新疆煤化工发展、政策、投资及项目进展如何？

资源禀赋与政策红利合力，新疆煤化工强势崛起。

1. 储量丰+煤质佳+成本低，新疆煤化工发展根基坚实

新疆煤炭储量丰富，开采潜力巨大。据自然资源部统计，2022年新疆煤炭储量为 341.86 亿吨，居全国第三，占全国总储量的比重为16.51%。此外，根据全国第三次煤炭资源预测与评价成果，新疆煤炭远景储量2.19万亿吨，约占全国资源总量的 40%，是我国煤炭资源最丰富的地区，开采潜力巨大。目前新疆已初步形成了准噶尔、吐哈、伊犁、库拜四大区的煤炭开发格局，累计查明煤炭资源量分别为 2747 亿吨、1407 亿吨、273 亿吨、46亿吨，分别占全区查明资源储量的 61%、31%、6%、1%。

新疆煤种齐全，煤质较好。新疆煤种以中低变质的长焰煤、不粘结煤和弱粘结煤为主，其次为中变质的气煤、肥煤和焦煤，合计占资源总量的80.9%，主要分布在准噶尔、吐哈和伊犁地区的平原地带，上述煤种具有低灰、特低硫、特低磷、高中发热量的特点，是优质动力煤和化工原料煤，且有适合远距离输送的资源条件。炼焦用煤占预测总储量的19.0%，主要分布在天山北坡的准南煤田和南坡的库拜煤田。新疆贫煤、无烟煤、褐煤储量很少，仅占资源总量的 0.1%。此外，三塘湖、淖毛湖、黑山、克（布）尔碱等矿区大部分煤炭资源含油率在 10%以上，是全国少有的富油煤资源，富油煤通过中低温(500～700℃)热解可产出油气，是非常规油气资源的重要补充。整体来看，新疆煤炭属于优质动力煤和化工原料煤，具备建设大型煤化工基地的资源条件。

疆煤适合露天开采，具备成本优势。新疆煤炭资源埋深较浅，300m以浅煤炭预测资源量达到 2497 亿吨，占全疆 1000m 以浅预测总量的20%，地质构造也较为简单，开发条件良好，适合露天开采。根据《2025年新疆煤矿名录》，截至 2024 年 12 月 31 日，新疆共有煤矿115 处，产能合计5.67亿吨/年，其中露天煤矿有 31 处，产能合计4.01 亿吨/年，露天煤矿产能比重为 70.85%。露天开采较井工开采生产率提高5-10 倍，可节约成本30%-60%，各煤炭主产区中疆煤坑口成本较低，2024 年新疆哈密、陕西榆林及内蒙古鄂尔多斯动力煤坑口价均值分别为368 元/吨、845元/吨及651元/吨，哈密较陕西榆林及内蒙古鄂尔多斯坑口价分别低57%、44%。

能源重心西移+地理位置限制，新疆煤炭资源升级利用成为必然选择。近年来，我国能源产地主要集中在山西、陕西及内蒙古等地区，2024年晋陕蒙煤炭产量超过全国煤炭总产量的 70%，存在煤炭资源开发过度，部分地区资源煤炭几近枯竭的现象，煤炭生产开发重心向西转移乃大势所趋，新疆正成为我国煤炭主要增量地区。而地理位置上，新疆地处我国西北边疆，距离中东部能源主消费地较远，长距离运输会导致煤炭成本偏高，因此，在新疆本地发展煤制油、煤制气及煤制化工产品等深加工煤炭产业，提升能源附加值，从而降低能源运输成本，也成为实现新疆煤炭资源利用的必然选择。

