伴隨著供給側(cè)改革的推進，煤化工業(yè)發(fā)展進入新周期。一方面，新型煤化工行業(yè)進入成長期，項目成本大幅下降，疊加石油價格的不斷上漲，各類煤化工項目經(jīng)濟性逐級顯現(xiàn)放大；另一方面，傳統(tǒng)煤化工行業(yè)技改促進煤化工設(shè)備需求增長，現(xiàn)階段傳統(tǒng)煤化工合成氨產(chǎn)能過剩，無疑也是供給側(cè)改革的一個著力點。

一、煤化工是我國重點發(fā)展的戰(zhàn)略產(chǎn)業(yè)

我國能源結(jié)構(gòu)特點“富煤、貧油、少氣”，資源稟賦決定了我國是全球主要的煤炭輸出國，而石油、天然氣以及整個石化產(chǎn)業(yè)鏈中的化工品則需要大量進口。如何解決對進口石油、天然氣的過度依賴是涉及我國能源安全戰(zhàn)略的重大問題。

根據(jù)英國石油公司（BP）發(fā)布的《世界能源統(tǒng)計年鑒2016》，截止2015年底，我國探明能源儲量中，煤炭約1145億噸，石油約25億噸，天然氣約3.8萬億立方。其中，煤炭儲量占世界總儲量的12.8%，石油占1.1%，天然氣約占2.1%。

由于石油、天然氣儲量占比低，我國每年消費的石油、天然氣需要大量進口。截至2015年，我國原油表觀消費量達到5.25億噸，其中進口量3.45億噸，進口占比61%；天然氣消費量1855億方，其中進口668億方，進口占比33%。二者進口依存度遠高于煤炭的8%，解決石油、天然氣的過度依賴進口問題對我國能源安全意義重大。

此外，我國整個石化產(chǎn)業(yè)鏈中的化工品進口依賴度同樣很高，乙二醇進口依賴度超過70%，烯烴產(chǎn)品進口依賴度也超過40%。2015年，我國乙烯單體、丙烯單體的表觀需求分別為1866萬噸、2587萬噸，年進口量分別為152萬噸、277萬噸，對外依存度為8%、11%；聚乙烯、聚丙烯表觀消費量2378萬噸、2009萬噸，年進口量987萬噸、339萬噸，對外依存度41%、17%。根據(jù)我們的測算，烯烴產(chǎn)品潛在進口替代空間3287萬噸，該數(shù)字2020年有望達到5086萬噸。 

煤化工是以煤為原料，經(jīng)過化學加工使煤轉(zhuǎn)化為氣體、液體、固體燃料及化學品，生產(chǎn)出各種化工產(chǎn)品的工業(yè)。煤化工包括傳統(tǒng)煤化工和新型煤化工：

傳統(tǒng)煤化工包括煤焦化、煤電石、煤合成氨（化肥）等領(lǐng)域。

新型煤化工以生產(chǎn)潔凈能源和可替代石油化工的產(chǎn)品為主，包括煤制甲醇、煤制烯烴、煤制天然氣、褐煤提質(zhì)、煤制乙二醇和煤制油等。

通過煤的氣化、凈化、甲烷化等過程，可將煤炭制成合成天然氣。以煤為原料經(jīng)過加壓氣化后，脫硫提純制得的含有可燃組分的氣體，可供城市做民用燃料。此外，煤氣中的一氧化碳和氫氣還是重要的化工原料，可用于合成氨、合成甲醇等。

煤制油是以煤炭為原料通過化學加工過程生產(chǎn)油品和石油化工產(chǎn)品的一項技術(shù)。煤制油包括煤直接液化和煤間接液化兩種技術(shù)路線。煤的直接液化將煤在高溫高壓條件下，通過催化加氫直接液化合成液態(tài)烴類燃料，并脫除硫、氮、氧等原子。煤的間接液化首先把煤氣化，再將合成氣轉(zhuǎn)化為烴類燃料（合成氣轉(zhuǎn)化未烴類燃料過程主要采用費拖合成工藝）。

