，煤制乙二醇成本 4648 元/吨；以新疆长焰煤 160 元/

吨计，煤制乙二醇成本 4393 元/吨。

煤制烯烃项目经济性一般。当油价 55 美元/桶，对应烯烃成本 5684 元/

吨。以内蒙褐煤 200 元/吨计，煤制烯烃成本 4874 元/吨。以丙烷价格

3435 元/吨计，PDH烯烃成本 4591 元/吨。

煤制油经济性取决于消费税政策。当油价 55 美元/桶，对应柴油出厂价

5050 元/吨。以内蒙褐煤 200 元/吨计，若消费税减免，煤制油成本 4403

元/吨，低于成品油含税价；若含消费税，成本 5941 元/吨，高于成品油

含税价。

煤制气盈利能力差。当西北地区 LNG 出厂均价 2801 元/吨。以内蒙褐煤

200 元/吨计，煤制气成本 2425 元/吨；以新疆长焰煤 160 元/吨计，煤制

气成本 2270 元/吨；以平遥动力煤 480 元/吨计，煤制气成本 3505 元/

吨。

投资建议考虑到未来油价将逐步企稳回升，国家煤化工政策也逐渐回暖，煤化工工艺

技术继续进步，部分盈利能力较强行业弹性大。1）煤制乙醇项目若取得燃料乙醇销售资质，经济性优于发酵乙醇；煤制乙二醇若能进入下游聚酯供应链，经济性显著。煤制油若能获得消费税减免，将比石脑油头经济性强。煤制烯烃也将受益油价上行。2）新型煤化工技术，例如“乙炔法”“三聚联产模式”理论盈利能力较强，发展速度较快，建议关注。3）煤化工配套设备公司弹性较大，将直接受益煤化工项目固定资产投资增加。

建议关注：置入煤化工资产（煤制甲醇和 DMF），业绩大幅改善，未来有望布局煤制乙醇的兴化股份；积极布局煤制乙二醇的华鲁恒升、新疆天业；LNG 全产业链协作，开拓煤化工业务的新奥股份；创新型技术配套公司，三聚环保、神雾环保。

风险提示项目审批不及预期，国家政策不及预期；油价回落，煤炭价格上升。

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国金行业沪深300

2017 年 05 月 20 日

石油化工行业 2017 年日常报告

评级：增持

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证券研究报告

用使司公限有理管金基银瑞投国供仅告报此

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内容目录

一、资源禀赋决定煤化工发展路线..............................................................6

二、石油基化学品对外依存度高，煤化工发展符合国情 ...............................7

2.1 烯烃对外依存度高，煤化工替代布局充分 ....................................... 8

2.2 原油对外依存度高，煤制油分散能源风险 ..................................... 12

2.3 天然气发展大势所趋，煤化工制气提前布局.................................. 14

2.4 煤制乙二醇起步早，加速替代石油基工艺 ..................................... 16

2.5 煤制乙醇技术突破，成本优势明显................................................ 18

三、国家战略，顶层设计，现代煤化工进入有序发展期 ............................20

四、核心技术进步，煤化工发展突破桎梏 ..................................................24

4.1 煤制烯烃技术进展 ........................................................................ 24

4.2 煤制油技术进展............................................................................ 25

4.3 煤制气技术进展............................................................................ 27

4.4 煤制乙二醇技术进展..................................................................... 28

4.5 煤制乙醇技术进展 ........................................................................ 28

4.6 其他煤化工技术............................................................................ 29

五、煤化工工艺经济性测算 ......................................................................31

5.1 煤制烯烃经济性测算..................................................................... 31

5.2 煤制油的经济性测算..................................................................... 36

5.3 煤制气的经济性测算..................................................................... 40

5.4 煤制乙二醇的经济性测算.............................................................. 45

5.5 煤制乙醇的经济性测算 ................................................................. 49

六、煤化工领域相关上市公司....................................................................52

6.1 煤制烯烃相关公司 ........................................................................ 53

6.2 煤制乙醇相关公司 ........................................................................ 54

6.3 煤制乙二醇相关公司..................................................................... 54

6.4 煤制油相关公司............................................................................ 55

6.5 煤制气相关公司............................................................................ 56

6.6 技术配套相关公司 ........................................................................ 56

6.7 设备制造相关公司 ........................................................................ 57

图表目录

图表 1：能源发展“十三五”规划煤炭占比 58% .................................................6

图表 2：我国一次能源消费结构以煤炭为主.....................................................6

图表 3：我国煤炭储量丰富，油气对外高依存 .................................................6

图表 4：我国大型化煤矿占比高 ......................................................................6

图表 5：能源人均消费不及美国 1/3（左：百万吨油当量，右：吨油当量） ....7

图表 6：煤化工工艺路线总览..........................................................................7

图表 7：甲醇下游应用替代石化原料占比逐渐提升 ..........................................8

图表 8：2010-2016 美国主要乙烯产能投放情况（万吨/年） ...........................8

图表 9：2017-2020 美国主要公司乙烯扩产项目（万吨/年） ...........................9

图表 10：2015 年中国乙烯上游原材料石脑油占主导.......................................9

行业深度研究

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图表 11：全球乙烯上游原材料占比 .................................................................9

图表 12：2010-2016 中国石油基乙烯新增产能统计 ......................................10

图表 13：石脑油月度自给率约 80%（%）....................................................10

图表 14：原油与进口量与进口依赖度（万吨） .............................................10

图表 15：2015 年中国乙烯消费结构 ............................................................. 11

图表 16：2015 年中国丙烯消费结构 ............................................................. 11

图表 17：中国乙烯与聚乙烯进口量与自给率（万吨）................................... 11

图表 18：中国丙烯与聚丙烯进口量与自给率（万吨）................................... 11

图表 19：煤制乙烯占总乙烯产能近 15%（万吨）......................................... 11

图表 20：煤制丙烯占丙烯产能近 15%（万吨） ............................................ 11

图表 21：2015-2016 中国主要煤化工制乙烯工艺投产情况............................12

图表 22：2017-2020 中国主要煤化工制乙烯工艺预计投产情况.....................12

图表 23：原油产量与消费量逐年提升（百万吨）..........................................13

图表 24：成品油消费量逐年提升（万吨） ....................................................13

图表 25：神华煤制油厂区.............................................................................13

图表 26：伊泰煤制油厂区.............................................................................13

图表 27：部分煤制油工程投料运行状况........................................................13

图表 28：建设中的煤制油企业工程概况........................................................14

图表 29：煤制气产品性能媲美常规天然气 ....................................................14

图表 30：中国天然气产量，消费量，进出口量（亿立方米）和进口依赖度 ...15

图表 31：世界典型国家能源消费演变进程 ....................................................15

图表 32：煤制气产能投产与建设情况 ...........................................................16

图表 33：目前我国乙二醇主要供应商产能占比 .............................................17

图表 34：目前我国乙二醇主要生产工艺为石油基..........................................17

图表 35：乙二醇进口量与同比（万吨）........................................................17

图表 36：乙二醇产量与表观消费量（万吨）.................................................17

图表 37：2010-2016 年中国聚酯产能产量及对 MEG 需求增长(万吨) ............17

图表 38：煤制乙二醇项目建设与投资情况 ....................................................18

图表 39：2010-2014 年中国分品种酒精产量 (万吨) ......................................19

图表 40：发酵乙醇产量增速下降（万千升）.................................................19

图表 41：2008 年以后玉米净进口量转负（千吨） ........................................19

图表 42：燃料乙醇辛烷值高达 113 ...............................................................20

图表 43：我国燃料乙醇产量低于美国巴西（百万加仑） ...............................20

图表 44：汽油表观消费量逐年提升（万吨）.................................................20

图表 45：煤化工发展速度与国际油价相关性高（美元/桶）...........................21

图表 46：国家煤化工相关政策不完全总结 ....................................................21

图表 47：国家新建示范项目（煤制油、煤制气）..........................................23

图表 48：现代煤化工产业升级示范重点........................................................23

图表 49：全国煤炭资源和市级水资源量分布图 .............................................24

行业深度研究

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图表 50：DMTO 甲醇制烯烃工艺流程图 .......................................................25

图表 51：MTP甲醇制丙烯工艺流程图 ..........................................................25

图表 52：直接液化制备油品工艺流程示意图.................................................25

图表 53：间接液化制备油品工艺流程示意图.................................................26

图表 54：直接液化与间接液化的比较 ...........................................................26

图表 55：煤基甲醇合成油工艺流程示意图 ....................................................27

图表 56：煤制气工艺流程示意图 ..................................................................27

图表 57：焦炉气合成天然气工艺流程示意图.................................................28

图表 58：煤制乙二醇工艺流程示意图 ...........................................................28

图表 59：煤制乙醇工艺流程示意图...............................................................29

图表 60：合成气经甲醇制二甲醚羰化加氢制乙醇工艺路线............................29

图表 61：煤化工工艺技术发展现状...............................................................30

图表 62：副产折合系数 ................................................................................32

图表 63：其他假设条件 ................................................................................32

图表 64：财务费用计算 ................................................................................33

图表 65：公共工程费用计算 .........................................................................33

图表 66：人工费用计算 ................................................................................33

图表 67：修理折旧费用计算 .........................................................................33

图表 68：不同油价下双烯平均成本与可承受煤价对应关系............................34

图表 69：油价 55 美元/桶，煤价 600 元/吨，丙烷 3435 元/吨，甲醇价格 2300

元/吨情形下双烯成本结构 .............................................................................35

图表 70：当前各原材料价格对应烯烃成本，PDH经济性最强 .......................35

图表 71：四种路线制烯烃历史盈利能力对比（元/吨）..................................36

图表 72：间接法煤制油部分测算假设（参考伊泰伊犁 100 万 t/a 环评）........37

图表 73：各主副产物折算系数.....................................................................37

图表 74：其他假设参数 ................................................................................37

图表 75：单位产能财务费用计算表...............................................................38

图表 76：单位产能公共消耗计算表...............................................................38

图表 77：单位产能人工成本 .........................................................................38

图表 78：单位产能折旧维护费用 ..................................................................38

图表 79：不同油价情况对应关系 ..................................................................39

图表 80：煤制油成本结构图（进厂煤价 200 元/吨）.....................................39

图表 81：煤制柴油与原油制柴油价格对比 ....................................................39

图表 82：当前原材料价格对应柴油成本，消费税影响盈利性 ........................40

图表 83：两种路线制油历史盈利能力对比（元/吨） .....................................40

图表 84：煤制天然气部分测算假设...............................................................41

图表 85：主副产物折算系数 ........................................................................42

图表 86：其他假设参数 ................................................................................42

图表 87：单位产能财务费用计算表...............................................................42

行业深度研究

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图表 88：单位产能公共消耗计算表...............................................................42

图表 89：单位产能人工成本计算表...............................................................42

图表 90：单位产能折旧维护费用计算表........................................................43

图表 91：煤价天然气价格关系.....................................................................43

图表 92：煤制天然气成本结构图（煤价 200 元/吨）.....................................43

图表 93：煤制气成本与煤价关系 ..................................................................43

图表 94：当前各原材料价格对应天然气成本，煤制气盈利能力弱 .................44

图表 95：两种路线制气历史盈利能力对比（元/吨） .....................................45

图表 96：煤制乙二醇计算相关假设...............................................................45

图表 97：主副产物折算系数 ........................................................................46

图表 98：其他假设参数 ................................................................................46

图表 99：单位产能财务费用计算表...............................................................46

图表 100：单位产能公共消耗计算表.............................................................46

图表 101：单位产能人工成本计算表.............................................................47

图表 102：单位产能折旧维护费用计算表......................................................47

图表 103：不同煤价与乙二醇价对应关系......................................................47

图表 104：煤制乙二醇成本结构图（煤价 200 元/吨）...................................47

图表 105：不同煤价下乙二醇成本价与不同原油价格对应乙二醇出厂价比照 .48

图表 106：当前各原材料价格对应乙二醇成本...............................................48

图表 107：煤制乙二醇始终保持较好经济性（元/吨） ...................................49

图表 108：甲醇制乙醇计算相关假设.............................................................49

图表 109：玉米发酵制乙醇计算相关假设......................................................50

图表 110：不同煤价和玉米价格与乙醇价对应关系 ........................................51

图表 111：煤制乙醇成本结构图（煤价 600 元/吨）.......................................51

图表 112：不同煤价下乙醇成本与不同玉米价格对应乙醇成本比照 ...............51

图表 113：当前各原材料价格对应乙二醇成本 ...............................................52

图表 114：煤化工制乙醇历史价格下经济性仍然明显 ....................................52

图表 115：相关上市公司 ..............................................................................53

图表 116：煤化工相关标的盈利预测（wind 一致预测） ................................57

行业深度研究

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一、资源禀赋决定煤化工发展路线

富煤贫油少气，资源禀赋决定煤炭主要能源地位。在我国的一次能源矿产资源中，煤炭最为丰富。“富煤贫油少气”决定了我国以煤炭为主的能源结构。我国煤炭资源丰富，资源储量超过 5.9 万亿 t，已探明储量 1.53 万亿 t，占一次能源资源总量的 94%以上，天然气与石油不足 6%。现有天然气与石油产量总和只相当于 3 亿多 t 商品煤,其他替代能源总量只相当于 7 亿多 t 商品煤，而我国去年的一次能源消耗量达到了 41.8 亿吨标准煤。考虑到我国能源结构的天然禀赋，未来很长一段时间，我国的主要能源还是以煤为主。根据能源发展“十三五”规划（发改委&能源局 2017/01/17）到 2020 年，我国能源消费总量控制在 50 亿吨标煤以下，煤炭在我国一次能源消费结构中的比重仍然在 58%左右。

图表 1：能源发展“十三五”规划煤炭占比 58% 图表 2：我国一次能源消费结构以煤炭为主

2020 年能源发展主要指标

总量 <50 亿吨标准煤

煤炭 58 %

石油 17 %

天然气 10 %

非化石能源 15 %

来源：能源发展“十三五”规划（发改委&能源局，2017/01/17），国金证券研

究所

来源：BP，国金证券研究所

煤炭储量丰富，油气资源对外依存度高。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。其中煤炭占世界储量的 12.8%，对外依存度 8%；石油占 1.1%，对外依存度 61%；天然气占2.1%，对外依存度 33%。

据国家统计数据，截止 2015 年底，我国煤矿数量 1.08 万处，其中 120 万t/a 以上的大型煤矿数量为 1050 处，产量占比为 68%，30-12 万 t/a 的中型煤矿数量为 2000 多处，产量占比 22%左右，30 万 t/a 以下的小型煤矿数量7000 多处，产量占比 10%左右。

图表 3：我国煤炭储量丰富，油气对外高依存图表 4：我国大型化煤矿占比高

来源：BP，国金证券研究所来源：CNKI，国金证券研究所

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能源消费量持续提升，油价受世界局势影响波动较大。从数据可以看出我国一次能源消费量持续提高，从 2005 年的 1566 百万吨油当量提升至 2015 年的 3014 百万吨油当量，目前已占世界能源消费总量的 22.9%，然而从人均能源消费量来看，我国人均能源消费量不及美国的三成，2015 年中国人均能源消费量仅为 2.19 吨油当量，而同期美国为 7.10 吨油当量，因此未来中国能源消费量还有很大的提升空间。由于石油对外依存度高，我国对国际油价波动的防御能力有限，国际油价在过去几十年经历数次大的波动，且大部分时间整体呈现出持续提高的走势。

图表 5：能源人均消费不及美国 1/3（左：百万吨油当量，右：吨油当量）

来源：BP，国金证券研究所

煤炭发展与国家战略同步，向创新驱动型转变。煤化工按产品种类可以分为传统煤化工与新型煤化工。传统煤化工通常指煤制焦炭、电石、甲醇等历史悠久技术成熟的工艺。新型煤化工是指煤制油、烯烃、天然气、乙二醇等以煤基替代能源为导向的产业。根据国家能源规划，未来煤炭发展进入新的发展时期，以上下游一体化为发展思路，由粗放型向精细型转变，注重质量效益与环境影响，放弃过往的以扩大产能为导向的发展模式。

图表 6：煤化工工艺路线总览

来源：CNKI，国金证券研究所

二、石油基化学品对外依存度高，煤化工发展符合国情

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2.1 烯烃对外依存度高，煤化工替代布局充分

乙烯是世界上产量最大的化学产品之一，乙烯工业是石油化工产业的核心，乙

烯产品占石化产品的 75%以上，在国民经济中占有重要的地位。世界上已将乙

烯产量作为衡量一个国家石油化工发展水平的重要标志之一。目前，世界上主

要有煤化工制乙烯、石脑油制乙烯以及乙烷裂解制乙烯三种生产工艺技术。裂

解原料因所在地区不同而存在很大的差异，美国的裂解原料主要是乙烷裂解，

石脑油则是包括中国在内的世界其他地区的主导技术，而煤化工制乙烯工艺也

因为中国多煤贫油少气的能源结构而悄然兴起。

甲醇作为烯烃生产前驱体，行业下游悄然生变。从原料结构上看，我国以煤制甲醇为主的甲醇生产格局已经形成，未来新建甲醇产能还将以煤基为主。“十二五”期间全国新增产能 3453 万 t/a，其中煤制甲醇 2567 万 t/a，占74.3%，截止 2015 年煤制甲醇总产能 5252 万 t/a，占比 70.5%。2015 年，煤制烯烃占我国甲醇消费量的 42.9%，其次是甲醛 24.2%，而在 2008 年甲醛占比高达 43%，烯烃占比几乎为 0%。

