宝丰能源是国内高端煤基新材料行业领军企业。公司以煤炭采选为基础，以现 代煤化工为核心，按照煤、焦、气、化、油、电多联产的技术路线，实现了煤炭资 源的分质、分级、充分利用，形成了较为完整的煤化工循环经济产业链，是典型的 煤基多联产循环经济示范企业。公司循环经济产业链包括焦化产品产业链、烯烃产 品产业链、精细化工产业链。
1.1 现代一体化煤化工布局，精细化程度高
公司发展过程中，公司的煤化工布局逐渐精细，产线不断纵向延伸、横向拓展。 公司自设立以来，始终坚持以煤炭采选为基础、以现代煤化工为核心的主营业务发 展方向。其成长发展历程大致分为四个阶段：第一阶段：主营焦炭、纯苯、改质沥 青；第二阶段：2013 年收购东毅环保，加入焦炉气与粉煤气化生产合成气混合进 而生产甲醇的工艺；第三阶段：2014 年焦化废气综合利用制烯烃项目投产，精细 化工产业链逐步形成；第四阶段：2016 年碳四深加工项目投产，碳四经过深加工 生产 MTBE（甲基叔丁基醚）、1-丁烯、重碳四；重碳四经过碳四异构装置生产 MTBE 产线形成。
公司积极筹划新项目产能建设，完善煤化工产业链一体化布局，持续巩固在煤 化工领域的龙头地位。公司本部位于宁东国家级能源化工基地核心区，煤炭资源充 足，原料与运输更具成本优势。目前该基地拥有焦炭产能 700 万吨/年焦炭，甲醇 产能 540 万吨/年甲醇，烯烃产能 120 万吨/年等，以及 720 万吨/年的煤炭开采能力。 随着宁夏“三期 100 万吨煤制烯烃项目”和内蒙古一期“260+40 万吨煤制烯烃项目”的 投建，预计在未来公司将拥有 1200 万吨/年的甲醇和 530 万吨/年的烯烃产能，煤 炭开采能力达 910 万吨/年（不含红一红二权益产能），成长空间可期。
1.2 盈利能力领先行业，资本开支驱动成长
烯烃与焦化产品双线拓展延伸，助力公司业绩实现持续高速增长。2016 年2017 年受益于 60 万吨/年烯烃一期项目的全面投产，公司业绩实现显著跃升，营 业收入同比增长 53.24%，归母净利润同比增长 70.12%。2018-2022 年随着烯烃 二期项目和 300 吨煤焦化多联产项目的产能释放，主营产品量价齐升，公司业绩继 续呈现上升趋势，于 2022 年营业收入达 284.3 亿元，同比增长 22.02%；归母净 利润达 63.03 亿元，同比-10.86%。2016-2022 年 7 年营业收入和归母净利润的平 均增速分别为 23.20%/25.21%。过去三年，公司年均资本开支接近百亿元（不含 2023H2），后续内蒙一期和宁东四期烯烃项目还有百亿以上的新增资本开支。随着 在建产能的持续释放和需求逐步回暖，公司有望迎来新一轮的高速成长期。
原料自给叠加高效生产，盈利能力领先同行水平。公司各产业链紧密配合衔接， 实现原材料的稳定供应与生产的满负荷运行，提高原料利用率并大幅降低能源消耗 与物流成本。公司近几年毛利率均处于 40%以上高位，2022 年受全球能源价格持 续高位影响，聚烯烃行业利润有所下滑，但仍维持在 30%以上。2022 年毛利率和 净利率分别为 32.87%/22.17%，与同行煤化工企业相比，公司 2016-2022 年平均 毛利率为 42.10%，广汇能源、华鲁恒升以及鲁西化工 2016-2022 年平均毛利率分 别为 33.14%/26.28%/22.14%，公司稳定高出平均水平 10pct 以上。
