ayx体育在线登录:华泰 煤化工：中国碳基物资安全的基石

  我们较为系统地梳理了中国煤化工产业全景。煤化工行业景气度与国际油气价格、国内化工品资本开支、海外产能动态等因素相关。我们重点分析PVC、尿素、甲醇、醋酸、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制气等产品以及绿氢耦合等煤化工发展趋势，在国内“富煤贫油少气”背景下，煤化工是保障能源安全与化工产业链自主可控的战略产业。26年3月美以伊冲突扰动中东油气供应，凸显煤化工战略地位与盈利修复机遇。

  基础煤化工产品（PVC、尿素、甲醇、醋酸等）景气度受供给端政策约束与出口增量驱动。PVC供给端受“双碳”能耗监管和“水俣公约”无汞化改造约束，叠加乙烯法盈利受油价扰动收窄，电石法龙头有望迎来供给拐点，且对印度方面的出口高增长支撑需求改善。尿素在国内化肥保供背景下价格弹性较小，但伴随固定床高成本装置出清、天然气制尿素开工率受压制，叠加国内外尿素价差扩大，拥有出口配额的有突出贡献的公司有望获增量利润。甲醇方面受下游MTO扩产利好，25年产能利用率近95%，由于中东甲醇占我国进口比例比较高，地缘冲突下国内甲醇价差迎来短期改善。

  新型煤化工产品（煤制烯烃、煤制乙二醇等）盈利受油煤剪刀差与进口替代影响。25年末煤制/甲醇制工艺占国内烯烃产能16%，美以伊冲突下全球烯烃供应链风险上升，煤制烯烃作为全供应链国内自主可控的生产技术，战略地位有望凸显。25年国内乙二醇对外依存度仍约30%，且中东进口比例超过60%，由于国内原料成本劣势以及煤制乙二醇供需区域性错配等问题，煤制乙二醇历史盈利偏弱，但在美以伊地缘冲突下中东供应收缩，煤制乙二醇价差有所改善，我们大家都认为煤制乙二醇未来进口替代空间充足。

  煤制气、煤制油是我国能源安全的战略储备技术，截至25年末煤制气在产/已批复产能达75/60亿方/年，我们大家都认为新疆地区凭借较低的煤炭成本，煤制气技术或已具备经济性。煤制油过往盈利偏弱导致2018年后产能增长放缓，但新疆、内蒙煤矿供应增加，以及煤制油单吨投资额下降有望加快新产能落地。绿氢耦合是煤化工低碳转型的重要方向，我们测算当前绿氢耦合煤制烯烃技术在碳配额510元/吨以上时具经济性，伴随电解水制氢成本下降、国内外碳排放成本上升，绿氢耦合有望加快落地。

  由于国内烯烃、乙二醇对外依赖度仍较高，且煤化工成本端对煤价较为敏感，我们提议关注烯烃/乙二醇国产替代机遇下的低成本煤制甲醇、煤制烯烃和煤制乙二醇等子板块。同时，煤制油气作为国内能源安全的储备技术亦需要我们来关注，考虑煤制气在低成本煤价下已具备一定经济性，我们提议关注低成本煤制气板块的盈利规模扩张机会。此外，国内外碳排监管趋严下，煤化工绿色化转型或将迎来机遇，建议关注绿氢耦合煤化工的盈利能力改善。

  煤化工下游关联能源和化工原材料领域，部分产品与石油化学工业重叠。在煤焦化产业链中，电石是重要的中间产品，电石产业链已基本形成了独立于石油化学工业的需求市场，而在煤焦油中存在沥青、芳烃、C4、C5等小规模副产物与石化产品重叠。在煤气化产业链中，合成氨和甲醇是传统的煤化工产品，近10年大规模发展的新型煤化工是基于中间体的延伸，形成了煤制烯烃、煤制乙二醇等品种，构成石化产业链的重要补充。

  电石是煤焦化工艺的重要产品，下游生产PVC、BDO等。受制于早期我国煤质不佳，炼焦产业链是煤化工的重要组成部分，产品有焦炭、兰炭/电石、焦炉气、副产物煤焦油等。其中，炼焦煤-兰炭-电石构成传统煤化工的重要产业链，据百川盈孚，电石的主要下游产品为PVC、BDO、醋酸乙烯及衍生物（PVA、EVA等）等，终端应用领域包括建材塑料、氨纶、纸张粘合剂、日用注塑制品、光伏胶膜等。

