高兴的加菲: 威远生化(SH600803)记录（及煤头甲醇行业记录） $威远生化(SH600803)$ 归集，版权归原作者。 自然界中游离的甲醇很少，但在世界基础有机化工原料中，甲醇消耗量却... - 雪球&:威远生化(SH600803)记录（及煤头甲醇行业记录）& &&&&&归集，版权归原作者。& &&&&&自然界中游离的甲醇很少，但在世界基础有机化工原料中，甲醇消耗量却仅次于乙烯、丙烯和苯，居于第4位。通过煤制甲醇可以最大程度地缓解中国化工产业的发展与传统能源短缺之间的矛盾。& &&&&&【甲醛成本】： &&&&甲醇/2.2+50元；& &&&&&【二甲醚成本】：（1.39-1.4吨）甲醇+300元；& &&&&&【醋酸成本】： &&（0.54-0.55吨）甲醇+450立方的CO+500元& &&&&&【二甲醚成本】： 1.45 吨甲醇+450& &&&&&化工煤以无烟块煤和末煤为主，决定化工块煤价格的是化工产品尿素和甲醇价格；决定无烟末煤价格的是电煤市场，因大部分无烟末煤主要用于电力企业。& &&&&&传统的甲醇生产设备的气化用煤以无烟块煤为主，而随着甲醇生产工艺和生产设备的升级，大型装置的投产，越来越多的其他煤种和无烟末煤型煤被用于气化用煤，甲醇的生产成本也越来越低。甲醇季节性& &&&&&甲醇价格通常表现出以下季节性特征：& &&&&&年初价格承接上年年末期走势，随着春节长假的临近，甲醇下游企业整体开工率下降，市场交易清淡，连续数月价格持续下跌或低位盘整，6月份，受北方麦收、南方中稻播种农忙，加之南方地区入夏潮湿多雨，下游甲醛需求进入淡季的影响，甲醇价格多在此间探至年内最低。 7至10月份，国内外甲醇生产装臵计划内或者意外停车检修较为集中，市场价格受到意外事件冲击较多，同时甲醇下游产品二甲醚、甲醛等纷纷进入消费旺季，价格往往快速攀升，多数在9-11月份创下年内高点，随着年末市场需求的疲弱，价格基本是见顶回落。===中国煤（甲醇）制烯烃产能预测与下游应用分析===& &&&&&说明：为便于理解和表达，本文中的“煤/甲醇制烯烃”指的是“煤/甲醇制乙烯和丙烯”；“预计产能”指的是“考虑到建成投产可能性的规划产能”。& &&&&&2013年，随着宁波富德能源有限公司（原宁波禾元化学有限公司）和惠生（南京）清洁能源股份有限公司甲醇制烯烃装置的先后投产，中国已投入运行6个煤（甲醇）制烯烃装置，总产能276万吨/年。& &&&&&作为煤基能源化工行业的领先研究机构，亚化咨询2013年分析了中国处于运行、试车、建设和前期工作阶段的全部55个煤（甲醇）制烯烃项目。数据表明，2018年中国煤（甲醇）制烯烃的预计产能将达2365万吨/年。& &&&&&亚化咨询根据每一个项目的业主实力、项目审批进展、煤和水资源落实情况、技术签约和工程建设进度等因素，综合评估项目最终建成投产的时间和可能性，并据此得出年中国煤（甲醇）制烯烃项目的预计产能增长如下图所示。& &&&&&2012年中国净进口聚乙烯760 万吨、聚丙烯480万吨、乙烯和丙烯单体的净进口量分别为142万吨和215 万吨，因此PE、PP和乙烯、丙烯单体总进口量为1597万吨。由于中国拟在建还有约600万吨/年丙烷脱氢（PDH）制丙烯产能，以及其他新建炼油石化一体化项目的烯烃产能。因此，到2020年前后，即使考虑到中国烯烃消费量将持续增长，但在中东聚烯烃和北美页岩气聚烯烃的冲击下，中国烯烃产能过剩的可能性仍然较大。& &&&&&下游应用方面，除聚乙烯（PE）和聚丙烯（PP）外，中国煤（甲醇）制烯烃企业还建设了乙烯的下游衍生物装置：乙二醇、环氧乙烷、EVA、PVC和丙烯的下游衍生物装置：丁辛醇、环氧丙烷、乙丙橡胶。另外，由于沿海化工园区对乙烯和丙烯单体的需求旺盛，通过管道运输就近外售单体也成为富有吸引力的选项。2018年中国煤（甲醇）制烯烃下游产品结构如下图所示，PE和PP分别占中国煤（甲醇）制烯烃下游产品的35%和47%，是最主要的应用方向。& &&&&&煤（甲醇）制烯烃的产品除乙烯和丙烯外，180万吨/年甲醇制60万吨/年烯烃（MTO）装置副产10万吨/年混合C4和2.6万吨/年混合C5；167万吨/年甲醇制50万吨/年丙烯（MTP）装置副产18.5万吨/年汽油和4.1万吨/年LPG。这些副产品的合理利用对于提高装置经济性至关重要。& &&&&&对于甲醇制烯烃项目，很多企业采用CBI Lummus公司的OCT技术，以乙烯和丁烯为原料生产丙烯；或采用MTO/OCP工艺、DMTOⅡ工艺，通过对C4和C5组分的裂解，增产乙烯和丙烯。2013年10月消息，中石化中原石化实现了MTO与OCC（催化裂解制烯烃）两项技术的耦合，装置稳定运行，同样可以达到提高乙烯和丙烯选择性的效果。