我们认为新疆作为中国重要的内陆能源基地，在国家能源供应体系中的战 略地位日益凸显。据我们不完全统计，当前新疆区域煤化工有具体规划的 投资总额已达到近 5000 亿，结合“十五五”新增规划有望达到万亿投资 体量。我们联合煤炭、化工及机械行业尝试用本文剖析新疆煤化工产业链 的经济性及投资机会。 国家政策的支持下，新疆正成为全国能源战略核心基地。我们大家都认为作为中 国重要的内陆能源基地战略储备，新疆在国家能源供应体系中的战略地位 日益凸显。从资源储量看，新疆占据我国煤炭、天然气、原油资源量的 40%、 20%、17%。对于煤炭行业，新疆是近年来最主要的煤炭产量及产能核增的 省份。新疆煤化工产业的发展得到了国家和地方政府的全力支持，同时疆煤 具备源丰富，开采成本低，煤质与煤化工适配性高等优势，煤化工产业持续 扩张。据我们不完全统计，新疆煤化工规划当前投资总额近 5000 亿规模， 而考虑到“十五五”后续新增投资，总投资规模有望达到万亿。

  新疆具备低廉的能源价格，充分为煤化工发展赋能。煤化工下游产品品种类型 繁多，从主流煤化工品种分析，原料及燃料动力成本占煤化工品的 40%-77%， 是最大的可变成本。而新疆发展煤化工的最大优势就在于低廉的煤炭、电力 等能源价格优势显著。同时，新疆外运铁路也正在如火如荼的建设，我们预 计到 2030 年新疆铁路外运能力将达到 5 亿吨，全面解决运力瓶颈，为后续 煤化工的外运消纳赋能。 新疆煤化工经济性测算：部分新型煤化工具备外运经济性，部分产品战略 布局为主要思路。我们认为新疆煤化工产品的经济性，在相同技术路径的前 提下，核心考量成本+运费的综合总成本与疆外产区的竞争力；而不同技术 路径，核心考量的就是成本方面的差异。新疆的煤化工产品普遍具备成本优 势，但整体经济性值得企业进一步考量。通过将新疆生产产品运输至秦港 后的成本与目前主流煤化工产地产品成本进行测算对比，我们发现新疆煤 化工产品普遍具备成本优势。分产品看，聚烯烃当前环境下的经济性最优， 具备运抵东部港口甚至海外消纳的可能性；乙二醇、尿素、甲醇、合成氨的 产品外运经济性欠佳，建议就地寻求消纳，发挥成本优势；煤质天然气及煤 制油项目具备一定经济性，但我们认为更重要的是站在我国能源安全的角 度进行战略性前瞻布局。

  新疆煤化工产能投产对相应品种供需格局造成的冲击有限，预计后续部分 消纳途径在一带一路。我们认为新疆当前规划产能整体对我国相应化工品 供需关系存一定影响但整体可控，但考虑到多品种行业已处于盈利艰难阶 段，关键在于新疆生产的品种其是否真正具备相对其他地区及其他工艺的 成本竞争力。经我们测算，新疆煤化工部分产品外运相较内蒙、秦港具备较 强经济性，后续可能会对相应品种的供需关系产生一定冲击，预计对供需产 生冲击的品种主要在基础化工品，而疆煤生产聚乙烯的经济性最优，预计对 疆外市场造成的冲击会较大，我们判断未来相关产能投产也可能采取外运 至一带一路国家进行消纳的方式。 煤化工产业投资放量在即，设备先行。我们认为不同项目设备投资占比具 有差异性，预计设备投资占项目总投资比例约为 40%-50%。2023 年我国煤 化工装备市场规模约 758 亿元，即使仅考虑当前已经披露煤化工项目投资 额已达 5000 亿元，有望为煤化工设备市场带来较大增量。而在设备投资中， 我们认为压力容器等在设备投资中占比较高（约 40%），除此之外空分、低 温甲醇洗环节投资较高，是投资核心受益的环节。

  我们认为作为中国重要的内陆能源基地战略储备，新疆在国家能源供应体 系中的战略地位日益凸显。从资源储量看，新疆占据我国煤炭、天然气、原 油资源量的 40%、20%、17%。对于煤炭行业，新疆是近年来最主要的煤炭 产量及产能核增的省份。新疆煤化工产业的发展得到了国家和地方政府的 大力支持，同时疆煤具备源丰富，开采成本低，煤质与煤化工适配性高等优 势，煤化工产业持续扩张。据我们不完全统计，新疆煤化工规划当前投资总 额近 5000 亿规模，而考虑到“十五五”后续新增投资，总投资规模有望达 到万亿。

  国家政策的支持下，新疆正成为全国能源战略核心基地。根据 2022 年的国 家《“十四五”现代能源体系规划》，新疆正加快建设成为国家重要的能源供 应保障基地。同年，新疆尔自治区政府印发《加快新疆大型煤炭供应保 障基地建设服务国家能源安全的实施方案》，提出加快建设国家能源资源战 略保障基地的目标，以能源资源产业提质增效保障国家能源安全、助推新疆 高质量发展。2023 年发布“牢牢把握新疆在国家全局中的战略定位” 的重要讲话，自治区贯彻讲话精神，坚持新疆 “五大战略定位”，实现了八 大产业，集群发展。形成油气生产加工“三基地三盆地四区域”、煤炭煤电 煤化工“两主两翼一环”、矿产勘查开发“两环八带”、绿色有机果蔬“一区 三带八基地”等产业布局。

  新疆地区作为中国重要的内陆能源基地战略储备，其在国家能源供应体系 中的战略地位日益凸显。新疆地区几大化石能源储量及产量均居全国前位。 新疆煤炭资源预测储量高达 2.19 万亿吨，约占全国煤炭资源总量的 40%左 右。近年来，新疆原煤产量快速上升。2018-2023 年，原煤产量由 2.13 亿吨 提升至 4.57 亿吨，年复合增速为 16.5%。新疆的原油基础储量约占全国的 17%，产量从 2018 年的 1.15 亿吨增长到 2023 年的 3.27 亿吨，年均复合增 长率为 23.25%。新疆的天然气基础储量占全国的 20%，产量从 2018 年的 321.85亿立方米增长到2023年的417.27亿立方米，年均复合增长率为5.3%。 新疆在新能源领域同样有得天独厚的资源禀赋。1）风能资源：新疆风能资 源总储量达到 8.9 亿千瓦，位居全国第二。风能资源富集区主要集中在达坂 城、阿拉山口、塔城老风口等十大风区。2）太阳能资源：新疆年太阳辐射 总量均值 5800 兆焦/平方米，居全国第二位。全年日照时间较长，日照百分 率为 60%—80%，全疆日照 6 小时以上的天数 250—325 天，太阳能资源理 论蕴藏量 2.71×10^7 亿千瓦时，技术可开发量 1.6×10^7 亿千瓦时，占全 国技术可开发量的 40%，居全国第一。

