【招商建筑】化学工程系列之煤化工行业深度分析：高油价提振景气度，煤化工开启成长新周期-招商建筑
【招商建筑】化学工程系列之煤化工行业深度分析：高油价提振景气度，煤化工开启成长新周期-招商建筑
前言
本报告从煤化工发展现状及产能格局出发，结合下游煤化工需求进行分析，认为在油价上行、技术革新加快的背景下，煤化工项目的经济性大幅提升，下游煤化工企业投资意愿加强。再加上环评放宽、政策回暖、下游煤企资金良好，煤化工项目有望加速落地，开启新成长周期。
本文共计35000字，预计阅读时间35分钟。
本文要点
新型煤化工处于发展起步阶段，产能规划初具规模。经过数十年示范性发展，新型煤化工项目初具规模，但多未实现规模化商业发展何佩儿。在各煤化工项目中，煤制烯烃发展最为成熟，可实现规模化商业发展，目前实际产能约1242万吨/年；煤制气、油、芳烃技术壁垒较高，经济效益较低，商业化运行仍需政策继续扶持；煤制乙二醇具有高需求缺口、低成本工艺，后续发展可能性最高，目前实际产能约270万吨/年，发展潜力广阔。
政策导向逐步回暖，煤化工潜在市场空间广阔。在技术水平提升、政策支持的背景下，新型煤化工得到快速发展，市场前景广阔。2016年起环保部环评开闸，国家对煤化工项目的态度逐渐转暖，结合煤化工“十三五”建设规划，我们预计2018年-2020年间煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油的市场空间分别为1181亿元、1060亿元、419亿元，至2020年煤化工潜在市场空间累计达2660亿元。
高油价推动煤化工经济性提升，煤制乙二醇项目投资最具发展前景。化工行业属于成本驱动型行业，项目经济效益同原油价格相关，原油价格越高，煤化工经济性越强。油价上升传导至下游石化产品价格端，导致煤化工成本优势大增。据测算当油价位于60~70美元/桶时，现代煤化工初具经济竞争力。目前油价持续保持上升趋势，截止至2018年7月9日布伦特原油价格为78.07美元/桶，煤化工经济竞争力显著。各煤化工项目中，煤制乙二醇因其生产成本低、需求高、投资额少、经济效益最为显著，投资意愿最强，其次为煤制烯烃。同时，新建煤制乙二醇、煤制烯烃项目审批权下放，也极大推动了煤化工项目投资。
下游公司盈利能力提升，资产负债情况大幅改善。油价上升、煤价上涨使得煤炭行业整体负债率得到改善，平均负债率自2016年起呈现下行趋势；销售净利率持续上升，由2016年年初-0.29%上升至2018年5月约13%，煤企业盈利能力提升推动，助力项目投资加速。
示范性项目先行，探索商业化发展。“十一五”起我国开始推广示范性项目，引导煤化工走向商业化发展。经过十多年示范性发展，我国煤化工项目技术日趋成熟。“十三五”期间，国家重点对煤制油、煤制天然气、低阶煤利用、煤制化学品、煤与石油综合利用以及通用技术装备6个方面进行升级示范，中西部集中布局示范项目，园区化发展打造煤化工产业基地。
投资建议：我们推荐行业景气度持续提升、估值低、业绩增长确定性高的个股，重点推荐中国化学等。
风险提示：煤化工投资规模不及预期，原油油价下滑，环保政策趋紧 。
一、煤化工战略地位稳固，资源禀赋奠定长期发展基调
1、煤化工是化学工业重要组成部分，资源禀赋支撑战略地位
煤化工是化学工业的重要组成部分，提供燃料及化学原料。化学工业是国家基础行业，主要由石油化工、化工、煤化工组成，为化学工业提供燃料及化学原料。煤化工以煤为原料，经化学加工使煤转化为气体、液体和固体产品或半产品，而后进一步加工生产化工、能源产品。按照技术流程分，煤化工主要包括煤的气化、液化、干馏，以及焦油加工和电石乙炔化工；按照产品分，煤化工主要分为传统煤化工和新型煤化工，传统煤化工主要生产焦炭、电石、乙炔化工及合成氨制尿素，新型煤化工以制造清洁能源和可替代石油化工为主，生产煤制气、煤制油、煤制乙二醇及煤制烯烃等煤制化工原料。
“富煤缺油少气”的资源禀赋特点，支撑着煤化工国家战略地位。煤炭是我国重要的能源结构组成部分孙瀚文，相较于天然气、石油，我国煤炭资源富足，是第三大煤炭存储国，占比13.3%，而石油则是全球第十四位，占比仅1.01%。我国对原油、天然气的进口依赖一直都居高不下，至2017年年底原油进口依赖度为69%，天然气进口依赖为40%。在“富煤缺油少气”的资源背景下，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，蒋申发展煤化工符合我国战略需求。出于国家战略考虑，煤化工将在今后的长期发展中占据越来越重要的地位。
2、新型煤化工成为行业发展重点，环保要求推高行业壁垒
传统煤化工处于供给侧改革阶段，建设规模受限。以煤制焦炭、电石、甲醇为代表的传统煤化工产业，经过长期发展，其技术工艺已达成熟，但其产品附加值仍较低且产能过剩，产品同质化严重，较长时间内传统煤化工将不会有大规模建设。
新型煤化工可作为石油化工替代，逐渐成为行业发展重点。理论上，新型煤化工能生产出石油化工产业链上的同类化工品，实现对传统石油化工的替代。新型煤化工以生产清洁能源及可替代石油化工为主，如1）煤制油、煤制气、煤基醇醚燃料等；2）生产乙烯、聚丙烯等煤制烯烃原料，作为基础原料的替代。经过30多年的技术攻关与积累，尤其是通过“十一五”以来的工程示范和推广，新型煤化工技术取得重大突破，煤制烯烃、煤制气、煤制乙二醇等新型煤化工项目得到快速发展。新型煤化工的发展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。作为国家战略性能源储备重要发展方向之一的煤化工，具有良好的发展前景，是未来煤化工重要发展方向。
技术水平限制和环保要求成为目前制约煤化工发展的主要因素。新型煤化工技术壁垒较高，虽然目前国内技术水平有所提升但成熟度仍不够，部分技术及设备仍依赖进口。产品能源转换率较低且产品质量不及石油化工制产品，导致下游合成物生产商对煤制品原材料接受度不高。同时，新型煤化工高耗水、高排放等环保问题长期无法解决，且项目多处于中西部缺水、生态环境脆弱地区，项目生产建设不仅危及周围环境，也给公司带来生存压力。目前，各煤制品能效都较低，除煤制气高于50%外，其余都低于50%；耗水量均较大，煤制间接液化耗水相对最低，为2.75吨/吨标煤。新型煤化工还面临着前期投入较高、配套体系不完善、环保及政策要求日趋严格等诸多问题的限制，行业技术壁垒大幅提升。
3、煤化工工程处于产业链中游，受下游投资建设驱动
煤化工工程属于产业链中游曹德旺简历，受下游煤化工项目投资需求驱动。煤化工工程处于煤化工项目产业链的中游，主要负责工程承包及设计咨询业务，服务于下游的石油化工、化学工业、医药、市政环保等项目工程，主要涉及的公司有中石油、中石化、中国化学以及一些民营企业，例如三维工程等。中石油、中石化擅长于甲醇后端（即甲醇合成之后的工艺环节），其承接订单多来自于集团内部；中国化学优势在于，公司在煤化工领域有完整、强大的研发体系，旗下设计院众多且各子公司侧重点不同，公司业绩市场占优。
二、传统煤化工产能过剩，新型煤化工释放千亿市场空间
1、传统煤化工产能过剩，耦合发展探寻发展新亮点
传统煤化工产品结构较低级，整体产能过剩。传统煤化工主要是煤干馏生产焦炭，副产物为焦炉煤气和煤焦油，化学原材料多为合成氨制尿素、电石、甲醇等，产品较为低级，多适用于化肥、钢铁行业。经过长期发展，传统煤化工生产技术已成熟，处于阶段性供大于求，但产能存在结构性过剩且具有高能耗、高污染、资源利用率低、附加值低的特点。根据产业信息网数据显示，目前我国传统煤化工产品生产规模均居世界第一，合成氨、甲醇、电石和焦炭产量分别占全球产量的32%、28%、93%和58%，进口依赖程度低，产能过剩明显。由于目前行业处于供需调节阶段，传统煤化工产量及产能呈现下降态势，电石、合成氨、焦炭等产量增速均为负增长。“十三五”前期，对存在产能过剩的传统煤化工行业，原则上不安排新增项目，大力推进升级改造和淘汰落后产能。
下游煤制烯烃兴起，有望带动甲醇行业发力。由于我国“富煤少油少气”的能源结构决定了国内甲醇长期仍以煤制为主。据卓创资讯统计数据，2017年底我国煤制甲醇产能占比已高达71.25%，焦炉气制甲醇产能占比达16.08%，而天然气制甲醇占比在11.29%。目前，甲醇行业严重产能过剩，但随着下游甲醇制烯烃的迅猛发展，甲醇的需求量持续上升。2017年甲醇产量为5200万吨，同比增长21%，表观消费量5329.48万吨，同比增长3%；同时，甲醇制烯烃占下游需求比例最大，占比增长至49%，甲醇制烯烃将成为最重要的甲醇消耗品，甲醇行业长期产能过剩有望缓解。
传统煤化工耦合发展延伸产业链，探索煤炭—化工一体化。传统煤化工处于供给侧改革阶段异界纨绔剑神，加速技改延伸产业链。传统煤化工利用富足的炼焦产能对焦炉气、煤焦油、粗苯等炼焦化产品进行二次、多次深加工生产合成天然气、甲醇、化肥等fx组合吧，通过和新型煤化工耦合发展，形成煤炭—化工一体化进而逐步淘汰落后产能。未来，传统煤化工投资主线将是上下游一体化，加大技术研发力度，扩大成本优势。
