目前的高油价，为我们国家发展煤化工行业提供了很好的发展机遇，但目前由于技术、市场、政策和环境的因素，也使我国目前的煤化工热蕴含了一定的风险。

  煤化工是指所有以煤炭为原料的化学工业。按不同工艺路线可大致分为煤焦化、煤气化和煤液化，按产品路线可大致分为煤制油、煤制烯烃、煤制醇醚、煤焦化-焦碳-电石、煤气化-合成氨等。目前在业内引起关注的煤化工，主要是指煤制油、煤制烯烃和煤制醇醚类的新型现代煤化工，像煤焦化、氯碱和合成氨制尿素等都属于传统煤化工。

  高油价是发展煤化工、尤其是现代新型煤化工的最最终的原因，我国是富煤少油缺气的国家，因此发展煤化工尤其是新型煤化工不仅是出于经济性的考虑，更是出于国家能源安全性的考虑，但由于煤化工是高耗能、高污染、高耗水的产业，同时还面临着技术、市场和资源环境约束的风险，因此发展煤化工既有机遇也有很大的风险。

  国家批准试点的煤制油项目主要有神华、兖矿、潞安和伊泰四家，前三家是集团公司在操作，只有伊泰项目有上市公司参与。前三家都承诺，在合适时机将煤制油资产注入上市公司，由于我国并无煤制油项目的大规模工业化生产经验，装置的磨合期要比较长的时间，真正的盈利和资产注入可能要在2009年以后，所以煤制油项目短期内对相关上市公司并无实质性影响，长期看还是重大利好。

  在煤-焦碳-电石、煤气化合成氨等传统煤化工领域，那些缺乏资源、技术上的含金量低、规模小、污染大的小企业将会因为环保和成本的压力逐渐丧失竞争力，我们看好业内具备煤炭、盐、焦炭、电石等原材料资源优势，同时具备规模的完整循环工艺路线的龙头企业。

  以煤炭为原料的相关化工产业被统称为煤化工。煤化工是相对于石油化学工业、天然气化工而言的，从理论上来说，以原油和天然气为原料通过石油化工工艺产出的产品也都可以以煤为原料通过煤化工工艺产出。煤化工的工艺路线主要有三条，即焦化、液化和气化，具体产品线所示，其中煤焦化、煤合成氨属于传统煤化工，而目前所热议的煤化工其实就是狭义的煤化工，主要是指煤制油、煤制醇醚和煤制烯烃等新型煤化工。目前煤化工热的背景源于石油、天然气价格的不断高涨，使得以煤为原料的煤化工产品在生产上具备了巨大的成本优势，从而成为相应石化产品的最具竞争力的替代产品。

  从全球煤化工发展状况来看，除中国外并无大规模的发展，虽然在二战时期德国就已经开发出较为成熟的煤化工技术，能将煤液化为油，并开始工业化生产，但后来由于受到中东廉价石油的冲击而陆续关闭。国内以煤炭为原料的化工产品在国际上大多是以石油和天然气为原料的。

  据统计，目前全球大约有117家大型煤化工企业，现代气化炉385座，从产品类型上来看，37%是各类化工产品、36%是间接合成油、19%用于发电。全球以煤气化为核心的现代煤化工产能年均增长5%，略高于化工行业平均3.6%的水平。

  2006年底我国原油和天然气探明储量分别为163亿桶、2.45万亿立方米，约占全球原油探明储量的1.35%；而煤炭探明储量为1145亿吨，占全球煤炭探明储量的12.6%。缺油少气的资源禀赋特点和我国目前以重工业为主的经济模式决定了煤化工必将在我国的能源化工消费中占据较为重要的地位。

  我国2007年原油产量1.86亿吨，国内消费量3.45亿吨，对外依存度46.06%；如果按照目前的原油消费和国内产量的增速，到2010年依存度将达52%左右，2015年将达59%；在过去5年中，原油进口对消费增长的边际贡献均在87%以上（05年较低，为22%）。

  如此高的对外依存度显然是对发展经济不利的，因此发展煤化工尤其是新型煤化工不仅是出于经济性的考虑，更是出于国家能源安全性的考虑。在我们国家的经济从高能耗的重工业经济中向低能耗的经济转型之前，大量发展煤基的替代能源是最好的能源替代选择方案。

