2017年中国煤化工投资情况、市场缺口、设备行业或迎千亿市场

　　煤化工是以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料及化学品，生产出各种化工产品的工业。 煤化工包括传统煤化工和新型煤化工。传统煤化工包括煤焦化、煤电石、煤合成氨（化肥）等领域。

　　新型煤化工包括煤制甲醇、煤制烯烃、煤制天然气、褐煤提质、煤制乙二醇和煤制油等。新型煤化工以生产洁净 能源和可替代石油化工的产品为主，如柴油、汽油、航空煤油、液化石油气、乙烯原料、聚丙烯原料、替代燃料（甲 醇、二甲醚）等，它与能源、化工技术结合，可形成煤炭——能源化工一体化的新兴产业。煤炭能源化工产业将在中 国能源的可持续利用中扮演重要的角色，是今后 20 年的重要发展方向，这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。可以说，煤化工行业在中国面临着新的市场需求和发展机遇。

煤化工工艺路线图

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　　一、新型煤化工产品市场缺口巨大

　　新型煤化工所涉及的甲醇、烯烃、天然气、乙二醇、油制品等均是经济发展必不可少的基础化工产品，目前这些 产品主要通过国内的石油化工、新型煤化工制备以及从国外进口，目前国内在石油、天然气以及乙二醇等产品供给方 面存在巨大的供需缺口，鉴于我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋，发展新型煤化工，并将其作为战略性技术储备 已经成为业界共识。

2015 年新型煤化工产品对外依存度分析

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　　1、天然气方面

　　我国是第二大石油消费国，石油储量相对较低一定程度决定了我国石油产量的低增长，1993 年，中国的原油进口 量首次超过了出口量，成为石油净进口国，原油净进口量达到 988 万吨，当时的原油对外依存度仅为 6.7%。而在刚刚 过去的 2016 年，我国的原油对外依存已经增长至 65.4%。

　　天然气方面，国家能源十三五计划提出了将天然气发展为继煤炭、石油之后的第三大能源主体，中国正处于经济 发展和能源结构转型的关键时期，未来高效、清洁的天然气发展潜力巨大。但随着我国天然气消费量的快速增长，供 需缺口日益扩大，对外依存度持续上升，2016 年我国天然气对外依存度亦高达 33.3%。

　　从能源发展战略和安全角度来看，我们认为有效利用我国现有丰富煤炭资源，通过新型煤化工产业适当降低其他 能源对外依存度将是我国能源产业发展有益方向之一，未来新型煤化工有望成为我国能源结构中重要补充部分。2014 年 6 月，习近平主席主持中央财经领导小组第六次会议专题研究我国能源安全战略，提出“推动能源供给革命，建立多 元供应体系立足国内多元供应保安全，大力推进煤炭清洁高效利用”的要求。新型煤化工恰恰是煤炭清洁高效利用的一 个重要途径，同时保障国家能源安全实际上是煤化工爆发的关键原因。

我国原油对外依存度近 65%

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我国天然气对外依存度近 33.3%

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　　2、 我国化工产品市场缺口依然很大

　　我国基础工业所必需的化工产品也存在着较高的对外依存问题。在我国，烯烃、乙二醇等化工产品主要依靠进口 或国内石油化工及煤化工制备，但国内供给存在较大缺口，乙二醇的对外依存度近 70%。随着我国经济的不断发展， 未来对化工产品的需求也将持续增加，未来进口替代空间巨大。而由于我国石油资源紧缺以及油价回升的影响，新型 煤化工将成为填补国内需求缺口的主要力量。

　　国内乙二醇产品严重稀缺 2015 年，我国乙二醇产能 542 万吨，产量 400 万吨，进口量 875 万吨，乙二醇对外依存度高达 69%。相比庞大的 乙二醇进口量，2015 年我国煤制乙二醇产能仅有 212 万吨，产量 102 万吨，仍有很大的提升空间。

我国乙烯表观消费量及进口量

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　　二、烯烃制品具有较大进口替代空间

　　随着下游需求的快速增长，2015 年，我国乙烯单体、丙烯单体的表观需求分别为 1866 万吨、2587 万吨，2010 年 至今复合增速 4.5%、10.4%，年进口量分别为 152 万吨、277 万吨，对外依存度为 8.5%、10.7%。