公司规模效应与产业集中优势逐步显现，费用率稳步下降，经营效率明显提升。 2022 年公司管理、销售、财务与研发费用率分别为 2.38%/0.25%/0.82%/0.53%， 总计 3.98%（销售费用率包含运输费用），处于近六年的最低水平，管理精准度不 断提高，贷款结构持续优化。值得注意的是，公司不断加大科研力度，2022 年研 发费用同比增长 13.82%，稳定发展高端聚乙烯、EVA 等高附加值产品，提升在不 同市场环境下的竞争力。同时，经营周期高效缩短，2022 年平均存货周转天数为 22 天，流动资产平均周转天数为 50 天，资产周转率高，生产经营长期平稳运行。
2.1 聚烯烃短期承压但缺口仍存，此轮产能投放后新增产能有限
烯烃（主要是乙烯和丙烯）是石化产业链中最为核心的原材料，同时也是石油 化工行业生产加工的核心产品。应用十分广泛，是合成塑料、医药、染料、化工新 材料和日用化工产品的基本原料，下游消费结构中占比最高的是聚烯烃（聚乙烯 PP 和聚丙烯 PE）。据百川盈孚，2022 年聚乙烯和聚丙烯分别占到我国乙烯及丙烯 下游消费的 64%和 72%。
随着生产技术的不断发展，聚烯烃产能得到了快速扩张，但目前仍存在较大需 求缺口。行业层面，随着生产技术成熟化以及原材料多元化，聚烯烃产能在近年来 实现了快速扩张，尤其是随着近年 PDH 新增产能的逐步释放，聚丙烯产量得到了 大幅提升。2022 年，国内聚乙烯产量达 2541 万吨，聚丙烯产量达 2998 万吨；受 益于国内制造业、农业的快速发展以及下游应用领域的拓宽，需求端也在持续增长， 据隆众咨询测算，未来五年国内聚乙烯表观消费量增量 1386 万吨，聚丙烯表观消 费量增量 1254 万吨，聚乙烯、聚丙烯表观消费量合计增长 2640 万吨。综合考虑 产能利用率以及出口量的增长趋势，国内聚乙烯仍有 1000 万吨以上的缺口、聚丙 烯也存在少量缺口。
在总量不足、结构性短缺的情况下，烯烃的合成呈现出多元化趋势。当前主流 的生产合成工艺有三种，分别是油头工艺（石脑油裂解制烯烃）、煤头工艺（煤/甲 醇制烯烃）以及气头工艺（丙烯为 PDH，乙烯为乙烷裂解）。多种路线并举保证了 烯烃行业呈现百花齐放的状态，也互为补充共同构成全球烯烃行业的多样性。其中， 油头工艺因为发展成熟、产品综合利用率较高，成为最传统的烯烃合成方法，也是 目前我国烯烃产能中占比最高的工艺；其次是煤头工艺，以煤制烯烃 CTO 为主， 也有部分厂家通过直接外购甲醇来生产烯烃，即采用甲醇制烯烃 MTO 工艺；产能 占比最低的是气头工艺，包含丙烷脱氢 PDH、乙烷裂解脱氢等生产方法。
综合各工艺对比来看，煤制烯烃工艺具有原料价格相对较低、供应稳定、技术 成熟、收率高等优点，但也存在工艺较复杂、单次投资额高、高能耗、高污染、用 水量大等劣势。
我国资源结构使煤制烯烃发展意义重大，煤制烯烃工艺具有重要的战略意义。 我国资源禀赋呈“富煤、贫油、少气”的格局，原煤产量占到能源总产量的 80%以上， 原油和天然气等原料对外依存度较高。据中国石油和化学工业联合会数据，2021 年中国原油对外依存度达 72％，天然气对外依存度达 44.6％，2022 年，我国原油 进口量 5.08 亿吨，对外依存度有所下降，为 71.2%；进口天然气 1520.7 亿立方米， 对外依存度降至 40.2%，但仍均处于高位。在地缘政治冲突加剧、能源供需矛盾恶 化、国际能源价格波动频繁的大背景下，从能源安全的角度出发，大力发展现代煤 化工能够有效优化我国能源结构，保障国家能源安全，降低对油气进口的依赖程度。 煤制烯烃技术在我国发展的优势在于开辟了一条非石油生产烯烃的现实路径，能够 充分发挥我国煤炭资源优势，具有较强竞争力和发展空间。
