能源安全重要性日益加强，煤制油气建设加速。面对“百年未有之大变局”，国家政策中 能源安全的重要性愈发明显。2025 年初，国家能源局发布《2025 年能源工作指导意见》， 提出大力提升能源安全保障能力，夯实能源安全保障基础，《意见》的基本原则的首条 为“坚持底线思维，持续增强能源安全保障能力”，主要目标的首条为“供应保障能力 持续增强”，在大力提升能源安全保障能力章节中，提到“推进煤炭供应保障基地建设， 有序核准一批大型现代化煤矿”、“加快大庆、胜利国家级页岩油示范区建设，持续提升 油气储备能力”，“推进煤制油气重大项目建设”等能源保障措施。 价格低廉的新疆煤作为煤炭运输时会受限于运输效率，而就地转化成油气、甲醇、化工 品后，既有助于保障国家能源安全，降低能源进口依赖度，也有望凭借其成本优势，系 统降低中国的能源和制造成本。2024 年以来，我们注意到新疆涌现不少煤制油气大型项 目的投资规划。
煤制油方面，国家能源集团于哈密规划 400 万吨煤制油项目。2024 年 3 月 28 日，国家 能源集团哈密能源集成创新基地基础设施建设项目在哈密市巴里坤哈萨克自治县岔哈泉 园区开工。该项目总投资 1700 亿元，是首个应用二代技术直接液化煤制油项目。项目在 2024 年 10 月已经完成项目电仪实验楼（第一标）钢结构主体施工，部分装置基础设计中 标方统计如下：煤制合成气联合装置（五环）、空分装置（天辰）、低温甲醇洗装置（华 陆）、污水处理场（东华）。此外，据煤化客报道，原本规划于伊犁的伊泰 100 万吨煤 制油项目，也正在计划重启，伊泰集团曾在新疆甘泉堡，新疆伊犁，内蒙古分别规划建 设 200 万吨/100 万吨/200 万吨间接液化煤制油项目，其中新疆甘泉堡 200 万吨和内蒙古 200 万吨煤制油项目分别于 2021 年 1 月和 2025 年 1 月宣布停止推进。
煤制气方面，经我们统计，新疆现有 12 个煤制气规划项目（表中未列示基本处于停滞的 苏新能源项目），总产能达 416 亿方。2024 年中，在新疆维吾尔自治区发展改革委积极 推动下，准东煤制油气战略基地支撑项目新疆天池能源、国家能源集团、新疆新业集团 3 个煤制天然气项目全部通过国家发改委预审，其中国能准东煤制气已于 2025 年 3 月获得 国家发改委核准。
煤炭分级综合利用方面，新疆已规划项目总产能对应煤炭消耗量超过 5000 万吨，总计投 资额约 500 亿元，项目主要集中在哈密市和吐鲁番地区。其中重点项目进展如下：伊吾 广汇 1500 万吨/年煤炭分质分级利用项目于 2025 年 2 月 7 日发布修建性详细规划项目招 议标公告；新疆泰亨 1000 万吨/年低阶煤分质分级清洁高效综合利用示范项目，已确定 中国天辰工程有限公司为总体设计、基础设计中标方，中标金额 660 万元；新疆慧能 1500 万吨/年煤炭清洁高效利用项目，由华西能源工业股份有限公司成功中标循环流化床热风 炉的设备供应及安装工作，中标金额 2.65 亿元。
此前国内煤制油项目多面临运行不稳定，经济性较差，直接液化的煤种适应性差等问题。 据我们统计，截至 2024 年国内总共投产煤制油产能 923 万吨，多在 2018 年之前投产， 2018 年-2023 年国内煤制油气项目发展缓慢。但经过多年的技术发展，凭借新疆坑口价 不到 200 元/吨的低价煤，尤其是哈密独有的含油率 10%+的富油煤和日益完善的产业配 套设施，新疆煤制油规模化发展迎来前所未有的契机。2024 年，国家能源集团于哈密规 划 400 万吨煤制油项目，伊泰集团此前暂停的 100 万吨伊犁煤制油项目计划重启。 未来我们有望看到，新疆不足 200 元/吨的煤价支撑下煤制油的成本可对标 40 美金原油 环境下的成品油，以 0.15 元每吨公里的运费，通过西部成品油管道流向全国，缓解我国 高达 70%的原油进口依赖度。
（一）现状介绍