煤制油、煤制氣是解決國內(nèi)油氣起源短缺的有效方式，是涉及國家能源安全重要戰(zhàn)略。

以我國第一批建設(shè)的大唐克旗煤制氣項目為例，項目由大唐能源化工有限責任公司、北京市燃氣集團、中國大唐集團公司、天津市津能投資公司共同投資建設(shè)，通過自行建設(shè)克旗到北京的輸氣管道，與中石油北京天然氣管線相連，煤制氣產(chǎn)品通過該管道直接供應(yīng)北京市場。項目分三期建設(shè)，每期產(chǎn)能均為13.3億方/年，Ⅰ期于2013年底投產(chǎn)。截止2016年2月底，項目已完成投資265億元，累計生產(chǎn)天然氣11億標立方米、副產(chǎn)品焦油、粗酚、硫磺、硫銨等超過20噸。2016年，項目計劃生產(chǎn)天然氣11.33億立方米，預(yù)計實現(xiàn)銷售收入24億元；以及各類副產(chǎn)品超過20噸，副產(chǎn)品預(yù)計實現(xiàn)銷售收入2.3億元。

2016年7月19日，習近平總書記赴寧東能源化工基地，詳細了解全球單體規(guī)模最大的煤制油工程項目——神華寧煤煤間接液化示范項目建設(shè)的進展情況，肯定了我國在煤化工領(lǐng)域取得的創(chuàng)新成就。2016年12月28日，神華寧煤集團400萬噸/年煤炭間接液化示范項目建成投產(chǎn)，習近平總書記再次作出重要批示，強調(diào)要加快推進能源生產(chǎn)和消費革命，增強我國能源自助保障能力。

2016年底，我國發(fā)布《能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，規(guī)劃指出：按照國家能源戰(zhàn)略技術(shù)儲備和產(chǎn)能儲備示范工程的定位，合理控制發(fā)展節(jié)奏，強化技術(shù)創(chuàng)新和市場風險評估，嚴格落實環(huán)保準入條件，有序發(fā)展煤炭深加工，穩(wěn)妥推進煤制燃料、煤制烯烴等升級示范，增強項目競爭力和抗風險能力。嚴格執(zhí)行能效、環(huán)保、節(jié)水和裝備自主化等標準，積極探索煤炭深加工與煉油、石化、電力等產(chǎn)業(yè)有機融合的創(chuàng)新發(fā)展模式，力爭實現(xiàn)長期穩(wěn)定高水平運行?！笆濉逼陂g，煤制油、煤制天然氣生產(chǎn)能力達到1300 萬噸和170 億立方米左右。

《規(guī)劃》劃定了“十三五”期間煤炭深加工建設(shè)重點項目：1）煤制油：寧夏神華寧煤二期、內(nèi)蒙古神華鄂爾多斯二三線、陜西兗礦榆林二期、新疆甘泉堡、新疆伊犁、內(nèi)蒙古伊泰、貴州畢節(jié)、內(nèi)蒙古東部；2）煤制天然氣：新疆準東、新疆伊犁、內(nèi)蒙古鄂爾多斯、山西大同、內(nèi)蒙古興安盟。

二、多項條件成熟，助新型煤化工重回成長軌道

（一）工藝成熟助煤制乙二醇項目率先開啟

1、乙二醇需求：國內(nèi)消費量有望保持穩(wěn)定增長

乙二醇主要用于聚酯纖維的制備等，2015年國內(nèi)表觀消費量達到1275萬噸。

乙二醇用途廣泛，可用來合成“滌綸”等高分子化合物，還可用作薄膜、橡膠、增塑劑、干燥劑、剎車油等原料。聚酯是乙二醇的主要下游市場，占據(jù)乙二醇需求的 94%，其余 6%用于防凍劑粘合劑、油漆溶劑、耐寒潤滑油、表面活性劑等其他產(chǎn)品的生產(chǎn)。其中聚酯主要用于生產(chǎn)聚酯纖維，包括滌綸長絲及滌綸短纖等，最終應(yīng)用到服裝紡織領(lǐng)域。

受我國服裝產(chǎn)業(yè)穩(wěn)定發(fā)展的帶動，我國乙二醇需求穩(wěn)定增長。2005至2015年，我國乙二醇表觀消費量復(fù)合增長率達到9.6%。2015年，國內(nèi)乙二醇表觀消費量達到1275萬噸。