据中国石油和化学工业联合会数据，2022 年我国煤（甲醇）制烯烃产能为 1772 万吨，其中煤制烯烃产量 1191.7 万吨，较上年增长 5.0%。由于 CTO/MTO 审批形势趋严，以及甲醇直接制烯烃经济性不佳等原因，近几年 CTO/MTO 项目放 量节奏放缓，2022 年投产的项目仅涉及两套，分别为甘肃华亭年产 20 万吨 MTP、天津渤化年产 60 万吨 MTO 项目。2023 年宝丰能源宁东三期 100 万吨煤制烯烃项 目已于 9 月试产，神华包头、陕西延长总计贡献 130 万吨烯烃产能，均为煤制烯烃 工艺。从后市新增产能来看，宝丰能源仍有较多产能待释放，内蒙一期 300 万吨煤 制烯烃项目将于 2024 年四季度投产。总体而言，我们预计到 2025 年，我国煤 （甲醇）制烯烃产能 2352 万吨。
2024-2025 年聚烯烃产能投放较多，2026 年以后新增产能有限。根据我们对 乙烯、丙烯项目的统计，未来几年有较多的新增产能投放。2022-2026 年，乙烯产 能增量超过 2500 万吨，丙烯产能增量接近 3500 万吨，2024 和 2025 年化增速超 过 10%。尽管短期供需承压，但考虑到国家碳中和、碳减排以及 10 亿吨炼油总量 限制政策下，这波产能投放完成之后项目审批难度增大，2026 年以后新增产能落 地有限，2026 年以后行业将迎来较为明确的拐点。
2.2 焦炭供给端政策推动产能出清，需求端下游呈回暖态势
焦炭是固体燃料的一种，钢铁工业为主要下游。焦炭是由煤在约 1000℃的高 温条件下经干馏获得，主要成分为固定碳，其次为灰分，所含挥发分和硫分均甚少， 燃烧时无烟，热值约为 25104kJ/kg—31380kJ/kg，可以作为还原剂、能源和供炭 剂用于高炉炼铁、冲天炉铸造、铁合金冶炼和有色金属冶炼，也可以应用于电石生 产、气化和合成化学等领域。据百川盈孚，在焦炭的下游应用中，钢铁工业占比达 85%，其余有色金属冶炼，铸造、铁合金冶炼及其他领域应用各占比约 5%。从消 费体量上看，我国近几年焦炭表观消费量保持稳定，近五年维持在 3.55-3.97 亿吨 区间。
煤的焦化属于传统煤化工行业，技术门槛相对较低，相比于煤制气、煤制化学 品等现代煤化工产业发展更为成熟。生产工艺路线为：原煤经洗选后产出精煤、中 煤、煤泥和矸石；精煤根据不同炼焦所需煤种按一定比例掺配后，经焦化工艺生产 焦炭，同时副产焦炉煤气、煤焦油、粗苯、硫铵等。上游原料来自煤矿开采原煤， 下游主要需求为钢材及房地产、基建、工程机械、汽车等相关产业。
由于我国煤炭资源丰富、原料供应充足，同时生产技术门槛较低，伴随着我国 早期工业建设和房地产基建的快速发展，煤焦化行业前期发展速度较快，行业供给 侧进行了快速的产能扩充。各型企业均进行产能布局，涌现出大量小规模、低产能的炼焦企业，这导致行业出现集中度不高、生产装置和技术参差不齐、产品结构不 合理、产能过剩严重等情况。据百川盈孚数据，按 2022 年焦炭 54534.6 万吨产能 计算，2022 年 CR2 仅为 2.71%，CR10 则为 11.66%，行业基本属于完全竞争状 态，宝丰能源则以 700 万吨/年产能位居行业第三。
政策推动产能出清，落后产能置换淘汰助力行业良性发展。焦炭产能过剩曾导 致行业盈利状况普遍较差，为遏制落后产能盲目扩张，2014 年 3 月，工信部颁布 了《焦化行业准入条件（2014 年修订）》（工信部公告[2014]年第 14 号），自 2014 年 4 月 1 日起实施，明确新增产能应与淘汰产能等量或减量置换。此后，在推进产 业升级、环境保护、节能减排的大背景下，国家连续颁布“去产能”和行业准入条件 等政策，将去产能作为国家供给侧结构性改革的关键措施之一，后续还将持续推进。 2016 年，中国炼焦行业协会编制的《焦化行业“十三五”发展规划纲要》提出，“十 三五”时期，焦化行业将淘汰全部落后产能，化解过剩产能 5000 万吨。焦化行业发 展正愈发有序、规范，预期未来焦炭产能将会有效降低，行业集中度将提升，拥有 技术、环保和较长产业链优势的企业将面临新的发展机遇，公司或将明显受益于行 业供给格局的改善。
