华泰 | 联合研究：新疆未来5年有望催生超4千亿煤化工设备需求

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（来源：华泰睿思）

煤化工项目有望迎来新一轮投资周期起点，设备厂商或有所受益

长期来看，能源安全驱动现代煤化工对传统石化产品及燃料的替代；中期来看，良好的宏观经济及产业政策环境促进项目规划推进；短期来看，项目落地新疆的基建等外部制约已有效缓解，新疆低煤价推动项目快速落地。长、中、短三条主线同频共振下，我们认为当前时点有望迎来下一轮煤化工投资建设周期的起点，催生逾8,000亿元项目规模、4,400亿元煤化工设备需求，产业链相关龙头企业或有所受益。

能源安全驱动煤化工长期发展，政策导向促成项目加速推进

我国“富煤、贫油、少气”的能源禀赋长期来看难以改变，在全球地缘博弈日趋激烈、能源安全问题凸显的当下，用煤化工部分替代石油化工是大势所趋。煤制油气可保障能源安全、煤制烯烃具备较强经济性优势，或成未来产能扩张的核心品类。目前煤化工产业政策呈有序鼓励态度，催生出大量煤化工项目。据我们统计，截至2025年底，我国现有在建/拟建的煤制油、气、烯烃产能分别为1,172万吨、300亿方、1,435万吨，总投资额超8,000亿元；对比2024底的931万吨、74.55亿方、1,972万吨，相当于再造现有产能。若上述未开工项目均在未来2~3年内陆续开工建设，并按2~3年的建设周期逐步建成投产，则未来5年对应的年均投资额可超1,600亿元。

煤化工项目逐步向新疆集聚，经济性推动产能落地

据我们统计，目前疆内煤制油、天然气、烯烃规划产能占全国总数的43%、73%、49%。原因有1）资源：新疆煤炭未来将成为我国最重要的煤炭增产地，而疆煤外运消纳受制于成本有半径限制，且铁路运能有限，利好煤化工就地转化。2）政策：新疆地方政府重视以煤化工项目为代表的经济建设，政策环境较好。3）基建：项目油气管道、引水工程等配套逐步落地，有效缓解外部制约。4）经济性：新疆煤炭埋藏深度较浅，建设及开采成本较低，低煤价加强煤制油/气、煤制烯烃成本优势。例如据我们测算，落地新疆可使煤制油成本从陕西的6,266~6,870元/吨降低至5,246~5,678元/吨，在绝大多数时间可实现稳定盈利。相关企业推进意愿强，项目落地可能性高。

我们与市场观点不同之处

市场担忧煤化工项目虽有大规模规划，但落地进度较慢，实际市场规模或不及预期。我们认为，新疆低煤价显著提升项目由规划走向落地的概率，本轮投资的可见度较强。一方面，地方政府重视煤化工项目，政策环境较好；另一方面，疆内基建配套逐步完备，生产与销售制约减少。叠加优质煤炭资源禀赋及中高位油价支撑，新疆煤化工项目具备较强经济性。未来几年煤化工较高的投资强度和可见度，或为相关流程工业设备公司带来显著业绩弹性。

煤化工发展催生逾4400亿元设备市场，相关企业或有所受益

现代煤化工项目投资中有约55%为设备投资，按未来逾8,000亿元的项目投资额概算，设备空间约4,400亿元；假设相关投资在未来5年内逐步落地，则年均设备投资额达880亿元。设备投资主要包括压力容器、泵阀压缩机、换热设备、管阀、空分装置、仪器仪表等，分别占设备成本的40%、20%、13%、10%、5%、4%。推荐公司请见研报原文。

风险提示：1）项目落地的规模与节奏不及预期；2）产业政策调整限制产能落地；3）油气能源价格快速回落；4）测算结果与实际情况偏差。

正文

投资要点

能源安全背景下用煤化工替代石油化工是大势所趋，关注煤制油、天然气及烯烃项目扩张。我国“富煤、贫油、少气”的能源结构长期来看无法改变，能源禀赋决定了我国石油和天然气的对外依存度维持在较高水平，近7年来分别基本保持在70%、40%以上，用煤化工替代石油化工成为大势所趋。在煤化工核心品类中：1）煤制油、煤制天然气：能源安全背景下成为发展重点，且政策扶持力度强、可替代空间大。2）煤制烯烃：2024年煤制路线聚乙烯/聚丙烯对比油制路线成本优势达1861/1963元/吨，经济性优势有望驱动结构性替代。3）煤制乙二醇：产能利用率长期在50~60%低位徘徊，行业自19年起持续亏损，未来发展空间较为受限。

当前政策环境支持煤化工有序发展，催生出逾8000亿元项目。基于宏观背景与产业政策，我们将过去20余年的煤化工发展分为3个主要阶段，其中2007~11、14~15、21~22年因遏制落后过剩产能投放、环保监管加强、“能耗双控”政策等因素，项目规划建设陷入迟滞。但2023年6月国家发改委等部门联合发布《关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》，其中将煤制燃料排除出现代煤化工定义，不加以管控；同时将新建煤制烯烃等项目审批权下放省级，但同时要求从严从紧控制新增规模、鼓励通过上大压小等方式新建项目，呈有序鼓励态度。政策环境逆转催生出大量煤化工项目，据我们不完全统计，截至2025年底，我国现有在建/拟建煤制油项目1172万吨、煤制气项目300亿方、煤制烯烃1435万吨，总投资额超8000亿元；若上述未开工项目均在未来2~3年内陆续开工建设，并按2~3年的建设周期逐步建成投产，则未来5年对应的年均投资额可超1,600亿元。

煤化工项目重点看新疆，资源优势、政策环境、基建配套及经济性推动项目落地。目前疆内煤制油、天然气、烯烃规划产能分别占全国总数的43%、73%、49%。新疆未来将成为我国最重要的煤炭增产地，2030年新疆煤炭产能有望达8.5亿吨，但铁路远期运能仅4.5亿吨，且外运只在甘肃、宁夏等临近的终端市场时具备一定成本优势，因此煤化工成为重要消纳途径。当前，新疆地方政府重视以煤化工项目为代表的经济建设，政策环境较好；项目油气管道、引水工程等配套逐步落地，有效缓解外部制约。此外，据华泰证券研究所宏观周期联合研究统计（《掘金新疆：新时期、新机遇》，2024年12月18日），新疆煤炭平均吨煤开采成本仅104元/吨、坑口价仅约200元/吨，使得煤化工产品成本优势加强。经我们测算通过落地新疆，过去近半数时间亏损的煤制油项目现在绝大多数时间可盈利，增强相关企业推进的意愿及信心，使过去难以落地的项目大概率可落地。

新一轮投资周期带来逾4400亿设备空间，关注国产替代下产业链龙头企业。设备投资占总投资比例约55%，按未来逾 8,000 亿元的项目投资额概算，催生逾4,400亿设备需求；假设相关投资在未来5年内逐步落地，则年均设备投资额达880亿元。设备投资主要包括压力容器、泵阀压缩机、换热设备、管阀、空分装置、仪器仪表等，分别占设备成本的40%、20%、13%、10%、5%、4%。目前空分装置、仪器仪表等过去对进口设备有所依赖的板块均已实现国产替代，龙头企业产品可较好满足新一轮煤化工项目建设需求，在国产化趋势下将或有所受益。