煤直接液化工艺当前仅一个在运行项目即神华鄂尔多斯 108 万吨煤直接液化项目。项目于 2002 年获得原国家环境保护总局环评批复，2004 年动工，2008 年底投料试车，2011 年结束试生产后开始正式商业运营，是我国乃至世界第一个现代煤直接液化工艺的大型 工业规模示范项目。据中国电力报报道，2011 年至 2018 年年间，项目累计生产油品 665 万吨，年均实现利税 9.2 亿元。根据鄂尔多斯能源局的数据，项目 2024 年开工率相较 22 年明显提升，逐步走向稳定商业化生产。
煤间接液化路线当前总计 7 个在运行项目，且项目当前开工率均较高，运行状态良好。 我国煤间接液化首次出现是在 2009 年，当时仍以小型装置（低于 20 万吨产能）为主； 2015 年，兖矿未来能源牵头的首个大型 100 万吨煤间接液化项目投产，开启煤间接液化 装置的大型化，2016 年国家能源集团宁煤 400 万吨间接煤制油投产，装置大型化再上台 阶，历经 2020 年、2023 年两次大检修，该装置已实现高质量运行，连续三年产量突破 400 万吨大关。2023年伊泰煤间接液化项目累计生产各类油品 19.79万吨，同比减少 5.74%， 开工率达 118%。 目前国内大型煤制油在途规划项目主要有四个，业主方主要为国家能源集团和陕西延长。 规划项目总计产能将达 952 万吨，投资额约为 3351 亿元，其中国能集团充分发挥在直接 液化技术上的优势，积极开展煤炭直接液化升级示范项目，分别在新疆哈密、内蒙古鄂 尔多斯、陕西榆林规划布局。重点项目进度更新层面：截至 2025 年 1 月，国能哈密煤制 油和国能榆林煤制油/项目已经发布设计招标/中标相关新闻，国能鄂尔多斯项目已经完成 节能评估服务等前期手续的招标采购，陕西延长榆林煤制清洁燃料的可研报告报告论证 会已经召开。
（二）技术进步：直接液化已更新为二代技术，煤制油单耗持续优化
1、工艺流程一：直接煤制油工艺
直接煤制油工艺是将合适的煤磨成细粉，在高温高压条件下，通过催化加氢反应使煤液 化，直接转化成液体燃料。 具体步骤：1）煤粉制备：将原料煤破碎至 0.2mm 以下，经过干燥，与溶剂、催化剂一起 制备成煤浆；2）制氢：通过煤气化（包换变换和净化）制成氢气；3）加氢反应：在高温 (400~450℃)高压(20~30MPa)条件下，在催化剂的促进下进行加氢反应，得到粗液化油； 4）粗油分离：将反应生成的粗液化油、气态物和残渣进行固液气分离，重油作为溶剂循 环使用；5）产品精制：在高温(380~390℃)和高压(15~18MPa)条件下，将液化油分馏制成 各种油品。 煤耗：单纯从原料化学计量的角度，1t 无水无灰煤能转化成 0.5t 以上的液化油，加上制 氢用煤，约 2.5~3.0t 原料标煤可产 1t 成品油，进一步考虑能量用煤，吨油标煤耗约为 3.5t 左右(折成常规 5000cal 煤约为 4.9t)。
2、工艺流程二：间接煤制油工艺
间接煤制油工艺首先将煤炭气化转化为合成气（一氧化碳和氢气），然后在催化剂作用 下利用费托工艺合成液体燃料。 具体步骤：1. 煤气化：将煤炭在高温下气化，生成合成气（CO 和 H₂）。2.净化：对合成 气进行净化，去除杂质，调整 H₂/CO 的比例。3.费托合成：在催化剂作用下，利用费托合 成工艺将合成气转化为液体燃料（汽油、柴油和航空燃料）和化工原料。费托合成是煤 间接液化的核心工艺，费托（Fischer-Tropsch）工艺包括一系列的生成多种烃类的化学反 应，其中生产烷烃的用途较广，其反应方程式如下所示，其中烷烃用通式 CnH2n+2 表示： (2n+1) H2+nCO → CnH(2n+2)+nH2O 其中的 n 通常是 10-20，生成的烷烃大多数倾向于成直链，因此适合作为柴油燃料。除了 烷烃以外，还会有少量的烯烃、醇类和其它含氧烃作为副产物生成。
3、工艺对比
