【華創(chuàng)機械李佳團隊】李佳/魯佩/趙志銘13817846354/婁湘虹/胡剛
核心觀點
1.新型煤化工行業(yè)進入成長期。
煤化工是涉及到我國能源安全的重要戰(zhàn)略產(chǎn)業(yè)，受環(huán)保門檻和項目經(jīng)濟性影響，新型煤化工行業(yè)沉寂多年。
行業(yè)迎來經(jīng)濟性及政策的雙重拐點。2016年，部分新型煤化工工藝進入成熟期，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；此外，經(jīng)過多年技術探索，煤化工項目對環(huán)境影響逐步降低，2016全年通過環(huán)評審批項目達到6個，環(huán)評門檻已被打破。習主席先后兩次對神華煤制油項目進行表態(tài)，更是被視為對行業(yè)政策方向的一種表態(tài)。煤化工行業(yè)已經(jīng)迎來經(jīng)濟性及政策的雙重拐點。
煤制乙二醇經(jīng)濟性率先體現(xiàn)，煤制烯烴、煤制油投資空間將逐級打開。當前煤炭價格下，粗略估算，煤制乙二醇項目在油價40美元/桶時即可實現(xiàn)盈虧平衡，煤制烯烴盈虧平衡點在50美元/桶，煤制油項目在油價為60美元/桶。2016年下半年至今，煤制乙二醇項目開工的積極性已經(jīng)率先爆發(fā)，隨著油價的逐步上漲，煤化工行業(yè)投資空間將被逐級打開。
2.傳統(tǒng)煤化工行業(yè)技改促進煤化工設備需求增長。
煤合成氨是傳統(tǒng)煤化工的重要應用之一，現(xiàn)階段傳統(tǒng)煤化工合成氨產(chǎn)能過剩，急需進行供給側改革。作為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%，產(chǎn)能過剩問題嚴重。2016年，國家出臺多項政策推動供給側改革，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。
政策壓力下，傳統(tǒng)高能耗、高污染固定床工藝將逐步被淘汰，新型氣流床（包括粉煤氣化和水煤漿氣化）相比固定床工藝能耗更低，環(huán)境破壞力差，有望成為未來主流工藝?；市袠I(yè)工藝改造趨勢有望帶動新一輪設備需求增長。
3.相關上市公司推薦
核心推薦標的：1）空分設備核心供應商：杭氧股份；2）粉煤氣化工藝技術及設備龍頭：航天工程；3）深冷技術核心供應商：中泰股份；4）煤化工壓力容器供應商：天沃科技
行業(yè)其它相關標的：陜鼓動力、東華科技
一、煤化工是我國重點發(fā)展的戰(zhàn)略產(chǎn)業(yè)
我國能源結構特點“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、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。煤制油包括煤直接液化和煤間接液化兩種技術路線。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，再將合成氣轉化為烴類燃料（合成氣轉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，通過自行建設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北京市場。項目分三期建設，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的進展情況，肯定了我國在煤化工領域取得的創(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重點項目：1）煤制油：寧夏神華寧煤二期、內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、內蒙古伊泰、貴州畢節(jié)、內蒙古東部；2）煤制天然氣：新疆準東、新疆伊犁、內蒙古鄂爾多斯、山西大同、內蒙古興安盟。
二、多項條件成熟，助新型煤化工重回成長軌道
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1、乙二醇需求：國內消費量有望保持穩(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，最終應用到服裝紡織領域。
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合增長率達到9.6%。2015年，國內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，國內產(chǎn)量400萬噸，對外依存度達到69%。乙二醇的技術來源主要包括進口天然氣法乙二醇、國內石油法乙二醇、國內煤制乙二醇。
