宝丰能源研究报告：原料用能渐落地，绿氢龙头高成长

1、 原料用能渐落地，内蒙烯烃项目有望加速推进

1.1、 原料用能有望不纳入能源消费总量控制

煤化工用煤分为“原料”和“燃料”两种用途。煤炭作为原料时，参与化学反应， 部分碳元素进入产品转化为其他能源或化学品，部分碳元素在反应过程中以副产物 CO2的形式排出，少量碳元素随灰渣流失。作为燃料时，煤通过燃烧，为化工生产提 供能量或动力，理论上，煤燃烧后碳元素全部转化为CO2。原料用能指用作原材料的 能源消费，即石油、煤炭、天然气等能源产品不作为燃料、动力使用，而作为生产产 品的原料、材料使用，比如，煤制成烯烃、化肥，石油制成橡胶、纤维等。

原料用能 中相当一部分能耗转化为下游原材料，例如尿素、甲醇、乙二醇、烯烃、柴油等都含 有碳元素，原料中的碳并没有全部产生CO2排放到空气中。如果对原料用能和燃料用 能不加区分，将原料用能按直接“燃烧”来计算碳排放，将有失公平。考虑我国煤炭 资源丰富的基本国情，将原料用能和燃料用能分开统计有利于促进原料用煤产业发 展，调动企业清洁高效利用煤炭资源的积极性。

煤化工工艺越长，碳排放系数越高，碳利用率普遍在 20%以上。燃料用煤中碳 以燃烧为主，煤中碳元素几乎被全部释放；原料用煤经气化后，相当一部分碳进入下 游产品被固定，其余部分在合成气变换和净化单元中以副产物CO2的形式排出。煤化 工各子行业由于原料、生产工艺、催化剂的不同，单位产品的CO2排放强度差别较大。 相比于传统煤化工，现代煤化工工艺更长、产品附加值更高，综合能耗高，单位产品 CO2排放强度更大。据《中国煤化工行业二氧化碳排放达峰路径研究》计算，焦化行 业单位产品CO2排放强度较低，为 0.2t/t（以CO2计），烯烃产品由于工艺过程最长， 单位产品碳排放系数达 10.8t/（以t CO2计）。

以煤制烯烃为例，按单吨烯烃煤耗 4.4 吨、 煤中碳元素占比 80%计算，最终进入烯烃的碳元素约占煤炭总碳元素的 24%，与《煤 化工生产和消费过程的碳利用分析》中煤制烯烃生产过程碳利用率（主产品和副产 品含碳量与总耗煤含碳量之比）为 22%的分析结果接近，即煤制烯烃中约有 22%的 碳元素进入下游产品，这些碳并没有以CO2的形式排放。煤焦化、煤制甲醇、煤间接 液化、煤制天然气等煤化工过程，碳排放系数比煤制烯烃低，碳利用率更高，即更多碳转化为其他能源或化学品。

原料用能部分不计入能源消费总量，即使按下游产品 实际固定的碳元素计算，该计算方法仍可节约 20%以上碳排放量。在现代煤化工中， 原料用煤在转化过程中的碳排放占总碳排放（原料用煤碳排放+燃料用煤碳排放）的 比例约 60%-70%，若原料用煤全部不纳入能源消费总量，则可节约 60%-70%的碳排 放指标。

原料用能不纳入能源消费总量，符合我国以煤为主的能源结构。由于我国具有 “富煤贫油少气”的能源结构和资源禀赋，我国电力、化工行业仍较多采用煤作为原 料。2021 年全国发电装机容量约 23.8 亿千瓦，其中火电占比 54.6%，原煤产量 40.7 亿吨，占煤、油、气总产量的 84.2%。相比石油和天然气，煤化工具有更高的碳排放。 在当前碳中和背景下，电力行业向新能源发电转型，光伏、风电装机异军突起。

相较 于燃煤发电，现代煤化工碳利用率达 20%-30%，即减少 20%-30%的碳排放量，在低 碳背景下，煤化工符合煤炭行业的长期发展方向。原料用能不纳入能源消费总量不 仅可以防止原材料供应短缺，保障我国的能源供应安全，也可以稳定以该原材料为 基础的化工产品价格，防止出现大规模通货膨胀。对企业而言，原料用能不纳入能源 消费总量将减轻煤化工企业的碳排放压力，促进煤炭资源的高效清洁利用，利好现 代煤化工项目的审批和扩产。

