新型煤化工行业分析报告.docx
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新型煤化工行业分析报告.docx
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新型煤化工行业分析报告
2014年新型煤化工行业分析报告
2014年3月
目录
一、新型煤化工政策转向积极4
1、政策层面予以定性5
2、项目层面推动加速5
3、指标层面严格控制5
二、煤炭清洁利用前景广阔6
1、战略性8
2、经济性9
3、技术储备9
三、煤制气行业发展路线图10
1、煤制气行业的现状10
2、煤制气的投资分析12
四、煤制油行业发展路线图13
1、煤制油行业的现状14
2、煤制油的投资分析15
五、现代煤化工的空间布局16
1、发展煤化工的三大要素16
(1)水资源16
(2)煤炭资源16
(3)环境容量16
2、我国煤、水资源分布不均衡17
3、节能、节水将是未来的发展方向18
4、碳税对煤化工行业的影响有限18
六、行业加速发展带来的投资机会19
1、建筑工程板块投资机会20
(1)东华科技20
(2)三维工程22
2、环保板块投资机会23
(1)煤化工水处理市场前景广阔23
(2)项目及市场展望26
(3)投资机会26
3、装备板块投资机会27
(1)煤化工设备品类繁多27
(2)煤化工装备投资巨大,制造商迎来千亿盛宴28
(3)煤化工装备企业众多,压力容器制造商弹性最大29
七、风险因素30
一、新型煤化工政策转向积极
以煤制气、煤制油为代表的新型煤化工,是煤炭清洁利用的重要手段,随着相关技术的逐渐成熟,新型煤化工将加速发展。
在此背景下,国家近期召开了煤炭清洁利用专家咨询会,就我国发展煤制油和煤制气的必要性、基本原则、规划目标、技术准入指标等重大问题听取专家咨询意见。
会议达成以下共识:
“一是不可原地踏步停止发展。
煤制油、煤制气符合我国国情,是在“富煤、贫油、少气”的资源条件下,保障油气供应安全和推动能源结构调整的迫切需要和现实选择。
二是不能遍地开花过热发展。
我国大部分富煤地区水资源缺乏、生态环境脆弱,煤制油、煤制气对资源环境条件要求高,应定位于国内油气供应的重要补充,科学把握发展节奏,严格控制产业规模。
三是禁止违背规律盲目发展。
要做好“六个坚持”,禁止产业盲目发展和无序建设。
坚持清洁高效转化,制定并执行严格的技术准入指标;坚持示范先行,近期重点组织实施好示范项目;坚持科学合理布局,优先在新疆、内蒙古等煤炭资源丰富、综合配套条件好的地区发展;坚持“量水而行”,以实际可用水量确定产业规模;坚持自主创新,推广应用具有自主知识产权的技术装备;坚持多元化替代,推动多种替代路线的示范。
”
我们认为,此次会议内容至关重要,为未来几年新型煤化工的大力发展奠定了基调。
1、政策层面予以定性
会议明确提出煤制油、煤制气是符合国家能源结构、符合国家产业政策的煤炭清洁利用的有效模式。
较之前国家公布的相关较为谨慎的产业政策,此次会议和之后将于近期发布的煤制油、煤制气指导意见,我们认为将更加积极地鼓励和支持在符合相关条件的地区大力发展新型煤化工产业。
2、项目层面推动加速
此次会议明确提出确保已有示范项目的连续稳定运行,强化生态环境的经济技术指标要求,加快已规划示范项目的核准工作。
目前获得国家发改委发放“路条”的项目有十几个,但是这些项目由于审批周期长,目前都尚处于较为前期的阶段,此次会议明确提出要推动这些项目快速实施。
此外,我们预计未来仍将有一批符合相关产业政策、资源配套完善的项目将获得核准。
3、指标层面严格控制
此次会议对于项目的能源转化效率、环保节能、经济性都有更严格的要求。
随着煤炭清洁利用相关指标的日益严格,对于煤制气、煤制油工艺技术、节能环保的要求也日益提升。
我们认为,通过一批示范性项目的建成运转,新型煤化工项目将得到进一步验证,在国家宏观政策的指导下,煤化工将迎来高速发展的阶段。