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%。我國國內生產(chǎn)的乙二醇制備以石油法為主，隨著國內煤制乙二醇工藝的逐步成熟，煤制乙二醇的產(chǎn)能在國內總產(chǎn)能中的占比越來越高。截至2016年5月，國內煤制乙二醇產(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，成本最高的是國內的石油法乙二醇，因此國內乙二醇產(chǎn)品的價格主要受國內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。通過我們的調研了解到，業(yè)內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煤制乙二醇的主流技術路線，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)絡資料和近期調研所得，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)我們最新的調研顯示，目前煤制乙二醇的成本已經(jīng)進一步的下調，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)有價位基礎上小幅波動，則隨著油價或國內乙烯價格的上漲，煤制乙二醇相對于國內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。部分能夠實現(xiàn)穩(wěn)定運行的國內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示著國內煤制乙二醇工藝正式進入成熟階段，技術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)鏈相關公司的跟蹤交流，我們了解到目前國內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，我們預測目前計劃開工項目對應乙二醇產(chǎn)能大約在300萬噸左右。
未來，隨著技術的進步和經(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。
?。ǘ┒囗棗l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計、建設、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的不斷成熟，之前環(huán)評不合格的也都已進行了相關改進，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)主和設計方的關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、設備的投入使用，我國部分煤制油項目水的重復利用率可達97%，冷卻水重復利用率超過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。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，對應烯烴生產(chǎn)成本5565~6043元/噸，對應煤炭價格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)濟性測算時應使用業(yè)主獲得煤炭的價格，而非市場價格。據(jù)我們調研情況和網(wǎng)絡資料顯示，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褐朴汀⒚褐茪忭椖康哪茉窗踩珣?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，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。
?。ㄒ唬忸^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上，上浮20%下浮不限的范圍內協(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。
?。ǘ┟侯^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，煤氣化技術主要分為固定床、流化床和氣流床三大類，其中流化床技術發(fā)展較慢，成功實現(xiàn)工業(yè)化應用的不多。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，當?shù)氐食鰪S價格上調20-30元/噸。根據(jù)調研，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：固定床轉向氣流床，帶動設備需求提升