　　2015 年，我国聚乙烯、聚丙烯表观消费量 2378 万吨、2009 万吨，2008 年至今复合增速 11.2%、10.4%，年进口 量 987 万吨、339 万吨，对外依存度 40.4%、16.1%。

我国乙烯表观消费量及进口量

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我国丙烯表观消费量及进口量

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我国聚乙烯表观消费量及进口量

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我国聚丙烯表观消费量及进口量

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　　三、 油价上涨+产品涨价，新型煤化工盈利性全面回暖

　　关于新型煤化工项目的经济性,其影响因素是多方面的,包括煤价、油价、产品市场价格、产业链深度、税收、运费 等。新型煤化工产品按生产经济性从高到低分别是煤制乙二醇>煤制烯烃>煤制油>煤制气。一般而言，煤化工作为石 油化工的替代领域，油价越高，新型煤化工项目的经济性也越明显。有报道称，当前煤炭价格下，粗略估算，煤制乙 二醇项目在油价 40 美元/桶时即可实现盈亏平衡，煤制烯烃盈亏平衡点在 50 美元/桶，煤制油项目在油价为 60 美元/ 桶。2016 年下半年至今，煤制乙二醇项目开工的积极性已经率先爆发，未来随着 OPEC 减产以及原油供需关系转变， 油价有望上行，同时国家对煤炭价格的监管有望使得价格平稳或微降，届时煤化工行业的经济性会更加凸显，煤化工 行业投资空间将被逐级打开。

WTI 原油价格走势

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　　1、煤制乙二醇经济性分析

　　当前，世界范围内生产乙二醇的工艺技术路线主要有两种：一种是传统的原油—石脑油—乙烯制乙二醇，如果按 原油价格 60 美元/桶以下计算，其生产成本为 4000 元/吨左右；另一种就是我国独创的煤制乙二醇，工艺成本在 4500 元/吨左右，像新疆、内蒙古地区煤制乙二醇单吨生产成本已经可以达到 4300 元/吨左右，加上运输费用，乙二醇总成 本可维持在 5000 元/吨左右。虽与原油制乙二醇相比成本略贵，但是乙二醇的市场定价一直较高，而乙二醇去年 10 月 以来，价格持续上行，2 月份市场价格在 7500~7900 元/吨之间，每吨盈利 2500~2900 元/吨，盈利性非常可观！

乙二醇市场价走势及盈利性分析

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　　2、煤制烯烃经济性分析

　　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。目前市场上 有煤制甲醇再制烯烃、直接外购甲醇制备烯烃、石脑油制烯烃三种主要的工艺方法。目前国际原油价格已达 50 美元以上，随着 OPEC 减产的落实以及供需关系的变化，油价未来有望继续走高。而我国煤化工一般选址在煤炭资源丰富的 地区，且大部分由煤炭企业投资运营，煤炭价格优势明显。

　　通常来说，生产 1 吨烯烃需要 5~6 吨原料燃料煤、45 万吨水和 1300 度电。从煤制烯烃的成本结构看，煤制烯烃 的设备投资占据主导，其财务和折旧费用占到成本的40%，其次为气化原料煤和提供能量的燃料煤，总计占成本的43%， 而原料煤的成本仅仅占 17%，因此控制投资额和煤炭价格是降低煤制烯烃一体化项目成本的关键。从原料煤来看，动 力煤、褐煤均可作为煤制烯的主要原材料（无烟煤和焦煤由于售价较高，用作煤化工经性不强），新疆、内蒙古等地的 褐煤价格市场价不到 400 元/吨，坑口价更是低于 300 元/吨，秦皇岛港动力煤平仓价格在 500 元/吨附近，而新疆、内 蒙古等地动力煤价格还不到 400 元/吨。当前煤价下，对应的烯烃成本约 5000~5500 元/吨（税前），考虑到 17%的增值 税和运输成本，市场送到成本约 6000~7000 元/吨。目前 PE（聚乙烯）、PP（聚丙烯）的市场价在 10000 元/吨附近， 有 3000~4000 元/吨的利润空间。