直接煤制油和间接煤制油最核心的区别是煤直接液化只是部分地改变煤的分子结构，而 煤间接液化是完全改变煤的分子结构。此外，两种煤制油技术在原料煤的要求、产品的 质量和物理特点、投资强度等方面也具有显著区别。 原料煤要求：直接液化对煤质要求更高：1.原料煤的哈氏可磨指数需大于 50 以上，选择 易磨或中等难磨的煤作原料；2.选择氢含量越高、氧含量越低的煤，氢含量越高，加氢工 艺阶段外供加氢量就越少，氧含量低，废水生成量也较少，一般选择 H/C 比例大于 0.8 的 煤；3.硫、氮等杂质含量要求低，以减少后续油品加工提质费用；4.煤的灰度小于 5%， 较高的矿物质含量可能会导致结垢沉积降低反应的传热效果。通常原煤难达到此指标， 所以要求煤的洗选性能好。间接液化与直接液化中制氢的原料煤质量要求基本相同。 反应条件：间接液化反应条件更为温和。从操作条件来看，间接液化的操作压力只有直 接液化的 1/5 到 1/8，而操作温度低近两百摄氏度。
投资强度：间接液化煤制油项目单位投资强度（以油品为基准）约为 1.6 万元/吨（参考 伊泰杭锦旗、国家能源宁煤以及兖矿未来能源间接液化的投资额和产能测算结果）；直 接煤制油项目单位投资强度约为 1.7 万元/吨（主要基于 2024 年新规划神华煤制油煤直接 液化升级示范项目，项目总投资 365 亿元，拟新建一条 216 万吨/年煤直接液化生产线测 算）。 产品物理特点：直接煤制油和间接煤制油的产品从物理组分上存在一定互补性。直接煤 制油的产品以柴油为主，且相较间接煤制油调节空间较小。间接煤制油的产品分为两种 状况，低温费托合成工艺产品种类相对单一，产品以柴油为主，占 75%左右，其余为石 脑油、液化气；高温费托合成工艺产品种类更为多样化，其产品中不但有汽油、柴油、溶 剂油，还有烯烃、烷烃、含氧化合物等，其中烯烃含量达到 40%左右，且大部分是直链 烯烃。 下游应用市场：与石油炼制产品相比，大多数煤基油品硫化物等有害物质含量低、清洁 性好，但其反应后的组分的单一性一定程度上限制煤基油品的应用。1）汽油：煤基油品 汽油馏分大多数辛烷值不达标，间接煤制油产的汽油烯烃含量超标，不是理想的 VIB 车 用汽油调和组分；2）航煤：煤基油品的煤油馏分中只有间接煤制油油品的组成和性质能 够满足国家标准，可以在成品航煤中掺入高达 50%的比例；直接液化油品的馏分密度超 标，尚不能用作航空煤油组分；3）柴油：间接煤制油的柴油产品性能优异，是非常好的 柴油调和组分。
4、技术进步：单耗持续下降
直接煤制油经过十余年鄂尔多斯直接液化示范线的持续发展，二代技术已被计划用于新 规划的煤制油项目，二代直接液化技术主要从以下方面进行优化： 1）人工合成超细水合氧化铁（FeOOH）作为液化催化剂； 2）溶剂全部采用预加氢的供氢性溶剂，在煤浆预热和换热过程中，能通过“高速”提供 活性氢给自由基，阻止煤热分解过程中自由基碎片的缩合，防止结焦； 3）反应器采用内循环悬浮床； 4）固液分离采用减压蒸馏； 5）溶剂加氢采用强制循环悬浮床反应器，基于此催化剂可以在线更新，避免使用固定床 反应器从而产生催化剂积炭压差增大的风险。 经过对煤制油项目单耗数据的不完全统计，技术进步使得煤制油项目的单耗呈下降趋势。 神华鄂尔多斯直接液化的水耗从设计之初的 10 吨下降为 2014 年口径的 7 吨，2017 年口 径已经下降至 5.8 吨。 间接煤制油，早期投产的伊泰鄂尔多斯大路 16 万吨煤制油项目，因规模较小单位油品水 耗约为 13 吨，兖矿间接液化 2017 年口径约实现单位油品水耗 7 吨，伊泰杭锦旗 120 万 吨间接液化 2022 年实现水耗 5 吨。
（三）基础设施建设：西部成品油管道负荷仍有余量