  煤气化是煤化工的核心，重要产品为合成氨及甲醇，煤制烯烃和乙二醇是我国石化产业链的重要补充。在化工技术中，C1产业链以天然气（中东、美国等）或煤炭（中国、东南亚、欧洲部分地区等）为起点，独立于原油为原料的产业链（即石化产业链）。现代煤化工采用煤气化为核心技术，生产合成气，进而生产甲醇、合成氨，终端需求包括甲醇燃料、醋酸、尿素等。2010年中国D-MTO技术大规模投产，我国拥有以煤和甲醇为原料生产乙烯、丙烯的能力。2012年后国内多家企业采用日本宇部、福建物构所等技术，以合成气为原料生产乙二醇。乙烯、丙烯、乙二醇是石化产业链的关键产品，煤制烯烃和煤制乙二醇在国内逐步扩产，成为中国石化产业链的重要补充。

  煤制气、煤制油是我国能源安全的战略储备技术，但生产效率仍需提升。煤炭通过煤气化技术可生产天然气和成品油。但受制于产能规模化程度较低、盈利能力对煤炭成本敏感、国内煤炭产区与下游油气需求的地域不匹配等因素，当前已投产的煤制气/煤制油项目在盈利性上不够乐观，且相较于石油炼化、天然气直接开采等传统工艺，煤制工艺的规模占比很低。但我国在油气资源上对外依存度在70%、40%以上，基于国内富煤的禀赋条件，煤制气、煤制油是保障我国能源安全的战略储备技术，未来产能规模有望逐步扩张。

  与石油化学工业存在重叠的产品约占煤化工规模的50-55%。据百川盈孚等，我们以下游煤化工品的标煤耗用量作为核算基准，在煤化工产品中，电石占13%，煤制甲醇占50%，煤制乙二醇占12%，煤制油/煤制气占2%。且在电石中，PVC（含糊树脂）占比约85%，计算得PVC占总规模约11%；在煤制甲醇中，MTO（甲醇制烯烃）需求约60%，计算得煤制烯烃占总规模约30%。我们估算，与石油化工存在重叠或替代的产品规模（即PVC、烯烃、乙二醇、煤制油/煤制气）在煤化工中占比约50-55%。因此煤化工行业景气度与国际油价、石化产业有较强相关性。

  煤炭作为石油天然气的能源替代品，国内煤价与全球油价有一定相关性。油、煤、气作为电力及交运领域可以互相替代的化石能源，当全球油价大幅度波动时，会导致替代品化石能源的价格波动。2016年后，在供给侧改革大背景下，国内基本完成了对大幅超产、生产手续不完整的小型煤矿产能限制，且在全球经济复苏和海外OPEC联合减产下，国内煤价与全球油价的走势较为接近，油煤价格同步上升。17-20年，由于全球油价大幅度波动，国内政策提高了煤炭长协覆盖率，平抑了煤价波动。21年后，进口煤规模提升，国内煤炭供给市场受进口煤影响，国内煤价对全球油价的波动敞口放大。

  除油价外，煤矿超产监管、供应端长协覆盖率等政策端因素亦在中短期层面影响国内煤价。国际油价通过能源替代品逻辑、进口煤贸易等影响国内煤价。为保证国内能源稳定，政策端亦参与了国内煤炭供给调控，措施包括煤矿超产监管、供应端长协覆盖率等。从历史来看，17-18年以及22-23年，国内政策要求提高煤炭长协供应量，以减少海外能源价格的冲击。25上半年煤炭因供应宽松煤价大幅度下滑，同年7-8月国家对超产煤矿责令停产整改，煤价企稳。而26年3月以来，许多煤化工行业积极做出响应了煤炭企业的长协供应，以规避高油价对煤价的潜在冲击。总体而言，政策端对煤炭供给的调控，部分程度削弱了海外能源波动的影响。

  煤化工不一样的产品的价差水平受多种因素影响，包括国内化工品资本开支周期、油煤价格剪刀差、海外产能动态等。国内的煤化工中有50-55%的规模是与石化重叠的产品，此类产品主要与油煤价格剪刀差有关，例如煤制烯烃、煤制乙二醇。其他基本的产品的景气度则关联整个国内化工行业，因此与行业资本开支、补库意愿（可用产成品存货衡量）以及海外产能周期相关，代表性产品有尿素、醋酸等。以下选取国内代表性煤化工企业的历史毛利率做简要分析：

  煤制烯烃盈利能力受益于油煤剪刀差扩大。宝丰能源是国内领先的煤制烯烃企业，公司自18-24年在宁夏基地扩产煤制烯烃，25年在内蒙古基地投产单套国内最大的煤制烯烃产能，截至25年底企业具有煤制烯烃产能520万吨，基本的产品为聚乙烯、聚丙烯。公司历史上的单季度毛利率跟随油/煤价格比波动，在国际油价处于高位震荡期间，由于国内煤炭长协覆盖率提升叠加政策端对煤炭供给的调控，国内煤价相对来说比较稳定，公司受益于油煤剪刀差扩大。例如在18-19年以及24-25年期间，油煤剪刀差相对高位，公司毛利率明显改善。

