新型煤化工行业研究报告.docx
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新型煤化工行业研究报告
2013年新型煤化工行业研究报告
2013年5月
一、经济还需投资拉动，政策放松带来煤化工高景气
1、十五个示范项目预计投资总额7-8千亿，已批复11个
3月以来已有13个新型煤化工项目获国家发改委“路条”即国家发改委办公厅同意开展该工程前期工作的批文。
这13个项目投资总额在2000-3000亿元，包括8个煤制天然气、4个煤烯烃和1个煤制油项目。
至此，根据我们的不完全统计，已经拿到路条或已经核准的现代煤化工项目合计11个（包括兖矿煤制油项目）。
大量的项目在新一届政府换届完成后逐渐公布出来，尽管我们判断这些路条的发放工作是由上一届发改委批准，但是我们依然可以从中读出政府对煤化工政策的积极信号。
十五个煤化工项目合计投资7000-8000亿元，12-16年新型煤化工在建和拟建项目总投资1.18万亿,2016年工程市场规模将达到900亿元。
根据中化国际咨询的数据，2006年，我国新型煤化工工程市场规模只有23亿，从06-11年，市场以超过40%的符合增长率迅速增长，2011年市场规模达到158亿；而到2016年，市场规模将会超过900亿元。
2、政策放松背后的必然
（1）煤化工项目投资巨大，经济拉动力强
新型煤化工项目投资巨大，经济拉动能力强。
根据对国内现代煤化工项目的不完全统计，现代煤化工项目的造价都呈现出了大型化的特点。
以煤制油为例，1万吨煤制油产能的投资超过1亿元，而同等规模的传统炼油1万吨仅需1200万元，前者是后者的八倍多。
新型煤化工的巨大投资为经济拉动提供了良好的动力，也成为地方政府拉动经济发展的制胜法宝。
（2）地方政府对于煤化工持积极态度
地方政府对于煤化工项目态度积极，努力推动相关项目进展，主要原因有以下两点：
①煤炭资源丰富，物流成本高
我国煤炭资源呈现西北丰富、东南匮乏的特点。
从预测的我国的煤炭储量来看，新疆、内蒙古、山西、山西、贵州、宁夏、甘肃的煤炭资源都相当丰富，处于全国的前几位。
其中新疆、内蒙的预测储量分别达到18000亿吨和12200亿吨。
受制于煤炭的物流成本较高以及运力的限制，目前各地政府要求50%煤炭就地转化，煤炭资源丰富的省区对新型煤化工的积极性非常之高。
②煤化工是拉动经济的有力引擎
我们不妨以新疆的投资为例。
新疆2012年GDP同比增长12%；2013年增速目标下调一个百分点至11%。
2012年新疆的城镇固定资产投资5594亿元，较2011年同比增长26%。
另一方面，按照新疆的十二五规划，十二五期间将以伊犁、准东煤炭基地为重点，大力发展现代煤化工，到2015年，建成煤制尿素260万吨、煤制二甲醚80万吨、煤制天然气1000亿立方米、煤制烯烃100万吨、煤制乙二醇100万吨；“十二五”期间新增煤焦化生产能力800万吨，“十二五”预计总投资额8773亿，平均每年投资1755亿。
以此估算，煤化工的投资大约占到2012年城镇固定资产投资的31%。
其重要性可见一斑。
（3）煤化工项目地方发改委亦有项目审核权
地方对于经济发展的要求会促使其推动新型煤化工项目的进程。
然而地方发改委能否对这些大项目进行批复，成为大家普遍关心的焦点。
根据发改委的项目审核要求，只规定50万吨以上的煤炭液化项目必须上报至国家发改委审批，也就是说地方发改委原则上也有权利审核新型煤化工项目。
这意味着当地方政府力推煤化工项目时，地方发改委是可以批复符合条件的煤化工项目的。
3、《规划》可能是下一个落地的政策“靴子”
由国家发改委、国家能源局共同编制的《煤炭深加工示范项目规划》和《煤炭深加工产业发展政策》草案已于2012年下发至各地方征求意见，但是今年到现在也迟迟未见正式颁布。
十五个示范项目已经逐渐拿到路条，《规划》何时能够正式落地，成为市场关注的焦点。