  煤化工是以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料以及 化学品的过程。其中包括：1）煤的气化：将煤转化为合成气（一氧化碳和氢气的混合物），合成气可以进一步用于生产甲醇、合成氨、合成油等化学 品。2）煤的液化：将煤转化为液体燃料，如煤制油，这一过程可以提供替 代石油的能源。3）煤的干馏：在无氧或低氧条件下加热煤，产生焦炭、煤 焦油和煤气等产品。4）煤的化学转化：通过化学反应将煤转化为其他化学 品，如塑料、合成橡胶、化肥等。 其中，煤气化、煤液化、甲醇制烯烃等技术又称为新型煤化工。新型煤化工 与传统煤化工有着显著的区别。传统煤化工主要生产焦炭、煤制合成氨等初 级产品，而新型煤化工则能生产出更多高附加值的产品，如煤制油、煤制天 然气、煤制烯烃、煤制乙二醇等更为高端和多元化的产品。新型煤化工所采 用的技术包括煤气化技术、煤液化技术、甲醇制烯烃技术等。这些先进技术 的应用，不仅提高了煤炭的利用效率，还降低了对环境的影响。例如，煤气 化技术能够将煤炭转化为合成气，为后续的化工生产提供原料；煤液化技术 则可以将煤炭直接转化为液体燃料，如柴油、汽油等，提高了能源的便携性 和适用性，同时通过煤气化和净化过程可以减少硫和氮的氧化物排放。 煤炭能源作为我国能源结构的重要组成，对于确保我国能源供应安全具有 至关重要的作用。而煤化工产业作为实现煤炭资源高效利用的有力手段，直 接关系到国家的能源战略发展规划。2024 年 9 月发改委发布《关于加强煤 炭清洁高效利用的意见》，也提出要促进煤化工产业高端化、多元化、低碳 化发展。我国富煤贫油少气的能源资源禀赋特点决定了煤炭的主体能源地 位短期内不会发生根本性变化。实现“双碳”目标仍需大量清洁煤炭提供过 渡和兜底保障。煤化工产业的发展对于保障我国石化产业安全、促进石化原 料多元化具有重要作用。

  2.3. 新疆煤化工受政策驱动持续扩张，当前有清晰规划已达 5000 亿规模

  新疆煤化工受政策驱动持续扩张，当前有清晰规划投资总额已达 5000 亿规 模。新疆煤化工产业的发展得到了国家和地方政府的大力支持，同时疆煤具 备源丰富，开采成本低，煤质与煤化工适配性高等优势，煤化工产业持续扩 张。

  1）根据公开披露的新疆煤化工项目统计，目前新疆地区已有规划的煤化工 项目超过 70 项，规划的投资总额达 5000 亿规模。按产品种类分为煤制油、 煤制天然气、煤制烯烃、煤制合成氨、煤制醇、煤焦化、煤炭分质分级利用 项目及其他煤化工 8 类。 2）根据相关项目规划及主要扩张煤化工下游产品的单耗测算，预计新疆煤 化工项目完全落的情况下或形成超 3 亿吨/年煤炭需求。

  根据各煤化工公司公告及环评报告，估算煤制烯烃单吨产品原料煤耗约 5 吨，煤制油单吨产品原料煤耗约 4 吨，煤制天然气单立方米产品原料煤耗 约 2.5kg，煤制甲醇单耗 1.3 吨，煤制乙二醇单耗 2.5 吨，叠加新疆规划的 煤炭分质分级规划项目及其他煤化工项目规划（如尿素、合成氨、煤焦化 等），我们粗略测算新疆煤化工项目未来五年有望形成超 3 亿吨/年煤炭需求 （煤种不同耗煤量也会有较大区别，这里只做粗略计算）。

  煤化工下游产品种类非常之多，从主流煤化工品种分析，原料及燃料动力成本占 煤化工品的 40%-77%，是最大的可变成本。而新疆发展煤化工的最大优势 就在于低廉的煤炭、电力等能源价格上的优势显著。同时，新疆外运铁路也正在 如火如荼的建设，我们预计到 2030 年新疆铁路外运能力将达到 5 亿吨，全 面解决运力瓶颈，为后续煤化工的外运消纳赋能。

  新疆地区煤炭新增产能核准居前列。根据我们不完全统计， 2020 年以来， 国家发改委和国家能源局共核准产能 120 万吨/年以上的煤矿项目 51 个， 相应核定产能达 18920 万吨/年，除 1 例（210 万吨/年）位于贵州外，其余 全部位于晋陕蒙新陇为代表的西北地区，其中新疆地区的煤炭核准项目数 量达 28 个（约 7910 万吨/年），占 2020 年以来核准产能的 42%，是我国煤 炭开发力度最大的地区。

  新疆煤炭产量增速居全国首位，未来仍有持续增长空间。据全国第三次煤 炭资源预测与评价成果，新疆煤炭资源总量 2.19 万亿吨，约占全国资源总 量的 40%。疆煤年产量从 2018 年的 1.9 亿吨增长到 2023 年的 4.57 亿吨，年复合增长率达 19.2%，是分省煤炭产量增速最快的，占全国的比重也在不 断提升，2023 年占比达到 9.8%，比 2018 （占比 5.19%）年多了 4.6pct.， 未来随着产能投放还有望继续增加。