  与间接液化煤制油是指将煤炭转化为汽油、柴油、石脑油等产品的工艺，其转化过程分为直接液化和间接液化。煤直接液化是在粉煤浆中加入气态氢，通过催化剂作用，提高氢碳比，将固态的煤变成液态的直链烷烃燃料和化工原料。煤间接液化是指先把煤炭气化，生成合成气，然后合成油（F-T工艺）；或者由合成气先合成甲醇，再由甲醇转化为汽油（Mobil工艺）

  世界上第一座商业化的煤炭直接液化工厂是1927年在德国建立的，后来受到中东低成本石油的冲击而停产。世界上目前唯一可以有效的进行煤变油商业化生产的国家只有南非，南非的SASOL公司使用F-T工艺建立了三座大型煤液化工厂，年消耗煤炭约4500万吨，合成成品油约750万吨。

  在高油价背景下，前两年国内一度掀起煤制油热。不过这股“热火”很快被国家发改委以限制文件浇灭。2006年7月7日，国家发改委发出《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》，要求各级投资主管部门在国家煤炭液化发展规划编制完成前，暂停煤炭液化项目核准。同时指出，一般不应批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目。目前，得到国家批准试点的主要有神华320万吨、兖矿100万吨、山西潞安和内蒙伊泰两家16万吨的煤制油项目。但是还有若干属于地方或企业规划的项目，在建和规划中的煤制油项目产能总规模高达4017万吨，就目前时期而言，仍有过热之嫌。

  神华煤制油项目。神华集团的煤制油项目目前全部在集团公司操作。神华集团在内蒙古神东煤田的直接液化项目试验已成功，预计2008年可实现煤变油工业化生产。作为世界上首个煤直接液化项目，其一期工程生产线亿元，建成后将年产各种油品320万吨。按照计划，二期工程也将于2010年投产，建成后将年产各种油品280万吨。另外，神华集团与南非沙索公司就引进后者的煤间接液化技术进行谈判。该项目计划建设规模为300万吨级，总投资约300亿元。新疆神华项目：未来几年将在新疆建设820万吨规模的煤变油项目，要把新疆建设成为国内最大的煤制油基地。除了在建项目，神华集团还正在规划宁夏、新疆、内蒙古呼伦贝尔的煤液化项目，油品总产能达到3000万吨，预计投资在2000亿元人民币以上。

  伊泰煤制油项目：该项目是唯一上市公司直接参与的煤制油项目，采用的是中科院自主研发的技术。上市公司将与控制股权的人内蒙伊泰集团公司一起，共同设立内蒙古伊泰煤制油有限责任公司。公司注册资本7亿元，其中，伊泰股份出资5.6亿元，占80%，伊泰集团出资1.4亿元，占20%。建设规模为年产煤基合成油48万吨。项目总投资为50.05亿元。企业自筹14.84亿元，申请银行贷款34.43亿元。项目分两期建设，一期年产16万吨，定于2008年初投产。

  潞安煤制油项目。和伊泰煤制油项目一样运用的都是中国科学院自主研发的技术，规模在16万吨，2008年建成投产，要达到产业化规模需要到2010年，产能将达到每年260万吨。到2015年产能将达到每年520万吨。

  外资在中国煤制油项目：目前，一些掌握煤变油核心技术的外国公司也纷至沓来，寻找中国市场潜在的巨大机遇。其中，南非的沙索公司计划与神华集团、宁夏煤业集团合作，分别在陕西榆林、宁夏银川建立两个日产8万桶煤合成油的工厂。两个项目预计到2012年投入运营，年产共5840万桶。该领域内另一家技术领先者是壳牌公司，它除了已向中国15个项目发放了技术许可，还同神华集团、宁夏煤业集团签署了在“煤变油”方面的合作协议。

  煤制油存在的风险：首先是工业化的风险，因为煤制油在国际上除南非外，并无其他大规模工业化装置成熟运作的经验，而且投资规模巨大，存在很大的技术风险；其次是资源环境约束的风险，我国产煤区绝大多数都是缺水的地区，而煤制油要耗费大量的水资源，同时还会排放大量的三废，属于高耗能、高污染的行业；其次是成本和市场风险，只有在高油价下，煤制油才具备生产的经济价值，同时还有一个市场销售的问题，这也需要国家政策的配合。

  神华、兖矿和潞安集团均表示，一旦时机成熟，将会把煤制油项目注入上市公司。所以从短期看，煤制油项目对上市公司的业绩基本没影响，只有到2010年才有机会，如果装置运行稳定，生产技术成熟了，煤制油项目还是有非常好的发展前途的。