& &&&&&神华包头煤化工分公司投资10亿元建设碳四综合利用项目，包括异丁烯醚化生产6000吨/年产MTBE装置、2万吨/年正丁烯装置和7万吨/年2-PH（2-丙基庚醇）装置。& &&&&&对于甲醇制丙烯项目，2013年9月消息，神华宁煤以400万吨/年煤制油和两个50万吨/年MTP装置副产品石脑油、LPG为原料，建设140万吨/年裂解制烯烃、40万吨/年聚乙烯、45万吨/年聚丙烯、15万吨/年合成氨和35万吨/年芳烃抽提装置等，计划2017年建成投产。& &&&&&（来源：亚化咨询）===天然气制甲醇融合中国MTO产业链PK内陆煤制烯烃===& &&&&&亚化咨询统计，截至2013底，中国已投入运行4个外购甲醇制烯烃（MTO）项目，总计烯烃产能172万吨/年，甲醇需求量488万吨/年。2014年投料试车2套外购甲醇制烯烃装置，新增甲醇消费189万吨/年。此外，在自有煤制甲醇产能的基础上，外购一部分甲醇作为原料，是中国内陆发展甲醇制烯烃项目的新趋势。& &&&&&美国160万吨/年天然气制甲醇项目，投资总额约为10亿美元，相比中国煤制甲醇项目，单位产能投资更低。2013年美国天然气平均价格仅为3.7美元/MMBTU，约0.9元人民币/立方米，甲醇生产成本约为210美元/吨（1390元/吨）。此外，从能耗角度和环保投入方面来看美国天然气制甲醇也都更具经济性。& &&&&&资料显示，中国拟在美建甲醇项目的产品，出口至中国主要用以发展下游MTO产业链。亚化咨询认为，这些企业如果能够长期稳定获得美国廉价天然气（页岩气）资源，就地转化为方便运输的甲醇运至中国华东港口地区，那么在满足该区烯烃生产的原料需求的同时，有利于中国沿海地区外购甲醇制烯烃竞争力的提升。& &&&&&但是，亚化咨询认为，不排除未来美国大规模放开天然气直接出口，可能导致天然气价格上涨，甲醇生产成本上升。& &&&&&亚化咨询认为，进口甲醇与中国沿海MTO产业链整合，将与中国内陆的煤制烯烃形成竞争。& &&&&&基于MTO二代技术，中国典型180万吨甲醇进料的煤基一体化制聚烯烃（以PE/PP为目标产品）装置投资约为210亿元，在煤价400元/吨情境下，聚烯烃税前完全成本为6694元/吨（未扣除副产品收益），其成本结构如下图所示。& &&&&&基于MTO二代技术，中国典型的外购180万吨甲醇进料制聚烯烃装置投资约95亿元，在2400元/吨的甲醇价格下，烯烃税前完全成本为8944元/吨（未扣除副产品收益），其成本结构如下图所示。& &&&&&与煤炭产地建设的煤制烯烃项目相比，外购甲醇制烯烃装置省去了煤气化和甲醇合成工段，相应地投资要小很多。在财务、折旧费用和能量消耗下降的同时，原料费用却从25%大幅上升为71%，这意味着原料甲醇的价格对项目成本占据主要地位。当原料甲醇市场价格高于3316元/吨，外购甲醇MTO项目将无利可图。& &&&&&但是，采购国产或进口甲醇制烯烃装置都面临物流和仓储的挑战。规模为180万吨/年外购甲醇制烯烃的装置，每天需要的甲醇原料约为5000吨。为了减小供应不稳定对装置运行的影响，需要建设足够容量的甲醇储罐。这将增加装置的建设和运行成本。& &&&&&此外，沿海进口甲醇制烯烃，其中的丙烯产品，还将面临进口丙烷脱氢项目的直接竞争.& &&&&&（来源：亚化咨询）===瑞银研报===从MTO/CTO的角度看甲醇合理价格甲醇价格大幅上涨：MTO需求仅是助推器& &&&&&甲醇价格近期大幅上涨：3000元/ 吨上涨至4000元/ 吨& &&&&&近期甲醇价格大幅上涨，宁波港的甲醇价格从 11月1 日的3320元/吨，上升至12月11日的4090元/吨。甲醇期货也在一个月内从 2800元/吨上升到了3200元/吨。而且由沿海的价格上涨带动了西北、华北的价格大幅上涨，造成全国性的价格上涨。& &&&&&价格大幅上涨的背后，是宁波附近的甲醇库存大幅下跌到历史最低水平之一，导致供需失衡。& &&&&&短期供给因素之一：国际货源短缺情况严重& &&&&&近期国际装置事故频出，中东和东南亚的装置都出现了非计划性停车和检修，根据ICIS ，非计划停车的装置总产能达到了 600 -700 万吨，占到全球产能的6.3%和产量的 4.2%；占到全球非中国产能和产量的 12.6% 和8.4%。& &&&&&（1 ） &东南亚：Petronas No.1 厂，170 万吨产能，从 11月开始检修。& &&&&&（2 ） &印尼KMI 年产 71万吨的甲醇装置已经于 11月下旬开始停车检修& &&&&&（3 ） &印尼Bontang 工厂66万吨/ 年的甲醇装置将停车检修 40天左右。& &&&&&（4 ） &阿曼甲醇 105 万吨工厂，从 11月19日由于不可抗力造成停产。