  新疆四大基地占全区产能超 91%。根据新疆发改委最新发布的公告显示， 截至 2023 年 12 月底，全区共有生产煤矿 74 处、合计产能 4.2 亿吨。据新 疆煤管局统计，截止到 2022 年 7 月，全疆持证生产、在建矿山由 2010 年 的 323 处减少到 95 处，其中生产煤矿 66 处、产能 31 273 万吨/a，建设煤 矿 29 处、产能 5435 万吨/a。准东、吐哈、伊犁和库拜等重点矿区产能分别 为 15980 万吨、11258 万吨、2590 万吨和 2 230 万吨，占全区产能超 91%， 这四大基地占新疆煤炭预测总储量的 64%。其中，新疆外运煤炭主要集中 在吐哈基地（哈密地区），大部分供应甘肃省河西走廊一带。 1）吐哈基地：以疆煤外运和疆电外送为主，包括大南湖、淖毛湖、黑山、 克布尔碱、三道岭、巴里坤、沙尔湖、三塘湖、艾丁湖等 9 个矿区。其中吐 鲁番矿区主要产出高热值的化工煤和水泥煤，以外运到云贵川做水泥为主； 哈密矿区储量比较多，大多为大型露天开采，占新疆总煤矿产量占比最大， 特别是三塘湖、淖毛湖矿区，主要产出低煤阶的褐煤。 2）准东基地：主要以开发煤电、煤化工等示范性项目为主，合理优化布局 大型工业园区，同时参与疆煤外运和疆电外送项目，主要包括五彩湾、大 井、西黑山、硫磺沟、 昌吉白杨河、塔城白杨河、和什托洛盖、阜康、艾 维尔沟、四棵树、沙湾、玛纳斯塔西河、将军庙、老君庙、喀木斯特等 17 个矿区。 3）伊犁基地：主要以开发煤化工示范项目、煤电当地消纳为主，主要包括 伊宁、尼勒克、昭苏 3 个矿区，重点开发伊宁矿区。 4）库拜基地：产出以焦煤为主，动力煤以当地发电供热消纳为主。主要包 括俄霍布拉克、阿艾、拜城、塔什店、布雅、阳霞、喀拉吐孜等 7 个矿区。 主要以满足当地发电、城市供热、工业生产用煤和居民生活用煤为主。 准噶尔区（准东基地）及吐哈区（吐哈基地）煤炭资源量占比全区超 90%。 全区预测埋 2000 米以浅煤炭资源量 2.19 万亿吨，累计查明煤炭资源量 4500 亿吨。准噶尔区：包括昌吉州、塔城地区等地，累计查明资源量约 2747 亿 吨,占全区查明资源量的 61%。吐哈区：包括吐鲁番市、哈密市等地，累计 查明资源量约 1407 亿吨，占全区查明资源量的 31%。

  新疆具备低廉的能源价格及更低的电价、水费，充分为煤化工降本赋能。煤 化工下游产品种类繁多，从主流煤化工品种分析，原料及燃料动力成本占煤 化工品的 40%-77%，是最大的可变成本。而新疆发展煤化工的最大优势就 在于能源价格优势显著。

  煤化工顾名思义，是以煤为原料，应用煤转化高新技术；根据我们统计的主 流煤化工品种，原料及燃料动力成本占煤化工品的 40%-77%，是最大的可 变成本。通过统计煤制聚烯烃、煤制甲醇、煤制乙二醇、煤制合成氨、水煤 浆气化工艺制尿素等主流煤化工产品的生产成本，其原料及能动成本占生 产成本的比例分别为 50-60%、51%、77%、40%及 70%（不同企业和不同地 区的成本构成会存在差异，我们主要参考上市公司 23 年报数据）。

  新疆煤炭富足且价格低廉，新疆煤化工产品具备成本优势。疆煤开采成本 低，价格走势相对独立。疆煤的煤炭埋藏浅、厚度大、煤层多、地质构造简 单，开采起来成本低，开采深度 300m 以内的浅层煤炭资源量高达 2500 亿 吨。疆煤完全成本(开采成本+财务管理+销售费用)在 60-180 元/吨之间。按 照当前时点价格对比，哈密地区 5500K 的坑口价在 300 元/吨左右，而山西、 陕西、内蒙 5500K 的坑口价都是在 550 元/吨以上，煤炭成本方面新疆遥遥 领先。

  新疆代理购电价格在煤化工重点省份中处于偏低水平，预计工业端用户侧 电价大概在 0.35-0.45 元/度。参考 2024 年 12 月国网新疆电力有限公司代理 购电工商业用户电价表，考虑到煤化工大多数为 220 千伏及以上大能耗项 目，对应非分时电度电价为 0.345 元/千瓦时，叠加容量电价 30.4 元/千瓦·月 及变压器容量19元/千伏安，整体对应煤化工项目电价约为0.45元/千瓦时； 而对于具有自有电厂的煤化工项目则无需执行容量电价规则，对应电价约 为 0.345 元/千瓦时，整体电价也相较煤化工重点省份有一定优势。

  煤化工建设及生产耗水量较大，新疆水资源分布存在制约。新疆水自成体 系，河流均为内陆河，导致呈现缺水。降水少、蒸发大，水资源相对短缺等 问题，我们大家都认为“缺水”的核心在于水资源时空分布极不均衡，表现为区域 性、季节性、工程性缺水。而煤化工建设需要具备丰富水资源的区域建设， 以煤制烯烃、合成氨、甲醇等细分领域为例，据水利部、国家发改委等六部 门印发的《工业水效提升行动计划》公布的数据显示，2020 年单位产品取 水量分别为 22 立方米/吨、12 立方米/吨—16 立方米/吨、13 立方米/吨。据 中国石油和化学工业联合会统计数据，2021 年煤直接液化制油、煤间接液 化制油、煤制乙二醇的平均单位产品取水量分别为 6. 05 立方米/吨、7. 99 立方米/吨、16. 95 立方米/吨。

  同为煤化工重要基地，对比内蒙，新疆水资源分布仍有利用余地。2023 年 新疆的水资源总量为 868.3 亿立方米，而内蒙古的水资源总量为 491.90 亿 立方米。从工业用水量看，新疆工业用水明显小于内蒙，这意味着新疆的水 资源利用仍存在余地。