  煤制烯烃是近年发展起来的煤化工技术，其过程分为煤气化制合成气、合成气制取甲醇、甲醇制烯烃三个步骤。目前的几种工艺如环球石油公司(UOP)的MTO技术、德国鲁奇公司的MTP技术和大连化物所的DMTO技术都完成中试，但大规模商业应用的案例不多，尼日利亚和伊朗都准备建设一座甲醇制烯烃工厂，产能分别为40万吨和10万吨。而我国目前共有6个大型的甲醇制烯烃在建项目，烯烃产能合计325万吨，累计将消耗甲醇达996万吨。

  和煤基醇醚燃料不同的是煤制油和煤制烯烃的市场销售基本不有一定的问题，而且成本低廉，以煤炭200元/吨左右坑口价来计算，煤的成本价格大约和22—28美元/桶的原油相当。其最大的问题就在于能不能成功工业化运作，并保持长时间的开车顺利。

  醇醚行业是新型煤化工的代表，其工艺是先煤气化，生成合成气，再制取甲醇，然后转化为二甲醚、烯烃等产品，用来替代传统的石化产品如汽油、柴油、乙烯等。甲醇和二甲醚（DME）都属于基础化工产品，生产的基本工艺很成熟，进入门槛低。甲醇的传统用途是用来生产甲醛、醋酸、甲基叔丁基醚（MTBE）、甲胺等，而二甲醚则主要作为气雾剂的抛射剂、麻醉剂、塑料产品发泡剂以及代替氟利昂作致冷剂，部分用做精细化工原料。

  在国际能源价格一路高涨的今天，甲醇和二甲醚还有另一项新的应用，那就是替代汽、柴油以及LPG作为清洁燃料使用。目前相关的产品质量标准正在制定，其中《M15车用甲醇汽油》、《变性燃料甲醇》和《高比例车用甲醇汽油》有望在08年上半年完成，而《城镇燃气用二甲醚》的行业标准已经于08年初开始实施。

  假设M15甲醇汽油、DME替代LPG和柴油能在全国得到推广，分别以60%和30%的使用率来计算，将产生约500万吨的甲醇需求和980万吨的DME，这样直接和间接作为燃料使用的甲醇需求将比2006年增加1730万吨，这个数量约为07年全国甲醇消费量的1.56倍，而且这还没有包括煤制烯烃的甲醇需求（假设煤制烯烃项目全部用自带甲醇装置）。

  国内目前生产二甲醚的主要技术是甲醇气相催化脱水法，采用的原材料是甲醇，一般生产1吨二甲醚需要1.40—1.45吨的甲醇。而生产甲醇的原材料是天然气和煤，国际上80%的甲醇都是以天然气为原料的，而国内则以煤为主要原材料，生产1吨甲醇大约需要1.5—1.7吨的煤炭。

  在煤生产甲醇的过程中，不同的生产规模得到的甲醇成本是不同的，我们以80万吨甲醇/50万吨二甲醚的生产规模作为参考，得出不同煤炭价格下的甲醇成本和二甲醚成本。以目前5000元左右的二甲醚市场行情报价来计算，购买煤炭来生产二甲醚生产企业的毛利率能达到40%以上。但如果是外购甲醇来生产二甲醚，则盈利能力要大大减弱，且不利于长远发展。

  煤焦化是将煤炭在隔绝条件下将煤加热分解为焦炭、煤焦油、粗苯和焦炉气，其中焦炭大多数都用在冶炼、燃料和生产电石。我国2007年焦炭产量3.35亿吨，同比增长12.7%，约占全球焦炭总量的60%；电石07年产量1470万吨，同比增长29.6%。07年新建焦炉41座，产能超过2000万吨，而未来2年内准备建设的大中型焦炉产能也达到5400万吨，行业整体前景不容乐观。

  作为传统的煤化工，煤焦化、电石行业的技术上的含金量低、能耗高、环境污染严重，在节能减排的力度逐步加大的大环境下，必须要走技术升级、延长产业链的道路。通过精炼煤焦油和粗苯，焦炉气合成甲醇、制氢，用电石法工艺来生产PVC、PVA和BDO等方式减少相关成本，提升产品的附加值。

  煤焦油是煤焦化的产物之一，常温下呈黑色粘稠液状，其产量约占装炉煤量的3%—4%。煤焦油中含有多种有用的化学物品，如萘、酚、蒽、菲、咔唑、沥青等，这一些产品具有非常好的经济价值，被普遍的应用在工程塑料、染料、油漆、涂料、合成纤维、农药、医药等领域。而粗苯也是煤在焦化过程中的产物之一，提纯后能够获得苯、甲苯、二甲苯等产品。我国目前煤焦油加工公司有100多家，总加工能力约720万吨，煤焦油产量在840万吨左右。

