2025年宝丰能源研究报告：成长性+成本优势，煤制烯烃龙头迈上新台阶

一、国内聚烯烃供需双增，煤制烯烃具备竞争力

1.1 聚烯烃：重要塑料制品，供需双增，国内进口依存度已明显下降

聚烯烃是重要化工品，应用广泛。聚乙烯和聚丙烯是全球高产量的塑料材料，下游应用涵盖农业、建筑业、制造业等诸多领域，与国民经济发展密切相关。具体看，聚乙烯以其耐用性、耐冲击性和低吸水率闻名，展现出优良的化学稳定性，是世界上产量最高的塑料，主要用于日常用品如食品包装、洗涤剂瓶、基础设施材料如水管和煤气管道等。聚丙烯是最轻的塑料品种，具有较低的透气性和透水性、良好的化学稳定性和耐热性以及较高的拉伸强度和刚性，广泛用于生产编织袋、注塑成型等领域。

聚烯烃供需持续增长，进口依存度逐步降低。供给方面，根据钢联数据，2024 年国内聚乙烯产能 3696 万吨/年，同比+14.0%，产量2791万吨，同比-0.6%；聚丙烯产能 4461 万吨/年，同比+12.2%，产量3446万吨，同比+7.9%。2013-2024 年我国聚乙烯和聚丙烯产能CAGR约9.8%和11.6%。需求方面，2023 年国内聚乙烯和聚丙烯表观消费量约4068 和3474万吨，同比+6.9%和+5.6%；2013-2023 年表观消费量CAGR约7.2%和7.3%。进口依存度上看，2023 年国内聚乙烯和聚丙烯进口依存度分别约33.0%和11.9%，较 2010 年已下降 10.4pct 和 21.2pct。

1.2 煤制烯烃：原材料和现金成本较低，中高油价环境有优势

烯烃主要有三种生产工艺：油制烯烃、煤制烯烃和轻烃裂解制烯烃。油制烯烃工艺成熟，是目前的主流路线，单体杂质少，但相对转化率较低，且对原油依赖度较大，能耗较高。煤制烯烃优势在于原材料廉价易得，技术成熟，转化率高，在我国资源禀赋特性下具有显著优势，劣势在于投资较高且用水量大。轻烃裂解工艺流程较短，具有转化率高、污染性小、经济效益好等优势，但原料高度依赖进口，催化剂处理成本较高。

国内烯烃路线仍以石脑油裂解为主，煤头占比低于20%。从生产工艺上看，目前国内烯烃生产路线主要包括油头路线（石脑油裂解、蒸汽裂解）、煤头路线（甲醇制烯烃、煤制烯烃）和轻烃裂解烯烃路线（乙烷裂解制乙烯、丙烷脱氢制丙烯）三种。其中，油头路线仍为我国烯烃的主要制备路线。根据钢联数据，2024 年国内油制乙烯和油制丙烯的生产工艺占比分别约68.9%和 47.1%。

聚烯烃价格变化与油价强相关，但近年来相关性有所减弱。从烯烃价格上看，在油头路线主导的背景下，受成本端影响，聚乙烯和聚丙烯价格与油价相关性较高，截至 2025 年 1 月 17 日，复盘2014 年至今聚乙烯、聚丙烯价格与 Brent 油价的相关性后可知，二者间相关系数分别约49.9%和46.4%。在此基础上，考虑到聚烯烃作为一类典型的大宗商品，其价格本质上由供需决定。在近年来国内煤制烯烃、轻烃裂解（PDH）制烯烃等工艺路线产能持续上马的背景下，特别是 2022 年至今，聚烯烃产品价格与油价相关性已显著减弱，产品定价重心由传统的成本定价向供需定价转移。根据Wind，2014-2021 年我国聚乙烯和聚丙烯与 Brent 油价的相关性分别高达75.3%和 87.5%，而在刚刚过去的 2024 年，国内聚乙烯和聚丙烯与Brent 油价的相关性已分别降低至 34.1%和 20.4%。

