中国报告大厅网讯， 国内煤制气作为煤炭清洁转化、补充天然气供给的重要煤化工细分领域，投资分析一直受到能源产业资本关注。煤制气（以煤炭为原料生产气体燃料或原料气的煤化工品类）处于产业链中游加工转化环节，上游对接煤炭开采与气化设备制造，下游覆盖工业燃料、城市燃气与化工合成领域，产业发展与国家能源安全战略、煤炭资源区域分布深度绑定。我国煤炭资源禀赋呈现富煤贫油少气的特征，煤制气产业的发展长期受到政策层面的关注，产业发展节奏随能源供需格局变化和政策调整出现明显波动。
过去我国煤制气项目审批受环保约束、产业政策调整影响，整体节奏偏慢，早期获批开展前期工作的项目中，多数长期停留在前期阶段，未能进入核准落地环节。早期规划阶段，全国核准和开展前期工作的项目产能合计超过870亿立方米/年，其中2009-2012年核准项目产能151亿立方米/年，2013-2014年批准开展前期工作的项目产能722亿立方米/年，合计接近千亿立方米，但截至2015年投产仅38.03亿立方米，落地率不足5%，这一数据反映了早期产业发展面临的多重障碍，除了政策层面的谨慎，技术不成熟、天然气价格偏低、项目融资难度大都是重要影响因素。早期示范项目中，中石化新气管道项目2012年获得同意开展前期工作，直到2015年才完成正式核准，前期工作到核准周期长达3年，反映出过去煤制气项目审批的谨慎态度。
与之形成对照的是，新近落地的国能准东一期40亿立方米/年煤制天然气项目审批节奏明显加快。项目公示时间为2024年3月，2024年7月通过预审，2025年3月获得正式核准，从公示到核准仅用时1年，预审到核准仅用时8个月。这一变化反映出国内煤制气项目审批逻辑出现调整，对于煤炭资源富集的新疆地区，符合国家能源战略布局的示范项目审批效率显著提升。
国能准东一期项目总投资170.61亿元，占地面积223.85公顷，项目落地带动了新疆准东煤炭基地的清洁转化利用，也为后续同类项目的审批落地形成了示范效应。审批节奏加快的核心驱动因素在于国内天然气对外依存度持续上升，为保障能源安全，国内需要多元化的天然气供给来源，煤制气作为基于国内煤炭资源的供给补充，战略价值重新受到重视。煤炭清洁转化技术的成熟，也降低了项目的环保风险，为项目审批放开提供了技术支撑。
部分生态敏感区域的项目审批仍会保持严格管控，煤炭资源富集、环境承载力较高的北方煤炭产区，项目落地速度会明显快于其他区域。从现有数据观察，单个大型煤制气项目投资规模超过百亿元，对于地方GDP和能源产业拉动效应明显，地方政府推进项目落地的积极性也高于十年前，这也是审批效率提升的重要支撑。
我国煤制气产业发展起步较晚，早期项目推进速度偏慢，多数规划项目长期停留在前期或核准阶段，已投产项目数量和产能占整体规划的比例长期处于低位。截至2015年，全国范围内不同阶段的煤制气项目共有55个，总规划产能达到2410亿立方米/年，而已投产项目仅为5个，涉及产能38.03亿立方米/年，占总规划产能的比例仅为1.58%。2015年之后，随着产业政策调整和技术成熟，陆续有新项目投产，产能规模逐步增长，产量指标直接反映行业实际运营规模，剔除了未投产规划产能水分，更能反映行业真实规模。
表1 2014-2023年中国煤制天然气产量（单位：亿立方米）
| 年份 | 产量 |
|---|---|
| 2014 | 7.9 |
| 2023 | 65 |
十年间国内煤制天然气产量增长超过7倍，年均复合增长率超过20%，增长速度明显快于国内天然气整体产量增速。煤制天然气占国内天然气总产量的比例一直稳定在2.7%-2.8%区间，并未出现大幅提升，这意味着行业增长始终跟随天然气整体市场扩张，并未出现替代式增长。产业定位仍然是补充供给，而非国内天然气市场的主力供给来源，行业增长空间受这一定位约束，难以出现爆发式增长。