  从区域来看，准东、吐哈、伊犁均具备煤炭+水资源的相对集中分布。1）准 东：准东地区是新疆重要的煤炭基地之一，同时也是水资源相对丰富的区域。 准东煤田喀依西井田侏罗系西山窑组含水层具有中等富水性。此外，准 东地区由于地近乌伦古河，可以考虑从额尔齐斯河调水解决水资源问题。 2）吐哈：吐哈区包括大南湖、淖毛湖、黑山等 9 个矿区，是新疆大型煤炭 基地的重要组成部分。吐哈盆地中的大南湖西区三号井和东区一号井矿区 水资源潜力较大，单井涌水量丰富。3）伊犁：伊犁地区既是煤炭资源丰富 区域，也是水资源相对均衡丰富的地区，水资源总量占比新疆地区 19%。伊 犁区包括伊宁、尼勒克、昭苏 3 个矿区，是新疆大型煤炭基地之一。 新疆工业用水均价约在 3.7 元/吨。考虑到新疆煤化工重要发展基地主要集 中在准东区域，我们按照昌吉市最新水费定价标准来测算煤化工项目的用 水成本，目前昌吉市工业用水价格约 3.7 元/吨。

  3.3. 新疆对外运输新通道还在持续建设中，运输瓶颈释放与煤化 工投产匹配

  我们预计新疆对外铁路运输瓶颈将在 2027-2028 年北翼临哈线建成正式打 破，时间节点与疆内煤化工项目逐步建成时点吻合。预计到 2027 年，铁路 运输能力上限将由目前的约 0.9 亿吨扩充至 3.5 亿吨左右，预计到 2030 年 全部通道建设完成，铁路运输能力上限提升至 5 亿吨左右，充分保障对外 运输及保供。 目前新疆对外运输新通道还在持续建设中，进一步为发运量提升赋能。2023 年 9 月底，红淖铁路一线完成施工，二线项目也已开工建设。待红淖铁路 【北翼：连接哈密，兰新线-红淖铁路-临哈联络线】与将淖铁路【北翼：连 接准东与红淖铁路】联通后，将贯通准东和哈密两大煤炭基地，形成疆煤外 运的新通道。这一联通将使准东地区货物可以通过更短的路线出疆，具体来 说，新疆货物可以从将军庙绕道乌将线、兰新线至红柳河，出疆运距从 1080 公里缩短到 780 公里，缩短了近 28%的运输距离。这一变化不仅提高了运 输效率，还显著降低了运输成本，运费约从 202 元/吨下降到 150 元/吨，节 约了约 26%的运输成本。此外，红淖铁路的电气化改造也在 2022 年 6 月全 面启动，并于 2024 年 9 月 27 日完成，正式开通运营。这一改造使得铁路 的运能从 4000 万吨/年提升至 6000 万吨/年，极大地提升了运输能力和效率。 现有铁路扩能叠加新建铁路扩充运力，预计 2030 年新疆对外运输通道形成 运输能力 5 亿吨左右。目前的既有铁路扩能包括：1）兰新线 万吨/年，运输煤炭外运上限 6000 万吨/年】，主要措施为减客、分流、压非 煤运输，运力提高空间有限；2）库格线 月新开车站投入使用， 运力上线 万吨/年，疆煤外运占一半】，通过增开车站措施，使运力从 1500 万吨提升至 2800~3000 万吨。目前新疆境内端新开 28 个车站已经完成。3）临哈线 月通过扩能可研审查，预计将于 2027 年全面完 工，疆煤外运占一半】，规划实施大规模增二线重载扩能改造，使运力从 1400 万吨大幅度提升至 2.0 亿吨左右。新建铁路包括：1）鄯善-敦煌铁路【2024 年 8 月项目签约，预计 2030 年完成建设】，预计运力可达 5000~7000 万吨。 2）疆煤入宁新通道【2024 年 3 月提出规划，预计 2030 年完成建设】，预计 运力约 7000 万吨。

  由于新疆地区具备更低的能源价格，电价及水费也处于全国较低水平，虽外 运成本较高，拖累部分利润，但整体经济性仍较为突出。根据我们测算，在 考虑煤价、水费、电价及运费的情况下（不考虑投资强度、人员成本等影响 因素），目前新疆（准东）的煤化工产品聚乙烯、煤制油、煤制气的煤制路 线均具备一定利润空间，且相较当前煤化工聚集地的内蒙具备一定竞争优 势。 我们认为煤制烯烃具备运输至国内其他地区及出海的利润空间；新疆制备 乙二醇盈利能力较弱，并且竞争力也弱于石油制备路线；尿素、甲醇、合成 氨新疆对比其他地区成本优势不明显，预计后续以就地消纳+补充内陆需求 相结合；煤制油、煤制气具备一定经济性，并且战略布局意义更大。

  4.1. 煤化工产品经济性，相同路线考量成本+运费，不同路线考量 成本差异

  我们认为新疆煤化工产品的经济性，在相同技术路径的前提下，核心考量 成本+运费的综合总成本与疆外产区的竞争力；而不同技术路径，核心考量 的就是成本方面的差异。

  我们上文谈论了新疆煤化工的最主要优势在于煤炭与电力能源的成本低廉， 但劣势在于距离疆外的主要需求地及港口距离较远，竞争力需要综合考量 成本+运费。 化工品运输费用普遍高于原煤运费，据中国铁路货物运输网，不同煤化品从 准东地区通过铁路货运至兰州价格也有所差异，铁路整车重一般载重 60 吨， 准东至兰州的铁路长度约 1900 千米，由此可计算出原煤、煤炼原油、聚乙 烯、聚丙烯、甲醇、乙二醇、合成氨、尿素的运费分别为 0.167、0.214、0.173、 0.232、0.173、0.232、0.173 元/吨·公里。

  以烯烃产品为例，当前 CTO 路线相较油头路线仍有较大的成本优势。目前 低碳烯烃的制取主要有三种工艺路线：一是石脑油制烯烃（油头），二是煤 制烯烃（煤头），三是轻质化原料路线（如 PDH 制丙烯、乙烷裂解制乙烯， 气头）。其中以石脑油为原料生产乙烯、丙烯，一直是烯烃制取的主要路线。 近年来，随着以煤为原料生产聚烯烃实现工业化生产，煤制烯烃项目陆续投 产，煤炭资源丰富的西部地区成为聚烯烃扩能的主要地区。而乙烷裂解制乙 烯这一工艺虽然成本具备较强竞争力，但由于乙烷资源的获取存在难度和 壁垒，因此在我国的实际项目较少，煤头工艺的主要竞争工艺依旧是油头工 艺。