2、乙二醇供給：煤制乙二醇相比國內(nèi)石油法乙二醇更具成本優(yōu)勢

2015年，我國乙二醇進口量875萬噸，國內(nèi)產(chǎn)量400萬噸，對外依存度達到69%。乙二醇的技術(shù)來源主要包括進口天然氣法乙二醇、國內(nèi)石油法乙二醇、國內(nèi)煤制乙二醇。

我國進口的乙二醇主要為中東的天然氣法生產(chǎn)的乙二醇，在全部進口量中占比達到60%。我國國內(nèi)生產(chǎn)的乙二醇制備以石油法為主，隨著國內(nèi)煤制乙二醇工藝的逐步成熟，煤制乙二醇的產(chǎn)能在國內(nèi)總產(chǎn)能中的占比越來越高。截至2016年5月，國內(nèi)煤制乙二醇產(chǎn)能快速擴張到282萬噸，但仍有很大的提升空間。

三種乙二醇工藝路線中，中東的天然氣制乙二醇路線成本最低，其次是我國煤制乙二醇，成本最高的是國內(nèi)的石油法乙二醇，因此國內(nèi)乙二醇產(chǎn)品的價格主要受國內(nèi)石油法乙二醇的定價影響較大。

石油法制乙二醇的途徑大體為石腦油經(jīng)過裂解生成乙烯，乙烯再加工制成乙二醇。通過我們的調(diào)研了解到，業(yè)內(nèi)對石油法乙二醇成本可以用0.65倍的乙烯成本加上100美元/噸來粗略估算。由于我國石油大量需要進口，因此乙烯價格、石油法乙二醇價格與油價波動呈現(xiàn)出比較明顯的相關(guān)性。

煤制乙二醇指以煤炭為原料，通過氣化生成合成氣后再制得乙二醇。目前煤制乙二醇主要有煤制烯烴制乙二醇、直接合成乙二醇、草酸酯法制乙二醇三種路線。其中，草酸酯路線中間環(huán)節(jié)較少，生產(chǎn)成本較低，相對石油法具有較強的競爭力。煤制烯烴路線需結(jié)合煤制烯烴環(huán)節(jié)，成本較高。因此，草酸酯法逐步成為國內(nèi)煤制乙二醇的主流技術(shù)路線，目前正在大規(guī)模普及。

煤制乙二醇成本分為固定成本和可變成本兩大部分。其中，固定成本包括公用工程、折舊費、催化劑等，可變成本包括原材料成本等。

由于我國大部分煤制乙二醇項目都配套自備煤礦，因此測算煤制乙二醇成本是應(yīng)采用企業(yè)獲得煤炭的成本，而非當前煤炭的市場價格。根據(jù)部分網(wǎng)絡(luò)資料和近期調(diào)研所得，我國部分地區(qū)煤炭開采價格可以達到100~200元/噸之間，部分條件優(yōu)越地區(qū)開采成本可達到100元/噸以下。參考《我國煤制乙二醇產(chǎn)業(yè)化及競爭力分析》中的測算，我國新疆、內(nèi)蒙古地區(qū)煤制乙二醇單噸生產(chǎn)成本已經(jīng)可以達到4300元/噸左右，加上運輸費用，總成本可維持在5000元/噸。根據(jù)我們最新的調(diào)研顯示，目前煤制乙二醇的成本已經(jīng)進一步的下調(diào)，包含運費的行業(yè)平均成本已經(jīng)下降至4500元/噸左右。

通過以上分析，我們認為，油價波動及由此帶來的乙烯價格變動對國內(nèi)石油法乙二醇價格影響較大。我們假定“十三五”期間煤炭價格在現(xiàn)有價位基礎(chǔ)上小幅波動，則隨著油價或國內(nèi)乙烯價格的上漲，煤制乙二醇相對于國內(nèi)石油法乙二醇的成本優(yōu)勢將得到顯現(xiàn)。據(jù)測算，當原油價格在40美元/桶附近時，國內(nèi)煤制乙二醇項目可實現(xiàn)盈虧平衡，當油價超過50美元/桶時，煤制乙二醇項目已經(jīng)可以實現(xiàn)較好的經(jīng)濟性。

