2019年煤炭行业分析报告

2019年煤炭行业分析报告
2018年12月
目录
一、褐煤、长焰煤在中国煤炭消费结构中的比重稳步上升 (4)
1、中国的褐煤分布相对集中，产量占比从5%提升到10% (4)
2、长焰煤的开发利用也是如火如荼 (6)
3、目前的褐煤、长焰煤利用模式仍可改进 (7)
二、分质利用是最切合国情，最符合褐煤、长焰煤特点的利用方式9
1、分质利用有助于缓解原油供需矛盾这个关键问题 (10)
2、分质利用能够较好兼顾煤炭的长距离外运以及就地转化 (11)
3、分质利用的油品经过加工可以符合国家标准 (12)
三、油、气回收是分质利用的关键，亟需国家级示范项目 (15)
1、碎煤干馏、提升焦油得率以及焦油组分分布是干馏的关键 (16)
2、控制飞温是加氢工艺的关键 (18)
（1）焦油加氢存在不少的路线 (19)
（2）低温焦油比较适合采用加氢精制工艺 (21)
（3）中低温焦油比较适合采用加氢精制和加氢处理工艺 (21)
（4）高温焦油可能比较适合反序工艺 (22)
3、必须重视甲烷气的回收利用 (24)
4、副产兰炭的综合利用需要跟上 (24)
四、新疆发展分质利用优点，广汇能源尤其值得关注 (25)
1、煤炭分级利用一举数得，可以充分发挥广汇的煤炭特性 (27)
2、煤炭分质利用项目的净利率可以控制在30~50% (28)
3、公司掌控的水资源情况可以确保哈密地区发展8000万吨综合利用项目
(30)
4、分质利用项目提供了一个观测公司管理能力的契机 (32)
（1）广汇发展煤炭分级利用有其内在必然性 (32)
（2）广汇的企业文化决定了分质利用项目的被顺利挖掘 (33)
5、公司在发展分质利用国家示范项目方面责无旁贷 (35)
6、白石湖方向的煤炭利用模式还有优化空间 (37)
7、预测与财务分析 (38)
（1）预测的基本假设 (38)
（2）催化剂以及风险因素 (38)
一、褐煤、长焰煤在中国煤炭消费结构中的比重稳步上升
长期以来，中国的煤炭利用以烟煤、无烟煤等煤化程度较深的煤炭为主，但是随着开发强度的加大，这些煤炭资源供求关系逐步趋紧，煤化程度较浅的长焰煤、褐煤的综合利用也逐步提上日程。

概略估计，褐煤、长焰煤在煤炭产出中的占比从“十一五”初期的10%提升到20%左右。

1、中国的褐煤分布相对集中，产量占比从5%提升到10%
我国的褐煤资源量大约3194.38亿吨，约占全国煤炭资源量的
5.7%；探明保有储量1300亿t，占全国煤炭总储量的13%左右。

我国褐煤资源分布相对集中，主要集中在内蒙东部、黑龙江东部和云南东部。

褐煤是煤化程度最低的煤类，特点是水分含量高，氧含量高（无水无灰基20％左右），内水丰富（全水分高达30～50％），挥发分高，发热量低且热稳定性较差，不宜长距离运输。

根据国内176个井田或勘探区统计资料，褐煤全水分高达20-50%，灰分一般为20-30%，收到基低位发热量一般为11.71-16.73MJ/kg(2800-4000 kcal/kg)。