油价中高位震荡期，煤制烯烃成本优势彰显。根据中国石化经研院，CMTO（煤基甲醇制烯烃）工艺在国际油价超过 60 美元/桶时具备成本优势。近年来受俄乌冲突、巴以冲突等地缘风险叠加OPEC+减产保价、美页岩油增量有限等多重因素影响，2022-2024 年 Brent 油价均价约87.02美元/桶。油价中高位震荡阶段，煤制烯烃利润优势凸显。根据百川盈孚，截至1月16日，CTO/MTO 路线下制聚乙烯利润约 1594/498 元/吨，领先油头路线约1662/566 元/吨；CTO/MTO 路线下制聚丙烯利润约1428/798元/吨，领先油头路线约 1111/481 元/吨，领先 PDH 路线1355/725 元/吨。

煤制烯烃具备较低的原材料成本和现金成本。成本结构上看，煤制烯烃成本构成中固定产本占比可达 60%，原材料占比仅20%左右；而石脑油蒸汽裂解、甲醇制烯烃成本构成中原料均占 80%左右，乙烷裂解成本构成中原料占比也达到 60%以上。因此煤制烯烃项目对原材料价格变化并不敏感，现金成本较低，反映出煤制烯烃项目具备较高的抗市场风险能力。而从长期竞争力角度考虑，观察不同路线下的完全成本可知，当油价高于60美元/桶时，煤制烯烃项目相比石脑油裂解路线具备优势。

二、宝丰能源：煤制烯烃龙头，优势明显，成本望再下台阶

2.1 煤制烯烃龙头，成本优势明显

烯烃产能持续爬坡，营收毛利占比 60%左右。公司烯烃产品产业链主要利用炼焦过程中副产的焦炉气与粉煤气化后生成的粗煤气，将二者进行混合后经过合成工艺生产中间品甲醇；甲醇利用DMTO 工艺生产烯烃后再经过分离、聚合，生产聚乙烯、聚丙烯，同时副产碳四、碳五。从烯烃产能上看，公司已由上市初期的 60 万吨/年增扩至 2024 年的320 万吨/年。往后看，随着公司内蒙项目第二系列生产线、第三系列生产线的陆续投产，公司产能有望再上台阶，内蒙项目全部投产后，预计公司烯烃总产能将扩增至520万吨/年。分产品看，聚乙烯和聚丙烯产能分别由2019 年的各30万吨/年增扩至 2024 年的 160 万吨/年和 155 万吨/年。从生产经营数据上看，2016-2024H1 公司烯烃业务营收和毛利占比均值约49.3%和48.1%。2024H1 烯烃业务营收和毛利分别约 97.3 和34.7 亿元，占公司总营收和总毛利的 57.6%和 61.0%。业务体量上看，烯烃业务营收和毛利分别由2016年的 45.3 和 21.4 亿元增扩至 2023 年的140.4 和42.5 亿元，2016-2023年 CAGR 约 17.5%和 10.3%。

对标同业：产能放大收入优势初显，成本优势突出盈利同业领先

根据公司招股说明书，中国神华和中煤能源为公司聚烯烃产品的主要竞争对手（中天合创能源有限责任公司为非上市企业），同时聚乙烯和聚丙烯为公司烯烃业务的核心产成品，因此在同业横向对比时，我们选择中国神华的聚烯烃产品（聚乙烯和聚丙烯）和中煤能源聚烯烃产品（聚乙烯和聚丙烯）作为公司聚烯烃业务的可比口径进行分析。

1）营业收入：复盘 2016-2024H1 期间，三大煤制烯烃代表性企业的业务营业收入表现后可知，2023 年宝丰能源首次超越中煤能源营收体量，位列三大企业之首。2024H1 公司聚乙烯和聚丙烯合计销售收入79.0亿元，较中国神华和中煤能源分别高出 61.1 和 26.2 亿元。对公司而言，营业收入的持续提升主要得益于自身产能持续放大下带来的销量增长。2016年至今，公司已分别在 2019 年 10 月、2023 年 9 月和2024 年11 月逐步实现30+30万吨/年、45+45 万吨/年和 55+50 万吨/年的聚乙烯和聚丙烯产能的投产或试生产，2023 年底聚乙烯和聚丙烯合计销量达158.5 万吨，超越中煤能源位列第一。随着新投产产能的逐步爬坡，2024H1 公司实现聚烯烃销售量114.7 万吨，较中国神华和中煤能源相比，高出86.0 和38.7万吨。

从聚烯烃产品外销结构上看，宝丰能源、中国神华和中煤能源大致相同，2016-2024H1 三大企业的聚乙烯：聚丙烯销量比例分别为51.9%：48.1%、51.4%：48.6%、51.0%：49.0%。进一步看，如前所述，烯烃价格具备一定的油价相关性，三大企业在统计期间的波动走势大致趋同。特别是公司与中煤能源的聚烯烃外销价相差甚微，平均差值仅33 元/吨，而较中国神华相比平均高出约 712 元/吨。