西部成品油管道目前是新疆成品油主要的外送通道，剩余运力相较当前产能充裕。2007 年西部成品油管道投产，干线管道为乌鲁木齐—兰州段，除干线外，还设有乌石化成品 油支线、玉门石化进油支线、哈密分输支线等 7 条分输支线，全线采用常温密闭顺序输 送工艺，主要输送 90#、93#汽油和 0#~10#柴油等成品油。管道设计运输能力 1000 万吨/ 年，投产以来一直处于低负荷运行情况。管输油源来自乌鲁木齐石化、克拉玛依石化、 独山子石化和玉门炼油厂，2021 年管输量为 467 万吨，并且近年来还在持续下行。 低成本的管道运输进一步扩大煤制油的经济性。新疆煤制油相较疆外地区的核心优势本 质来源于物流成本的节省：1）煤炭从哈密运至秦皇岛运费约为 600 元/吨，煤制油后外运 一吨油相当于外运 4~5 吨煤炭，可节省 3~4 吨煤炭运费；2）管道运输方式下，外运一吨 油的成本比外运一吨煤更低，根据西部成品油管道的运输价格（0.142 元/吨公里，2019 年 数据）测算得到乌鲁木齐—兰州（1841 公里）的单吨运费为 262 元/吨，而乌鲁木齐—兰 州的单吨褐煤铁路运费约为 284 元/吨。
（四）经济性测算：新疆市场煤价下间接煤制油的盈亏平衡点约为 40 美金
煤直接液化工艺路线：煤直接液化当前仅神华鄂尔多斯 108 万吨一个在运行项目，且项 目本身公开信息较少，无法依据环评信息做详细的经济性测算。据中国能源报的相关信 息，国家能源集团测算结果显示煤直接液化的油价盈亏平衡点约为 55 美金，其工业化的 核心瓶颈更多在于对原料煤的要求较高，而哈密稀缺的富油煤种能够很好地满足直接液 化对煤质的需求。目前，据新疆日报报道哈密煤炭资源预测总资源量达 5708 亿吨，其中 已探明富油煤资源量达 640 亿吨，平均含油率超过 10%，最高接近 20%。 煤间接液化工艺路线：以伊泰甘泉堡 200 万吨/年煤制油示范项目为例，重要单耗数据为： 生产 1 吨柴油需消耗 5.95 吨原料煤（4700cal）和 1.60 吨燃料煤（4500cal），耗水 12.5 立方米，耗电 0.18 万千瓦时，同时可获得 0.36 吨石脑油、0.12 吨液化石油气（LPG）等 主要副产品。基于部分核心假设：人均工资为 10 万元，维修费用率为 2%（以单年折旧 费用为基准），折旧费用采用年限平均法，年限为 15 年，销售费用/管理费用/财务费用 率分别为 0.5%/3.6%/0.4%。同时我们对新疆/内蒙不同坑口煤价场景进行了对比，测算结 果显示在 70 美金油价场景下，基于新疆和内蒙市场煤价的单吨煤制油利润分别为 1678/248 元/吨，ROA 分别为 7.18%/1.06%。新疆 200 元/吨以下的坑口煤价下，间接煤制 油收益可观。在油价 40 美金情况下，基本处于盈亏平衡状态。若考虑近年来技术进步带 来的单耗下降，则盈利仍有改善空间。
与煤制油项目类似，早期的煤制气项目同样面临经济性不佳，技术不成熟等问题，但更 重要的是煤制气盈利能力还受到运输环节和商业模式的制约。随着 2019 年国家管网集团 成立带来油气管网运营机制改革，新疆天然气外送管道及基础配套的完善以及新疆低煤 价这一核心资源禀赋的强化，新疆煤制天然气产业有望依托国家能源战略布局，加速形 成规模化产业。 截至 2024 年，国内已投产的煤制天然气产能仅为 74 亿方，而 2024 年我国的天然气表观 消费量为 4260 亿方，其中进口 1656 亿方，进口海气/管道气的平均单价分别为 3.2/2.1 元。 我们测算新疆 200 元/吨的坑口煤所产煤制气的成本仅约 1 元/方。2024 年西气东输四线 300 亿方的增量运输能力投产，2024 年年底准东煤制气管道开建，产业资本闻声而动， 新疆现有 12 个煤制气规划项目，总产能规划达 416 亿方，其中新疆天池能源、国家能源 集团、新疆新业集团 3 个煤制天然气项目已通过国家发改委预审。 “便宜且自主可控”的新疆煤制气普惠全国，系统性降低能源成本的畅想，正在变为现 实。
（一）现状介绍
目前国内实际投入运营的煤制气项目集中在内蒙古和新疆伊犁：大唐克旗煤制气项目， 汇能鄂尔多斯煤制气项目，浙能伊犁新天煤制气项目，庆华伊犁煤制气项目。总计已投 运煤制气总计产能约为 74 亿方，单方天然气的投资额接近 13 元。4 个项目中 3 个项目 均选择鲁奇固定床煤气化技术，仅有汇能项目选择水煤浆气流床技术。甲烷化技术的选 择主要集中在鲁奇甲烷化/TREMP 甲烷化/戴维甲烷化工艺。值得注意的是，汇能鄂尔多 斯和大唐克旗分别选择在 2021/2023 年投产二期项目。
