在我們新疆系列報告的第一篇《向上游去-暨新疆煤化工發展前景分析》中，我們主要闡述了新疆作為煤炭保供基地發展煤化工的優勢。在對企業的新疆項目規劃統計中我們觀察到現代煤化工中煤制油氣、煤制烯烴及煤炭分級利用等項目是企業發展的重要方向。在此篇報告中我們將詳細論述煤制油氣在技術、基礎配套上的發展，并對新疆煤制油氣的經濟性進行驗證，并基于當前企業的項目規劃判斷——新疆或將迎來“煤制油氣大發展”時代。

能源安全重要性日益加強，煤制油氣建設加速。面對“百年未有之大變局”，近年來我們可以感受到國家政策中能源安全的重要性愈發明顯。2025 年初，國家能源局發布《2025 年能源工作指導意見》，文中提出大力提升能源安全保障能力，夯實能源安全保障基礎，推進煤制油氣重大項目建設。價格低廉的新疆煤作為煤炭運輸時會受限于運輸效率，而就地轉化成油氣，甲醇，化工品后，既有助于保障國家能源安全，降低能源進口依賴度，也有望憑借其成本優勢，系統降低中國的能源和制造成本。

煤制油，憑借哈密低階富油煤，經濟性有望改寫：1）資源稟賦：新疆哈密煤的含油量較高，哈密煤炭資源預測總資源量達5708 億噸，其中已探明富油煤資源量達640 億噸，平均含油率約10%~20%，明顯超出普通煤炭產區的出油率。2）技術：項目單耗持續優化，經過對煤制油項目單耗數據的不完全統計，技術進步使得煤制油項目的單耗呈下降趨勢；直接煤制油層面，經過十余年鄂爾多斯直接液化示范線的持續發展，二代技術已被計劃用于新規劃的煤制油項目。3）基礎設施：西部成品油管道設計運輸能力1000 萬噸/年，投產以來一直處于低負荷運行情況，2021 年管輸量為467 萬噸。有足夠的剩余輸送能力支持新增成品油、氨醇等產品輸送。4）新疆煤制油項目經濟性測算：在70 美金油價場景下，新疆和內蒙市場煤價的單噸煤制油利潤分別為1678/248 元/噸，ROA 分別為7.18%/1.06%。新疆低于200 元/噸的坑口煤價下，間接煤制油收益可觀，對應盈虧平衡點約為40 美金/桶。5）從歷史煤炭主產區走入新疆。

截至2025 年年初國內共投產運行8 個煤制油項目，基本分布在內蒙古、山西等煤炭主產區。我們認為新疆有望憑借成本優勢和成熟的基礎設施走上舞臺中心，截至2025 年1 月，國能哈密煤制油已經發布設計招標/中標相關新聞，項目有望進入建設快車道。

煤制氣：打通運輸瓶頸和商業模式，盈利性已凸顯：1）技術：早期運行的各個項目均出現過因煤種和氣化爐之間適應性不足運行狀態不穩定等問題，經過多個項目試錯，國內賽鼎設計院針對多種煤質提出有效的解決方案；2）商業模式的改變：2019 年國家能源管網集團成立，天然氣輸送側的公平性得以提升，當前國家能源管網集團實行“X+1+X”模式，打破此前中石油中石化對管道運輸和下游需求側的壟斷。煤制氣企業可以自由根據下游需求選擇買方，延長產業鏈收益環節，經濟性得以明顯改善；3）基礎設施：2024 年9 月29 日，西氣東輸四線吐魯番—中衛段建成投產，2024 年底開啟準東煤制氣管道建設；4）新疆煤制氣項目經濟性測算：在2021 年杭州和北京的工業燃氣市場價場景下，新疆外采煤/ 新疆自供煤/內蒙外采煤/ 的單方煤制氣凈利潤分別為0.74/0.91/0.08 元/方，項目ROA 分別為9.5%/11.8%/1.1%。且新疆煤制氣位于成本曲線偏左側，即使在天然氣價格未來回落的場景下，配套煤礦的煤制氣的盈利仍有望維持；5）新疆煤制氣項目規劃數量領先：當前國內實際投入運營的煤制氣項目主要集中在內蒙古和新疆伊犁，總計已投運煤制氣總計產能約為74 億方。國內企業在途煤制氣項目規劃數量總計為13 個，從地域來看其中12個項目計劃落地新疆。24 年新疆天池能源、國家能源集團、新疆新業集團3 個煤制天然氣項目已獲得國家發改委預審賦碼。

我們認為，歷經十余年的技術革新、基礎設施建設以及模式探索，煤制油氣等現代煤化工有望借助新疆這一煤價洼地重回舞臺中心，開啟新一輪投資周期。

建議從三條主線關注受益標的：1）受益于新疆煤化工資本開支的鏟子股，包括了設計、總包和設備公司。建議關注：東華科技、中國化學、中石化煉化、三維化學、航天工程等；2）服務于新疆煤化工運營和煤礦開采的賣水人，包括鐵路物流和民爆礦服公司。建議關注：廣東宏大、雪峰科技、易普力等；3）在新疆投資建廠，有望通過低價煤炭獲得長期成本優勢的業主方。建議關注：

寶豐能源、特變電工、廣匯能源、湖北宜化、中基健康、新天然氣等。

風險提示：煤化工項目審批政策變化，煤價大幅下跌，新疆政策變化、統計和測算誤差

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轉自華創證券有限責任公司 研究員：楊暉