从长期来看，焦炭行业在经历过一段时间的集中去产能之后，产能过剩程度相 对有所缓解，但仍处于产能出清的状态，在有关政策的持续推动下，深化供给侧结 构性改革将持续。据 Mysteel 数据统计，2020-2022 年间，行业淘汰产能规模分别 为 6154.6 万吨/年、2216 万吨/年和 1731 万吨/年，产能淘汰主要集中在 2020 年； Mysteel 同时预计，2023 年焦化产能将淘汰 5228 万吨，新增 5020 万吨，净淘汰 208 万吨。在经历过一段时期的去产能之后，焦炭行业产能过剩程度相对得到部分 缓解，开工率有所回升。落后产能逐步置换与淘汰在持续推进，预期未来焦炭产业 有望持续回暖，产能优化升级正在路上，公司较大的生产规模或将获得长期恢复弹 性。
从需求侧来看，一方面，近年来宏观经济低景气导致下游需求端低迷，行业盈 利水平处于相对低位，存在较大修复空间。下游需求方面，由于疫情反复、俄乌冲 突爆发等因素影响，近年来国内外终端景气度大幅下落。据中国钢铁工业协会数据 披露，2022 年，主要用钢行业增速回落，钢材消费强度下降、需求有所减少，影 响上游盈利情况。我国全年折合粗钢表观消费量 9.6 亿吨，较 2021 下降 3.4%。其 中，主要下游如房地产行业各项指标持续下降、行业历经深度调整；机械、汽车行 业总体保持增长但增幅较小；船舶行业三大造船指标一升两降，市场整体需求不及 预期，企业钢材库存压力加大，下游钢材价格持续走低，钢企长期处于亏损状态， 一定程度上压制了焦化行业利润。
但另一方面，随着稳增长各项政策措施落地显效，国民经济有望运行在合理区 间，下游生产和需求形势将保持平稳。2022 年中央经济工作会议提出，要“推动房 地产行业向新发展模式平稳过渡”，近期“认房不认贷”、降首付比例、降房贷利率等 重要举措在各地加快落实，作为最大的用钢下游，随着各地方政府新政策、新举措 陆续出台，房地产业发展态势有望逐步好转，支撑房建下游需求，市场改善可期； 此外，据中国钢铁工业协会《2022 年钢铁行业经济运行报告》预测，2023 年新能 源汽车及造船需求预计仍将保持平稳增长态势，进一步支撑下游需求。总体来看， 随着稳增长政策措施效果陆续显现，消费和需求将得到释放，宏观经济活力将进一 步增强，对下游消费形成支撑，供需两端预期扭转，下游需求有望回暖。
3.1 宝丰能源位于煤制烯烃成本最左侧
煤制烯烃项目的一大特点是生产工艺流程长、一次性投资强度大，固定成本折 旧费用占比大。财务费用及折旧成为煤制烯烃项目成本的重要组成，另一方面，由 于各项目及工艺所生产的产品相对趋同（主要为聚烯烃及衍生品），目前来看，产 品差异化程度尚较低，因此除了提升产品差异化程度、打造高端产品线之外，成本 把控也成为当前各项目盈利性的关键因素之一。据《不同工艺制烯烃竞争力分析》 测算，综合对比各生产工艺的成本构成来看，煤制烯烃工艺的特点是投资强度大， 固定成本在总成本中的比例较大，而石脑油制烯烃、外购甲醇制烯烃、丙烷脱氢制 烯烃可变成本在烯烃总成本中所占比例较高。在煤制烯烃工艺生产成本构成中，原 料煤费用占总成本的 25%，财务费用和设备折旧占比则达到了 40%左右。
