煤化工行业发展前景分析2015

harveychen

本文由 马后炮化工论坛转载自互联网
1927年冬，江西井冈上，革命前途一片悲观，有人提出“红旗到底能扛多久？”的问题。

2014年，高速发展的中国经济增长突然减速，切换到“新常态”。国际油价大幅走低，煤化工发展突遇寒流。

2015年春季已经到来，但行业似乎仍处在寒冬时刻。煤化工的红旗还能扛多久？这一问题摆在了企业决策者和行业人士的面前。

煤化工的成功因素

纵览全球，以原油和油气田伴生气为基础的石油化工是主流。除此之外，仅南非和美国分别建设了商业化的煤制油和煤制气项目。现代煤化工 — 煤制油、煤制气、煤制烯烃、煤制乙二醇等却只在中国取得了全面大规模的发展。

在2004-2013的十年期间，国家政策对煤化工行业多次踩刹车，在外界一片质疑声中，煤化工成功取得了蓬勃的发展。无论产品规模还是技术创新以及商业化应用，中国毫无疑问走在了世界前列。对于其成功因素，亚化咨询已经做出过梳理，主要有6方面原因。

1）“富煤、缺油、少气”的资源禀赋和对能源化工产品的巨大需求

只有在“富煤”和“缺油、少气”同时存在时，才有发展煤化工，对油气进行替代的市场空间和驱动力。美国煤、油、气资源皆丰富，但1970-1980年代北达科他州(North Dakota)经济发展与天然气供应不足的矛盾，以及储量丰富的褐煤资源，催生了全球首个商业化煤制气项目——大平原煤制合成天然气工厂。

大平原项目也曾规划过二期，并开展可行性研究。但随着美国页岩油气的大发展，美国天然气供应过剩，价格下跌，则大平原煤制气二期项目再也没有落实的可行性。

而南非沙索发展煤制油，主要受种族隔离时期国际社会石油禁运的影响，为了满足国内油品需求，沙索引进鲁奇煤气化技术，并在引进F-T合成技术的基础上开发了自有的流化床和浆态床F-T合成工艺。

中国国内原油产量多年维持在2亿吨左右，进口量则逐年提高。到2013年原油产量2.08亿吨，净进口2.8亿吨，对外依存度超过57%。如此大规模的原油进口，使得开展煤制油的工业化示范成为必然，在极端情况下，煤制油的项目和技术储备可以使中国确保关键部门的油品需求。

中国煤炭资源远景储量4万亿吨，大部分分布于新疆和鄂尔多斯盆地。受运输条件制约，新疆的煤炭难以进入中部和东部市场，发展煤制气，进入天然气长输管网成为合理选择。

2）各级政府发展经济的雄心与企业获取煤炭资源的附带条件

从2003-2012长达十年的中国煤炭行业黄金期，煤价一路上涨，在煤炭企业获利丰厚的同时，下游用户尤其是电力企业苦不堪言。电力企业为了降低成本，保障原料来源，积极向产业链上游延伸，进军煤炭勘探开发；而煤炭企业为了巩固优势，扩大产能，也在努力获取新的煤炭资源。

对于拥有煤炭资源的地方政府来说，为了发展地方经济，往往会对希望获取煤炭资源的企业提出“就地转化率”的前提条件，就地转化率一般高达50%，而且不算煤电项目。企业只有发展大型煤化工项目，才能够满足就地转化率的条件。

3）经济刺激政策带来的充沛资金

自2008年金融危机以来，以2009年“4万亿”为代表，中国出台了一系列经济刺激政策，为国内的基础设施建设和重化工业带来了充沛的资金。

国内的银行业本身也有完成贷款任务的指标，大型煤化工项目一般由信誉良好的央企投资，并且往往有优质资产--煤矿作为抵押，更是成为银行业放贷的理想对象。

4）高油价带来的良好经济效益

中国煤化工产品基本是对石油和天然气化工产品的替代——汽柴油、烯烃、乙二醇、甲醇、合成氨等。从2011到2014年前3季度，国际油价稳定在100美元/桶区间，为中国发展现代煤化工提供了有力的经济支撑。

亚化咨询数据模型显示，在2014年新疆地区典型煤种（5000大卡烟煤）的市场价格（150元/吨）下，煤制烯烃的送到华东含税完全成本仅为6000元/吨，而同期华东地区PE/PP价格在11000元/吨，利润空间巨大。

5）治理大城市雾霾提升对清洁燃料的需求

为了治理大城市雾霾，缓解大气污染，对清洁燃料——天然气和超低硫清洁汽柴油的需求正在增加。

国家发改委2014年3月发布的《能源行业加强大气污染防治工作方案》提出，拓展新的清洁油品来源，发挥煤制油超低硫的优势，推进陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯、山西长治等煤炭液化项目，2017年煤制油产量达到1000万吨，煤制气产量达到320亿方。