截至2017年1月17日，乙二醇的價格從2015年底的4200/噸上漲至8075元/噸。部分能夠?qū)崿F(xiàn)穩(wěn)定運行的國內(nèi)煤制乙二醇項目已經(jīng)體現(xiàn)出顯著的經(jīng)濟性。

3、工藝成熟促進煤制乙二醇項目迎來開工高峰

以上是對煤制乙二醇相比石油法乙二醇理論上的成本優(yōu)勢的測算，根據(jù)理論測算結(jié)果，過去幾年間煤制乙二醇相比石油法乙二醇已經(jīng)能夠體現(xiàn)出比較好的經(jīng)濟性。然而由于我國早期煤制乙二醇工藝并不成熟，導致早期建成的項目無法實現(xiàn)100%負載。

項目運行的間斷一方面增加了維修維護費用，增加了運營成本，一方面無法完全達產(chǎn)導致收入低于預(yù)期，致使我國早期的煤制乙二醇項目收益率低下，大部分計劃開工建設(shè)的乙二醇項目處于暫停觀望態(tài)度。

2016年開始，隨著煤制乙二醇工藝的逐步改善，項目運行的穩(wěn)定性得到了極大的提升。2016年9月，永金化工安陽20萬噸煤制乙二醇項目生產(chǎn)負荷達到95%，日產(chǎn)乙二醇項目580噸，基本完全達產(chǎn)，并于2016年11月開始盈利；2016年11月，陽煤化工40萬噸煤制乙二醇項目一期同樣成功投產(chǎn)，穩(wěn)定產(chǎn)出優(yōu)等乙二醇。其純度達到99.96%，紫外透光率達到220nm：96%，275nm：96%，350nm：99%。

煤制乙二醇項目開工意愿強烈。以上項目的成功運行預(yù)示著國內(nèi)煤制乙二醇工藝正式進入成熟階段，技術(shù)進步使得煤制乙二醇的理論成本和理論收益率成為可能。通過前期對煤化工產(chǎn)業(yè)鏈相關(guān)公司的跟蹤交流，我們了解到目前國內(nèi)煤制乙二醇新項目開工意愿強烈，曾經(jīng)受不同原因暫停的項目有望重啟，我們預(yù)測目前計劃開工項目對應(yīng)乙二醇產(chǎn)能大約在300萬噸左右。

未來，隨著技術(shù)的進步和經(jīng)驗的積累，煤制乙二醇成本有望進一步下降。考慮到上文對國內(nèi)乙二醇產(chǎn)品需求和不同制備工藝成本分析，我們認為煤制乙二醇相對國內(nèi)石油法乙二醇和進口天然氣法乙二醇有著巨大的替代空間。

（二）多項條件成熟，大型煤化工項目有望開閘

1、環(huán)保、水耗問題得到有效改善

煤化工的生產(chǎn)伴隨著廢水、廢氣、固體廢棄物的產(chǎn)生，對環(huán)境的影響較大。對環(huán)保指標的要求貫穿煤化工項目設(shè)計、建設(shè)、試車、運行的全流程。

受污染問題影響，煤化工行業(yè)經(jīng)歷多年靜默期。十八大以來，國家將環(huán)境保護提升到了一個新的高度，一系列國家級的環(huán)保政策相繼出臺。2013年6月，《大氣污染防治行動計劃》出臺，2014年4月全國人大常委會審議通過的《環(huán)保法修訂案》，2015年4月的《水污染防治行動計劃》出臺。

此外，項目環(huán)評的審批流程同樣趨于嚴格、正規(guī)化。流程規(guī)定，環(huán)評申請需首先聘請第三方環(huán)評機構(gòu)出具環(huán)境影響評估報告，提交環(huán)保部；環(huán)保部受理環(huán)評報告后，抽調(diào)專家到現(xiàn)場召開專家環(huán)評會；專家出具專家意見，提交到環(huán)境工程評估中心，評估中心出具評估意見提交環(huán)境影響評價司，由環(huán)評司及環(huán)保部等決策層最終確定是否給予通過。

