年产十六万吨煤炭间接液化产品项目可行性报告.doc

年产十六万吨煤炭间接液化产品项目

可行性研究报告

####规划设计院
二月

****精细化工股份有限公司年产16万吨煤炭间接液化产品项目可行性研究报告

年产十六万吨产品煤炭间接液化项目
可行性研究报告
工程代号：

职 责 姓 名 职 务 职 称 签 署

项目负责人

技术负责人

法人代表

编 制 人 员

编 制

技术顾问
校 核 人
审 核 人
审 定 人

目 录
1 总论 1
1.1项目背景 1
1.2 报告编制依据 1
1.3 项目概况 1
1.4 拟建地区 1
1.5 建设规模 1
2 项目摘要 2
3项目的意义和必要性 4
3.1项目建设单位基本情况 4
3.2项目提出的背景 6
3.3投资的必要性及意义 24
3.4现有的工作基础 24
3.5人力资源和物质基础为项目提供保证 24
4 实施年限 25
5经济指标 25
6产品方案与建设规模 25
7．工艺技术与生产装置 26
7.1煤变油技术 26
7.2煤化工新产品发展动向 28
7.3本项目选择的技术 32
7.4生产装置 35
8原材料 42
9 厂址 42
9.1 项目地址 42
9.2厂区条件 43
10公用工程 44
10.1公用工程初步方案和原则确定 44
10.2 排水 47
10.3主要设备 47
10.4 辅助设施初步方案和原则确定 50
10.5 土建工程初步方案和原则确定 52
11环境保护及劳动组织 53
11.1主要污染源及污染物 53
11.2环保治理措施 54
11.3 三废处理原则 55
12 节能 56
12.1 编制依据 56
12.2 节能措施 56
13 工厂组织和劳动定员 57
13. 1工厂体制及组织机构 57
13.2装置定员 57
13. 3职工来源 57
14项目投资 59
14.1 投资估算 59
14.2 建设总投资资金筹措 59
15项目预期成果 59
15.1预期的社会效益 59
15.2经济效益 59

1 总论
1.1项目背景
项目名称：年产十六万吨煤炭间接液化产品项目
项目承办单位：锦州元坤矿业投资有限公司
****精细化工股份有限公司
1.2 报告编制依据
受甲方矿业投资有限公司、****精细化工股份有限公司委托，依据原化工部、建设部有关化工项目可行性论证的有关规定，编制该项目可研报告。
1.3 项目概况
1.4 拟建地区
内蒙古
装置占13万平方米，建筑面积2.42万平方米。
1.5 建设规模
本项目拟以煤炭间接液化化工产品为核心产品，建设生产线一条，产品方案及建设规模为十六万吨。
本项目年需水3.6万立方米，电17000000KWH，蒸汽日5.04吨。
2 项目摘要
以自产煤炭为原料，生产16万吨煤炭间接液化化工产品，其产品石脑油、柴油、蜡等市场需求量大。实施本项目将实现煤化工产业技术的重大突破，全面打破国外对该领域的垄断，有效满足国内市场的巨大需求，同时也将显著提高我国煤资源的经济附加值，提高精细化工行业技术水平，带动相关行业发展。
****精细化工股份有限公司在化工材料研发及生产方面均具有较好基础，氟碳醇及其若干下游产品制备技术研究在国内处于领先地位，其生产的产品性能接近和达到美国、日本同类产品水平。内蒙古锡盟拥有丰富煤炭资源，可为本项目生产提供价格较为低廉的基础原料保证。
本项目总投资13亿元，其中：固定资产投资12亿元、流动资产投资1亿元。由企业自筹6亿元、申请银行贷款7亿元。
该项目实现年均销售收入6.6亿元，年均利润2.1亿元，税金0.81亿元（不包括所得税），总投资利润率17%，，税前投资回收期5.5年。

财务评价指标汇总表
金额单位:万元
序号
项目名称
数 据
1
项目总投资
130600.00

其中计算注册资本的总投资
135600.00
1.1
建设投资
120000.00
1.2
建设期利息
5600.00
1.3
流动资金
10000.00

其中铺底流动资金
10000.00
2
资金筹措
130600.00
2.1
项目资本金
60000.00

其中注册资本
60000.00
2.2
项目债务资金
66300.00

其中与注册资本匹配资金
60000.00
2.3
其他资金
0.00
3
年均销售收入
66708.80
4
年均总成本费用
36190.14
5
年均销售税金及附加
744.12
6
年均增值税
7441.18
7
年均税前利润(EBIT)
25263.82
8
年均利润总额
22333.36
9
年均所得税
5583.34
10
年均净利润
16750.02
11
总投资利润率
17.10%
12
投资利税率(%)
23.37%
13
项目资本金净利润率(%)
27.92%
14
贷款偿还期(年）