2、新型煤化工仍处于起步阶段，产能规模逐步释放
作为石化产品和能源的补充，新型煤化工市场潜力广阔。随着技术水平上升，新型煤制化工品替代效应显现，项目推广成为可能。目前，新型煤化工仍处于起步阶段，项目虽有落地，但多未实现规模化商业发展，技术提升空间仍较大。各新型煤化工项目中，煤制烯烃技术最为成熟，可进行规模化商业发展，目前实际产能约1242万吨/年；煤制气、油、芳烃技术日趋成熟，但技术壁垒较高，项目投资大、转化效益、经济效益较低，商业化运行需政策继续扶持，项目发展缓慢；煤制乙二醇具有高需求缺口、低成本工艺，后续发展可能性最高，目前实际产能约270万吨/年，若目前在建及拟建的项目均实现落地，产能有望超1300万吨/年，发展潜力广阔。
（1）烯烃需求尚存缺口，煤制烯烃不断扩张
煤制烯烃主要下游是乙烯，需求旺盛缺口显著。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，其主要下游为乙烯及其副产品丙烯，而乙烯是石油化工产业的核心，需求缺口较大。2017年乙烯产能达2330万吨，产量约1822万吨，同比增长2%；表观消费量达2037万吨，同比增长5%；同时2017年进口量达216万吨左右，进口依存度持续上升至11%，需求缺口进一步扩大。
技术工艺成熟，煤制烯烃实现规模化发展。生产烯烃的主流技术主要有三种安信爱，分别为煤制烯烃（MTO)、丙烷脱氢制烯烃及石脑油制烯烃，其中煤制烯烃又分为煤制乙烯和煤制丙烯（MTP）。由于天然气资源紧缺和煤制烯烃环保不过关、工艺技术不成熟，石脑油路线一直是烯烃生产主要路线。随着近几年煤制烯烃（MTO)工艺技术的发展，煤制烯烃的成本的下降，发挥煤制烯烃的可持续性、低生产成本优势，煤制烯烃项目开始兴起，煤制烯烃项目有望实现规模化量产。目前，共21个煤制烯烃项目实现投产，规划产能共计1371万吨/年，实际释放产能约1242万吨/年，投产项目多基于MTO技术，2017年煤制烯烃实现产量993万吨/年。
烯烃需求尚存缺口，煤制烯烃产能不断扩张。目前下游烯烃需求缺口持续扩大，给障煤制烯烃带来充分的增量空间，低成本、高收益保障煤制烯烃项目持续稳增长。十三五期间，煤制烯烃在建项目16个，产能建设规模约1419万吨/年，拟建项目8个，产能建设规模约555万吨/年，若拟建及在建项目实现全部投产，将释放1974万吨/年产能，煤制烯烃累计产能将突破3000万吨/年。
（2）煤制气产业技术成熟，但多制约因素导致发展较缓慢
天然气供给缺口扩大，煤制气迎来替代红利。2015年起，天然气表观消费量增速大幅领先于天然气产量，由2015年的3%增长至2017年的15%，而同时间段的天然气产量增速仅从3%增长至8%；供给缺口持续扩大，进口依赖程度加重，2017年表观消费量2393.94亿立方米，产量仅为1474亿立方米，缺口扩大至920亿立方米。天然气的供给缺口为煤制气发展迎来发展空间，煤制气产能有助于补充缺口，保障国家能源安全。
多制约因素导致发展受限，煤制气项目实际投产产能较少。虽说技术成熟，但煤制气项目发展限制因素多，严重阻碍其发展，限制因素主要有：1）耗水量大、污染物排出量大，同环保要求矛盾；2）目前技术水平无法解决零排放的问题；3）经济效益受原油价格波动影响较大，再加上天然气终端价格固定，投资成本较高。目前，国内项目规划多，但真正实现投产的项目仅3个，2017年实现产量26.3亿立方米，总产能仅实现31亿立方米，投资金额约800亿元；在建项目及拟建项目产能约963亿立方米/年，投资金额高达5775亿元，投资规模小但投资成本高，经济效益低。
煤制气项目多处于亏损状态，新项目投资较难落地。煤制气项目投资额较大，成本较高。受原油价格波动及天然气终端价格固定的影响，煤制气项目经济效益不佳，难以实现盈利。以大唐克旗一期13.3亿立方米/年煤制气项目为例，该项目目前已实现投产且向北京市供气，根据中诚信国际评级研究显示，若项目实现40亿立方米/年的满负荷运行，原料和燃料煤（300kcal/kg）价格按照290元/吨计算，其送到北京的含税完全成本为3.02元/立方米。目前由于项目并未实现满负荷运营，实际成本将高于3.02元/立方米。公司同石油天然气销售公司签订的《煤制天然气购销协议》，初期含税结算价格为2.75元/立方米，高于完全成本3.02元/立方米，即使考虑煤制气过程中产生的副产品价值，项目仍难以盈利。
（3）煤制乙二醇具有高需求缺口、低成本工艺，发展可能性最高。
乙二醇是重要的有机化工原料，下游用途广泛火玩七杀。乙二醇主要用于生产下游的聚酯及防冻液，目前主流的生产技术有石油路线、天然气/页岩气、煤，其中石油路线占比最高，占比高达67%，即以乙烯为原料，经环氧乙烷生产乙二醇，特点是技术成熟、应用广但耗能大、成本高。煤制乙二醇工艺占比目前仍较低，仅为6%，但其能耗低、成本低、水耗低、排放低，随着技术突破，煤制乙二醇发展前景广阔。
受下游聚酯需求旺盛及建设权限下放，煤制乙二醇补充需求缺口。由于国内90%的乙二醇被用来生产聚酯，广泛应用于化纤行业生产涤纶纤维，旺盛的聚酯需求导致乙二醇需求缺口扩大，截止2017年进口产量扩大至871.62万吨，同比增长16%，进口依赖度达60%，短期内需求缺口将持续扩大。煤制乙二醇技术兴起，叠加乙二醇装置建设权限下放地方，新建项目无需国家发改委批准，煤制乙二醇项目纷纷上马，2017年煤制乙二醇实现产量153.6万吨/年，利用率超55%，截止2018年6月，煤制乙二醇规划产能达312万吨/年。随着煤制乙二醇整体景气度提升，项目推进进度也大幅提升，在建项目规划产能达704万吨/年，拟建项目规划产能达320万吨/年，若项目均实现落地，煤制乙二醇产能有望超1300万吨/年。
技术成熟促进煤制乙二醇商业化推广，产品品质成为一大制约因素。目前煤制乙二醇主要有煤制烯烃制乙二醇、直接合成乙二醇、草酸酯法制乙二醇三种路线。草酸酯路线中间环节较少，生产成本较低，相对石油法具有较强的竞争力，是目前煤制乙二醇主流路线。煤制烯烃路线需结合煤制烯烃环节，成本较高。但由于煤制乙二醇技术对分离杂质工艺研究不深，导致煤制乙二醇产品质量不及石油路径产品，虽然产品符合现在的工业乙二醇的标准，但没有达到聚合乙二醇的要求。产品纯度不够，导致下游聚酯化纤企业对煤制乙二醇接受度较低。
（4）煤制芳烃国内技术领先，项目推进缓慢
煤制芳烃处于产业初期，技术领先但推广遇冷。甲醇制芳烃(MTA)是指甲醇在催化剂的作用下，经过一系列反应，最终转化为芳烃的过程，产品以苯、甲苯、二甲苯(BTX)为主，副产品主要是LPG。经过数10年技术研发，煤制芳烃技术领先国际水平，尤其是流化床甲醇制芳烃技术，MTA过程的转化率99.99%，FMTA全流程的甲醇到芳烃的烃基收率为74.47%，且工艺废水中未检出甲醇和催化剂粉尘，再生烟气中不含SOx和NOx，但工业化推广遇冷，无商业化应用。截止目前，煤制芳烃仅河南盛润60万吨甲醇制芳烃实现投产，经济效益低，无实质产能释放。
（5）煤制油经济效益低，导致商业化运行发展受限
石油需求缺口大幅上升，为煤制油提供广阔市场空间。我国“富煤少油少气”的资源禀赋导致石油产量有限禁宠小妻，而随着石油需求的持续上升，我国进口依赖度再创新高。2017年石油产量为19151万吨，表观消费量为60622万吨，需求缺口达41471万吨，需求缺口同比增长9.7%，石油进口依赖度上升至69.21%，远超40%警戒线。石油缺口的持续上升，以油气3%的能源资源结构支撑油气30%的能源消费结构，既不安全也不可持续，发展煤制油气替代，是中国能源供应保障的战略选择，煤制油市场空间广阔。
煤制油技术瓶颈较高、转化效益低，煤制油项目缓慢推进。煤制油是以煤炭为原料，通过化学加工过程生产油品和石油化工产品的一项技术，主要工艺路线为直接液化（DCTL）、费托间接液化（ICTL-FT）和甲醇制汽油（ICTL-MTG）三大类。直接液化技术流程简单但对煤种要求严苛，操作限制要求较高，产出燃油中芳烃、硫和氮等杂质较多，目前还未有采用该技术的项目实现工业化运行；间接液化对煤种要求不高，产物主要由链状烃构成，因此所获得的十六烷值很高，几乎不含硫和芳香烃，产出品质优于一般石油制品，但技术流程复杂、项目投资较高。由于煤制油技术瓶颈较高，项目转化效益和经济效益不突出，项目推进缓慢。目前已投产项目规划产能共计884万吨（因有些项目实施技改，实际释放产能921万吨），加上在建、拟建项目预计未来规划产能将达到1930万吨。
炼油产能过剩，长期低油价高煤价高税收导致商业化运行之路漫漫。目前我国炼油产能过剩，煤制油在长期低油价、高煤价的环境下艰难发展，经济效益低于预期。再加上高成品油消费税，煤制油项目的盈利空间进一步压缩。由于煤制油生产成本同原油价格无关，无法通过下降成本冲抵消费税，导致煤制油项目并没有受益于国际原油价格下跌的红利。煤制油示范装置已成功运行多年并具备商业化升级示范的条件，但在低油价和高税负的双压下，项目盈利压力巨大。同时，煤制油的高污染、高排放、高耗能也成为其项目推广的主要制约。