（1）《煤炭深加工示范项目规划》中透露的新信息
《煤炭深加工示范项目规划》明确了十五个示范项目。
对示范项目提出了先进的能效、煤耗水耗等准入指标和严格的生态环境保护要求，确定了七大类共17项技术装备方面的重点示范内容。
《规划》明确，在落实好合理控制能源消费总量和节能减排相关要求的前提下，“十二五”期间将优选一批示范项目，重点安排在煤炭主产区及煤炭调出省区，统筹规划，系统设计，分步实施，通过升级示范使我国煤炭深加工产业成为具有国际竞争力的战略性产业。
（资料来源：
中证网）
《煤炭深加工产业发展政策》的主要目标是指导产业科学发展。
其目标在于推进传统煤化工结构调整，促进其向现代煤化工、煤炭深加工升级。
明确了煤炭深加工的发展规划、布局与发展重点、市场准入管理、投资管理等方面的内容。
在“投资管理”中，其明确了项目的规模，煤制油需要大于100万吨/年，煤制烯烃大于50万吨/年，煤制天然气大于20亿立方米/年，煤制二甲醚大于100万吨/年，煤制乙二醇大于20万吨/年，禁止建设上述规模以下的煤炭深加工示范项目。
（2）规划预计在下半年有望出台
两会后《规划》迟迟未落地，业内人士望眼欲穿。
《规划》为何迟迟难以落地？
我们看到，《第十二届全国人民代表大会第一次会议关于国务院机构改革和职能转变方案的决定（草案）》于2013年3月14日批准通过。
其中也对国家发改委做了一定的改革调整。
一方面是放权，发改委的主要职能是转向顶层设计，释放出市场的活力，更进一步地放开审批事项，减少经济的微观干预。
另一方面，发改委的职能范围也有扩大，发改委又增加了人口规划、管理电力的权力。
发改委新领导上任与机构职能调整仍然需要一定的时间。
我们推测正是由于这种职能上的调整使得《规划》的出台有所延后，预计随着发改委的只能调整逐步明晰，《规划》预计将在下半年出台。
二、业主方战略意图多元化，投资热情持续高涨
1、以能源央企为主导的投资方热情高涨
新型煤化工巨大的投资以及投资所具有的风险性决定了其项目投资主体是具有较强资金实力以及能够获取资源的大型企业，以中国神华、中国石化、中海油等大型央企业最有可能。
从已经建设或者已经批复的项目中，我们对煤化工的投资业主进行不完全统计：
国有企业：
中国神华、中国石化、中海油、国电、华电、大唐集团、兖矿集团、潞安集团、中煤集团、河南煤业集团、中电投、新汶矿业集团、庆华集团、皖能集团、兖矿集团等；
民营企业：
宁波禾元、甘肃华鸿汇金公司、广汇能源、伊泰集团等；从中看出，国有企业，特别是一些能源类央企是煤化工投资的主导力量。
2012年国家出台了《关于鼓励和引导民间资本进一步扩大能源领域投资的实施意见》，我们预计短期内民营企业由于其实力及风险承受能力等因素的影响，短期内民营企业不会成为新型煤化工的投资主体。
各个企业对煤化工投资热情高涨，除了可以通过煤化工赚取利润之外，主要原因包括一下几个方面：
（1）获取先发优势，在新型煤化工行业大潮中积累技术与经验。
长期来看，石油资源是有限的，随着石油资源的开采及油价的上涨以及新型煤化工技术的不断发展，其经济性将会更加明晰，谁能够取得先发优势，将有可能会在未来的竞争中赢得先机。
（2）获取煤炭资源，新型煤化工项目大量投资的同时，将会获得较多的煤炭资源。
（3）每个企业还会有自身发展战略上的考虑，如中石化希望赢得管道资源；中海油希望突破沿海的限制，往内陆扩张等等。
2、业主战略：
中石化管道战略、中海油往内陆扩张
（1）中石化：
管道与煤化工同等重要
2012年9月28日，中石化宣布成立中国石化长城能源化工有限公司，负责中石化的煤化工业务投资和经营，组织协调煤化工项目建设，对煤化工业务进行专业化管理。
中石化将力争用8~10年时间发展成为我国煤化工领域的行业领先者，按照中石化“十二五”规划，该公司将建设内蒙古、新疆、贵州、安徽、河南和宁夏等6个煤化工基地，目前有5个煤化工项目已取得实质性进展。
在大力发展煤化工的同时，中石化的天然气管道战略格外引人关注。