  多数煤化工企业盈利跟随化工周期波动，顺周期属性较明显。我们最终选择华鲁恒升、鲁西化工作为代表性煤化工企业。华鲁恒升以煤气化平台为核心，基本的产品包括尿素、醋酸、草酸等，下游终端需求为农业、纺织、涂料、稀土和锂电等。鲁西化工涵盖煤、盐、硅化工领域，原料和需求领域均呈现多样化。上述两个公司的毛利率高位发生在17-18年和20-21年，主要原因为17-18年伴随前期供给侧改革导致行业资本开支收缩，以及20-21年政策端利好下内外需主动补库情绪高涨。此外，上述两个公司的盈利能力与油煤剪刀差相关性较弱。

  氯碱企业中PVC业务波动显著，企业盈利同时受化工产能周期和地产周期影响。我们选择北元化工、中泰化学作为代表性氯碱企业。在15-16年和20-21年，地产景气度高位支撑PVC盈利较好，氯碱企业的毛利率显著改善。上述两个公司因业务结构不同而在盈利周期上有差异，18-19年地产需求增速仍较为乐观，北元化工由于氯碱盈利占比较高，延续受益于地产景气度；而同期中泰化学因粘胶纤维行业供给过剩导致公司盈利下滑。24-25年烧碱、粘胶等产品因供需趋紧呈现价差修复，上述两个公司毛利率底部改善。

  我国拥有全球独特的电石产业链，高耗能下国内产能扩张受限。电石采用焦煤、兰炭为原料，是传统煤化工的重要中间品。在我国“富煤少油”的背景下，叠加历史上电石下游PVC高度关联建材需求，我国形成了全球独特的以电石为中间体的煤化工C2产业链。据隆众资讯，电石下游最主要产品为PVC通用树脂，此外还包括1,4-丁二醇（BDO）、醋酸乙烯等。由于电石的生产过程需要大量的电，据隆众资讯，生产1吨电石耗电3000-3500度，以电石含税价2400元/吨计算，度电产值仅0.75元/度电。因此国内政策端自15-16年供给侧改革后持续限制电石产能扩张，内蒙、宁夏部分地区每年在用电高峰月份要求电石企业避峰生产。

  的内需增长偏弱，出口增长较显著。PVC是电石最主要的下游产品。据百川盈孚，PVC需求结构中管材、型材/门窗、板材、管件、电缆料等领域均与地产表现较为相关，合计占比约70%。据氯碱工业协会，因烧碱快速扩产配套耗氯端PVC产能，19-25年国内PVC产能由2500万吨增长至约3000万吨，而受地产表现偏弱影响，国内表观消费量自19年来维持在2000万吨左右，开工率维持80%左右。PVC出口方面增长显著，自21年来中国PVC已由净进口转为净出口，25年出口量达到382万吨，占年度产量16%，主要出口流向为印度、越南、孟加拉国等，出口增长有望支撑PVC供需改善。

  电石法PVC供给受到政策端生产“双碳”监管、含汞催化剂改造的影响。国内PVC以电石法主导，21年后伴随国内乙烯产能扩张，行业新增产能主要为乙烯法，据隆众资讯，19-25年国内电石法PVC产能占比由87%下降到70%。尽管电石法占比下降，仍是影响行业供给的重要因子。根据工信部26年5月发布的工业节能监察通知，强调电石法PVC的2级能耗标准须达到193kgce/t，并监察无法达到3级能耗的生产企业。此外，25年11月“水俣公约”第六次大会明确2032年禁止原生汞开采，当前绝大多数电石法PVC通过含汞催化剂生产，“水俣公约”推进或加快现有产能无汞化改造，且由于无汞催化剂多采用贵金属，高成本催化剂有望削弱电石法扩产意愿并淘汰小型产能。PVC行业有望迎来供给拐点。

  需求偏弱下PVC已经历6年低景气，近期油价扰动致乙烯法PVC盈利收窄。由于近年来PVC下游需求受地产景气压制，叠加烧碱盈利较好，进一步加剧PVC供应宽松，自2021年以来电石法PVC价差持续处于低位。26年2月底美以伊冲突爆发导致国内石油、乙烯出现短期供给缺口，3-4月乙烯价格上涨致乙烯法PVC价差显著收窄。我们认为，在国内煤炭资源安全的背景下，电石法PVC或将延续供给主导地位，在能耗监管、无汞化改造的背景下，PVC产能龙头有望受益。若乙烯供应缺口持续，乙烯法PVC供应收缩，我们认为中短期电石法PVC或有价差修复机会。

