宝丰能源如何构筑核心竞争力？

树立绿氢耦合标杆，打造“双碳”核心竞争力。

1.绿氢耦合是煤制烯烃减少二氧化碳排放的有效途径

煤制烯烃工艺中，煤制甲醇环节中的粗合成气变换反应是碳排放的主要来源。以公司 煤制甲醇装置为例，原料煤通过粉煤加压气化（宁东项目）或水煤浆加压气化（内蒙古项 目）转化为粗合成气，粗合成气中主要包含一氧化碳、氢气，同时副产少量二氧化碳，且 一氧化碳含量较高。根据公司各项目环评报告，宁东三期及内蒙古项目的粗合成气中，氢 气与一氧化碳的体积比例分别约为 0.38:1、0.71:1（水煤浆技术）。但生产甲醇所需的有效 气要求氢气与一氧化碳的比例约 2.2:1，因此需通过变换反应提升粗合成气中的氢气比例 同时降低一氧化碳比例。变换反应的机理是将一氧化碳与水蒸气反应生成氢气与二氧化碳， 在减少 1 标方一氧化碳的同时增加 1 标方氢气，达到调节氢气、一氧化碳比例的目的。但 变换反应副产的二氧化碳无法进一步利用，也是是煤制甲醇工艺中碳排放的主要来源。

粗合成气中超过 50%的一氧化碳用于生产氢气，碳元素转化至甲醇中的比例较低，无 形中造成对煤炭资源的浪费。以粉煤加压气化工艺为例，我们根据公司宁东三期环评报告 披露的粗合成气组分情况及对应的变换反应测算，粗合成气中约 57%的一氧化碳最终都作 为还原剂用于生产氢气，仅有 43%的一氧化碳（碳元素）转化至甲醇中，较低的碳元素转 化效率也造成了煤炭资源的浪费。

煤制甲醇过程中，单吨甲醇变换反应产生的二氧化碳排放量约为 1.7 吨。根据宁东三 期粉煤加压气化工艺得到的粗合成气组分情况及对应的变换反应测算，生产单吨甲醇所需 的 2100 标方粗合成气中（扣除氢气、一氧化碳以外的其他杂质），一氧化碳含量约 1520 标方（占比 72%），氢气含量约 580 标方（占比 28%）；经过变换反应得到的有效气中， 一氧化碳含量约 650 标方（占比 31%），氢气含量约 1450 标方（占比 69%），其中 870 标方的氢气是通过变换反应得到的。由此测算煤制单吨甲醇中，变换反应过程产生的二氧 化碳排放量约为 870 标方（即约 1.7 吨二氧化碳排放）。

向粗合成气中添加绿氢，可以减少甚至消除变换反应产生的碳排放，同时降低煤炭消 耗。向粗合成气中添加氢气后，参加反应气体中的含氢量会增加，若恰好增加至合成甲醇 所需有效气的含氢比例时，则无需再通过变换反应生成氢气，因此足量加氢后可消除变换 反应过程中产生的碳排放。同时在生产相同量甲醇的情况下，由于此过程减少了粗合成气 的消耗，因此也减少了原料煤及动力煤的使用量。

在甲醇产量不变下，若完全消除变换反应产生的碳排放，理想状态下单吨甲醇需补充 绿氢 1200 标方，同时可减少煤炭用量约 1 吨。在完全消除变换反应的条件下，粗合成气 中的一氧化碳则全部用于直接合成甲醇，按照单吨甲醇需 650 标方一氧化碳测算，所需粗 合成气约 900 标方，剩余 1200 标方氢气缺口则需通过绿氢的方式补充。每生产 1 吨甲醇需消耗约 1.53 吨原料煤+0.33 吨动力煤（以 5000 大卡煤计算），但由于粗合成气的消耗量 相比传统工艺减少了 1200 标方，因此整体过程消耗的原料煤+动力煤量仅为 0.80 吨，相 比传统工艺可减少约 57%的煤炭用量。

在煤炭用量不变下，补充绿氢可实现甲醇增产，理想状态下最大可增产甲醇 134%， 对应单吨增产甲醇需补充绿氢 2100 标方。在此情境下，耗煤量及粗合成气的产量均保持 不变，一氧化碳亦全部转化至甲醇中。原先生产单吨甲醇的粗合成气通过补氢，理论可最 多合成甲醇约 2.34 吨，相比于传统工艺增产甲醇 134%，单吨甲醇对应耗煤量也相应下降 至 0.80 吨。增产甲醇需补充绿氢合计 2820 标方，对应单吨增产甲醇补充绿氢 2100 标方。

2.公司树立绿氢耦合制烯烃标杆，提升“双碳”竞争力

公司布局绿氢、绿电耦合煤制烯烃，目前具备 2.4 亿标方电解水制氢年产能，开辟“碳 中和”产业布局。公司于 2019 年启动了光伏发电及电解水制氢储能综合应用示范项目， 采用单台产能 1000 标方/小时的碱性电解槽制氢设备，截至目前已拥有 30 台制氢装置， 合计 2.4 亿标方/年绿氢产能以及 1.2 亿标方/年绿氧产能。项目采用“新能源发电+电解水 制氢、制氧直供煤化工”的模式，将电解水所产的绿氢、绿氧直接送入化工装置，其中氧 气进入煤气化装置用于生产粗合成气，氢气与粗合成气结合用于制造甲醇。公司光伏发电 +电解水制绿氢项目部分实现了新能源替代化石能源，开辟了一条经济可行的碳减排实现 路径。