  当前煤炭-原油价格下，煤制烯烃仍有约 1350 元/吨烯烃的成本优势。根据 百川盈孚，当前聚乙烯的油头路线%。国内聚乙烯和聚丙烯生产主要以石油作为原材料，国际油价的波动将带动国内烯烃产品价格变化。在 当前秦皇岛（Q：5500）800 元/吨，原油价格 70 美元/吨的情况下，煤头聚 烯烃成本优势显著，我们测算得煤头聚烯烃的成本优势约有 1350 元。此外， 考虑到煤制烯烃实际产能多集中于宁夏、内蒙、新疆等地，这些地区的当前 煤炭售价低于秦皇岛（Q：5500），因此实际成本优势会更大。

  除了和油头竞争的烯烃之外，大部分煤化工产品需要与气头以及其他地区 的煤头产能竞争。通过将主流的煤头化工品甲醇、乙二醇、尿素、合成氨四 种产品的煤头路线与主要的油头/气头生产成本进行对比，我们得知除了乙 二醇之外，大部分产品的煤头工艺是具备成本优势。

  考虑到煤化工建设通常在内蒙、新疆等西北内陆地区，而华中为重要的煤化 工产品消费区域，具备较大的煤化工产品需求。考虑到各个生产地区煤价、 水费、电价均存在差异，运输距离不同，不同产品的运费也存在差异，这导 致新疆煤化工产品的经济性较市场价格的竞争力也会有所不同。 为了分析新疆煤化工产品外运对比内蒙地区的经济性边际变化，我们构筑 “综合边际贡献率”这一指标来评价新疆煤化工产品外运的竞争力，计算新 疆能源成本低廉带来的价差优势及运距远运价高带来的运价劣势构成的最 终落地成本，从而反应新疆煤化工产品外运相对内蒙煤化工产品外运以及 华中地区自产的经济竞争力。其中综合边际贡献率=1-综合成本/产品市场价 格；单吨综合成本=产品煤单耗*当地煤价+水单耗 *当地水价+电单耗*电价 +运输距离*产品单吨单公里运费（煤制气为管网费用及长度）。

  测算核心假设包括： 1） 调入调出地选择：由于煤化工重点生产建设地区集中在内蒙、新疆等煤 炭资源富集区域，主要消费地区在东部沿海地区，因此我们将煤化工产 品（除煤制油外）外运地区设定为新疆准东及内蒙鄂尔多斯；煤制油建 设基地设立在哈密和伊犁，其中以哈密为主，因此我们将新疆煤制油产 品外运地区设定为新疆哈密。煤化工产品调入地区设定为秦港。 2） 煤价：参考 CCTD 新疆昌吉地区（准东）5000K 最新车板价约为 160 元 /吨，哈密地区化工用煤车板价约为 450 元/吨，我们折算新疆准东化工 用煤 6000K 煤价均值中枢约为 350 元/吨。据 CCTD，内蒙鄂尔多斯 6000K 最新坑口价均值约 690 元/吨，2024 年价格中枢在 780 元/吨，秦 港 2024 年 5500K 煤价中枢在 850 元/吨，按照价格折算 6000K 价格约 在970元/吨。因此我们按照6000K化工用煤坑口价中枢疆煤350元/吨， 蒙煤 780 元/吨，秦港煤 970 元/吨进行测算。 3） 水费：按照昌吉市最新水费定价标准来测算煤化工项目的用水成本，目 前昌吉市工业用水价格约 3.7 元/吨，因此新疆按照 3.7 元/吨进行测算， 内蒙和秦港分别按照当地发改委公布的非居民侧水价 5.4 元/吨及 6.2 元 /吨进行测算。 4） 电价：据 2024 年 12 月国网新疆电力有限公司代理购电工商业用户电价 表，考虑到煤化工大多数为 220 千伏及以上大能耗项目，对应非分时电度电价为 0.345 元/千瓦时，叠加容量电价 30.4 元/千瓦·月及变压器容 量 19 元/千伏安，整体对应煤化工项目电价约为 0.45 元/千瓦时；而对 于具有自有电厂的煤化工项目（煤制油、煤制气、煤制烯烃一般均建设 配套电厂）则无需执行容量电价规则，对应电价约为 0.345 元/千瓦时。 据北极星售电网，内蒙用户侧电价约 0.47 元/千瓦时，秦港用户侧电价 约 0.55 元/千瓦时。 5） 运费：据中国铁路网，准东至秦港的铁路长度约 3800 千米，内蒙至秦 港的铁路长度约为 980 千米，哈密至秦港铁路长度约 2500 千米；天然 气官网长度准东至秦港约 4200 千米，内蒙至秦港约 1000 千米。单价方 面，煤炼原油、聚乙烯、聚丙烯、甲醇、乙二醇、合成氨、尿素的运费 分别为 0.214、0.173、0.232、0.173、0.232、0.173 元/吨·公里。天然气 管道运输价格西北地区为 0.1262 元/千立方米·公里。

  新疆的煤化工产品普遍具备成本优势，但整体经济性值得企业进一步考量。 通过将新疆生产产品运输至秦港后的成本与目前主流煤化工产地产品成本 进行测算对比，我们发现新疆煤化工产品普遍具备成本优势。分产品看，聚 烯烃当前环境下的经济性最优，具备运抵东部港口甚至海外消纳的可能性； 乙二醇、尿素、甲醇、合成氨的产品外运经济性欠佳，建议就地寻求消纳， 发挥成本优势；煤质天然气及煤制油项目具备一定经济性，同时我们大家都认为更 重要的是站在我国能源安全的角度进行战略性前瞻布局。

  当前新疆煤化工产品外运最具经济性的选择。经我们测算新疆生产叠加外 运运费到达秦港的完全成本约为 2700-3000 元/吨，对比内蒙生产再叠加外 运至秦港的成本具备 1500 元/吨+的优势。如果再考虑固定成本，我们估算 新疆煤制烯烃的综合总成本约为 5600-6000 元/吨，截止到 2024 年 12 月初 国内百川盈孚口径的聚乙烯均价为 8605 元/吨，对比当前聚乙烯国内价格仍 具备一定的经济性。