中石化的竞争对手中石油在十一五末天然气管道已经达到近3万公里，约占全国的90%。
2012年末，中石油天然气管道长度已经达到40995公里。
而除了已经建成的西气东输一线和二线，未来还有三线至七线，全部建成后其在新疆地区管道的外输能力将达约2570亿立方米/年，其中输送煤制天然气能力为1130亿立方米/年。
（资料来源：
百川资讯）
在这一点上中石化远远落后于竞争对手，所以希望能够通过煤制天然气的新粤浙、新鲁两条重要的出疆通道，挽回不利局面。
新粤浙管道和新鲁两条管道设计输气规模均为300亿立方米/年，大大加大中石化在天然气领域的话语权；这两条煤制气管道在很多省份与中石油管道重合，这意味着对沿途省份天然气气源将不再只有中石油一家。
（2）中海油：
积极向内陆扩张
中海油一直定位于海上石油勘探和开采，所以其中下游成品油的冶炼与销售一直是其一块短板。
中海油一直致力于能够拓展其营销网络，随着不断的拓展与努力，其网络布局从传统的珠江三角洲、长江三角洲与环渤海地区沿着“一江两线”（长江、京九线、京广线）逐渐向内陆挺进。
中海油积极推进山西大同的年产40亿立方米的项目的重要原因，也是希望能够将业务范围推向内陆，扩大公司的发展区域。
除了该项目外，中海油拟在鄂尔多斯建设年产20亿立方米的煤制天然气项目,项目总投资146亿元。
同时，中海油还规划修建一条横跨蒙、晋、冀、津四省区市的专用输气管线。
中海油的内陆扩张计划逐步得以实施。
三、各方向技术路线比较：
烯烃天然气前景最好
1、煤制烯烃、天然气技术可行性、经济性较好
从我们对各种现代煤化工的技术路线的比较来看，综合的来看，煤制天然气、煤制烯烃和煤制乙二醇将会是比较有发展前景的现代煤化工技术，其中以煤制烯烃和煤制天然气最为看好。
2、烯烃和天然气供需缺口大
天然气方面，2012年我国消费天然气1471亿标准立方米，其中国产1077亿立方米，自给率下降至73%。
BP预计中国的天然气消费将以年均7.6％的速度迅速增长，2030年的消费量将达到460亿立方英尺/日，相当于欧盟2010年的天然气消费水平。
中国在全球天然气需求增长中占23%的份额，即使考虑煤制天然气等因素的影响，天然气自给率也将下降到60%以下。
我国的经济发展促进了石油石化产品的巨大需求。
伴随需求的增加，石化原料缺口不断增大，资源制约矛盾趋于严重。
从乙烯、丙烯、以及三大合成材料（合成树脂、合成纤维和合成橡胶）的自给率来看，乙烯的自给率低于50%，丙烯的自给率在60-70%，三大合成材料的自给率为70%左右，自给率都相对较低。
煤化工的发展能够增加石油化工原料供给，满足石油石化产品的需求，促进经济的持续健康发展。
3、烯烃和天然气项目数量众多
煤制烯烃和天然气作为煤化工最重要的两个方向，有较多的在建和拟建项目，我们对项目进行了不完全统计。
四、煤化工工程列强割据，中国化学优势明显
1、“路条”后煤化工项目逐步招标，订单陆续释放
“路条”对煤化工项目意味着什么？
“路条”是大型项目工程从“审批制”改革为“审核制”之后的产物。
改革为审核制之后，为了表明发改委对于项目的态度，好让银行等放心的给煤化工企业贷款，所以会在项目前期发放同意其开展前期工作的意见，也就是“路条”。
也就是说，在项目拿到路条之后，企业将会真正开始将项目全力推进，也将顺利从银行拿到贷款。
发改委路条之后，各个企业就会大规模的招标，所以已经批复的路条会逐步转化为企业的订单，不必等到正式获批，正式获批的时候其实项目都已经建得差不多了。
所以企业会从路条集中发放中受益，订单会逐步释放出来。
2、煤化工工程列强割据，中国化学优势明显
（1）煤化工建筑企业竞争格局：
列强割据，化学占优
设计企业：
我国的化工建筑设计企业众多，根据一份不完全的统计，我国的化工建筑设计企业超过150家。
其中包括原化工部的九大设计院，各省的化工设计院以及中石油、中石化下属的众多设计院。