  焦炉气的主要成分是H2、CH4、CO等，其中H2含量大约为55%—57%，焦炉气可以直接做燃料使用，也可拿来合成甲醇、化肥、制氢和发电。一般生产1吨的焦碳大约能产生200立方米的焦炉气，以全国3.35亿吨的焦碳产量，焦炉气产量应该在670亿立方米以上。

  电石水解后的产品是乙炔，而乙炔是制取很多其他化工产品的原料，其中产量较大的有聚氯乙烯（PVC）、聚乙烯醇（PVA）和1、4丁二醇（BDO）等。和其他工艺路线相比，电石法工艺有很大的成本优势。

  PVC是五大通用树脂之一，其产量仅次于聚乙烯（PE），主要使用在在管材、型材、薄膜、电缆、人造革等方面。PVC生产的基本工艺路线有乙烯法和电石法二种，我国煤炭资源丰富，而石油资源紧张，加上低廉的环保成本，导致电石法工艺的PVC产品成为主流，目前国内电石法产能占总产能的73%左右，而国际上基本以乙烯法为主。

  我国2007年PVC国内产量948万吨，消费量1026万吨。但国内PVC制造商规模普遍较小，行业集中度不高，和国际前5大生产企业200万吨以上规模相比，有很大的差距。而国内PVC产能总体上继续保持较快的增长，08年全国有望再增加产能250万吨，而市场需求则相对放缓，整个行业的重新洗牌将难以避免。

  BDO是一种用途十分普遍的精细化工品，大多数都用在生产四氢呋喃（THF）、γ-丁内酯（GBL）、聚对苯二甲酸丁二醇酯（PBT）和聚氨酯（PU）等。BDO工业化运用的工艺有4种：Reppe法、丁二烯法、环氧丙烷法和正丁烷法，Reppe法是以电石为原料，属于煤炭路线，而其他都是石油路线，其中Reppe法工艺大约占40%左右。

  我国BDO2006年的消费量约31.3万吨，随着BDO下游衍生物尤其是PBT、PU树脂等产品需求的增加，BDO需求也将大幅度的增加，预计2010年国内需求将达43.3万吨，而06年底国内BDO装置仅14.9万吨，未来发展空间很大。

  煤气化制氮肥也属于传统煤化工，其基本工艺路线就是先煤气化，将煤炭在缺氧情况下不完全燃烧形成合成气（CO、H2为主），然后合成氨，再制取尿素、硝酸铵等产品。在国内氮肥生产企业中，以煤炭为原料的大约占64%，天然气占21%，剩余的15%是渣油和石脑油。我国氮肥从03年开始成为氮肥的净出口国，2007年国内氮肥总产量4242万吨，出口358万吨，国内消费3862万吨。

  国际原油价格的上涨导致了全球生物能源需求的增加，进而加大了农产品和化肥需求的增加，而油价和天然气价格持续上涨同时使得化肥公司制作成本上升，这二个因素导致07年尿素价格的大面积上涨。国家在08年初调高了对化肥的出口关税以抑制国内廉价资源的出口，其中尿素关税08年2、3季度暂定为35%，4季度为25%。

  和石油化工相比，煤化工最大的优势是成本，但环境污染大，在生产的全部过程中不仅要排放大量的CO2、SO2，对水资源的破坏更大，一般生产1吨油需要4-5吨煤，但要消耗10-12吨水，而生产1吨甲醇要消耗15-17吨水。我国煤炭资源67%集中在山西、陕西、内蒙和宁夏四省，但这几个地区的水资源只占全国的3.85%，大规模发展煤化工必将受到水资源的限制。

  国家发改委发出《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》，要求各级投资主管部门在国家煤炭液化发展规划编制完成前，暂停煤炭液化项目核准。同时指出，一般不应批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目，100万吨以下的甲醇和二甲醚项目，60万吨以下的煤制烯烃项目。此举在业内引发震荡，然而更加有序的发展，暗合了发改委防止盲目发展的产业集中政策。

  除了环境的压力外，物流和运输因素也是不可忽缺的，新型煤化工产品的市场大多在东部经济发达地区，而拥有丰富煤炭资源的地区大多地处西部。这些煤化工项目产能全部释放后，运力将成为一大问题，如果全部采用汽车运输的方式，将会由于成本上升而失去竞争力。