与市场观点不同之处

市场认为煤化工项目虽然存在大规模的规划，但项目落地进度较慢，新疆煤化工仅仅是政策的预期下的主题性机会。但我们认为，新疆低煤价可大大增加项目从规划走向落地的概率，本轮投资的可见度和力度有望持续超市场预期。一方面，新疆地方政府重视以煤化工项目为代表的经济建设，政策环境较好，长期投资环境日趋成熟。另一方面，疆内基建配套逐步完备，煤化工产品无论是生产还是销售制约都有所减少。两大进步使煤化工项目得以在新疆落地，而优良的煤炭资源禀赋和中高位的油价，都给予了新疆煤化工项目可观的经济性，使得项目落地的可能性高。国家能源安全要求并非一时之需，“十五五”新疆煤化工较高的投资强度和可见度将为相关流程工业设备公司带来显著业绩弹性。

政策+经济性双轮驱动，煤化工迎来关键发展期

现代煤化工成为石油化工的重要补充

现代煤化工聚焦于对石化产品及燃料的替代。根据国家发改委、工信部于2017年发布的《现代煤化工产业创新发展布局方案》中的定义，现代煤化工指“以煤为原料，采用先进技术和加工手段生产替代石化产品和清洁燃料的产业”。与传统煤化工主要生产产能已过剩的焦炭、电石、合成氨等产品不同，现代煤化工主要产品为煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制芳烃及煤制乙二醇等石化产业链中的产品，成为传统石化行业的重要补充。

全球地缘博弈日趋激烈，能源安全问题凸显，当下加速煤炭产业落地有高度战略意义。我国“富煤、贫油、少气”的能源结构长期来看无法改变，能源禀赋决定了我国石油和天然气的对外依存度维持在较高水平，近7年来分别基本保持在70%、40%以上。而煤炭对外依存度长年低于10%，近两年随对外进口增加，依存度略有上升但仍维持较低水平。截至2023年，我国煤炭储量占化石能源储量的近92%，而消费量占比仅达67%（均按标准煤折算），用新开采煤炭替代现有油气需求的潜力较大。当前全球地缘博弈日趋激烈，大国竞争导致能源贸易供应链易受冲击。理论上看，所有油气基产品都可通过煤基工艺制得。中长期来看，我国煤化工替代石油化工是不可逆转的趋势，可有效满足我国能源独立的战略需要。

煤炭作为能源“压舱石”的重要性有增无减。复盘过去重大的能源冲击事件，国内油价与气价基本受国际价格变化驱动，国内调控能力有限且滞后，表现为“煤价可控、油价被动、气价联动”。尤其是在2022年俄乌冲突及2026年美伊冲突爆发后，国内油气价格受到显著影响。相比之下，煤炭在我国能源结构中扮演着“压舱石”的角色，价格调整速度较快且在一般情况下波动显著小于油气。我国自2017年开始试点煤炭长协制度，历经多次全球能源冲击大考，当前发电、供热企业需求已能通过长协覆盖，有效管控煤炭产能与煤价。当前国际形势动荡不确定性加大，我国要实现能源安全就要把握对能源价格控制的主动权，煤炭供给产能作为“压舱石”的重要性有增无减。

保障能源安全背景下，产能扩张势在必行，煤化工发展空间较大。2024年国家发改委印发了《关于建立煤炭产能储备制度的实施意见》，提出到2027年初步建立煤炭产能储备制度，形成一定规模的可调度产能储备；到2030年力争形成3亿吨/年左右的可调度产能储备。这彰显了国家提升煤炭供应保障能力的决心，我国煤炭供给弹性还有很大提升空间。近年来煤化工成为煤炭的重要消纳途径，在煤炭产能整体扩张背景下发展空间较大。

煤化工各产品盈利能力、供求关系、未来产能投放空间均不相同。由于各细分品类工艺流程存在一定区别、原料耗费量各不相同，带来产品成本端存在差异；加之产品供求关系、市场容量各不相同，产品盈利能力存在分化。同时导致未来产能投放空间及投资逻辑各有差异。下文逐一分述：

1）煤制油、煤制天然气：短期产能发展较缓，中长期看好能源安全驱动带来的空间。近年来煤制油气投资建设速度较缓，其中煤制油自2019年起已连续6年没有新增产能，煤制天然气产能从2017年的51亿立方米增至2024年的74.55亿立方米，CAGR仅6%。此前投资缓慢的主要原因是短期经济性条件较差，例如伊泰伊犁能源有限公司的100万吨煤制油项目在推进了近10年后因“用煤成本居高不下、国际油价波动较大，且税费成本存在重大不确定性”于2023年被叫停，但近期经济性有所改善，且未来随工艺进步、配套完善，成本有进一步下降空间，该项目已于2025年复工。煤制路线的油气产能占比尚处低位、不足5%，在能源安全驱动下有较大替代空间，发展潜能较大。

2）煤制烯烃：发展速度较快，经济性推动下或现对油制路线的结构性替代。煤制烯烃产能从2017年的800万吨快速增长至2024年的1972万吨，年均复合增速达14%，煤制路线产能已达烯烃整体产能的25~30%。聚烯烃下游的塑料薄膜等需求持续旺盛使产能的快速扩张暂未演变成产能过剩，目前聚乙烯、聚丙烯整体的产能利用率基本维持在80%以上。由于近年来煤制烯烃对比油制路线具备显著成本优势，经济性有望推动煤制路线对油制路线的结构性替代。

具体而言，根据金联创数据，2024年煤制聚乙烯平均利润为1967元/吨，而油制聚乙烯仅106元/吨，差额高达1861元/吨。而在油制聚乙烯持续亏损的2022~23年，煤制路线依旧可以保持较好的盈利能力。对于供给相对宽松的聚丙烯，油制路线压力更大，2024年煤制、油制聚丙烯平均利润分别为1066元/吨和 -897元/吨，差额达1963元/吨；而在2022~23年油制路线吨均亏损逾千元。我们预期在未来产能持续释放、供给持续宽松、产品价格有较大下行压力的前提下，部分成本处于劣势的油制烯烃企业或首先会被淘汰，而具备成本优势的煤化工企业有望实现结构性替代。

3）乙二醇：产能阶段性供过于求，行业持续亏损，未来发展空间受限。煤制乙二醇是此前煤化工发展的重要品类，其产能从2017年的270万吨迅速扩张至2022年的1155万吨，年均复合增速高达34%，但其后两年由于乙二醇整体阶段性供过于求，产能扩张停滞。行业产能的快速扩张带来乙二醇整体对外依存度从2018年的56.9%快速下降至2024年的24.7%，且国内产能利用率在2019~23年均在50~60%的低位徘徊，仅2024年由于市场几乎无产能投放，产能利用率攀升至68%，可见行业存在一定供过于求现象。这也导致业内公司持续亏损，因此当前业内企业对煤制乙二醇投资意愿较差，后续大规模产能建设与投入空间受限。