二、煤炭清洁利用前景广阔
我国是“富煤、贫油、少气”的国家,煤炭在一次能源消费中占有基础性的地位,根据2013年统计,煤炭占一次能源消费的比重约为67%。
丰富的煤炭资源、稳定的煤炭供应以及较强的比价优势,使得整个工业体系对煤炭消费过分依赖,加之环保措施缺乏,大气污染逐年加剧。
煤炭生产利用过程中排入大气的污染物质主要是粉尘、SO2、CO2以及氮氧化物,我国煤炭从品质看,高硫高灰煤的占比较大,大部分原煤灰分含量25%左右,据相关研究统计,85%的CO2以及60%的氮氧化物来自于煤炭的燃烧。
此外,我国大部分煤田的甲烷含量较高,开采过程伴随瓦斯气排入大气,对环境也会构成严重的威胁。
从过去几年统计数据看,大气主要污染物排放量占煤炭产销的比重确实在下降,烟尘排放量也有了明显的下降,但工业二氧化硫的排放总量基本维持在每年2000万吨左右的水平,因此,后续煤炭的清洁利用,硫化物等污染物质的减排等课题也更显迫切。
随着大气污染的加剧和治理的迫切性要求,煤炭清洁利用也被提上日程,广义上来讲,煤炭清洁利用涵盖的范围很广,不仅包括清洁利用技术本身,也包括能源效率的提高。
从利用流程上来讲,煤炭清洁利用技术可以分为燃烧前处理、燃烧中处理、燃烧后处理以及转换技术。
从目前应用实践看,煤炭前后端的清洁利用途径已基本实现大规模推广,而相关的能源转化技术尚待发展及产业化。
煤制油和煤制气未来有望成为我国煤炭清洁利用的主要路径之一。
1、战略性
我国资源分布决定了石油和天然气的产量稀缺性,石油及天然气的进口依存度逐年提升。
目前石油的进口依赖度约为65%,天然气也已经突破了30%,从能源安全的角度看,逐步发展煤制油、煤制气是我国能源安全的长期战略。
2、经济性
目前煤价已下跌至2008年初的水平,按照相关研究测算6000大卡煤价在600元以下,石油价格在80美元以上时,煤制油有相对的成本优势。
按照目前市场煤价测算,坑口煤制油项目的煤价远低于上述测算标准。
同时,从已经投产的煤制气项目看,单位制气的成本基本在1.6-2.2元/方的水平,也可实现盈利。
从经济性的角度看,煤制油、煤制气目前也是可行的。
3、技术储备
目前,有中科院大连化学物理所等科研机构、大唐集团、神华集团等电力、煤炭企业涉足煤制天然气领域,积累了相当的技术,并且部分项目已正式投产。
神华、伊泰、陕煤及广汇等企业的煤制油等煤液化项目也已完成小规模试产,从技术上看,大力发展煤制气和煤制油项目的条件也已成熟。
三、煤制气行业发展路线图
煤制气是指煤经过气化产生合成气,再经过甲烷化处理,生产代用天然气(SNG)。
煤制天然气的能源转化效率较高,技术已基本成熟,是普通天然气有效的替代路径。
国内天然气供应的缺口正逐年加大,对外依存度更是呈快速上升之势。
据有关数据预测,到2020年,国内天然气缺口将达1000亿立方米。
2013年,中国天然气对外依存度达31%,与2010年12.8%相比,呈成倍增长态势。
这从客观上加大了对非常规天然气及替代天然气的需求力度,除页岩气开发力度加大外,煤制天然气在国家“十二五”战略中也被寄予厚望。
1、煤制气行业的现状
在国内天然气新增技术和经济可采储量减少,勘探难度增加,新发现储量品质下降的大背景下,国家在“十一五”期间开始推进煤制天然气示范工程项目。
其中“十一五”获得国家发改委正式核准的有大唐内蒙古赤峰40亿立方米/年、大唐辽宁阜新40亿立方米/年、庆华新疆伊犁55亿立方米/年和汇能内蒙古鄂尔多斯16亿立方米/年,四个项目产能合计151亿立方米/年。
其中,大唐内蒙古克旗煤制天然气示范项目一系列13.3亿立方米/年装置投运,2013年12月正式向中石油北京段天然气管线输气;庆华新疆伊犁一期13.75亿立方米/年煤制气装置开始向中石油伊霍支线供气。
2013年中国实际形成的煤制气产能为两个项目总计27亿立方米/年,其中大唐克旗项目2.75元/立方米的含税结算价格引人注目。