  4.2.2. 煤制油：具有保障能源安全的战略定位，估算油价 54 美元/桶以上 具备经济性

  煤制油根据工艺技术路线，可以分为直接煤制油和间接煤制油两种。直接 液化可将煤炭直接液化为成品油或石油制品；间接液化则先煤炭加温加压 气化，经液化、加氢稳定后生成成品油或石油制品。两者对煤炭品质要求不 同，其技术路线、工艺都有所区别。由于国家能源集团哈密煤制油项目采取 直接液化煤制油技术，因此我们主要测算直接液化煤制油技术的情况。

  经过我们测算，油价 54 美元/桶以上新疆制备外运具有经济性。据我们测 算，若考虑到除可变成本外的固定成本、土地人工等费用，新疆生产煤制油 外运至秦皇岛港的综合总成本达 5000 元/吨左右，对比当前煤制油 6792 元 /吨的售价仍具备经济性。而全国其他布局的煤制油项目由于更高的煤、电 成本，在当前煤价情况下，基本处于盈亏平衡或微利的状态。 由于煤制油产品为成品油（汽油、柴油、航空燃料、石脑油等成分组成）， 而成品油价格与原油价格密切相关，因此我们估算需要成品油价格下滑 35% 跌至 5000 元/吨情况下新疆煤制油外运才不具备经济性，对应布伦特原油价 格为 54 美元/桶（按照当前价格约 74 美元/桶计算）。 煤制油的发展是服务我国能源安全的需要，需要进行前瞻的战略性布局。 我们大家都认为煤制油技术是中国能源安全的重要“底牌”，能够在关键时刻为保 障国家能源供给起到兜底作用，为解决石油资源短缺、提升国家能源安全保 障能力的重要战略措施。从保障国家的能源安全的战略布局角度考虑，中国 煤制油产业发展受到政府高度重视，而新疆作为我国内陆重要能源保障基 地，煤制油项目建设得到国家大力支持。

  不同于常规天然气，煤制天然气经煤转化的有效气高温甲烷化合成，在生产 成本上处于先天劣势。然而煤制天然气作为清洁替代性能源，在中国“富煤、 贫油、少气”的资源禀赋特点下，是增强天然气持续供应能力的重要途径。 据国家统计局，2024 年 1-10 月，全国天然气表观消费量为 3537.2 亿立方 米，同比增长 9.9%。据《中国天然气发展报告》预测，到 2035 年中国的天 然气需求量将达到 6100 亿立方米，较 2019 年增加近一倍。2023 年煤制天 然气产量达到 65 亿立方米，预计到 2030 年煤制天然气的市场需求将达到 100 亿至 110 亿立方米，在天然气需求中的占比将达到约 2%，煤制天然气 将在中国天然气市场中将扮演越来越重要的角色。 煤制气的气化过程与间接煤制油的气化工艺相同，因此，煤制气产业也可以 看作是煤制油产业的上游工艺。煤制气工艺的核心是煤的气化技术。典型的 煤制天然气企业的主要工艺技术路线：煤浆制备—煤气化—变换—低温甲 醇洗净化—硫回收—甲烷化—液化。该流程主要产品为液化天然气，副产品 为硫磺。部分有条件的企业选择将终产品天然气通入输气管道，省却了压缩 罐装的过程。

  不同地区的天然气入网价格稍有区别，基准门站价是我国天然气价格环节 中最重要的价格指标，基准门站价实行完全市场化，价格由供需双方决定， 由天然气交易中心保障合理性；具体门站价由供需双方商议在基准门站价 基础上进行上浮，一般来说合同气来自国产气或进口管道气时，上浮幅度会 受到 20%的上限管控，若来自非管制渠道（进口 LNG、煤制气等），则不受 限制；终端用户价格=具体门站价+配气费，具体门站价一般为燃气企业的 实际购气成本，配气费为准许收益率（一般不超过 7%）。 新疆煤制气整体具备一定经济性，战略性布局同为重要考量要素。经我们 测算，1）新疆煤制天然气项目生产成本+固定折旧摊销等费用+外运秦皇岛 港运费综合总成本在 2.4-2.6 元/ m³，具备与进口 LNG 和进口管道气的竞争 优势；2)若刨除运费新疆就地消纳完全成本在 1.8-2.0 元/m³，对比 2024 年 新疆管道天然气门站价 1.03 元/m³，终端销售价格相较于门站价预计上浮 0-80%为 1.03-1.85 元/m³，因此相对当地天然气的竞争成本优势有限；3）对 比周边地区如宁夏门站价为 1.39 元/m³，终端销售价格预计为 1.39-2.50 元 /m³，具备一定经济性。所以我们认为新疆煤制气当前外运具备一定经济性， 可以替代部分高价进口气。如考虑煤制气项目流程中的附加产物（石脑油、 焦油、粗酚、硫酸铵、多元烃等副产品）带来的收入将进一步增加经济收 益。

  我们认为当前价格下，新疆制备乙二醇外运基本无利润空间，虽然目前煤 炭与石油两种路线盈利能力均欠佳，但石油路径考虑到 2025 年开始石油价 格的下行风险，盈利能力将有望强于煤制路线。经我们测算新疆生产叠加 外运运费到达秦港的完全成本约为2000-2100元/吨；如果再考虑固定成本， 我们估算新疆制备乙二醇的综合总成本约为 4500-4700 元/吨，截止到 2024 年 12 月初国内百川盈孚口径的乙二醇均价为 4722 元/吨，当前新疆煤制路 线几无利润空间。而对比石油制备乙二醇的路线，虽然当前两种路径盈利能力基本相当，但石 油路径考虑到 2025 年开始石油价格下行风险，盈利能力将有望强于煤制路 线. 合成氨：就地消纳为主，经济性一般

  各地生产销售均具备一定经济性，但甲醇煤单耗量较小，新疆煤价低优势 不够突出，建议就地消纳以更好发挥成本优势。经我们测算新疆外运到秦 港的成本为 1400-1500 元/吨，如果再考虑固定成本，我们估算新疆煤制甲 醇的综合总成本约为 2800-3000 元/吨，截止到 2024 年 12 月初国内百川盈 孚口径的甲醇均价为 2220 元/吨，外运不具备经济性，建议就地消纳。