2014年開始，一系列政策出臺及審批趨于嚴格促進煤化工項目環(huán)評收緊。

受環(huán)評難度加大影響，2014-2015年間，僅2014年間一個煤化工項目通過環(huán)評審核，2015年未有項目通過環(huán)評。期間，蘇新能源塔城40億立方米煤制氣項目、北控集團鄂爾多斯40億立方米煤制氣項目、中海油大同40億立方米煤制氣項目、伊犁新天20億立方米煤制氣項目、山西潞安180萬噸煤制油項目的環(huán)境影響評估報告均未予通過，環(huán)評成為阻礙煤化工項目開工的最大障礙。

2016年，煤化工項目環(huán)評大門重新打開。隨著煤化工項目工藝技術(shù)的不斷成熟，之前環(huán)評不合格的也都已進行了相關(guān)改進，達到了環(huán)評的要求。

2016年度已獲得國家環(huán)保部環(huán)評批復(fù)的新建煤化工項目共有6個。

水耗問題改善空間大。早期煤化工項目水耗高，主要是因為工藝開發(fā)階段，業(yè)主和設(shè)計方的關(guān)注焦點在于打通流程，暫時犧牲能耗和水耗的優(yōu)化要求。隨著煤化工工藝的逐步成熟，耗水問題的關(guān)注度提升，水資源的利用也逐步得到優(yōu)化。

以煤制甲醇為例。早期煤制甲醇工藝噸甲醇水耗高達25噸，但隨著工藝設(shè)計和生產(chǎn)操作逐步成熟優(yōu)化，煤制甲醇水耗逐步下降到17噸/噸甲醇。2008年，新一代煤化工裝置投產(chǎn)，水耗降到12噸/噸甲醇。2012年，煤制甲醇工藝已經(jīng)可以將水耗降到了6.99噸/噸甲醇，與天然氣制甲醇的耗水差不多。

此外，煤制烯烴、煤制油的水耗問題同樣得到顯著改善。早期國內(nèi)煤制油工藝每生產(chǎn)一噸油需要消耗10余噸水，截至我們最新了解的情況，隨著新型節(jié)水工藝、設(shè)備的投入使用，我國部分煤制油項目水的重復(fù)利用率可達97%，冷卻水重復(fù)利用率超過98%，噸產(chǎn)品耗水已經(jīng)可以下降到5-6噸。以神華鄂爾多斯煤制油項目為例，神華集團該項目最初設(shè)計的噸油水耗達10噸，但隨著工藝不斷改進，該項目噸油水耗已經(jīng)從設(shè)計之初的10噸降到5.8噸左右。

神華集團表示，到2020年，神華煤制油項目將努力實現(xiàn)水耗繼續(xù)降低20%，把新鮮水耗量降到最低。此外，煤制烯烴也從現(xiàn)在的每噸產(chǎn)品耗水32噸下降到7噸。由此可見，煤化工項目耗水問題已經(jīng)得到了顯著改善。

2、油價上漲帶動大型煤化工項目經(jīng)濟性逐步提升

經(jīng)濟性是影響煤制烯烴項目開工的重要原因，預(yù)計油價在50美元/桶左右時，煤制烯烴可在一定程度上實現(xiàn)盈虧平衡。

根據(jù)《煤炭與化工》2016年9月份的一篇測算，煤制烯烴的生產(chǎn)成本主要包括原料煤、化工三劑、折舊和無形資產(chǎn)、工資福利和維修、保運成本等。其中，折舊費和無形資產(chǎn)攤銷屬于固定成本，占到總成本的43%左右；原料煤和燃料煤成本占到總成本的26%左右。

烯烴成本與國際原油價格顯著相關(guān)。當原油價格為50美元/桶時，烯烴綜合成本為5565元/噸；原油價格每增加10 美元/ 桶，噸烯烴綜合成本增加約955元。