目前，全国褐煤产量大约占煤炭总产量的10%左右，而2005年这一比例不足5%。

在2006年1月17日国土资源部和国家发改委划定设立
的第二批煤炭国家规划26个矿区中包含了胜利、白音华、扎赉诺尔、霍林河、宝日希勒和伊敏等6个大型褐煤矿区。

在国家发展改革委员会2007年1月发布的煤炭工业发展“十一五”规划中建设的13个大型煤炭基地中也包含了以褐煤为主的蒙东和云贵两个煤炭基地。

由于褐煤高水分和高灰分，再加上褐煤易风化和自燃的特性，不适合远距离输送，目前褐煤主要用作局部地区的动力燃料。

但是，褐煤可以在高温缺氧的条件下，脱除内水，分解羟基官能团，使得褐煤内部的焦油迁移，毛细孔倒坍、封闭，产生交联。

可以极大提高褐煤的综合利用性能。

近年来，褐煤提质在蒙东等地得到快速发展，褐煤提质的过程中会伴生一些中低温焦油以及荒煤气，如何利用好这些产品也是这些企业比较关注的话题。

2、长焰煤的开发利用也是如火如荼
长焰煤是变质程度最低的一种烟煤，是煤化程度仅高于褐煤的最年轻烟煤。

长焰煤的挥发分特别高，燃烧时火焰长，因此而得名。

长焰煤的干燥无灰基挥发分(见煤的分析)Vdaf>37％：拈结指数G簇35。

长焰煤的粘结性很弱，一般不结焦，是非炼焦煤(见炼焦用煤)，主要作为动力和化工用煤。

中国长焰煤主要分布在辽宁的阜新、调兵山，陕西府谷、神木，新疆的准格尔煤田、伊利盆地等、河南义马等地。

目前的神木、府谷以及鄂尔多斯一带的煤炭基本都是长焰煤。

3、目前的褐煤、长焰煤利用模式仍可改进
煤炭是千百万年来植物的枝叶和根茎，在地面上堆积而成的一层极厚的黑色的腐植质，由于地壳的变动不断地埋入地下，长期与空气隔绝，并在高温高压下，经过一系列复杂的物理化学变化等因素，形成的黑色可燃沉积岩。

在整个地质年代中，全球范围内有三个大的成煤期：(1)古生代的石炭纪和二叠纪，成煤植物主要是孢子植物。

主要煤种为烟煤和无烟煤。

(2)中生代的侏罗纪和白垩纪，成煤植物主要是裸子植物。

主要煤种为褐煤和烟煤。

(3)新生代的第三纪，成煤植物主要是被子植物。

主要煤种为褐煤，其次为泥炭，也有部分年轻烟煤。

直觉上看，不同成煤年代的煤炭特性不同，最佳的利用模式也存在不小的差异。

需要结合资源禀赋、科技水平，综合权衡，确定出最佳利用模式。

按照现代科学的认识，煤是由许多结构相似但又不完全相同的基本结构单元通过桥键连接而成的。

结构单元由规则的缩合芳香核与不
规则的、连接在缩合芳香核上的侧链和官能团两部分构成。

一般而言，随煤化程度的提高，煤分子的结构单元呈规律性变化，侧链、官能团数量减少，结构单元中缩合环数增加。

煤化程度不高的煤炭含有较多的非芳香结构和含氧基团，芳香核的环数较少。

年轻煤的规则部分小，侧链长而多，官能团也多，因此形成比较疏松的空间结构，具有较大的孔隙率和较高的比表面积。

对于这一类煤炭，如果能够想办法打开这些桥键，就可以得到很多不同的化学物质，这种利用方式可能直接利用煤炭中的结构能，是一种非常切合褐煤、长焰煤的利用特点的煤炭利用方式。

二、分质利用是最切合国情，最符合褐煤、长焰煤特点的利用方式
所谓的煤炭分质利用，就是以中低温干馏的方式，打开褐煤、长焰煤里面的桥键，得到提质后的煤炭以及一些低分子或者大分子化合物，这些化合物经过进一步的处理就可以得到符合国家标准的油品以及其他产品。

对于褐煤、长焰煤，根据煤炭挥发分的不同，焦油的铝甑收率大约在10~18%不等。

一个典型的加工方案的产品平衡图如图。

这种利用模式的最大的特点，简单概括就是，宜煤则煤，宜油则油。

1、分质利用有助于缓解原油供需矛盾这个关键问题
仔细分析中国能源的供给结构和消费结构后，不难看出，油气领域始终是中国能源供需的症结所在。

按照国内石油专家的推断，可预计的未来，中国的原油产出大体在1.8~2 亿吨/年左右，中国政府希望2020 年的原油对外依存度的上限控制在60%，届时原油需求希望控制在4.5~6 亿吨的水平。

