7月15日，中国大唐集团有限公司（简称“大唐集团”）2022年年中工作会议在京召开。今年上半年，大唐集团顺利完成“时间过半，利润过半”目标，营业收入、利润总额创新高，实现营业收入同比增长14.05%，利润总额同比增长22.21%，净利润同比增长24.37%；新开工项目新能源占比达89.87%，不断推进企业绿色转型发展；煤化工历史上首次实现整体盈利；煤炭大幅增产增供，煤炭产量完成866.93万吨，同比增长19.91%。大唐集团上半年生产经营、改革发展取得新突破新业绩，以自身增长为稳住经济大盘提供坚实支撑。

立足新发展阶段，大唐集团完整准确全面贯彻新发展理念，坚持将发展作为第一要务，加快绿色低碳转型，助力现代能源体系建设和“双碳”目标实现。大唐集团坚持服务“双碳”目标与结构调整协同推进，扩大有效投资与高质量绿色转型同向发力，统筹打好新能源提速增效、煤电提质优化、新产业振兴拓展攻坚战。上半年，大唐集团集中开工电源项目64个，包括国家第一批大型风电光伏基地24个新能源项目和3个清洁高效煤电项目，在建规模达2005万千瓦。投产后，这些项目将为构建清洁低碳安全高效能源体系、保障能源安全提供有力支撑。

大唐集团聚焦“两增一控三提高”目标，以提质增效为抓手，统筹保供增效，开展劳动竞赛，强化激励约束，紧盯关键绩效指标，强化调度管控，压实主体责任，在电煤价格同比大幅上涨、煤电板块仍然大幅亏损的挑战下，利润总额、净利润、归属母公司净利润同比实现较快增长，经营效益实现跃升。在煤化工突围脱困攻坚中，大唐集团党组坚决扛起煤炭和煤化工主体责任，优化调整攻坚策略，加快推进各项攻坚任务。上半年，煤炭产量同比增长两成，成为新的利润增长点；煤化工企业各级领导班子狠抓煤炭保供，优化营销策略，深化内部挖潜，做实市场化经营机制，迎难而上实现“破茧重生”，3个运营项目经营持续向好，实现投产10年来历史性整体盈利。

据煤化客了解，作为现代煤化工“第一个吃螃蟹的人”，大唐集团共耗资数百亿元，却深陷“煤化工”泥淖。曾被大唐集团寄予厚望的煤化工业务命途多舛，2005年，中国五大发电公司之一的大唐集团开始正式进军煤化工，内蒙古多伦煤制烯烃项目在当年获得内蒙古自治区政府备案。之后短短几年时间内，相继上马内蒙古克什克腾煤制天然气项目、辽宁阜新煤制天然气项目、呼伦贝尔煤制化肥项目及煤化工配套煤矿项目等。在油价暴跌、煤化工低迷的大环境下，持续亏损的煤化工业务已经成为拖累大唐集团业绩的一大“包袱”。

在2011-2014年高油价周期结束后，煤化工业务开始普遍亏损。其中，煤制天然气尤为突出。一直到2020年，虽然经过了10余年的攻关，总体掌握了成套技术，并能够提供可复制、可推广的天然气补充供应方案，但煤制天然气仍然面临全行业亏损。以发电为主业的企业，由于缺乏上游业务资源和经验，亏损情况更为突出。

2016年6月30日，大唐发电与大唐集团下属的中新能化科技有限公司（简称“中新能化”）签署了关于煤化工及关联项目转让协议。根据协议，以1元人民币的交易目标转让对价，中新能化从大唐发电手中接过了大唐能源化工有限责任公司100%股权、内蒙古大唐国际锡林浩特褐煤综合开发有限责任公司100%股权、内蒙古大唐国际锡林浩特发电有限责任公司100%股权、内蒙古大唐国际锡林浩特矿业有限公司60%股权，以及内蒙古克什克腾电源前期项目资产等。