以设计实力来讲，原化工部九大设计院以及中石油下属、中石化下属部分设计院或工程公司设计实力最强。
单看煤化工领域，原化工部的一二三四六八院都有煤化工相关工程经验，现在除了寰球工程公司隶属于中国石油以外，现在几乎所有的设计院都归属中国化学。
寰球工程公司曾做过神华宁煤项目（神华宁煤180万吨/年甲醇装臵和MTP（甲醇制丙稀）装臵的EP任务；承担了180万吨/年甲醇合成项目中煤气化装臵的基础设计及相应备煤装臵的EP任务），但总体来说煤化工经验不多，以石油石化为主。
中石油、中石化下属的工程公司以石油石化工程为主，很少参与煤化工项目，只在煤制烯烃中的甲醇到烯烃这一步会与中国化学产生竞争。
施工企业：
国内施工的具体公司众多，但以下四家企业具有较大优势：
中国化学：
12年ENR排38位，全球总营业额44.7亿美元；中国石油工程建设公司：
12年ENR排69位，全球总营业额38.9亿美元；中国寰球工程公司：
12年ENR排名91位，全球总营业额29.2亿美元；中国石化工程建设公司：
12年ENR排名134位，全球总营业额16.55亿美元。
这几家企业都是综合性的承包公司，具备较强的化工工程施工能力和资质，占据了全国化工建筑施工行业的绝大多数市场份额。
化工工程行业市场份额中国化学稍逊于中石化炼化（包括中国石化下属的几家工程企业），单看煤化工领域中国化学领先。
在化工建筑领域，国内中石油、中石化的项目一般由其下属的化工建筑公司完成，而其他的项目，则更多的是由中国化学来完成。
在煤化工施工领域，中国化学相对其他几家具备较大的优势。
以2011年的化工工程市场份额来看，中国石化下属的几家建筑企业合计占市场的14.6%，中国化学11%，寰球工程10.6%，中国石油工程7%，惠生工程3.9%，其余占53%。
而在煤化工领域，中国化学领先于其他对手。
（2）中国化学：
13年订单增速转暖，新型煤化工提升估值
随着海外项目持续高景气及煤化工政策的转暖，13年订单增速有望迎来复苏；《煤炭深加工示范项目规划》出台预期愈发强烈，将会带来公司估值提升。
13年公司订单增速将随良好海外订单形势及煤化工政策转暖得到恢复。
由于宏观经济调控及煤化工政策收紧，12年新签订单928亿，同比略降；但海外订单表现较好，新签305.6亿元，同增93%；同时公司结转订单1039亿，同增15%。
13年订单承接表现出良好势头。
1季度新签208.5亿，同比增长13.3%；若加上东华科技在刚果布的钾肥项目（暂定30.5亿），1季度的订单增速将达到30%。
我们预计全年订单增速将会回暖。
《煤炭深加工示范项目规划》出台预期愈发强烈，新型煤化工重回景气高点。
3月来已有13项目获路条，示范项目中已有11个拿到路条。
15个示范项目预计投资7000亿，公司跟踪订单约1700亿。
两会已过，《规划》出台预期愈发强烈。
①业主方投资热情高，积极进行技术储备抢占市场和资源；②煤化工项目投资巨大，经济弱复苏背景下地方政府希望通过其投资拉动经济；③新型煤化工具长期发展价值，煤制烯烃、天然气前景较好。
公司计划13年新签850亿，营收572亿，超额完成概率大。
（3）东华科技：
13年订单与盈利能力双重复苏
2013年将是订单与盈利能力双重复苏的一年。
12年由于受到新型煤化工政策收紧及经济形势影响，订单较11年下滑55%；我们认为随政策转暖，13年订单将恢复。
公司12年综合毛利率下降3.3pp，我们认为毛利率下降主因部分项目单价较低，随着项目近尾声，13年盈利能力将回升。
近期新型煤化工政策转暖较为明显，我们预计《煤炭深加工示范项目规划》出台可能性大，将给公司订单带来正面影响。
由于受到经济下行、结构调整等多因素影响，12年公司在煤化工、多晶硅等多个优势领域未能取得预期项目订单，导致公司新签合同大幅下降55%。
我们认为政策回暖后会带动订单回升，主因：