1、新型煤氣化技術日漸成熟
現(xiàn)有氣化爐仍以固定床為主。我國煤氣化技術應用在總體上仍處于落后狀態(tài)，運轉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年設計，隨后持續(xù)改進發(fā)展，最終真正實現(xiàn)工業(yè)化應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)生巨大設備投資。
新型煤氣化技術在節(jié)電降耗、煤種適應、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與傳統(tǒng)固定床煤氣化技術相比，在節(jié)電降耗、煤種適應、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對尿素生產(chǎn)過程中的合成氨裝置進行技術改造，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，采用中國航天技術研究院開發(fā)的HT-L粉煤加壓氣化先進技術，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、化肥廠技改帶動設備需求提升
除氣化爐外，技術改進主要帶來空分和深冷設備需求。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備制氧能力，帶來新增設備需求。
凈化工序：固定床凈化工序階段較多，需要運行多臺設備，能耗較高；改造后的低溫甲醇洗工藝作為深冷凈化技術的一種，能同時吸收SO2、H2S、CO2等酸性氣體，結合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，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)鏈及相關上市公司推薦
（一）煤化工產(chǎn)業(yè)鏈投資邏輯：工程商和設備制造商最先受益
煤化工項目建設多以EPC總包的方式為主，項目涉及技術提供商、工程承包商（設計、建設）、設備供應商、項目經(jīng)營方（業(yè)主）。
項目的建設周期為3-5年左右：企業(yè)一般會環(huán)評通過前后啟動設計和相關設備的招標工作。由工程承包商攜技術方案進行競標，競標成功后進行設計。設計工作一般可在6-9個月內完成，再進行建筑安裝、設備調試、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計開始時就同時進行長周期設備采購。
?。ǘ┫嚓P上市公司
1、杭氧股份——大型空分設備行業(yè)龍頭
公司是國內空分設備行業(yè)龍頭，在國內大中型空分設備領域，市場占有率超過50%。目前公司在空分設備設計制造領域已實現(xiàn)8萬m3/h、10萬m3/h到12萬m3/h的突破，在大型、特大型空分設備領域的市場影響力和競爭力進一步增強。公司在6萬方及以上大型設備的市場占有率約在50%以上，總體設備的市場占有率約在40%左右。
鋼廠和傳統(tǒng)煤化工行業(yè)空分設備需求提升：
受益鋼廠盈利能力提升和技改搬遷需求釋放，以及電價補貼取消下化肥廠存量改造需求釋放影響，公司空分設備傳統(tǒng)下游需求復蘇。
煤化工行業(yè)迎來行業(yè)拐點：
2016年環(huán)保部集中批復了6個大型煤化工項目環(huán)評，這是既煤化工行業(yè)經(jīng)歷了14-15年的行業(yè)低谷后，行業(yè)首次大規(guī)模批復環(huán)評，煤化工項目開閘在即。
當前油價及產(chǎn)品價格下，乙二醇價格接近8000元/噸，而煤制乙二醇價格已下降至4500元/噸，煤制乙二醇盈利性大幅提升，推動各地煤制乙二醇項目啟動加快，從上游建筑承包商、中游設備商、下游業(yè)主反饋來看，明年新開工乙二醇項目至少在300萬噸以上，對應空分設備投資為25億，并且十三五期間投建規(guī)模有望超過千萬噸。當前煤制烯烴成本為油價50美元/桶，煤制油成本為60美元/桶，隨油價長周期上行，煤制烯烴、煤制油空間將呈指數(shù)級打開。
行業(yè)投資意愿和需求提升帶動空分設備需求提升。煤化工的核心工藝煤氣化是以氧氣作為氧化劑，與固體煤反應，生成一氧化碳、氫氣等的合成氣，合成氣可用于生產(chǎn)合成氨、甲醇、合成天然氣等多種化工產(chǎn)品，是目前煤化工的主要技術?？諝夥蛛x設備利用低溫精餾分離技術，對空氣進行分離后，制取高純度的氧氣、氮氣及氬氣等氣體，從而運用到煤的氣化過程。