公司成本把控能力强，单吨折旧明显更低。在考虑资金时间价值和合理的投资 回收期的情况下，单纯考虑烯烃产品成本并不能真实反映不同原料路线烯烃生产装 置的竞争力和盈利水平。从项目的投资折旧对比来看，公司项目整体的投资强度相较于同行业其他公司项目明显更低，并仍存在继续下行的空间。公司已建成的一期、 二期共 120 万吨/年煤制烯烃项目连续运行多年，装置运行稳定，在气化、净化、 甲醇合成、MTO、烯烃聚合等工艺环节积累了丰富的经验。在自身技术积累及借鉴 同业其他项目的经验的基础上，公司在建设过程中仍不断进行一体化规划、优化产 业结构从而实现降本增效，随着新建项目、扩建项目的陆续投产，新的利润增长点 不断形成，亦可充分发挥规模效应、产业链一体化优势，宁东三期及内蒙项目折旧 成本的下行有望进一步拉大相对优势。
产业链高效联动、释放规模效应，产能充分利用、实现成本摊销。公司充分发 挥产业链一体化布局优势、提升物料的利用效率、保障项目高负荷运行，综合实现 成本节约，具体表现在：1）将原煤洗选精煤过程中所生产的中煤、煤泥、矸石等 成分作动力煤，一定程度降低燃料煤采购成本，实现对原材料的“吃干榨尽”。2）公 司建设的宁东三期 100 万吨烯烃项目中，50 万吨为三期 CTO 副产的 C2-C5 利用 制烯烃；发挥自身循环经济优势，以自有焦产业链副产品焦炉煤气作为原材料，建成 60 万吨/年焦炉煤气制甲醇装置，以低成本的焦炉煤气制甲醇替代煤制甲醇，降 低了烯烃原料成本。3）上下游生产单元衔接紧密，上一个单元的产品可直接成为 下一个单元的原料，保障了原料的稳定供应和生产的满负荷运行，大幅降低能源消 耗、物流成本、管理成本。4）延续管理风格，维持产能高效利用。公司目前已有 120 万吨烯烃产能，多年来保持高负荷运行，产能利用率始终保持在 100%以上， 通过高效率的运行能够实现摊销折旧成本的进一步下降。
工艺不断升级优化，原料单耗持续下降。在烯烃生产成本中，原料占比相对较 高，尤其是对于公司较大规模的生产体量而言，原料的节约能够极大程度的实现成 本的节约。公司在一期、二期生产线建成后，仍通过不断升级改造、统筹生产过程 管控、工艺优化实现原料单耗下降。此外，公司内蒙项目为国内首次采用中科院大 连化物所 DMTO-III 技术，该项目采用新一代 DMTO 催化剂，具有烯烃收率高、焦 炭产率低、操作窗口宽、微量杂质少、水热稳定性好的特点。将新一代催化剂应用 于已有的 DMTO 工业装置，可使吨烯烃甲醇消耗量较一代技术明显下降(一代技术 单耗 3.0 吨甲醇/吨烯烃、三代技术单耗 2.65 吨甲醇/吨烯烃)，原料利用率提高，可 大幅提升 DMTO 工业装置的经济效益，节约生产成本。
叠加内蒙地区区位优势，运输成本有望进一步降低。内蒙项目位于鄂尔多斯市 现代煤化工产业示范区，鄂尔多斯市煤炭资源富集，是我国重要的产煤区。根据国 家和地方统计局数据显示，2022 年内蒙古自治区规模以上工业企业原煤产量达到 11.74 亿吨，占全国原煤产量四分之一以上，鄂尔多斯市原煤产量 7.79 亿吨，占全 国煤炭产量的 17.36%，而根据《鄂尔多斯市国民经济和社会发展第十四个五年规 划和 2035 年远景目标纲要》，至 2025 年，全市煤炭产能将进一步提升至 8.5 亿吨 /年。项目所在地周边丰富的煤炭资源有利于提高生产所需原料供应的便捷度和稳 定性，降低原材料采购成本和运输周期，保障公司生产运行的连续性，并进一步巩 固公司的原材料成本优势。
综合投资高效率、技术领先性、管理高效性、产业链一体化多个维度的优势， 宝丰能源实现了烯烃成本的严格管控，始终保持着在行业中的相对竞争优势。综合 过去的运行情况看，宝丰能源的烯烃生产成本远低于行业其他企业水平，平均成本优势在 1000 元/吨以上，较低的成本保证了在近年行业周期性波动、竞争压力加剧 的情况下，亦能获得较好的盈利性。从毛利率角度来看，近年来宝丰能源聚烯烃产 品毛利率维持在 28.05%-44.09%区间，虽然近期受原料价格上涨等因素影响致毛 利率略有下滑，但较于同行仍有明显优势。