在“十一五”示范工程的基础上,2013年国家推动新的一批项目的示范,本次示范对于煤制气项目的工艺技术选择、能源利用效率提升、环保三废处理均提出了较高的要求。
截止目前,新发路条项目6个(其中部分是联合项目或者区域带项目)。
这些项目位于内蒙古和新疆。
中石化新疆煤制气管线的建设将为新疆准东的煤制气项目解决产品运输问题,新疆伊犁地区的煤制气项目则主要进入中石油西气东输管道。
截至目前,已获路条的煤制气项目总产能接近800亿方,但实际投产的仅有30亿方。
我们认为剩余煤制气产能将会加速建设。
2、煤制气的投资分析
目前40亿方/年的煤制气项目投资在260-300亿,较十一五的项目有所增加。
这主要是由于新的示范项目对气化炉的选型、热电装置的配套、环保设施的配套等要求均有一定的提高所致。
从投资分类来看,其中一半左右的投资集中在设备领域,其余建筑、安装等占另一半。
厂区内总投资中,气化、净化、空分和甲烷化投资额占比较高。
四、煤制油行业发展路线图
煤制油是以煤炭为原料,通过化学加工过程生产油品和石油化工产品的一项技术,包含煤直接液化和煤间接液化两种技术路线。
煤的直接液化是将煤在高温高压条件下,通过催化加氢直接液化合成液态烃类燃料,并脱除硫、氮、氧等原子。
具有对煤的种类适应性差,反应及操作条件苛刻,产出燃油的芳烃、硫和氮等杂质含量高,十六烷值低的特点,在发动机上直接燃用较为困难。
煤的间接液化,则首先把煤气化,再通过费托合成转化为烃类燃料。
生产的油品具有十六烷值高、H/C含量较高、低硫和低芳烃以及能和普通柴油以任意比例互溶等特性。
同时,CTL具有运动粘度低,密度小、体积热值低等特点。
1、煤制油行业的现状
“十一五”期间,我国建设了四套煤制油示范装置。
几套示范性煤制油示范工程基本实现了长周期稳定运行,自主知识产权煤制油技术得到商业化验证。
其中1套直接法煤制油,即神华鄂尔多斯项目,装置于2008年建成,现已进入长周期稳定运行,2012年产油86.5万吨,净利润5.8亿元。
3套间接法煤制油,其中伊泰项目,2012年产量达17.2万吨,实现净利润1.28亿元。
“十二五”阶段,在“十一五”的基础上,煤制油产业将进一步进行大型化的示范。
直接液化方面,神华直接液化项目第二、三条生产线计划投资240亿元,于2012年12月举行了开工典礼,预计2016年建成投产,届时公司煤制油的产能将达到320万吨/年;间接液化方面,伊泰、神华宁煤、潞安、兖矿项目均已获得路条,此外伊泰、贵州渝富能源和内蒙能源也在开展前期工作。
2、煤制油的投资分析
目前200万吨/年的煤制油项目投资在260-280亿元。
在总投资中约60%为设备购置费用,安装、建筑工程及其他费用占40%。
按照工序划分,其中煤气化、空分、净化和FT合成装置占固定资产投资的70%。
从投资分类来看,其中一半左右的投资集中在设备领域,其余建筑、安装等占另一半。
厂区内总投资中,气化、净化、空分和甲烷化投资额占比较高的部分。
五、现代煤化工的空间布局
1、发展煤化工的三大要素
(1)水资源
煤化工是高耗水行业,我国煤炭资源富集区往往是水资源比较匮乏的地区,在这些区域发展大量煤化工项目,面临水资源不足的制约。
解决措施:
采用先进的节水工艺、废水综合利用等。
(2)煤炭资源
煤化工行业发展的基础是煤炭资源,目前最先进现代煤化工项目能源利用效率50%左右。
因此,优质煤还是应优先保障对钢铁、电力等重要行业的供应,而对于一些高硫、高灰、热值低的低质煤炭资源,就地转化是较合理的发展模式。
解决措施:
煤炭分质利用,煤化工项目园区化、集成化发展等。
(3)环境容量
煤化工的主要原料是煤炭,在煤炭的气化过程中,会产生以SO2、NOx、CO2为主的废气、以及废水和废渣。
部分中西部富煤地区,生态环境比较脆弱,大量的污染的排放将会造成不可逆的后果。
解决措施:
采用先进的工艺技术、三废综合处理等。
2、我国煤、水资源分布不均衡
我国煤炭资源分布极不平衡。
西部资源比较丰富,但地区发展比较滞后,运输不便利。
东部资源较少,但市场需求大,运输条件比较好。
北部资源相对集中。
南部分散且较少,而需求较大。
总体而言,水资源和煤炭资源的逆向分布,使得水资源成为了煤化工产业发展的最重要制约因素。
我们认为煤化工项目的分布要依据各地区水资源最大承受能力,“量水而行”是煤化工行业发展的规律,同时兼顾生态保护原则。
我们将一些煤炭储量大省和其省份所拥有的水资源进行对比分析,发现相对而言,内蒙和新疆地区是现代煤化工相对发展潜力较大的地区。
这也是国家下一步发展煤制气、煤制油的重点地区。
此外,云南、山西、陕西、安徽、贵州、黑龙江等地也有一定的发展潜力。
3、节能、节水将是未来的发展方向
煤化工项目由于单个项目较大,对煤炭、水资源的需求量较大,因此提升能源利用效率和降低原料、水资源消耗量成为项目示范升级的重点任务之一。
国家发改委也提升了相关的指标,这也为相关产业提供了更多发展的契机。
4、碳税对煤化工行业的影响有限
碳税对煤化工行业的影响与整个化学工业相比更加明显,当碳税分别为10元/吨和100元/吨时,会造成煤化工行业利润下降0.1%至0.2%和1%至2%。
其中煤制天然气受到的负面影响最显著,主要是由于目前国内天然气市场定价偏低导致的。
随着未来天然气价格机制逐步完善,与可替代能源价格挂钩,煤制天然气利润空间也必然增大,碳税造成的负面影响将会有所缓解。
总体来看,征收碳税会降低煤化工产品的竞争优势。
以煤制烯烃和石脑油制烯烃相比为例,由于煤制路线比石脑油路线吨烯烃产品的CO2排放量多8吨左右,征收碳税可以提高煤炭路线烯烃产品成本,降低煤制烯烃的竞争力。
当碳税分别为10元/吨和100元/吨时,竞争空间分别降低80元/吨和800元/吨。
即使如此,在目前的原油价格下,西部地区煤制烯烃与东部地区的石脑油烯烃相比,仍然具有成本优势。
六、行业加速发展带来的投资机会
我们认为煤制气、煤制油行业快速发展,将给其相关行业带来积极的带动作用。
我们建议重点关注以下三类公司的投资机会:
1.建筑工程:
目前国内的大型煤化工项目的设计,基本垄断在原化工部各设计院中,EPC项目总包也大部分由以上设计院承揽(有部分项目业主单位自己负责设备采购、招标等)。
重点推荐东华科技、三维工程,关注中国化学。
2.环保节能:
由于煤化工污水成分复杂,因此煤化工污水处理难度较一般的化工污水处理难度更大,这对水处理企业的技术要求高,但随着项目环保要求日益严格,煤化工污水处理市场将快速增加。
建议关注万邦达、津膜科技。
3.核心设备:
煤化工行业发展的基础是装备的投资,且在整体煤化工项目投资中设备占比接近50%。
推荐估值较低兼具环保业务的海陆重工以及煤化工订单弹性最大的张化机。
1、建筑工程板块投资机会
煤化工项目推进力度加大将提升相关工程公司订单预期。
结合个股当前其他股价驱动因素(尤其是非煤化工项目情况),我们重点推荐东华科技、三维工程,关注中国化学。
(1)东华科技
业绩低点已过,今年反转将是大概率事件。
公司已公告2013年业绩快报,盈利下滑29%,主要原因为曙光煤制氢、黔西乙二醇等项目进度慢于预期,且期间费用和应收账款坏账准备增加较多所致。
公司自去年下半年以来加强了对执行较慢项目合同条件的调整,特别是黔西乙二醇项目由开口改闭口并追加了合同金额之后,几个慢于预期的项目已步入正轨道。
且自去年下半年以来公司新签订单大幅增长,预计全年超过80亿元,为2012年收入的2.7倍,创出公司历史新高,预计今年收入将大幅增长,迎来业绩反转。
煤制乙二醇订单趋势极佳,今年订单有望再创高峰。
公司煤制乙二醇技术取得了良好的市场效果,继去年初新疆天业一期项目投产运行产品质量高、经济效益好带来二期设计订单后,今年年初又签署了4500万元的内蒙古康乃尔化学30万吨/年煤制乙二醇设计合同,目前公司在手乙二醇设计合同储备充足,未来设计转总包可能性极大(对应投资可达30亿元以上级别)。