但是一方面由于快速增长的私人轿车保有量，一方面得益于经济的快速发展，中国的原油需求在2020 年之前仍会快速增长。

我们的预测表明，即使采取一系列调控措施，中国到2020 年的原油需求仍
有可能会达到9 亿吨，大体会在现有的基础上增长4 亿吨。

比国内专家估计的2020 年的消费水平要高出50%。

根据国家统计部门的统计，目前，中国的原油对外依存度已经达到56%，大约是中国政府设定的2020 年左右的对外依存度目标。

目前的长焰煤、褐煤产出大约35 亿吨，如果将其中的褐煤、长焰煤经过分质利用再行利用，大约可以产出4~5000 万吨油品，这对中国这样一个原油对外依存度不断飙升的过度而言意义毋庸置疑。

2、分质利用能够较好兼顾煤炭的长距离外运以及就地转化
中国的煤炭资源分布不很均匀，总体格局是煤炭资源与地区经济发展程度以及水资源分布呈逆向分布。

新疆、内蒙等煤炭调出大省都强调煤炭的就地转化率，但是经济发展程度以及水资源一直是就地转化的最大拦路虎。

分质利用恰恰是一个投资不大、水耗不高，效益较好的就地转化方案，同时这个转化方案和煤炭资源发生外调煤炭的国情也不相悖。

我们以新疆地区为例，如果以传统的煤化工技术路线就地转化煤炭，对于1000万吨的原煤加工量，需要投资300亿元左右，水耗2500
万吨左右，如果改用分质利用，水耗可以下降到300多万吨，只有原来的七分之一，投资可以下降到80亿元左右，只有原来的四分之一。

对于西部这种水资源匮乏，融资能力也不很强的地区而言，其优势不言自明。

同时，这种利用方案仍会副产大约50~60%的提质煤，这些提质煤的热值会超过6000Kcal/Kg，同时挥发分也从原来的30%以上下降到10%左右，不仅可以节省单位运输成本（热值提高导致），而且可以有效避免挥发分过高带来的运输隐患。

目前国内存在大量的煤炭就地加工转化方案，但是这些方案无一例外，都是强调将煤炭就地吃干榨尽，煤炭分质利用的宗旨不在于此，在于就地简单加工，宜煤则煤，宜油则油，宜气则气。

可预见的时间框架内，中国的能源消费结构尚难以完全摆脱对煤炭的依赖，煤炭的绝对消耗量仍在快速增加。

从这个角度看，煤炭分质利用可以一举多得，对于本地政府而言，以尽可能少的水资源实现煤炭资源最大限度的就地转化，对于煤炭调入身份而言，也不至于出现无煤可用的尴尬境界，对于铁道运输部门而言，同样的扯皮可以多运输20%以上的能源物资。

3、分质利用的油品经过加工可以符合国家标准
毋庸讳言，历史上焦油的口碑并不很好，人们很难讲又黑又臭又
黏的焦油和成品油联系起来。

尤其是，国内近年年有一些上市公司也在从事恩油加氢，其效果不尽如人意，使得投资者对焦油加氢心中是半信半疑。

焦油是煤炭在干馏的过程中副产的一种黑褐色黏稠产物，按焦化温度不同所得焦油可分为高温焦油、中温焦油、中低温焦油和低温焦油。

对于煤炭分质利用而言，一般是中低温焦油和低温焦油为主。

中温焦油主要来自600-800℃的气化炉与900-1000℃的立式炉炼焦工艺，也是一种黑褐色粘稠物质。

和高温焦油相比较，中温焦油的焦油产出较高，产量大约占生产用煤量的6~8%左右。

焦油组分中沥青的含量大约只有30%，其他物质中，酚类以及中油的含量较大，酚类物质含量有30%以上。

酚类物质主要是一些低级酚，中油主要由脂肪烃与芳香烃组成。

一般经过深加工得到酚类、直链烃、燃油等。

低温煤焦油主要来自与低变质程度煤（褐煤、长焰煤以及不粘煤）为原料的煤气发生炉与用于生产半焦、褐煤干燥等工艺中。

干馏温度在低温段，即450-650度之间，是煤炭的一次热解的产物，其组成会随着煤炭种类与干馏条件差异而不同。

低温煤焦油是一种褐色液体，密度小黏度大，具有特殊的气味。

在蒸馏试验中在350度时，蒸出率
为50%，初馏点高，表明含有轻质馏分少。

低温焦油中酚类含量较高，达到40%，有机碱与烷烃、烯烃类含量低，环烷烃与芳烃各占10%、20%，中性氧化物的含量为20-25%，沥青为10%。

对于高温焦化产物而言，由于焦化温度太高，部分产物缩聚，产物中双环、三环物质偏多，一般的加氢工艺难以完全打开这些多环芳烃，从而容易诱发十六烷值不达标、多环物质超标等问题。