新疆作为国内煤炭资源最富集的区域，煤制气项目的成本优势最明显，测算显示新疆煤制气通过长输管道运输到东南沿海福州，终端成本大致在2.19-2.53元/立方米，国内不同区域煤制气项目的单立方米气成本差异在1-1.33元之间，差异主要来自煤炭采购成本的不同，靠近大型煤炭矿区的坑口项目，煤炭成本更低，盈利空间更大。新疆地区已投运和核准的煤制气项目，毛利率（已包含财务费用）区间为21%-39%，这一盈利水平在煤化工细分领域处于中等偏上水平，对比传统煤化工产品，煤制气直接对接城市燃气和工业燃气市场，需求稳定性更强，现金流表现更优。
煤炭成本占煤制气生产成本的比例超过60%，煤炭价格波动对行业盈利水平的影响最明显，新疆地区煤炭储量丰富，坑口价长期保持低位，为煤制气项目提供了稳定的成本基础。我国煤炭资源呈现明显的区域分布特征，昆仑山-秦岭-大别山一线以北区域集中了全国90%的煤炭储量，我国2023年煤炭储量为2185.7亿吨，新疆地区煤炭储量占全国比例超过四成，丰富的煤炭资源为坑口煤制气项目提供了充足的原料保障，也进一步锁定了成本优势，新疆未来会成为国内煤制气产能增长的核心区域，新增产能多数会集中在这一区域。北方煤炭产区尤其是新疆、内蒙古等煤炭富集区域，发展煤制气的先天优势明显，煤炭运输成本远低于东部区域，项目盈利空间更大。2022年国内煤制气行业总产能61.25亿立方米，全年实现营业收入230.8亿元，利润总额60亿元，整体营收利润率超过25%，盈利水平明显高于多数传统煤化工细分领域。
煤制气项目属于资本密集型产业，单位产能投资超过4万元/千立方米，单个百亿元级项目的投资回收期通常超过10年，长期现金流的稳定性比短期毛利率更重要，对于长期布局的能源资本来说，适合配置这类符合国家战略的项目，对于追求短期回报的财务资本来说，行业进入门槛高，回收周期长，并不适合进入。天然气价格波动会对项目盈利产生影响，国内城市燃气价格调整存在一定滞后性，原料煤价格下跌的时候，盈利会出现明显提升，原料煤价格上涨的时候，盈利会被压缩，这一波动特征需要投资者关注。煤炭价格长期低位运行的背景下，煤制气项目的盈利稳定性会进一步提升。
国内煤制气产业集中度较高，已投产项目多数被大型能源集团掌控，中小资本参与的核心生产项目较少，核心原因在于项目投资规模大，审批门槛高，技术要求高，中小资本难以满足各方面要求。大唐能源化工是国内最早布局煤制天然气的企业之一，2023年其煤制天然气年产能已经达到26.6亿立方米，占国内已投产总产能的32%，是行业内产能规模最大的企业之一。头部企业凭借资源、资金、技术和审批优势，占据了行业绝大多数产能，所有数据均为年产能口径，具备可比性。
表2 2023年中国主要煤制气项目产能（单位：亿立方米/年）
| 项目主体 | 已投产/核准年产能 |
|---|---|
| 大唐能源化工 | 26.6 |
| 内蒙古汇能煤电一期 | 4 |
| 国能准东一期（核准待投产） | 40 |
行业前五家企业的已投产产能占全国总产能的比例超过80%，产业集中度处于较高水平，头部能源企业的优势在后续新增项目中进一步放大，新核准的大型项目几乎全部由头部央企和地方大型能源集团把控，中小玩家难以获得核心生产环节的投资机会。新核准的大型项目投产后，行业集中度仍会保持上升态势，中小企业参与煤制气行业投资的机会主要集中在配套工程、运输服务等环节，核心生产环节的进入壁垒长期存在。
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