2.利好政策频出，护航新疆煤化工发展

新疆煤化工大型基地的定位逐渐明确，国家和自治区的顶层设计为新疆煤化工产业发展带来巨大发展机遇。2014 年，第二次新疆工作座谈会首次确立新疆“三基地一通道”的定位，国家开始推动新疆大型煤炭煤电煤化工基地的建设，“十四五”规划明确提出要稳妥推进新疆准东、新疆哈密等煤制油气战略基地建设，国家发布的《产业结构调整指导目录（2021年）》也明确了新疆现代煤化工产业布局和产业结构。2022 年9 月，新疆维吾尔自治区党委十届五次会议的政府工作报告提出要立足新疆资源禀赋和区位优势，做大做强油气、煤炭、矿产等特色优势产业，培育和建设包括煤炭煤电煤化工产业集群在内的八大产业集群。2025 年1 月，新疆自治区政府工作报告指出积极推进准东国家级现代煤化工示范区、哈密国家级现代综合能源与产业化示范区建设，加快准东煤制气、煤制烯烃、煤制甲醇和哈密能源集成创新基地等现代煤化工项目建设，全力打造国家大型煤炭供应保障基地和煤制油气战略基地。

新疆煤化工投资加速，有望进入建设高峰期。新疆目前已初步构建以准东、吐哈、伊犁等为主的煤化工产业发展集聚区，以煤制天然气、煤制烯烃、煤炭分级分质利用等为主的现代煤化工产业发展格局。据石油和化工园区2025 年 3 月报道，目前新疆在建及拟建煤化工项目投资规模超8000亿元，其中，规划煤制烯烃项目共 9 个，合计 1195 万吨，投资规模2575亿；煤制天然气项目 11 个，合计 400 亿方，投资规模3109 亿；煤制油项目3个，合计 700 万吨，投资规模 1043 亿。2024 年以来，新疆有多个现代煤化工项目陆续开工建设，据石油和化工园区，新疆煤化工有望保持高速增长，接下来 5 年投资额或超 5000 亿元，新疆煤化工预计迎来投资建设高峰时期。

3. 项目落地及建设提速，新疆煤化工进入高质量发展阶段

3.1 煤制气：产业集群化进展顺利，管网完善打破外输瓶颈

新疆正加速构建煤制气产业集群，煤制气项目主要集中在准东、哈密、伊犁等地区。 （1）伊犁河谷是新疆较早发展煤制气的地区之一，产业基础扎实。2013年末，新疆庆华能源集团有限公司年产 55 亿立方米煤制天然气项目一期（年产13.75 亿立方米）建成投产；伊犁新天煤化工有限责任公司年产20亿立方米煤制天然气项目也于 2018 年顺利投产，且已稳定运行多年。（2）准东及哈密作为国家煤制油气重要战略基地，发展势头迅猛。准东地区多个大型项目加速推进，其中，国家能源集团准东20 亿立方米/年煤制天然气项目已于 2025年 3 月 22日正式开工，打响新疆煤化工规模化建设“第一枪”。此外，新疆天池能源有限责任公司、新疆新业国有资产经营（集团）有限责任公司的 20 亿立方米/年煤制天然气项目也在规划布局中。哈密地区同样潜力巨大，中煤集团新疆能源有限公司哈密条湖40 亿立方米/年煤制天然气项目、新疆能源（集团）有限责任公司年产40 亿立方米煤制天然气项目正有序推进。 目前，新疆已公示的煤制气项目达 10 个，总投资额2603 亿元，规划产能400 亿立方米。随着技术成熟与政策支持加码，预计2025-2030年，新疆煤制气产业将迎来投资与产能释放的高速增长期。