2）毛利表现：2016-2024H1 公司吨毛利和毛利率水平均显著领先同业企业

考虑到不同公司的披露口径存在差异，根据宝丰能源主要经营数据可得聚乙烯和聚丙烯产品的销量及平均销售价格。另据公司招股说明书，宝丰能源的烯烃产品主要包括聚乙烯、聚丙烯、烯烃副产品和甲醇，在2016-2018年期间烯烃副产品和甲醇的销售收入仅占烯烃产品的6.3%和0.02%，相对较小。自 2019 年起，公司年报中仅披露烯烃业务合计营业成本，考虑到烯烃副产品和甲醇业务占比较小，我们假设副产品成本占比与收入占比一致，并进行近似计算，同时将公司与可比公司的聚烯烃业务盈利能力进行横向对比。

从盈利能力上看，得益于公司极致的成本管控能力，聚烯烃业务吨毛利和毛利率始终居于领先。吨毛利上看，2016-2024H1 宝丰能源、中国神华和中煤能源的聚烯烃业务平均吨毛利分别约2823、1151、1350元/吨，公司较中国神华和中煤能源分别领先 1672 和 1473 元/吨。结合前文中公司聚烯烃业务平均销售单价分别领先可比公司 712 和33 元/吨，对应公司吨成本优势约 960 和 1440 元/吨。从毛利率表现上看，2016-2024H1宝丰能源、中国神华和中煤能源的聚烯烃毛利率均值约38.8%、17.2%、18.6%，公司较中国神华和中煤能源分别领先 21.6pct 和20.2pct。2024H1，宝丰能源、中国神华和中煤能源聚烯烃业务毛利率分别约35.6%、6.1%、14.4%，宝丰能源分别领先中国神华和中煤能源约 29.5pct 和21.2pct。

对标同业，宝丰能源的盈利优势主要源于其优异的成本管控能力。将公司聚烯烃（聚乙烯和聚丙烯）业务成本与国内煤化工代表性企业中国神华和中煤能源的聚烯烃横向对比后可知，2016-2024H1 宝丰能源聚烯烃吨成本均值分别较中国神华和中煤能源-960 和-1440 元/吨。2024H1，宝丰能源、中国神华和中煤能源聚烯烃吨成本分别约 4434、5856、5955 元/吨，宝丰能源较中国神华和中煤能源分别具备 1422 和1521 元/吨的成本优势。

对标中国神华，公司具备多方面成本优势。根据我们的测算，2016-2023年公司吨聚烯烃成本均值约 4449 元/吨，相比中国神华具备902元/吨的成本领先优势。分项目看，公司 2016-2023 吨原材料燃料及动力成本/吨人工成本/吨折旧及摊销成本/吨其他成本均值分别约3163/211/447/629元/吨，较中国神华相比分别具备-176、188、518、372 元/吨的成本优势。

①原材料、燃料及动力：产业链协同&技术精益，单耗持续下降

公司耦合焦化烯烃产业链并持续提升技术，有效降低原材料单耗。公司巧妙耦合焦化产业链与烯烃产业链，利用焦炉气与煤制气结合制备甲醇，大幅降低原煤耗用量。公司用于生产烯烃的自产甲醇中20%以上以焦炉废气为原料，副产焦炉气的使用节省了原煤的外购量，进而降低吨烯烃原料成本。同时，通过配套焦炉气非转化催化装置，将焦炉气中的烷烃与蒸汽、二氧化碳反应转化为氢气含量更高的合成气，直接调整煤气化装置产生的合成气的碳氢比，省去额外调氢步骤，优化生产流程，降低了烯烃生产的加工成本。此外，公司坚持技术革新，延长装置运行周期，醇烯比和煤醇比不断降低，公司烯烃二厂甲醇单耗由 2016 年的 3.30 吨/吨降低至2021年的2.85吨/吨；甲醇二厂 2020-2022 年煤醇比分别约1.44 吨/吨、1.37吨/吨和1.36吨/吨。

②人工成本及其他：人均薪酬低于中国神华，稳态运行高效开工

人均薪酬低于中国神华。相比中国神华，公司项目建成时间更晚，设备和技术相对更加成熟，用人数量少。从人均薪酬上看，2016-2023年宝丰能源和中国神华的人均薪酬均值分别约 12.2 和38.8 万元。