目前国内企业在途煤制气项目规划数量总计为 13 个，从地域来看其中 12 个项目计划落 地新疆，仅华星新能源计划落地内蒙古；从项目规模来看，多为 40 亿方煤制天然气规划， 单方煤制天然气的投资规模下降至 6.5 元；从项目动态来看，除苏新能源和丰示范项目 2023 年后动态更新停滞外，其余项目均在推进中；从核准数量来看，共有 5 个项目（特 变电工天池能源、国家能源准东、新疆新业、苏新能源示范、内蒙古华星新能源）获得核 准或国家发改委预审赋码通过。
（二）技术进步：煤种适应性不断优化，甲烷化催化剂开启国产替代
工艺流程一：传统“二步法”工艺。“二步法”工艺是指煤炭经过气化反应生产合成气， 合成气经过变换、净化后，在催化剂作用下进行甲烷化反应，生产出热值符合规定的替 代天然气产品，同时副产硫磺、石脑油、焦油、粗酚、液氨等。 具体步骤：1. 气化：在一定压力（3～4 MPa）和温度（1000～1300℃）下，煤与氧气和 过热水蒸气的混合物发生气化反应，生成富含 H₂和 CO 的煤气。2.变换冷却：煤气通过 部分变换反应将 H₂和 CO 体积比调整为 3:1，所用催化剂为耐硫的钴钼催化剂，操作温度 为 200～500℃，然后将高温变换气冷却至约 40℃。3.净化：通过低温甲醇洗净化工艺， 去除煤气中的杂质。4. 甲烷化：在催化剂作用下，合成气中的 CO 和 H₂发生甲烷化反应， 生成甲烷（CH₄）和水（H₂O）。5.副产物处理：净化过程中生成的 H₂S 气体经过硫回收 装置得到单质硫，CO₂气体经过 CCUS 技术处理后化工利用或地质封存。 工艺流程二：蓝气“一步法”工艺。“一步法”工艺是指在同一反应器中，煤粉颗粒、催 化剂（如碳酸钾、碱过渡金属氧化物或碱土）与蒸汽同时发生煤气化和甲烷化反应。甲 烷化反应释放的热量可为煤气化反应提供部分所需热量，从而降低能耗。 具体步骤：1. 混合反应：煤粉和催化剂充分混合后送入反应器，与水蒸气在一个反应器 中同时发生气化和甲烷化反应。2.气化与甲烷化：气化反应所需的热量由甲烷化反应所放 出的热量提供，生成 CH₄和 CO₂混合气。3.分离与净化：生成的 CH₄和 CO₂混合气从反应 器顶部离开，进入旋风分离器，分离出混合气中夹带的固体颗粒，然后进入气体净化器， 脱除其中的硫，最后分离出 CO₂，得到煤制合成天然气（SNG）。4.催化剂循环：煤灰由 反应器下部流出，在专门设备中与催化剂进行分离，分离的催化剂返回煤仓继续循环使 用。
二步法煤制天然气为当前主流商业化生产工艺。美国 Great Plains 公司于 1984 年在北达 科塔州建成全球首座年产 14 亿方煤制天然气项目，原料利用当地高水分（30%）褐煤， 工艺采用 Lurgi 公司的纯氧干排灰压力气化技术、耐硫耐油变换和低温甲醇洗净化技术 以及甲烷化技术（2.4MPa 高压），主要采用“二步法”工艺。当前国内商业化运行项目 也基本采用“二步法”工艺，其技术发展主要集中于煤气化、甲烷化工艺以及污水回收 净化工艺的创新。 煤气化技术发展：主要集中在对固定床（以鲁奇炉、赛鼎炉为代表）的持续优化改进。 固定床气化技术的成本优势决定其在煤制天然气产业的领先地位。固定床气化技术是最 早的煤气化技术，分为常压和加压两种方式。该技术主要以块煤和小颗粒煤为原料制取 合成气，对于煤制天然气项目而言，固定床气化技术有其天然的优势：反应温度为中高 温（较常规气化炉温度较低），兼具干馏功能，可分解出甲烷、焦油等副产品，其产出的 合成气本身甲烷含量较高。固定床煤气化粗煤气中的 CH4 可达产品天然气中甲烷的 40%～50%，减小下游变换、低温甲醇洗等装置规模，有效节省投资。 但固定床气化存在以下局限性：只能使用块煤和小颗粒煤，原料适应性差，部分煤制天 然气企业为达到块煤-粉煤平衡，利用剩余的沫煤新建氨醇等煤化工项目；中低温的操作 温度使之甲烷含量较高的同时，也更难分解煤中杂质，气化出口气体中的焦油和酚的含 量很高，用水洗涤以后的污水处理难度高。但经过多年的研发投入，赛鼎的碎煤加压气 化技术已经实现与酚氨污水处理系统的成功耦合。