17
项目投资税前指标

财务内部收益率(%)
31.02%

财务净现值(I=12%)
104175.37

全部投资回收期(年)
5.68
18
项目投资税后指标

财务内部收益率(%)
25.47%

财务净现值(I=12%)
74308.11

全部投资回收期(年)
6.61
19
资本金内部收益率(%)
33.17%
20
盈亏平衡点
46.43%
21
销售利润率
33.48%

3项目的意义和必要性
3.1项目建设单位基本情况
****精细化工股份有限公司总部设在@@市，注册资本 亿元，总资产亿，总占地面积80万平方米，公司下设 化学有限公司、化工总厂、霸王庄一分厂，****精细化工工程技术中心等。北京、上海、沈阳等城市设有办事机构，业务范围覆盖全国及世界20多个国家和地区
公司是中国石化集团公司和中国石油天然气集团公司的一级网络供应商，是精细化工工程技术中心，公司具有进出口经营权。通过了ISO9002、ISO9001质量体系认证和ISO14001环境认证GB/T28001职业安全认证，被评为“中国质量服务信誉AAA级企业” ，多次获取国家级科技成果奖、科技进步奖、优秀新产品证书及奖励，以及多项国家发明专利。曾连续五年被评为银行信誉“AAA”级企业。
企业拥有生产装置40套，主要生产油品添加剂、润滑油复合剂、氟碳醇系列等百余种产品。公司现有员工 人，其中各类科技人员 人，公司连续五年被评为银行守信誉企业。
公司具有进出口自营权， 年复审合格并正式被列入%%省“精细化工基地”， 年被辽宁省政府命名为****精细化工工程建技术研究中心。
**公司生产润滑油添加剂、氟碳化物二大系列产品70多个品种。润滑油添加剂包括：润滑油添加剂单剂、润滑油添加剂复合剂、润滑油添加剂中间体；氟碳化物包括：氢氟醚系列、氟碳醇系列系列。
从**成立到一个个高精尖的专利新产品的问世，伴随着中国化工产业的发展不断壮大，尤其在精细化工和氟化工产业链方面成绩斐然。**拥有多种自主研发产品，填补国内生产空白。如：长链线型烷基苯磺酸及以其为原料生产的磺酸盐系列产品、硫化烷基酚钙系列产品、采用热加合工艺生产的环保型无灰分散剂系列产品、自主研发并获科技进步成果奖的专利产品硫化异丁烯T321、产销量最大的2,6－二叔丁基对甲酚。拥有自主专利技术的液体混合型屏蔽酚、国内领先水平的硫酚型抗氧剂、与国外同类产品质量相当的酚酯型抗氧剂、芳胺类抗氧剂和酯型降凝剂，、一种长链(C*-C*)线型烷基苯磺酸及其制备方法、一种高碱值(TBN300)合成烷基苯磺酸钙的制备方法、一种高碱值(TBN400)合成烷基苯磺酸钙的制备方法、高碱值(TBN400)硫化烷基酚钙及其制备方法、3-(3,5-二叔丁基-4-羟基苯基)丙烯酸酯类抗氧剂及其制备方法、一种高碱值(TBN300)合成烷基苯磺酸钙的制备方法及氟碳醇和后处理剂系列产品等。尤其是年产万吨的长链线型烷基苯磺酸和年产1000吨的氟碳醇产品已与国外同类产品质量相当，达到国际领先水平。
油品添加剂单剂系列可生产清净剂、分散剂、抗氧抗腐剂、极压抗磨剂、抗氧剂、粘度指数改进剂及降凝剂共计34种；润滑油添加剂中间体系列可生产长链线型烷基苯磺酸、合成二烷基苯磺酸、硫磷酸系列产品和聚异丁烯基丁二酸酐系列产品共计13个品种；复合剂系列可生产内燃机油复合剂、齿轮油复合剂、工业用油复合剂（导热油、变压器油、高温链条油）等28个品种。上述油品添加剂系列产品在品种、产量、质量、销量等多因素评比中居全国综合排名第二名。
公司开发生产的长链（C20-24）线型烷基苯磺酸填补了国内空白，其质量完全达到世界顶级产品的质量标准；一步法工艺合成的长链(C20-24)线型烷基苯磺酸盐系列产品质量优异，是理想的新一代高品质润滑油清净剂；芳胺型抗氧剂、酚酯型抗氧剂、酯型降凝剂与国外同类质量相当；氟碳醇及后处理剂系列产品。
公司开发出的调聚法氟碳醇和防水防油防污的织物整理剂及各种含氟涂料，填补了国内空白。以其独特的化学稳定性、耐腐性、阻燃性、疏水疏油性、防污性将受市场的广泛应用，可用于高档服装、装饰布的织物整理剂及墙体、船体、机械体的防腐涂料，其批量产品投入市场后将带来巨大的经济、社会效益。