图表 7：甲醇下游应用替代石化原料占比逐渐提升

来源：中国煤炭深加工产业发展报告，国金证券研究所

美国页岩气带动乙烷裂解制乙烯。页岩气革命为美国带来了充足的乙烷原料供应。据统计，2010 至 2016 年美国新增乙烯产能约 700 万吨，新建装置主要采用乙烷为原料。据 EIA 有关数据，美国规划或正在建设的页岩气原料化工项目达 197 个，总投资在 1250 亿美元左右。按计划到 2018 年将新增乙烯产能 1600 万吨／年。美国位于墨西哥湾沿岸的新建裂解装置已经开工建设，包括六个新的乙烯裂解装置，五个扩展和配套的衍生产品单位，计划2017-2020 年投产。分别是雪佛龙、菲利普斯化工、陶氏化学、埃克森美孚化工、西方化学、台塑和沙索。届时新增乙烯产能将达 1000 万吨/年左右，加上已有装置项目，美国乙烯产能将达到将近 3500 万吨左右。

图表 8：2010-2016 美国主要乙烯产能投放情况（万吨/年）

公司名称项目乙烯产能投产年份

Braskem-IDESA 新建 105 2015

埃克森美孚新建 50 2016

陶氏化学重启 30 2012

台塑石化扩能 80 2016

萨索尔新建 140 2016

西湖化学扩能 23 2013

利安德巴塞尔扩能 108 2016

威廉姆斯烯烃扩能 27 2015

合计 663

行业深度研究

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图表 9：2017-2020 美国主要公司乙烯扩产项目（万吨/年）

公司名称项目乙烯产能投产时间

雪佛龙新建 150 2017

陶氏化学新建 150 2017

壳牌新建 120 2017

埃克森美孚新建 150 2017

Formosa Plastic 新建 115 2018

Axiall 新建 100 2018

Chevron Phillips 新建 91 2019-2020

西方化学新建 54.4 2017

Axiall&乐天新建 100 2019

总计 1030.4


国内当前石脑油工艺占主导地位。目前煤制烯烃（CTO）、甲醇制烯烃（MTO）、丙烷脱氢（PDH）正在和传统的石脑油制烯烃一起，成为中国烯烃生产的主流工艺路线。2015 年，国内乙烯产能净增 84 万吨/年至 2117 万吨/年，几乎所有新增能力都来自煤（甲醇）制烯烃，其占国内乙烯总产能的份额升至 13.7%。石脑油是炼油的主要产品之一，石脑油的价格与原油密切相关，石脑油制烯烃的成本决定于油价；丙烷主要来自于天然气副产，也有部分产于炼油。作为重要的能源产品，丙烷的价格和油价也会联动。

图表 10：2015 年中国乙烯上游原材料石脑油占主导图表 11：全球乙烯上游原材料占比

来源：CNKI，国金证券研究所来源：CNKI，国金证券研究所

行业深度研究

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图表 12：2010-2016 中国石油基乙烯新增产能统计（万吨/年）

项目地点公司 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 规划

黑龙江大庆中国石油

60

辽宁抚顺中国石油

86

四川彭州中国石油 80

广东惠州中国海油 15 100

辽宁盘锦中国兵器华锦公

司 46

辽宁沈阳蓝星沈阳化工

1.5

北京燕山中国石化

9

上海中国石化

-14.5

内蒙古包头中国神华 30

天津石化中国石化 100

湖北武汉中国石化

80

江苏南京中国石化

14 10

中原石化中国石化

10

浙江宁波中国石化 100 120

湛江中科合资中国石化 100

福建泉州中国石化

100

海南洋浦中国石化 100

曹妃甸中国石化 100

辽宁大连恒力石化

150

云南石化中国石油 100

石油法小计 291 24 147.5 84.5 80


原油对外依存度高，煤基烯烃空间大。我国乙烯上游原料主要是石脑油，占比 91%，而石脑油主要原料为原油。目前我国原油大量依赖进口，2016 年原油与产品进口量达 9080 万桶，对外依存度上升至 65.44%，因此煤基烯烃油很大的发展空间。

图表 13：石脑油月度自给率约 80%（%）图表 14：原油与进口量与进口依赖度（万吨）

来源：Wind，国金证券研究所来源：Wind，国金证券研究所

双烯主要下游产品自给率低，进口替代空间大。2016 年我国乙烯产量 1781万吨，表观消费量 1946 万吨，进口量 166 万吨，自给率 91.54%。从历史数据看，我国乙烯消费量增速始终超过产量增速，自给率一直保持在 91%左右。而乙烯主要下游产品聚乙烯（PE）自给率不足 60%，2016 年 PE 消费量2382.52 万吨，产量仅有 1418.10 万吨，进口量接近 1000 万吨。而丙烯同样自给率不足 90%，2015 年丙烯消费量 2587 万吨，产量 2310 万吨。丙烯主要下游产品聚丙烯 2016 年表观消费量 2127.64 万吨，产量 1849.67 万吨，进口量 301.81 万吨，自给率 86.94%。

行业深度研究

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图表 15：2015 年中国乙烯消费结构图表 16：2015 年中国丙烯消费结构

来源：中国煤炭深加工产业发展报告，国金证券研究所来源：中国煤炭深加工产业发展报告，国金证券研究所

图表 17：中国乙烯与聚乙烯进口量与自给率（万吨）图表 18：中国丙烯与聚丙烯进口量与自给率（万吨）


煤制烯烃产能增长快，规划产能近 600 万吨/年。目前煤制烯烃装置主要集中在内蒙古、陕西、浙江等地；未来新增产能集中在内蒙古、山东、江苏等地，这种集中度主要是基于自然资源和销售地的因素。煤制烯烃目前仍然维持着比较高的产能增长率，按照当前规划产能统计，2017-2020 年新增产能合计约 597 万吨/年。

图表 19：煤制乙烯占总乙烯产能近 15%（万吨）图表 20：煤制丙烯占丙烯产能近 15%（万吨）


行业深度研究

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图表 21：2015-2016 中国主要煤化工制乙烯工艺投产情况

企业名称原料路线产能（万吨）投产时间

中国石化镇海炼化分公司石脑油 10.0 2015 年第一季度

浙江兴兴新能源 MTO 30.0 2015 年第二季度

阳煤恒通 CTO 10.0 2015 年第三季度

神华西湾 CTO 30.0 2015 年第四季度

山东神达化工 MTO 17.0 2015 年第三季度

蒙大新能源化工 CTO 30.0 2016 年第一季度

青海盐湖 CTO 16.0 2016 年第二季度

久泰能源 CTO 30.0 2016 年第三季度

江苏斯尔邦石化 MTO 30.0 2016 年第三季度

宁波富德能源 MTO 17.5 2016 年第三季度

神华新疆 CTO 30.0 2016 年第二季度

山东东润 MTO 15.0 2016 年第三/第四季度

陕西延长石油-延安能化 CTO 45.0 2016 年第一/第二季度

中天合创 CTO 65.0 2016 年第三季度

来源：中国煤炭深加工发展报告，国金证券研究所

图表 22：2017-2020 中国主要煤化工制乙烯工艺预计投产情况

省份企业产能（万吨）工艺选择计划投产时间

陕西中煤榆林能化 32 MTO 2017 年 Q1

内蒙古中天合创 30 MTO 2017 年 Q2

内蒙古内蒙神华 30 MTO 2018 年 Q1

内蒙古内蒙古久泰 25 MTO 2018 年 Q1

安徽中安联合 35 MTO 2018 年 Q1

宁夏银川神华 40 MTO 2018 年 Q1

陕西延长石油延安能化 45 MTO 2018 年 Q1

内蒙古神华包头煤化工 30 MTO 2018 年 Q1

山西山焦飞虹 30 MTO 2018 年 Q1

青海青海矿业集团 30 MTO 2018 年 Q2

山东山东东润 15 MTO 2018 年 Q4

山西山西同煤集团 30 MTO 2018 年 Q4

青海大美煤业 30 MTO 2018 年 Q4

贵州贵州织金 30 MTO 2019 年 Q1

新疆国投新疆伊犁煤化工 30 MTO 2020 年 Q1

未知电力投资 40 MTO 2020 年 Q3

内蒙古荣信化工 30 MTO 2020 年 Q4

江苏斯尔邦石化 45 MTO 2016 年 Q4

江苏富德（常州）能源 20 MTO 2017 年

总计 / 547 MTO /

来源：中国煤炭深加工发展报告，化化网煤化工，国金证券研究所

2.2 原油对外依存度高，煤制油分散能源风险

国内产油量难以满足需求，原油对外依存度高。我国原油产量较低，对外依存度较高，且逐年攀升，2016 年 12 月我国原油对外依存度达到 65.44%。2016 年原油表观消费量 57775.5 万吨，而产量仅有 19968.5 万吨，且原油产量已多年未增长，而原油消费量逐年攀升，未来随着经济进一步发展，原油需求还将进一步提升。成品油消费量也逐年提升，2016 年我国成品油（汽煤柴合计）表观消费量达 31479 万吨。

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图表 23：原油产量与消费量逐年提升（百万吨）图表 24：成品油消费量逐年提升（万吨）


我国煤制油工业在“十二五”期间开始示范运行。新中国建国前主要是以日本在锦州引进的德国以钴催化剂为核心的 F-T 合成工艺煤制油生产线为主，1943 年投产，产能约 100t/a，1945 年停产。建国后，我国重新恢复与扩建锦州生产线，高峰时产量达到 4.7 万 t/a。80 年代初，几乎与世界同步地，我国重新恢复了煤制油技术的研究与开发。而煤制油正式产业化则是在进入21 世纪以后，2008 年神华煤化工能源公司的直接液化煤制油项目投产，2009 年采用中科院开发的费托合成油技术的伊泰项目开车。“十二五”期间，我国在煤制油示范工程方面取得重大突破，期间投产的煤制油产能达 240 万t/a。

图表 25：神华煤制油厂区图表 26：伊泰煤制油厂区

来源：化化网煤化工，国金证券研究所来源：化化网煤化工，国金证券研究所

煤制油工艺降低原油对外依存度，分散能源风险。煤制油本质上属于化工产业而不是炼化产业，而且技术远不如石油炼化工业成熟，因此目前不可能像炼油工业一样建设年产几千万吨的工厂，同时考虑到技术升级的空间，目前建设超大煤制油工厂也存在较大的经济风险。我们认为，我国煤制油的发展是为了降低原油对外依存度，不会大规模替代原油炼化。

目前我国已经有四套煤液化工业化示范装置建成投产，并生产出合格油品。其中包括，神华集团的 108 万 t/a 的直接法液化示范装置和 18 万 t/a 的间接法煤液化示范装置，伊泰集团的 16 万 t/a 的间接法煤液化示范装置和潞安集团的 16 万 t/a 的间接法煤液化示范装置。

图表 27：部分煤制油工程投料运行状况

建设地点建设企业产能万 t/a 工艺选择投产状态投资额

鄂尔多斯神华 108 直接法 2008 年投产 235.45

鄂尔多斯伊泰 16 间接法 2009 年投产 21.76

山西长治潞安 16+5 间接法 2009 年投产

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陕西榆林未来能源 100 间接法 2015 年投产

鄂尔多斯神华 18 间接法试运行后暂停

陕西榆林延长石油 15 合成气制油 15 年 9 月投产 8.4

云南昆明云南先锋 20 甲醇制汽油 2014 年投产 47

来源：化化网煤化工，中国煤炭深加工产业发展报告，国金证券研究所

图表 28：建设中的煤制油企业工程概况（万吨/年）

建设地点建设企业产能工艺选择投产状态投资

山西长治潞安 100 间接法预计 17 年投产 239 亿

宁夏宁东神华 400 间接法 17 年 1 月试车 550 亿

新疆伊犁伊泰 100 间接法建设 190 亿

鄂尔多斯伊泰 200 间接法前期工作

新疆乌市伊泰 200 间接法建设

鄂尔多斯神华 200 直接法续建 326 亿

贵州毕节渝富能源 200 间接法前期工作 340 亿

贵州毕节渝富能源 400 间接法拟建 660 亿

山西晋城晋城无烟煤矿业 100 甲醇制油煤气化开工 29 亿

内蒙古三维三维科技 14 甲醇制油待定

河北玺尧玺尧新能源 10 甲醇制油待定

新疆新业新业能源 10 甲醇制油待定

内蒙古丰汇丰汇化工 30 甲醇制油待定

河北唐山境界实业 20 甲醇制油待定

山西晋城晋煤集团 100 甲醇制油待定


2.3 天然气发展大势所趋，煤化工制气提前布局

煤制气产品性能媲美常规天然气。煤制气生产过程中通过工艺技术脱除绝大部分有害物质，使得煤制天然气甲烷含量高于常规天然气，其作为汽车发动机燃料，动力性能与柴汽油相比基本相当。同时煤制天然气与煤炭和石油相比，大气主要污染物 SO2和粉尘排放减少接近 100%，氮氧化物减排 80%以上。

图表 29：煤制气产品性能媲美常规天然气

组成某煤制气企业美国大平原煤制 SNG 新疆石油天然气中亚霍尔果斯站天然气

CH4 98.10% 97.89% 92.58% 93.37%

C2H6 129ppm 130ppm 3.05% 2.76%

C2 以上烃未检出 0.003% 0.84% 0.525%

H2 1.16% 1.07% 98ppm 0.13%

CO2 0.64% 0.54% 1.16% 0.65%

CO 未检出 11.6ppm - 0.004%

H2S 未检出未检出 <0.1ppm 2.59mg/m3

COS 未检出未检出 <0.1ppm 3.27mg/m3

CS2 未检出未检出 <0.1ppm 5.00mg/m3

He 未检出未检出 571ppm 300ppm

NH3 未检出未检出未检出未检出

N2 0.06% 0.15% 2.12% 2.47%

O2+Ar 0.04% 0.13% 0.11% 0.09%

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苯系物未检出未检出 29ppm -


天然气消费量持续提升，对外依存度高达 34%。21 世纪初，我国经济水平飞速发展，天然气市场需求不断增加。在供应驱动以及价格驱动下，全国天然气消费量从 2002 年的 302 亿立方米增至 2013 年的 1884 亿立方米，复合年均增速高达 16%。在 2015 年末气价的下调与替代能源原油煤炭的价格上涨等利好因素下，2016 年天然气消费市场在经历连续两年增速下降后出现了首次反弹。根据国家发改委的最新数据，2016 年天然气消费量 2058 亿立方米，同比增长 6.6%。由于较高的开采成本以及较为复杂的地质条件，2016年我国的天然气产量增速并不大。根据国家发改委的最新数据，2016 年，天然气产量 1371 亿立方米，同比增长 1.5%。2016 年，全国天然气进口量752 亿立方米，同比增加 22%，对外依存度由 2015 年的 32%上升至 34%。

图表 30：中国天然气产量，消费量，进出口量（亿立方米）和进口依赖度

来源：wind，国金证券研究所

未来我国天然气需求稳步增长，2020 年天然气消费占比将达 10%。根据国外天然气发展经验来看，在经过 10-20 年的快速增长后，将进入稳步增长期。在经济增速放缓、价格优势减弱的背景下，天然气消费将由“高速增长阶段”进入“中高速增长阶段”。多家机构的研究认为，到 2020 年中国天然气消费量有望达到 3200 亿-3500 亿立方米，2016-2020 年年均增速 10.6%～12.6%，发展速度远高于煤炭、石油等其他化石能源，也快于非化石能源的增长。按2020 年天然气消费量达到 3500 亿立方米计算，中国天然气在一次能源消费结构中的占比将接近 10%。

图表 31：世界典型国家能源消费演变进程

类型 2015

能源转型期历时结构变化国家煤炭储量排名产量消费量

富煤

国家

美国 2373 1 9.1 9.1 1910-1965 50 煤炭：76%→23%

天然气：5%→31%

俄罗斯 1570 2 3.6 1.7 1950-1980 30 煤炭：80%→31%

天然气：3%→31%

贫煤

国家

英国 2 36 0.12 0.6 1965-1993 28 煤炭：80%→31%

天然气：3%→31%

日本 3 34 0.01 2.5 1955-1973 1973-2003

18/30

煤炭：55%→16%→23%

天然气：

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0%→3%→16%


中国的煤制气产能以及规划产能主要集中在新疆和内蒙古地区，占全国产能的 80%。目前我国已经建设运行的，煤制天然气项目有大唐能源赤峰克什克腾旗 40 亿立方米/年煤制气项目，该项目采用蒙东褐煤资源，采用鲁奇工艺，产品气通过管线经内蒙古赤峰、锡盟、河北承德到北京密云；新疆庆华能源伊犁 55 亿立方米/年煤制气项目，该项目依托新疆煤炭基地，采用丹麦托普索工艺；内蒙古汇能煤化 20 亿立方米/年煤制气项目，该项目使用托普索工艺，向北京地区供气。另外正在建设的煤制天然气项目有 18 个，规划产能达 786 亿立方米/年，合计产能达 953 亿立方米/年。