  各地生产销售均具备一定经济性，但和甲醇、合成氨类似，煤单耗量较小， 新疆煤价低优势不够突出，预计在当地或周边消纳或更突出经济性。经我 们测算，新疆外运到秦港的成本为 1000-1200 元/吨，对比内蒙外运至秦港 具备 80 元/吨+的成本优势，如果再考虑固定成本，我们估算新疆煤制尿素 的综合总成本约为 1800-1900 元/吨，截止到 2024 年 12 月初国内百川盈孚 口径的尿素均价为 1831 元/吨，外运没有经济性。我们认为新疆生产尿素综 合总成本为 1300-1400 元/吨，就地或者附近寻求消耗，或是经济性最佳选 择。

  4.3. 新疆煤化工产能投产对相应品种供需格局造成的冲击有限， 预计后续部分消纳途径在一带一路

  对比全国煤化工目前总产能，新疆规划产能占比约在 40%以上。据统计， 2023 年煤制天然气产量达 65 亿立方米，煤制油产能达 931 万吨，甲醇约 1 亿吨，乙二醇约 0.34 亿吨，合成氨约 0.8 亿吨，尿素约 0.74 亿吨，煤制烯 烃约 0.19 亿吨。对比新疆未来总产能规划，整体看新疆地区煤化工投入占 比约为全国的 40%以上。 新疆煤炭的成本优势与高运费条件下，高煤耗品种或成为重要的消纳方向 新疆煤化工产能投产预计对相应品种的供需关系产生一定冲击，对油气冲 击较小，对基础化工品冲击较大。 1） 油气资源品：根据我们对部分项目测算统计，新疆煤制油及煤制天然气 的产能投产预计对全国供需关系不产生影响，只要生产具备较强经济性， 产品销售预计顺畅。煤制油方面，尽管我国成品油的表观需求量小于我 国产量，但考虑到我国原油 24 年进口占需求比例为 72%，我国成品油 在穿透后实际存在较强的海外资源依赖，因此新疆煤制油项目的落地有 助于我国降低对外依赖，且产能规模对现有行业冲击较小。 2） 基础化工品：针对烯烃、甲醇、乙二醇等产品，新疆产能的投产预计对 相应品种的供需关系产生一定冲击，除烯烃、乙醇影响较大之外，其余 冲击相对可控，影响幅度预计占 10%以内。针对烯烃及煤制乙醇产品， 我们认为新疆规划产能占比全国产能 8%、25%，预计会对全国供需格 局情况造成冲击，尤其针对煤制烯烃，新疆制备较外省具备较大盈利空 间，运输到内地预计会对价格造成影响。长期看，我们认为随着东南亚 及非洲地区基础设施建设的推进，对聚乙烯的需求有望进一步增加，中 国对这些地区的出口量可能会持续增长，同时伴随“一带一路” 倡议 的深入推进，中国与沿线国家的贸易合作不断加强，有望催生西北-中 亚、东北-俄罗斯远东地区聚乙烯需求增长，为聚乙烯出口带来新的机 遇。 3） 传统煤化工产品：针对传统煤化工产品如合成氨、尿素产量较小，冲击 有限，预计投产后多采用就地消化方式进行消纳。

  我国油气资源品进口依赖度较高，能源安全背景下煤制路线愈发重要，我 们测算新疆煤制油气在当前油气价格较低的情况下，不外运而疆内消化仍 有利可图。1）从能源安全角度看，我国 24 年天然气进口占比总需求 43%， 原油进口占比总需求 72%，具备较强的海外资源依赖，新疆煤制油和煤制 天然气项目落地将有助于减少我国对进口石油和天然气的依赖，提升能源 供给的自给能力和安全性；2）我们测算，在保证盈利情况下，不外运新疆 煤制油气对应的原油、天然气底线 元/m³ ；外运新 疆煤制油气对应的原油、天然气底线 元/m³ 。 因此，我们认为新疆当前规划产能整体对我国相应化工品供需关系存一定 影响但整体可控，但考虑到多品种行业已处于盈利艰难阶段，重点是新疆 生产的品种其是否真正具备相对别的地方及其他工艺的成本竞争力。经我 们测算，新疆煤化工产品外运相较内蒙、秦港具备较强经济性，后续可能会 对相应品种的供需关系产生一定冲击，而考虑到我们测算尤其产品仅新疆 地区外运产品具备经济性，同时新疆内部需求量较大，预计对供需产生冲击 的品种主要在基础化工品，而疆煤生产聚乙烯的经济性最优，预计对疆外市 场造成的冲击会较大，我们判断未来相关产能投产也可能采取外运至一带 一路国家进行消纳的方式。

  煤化工产业投资放量在即，设备先行。我们大家都认为不同项目设备投资占比具 有差异性，预计设备投资占项目总投资比例约为 40%-50%。2023 年我国煤 化工装备市场规模约 758 亿元，即使仅考虑当前已经披露煤化工项目投资 额已达 5000 亿元，有望为煤化工设备市场带来较大增量。而在设备投资中， 我们大家都认为能承受压力的容器等在设备投资中占比较高（约 40%），除此之外空分、低 温甲醇洗环节投资较高，是投资核心受益的环节。

  煤化工产品可分为煤制油、天然气、烯烃等，空分装置、气化装置、低温甲 醇洗装置等为煤化工主要生产设备。煤化工最重要的包含煤制油、煤制天然气、 煤制烯烃、煤制乙二醇和醇醚等，在生产过程，以煤气化技术为主，借助空 气分离装置制得氧气，将原料煤气化为 CO、H2 和 CO2 为主的混合气，再 通过变换反应和净化技术，调节合适的 CO 与 H2 比例后，用于合成乙烯、 乙二醇、尿素、甲醇等化工产品。从煤制油、煤制天然气、煤制烯烃工艺流 程可以看出，空分装置、气化装置、低温甲醇洗装置等为煤化工主要生产装 置。