锦州元坤矿业投资有限公司是从事矿业投的企业，具有较强的融资能力和管理经验。
项目拟建厂址原料供应方便，四周无工矿企业和村庄，生产煤化工产品具有较好的地理条件和环境。
3.2项目提出的背景
随着国际原油价格维持高位运行，我国资源开发和储备与经济发展的矛盾日益突出，原油进口不断增加，能源安全问题已经显现。对此我们认为，发展煤化工以减轻对石油的依赖度十分必要，有利于我国石油替代能源战略的实施以及化学工业的结构调整。如果油价维持高于50美元或60美元/桶，预计10年内，煤化工在我国将发展成为一个很大的产业。
行业前景广阔。
首先，高油价下煤化工产品竞争力日益凸显。自从20世纪中期石油取代煤炭成为世界能源消费结构中的主导以来，至今仍在能源消费结构中占40％左右。石油对国际形势变化高度敏感，国际油价经常出现较剧烈的波动，世界已经历了3次石油危机，目前国际原油价格已经超过130美元/桶左右。考虑到石油资源的稀缺性，我们预计未来原油将很难大幅下跌。在这种情况下，煤化工产品成为高油价背景下市场的必然选择。
其次，发展煤化工符合我国国情和能源结构。我国原油储量只占全球的1.4％，属于缺油国家。由于资源禀赋的限制，我国国内石油的产量最多在2亿吨左右。而据中国社科院发布的《2008年中国能源发展报告》预计，2007年-2010年石油需求年均增长率为4.5％，到2010年和2020年我国石油消费量将分别达到4.07亿吨和5.63亿吨。如果未来10至20年中没有大油田被发现，石油资源瓶颈将危及国内能源安全。而我国煤炭资源储量相对较多，2007年我国煤炭产量为25.23亿吨，按可直接利用的煤炭资源使用年限约为90-100年计算，通过调控煤炭的生产和进出口，我国煤炭资源基本可以满足能源生产和煤化工发展的需要。煤制甲醇、二甲醚、煤烯烃和煤制油在今后15年将是投资的重点。
传统煤化工具有成本优势。
传统煤化工包括煤焦化、电石乙炔化工、PVC、煤头化肥等。这些行业本身供大于求，但在目前石油成本高涨的情况下依然具有成本优势。未来行业发展的趋势是强调对资源的控制及下游产业链的衍生和拓展，具备一体化资源优势的企业将在激烈的竞争中脱颖而出。
焦炭是煤焦化产业最重要的产品之一，焦炭行业本身集中度较低，又是典型的资源加工类产业，对煤炭的控制能力是煤焦化产业获得可持续发展，取得较强竞争力的关键所在。未来炼焦企业要由炼焦向煤化工模式推进，延长产业链，实现可持续发展。高油价下电石法工艺的成本优势也非常明显，但最大的问题是高能耗和环境污染。预计2008-2010年，我国PVC需求将以年均13％的速度增长，仍远不及产能的增速，产能过剩已不可避免，建议谨慎投资。未来产业投资热点在于下游产品的衍生和联产、技术升级以及成本控制。对于煤头化肥，虽然目前化肥价格走高，但是由于煤炭等价格的上涨，行业成本压力很大。所以，拥有资源和技术的企业成本优势明显，也是我们看好的投资标的，如湖北宜化、华鲁恒升、柳化股份等。
新型煤化工前景向好。
新型煤化工的发展方向包括醇醚燃料、煤制油、天然气、煤制烯烃等。我们认为醇醚燃料是潜力巨大的替代能源，甲醇作为汽油替代燃料，其需求将大幅增长。煤液化目前已处于中试阶段，但存在投资和技术风险，国家对此仍持谨慎的态度。甲醇制烯烃由于其成本低，国内烯烃进口依赖大，也是我们非常看好的煤化工发展方向。
煤炭价格对甲醇生产成本的影响较大，所以拥有成本低廉的煤矿资源对于甲醇企业的竞争优势非常重要，生产装置大型化可以使甲醇生产成本降低到比较低的水平。国内以神华为例，自产煤的生产成本仅72元/吨，外购煤成本也仅210元/吨左右，大型企业在发展煤化工产业上成本优势明显。此外，由于需求强劲，我国柴油供求矛盾一直比较严重，通过煤制油生产柴油，可以缓解这种紧张状况。而根据美国伊士曼公司的估算，只要原油价格维持在40-45美元/桶以上，煤制油等化学品的投资价值就极具吸引力。尽管目前煤炭价格上涨很快，但涨价的环节主要在运输和流通，坑口价涨幅很小，像神华、兖煤这样的大型企业在煤炭成本上有很大优势。国家目前对该类项目非常谨慎，只批准了兖矿、神华和潞安三家企业的煤制油项目，但我们认为经过近40年的产业摸索，技术风险并不大，预计未来煤液化建设仍将以现有企业扩建为主，将给这三家企业带来领先效应和巨额利润。但煤制油是一项巨大的系统工程，涉及煤资源、水资源、生态、环境、技术、资金以及诸多社会配套要求，且条件要求较高，应高度重视风险性。