在此背景下，加之煤制油和煤制气示范项目取得成功，中国政策层面对煤化工正在放松，多个煤制油与煤制气项目新获得路条。

6）设备和技术的国产化带来的成本下降

煤化工属于资金和技术密集型行业，经济规模的单个项目投资巨大，产品成本结构中财务成本和折旧占比较高。如果完全或大部分依靠进口技术和设备，而缺乏相应国内技术和设备的竞争，煤化工的投资将会难以承受。

全球范围内拥有完整工业体系的国家只有美国、中国、德国等寥寥几个。中国政府特别重视先进技术的“引进、消化和吸收”。中国近年来装备工业体系的发展和国产煤化工技术的成熟，使进口技术和设备的价格不断降低，从而压缩了项目投资，提升经济性。

煤炭价格下降影响煤化工项目融资

分析一个庞大而复杂的问题，需要分解出各个因素，并对这些因素分别进行研究。这是科学的方法。

影响煤化工发展的6大因素：

1.“富煤、缺油、少气”的资源禀赋和对能源化工产品的巨大需求；

2. 各级政府发展经济的雄心与企业获取煤炭资源的附带条件；

3. 经济刺激政策带来的充沛资金；

4. 高油价带来的良好经济效益；

5. 治理大城市雾霾提升对清洁燃料的需求；

6. 设备和技术的国产化带来的成本下降。

撇开大众媒体的喧闹，经过冷静的分析之后，我们可以发现：第1, 2, 5, 6条并未发生任何变化。而有所改变仅仅是第3条和第4条因素：随着政策刺激退出，煤价下跌，煤化工项目融资困难；油价回落，煤化工产品的经济效益下降。

对于煤化工项目的融资，现代煤化工项目正在向规模化、大型化发展，投资额巨大。以典型项目为例，一个煤制180万吨/年甲醇制60万吨/年烯烃项目，投资约220亿元；一个40亿方/年煤制天然气项目（不含管道），投资约260亿元。因此，业主必须在项目各阶段成功筹措到资金，方能保证项目建设顺利进行。

公司融资和项目融资是发展大型现代煤化工所普遍采用的两种方式。公司融资要求项目公司的母公司对新投资的项目必须投入必要的资本金，由于新的项目公司缺少商业资信历史，贷款只能依靠母公司的担保，而担保将影响母公司自身的再融资能力。项目融资是指以建设项目的名义筹措资金，并仅以项目自身的预期收入和资产承担债务偿还责任的融资方式。对于银行等金融机构而言，项目融资方式需要承担较高风险，因此项目公司融资成本较高。

融资成本对项目经济性影响明显。分析表明，财务成本和折旧在煤化工产品成本中所占的比例往往高达20%-40%。低成本地融资，是控制项目总投资规模，并进而降低产品成本的有效手段，其重要性并不亚于技术比选、工程建设等。

正因为公司融资和项目融资各具优缺点，在中国煤化工行业实践中，两种融资方式都被大量采用。而在资金来源方面，除国家开发银行外，其他商业银行往往采取银团贷款的方式，以分摊风险。上市公司募集也是中国煤化工项目资金的重要来源之一。

采用多家银行组成的银团贷款模式，可分散风险，缩短筹资时间，保证项目建设期资金充裕。国开行贷款具有中长期融资优势，尤其适合大型煤化工项目。上市公司可在证券市场募集资金，帮助企业迅速壮大。但不论采取何种融资方式，对煤化工业主的资产估值都十分看重。


当煤价较低，煤炭业务利润微薄甚至亏损，以及企业的负债率较高时，融资的难度会增加，成本也会相应上升。这恰恰是当前煤化工项目融资的困难所在。

国际油价下降对煤化工的影响被高估

现代煤化工已经形成一定投资规模的有四大方向：煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇。2014年年中以来，国际原油价格一路下跌，造成行业恐慌。很多人理解为煤化工竞争力从此一去不复返。但实际情况是，对于煤化工经济收益，因产品方向不同而有很大差别。

1） 煤制烯烃

2015年3月20日，中国神华发布上市公司2014年度报告。从中可以一窥2014年6月开始的国际油价持续下跌对煤制烯烃的实际影响。

神华包头煤化工公司2014年PE/PP总产量52.5万吨，销售PE 26.55万吨，价格8871.8元/吨；销售PP 26.81万吨，价格8628.9元/吨。中国神华2014年煤化工业务实现营业收入58.8亿元，营业成本38.2亿元，经营收益14.08亿元。煤化工业务营业成本同比下降1.2%，营业收入同比仅下降1.8%，远小于煤炭和发电业务的降幅，体现了良好的经济性。