  煤制氨约占煤化工规模的20-25%，供给侧受能耗监管，行业开工逐步偏紧。据百川盈孚等，煤制氨约占煤化工规模20-25%。煤制氨通过“煤炭-氢气-合成氨”工艺生产，投资规模较大、碳排放强，因此我国自15年后持续监察超标排放的氨装置，15-20年国内氨产能减少。21年后受联碱法纯碱、己内酰胺等扩产配套需求带动，氨产能开始增长，但受限于碳排/能耗审批，行业供需逐步偏紧，25年国内合成氨产能8880万吨，开工率82%，较15年+4.7pct。据隆众资讯统计，合成氨需求结构中尿素占比最大（63%），其余产品有纯碱（10%）、己内酰胺（6%）、磷酸二铵/一铵（7%）等。国内联碱法纯碱、己内酰胺配套合成氨比例较高，因此下游尿素需求水平是影响合成氨供需的重要因素。

  国内尿素农施需求持续增长，工业需求稳中有增。据隆众资讯，25年尿素下游消费结构中，农施需求（直接施用+复合肥）占比65%，其余大多数为工业需求，包括脲醛树脂、三聚氰胺、电厂脱硝等。近年来我国北方降水量增多，农业规模有所扩大，带动尿素等化肥需求量持续增长。在工业需求方面，以三聚氰胺为例，国内三聚氰胺产能、产量自2020年以来均有增长。农施叠加工业需求支撑25年尿素表观消费量6620万吨，同比+1%。

  国内新增产能较多，政策指导下固定床装置进入出清阶段。国内尿素装置在2015-2019年进行供给侧改革，能耗较高的固定床工艺进入淘汰阶段。在21年后国内亦有多套水煤浆/煤气化装置投产，目的在于补充旧产能退出后的市场空间。据隆众资讯，截止25年末，国内尿素产能为7980万吨，较24年增长5.8%。工信部、发改委等部门自21年来已发布多个淘汰落后尿素装置的相关政策内容。在环保政策持续落实的节奏下，落后装置有望于近3年完成出清。

  国内固定床、天然气工艺等高成本装置产量仍较高，低盈利能力或加快产能退出，有望支撑尿素价格企稳向上。尿素生产工艺可分为水煤浆、粉煤气化、固定床、天然气制等，其中固定床生产成本较高。据隆众资讯，19-20年国内固定床尿素产量占比约30%，21-25年固定床产量占比逐年下降，25年占比约18%，规模仍较大。若固定床装置逐步退出，让出的供给缺口或致行业供应偏紧，支撑尿素价格企稳向上。此外，26年3月以来天然气成本上升影响气制尿素开工率，据隆众资讯，26年初至今国内气制企业开工率同比下滑较大，现有行业有效产能或进一步减少。

  尿素行业格局分散，大型装置门槛高。国内尿素产能集中度较低，据百川盈孚，25年国内尿素CR4在13-14%，CR8为23%左右，原因系我国历史上化肥供应的区域性较强。由于尿素生产需要合成气或天然气，运距较短，企业若无原料配套，也需依赖周边地区供应，因此大型尿素装置门槛较高，大多数分布于煤炭成本较低的山西、陕西、内蒙古、新疆等地。

  海外尿素价格高于国内，国内化肥保供下尿素价格弹性较小。为保证国内农肥供应量，24年中国尿素出口实施严格法检：即控制出口数量，延长出口检查时间。20-23年尿素出口量为每年300-500万吨，而24年尿素出口量仅有26万吨。行业供给增长较快叠加出口限制下，国内尿素价格低位运行。25年尿素出口配额逐步修复至489万吨，出口配额主要按企业/贸易商年内保供、淡储水平分配。26年3月美以伊冲突以来，海外天然气上涨且波斯湾尿素供应受限，当前国内外尿素价差在3000-4000元/吨，拥有尿素出口配额的企业有望获得增量利润。

  甲醇是C1产业链的中间体，MTO扩产带动甲醇产量增长较明显。国内通过煤气化工艺生产合成气和甲醇作为C1产业链的起点。据隆众资讯，25年甲醇下游消费结构中，MTO（甲醇制烯烃）占比50.5%，其余包括甲醇燃料、甲醛、醋酸、MTBE等。近年来，烯烃产能扩张较快，MTO工艺在我国煤炭资源丰富的地区具有一定成本优势，MTO产能扩张带动甲醇产能和产量增长较明显。据金联创和隆众资讯统计，2019-2025年我国MTO/甲醇产能年复合增速为5.5%/3.6%。2021年我国MTO产能接近1700万吨，而在2025年我国MTO产能超过2000万吨，带动甲醇产能利用率接近95%。