①目前十五个示范项目大多未经过发改委的正式核准，还处于项目前期阶段（15个示范项目中有2个获批，7个拿到“路条”）；伴随政策回暖核准加速，项目进度会加快。
②FMTA项目、乙二醇等新技术的试车成功可能给公司带来新增长点。
公司盈利能力2013年将回升。
2012年盈利能力下跌主因报告期所确认的总承包项目中部分项目单价较低（如安徽华塑100万吨/年聚氯乙烯及配套项目），该项目已近尾声。
2013年收入将主要来自2011年新签订单，从主要订单来看，低毛利率项目不再存在，公司2013年毛利率或将回升。
推荐逻辑：
13年公司订单或将随政策转暖好转，盈利能力将回升，受益新型煤化工转暖和相关政策颁布。
五、五大方向技术成熟度、经济性详述
1、煤制-甲醇-烯烃：
在建拟建项目众多、下游需求大
（1）甲醇陷入结构性产能过剩危机
现代煤化工由煤炭制造烯烃的第一步是将煤炭转化为甲醇。
煤炭转化为甲醇的技术比较成熟，已经实现了商业化。
国内甲醇生产原料主要有煤炭、天然气和焦炉气，目前煤制甲醇的产能占总产能的68%，天然气制甲醇为原料的则占据了16.7%，焦炉气制甲醇装臵占比13%。
我国是世界上最大的甲醇生产国和消费国。
2011年我国的甲醇产能达到4654万吨，约为全世界产能的62%；全年消费量3195.8吨，居世界第一位。
预计未来我国对于甲醇的生产和消费将会持续保持世界领先。
目前，整个甲醇产业已陷入结构性产能过剩危机，甲醇市场整体呈现持续弱势震荡状态。
我国的甲醇产品大多为煤化工产品，而国外多是天然气下游产品，进口产品成本较低。
我国甲醇企业的开工率较低，2011年我国甲醇表观消费量大幅上涨，甲醇企业开工率回升至56%，开工率依然不高。
我国的甲醇产能陷入结构性产能过剩的危机。
煤制甲醇的工艺相对较为成熟，但是鉴于目前产能过剩，我们判断未来单独上马煤制甲醇项目的可能性不大，煤制甲醇项目可能会依托煤炭资源，与下游甲醇制烯烃项目联合建造。
从目前甲醇的下游需求来看，其中用于制造烯烃所占的比例还非常小，如果未来由甲醇制造烯烃的技术发展成熟，由甲醇制造烯烃将会有较大的市场空间。
（2）甲醇制烯烃：
技术日渐成熟，经济可行
①技术日渐成熟，FMTP为新起之秀
从煤炭制造烯烃的技术主要分为5个步骤，其中第一步是煤炭气化，然后经过合成气净化合成甲醇，再由甲醇制成烯烃，最后再进行下游生产。
其中由甲醇合成烯烃的技术在目前来说尚不成熟，是发展煤制烯烃的技术瓶颈所在。
由甲醇制取乙烯、丙烯的工艺，开辟了由煤炭或天然气生产基础有机化工原料的新工艺路线，是最有希望取代传统的以石脑油为原料制烯烃方法的路线，是实现煤化工向石油化工延伸发展的有效途径。
目前由甲醇制烯烃的技术主要有四种，其中国内的包括清华大学和中国化学共同研发的FMTP以及大连物化所的DMTO技术，国外的包括德国鲁奇公司的MTP技术和MTO技术。
所有四种技术当中，DMTO和MTP技术相对较为成熟，在我国均已经有示范项目（国家核准的煤基甲醇制烯烃工业化示范项目1个，神华集团180万吨/年甲醇、60万吨/年烯烃项目;省级核准的煤基甲醇制烯烃工业化示范项目2个，分别是神华宁煤集团50万吨/年聚丙烯和大唐国际46万吨/年煤基聚丙烯（MTP）项目）。
MTO技术在国内被提及较少，根据有限的可查资料，该技术目前在尼日利亚有80万吨/年的项目已经实现了工业化的生产。
FMTP技术是中国化学联合清华大学等单位研究的甲醇制烯烃的技术。
清华大学反应工程实验室自上世纪90年代开始进行甲醇及二甲醚制低碳烯烃的研究，重点是解决利用SAPO-18/34催化剂时的一些工程及工艺流程问题。
2006年初，中国化学决定与清华大学合作开发“流化床甲醇制丙烯（FMTP）工业化技术”，之后与安徽淮化集团有限公司签约合作建设“甲醇处理量3万吨/年的流化床甲醇制丙烯工业试验装臵”。
工业试验完成之后，FMTP技术受到相关企业的关注，工业化步伐正在进行当中，未来伴随技术的不断深化和成熟，工业化应用将会逐步展开。
②煤制烯烃的经济可行性分析