& &&&&&（5 ） &Iran Kharg 66 万吨甲醇的开工率由于气源因素，开工率仅为70%。& &&&&&短期供给因素之二：国内气头甲醇供应减少& &&&&&进入冬季，中国的天然气需求大增，导致供不应求，而作为价格最低的甲醇等化工天然气供应作为可中断客户，相继受到原料供应限制。导致开工率继续下降。& &&&&&而中国的气头产能占到全部产能的11%，虽然开工率较低，但即使按照平均每月50%的开工率下降到 10%计算，甲醇的供应量也大幅下降了 240 吨一个月。& &&&&&短期供给因素之三：伊朗化工出口开启或将减少对亚洲市场的供应& &&&&&从2012年开始的伊朗化工禁运对甲醇市场产生了较大的影响。因为伊朗一直是欧亚市场上重要的供应商，扮演了欧亚市场价差套利者的角色。& &&&&&禁运后伊朗只能向中国等亚洲国家出口甲醇，但无法向欧洲市场出口甲醇（此前每年伊朗向欧洲出口甲醇量为 50万吨/年），导致今年上半年持续的亚洲的甲醇市场供应偏多，而欧洲市场的甲醇供应不足，并且导致两地的市场的价差逐渐扩大。& &&&&&到今年年中中国的甲醇价格过低，导致从中国出口甲醇到美国变得有利可图，这从今年的中国的甲醇出口数据和中美的甲醇价格价差可以看出。因此中国的甲醇的港口量在不断下降。& &&&&&短期需求因素之一： MTO 开工加大了供需失衡& &&&&&由于此次的价格上涨主要是从沿海开始的MTO（甲醇制烯烃）的需求开始上升有关，今年上半年宁波禾源开工 &了 &180 万吨的 &MTO装置，今年下半年 &11月惠生的 &90万吨 &MTO装置启动，前期备货和后期开工率上升导致对外购甲醇的需求上升 。& &&&&&短期需求因素之二：中国化工需求总体旺盛& &&&&&今年临近11月，中国的化工需求持续维持旺盛，包括乙烯、正丁醇、甲醇在内的产品价格不断上升，进出口数据也持续改善。化工品港口的吞吐量也稳步上升。3500元/ 吨：MTO需求的最高接受价格& &&&&&MTO是甲醇的新增需求推动力& &&&&&甲醇的下游需求的主要结构为：& &&&&&其中MTO是甲醇需求增长的主力之一，特别大多数的 MTO的是在沿海地区，主要依靠进口甲醇，对外盘的价格十分敏感。& &&&&&另外其他产品：如甲醛、二甲醚、醋酸、MTBE的下游产品大多没有替代品，因此短期的价格承受能力反而较高。例如在此轮上涨的过程中，下游产品的从价格上涨基本传到了甲醇的价格上涨，说明下游的接受程度较高。& &&&&&MTO制烯烃的经济性& &&&&&我们根据MTO的经济性进行测算，3500元/吨的甲醇价格是 1500美元/吨的乙烯的完全成本能承受的最高价格，但是 3800 元/吨是1500 美元/ 吨的烯烃的现金成本能承受的最高价格；4000元/吨是甲醇现金成本。& &&&&&我们的MTO的盈利模型如下：& &&&&&当甲醇价格下跌至 3000 元/ 吨时，根据 1500 美元/ 吨的乙烯价格，我们预计MTO的利润为 200 元/ 吨。& &&&&&从长期看，烯烃价格和甲醇价格之间存在一定的稳态关联，当需求比较旺盛的时候，烯烃价格和甲醇价格都比较高。& &&&&&2015年可能是MTO/MTP 对甲醇需求最多的一年& &&&&&根据我们的预测，MTO投产的高峰期将出现在 2015年。& &&&&&2013年新增的 MTO产能，如果全部开满需要 270 万吨，但由于南京惠生是11月才进入开工，对全年的影响较小。而宁波禾源进入了11月之后就一直维持一半的开工率。因此全年对甲醇的需求大约在 100 万吨左右。& &&&&&2014年新增的 MTO产能，神华宁煤 MTP 项目，规模为 180 万吨的甲醇用量，虽然该项目计划外购 100 万吨，自产 80万吨。& &&&&&2015年新增的 MTO/MTP项目包括，久泰能源规模为 1 80万吨年以及阳煤恒通90万吨项目。2014Q2 甲醇供应将结束紧张& &&&&&冬季：美国冬季的需求旺盛将在冬季结束& &&&&&此次甲醇价格的上涨，部分由于外盘价格表现坚挺，包括美国和欧洲价格不断上升。其中，美国的价格上涨，得益于严寒对融雪剂的需求上升（以甲醇为原料）。因此随着严寒程度减少，我们预计需求也会减少。& &&&&&东南亚：装置将逐步重启& &&&&&东南亚中包括马来西亚的装置将最快在今年年底，和明年一季度恢复，这将对产能有重大的意义。& &&&&&中国：供气紧张将随着温度上升减少& &&&&&传统上来说一月是一年中最冷的年份，对天然气的需求最旺盛，因此我们预计随着冬天的结束，天然气供应的放松到3 月开始天然头甲醇的产量将持续上升。