  进口甲醇是我国甲醇的重要供应来源之一，主要来源为中东地区。国内多采用煤制甲醇，而海外天然气制甲醇成本较低，因此进口甲醇是我国甲醇重要的供应来源。据隆众资讯和海关总署统计，2019-2025年进口甲醇量占每年表观消费量的13-15%，每年有1200-1400万吨进口甲醇流入市场。其中，伊朗是我国港口甲醇的主要来源之一，因该国拥有天然气成本优势，直接运输或部分通过阿曼、阿联酋等国家转运进入我国。2025年我国甲醇进口量约1400万吨，阿曼/阿联酋/沙特/伊朗的甲醇进口量为299/268/329/82万吨，中东地区甲醇供应量约占我国每年进口的60%。

  当前国内甲醇年产能超过1亿吨，大型装置多配套下游消纳，近年来MTO扩产支撑甲醇供需偏紧。据隆众资讯统计，2025年国内甲醇生产企业超过220家，年产能约10800万吨，其中产能超过100万吨的企业有23家，包括宝丰能源、国能集团、延长石油、中天合创、中煤能源等。大型甲醇装置多配套下游消纳，如MTO、甲醛、醋酸、MTBE等产品。近年来MTO产能持续扩张，据隆众资讯统计，联泓新材料、中煤、国能、新疆中泰等企业均有MTO规划产能。由于进口甲醇主要来自伊朗、阿曼、阿联酋等西亚地区，受地缘冲突扰动，海外新产能投产进度延后，国内甲醇仍占主要供应地位。MTO产能扩张或将带动甲醇供需逐步偏紧。

  26年3月美以伊冲突影响伊朗甲醇出口，国内甲醇价差短期改善。国内甲醇的供需呈现一定的区域错配，煤制甲醇装置主要位于西北、华北的煤炭产地，受液体危化品运输限制，华东地区的甲醇原料更依赖进口甲醇。由于伊朗等中东地区甲醇供应量占国内进口60%，26年3月美以伊冲突致伊朗甲醇贸易量下滑，短期导致国内华东港口甲醇价格冲高。据隆众资讯，甲醇价格在2600-2700元/吨以上，内蒙、陕西等地的甲醇外运具备经济性，沿海进口甲醇短缺支撑国内甲醇开工率回升。若波斯湾周边甲醇贸易持续受阻，国内甲醇价差有望维持较好水平。

  煤制烯烃已成为国内烯烃产能的重要组成部分，25年末煤头工艺产能占比16%。煤制烯烃主要工艺为煤气化生产甲醇，再通过甲醇生产乙烯/丙烯，技术上将甲醇制烯烃称为MTO，其中还配套前端煤制甲醇的工艺称为CTO。2010年中国大连物化所DMTO技术规模化落地于神华包头60万吨/年煤制烯烃示范装置。此后MTO成为我国烯烃供应的重要组成部分，据隆众资讯，截至25年末国内煤制乙烯/丙烯产能达到990/1240万吨/年，占国内乙烯/丙烯产能16%/16%，自2016年复合增速7%/6%。

  我们估算国内煤制烯烃在油价70美元/桶以上时，较石脑油路线具有成本竞争力。东亚烯烃定价主要取决于原油/石脑油，油价越高且煤价相对越低时，煤制烯烃盈利扩大。以内蒙/宁夏煤炭坑口价400-500元/吨为基准，当国际油价40-50美元/桶以上时，煤制烯烃有现金流盈利，当国际油价70美元/桶以上时，煤制烯烃有毛利。若选取新疆地区煤炭坑口价100-150元/吨时，煤制烯烃毛利盈亏点可低至50美元/桶。此外，煤制烯烃对原料成本较敏感，若采用华东地区煤价700元/吨（不含税，对应甲醇成本约2300元/吨），则MTO毛利盈亏点对应油价在80-90美元/桶。

  伴随全球烯烃供应链风险或上升，煤制烯烃战略地位有望提高。乙烯方面，21年之前国内乙烯产能多集中于中石油与中石化体系，叠加中东/美国具备原料优势，长期以来C2制品大量依赖进口。19年后国内民营炼化、煤制烯烃进入扩产周期，助力我国25年C2自给率达75%，但目前聚乙烯、乙二醇等仍有进口需求。丙烯方面，国内PDH（丙烷脱氢）产能在15年和21年快速扩张，截至25年我国C3自给率接近98%，其中PDH的丙烷原料多数来自中东。26年3月美以伊冲突导致中东石脑油、丙烷、聚烯烃等产品外运量下降，伴随全球烯烃供应链风险或上升，煤制烯烃作为我国从原料到下游均自主可控的工艺路线，景气度和战略地位有望提升。