3.2 原煤供应量质齐增，焦化成本优势明显
煤炭是典型的能源类大宗商品，价格具有一定的波动性，公司通过自产煤炭满 足自身原材料需求，有利于巩固原材料供应的稳定性，保障产品供货周期，提升对 市场价格波动的风险抵御能力。近年来，公司通过收购及新增煤矿产能、开拓新供 应渠道等系列举措，进一步完善上游煤矿资源配套、实现从源头锁定价格、提升原 料自我保障能力，稳固公司成本优势。 公司目前全资持有四大煤矿，分别为马莲台煤矿、红四煤矿、四股泉煤矿和丁 家梁煤矿，前三家煤矿已全部投产，丁家梁煤矿正在建设当中。2023 年上半年， 公司完成了马莲台煤矿及红四煤矿的产能核增工作，核增产能 100 万吨，核增后煤 炭产能共计 820 万吨/年，后续新增与收购并举：公司正在建设的丁家梁煤矿，已 于 2023 年 8 月初取得宁夏自治区自然资源厅颁发的《采矿许可证》，许可生产规模 为 90 万吨/年；此外，宁夏红墩子煤业拥有红一煤矿 240 万吨现有产能和红二煤矿 240 万吨在建产能，公司通过收购其 40%股权获得共计 192 万吨权益产能。预计 2025 年，公司煤炭权益总产能将达到 1102 万吨，公司自产煤炭的供应量将进一步 提高，主要产品所需原料煤的供应更加稳定。
从所产煤种来看，马莲台、四股泉、丁家梁煤矿所产煤种主要为气肥煤及 1/3 焦煤。其中气肥煤单独炼焦时能产生大量的气体和液体化学产品，最适合于高温干 馏制造煤气，也可用于炼焦配煤，以增加化学产品产率；1/3 焦煤是中高挥发分、 强粘结性的一种烟煤，单独炼焦能生成熔融性较好、强度较高的焦炭，炼焦时， 1/3 焦煤的配入量可在较宽范围内波动，都能获得强度较高的焦炭，同时还是良好 的炼焦配煤中的基础煤。而红一、红二煤矿与公司现有的红四煤矿毗邻，同属于宁 夏红墩子矿区，所生产的煤炭品种主要为焦煤，经洗选加工后的精煤可用作炼焦配 煤，副产的中煤、煤泥可作为动力用煤。综合来看，公司现有煤矿及投资所获权益 煤矿可为公司提供优质炼焦配煤、气化液化用煤。
从后续展望来看，随公司未来原煤自产量增加，成本有望进一步降低，相对优 势有望继续扩大。据公司招股书披露，2016 - 2018 年，公司自产煤炭单位成本比 外购原煤分别低 109.28 元/吨、256.96 元/吨以及 240.89 元/吨；同期，公司自产 煤炭产量分别为 442.75 万吨、441.22 万吨及 458.46 万吨。公司通过以自产煤炭代替外购原煤，于 2016 - 2018 年累计节约成本约 27.22 亿元。同时，据公司招股 书及公告中披露，公司测算的红四煤矿、丁家梁煤矿投产后单位成本分别为 185.56 元/吨及 179.41 元/吨，而 2019-2022 年原煤采购均价分别为 332.60 元/吨、 342.97 元/吨、661.57 元/吨和 761.97 元/吨，自产原煤成本优势明显，而随着原煤 自产量增加，相对优势还有望进一步扩大。
另一方面，公司通过继续加强长协合作，深化与国家能源集团、山东能源集团、 中煤集团、晋能控股等大型央企、国企的合作，保持现有供应渠道稳定。据公司公 告披露，2022 年年底，全国煤炭供应形势偏紧，为了保障原料煤的稳定供应，公 司先后与 12 家煤炭生产商签订了长协合同，合同供应量 825 万吨，供应保障能力 稳步提升；同时加大新疆煤炭资源的开发，加强与 6 家总产能 1.51 亿吨/年的煤炭 生产供应商的合作关系，2023 年上半年采购新疆煤 142.1 万吨，新疆煤综合到厂 价较同期内蒙地区低约 90 元/吨，有效降低原料采购成本。
4.1 政策限制“两高”产业发展，宝丰能源环保布局领先