通過對比顯示，當石油價格為50~55美元/桶時，對應(yīng)烯烴生產(chǎn)成本5565~6043元/噸，對應(yīng)煤炭價格157~209元。當前國際油價在55美元/桶左右，意味著若煤炭價格低于209元，則從經(jīng)濟性角度煤制烯烴將優(yōu)于石油制烯烴。 （ 需要說明的是，由于國內(nèi)大部分煤化工項目業(yè)主有自備煤礦，因此對其項目經(jīng)濟性測算時應(yīng)使用業(yè)主獲得煤炭的價格，而非市場價格。據(jù)我們調(diào)研情況和網(wǎng)絡(luò)資料顯示，我國部分地區(qū)煤炭開采價格可以達到100~200元/噸之間，部分條件優(yōu)越地區(qū)開采成本可達到100元/噸以下。因此我們認為，原油價格在55美元/桶的水平時，基于當前技術(shù)的煤制烯烴項目已經(jīng)可以實現(xiàn)較好的經(jīng)濟性）。

油價上漲將帶動煤制油、煤制氣項目經(jīng)濟性顯現(xiàn)?；谖覈鴮γ褐朴?、煤制氣項目的能源安全戰(zhàn)略定位，我們認為經(jīng)濟性并非是決定項目開工與否的最重要條件。但是隨著經(jīng)濟性的逐步顯現(xiàn)，煤制油、煤制氣項目開工的意愿將隨之提升。根據(jù)我們的調(diào)研顯示，當油價位于60美元/桶時，煤制油項目可以實現(xiàn)盈虧平衡。當油價位于70美元/噸以上時，煤制天然氣相對于進口LNG的競爭力將顯現(xiàn)。

煤化工項目投資規(guī)模將隨油價上漲逐級打開。由于制取的產(chǎn)品不同，導致在技術(shù)和工藝上存在差異，煤制乙二醇、煤制烯烴、煤制油、煤制氣的投資規(guī)模也有所不同。根據(jù)行業(yè)經(jīng)驗總結(jié)，目前一個年產(chǎn)20萬噸的煤制乙二醇項目投資額在40億元左右；一個年產(chǎn)60萬噸的煤制烯烴項目投資額在200億元；一個年產(chǎn)40億立方的煤制氣項目投資額300億元；一個年產(chǎn)400萬噸的煤制油項目投資額為550-600億元?？紤]到我國乙二醇、烯烴、原油的年消費量及進口缺口空間不同，隨著原油價格的持續(xù)上漲，煤化工項目的潛在投資空間將被逐級打開。

三、化肥行業(yè)供給側(cè)改革，傳統(tǒng)煤化工技改需求提升

尿素產(chǎn)能嚴重過剩，成本分化帶來高污染落后產(chǎn)能退出。尿素是傳統(tǒng)煤化工合成氨的主要下游之一，目前我國尿素表觀產(chǎn)能8400萬噸，2015年產(chǎn)量7100萬噸，產(chǎn)能利用率不足85%。針對行業(yè)產(chǎn)能過剩問題，國家出臺多項政策推動供給側(cè)改革，包括提高化肥用氣價、取消化肥廠用電補貼、擬實施環(huán)保稅法對污染物排放量化征稅等。這些政策將推升部分高能耗、高污染產(chǎn)能的成本，加劇現(xiàn)有產(chǎn)能成本分化，使得行業(yè)產(chǎn)能向低能耗、清潔化的方向集中，未來高能耗高污染產(chǎn)能有望退出，行業(yè)供給端將逐步出清。

（一）氣頭尿素：氣價放開，氣頭尿素成本提升

氣頭產(chǎn)能占我國尿素產(chǎn)能23%左右。目前我國約8400萬噸尿素產(chǎn)能中，氣頭約1900萬噸，煤頭約6100萬噸，其余為焦爐煤氣產(chǎn)能。

氣改長期將推升氣頭產(chǎn)能成本。我國化肥用氣每年大約100億立方米，占全部用氣的5%。近幾年國家調(diào)整非居民用天然氣價格時，考慮到化肥產(chǎn)業(yè)的低迷，化肥用氣價均少提或不提。16年11月氣價放開后，供需雙方可以在基準門站的價格基礎(chǔ)上，上浮20%下浮不限的范圍內(nèi)協(xié)商確定價格。天然氣價格每上升0.1元/立方米，尿素成本將上漲70-80元/噸，比對各地工業(yè)用氣和化肥用氣的價差，預(yù)計除部分有協(xié)議價的氣頭尿素產(chǎn)能外，大部分氣頭尿素產(chǎn)能成本將上漲300-400元/噸。