  醋酸是重要化工品，PTA、醋酸乙烯是醋酸的重要下游，下游增长带动醋酸产量增长显著。据隆众资讯，25年醋酸下游消费结构中，PTA/醋酸乙烯/醋酸乙酯占比为24%/17%/13%，其余下游还包括醋酐、醋酸丁酯、氯乙酸等。醋酸产量自21年来增长显著，20-25年CAGR约8.8%，主要受下游化纤产业/光伏产业扩张带动的PTA、醋酸乙烯产量增长。此外，21年后我国醋酸出口量占国内产量比例在10%以上，其中主要出口国为印度，占出口量50%以上。印度在化纤、纺织领域的增长带动其醋酸需求快速增加。

  下游PTA、醋酸乙烯扩产支撑醋酸产量增长，24年来行业产能增速较快。作为醋酸的重要下游，21年以来PTA、醋酸乙烯进入扩产节奏，其中PTA出口量已逐步提升，开始稳步供应海外，醋酸乙烯进口比例大幅下降。据隆众资讯，25年醋酸产能/产量1550/1279万吨，同比+28%/+9%，由于25年扩产较快，醋酸开工率下滑至83%。国内头部醋酸企业包括华谊集团、华鲁恒升、建滔化工、江苏索普等，CR5约50%，且行业未来规划产能较多，主要集中于内蒙、新疆等煤炭产地。

  醋酸供应宽松预期下，配套煤制甲醇企业盈利韧性较强。24H2因行业内大型装置投产导致醋酸价差显著收窄，且25年20%的产能增速进一步加剧供应宽松局面。由于国内甲醇价格受伊朗进口影响较大，中东地缘冲突反复或导致甲醇价格高位波动，国内煤制甲醇成本较港口甲醇价格优势较显著。国内大型醋酸企业华鲁恒升、江苏索普、华谊集团等均有煤制甲醇配套。若中期而言国内醋酸价格紧贴外购甲醇成本线计算，配套煤制甲醇的醋酸吨利润或增厚200-400元/吨，拥有甲醇配套的企业有望保持盈利韧性。

  乙二醇超过95%用于聚酯领域，下游扩产带动需求增长。2025年乙二醇需求结构中超过95%用于聚酯领域，主要为涤纶长丝（51%）、聚酯瓶片（18%），其余需求还包含防冻液（3%）等。受20-21年下游聚酯扩产带动，国内乙二醇产能增速较快，据隆众资讯，2025年国内乙二醇产能/产量为2980/2010万吨，自2020年CAGR为11%/15%。下游涤纶长丝及纺织终端产品、聚酯瓶片等出口规模逐年增加，我们大家都认为聚酯领域的内外需增加将带动国内乙二醇需求持续增长。

  中国乙二醇对外依存度约30%，中东凭借乙烯成本优势成为主要进口来源地。尽管国内乙二醇产能扩张较快，中东、北美等地凭借乙烯成本优势，对中国出口乙二醇规模仍较大。据隆众资讯，25年国内乙二醇表观消费量2770万吨，进口占比由20年55%下降至25年接近30%，对外依存度仍较大。其中，沙特、科威特等中东地区的进口来源占比在66%，相当于国内近20%乙二醇供应受中东影响，中东地缘冲突反复或导致乙二醇价格波动较大。

  华东乙烯成本不占优致乙二醇盈利空间较小，中西部煤制工艺盈利亦长期承压。乙二醇生产工艺包括乙烯氧化法、煤基合成气法、天然气基合成气法。当前国内60%以上的产能为乙烯法，行业长期受进口冲击、国内乙烯成本不占优等因素影响，国内乙二醇开工率不足70%，理论盈利较低。对煤制工艺而言，国内中西部煤炭产区的乙二醇距离华东聚酯需求端较远，叠加运费成本高，煤制乙二醇理论盈利水平自21年后持续承压。据我们测算，国内乙烯价格5000元/吨时，对应乙烯氧化法MEG成本约3400元，对应煤基法煤价345元/吨。26年3月美以伊冲突致中东供应收缩，国内乙烯价格8000元/吨时对应MEG成本5200元/吨，对应煤基法煤价966元/吨。中东扰动下煤制乙二醇价差有所改善。

  中国天然气消费量迅速增长，对外依存度仍较高。伴随国内城镇化进程推进、管网建设加快、“煤改气”政策实施等背景下，据BP统计，中国天然气消费量自2015年后迅速增长，2024年消费量达4344亿方，自2015年CAGR为8.4%。同时由于国内油气资源优势偏弱，进口天然气规模亦快速增长，17-24年国内天然气对外依存度始终维持在40%左右。

  煤制燃料的战略地位已得到重视，25年末在产/已批复煤制气产能达75/60亿方/年。在国家发改委23年发布的《关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》中，鼓励通过指标置换的方式建设煤制燃料（含煤制油和煤制气）产能。截至25年末，国内在产煤制气产能近75亿方，主要位于内蒙古/新疆等煤炭产区，已获批复的煤制气产能60亿方，均位于新疆准东。此外，规划中的煤制气产能超过220亿方，包括华能、中煤、其亚等企业项目。在国内富煤少油少气背景下，煤制油气的战略地位已得到政策端支持。