4）煤制芳烃等新产品：进一步延长产业链、拓展煤炭利用新路径。如前所述，煤炭还可合成芳烃等石化产业链中的气体产品，但此前相关产品仅存在试验线，因盈利能力不及烯烃产品而未能产业化发展。但随技术进步、生产成本进一步降低，煤制芳烃等产品被纳入一些项目的规划之中。例如2024年开工的陕煤集团榆林化学1500万吨/年煤炭分质清洁高效转化示范项目二期工程除传统煤制烯烃路径外，还通过煤制芳烃路线将现代煤化工与石油化工多种平台化合物深度耦合，延伸产业链，最终生产高附加值材料、可降解材料、电池电解液溶剂及特种油品4大类45种产品。未来随煤化工产业链进一步延伸，各煤化工项目的发展空间将更为广阔。

政策导向与短期经济性是制约煤化工发展的重要因素

复盘过往煤化工项目，产能扩张具有周期性特征。为了说明过往煤化工产能建设与投放与何种因素有关，我们复盘了所有现有煤制烯烃、煤制油、煤制天然气项目的审批、开建及投产的时间节点。我们可以发现主要煤化工产品产能扩张均具备较强周期性、阶段性特征，且周期相应的时间节点基本一致。

1）煤制烯烃项目：产能开建时间存在四个明显的集中期，即①2006~08年（均在2005~06年获发改委核准）、②2011~13年（约18个项目集中开建，于2014~19年逐步投产）、③2016~18年（其余项目基本均在该时间段开建）及④2023年（主要是内蒙古宝丰300万吨大项目）。

2）煤制油项目：现有产能建设明显分为两个阶段，①2004~08年开建的4个项目，除神华鄂尔多斯项目外均为小规模示范线，于2009~12年建成投产。②2011~13年间开建5个项目，于2015~17年陆续投产。

3）煤制天然气项目：同样也明显分为两个阶段，①现有项目一期均在2009年左右获核准并开工，②其中两个项目分别在2018、2020年开始二期工程建设。

对于煤化工扩张节奏及规划项目是否可以落地，短期经济性为引导因素，而政策导向为决定性因素。一方面，煤化工项目是否可以盈利与油气价格强相关，煤制油、煤制天然气的成本要直接和市场价比较，而煤制烯烃、乙二醇也要与油制路线比拼成本。因此当原油价格较低时，煤化工项目将丧失其经济性而使企业拓张意愿较弱；反之当原油价格较高时，将催化煤化工项目落地，例如2006~08、2011~13年的高油价期催生出大量项目。而另一方面，出于环境保护、抑制产能过剩、能源安全等不同因素的考量，各个时期煤化工产业政策导向各不相同，部分时期采取了限制措施，决定了项目能否落地，例如2021年高油价时期由于“能耗双控”政策导致项目较难推进。这两大因素相互交织，部分时期的经济性特征也是政策的重要参考，两者同频共振放大煤化工投资周期。由此基于宏观背景与产业政策，我们将过去20余年的煤化工发展分为起步期（2004~2015）、成长期（2016~2022）、有序鼓励期（2023年至今）3个主要阶段。

1）起步期（2004~2015）：从早期的无序增长进入规范化引导阶段。2004~2006年，煤化工从实验室走向工程化开发，部分项目开始中试研究，国家开始倡导产业化发展。经济危机前原油价格稳步快速增长，宏观经济高速发展。此时颁布的政策定调稳步实施与推进相应项目产业化。此时开始规划、开建了一批煤制油、煤制烯烃项目。

但从2007年开始，地方政府为地方税收与GDP要求煤企就地转化煤炭才可获取资源；煤企由于煤炭利润厚也愿意在煤化工高风险背景下上马项目，导致“逢煤必化”现象。据国家发改委不完全统计，截止2009年底，各地申报项目煤制油总规模已超过4000万吨，煤制烯烃总产能2000万吨，煤制天然气达到250亿立方米。这些项目总投资按照示范工程的投资加预算，已经超过1万亿元，规划项目远超发展空间。同时此时国际金融危机爆发、原油价格冲高回落，部分产能落地可能性小，国家开始调控。其中2007年开始初步调控，要求需要在环境匹配的地区才可发展煤化工；2008年对新的煤制油项目按下暂停键；2009年主要是抑制过剩产能、遏制盲目发展势头，要求停止煤化工审批3年；2011年主要对煤化工规模有所限定，过小的项目禁止建设，且大项目审批权统一上收国家发改委。

2012~13年煤化工项目开始密集建设。此时2009年规定的“三年禁建期”已经结束，同时在此前政策摇摆下煤化工发展有所迟滞，在能源结构调整、经济发展及投资需求较高背景下，相关产业政策有所放松。而原油价格重回高位平台，煤炭价格持续下滑，适宜煤化工相关产业发展。在2012年一批煤炭深加工项目获统一核准，并在后续出台了一系列政策重点支持现代煤化工发展，许多项目在这一时期集中开建。

2014~15年因应环保要求，煤化工项目落地进度较缓，行业进入有序发展轨道。2014年4月《环保法》修订，其被称之为“史上最严环保法”，立法力度大、监管执法尺度严，环境保护成为重中之重。同时2014年也出现PX项目相关群体性事件，对煤化工项目的监管有所加强。其中2015年发布了相应的环境准入条件，并对新建项目的规模、产品品质、污染排放等均有要求。严苛的环保审批下煤化工项目发展略有迟滞。

2）成长期（2016~2022）：国家发布产业集群规划，煤化工迎来快速发展。在政策大幅摇摆后逐步进入稳定期，基本定调为“适度发展”。同时在内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东规划了4个现代煤化工产业示范区，在内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、山西晋北、新疆准东、新疆哈密规划了5个煤制油气战略基地。政策开始强调集聚发展、优化布局，推动高端化、多元化、低碳化发展。

2021年受环保政策影响，煤化工项目受短暂延缓。在碳达峰碳中和、能耗双控、限电等环境规制影响下，一些项目临时停工。例如据《界面新闻》报道，陕煤榆林化学煤炭分质利用制化工新材料示范工程于2021年7月临时停工，原因是该项目用能指标未经过当地发改部门批准且能耗过大，仅一个项目就占了全榆林市“十四五”期间的全部用能指标。由于煤化工将煤作为原料，煤耗较高，若将原料用煤也视作是能源消耗，则在各地能耗指标要求下煤化工难以发展。而2022年国家明确原料用能不纳入双控考核范围，重新给予煤化工发展空间。

3）有序鼓励期（2023年至今）：产业发展进入稳定期，政策定调有序鼓励，行业或迎新一轮发展机遇。2023年以来相关产业政策新增表述较少，产业发展进入稳定期。在《关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》中要求从严从紧控制现代煤化工产能规模和新增煤炭消费量，但在定义中又将煤制油、煤制气等煤制燃料从“现代煤化工”的定义中剔除。可见国家对趋于过剩的煤化工产能管理加强，但对我国对外依存度较大的煤制油、煤制天然气支持力度不减。对于现有现代煤化工产能规模较大的地区，鼓励通过上大压小、煤炭用量置换等方式实施新建项目，而新建煤制烯烃等项目审批权下放省级。由此未来有望出现一批技术先进、附加值较高、规模较大的新项目置换落后产能，行业发展空间广阔。