多位业内人士分析，煤化工能够扭亏为盈的一个重要背景是国际原油价格上涨，使得煤化工成本优势凸显。大唐煤化工板块主要包括煤制天然气和煤制烯烃两类项目，这两类项目2022年上半年的盈利情况均有不同程度的改善。包括大唐集团在内，国内煤制天然气首次实现全行业盈利，煤制烯烃行业也表现良好。

石油和化学工业规划院能源化工处副处长朱彬彬认为，国际天然气价格上涨带动国内天然气价格上涨，油气管网市场化改革的推进使得终端天然气价格能够顺利转化为煤制天然气生产企业的收益，企业内部生产运营持续优化等多方面因素共同促成了煤制天然气行业的盈利局面。

不过，发展煤化工，是从保障能源安全和化工产业安全的角度出发的，在“双碳”目标下，煤化工产业的减排压力日益增加，未来颇具挑战。

2021年，煤化工产业迎来转机。

受地缘政治等因素影响，2021年原油价格整体呈现上升趋势，尤其是2022年1月后，布伦特原油在3月8日盘中突破139.13美元/桶。2022年上半年布伦特原油均价约为107美元/桶。

卓创资讯分析，以烯烃为例，2021年12月份，原油价格超过80美元/桶后，煤制烯烃和原油工艺制烯烃的价差开始缩小，当原油价格在2月8日超90美元/桶以后，石油化工的成本超过煤化工，并随着原油价格的变化，差距逐渐增大。高油价使得煤化工业务显现出比较优势。

终端气价的上涨则是煤制气项目盈利的主要推手。据了解，国内煤制气生产企业的天然气产品平均出厂价从2021年的2.7元/立方米上涨到2022年上半年的3.7元/立方米。考虑煤价等因素，煤制气平均生产成本在1.5元/立方米—2.5元/立方米之间，加上管输费用，按2022年上半年的情况测算，项目利润率可达到9%。

“油气管网改革后，煤制气生产企业可以自己寻找下游买家，只需向管网公司缴纳管输费。”朱彬彬说：“相比以往只能卖给大型油气公司来说，终端产品价格上涨可以更顺畅地转化为生产企业的实际盈利。”

有熟悉煤化工项目技术的业内人士透露，早期煤制气装置难以达到满负荷运行，也是制约其发展的一个因素。据中新能化官方披露，2019年大唐多伦煤化工项目就实现了满负荷生产，三台气化炉并列运行，平均负荷99%。

据了解，2022年上半年，国内煤化工行业进一步优化调整了生产运营方式，实现了安全稳定高负荷生产，煤制天然气和煤制烯烃类项目整体实现了满负荷运行。

不过，受到技术和人才等因素的制约，在改变管控模式的前提下，煤化工达产达效问题仍然突出。如若不能保证稳定产量和合理的回报，煤化工的短板依旧。寻找一个“懂煤”的合作伙伴是选择之一。

我国现代煤化工产业发展起始于“十五”，到了“十二五”期间，大型煤制油、煤制气、煤制烯烃项目先后投产。进入现代煤化工业务领域的企业主要来自煤炭、电力和化工行业。其中，部分大型煤炭企业为寻求自身多元化发展，进入现代煤化工行业并取得了较好的成绩，除国家能源集团（原神华集团）、中煤集团等中央企业外，地方能源集团也扮演着重要角色。

2022年7月25日，中国大唐集团有限公司与陕西煤业化工集团有限责任公司签署战略合作协议。双方约定，将在煤炭、新能源、清洁高效煤电、煤化工产业等领域加大合作力度。此前，大唐曾将双方共同持股的5家发电公司管理权移交给陕煤。

2022年上半年，陕煤集团实现营收2307亿元，同比增长15.2%；实现利润223亿元，同比增长114%。其中，累计生产煤炭1.14亿吨，生产主要化工产品1019万吨，同比分别增长6.4%、4.8%。

2021年12月中央经济工作会议提出，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，推动煤炭和新能源优化组合。2022年3月22日召开的煤炭清洁高效利用工作专题座谈会再次强调，要坚持从国情实际出发推进煤炭清洁高效利用。