甲烷化技术发展：国内大型煤制天然气项目多采用英国戴维和丹麦托普索两家公司的工 艺包和催化剂。但近年来国产催化剂已逐步实现对海外的部分替代：大唐克旗 2021 年 7月全部换装大唐化工技术院自主研发的 SNG 催化剂，西南院中标新疆庆华能源集团有限 公司 13.75 亿标方/年煤制天然气甲烷化装置甲烷化催化剂。
煤种适应性提升：早期运行的各个项目均出现过不同程度的技术问题。如在大唐项目初 期，气化炉曾因对褐煤煤质适应度低导致内壁腐蚀，项目在投运入网仅一个月左右的时 间里停产，停产的主要原因可能在于之前没做好试烧试验，气化炉对煤质不适应，导致 气化炉内壁腐蚀及内夹套减薄等问题出现，赛鼎工程对气化炉夹套减薄（泄露）部位堆 焊 3-5mm 特殊材料，顺利使得项目连续运行后未出现减薄问题；新疆庆华原料因煤质热 稳定性相对较差从而进气化炉原料煤粒度下限超标，赛鼎针对原料煤输送系统进行大量 技改优化同样顺利解决该问题。在早期的示范性项目中出现技术问题而短暂停产是发展 新产业的正常现象，是所有产业而非煤制油气行业的独有问题，而出现的问题也将逐步 转化为产业宝贵的经验。
（三）天然气商业模式打通
大唐克旗是国内投产的首个煤制天然气项目，其初期略显艰难的发展历程是国内煤制气 项目逐步迈向商业化的缩影。反映出早期煤制天然气消纳受限和定价机制两大痛点。 下游消纳受限。据第一财经报道，按照最初计划，大唐克旗煤制气及其配套输气管线项 目由大唐国际所属子公司大唐能源化工负责建设，煤制气配套输送管线途经内蒙古赤峰、锡林郭勒盟、河北省承德至北京密云，全程 359 公里，最后并入北京燃气管网。不过由 于北京与中石油签有天然气供应战略协议，管线方案最终修改为由中石油北京天然气管 道有限公司承建北京段 115 公里输气管线，最终大唐克旗煤制气项目产出的天然气也需 先卖给中石油，由中石油输送天然气至下游。 定价机制不明。2013 年 12 月，大唐集团公告称：大唐克旗煤制气项目年产 13.3 亿立方 米一期工程投产在即，公司已与中石油签署 2.75 元/立方米的煤制天然气供销协议。但公 司本身并不掌握实际的议价权，项目产气后中石油的门站结算价多次调整，含税价格从 2.72 元/立方米一路降至 1.77 元/立方米（2018 年报道口径）。 历经十年的变革与发展，煤制天然气商业化运行的核心问题逐步解决。2019 年国家能源 管网集团成立，天然气输送侧的公平性得以提升，当前国家能源管网集团实行“X+1+X” 模式，天然气供给侧可以是任何具备气源的供给方，终端消费者则可以是和上游达成协 议的任意企业，双方在交易过程中仅需要提供所需管输费（国家管网集团定价），打破 此前中石油中石化对运输管线和下游需求侧的垄断。煤制气企业可以自由根据下游需求 选择买方，打破“只能售给中石化中石油”的被动局面，延长产业链收益环节，经济性明 显改善。
（四）西气东输四线+准东煤制气管道，加强保障新疆煤制气管输能力
2024 年 9 月 29 日，国家“十四五”石油天然气发展规划重点项目西气东输四线(吐鲁番 —中卫)新疆段建成投产。西气东输四线(吐鲁番—中卫)是继西气东输一线、二线、三线 管道之后又一条东西走向的能源战略通道，全长 1745 公里，管径 1219 毫米，设计压力 12 兆帕，年设计输气能力 150 亿立方米，增输改造后可达 300 亿立方米。其中新疆段管 道长度 583 公里，起自新疆吐鲁番压气站，终至烟墩压气站。 据新疆日报报道，配合此项目，国家管网集团西部管道公司 24 年底在准东启动煤制气管 道建设，在准东规划的煤制气管道工程包括一条主干线和两条支线。主干线长 260 公里， 从将军庙修建到西气东输管线联络处，两条支线分别从将军庙到芨芨湖和西黑山，两条 支线总长 110 公里。2024 年启动支线建设工程，预计到 2027 年干线和支线全部建成。 与煤制油类似，天然气的管道运输方式同样通过节省煤炭外运运费带来成本优势。每方 天然气所需要的煤炭消耗量（原料煤+燃料煤）约为 0.003 吨，根据《国家发展改革委关 于核定跨省天然气管道运输价格的通知》中对四大地区的管道运输价格粗略计算从乌鲁 木齐到深圳的天然气管道运输费，约为 0.9 元/方，折单吨煤炭运费约为 300 元/吨，而同 样路径下运输煤炭的成本高达为 1024 元/吨。