高效管理下开工率较高。公司通过一体化产业园方式，增长MTO装置稳态运行周期，优化管理减少检修时间，有力保障装置的平稳和高负荷运行。对于宝丰能源，除 2019 和 2023 年因装置投产导致开工率有所下降外，公司聚烯烃产品平均开工率高达110.9%，有效分摊聚烯烃生产单位成本。

③折旧成本：公司烯烃项目吨投资额显著低于同业企业

低投资额建设大项目。煤制烯烃成本构成中，固定成本占比较高，固定资产折旧对产品生产成本影响显著。对比 2010 年来国内多项煤制烯烃项目的投资建设情况，宝丰能源宁夏项目平均聚烯烃单吨投资额（2.34万元/吨）显著低于同行业平均水平（2.87 万元/吨），待内蒙项目建成后，公司单吨投资额均值有望进一步下降至 1.90 万元/吨，显著低于同业企业。

2.2 内蒙项目优势更为突出，成本曲线望再下台阶

内蒙项目为全球单厂规模最大的烯烃项目。内蒙项目总产能为300万吨/年，为目前全球单厂规模最大的烯烃项目，也是全球唯一一个规模化用绿氢替代化石能源生产烯烃的项目。项目中示范应用了多项具有我国自主知识产权的先进技术和设备。项目于 2023 年 3 月开工建设，截至2024 年11月25日，公司发布公告称内蒙古项目第一系列 100 万吨/年烯烃生产线已顺利投料试生产并成功产出合格产品，生产线运行稳定。内蒙项目建成后，公司煤制烯烃产能将跃居国内行业产能第一名。

估算内蒙古项目吨成本较宁东项目低约 754 元。

1）投资强度更低，估算吨折旧低约 153 元：MTO装置产能相对较小且规模较为单一，即产能大多为 60 万吨/年装置。而中科院大连化物所开发出DMTO-Ⅲ技术，规模为 100 万吨/年烯烃产能，在反应器尺寸变动不大的基础上大幅提升进料量，提升处理规模，有效降低投资强度。内蒙项目采用DMTO-Ⅲ技术，且公司严格管控项目投资，估算内蒙项目吨投资强度为1.59万元，较宁夏项目吨投资强度 2.34 万元降低31.9%。按2023年公司聚烯烃吨折旧及摊销成本 478 元为基准，估算内蒙项目吨折旧较宁夏项目降低约 153 元。

2）运行效率更高，估算吨原材料成本低约 151 元：内蒙项目采用最新DMTO三代技术,甲醇单耗（醇烯比）为 2.65，较2021 年宁东基地烯烃二厂降低约 7.1%。以 2022 年公司甲醇二厂煤醇比1.36 及2024 年1-9月公司采购气化原料煤均价 553.5 元/吨估算可节省原材料成本约151（（2.85-2.65）*1.36*553.5）元/吨。

3）区位优势明显运费成本更低，估算吨运费降低约450 元：公司烯烃项目所需原料煤主要从内蒙古鄂尔多斯地区采购，煤供应与项目所在地距离近、区位优势明显。根据公司投资者问答，现在工艺中每吨聚烯烃所消耗的原料煤（5400 大卡）约 4.16 吨、动力煤约 1.5 吨，若以2024 年宁夏与鄂尔多斯动力煤（Q5000）车板价差值 79.5 元/吨近似作为运费差异测算，估算吨运费可降低约 450（（4.16+1.5）*79.5）元。

2.3 新疆项目望打开成长空间，综合竞争力望再增强

新疆项目环评公示，打开未来成长空间。2024 年7 月，新疆宝丰煤基新材料有限公司煤炭清洁高效转化耦合植入绿氢制低碳化学品和新材料示范项目环境影响评价公众参与第一次公示。项目规划布局400 万吨煤制烯烃，新疆煤制烯烃的最大优势在于低价的原料煤炭，新疆基地项目进展持续推进，也为宝丰能源未来发展提供产能。该项目产品方案包括：生产聚乙烯、聚丙烯、超高分子量聚乙烯、EVA 和 PMMA 等主要产品及硫磺、重碳四、乙烯焦油、煤基混合戊烯、MTBE 等副产品。项目方案具体包括：4×280万吨/年甲醇（含空分、气化、变换、净化、甲醇合成单元）、4×100万吨/年甲醇制烯烃、4×110 万吨/年烯烃分离、3×65 万吨/年聚丙烯、3×65万吨/年聚乙烯，1 套 25 万吨/年 C4 制 1-丁烯装置，1 套29 万吨/年蒸汽裂解装置，1套 3 万吨/年超高分子量聚乙烯装置，1 套25 万吨/年EVA装置，1套5万吨/年 MMA/PMMA 装置及配套的公用工程、辅助工程和储运设施等。