现有绿氢产能每年可减少煤炭资源消耗约 38 万吨，减少二氧化碳排放约 66 万吨，新 增消减化工装置碳排放总量的 5%。理想状态下，我们测算公司补充 2.4 亿标方绿氢有望 通过减少粗合成气的消耗而减少公司煤炭消耗量约 20 万吨；有望通过减少变换反应减少 二氧化碳排放约 35 万吨。但实际过程中若考虑煤制甲醇其他过程中产生的煤炭消耗、碳 排放，以及转换过程中的原料、能量转化损耗，公司测算补充 2.4 亿标方绿氢有望减少煤 炭资源消耗约 38 万吨，减少二氧化碳排放约 66 万吨，减少量占整个化工装置碳排放总量 的约 5%。

内蒙古一期项目计划通过补充绿氢的方式实现甲醇增产，与同产能规模煤制烯烃相比 减少煤炭消耗及二氧化碳排放。公司内蒙古 4×100 万吨煤制烯烃项目采取绿氢与煤化工 深度耦合的模式，其中一期项目规划 300 万吨烯烃产能，以 260 万吨煤制烯烃为基础，在 五年时间内通过逐年补充绿氢、绿氧的方式，在原料煤消耗不变的情况下增产甲醇，最终 达到 300 万吨烯烃所需甲醇完全自给，同时实现燃料煤的部分节省。最终补入绿氢 25.15 亿标方/年，增产甲醇 116.75 万吨/年。

绿氢耦合有望成为“双碳”阶段下公司的重要竞争力。高能耗及高排放一直以来是制 约煤化工行业扩张的限制因素，绿氢耦合的模式有望打破瓶颈，开辟一条低排放的煤化工 生产路径。在“双碳”政策指导下，我们预计未来具备二氧化碳减排措施将成为煤化工项 目审批的重要前提。公司在绿氢领域的提前布局以及行业示范效应，有望转化为新发展阶 段下公司成长的核心竞争力。

3.短期绿氢耦合可盈亏平衡，长期效益有望看齐煤制烯烃

煤制甲醇成本约一半用于制氢，近年煤价上涨推升煤制氢成本接近绿氢。我们根据公 司环评报告披露的粗合成气组分情况及对应的变换反应测算，粗合成气中约 57%的一氧化 碳（即 57%煤炭中的碳元素）最终都作为还原剂用于生产氢气，综合考虑甲醇制造费用后， 煤制甲醇成本中约一半分摊至变换反应得到的煤制氢。在历史约 360 元/吨的煤价中枢下， 煤制氢成本约 0.62 元/标方。近年来随着煤炭价格上涨，煤制氢成本也大幅提升，在当前 900-1000 元/吨的煤炭价格下，煤制氢成本已达 1.20-1.30 元/标方。

大股东宝丰集团布局光伏、储能项目，有望与公司绿氢业务形成协同。根据各项目环 评报告，公司大股东宝丰集团旗下宝丰硅材料公司在甘肃建设多晶硅上下游协同一期项目， 包含 5 万吨多晶硅、2.5GW 拉晶、2.5GW 切片、2.5GW 电池、2.5GW 光伏组件产能， 并配套 0.50GW 光伏和 1.75GW 风力电站。此外宝丰集团旗下宝丰储能材料公司、昱能科 技公司在宁夏分别建设电池材料产业链示范项目、电池及储能集装系统示范项目，包含 24 万吨磷酸铁、25 万吨磷酸铁锂、15 万吨负极材料、17 万吨电解液以及 100GWh 储能电 池产能。大股东在光伏组件及电池储能方面的布局有望与公司现有绿氢业务形成协同，看 好公司突破电力成本瓶颈，实现绿氢进一步降本增效。

当前成本下，绿氢耦合增产烯烃处于盈亏平衡状态。在煤炭消耗量不变的情况下，绿 氢耦合至化工装置能够实现甲醇增产，单吨甲醇需补充约 2100 标方绿氢。在近两年平均 约 800 元/吨的煤炭价格以及当前 1.34 元/标方绿氢的成本下，我们测算公司煤制烯烃的成 本约 5653 元/吨，绿氢耦合增产烯烃的边际成本约 8000 元/吨，绿氢路线基本处于盈亏平 衡状态。 绿氢降本预期下，煤价高于 600 元/吨时绿氢耦合增产路线即具备成本优势。由于绿 氢耦合增产烯烃不增加原料煤消耗，仅在甲醇制烯烃环节存在少量燃料煤消耗，因此绿氢 增产烯烃的成本对煤价变化不敏感。在远期绿氢生产成本降至约 0.7 元/标方的预期下，我 们测算当煤价高于 600 元/吨时，绿氢耦合增产烯烃的边际成本有望低于传统煤制烯烃边际 成本，届时完全耦合下的烯烃平均成本约为 4635 元/吨。

远期若碳排放权交易覆盖行业扩大至煤制烯烃，绿氢耦合制烯烃的综合成本有望进一 步降低。2011 年国内启动碳排放权交易试点工作，在 7 个省市设立碳交易市场，覆盖电 力、钢铁、水泥等 20 余个高排放行业。2021 年在“双碳”政策指导下，全国碳排放权交 易市场开启并覆盖发电行业。自市场成立至今，全国碳排放权交易均价为 55 元/吨。未来 随着交易制度逐步成熟化，我们预计覆盖行业有望逐步扩大至化工领域，届时通过主动减 少二氧化碳排放所节省的碳排放权有望通过市场售出，从而抵扣绿氢的综合成本。我们测 算在 55 元/吨碳排放权价格下，单吨绿氢耦合制烯烃有望产生碳排放权价值 180 元/吨，绿 氢耦合增产与煤制烯烃的等成本煤价有望进一步下降至约 560 元/吨。