（五）经济性测算：单方煤制气盈利有望接近 1 元
以伊犁新天 20 亿方煤制气项目为例，生产每万方天然气约需消耗 20 吨原料煤和 10 吨燃 料煤，耗水 60 立方米，耗电 100 千瓦时，同时可获得 0.5 吨焦油、0.4 吨中油、0.2 吨石 脑油等主要副产品。基于部分核心假设：人均工资为 12 万元，维修费用率为 2%（以单 年折旧费用为基准），折旧费用采用年限平均法，年限为 15 年，销售费用/管理费用/财 务费用率分别为 0.5%/3.6%/0.4%，我们对新疆/内蒙不同坑口煤价场景进行了对比，测算 结果显示在 2021 年杭州和北京的工业燃气市场价场景下，新疆外采煤/新疆自供煤/内蒙 外采煤 / 的 单 方 煤 制 气 净 利 润 分 别 为 0.74/0.91/0.08 元 / 方 ， 项 目 ROA 分别为 9.5%/11.8%/1.1%。 新疆煤制气所产天然气成本位于成本曲线偏左侧。对国内天然气 2023 年的供给来源进行 拆解：2023 年国内天然气主要的供给来源有 1364 亿方的常规天然气，250 亿方页岩气， 600 亿方致密气，118 亿方煤层气，进口自土库曼斯坦 PNG345 亿方，进口自澳大利亚 LNG 折 336 亿方，进口自卡塔尔 LNG 折 232 亿方，进口自俄罗斯 PNG227 亿方+LNG 折 112 亿方。对主要供给来源的成本进行分析，其中成本最高的是进口自印度尼西亚的海上 LNG，折单方 3.56 元，成本最低的是国内常规天然气，平均成本约 0.8 元/方。我们测算 在投资和工艺优化之后的新疆自备煤矿的煤制天然气成本有望达到 1 元/方，位于成本曲 线偏左侧，即使在进口气成本下降的背景下，仍具备成本优势。 进一步对PNG或海上LNG成本进行拆解可以发现：基于Oxford Institute for Energy Studies 的研究，从成本端而言，中国海上 LNG 主力供给端澳大利亚的底部成本在 9 美元/百万 英热即 2.3 元/方，即使未来由于接卸站的增加导致全球天然气价格降低，在澳洲 LNG 陷 入盈亏平衡边缘的极端假设状态下，新疆煤制气（自供煤条件下）仍能保持约 0.1-0.5 元 /方的净利（主要考虑燃气公司和煤制气供应方的内部分配）。
与直接燃烧或气化相比，煤炭分质利用具有资源高效利用的优势。直接燃烧是将煤的化 学能全部转化为热能，只利用煤的热能，而气化是煤与水反应，将煤中的化学键断开， 裂解生成基本的合成气 CO 和 H2，煤炭原有的结构没有得到很好的利用。分质利用的第 一步则是通过低温干馏打开桥键，把原煤中部分化学结构保存下来，尤其是一些轻质组分可以直接经过加工得到油品或其他高附加值产品。与直接燃烧或气化相比，分质利用 直接利用煤炭原有的部分结构，理论上将具备更高的能量利用效率。 但现有的煤炭分级利用项目多止步于煤热解的步骤，对半焦的利用效率极低，但陕煤 1500 万吨煤炭分级利用项目有望为该路线提供一个全新的范本，新疆哈密独有的富油煤资源 也有望为产业注入新的活力。
（一）现状介绍
煤炭分级综合利用项目可同时产出油品，气态组分，固体组分，是低阶煤实现“完全”利用 的方式，通常在中低温（450-700°C）条件下进行。 由于单个项目投资额较小，煤炭分级综合利用项目的前身煤热解项目目前在国内煤炭主 产区已经有较为广泛的分布，企业端产能集中度较低。基于百川盈孚中温煤焦油的产能 统计，2024 年全国中温煤焦油产能约 688 万吨，按 8%的出油率约涉及到 8600 万吨煤炭 用量，装置的中枢单位产能仅为 3-30 万吨，涉及企业数量众多，且多为民营企业；当前 中温煤焦油产能的开工率较低，多数装置不足 50%。