  根据国家《煤化工产业中长期发展规划（征求意见稿）》，到2020年全国将形成黄河中下游、蒙东、黑东、苏鲁豫皖、中原、云贵和新疆七大煤化工产业区，而煤制油、煤制烯烃、煤制造甲醇、二甲醚将分别达到3000万吨、800万吨、6600万吨和2000万吨。

  公司目前甲醇产能约118万吨，而08年将还有15万吨的甲醇扩建项目和10万吨DMF项目投产，届时公司权益甲醇产能将达到82万吨，同时公司也在积极的向上游进军，其控股的博源煤化拥有2.8亿吨的煤炭储量，除此以外还有望取得新能源工业区的一块14亿吨煤矿的采矿权。预计08、09年EPS分别为0.49、0.56元，给予推荐评级。

  公司和控制股权的人合作开发的120万吨甲醇/80万吨DME项目和60万吨煤制烯烃项目有望在2010-2011年完成，且公司已取得哈密地区共8个区块合计48亿吨煤炭储量的开采权，可完全满足公司煤化工项目对煤炭资源的需求。预计公司08、09年EPS分别为0.56、0.72元，给予推荐评级。

  公司是国内第二大煤炭生产企业，在目前业务构成中，煤炭销售占71%，煤焦化和煤炭设备制造占20%，公司未来将形成煤炭、煤化工和设备制造并驾齐驱的局面。公司IPO募集资金的投向鄂尔多斯的2500万吨煤矿、420万吨甲醇/300万吨/二甲醚及配套项目和黑龙江的1000万吨煤矿、180万吨甲醇/60万吨烯烃及配套项目，该项目有望于2011年前建成。预计公司08、09年EPS分别为0.48、0.66元，给予推荐评级。

  公司现有BDO产能约14万吨，PVA产能8万吨，另有20万吨焦化粗苯精制项目，其中7.5万吨的BDO、2万吨PVA、20万吨粗苯精制项目是07年通过非定向增发注入公司的，08年将能贡献80%以上的产能，是利润增长的大多数来自。预计08、09年EPS分别为1.12、1.38元，给予推荐评级。

  公司实际控制人是云南煤化工集团，07年将集团下大为制焦和大为焦化注入上市公司，由PVA生产企业转为大型煤焦化一体化公司。公司不仅拥有煤炭资源，而且产业链完整，成本优势突出。而且云南煤化工集团还有50万吨SHELL煤气化合成铵项目在建，未来有望注入。

  公司目前产能除原有的3万吨PVA、8.5万吨VCA和20万吨氯化铵外，还有注入的305万吨焦炭、30万吨甲醇、30万吨煤焦油加工、12万吨粗苯精制，其中注入资产将在09年全部达产。预计08、09年EPS分别为1.21、1.50元，给予推荐评级。

  中泰化学是一家比较纯粹的PVC生产企业，07年底PVC产能为37.9万吨，华泰2期工程计划于09年底完成，增加PVC36万吨、烧碱30万吨、氯苯4万吨、原盐50万吨，并配有27万KW热电联产装置合作完成电石渣制水泥循环经济项目，届时PVC产能将增加到73.9万吨，同时成为热电联产的大型现代化环保型氯碱企业。

  公司电石和盐分别由内部供应，07年8月中泰化学对子公司博达焦化进行了重组，将电石从9万吨提高到18万，同时在08年3月发布了重要的公告称将对子公司中泰矿冶和中泰矿业进行增资，将再建50万吨电石项目，这些都将大幅度的提升公司电石的自给率，提升公司抗风险能力。而子公司托克逊盐化拥有的原盐储量达5000万吨以上，足以满足PVC生产的需要。预计08、09年EPS分别为0.62、0.76元，给予推荐评级。

  公司产业链非常完整，PVC生产所需要的主要原材料电力和电石均由企业内部供应，其中自备电厂发电机组约40万KW，完全满足企业内部生产用电；而电石产能为40万吨，也基本能够很好的满足27万吨PVC的需求。公司发电用煤、兰碳和盐需要外购，而公司所在地煤炭资源丰富，采购价格非常低廉，而原盐在内蒙和青海采购，在成本总占比不大，这二者都不对成本构成压力。对于生产的全部过程中产生的废渣，目前主要用来作为发电过程中产生废气的脱硫剂，实现了工业废物的零排放。预计08、09年EPS分别为1.15、1.56元，给予推荐评级。