生产高端精细化工品将是煤制油未来发展趋势。煤制油产出品质高于一般石油制品，可生产现有石油化工技术难以制得且超过国家现行质量标准的高品质柴油、汽油和特种燃料油。而生产精细化学品附加值高，并且不需要缴纳成品油消费税，极大缓解煤制油项目经济效益低的劣势，能大力推进煤制油项目发展。
3、受益新型煤化工需求拉动，工程建设市场空间广阔
综合产能格局、需求驱动及技术水平，煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油具有发展潜力。煤制烯烃发展较早，技术成熟，神华包头煤制烯烃等项目均实现较好经济效益；煤制乙二醇发展经验虽较少，但旺盛需求、领先技术及高经济效益保障煤制乙二醇广阔的市场前景；煤制油前期受高消费税、低油价等因素的影响，经济效益不佳，但随着技术改善、消费税减免、煤制油向高端精细化工品延伸，煤制油经济效益将会提升，市场前景广阔。
新型煤化工整体高景气度，工程建设市场空间广阔。根据《现代煤化工“十三五”发展指南》公布的产能规划，按照煤制乙二醇2亿元/万吨、煤制气7.5亿元/亿立方米、煤制油1.5亿元/万吨、煤制烯烃3.3亿元/万吨的投资成本预测，2018年-2020年间煤制乙二醇市场空间1060亿元、煤制气市场空间约1118亿元（短期内煤制气项目亏损现象难以解决，再加上投资成本高，预计鲜有投资项目落地）、煤制油市场空间约419亿元、煤制烯烃市场空间约1181亿元，煤化工潜在市场空间累计约2659.9亿元（除煤制气）。受下游煤化工项目需求拉动，工程建设市场空间广阔。
三、多因素助力煤化工，行业投资需求回暖
1、下游化工品进口替代需求迫切，加速了煤化工的替代速度
下游化工品应用领域广泛，产能主要由石油化工提供。下游有机化工品是国家重要战略原材料，对国民经济起至关重要的影响，例如汽油、煤油、柴油、基础化工原材料及其合成材料乙烯、苯、PX、乙二醇等，其终端广泛运用于轻工、纺织、建筑、军工、航天等多个领域。目前，由于石油化工产业经过长期规模化商业运行，技术成熟、产品性能可靠，下游石油化工品产能主要由石油化工提供。
化学工业景气度提升，产能缺口扩大导致2017年战略原材料进口依赖大幅提升。2017年宏观经济的回暖，工业运行良好，提振了化学工业，下游化工产品利润率大幅上升，2017年化学原料及化学制品制造业平均销售利润率为6.77%，较2016年上升1.43pp；石油、煤炭及其他燃料加工业平均销售利润率5.75%，较2016年上升0.75pp。下游原材料需求的增加，使得战略原材料的产能缺口进一步扩大，进口依赖大幅提升。截止2017年，原油、天然气、乙二醇、PX进口依赖度均高于40%的警戒线，其中原油依赖度再创新高约70%，对国家战略安全构成威胁，进口替代的需求迫切。
作为石化产品和能源的补充，新型煤化工发展前景广阔。化工品长期主流仍将是石油化工路线，煤化工只作为石化产品及能源的补充。结合《石化和化学工程发展规划2016-2020》、《新型煤化工十三五发展指南》，预计2020年乙烯需求缺口将达到422万吨，煤制乙烯的产能将完全满足缺口需求；乙二醇需求缺口扩大至1025万吨，煤制乙二醇产能有望覆盖78%。
2、油价上升促煤化工经济性凸显，项目投资意愿加强
煤化工投资同价格和利润相关，项目经济性主要受原油价格影响。化工行业属于成本驱动型行业，经济效益决定项目投资意愿，经济效益则直接同价格和利润相关。由于化工原材料及燃料产出物技术路线多采用石油线路，价格同原油价格紧密相关，原油上升带动下游产品价格上升。煤化工产出物同石油化工产出物相同，互为替代品，虽然煤制品生产成本同原油价格无关，但其产出物价格定价由石油线路产品市场价格决定，项目经济性受到原油价格影响，原油价格越高，煤炭价格优势越明显，煤化工项目经济性则凸显。
煤化工同石油化工为博弈关系，长期低油价、高煤价导致新型煤化工经济效益低。自2004年重点开发新型煤化工起，除煤制烯烃项目外，其余煤化工领域经济效益不佳，尤其是煤制油、煤制气、煤制芳烃。除煤化工投资很大、工艺还不成熟等自身因素外，长期的低油价、高煤价也导致了煤化工项目的经济性无法凸显。
油价上升促煤化工经济效益提升，项目投资意愿加强。2018年起油价有望保持上升趋势，截止至2018年7月9日布伦特原油价格为78.07美元/桶，煤制化工品市场竞争力大幅提升。根据学术论文《新型煤化工产业技术及经济性分析》结论，从成本角度考虑，当油价为超50美元/桶时，现代煤化工基本实现盈亏平衡；当油价位于60~70美元/桶时，现代煤化工初具经济竞争力；当油价大于70美元/桶时，现代煤化工经济竞争力进一步提升，煤制乙二醇效益最好，其次是煤制烯烃、煤制油。目前，各煤制品完成价格同市场价格价差显著，油价持续上升保障煤化工项目经济效益大幅增长，项目投资意愿增强。
3、技术水平提高叠加规模效益，煤化工项目可行性大增
目前新型煤化工产品产能利用率大幅提升，产能提升空间仍较大。由于受技术水平及行业景气度的影响，煤制品的产能利用率多处于较低位置，其中煤制烯烃产能利用率相对较高。2018年行业整体景气度提升，产能进一步释放，煤制品的产能利用率均得到大幅提升。煤制烯烃产能利用率最高，技术最成熟且下游对产品接受程度最高，2018Q1产能利用率提升至102%；煤制乙二醇产能利用率约70%，较2017年59%得到较大提升；煤制油项目产能利用率由2017年40%上升至2018Q1的68%，仍有提升空间。（2017年煤制油项目40%产能利用率主要是由于下半年有煤制油项目刚试车成功尚处于产能爬坡阶段，实现投产并释放产能仍需时日。）
技术创新取到重大突破，项目可行性大幅增长。随着煤化工示范项目推进，煤化工技术创新取得重大突破，运用于多项目并取得成果。“十三五”煤化工项目强调技术创新和突破爱可欣，集中攻关新型低阶煤热解技术、煤基专用油品技术，提高煤基专用油品收率及质量，利于高端煤制品的开发生产，同时加强示范试验推广及应用推广。
资源利用技术标准提升，高排放、高耗能等限制因素改善。因煤化工项目高能耗、高排放问题严峻，“十三五”期间对项目能耗要求提高。煤制油（直接液化）单位产品综合能耗基准值小于1.9吨标煤/吨，煤制油 (间接液化）单位产品综合能耗基准值小于2.2吨标煤/吨，煤制天然气单位产品综合能耗基准值小于1.4吨标煤/千标立方米。技术水平提高，倒逼煤化工项目环保要求达标，能源转换效益提升。
4、下游公司资金面良好，项目投资意愿加强
下游公司盈利能力提升，资产负债情况大幅改善。油价上升、煤价上涨使得煤企整体负债率得到改善，平均负债率自2016年起呈现下行趋势，由2016年年初70%下降至2018年5月约66%；销售净利率持续上升，由2016年年初-0.29%上升至2018年5月约13%。煤化工工程承包受下游煤化工企业投资项目影响，下游煤企盈利能力提升、资金面改善，极大促进了煤化工项目投资，煤化工工程承包直接受益。
四、政策助推行业发展，新一轮成长周期有望开启
1、政策导向回暖，煤化工项目迎来发展新周期
我国煤化工行业受政策影响严重，行业发展经历了“鼓励-引导-控制-从严”四个阶段。
（1）2004年至2005年间，国家政策导向以鼓励为主。2004年《能源中长期发展规划纲要》颁布，将煤化工列入我国中长期发展战略，“煤变油”列入“十一五”发展规划；2015年，国家积极推进清洁煤技术产业化发展，鼓励开发新型煤化工。在利好政策下，2004年我国第一个煤制油项目——神华鄂尔多斯煤炭直接液化项目开建，建设规模400万吨；2005年我国第一个煤制烯烃项目内蒙大唐多伦煤制烯烃项目开建，建设规模46万吨。
（2）2005年至2009年，国家加强煤化工项目建设管理，引导行业良性发展。自从国家鼓励政策颁布起，富煤地区煤化工项目建设爆发，地方政府将发展新型煤化工项目当成拉动地方GDP增长的制胜法宝，在地方政府支持下众多项目纷纷上马，出现“逢煤必化”情况。2005年—2009年间，国家暂停煤制油项目核准，除神华集团两个项目外，其他项目一律暂停；为抑制煤化工产能过剩和重复建设，国家2009年颁布《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知》和《石化产业调整和振兴规划》，原则上不再安排新的煤化工试点项目，2009年起3年内不再批复现代煤化工新试点项目。
（3）2010年至2014年，盲目发展问题突出，国家加紧控制煤化工项目建设。“十二五”前期，国际油价和国内煤价均高位运行，众多煤化工企业以获取煤炭资源为目的进行煤化工项目开发，期望拓宽业务、提高经济效益，导致行业呈现“无序”和“过热”势头，产业发展乱象丛生。基于此，国家加大了行业控制力度，明确了技术标准，以提高能源转换要求；禁止小规模的新型煤化工项目实施。2013年后随着国际油价剧烈下挫，煤头企业丧失成本优势，大部分煤化工企业盈利开始恶化。