图表 32：煤制气产能投产与建设情况

建设地点建设企业产能

（亿立方米）工艺选择投产状态

投资规模

（亿元）

赤峰克什克腾旗大唐能源 13.35/40 戴维甲烷化一期已运行 257

伊犁伊宁县庆华能源 13.75/55 托普索甲烷化已试运行 278

鄂尔多斯汇能煤化 4/20 托普索甲烷化一期已运行 88.7

新疆伊犁新天煤化 20 - 已投产 120

辽宁阜新大唐能源 40 - 建设 245.7

山西大同中海油同煤集团 40 - 环保部批复 192

鄂尔多斯北控集团 40 - 环保部批复

新疆准东苏新能源 40 - 环保部批复 410

鄂尔多斯华星能源 40 - 路条 248

内蒙古兴安盟内蒙古矿业集团 40 - 路条

新疆准东中石化 80 - 路条 700

新疆伊犁中电投 60 - 路条 477

新疆准东华能集团 40 - 路条 260

新疆准东浙能集团 20 - 路条 164

新疆阿勒泰新疆广汇 40 - 路条 248

新疆准东新疆兵团 40 - 路条

新疆准东新疆龙宇 40 - 路条 211

鄂尔多斯新蒙能源 80 - 路条 187

鄂尔多斯河北建投 40 - 路条

鄂尔多斯中海油 40 - 路条 250

安徽淮南皖煤集团 22 - 路条 300


2.4 煤制乙二醇起步早，加速替代石油基工艺

石油化工和煤化工作为主要乙二醇生产工艺。石油化工工艺通过石油炼化制备乙烯，乙烯氧化制备环氧乙烷，环氧乙烷水合制备乙二醇。这种工艺的优点是技术成熟，应用面广，收率高，但是由于对石油资源依赖性高，并不适合我国的能源禀赋。煤化工工艺路线通过煤气化制备合成气，再使用合成气中的一氧化碳和氢气为原料生产乙二醇。

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图表 33：目前我国乙二醇主要供应商产能占比图表 34：目前我国乙二醇主要生产工艺为石油基

来源：中纤网，国金证券研究所来源：中纤网，国金证券研究所

乙二醇进口依赖度高，国产化进行中。乙二醇是用途广泛的基础化工原料，主要用于合成聚酯、化纤及生产各类有机溶剂。乙二醇主要应用于聚酯生产。聚酯分为纤维级聚酯与非纤维级聚酯，纤维级聚酯主要用于生产涤纶短纤维和涤纶长丝，是加工涤纶纤维的企业的主要原材料，而非纤维级聚酯有瓶类、薄膜等用途，主要用于包装业，电子电气，医疗卫生，建筑，汽车等领域。我国的乙二醇进口依存度较高，2015 年我国产量 400 万吨，进口量 875 万吨，出口量 1.9 万吨。预计未来一段时间我国经济还将继续保持中高速发展，因此乙二醇消费量未来将继续保持，因此发展新的乙二醇生产技术，减少乙二醇对外依存度对我国有重要意义。

图表 35：乙二醇进口量与同比（万吨）图表 36：乙二醇产量与表观消费量（万吨）

来源：中纤网，国金证券研究所来源：中纤网，国金证券研究所

下游聚酯产量提升，带动乙二醇需求增长。聚酯是乙二醇的直接消费领域，因此聚酯产量提升会带动乙二醇需求的增长。我国聚酯行业在 2001 年以后进入一个产能扩张的时代，在经历 2008 年的全球经济危机后，2009-2010年聚酯行业触底反弹，之后聚酯行业产能产量一直保持增长。2015 年聚酯产能达到 4950 万吨（有效产能 4624 万吨），2015 年聚酯产量 3463 万吨，带动 MEG 需求 1160 万吨。

图表 37：2010-2016 年中国聚酯产能产量及对 MEG需求增长(万吨)

年份 2010 2011 2012 2013 2014 2015

聚酯产能 2904 3180 3960 4353 4715 4950

聚酯产量 2190.7 2527.7 2986.4 3114.8 3231.6 3463

MEG 需求 733.9 846.8 1000.4 1043.5 1082.6 1160.1

需求增速 0.127 0.154 0.181 0.043 0.037 0.072

来源：中纤网，国金证券研究所

煤制乙二醇新建产能陆续投产，拟建产能合计达千万吨。据统计，截止至2015 年已投产的煤制乙二醇产能达到 302 万吨/年，其中 250 万吨为草酸酯

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路线。此外我国还有一批在建和拟建的煤制乙二醇项目，合计产能超过 700万吨/。全部建成后我国煤制乙二醇产能将达到 1000 万吨/年。

图表 38：煤制乙二醇项目建设与投资情况

项目地址项目单位产能（万吨）状态投资规模（亿元）

山东德州华鲁恒升 50 拟建 27

锡林郭勒苏尼特碱业 10 在建 23

内蒙古包头国能新兴 60 在建 89

河南鹤壁鹤壁宝马 25 在建 31.5

安徽淮南淮化集团 10 在建 15

呼伦贝尔慧力能源 20 规划 34.9

鄂尔多斯黄陶勒盖 40 拟建 70

广西钦州上海焦化 20 拟建

江苏盐城通辽金煤中电投 120 规划 100

鄂尔多斯久泰集团 50 规划 74.2

鄂尔多斯开滦化工 40 拟建 80

内蒙古通辽康乃尔化学 60 在建 49.8

贵州毕节黔西煤化工 30 在建 54.5

陕西彬县陕西煤业，渭河煤化工 30 拟建 50

呼伦贝尔山东能源 40 规划 54

山西长治襄矿泓通 20 在建 26

内蒙古通辽通辽金煤 20 投产

新疆石河子天智辰业 20 投产

鄂尔多斯新时代能投 30 投产 73

新疆石河子新疆天业 20 投产

河南安阳永金化工 20 投产 20

河南洛阳永金化工 20 在建 20

河南濮阳永金化工 20 投产 20

河南新乡永金化工 20 投产 20

河南永城永金化工 20 投产 20

山西晋中阳煤寿阳 40 在建

河北深州阳煤集团 22 在建 34.1

锡林浩特阳煤集团 20 规划中 550

安徽淮南中安联合 60 拟建

安徽合肥中盐红四方 30 拟建 60

湖北枝江中石化 20 投产 20

黑龙江鹤岗中石化 30 拟建

来源：中国煤炭深加工发展报告，国金证券研究所

2.5 煤制乙醇技术突破，成本优势明显

乙醇生产以粮食为主，玉米进口增加促使国家政策转向。全球 93%的乙醇依然采用农作物发酵生产。作为燃料乙醇的生产和消费大国，美国和巴西分别采用玉米和甘蔗为原料生产乙醇，我国则采用陈化粮为原料生产乙醇。2004年起，我国陆续在安徽、河南、黑龙江、吉林、辽宁、广西、湖北、山东等11 个省区及部分城市推广应用乙醇汽油。但在推广使用的过程中，一直有人担心出现“与人争粮”，造成农产品价格大幅上涨，威胁国家粮食安全的局面。

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图表 39：2010-2014 年中国分品种酒精产量 (万吨)

年份 2010 2011 2012 2013 2014

玉米酒精 430 460 445 422 390

薯类酒精 120 130 135 160 150

糖蜜酒精 20 25 30 30 20

合成乙醇

8 20


我国发酵乙醇产量在 2008 年以前处于高增长时期，在 08 年全球性的粮食危机以后增速开始下滑，2016 年发酵乙醇产量同比下滑。与之对应的是我国玉米的净进口量从 2008 年起开始转负，我国从玉米出口大国逐渐变成玉米进口国，玉米进口量提升的另一个原因是国家 2008 年以来实行的临储政策。

图表 40：发酵乙醇产量增速下降（万千升）图表 41：2008 年以后玉米净进口量转负（千吨）

来源：wind，国金证券研究所来源：wind，中国汇易，国金证券研究所

财政补贴方面，以 2010 年及以前，粮食乙醇企业可享受吨燃料乙醇 2000 元左右财政补助。随后，补贴额度不断下调，对生物燃料乙醇企业的补贴越来越少。2012 年初，财政部发布通知，对 2012 年度生物燃料乙醇财政补助标准如下：以粮食为原料的燃料乙醇，补助标准为 500 元/吨；以木薯等非粮作物为原料的燃料乙醇，补助标准为 750 元/吨。2011 年，财政部下发《关于调整定点企业生物燃料乙醇财政政策的通知》， 2013-2015 年，中央财政对已核准项目以粮食为原料的生物燃料乙醇继续给予补贴，补贴标准分别为：2013 年 300 元/吨、2014 年 200 元/吨、2015 年 100 元/吨，2016 年以后不再补贴。

燃料乙醇需求扩张，受益油品升级。2015 年全世界 66%的乙醇都被用作燃料乙醇,燃料乙醇可以兑入汽油做乙醇汽油。与其他汽油添加剂相比，乙醇是世界公认的绿色环保的优良汽油添加剂，可以将车辆污染物综合排放量降低三分之一以上。从原理上讲，汽油分子中不含氧，而乙醇含 35%的氧，在汽油中添入乙醇，有助于充分燃烧，减少污染物排放。作为燃料乙醇，2015 年美国的使用量达 4424 万吨，巴西燃料乙醇的使用量为 2128 万吨，我国由于受制于原料来源的影响，使用量仅为 250 万吨。

-10,000

-5,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

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图表 42：燃料乙醇辛烷值高达 113 图表 43：我国燃料乙醇产量低于美国巴西（百万加仑）

来源：CNKI，国金证券研究所来源：wind，国金证券研究所

我国汽油消费量逐年提升，2016 年全年汽油表观消费量达 11983 万吨。假设燃料乙醇添加改为强制执行，假设按照 10%的燃料乙醇添加量计，2016 年我国燃料乙醇需求达 1198.3 万吨。而实际上 2015 年我国燃料乙醇产量在 230 万吨左右，主要产能掌握在国家规定的 8 家企业手中，只有国家规定的 8 家企业有资质与中石油和中石化签订燃料乙醇销售合同，这种政府管控的模式也限制了燃料乙醇的发展。

图表 44：汽油表观消费量逐年提升（万吨）


煤基技术成功突破，成本优势明显。大连化物所提出以煤基合成气为原料，经甲醇、二甲醚羰基化、加氢合成乙醇的工艺路线。该路线采用非贵金属催化剂，可以直接生产无水乙醇，是一条独特的环境友好型新技术路线。2012年，大连化物所和延长石油联合开展“合成气制乙醇整套工艺技术”项目研发工作，2013 年完成项目中试。2014 年大连化物所与延长石油启动了“10万吨/年合成气制乙醇工业示范”项目，2016 年 10 月装置建成，2016 年 12月开始装置联动试车，2017 年 1 月 11 日产出合格无水乙醇产品，纯度达到99.71%，主要指标均达到或优于设计值。根据调研收集得到的信息，二甲醚羰基化煤基技术制乙醇成本约为 4000 元/吨，低于发酵法成本。

三、国家战略，顶层设计，现代煤化工进入有序发展期

煤化工发展速度受油价与政策影响。我国现代煤化工发展起步于“九五”时期，期间完成了现代煤化工的技术探索工作，“十五”期间完成了现代煤化工工艺的中试工作，“十一五”期间实现商业化运行。“十二五”期间，在国家股利政策的推动下，现代煤化工产能迅速扩大。2010-2015 年，煤化工发展速度与国家顶层政策紧密相关，11-12 年，受益于国家政策推动与国际原

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油价格高位运行，煤化工项目遍地开花。14-15 年，顶层政策设计开始冷静，环境保护开始占据主导，煤化工产业环评迅速收紧，国际油价下跌，煤化工投资也迅速收缩。进入十三五之后，油价逐步恢复，煤化工项目又开始提上议事日程。

图表 45：煤化工发展速度与国际油价相关性高（美元/桶）


煤化工产业反思后再出发。“十二五”期间，建设投产了一大批示范项目。据有关资料统计，从 2013-2015 年 5 月，获得国家发改委路条的煤化工项目共计 22 个，总投资达 5000 亿元，而各地上报发改委的煤化工项目达 104 个，总投资高达 2 万亿元。其中有部分项目，无视当地环境容量，盲目建设，与国家建设煤化工产业的战略相违背，因此在“十二五”后期，煤化工项目的审批收紧甚至停滞。进入“十三五”期间，国家重启煤化工产业建设，并发布了一系列相关政策，维护并推动煤化工产业有序发展。2016 年 7 月，工信部发布《石化和化学工业发展规划（2016-2020）》明确指出，要提升非石油基产品在乙烯和丙烯产量中的比例，积极促进煤制芳烃技术产业化，稳步发展非石油基乙二醇。2016 年 12 月，国家能源局发布《煤炭工业十三五规划》明确提出要有序推进陕北、神东、黄陇、新疆大型煤炭基地建设，推进煤炭深加工产业示范。

盲目新建结束，未来进入有序发展期。新型煤化工发展初期，在示范项目还未完全成熟时，已有大量资本蜂拥而入，不考虑项目本身的盈利状况与技术进展，而主要试图从煤矿资源和土地资源中获益，不利于新型煤化工的健康发展。随着国家发改委与国务院收回煤制油煤制气项目的审批权限，并严格控制新增项目，新型煤化工的发展进入新的有序发展期，未来将严控产能，有序推进。根据能源发展“十三五”规划，十三五期间将实现煤制油，煤制气生产能力达到 1300 万吨和 170 亿立方米左右。根据中国石油和化学工业联合会发布的《现代煤化工“十三五”发展指南》，预计到 2020 年，煤制烯烃产能 1600 万吨/年，煤制芳烃产能 100 万吨/年，煤制乙二醇产能 600-800万吨/年。

图表 46：国家煤化工相关政策不完全总结

时间单位政策名称内容

2017 年 4月国家发改委《市场准入负面清单草

案(试点版)》

国家规划矿区内新增年生产能力 120 万吨及以上煤炭开发项目由国务院行业管理部门

核准，其中新增年生产能力 500万吨及以上的项目报国务院备案，年产超过 20亿立方

米的煤制天然气项目，年产超过 100 万吨的煤制油项目由国务院投资主管部门核准。

年产超过 50万吨的煤经甲醇制烯烃项目、年产超过 100万吨的煤制甲醇项目，由国务院投资主管部门核准；

2017 年 3月国家发改委等《现代煤化工产业创新

发展布局方案》

方案明确八大重点任务，包括深入开展产业技术升级示范；加快推进关联产业融合发

展；实施优势企业挖潜改造；规划布局现代煤化工产业示范区；组织实施资源城市转

型工程；稳步推进产业国际合作；大力提升技术装备成套能力；积极探索二氧化碳减

排途径。

2017 年 3月国家发改委《煤炭深加工发展十三五规划》

“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 类模式以及通用技术装备的升级示范。严控产能，有序推进，

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科学布局，集约发展，优势互补，协调发展。到 2020 年，已建成的示范项目实现安

全，环保，稳定运行，自主技术和装备可靠性得到验证，煤制清洁燃料和化工原料得到市场认可和应用。

2017 年 2月宁夏国资委

《关于出台煤制油品相

关税收政策推进煤炭清

洁高效利用的提案》

煤制油示范项目获五年消费税免征

2017 年 2月甘肃省工信委员会

《加快培育发展优势产业链（集群）实施方案

充分利用甘肃省内外两种资源，发展煤炭分质利用和煤炭高效清洁转化产业，建设以

平庆和酒嘉为重点的煤炭清洁高效利用转化基地、以武威为重点的加氢精细化工产业基地。到 2020年，力争形成 1000亿元的煤炭高效清洁利用产业链。

2016 年 12月国家能源局《煤炭工业十三五规

划》

降低鲁西、冀中、河南、两淮大型煤炭基地生产规模，控制蒙东（东北）、晋北、晋

中、晋东、云贵、宁东大型煤炭基地生产规模，有序推进陕北、神东、黄陇、新疆大

型煤炭基地建设；推进煤炭深加工产业示范；

2016 年 12月国家能源局《能源发展“十三五”规划》

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，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。十三五期间，煤制油、煤制气生产能力达到 1300万吨和 170亿立方米左右。