经济性测算： （1）原材料及能耗测算：根据新疆天池能源有限责任公司准东20亿立方米/年煤制天然气项目环评报告，原料煤及燃料煤用量分别为532.028万吨/年、25.06 万吨/年，能耗方面新鲜水及电力用量分别为972.4万吨/年及141656.5 万千瓦时/年，该项目每年可合成天然气204201.7 万Nm3 /年，计算得到每生产一万立方米的煤制气，原料煤、燃料煤、水、电的耗用量分别为 26.05 吨、1.23 吨、47.62 吨、6937.09 千瓦时。（2）折旧费用测算：参考新疆天池能源有限责任公司准东20亿立方米/年煤制天然气项目，投资额为 170.39 亿元，假设设备/资产折旧年限为十五年，对应每立方米煤制气的折旧成本为 170.39/15/20.42=0.56 元。（3）人工费用测算：参考新疆天池能源有限责任公司准东20亿立方米/年煤制天然气项目，全厂定员 1200 人，参照《昌吉州2022 年部分行业工种（岗位）劳动力市场工资指导价位表》，化工行业工人薪酬假设为6000元/月，对应每立方米煤制气的人工费用为 1200*（6000*12）/（20.42*108）=0.04 元。 （4）财务费用测算：参考新疆天池能源有限责任公司准东20亿立方米/年煤制天然气项目，投资规模为 170.39 亿元，其中50%资金85.20亿元通过天池能源增资准能化工、引入战略投资者等方式解决，剩余85.19亿元以银行贷款或其他方式解决，故假设自有资金占比50%，外部银行借款占比50%，1-5 年中长期银行贷款利率为 4.7%，对应每立方米煤制气的财务费用为170.39*50%*4.7%/20.42=0.20 元。

选取新疆、内蒙古、陕西三地拥有或规划煤制气工程的省份进行比较，假设三地原材料及能耗单耗保持一致，则生产成本主要与当地煤价、水价、电价相关（不考虑绿电），且成本结构中煤炭占比更高，煤价对三地煤制气成本起到重要作用。2024 年新疆哈密、内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林动力煤坑口价均价分别为 368 元/吨、615 元/吨及 845 元/吨，综合测算得新疆、内蒙古、陕西煤制气生产成本分别为 1.28 元/立方米、2.06 元/立方米及2.68元/立方米，新疆煤制气在生产成本端具备显著竞争优势。

若考虑新疆煤制气外运，以西气东输三线为例，西气东输三线全线分为三段，西段（霍尔果斯－中卫）长 2445km，中段（中卫－枣阳－吉安）长2016km，东段（中卫－福州）长 817km，根据国家发改委2023 年12月发布的《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，西北、中东部价区运价率（含9%增值税）分别为 0.1262 元/千立方米∙公里及0.2783 元/千立方米∙公里，计 算 得 到 煤 制 气 通 过 西 气 东 输 三 线从新疆运输到福州的运价为2445*0.1262+817*0.2783=0.54 元/立方米（据调研数据，新疆至福州运价约 0.9 元，或与运输线路不同有关）。考虑到生产成本及其他费用，在煤炭价格为 368 元/吨的情形下，新疆煤制气运输至福州后的成本合计为2.62元/立方米，参考目前福州市管道天然气居民销售价格为三级阶梯气价，最低的第一档价格为 3.61 元/立方米，新疆煤制气通过管道运输到福州市后仍具备较强经济性。

管道运输能力加强及运费降低，强化新疆煤制气竞争优势。目前西气东输管道网络主要由四条线构成，其中西气东输一线（新疆塔里木盆地轮南—上海）于 2004 年全线投产、年输气能力为 170 亿立方米，二线（新疆霍尔果斯—广东广州）于 2011 年开始运营、年输气能力为300 亿立方米，三线（新疆霍尔果斯—宁夏中卫、宁夏中卫—江西吉安，江西吉安—福建福州）于2021 年全线投产、年输气能力为 300 亿立方米，四线（新疆吐鲁番—宁夏中卫）正在建设过程中，2024 年 9 月四线新疆段已建成投产。同时，新疆煤制气运输支线工程如准东煤制天然气管道支线工程、新粤浙管道工程支线等也在积极规划建设中，随着相关管道工程逐步投产，新疆煤制气外输能力预计得到进一步增强。此外，国家政策调整对管道运价也有积极影响，2023年国家发改委《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》中，首次分区域核定跨省天然气管道运输价格，西北区域统一运价率每公里较此前平均降低了约 0.01 元/千立方米，降幅约 7%，以西气东输四线新疆吐鲁番—宁夏中卫为例，该段距离 1745 公里，运价率的降低使得该段每运输100亿立方米可节省约 1.75 亿元运输费用。天然气管道运输能力加强及运费降低，有助于进一步提高新疆煤制气的经济性，强化竞争力，从而促进新疆煤制气蓬勃发展。