资源为王技术先导。
煤化工行业的多数单一产品都存在产能过剩风险，单纯的低成本策略必然难在今后的国际化工市场构成核心竞争力，我们认为煤化工产业今后的投资方向主要是多联产和规模化。将不同的工艺进行优化组合实现多联产，可形成闭合产业链，充分利用资源，减少污染排放。投资主体仍以煤矿企业和大中型化工企业为主，国家对产业内大部分产品的进入门槛将有所提高，产业集中化趋势明显，预计将有一批世界级的煤化工集团出现。
在目前煤炭价格上涨的条件下，煤化工行业控制煤矿资源显得极其重要，同时煤气化技术作为煤化工的核心，是产业发展的先导。此外，煤化工的发展还要注意环境保护，在项目建设时采取必要的技术和治理手段，全面实施循环经济，努力实现零排放。煤化工作为一个正在兴起的产业，未来发展的步伐也将有赖于国家政策的推广力度。
“煤变油”技术，是把煤炭在高温下加氢、加压、加催化剂，产生粗油，再经过炼化取得汽柴油，以此解决世界能源煤多油少的结构性缺点，目前此项技术已成为许多国家开发的热点。
煤炭是一种碳含量高、但氢含量只有5%的固体。与液体燃料（从原油中提取的）相比，煤炭不便于处理和运输。
通过脱碳和加氢，煤炭可以直接或间接转化成适于运输的液体燃料，其中一种方法是焦化或热解，另外一种方法是液化。由于将煤炭转化成液体燃料的成本比提炼原油的成本高，但原煤本身的价格比较低廉，这是煤炭液化技术能够付诸实施的一个主要激励因素。
随着石油储量的逐渐减少，可以预见在未来的一定时期，将需要替代性液体燃料。由于全球的煤炭储量极其丰富，煤炭液化是其中之一。
早在70年代初，由于国际油价暴涨，美国、英国和日本等国家就开始进行大量的煤炭液化技术研究和开发。从80年代开始，大部分煤炭液化项目被搁置起来，但南非例外。原因是南非没有石油和天然气资源，仅有丰富的煤炭资源，另外，到80年代中期为止，南非受到了30年的贸易禁运，这些因素促使南非大规模采用煤炭液化产品。目前，南非60%的运输燃料是由煤炭提供的。
许多不同的“直接”液化工艺已被开发出来，但就所进行的化学反应而言，它们密切相关。这些液化工艺的共同特征是，先将大量的煤粉放入溶剂中，在高温高压的条件下进行溶解，然后将溶解的煤炭在氢气和催化剂的作用下进行加氢过程。
直接液化是目前可采用的最有效的液化方法。在合适的条件下，液化油收率超过70%（干燥无矿物质煤）。如果允许热量损失和其它非煤能量输入的话，现代液化工艺总热效率（即转化成最终产品的输入原料的热值比例，%）一般为60～70%。
这些工艺一般发展到工艺开发单元（process development unit）或试验性阶段，并且主要的技术问题已得到解决。但是，目前没有示范厂或商业化厂建成运转。
煤炭“间接”液化的唯一正在运转工艺是南非的Sasol工艺，目前已经建成了三座生产厂。间接液化的唯一核心技术是合成反应段，因此最近的主要工作集中在开发先进的催化剂上，催化剂不限于某一具体工艺。
从1985年以后，由于石油的价格较低，人们对用于生产运输燃料的煤炭液化的兴趣下降。目前，只有日本还在积极进行大规模的煤炭液化工艺的研究，并且还有一座150t/d规模的装置正在运转。由于中国目前逐渐成为一个净石油进口国，而且潜在的产油区地理位置偏僻，因此中国有发展煤炭液化的强烈愿望。中国正在分别与美国、日本和德国合作进行煤炭液化的可行性研究。
煤炭液化的可行性主要决定于液化工艺的经济性。这需要大量的品位低、价格低的煤炭，且石油和天然气缺乏或成本较高。也就是说，未来石油价格的上涨将引起人们重新对煤炭液化技术的极大兴趣，并可能导致大规模的商业化煤炭液化生产。