2016 年 9月工信部

《石化和化学工业发展

规划（2016-2020

年）》

提升非石油基产品在乙烯和丙烯产量中的比例，提高保障能力。积极促进煤制芳烃技

术产业化。稳步发展非石油基乙二醇。

2015 年 7月国家能源局《关于规范煤制燃料示

范工作的指导意见》首次提出“废水零排放”要求，要求“在水资源允许的情况下开展示范项目建设“

2015 年 7月国家能源局《关于规范煤制燃料示

范工作的指导意见》

《指导意见》直言，国内已建成的少数示范项目还不具备大规模产能建设的条件，明

确“十三五”期间的首要任务仍为产业化工程示范。

2015 年 5月国家发改委《石化产业规划布局

方案》

对新建项目提出相关指标要求：新建煤经甲醇制烯烃升级师范项目，要求整体能效高

于 44%，吨烯烃耗煤低于 4 吨，单系列甲醇制烯烃装置年生产能力在 50 万吨及以

上。

2015 年 5月国家能源局《煤炭清洁高效利用行动计划》

改造提升传统煤化工产业，稳步推进现代煤化工产业发展

2014 年 7月国家能源局

《国家能源局关于规范

煤制油、煤制天然气产

业科学有序发展的通

知》

严格准入要求，规范项目审批程序，强化要素资源配置，统筹规划试点示范，做好项

目监督评价，落实相关管理责任

2014 年 6月甘肃省发改委《甘肃省煤化工产业发

展规划》

甘肃将以煤炭低温干馏技术和大型煤气化技术为龙头，以洁净煤化工技术为支撑，以煤炭的清洁、高效、高附加值转化为目标，以煤炭分质利用和新型煤化工项目为载

体，发展煤炭分质利用和煤炭的高效清洁转化产业，并通过利用省内外两种资源重点

建设陇东基地和河西基地。其中，陇东地区布局按照“靠近煤源，相对集中，多点布

局”的原则，河西地区空间布局上适宜多点布局，不宜过于集中。

2013 年 9月国务院《大气污染防治行动计

划》

“制定煤制天然气发展规划，在满足最严格的环保要求和保障水资源供应的前提下，

加快煤制天然气产业化和规模化步伐。”

2012 年 12月国家能源局《天然气发展“十二

五”规划》

到 2015年，要使“十一五”期间国家已核准的煤制天然气项目尽快达产达标，国内煤

制天然气要达到约 150 亿至 180 亿立方米的规模，并开展煤制气项目升级示范，进一

步提高技术水平和示范规模。

2011 年 4月国家发改委《关于规范煤化工产业

有序发展的通知》

明确规定包括年产 20 亿立方米及以下煤制天然气项目在内的新型煤化工项目将被禁

止。

2011 年 3月国家发改委《关于规范煤化工产业

有序发展的通知》

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。

2010 年 6月国家发改委

《关于规范煤制天然气

产业发展有关事项的通

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。要求各级地方政府应加强项目管理，不得擅自核准或备案煤制天然气项目。

2009 年 5月国务院《石化产业调整和振兴

规划》

今后 3 年停止审批单纯扩大产能的焦炭、电石等煤化工项目，原则上不再安排新的煤

化工试点项目。

2009 年 5月国务院《石化产业调整和振兴

规划》

重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等五类示范

工程，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的新途径。”

2008 年 9月国家发改委《关于加强煤制油项目

管理有关问题的通知》要求除神华集团在内蒙古和宁夏的两个示范项目外，其他煤制油项目一律叫停。

2006 年 7月国家发改委

《关于加强煤化工项目

建设管理，促进产业健

康发展的通知》

要求加快焦炭和电石行业结构调整，积极采用先进煤气化技术改造以间歇气化技术为

主的化肥行业，推动产业发展和技术升级。

2006 年 2月国务院《国家中长期科技发展

规划纲要》明确，洁净煤技术和煤炭综合利用等计划将得到科技部重点支持和推广。

2005 年 6月国务院

《国务院关于促进煤炭工业健康发展的若干意

见》

要求发改委要制定规划，完善政策，组织建设示范工程，稳步实施煤炭液化、气化工

程。

来源：国家发改委，国资委，国家能源局，国务院，国金证券研究所

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图表 47：国家新建示范项目（煤制油、煤制气）

煤制油煤制气

新建项目

潞安长治,

伊泰伊犁，

伊泰鄂尔多斯

贵州渝富毕节

苏新能源和丰,

北控鄂尔多斯，

山西大同，

新疆伊犁，

安徽能源淮南煤制天然气

储备项目

未来榆林一期后续，

伊泰甘泉堡，

宁煤二期等

新疆准东，

内蒙古西部，

陕西榆林，

武安新峰，

湖北能源，

安徽京皖安庆等，

严控储备项目转为新建项目规模

来源：煤炭深加工“十三五”规划，国金证券研究所

图表 48：现代煤化工产业升级示范重点

类别升级示范重点

煤制油直接液化、费托合成、煤油共炼等

煤制天然气大型化碎煤加压气化、大型化环保型固定床熔渣气化、气流床

气化、甲烷化成套工艺等

煤制烯烃新一代甲醇制烯烃、合成气一步法制烯烃等

煤制芳烃甲醇制芳烃、煤分质利用联产制芳烃等

煤制乙二醇合成气制草酸酯、草酸酯加氢、合成气一步法制乙二醇等

环保难降解废水高效处理、高盐废水处理处置、结晶盐综合利用等

来源：煤炭深加工“十三五”规划，国金证券研究所

水煤资源不匹配或成煤化工最短板。目前国内 14 个亿级大型煤炭基地均建设或规划有煤制油气和煤化工产业。而当前已经建设的煤制油气，煤化工企业的内蒙古、新疆、山西、陕西等省区水资源相对匮乏，因此煤制油气产业的水需求与当地水资源匮乏形成矛盾。以内蒙古为例，内蒙古煤炭储量最丰富的鄂尔多斯市，总水资源量仅为 21.70 亿立方米/年，褐煤储量最丰富的锡林郭勒盟，总水资源量仅为 33.81 亿立方米/年。而新疆除伊犁地区外，石河子与昌吉等煤炭资源丰富的区域，水资源也十分匮乏。水资源相对丰富的煤炭产区主要在贵州地区。

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图表 49：全国煤炭资源和市级水资源量分布图


四、核心技术进步，煤化工发展突破桎梏

4.1 煤制烯烃技术进展

煤化工制烯烃工艺立足于甲醇化。煤制烯烃过程主要包括煤气化、净化、甲醇合成及甲醇制烯烃。目前主要的甲醇制烯烃工艺有：中科院大连化物所的甲醇制乙烯/丙烯（DMTO）工艺，Lurgi 公司的固定床甲醇制丙烯（MTP）工艺，中石化的甲醇制乙烯/丙烯（SMTO）工艺等。其中大连化物所的DMTO 工艺专利技术是世界上首套最大的煤制烯烃示范项目，首次用于神华包头煤制烯烃项目，2007 年开始建设，11 年投入商业化运营，运营当年累计生产聚烯烃产品 50 万 t，营收 56.4 亿元，实现利润近 10 亿元。

煤制烯烃技术国产化进程。国内煤制烯烃建设大量上马的另一个推动力是国产化配套技术的开发与应用。2010 年，清华大学与中国化学工程集团公司，安徽淮化集团合作建设的万吨级 MTP 工业实验装置头晕；2012 年，中石化上海石化研究院自主研发的固定床甲醇制丙烯技术（MTP）实验装置在扬子石化投产；2014 年，中石化石油化工研究院、浙江大学、洛阳工程公司和湖南建长股份有限公司联合承担的移动床甲醇制丙烯（MMTP）催化剂和工艺研究项目通过技术评议，进入工业应用阶段。

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图表 50：DMTO 甲醇制烯烃工艺流程图图表 51：MTP甲醇制丙烯工艺流程图

来源：CNKI，国金证券研究所来源：CNKI，国金证券研究所

4.2 煤制油技术进展

煤制合成油主要是以煤为原料，再合适的温度与压力下，通过一系列的催化加氢反应生成液态油的过程。按照生产工艺划分可以分成直接液化合成油工艺和间接液化合成油工艺，另外还有在逐步推广的煤基甲醇合成油工艺。其中直接液化工艺与间接液化工艺技术均已成熟并且国产化。而煤基甲醇合成油工艺已有装置运行，但是开工率未达标，并不属于主要工艺。

直接液化合成油的主要技术有：德国 IGOR 技术，日本 NEDOL 技术，美国HTI技术和中国神华的 DCTO 技术。以神华 DCTO 技术为例，每条生产线包括煤浆液化、加氢反应、分离提纯和产品分发几个步骤。以神华煤化工能源公司为例，其直接液化合成油装置年耗煤 345 万 t，生产各种油品 108 万 t，其中包括柴油 72 万 t，LPG10.2 万 t，石脑油 25 万 t，其他化学品 0.8 万 t。

图表 52：直接液化制备油品工艺流程示意图


间接法煤制油的核心技术为 F-T 合成，将合成气催化转化为柴油，石脑油和其他烃类化学品。间接液化合成油的主要技术有：中科合成油费托合成工艺和南非 Sasol 费托合成工艺。以中科合成油费托合成工艺为例，每条生产线包括煤气化、FT 合成、催化加氢、分离提纯和产品分发几个步骤。依托于中科费托工艺的陕西榆林间接液化项目设计规模 100 万 t/a，其中柴油 78.98 万t/a，石脑油 25.53 万 t/a，LPG 10.02 万 t/a。

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图表 53：间接液化制备油品工艺流程示意图


图表 54：直接液化与间接液化的比较

直接液化间接液化

原料煤品质要求高低

工艺简单复杂

产出量较高较低

能效 0.437 0.42

建设投资较低较高

吨油产品水耗 5.87 9.9

产品种类柴油，石脑油，LPG，

酚类

汽油，柴油，石脑油，液体石

蜡，稳定轻烃，LPG

产品结构灵活性低高


煤基甲醇合成油工艺（MTG）主要是基于已经技术成熟的煤气化制甲醇技术，结合山西煤化所发明的一部法甲醇制汽油工艺，以甲醇为原料经过合成烃反应，最后在反应产物中分离出汽油，重油，LPG 等产品。

固定床 MTG 技术已经成熟，埃克森美孚公司开发的“两步法甲醇制汽油技术”、中科院山西煤化所与赛鼎工程联合开发的“一步法甲醇转化制汽油技术”、中石油昆仑工程和中海油天津院合作开发的“两步法甲醇制稳定轻烃第一代技术”、洛阳科创开发的“一步法甲醇裂解制丙烯和高清洁汽油技术”及麦森河北能源开发的具有自主知识产权的“FCP 甲醇制国 V 标准汽油技术( 两步法) ”于 2009 年后相继实现了工业化应用; 江苏煤化工程研究设计院利用分子设计、混床催化及定向反应理念开发的“千吨级低能耗甲醇烃化混合固定床制备高辛烷值稳定轻烃( CMTG) 工业化试验项目技术”于 2014 年 10 月通过了中国石化联合会组织的 72 h 运行考核，15 万 t /a 产业化装置已开始建设; 另外中石化与埃克森美孚正合力开发新型流化床 MTG 技术。

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图表 55：煤基甲醇合成油工艺流程示意图


煤制油示范项目运行情况：神华鄂尔多斯 108 万吨/年直接液化煤制油项目，目前已经建成投产第一条生产线，工程总投资 147.3 亿元，已经实现项目稳定运行，2013 年全年生产各类油品合计 88.8 万吨，平均负荷率 82%。神华煤直接液化工艺目前在美国、俄罗斯、澳大利亚、乌克兰等国获得专利，是全球首个经过工业化规模装置验证的成熟煤直接液化工艺。伊泰 16 万吨煤制油示范项目，主要产品为 LPG，石脑油，柴油，总投资约 25 亿元。该装置成套技术具有我国完全自主知识产权，2009 年投产，2011 年全年生产各类油品 15.2 万吨，2015 年达 20.2 万吨。

4.3 煤制气技术进展

煤制气本质上是合成甲烷。主要的工艺流程包括：煤气化制备合成气（CO+H2）、合成气变换与净化、合成气甲烷化、提纯分发。煤制天然气核心步骤为合成气催化甲烷化，按照甲烷化工艺的发生位置可以分为两步法甲烷化和一步法甲烷化。两步法甲烷化是将气体净化转化和甲烷化分别放在两个装置中进行，代表工艺有鲁奇技术、托普索技术和戴维技术。一步法甲烷化是将气体净化转化和甲烷化放在同一个装置中进行，代表工艺有 HICOM工艺、Comflux 工艺和液相甲烷化工艺。相比而言虽然一步法设备较少，不需要空分装置，但是催化剂难分离，容易失活。而两步法工艺虽然装置较多，但是技术成熟，工艺可控，因此成为煤制气的主流工艺，我国煤制气项目主要应用的就是两步法工艺。

煤制气工艺主要流程为：原煤经过处理后进入气化炉气化，氧气作为气化剂从空分装置通入气化装置，煤经过干燥干馏和气化氧化后生成粗合成气体（H2，CO，CO2，CH4，H2S，油和高级烃），粗合成气经急冷洗涤后进入变换单元，之后进入酸性气脱除单元，脱除硫化氢和二氧化碳后进入甲烷化单元，甲烷化后的合成气产品经压缩干燥后进入天然气管网。副产物通入分离的副产物生产单元，主要副产物为石脑油，焦油，硫磺，粗酚和液氨。

图表 56：煤制气工艺流程示意图


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焦炉气合成天然气。焦炉气为煤炭利用过程中（焦炭，兰炭，电石及硅碳棒生产）产生的富含一氧化碳、氢气和甲烷等成分的碳氢工业尾气。目前碳氢工业尾气作为化工原料用于合成氨，甲醇等的生产，这些产能已经严重过剩。目前碳氢工业尾气合成天然气还没有大规模工业化应用但是业内人士普遍看好其工业前景。焦炉气通过净化脱除苯、萘、硫化物之后，经压缩、换热，在催化剂作用下进行甲烷化反应。目前国内在焦炉气制天然气工艺方向有技术积累的有：西南化工研究设计院、杭州林达公司与太原理工大学。

图表 57：焦炉气合成天然气工艺流程示意图


煤制气项目运行情况。2016 年 7 月，上市公司大唐国际发电股份有限公司将包括克旗煤制天然气项目在内的 4 项煤化工资产以 1 元价格转让给中新能化科技有限公司。新疆庆华能源煤制气项目一期工程已经投入运营，但盈利空间不大，二期工程于今年正式动工建设。内蒙古汇能煤化 20 亿立方米/年项目，2014 年 10 月正式投产，由于投产以来液化天然气售价低于成本价，公司一直处于亏损状态。

4.4 煤制乙二醇技术进展

国内采用间接法煤制乙二醇。一种是直接合成路线，一种是间接合成路线。直接合成路线通过选用合适的催化剂，在适合的反应条件下直接由煤制合成气制备乙二醇。直接法的合成条件较为苛刻，因此并不适用于工业化推广。间接合成路线通过将合成气转化为其他中间物质，再通过中间物质生产乙二醇。间接合成路线也分为两条技术路线，一是煤气化后转化为乙烯，再通过与石油化工类似的乙烯路线合成乙二醇；而是通过合成气制备草酸二甲酯后加氢制备乙二醇。目前我国使用的煤制乙二醇生产路线以草酸二甲酯路线为主。

图表 58：煤制乙二醇工艺流程示意图


4.5 煤制乙醇技术进展

煤制乙醇曾被认为是中国煤化工行业的新兴发展方向，有多种路线可以实现从煤到乙醇的转化：合成气微生物发酵、醋酸直接加氢、醋酸酯化加氢、合成气催化合成制乙醇、合成气经甲醇制二甲醚羰化加氢制乙醇。

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图表 59：煤制乙醇工艺流程示意图


合成气制乙醇技术突破，未来将扩大规模。合成气经甲醇制二甲醚羰化加氢制乙醇在 2017 年迎来技术突破。2014 年大连化物所与延长石油启动了“10万吨/年合成气制乙醇工业示范”项目，2016 年 10 月装置建成，2016 年 12月开始装置联动试车，2017 年 1 月 11 日产出合格无水乙醇产品。本工艺路线的煤合成气制二甲醚工艺部分以及醋酸酯制乙醇工艺已经有成熟的工业化装置。技术突破重点在二甲醚羰基化反应制醋酸甲酯。延长石油的 10 万吨/年合成气制乙醇工业示范项目技术为完全自主知识产权的世界首创技术。一期项目目前已经投产，未来二期 50 万吨/年煤制乙醇项目将开始建设，未来有可能采用天然气作为合成气原材料。

图表 60：合成气经甲醇制二甲醚羰化加氢制乙醇工艺路线


4.6 其他煤化工技术

煤制芳烃技术进展：煤制芳烃主要包括煤基合成气直接制芳烃和合成气经甲醇间接制芳烃两条路线。煤合成气直接制芳烃技术目前还处在实验室研发阶段。合成气间接制芳烃又分为甲苯甲基化与甲醇芳构化两种技术路线。2013年东华科技公司公告，由公司总承包、陕西华电榆横煤化工公司在陕北能源化工基地建设的世界首套煤制芳烃中试装置，投料成功。2014 年，基于清华大学 FMTA 技术的陕西华电榆横煤化工有限公司的 60 万吨/年流化床甲醇制芳烃工业示范装置工艺设计包通过专家审核。

煤等离子体制乙炔技术进展：等离子体裂解制乙炔是新的煤直接化工转化途径，其原理是利用等离子体炬产生的平均温度高达 5000

oC 的氢等离子体使

煤粉和氢气发生反应，产生含乙炔的混合气体，经过分离和提浓可以得到高质量的乙炔，乙炔可以衍生出各种化工产品。等离子体裂解制乙炔相比传统电石法有资源消耗少、生产成本低的特点，具有很好的工业化前景。新疆天业自主研发的等离子体制乙炔技术获得 5 项国家发明专利授权，其核心工艺及装置形成了专利技术群。