国内甲醇供应：增加有限 CTO 生产具有弹性& &&&&&14年甲醇产能增速有限& &&&&&总体产能看似过剩，商品量产能仅为一半IHS &预测2014年中国甲醇总产能可达 6428万吨，总新增产能 984.5 万吨，增速为30%。其中包含全国各地煤制烯烃一体化项目。由于一体化项目甲醇产能多为自用，我们将这些一体化项目排除以测算商品量产能。& &&&&&我们测算 年非一体化总产能分别为 667 万吨和802 万吨，新增非一体化产能分别为 472 万吨和 125 万吨。& &&&&&通过逐一调查新增产能项目，我们认为 2014年预见性较强的总商品量新增产为322 万吨，相对2013 年增量为227 万吨，占我们非一体化总新增产能48%，仅占 IHS 预测新增产能 23%.CTO 释放进度可能增加甲醇供应 &但不会持续& &&&&&CTO 甲醇先投产居多，有可能会增加甲醇短期产量& &&&&&由于CTO （煤制烯烃）的项目实际是分为煤制甲醇、MTO（甲醇制烯烃）两步。但两种装置之间的投产时间有所不同。& &&&&&大多数的项目是先投产甲醇为主，后投产 MTO。因为：& &&&&&（1 ）甲醇技术较为成熟；MTO现在仅有中石化炼化工程可以提供。& &&&&&（2 ）CTO 的甲醇基本为动力煤为主的甲醇，具有很强的成本优势。& &&&&&（3 ）甲醇价格的波动超过烯烃，因此保证甲醇价格稳定很重要。& &&&&&长期看：CTO 比纯粹的煤制甲醇更具有优势& &&&&&由于大多数的 CTO 装置都在西北和华北，远离主要需求市场，华东运距超过1500公里，甲醇运输成本远高于烯烃。& &&&&&而且烯烃市场大于甲醇市场，并且仍然有30%-40%依赖进口，因此不用担心需求不足。风险：大规模推广甲醇汽油& &&&&&如果甲醇作为汽油掺混，即使考虑到甲醇的热值和消费税的因素，甲醇的价格都可以承受 3602元/吨的价格。& &&&&&华东甲醇的销售价格估算 （元/吨）& &&&&&汽油出厂价（#93 号） &消费税 &甲醇/汽油热值比 &理论甲醇销售价格& &&&&&9616 &&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&1378 &&&&&&&&&&&&&&&0.45 &&&&&&&&&&&&&&&&&3 602& &&&&&如果甲醇汽油在产地加快推广，意味着当地销售的价格可以更高，那时CTO的工厂可能会因为甲醇更具有经济性，而偏向于甲醇生产。结论：甲醇价格即将回落 但仍将维持高位& &&&&&我们预计甲醇价格有可能会有所回落，特别是到明年2 季度，将出现较为明显的供应增长。& &&&&&但2014年的甲醇价格仍然将维持高位，较今年更高，均价在 3000元/ 吨以上，因为：新增产能有限，但需求增速主要是由经济增长和 MTO/MTP带动的。& &&&&&同时MTO/MTP的盈利性也决定了，甲醇的价格将在 3500元/吨以下。=======长江研报：上下游周期错配带来煤制甲醇行业性机会上游与非主要下游周期错配是甄选行业的有效方法& &&&&&上游需求周期取决于主要下游需求周期，从而产生与非主要下游周期错配的机会。对上游资源品来说，其需求周期主要取决于主要下游产品的需求周期，从而决定其产能周期，进而决定其价格周期，例如铁矿石与钢铁、炼焦煤与焦炭、动力煤与电力。但同一上游的非主要下游受其他因素影响可能与主要下游的需求周期有所差别，进而产生上游与非主要下游价格周期错配，为某些行业带来机会。这在煤炭行业周期转向之后为我们提供了一个甄选有投资机会的行业的方法。上游与主要下游周期基本重合& &&&&&价格周期由行业需求和产能周期决定，主要下游需求决定上游需求使得二者价格周期基本一致。从供需决定价格的角度来说，行业的价格周期由行业需求和产能周期决定。而上游的需求由主要下游的需求传导而定，这就导致二者的价格周期基本一致。历史上铁矿石与钢铁的价格走势，炼焦煤与钢铁的价格走势都可以从侧面印证这一观点。上游与非主要下游存在周期错配可能& &&&&&主要与非主要下游供需差异导致上游与非主要下游存在周期错配可能。各行各业的发展速度虽然总体上同受宏观经济影响，但或由于应用领域不同，或由于政策扶持力度不同，不同行业之间或多或少会有发展差异存在。主要与非主要下游这两个行业的供需差异将有导致上游与非主要下游存在周期错配可能。从页岩气革命看上下游周期错配带来的行业性机会& &&&&&美国2009年后页岩气产量爆发导致天然气价格持续低位，甲醇价格不断走高，周期错配显现。得益于美国页岩气开发技术的重大突破，天然气的市场供给迅猛增长，天然气价格在08年之后快速下降，亨利中心天然气现货价从13.3 美元/ 百万英热的高位下降到09年的3.5 美元/ 百万英热左右，并低位震荡至今，目前天然气价格仍处于低位周期。