“煤变油”原理示意图
煤直接液化是把煤直接转化成液体产品。其工艺主要有Exxon供氢溶剂法(EDS)、氢-煤法等。EDS法是煤浆在循环的供氢溶剂中与氢混合，溶剂首先通过催化器，拾取氢原子，然后通过液化反应器，释放出氢原子，使煤分解；氢-煤法是采用沸腾床反应器，直接加氢将煤转化成液体燃料。20世纪80年代开发出的煤-油共炼工艺，提高了煤液化的经济性。煤-油共炼是煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，从而可以大幅度降低成本。
配煤液化技术由甘肃煤田地质研究所煤炭转化中心首创，与只使用一种煤来进行加工的煤液化技术不同的是，配煤液化技术在实验中用了甘肃大有和天祝两地两种微量成分有差别的煤炭，此技术有两大优点，一是出油率高，大有煤和天祝煤以6：4配比，反应温度440摄氏度、反应时间为60秒时，可使煤液化转化率达到95.89%，油产率69.66%；二是对劣质煤的利用有重大意义，大有地区的煤炭含硫量高，燃烧时会造成污染，属禁采禁烧的煤种，而在配煤液化实验中，大有煤所含的硫却可以在液化过程中起到催化作用，这不仅节省了催化剂，而且高效合理地利用了劣质煤。
中国持续快速的经济发展，决定了煤炭及其系列产品需求的快速增长，煤变油的研发成功并实现工业化，提高了中国煤原料的经济价值。
原料、技术与市场现状。
中国石油资源较匮乏，但煤炭资源相当丰富。据国土资源部矿产资源储量司发布的统计报告，截至2002年，中国探明可直接利用的煤炭储量达1886亿吨，已探明的煤炭储量人均145吨，按人均年消费煤炭1.45吨即全国年产19亿吨煤炭计算，中国的煤炭资源可保证开采上百年。因此，通过煤液化合成油是实现我国油品基本自给最可行的途径之一。
“我国油价与国际市场接轨后，能源行业将受国际市场影响越来越大，所以‘煤变油’等相关替代能源作为一种科研投入和能源战略中的战略储备是合适的，也是迫切的。”国家发改委能源研究所副所长戴彦德表示。经过了2004年、2005年建设之后，2006年我国化工业仍然创造了“十一五”开局的建设热潮。不过，2006年中国煤化工发展也给我们留下了很多思考以及向理性的回归的预示：“环保风暴”唤醒了化工业对环保和安全等社会责任的重视；化石能源的紧缺，使节能降耗和替代能源提到了前所未有的高度；“煤化工”紧急叫停、全面规划初露头角；《石油和化学工业“十一五”发展指南》，尤其是《煤化工产业发展政策》和《煤化工产业中长期发展规划》将为煤化工行业发展描绘出广阔的发展蓝图。
煤化工是我国化学工业的重要组成部分。值此煤化工发展的新形势下，研究煤化工产业的发展趋势，研究煤化工对石油化工的替代性，深入探讨我国煤化工的发展战略、发展模式和发展途径确实是一件涉及煤化工发展全局的大事。本文将从宏观(世界、国家)、中观(行业)两个层面就产业特点、发展趋势等作出分析，以求对未来的产业投资、建设作出一些建议。
（一）宏观环境分析
化学工业是国家基础行业，而石油、煤(天然气的比例较小)对化学工业具有两大功能：燃料、化工原料。化学工业是能源大户，所以国家战略调整、能源结构调整等宏观环境的变化都会不同程度地影响煤化工的发展进程。
　　 1．行业现状
目前全球有117家以大型煤化工能源一体化工厂，共有385座大型现代气化炉，总生产能力达到45000兆瓦，地区分布是东亚和澳洲占22%，非洲和中东占34%，欧洲占28%，北美占15%。气化用原料49%为煤炭，36%为石油焦。产品比例，37%为各类化工产品，36%为间接法合成油，19%用与发电。以煤气化为核心的现代煤化工产能年增长率达5%，高于全球化工产能年均增长率3.6%的水平。国家厂家在近两年纷纷开始在国内物色合适的企业投资，这主要是抓住项目建设资金大，国内企业运营经验不足的特点，而在国家开始管制之后，项目审查更为严格，这在一定意义上保护了我国煤化工行业在发展之初的规划较为完善，有效的避免了重复低效建设。
　　 2．我国能源格局
在“十一五”规划已经明确我国能源发展的总体战略：“坚持节约优先、立足国内、煤为基础、多元发展，优化生产和消费结构，构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系”。化工行业要追求资源效益最大化是煤化工的发展企契机，而国家经济战略的可持续发展，使得煤化工必然是在今后的长期发展中占据越来越重要的地位。