煤焦油加氢技术进展：煤焦油加氢技术有中低温煤焦油加氢与高温煤焦油加氢技术两类。煤焦油加氢过程包括脱除焦油中含有的硫、氮、氧等杂原子，

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使不饱和化合物通过加氢反应增强稳定性以及重质组分加氢裂化生成轻芳烃的过程，在一定的温度压力条件下，在催化剂床层上进行加氢反应，主要产物是优质汽油和柴油。目前国内煤焦油加氢工艺有：上海胜帮公司加氢精制-加氢裂化工艺、抚顺石油化工研究院煤焦油加氢裂化工艺、陕西神木天元化工煤焦油加氢裂化工艺、哈尔滨气化厂煤焦油加氢裂化工艺、煤炭科学总院煤焦油加氢裂化工艺、长岭石化煤焦油加氢制燃料油工艺、中科院山西煤化所煤焦油加氢裂化工艺以及三聚环保煤焦油加氢裂化工艺。

神雾环保乙炔法煤化工新工艺：神雾环保公司发布了“乙炔法煤化工新工艺”。此新工艺以“蓄热式电石生产新工艺”为核心，在生产低成本乙炔的同时，还能生产出大量低成本的合成气（CO+H2）、石油、天然气等，进而可大量生产烯烃、汽柴油、甲醇、天然气、乙二醇、芳烃等重要的能源化工产品。其技术原理是在电石炉前增加电石预热炉，采用低阶煤与生石灰磨粉后充分混合并压球，在电石预热炉中烧制提取挥发分煤气和煤焦油，并利用剩余高温固体组分生产电石，将煤炭中的挥发份与固定碳进行分质梯级利用。

图表 61：煤化工工艺技术发展现状

煤化工技术技术特点发展趋势

煤制油

直接液化适于烟煤，循环溶剂单独加氢，催化剂为可弃性天然硫铁矿或人工

合成铁化合物

技术工艺优化示

范

日本 NEDOL 固液分离采用减压蒸馏，赤泥催化剂

德国 IGOR 外循环全返混三相鼓泡床反应器，胶态高分散纳米尺度的 Fe 催化

剂，固液分离采用临界溶剂萃取

美国 HTI 二级串联全返混悬浮床反应器，超细水合氧化铁催化剂，唯一商业

化运行成功的技术

神华煤直接液化

煤间接液化

关键应用技术自

主开发与引进

Sasol 高温煤间接液化固定流化床反应器，熔铁催化剂，产品以汽油和轻烯烃为主

中科合成油气液固三相浆态床反应器化技术的适应性，铁基催化剂，产品以柴

油、石脑油为主，已验证对不同气化技术的适应性

兖矿集团流化床反应器，首次将沉淀型催化剂用于高温费托合成

煤液化废水处理技术

高盐废水

阿奎特高盐盐水多级蒸发结晶为杂盐技术、倍杰特特种浓缩膜处理

系统、沃特尔正渗透高浓盐水处理技术、浓盐水分盐结晶处理综合

利用技术关键应用技术自

主开发、升级示

范含酚废水

哈工大 EBA 多级生化处理工艺、新奥科技新型高效一体化废水处理

技术、美富特 SUPER RO 特种膜浓水再浓缩零排放工艺、北京博

汇特 BioDopp 工艺

煤制天然气技术特点发展趋势

煤间接制天然气

鲁奇甲烷化三个固定床反应器，Davy 镍基催化剂，利用循环气改变原料气组

分，CH4 含量 96% 商业化

托普索甲烷化五个反应器串联，氧化态镍基催化剂，增加了外补蒸汽手段，CH4

含量 99.17%

关键技术自主开

发与引进

大连化物所甲烷化自主研发具有高温水热稳定性的完全甲烷化催化剂，抗积碳良好，

活性和选择性较高关键应用技术自

主开发无循环甲烷化

采用新型无循环技术工艺、碳氢比分级调节技术、自主研发新型耐

高温甲烷催化剂和甲烷化反应器，CH4 含量 95%

煤直接制天然气

煤催化气化美国 Exxon 科学工程公司、巨点能源蓝气技术、新奥科技关键技术自主开

发与引进煤加氢气化日本 ARCH气流床煤加氢气化工艺、新奥科技煤加氢气化联产芳烃

和甲烷技术、低阶煤炭化脱氧、高活性半焦直接加氢制甲烷新工艺

行业深度研究

- 31 -


煤制烯烃技术及特点发展趋势

煤制烯烃技术及烯烃类产品

工艺技术大连化物所 DMTO-III 在 C4+组分回炼的 DMTO-II技术上改进工业示范

工艺技术 MTO-OCP一体化技术甲醇反应产物中的 C4 和 C5+组分进行回

炼，乙烯和丙烯总收率可达到 85-90% 关键技术自主开

发工艺技术

合成气一步法制烯烃合成气直接转化，打破了传统费托合成低碳烯

烃的选择性最高为 58%的极限

烯烃类产品 a-烯烃国外：CPChem、壳牌 SHOP及 BPInnovene 工艺；国内：

北京燕山石化、上海金菲石油化工

关键技术自主开

发与引进

烯烃类产品茂金属聚乙烯国外：美国 ExxonMobil、DOW 化学、三井化学株式

会社及韩国大林；国内：齐鲁石化，大庆石化

烯烃类产品

双峰聚乙烯国外：Borstar、Spherilene、Unipol II、Phillips、

Evolue 以及 Sclalrtech 工艺；国内：上海石油化工、扬子石化、燕

山石化及大庆石化

煤制芳烃技术及特点发展趋势

合成气直接制芳烃反应过程中两种催化剂如何发挥作用尚不明确试验阶段

合成气制甲醇再间接制

芳烃

清华大学 FMTA 技术、山西煤化所 MTA 技术、中石化上海石油化

工研究院工业示范

煤制乙二醇技术及特点发展趋势

煤-乙烯-环氧乙烷-乙二

醇将煤制烯烃与传统石油路线乙二醇相结合，技术较为成熟商业化

煤-合成气-草酸酯-乙二

醇福建物构所，中国五环及高化学联合体合成制乙醇技术工业示范


五、煤化工工艺经济性测算

5.1 煤制烯烃经济性测算

主要假设

1）单位原材料成本=原料单耗×原料价格

2）折旧费、修理费、制造费根据初始投资百分比计提，为固定值。

3）人工成本，公共消耗不随原油价格改变，为固定值。

4）财务费用按照初始投资杠杆率计算，为固定值。

5）副产的价格与烯烃的价格具有关联性。

6）煤炭价格选用西部煤炭价格，成本为制造成本，未考虑税收与运输费用。

7）开工率按照 100%计算，实际开工率由于工艺运行原因难以达到 100%。

行业深度研究

- 32 -


图表 12：石脑油、煤路线制双烯的条件假设

项目油制烯烃煤制烯烃甲醇制烯烃 PDH

装置规模（万 t/a) 80 80 100 45

产品：乙烯 80 44 50

产品：丙烯 37 36 50 45

副产：氢气 3

2

副产：裂解汽油 44

2

副产：碳 4 21

15.7

副产：裂解渣油 10

副产：丁烯

11 1

副产：C4+

副产：C5+

5 6.2

副产：硫磺

5

折合产能（万 t/年） 52 12 16 5

总产能（万 t/年） 169 91 116 50

建设投资/万元 1000000 2000000 513000 188879

原料单耗（t/t） 1.4 5.4 2.7 1.1

原料年耗（万 t） 238 494 308 55

水（t/t) 3 35 19 100

电(kwh/t) 30 45 115 78

人员 500 1200 120 35

来源：国金证券研究所

通过查阅有关资料，副产的价格与烯烃价格相关，为了简化模型，我们将副产

的产能按照其与烯烃的价格之比折算成烯烃产能，再与原产能相加得总产能。

各副产折合系数如下：

图表 62：副产折合系数图表 63：其他假设条件

氢气 2.15

裂解汽油 0.56

碳 4 0.82

裂解渣油 0.4

丁烯 0.82

C4+

C5+ 0.49

硫磺 0.12

水（元/t） 2

电（元/kwh） 0.5

折旧费率% 6.4

修理费率% 3

制造费率% 2.5

资本金比例% 30

长期借款利率% 6.15

人工工资及福利（元/人年） 100000

来源：国金证券研究所来源：国金证券研究所

计算过程

单位产能总成本=单位产能原材料成本+单位产能财务费用+单位产能公共消耗+

单位产能人工成本+单位产能折旧费

其中：

①单位产能财务费用=建设投资×（1-资本金比例）÷总产能

行业深度研究

- 33 -


图表 64：财务费用计算

石脑油路线煤化工路线

甲醇路

线 PDH

建设投资/万元 1000000 2000000 513000 188879

资本金比例% 30.00% 30.00% 30.00% 30.00%

长期借款（万元） 700000 1400000 359100 132215

长期借款利率% 6.15% 6.15% 6.15% 6.15%

第一年长期借款利息（万元） 43050 86100 22085 8131

单位烯烃财务费用（元/t） 254.08 942.76 190.53 162.05


②单位产能公共消耗=单位产能耗水×水费+单位产能耗电×电费

假设水费 2 元/t，电费 0.5 元/kwh。其中甲醇路线包括蒸汽，空气等其他辅料费

用。

图表 65：公共工程费用计算

石脑油路线煤化工路线甲醇路线 PDH

水（t/t) 3 35 19 100

电(kwh/t) 30 45 115 78.2

单位产能公共消耗（元/t） 21 92.5 540 239.1


③单位产能人工成本=人数×人均工资福利÷总产能

假设人均工资及福利 10 万元/年

图表 66：人工费用计算


人员 500 1200 120 35

人员费用(万元/年） 5000 12000 1200 350

单位产能人工成本（元/t） 42.7 151.1 10.35 6.97


④单位产能折旧费=建设投资×年折旧费率÷总产能

假设折旧费率 6.4%，修理费率 3%，制造费率 2.5%

图表 67：修理折旧费用计算


折旧费（万元/年） 64000 128000 32832 12088

修理费（万元/年） 30000 60000 15390 5666

制造费（万元/年） 25000 50000 12825 4722

合计（万元/年） 119000 238000 61047 22476.6

单位产能折旧费（元/t） 702.35 2606.00 526.67 447.95


⑤单位产能原材料成本=原料价格×原料单耗

根据已有数据观察，原油价格和石脑油价格具有很强的相关性，通过对历史原

油和石脑油价格数据做一元线性回归分析，可以得出以下关联公式：

P1=0.838*P2+7.6

其中：

P1，石脑油价格（美元/桶）

P2，原油价格（美元/桶）

将石脑油价格换算成元/吨：

P3=（0.838×P2+7.6）×9×6.866

P3，石脑油价格（元/吨）

行业深度研究

- 34 -


所以，单位产能原材料成本=（0.838×P2+7.6）×9×6.866×原料单耗

根据公式：



测算结果：

在不同油价、煤价、丙烷价格下，分别计算油制烯烃、煤制烯烃、PDH 制烯烃

的成本，得到如下所示关系图。

图表 15：石脑油制烯烃与煤制烯烃成本对比图图表 16：石脑油制烯烃与 PDH制烯烃成本对比图

来源：隆众资讯，国金证券研究所，内蒙古褐煤价格取蒙东褐煤综合车板价3600Kcal/Kg，新疆长焰煤取乌鲁木齐长焰煤坑口含税价 5500Kcal/Kg，平遥动力煤价取 Q5500含税价格。

来源：隆众资讯，国金证券研究所，丙烷价格取华东地区进口丙烷价格；

原油价格每上升 10 美元/桶，石脑油路线的双烯成本上升 728 元/吨；煤炭价格每上升 50 元/吨，煤制烯烃的双烯成本价格上升 270 元/吨；甲醇价格每上升 500 元/吨，甲醇制烯烃的双烯成本上升 1329 元/吨；丙烷价格每上升 500 元/吨，PDH 成本价格上升 544 元/吨。四种路线相比较，石脑油路线与甲醇路线对原材料价格的敏感度较高，PDH 次之；煤制烯烃路线的初始投资较大，PDH 路线对初期投资资本结构的敏感性较高。

由于四种路线存在联动性，我们可以在不同油价下，计算石脑油制烯烃的单位成本，反推 MTO 工艺的原料煤价与 PDH 的丙烷价格，得到不同油价下原料煤的可接受价格与丙烷的可接受价格。以此来预测在当前油价水平下煤制烯烃，甲醇制烯烃与 PDH路线的经济性。

图表 68：不同油价下双烯平均成本与可承受煤价对应关系

原油价格

（美元/桶）

石脑油路线成本

（元/吨）

可承受煤价

（元/吨）

可承受甲醇

价格（元/

吨）

对应丙烷价

格

（元/吨）

30 3864 13 978 2766 40 4592 148 1252 3436 50 5320 282 1663 4105 60 6048 417 1800 4774 70 6776 551 2073 5444 80 7504 686 2347 6113 90 8232 820 2621 6783

100 8960 955 2895 7452

110 9688 1090 3169 8121 120 10416 1225 3443 8791 130 11144 1359 3717 9460


行业深度研究

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图表 69：油价 55 美元/桶，煤价 600 元/吨，丙烷 3435 元/吨，甲醇价格 2300

元/吨情形下双烯成本结构


主要结论：不同地区煤炭价格影响经济性，当前油价下煤制烯烃与 PDH 经济性强

不同地区煤炭价格对经济性影响：本次测算中选用煤炭为新疆长焰煤测算，参考热值为 5600 Kcal/kg。由于不同地区煤炭品质与价格不同，因此实际比较中需要按照当地不同煤炭对应工艺进行比较，或根据当地实际情况进行比较。在我们的测算下，新疆长焰煤进厂低于 350 元/吨时，煤制烯烃在 55 美元/桶的油价下就有经济性。工厂一般有自配煤矿，因此可以不考虑煤炭运输费用，如果工厂需要外购煤矿，则还需考虑运输费用。

当前油价下 PDH 经济性强，煤制烯烃有经济性：当油价按照 55 美元/桶计，在我们的测算条件下，对应烯烃成本为 5320 元/吨，对应进厂煤炭价格为 350 元/吨，对应甲醇价格为 1663 元/吨，对应丙烷价格为4440 元/吨。假定内蒙古东部褐煤综合车板价格 3200 kcal/kg 为 161元/吨，3600 kcal/kg 为 200 元/吨；内蒙古西部洗中煤（Q4200）出厂价为 219 元/吨；新疆乌鲁木齐长焰煤（5500 Kcal/Kg）坑口含税价格为 160 元/吨，对应烯烃成本 4657 元/吨。华东地区进口丙烷价格为3435 元/吨，对应烯烃成本 4591 元/吨。山西平遥动力煤 Q5500 出厂价为 480 元/吨，对应烯烃成本 6389 元/吨。甲醇进口 CFR 到岸价为2282 元/吨，对应烯烃成本为 7330 元/吨，华东地区甲醇出厂均价为2251 元/吨，对应烯烃成本为 7248 元/吨。因此在当油价下，采用西部地区低价煤制烯烃存在经济性，另外若煤化工开工率不足 100%，则煤制烯烃经济性将受到影响；甲醇制烯烃路线在当前价格情景下经济性较差，而华东地区 PDH工艺有较大盈利空间。

图表 70：当前各原材料价格对应烯烃成本，PDH经济性最强

原材料价格（元/吨）烯烃成本（元/吨）

布伦特油价 55（美元/桶） 5320

内蒙褐煤 3600Kcal 200 4874

新疆长焰煤 5500Kcal 160 4657

平遥动力煤 Q5500 480 6389

华东进口丙烷 3435 4591

甲醇 CFR 中国 2282 7330

华东地区甲醇出厂均价 2251 7248

来源：wind，中国煤炭资源网，国金证券研究所

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历史高油气价格时期，煤制烯烃盈利性强。历史高油气价格时期，原油价格与丙烷价格均处高位，煤制烯烃经济性较强。当前情境下，煤制烯烃相比于石脑油路线盈利能力不强，PDH 路线盈利能力最佳。若原油价格回升，煤制烯烃盈利性将逐步体现。虽然煤制烯烃相比其他工艺路线经济性不强，但是参考烯烃平均市场价，低煤价烯烃仍然有经济性。

以神华煤化工为例，神华煤制烯烃 2016 年运营情况良好，煤炭对内销售价格 237 元/吨，煤化工毛利 491 万元。神华煤化工路线直接制备聚乙烯与聚丙烯，延长烯烃产业链，增加附加值。其他煤化工企业若采用相同策略，可以进一步改善煤制烯烃经济性。

图表 71：四种路线制烯烃历史盈利能力对比（元/吨）

来源：wind，隆众资讯，国金证券研究所，烯烃平均市场价采用乙烯丙烯市场价算数平均值。

5.2 煤制油的经济性测算

煤制油工业的主要产品（柴油，石脑油和 LPG）的生产主要是石油炼制路线，

煤制油的市场份额较小，因此其市场与定价主要由石油化工生产运营商主导。

煤制柴油产品的主要竞争对手是石油化工企业和生物柴油生产企业。而生物质

柴油在国内的市场份额非常小，几乎不能形成竞争。

本经济性测算部分的主要参考为伊犁伊泰能源有限公司 100 万吨/年煤制油示范

项目工程测算数据，原料煤采用自产新疆长焰煤，基于理论值进行测算，仅作

为参考。

主要假设



3）人工成本，公共消耗不随原油价格改变，为固定值。


5）副产的价格与柴油的价格具有关联性。

6）原料煤价格根据当地市场，以自配大型煤矿为计算基础，未考虑运输价格。

7）产品定价以国家统一定价为参考，以出厂制造成本为最终比对值，未考虑管

线运输费用与税收。

行业深度研究

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图表 72：间接法煤制油部分测算假设（参考伊泰伊犁 100万 t/a 环评）