除煤制乙二醇外,公司在煤制天然气、煤制烯烃、煤制油、煤制芳烃等领域亦有取得新突破的可能。
公司今年订单有望继去年后再创新高。
水处理技术实力雄厚,极具市场前景。
公司拥有环境工程、市政行业专项设计甲级、总承包甲级和环境污染治理设施运营甲级资质,承建过多套大型石化装置的污水处理项目,具有国内最多的煤化工污水处理零排放工程业绩,是化工、石化行业知名度、美誉度最高的水处理专业工程公司。
此外公司在污泥资源化处理领域具有化工设计院独特技术优势。
目前公司拥有王小郢污水处理厂、南充污水处理厂两个运营子公司和一个设计子公司,未来还将积极开拓总包业务。
在国内污水处理需求不断增加、未来煤化工项目加快推进趋势下,公司环保业务面临广阔市场机遇。
高管增持显信心。
公司董事、总裁吴光美于今年1月20日和2月13日分别增持公司股票20万股、10万股,是自公司高管于去年5月集中减持以来首次高管增持。
我们认为高管增持表明了其对公司未来经营情况和股价表现有较强信心。
风险提示:
煤化工政策审批放缓、下游行业经营波动、海外经营风险等。
(2)三维工程
业绩持续快速增长,股权激励划定30%增长底线。
根据公司公告的2013年业绩快报,去年盈利增长33%,保持了较快增长。
除中化泉州项目贡献了主要收入外,公司于2012年收购的青岛联信催化剂业务订单和销售取得了快速增长亦贡献突出。
公司股权激励要求2012-2014年业绩复合增长30%,预计今年管理层仍有充足动力推动业绩快速增长。
国内大型炼油、煤化工、海外大项目等待收获。
由于公司2012、2013年集中消化了7.8亿元中化泉州项目,并于2014年1月中交,后续不再继续贡献业绩,因此公司还需其他项目订单接续以继续推动业绩增长。
公司近年来持续跟踪国内大型炼油、煤化工项目进度,并积极开拓海外大型石油石化项目,以期获得其中硫回收等相关工程订单。
公司自去年年中以来已连续获得神华宁煤400万吨/年煤炭间接液化项目和神华新疆68万吨/年煤基新材料项目硫回收工程订单,金额分别为1.48和1.12亿元,未来如若国内煤化工项目推进力度加大,公司将面临较多机会。
催化剂销售业务快速增长。
公司于2012年以自有资金4800万元收购青岛联信催化材料有限公司60%股权,去年以来已累计公告订单超过1亿元,取得了良好的并购效果。
公司与青岛联信之间形成工程与产品之间相互促进、相得益彰的良性增长格局。
环保属性强,具有外延扩张潜力。
公司具有强烈的环保股属性:
(1)公司主营业务是硫回收工程,国内市占率第一,直接受益于大气治理下的油品升级改造;
(2)公司所收购的青岛联信公司主营业务为耐硫变换催化剂及其相关配套产品脱毒剂、吸附剂等生产、销售业务。
公司自上市以来一直致力于通过外延扩张来改善业务结构、提升自身实力,未来亦有望通过外延扩张进入其他环保业务领域。
风险提示:
新签订单进度慢于预期导致业绩增长动力不足风险等。
2、环保板块投资机会
(1)煤化工水处理市场前景广阔
伴随着经济快速发展,我国工业用水量由2000年的1,139亿吨逐步增加至2011年最高的1,462亿吨,2012年略有回落。
与此同时,工业废水排放量亦增加至2012年的222亿吨。
为治理可能造成的较为严重的污染,工业废水配套治理投资在2012年已经达到140亿元,其投入高峰出现在2007~2008年。
具体到新型煤化工领域,是以煤为原料,生产洁净能源和可替代石油化工的产品,主要包括煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇和煤制油等。
“富煤、贫油、少气”的能源禀赋特征决定了我国新型煤化工发展的必然性,而近年来全国持续大范围的雾霾天气使得能源结构调整显得势在必行,煤制气、煤制油的产业方向得到进一步明确。