& &&&&&另一方面，能源产品的综合应用和化学衍生品生产扩张带来了甲醇需求高速增长，美国海湾甲醇离岸价也从2009年初的146 美元/ 吨一路飙涨到2013年11月的540 美元/ 吨，甲醇价格处于上升周期。由于甲醇在天然气消费中占比极小，其需求拉动对天然气整体周期变化几乎没有影响，天然气与甲醇表现出了显著的上下游周期错配。& &&&&&周期错配有助下游企业盈利改善。加拿大的梅塞尼斯公司（NASDAQ:MEOH）是国际甲醇市场中最大的供应商，核心业务为天然气制甲醇，产能约1000万吨。工厂主要设置在新西兰、特立尼达拉岛、埃及、加拿大、智力和美国，产品销往亚太地区、北美、欧洲以及拉美地区。受益于原材料价格低位及甲醇价格上涨，梅塞尼斯不断提高装置开工率，营业收入和营业利润也不断上涨（2012 年营业利润同比略有下滑），截至2013年3 季度，梅塞尼斯已实现营业利润2.98 亿美元，接近2012年全年的3.14 亿美元。营业利润率也由2009年的2.02% 提升至3 季度的17.22%，周期错配带来的低气价对于公司盈利提升起到了至关重要的作用。煤炭与甲醇周期错配导致国内甲醇新增产能减少 & &&&&& 发电需求强劲，煤价高企，甲醇景气度相对落后，新增产能减少。年，得益于发电需求旺盛，动力煤行业处于高度景气时期，煤价高企。但甲醇行业景气度由于新增产能大量投放，虽然需求增速可观，但相对景气度元不如煤炭，二者之间形成了一定程度的周期错配。高煤价给煤制甲醇企业带来巨大的成本负担，盈利艰难，甲醇开工率不断下滑。另加国家政策性限制甲醇产能无序扩张（禁止新建气头、100 万吨以下煤头装置），未来两年投产产能将放缓。& &&&&&甲醇制造与完全成本受煤价影响很大& &&&&&原料煤价格 &&&&&&150 &&&&&&&250 &&&&&&&&&350 &&&&&&&&&450 &&&&&&&&&500 &&&&&&&&600& &&甲醇制造成本 &&&853.9 &&&1065.9 &&&&1277.9 &&&&1489.9 &&&&1595.9 &&&&1807.9& &&甲醇完全成本 &&987.31 &&1199.31 &&1411.31 &&1623.31 &&1729.31 &&1941.31甲醇景气周期将与煤炭衰退周期错配 & &&&&&传统下游需求稳定，甲醇燃料、烯烃等新兴下游崛起，甲醇行业进入景气周期。甲醇传下游需求将随中国经济增速下滑而放缓，但未来仍将保持3%-5%的稳定增长。新兴游烯烃正处技术突破伊始，投资热情高涨、发展空间广阔，甲醇燃料作为清洁能源符国家环保大方向，政策推广力度也在加大，煤制芳烃技术初步成功，成为可能超预期因素。传统下游需求的“老而弥坚”叠加新兴下游需求的“英姿勃发”将使得甲醇行进入景气周期。& &&&&&需求增速回落，煤炭行业阶段性产能过剩短期难以缓解，煤价较长时期内仍将处于低位。得益于过去十年中国经济高速发展，煤炭行业持续景气。但近年来需求增长放缓使得持续扩张的产能承受压力，加之进口剧增，中国煤炭市场出现了明显的产能过剩现象，可供量/ 消费量和库存产量比持续上升。2012年可供量/ 消费量高达109.5%，煤价终于顶不住压力于2012年年中开始弱势下跌。煤炭行业自此进入阶段性产能过剩时期，受山西整合矿投产预期和陕蒙低成本供给持续压制，我们预计煤炭行业阶段性产能过剩短期难以缓解，未来2 年动力煤价格将处于低位。& &&&&&甲醇景气周期错配煤炭衰退周期，未来 2-3 年煤制甲醇迎来行业性机会。受到产能过剩及需求增速放缓影响，上游煤炭行业仍将处于衰退期，而作为煤炭的非主要下游，甲行业得益于新型下游旺盛进入景气期，甲醇景气周期错配煤炭衰退周期使得甲醇生产业将迎来低成本高收入的甜蜜时期，未来2-3 年煤制甲醇将迎来行业性机会。能源变革视角：煤制甲醇的暴利时代 & &&&&&产能投放进入相对空白期，产能产量结构稳定& &&&&&甲醇产能增速下滑，产能产量结构未来 2 年趋稳。由于 年煤价高企、西北低成本煤头甲醇产能大量投放导致甲醇行业亏损严重，政策性限制产能（禁止气头装置和煤头100 万吨以下装置）无序扩张等因素导致未来 2 年甲醇产能（非烯烃配套）投放速度明显下滑，未来产能产量格局（产能：煤头65% 、气头19% 、焦炉气16% ）基本稳定，需求保持可观增速（主要受益燃料、烯烃等新兴下游）使得甲醇行业供需面总体偏紧。& &&&&&环保倒逼中国能源变革，天然气紧缺短期难解决& &&&&&不同于以往供给端爆发导致的能源变革，中国天然气需求先行，紧缺短期难解决。