项目单位用量

装置规模万 t/a 100

主产品

柴油万 t/a 68.7

石脑油万 t/a 24.41

LPG 万 t/a 8.41

副产品

硫磺万 t/a 2.34

轻醇万 t/a 1.56

重醇万 t/a 0.72

原材料消耗

原料煤（新疆长焰煤）万 t/a 461.95

燃料煤（新疆长焰煤）万 t/a 100.56

公用工程

新鲜水万 m3/a 668.61

净耗电亿 KWh 3.4

蒸汽万 t/a 642.4

辅料消耗亿元/a 2.53

全厂定员人 906

总投资亿元 160


参考工艺的主要装置包括：煤气化装置，净化装置，油品合成装置，油品加工

装置，尾气制氢装置，空分装置和公用工程。

为简化计算，我们将其他产品统一按照单位柴油价格折算为柴油来进行计算。

图表 73：各主副产物折算系数图表 74：其他假设参数

柴油 1

石脑油 0.63

LPG 0.65

硫磺 0.12

轻醇 0.4

重醇 0.3

项目单位假设值

水元/t 2

电元/KWh 0.5

折旧费率 % 6.40%

修理费率 % 3%

制造费率 % 2.50%

资本金比例 % 30%

长期借款利率 % 6.15%

人工工资及福利元/人年 100000


计算过程



其中：

1）单位产能财务费用=建设投资×（1-资本金比例）÷总产能

行业深度研究

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图表 75：单位产能财务费用计算表

总投资万元 1600000


长期借款万元 1120000

长期借款利率 % 6.15

第一年长期借款利息万元 68880

单位柴油平均负担财务费用元/t 759.71


2）单位产能公共消耗=单位产能耗水×水费+单位产能耗电×电费

假设水费 2 元/t，蒸汽 80 元/t，电费 0.5 元/kwh

图表 76：单位产能公共消耗计算表

项目单位消耗量

水 t/t 7.37

电 KWh/t 375.00

单位产能公共消耗元/t 202.25


3）单位产能人工成本=人数×人均工资福利÷总产能


图表 77：单位产能人工成本

项目单位

人员人 906

人员费用万元/人年 10

单位产能人员成本元/t 99.93


4）单位产能折旧费=建设投资×年折旧费率÷总产能

假设折旧费率 6.4%，修理费率 3%，制造费率 2.5%。

图表 78：单位产能折旧维护费用

单位产能折旧费用单位消耗量

设备总投资万元 1600000

折旧费万元 102400

修理费万元 48000

制造费万元 40000

合计万元 190400

单位产能折旧费用元/t 2100


5）单位产能原材料成本=原料价格×原料单耗

根据公式：



P4 =P5 x 6.2042 + 3161.92

P4：煤制油柴油成本；

P5：煤制油用煤价格；

6）原油价格与出厂柴油价格关系

对 2012 年 1 月 1 日起的布伦特原油价格与国内主要工厂柴油出厂价进行拟合

可以得到，布伦特原油与柴油出厂平均价的关系：

行业深度研究

- 39 -


P6=P7 x 7.5669 + 2186.3

P6：国内柴油出厂价；

P7：布伦特原油价格 x美元人民币中间价

测算结果：

不同地区由于原料价格的不同，煤制柴油的成本价会不同，但是假设入厂煤价

在 200 元/吨，煤制柴油成本为 4402 元/吨，对应的原油价格为 44 美元/桶。当

入厂煤价在 200 元/吨时，煤制油成本中 48%为营运折旧摊销费用 28%为原料

煤费用，17%为财务摊销费用，因此如果采用最佳营运规模，减少单位产能营

运折旧摊销，煤制油成本可以进一步降低。

图表 79：不同油价情况对应关系图表 80：煤制油成本结构图（进厂煤价 200 元/吨）

来源：隆众资讯，国金证券研究所；内蒙古褐煤价格取蒙东褐煤综合车板价

3600Kcal/Kg，新疆长焰煤取乌鲁木齐长焰煤坑口含税价 5500Kcal/Kg


假定美元兑人民币价格为 6.88 时，原油价格每上升 10 美元/桶，国内柴油出厂

价上升 520 元/吨；煤炭价格每上升 50 元/吨，煤制油的柴油成本价格上升 310

元/吨。未考虑税收以及其他销售费用的情况下，采用新疆长焰煤为原料煤（参

考热值 5600 Kcal/Kg），价格为 160 元/吨，当原油价格下降到 38 美元/桶以下

时，煤制油项目不具备经济性。

图表 81：煤制柴油与原油制柴油价格对比

原油价格（美元/桶）对应柴油出厂均价（元/吨）可承受煤价（元/吨）

20 3228 11

30 3748 94

40 4269 178

50 4789 262

60 5310 346

70 5831 430

80 6351 514

90 6872 598

100 7392 682

110 7913 766

120 8434 850

130 8954 934

140 9475 1018

150 9995 1101

160 10516 1185


主要结论：免征消费税情境下煤制油盈利能力强

行业深度研究

- 40 -


不同地区煤炭价格对经济性影响：本次测算中选用煤炭为新疆长焰煤测算，参考热值为 5600 Kcal/kg。由于不同地区煤炭品质与价格不同，因此实际比较中需要按照当地不同煤炭对应工艺进行比较，或根据当地实际情况进行比较。在我们的测算下，油价 50 美元/桶时，对应新疆长焰煤进厂价 262 元/吨。工厂一般有自配煤矿，因此可以不考虑煤炭运输费用，如果工厂需要外购煤炭，则还需考虑运输费用与税收因素。

消费税征收对煤制油经济性影响较大：考虑到煤制油可能会减免消费税，本测算中出厂价格未考虑消费税因素，以本测算当量柴油消费税1538 元/吨测算（柴油消费税 1411.2 元/吨，石脑油 2105.2 元/吨），原油价格 55 美元/桶时，对应柴油含税价格为 5050 元/吨。以西部地区200 元/吨煤价计，不含消费税煤制油成本 4403 元/吨，含消费税煤制油成本 5941 元/吨。因此在免征消费税的情景下，煤制油有很大的盈利空间。

当前油价下煤制油经济性差：当油价按照 55 美元/桶计，在我们的测算条件下，对应煤制油成本为 5050 元/吨，免消费税情况下对应进厂煤炭价格为 304 元/吨，征收消费税情形下对应进厂煤价为 56 元/吨。目前内蒙古东部褐煤综合车板价格 3200 kcal/kg 为 161 元/吨，3600 kcal/kg 为 200 元/吨；内蒙古西部洗中煤（Q4200）出厂价为 219 元/吨；新疆乌鲁木齐长焰煤（5500 Kcal/Kg）坑口含税价格为 160 元/吨。因此在当前油价下，不免除消费税则各地煤制油经济性均较差。

图表 82：当前原材料价格对应柴油成本，消费税影响盈利性

原材料价格（元/吨）柴油成本/出厂价+消费税（元/吨）柴油成本/出厂价（元/吨）

布伦特油价 55（美元/桶） 5050

内蒙褐煤 200 5941 4403

新疆长焰煤 160 5693 4155

来源：wind，中国煤炭资源网，国金证券研究所

历史高油气价格时期，煤制油盈利性强。历史高油气价格时期，原油价格处于高位，煤制油经济性较强。2015 年以后，油价下降到 80 美元/桶以下，在征收消费税的情形下，西部地区煤制油含税成本较高，与石油路线相比没有经济性，与市场均价相比也没有经济性。若煤制油获得消费税减免，则煤制油经济性修复。

图表 83：两种路线制油历史盈利能力对比（元/吨）

来源：wind，隆众资讯，中国煤炭资源网,国金证券研究所

5.3 煤制气的经济性测算

行业深度研究

- 41 -


煤制天然气项目的主要产品为天然气，副产石脑油，焦油，硫磺，粗酚和液氨。

由于目前煤制气只占天然气产量的很小一部分，因此不会对天然气价格形成影

响，市场定价还是由政府以及石油化工生产运营商主导。煤制天然气的主要竞

争对手是国内石油化工企业的化石能源开采，国外管道运输产品，国外 LNG 进

口和同行业企业。

本经济性测算部分的主要参考为伊犁新天煤化工有限责任公司 20 亿立方米/年

煤制天然气项目工程测算数据，原料煤采用自产新疆长焰煤，基于理论值进行

测算，仅作为参考。

主要假设



3）人工成本，公共消耗不随其他价格改变，为固定值。


5）副产的价格与主产品的价格具有关联性。

6）原料煤价格根据当地市场，以自配大型煤矿为计算基础。

7）产品定价以国家统一定价为参考，以出厂成本累加价格为最终比对值，未考

虑管线运输费用。

图表 84：煤制天然气部分测算假设

项目单位用量

装置规模亿 Nm3/a 20

主产品

天然气亿 Nm3/a 20

副产品

焦油万 t/a 10

中油万 t/a 8.4

石脑油万 t/a 3.11

粗酚万 t/a 2.5

硫磺万 t/a 0.42

硫铵万 t/a 12.5

原材料消耗

原料煤万 t/a 457.6

燃料煤万 t/a 180.5

公用工程

新鲜水万 m3/a 2600


蒸汽自制

辅料消耗万元/a 3320.5

全厂定员人 1452

总投资亿元 155


为计算主要考虑产品天然气的经济性，我们将其他产品统一按照单位天然气价

格折算为天然气来进行计算。

行业深度研究

- 42 -


图表 85：主副产物折算系数图表 86：其他假设参数

天然气 1.00

焦油 0.83

中油 0.57

石脑油 1.20

粗酚 1.00

硫磺 0.23

硫铵 0.17


水元/t 2

电元/KWh 0.5

折旧费率 % 6.40%

修理费率 % 3%

制造费率 % 2.50%





计算过程



其中：



总投资万元 1550000




第一年长期借款利息万元 66727.50

单位产能平均负担财务费用元/t 403.54

来源：，国金证券研究所




水 t/t 15.72

电 KWh/万 t 53.22





图表 89：单位产能人工成本计算表

人员人 1254






行业深度研究

- 43 -


图表 90：单位产能折旧维护费用计算表

设备总投资万元 1550000

折旧费万元 99200

修理费万元 46500

制造费万元 38750

合计万元 184450

单位产能折旧费用元/t 1115.47



根据公式：



P8 =P9 x 3.8589 + 1652.90

P8：煤制气天然气成本；

P9：煤制气用煤价格；

6）原油价格与国内天然气出厂价格关系

原油价格与国内天然气出厂均价不存在线性关系，天然气价格受自身产量与库

存的影响更大。

测算结果

不同地区由于原料价格的不同，煤制天然气的成本价会不同，但是假设入厂煤

价在 200 元/吨，煤制天然气成本价为 2425 元/t。当入场煤价在 200 元/吨时，

煤制天然气成本中 46%为营运折旧摊销费用，32%为原料煤费用，17%为财务

摊销费用，因此如果找到最佳营运规模，减少单位产能营运折旧摊销，煤制天

然气成本可以进一步降低。

图表 91：煤价天然气价格关系图表 92：煤制天然气成本结构图（煤价 200 元/吨）

来源：隆众资讯，国金证券研究所来源：国金证券研究所

煤炭价格每上升 50 元/吨，煤制气的天然气成本价格上升 193 元/吨。未考虑税

收以及其他销售费用的情况下，采取新疆长焰煤为原料煤，假设价格为 200 元/

吨，当天然气出厂价格下降到 2424 元/t 以下时，煤制气项目不具备经济性。

图表 93：煤制气成本与煤价关系

煤价格（元/t）煤制天然气成本（元/t）

150 2232

200 2425

250 2618

300 2811

350 3004

行业深度研究

- 44 -


400 3196

450 3389

500 3582

550 3775

600 3968

650 4161

700 4354

750 4547

800 4740

850 4933


主要结论：当前天然气价格下，煤制天然气存在经济性

本测算限制范围为直接煤气化制天然气，未考虑焦炉煤制气等情形。在其他情形下煤制气成本需要根据装置情况测算，其经济性不在本测算范围。

不同地区煤制天然气经济性：本次测算中选用煤炭为新疆长焰煤测算，参考热值为 5600 Kcal/kg。由于不同地区煤炭品质与价格不同，因此实际比较中需要按照当地不同煤炭对应工艺进行比较，或根据当地实际情况进行比较。在我们的测算下，新疆长焰煤进厂为 160 元/吨时，对应天然气成本为 2270 元/吨。工厂一般有自配煤矿，因此可以不考虑煤炭运输费用，如果工厂需要外购煤炭，则还需考虑运输费用与税收因素。

天然气价格还需考虑运输费用，产出天然气可以选择并入已有天然气管网或者新建天然气管网，或者采用铁路或公路运输方式。据安迅思统计，目前中国 92%天然气是通过管道运输，仅 8%左右通过其他方式运输。据中国中车测算，铁路运输天然气价格约 0.37-0.42 元/吨公里，管道运输价格按照国家规定价格计算。

当前煤价下煤制天然气经济性：当西北地区 LNG 出厂均价为 2801 元/吨（取西北地区 10 家 LNG 厂商出厂价平均值），对应煤价 401.6 元/吨；陕西地区 LNG 出厂均价为 2998 元/吨；山西地区 LNG 出厂均价3228 元/吨（取山西地区 6 家 LNG 厂商出厂价平均值）；内蒙古地区LNG 出厂均价 2907 元/吨（取内蒙古 4 家 LNG 厂商出厂价平均值）。目前内蒙古东部褐煤综合车板价格 3200 kcal/kg 为 161 元/吨，3600 kcal/kg 为 200 元/吨，对应煤制气成本 2425 元/吨；内蒙古西部洗中煤（Q4200）出厂价为 219 元/吨，对应煤制气成本 2498 元/吨；新疆乌鲁木齐长焰煤（5500 Kcal/Kg）坑口含税价格为 160 元/吨，对应煤制气成本 2270 元/吨；山西平遥动力煤（5500）含税车板价为 480 元/吨，对应煤制气成本 3505 元/吨；陕西神木地区混煤（5609）出矿价为275 元/吨，对应煤制气成本 2714 元/吨。因此在当前油价下，西部地区煤制天然气存在经济性，山西地区煤制天然气经济性不佳。

图表 94：当前各原材料价格对应天然气成本，煤制气盈利能力弱

原材料价格

（元/吨）

LNG 成本/出厂价

（元/吨）

西北地区均价 - 2801

陕西地区均价 2998

山西地区均价 3228

内蒙地区均价 2907

内蒙东部褐煤 3600Kcal 200 2425

内蒙洗中煤 Q4200 219 2498

新疆乌齐长焰煤 5500Kcal 160 2270

行业深度研究

- 45 -


山西平遥动力煤 5500Kcal 480 3505

陕西神木混煤 5609Kcal 275 2714

来源：wind，隆众资讯，中国煤炭资源网，国金证券研究所

历史高油气价格时期，煤制气存在盈利性。历史高油气价格时期，天然气价格处于高位，煤制气经济性较强。当前情境下，采用西部地区煤价，以西部内蒙时泰 LNG 出厂价作为参考，煤制天然气没有经济性，以华东地区进口 LNG 价格为参考，煤制天然气也没有经济性。若天然气价格恢复到高位，煤制气经济性有可能恢复。