　　从能源结构稳定性来看，我国煤炭、石油与天然气人均储量与欧美、OECD发达国家等有相当大差距。而在储采比上，我国能源的可持续性也很差，如果在未来10至20年中仍没有大的油田被发现，石油资源瓶颈将危及国内能源安全。而煤炭资源情况与世界平均水平最为接近，具有相对比较优势，这决定了我国长期依赖煤炭的能源格局，在“十一五”期间，2006年至2020年，我国将斥资1万亿发展煤化工，其中装备费用占50%，技术费用占10%。煤制甲醇、二甲醚、煤烯烃和煤制油在今后15年将是投资的重点。方向由传统煤化工向现代煤化工转变。
　　 3．从经济稳定性来看
国际能源署(IEA)作出的研究报告表明，石油价格每上升10美元会使得下年中国的真实GDP下降0.8个百分点，通货膨胀率上升0.8个百分点。虽然我国石油能源比例不大，但利用煤化工的替代性降低石油消耗和进口依赖度，是稳定我国经济发展的必然选择。
4．环境污染
2006年，轰轰烈烈的“环保风暴”唤醒了企业对环保、安全的社会责任感。从环境保护来看，使用清洁煤气化技术后，煤化工能源一体化产业模式能有效解决常规发电厂的二氧化硫和温室气体排放问题。生态平衡和环境容量是煤化工未来发展比较关键的考虑点，煤制油从根本上说是将一种资源转化成另外一种资源。生产一吨油品需消耗约4吨煤、十吨水，对地区水资源压力很大，而水资源超标消耗可能导致生态失平衡，这与新的国家战略中的可持续发展原则相悖，也是目前发展煤化工的一个重要限制因素。预计在今后一段时间内，项目的节水技术应用是产业研发和项目投资的一个重要方向。由于中国煤炭资源和水资源总体为逆向分布，在煤化工规划时必须要考虑水资源平衡和项目的节水技术应用。从水资源分布来看项目投资，山西和宁夏不适合大规模发展煤化工，而贵州、内蒙古和陕西等区域则应该是政策倾斜的地区。
5．可持续发展
发展煤化工产业拥有几项优势：首先政府从战略上考虑，会提高准入门槛，以避免盲目投资，但为鼓励在能源替代技术和装备等方面有所创新，会对行业内企业有所优惠，先行企业有望受益并长期保持。其次煤化工成本远低于石化产品，具有经济可行性。再次煤化工可以减少二氧化碳的排放，如若能降低水消耗，完全有替代石化产品的可能。再次国内企业积累和储备了相关技术，在引进的基础上，可以通过技术改造建立核心竞争力，改变在高端石化产品的劣势局面。再次由于煤化工建设费用高，但有很好的发展前景，可以吸引大量民间和国外资本投资，降低资金流动性，改善国内经济环境。
6．宏观调控
日前有关官员表示，经过半年多努力，《煤化工产业发展政策》和《煤化工产业中长期发展规划》已经制定完成，并已上报在审。据透漏，煤化工产业发展政策的基本精神是：稳步推进产业发展，不断发展煤化工产业，以缓解石油供应的紧张局面；科学制定发展规划，促进煤炭区域产销平衡，鼓励煤炭资源接续区煤化工产业发展，适度安排供煤区煤化工项目的建设，限制调入区煤化工产业的发展；统筹煤与相关产业的发展，特别是与水资源的协调发展；煤化工业要坚持循环经济的原则，走大型化、基地化的路子，发展开放式的产业链条；加强自主创新，坚持以我为主的自主创新政策，加大政策支持力度，鼓励设备国产化。从以上信息看，传统煤化工行业，如焦炭和化肥，投资增幅将很少，以技术改建为主，而电石产业甚至面临缩减淘汰的可能。
（二）行业分析
1．上游供应分析
国家能源权威机构对“十一五”能源纲要的解读指出：优化能源结构非常重要，以煤炭为主体是现实，优化能源结构是方向。目前煤炭在我国能源结构中占高达70%的比例，这是由我国的现状决定的，但并不说明我国能源结构是优化的，以石油中心转向以煤中心是适宜的。煤炭的生产能力有很多要素决定，当年产量超过到20亿吨，开发难度及成本将进一步提高，目前我国几个产煤大省的生产负荷已达极限，对环境保护、生态平衡等可持续增长造成极大破坏。
煤炭企业的生产成本不断上升，尤其是2004年以来上升非常快。2006年，煤炭企业的单位生产成本已经上升到了220元/吨，比2001年上升了一倍多。考虑国内存在价格“双轨制”的变革以及中国未来对煤炭等基础化石能源的需求，以及“一金两费”政策的出台也将部分抬高煤价，中国国内中长期煤炭价格上涨幅度预计会在10%~15%左右。煤价的走高结合长期油价预测走平(2010年55美元/桶、2025年54美元/桶和2030年57美元/桶，)，也将减少部分对利润追逐的投资。