新疆煤炭价格优势极具竞争力。新疆作为国内重要的煤炭资源战略性储备区，开发条件较好，且煤炭品类齐全，开采成本相对较低。新疆煤炭的坑口价长期低于陕西、内蒙等地区，基础成本较低，当市场煤炭价格处于高位时，新疆煤坑口低成本一定程度上对冲了运力成本高的劣势。根据Wind，2024Q4 新疆哈密动力煤坑口均价为 316 元/吨，内蒙古鄂尔多斯动力煤坑口均价为 632 元/吨，陕西榆林动力煤坑口均价为831 元/吨；陕西榆林相较于新疆哈密动力煤坑口均价高出 515 元/吨，内蒙鄂尔多斯相较于新疆哈密动力煤坑口均价高出 316 元/吨。

三、焦煤一体化夯实盈利根基，精细化工高端化布局提速

3.1 焦炭行业：供需矛盾仍存，价格底部徘徊

焦炭是一种固体燃料，主要用于钢铁工业。从生产工艺上看，焦炭是由煤在约 1000℃的高温条件下经干馏而获得，发热量大多为26380-31400KJ/kg（6300-7500kcal/kg）。按用途不同划分，焦炭可分冶金焦炭、铸造用焦、化工用焦、气化用焦四大类；按含硫量高低又可分为高、中、低硫焦。从应用领域上看，根据百川盈孚，焦炭下游主要面向钢铁工业，约占全部焦炭消费结构的 85%；其次是有色金属冶炼和铸造、铁合金冶炼行业，应用占比均为 5%。

焦化市场集中度偏低，多以区域性企业为主。格局上看，根据百川盈孚，我国焦化产能主要分布在山西省、河北省、内蒙古自治区和山东省，四地产能全国占比分别约 12.7%、10.9%、6.5%和5.8%。分企业看，国内焦化企业产能分布分散，行业 CR8 仅 9.0%。宝丰能源具备700 万吨/年焦炭产能（湿熄焦口径，折算为干熄焦产能约 650 万吨/年），国内市占率约1.2%。

焦炭产能仍呈净增长，利润亏损下产量减少。根据卓创资讯，2024年我国陕西等地 4.3m 焦炉陆续退出，但由于仍有置换产能投产，全年焦炭产能呈净增加状态，预计全年产能约 6.78 亿吨，同比+2.0%。从产量上看，考虑到产能投产时间集中于 2024H2，且上半年焦化利润偏弱、开工低位，焦炭供应量整体减少，预计全年焦炭产量 4.9 亿吨，同比-1.0%。

终端需求表现不佳，焦炭需求有所下滑。受基建和地产行业低迷影响，弱势情绪由终端钢铁向原料端双焦传导，根据Wind，2024 年国内生铁合计产量约 8.5 亿吨，同比-2.2%。钢厂需求减少下带动焦炭需求量有所下滑，2024年我国焦炭下游消费量预计约 4.5 亿吨，同比-0.7%。

供需宽松，价格周期底部。2024 年国内焦炭价格历经“三跌两涨”。受终端地产与基建需求下滑影响，钢材价格重心出现下调、钢厂利润不断减少，焦炭价格承压下跌，并于 9 月中旬跌破近五年价格最低点。2024Q1受下游需求偏弱、高炉复产不及预期影响，焦炭需求不足，价格连续下调8轮共计 800 元/吨。第二次下调出现在 7 月下旬至9 月中旬，产品价格再次连续下调 8 轮合计 400 元/吨。而 4 月下旬和 10 月前后的两次价格反弹主要受宏观利好带动下的需求回升所致。截至 1 月17 日，国内焦炭价格价差分别约 1440 和-173 元/吨，位于 2020 年以来的1.1%和13.7%分位。