图表 95：两种路线制气历史盈利能力对比（元/吨）

来源：wind，隆众资讯，中国煤炭资源网,国金证券研究所

5.4 煤制乙二醇的经济性测算

煤制乙二醇工艺的主要产品是乙二醇，主要副产品为硫磺，馏分油，硫铵等。

目前煤制乙二醇在我国的乙二醇供应体系中只占一小部分，因此我们假设煤制

乙二醇短期内不会影响乙二醇市场的整体价格。煤制乙二醇的主要竞争对手是

进口乙二醇，石油炼化制乙二醇和其他煤制乙二醇。本经济性测算部分的主要

参考为内蒙古康乃尔化学工业有限公司 30 万吨/年煤制乙二醇项目工程测算数

据，基于理论值进行测算，仅作为参考。

主要假设





5）副产的价格与乙二醇的价格具有关联性，可以按价格折算为乙二醇。

6）原料煤价格根据当地市场，以自配大型煤矿为计算基础，不考虑运输费用。

7）产品定价以国家统一定价为参考，以出厂成本累加价格为最终比对值，未考

虑管线运输费用。

图表 96：煤制乙二醇计算相关假设

项目单位

装置规模万 t/a 30

主产品

乙二醇（优等品）万 t/a 28.7

乙二醇（合格品）万 t/a 1.3

副产品

硫磺万 t/a 2.34

馏分油，DMC，重组分万 t/a 5.18

行业深度研究

- 46 -


硫酸铵万 t/a 1.58

原材料消耗

原料煤万 t/a 95.2

燃料煤万 t/a 106

公用工程

新鲜水万立方米/年 768


全厂定员人 600

总投资亿元 50


为计算主要考虑产品乙二醇的经济性，我们将其他产品统一按照单位乙二醇价

格折算为乙二醇来进行计算。

图表 97：主副产物折算系数图表 98：其他假设参数

乙二醇（优等品） 1

乙二醇（合格品） 0.71

硫磺 0.17

馏分油，DMC 等 0.23

硫酸铵 0.18


水元/t 2

电元/KWh 0.5

折旧费率 % 6.40%

修理费率 % 3%

制造费率 % 2.50%





计算过程



其中：



总投资万元 500000




第一年长期借款利息万元 21525

单位乙二醇产能财务费用元/t 683.41





水 t/t 24.38

电 KWh/t 857.24




行业深度研究

- 47 -



图表 101：单位产能人工成本计算表

人员人 906






图表 102：单位产能折旧维护费用计算表

总投资万元 500000.00

折旧费万元 32000.00

修理费万元 15000.00

制造费万元 12500.00

合计万元 59500.00

单位产能折旧费用元/t 1889.09



根据公式：



P10 =P11 x 6.3880 + 3370.53

P10：煤制乙二醇成本；

P11：煤制乙二醇用煤价格；

6）原油价格与国内乙二醇出厂价格关系

根据数据拟合结果，布伦特原油价格与国内乙二醇出厂均价之间存在弱线性关

系

P12=P13 x 4.7788 + 4510.1 R2=0.67301

P12：国内乙二醇出厂价；

P13：布伦特原油价格*美元人民币中间价；

测算结果

不同地区由于原料价格的不同，煤制乙二醇的成本价会不同，但是假设入厂煤

价在 200 元/吨，煤制乙二醇成本价为 4615 元/t。当入场煤价在 200 元/吨时，

煤制乙二醇成本中 41%为营运折旧摊销费用，28%为原料煤费用，15%为财务

摊销费用，10%为公用工程消耗，因此如果采用最佳营运规模，减少单位产能

营运折旧摊销和其他费用摊销，煤制乙二醇成本可以进一步降低。

图表 103：不同煤价与乙二醇价对应关系图表 104：煤制乙二醇成本结构图（煤价 200 元/吨）

来源：Wind，隆众资讯，国金证券研究所来源：国金证券研究所

行业深度研究

- 48 -


由测算结果可知，煤炭价格每上升 50 元/吨，煤制乙二醇成本价格上升 319 元/

吨。未考虑税收以及其他销售费用的情况下，采取新疆长焰煤价格 160 元/吨为

原料煤价格，当乙二醇出厂价格下降到 4393 元/t 以下时，煤制乙二醇项目不具

备经济性。同时布伦特原油价格与国内乙二醇出厂价之间存在弱相关关系，根

据测算即使当油价下降到 10 美元/桶，煤制乙二醇仍然具备经济性。

图表 105：不同煤价下乙二醇成本价与不同原油价格对应乙二醇出厂价比照

布伦特原油价格

（美元/桶）

对应乙二醇出厂价

（元/吨）

可承受煤价格

（元/吨）

10 4839 230

20 5168 281

30 5496 333

40 5825 384

50 6154 436

60 6483 487

70 6812 539

80 7140 590

90 7469 642

100 7798 693

110 8127 745

120 8455 796

130 8784 847

140 9113 899

150 9442 950


主要结论：进厂煤价 412 元/吨以下时，煤制乙二醇存在经济性

不同地区煤制乙二醇经济性：本次测算中选用煤炭为内蒙古霍林煤矿产煤，参考热值为 3500 Kcal/kg。由于不同地区煤炭品质与价格不同，因此实际比较中需要按照当地不同煤炭对应工艺进行比较，或根据当地实际情况进行比较。在我们的测算下，原料煤与燃料煤进厂为 200元/吨时，对应乙二醇价格为 4615 元/吨。工厂一般有自配煤矿，因此可以不考虑煤炭运输费用，如果工厂需要外购煤炭，则还需考虑运输费用与税收因素。

当前煤价下煤制乙二醇经济性：目前西北地区（独子山石化）乙二醇出厂价 6500 元/吨；华中地区（武汉乙烯）乙二醇出厂价 6500 元/吨；华南地区（茂名石化）乙二醇出厂价 6300 元/吨；华东地区（上海石化）乙二醇出厂价 5900 元/吨；华北地区（燕山石化）乙二醇出厂价6000 元/吨；东北地区（吉林石化）乙二醇出厂价 6150 元/吨。国际市场均价也在 6000 元/吨左右，对应煤价 412 元/吨。因此当企业进厂煤价在 412 元/吨以下时，煤制乙二醇存在经济性。而西部地区煤价在160-275 元/吨区间，对应煤制乙二醇成本 4393-5127 元/吨；山西平遥动力煤（5500Kcal/Kg）480 元/吨，对应煤制乙二醇成本 6437 元/吨。因此当前油价下，西部地区煤制乙二醇经济性较强。

图表 106：当前各原材料价格对应乙二醇成本

原材料价格

（元/吨）

乙二醇成本/出厂价

（元/吨）

西北地区均价 - 6500

华中地区均价 6500

华南地区均价 6300

华东地区均价 5900

行业深度研究

- 49 -


华北地区均价 6000

东北地区均价 6150

国际市场均价 6000

内蒙东部褐煤 3600Kcal 200 4648

内蒙洗中煤 Q4200 219 4770

新疆乌齐长焰煤 5500Kcal 160 4393

山西平遥动力煤 5500Kcal 480 6437

山西神木混煤 5609Kcal 275 5127


煤制乙二醇经济性一直较好。历史高油价时期与当前低油价时期，煤制乙二醇始终经济性较好。2012 年高油价时期，乙二醇出厂均价约8000 元/吨，当时煤制乙二醇成本约 4500 元/吨。当前油价时期，乙二醇出厂均价约 6300 元/吨，市场价约 8162 元/吨，新疆地区煤制乙二醇成本约为 4650 元/吨，内蒙地区煤制乙二醇成本约为 5300 元/吨。

图表 107：煤制乙二醇始终保持较好经济性（元/吨）


5.5 煤制乙醇的经济性测算

煤制乙醇工艺的主要产品是乙醇。目前煤制乙醇在我国的乙醇供应体系中只占一小部分，因此我们假设煤制乙醇短期内不会影响乙醇市场的整体价格。煤制乙醇的主要竞争对手是进口乙醇，生物发酵制乙醇和其他煤制乙醇。本经济性测算部分基于理论值进行测算，仅作为参考，甲醇制乙醇工艺段，煤经合成气制甲醇部分分别单独测算。

煤制乙醇经济性测算主要假设





5）产品定价以国家统一定价为参考，以出厂成本累加价格为最终比对值，未考虑运输费用。

图表 108：甲醇制乙醇计算相关假设

单位单耗单价（含税，元）

一、原辅料

甲醇吨 0.7 -

一氧化碳 Nm3 1 400

氢气 Nm3 1 1000

催化剂元 500

行业深度研究

- 50 -


二、公用工程

循环冷却水 t 380 0.15

蒸汽 t 3.5 100

电 Kwh 400 0.56

仪表空气 Nm3 50 0.1

氮气 Nm3 40 0.1

三、固定费用

折旧费元 140

维修费元 40

工资福利元 60

管理费元 30

来源：CNKI（煤制大宗化学品技术研究进展，熊国焱等），国金证券研究所。

财务费用假设仍然按照 30%杠杆率计算，按照兴化股份二期 50 万吨煤制乙醇生产线投资 20 亿元计，假设贷款利率为 6.25%，可以算出单位乙醇财务费用为 172.2 元/吨。

原辅料部分假设甲醇制乙醇工艺段原材料，甲醇、一氧化碳与氢气均来自煤炭气化生产。一氧化碳与氢气成本参考给定价格，假设为固定值。

甲醇与煤炭价格关系：按照兴化股份调研数据，原料煤 600 元/吨时，煤制甲醇成本 1678 元/吨，假设煤制甲醇单耗 1.45 吨/吨，可以推测兴化煤制甲醇成本符合：

P16=1.45 x P15 + 808

P16 为甲醇成本，元/t；

P15 为煤炭价格，元/t；

煤炭价格与煤经甲醇-二乙醚路线制备乙醇成本关系：

P17=0.7 x P16 +2982.2 = 1.015 x P15 +3547.8

P17 为乙醇成本，元/t；

参考兴化股份调研结果，兴化股份采用煤炭热值约 5500Kcal/Kg，公司 4 月煤炭价格为 600 元/吨，对应煤制乙醇成本大约 4157 元/吨。

玉米发酵制乙醇成本测算

玉米发酵制造燃料乙醇主要产品为乙醇，副产品为 CO2、DDGS(一种动物饲料)，沼气，玉米油，玉米饼等。目前玉米燃料乙醇的出成率按照 3.2t 玉米产出1t 燃料乙醇进行计算。初始投资资本金比例按照 30%，借款利率按照 6.16%计。

图表 109：玉米发酵制乙醇计算相关假设

项目单位金额

项目规模万吨 10

初始投资千万元 38.78

年折旧费用千万元 2.585

辅料成本元/吨 132

水电煤等能源成本元/吨 346

劳动力及管理成本元/吨 164

DDGS 利润冲减元/吨 -528

玉米饼利润冲减元/吨 -22

玉米油利润冲减元/吨 -245

修理费用元/吨 113

行业深度研究

- 51 -


来源：CNKI（中国玉米燃料乙醇项目经济性评估，方芳等），国金证券研究所

根据测算可以得出，玉米价格与燃料乙醇的成本的关系为：

P18 = 3.2 x P19 + 385.4

P18 为燃料乙醇成本，元/吨；

P19 为玉米价格，元/吨；

测算结果

不同地区由于原料价格的不同，煤制乙醇的成本价会不同，但是假设入厂煤价在 600 元/吨，煤制乙醇成本为 4157 元/t。当入场煤价在 600 元/吨时，煤制乙醇成本中 4%为营运折旧摊销费用，74%为原料费用（包括煤与羰基化气体），4%为财务摊销费用，16%为公用工程消耗，因此煤制乙醇成本受原材料价格变动影响较大。

图表 110：不同煤价和玉米价格与乙醇价对应关系图表 111：煤制乙醇成本结构图（煤价 600 元/吨）


由测算结果可知，未考虑税收以及其他销售费用的情况下，采取煤炭价格 600

元/吨，对应乙醇生产成本为 4157 元/吨，而采取大连商品交易所当前玉米现货

价格 1636 元/吨，对应乙醇生产成本为 5621 元/吨，煤制乙醇项目相比于玉米

发酵法制乙醇具备经济性。

图表 112：不同煤价下乙醇成本与不同玉米价格对应乙醇成本比照

煤炭价格

（元/吨）

对应乙醇成本

（元/吨）

玉米价格

（元/吨）

对应乙醇成本

（元/吨）

100 3649 1000 3585

150 3700 1200 4225

200 3751 1400 4865

250 3802 1600 5505

300 3852 1800 6145

350 3903 2000 6785

400 3954 2200 7425

450 4005 2400 8065

500 4055 2600 8705

550 4106 2800 9345

600 4157 3000 9985

650 4208 3200 10625

700 4258 3400 11265

750 4309 3600 11905

行业深度研究

- 52 -


800 4360 3800 12545


主要结论：煤制乙醇相比于玉米发酵制乙醇具有成本优势

当前煤价与玉米价格下，煤制乙醇具有成本优势，经济性更强。当陕西西安地区 5500Kcal 烟煤末场地价格为 600 元/吨，对应煤制乙醇成本为 4157 元/吨，当原料甲醇价格为 2300 元/吨时，对应乙醇成本为4592 元/吨。当大连商品交易所玉米现货价格为 1636 元/吨，对应乙醇生产成本为 5621 元/吨。目前无水乙醇华东地区出厂均价（含税）为5313 元/吨，燃料乙醇价格按照国家发改委同期公布的供军队和国家储备的标准汽油价格乘以折合系数 0.9111 确定，最新标准汽油价格为6975 元/吨，对应燃料乙醇价格为 6355 元/吨。因此可以看出煤制乙醇与甲醇制乙醇均有成本优势，经济性较强。

图表 113：当前各原材料价格对应乙二醇成本

原材料价格

（元/吨）

乙醇成本/出厂价

（元/吨）

华东地区均价 5313

陕西西安 5500Kcal 600 4157

原料甲醇 2300 4592

大连期货交易所玉米现货 1636 5621

燃料乙醇结算价 6355

来源：发改委，隆众资讯，中国煤炭资源网，国金证券研究所

历史价格下煤制乙醇路线经济性仍强于发酵法。部分地区玉米发酵法制乙醇可以获得 100-300 元/吨玉米的玉米深加工补贴。当前价格情境下，玉米深加工补贴按照 200 元/吨计，2014 年至今玉米发酵法制乙醇成本一直偏高，即使在有补贴的情况下经济性仍然较差，2016 年随着玉米价格回落，经济性有所好转。而陕西西安地区煤价一直相对稳定，煤化工制乙醇成本也相对稳定在 4000-4300 元/吨的区间，经济性一直较强。当然历史价格回溯测算仅为理论情况，因为仅从煤化工路线来看，技术突破是近期发生的。

图表 114：煤化工制乙醇历史价格下经济性仍然明显


六、煤化工领域相关上市公司

行业深度研究

- 53 -


图表 115：相关上市公司

来源：wind，国金证券研究所 *相关上市公司煤化工业务有交叉覆盖，此处分类是基于现有业务考虑

6.1 煤制烯烃相关公司

新奥股份（600803）：LNG 全产业链协作，煤化工开拓新业务

新奥集团全产业链协作雏形已现。新奥股份入股澳洲 LNG 巨头，掌控上游气源。集团接收站也正在建设中，将拥有 LNG 进口枢纽。新奥能源作为城市燃气分销商，在上百个城市拥有业务，为上百万居民提供燃气。新奥集团从上游，中游，下游已经掌握 LNG 贸易全产业链，未来集团层面产业链协作雏形已现。

Santos 成本快速下降，受益于油气价格回升。完全成本由 2016 上半年的 42 美金/桶下降至 36.5 美金/桶。油价上涨 10 美金/桶对应公司利润水平提高 2 亿元。结合多家海外投行的预测，预计 2017年 Santos贡献利润 2 亿元。

煤炭，甲醇价格回暖，公司业绩弹性大。公司拥有优质煤矿，煤炭甲醇成本优势显著，行业低谷仍有较高盈利水平。预计 2017 年公司实现煤价 210 元/吨，同比上升 26.5%；甲醇实现价格 2600 元，同比上升9.2%。公司拥有 680 万吨煤炭产能，60 万吨甲醇产能，业绩弹性大。煤炭每上涨 100 元，对应 EPS 上涨 0.45 元，甲醇上涨 1000 元，对应EPS 上涨 0.5 元。

依托自有煤炭基地，煤化工开拓新业务。公司依托新奥股份自有的内蒙古鄂尔多斯年产 500 万吨的煤矿，投资建设新奥达旗煤基低碳生态循环产业示范基地，一期已建成投产 60 万吨甲醇项目、目前实现满负荷稳定生产。二期工程规划建设本项目，进一步延伸产品链，重点发展清洁能源及精细化工产品；三期规划建设煤制天然气等煤基清洁能源多联产项目。20 万吨/年稳定轻烃项目正在稳步推进中，项目建成后获得稳定轻烃产能 20 万吨/年，LNG 产能 2 亿立方米/年。

作为低估值上游油气资源标的，看好新奥股份在油气上游和 LNG 领域的布局。预计公司 2017-2018 年归母净利润 12.2、16.4 亿元，摊薄EPS 为 0.95、1.28 元，对应 PE 分别为 15、11 倍。

阳煤化工（600691）：传统煤化工龙头，新型煤化工深入布局

传统煤化工龙头，产品线丰富。公司第一大股东阳泉煤业集团直接向公司提供煤炭原材料。公司产品线丰富，主要产品包括：尿素、甲醇、液氨、聚氯乙烯、烧碱、正丁醇、辛醇、复合肥等产品。现具备年产 526 万吨尿素、 108 万吨甲醇、 40 万吨复合肥、 40 万吨离子膜烧碱、

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30 万吨双氧水、 30 万吨聚氯乙烯、 24 万吨碳铵、 24 万吨硝酸铵、 21 万吨丁辛醇、 10 万吨硝酸铵钙、 11 万吨装备制造的生产能力。

煤制烯烃项目已投产，成功实现盈利。公司拥有煤制烯烃与煤制甲醇生产线。公司拥有 30 万吨甲醇制烯烃产能，公司采用 UOP/Total 先进的 MTO+OCP 技术，处于国际先进水平，甲醇及催化剂消耗低。公司甲醇产能为 108 万吨/年。2016 年公司新增煤化工设备，大力投入煤化工领域。煤制烯烃产品丙烯营收 7.92 亿，营业成本 7.74 亿元，毛利率为 2.27%。乙烯营收 2.39 亿元，营业成本 1.71 亿元，毛利率达 28.53%。