我国现有在建/拟建煤制油项目1172万吨、煤制气项目300亿方、煤制烯烃1435万吨，总投资额超8000亿元。在能源安全战略驱动下，随政策环境保持平稳、煤油比价下降以致经济性改善，终端对煤化工投资意愿有所增强。据我们对项目的不完全统计，截至2025年底，我国煤制油、煤制气、煤制烯烃项目在建/拟建有1172万吨、300亿方、1435万吨，相当于再建了现有产能。已披露总投资额仅考虑当期项目、不考虑远期追加投资已达7382亿元，考虑到宝丰400万吨煤制烯烃等项目尚未披露投资额数据，合计总投资额或将大概率超过8000亿元。

经济性、资源、基建、政策齐发力，煤化工发展看新疆

煤化工新项目向新疆发展趋势明显。据我们不完全统计，现有煤化工项目中除煤制天然气疆内产能达45%以外；煤制烯烃疆内仅有2个项目、产能88万吨，占比仅4%；而煤制油疆内完全无产能。但在建/规划项目则展现出截然不同的特征，疆内煤制油、煤制天然气、煤制烯烃规划产能占全国总数的43%、73%、49%，超半数项目将落地新疆。造成这一现象的主要原因有两个：1）政策、基建、资源等条件齐备，煤化工项目落地新疆客观外部制约已有效缓解。2）煤化工产品主要成本来源于煤炭原材料成本，新疆煤炭稳定且较低的价格强化煤化工产品经济性优势，促进相关企业在新疆的投资。

资源：新疆煤炭储量大成本低，未来煤化工为重要消纳途径

近年来新疆是全国煤炭产量增长的主要驱动力。新疆是我国五大煤炭供应保障基地之一，煤炭预测储量达2.19万亿吨，占全国煤炭预测储量的40.6%，资源量居全国第一，具有优异的资源禀赋。早年间由于勘探及开采力度小、运输困难等原因，新疆煤炭产量并不高。但近年来随疆煤开发力度加强，新疆成为全国煤炭产量增长的主要驱动力。2024年新疆原煤产量占全国的11.4%，对比2014年的3.7%增长了7.7Pcts；而2014~24十一年间的原煤产量的复合增速达14.1%，远超陕西、山西、内蒙古、全国平均的4.1%、3.3%、2.7%、2.1%。

晋陕蒙主要产区新建煤矿受限，当前仅有新疆有较大的产能扩张弹性。晋陕蒙煤炭产业近年来受制于政策端整治压力，产能扩张受限。内蒙古产区受2020年内蒙古地区“涉煤腐败倒查20年”的影响，煤炭投资意愿减弱。而据2022年应急管理部发布的《“十四五”矿山安全生产规划》，停止审批山西、内蒙古、陕西新建和改扩建后年产能低于120万吨的煤矿。据我们对各地2020~2024年获核准煤矿项目的不完全统计，新疆煤矿项目数量36个，占比达57%；对应产量达7560万吨，占比达39%，当前仅有新疆有较大产能扩张弹性。

新疆资源条件优越，煤炭埋藏深度较浅，开发难度与生产成本较低。新疆煤炭资源较为集中，大多为整装煤田，储量大、埋藏浅、煤层厚、开采条件较好，开采深度300m以内的浅层煤炭资源量高达2,500亿吨，适宜建设露天矿。据亿矿通《2025年新疆煤矿名录》，新疆共有煤矿115处，公告产能5.67亿吨/年，其中露天煤矿31处，核定产能4.01亿吨/年，露天煤矿的产能占比达70.86%。而晋陕蒙或者东部地区煤矿开发时间较长，以中东部地区为主的衰老井工矿区因浅层煤矿资源开采殆尽，需要开采深度达800~1,000米煤层，生产率下降的同时通风、排水、抽放瓦斯、巷道维护等支出也较高，带来较高的开发难度与生产成本。

新疆煤矿建设成本及开采成本均有显著优势，未来新疆有望成为最重要的煤炭基地。以兖矿能源位于准东煤田的五彩湾矿区四号露天矿为例，建设产能规模1,000万吨/年，并配套1,000万吨洗煤厂，项目总投资仅55亿元（不含矿业权费用），而中国神华在内蒙古的塔然高勒煤矿建设规模同样为1,000万吨/年，并配建1,000万吨洗煤厂，项目总概算达到98.8亿元，项目投资及建设成本差异较大。而后续开采成本新疆也同样占据优势，根据华泰证券研究所宏观周期联合研究统计（《掘金新疆：新时期、新机遇》，2024年12月18日），新疆平均吨煤生产成本约104元/吨，而内蒙古、陕西、山西平均吨煤生产成本达209、281、283元/吨。新疆煤炭占据较大成本优势，有望在未来成为我国最重要的煤炭基地。

较低的开采成本带来较低的坑口价，巩固新疆煤化工成本优势。新疆较低的开采成本也使当地煤炭坑口价（在矿井口直接交易的价格，因此不含运费等其他费用）常年处于全国低位，特别是在煤价在2021~22年高位波动时，新疆煤炭成本优势更为凸显。我们对比热值为6000大卡的动力煤价格，2021~22年间哈密坑口价基本在480~580元/吨间波动，对比其他产区基本在800~1000元/吨间波动、高点突破1500元/吨差异显著；而在其他时间节点疆煤价格波动程度也显著低于其他产区。同时一方面现有煤化工的主要项目地准东地区的煤价相对哈密更低，另一方面由于许多煤化工项目自主配套煤矿，其价格只需计算开采成本，因此在疆煤助力下煤化工产品将极大地凸显成本优势。

在煤炭铁路运力受限且直接外运经济性有限背景下，煤化工是更优解。目前外运成为疆煤消纳的重要途径，2024年疆煤铁路外运量达9,061万吨，占新疆煤炭产量的16.7%、占新疆铁路运输量的35%。据华泰证券研究所宏观周期联合研究统计（《掘金新疆：新时期、新机遇》，2024年12月18日），新疆2025~26年有望投产煤矿产能达3,510万吨，在建或拟建总产能达34,085万吨，2030年总产能可达8.5亿吨。考虑到疆煤外送主线兰新铁路运力约2.5亿吨、北翼扩容后运力也仅2亿吨，庞大的煤炭产能投放难以完全通过外运消纳，中长期看对疆煤就地转化提出较高要求。此外，由于新疆距离中东部地区路途较远，运输成本较高，长距离运输经济性有限。据我们测算，疆煤外运只在甘肃、宁夏等临近的终端市场时具备一定优势，而当运送至川渝地区时竞争力有所减弱，而再向远运输成本将缺乏经济性。而在运输到秦皇岛港口情境下，开采与运输合计成本可达596元/吨，而2025年7~8月秦皇岛5500K煤价已下探至660~670元/吨，考虑到装卸费等其他成本，长距离运输亏损可能性大，疆煤外运半径也存在限制。由此，煤化工建设不仅可消纳未来新增产能，同时铁路运输经转化的、高附加值的煤化工产品更有性价比，拓宽新疆煤制品销售半径。