（4）自2014年起，行业政策导向趋严，环保审批严控导致行业进入低谷。由于前期盲目发展问题较突出，外加环保排放压力大，2014年起国家出台了一系列限制性政策，提高了行业准入门槛，规范了项目审批流程，对环保、耗能等提出了高要求。2014年颁布的《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》，明确指出没有列入国家示范的项目，各地禁止擅自违规立项建设。同时，环保审批趋紧，2014年仅1项煤化工项目通过环评，2015年无一项项目通过环评，煤化工行业步入低谷期。
2016年起煤化工政策导向回暖，有望开启新成长周期。在高油价、技术革新加快的背景下，煤化工行业回暖趋势显著。高油价保障项目的经济效益，技术水平的提升在提高能源转换效益同时满足环保能耗高要求，国家对煤化工发展的态度回暖。2016年《能源发展"十三五"规划》的出台，明确"十三五"期间，煤制油、煤制天然气生产能力达到1300 万吨和170 亿立方米左右；明确煤炭深加工建设重点，重点规划煤制油、煤制天然气建设项目及重点开发区域，推动现代煤化工产业创新发展。同时，国家同意给予煤制油示范项目消费税免征5年的优惠政策，煤化油经济效益提升。
2、核准政策逐步宽松，环评开闸推进煤化工项目落地
环保问题摆在煤化工项目发展突出位置，环保政策收紧。煤化工项目发展面临一大因素是环保问题，由于煤化工项目高排放、高耗能、高耗水，不少地区煤化工项目废水排放量已经超过地区承受能力，这同国家绿色节能环保的出发点相矛盾。2015年1月1日新《环保法》实施，标准着国家将环保问题摆在了战略位置，煤化工项目发展受环保因素的影响加重，国家从审核、能评、环评等多个方面从严把关煤化工项目。
核准审批权下放，环评审核逐步宽松。从2011年起国家逐步规范控制煤化工项目建设，对具体项目审批核准方式、项目规模进行了规定，新建乙烯、新建对二甲苯项目由省级政府核准，项目审批权下放。同时国家环评放宽，自2014年起国家收紧了环评，仅2014年通过1个煤化工项目，2015年没有项目通过。但2016年环保部开闸，2016、2017已获得国家环保部环评批复的新建煤化工项目共有11个，其中2017年3个、2016年8个，环评审核逐步放宽，推动项目加快落地。
五、示范性项目先行，探索商业化发展之路
“十一五”规划开启示范性之路，奠定煤化工项目发展基础。“十一五”期间，国家示范性项目覆盖煤制油、煤制气、煤制烯烃及乙二醇项目，共计9个项目，项目规模较小。煤化工示范项目的顺利推进，验证了新型煤化工项目开展的技术和经济可行性，9个项目中7个项目实现投产，进行商业化运行，为煤化工项目后续发展奠定了基础。
“十二五”期间示范项目加速突破，引导新型煤化工发展。“十二五”期间，国家15个新型煤化工示范项目主要以煤制天然气为主，其中7个煤制天然气，3个煤制烯烃，2个煤制油，2个低质煤综合应用，1个煤制二甲醚。项目数量及规模均远超较 “十一五”，项目布局新疆、内蒙古、陕西、云南、安徽等中西部地区。
“十三五”规划注重示范升级，探索从示范走向大规模商业化推广。“十三五”期间，示范性项目主要以示范升级和创新发展为重心，降低资源消耗和污染排放，技术提升加强集成、成本优势。“十三五”期间，煤制油、煤制天然气、低阶煤利用、煤制化学品、煤与石油综合利用以及通用技术装备6个方面将开展升级示范，规划开工的14个示范项目分别将承担2-3项技术升级示范任务，技术领先目前技术。预计 2020 年，煤制油产能为 1300万吨/年、煤制天然气产能为 170 亿立方米/年、低阶煤分质利用产能为 1500 万吨/年（煤炭加工量）史坦尼斯。
六、十年布局打造煤化工产业基地，与东部石化产业互补
中西部重点布局示范项目，园区化发展打造煤化工产业基地。新型煤化工项目将按照“靠近原料、靠近市场、进入园区”的原则，在煤炭资源丰富、生态环境可承受、水资源有保障、运输便捷的中西部地区进行布局。以石油替代产品和石油安全应急保障能力建设为重点，在蒙东伊敏、蒙西大路、新疆准东、新疆伊犁、陕北、宁东-上海庙、云贵、安徽两淮等中西部地区建设大型煤化工产业基地，形成与东部石化产业互补的产业格局。
煤化工产业基地分工明确，合理分配优势资源。蒙东地区重点开发低阶煤提质、建设煤制烯烃、煤制天然气示范项目；蒙西重点开发煤制油、煤制烯烃、煤制天然气示范项目；新疆准东重点建设煤制烯烃、煤制天然气示范项目；新疆建设煤制烯烃、煤制天然气示范项目；陕北、宁东-上海庙重点建设煤制烯烃、油品、煤制乙二醇及芳烃示范项目；云贵凭借丰富的褐煤、水资源建设煤制油项目。基地内煤气化、净化、空分和公用工程等新型煤化工产业共用流程及配套设施宜统筹考虑，联合布局，充分发挥协同效应。发挥基地发展的规模化效益，充分延伸煤制烯烃/芳烃等石化产品的产业链，形成上下游一体化发展。
基地化布局一体化发展，增加抵抗油价波动的能力。不同产品工艺中部分流程相同或相近是新型煤化工产业的一大特点。新型煤化工产业基本都是以煤炭气化为龙头生产合成气，以合成气为原料生产不同的产品。基地化布局一体化发展，能够在提高投资的效率、发挥规模效益的同时，提高产品附加值和耦合集约程度，如煤制天然气副产油品和煤制油产品油品统一加工、煤制芳烃和煤制乙二醇联合发展聚酯产品等。中东部地区则重点以氨烃联产、氨油联产、甲醇制烯烃、甲醇制汽油等联产和二次加工为主，走煤炭-化工一体化发展道路，推动与关联产业融合发展。
结合“一带一路 ”战略实施，稳步推进国际产业合作。积极利用境外煤炭资源和环境容量的优势，采取境外煤炭开采转化一体化，境内外上下游一体化，境外重大工程技术装备总承包等方式，深化与沿线煤炭资源国务实合作，通过境外项目合作，缓解国内资源环境压力，带动煤化工技术装备及工程服务“走出去”，促进现代煤化工企业进军国际能源化工市场。
七、公司重点推荐
1、中国化学：国内化学工程领域国企龙头
公司集勘察、设计、施工为一体，具有化学工程业务完整产业链。公司成立于2008年，并于2010年于A板主板上市，是我国化学工业工程领域内资质最为齐全、功能最为完备、业务链最为完整的工业工程公司之一，在行业内具备专业化经营、市场化程度及业务一体化程度高的优势。公司拥有工程设计综合甲级资质子公司6 家、工程勘察综合类甲级资质子公司3 家，具有2个施工总承包特级资质、29 个施工总承包壹级资质。公司可提供凭借完整的产业链和规模优势，充分发挥各业务板块之间的协同效应，有效分散经营风险，保证公司长期稳定的盈利。
公司是化学工程领域国企龙头，多元布局增厚公司业绩。工程施工业务长期营收占比位居第一，主要负责包括石油化工、煤化工、多晶硅等项目承包建设。随着基建设施和环保业务的开拓，公司夯实化学工程核心业务，加码开拓基建、环保业务，形成“一主二辅”战略格局。2017年公司触底回升实现营收585.71亿元，同比增长10.4%，国内外需求的双轮驱动带动新一轮订单增长，2017年公司新签合同950.77亿元，同比增长34.86%，高在手订单验证市场需求回暖，同时订单加速转化保障未来公司收益。
八、风险提示
化学工程投资规模不及预期。煤化与石化工程的主要业主为国企，整体的投资规划主要由业主把控。业主的现金流、资金情况直接影响项目投资意愿，在目前信用紧缩、流动性趋紧的背景下，业主可能出现融资和信用风险，现金流承压导致投资意愿降低。
国家政策变化，环保审核加紧限制煤化工项目。我国煤化工项目投资受政策影响较大，从历史情况来看，煤化工行业的投资因为受环保政策的影响，出现过投资规模骤降的情况，行业直接步入低谷。2015年新《环保法》的实施，标准着国家将环保问题摆在了战略位置，煤化工项目发展受环保因素的影响加重，项目投资风险加大。
国际原油价格大幅下降，导致煤化工项目经济性大减。煤化工行业属于成本驱动型行业，经济效益决定项目投资意愿。原油价格大幅下降，逐步传导至下游化工品价格端，石油制化工品经济性提升，导致煤制品市场竞争优势变弱，煤化工经济效益减少直接降低了下游煤企的投资意愿。
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王彬鹏：上海财经大学数量经济学硕士，2015年7月加入招商证券，从事建筑工程行业研究。
郑晓刚：毕业于英国东安吉利亚大学，经济学硕士，2017年1月加入招商证券，从事建材行业研究。
于泽群：华东师范大学金融学硕士，2018年5月加入招商证券，从事建筑工程行业研究。
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前言
本报告从煤化工发展现状及产能格局出发，结合下游煤化工需求进行分析，认为在油价上行、技术革新加快的背景下，煤化工项目的经济性大幅提升，下游煤化工企业投资意愿加强。再加上环评放宽、政策回暖、下游煤企资金良好，煤化工项目有望加速落地，开启新成长周期。