公司化工装备技术领先，受益煤化工发展。公司主要化工装备产品是非标压力容器，是制造业生产流程所需的关键装备，涵盖了现代煤化工领域中的耐高压、耐高温、耐腐蚀、绝热深冷的各种特种承压设备。技术性能指标达到国际先进水平。

布局煤制乙二醇，新建项目将投产。16 年年报披露，公司深州化工 22万吨乙二醇项目已进入试车阶段，工程累计投入占比已达 97.4%，预计 17 年将投产运行。我国乙二醇需求旺盛，进口替代需求强，油价上涨背景下，未来煤制乙二醇盈利前景广阔。同时母公司阳煤集团有两套 20 万吨煤制乙二醇产能在建。

6.2 煤制乙醇相关公司

兴化股份（002109）：剥离亏损硝酸铵业务，集团煤制乙醇资产注入预期强

资产重组剥离亏损业务，净利润迅速扭亏。2006 年 12 月底，公司完成资产重组，注入兴化化工 100%股权，控股股东变更为陕西延长石油集团，持股比例 69%。通过资产重组公司成功剥离亏损硝酸铵业务板块，公司主营业务转变为以合成氨，甲醇，苯胺，DMF 为主的有机化工产品的生产与销售。资产重组后，公司迅速扭亏，2016 年归母净利润 0.28 亿元，2017 年 1 季度归母净利润 0.57亿元。

延长石油煤制乙醇装置工业化投产，未来资产注入预期强。控股股东延长石油集团拥有多个煤化工资产，同时集团公司实现全球首套煤制乙醇工业化装置投产，新技术生产乙醇比粮食发酵法成本低 1500 元/吨左右。未来将投资至少 20 亿元建设 50 万吨/年煤制乙醇项目。考虑到上市公司兴化股份已经注入部分煤化工资产，同时上市公司具有距离优势与环保优势，未来煤制乙醇资产注入预期强。公司正积极申请燃料乙醇生产资质，预计拿到资质后，公司乙醇项目盈利能力可观。

看好公司新注入业务，甲醇，苯胺与 DMF 产品价格同比上涨，17 年业绩同比将大幅改善。预计 17 年上半年利润 1 亿元，全年实现净利润1.8 亿元。煤制乙醇项目的布局是中期看点。

6.3 煤制乙二醇相关公司

华鲁恒升（600426）：煤气化技术国内领先，新型煤化工打造新增长点

煤气化技术行业领先，盈利能力高于同行。公司 2014 年成功研发水煤浆气化技术，替换原有高成本固定床工艺造气技术，奠定公司核心竞争优势。公司煤气化装置的系统优化程度属于国内领先水平，单耗、能耗都远低于行业平均水平。

依托优势技术，打造多联产煤化工产业链。公司依托自有清洁煤气化核心工艺，打造多联产煤化工产业链，下游产品包括合成氨、甲醇、尿素、乙二醇等十多个产品组合。目前公司拥有氨醇产能 220 万吨/年，尿素产能 180 万吨/年，复合肥产能 20 万吨/年，醋酸产能 60 万吨/年，醋酐产能 3 万吨/年，DMF 产能 25 万吨/年，己二酸产能 16 万吨/年，多元醇产能 20 万吨/年，乙二醇产能 5 万吨/年，三聚氰胺产能 5 万吨/年。

5 万吨乙二醇项目成功盈利。50 万吨新产能投建。2012 年公司 5 万吨/年煤制乙二醇项目打通流程，2015 年下半年正式投产，良品率高达

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100%。2016 年产品品质已经达到聚酯级别。公司乙二醇原材料来源于合成氨生产过程中的合成尾气，有效的实现了资源综合利用，乙二醇完全成本在 4000-5000 元左右，盈利能力显著。公司新投资 26.7 亿元建设的 50 万吨煤制乙二醇产能预计 18 年上半年投产，预计建成后将为公司带来 19 亿元营收与 3 亿元利润。

新疆天业（600075）：主业稳定增长，集团煤化工业务资产证券化预期强

糊树脂、烧碱等产品景气度维持高位，天伟化工盈利大幅改善：公司氯碱业务各类产品 16 年维持高开工、高产销率，同时价格上涨带来各类产品量价齐升，综合毛利率超过 35%。天伟化工氯碱业务开工良好，2016 年生产电石 68.61 万吨、SPVC10.69 万吨、EPVC9.66 万吨、片碱 13.85 万吨；实现营业收入 311,345.13 万元、净利润 69,455.75 万元。2017Q1 生产电石 16.20 万吨、SPVC2.55 万吨、EPVC2.52 万吨、片碱 3.43 万吨，实现营收 6.58 亿元、净利润 1.69 亿元。考虑到糊树脂 16 年价格涨幅超过 3000 元、片碱价格涨幅超过 1000 元，叠加公司“自备电力→电石→特种 PVC”的一体化模式具有极强的成本优势，主要产品价差的大幅扩大进一步驱动天伟化工盈利改善。综合考虑糊树脂下游需求的稳定性以及高盈利能力等特征，我们认为公司氯碱业务高景气度今年将有望持续。

电力业务提供稳定现金流，节水业务逐步减亏：电力业务实现收入6.19 亿元，同比增长 10.37%； 2016 年发电 47.09 亿度、供汽686.69 万吉焦；2017Q1 供电 10.92 亿度、供气 69.24 万吉焦。2016年电力业务毛利率高达 53.52%，领先同行业平均水平超过 20 个百分点，为公司提供稳定的现金流。2016 年天业节水新设立 4 个子公司并积极开展各类业务，包括：经营滴灌带等节水产品、参与兵团南疆300 万亩高效节水灌溉工程建设项目以及开发推广生态大棚水肥管理系统等。2016 年公司实现收入 6.71 元，净利润-5733 万元，呈现逐步减亏态势。随着业务持续稳步推进节水业务有望成为未来新的赢利点。

集团具有较强的资产证券化预期：公司是天业集团旗下唯一 A 股上市平台。集团目前已经形成了 140 万吨聚氯乙烯树脂、100 万吨离子膜烧碱、245 万吨电石、400 万吨新型干法电石渣制水泥、180 万千瓦热电、20 万吨 1,4-丁二醇、25 万吨乙二醇和 600 万亩节水器材生产能力，其中煤制乙二醇为国内首套、技术先进，目前开工率维持高位且产成品质量稳定。从战略发展层面来看，目前仍具有较强的提升集团整体资产证券化率的预期。

看好公司特种 PVC 行业的高景气度持续；节水业务稳步推进有望成为公司新的利润增长点；集团层面仍具有较强的资产证券化预期。我们预计公司 2017-2019 年的 EPS 分别为 0.87 元、0.97 元以及 1.06 元，对应当前股价为 15 倍、13 倍、12 倍。

6.4 煤制油相关公司

中国神华（601088）：煤炭产业绝对龙头，集团煤化工资产丰富

煤炭产业绝对龙头，受益煤价回升。公司目前共有 25 对投产矿井，核定产能 3.36 亿吨，权益部分产能 2.84 亿吨，占比 85%；在建矿井两对，目前都在推进之中，300 万吨的青龙寺矿已经进入试运转，2017年将贡献产量。按销售量计算，神华是中国乃至全球第一大煤炭上市公司， 2016 年煤炭销售量达到 394.9 百万吨。受益于煤炭价格上涨，公司煤炭板块 2016 年实现归母净利润 100 亿元。公司成本端控制能力出色，预计在煤炭价格回升情况下，公司未来煤炭板块盈利能力将进一步提升。

大物流业务成效显著，未来持续贡献业绩。本集团控制并运营围绕“晋西、陕北和蒙南”主要煤炭基地的环形辐射状铁路运输网络和“神朔—朔黄线” 西煤东运大通道，于 2016 年底控制并运营的铁路营业里程约 2,155 公里。本集团还运营 2016 年第一大煤炭下水港口黄骅港等多个港口和码头（总下水能力约 2.7 亿吨/年），拥有约 2.2 百

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万载重吨自有船舶的航运船队。2016 年公司铁路周转量 2446 亿吨公里，同比增长 22%；下水煤量 2.264 亿吨，同比增长 11.1%。

煤制烯烃产销稳定，集团煤化工布局广泛。公司聚乙烯和聚丙烯产销量维持在 30 万吨的水平，全年完成煤制烯烃产品销量 57.47 万吨。控股股东神华集团作为煤化工示范企业之一，在煤化工多板块布局充分，且技术领先。公司拥有向神华集团收购保留业务及若干未来业务的选择权及优先购买权。

6.5 煤制气相关公司

广汇能源（600256）：主营煤炭业务好转，煤化工天然气业务布局

行业景气不足，煤炭业务下滑。公司 16 年煤炭业务受销区域萎缩，重点客户竞争激烈，淖毛湖周边兰炭厂大面积停产等不利因素影响，全年整体销量 255.32 万吨，同比下滑 50.62%。公司及控股股东广汇集团在淖毛湖和阿勒泰两大煤区获取了丰富的煤炭资源，现拥有伊吾、白石湖、黑顶山、淖东、淖西、阿勒安道六大煤田。

哈密新能源煤化工产业发展迅速。公司下属子公司哈密新能源公司为公司发展煤化工的主体。目前公司哈密 1000 万吨/年煤炭分级提质清洁利用项目建设已经完成，宏汇煤炭分级提质清洁利用项目和中化核心关键技术的开发正在稳步推进。哈密新能源公司 120 万吨甲醇/6 亿方 LNG 项目的装置技改工作取得了成绩，煤化工装置运行平稳性逐步提高。据 2016 年中报，公司 16 年上半年甲醇产量达 50.3 万吨，同比增长 34%，联产 LNG 产量 2.99 亿方，同比增长 50%。

6.6 技术配套相关公司

神雾环保（300156）：创新引领行业发展方向，“乙炔+”将打开市场

16 年营收同比大幅增长，煤化工行业占比大。16 年年报披露，公司实现营收 31.25 亿元，同比增长 157.28%，实现归属于上市公司股东净利润 7.06 亿元，同比增长 289.47%，其中煤化工行业实现营收 28.71亿元，占比 91.86%，同比增长 236.51%，煤化工毛利率 35.04%，水处理行业实现营收 1.26 亿元，占比 4.03%。

乙炔化工新工艺行业首创。16 年 3 月公司推出“乙炔化工新工艺”，创造性提出新的煤化工工艺技术路线。公司“乙炔法煤化工新工艺”和“面向石化和煤化工行业的工业炉节能技术”两项技术，荣获北京市高新技术成果转化项目。据报道，公司新工艺可比油价只有约 30 美元/桶。新工艺使用廉价的低阶粉煤、粉状石灰作为生产原料，替代高阶煤炭、兰炭、焦炭、块状石灰等，生产 1 吨电石的原料成本降低43.75%。同时，生产 1 吨电石耗电量从 3150 度降低为 2500 度，综合能耗降低 20%。此外，生产 1 吨电石还副产出 70 千克人造石油和260 立方米煤气，附加值提升 15%以上。

“乙炔+”化工新工艺将打开新局面。目前公司乙炔法煤化工在手订单接近 140 亿元，已签订框架协议约 745 亿元。公司全资子公司中标“乌海洪远新能源科技有限公司乙炔化工新工艺 40 万吨/年多联产示范项目工程施工总承包”合同，合同金额 59.5 亿元，显示公司成功打通“煤炭-电石-乙炔+”全产业链。子公司与内蒙古双欣节能签订 31亿元，蓄热式电石生产线及副产尾气综合利用项目总承包合同，建设电石产线同时配套建设乙二醇装置，标志着公司新工艺向化工链条的进一步延伸。

三聚环保（300072）：向能源化工转型，“三聚模式”带动订单高增长

净化工艺龙头像能源化工转型，打造多个增长点。公司从催化剂，净化剂等能源净化产品的研发、生产与销售出发，逐步向能源化工工程设计与工程施工业务转型，为煤化工、石油化工、天然气化工等企业提供产业升级转型、原料改造、尾气综合利用、环保治理等整体技术方案。公司在传统环保业务基础上发展新型能源化工技术，包括自有

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知识产权的悬浮床加氢技术与生物质综合利用技术以及钌基合成氨技术等，未来逐步形成新的盈利增长点。

悬浮床加氢技术国内领先，市场广阔。公司与北京华石共同研发的悬浮床加氢技术，以重质油、渣油、煤焦油为原料，生产汽柴油、石脑油等清洁油品。该技术目前已在河南鹤壁建设有 15.8 万吨/年工业示范装置，2016 年 2 月第一次开车，目前已经运行超过 1 年。作为目前最先进的重质油炼化技术，未来市场前景广阔。

打造“三聚模式”，订单将爆发增长。公司联合煤焦化与石油炼厂，通过其打造的低成本、高收率、高附加值的“三聚模式”，服务于二者产业升级。三聚模式利用焦炉剩余产能低成本造气，焦炭造气费托合成高附加值油品，同时通过悬浮床加氢裂化提升石油炼厂的成品油产率。煤焦油通过加氢催化裂化技术生产成品油。16 年底，公司签署投资额53 亿元的鹤壁 150 万吨/年煤焦油综合利用项目。未来公司 100 万吨级悬浮床加氢技术将进入订单爆发期。

6.7 设备制造相关公司

杭氧股份（002430）：国内空分设备龙头，积极受益煤化工产业发展。煤化工产业投资增长将直接带动公司空分设备订单增长。 2016 年公司新订空分设备合同超 26 亿元。

天沃科技（002564）：公司是从事石油化工、煤化工、化工、有色金属等领域压力容器、非标设备的设计、制造的国内知名专业厂家。公司主营业务是石油化工、煤化工、化工、有色金属等领域压力容器、非标设备的设计、制造。公司参与了大唐国际、中国神华、平煤蓝天、河南永煤等国内行业研究大型煤化工项目建设，分别为其在煤制烯烃、甲醇、二甲醚、乙二醇等项目中生产制造了众多核心设备。

航天工程（603698）：公司主营业务是以航天粉煤加压气化技术为核心，专业从事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。公司航天粉煤加压气化技术具有自主知识产权，是国家重点推广的洁净煤利用技术，已成功应用于多个工业化项目。该技术可广泛应用于煤制合成氨、煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制天然气、煤制油、煤制氢、IGCC 发电等领域。

图表 116：煤化工相关标的盈利预测（wind一致预测）

证券代码证券简称总股本

亿股

现价

元

总市值

亿元

PE(TTM) PB(LF) 净利润预测（亿元） PE

2017 2018 2019 2017 2018 2019

600803.SH 新奥股份 9.86 14.48 139.09 27 3.06 12.20 16.40 20.80 15 11 9

601088.SH 中国神华 198.90 19.86 3,973.95 13 1.22 303.10 315.37 352.64 13 13 11

600997.SH 开滦股份 15.88 5.73 91.46 16 1.01 4.98 5.12 5.16 18 18 18

601898.SH 中煤能源 132.59 5.31 709.34 21 0.81 43.88 48.06 58.45 16 15 12

600691.SH 阳煤化工 17.57 2.92 51.30 -6 1.38 2.57 3.99 6.92 20 13 7

600740.SH 山西焦化 7.66 6.09 46.86 30 2.28 3.39 3.78 3.48 21 18 20

600188.SH 兖州煤业 49.12 10.47 509.87 14 1.12 51.22 58.44 64.45 10 9 8

600256.SH 广汇能源 52.21 4.16 218.26 104 1.95 6.73 11.67 14.04 32 19 15

600426.SH 华鲁恒升 12.47 13.21 163.67 17 1.93 10.95 14.10 16.85 15 12 10

600075.SH 新疆天业 6.95 12.84 90.10 15 2.24 6.03 6.72 7.33 15 13 12

002109.SZ 兴化股份 7.02 8.91 65.21 57 2.05 1.59 2.40 2.61 39 26 24

300072.SZ 三聚环保 17.93 39.31 702.65 38 11.64 25.42 37.50 55.45 28 19 13

300156.SZ 神雾环保 10.10 33.61 331.69 47 12.65 13.03 19.15 25.45 26 18 13

002564.SZ 天沃科技 7.36 10.47 77.33 -30 3.07 3.63 4.57 6.25 21 17 12

603698.SH 航天工程 4.12 24.43 101.18 53 4.25

002430.SZ 杭氧股份 8.32 9.02 74.69 -35 2.18 1.77 3.95 5.43 42 19 14

来源：wind，国金证券研究所，*红色标注部分，新奥股份与新疆天业为国金大化工组预测值

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长期竞争力评级的说明：

长期竞争力评级着重于企业基本面，评判未来两年后公司综合竞争力与所属行业上市公司均值比较结果。

公司投资评级的说明：

买入：预期未来 6－12 个月内上涨幅度在 15%以上；

增持：预期未来 6－12 个月内上涨幅度在 5%－15%；

中性：预期未来 6－12 个月内变动幅度在 -5%－5%；

减持：预期未来 6－12 个月内下跌幅度在 5%以上。

行业投资评级的说明：

买入：预期未来 3－6 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 15%以上；

增持：预期未来 3－6 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 5%－15%；

中性：预期未来 3－6 个月内该行业变动幅度相对大盘在 -5%－5%；

减持：预期未来 3－6 个月内该行业下跌幅度超过大盘在 5%以上。

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