政策：支持力度逐步加强，新疆煤化工项目快速推进

国家支持产业基地落地新疆，当地重视程度逐步加强。新疆不仅是我国大型煤炭供应保障基地，支撑“疆电外送”、“疆煤外运”等重大战略实施，服务和保障国家大局，同时新疆准东、新疆哈密还被规划为现代煤化工产业示范区及煤制油气战略基地，在保障能源安全的同时可实现煤炭清洁高效利用，带动地方经济社会发展。当地对煤化工产业的重视程度不断增强，我们梳理了2022~25年自治区政府工作报告中涉及煤化工的表述，其措辞变化显著。对煤化工项目的表述从“推进”到“加快推动”再到要求“开工建设”；对示范区建设的表述从“加快推进”到“着力打造”再到“积极推进、全力打造”，重视程度日益提升，加速煤化工产业在新疆落地。

政府多次跟进项目进度，彰显当地推进项目决心。以准东两大煤制烯烃项目为例，自2025年2月23日、3月28日山能化工及东明塑胶两个煤制烯烃项目相继开工以来，准东开发区在2025年5月7日至12月19日短短7个月时间内20次与两家公司召开调度会，实地调研督导并跟进各项流程进度，2026年3月27日的调度会还扩展到天池能源、国能新疆、新疆宜化、新疆心连心共6家煤化工企业。会议要求各政府部门提升各类手续办理效率、快速落实各项要素保障、解决建设过程中各类突出问题；要求企业工程建设进度明确到月、细化到天，对施工进度慢于既定节点的部分点对点督促落实。开发区对项目的密集跟进彰显当地推进项目的决心，未来煤化工落地新疆有望进一步加速。

基建：外送运能制约逐步减少，引水工程保障项目用水需求

基建为另一大限制煤化工落地的因素，目前这一外部制约已有效缓解。煤化工基建配套制约主要集中在生产与销售两大环节，其中1）生产环节：煤化工原材料除了新疆较为富裕的煤炭外，还需要大量水资源，因此需要引水工程配套；2）销售环节：由于西部地区幅员辽阔，新疆生产基地距离终端消费市场较远，传统运输方式成本较高，需要管道等低成本运输渠道。而此前相关配套基建落地速度较慢，但近年来随“西部大开发”进程加速，客观基建条件制约已有效缓解。

煤制气管道基建加速，助力新疆煤制气外输。准东煤制天然气管道工程设计输气能力60亿方/年，于2025年3月开工建设，预计2026年年底建成并具备投产条件，为后续投产的煤制气项目做好基建准备。届时该工程将新疆煤制天然气纳入西气东输管道系统，实现煤制气资源外输。而在2025年6月，西气东输四线全线贯通投产，将西气东输年输送能力提升至920亿方，可将新疆煤制气产品输送至环渤海、中东部和东南沿海市场，实现终端销售。煤制气管道的基建加速为煤制气项目提供运能支持，助力煤化工项目加速落地。

成品油管道运输成本有望进一步下降，远期存在运输化学品可能。截至2023年年底，我国成品油管道总里程约3.3万千米，形成“两纵两横”主干管网、五大区域管网，覆盖全国大部分省区。但由于终端需求减少、成本优势不显著、运输路径较固定无法直达终端等因素共同影响，成品油管道利用率偏低。国家管网数据显示，除兰成渝、北昆线、茂昆线负荷率较高外，2023年国家管网集团的成品油管道负荷率总体不足50%。由此2024年11月国家发改委发布《关于完善成品油管道运输价格形成机制的通知》，要求按“准许成本加合理收益”原则核定国家管网集团最高准许收入，由此成品油管道运输成本有望进一步下降，增强煤制油的成本优势。同时为解决成品油管道负荷率过低的问题，目前学界正积极研究利用现有成品油管道系统大规模顺序输送液氨、甲醇等化学品的技术路线，远期有望为煤化工产品出疆提供低成本管输渠道。

水利工程保障煤化工项目用水供给。由于煤化工项目水耗较大，且煤炭资源与水资源一般呈现逆向分布的特征，煤化工用水需求一直以来都是项目落地的一大制约因素。近年来新疆大力推动水利设施建设，可以满足项目配套需求。以准东为例，2025年来开复工建设了彩北复线、彩南复线、将军庙产业园生产供水项目和西黑山产业园生产供水项目4个供水工程，总投资约7.2亿元，将新建约73公里供水管道。其中彩南复线单一供水项目年总供水量就可达1.65亿立方米，4个项目建成后将有效增强东西部片区的供水能力，满足企业日益增长的用水需求。

煤化工项目水耗逐年降低，减少新鲜水需求量。随废水回用等技术在煤化工项目中的逐步应用，单位产品水耗正逐年降低。据石油和化学工业规划院统计数据，煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇单位水耗分别从2019年的8.8、8.6、15.8、20.8吨减少至2024年的6.6、6.1、15.0、11.3吨。而对水耗较高的煤制烯烃项目来说，我们统计未来项目平均单吨产品新鲜水耗将从14.67吨降至10.63吨，下降显著。以上述彩南复线1.65亿立方米供水量为例，单一工程可支撑约2500万吨煤制油/270亿方煤制气/1552万吨煤制烯烃的用水量，引水工程全部完工后可基本满足规划中煤化工项目的用水需求。

经济性：新疆低煤价条件下产品成本具备优势，激发企业投资意愿

煤制烯烃：项目在新疆落地加强成本优势

煤制烯烃成本若长期低于油制路线企业将有较强投资意愿。从过去几年的数据来看，煤制烯烃成本显著低于油制路线成本（见本文图表8、9），且油制路线尚有亏损风险，使企业投资煤制烯烃项目意愿增强。为说明煤制烯烃成本优势，我们对其成本进行了测算。其中包括原材料（主要为原料煤及催化剂等辅料）、制造费用（主要为蒸汽、电等动力及新鲜水）、人工费用及折旧与摊销。除此之外，由于新疆等地项目与传统塑料需求端的中东部地区距离较远，我们还额外考虑了销售费用中的运输成本。测算过程如下：

1）原材料：煤炭

我们统计了部分现有及未来煤制烯烃项目原料煤的消耗量，并得到平均单吨用量为4.49吨/吨烯烃。大多项目与此值差异不大，但亦有部分项目有所出入，这主要是因为各项目产品方案有所不同。原料煤主要用于气化制取甲醇，而后再合成烯烃，但甲醇产量与终端烯烃产量可能不匹配，需要外采甲醇填补缺口或对外出售富裕的甲醇。因此我们对所有单吨用量取均值以消除产品方案差异带来的原材料需求差异。而对原料煤的单价我们作为核心变动因素在此后进行分析。

2）原材料：催化剂等辅料

我们用宝丰能源2018年的数据作为测算依据，其当年16.62亿元原材料成本中除催化剂等辅料外还包括外购原料煤及甲醇成本。其中原料煤成本按当年采购192.37万吨、单价371元/吨计算。而甲醇当年耗用201.12万吨，包括外购及自产部分，其中外购部分按招股说明书中的采购量折算为21.00万吨，单价为2044.32元/吨。自产部分除了由原料煤转化得到的还有向子公司东毅环保采购部分，按宝丰能源环评文件中采购自东毅环保占比15.8%计算得采购量为28.41万吨，单价为自产成本1234.38元/吨。由此计算得辅料单吨成本为270.19元/吨，并假设对各项目该价格不变。