烯烃各类生产工艺竞争价格对比

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典型煤制烯烃一体化项目成本结构

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煤制烯烃成本表

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油制烯烃成本表

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　　3、煤制油经济性分析

　　低油价时期，煤制油很难有经济性，但是自去年上半年开始，原油价格触底回升，煤制油的经济性也逐渐开始显 现。以我国目前世界最大煤制油项目——神华宁煤集团 400 万吨/年煤炭间接液化示范项目为例，该项目总投资 550 亿 元，年产油品 405 万吨，其中柴油 273 万吨、石脑油 98 万吨、液化气 34 万吨；副产硫磺 20 万吨、混醇 7.5 万吨、硫 酸铵 14.5 万吨，年转化煤炭达 2046 万吨。日前从宁夏回族自治区国资委获悉，经国家七部委研究，已同意给予煤制 油示范项目消费税免征 5 年的优惠政策。该项政策现已上报国务院审批。煤制油单位完全成本约 5200 元/吨。其中柴 油消费税 1411 元/吨、石脑油 2105 元/吨，综合看营业税金及附加费约为 1746 元/吨，仅消费税一项就占成本近 30%。 消费税的减免将大大提高了煤制油项目的盈利能力，初步估算，神华 400 万吨煤制油项目，每年盈利约 80 亿元，未 来随着油价上行，盈利性将进一步提高。

柴油出厂价及煤制油成本对比

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石脑油中石化指导出厂价及煤制油成本对比

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神华宁煤煤制油盈利分析表

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　　4、煤制气经济性分析

　　煤制气是以煤为原料来生产的可燃气体，不会产生可悬浮颗粒物。使用煤制气代替直接使用煤炭，对治理雾霾等 环境污染问题有重要现实意义。同时，煤制气还具备较好发展条件，煤制气与国产及进口天然气相比成本优势明显。 新疆、内蒙古等地煤制气生产成本已与当地天然气出厂价持平，远低于进口天然气价格，并在管输距离上具有优势。 此外，在各大能源产品中，煤制气能源转化效率最高，超过 45%；耗水量在煤化工行业中相对较少，只有甲醇等产品 生产的三分之一。

　　按当前技术水平，1 吨原料煤可以生产约 300 立方米天然气（煤炭成本占比约 40%），如果煤价为每吨 150 元，加 上设备折旧、管理、人工以及燃料等其他成本计算，在不考虑管输费用时，经济规模的煤制气装置的生产成本约 1.0-1.5 元/立方米，随着规模扩大生产成本还会进一步降低。以典型的 40 亿立方米煤制气项目为例，采用三种主流的气化技 术，煤制气的生产成本如下表：

煤制气生产成本

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　　将以上测算的煤制气生产成本与国内自产天然气及进口气价格比较，可以发现在当前煤价，煤制气与国内自产天 然气相比优势不明显，但与进口气相比具有较强竞争力。在当前气价水平下，具有明显的盈利性。与 DMTO（煤制烯 烃技术）不同，由于天然气可以通过管道方便快捷地长距离输送，使得项目选址的范围扩大。这一优势决定了煤制天 然气项目可以建设在 DMTO 项目无法涉足的内蒙古东部、新疆等交通运输不便，但煤炭储量丰富、价格低廉的偏远地 区。

　　目前，这些地区的煤炭价格普遍未超过 300 元/吨，储量丰富的劣质煤（褐煤）的价格更低至 120~200 元/吨。在 这些地区的褐煤矿区建设大型煤制天然气项目，其生产成本只有 0.8~1.7 元/立方米，不仅与进口天然气相比有较强的 竞争优势，即便与调价后的国产陆上天然气相比，价格也很接近。如果再算上煤制天然气热值普遍高于普通天然气 15% 以上，以及生产天然气过程回收的焦油、石脑油、酚、硫黄等副产品带来的收益，则在这些地区建设煤制天然气项目， 其收益更高，产品竞争力更强。

长约气运送至目标地区成本估算

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　　四、预计到 2020 年煤化工投资 5000 亿，煤化工设备行业有望受益