对于中低温焦油而言，由于干馏温度不高，产物中多以单环、双环物质为主，单环物质经过简单加氢即可得到链烷烃。

双环芳烃打开的程度取决于加氢深度，不过，荒煤气中的氢含量满足加氢需要绰绰有余。

从这个角度看，完全不必要担心产品质量是否会达标。

三、油、气回收是分质利用的关键，亟需国家级示范项目
如前所述，分质利用最适合的煤种主要是低变质烟煤、褐煤。

从中国的煤炭资源分布看，内蒙、新疆以及榆林一带的煤种基本都是低变质烟煤。

随着这些地区的煤炭开发利用程度的加深，分质利用开始提上日程。

粗略统计，全国目前在建、拟建的煤焦油加氢项目超过30 个，投资规模近1000 亿元，煤焦油加氢总产能达1700 万吨。

以现有的技术水平和煤焦油收率计算，将新增兰炭产能1.7 亿吨/年，消耗块煤近3 亿吨/年。

既有大唐、华电这样的央企，也有陕煤等地方国企，还有不少民营企业，比如庆华集团等等，涉足其间。

但是目前的发展格局仍然略显混乱，我们认为国家层面需要有示范项目，示范项目必须同时兼顾油、气的综合利用，不可偏废。

1、碎煤干馏、提升焦油得率以及焦油组分分布是干馏的关键
煤的热解（干馏）是指在隔绝空气(或在非氧化气氛)条件下将煤加热，最终得到煤气、焦油和半焦的加工方法。

按加热终温、加热速度、加热方式、热载体类型、气氛、压力等工艺条件分为不同类型。

内热立式气流炉最为大众，但是如果吹毛求疵，还有不少可改进的环节。

国内的中低温干馏装置大多以褐煤、长焰煤中的块煤为原料。

对于内热立式气流炉，块煤粒度原则上不低于30mm，经过努力，粒度可以降低到10~20mm。

但是，我们知道，褐煤、长焰煤的一个重要特点就是煤炭易碎，末煤含量偏高。

陕北地区的块煤、碎煤以及末煤的比重分别是43%、15%以及43%，即使是到厂块煤，仍有10~15%的煤炭可能变成碎煤或者末煤。

38块的价格大约550元/吨，但是末煤的价格只有400元/吨，因此能否利用末煤进行干馏就成为非常重要的研发方向。

目前的内热立式气流炉，焦油的得率大约只有67%，显然，提升得率也是关键。

就目前的已有的研究而言，末煤干馏可能是一个方向，由于粒度下降，这种利用方式的焦油得率可以达到铝甑收率的90%，但是目前荒煤气热除尘环节还不太过关，容易导致焦油中含尘量过高，影响焦油品质。

焦油的分子量分布相对较宽，直接导致加氢精制过程风险加大，催化剂容易飞温。

控制焦油的产品分布也是关键，可能的方向在于控制好焦化温度和接触时间，可能取得突破的是间接换热的热解方法和超短接触时间的热解方法（如等离子体）。

不过，考虑到中国巨大的煤炭需求，末煤干馏与否并不影响分质利用的技术可行性以及经济性。

2、控制飞温是加氢工艺的关键
焦油深加工这个概念已有数十年的历史，但是产业化一直磕磕绊绊，主要的原因有三，首先，国内在加氢设备的材质、装备加工等环节一直不过关，近年来，材料领域才有所突破。

其次，对焦油加氢的机理认识有不到的环节，加氢精制有一些技术难点需要突破，焦油加热的时候，高温换热器容易结垢，加氢精制阶段，轻组分比较活跃，
容易造成催化剂温度升温，如果控制不当，可能加氢精制催化剂就具备裂化能力，一下失控飞温。