尽管发展煤制烯烃的重要性不言而喻，但煤化工属于典型的高能耗、高碳排放 行业，鼓励发展的同时亦受严格的政策监管。据《煤化工产业应对“双碳”目标的 策略研究》文献统计，2020 年中国以 49.8 亿吨标准煤的一次能源消耗、100 亿吨 左右的二氧化碳排放总量，创造了 101.36 万亿元的 GDP，能耗强度约为 0.49 标 准煤/万元 GDP，碳排放强度约为 1 吨二氧化碳/万元 GDP。而以代表性城市山西省晋城市统计数据为例，2020 年煤化工产业耗能强度是 4.2 吨标准煤/万元营业收 入，达全国平均水平的 8 倍之多；碳排放强度则根据不同产品路线为 10~20 吨二 氧化碳/万元营业收入，是全国平均水平的 10~20 倍。 在近年来“碳达峰、碳中和” 的国家战略下，煤化工产业受到的监管力度相比其他产业必然更加严苛，高能耗及 高排放成为制约煤制烯烃发展的主要因素。在整个碳中和大背景下，未来煤化工项 目审批将愈发艰难。2021 年 10 月 9 日，国家发改委发布了《市场准入负面清单 2021 版》，清单中对 6 项列入了禁止准入，其中新建煤制烯烃、新建煤制对二甲苯 （PX）项目，由省级政府按照国家批准的相关规划核准；新建年产超过 100 万吨 的煤制甲醇项目，由省级政府核准，其余项目禁止建设。而 11 月 11 日，内蒙古自 治区人民政府办公厅印发自治区“十四五”应对气候变化规划的通知中也有提到，“十 四五”时期，自治区不再审批焦炭（兰炭）、电石、聚氯乙烯（PVC）、合成氨（尿 素）、甲醇、乙二醇、烧碱等新增产能项目。
因此，我国提出了发展现代煤化工的概念。由于煤化工项目审批趋严由于煤化 工项目审批趋严，未来新增产能均要符合现代煤化工定义，并落地煤化工产业示范 区。我国现代煤化工项目主要集中在内蒙古、陕西、山西、宁夏、新疆等省(区)。 目前，我国初步构建了内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东、新疆哈 密、山西晋北 6 个现代煤化工产业示范区和煤制油气战略基地，且审批权限回到国 家。
以上规定加大了煤制烯烃项目的审批难度，提高了项目的工艺、能耗和环保要 求，大大提高了行业准入门槛。准入门槛以及环保要求的提高一方面限制了部分能 耗、排放不达标项目的布局，另一方面对于部分难以在规定时间内通过技术改造升 级实现能效提升，从而达到行业基准水平要求的企业，将面临淘汰或是关停的风险。 实现降能耗、碳减排成为当前煤化工企业可持续发展的关键，而宝丰能源已走在行 业前列。参照国家发展改革委、工信部“十三五”期间发布的《现代煤化工产业创新 发展布局方案》中要求，单系列制烯烃装置年生产能力在 50 万吨及以上，整体能 效高于 44%，单位烯烃产品综合能耗低于 2.8 吨标煤、耗新鲜水小于 16 吨。综合 对比各项目，宝丰能源现有各期项目单位产品综合能耗、水耗均在标准线以下，且 处于行业绝对领先位置。同时参照环评公告，公司新建内蒙项目的综合能耗水平基 础工况下为 1.85 吨/吨烯烃，比行业标杆水平 2.80 吨/吨烯烃（参照《工业重点领 域能效标杆水平和基准水平（2023 年版）》）要低 30%以上，并且在第五年补氢工 况下还可进一步降低。
4.2 率先布局绿氢替代化石能源，引领煤化工行业绿色转型
在落实能耗双控各项要求以及严控“两高”项目盲目发展的背景下，煤化工行业 审批持续收窄，而宝丰能源内蒙 300 万吨/年绿氢与煤化工耦合制烯烃项目于 2022 年 11 月 23 日获得环评批复，该项目是国内首个大规模使用绿氢耦合方案的煤制烯 烃项目，同时也是全球最大规模化用绿氢替代化石能源生产烯烃的项目，在行业内 具有重要的示范性作用，标志着公司在引领行业探索新能源与现代煤化工产业一体 化融合发展方向上走在前列。