本文共计35000字，预计阅读时间35分钟。
本文要点
新型煤化工处于发展起步阶段，产能规划初具规模。经过数十年示范性发展，新型煤化工项目初具规模，但多未实现规模化商业发展何佩儿。在各煤化工项目中，煤制烯烃发展最为成熟，可实现规模化商业发展，目前实际产能约1242万吨/年；煤制气、油、芳烃技术壁垒较高，经济效益较低，商业化运行仍需政策继续扶持；煤制乙二醇具有高需求缺口、低成本工艺，后续发展可能性最高，目前实际产能约270万吨/年，发展潜力广阔。
政策导向逐步回暖，煤化工潜在市场空间广阔。在技术水平提升、政策支持的背景下，新型煤化工得到快速发展，市场前景广阔。2016年起环保部环评开闸，国家对煤化工项目的态度逐渐转暖，结合煤化工“十三五”建设规划，我们预计2018年-2020年间煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油的市场空间分别为1181亿元、1060亿元、419亿元，至2020年煤化工潜在市场空间累计达2660亿元。
高油价推动煤化工经济性提升，煤制乙二醇项目投资最具发展前景。化工行业属于成本驱动型行业，项目经济效益同原油价格相关，原油价格越高，煤化工经济性越强。油价上升传导至下游石化产品价格端，导致煤化工成本优势大增。据测算当油价位于60~70美元/桶时，现代煤化工初具经济竞争力。目前油价持续保持上升趋势，截止至2018年7月9日布伦特原油价格为78.07美元/桶，煤化工经济竞争力显著。各煤化工项目中，煤制乙二醇因其生产成本低、需求高、投资额少、经济效益最为显著，投资意愿最强，其次为煤制烯烃。同时，新建煤制乙二醇、煤制烯烃项目审批权下放，也极大推动了煤化工项目投资。
下游公司盈利能力提升，资产负债情况大幅改善。油价上升、煤价上涨使得煤炭行业整体负债率得到改善，平均负债率自2016年起呈现下行趋势；销售净利率持续上升，由2016年年初-0.29%上升至2018年5月约13%，煤企业盈利能力提升推动，助力项目投资加速。
示范性项目先行，探索商业化发展。“十一五”起我国开始推广示范性项目，引导煤化工走向商业化发展。经过十多年示范性发展，我国煤化工项目技术日趋成熟。“十三五”期间，国家重点对煤制油、煤制天然气、低阶煤利用、煤制化学品、煤与石油综合利用以及通用技术装备6个方面进行升级示范，中西部集中布局示范项目，园区化发展打造煤化工产业基地。
投资建议：我们推荐行业景气度持续提升、估值低、业绩增长确定性高的个股，重点推荐中国化学等。
风险提示：煤化工投资规模不及预期，原油油价下滑，环保政策趋紧 。
一、煤化工战略地位稳固，资源禀赋奠定长期发展基调
1、煤化工是化学工业重要组成部分，资源禀赋支撑战略地位
煤化工是化学工业的重要组成部分，提供燃料及化学原料。化学工业是国家基础行业，主要由石油化工、化工、煤化工组成，为化学工业提供燃料及化学原料。煤化工以煤为原料，经化学加工使煤转化为气体、液体和固体产品或半产品，而后进一步加工生产化工、能源产品。按照技术流程分，煤化工主要包括煤的气化、液化、干馏，以及焦油加工和电石乙炔化工；按照产品分，煤化工主要分为传统煤化工和新型煤化工，传统煤化工主要生产焦炭、电石、乙炔化工及合成氨制尿素，新型煤化工以制造清洁能源和可替代石油化工为主，生产煤制气、煤制油、煤制乙二醇及煤制烯烃等煤制化工原料。
“富煤缺油少气”的资源禀赋特点，支撑着煤化工国家战略地位。煤炭是我国重要的能源结构组成部分孙瀚文，相较于天然气、石油，我国煤炭资源富足，是第三大煤炭存储国，占比13.3%，而石油则是全球第十四位，占比仅1.01%。我国对原油、天然气的进口依赖一直都居高不下，至2017年年底原油进口依赖度为69%，天然气进口依赖为40%。在“富煤缺油少气”的资源背景下，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，蒋申发展煤化工符合我国战略需求。出于国家战略考虑，煤化工将在今后的长期发展中占据越来越重要的地位。
2、新型煤化工成为行业发展重点，环保要求推高行业壁垒
传统煤化工处于供给侧改革阶段，建设规模受限。以煤制焦炭、电石、甲醇为代表的传统煤化工产业，经过长期发展，其技术工艺已达成熟，但其产品附加值仍较低且产能过剩，产品同质化严重，较长时间内传统煤化工将不会有大规模建设。
新型煤化工可作为石油化工替代，逐渐成为行业发展重点。理论上，新型煤化工能生产出石油化工产业链上的同类化工品，实现对传统石油化工的替代。新型煤化工以生产清洁能源及可替代石油化工为主，如1）煤制油、煤制气、煤基醇醚燃料等；2）生产乙烯、聚丙烯等煤制烯烃原料，作为基础原料的替代。经过30多年的技术攻关与积累，尤其是通过“十一五”以来的工程示范和推广，新型煤化工技术取得重大突破，煤制烯烃、煤制气、煤制乙二醇等新型煤化工项目得到快速发展。新型煤化工的发展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。作为国家战略性能源储备重要发展方向之一的煤化工，具有良好的发展前景，是未来煤化工重要发展方向。
技术水平限制和环保要求成为目前制约煤化工发展的主要因素。新型煤化工技术壁垒较高，虽然目前国内技术水平有所提升但成熟度仍不够，部分技术及设备仍依赖进口。产品能源转换率较低且产品质量不及石油化工制产品，导致下游合成物生产商对煤制品原材料接受度不高。同时，新型煤化工高耗水、高排放等环保问题长期无法解决，且项目多处于中西部缺水、生态环境脆弱地区，项目生产建设不仅危及周围环境，也给公司带来生存压力。目前，各煤制品能效都较低，除煤制气高于50%外，其余都低于50%；耗水量均较大，煤制间接液化耗水相对最低，为2.75吨/吨标煤。新型煤化工还面临着前期投入较高、配套体系不完善、环保及政策要求日趋严格等诸多问题的限制，行业技术壁垒大幅提升。
3、煤化工工程处于产业链中游，受下游投资建设驱动
煤化工工程属于产业链中游曹德旺简历，受下游煤化工项目投资需求驱动。煤化工工程处于煤化工项目产业链的中游，主要负责工程承包及设计咨询业务，服务于下游的石油化工、化学工业、医药、市政环保等项目工程，主要涉及的公司有中石油、中石化、中国化学以及一些民营企业，例如三维工程等。中石油、中石化擅长于甲醇后端（即甲醇合成之后的工艺环节），其承接订单多来自于集团内部；中国化学优势在于，公司在煤化工领域有完整、强大的研发体系，旗下设计院众多且各子公司侧重点不同，公司业绩市场占优。
二、传统煤化工产能过剩，新型煤化工释放千亿市场空间
1、传统煤化工产能过剩，耦合发展探寻发展新亮点
传统煤化工产品结构较低级，整体产能过剩。传统煤化工主要是煤干馏生产焦炭，副产物为焦炉煤气和煤焦油，化学原材料多为合成氨制尿素、电石、甲醇等，产品较为低级，多适用于化肥、钢铁行业。经过长期发展，传统煤化工生产技术已成熟，处于阶段性供大于求，但产能存在结构性过剩且具有高能耗、高污染、资源利用率低、附加值低的特点。根据产业信息网数据显示，目前我国传统煤化工产品生产规模均居世界第一，合成氨、甲醇、电石和焦炭产量分别占全球产量的32%、28%、93%和58%，进口依赖程度低，产能过剩明显。由于目前行业处于供需调节阶段，传统煤化工产量及产能呈现下降态势，电石、合成氨、焦炭等产量增速均为负增长。“十三五”前期，对存在产能过剩的传统煤化工行业，原则上不安排新增项目，大力推进升级改造和淘汰落后产能。
下游煤制烯烃兴起，有望带动甲醇行业发力。由于我国“富煤少油少气”的能源结构决定了国内甲醇长期仍以煤制为主。据卓创资讯统计数据，2017年底我国煤制甲醇产能占比已高达71.25%，焦炉气制甲醇产能占比达16.08%，而天然气制甲醇占比在11.29%。目前，甲醇行业严重产能过剩，但随着下游甲醇制烯烃的迅猛发展，甲醇的需求量持续上升。2017年甲醇产量为5200万吨，同比增长21%，表观消费量5329.48万吨，同比增长3%；同时，甲醇制烯烃占下游需求比例最大，占比增长至49%，甲醇制烯烃将成为最重要的甲醇消耗品，甲醇行业长期产能过剩有望缓解。
传统煤化工耦合发展延伸产业链，探索煤炭—化工一体化。传统煤化工处于供给侧改革阶段异界纨绔剑神，加速技改延伸产业链。传统煤化工利用富足的炼焦产能对焦炉气、煤焦油、粗苯等炼焦化产品进行二次、多次深加工生产合成天然气、甲醇、化肥等fx组合吧，通过和新型煤化工耦合发展，形成煤炭—化工一体化进而逐步淘汰落后产能。未来，传统煤化工投资主线将是上下游一体化，加大技术研发力度，扩大成本优势。
2、新型煤化工仍处于起步阶段，产能规模逐步释放