最后，不同的焦油差异较大，对于高温焦油，加氢裂化是关键，对于中低温焦油而言，精制是关键，由于焦油组分及其复杂，所以加工方案不能照抄照搬。

煤焦油加氢技术，其工艺过程主要基于石化行业的加氢精制、加氢裂化和加氢改质，对应的成熟技术包括催化裂化、延迟焦化等等。

但由于煤焦油的组成主要以芳香族有机化合物为主，且含有超过
70wt%（wt 表示质量分数）的多环化合物，因而较石油更难加氢处理。

比如，就催化裂化技术而言，其反应机理只适用于饱和烃或含饱和烃侧链的芳烃，对于煤焦油这种以多环芳烃为主的原料油,由于生焦太快，无法发生芳烃饱和、开环，进而裂化反应。

因此，催化裂化技术实际上并不适用于煤焦油加氢。

（1）焦油加氢存在不少的路线
煤焦油组分复杂，其中的多环芳香烃经过加氢可以得到清洁柴油馏分和副产芳潜较高的催化重整原料或清洁车用汽油调和组分，但是其中的胶质、沥青质就很难被转变成油品。

不同的加氢方案的首要的差异就在于如何处理这部分胶质、沥青质。

按照胶质、沥青质的处理工艺不同，焦油加氢方案可以分为馏分油加氢、延迟焦化方案以及全馏分有加氢方案。

馏分油加氢方案比较简单，煤焦油首先经过预处理装置蒸馏，部
分胶质、沥青质、残炭就残留在重质馏分中作为燃料油外卖，胶质、沥青质、残炭等杂质控制在一定范围内的轻质馏分油经过加氢精制和加氢改质等手段得到满足国家标准的成品油。

延迟焦化技术是石化行业常用的处理减压渣油的技术方案。

可能的问题在于煤焦油的化合物组成特殊，加之延迟焦化反应过程无催化剂参与，无法改变煤焦油原料化学结构，使其达到石油原料要求。

因此，延迟焦化所得的焦炭大多不能满足石油焦的质量要求。

与此同时，由于煤焦油的氢含量仅为6wt%左右，而普通延迟焦化原料渣油的氢含量普遍可达11wt%，使得延迟焦化处理煤焦油不仅轻质油收率低，生焦率高，而且所产油品是未达到成品油标准的中间产品，仍需进一步加氢处理，增加了装置综合能耗。

全馏分加氢方案，这种方案的主要问题有两个，首先是氢耗太高，其次，全馏分的胶质、沥青质、残炭较高，采用加氢工艺时会堵塞催化剂的床层，产生压降，影响催化剂的运转周期，需要采取措施适当降低胶质、沥青质和残炭等杂质。

（2）低温焦油比较适合采用加氢精制工艺
该工艺设置一个加氢精制反应段，反应器装填高耐水、抗结焦和高脱氮活性的加氢精制催化剂，反应产物经过换热后进入高压和低压分离器进行气液分离，分离出的液体产物进入产品分馏塔，切割出液化气、石脑油、柴油调合组分等产品。

该工艺具有流程比较简单，液收产品较高，投资较少等特点。

但是由于只有加氢精制段，产品质量改善幅度不大，加氢柴油馏分十六烷值较低、凝点较高只能作为0#柴油调合组分。

同时由于没有装填裂化催化剂，可能会产生部分未转化油。

（3）中低温焦油比较适合采用加氢精制和加氢处理工艺该工艺设置加氢精制和加氢裂化两个反应段，加氢裂化的催化剂含有分子筛组分，对水、有机氮都比较敏感。

所以加氢精制生成油需要换热冷却后，进入高压和低压分离器，分离出的液体物流通过气提塔分离出反应水，然后进入加氢裂化反应段，进一步改质来改善产品
质量。

该工艺由于采用加氢改质反应过程，切割的煤焦油进料会全部转化成石脑油和柴油调合组分。

同时产品密度、凝点十六烷值进一步改善。

（4）高温焦油可能比较适合反序工艺
高温焦油高含氮、含氧，需要采取特殊的处理工艺。

一个典型的流程就是加氢裂化－加氢处理（FHC-FHT）反序串联工艺技术。

该工艺设置两个串联使用的反应段，R1 装填高耐水、抗结焦和高脱氮活性的加氢精制催化剂，用于新鲜原料和R2 反应产物的深度加氢处理，R2 反应段装填根据特定需要优选的加氢裂化催化剂，用于循环油深度加氢转化。