“绿氢” 与煤制烯烃项目耦合是煤制烯烃工艺流程降碳的有效途径之一，通过 风光制氢一体化配套，补入绿氢、绿氧，用“绿氢”代替煤作为原料，可大量减少二 氧化碳排放。预计随着“双碳”政策的持续推进，未来新增煤制烯烃项目多需要规划 匹配绿氢耦合装置。“绿氢”实现碳减排的作用机制及公司卡位内蒙布局该项目的发 展优势可梳理如下： （1） 碳氢不匹配是碳排放的关键原因：原煤中含碳多但含氢量少，而煤制烯 烃产品中则是氢多碳少，因此煤制烯烃工艺流程中会通过一个变换反应过程来将合 成气中的 CO 变换为 H2，以解决原料和产品中氢碳比不匹配的问题。但是粗合成 气变换过程中会产生大量的二氧化碳，该过程中的碳排放是煤制烯烃项目的主要工 艺碳排放源。 （2） 配套风光一体化引入“绿电”制“绿氢”成为理想解决方案：通过风光发电、 电解水制氢一体化配套，在煤制烯烃项目中引入“绿氢”，能够提高煤制烯烃的碳原 子利用率，解决原料和产品中碳氢比不匹配的问题，在满足产品氢碳比的前提下可 减少甚至取消变换装置，大幅降低工艺过程的碳排放。 （3） 风光资源丰富，布局内蒙区位优势突出：内蒙占据了全国 57%的风能 资源和超过 21%的太阳能资源，并且煤炭资源储量居全国第一。据中国风能太阳能资源年景公报（2022 年）公布数据， 2022 年，内蒙古中东部地区 70 米高度年平 均风速达到 7.0m/s、年平均风功率密度一般超过 200 W/m2；100 米高度年平均风 速大于 6.0m/s、年平均风功率密度一般超过 300 W/m2，并且按照我国太阳能资源 总量等级划分标准，内蒙古大部地区年水平面总辐照量超过 1400kWh/ m2 ，属于 太阳能资源很丰富区。基于此，内蒙古风电光伏发电成本在全国范围内相对较低， 风光发电成本已经低于 0.2 元/千瓦时。
4.3 副产氢资源丰富，打开未来氢能利用空间
氢能是重要的清洁能源，2022 年 3 月，由国家发改委和国家能源局联合印发 《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》中明确了氢的能源属性，将是未来 国家能源体系的组成部分，我国充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用 能终端和高耗能、高排放行业绿色低碳转型。而在氢能产业发展初期，依托现有氢气产能提供便捷廉价的氢源，支持氢能中下游产业发展、降低氢能产业起步难度具 有积极意义。 从当前氢气来源来看，我国工业副产氢是最重要的来源，主要通过石化、化工、 焦化行业获取。工业副产氢气是指现有工业在生产目标产品的过程中生成的氢气， 氢气来自 PSA 提氢单元，通过变压吸附，回收其中的氢气。目前主要形式有烧碱 行业副产氢气、钢铁高炉煤气可分离回收副产氢气、焦炭生产过程中的焦炉煤气可 分离回收氢气、石化工业中的乙烯和丙烯生产装置可回收氢气等来源。其中，煤来 源的氢气占比 58.9%，高炉煤气来源占比 20%，天然气制氢和炼厂干气制氢占比 16.3%，而其余 MTO、氯碱行业、轻烃行业副产氢气占 5%左右。
焦炭生产伴生大量氢气，公司未来氢能利用空间广阔。焦炭生产过程中副产焦 炉气，可分离回收到氢气资源。生产 1 吨焦炭可副产 425.6m3 焦炉气，1m3 焦炉 煤气可制取约 0.44m3 的氢气，据此计算，公司 700 万吨焦炭产能可提取超过 13 亿方氢气，可为未来氢能利用打开空间。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