不同于以往供给端爆发导致的能源变革如页岩气革命，中国天然气消费占比提升主要由于环保压力倒逼，需求先行导致天然气紧缺未来两年难以解决，并有较大的涨价压力，使得目前处于成本高端的气头甲醇成本继续上升且开工率不足（13年产量约500 万吨，占比16.7%），从而推动甲醇价格持续上平台。我们判断未来两年甲醇价格将呈现旺季暴涨、淡季回调但中枢上移的趋势（库存行为可能减弱价格波动，但不影响均价）。& &&&&&煤制甲醇将享受原材料价格低位与产成品价格上涨& &&&&&中国特殊能源变革决定甲醇价格将受天然气涨价及供应不足影响形成趋势性上涨，成本低端的煤制甲醇将显著受益。中国环保倒逼的特殊能源变革决定未来两年甲醇价格将呈现旺季暴涨、淡季回调但中枢上移的趋势。而处于成本低端的煤制甲醇将同时享受原材料价格低位与产成品价格上涨的双重有利因素。===华创研报===转型中的清洁能源供应商& &&&&&威远生化历史上以农药和兽药业务为主，自新奥控股威远集团后主逐步调整业务结构，通过2010年和2013年两次资产重组，分别注入了二甲醚资产和煤炭/煤化工资产，成为主要的收入和利润来源，而传统农药/兽药业务稳定增长。& &&&&&今年重组完成后，合并报表利润主要来自注入的新能矿业，主要是500万吨的煤矿和60万吨煤制甲醇业务贡献，从中短期来看，未来集团的收入和利润仍将主要来自煤炭和煤化工业务。但从更长期来看，随着集团上游能源技术的逐渐成熟，而公司被集团定位为上游能化类业务平台，未来有望成为国内重要的清洁能源供应商，与集团另一家上市新奥能源形成“上游资源－下游分销”的清洁能源产业链。预计未来公司将形成以煤、气资源为基础，高效循环和智能化技术为依托，清洁能源生产为核心业务结构。公司甲醇产品综合优势明显& &&&&&1.靠近原料产地和产品消费地& &&&&&内蒙、陕西等富煤地区影响开工率的主要因素是装置的稳定性，华中、华北等煤价较高地区影响开工率的主要因素是项目经济性。公司甲醇装置所处鄂尔多斯地区周边是国内甲醇产业聚集区，具有较强的原料成本优势，2012年产能718万吨、产量615万吨甲醇开工率高达85.6%，远高于国内平均水平。& &&&&&甲醇是液体化学品，运输成本高，运力也受限，因此很多成本较高的甲醇产能只能就近销售，无法长途运输到消费市场。所以在MTO/MTP项目集中的区域例如东南沿海地区（江苏、浙江）和鄂尔多斯地区将出现阶段性甲醇供应不足。其中内蒙鄂尔多斯周边地区已批复烯烃项目360万吨，其中配套甲醇720万吨，甲醇配套缺口270万吨，进一步增加了区域甲醇市场份额。& &&&&&内蒙区域拟在建烯烃项目及配套情况统计& &&已批复项目 &&配套煤炭资源 &&自有甲醇产能 &&新建甲醇产能 &&对甲醇市场影响& &&中天合创120万吨 &&&有 &&&&&&&&&&&&- &&&&&&&&&&&&&&&&&&&360万吨 &&&&&&&&&&&&&&&-& &&中煤蒙大60万吨 &&&&&有 &&&&&&&&&&&&- &&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&- &&&&&&&&&&&&&新增需求180万吨& &&久泰能源60万吨 &&&&&无 &&&&&&&&&&&90万吨 &&&&&&&&&&&&90万吨 &&&&&&减少供给90万吨& &&神华包头60万吨 &&&&&有 &&&&&&&&&180万吨 &&&&&&&&&&&&&&&&- &&&&&&&&&&&&&&&&&&&&&-& &&&&&2.技术领先，管理科学& &&&&&公司现有甲醇产能60万吨，在建产能60万吨，预计2016年投产，届时规模效应进一步增强。先进的技术和科学的管理使得公司成为国内最优秀的甲醇厂商。公司2012年仍然在外购煤炭的情况下，实现吨醇净利400元，远好于区域内的其他甲醇厂商。公司的煤制甲醇优势在方面：一是工艺和设备是国内最先进的，且单线装置全国最大；二是生产和设备管理能力。大化工装置生产管理体现在长周期运行、生产负荷和单耗上，公司现有60万吨的装置生产负荷能够达到105%，12年产量65万吨，13年预计66万吨；单耗原料煤+燃料煤2.5吨（原料煤GE1.4，壳牌炉1.26，燃料煤GE1.1-1.2，壳牌是1.2，公司已经做到GE炉较低水平）。公司其它业务贡献稳定业绩（一）二甲醚生产技术国内领先& &&&&&2012年国内90%以上的二甲醚主要用于与液化气的掺烧，另外在在胶黏剂、气雾剂、制冷剂和医药麻醉剂等领域也有应用。& &&&&&公司目前拥有23万吨的二甲醚产能（权益产能18万吨），其中张家港20万吨，蚌埠3万吨，2012年贡献9708万元净利润（张家港与蚌埠合计），是2013年重组前合并报表利润的主要来源。& &&&&&公司在原料采购、技术、管理、产品质量等方面具有综合优势，保持了领先国内竞争的对手的盈利水平。