值得注意的是，中国神华2014年对内部煤化工分部销售的煤炭价格为296.5元/吨，比2013年上涨了11.7%；同时，煤制聚烯烃（PE和PP）的总销售额（销售量×销售价格）相比2013年增加了0.15%，说明煤制聚烯烃的经济性在2014年并没有受到国际油价下跌的明显冲击。


亚化咨询认为，成本和供需都是影响聚烯烃价格的重要因素，并且由于烯烃原料多元化的趋势，油价对烯烃价格的影响正在弱化。以2015年1季度华东市场为例，在国际油价下降50%的情况下，华东地区的聚烯烃价格比2014年高价位时仅下降10%左右。

2）煤制乙二醇

煤制乙二醇的情况和煤制烯烃类似。根据丹化科技发布2014年年度报告，2014年公司实现营业收入10.27亿元，同比增长38%。实现净利润1743万元，同比扭亏为盈。

年报数据显示，2014年通辽金煤共生产乙二醇12.66万吨，乙二醇总成本5.37亿元，亚化咨询据此计算通辽金煤2014年乙二醇生产成本为4242元/吨（含原材料、人工工资、能源、折旧等，丹化科技公布的平均成本为4,270元/吨），相比2013年大幅下降约1800元/吨。亚化咨询研究表明，成本的降低主要归功于开工率的提升带来的吨产品分摊折旧、人工和原料消耗的降低。

年报披露，2014上半年通辽金煤的生产经营状况仍存在起伏，平均生产负荷约为64%。在6月份的停车检修后，生产负荷和产品质量均得到明显提升，全年共生产乙二醇12.66万吨、草酸5.22万吨，年平均负荷约76%，其中下半年平均负荷约89%。如果的生产负荷能达到设计值，煤制乙二醇盈利性将进一步提升。

3）煤制油

煤制油目标产品的定价受国家发改委调控，产品分销渠道也受到制约，因此受到影响最大。在国际油价连跌的背景下，国内连续3次上调燃油消费税。与2013年同期相比，上调幅度已经高达50%。

燃油税上调，导致煤制油企业的税务成本大幅增加。亚化咨询的数据显示，与2013年同期相比，当前的煤制油企业承担的消费税成本上升幅度也高达50%。其中93#汽油每吨成本由1380元上升到2098元；柴油成本由每吨950元上升到1425元。

以某大型企业煤制油项目为例，设计产能为100万吨/年，按照柴油销售，如果满负荷生产运营，则实施2015年1月最新消费税后，每年光消费税的税务成本就超过14亿元。如果是目标产品是汽油，消费税更是高达21亿元。承担国家能源安全战略任务的煤制油企业负担明显加重。


尽管如此，2014年煤制油示范项目仍然取得了不俗的业绩。伊泰鄂尔多斯16万吨/年的煤制油装置为例，实现了装置安全稳定运行 330.3，累计生产各类油品 17.8 万吨，全年实现销售收入11.4 亿元，净利润 1.74 亿元。

4）煤制天然气

煤制天然气原本就不属于高附加值的煤化工项目。虽然和进口天然气和国内开采的页岩气相比，煤制天然气具备一定成本竞争力，但和国内的常规天然气相比，成本偏高。

煤制天然气还有一个更重要的问题是废水处理。目前已投产的示范项目，大唐克旗和新疆庆华都是采用固定床碎煤加压气化技术，其优点是合成气甲烷含量高，效率高；缺点是含酚废水量大，较难处理。在设计之初，对于气化废水处理的难度没有进行充分的估计，导致项目投产后遇到一些困难。同时也让环保部门对后面的煤制天然气项目环评审批更加谨慎。

以苏新能源和丰公司的煤制天然气项目为例，该项目是是江苏、新疆两省区《关于深化两地清洁能源战略合作协议》的执行主体，承担“产业援疆”和“疆气入苏”的任务，首期40亿立方米/年煤制天然气及2600万吨/年配套煤矿项目原计划将于2017年基本建成投产。该项目的环评申请报告被打回，业内震动。


前景展望及建议


1） 国际油价趋势

亚化咨询认为，自2014年6月开始的国际油价下跌，是因为原油供需两方面都出了问题。需求方面，新兴经济体经济增长趋缓导致原油需求增速降低；而与此同时，北美页岩油气产量却持续增加。原油供给增速大于需求增速。


随着在页岩气开采中发展成熟的水平钻井和水力压裂技术被成功用于页岩油的开采，美国从2011年开始原油产量逐步提升，从550万桶/日的产量一直增加至2014年年底的930万桶/日，接近沙特阿拉伯960万桶/日产量，约占全球原油产量的10%。此外，在高油价时代，对于同时生产页岩油气的油气井，页岩油的收益足以覆盖开采成本，副产的页岩气近乎于零成本，这也是美国天然气长期处于不可思议的低价的原因。