　　1、 2020 年煤化工投资预测

　　2015 年，我国煤制油产能达到 278 万吨，产量 132 万吨；煤（甲醇）制烯烃产能达到 792 万吨，产量 648 万吨； 煤制乙二醇产能达到 212 万吨，产量 102 万吨；煤制天然气产能达到 31 亿立方米，产量 16 亿立方米；煤制甲醇产能6072 万吨。截至 2016 年，我国已建成煤制油产能 740 万吨/年、煤制天然气产能 51 亿立方米/年、煤制乙二醇产能 450 万吨/年、煤制烯烃 1199.2 万吨/年、煤制甲醇 6072 万吨/年； 《现代煤化工“十三五”发展指南》指出，预计到 2020 年，将形成煤制油产能 1200 万吨/年，煤制天然气产能 200 亿立方米/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，煤制甲醇产能 7628 万吨/年。

中国现已投产及“十三五规划”重点煤制油、煤制气项目分布

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　　煤化工行业有着强烈的设备技改更新需求，这一方面是由于环保压力，更重要的是因为老设备的生产成本和效率 都不具市场竞争力。2016 年新设备开工率约 70%，老旧设备开工率 30%~40%，新设备在生产效率、质量和环保方面 具有优势，催生行业设备技改升级需求。上市公司湖北宜化去年 11 月发布定增预案，计划募集不超过 17.8 亿元，全 面改造公司现有 45 万吨合成氨生产装置，降本增效。改造后，吨合成氨预计节约电耗约 1300 度，节煤约 300 公斤， 用水、蒸汽也会显着降低，预计改造后可降低成本超 4 亿元。

　　根据已建和拟建的煤化工项目以及行业经验总结：参考黔希煤化工 30 万吨/年煤制乙二醇项目，总投资 54.37 亿 元，乙二醇单位投资额约 1.8 亿元/吨；参考黑龙江鹤岗 180 万吨煤制甲醇转 60 万吨烯烃(或芳烃)项目，总投资 170 亿 元，煤制烯烃/芳烃单位投资额约 3 亿元/吨；参考安徽淮南 40 亿立方米/年天然气项目，总投资约 300 亿，单位投资额 约 7.5 亿元/立方米；参考神华宁煤年产 400 万吨的煤制油项目投资额为 550 亿元，煤制油单位投资额约 1.5 亿元/吨； 参考内蒙古卓正年产 120 万吨的煤制甲醇项目投资额为 69 亿元，单位投资额 0.57 万元/吨。根据上述典型煤化工项目 单位投资额，我们预计，到 2020 年，我国新型煤化工投资额预计为 4686 亿元；再加上老煤化工项目的投资以及老旧 设备的升级改造，到 2020 年煤化工投资有望超过 5000 亿元。

2017~2020 年新型煤化工投资额估算

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　　2、煤化工设备行业预测

　　总体来看煤化工投资中设备约占一半，分布情况是：设备占 55%，安装工程大约占 20%，建筑工程大约占 8%， 其余为设计、建设期利息费用等。按照上面未来煤化工项目投资的测算，未来煤化工设备投资额将近 3000 亿元。煤

　　化工项目涉及设备种类繁多，各种设备遍布整个工艺过程。煤化工工厂还需要能源支撑，相关配套项目对设备的需求 更为多样细致，煤化工核心设备将最为受益。

　　新型煤化工工艺路线存在数种选择，不同项目、产品的工艺路线也有明显差别，因此对应的设备需求会不同。但 是核心设备总体类似，包括煤气化炉、合成塔、加氢反应器、空分设备、换热器、净化回收设备、压力容器和大型压 缩机等。总体上这些设备可分为静设备和动设备两类，其中静设备最核心的是压力容器，动设备最主要的是压缩机、 工业泵和空分设备。

　　煤化工设备投资之中，压力容器占比最大，达到 40%，泵阀压缩机约占 20%，换热设备占 13%，空分占 5%，管 网大约占 10%，其他设备占 10%。按照行业集中度来看,受益程度排序为:空分设备>煤气化装置>压缩机>压力容器。 由于此轮周期复苏中短期主要因中小型新建项目和改造项目投资拉动,因此主要设备订单将于 2017-2018 年释放,且订 单周期较上一轮有明显缩短,转化率或将有明显提升。

煤化工项目投资构成

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煤化工设备投资构成

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