因此，长远看煤化工的原料供应并非没有压力。目前全国煤炭行业销售毛利率为9%左右，盈利能力有减弱趋势。而2003年以来固定资产投资高居不下的非理性投资后果逐渐显现，潜在产能释放压力较大，从这一点看来，煤炭企业下游多元化投资的内部吸收，使低成本煤炭上下游一体化极具投资前景。
煤炭行业2003年来在高利润的刺激下，固定资产投资高居不下，未来一段时间煤炭行业潜在产能释放的压力较大。政府基于资源节约、环境保护以及安全事故的压力，不断出台相关的法规和措施，一定程度上削弱了煤炭产能大规模释放带来的负面影响。按照国家统计局在2006年年鉴中给出了行业统计数据：2004年有4.4亿吨施工规模。2005年，整个煤炭建设规模为8.5亿吨左右，施工规模为7.57亿吨左右。未来三年平均投放的产能最少在2.5亿吨/年左右，我们估计2007年的新增产能投放规模为3亿吨左右。今年我国的煤炭产量大约为23.5亿吨左右，2007年的产量增速预计为10.6%—12.7%。
结合上表，虽然近几年国内煤炭产能快速增长，但考虑基于安全生产大小煤矿的关闭和现有煤矿产能核定，预期2010年国内煤炭产量在30亿吨左右，“十一五”期间，国内煤炭供求关系基本平衡，并没有给煤化工留出太大的产能空间作为。2007年及今后几年，我国煤炭运力将趋于紧张，运力的非均衡分布可能会导致局部富裕区域将产能转向煤化工消化。
综合煤炭行业形式，不难看出今后几年煤化工的投资方向以地区性产业集群建为主，大型煤炭企业的投资将占很大一部分，而由于种种条件所限，产业投资规模并不如想象中那么庞大。
2．生产技术
有机化工行业发展大致经过农业化工、煤化工，石油化工三个阶段。随着技术进步和原料成本的比较优势，三个阶段依次推进。如果仅从产品替代关系，不从经济性、技术角度考虑，则煤化工能够完全取代石化产品。煤化工主要包括传统的焦化和电石乙炔化工、煤气化和煤液化。三条产业链中煤化油技术壁垒最高，而煤气化应用最广泛，几乎是所有煤化工产业的基础。
3．细分产品市场投资分析
1）传统焦化和电石乙炔化工。利用方法是煤炭高温焦化，焦炭是主要产品，而焦炉煤气和富含烃类液体的焦油是焦化的副产物。国内传统焦炭行业和电石行业新产能建设一直不停，短期内过剩产能难以消除。但由于国内大量民营焦炭企业的存在，2010年前采用技术先进的粗苯加氢精制装置投资依然看好。PVC、电石法乙炔化工的成本优势能够保持较长时间的投资吸引力。电石法BDO是技术壁垒最高和成本优势明显的生产技术，但在建产能已经饱和，预计2008年出现产值高峰，建议谨慎投资。未来产业投资热点在于下游产品的衍生和联产、技术升级以及成本控制，今后新建产能的指导思想是产品品质提升和出口导向。
由于焦炭行业集中度低，2006年以来，发改委出台《国家发改委关于加快焦化行业结构调整的指导意见的通知》，产能集中在即，培育具有国际竞争力的生产企业或企业集团是大势所趋，今后几年的主要走势为大型企业产能扩建、优势企业兼收并购。
高油价时电石法工艺的成本优势非常明显，但最大的问题是高能耗和环境污染。在利润的驱使下大量兴建了电石乙炔法的化工装置。2006年5月，七部委联合下发了《关于加快电石行业结构调整有关意见的通知》，指出将调整产业结构，淘汰落后产能，提高进入门槛，禁止部分新电石项目的上马。但由于国内电石仍有产能在建，同时下游需求波动较大，未来供大于求的格局使的电石价格将随产能利用率及行业成本变化而变化。未来电石行业投资主线是煤电电石和电石化工上下游一体化，强化成本优势；加大技术研发力度，投资循环经济和清洁生产，减少污染，提高能源和资源的利用率，迎合宏观调控，优化产业布局为主。
2）煤气化。煤气化是煤化工产业的核心所在，应用广泛、发展成熟。即在缺氧条件下使煤炭不完全燃烧成为气体，该气体中主要含有一氧化碳、氢气和二氧化碳等，可以用为化工原料。主要技术有壳牌粉煤气化、德士古水煤浆气化和GSP加压气化等。技术优势尤其是洁净煤气化技术以及先行企业优势较大。而真正降低煤化工产品成本的重中之重是获得便宜的甲醇，而具有煤炭优势和先进煤汽化技术是降低甲醇成本的主要手段。