（二）煤頭尿素：環(huán)保稅法出臺在即，高污染固定床產(chǎn)能面臨淘汰

煤頭尿素以固定床和氣流床工藝為主。按生產(chǎn)裝置化學工程特征分類，煤氣化技術(shù)主要分為固定床、流化床和氣流床三大類，其中流化床技術(shù)發(fā)展較慢，成功實現(xiàn)工業(yè)化應(yīng)用的不多。在現(xiàn)有煤頭產(chǎn)能中，固定床工藝約占70%，剩余為氣流床工藝，包括粉煤氣化和水煤漿氣化兩種技術(shù)流派。

電補取消，傳統(tǒng)方式尿素生產(chǎn)企業(yè)成本壓力增加。2015年4月，發(fā)改委《逐步取消化肥生產(chǎn)的電價優(yōu)惠》提出到2016年4月20日，化肥電價優(yōu)惠全部取消。政策發(fā)布后蘇皖地區(qū)電價率先上調(diào)，當?shù)氐食鰪S價格上調(diào)20-30元/噸。根據(jù)調(diào)研，生產(chǎn)單噸尿素用電量約800-1200度，化肥用電優(yōu)惠取消使得單位電價上漲0.07-0.1元，將帶來尿素成本上升80-100元/噸，增大企業(yè)成本壓力。

環(huán)保稅法實施在即，高污染產(chǎn)能面臨淘汰。2018年1月1日將推行的環(huán)保稅法將對廢液、廢氣、廢固和噪聲進行量化征稅。就尿素生產(chǎn)而言，煤氣化是最主要的污染環(huán)節(jié)之一，合成氣中普遍含有二氧化硫等大氣污染物，需要進行脫硫凈化等處理。國內(nèi)主流工藝水煤漿、粉煤氣化和固定床環(huán)保性依次降低，尤其固定床工藝產(chǎn)生的氣體含焦油和酚類，廢水和廢氣處理難度最大。實際生產(chǎn)中具體廠家由于裝置維護差別環(huán)保性會有差異，但小產(chǎn)能和老產(chǎn)能普遍環(huán)保性差，如果不進行改造將面臨較高的征稅成本。

（三）化肥廠技改：固定床轉(zhuǎn)向氣流床，帶動設(shè)備需求提升

1、新型煤氣化技術(shù)日漸成熟

現(xiàn)有氣化爐仍以固定床為主。我國煤氣化技術(shù)應(yīng)用在總體上仍處于落后狀態(tài)，運轉(zhuǎn)中的各類煤氣化爐主要以固定床氣化爐為主，其中合成氨工業(yè)中應(yīng)用的常壓固定床間歇氣化爐（UGI）約達4000余臺。世界上第一臺UGI爐于1882年設(shè)計，隨后持續(xù)改進發(fā)展，最終真正實現(xiàn)工業(yè)化應(yīng)用并沿用至今的只有我國，國外40多年前就因環(huán)保等問題停止使用。從投產(chǎn)時間來看，投放時間20年以上的產(chǎn)能約1400萬噸，基本都是固定床工藝，難以改造，未來若環(huán)保稅法嚴格執(zhí)行，該部分產(chǎn)能成本將進一步被推高；投放時間10-20年的產(chǎn)能約900萬噸，大部分是固定床工藝，若要改造成航天爐或水煤漿，將產(chǎn)生巨大設(shè)備投資。

新型煤氣化技術(shù)在節(jié)電降耗、煤種適應(yīng)、環(huán)保等方面優(yōu)勢突出，是未來主要發(fā)展方向。對于以煤為原材料的化肥生產(chǎn)企業(yè)而言，電和煤是最主要的生產(chǎn)要素，電耗、煤耗構(gòu)成企業(yè)最主要的生產(chǎn)成本，因此降低電耗、煤耗是化肥企業(yè)提高核心競爭力的重要方式。以粉煤氣化和水煤漿氣化為代表的新型煤氣化技術(shù)與傳統(tǒng)固定床煤氣化技術(shù)相比，在節(jié)電降耗、煤種適應(yīng)、環(huán)保等方面具有十分突出的優(yōu)勢。