首先，在2012年国内二甲醚投产并正常运营的79家企业中，公司二甲醚产量占到国内总产量约为5%，具备一定的规模采购优势。其次，生产工艺领先，单耗低。与国内同类二甲醚生产装置相比节能达20％以上；单耗上，其中甲醇单耗1.38（行业主流1.5），蒸汽单耗0.7吨（行业主流1.5吨），根据测算吨成本低于行业平均水平300-350元；此外，公司是国内首家生产工业级二甲醚的厂商，工业级出厂价高于燃料级700-800元/吨，高毛利产品拉高公司产品的平均盈利能力。（二）煤炭现有资源储量大，板洞梁矿区成为中期看点& &&&&&上市公司2013年注入资产新能矿业，拥有王家塔矿井矿区采矿权及板洞梁煤矿矿区探矿权，其中王家塔煤矿资源储量10.9亿吨，核准产能500万吨。虽然煤炭价格自2011年以来持续低迷，但公司煤炭开采成本极低（可研报告中吨煤成本100元左右），2012年剔除并表新能源后净利润约4.39亿元，预计未来业绩贡献区间在0.51-0.59元。长期来看，公司煤炭业务的增长来自板洞梁煤矿矿区的开发（目前处于探矿阶段），未来有望再造一个王家塔。（三）农药业务不乏亮点& &&&&&公司历史上以农药和兽药业务为主，其中农药产品之前以阿维菌素、吡虫啉等产品为主，今年公司通过实施农兽药搬迁项目，选择了一批具有技术优势的新产品进行工业化生产，将改善现有产品结构，生产设备、生产工艺和自动化水平。& &&&&&之前公司农药产品以杀虫剂为主，未来将扩大除草剂和杀菌剂的份额，其中最大的看点在于公司研发多年的草铵膦产品今年已经投产，目前产能300吨，未来目标产能达到3000吨，草铵膦属于广谱触杀型除草剂，内吸作用不强，与草甘膦杀根不同，草铵膦先杀叶，通过植物蒸腾作用可以在植物木质部进行传导，目前国内能实现规模化生产的企业很少，产品供需较好。大股东实力雄厚，掌握多种先进煤化工技术& &&&&&从公司多个公告可以看出，未来集团或将定位为投资控股型公司，而公司被集团定位为上游能化类业务平台，因此我们预计目前集团在研的多项技术未来的产业化有望通过上市公司来进行，届时公司将进一步奠定在煤化工领域的领先地位，同时为未来业绩提供新的利润增长点。& &&&&&集团目前在气源技术上技术储备丰富，主要是以煤炭为基础，以高效利用技术为支持，发力发展清洁循环能源生产利用技术。（一）煤制气：立足新型气化技术& &&&&&目前国内的规划项目基本上是美国大平原项目为基础，工艺上流程上以煤炭为原料，气化生产合成气，经净化和转化后，在催化剂的作用下发生甲烷化反应，生产符合热值规定的替代天然气。合成气生产采用鲁奇炉技术，甲烷化采用鲁奇或者托索普技术。& &&&&&集团公司自主研发的催化气化技术和超临界气化技术提高煤炭的气化效率，实现煤炭资源的高效清洁化利用。其基本原理是煤和水蒸气在催化剂的作用下发生反应直接生成甲烷，反应器采用流化床，反应温度650-750℃，反应压力3.0-4.5MPa，出口煤气中甲烷含量最高可达25%；其技术优势主要体现在：甲烷和焦油联产，过程经济性较高；煤分级转化，提高系统产能；焦油和煤气分离采用间接冷凝，无废水产生。目前在廊坊本部进行已经建成了日投料5吨的中试线，已取得国内外专利技术20余项。& &&&&&国内的煤制天然气生产成本在1-2元/立方米不等，而集团公司的中试项目理论单耗大幅低于大唐公布的单耗水平，尤其是在煤耗上的降低，使得集团的煤制天然气成本有望降低到0.9元/立方米以下（200元/吨原料煤炭），而该成本已经进入西气东输出厂价0.79-1.19元/立方米的区间，是目前所有煤制天然气中经济性最高的项目。（二）地下煤气化技术：低品质煤高效利用& &&&&&集团公司早在2007年开始布局地下煤气化技术。煤炭地下气化，简称UCG技术。从根本上改变了煤炭的开采与利用方式，重新定义了“清洁煤”概念，其本质是变物理采煤为化学采煤，它集建井、采煤、气化三大工艺为一体，并有机地与下游发电、化工装置联合运行，既提高了低品质煤炭的开采与利用效率，又克服了煤炭在开采与应用环节的环保问题，最大化地达到低碳环保、循环经济的目的。& &&&&&其技术优势主要体现在以下几个方面：& &&&&&1）高效。地下煤气由于不需要将煤炭开采出来，能够节约煤炭开采过程当中形成的能耗成本。以中国神华的煤炭生产成本为例，其燃料动力成本占到煤炭生产成本的20%以上。国内几个大型矿业集团统计资料表明，吨煤生产综合耗电量约40kWh (最高达80kWh )，选煤耗电量约8kwh／t，中小型矿业集团受资源条件和生产设备的限制，能耗更高。而原煤生产能耗中，主通风机、主排水、主提升、压风占原煤生产能耗的80%。根据新奥地下煤气化数据显示，地下煤气化的合成气单位成本要比地上煤气化低40%，煤炭资源利用效率提高至70-90%；& &&&&&2）安全。