作为石化产品和能源的补充，新型煤化工市场潜力广阔。随着技术水平上升，新型煤制化工品替代效应显现，项目推广成为可能。目前，新型煤化工仍处于起步阶段，项目虽有落地，但多未实现规模化商业发展，技术提升空间仍较大。各新型煤化工项目中，煤制烯烃技术最为成熟，可进行规模化商业发展，目前实际产能约1242万吨/年；煤制气、油、芳烃技术日趋成熟，但技术壁垒较高，项目投资大、转化效益、经济效益较低，商业化运行需政策继续扶持，项目发展缓慢；煤制乙二醇具有高需求缺口、低成本工艺，后续发展可能性最高，目前实际产能约270万吨/年，若目前在建及拟建的项目均实现落地，产能有望超1300万吨/年，发展潜力广阔。
（1）烯烃需求尚存缺口，煤制烯烃不断扩张
煤制烯烃主要下游是乙烯，需求旺盛缺口显著。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，其主要下游为乙烯及其副产品丙烯，而乙烯是石油化工产业的核心，需求缺口较大。2017年乙烯产能达2330万吨，产量约1822万吨，同比增长2%；表观消费量达2037万吨，同比增长5%；同时2017年进口量达216万吨左右，进口依存度持续上升至11%，需求缺口进一步扩大。
技术工艺成熟，煤制烯烃实现规模化发展。生产烯烃的主流技术主要有三种安信爱，分别为煤制烯烃（MTO)、丙烷脱氢制烯烃及石脑油制烯烃，其中煤制烯烃又分为煤制乙烯和煤制丙烯（MTP）。由于天然气资源紧缺和煤制烯烃环保不过关、工艺技术不成熟，石脑油路线一直是烯烃生产主要路线。随着近几年煤制烯烃（MTO)工艺技术的发展，煤制烯烃的成本的下降，发挥煤制烯烃的可持续性、低生产成本优势，煤制烯烃项目开始兴起，煤制烯烃项目有望实现规模化量产。目前，共21个煤制烯烃项目实现投产，规划产能共计1371万吨/年，实际释放产能约1242万吨/年，投产项目多基于MTO技术，2017年煤制烯烃实现产量993万吨/年。
烯烃需求尚存缺口，煤制烯烃产能不断扩张。目前下游烯烃需求缺口持续扩大，给障煤制烯烃带来充分的增量空间，低成本、高收益保障煤制烯烃项目持续稳增长。十三五期间，煤制烯烃在建项目16个，产能建设规模约1419万吨/年，拟建项目8个，产能建设规模约555万吨/年，若拟建及在建项目实现全部投产，将释放1974万吨/年产能，煤制烯烃累计产能将突破3000万吨/年。
（2）煤制气产业技术成熟，但多制约因素导致发展较缓慢
天然气供给缺口扩大，煤制气迎来替代红利。2015年起，天然气表观消费量增速大幅领先于天然气产量，由2015年的3%增长至2017年的15%，而同时间段的天然气产量增速仅从3%增长至8%；供给缺口持续扩大，进口依赖程度加重，2017年表观消费量2393.94亿立方米，产量仅为1474亿立方米，缺口扩大至920亿立方米。天然气的供给缺口为煤制气发展迎来发展空间，煤制气产能有助于补充缺口，保障国家能源安全。
多制约因素导致发展受限，煤制气项目实际投产产能较少。虽说技术成熟，但煤制气项目发展限制因素多，严重阻碍其发展，限制因素主要有：1）耗水量大、污染物排出量大，同环保要求矛盾；2）目前技术水平无法解决零排放的问题；3）经济效益受原油价格波动影响较大，再加上天然气终端价格固定，投资成本较高。目前，国内项目规划多，但真正实现投产的项目仅3个，2017年实现产量26.3亿立方米，总产能仅实现31亿立方米，投资金额约800亿元；在建项目及拟建项目产能约963亿立方米/年，投资金额高达5775亿元，投资规模小但投资成本高，经济效益低。
煤制气项目多处于亏损状态，新项目投资较难落地。煤制气项目投资额较大，成本较高。受原油价格波动及天然气终端价格固定的影响，煤制气项目经济效益不佳，难以实现盈利。以大唐克旗一期13.3亿立方米/年煤制气项目为例，该项目目前已实现投产且向北京市供气，根据中诚信国际评级研究显示，若项目实现40亿立方米/年的满负荷运行，原料和燃料煤（300kcal/kg）价格按照290元/吨计算，其送到北京的含税完全成本为3.02元/立方米。目前由于项目并未实现满负荷运营，实际成本将高于3.02元/立方米。公司同石油天然气销售公司签订的《煤制天然气购销协议》，初期含税结算价格为2.75元/立方米，高于完全成本3.02元/立方米，即使考虑煤制气过程中产生的副产品价值，项目仍难以盈利。
（3）煤制乙二醇具有高需求缺口、低成本工艺，发展可能性最高。
乙二醇是重要的有机化工原料，下游用途广泛火玩七杀。乙二醇主要用于生产下游的聚酯及防冻液，目前主流的生产技术有石油路线、天然气/页岩气、煤，其中石油路线占比最高，占比高达67%，即以乙烯为原料，经环氧乙烷生产乙二醇，特点是技术成熟、应用广但耗能大、成本高。煤制乙二醇工艺占比目前仍较低，仅为6%，但其能耗低、成本低、水耗低、排放低，随着技术突破，煤制乙二醇发展前景广阔。
受下游聚酯需求旺盛及建设权限下放，煤制乙二醇补充需求缺口。由于国内90%的乙二醇被用来生产聚酯，广泛应用于化纤行业生产涤纶纤维，旺盛的聚酯需求导致乙二醇需求缺口扩大，截止2017年进口产量扩大至871.62万吨，同比增长16%，进口依赖度达60%，短期内需求缺口将持续扩大。煤制乙二醇技术兴起，叠加乙二醇装置建设权限下放地方，新建项目无需国家发改委批准，煤制乙二醇项目纷纷上马，2017年煤制乙二醇实现产量153.6万吨/年，利用率超55%，截止2018年6月，煤制乙二醇规划产能达312万吨/年。随着煤制乙二醇整体景气度提升，项目推进进度也大幅提升，在建项目规划产能达704万吨/年，拟建项目规划产能达320万吨/年，若项目均实现落地，煤制乙二醇产能有望超1300万吨/年。
技术成熟促进煤制乙二醇商业化推广，产品品质成为一大制约因素。目前煤制乙二醇主要有煤制烯烃制乙二醇、直接合成乙二醇、草酸酯法制乙二醇三种路线。草酸酯路线中间环节较少，生产成本较低，相对石油法具有较强的竞争力，是目前煤制乙二醇主流路线。煤制烯烃路线需结合煤制烯烃环节，成本较高。但由于煤制乙二醇技术对分离杂质工艺研究不深，导致煤制乙二醇产品质量不及石油路径产品，虽然产品符合现在的工业乙二醇的标准，但没有达到聚合乙二醇的要求。产品纯度不够，导致下游聚酯化纤企业对煤制乙二醇接受度较低。
（4）煤制芳烃国内技术领先，项目推进缓慢
煤制芳烃处于产业初期，技术领先但推广遇冷。甲醇制芳烃(MTA)是指甲醇在催化剂的作用下，经过一系列反应，最终转化为芳烃的过程，产品以苯、甲苯、二甲苯(BTX)为主，副产品主要是LPG。经过数10年技术研发，煤制芳烃技术领先国际水平，尤其是流化床甲醇制芳烃技术，MTA过程的转化率99.99%，FMTA全流程的甲醇到芳烃的烃基收率为74.47%，且工艺废水中未检出甲醇和催化剂粉尘，再生烟气中不含SOx和NOx，但工业化推广遇冷，无商业化应用。截止目前，煤制芳烃仅河南盛润60万吨甲醇制芳烃实现投产，经济效益低，无实质产能释放。
（5）煤制油经济效益低，导致商业化运行发展受限
石油需求缺口大幅上升，为煤制油提供广阔市场空间。我国“富煤少油少气”的资源禀赋导致石油产量有限禁宠小妻，而随着石油需求的持续上升，我国进口依赖度再创新高。2017年石油产量为19151万吨，表观消费量为60622万吨，需求缺口达41471万吨，需求缺口同比增长9.7%，石油进口依赖度上升至69.21%，远超40%警戒线。石油缺口的持续上升，以油气3%的能源资源结构支撑油气30%的能源消费结构，既不安全也不可持续，发展煤制油气替代，是中国能源供应保障的战略选择，煤制油市场空间广阔。
煤制油技术瓶颈较高、转化效益低，煤制油项目缓慢推进。煤制油是以煤炭为原料，通过化学加工过程生产油品和石油化工产品的一项技术，主要工艺路线为直接液化（DCTL）、费托间接液化（ICTL-FT）和甲醇制汽油（ICTL-MTG）三大类。直接液化技术流程简单但对煤种要求严苛，操作限制要求较高，产出燃油中芳烃、硫和氮等杂质较多，目前还未有采用该技术的项目实现工业化运行；间接液化对煤种要求不高，产物主要由链状烃构成，因此所获得的十六烷值很高，几乎不含硫和芳香烃，产出品质优于一般石油制品，但技术流程复杂、项目投资较高。由于煤制油技术瓶颈较高，项目转化效益和经济效益不突出，项目推进缓慢。目前已投产项目规划产能共计884万吨（因有些项目实施技改，实际释放产能921万吨），加上在建、拟建项目预计未来规划产能将达到1930万吨。
炼油产能过剩，长期低油价高煤价高税收导致商业化运行之路漫漫。目前我国炼油产能过剩，煤制油在长期低油价、高煤价的环境下艰难发展，经济效益低于预期。再加上高成品油消费税，煤制油项目的盈利空间进一步压缩。由于煤制油生产成本同原油价格无关，无法通过下降成本冲抵消费税，导致煤制油项目并没有受益于国际原油价格下跌的红利。煤制油示范装置已成功运行多年并具备商业化升级示范的条件，但在低油价和高税负的双压下，项目盈利压力巨大。同时，煤制油的高污染、高排放、高耗能也成为其项目推广的主要制约。
生产高端精细化工品将是煤制油未来发展趋势。煤制油产出品质高于一般石油制品，可生产现有石油化工技术难以制得且超过国家现行质量标准的高品质柴油、汽油和特种燃料油。而生产精细化学品附加值高，并且不需要缴纳成品油消费税，极大缓解煤制油项目经济效益低的劣势，能大力推进煤制油项目发展。