现代煤化工，特别是煤制烯烃、煤制乙二醇等是煤炭清洁高效利用的重要方式之一，也是对石油化工产业的有效补充，在具备条件的地区适度发展有其必要性。

中国煤炭工业协会公布的数据显示，2021年，现代煤化工四大主要产业，除了煤制烯烃外，煤制油、煤制气、煤（合成气）制乙二醇产能均再创新高。

受访的业内人士认为，2022年煤化工特别是煤制气的繁荣并不意味着行业重新进入了上行期。一方面，该行业的景气程度与国际能源价格高度相关，盈利不确定性较大且风险难以控制，更重要的是，低碳转型的要求日益提高。

在生态环境部印发《2019—2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》中，大唐克什克腾煤制天然气、神华宁煤等多家煤化工企业已被纳入首批2225家重点排放单位。此外，国内现代煤化工布局以“三西”及宁夏为核心，以新疆、青海为补充，东部沿海为外延，很多项目布局在缺水的黄河流域，取水成为项目发展的重要制约因素之一。

有分析指出，短期需求价格波动带来的增长难以持续，转型才是煤化工行业实现可持续发展的根本。实现绿色发展不能局限于煤炭行业内，也要将目光放到下游重要用煤行业上，加快关键核心技术攻关，积极向下发展煤基特种燃料、煤基生物可降解材料等。

煤制天然气通常指采用已开采原煤，经过气化工艺来制造合成天然气。在实践中，业界往往把煤地下气化也作为煤制天然气的一种。全世界已投产的工业级煤制天然气装置较少，而中国的煤制天然气在规划产能层面规模列世界之最。

2021年8月，《中国天然气发展报告(2021)》对外发布。《报告》显示，2020年，受新冠疫情与低油价双重冲击，世界天然气产量为3.85万亿立方米，同比下降3.3%。其中，美国、俄罗斯-中亚地区和拉美地区产量分别下降154亿立方米、321亿立方米和194亿立方米。2020年，世界天然气可采储量188.1万亿立方米，同比下降1.2%。2020年，世界天然气消费量3.82万亿立方米，同比下降2.3%。

受新冠疫情影响，2020 年欧盟能源消费产生的二氧化碳排放量同比减少10%。能源消费中煤炭消费下降最多，几乎所有成员国石油消费也出现下滑，但天然气消费在12个成员国逆势增长。美国2020年能源消费相关二氧化碳排放量同比下降11.6%。能源消费中煤炭消费下降19.1%，石油消费下降11.8%，天然气和核电消费降幅最小，分别只有2.3%和3%。

《报告》显示，中国天然气产量增长连续四年超百亿立方米，新增储量再创新高。2020年，全国天然气产量1925亿立方米，同比增长9.8%。其中，煤层气产量67亿立方米，同比增长13.5%;页岩气产量超200亿立方米，同比增长32.6%;煤制天然气产量47亿立方米，同比增长8.8%。天然气产量增速连续两年快于消费增速，供应安全保障能力持续提升。2020年，天然气探明新增地质储量1.29万亿立方米。其中，天然气、页岩气和煤层气新增探明地质储量分别达到10357亿立方米、1918亿立方米、673亿立方米。

截止2020年底，我国天然气的产量为1924.95亿立方米，增长速率为6.3%，煤制气作为一种以煤炭为输入原料，以天然气为输出产品的新型能源产业，近年来得到了政府和企业的快速热捧，俨然已经成为中国能源消费结构战略转型中重要一环。能源供给的结构性矛盾日益突出。煤制气工业，也因此成为了中国能源行业转型的重要探索之一。

中国共有不同阶段煤制气项目接近70个，包含已投产、在建、前期准备中、已签约项目和计划项目，涉及产能超过2000亿立方米/年，大部分仍然处于计划在建状态。《加快推进天然气利用的意见》明确了进一步推进煤制气产业示范，支持煤层气、页岩气、煤制天然气配套外输管道建设和气源就近接入。《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》指出，预计2020年，煤制天然气产能为170亿立方米/年。明确建设苏新能源和丰、北控鄂尔多斯、山西大同、新疆伊犁、安徽能源淮南煤制天然气示范项目，分别承担相应的示范任务。