新型煤化工是高耗水产业,而我国煤炭资源富集区往往是水资源匮乏地区,例如内蒙古、山西、宁夏等地。
这些地方生态环境较为脆弱,环境容量有限。
煤化工废水主要来自生产过程中的气化、干馏、净化等工艺环节,其污染物成分复杂,且含有大量有毒有害物质,例如氨氮、氰、酚、油等,废水中的COD平均在5,000mg/L左右,氨氮也保持在200~500mg/L之间,加之难降解的有机物使得处理难度极高。
目前工艺方面主要是对废水进行前期预处理后,再采用生化处理法、萃取法、厌氧-好氧联合处理法等,如果是高含盐废水还需要采用膜分离和热浓缩技术,对高氨氮废水则需要蒸氨法、吸附法、加氯法、催化法、沉淀法及生物降解法等,而整体的零排放技术或将代表着未来的技术整合方向,从而实现水资源最大化利用。
(2)项目及市场展望
从目前我们跟踪到的情况来看,各地规划中的煤制气、煤制油项目分别达到36、9个,对应项目建设规模分别为1,376亿立方米/年、2,390万吨/年。
若按照7亿元/亿立方米、1.4亿元/万吨进行估算,上述项目对应的投资合计或约1.3万亿元。
而在环保投入方面,经验判断水处理系统一般占整个煤化工工程投资的5%,因此目前规划中的这些项目对应的水处理投资有望接近650亿元,这些需求将随着煤化工主体工程建设推进而逐步释放。
(3)投资机会
以煤制气、煤制油为代表的新型煤化工市场兴起有望对水处理环保上市公司未来订单获取形成重要支撑。
具体来看,万邦达始终定位于石油化工、煤化工工业水处理市场,近年来分别承接神华宁煤甲醇制烯烃、中煤榆林甲醇醋酸等大型煤化工项目的配套水处理EPC工程,并进而承担多个项目建成后的长期运营业务,未来在煤制油、煤制气等新型煤化工领域进一步的订单获取值得期待;此外,基于多年来在工业废水处理领域积累的经验,津膜科技自2012年起积极参与多个煤化工项目的竞争并取得重要成果,该领域也有望成为公司未来重要的业绩增长点。
3、装备板块投资机会
煤化工行业发展的基础是装备的投资,且在整体煤化工项目投资中设备占比接近50%,我们认为新型煤化工项目在陆续进入建设期的时候,设备投资将迎来一波行业盛宴,由于煤化工装备企业多数为石化装备和非标通用型装备,我们认为主业集中在煤化工领域、且下游空间最大的压力容器领域将是装备板块弹性最大的子品种,推荐估值较低兼具环保业务的海陆重工以及煤化工订单弹性最大的张化机。
(1)煤化工设备品类繁多
现代煤化工装备种类纷繁复杂,按照工艺流程和功能划分,包括备煤装置、气化装置、反应合成装置、传热装置、输送装置、压力装备、空分设备、仪器仪表、泵阀和其他通用型设备。
(2)煤化工装备投资巨大,制造商迎来千亿盛宴
煤化工的装备在整体煤化工投资中占比最高。
煤制天然气项目中煤化工装备的采购成本占据项目总成本的37%,而煤制烯烃的设备购置成本占到项目总成本的52%,煤间接液化的设备成本占据项目总投资的43%,其他煤化工项目设备投资的成本普遍在50%左右。
根据我们对于煤化工投资以及最新煤化工项目的梳理,目前在建和拟建煤化工项目整体投资金额将达1.3万亿,其中设备投资金额可能达到5850-6500亿元。
在煤化工设备的整体投资中,压力容器占比最高达到45%,换热器装置排名第二,占比高达20%,机泵装置占比达到15%,空分设备和管系各占据5%。
(3)煤化工装备企业众多,压力容器制造商弹性最大
煤化工装备产业链中企业数量众多,行业整体壁垒有限,多数为石化、化工装备转型兼做煤化工设备,相关上市公司核心业务集中在煤化工领域的并不多,主要是部分压力容器制造商业务布局较为集中,代表公司就是张化机、海陆重工,两家企业煤化工在手订单充裕,且所处压力容器市场容量大、爆发力强,最有可能受益于煤化工行业整体投资进程加快。
七、风险因素
行业政策出现变化、企业对煤化工投资减缓、项目整体进度低于预期。
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