大型企業(yè)產(chǎn)能改造顯著降低成本。目前，行業(yè)多家大型企業(yè)已采用新型氣化技術(shù)對尿素生產(chǎn)過程中的合成氨裝置進行技術(shù)改造，收效明顯，尤其在電價、煤價較高地區(qū)，成本優(yōu)勢十分顯著。

11年魯西投資9億將20萬噸尿素產(chǎn)能改造為航天爐工藝。項目以較為低廉的煙煤為原料，采用中國航天技術(shù)研究院開發(fā)的HT-L粉煤加壓氣化先進技術(shù)，選用Φ2800/3200航天氣化爐制氣，項目建成投產(chǎn)后有效降低了公司尿素的生產(chǎn)成本。

16年宜化擬投資18億元水煤漿改造45萬噸合成氨產(chǎn)能（對應(yīng)80萬噸尿素產(chǎn)能）。項目使用先進的多噴嘴對置式水煤漿氣化工藝、低溫甲醇洗工藝、WSA濕法制酸工藝、可控移熱等溫變換工藝、液氮洗工藝、低壓合成等工藝，全面改造現(xiàn)有45萬噸合成氨生產(chǎn)裝置。改造后，預(yù)計節(jié)約電量約1300千瓦時/噸合成氨，節(jié)煤約300公斤/噸合成氨。

2、化肥廠技改帶動設(shè)備需求提升

除氣化爐外，技術(shù)改進主要帶來空分和深冷設(shè)備需求。以湖北宜化固定床改水煤漿項目為例，改造前后主要變化發(fā)生在造氣工序、凈化工序（脫硫脫碳等）、精煉工序和氨合成工序。

造氣工序：從耗氧量來看，固定床、粉煤氣化、水煤漿氣化比氧耗依次增加，從固定床到水煤漿每生產(chǎn)1000標準立方米（CO+ H2）多消耗氧氣100標準立方米，這就要求提升原有空分設(shè)備制氧能力，帶來新增設(shè)備需求。

凈化工序：固定床凈化工序階段較多，需要運行多臺設(shè)備，能耗較高；改造后的低溫甲醇洗工藝作為深冷凈化技術(shù)的一種，能同時吸收SO2、H2S、CO2等酸性氣體，結(jié)合WSA濕法制酸工藝還可生產(chǎn)硫酸，整體利用效率更高。

精煉工序：舊產(chǎn)能精煉工序以銅洗為主，期間需要略微提高溫度以使得銅液再生，但升高溫度會引起液氨揮發(fā)，需要額外設(shè)置冷卻環(huán)節(jié)，能耗增加，同時廢液中的銅為重金屬離子，容易對環(huán)境造成污染；改造后的液氮洗工藝也屬于深冷技術(shù)，利用冷凝溫度CO＞液氮＞H2將CO液化，從而得到純凈的H2，經(jīng)濟性和環(huán)保性都優(yōu)于前者。

四、煤化工產(chǎn)業(yè)鏈及相關(guān)上市公司推薦

（一）煤化工產(chǎn)業(yè)鏈投資邏輯：工程商和設(shè)備制造商最先受益

煤化工項目建設(shè)多以EPC總包的方式為主，項目涉及技術(shù)提供商、工程承包商（設(shè)計、建設(shè)）、設(shè)備供應(yīng)商、項目經(jīng)營方（業(yè)主）。

項目的建設(shè)周期為3-5年左右：企業(yè)一般會環(huán)評通過前后啟動設(shè)計和相關(guān)設(shè)備的招標工作。由工程承包商攜技術(shù)方案進行競標，競標成功后進行設(shè)計。

設(shè)計工作一般可在6-9個月內(nèi)完成，再進行建筑安裝、設(shè)備調(diào)試、開車試生產(chǎn)、穩(wěn)定運營，到業(yè)主真正獲得經(jīng)濟效益，往往需要3-5 年的時間。在此過程中，長周期設(shè)備由于訂貨提前期較長（一般在12-14個月），因此工程承包商往往在工程設(shè)計開始時就同時進行長周期設(shè)備采購。