下游产品合成氨产业链中，尿素已经严重供过于求，仅靠行业成本支撑产品价格，投资前景暗淡。未来企业只有通过投资技改项目降低成本或进行行业整合来获得发展。2006年以来行业整合明显加快，如中海化学收购内蒙古天野等，我们有理由认为在化肥行业未来将出现更多的兼并收购案例并成为“十一五”的趋势；未来硝酸和硝铵等由于主要用于化肥和**生产而在尿素下行的趋势下价格将逐步走低。产业势会与氮肥趋同，同样缺乏投资理由；下游产品甲醇产业链中，由于甲醇的物理性质不可能在国内大范围推广甲醇燃料，但甲醇是最重要的产出物及有机化工原料，可以用来生产甲醛、合成橡胶、甲胺、DMT、MMA、氯甲烷、醋酸、MTBE等一系列有机化工产品。预计到2010年，全球甲醇产能将达到5099万吨，需求量约为4226万，将出现供大于求的局面。同时由于全球甲醇产能向低成本区转移，国际甲醇价格将逐步下行。
国内甲醇装置以煤炭为原料占多与国际上以天然气为主的格局不同，但目前计划开工的项目在1500万吨以上，预计2006年的消费量为760万吨，正常需求增长在15%左右，到2010年开始甲醇产能面临严重过剩的压力。如果国家推广甲醇汽油、二甲醚和甲醇制烯烃项目，甲醇行业还有投资机会，否则即使有成本优势，投资风险仍然过大。
DME，二甲醚的成本优势来自于低成本甲醇合成，作为优秀的清洁能源，国家可能推广为车用燃料，但其配套的二甲醚站建设和车辆发动机的改造，使此需求短期内很难产生规模效应。短时间内二甲醚仅仅依赖成本优势，难以建立竞争优势，所以单个产品缺乏投资前景，投资者应关注国家相关政策指向，及时跟进投资。
醋酸下游需求旺盛，预计未来需求增长将保持在10%以上。Celanese南京60万吨和扬子石化与BP合资的50万吨装置，使国内产能压力在2008年显现。而2008年左右全球醋酸供应仍将保持偏紧或平衡的状况，这使的国内的一体化企业有希望利用成本优势未来逐渐参与到国际市场竞争中。
MTO、MTP，由于成本优势并不明显，所以只有通过甲醇生产烯烃的工艺技术和经济性突破，打开巨大的甲醇需求空间，否则只有寄托希望于于煤—甲醇—烯烃一体化装置降低成本与石化产品竞争，甲醛主要用于生产树脂、胶粘剂，年需求增长率为25%左右，产能已显过剩。未来投资方向是甲醇降耗技术开发以及甲醛的下游配套产品线的纵向多元化。
综合分析，煤化工产品大多进入壁垒不高，单一产品结构企业受市场价格、产能过剩等市场行情影响严重。今后的产业发展方向是提高效率和降低成本，去除不确定的技术改良因素，煤气化多联产投资似乎是行业唯一的选择。国内目前的拟建、在建项目很大一部分是化工企业、煤矿企业在跑马圈地划分未来的利益范围，化工企业有技术、人员优势；但煤矿企业却占有资源、资金优势，把握着煤化工企业的命脉—低成本；而一些国际行业巨头则拥有技术优势、设备资源、资金优势及管理优势，所欠缺的是政策和资源，凭借其优势可以和我国众多的化工和煤炭企业采取广泛合作，但国家必然出于战略安全考虑限制其介入程度，这就要求我国的业内企业在加强设备、技术引进和消化的基础上，加大技术研发强度，降低成本，提升品质，争取在上下游一体化发展的趋势下，作强煤气化产业。
3）煤液化。煤间接液化，先将煤炭气化成合成气，然后再通过费-托反应以及蒸馏分离得到石脑油、柴油和汽油等终端产品。另外一条煤利用途径是煤炭的直接液化工艺，目前国际上已经开发出多种直接液化工艺，原理上都比较类似：即在高温高压条件下，在溶剂中将较高比例的煤溶解，然后加入氢气和催化剂进行加氢裂化反应，在通过蒸馏分离出油品。直接液化和间接液化技术互补极强，直接和间接一体化装置是煤化油产业化的最佳选择。在这项技术上，并无成型经验可以借鉴。出于风险考虑，发改委目前只批准了兖矿集团、神华集团和潞安集团三家企业的煤制油项目。这是由于缺乏产业化运作经验，企业技术消化和参数摸索都需要一定时间，需要样板企业去摸索产业发展之路。但经过近40年的产业摸索之路技术风险并不大。乐观预计下一批煤液化产能建设仍以现有企业扩建为主，给三家企业将带来领先效应和巨额利润。
即使2010年国内煤制油装置规模达到2500万吨，每年耗煤约为1亿吨，仍然不到目前煤炭开采量的5%，并不会影响煤炭价格，况且目前的一些煤制油项目均有配套的新开煤田配套。但如果未来一段煤制油产能过大，则可能影响石油价格下降，降低煤化工的经济效益，所以，煤制油对石油产业的冲击并不大。
从生产成本角度计算，自主开发的煤炭成本低，即使加上煤炭未来预期涨价成本，在原油价格预期80美元/桶下，总投资收益率(税前)在20%左右。
由于煤化油技术具有很高的壁垒，预计国家政策将适当推广煤制油技术，先行