那么当前的低油价对美国页岩油气产量将产生何种影响？毫无疑问地，美国页岩油气生产商将削减开支。2014年第四季度，美国页岩油主要生产商大陆资源(Continental Resources)宣布2015年在油井等方面的各类开支为27亿美元，较最初计划支出减少约48%。必和必拓宣布削减美国页岩气项目开支高达20亿美元。康菲石油宣布将把2015年的资本开支削减20%，以应对日益下跌的油价。事实上，大部分能源公司都削减了2015年开支计划。预计从2015下半年开始，美国页岩油投资削减的效果将逐步体现出来，2016年原油供应量可能下降，而油价也将回升。

从全球主要产油国的成本来看，长期低于60美元/桶的国际油价难以为继。在这个价格下只有沙特等10个左右产油国能够盈利，而且低油价将极大伤害国际石油公司在深海油气等高难度油气资源的勘探开发积极性，从而抑制原油经济可采储量的增长。

此外，国际油价对地缘政治反应极为敏感。中东局势并不稳定，未来2年内，不排除可能出现一些引发油价恐慌性上涨的事件。即使不考虑偶然事件，从长期成本和合理利润角度看，国际油价将回升至80美元/桶左右的合理区间也应该是必然趋势。

2） 下一阶段展望与建议

对于煤化工而言，从成本的角度考虑，与石油化工相比，核心的竞争力在于煤炭和原油的比价。以同等热值为基准，原油价格一般为煤炭价格的3.5-4倍。目前即使国际油价下降了约50%，同等热值的原油：煤炭价格仍然在2倍以上。煤化工的原料成本优势，并未发生根本性动摇。

同时，中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋；对能源化工产品的巨大需求；中央和各级政府发展经济的雄心；对洁净煤转化的需要和清洁燃料的需求；以及设备和技术的国产化带来的成本下降这些基本面并没有发生改变。因此，宏观上可以预计，中长期来看，煤化工发展的前景仍然一片光明。

进入2014年以来，中国经济增速放缓，煤炭需求量减少，煤炭企业出现经营困难，面临转型的挑战。同时，发展现代煤化工产业，对促进区域经济发展，帮助煤炭企业转型升级，提升洁净煤转化水平，保障国家能源安全等具有重大的战略意义。

对煤制油而言，亚化咨询建议，在当前中国经济进入“新常态”和国际油价进入下跌通道的宏观背景下，在2015年，有关主管部门应当考虑煤制油产业的特殊性，实行差别化燃油税政策。这样既有利于煤炭企业转型，实现煤炭高效清洁利用，也有利于国家的能源安全战略。同时对于已经取得示范成功的煤制油项目，在确保无环境风险的情况下，主管部门应响应国务院对简化项目审批、简政放权的要求，将投资决策权真正交还给企业。


对以煤制天然气为代表的大型煤转化项目，应实行严格的环评标准，尤其是把好水处理要求关。总结已投产项目的成功和失败经验，客观分析项目成功或失败的真正原因。多与外界媒体沟通，提升项目运作的透明度，减少外界的误解。打造真正实现煤炭清洁高效转化的样板工程。

煤制烯烃和煤制乙二醇的技术和经济性已经得到证明，但不是每一个示范项目都取得了成功。以大唐多伦煤制烯烃为例，根据大唐电力2014年报，全年仅生产聚丙烯 9.21 万吨；生产甲醇38.71万吨；生产丙烯 9.91 万吨，亏损严重。而同期采用技术路线几乎完全雷同的神华宁煤煤制烯烃项目创造了近10亿利润。因此，应该客观分析根本原因，是项目决策本身？技术路线选择？还是项目管理和执行的问题？这些思考，对正确把握下一阶段的项目发展具有极为宝贵的价值。

中国2014年原油进口3.08亿吨，国内产量2.1亿吨，对外依存度59.5%。亚化咨询认为，中国宏观经济仍将保持7%以上的持续增长，对能源和化工产品庞大需求，将为煤炭转化提供了巨大的市场空间。液体燃料、天然气、烯烃、乙二醇和芳烃等国内供应不足的产品，必将继续成为现代煤化工发展的重要方向。


1927年冬，江西井冈山，革命前途一片悲观，有人提出“红旗到底能扛多久？”的问题。毛泽东给予了理论上的回答，最终也被历史事实证明。

今天，站在2015年国际油价低位，行业发展低迷的关口，经过数据和客观分析，我们有理由坚信，渡过暂时性的困难阶段，煤化工发展的星星之火，未来必将形成燎原之势。（来源：亚化咨询）