3）制造费用：动力

烯烃项目的动力主要来源于蒸汽与电力，其中蒸汽有通过燃料煤经自建锅炉提供、依托现有工程提供及依托所处园区提供等多种方式，而电力主要来自对外采购。由于各项目动力来源较为多样化，我们选取了较为独立的3个项目作为样本。其中由于部分项目设备采用电驱因而不涉及燃料煤采购，且煤价假设为当地煤炭开采价格。电力需求为项目总用电负荷减去余热发电等工程的发电量，而平均电价为当地双边协商直接交易电价（并考虑配电价格），由此计算得新疆项目单吨动力成本平均为736.05元、而在陕西为974.27元。

4）制造费用：新鲜水

据图表37的数据，未来煤制烯烃项目平均单吨水耗为10.63吨，而水价假设为准东工业用水价格6.49元/吨，可计算得新鲜水吨均成本为68.96元/吨。

5）人工成本

我们选取环评报告书中进行披露的项目作为样本，得到烯烃项目平均人耗为16.20人/万吨烯烃。而我们假设平均人员薪酬为宝丰能源2024年生产人员的平均工资13.36万元，计算得单吨烯烃人工成本为216.54元/吨。

6）折旧与摊销

我们选取现有建设或规划中煤经甲醇制烯烃的项目作为样本，并剔除了部分产品不止有烯烃的项目，得到烯烃项目平均单吨投资为2.51万元。同时我们按行业惯例假设其中建设成本约占93%，摊销政策为直线摊销、摊销年限15年、残值率4%，得到每年项目平均单吨折旧与摊销为1494元。

7）销售费用：运输成本

考虑到新疆、陕西、内蒙与华北、华东等塑料终端需求地距离较远，而油制烯烃距离终端市场较近，煤制烯烃一般需要多付出一定的铁路运输费用。我们分别假定义乌、天津作为华东和华北的目的地，而两地需求各占50%，计算得新疆准东、陕西榆林、内蒙鄂尔多斯平均运费达591.23、280.32、290.49元/吨。

煤制烯烃项目落地新疆可进一步压低成本。由此我们根据不同场景可计算煤制烯烃成本，假设新疆煤炭开采成本、坑口价分别为104、200元/吨，陕西煤炭开采成本、坑口价分别为281、415元/吨，可以测算得四种场景下煤制烯烃成本分别为3844、4275、4566、5167元/吨。根据《现代煤化工产业竞争力分析及高质量发展路径研究》中油制烯烃成本及石油价格的关系我们可以倒推出油价高于40.55、47.04、51.43、60.50美元/桶时，各场景具备成本优势。

新疆煤制烯烃项目在绝大多数情况下对比油制路线均具备成本优势。从历史原油价格来看，当陕西煤制烯烃项目采用坑口价时，对应存在经济性的油价在60.50美元/桶以上，在此条件下近10年来有接近一半的时间不具备经济优势。而只有当企业配套有煤矿，煤价取开采成本时，在大部分情况下具备经济性。但煤化工可以落地新疆可使煤制烯烃项目无论在自采还是外购前提下均在大部分情况下保障经济性优势（分别对应油价低于40.55、47.04美元/桶时才丧失经济性），进一步巩固安全边际，使企业投资意愿显著加强。而目前在新疆开工建设的两大项目业主方均非煤企而是化工、材料企业，也印证了煤制烯烃对自有煤矿资源依赖度下降的现状。

煤制燃料：煤制油项目由亏转盈，煤制气项目进一步压低成本

煤制油项目单吨成本与煤制烯烃项目可类比。由于过往项目及现有进度较快的项目均为间接法制油，我们将间接法作为测算的主要目标。根据披露的项目信息计算得平均每吨煤制油消耗4.51吨原煤，而单吨项目投资为2.18万元。而煤制烯烃项目平均每吨消耗4.49吨原料煤、平均单吨投资为2.51万元，煤制油项目两项指标分别为煤制烯烃项目的100.4%、87.0%。由于间接法制油与煤制烯烃工艺流程均为煤气化制CO与H2，而后在高温催化下制取得相应化学品，两者流程较为相似，因此可以类比。由于关于煤制油成本中其他项目披露较少，我们假设成本为煤制烯烃对应成本的93.7%（为100.4%与87.0%的平均数）。

煤制油项目在新疆落地可实现稳定盈利。由于煤制油项目主要产品为柴油，我们将测算各情况下成本是否可以低于终端价格，即可实现盈利。除了营业成本外，我们还考虑了1）运输成本：参照《煤制油技术的竞争力分析》（曹然，2017），假设运输成本为300元/吨。2）柴油消费税：国家对成品油均征收消费税，按柴油消费税按每升1.20元征收，而1吨柴油约等于1176升，即每吨柴油消费税约1411元。3）其他期间费用：因为我们关注煤制油是否可以在给定外生的柴油价格下盈利，因此需考虑必要的期间费用。我们假设期间费用/营业成本为宝丰能源2019~24年期间费用/营业成本的均值13.45%。由此可见，项目落地新疆可使煤制油成本压低至5246~5678元/吨左右，在大部分时间可实现稳定盈利。

煤制天然气项目在新疆落地略有提升经济性水平。由于煤制气除新疆外产能均在内蒙古，我们的对照组选取项目落地在内蒙古的情形，开采成本及坑口价分别设定为210元及400元/吨（鄂尔多斯25~26年动力煤价格）。1）各项目耗费均按实际项目取平均测算，原材料中辅料成本参照煤制烯烃成本相应折算。2）由于新疆及内蒙天然气均主销往北京，运输成本测算两地到北京的管运成本。3）同样假设期间费用/营业成本为宝丰能源2019~24年期间费用/营业成本的均值13.45%。我们同样可以发现煤制天然气项目落地新疆可有效压低成本（从内蒙情形的2.10~2.60元/立方米降至新疆情形的2.00~2.26元/立方米），进一步提升经济性水平，同时实现对中亚天然气进口的替代，进一步保障能源安全。

油气价格有望筑底反弹，扩大煤化工产品盈利能力，进一步提振煤化工项目投资意愿。原油价格方面，长期而言，产油国“利重于量”诉求未改，OPEC+在短期牺牲价格以争取市场份额后，再平衡压力有望推动新一轮协同达成，叠加北美页岩油成本影响，60美元/桶的布伦特油价中枢在南美供应增量集中释放、全球能源转型进一步提速前仍有望得到支撑（参考华泰石油化工团队1月26日发布的报告《地缘溢价或提前带动油价筑底反弹》）。而短期而言，国际地缘局势持续紧张，2月28日美以对伊发动联合军事行动，伊朗对以色列及中东地区多个目标予以还击，中东紧张局势骤然升级，霍尔木兹海峡短期运输受阻风险或显著提升，或致油价短期高波动上行。根据华泰石油化工团队4月23日的报告《局势反复叠加储备性补库或支撑油价》，26年Brent均价预测为90美元/桶。油气价格的触底反弹有望扩大煤化工产品盈利能力，具体而言：