（二）技术介绍：煤热解是分级综合利用的基础
煤（低温）热解是煤炭分级利用的基础，与高温热解(即焦化)相比，低温热解的焦油产率 较高而荒煤气产率较低，一般半焦为 50%~70%，低温煤焦油 8%~25%，荒煤气 80~100m3/t(原料煤)，出来的荒煤气的气态产物主要成分为约 55%～60%的氢气，23%～ 27%的甲烷，5%～8%的一氧化碳，2%～4% C2 以上不饱和烃等。
单耗：煤焦油加氢吨水耗暂时没有明确的数据，主要的耗水量发生在对固体降温过程中。 不同的工艺吨水耗不同。比如，水熄焦工艺，需要水对反应后的固体进行降温；另一种 工艺是干熄焦，干熄焦将氮气作为降温的介质，对水的消耗量就相对较小。煤热解通常 的出油率较低，生产一吨油大约需要 10 吨煤。 对原料煤的要求：煤干馏对煤质要求较低，可采用低阶煤通过煤干馏的方式生产煤焦油 的同时生产提质煤，其出油率主要由所选用煤种的含油量指标决定。 产品特性：煤炭分级综合利用因为仅是简单的煤热解工艺，所产煤焦油与汽柴油等偏离 较多，需进一步加氢处理转换。与常规石油基原料相比，低温煤焦油中氧含量高，且多 以低级酚类物质(占比约 20wt%~45wt%)为主。不同地区产出的煤焦油组分存在差异，如 新疆相较其他区域芳烃占比较高，约为 46%。 投资强度：煤炭分级综合利用投资强度较低，我们统计的部分民营企业的单吨投资额（以 煤焦油产量为基准）仅为 0.8 万元/吨，单个项目投资额多在百亿以下。
（三）未来发展方向
现有煤热解企业实际对产物的利用并不充分，三种产品分别的处理如下：煤焦油进行加 氢处理，去除其中的氧、硫、氮等杂质，提高油品的品质；荒煤气可根据需求提取甲烷， 或进一步生产甲醇/乙二醇等产品；副产品半焦可占到整个反应产物的 60%~90%(质量百 分比)，现有的煤炭分级综合利用中，半焦多被直接出售，下游深加工程度有限，多做燃 料或还原剂生产铁合金。
下游煤焦油加氢产业盈利情况较差。煤干馏产出的中低温煤焦油，仍需进一步加氢生成 汽柴油组分。煤焦油加氢生成油品的加工利润主要受消费税收取影响，2023 年 6 月，财 政部发布公告《税务总局关于部分成品油消费税政策执行口径的公告》，其中明确对轻 质煤焦油征收消费税，煤焦油加工行业的盈利因此受到一定影响。 为提高煤炭分级综合利用项目整体的经济性和利用效率，目前存在两种优化路线，其一 为提高煤焦油的收率，以哈密富油煤原料可将出油率由提升至 10%以上；其二为构建完 整的煤热解工程。 陕煤榆林 1500 万吨煤炭分级综合利用项目便构建了全面的利用计划：1） 其在热解阶段 采用“煤热解-气化一体化”技术，将粉煤热解与半焦气化结合在一个反应器内，生产煤 焦油和合成气两种基础化工原料；2） 合成气向下生成甲醇/烯烃等中间化工品；3）采用 加氢后的轻质化煤焦油经催化重整生成芳烃。 不止于此，基于烯烃和芳烃的产出，陕煤分级利用项目进一步向下游深加工，产业链之 间原材料和产品形成互补：1）烯烃制可降解材料：MTO 装置产的乙烯与环氧乙烷(EO) 和一氧化碳(CO)进行羰基化反应，能制备重要化学中间体 B-丙内酯(BPL)，进而合成聚羟 基脂肪酸酯(PHA)系列的可降解塑料聚 3-羟基丙酸(PPL)；丙烯与环氧丙烷(PO)和二氧化 碳(CO2)共聚反应所制备出的脂肪族聚碳酸亚丙酯(PPC)可降解塑料；2）芳烃链的异丁烷 通过异丁烷正构化后做顺酐法 BDO，利用芳烃系的苯生产己二酸，与己二酸和 BDO 生 产二元酯二元醇共聚脂(PBS、PBAT)。 我们认为未来以新疆哈密富油煤、低阶煤和随之产生的高芳烃含量的煤焦油等资源为依 托，新疆有望成为发展煤炭分级综合利用项目的核心区域。
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