  2023 年我国煤化工装备市场规模约 758 亿元，在新疆煤化工项目推动下有 望快速增长。煤化工设备可分为动设备与静设备，动设备通常指在生产过程 中具有动力驱动的设备，例如压缩机、空分设备、泵、风机等；静设备通常 指在生产过程中不需要动力驱动的设备，例如气化炉、换热器、反应器、储罐等。2017-2020 年，受环保政策与供给侧改革影响，煤化工市场规模出现 下滑，2020 年以来恢复稳健增长。根据智研咨询数据，2016 年我国煤化工 装备市场规模约 472 亿元，2023 年我国煤化工装备行业市场规模约为 758 亿元，其中新型煤化工装备市场规模约为 664 亿元，传统煤化工装备市场规 模约为 94 亿元，2016-2023 年复合增速约 7%。随着新疆煤化工项目建设加 速，煤化工设备市场规模有望快速增长。预计新疆现代煤化工项目投资额近 5000 亿元，有望为煤化工设备市场带来 较大增量。设备投资在煤化工项目总投资中占比较高。根据前瞻经济学人统 计数据，在煤化工项目投资中，设备投资约占 55%，安装工程约占 20%，建 筑工程约占 8%，设计、建设期利息费用等约占 17%；在设备投资中，压力 容器约占 40%，包括气化炉、反应器、储罐等耐高压容器，泵、阀、压缩机 约占 20%，换热设备、管网、空分装置分别占比为 13%、10%、5%。由此可 见，设备投资在煤化工项目总投资中占比较高，能承受压力的容器等在设备投资中占 比较高。

  不同项目设备投资占比具有差异性，预计设备投资占项目总投资比例约为40%-50%。以新疆广汇准东喀木斯特 40 亿方\年煤制天然气项目可研方案 为例，项目年产合成天然气 43.2 亿 Nm3，项目投资估算为从筹建开始到项 目竣工时的全部土建工程、设备购置、安装工程及其他费用的工程建设总投 资，共计 229 亿元。其中以备煤、空分、气化、冷却及变换、低温甲醇洗、 甲烷合成等为主的生产项目模块投资约 123.9 亿元，占总投资比例约 49.9%， 包含设备购置费 99.0 亿元与设备安装、建设费 24.9 亿元，其中设备购置费 占项目总投资比例约为 39.9%。 从生产项目环节来看，空分、气化、低温甲醇洗环节投资较高。该项目空分 环节设备购置费为 18.3 亿元，占总投资比例为 7.4%。为解决粉煤平衡和污 水综合利用问题，该项目可研方案以固定床加压气化为主、水煤浆气化为辅 的气化组合模式，碎煤加压气化、水煤浆气化环节设备购置费共 32.5 亿元， 占总投资比例为 13.1%。低温甲醇洗环节设备购置费为 14.1 亿元，占总投资 比例为 5.7%。

  煤气化可分为固定床、流化床、气流床气化，气流床气化技术发展较快。在 工业上，煤气化就是把煤变成容易进一步加工的合成气。按煤在气化炉中的 流体力学行为，可分为固定床气化、流化床气化、气流床气化。固定床气化 技术在煤种适应性、气化效率和碳转化率方面较好，典型代表为鲁奇加压气 化（Lurgi）。流化床气化技术的原料煤粒度小，传热面积大、传热效率高， 气化效率和气化强度都较固定床气化有明显提高，但由于其气化温度相对较 低，气化煤的颗粒相对仍较大，碳转化率相对较低，例如温克勒气化 （Winkler）。气流床气化技术由于气化温度、压力显著提高，单炉日处理能 力大幅度增加，在煤种适应性上也进一步拓宽，是目前煤气化技术发展的主 流，代表技术为航天粉煤加压气化、壳牌（Shell）粉煤气化。

  气流床气化可分为水煤浆气化与粉煤气化。按气化炉进料形态与方式的不同， 气流床气化技术可分为以水煤浆为原料的水煤浆气化技术和以粉煤为原料 的粉煤气化技术。粉煤气化效率更高且能耗更低，同时煤种适应性更广，近 年来发展较快。国产气化炉厂商气化技术已实现突破。气化炉厂商拥有各自不同的气化炉专 利技术，海外厂商在煤化工领域发展较早，气化技术应用较广。国内气化炉 厂商通过技术研发，气化技术逐步实现突破，航天工程技术主要为航天粉煤 加压气化（HT-L），华东理工大学洁净煤技术研究所技术主要为多喷嘴对置 式水煤浆气化技术，西北化工研究院技术主要为多元料浆气化。

  空分装置可为煤化工生产提供高压氧气、低压氮气等。空气分离设备主要利 用压缩空气膨胀制冷，并通过热交换使原料空气达到低温饱和状态，最后通 过精馏分离出高纯度的氧气、氮气及氩气。空分装置在煤化工生产的全部过程中， 主要任务是连续稳定地为气化装置提供纯净无油的高压氧气，为低温甲醇洗 装置的 CO2 汽提和全厂生产装置开车时吹扫置换、触媒升温还原提供低压 氮气。

  空分设备下游市场主要为钢铁、石化、煤化工等产业。空分设备的应用领域 较为集中，按制氧容量计算，2020 年钢铁、石化、煤化工领域分别占空分设 备制氧容量的 38.02%、29.82%、12.96%，为三大主要下游，其次化肥及合 成氨占比达到 8.01%，新兴产业中多晶硅等化工材料占比达 2.48%，有色占 比达 0.93%，电子领域占比达 0.39%。

  压缩机可为煤化工生产的全部过程提供制冷、加压等。压缩机属于风机的一种，根 据工作原理和结构可分为动力式压缩机、容积式压缩机。容积式压缩机为通 过改变工作腔容积大小提升气体压力，动力式压缩机为通过提高气体运动速 度来提高气体压力。动力式压缩机进一步可分为离心式压缩机与轴流式压缩 机。压缩机在煤化工生产的全部过程中应用广泛，例如在低温甲醇洗生产过程中使 用压缩机制冷，将合成的甲烷气压缩到长输管线所需的压力等。

  离心式压缩机在煤化工领域应用较多。离心式压缩机与轴流式压缩机科技含 量较高、加工难度较大，属于风机中的高端产品。离心压缩机和轴流压缩机 主要不同之处在于气体流动方向不同，离心压缩机中气体沿径向流动，轴流压缩 机中气体沿轴向流动。离心压缩机多用于石化、煤化工、冶金气体动力装置 等，轴流压缩机多用于冶金高炉装置、炼油厂催化裂化装置等。我国空气压缩机市场规模稳步增长。2022 年我国空气压缩机市场规模达 627.7 亿元，同比增长 3.7%，2012-2022 年复合增速达 5.7%，保持相对来说比较稳定 增长。

  沈鼓、陕鼓在风机行业总产值中占比较高。根据《中国通用机械工业年鉴》 数据，2020 年我国风机行业前十大企业产值合计占比达 64%，沈鼓集团、 陕鼓集团占比分别约 20%、19%，在行业内处于领头羊。