1）煤制烯烃：根据本文此前测算，当油价高于40.55~47.04美元/桶时，新疆煤制烯烃项目将具备成本优势，这远低于目前布伦特原油的价格中枢60美元/桶或26年均价预测的90美元/桶，具备较强安全边际。此外，由于新疆距离东部市场较远，疆煤坑口价具备一定独立性，在能源价格可能持续上行的背景下价格调整幅度偏小。因此即便相关项目需要外采煤，其盈利能力有望依旧保持韧性。2）煤制油：布伦特原油价格与柴油现货价强相关，根据过往数据回测，60~90美元/桶的布油价格大致对应6,000~7,500元/吨的柴油价格，新疆煤制油5,246~5,678元/吨的成本在未来几年或可保持稳定盈利。3）煤制气：原油及天然气价格存在一定联动效应，60~90美元/桶的布油价格大致对应2.89~3.75元/方的天然气价格，而新疆煤制气成本为2.00~2.26元/方，盈利能力或将持续强化。新疆煤化工产品未来几年有望持续体现经济性优势，或将进一步提振相关煤化工项目投资意愿。

现有项目催生四千余亿设备需求，全产业链或有所受益

设备投资占总投资比例约55%，催生逾4,400亿设备需求。据智研咨询数据，现代煤化工项目投资中有约55%为设备投资，按未来逾8,000亿元的项目投资额概算，设备空间约4,400亿元；假设相关投资在未来5年内逐步落地，则年均设备投资额达880亿元。考虑到2024年底我国煤制油、气、烯烃产能分别为931万吨、74.55亿方、1,972万吨，按单位投资额分别为2.51万元/吨、8.03万元/万方、2.18万元/吨计算，合计项目投资额约7,234亿元，对应设备投资3,979亿元。现有项目基本于2007~23年这17年间建设，则既往项目年均设备投资额中枢为234亿元，未来煤化工设备市场弹性或较大。

而从设备类别来看，设备投资主要包括压力容器（包括气化炉等反应容器，各反应流程均会使用）、泵阀压缩机（主要是将气体加压到合适压强以便反应，同时保障气体输送需求）、换热设备（调整产品温度以确保热量要求，回收余热能量以节省能源）、管阀、空分装置（提供气化所需氧气）等，据智研咨询分别占成本的40%、20%、13%、10%、5%。

装置：空分、气化炉为煤化工必备设施，头部企业或有所受益

1）空气分离设备

空分为煤化工必备设施，在建/拟建项目空分需求达225亿元空间。据我们对现有项目的统计，1）煤制烯烃：60~90万吨烯烃一般对应200~220万吨甲醇（由于存在甲醇需外采补充或富裕出售的情况），而每百万吨甲醇约对应10万方/时的空分需求。则对大多数项目对应20~22万方/时，选择2台10~11万方等级的空分。则1435万吨烯烃产能增量预计对应30台10~11万方等级的空分。2）煤制油：间接法煤制油每百万吨对应25~30万方/时的空分需求，而直接法由于对气化用氧气需求较少，仅需10万方/时的空分需求。则现有1172万吨煤制油产能增量约对应21台10~11万方等级空分。3）煤制天然气：一般项目为20亿方天然气产能，需要14~16万方等级空分，对应2台7万方等级空分或3台5万方等级空分，由此市场300亿方天然气增量需30台5万方等级空分或45台5万方等级空分。4）市场空间：我们参照10.5万方空分设备单台价格3.15亿元、7万方空分设备2.13亿元，计算得市场空间约225亿元。

2）压力容器：气化炉

压力容器在煤化工项目中应用广泛，但竞争激烈难以形成显著收入弹性。以中煤榆林90万吨/年煤制烯烃项目为例，其压力容器设备通过招标选定四川科新、大连金重机器、哈尔滨锅炉厂、海陆重工、张化机五家合格供应商，可见该领域厂商数量众多、集中度较低。该项目单独招标了30台超限设备，包括气化装置4台、净化装置7台、合成装置2台、MTO装置2台、分离装置8台、PP1装置2台、HDPE装置5台，合计中标金额仅1.47亿元，单台平均价格相对较低。尽管压力容器在气化、合成、分离等环节均有配置，需求量可观，但由于竞争充分且产品差异化有限，行业价格水平受到压制。对于体量较大的综合性装备制造企业而言，压力容器业务的边际收入贡献相对有限，难以形成显著弹性。

气化炉为压力容器中重要组成部分，市场空间相对较广。除直接法制油外所有煤化工产品均需煤气化流程，且气化炉技术水平直接决定了转化率、反应效率与处理能力，因此气化炉为压力容器中最为重要的装置之一。假设气化装置占煤化工项目总投资额与宝丰能源披露的焦炭气化制60万吨/年烯烃项目占比一致，即占8000余亿元项目总投资的8.3%，则相当于664亿元市场空间，假设现有项目在5年内匀速兑现，则年均对应133亿元的市场规模，市场空间广阔。

气流床为当前气化炉主流技术路线。根据反应原料形态不同，气化炉分为固定床、流化床、气流床三大主流路线，分别主要对应块煤、小颗粒煤、粉煤或水煤浆等形态。其中气流床技术由于气化温度、压力显著提高，单炉日处理能力大幅度增加，在煤种适应性上也进一步拓宽，是目前煤气化技术发展的主流。

粉煤气化技术指标较高，成为近年来发展重点。按气化炉进料形态与方式的不同，气流床技术又分为粉煤气化与水煤浆气化两类。其中粉煤气化技术是近年来发展的一种先进的气流床气化技术，具有广阔的发展前景。其对比水煤浆气化技术，气化效率更高且能耗更低（因为含水量较水煤浆显著降低，减少了多余的能量消耗，从而提高了冷煤气效率、降低了比氧耗和比煤耗），且煤种适应性更广（没有煤种成浆性能的限制，同时气化炉炉壁采用水冷壁结构，较水煤浆技术的耐火砖结构能承受更高的气化温度，从而可适应灰熔点更高的煤种）。因此粉煤气化逐步成为近年来发展重点。

航天工程具备较强技术实力，市场占有率较高。航天工程具备粉煤气化工艺路线技术储备，旗下航天炉历经多年工程实践具备较强技术实力，其比煤耗、比氧耗、灰渣比例、污水排放量等指标均行业领先。此外航天炉投资和运行成本大幅降低，年均操作维修费用为200-300万元/套；半废锅型气化炉回收高温显热，进一步提高了装置的能量利用效率，全厂能效和经济效益较高。在国产替代趋势下，航天炉成为当前煤气化工艺主流选择之一。截止2026年1月，公司累计签约煤化工项目79个，销售航天炉188台套，其中最新技术6.5兆帕气化炉已签约42台，3500吨级气化炉已签约42台，市场占有率超50%。