3.2 煤制油：项目有序推进，政策助力规模化发展

近年来依托煤炭资源优势，新疆积极推进煤制油产业发展，当前国能哈密项目与伊泰伊犁项目正有序建设。 （1）国能哈密 400 万吨煤制油项目进展迅速，于2024 年3月启动基础设施建设，同年 10 月在巴里坤全面开工。该项目总投资1700亿元，采用分期建设模式，规划以年产 1500 万吨的岔哈泉一号露天矿作为配套煤矿，一期工程计划每年用煤 1420 万吨。项目创新采用直接液化与间接液化耦合技术，可产出油品超 400 万吨，其中直接液化生产线年产油品320万吨，间接液化生产线年产油品 80-100 万吨，最终实现两种工艺油品调配生产特种油品，预计 2027 年底建成投产，届时将成为新疆首个投产的煤制油项目。（2）伊泰伊犁 100 万吨/年煤制油示范项目同样稳步推进，2025年3月举行复工筹备仪式，4 月正式启动油品合成装置建设。项目总投资约210.42亿元，分两阶段实施，第一阶段计划于 2025 年5 月前全面开展土建施工，6 月完成土建交付安装，年底完成全场大件设备吊装，预计2027年初建成投产；第二阶段计划于 2027 年初启动建设，2028 年6 月竣工投产。

经济性测算：煤制油的经济性取决于煤价（原料煤、动力煤）、油品生产成本、原油价格、装置投资、折旧费、油品税率等因素，即煤价越低，原油价格越高，煤制油的经济性越好。 （1）原材料及能耗测算：参照《对我国煤制油的经济性分析》，在原材料及能耗方面，间接液化法产出每吨油品须消耗煤炭3.5 吨、水6吨。（2）折旧费用测算：参考伊泰伊犁煤制油项目，投资额为210.43亿元，年产能约 100 万吨油品，假设设备/资产折旧年限为十五年，对应每吨油品的折旧成本为 210.43*10000/15/100=1402.87 元/吨。（3）人工费用测算：参考成熟煤制油项目国家能源集团宁夏煤业400万吨/年煤炭间接液化示范项目，全厂定员 3660 人，参照宁夏宁东能源化工基地招聘情况，化工行业工人薪酬假设为 8000 元/月，对应每吨油品的人工费用为 3660*（8000*12）/（400*10000）=87.84 元。（4）财务费用测算：参考伊泰伊犁 100 万吨煤制油项目，投资规模为210.43亿元，参照煤制气经济性测算，假设煤制油项目自有资金占比亦为50%，外部借款占比 50%，1-5 年中长期银行贷款利率为4.7%，对应单吨煤制油的财务费用为（210.43*50%*4.7%）*10000/100=494.51 元/吨。（5）柴油消费税：据财政部、国家税务总局，自2015 年1 月13日起，柴油消费税单位税额为每升 1.2 元，1 吨柴油约等于1176 升，故单吨煤制油品柴油的消费税为 1.2×1176=1411.2 元。

选取已有或布局煤制油项目的新疆、内蒙古、宁夏进行比较，假设三地原材料及能耗单耗保持一致，相关成本项与当地煤价、水价相关，且煤价为主要影响因素，2024 年新疆哈密、内蒙古鄂尔多斯、宁夏动力煤坑口价均价分别为 368 元/吨、615 元/吨及 664 元/吨，综合测算得新疆、内蒙古、宁夏煤制油生产成本分别为 1305.16 元/吨、2216.10 元/吨及2340.24元/吨，新疆煤制油在生产成本端具备显著竞争优势。此外，据中国石油和化学工业联合会煤化工专委会，在煤价区间约 500-600 元/吨的情况下，国际油价保持在 60-70 美元/桶，煤制油项目可达到盈亏平衡状态。