实现地下无人生产，避免人身伤害，安全系数大幅提高；& &&&&&3）环保。据有关资料显示，实施地下煤气技术，可以减少CO2排放量达80%地下气化技术变传统物理采煤方式为化学采煤方式，使煤矸石、煤灰留在地下，基本避免了硫化物、氮化物、固体颗粒的污染。由于煤炭采取过程中将附带大量灰分和重金属，在洗选和尾矿处理过程中形成大量污染，而地下煤气化技术将污染物不带出矿井，减少污染物和污染处理成本；& &&&&&4）提高煤炭利用价值，降低开采成本，促进煤炭资源枯竭城市的发展，带动煤炭、电力、化工等传统产业发展。& &&&&&历经四代气化技术，经济性逐步显现。新奥地下气化工业化试验项目2007年开始建设，历经三代气化炉发展，第三代气化炉连续运行30个月，发电26个月，煤气产量达到30万方/天，其中空气煤气热值平均860大卡/方，富氧空气煤气热值平均1350大卡/方，二氧化碳煤气热值平均1950大卡/方，实现了长周期稳定运行目标，根据实际数据测算，地下气化煤气发电成本在40分/度（100MW规模），制LNG成本为1.98元/方（2亿方/年规模）。& &&&&&2012年，进行了工业性示范（第四代）气化炉研究，设计产能达到80万方/天（富氧二氧化碳煤气，热值1950大卡/方），该气化炉2012年10月点火至今一直连续稳定运行，目前气化炉处于构建阶段，煤气热值平均达到930大卡/方，产量平均10万方/天。& &&&&&2013年再获政策支持。2013年3月，获得国家能源局路条，批准进行地下气化制2亿方LNG国家示范工程工作。该项目单位甲烷气（液化完）耗电0.7度/方，耗水0.016方水/方，蒸汽0.01吨（9.8Mpa）/方，原料煤（乌兰察布褐煤，4000大卡/吨左右）4.2公斤/方。整体煤炭回采率达到75%，冷煤气效率62%左右。是一个环保、高效、低碳的新型煤炭利用技术。（三）循环经济技术：实现煤的全价高效开发和废弃物的资源化利用& &&&&&充分利用当地煤炭、风能、太阳能、沙荒地等资源，结合水资源稀缺、生态环境脆弱的特点，通过新奥自主研发的核心技术的工业化实践和产品链的组合延伸，实现煤的全价高效开发和废弃物的资源化利用，构建三大循环体系，同时形成新奥碳循环生态产业发展模式、低碳循环经济标准体系与评价指标体系。& &&&&&碳循环：通过化工产品与清洁能源产品互补生产，实现碳的高效循环利用；& &&&&&水循环：利用化工高盐水养殖微藻，微藻洗涤水回用化工生产，实现化工与生物质能源间水的循环；通过管式膜废水处理技术，中水回用，对化工生产废水循环利用，达到“零”排放，实现水循环；& &&&&&能量循环：通过采用空冷、光热转化及风电示范，大幅提升能效；采用煤的分级利用及蒸汽梯级利用以及系统能效技术，实现能量的全价高效开发与利用。& &&&&&新奥按照循环生产的理念建设国家级煤基低碳循环生态产业园区。园区的建设和运营，将为我国缓解能源紧缺与二氧化碳减排压力开辟一个新领域，催生一个低碳循环经济的新产业，对于发展新能源产业具有重要的战略意义。通过煤基低碳循环产业园区可实现化石能源与可再生能源的循环生产，提高资源利用效率，减少污染物排放。& &&&&&园区运营后预计二氧化碳减少排放50%；& &&&&&废水、COD、NH3-N、SO2、NOX实现近零排放；& &&&&&能源利用效率达到43.6%；& &&&&&微藻生物能源技术是实现化石能源与可再生能源循环生产的核心技术，在将二氧化碳转变成能源的同时，还可以生产饲料、食品、营养品、化妆品、农业肥料、化工产品等多种产品，最终形成一个全新的以“低碳循环”为特征的产业。盈利预测和投资评级（一）假设条件& &&&&&由于甲醇价格是从今年3季度末开始快速上涨，所以假设明年全年平均价格高于今年平均，但低于目前价格。& &&&&&新建60万吨甲醇产能15年以前不贡献业绩。& &&&&&煤炭销量、收入、利润基本按公司增发时承诺业绩计算。& &&&&&农药业务由于新产品投产，未来3年收入利润将稳定增加。& &&&&&二甲醚等业务基本维持稳定，毛利率13年由于甲醇价格上涨有所降低，14年后恢复到正常水平。& &&&&&各个业务费用率，公司所得税率等基本保持稳定。（二）风险提示& &&&&&目前甲醇价格上涨过快，下游烯烃、醋酸等产品基本处于亏损或者微利，预计明年甲醇价格相比目前下调概率很大，若下调幅度超预期，将给公司业绩带来不利影响。& &&&&&新建甲醇制烯烃装置投产进度若晚于预期，将对甲醇未来需求产生不利影响，进而影响甲醇价格。& &&&&&煤炭价格大幅下跌。同时转发到我的首页发布分享到：新浪微博QQ空间豆瓣人人FacebookTwitter更多...}