配套设备：关注压缩机、自动化控制、深冷设备、防爆电器需求

1）压缩机

大型压缩机壁垒及价值量较高，煤化工进展使产业链厂商有所受益。风机被广泛应用于煤化工流程中的各个环节，用以提供气体动力、使气压符合关键反应条件等。其中风机按压缩气体的原理可划分为容积式风机和透平式风机，而后者按压缩气体的能力又可分为通风机（风压<0.015MPa或压缩比<1.15）、鼓风机（0.015<风压<0.2MPa或1.15<压缩比<3）及压缩机（风压>0.2MPa或压缩比>3）。压缩机性能较强，相应技术壁垒及制造难度也随之大幅提升，2023年单台轴流压缩机、离心压缩机平均价格高达2361、1160万元，远超一般风机。而煤化工领域应用量较大，相关项目逐步落地可使压缩机厂商有所受益。

大型压缩机在煤化工领域市场空间可观。以新疆山能化工80万吨/年煤制烯烃项目为例，其配套设备包括21台离心式压缩机及1台轴流式压缩机。我们假设煤制油、煤制气项目在单位规模下对压缩机的需求与煤制烯烃一致，并以各项目设计耗煤量指代项目规模进行测算。我们预计现有规划及在建煤化工项目将新增约1121台离心式压缩机、18台轴流式压缩机（轴流式仅烯烃项目需要1台）。按离心式、轴流式压缩机平均单价分别约0.12亿元和0.24亿元计算，对应的市场空间合计约134亿元，假设现有项目在5年内匀速兑现，则年均对应27亿元的市场规模。

2）自动化控制：仪器仪表、控制阀

自动化控制为现代化工必备环节，仪器仪表、控制阀分别对应176、117亿元市场空间。随现代化工生产规模不断扩大、生产技术不断发展，对自动化水平提出较高要求，催生较大监测、控制设备需求，包括1）监测介质在设备、管道不同部位的温度、压力、流量、物位以及其他物理量的仪器仪表；2）实现调整流体流量的控制阀。2023年工业自动化仪器仪表、控制阀整体销售量达487.86、380.47亿元，而两者应用于石油炼化及化工领域的占比分别约为60%、49%，即293、188亿元。据国家统计局数据，当年石油炼化及化工全行业设备固定资产投资额达7236.01亿元，则仪器仪表、控制阀分别占设备投资额的4.05%、2.60%。由此我们假设两者在煤化工领域投资占比与行业相同，可得现有煤化工项目中仪器仪表、控制阀分别对应176、117亿元市场空间，假设现有项目在5年内匀速兑现，则年均分别对应35.2、23.4亿元的市场规模。

3）深冷设备

深冷设备应用于煤化工产业的多个环节，中泰股份行业领先。深冷设备是利用介质中沸点、溶解度等物理性质差异实现气体液化、净化或分离的工艺。在煤化工产业中，煤气化后的合成气深冷净化（甲醇洗）、MTP/MTO工艺中的烯烃分离以及焦炉气液化制LNG工艺中的天然气液化均需深冷设备。

4）防爆电器

防爆电器为化工产业必备，关注华荣股份龙头地位。厂用防爆电器可在化工等存在大量易燃易爆物质领域使用，用以在实际运营过程中避免爆炸事故的产生或将爆炸约束在一定可控范围内，对其可能产生的高温、电火花等进行控制和隔离。随《化工园区安全风险排查治理导则》、《“十四五”危险化学品安全生产规划方案》等文件的发布，化工产业安全性要求持续提升，防爆电器成为项目必备配套。其中华荣股份为国内行业龙头，2022年全球市占率达8%，成为国内第一，在煤化工项目持续落地背景下迎来利好。

投资建议：超千亿市场空间，聚焦头部企业

煤化工项目重点看新疆，资源优势、政策环境、基建配套及经济性推动项目落地。目前疆内煤制油、天然气、烯烃规划产能分别占全国总数的43%、73%、49%。新疆未来将成为我国最重要的煤炭增产地，据华泰证券研究所宏观周期联合研究统计，2030年新疆煤炭产能有望达8.5亿吨，但铁路远期运能仅4.5亿吨，且外运只在甘肃、宁夏等临近的终端市场时具备一定成本优势，因此煤化工成为重要消纳途径。当前，新疆地方政府重视以煤化工项目为代表的经济建设，政策环境较好；项目油气管道、引水工程等配套逐步落地，此前制约项目落地的客观因素已消除。此外，新疆煤炭平均吨煤开采成本仅104元/吨、坑口价仅约200元/吨，使得煤化工产品成本优势加强。例如经我们测算通过落地新疆，过去近半数时间亏损的煤制油项目现在绝大多数时间可盈利，增强相关企业推进的意愿及信心，使过去难以落地的项目大概率可落地。

新一轮投资周期带来逾4400亿设备空间，关注国产替代下产业链龙头企业。设备投资占总投资比例约55%，按未来逾 8,000 亿元的项目投资额概算，催生逾4,400亿设备需求；假设相关投资在未来5年内逐步落地，则年均设备投资额达880亿元。设备投资主要包括压力容器、泵阀压缩机、换热设备、管阀、空分装置、仪器仪表等，分别占设备成本的40%、20%、13%、10%、5%、4%。目前空分装置、仪器仪表等过去对进口设备有所依赖的板块均已实现国产替代，龙头企业产品可较好满足新一轮煤化工项目建设需求，在国产化趋势下或将有所受益。现代煤化工项目投资中有约55%为设备投资，按未来逾8,000亿元的项目投资额概算，设备空间约4,400亿元。设备投资主要包括压力容器、泵阀压缩机、换热设备、管阀、空分装置、仪器仪表等，分别占设备成本的40%、20%、13%、10%、5%、4%。

风险提示

1）项目落地的规模与节奏不及预期：我们对煤化工设备相关企业市场空间的测算均基于当前项目可基本落地，但项目落地同时也受制于宏观环境、企业财务状况及战略规划等多维度因素，项目落地的规模与节奏存在不及预期的风险；

2）产业政策调整限制产能落地：过去几轮煤化工投资周期趋缓主要与产业政策导向的阶段性调整有关。未来政策取向仍可能根据宏观环境和环保监管要求进行动态优化，相关政策若出现调整可能对项目审批和建设节奏产生一定影响，产能落地进度存在不确定性风险；

3）油气能源价格快速回落：若油气能源价格快速回落，煤化工项目盈利能力将减弱，相关企业可能下调未来的盈利预期，导致项目存在发生变动的风险；

4）测算结果与实际情况偏差：本文中的测算基于各类假设，存在和实际差异的可能；

5）本研报中涉及到未覆盖个股内容，均系对其客观公开信息的整理，并不代表本研究团队对该公司、该股票的推荐或覆盖。

文章来源

研报《新疆未来5年有望催生超4千亿煤化工设备需求》2026年4月30日

倪正洋 分析师 S0570522100004 | BTM566

庄汀洲 分析师 S0570519040002 | BQZ933

刘俊 分析师 S0570523110003 | AVM464

杨云逍 分析师 S0570523070001 | BVI795

杨任重 分析师 S0570522110003 | BUM664

王自 分析师 S0570525070011

张婧玮 分析师 S0570526040001

王龙钰 分析师 S0570526020001

李倩倩 联系人 S057012507009