界区外来的新鲜原料现与R2 反应段物流混合，而后进入R1 反应段进行深度加氢处理，R1 反应产物经过换热后进入高压和低压分离器进行气液分离，分离出的液体产物进入产品分馏塔，切割出液化气、石脑油、柴油调合组分等产品，分馏塔底未转化尾油循环到R2 反应段进行加氢裂化。

3、必须重视甲烷气的回收利用
从流程匹配的角度看，目前的分质利用项目有不少问题。

荒煤气中的氢气满足焦油加氢绰绰有余，由于这些项目基本都在三北地区，缺乏耗氢产品，可能的做法在于外购焦油，但是这种利用模式显然是三个瓶子两个盖，不是一种可持续的利用模式。

另一个可能的做法是经过变压吸附转换成甲烷，但是比较现实的问题是甲烷和氮气不经过深冷无法有效分离，只能作为低热值燃气发电或者提供热量。

比较理想的模式是从工艺上改进，以假空气为原料进行干馏，产品方案则保持一点弹性，使得产品可以在焦油加氢或者甲烷气灵活平衡。

4、副产兰炭的综合利用需要跟上
中、低温干馏项目的主产品是兰炭，电石、铁合金等领域是国内兰炭的主要消费领域，年消费量大约就是5000 万吨左右。

对于块煤干馏而言，如果兰炭市场出路不足，富余的兰炭只能作为动力煤外销。

如果末煤干馏技术过关，会得到大量的焦末，这些焦末可以进一步研磨、筛分，用于喷吹，不过喷吹煤的市场还是相对有限。

我们知道，褐煤、长焰煤的成浆性一般不会太好，只能维持在40~50%，但是半焦的成浆浓度可以大大提升，能够到60%，如果打开这个市场，将会极大推进国内的煤化工产业。

四、新疆发展分质利用优点，广汇能源尤其值得关注
广汇能源原为一家石材类上市公司，从2002 年起开始，公司谋划向能源类公司转型。

目前公司正在逐步剥离原有业务（主要包括商品贸易、石材、塑钢门窗制造、房地产业务），且已经获得了煤、油、气三大资源，下游涵括煤炭销售、煤化工、液化天然气加工以及油气开采等几个方向。

公司进入煤炭市场之初，对煤炭市场的供需格局做了大量的调研，认为热值是未来煤炭市场竞争的根本，所以公司在进军哈密地区的煤炭市场的时候没有从交通入手，而是选定了煤炭热值最高的淖毛湖、三塘湖一线。

目前集团层面看，哈密地区的煤炭资源量大约是100 多亿吨，煤炭资源分布于五个区块，隶属广汇新能源、伊吾煤业以及伊吾能源三家公司。

广汇新能源由广汇能源、新疆安海股权投资有限合伙企业以及新疆生产建设兵团农业建设第十三师兴达矿业有限责任公司持股，持股比例分别为94%、5%以及1%，其中新疆安海股权投资有限合伙企业的受让价格为12.5 亿元；伊吾煤业由广汇新能源以及广汇集团持股，持股比例分别为84.21%以及15.79%；伊吾能源由广汇集团、瓜州物流（广汇能源的全资子公司）以及中能颐和持股，持股比例分别为45%、40%以及15%。

其中中能颐和受让广汇新能源9%的股权的转让价格为12 亿元。

由于井工矿成本较高，开采技术难度偏大，在红淖三铁路投运之前以及中卫、川渝地区打开局面之前，不必考虑井工矿的开采事宜。

目前哈密地区的煤炭开采以露天煤矿为主，主要集中在白石湖矿区，该矿区的现有3 个作业面，产能大约2000~2500 万吨，远期可以拓展到3000~3500 万吨左右；东部煤田预计13 年底会新增加两个作业面，形成产能2000万吨（500+1500），远期还能增加两个作业面，合计形成产能3000 万吨；三塘湖方向的两块煤田可以分别建设一个露天煤矿，预计14 年底达产，届时可以增加产能2000 万吨。

从这个角度看，。