煤制烯烃和石脑油裂解制烯烃技术路线相比较，在经济上的竞争力的先决条件是：
项目须在煤炭基地坑口建设，以自产廉价煤炭为原料，通过经济型的大规模装臵生产低成本的甲醇，再由该甲醇制烯烃。
对于煤炭制烯烃的可行性计算，不同的机构都有各自的测算结果，由于不同的技术路线、不同的测算方法，结论都有所差异。
根据UOP公布的资料,当原料甲醇价格控制在90～100美元/吨时，采用MTO制取的乙烯和丙烯成本与20～22美元/桶原油价格条件下石脑油裂解制烯烃的成本相比具备经济竞争力；目前国内的甲醇价格约为2800元/吨，国际原油价格以80美元/桶来计，单纯采用外购甲醇来生产烯烃则经济可行性较为有限。
但是如果煤制烯烃项目背后有煤矿做支撑，就能大大降低煤制烯烃项目的风险。
目前，许多煤化工项目都力争以拥有煤矿为依托。
我们根据大连物化所的研究成果，以DMTO技术为例，对煤制烯烃和石脑油制烯烃的经济性进行对比计算。
从我们的测算结果来看，如果煤炭价格在300元/吨，其生产出来的烯烃成本大约在3836元/吨，而当油价为35美元/桶时，生产出来的烯烃成本在3975元/吨，生产成本大致相当。
按照当前的煤炭价格，在许多省市坑口煤价可以到400元以下（褐煤），而国际油价超过80美元/桶。
由此可见，煤制烯烃是具有经济可行性的。
随着未来甲醇产能过剩的情况的加剧以及下游对于烯烃需求的不断增长，煤制烯烃的市场前景较为广阔。
另外，从投资上来看，MTO或DMTO的工艺组成的万吨烯烃投资约为3.0～3.5亿元，而石脑油裂解制烯烃的吨烯烃投资约为1.6～2.0亿元。
煤制烯烃约为石脑油裂解制烯烃的2倍左右。
2、煤制天然气：
定位补充，建设量也较大
（1）煤制天然气技术：
国外技术相对较为成熟
煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高温甲烷化工艺来生产代用天然气。
煤制SNG可以高效清洁地利用我国较为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源来生产我国短缺的天然气。
煤制SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的发展方向。
从煤制天然气的技术来说，德国鲁奇公司的工艺相对最为成熟，且已经实现了工业化，应用前景最为广阔。
大连化物所的部分甲烷化工艺已经达到了城市煤气生产的要求，已经在上海青浦化肥厂、北京防化兵总院等10个项目中得到了应用。
但是相对国外的技术来说，国内技术依然存在一定的劣势，国外技术较为成熟，但是技术转让费用巨大。
（2）经济可行，转化率高且便于输送
中国石油规划总院测算了不同煤炭价格和原油价格体系情况下煤制天然气项目的项目投资内部收益率数据。
对于同样的煤炭价格，不同的天然气价格会对内部收益率产生较大的影响。
测算结果表明，在同一煤炭价格情况下，天然气价格每增加0.1元／m3，项目的内部收益率将平均增加1.00个百分点，变动范围在0.85~1.24个百分点之间。
按照内部收益率11%来截取合适的煤炭和天然气的经济对应价格，目前北京市的天然气价格约为2.05元/立方米，对应煤炭价格为270元/吨。
270元/吨的价格在部分省市具有一定的经济性。
另外一个方面，按照大连物化所的测算，目前煤制天然气的成本大约在1.0-1.5元/立方米，相对于目前的天然气价格，具有一定的经济性，但是经济性并不如煤制烯烃等项目那么明显。
除了经济性之外，不可忽视的是，在现有的煤清洁转化技术路线中，煤制天然气有明显的优势。
煤制天然气的能效高，可达60%（煤制油34.8%、煤制二甲醚37.9%、煤制甲醇41.8%、发电45%）；耗水量相对少，为0.69千克/千大卡。
而且国内长期缺气，在投资领域
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