利好政策频出，为新疆煤制油发展保驾护航。新疆政府把握煤油气风光资源富集的区情，在印发实施自治区煤炭煤电煤化工、油气生产加工产业集群发展行动计划（2023—2025 年）的基础上，编制完成《新疆新型电力系统建设规划方案（2024—2030 年）》《新疆煤炭清洁高效利用规划方案（2024—2030 年）》《新疆石油天然气增储上产规划方案（2024—2030年）》等系列方案，为新疆煤制油等煤化工产业锚定清晰的发展路径与目标。此外，自治区政府计划积极推进准东、哈密煤制油气战略基地建设，全力争取国家把 1600 万吨/年的煤制油产能布局在新疆，这一规模约占全国煤制油产能的57%。一系列利好政策为新疆煤制油产业的规模化、高质量发展提供了坚实保障。

3.3 煤制烯烃：建设进度向好，产业规模持续扩大

新疆煤制烯烃产业发展态势向好，已取得阶段性成果。在已投产项目中，国能新疆化工有限公司是新疆目前唯一实现商业化运营的煤制烯烃企业，其68 万吨/年煤制烯烃项目自商业化运营至 2023 年底，累计生产聚烯烃产品446.09 万吨。在建项目方面，新疆能化准东煤化一体化项目于2025年2月 23 日正式开工，该项目采用山东能源集团自主研发的3000吨/天OMB新型粉煤半废锅气化技术，结合国内外先进的MTO技术，预计建设周期两年半。另一重要项目新疆东明塑胶有限公司年产80 万吨煤制烯烃项目进展顺利，于 2024 年 1 月通过环评，计划建设周期为2025 年一季度至2027年三季度。

油价中高位震荡时，煤制烯烃成本优势彰显。据《新形势下煤制烯烃经济性分析》，双烯生产成本与煤炭价格拟合关系为Y 煤（煤制烯烃综合成本）=9.2*X 煤（煤炭价格）+4118.2，其中 Y 煤、X 煤单位均为元/吨；石油制烯烃的综合成本为 Y 油（油制烯烃综合成本）=95.5*X 油（原油价格）+790，其中 Y 油单位为元/吨、X 油单位均为美元/桶。根据上述烯烃综合成本与原油价格的拟合公式，可以得出当烯烃的综合成本＜6500 元/吨时，要求煤价≤261元/吨，此时原油价格约为 60 美元/桶，随着国际原油价格走高，煤制烯烃成本竞争力不断增强，根据中国石化经研院，CMTO（煤基甲醇制烯烃）工艺在国际油价超过 60 美元/桶时具备成本优势。2024 年Brent 油价均价约80 美元/桶，根据百川盈孚，截至 2024 年12 月31 日，CTO/MTO路线下制聚乙烯利润约 1934.50/549.42 元/吨，领先油头路线约1404/19元/吨；CTO/MTO 路线下制聚丙烯利润约 1460.50/544 元/吨，领先油头路线约921/5 元/吨，领先 PDH 路线 1285/369 元/吨。

煤制烯烃具备较低的原材料成本和现金成本。成本结构上看，煤制烯烃成本构成中固定成本占比可达 60%，原材料占比仅20%左右；而石脑油蒸汽裂解、甲醇制烯烃成本构成中原料均占 80%左右，乙烷裂解成本构成中原料占比也达到 60%以上。因此煤制烯烃项目对原材料价格变化并不敏感，现金成本较低，反映出煤制烯烃项目具备较高的抗市场风险能力。而从长期竞争力角度考虑，观察不同路线下的完全成本可知，当油价高于60美元/桶时，煤制烯烃项目相比石脑油裂解路线具备优势。