  煤制气经济性主要取决于煤炭成本，我们大家都认为煤价在200元/吨以下煤制气具有较强竞争力。我们依据水煤浆/粉煤气化工艺的煤制气项目公开信息，测算在煤价100/150/200元/吨时，出厂现金流成本约0.57/0.71/0.85元/Nm3，含折旧的出厂全成本为0.99/1.13/1.27元/Nm3。结合中国石油在新疆当地的天然气成本约0.9-1元/Nm3，煤制气在当地消纳的竞争力偏弱。若测算新疆煤制气管输至华东区域消纳，则含运输费的现金流成本约1.27/1.41/1.55元/Nm3，全成本为1.69/1.83/1.97元/Nm3。结合安徽、河南、江苏等地区1.8-1.9元/Nm3天然气价格，新疆煤制气在华东地区的竞争力较强。若进口LNG价格持续偏强运行，则国内煤制气竞争力将进一步凸显。

  出于经济性原因，我国煤制油产能自2018年后增长放缓。煤制油/煤液化技术是将固体煤炭转变为液体燃料（汽油、柴油、航空煤油等）的工艺。在国内“富煤少油”结合能源安全的背景下，09-10年国内开始小规模投产50万吨煤制油产能。在17-18年间，国内建成运营约1000万吨煤制油装置，此后再无新增产能。由于我国新疆以外地区的低价煤较少，国际油价大幅波动，以及成品油税费问题存在不确定性等，18年至今国内煤制油投资放缓。

  煤制油受政策支持，国内煤化工用水、采矿成本等优势扩大助力煤制油新产能落地。国家发改委23年对煤制燃料（含煤制油和煤制气）做出指导，鼓励通过指标置换的方式建设煤制燃料产能。近年来新疆、内蒙等地新增煤矿较多，且受益于当地降水增加支撑用水指标宽松，煤化工生产所带来的成本优势巩固。截至25年12月，国内至少有3套煤制油在建产能，位于新疆和陕西榆林，在建煤制油产能700万吨。据我们的不完全统计，规划中的煤制油产能为456万吨。我们大家都认为国家对能源安全的重视只增不减，在海外能源供应存在不确定性的情况下，国内煤制油新产能有望加快落地。

  煤制油项目投资规模较大，成本对煤价、折旧费用敏感。依据我国在产/在建的规模化煤制油项目公开信息，以煤炭原料生产1吨柴油为例，我们测算在煤价200/250/300元/吨时，含运输费、消费税的现金流成本为4470/4700/4930元/吨，含折旧的全成本为5595/5825/6055元/吨。由于煤液化的装置投资规模较大，折旧费用亦对成本有较大影响。我们测算在单吨煤液化投资额2/2.5/3万元/吨时，含运输费、消费税的现金流成本为4880/4980/5080元/吨，含折旧的全成本为5880/6230/6580元/吨。若海外能源供应不稳定致国内油价高位波动，叠加煤制油技术迭代助力项目投资规模下降，煤制油竞争力有望凸显。

  因芳烃收率和选择性等问题，MTA技术尚未大规模落地。苯、甲苯等部分芳烃产品可以从煤焦油中分离出来，焦化苯作为有经济效益的焦化副产物，是广义上的“煤制芳烃”技术，但焦化的目的并不是获取芳烃。以芳烃为主目标产物的煤化工技术称为MTA（甲醇制芳烃），流程为煤-合成气-甲醇-芳烃。当前国内外MTA技术主要有SABIC的甲醇芳构化、清华大学流化床FMTA技术、山西煤化所固定床MTA技术，均处于规模化前的探索阶段，面临的问题有催化剂选择性、芳烃收率等。

  国内已有万吨级MTA项目处于工业化试验阶段。据我们的不完全统计，国内于14-15年投产小规模煤制芳烃产能，但主要工艺为甲醇参与苯/甲苯/二甲苯实现三种主要芳烃产品的转化，狭义上的MTA项目并未投产。陕西华电榆横煤制芳烃示范项目采用清华大学流化床FMTA技术，已完成3万吨的工业化试验，但目前建设进度偏慢。

  氢气是煤化工的重要原料，其中氨和甲醇是主要的消纳氢气产品。24年国内氢气产量超过3600万吨，其中60%以上为煤制氢，包括煤气化、煤焦化等，约20%来源于天然气制氢，电解水等可再生制氢（绿氢）比例仅占1%左右。氢气消纳方面，氢作为煤化工的重要原料，在国内超过60%的氢被生产为合成氨、甲醇，进而被生产为烯烃、尿素等终端产品。绿氢替代化石能源制氢的理论空间较大。