3、受益新型煤化工需求拉动，工程建设市场空间广阔
综合产能格局、需求驱动及技术水平，煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油具有发展潜力。煤制烯烃发展较早，技术成熟，神华包头煤制烯烃等项目均实现较好经济效益；煤制乙二醇发展经验虽较少，但旺盛需求、领先技术及高经济效益保障煤制乙二醇广阔的市场前景；煤制油前期受高消费税、低油价等因素的影响，经济效益不佳，但随着技术改善、消费税减免、煤制油向高端精细化工品延伸，煤制油经济效益将会提升，市场前景广阔。
新型煤化工整体高景气度，工程建设市场空间广阔。根据《现代煤化工“十三五”发展指南》公布的产能规划，按照煤制乙二醇2亿元/万吨、煤制气7.5亿元/亿立方米、煤制油1.5亿元/万吨、煤制烯烃3.3亿元/万吨的投资成本预测，2018年-2020年间煤制乙二醇市场空间1060亿元、煤制气市场空间约1118亿元（短期内煤制气项目亏损现象难以解决，再加上投资成本高，预计鲜有投资项目落地）、煤制油市场空间约419亿元、煤制烯烃市场空间约1181亿元，煤化工潜在市场空间累计约2659.9亿元（除煤制气）。受下游煤化工项目需求拉动，工程建设市场空间广阔。
三、多因素助力煤化工，行业投资需求回暖
1、下游化工品进口替代需求迫切，加速了煤化工的替代速度
下游化工品应用领域广泛，产能主要由石油化工提供。下游有机化工品是国家重要战略原材料，对国民经济起至关重要的影响，例如汽油、煤油、柴油、基础化工原材料及其合成材料乙烯、苯、PX、乙二醇等，其终端广泛运用于轻工、纺织、建筑、军工、航天等多个领域。目前，由于石油化工产业经过长期规模化商业运行，技术成熟、产品性能可靠，下游石油化工品产能主要由石油化工提供。
化学工业景气度提升，产能缺口扩大导致2017年战略原材料进口依赖大幅提升。2017年宏观经济的回暖，工业运行良好，提振了化学工业，下游化工产品利润率大幅上升，2017年化学原料及化学制品制造业平均销售利润率为6.77%，较2016年上升1.43pp；石油、煤炭及其他燃料加工业平均销售利润率5.75%，较2016年上升0.75pp。下游原材料需求的增加，使得战略原材料的产能缺口进一步扩大，进口依赖大幅提升。截止2017年，原油、天然气、乙二醇、PX进口依赖度均高于40%的警戒线，其中原油依赖度再创新高约70%，对国家战略安全构成威胁，进口替代的需求迫切。
作为石化产品和能源的补充，新型煤化工发展前景广阔。化工品长期主流仍将是石油化工路线，煤化工只作为石化产品及能源的补充。结合《石化和化学工程发展规划2016-2020》、《新型煤化工十三五发展指南》，预计2020年乙烯需求缺口将达到422万吨，煤制乙烯的产能将完全满足缺口需求；乙二醇需求缺口扩大至1025万吨，煤制乙二醇产能有望覆盖78%。
2、油价上升促煤化工经济性凸显，项目投资意愿加强
煤化工投资同价格和利润相关，项目经济性主要受原油价格影响。化工行业属于成本驱动型行业，经济效益决定项目投资意愿，经济效益则直接同价格和利润相关。由于化工原材料及燃料产出物技术路线多采用石油线路，价格同原油价格紧密相关，原油上升带动下游产品价格上升。煤化工产出物同石油化工产出物相同，互为替代品，虽然煤制品生产成本同原油价格无关，但其产出物价格定价由石油线路产品市场价格决定，项目经济性受到原油价格影响，原油价格越高，煤炭价格优势越明显，煤化工项目经济性则凸显。
煤化工同石油化工为博弈关系，长期低油价、高煤价导致新型煤化工经济效益低。自2004年重点开发新型煤化工起，除煤制烯烃项目外，其余煤化工领域经济效益不佳，尤其是煤制油、煤制气、煤制芳烃。除煤化工投资很大、工艺还不成熟等自身因素外，长期的低油价、高煤价也导致了煤化工项目的经济性无法凸显。
油价上升促煤化工经济效益提升，项目投资意愿加强。2018年起油价有望保持上升趋势，截止至2018年7月9日布伦特原油价格为78.07美元/桶，煤制化工品市场竞争力大幅提升。根据学术论文《新型煤化工产业技术及经济性分析》结论，从成本角度考虑，当油价为超50美元/桶时，现代煤化工基本实现盈亏平衡；当油价位于60~70美元/桶时，现代煤化工初具经济竞争力；当油价大于70美元/桶时，现代煤化工经济竞争力进一步提升，煤制乙二醇效益最好，其次是煤制烯烃、煤制油。目前，各煤制品完成价格同市场价格价差显著，油价持续上升保障煤化工项目经济效益大幅增长，项目投资意愿增强。
3、技术水平提高叠加规模效益，煤化工项目可行性大增
目前新型煤化工产品产能利用率大幅提升，产能提升空间仍较大。由于受技术水平及行业景气度的影响，煤制品的产能利用率多处于较低位置，其中煤制烯烃产能利用率相对较高。2018年行业整体景气度提升，产能进一步释放，煤制品的产能利用率均得到大幅提升。煤制烯烃产能利用率最高，技术最成熟且下游对产品接受程度最高，2018Q1产能利用率提升至102%；煤制乙二醇产能利用率约70%，较2017年59%得到较大提升；煤制油项目产能利用率由2017年40%上升至2018Q1的68%，仍有提升空间。（2017年煤制油项目40%产能利用率主要是由于下半年有煤制油项目刚试车成功尚处于产能爬坡阶段，实现投产并释放产能仍需时日。）
技术创新取到重大突破，项目可行性大幅增长。随着煤化工示范项目推进，煤化工技术创新取得重大突破，运用于多项目并取得成果。“十三五”煤化工项目强调技术创新和突破爱可欣，集中攻关新型低阶煤热解技术、煤基专用油品技术，提高煤基专用油品收率及质量，利于高端煤制品的开发生产，同时加强示范试验推广及应用推广。
资源利用技术标准提升，高排放、高耗能等限制因素改善。因煤化工项目高能耗、高排放问题严峻，“十三五”期间对项目能耗要求提高。煤制油（直接液化）单位产品综合能耗基准值小于1.9吨标煤/吨，煤制油 (间接液化）单位产品综合能耗基准值小于2.2吨标煤/吨，煤制天然气单位产品综合能耗基准值小于1.4吨标煤/千标立方米。技术水平提高，倒逼煤化工项目环保要求达标，能源转换效益提升。
4、下游公司资金面良好，项目投资意愿加强
下游公司盈利能力提升，资产负债情况大幅改善。油价上升、煤价上涨使得煤企整体负债率得到改善，平均负债率自2016年起呈现下行趋势，由2016年年初70%下降至2018年5月约66%；销售净利率持续上升，由2016年年初-0.29%上升至2018年5月约13%。煤化工工程承包受下游煤化工企业投资项目影响，下游煤企盈利能力提升、资金面改善，极大促进了煤化工项目投资，煤化工工程承包直接受益。
四、政策助推行业发展，新一轮成长周期有望开启
1、政策导向回暖，煤化工项目迎来发展新周期
我国煤化工行业受政策影响严重，行业发展经历了“鼓励-引导-控制-从严”四个阶段。
（1）2004年至2005年间，国家政策导向以鼓励为主。2004年《能源中长期发展规划纲要》颁布，将煤化工列入我国中长期发展战略，“煤变油”列入“十一五”发展规划；2015年，国家积极推进清洁煤技术产业化发展，鼓励开发新型煤化工。在利好政策下，2004年我国第一个煤制油项目——神华鄂尔多斯煤炭直接液化项目开建，建设规模400万吨；2005年我国第一个煤制烯烃项目内蒙大唐多伦煤制烯烃项目开建，建设规模46万吨。
（2）2005年至2009年，国家加强煤化工项目建设管理，引导行业良性发展。自从国家鼓励政策颁布起，富煤地区煤化工项目建设爆发，地方政府将发展新型煤化工项目当成拉动地方GDP增长的制胜法宝，在地方政府支持下众多项目纷纷上马，出现“逢煤必化”情况。2005年—2009年间，国家暂停煤制油项目核准，除神华集团两个项目外，其他项目一律暂停；为抑制煤化工产能过剩和重复建设，国家2009年颁布《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展若干意见的通知》和《石化产业调整和振兴规划》，原则上不再安排新的煤化工试点项目，2009年起3年内不再批复现代煤化工新试点项目。
（3）2010年至2014年，盲目发展问题突出，国家加紧控制煤化工项目建设。“十二五”前期，国际油价和国内煤价均高位运行，众多煤化工企业以获取煤炭资源为目的进行煤化工项目开发，期望拓宽业务、提高经济效益，导致行业呈现“无序”和“过热”势头，产业发展乱象丛生。基于此，国家加大了行业控制力度，明确了技术标准，以提高能源转换要求；禁止小规模的新型煤化工项目实施。2013年后随着国际油价剧烈下挫，煤头企业丧失成本优势，大部分煤化工企业盈利开始恶化。