3.2 宝丰焦炭：煤焦一体化奠定盈利优势，煤矿资源配套产销量稳增

焦化产品产业链一体化，高自给率压降原料成本。公司已完成“原煤-精煤-焦炭”焦化产品产业链布局搭建，通过将自产原煤与外购原煤经过掺配、洗选后生产精煤、中煤、煤泥和矸石。其中，自产精煤与外购精煤按一定比例掺混后经焦化工艺生产焦炭（包括冶金焦和化工焦），同时副产焦炉气；中煤和煤泥则用于生产蒸汽和发电。根据公司招股说明书，2016-2018 年原煤平均自给率约 61.1%，自产原煤相较外采成本优势约202 元/吨。2016-2018 年，公司以自产煤炭代替外购原煤已合计节省成本 27.2 亿元。若考虑焦化产业链以精煤为原料制焦炭，对应精煤自给率约 50.8%，自产成本优势约 316 元/吨，2016-2018 年带来成本节约21.6亿元。

自有煤矿产能持续扩增，低原料成本带来高毛利。根据公告，2023年公司煤炭产能新增 196 万吨/年（同比增长 24%），已具备煤矿权益产能1102万吨/年，在产煤矿产能 820 万吨/年。考虑到公司700 万吨/年焦炭产能，若按生产 1 吨焦炭需要 1.35-1.40 吨精煤测算，对应精煤量约945-980万吨。按在产煤矿产能 50%-55%的洗出率计算，自产精煤约410-450万吨/年，外购精煤量约 500-570 万吨。按中枢值测算，对应公司精煤自给率约44.6%。而根据公司招股说明书，2016-2018 年公司焦炭成本构成中直接材料占比高达 83.1%，反映出原料基本直接决定焦炭单位生产成本。在此背景下，公司高原煤和精煤自给率可带来强成本优势，结合公司焦炭板块盈利表现同样可知，即使在当前焦炭价格承压的背景下，2024H1 公司焦化产品毛利率仍达约 27.1%，显著高于同业其他生产企业。

焦炭开工率维持高位，产销量表现同比略增。2022 年6 月，公司300万吨/年煤焦化多联产项目顺利投产，焦炭年产能由400 万吨扩增至700万吨，市占率仅次于鞍钢股份，位列全国次席。从产能利用率上看，除2022年因公司焦炭产能年中投产爬坡影响，全年产能利用率约88.8%，2016-2023年产能利用率基本保持在 100%以上。另从产销量表现上看，即使在焦炭价格底部震荡阶段，公司凭借一体化强成本竞争优势，产销量表现仍维持同比正增。根据公告，2024 年前三季度公司焦炭产销量分别约531和528万吨，同比+2.5%和+2.0%。

3.3 精细化工：盈利能力保持高位，产品矩阵持续丰富

中高油价支撑价格，板块盈利能力优异。根据公告，公司精细化工产品主要包括粗苯加氢精制产品（纯苯）、煤焦油深加工产品（改质沥青）、碳四深加工产品（MTBE）和 EVA 等，产品价格走势强油价相关。根据Wind，2024 年纯苯、改质沥青、MTBE 和 EVA 产品与Brent 油价的相关性高达68.8%、75.4%、88.2%和 56.9%。中高位油价有效支撑油头产品价格高位。与此同时，2024 年 2 月公司发泡料 EVA 产品顺利投入试生产，产业链附加值再上台阶。往后看，随着公司光伏料 EVA 产品研发突破以及醋酸乙烯装置陆续投产，在提高产品附加值的同时有望实现进一步降本。根据公告，2024H1 公司精细化工产品毛利率约 41.6%，较2023 年提升6.1pct。

高附加值产品增厚收入，产销量表现或继续提升。依托公司较为完整的煤化工循环产业链（焦化产品产业链、烯烃产品产业链、精细化工产业链），公司精细化工板块分产品产销量整体稳中有升。根据公告，除EVA为2024年新投产产品外，2024年前三季度，MTBE、纯苯、改质沥青销量同比+9.3%、-11.1%、+11.0%。未来随着公司烯烃项目的进一步放量，精细化工产品产销量有望继续提升。另从销售收入上看，随着EVA 项目的投产，公司精细化工板块收入再创新高，2024 年前三季度累计实现销售收入20.2亿元。其中，MTBE、纯苯、改质沥青和 EVA 产品分别贡献收入4.7、3.0、4.1和8.4 亿元，占比约 23.1%、14.7%、20.4%和41.7%。

编辑：火腿肠