  海外碳足迹监管趋严和国内“碳排双控”政策或加速绿氢使用场景落地。近年来全球范围内以欧盟为代表的多个国家/地区对工业生产环保减排提出了要求，其中欧盟碳排放体系（EU-ETS）和碳边境税（CBAM）是最严格的碳排监管政策，要求在27-30年前后，所有于欧盟境内的生产企业、进入欧盟的产品均需对碳排放进行申报，并交纳费用获得证书。我国亦提出减排政策，2026年全国两会的政府工作报告中，计划在26/27年分别实现碳排核算基础建设和重点行业碳排机制初步运行，并在2030年实现碳达峰目标。国内外密集的环保减排政策，督促传统煤化工等高碳排行业转型，有望加速煤化工+绿氢使用场景落地。

  我国煤化工碳排强度较高，绿氢耦合是重要减碳方式之一。2021年我国煤化工碳排放量超过6亿吨，约占全国碳排放量5%，其中煤化工碳排占煤炭消费总碳排的25%。我国碳排规模较大的产品为煤制氨、煤制甲醇、煤制烯烃，占比26%/19%/18%。碳排来自工艺和燃烧过程，由于合成气中碳多氢少，因此制取高氢碳比产品时，必须将CO与水反应补充氢，并副产大量CO2。煤化工减碳主要有4种方式：（1）降低产品氢碳比；（2）绿氢耦合，即在工艺中补充绿氢；（3）减少燃烧排放，如采用绿电代替蒸汽驱动；（4）CCUS技术，即对排放的CO2进行捕集利用与封存。

  绿氢耦合煤制烯烃有望减少碳排5-15吨CO2/吨烯烃。我们依据宝丰能源40万吨/年风光制绿氢耦合煤制烯烃项目测算减碳程度。该项目配套建设风光制氢一体化项目（单独立项），逐年补充绿氢/绿氧，氢气补入甲醇合成装置，氧气补入空分装置。根据环评报告，预计至补氢第五年时，项目年碳排放量将从1765万吨下降至1555万吨，下降12%，折合单吨煤制烯烃减少碳排5.3吨。除此之外，公司还通过采用高压煤气化废锅技术（回收高位显热）、DMTO三代技术（降低原料单耗）、蒸汽驱动机组改为电驱机组，实现全流程减碳。相较于纯煤炭制300万吨/年烯烃项目，本项目有望合计减少二氧化碳排放量632万吨，降幅30%，折合单吨煤制烯烃减少碳排15.8吨。

  绿氢耦合的竞争力在于电解水制氢成本和碳交易价格。据华泰证券研究所化工组2024年4月9日发布的《绿氢：化工重要血液，未来空间广阔》中测算当电价为0.5/0.25/0.1元/度时，对应碱性电解槽制氢的成本为38.4/24.5/16.2元/kg氢气。据宝丰能源环评，40万吨煤制烯烃产能于补氢第五年时可耦合22.6万吨绿氢，则吨烯烃产能消耗0.57吨绿氢。我们取电解水制绿氢成本15元/kg，并假设绿氢烯烃产品拥有400-500元/吨溢价，当耦合绿氢后的吨烯烃减少碳排15.8吨CO2时，对应CO2平衡价格510元/吨。根据欧盟碳交易价格550-650元/吨（约70-80欧元/吨），绿氢耦合煤制烯烃或具有一定经济性，若绿氢成本受益于电解槽投资规模下降，则绿氢耦合的竞争力有望进一步凸显。

  我们大家都认为在海外油气供应扰动背景下，煤化工作为碳基物资安全的战略地位有望凸显。由于国内烯烃、乙二醇对外依赖度仍较高，且煤化工成本端对煤价较为敏感，我们建议关注烯烃/乙二醇国产替代机遇下的低成本煤制甲醇、煤制烯烃和煤制乙二醇等子板块。同时，煤制油气作为国内能源安全的储备技术亦值得关注，考虑煤制气在低成本煤价下已具备一定经济性，我们建议关注低成本煤制气板块的盈利规模扩张机会。此外，国内外碳排监管趋严下，煤化工绿色化转型或将迎来机遇，建议关注绿氢耦合煤化工的盈利能力改善。

  若国内煤价大幅度波动，可能导致煤化工成本端发生较大变化。若海外油气价格波动较大，则可能引起煤制烯烃、煤制乙二醇等子行业的盈利波动。

  煤化工原材料的下游应用关联地产、农业、日用塑料、纺服、工业涂料等。多数煤化工子行业处于产能和需求的同步增长状态，若下游需求增速放缓，则可能会影响煤化工景气度。

  关于煤化工低碳减排转型的速度与国内外环保监管政策有一定相关性。若国内外环保监管政策力度下滑，煤化工绿色转型进度可能受一定的影响。