（4）自2014年起，行业政策导向趋严，环保审批严控导致行业进入低谷。由于前期盲目发展问题较突出，外加环保排放压力大，2014年起国家出台了一系列限制性政策，提高了行业准入门槛，规范了项目审批流程，对环保、耗能等提出了高要求。2014年颁布的《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》，明确指出没有列入国家示范的项目，各地禁止擅自违规立项建设。同时，环保审批趋紧，2014年仅1项煤化工项目通过环评，2015年无一项项目通过环评，煤化工行业步入低谷期。
2016年起煤化工政策导向回暖，有望开启新成长周期。在高油价、技术革新加快的背景下，煤化工行业回暖趋势显著。高油价保障项目的经济效益，技术水平的提升在提高能源转换效益同时满足环保能耗高要求，国家对煤化工发展的态度回暖。2016年《能源发展"十三五"规划》的出台，明确"十三五"期间，煤制油、煤制天然气生产能力达到1300 万吨和170 亿立方米左右；明确煤炭深加工建设重点，重点规划煤制油、煤制天然气建设项目及重点开发区域，推动现代煤化工产业创新发展。同时，国家同意给予煤制油示范项目消费税免征5年的优惠政策，煤化油经济效益提升。
2、核准政策逐步宽松，环评开闸推进煤化工项目落地
环保问题摆在煤化工项目发展突出位置，环保政策收紧。煤化工项目发展面临一大因素是环保问题，由于煤化工项目高排放、高耗能、高耗水，不少地区煤化工项目废水排放量已经超过地区承受能力，这同国家绿色节能环保的出发点相矛盾。2015年1月1日新《环保法》实施，标准着国家将环保问题摆在了战略位置，煤化工项目发展受环保因素的影响加重，国家从审核、能评、环评等多个方面从严把关煤化工项目。
核准审批权下放，环评审核逐步宽松。从2011年起国家逐步规范控制煤化工项目建设，对具体项目审批核准方式、项目规模进行了规定，新建乙烯、新建对二甲苯项目由省级政府核准，项目审批权下放。同时国家环评放宽，自2014年起国家收紧了环评，仅2014年通过1个煤化工项目，2015年没有项目通过。但2016年环保部开闸，2016、2017已获得国家环保部环评批复的新建煤化工项目共有11个，其中2017年3个、2016年8个，环评审核逐步放宽，推动项目加快落地。
五、示范性项目先行，探索商业化发展之路
“十一五”规划开启示范性之路，奠定煤化工项目发展基础。“十一五”期间，国家示范性项目覆盖煤制油、煤制气、煤制烯烃及乙二醇项目，共计9个项目，项目规模较小。煤化工示范项目的顺利推进，验证了新型煤化工项目开展的技术和经济可行性，9个项目中7个项目实现投产，进行商业化运行，为煤化工项目后续发展奠定了基础。
“十二五”期间示范项目加速突破，引导新型煤化工发展。“十二五”期间，国家15个新型煤化工示范项目主要以煤制天然气为主，其中7个煤制天然气，3个煤制烯烃，2个煤制油，2个低质煤综合应用，1个煤制二甲醚。项目数量及规模均远超较 “十一五”，项目布局新疆、内蒙古、陕西、云南、安徽等中西部地区。
“十三五”规划注重示范升级，探索从示范走向大规模商业化推广。“十三五”期间，示范性项目主要以示范升级和创新发展为重心，降低资源消耗和污染排放，技术提升加强集成、成本优势。“十三五”期间，煤制油、煤制天然气、低阶煤利用、煤制化学品、煤与石油综合利用以及通用技术装备6个方面将开展升级示范，规划开工的14个示范项目分别将承担2-3项技术升级示范任务，技术领先目前技术。预计 2020 年，煤制油产能为 1300万吨/年、煤制天然气产能为 170 亿立方米/年、低阶煤分质利用产能为 1500 万吨/年（煤炭加工量）史坦尼斯。
六、十年布局打造煤化工产业基地，与东部石化产业互补
中西部重点布局示范项目，园区化发展打造煤化工产业基地。新型煤化工项目将按照“靠近原料、靠近市场、进入园区”的原则，在煤炭资源丰富、生态环境可承受、水资源有保障、运输便捷的中西部地区进行布局。以石油替代产品和石油安全应急保障能力建设为重点，在蒙东伊敏、蒙西大路、新疆准东、新疆伊犁、陕北、宁东-上海庙、云贵、安徽两淮等中西部地区建设大型煤化工产业基地，形成与东部石化产业互补的产业格局。
煤化工产业基地分工明确，合理分配优势资源。蒙东地区重点开发低阶煤提质、建设煤制烯烃、煤制天然气示范项目；蒙西重点开发煤制油、煤制烯烃、煤制天然气示范项目；新疆准东重点建设煤制烯烃、煤制天然气示范项目；新疆建设煤制烯烃、煤制天然气示范项目；陕北、宁东-上海庙重点建设煤制烯烃、油品、煤制乙二醇及芳烃示范项目；云贵凭借丰富的褐煤、水资源建设煤制油项目。基地内煤气化、净化、空分和公用工程等新型煤化工产业共用流程及配套设施宜统筹考虑，联合布局，充分发挥协同效应。发挥基地发展的规模化效益，充分延伸煤制烯烃/芳烃等石化产品的产业链，形成上下游一体化发展。
基地化布局一体化发展，增加抵抗油价波动的能力。不同产品工艺中部分流程相同或相近是新型煤化工产业的一大特点。新型煤化工产业基本都是以煤炭气化为龙头生产合成气，以合成气为原料生产不同的产品。基地化布局一体化发展，能够在提高投资的效率、发挥规模效益的同时，提高产品附加值和耦合集约程度，如煤制天然气副产油品和煤制油产品油品统一加工、煤制芳烃和煤制乙二醇联合发展聚酯产品等。中东部地区则重点以氨烃联产、氨油联产、甲醇制烯烃、甲醇制汽油等联产和二次加工为主，走煤炭-化工一体化发展道路，推动与关联产业融合发展。
结合“一带一路 ”战略实施，稳步推进国际产业合作。积极利用境外煤炭资源和环境容量的优势，采取境外煤炭开采转化一体化，境内外上下游一体化，境外重大工程技术装备总承包等方式，深化与沿线煤炭资源国务实合作，通过境外项目合作，缓解国内资源环境压力，带动煤化工技术装备及工程服务“走出去”，促进现代煤化工企业进军国际能源化工市场。
七、公司重点推荐
1、中国化学：国内化学工程领域国企龙头
公司集勘察、设计、施工为一体，具有化学工程业务完整产业链。公司成立于2008年，并于2010年于A板主板上市，是我国化学工业工程领域内资质最为齐全、功能最为完备、业务链最为完整的工业工程公司之一，在行业内具备专业化经营、市场化程度及业务一体化程度高的优势。公司拥有工程设计综合甲级资质子公司6 家、工程勘察综合类甲级资质子公司3 家，具有2个施工总承包特级资质、29 个施工总承包壹级资质。公司可提供凭借完整的产业链和规模优势，充分发挥各业务板块之间的协同效应，有效分散经营风险，保证公司长期稳定的盈利。
公司是化学工程领域国企龙头，多元布局增厚公司业绩。工程施工业务长期营收占比位居第一，主要负责包括石油化工、煤化工、多晶硅等项目承包建设。随着基建设施和环保业务的开拓，公司夯实化学工程核心业务，加码开拓基建、环保业务，形成“一主二辅”战略格局。2017年公司触底回升实现营收585.71亿元，同比增长10.4%，国内外需求的双轮驱动带动新一轮订单增长，2017年公司新签合同950.77亿元，同比增长34.86%，高在手订单验证市场需求回暖，同时订单加速转化保障未来公司收益。
八、风险提示
化学工程投资规模不及预期。煤化与石化工程的主要业主为国企，整体的投资规划主要由业主把控。业主的现金流、资金情况直接影响项目投资意愿，在目前信用紧缩、流动性趋紧的背景下，业主可能出现融资和信用风险，现金流承压导致投资意愿降低。
国家政策变化，环保审核加紧限制煤化工项目。我国煤化工项目投资受政策影响较大，从历史情况来看，煤化工行业的投资因为受环保政策的影响，出现过投资规模骤降的情况，行业直接步入低谷。2015年新《环保法》的实施，标准着国家将环保问题摆在了战略位置，煤化工项目发展受环保因素的影响加重，项目投资风险加大。
国际原油价格大幅下降，导致煤化工项目经济性大减。煤化工行业属于成本驱动型行业，经济效益决定项目投资意愿。原油价格大幅下降，逐步传导至下游化工品价格端，石油制化工品经济性提升，导致煤制品市场竞争优势变弱，煤化工经济效益减少直接降低了下游煤企的投资意愿。
近期报告
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7月11日，中国化学经营数据点评：煤化工订单持续落地，海外订单增速加快
7月10日，化学工程行业系列之三：山东地炼专家交流纪要
7月9日，化学工程行业系列之二：中期策略煤化工专家演讲纪要
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6月10日，周观点：煤化工景气度持续，持续关注化学工程
5月20日，周观点：化工板块景气度上行，基建增速有望筑底
分析师承诺
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王彬鹏：上海财经大学数量经济学硕士，2015年7月加入招商证券，从事建筑工程行业研究。
郑晓刚：毕业于英国东安吉利亚大学，经济学硕士，2017年1月加入招商证券，从事建材行业研究。
于泽群：华东师范大学金融学硕士，2018年5月加入招商证券，从事建筑工程行业研究。
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