如何看待新疆煤化工产品经济性与竞争力？

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。

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。

1.1. 相同技术路径考量成本+运费

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。

1.2. 不同技术路径核心考量成本，当前煤制烯烃具备竞争优势

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占比为 67%。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，我们发现除了乙 二醇之外，大部分产品的煤头工艺是具备成本优势。

2. 新疆煤化工产品竞争力测算

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。

2.1. 聚烯烃：是当前煤化工领域最具经济性的选择

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。

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。

2.3. 煤制天然气：具备经济性，战略性布局同为重要考量要素

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。

2.4. 乙二醇：新疆制乙二醇经济性欠佳，弱于石油制备路线

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。