2、航天工程——氣化爐和其他非標壓力容器龍頭企業(yè)
國內粉煤氣化技術領導企業(yè)，在粉煤氣化爐領域市占率達到50%。公司是國內粉煤氣化技術領導企業(yè)，下游客戶資源優(yōu)質。公司具備核心技術自主研發(fā)能力，和市場獨家推出的全壽命周期服務能力，核心業(yè)務氣化爐設備銷售歷年毛利率超過40%，整體凈利率水平可接近20%。
煤氣化主要采用煤氣化技術設計和建造大型、成套煤氣化裝置，能夠將固態(tài)煤炭高效、潔凈地轉化成氣態(tài)的合成氣（CO 和H2 混合物），可廣泛應用于煤制合成氨、煤制甲醇以及煤制油、煤制烯烴、煤制天然氣、煤制乙二醇、煤制氫、IGCC 發(fā)電等領域，市場應用前景非常廣闊。
公司在粉煤氣化領域的核心競爭力包括：
煤種適應性強：國內煤種非常多，大概有20種。公司對每一種煤都進行過專業(yè)的比對測算，有對應的技術，生產(chǎn)的航天爐在煤種適應性上非常好。
設備投資額低：公司設備全部國產(chǎn)化，對比國外的技術投資額更低。
技術專業(yè)性強：公司航天爐技術是從火箭燃燒技術攻關而來，技術研發(fā)人員專業(yè)性強，在基礎設計和詳細設計過程當中對技術的理解更好。
獨創(chuàng)全壽命服務：公司從專利授權、基礎設計、詳細設計、設備提供、工程總包、開車服務、人員培訓、遠程控制等全階段為客戶提供服務，目前在業(yè)內市占率和品牌都很好。
3、中泰股份——國內領先的深冷設備供應商
公司是國內領先的深冷設備提供商
深冷技術工藝是在低溫環(huán)境中對天然氣、合成氣、烯烴、空氣等介質進行液化、凈化或分離的工藝方法，深冷技術設備系用以實現(xiàn)上述工藝目的的非標設備。
公司主營深冷技術核心產(chǎn)品板翅式換熱器、冷箱和成套裝置，產(chǎn)品毛利率高，廣泛應用于天然氣、煤化工、石油化工等行業(yè)。
受益能源結構調整，天然氣推廣提升設備需求。
天然氣液化：深冷技術將氣態(tài)的天然氣凈化后變成液態(tài)，以滿足運輸、調峰等需求，公司自2011年起進入天然氣行業(yè)，積累了法液空、空氣化工等優(yōu)質客戶資源，市占率穩(wěn)定提升。
分布式能源：霧霾肆虐，能源結構調整需求迫切，其中煤改氣是大氣污染治理的有效手段之一。公司通過與當?shù)匾夯瘡S合作項目帶動設備銷售，面向終端客戶，未來有望形成較穩(wěn)定的現(xiàn)金流。
煤化工行業(yè)拐點顯現(xiàn)，深冷設備需求有望增長。
煤化工設備投資中深冷技術占比約10%-15%。油價持續(xù)上漲凸顯煤化工成本優(yōu)勢，隨著煤制烯烴、煤制油市場逐級打開，深冷設備需求有望迎來增長。
尾氣回收：公司利用成熟的液氮洗技術切入煤化工尾氣回收領域，2015年三套項目成功開車，回收的尾氣可用于合成氨并分離出高純度氫氣。受益化肥行業(yè)供給端改革和燃料電池發(fā)展帶來的下游需求提升，公司尾氣綜合利用和氫能制取提純業(yè)務有望成為新的增長點。
4、其它相關上市公司：陜鼓動力、天沃科技、東華科技
陜鼓動力——國內領先的能量轉換系統(tǒng)解決方案提供商
公司是為能源、空分、冶金、化工、環(huán)保和國防等產(chǎn)業(yè)提供能量轉換系統(tǒng)問題解決方案的制造商、集成商及系統(tǒng)服務商。主要產(chǎn)品包括離心壓縮機、軸流壓縮機、能量回收透平裝置、離心鼓風機到通風機。其中，空分用離心壓縮機、軸流壓縮機和自主研發(fā)的能量回收透平裝置等多項重要產(chǎn)品和核心技術達到國際先進水平。
天沃科技——國內領先的高端非標壓力容器制造商。
公司從事石油化工、煤化工、化工、有色金屬等領域壓力容器、非標設備的設計、制造，是國內領先的高端非標壓力容器制造商。公司主要產(chǎn)品包括各種材質及規(guī)格的換熱器、分離器、反應釜、儲罐、塔器、過濾器、蒸發(fā)器等。公司曾參與大唐國際、中國神華、平煤藍天、河南永煤等國內大型煤化工項目建設，分別為其在煤制烯烴、甲醇、二甲醚、乙二醇等項目中生產(chǎn)制造了眾多核心設備。
東華科技——國內煤制乙二醇工程總包業(yè)務龍頭。
公司是國內煤制乙二醇工程總包業(yè)務龍頭，市場占有率80%。公司與宇部建立長期合作關系，合作關系具備排他性。宇部是國際上較早涉及煤制乙二醇核心工藝草酸二甲酯工藝的企業(yè)之一，因此公司相比其它院所具備更強的技術優(yōu)勢。
受乙二醇價格回暖和國內多家煤制乙二醇技術不斷進步的影響，國內煤制乙二醇項目的經(jīng)濟性越發(fā)突顯。同時煤炭價格回暖，煤礦企業(yè)盈利提升，煤企投資能力增強；而制造業(yè)增速疲軟導致設備購置成本下行，煤制乙二醇項目投資成本處于低谷期。多因素疊加導致國內煤制乙二醇項目開工意愿增強。
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