原料用能逐渐落地，高耗能省份将逐渐落实。2021 年 12 月 8 日至 10 日，中央经济工作会议在北京举行，会议指出：传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠 的替代基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，要科学考核， 新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双 控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简 单层层分解。要确保能源供应，大企业特别是国有企业要带头保供稳价。

2022 年 1 月 21 日，河南落实能耗“双控”管理变化政策，以 2020 年可再生能源电力消费为 基数，“十四五”期间每年较上一年新增的可再生能源电力不纳入能源消费总量控制。 生产烯烃、芳烃、化肥、农药、醇类等产品过程中的原料用能，不纳入能耗双控考核。 原料用煤不纳入煤炭消费总量控制考核。河南率先落实中央经济工作会议精神，支 持重大项目建设，强化重大项目建设能耗和煤炭指标保障。辽宁省政府工作报告指 出，2022 年辽宁能耗强度目标在“十四五”规划期内统筹考虑，新增可再生能源和 原料用能不纳入能源消费总量控制。

2022 年 2 月 7 日，浙江省人民政府办公厅发布 《关于减负强企激发企业发展活力的意见》强调，要优化能耗“双控”制度，全面落 实原料用能抵扣政策，对原料用煤、用油、用天然气，不纳入能耗强度和总量考核。 对地方新增可再生能源消费量，不纳入能耗总量考核。预计两会结束后，其他各省将 逐渐推进落实新增可再生能源和原料用能消费不纳入能源消费总量控制政策。尤其 在内蒙区域，内蒙古作为煤化工存量及增量大省，项目审批有望加快。

未来煤化工主 要集中在 4 个示范园区，内蒙鄂尔多斯示范区受益最大。其他三个煤化工示范园区 中，新疆准东相对偏远，原料产品受运费影响，宁夏宁东煤炭资源增量有限，陕西榆 林因陕煤集团投资了全球最大的煤化工项目导致后期新项目审批难度较大。鄂尔多 斯拥有近 7 亿吨/年的原煤产量，是中国煤化工增长潜力最大的地方。考虑到煤制烯 烃的商业价值较高，内蒙对煤制烯烃项目的审批有望加快。根据宝丰能源公告，原料 用能不纳入能源消费总量控制，将使煤制烯烃占用地方政府的能耗指标下降 70%左 右，随着政策落实，宝丰能源内蒙烯烃项目将持续受益。

能耗“双控”有望向碳排放“双控”转变，碳排放总领能源革命。2015 年 10 月， 十八届五中全会最早提出“能耗双控”概念，即能源消耗总量和强度“双控”行动。 能耗“双控”经过了循序渐进的发展，“十三五”时期实施的能耗总量和强度“双控” 明确要求到 2020 年单位 GDP 能耗比 2015 年降低 15%，能源消费总量控制在 50 亿 吨标准煤以内。“十四五”规划进一步对能源消费总量和强度双控制度进行了完善， 要求控制化石能源消费，2025 年单位 GDP 能耗比 2020 年分别降低 13.5%，碳排放 比 2020 年下降 18%。

国务院将全国“双控”目标分解到了各地区，对“双控”工作 进行了全面部署。2021 年 9 月 16 日，发改委印发《完善能源消费强度和总量双控制 度方案》，提出严格制定各省能源双控指标，推行用能指标市场化交易。能耗“双控” 是碳排放“双控”的过渡措施，最终目标是实现碳达峰碳中和，若不区分各种能源的 碳排放特性，可再生能源、原料用能将被一刀切，企业被迫限产限电，这与碳中和的 最终目标是相悖的，因此，能耗“双控”将逐渐向碳排放“双控”转变，碳排放总领 能源革命。

1.2、 内蒙煤制烯烃项目有望加速推进，公司进入高成长期

公司成长聚焦于煤制烯烃产业。截至 2021 年底，公司已拥有 3 座煤矿合计产能 720 万吨/年，产能 120 万吨/年的丁家梁煤矿正在抓紧建设中。公司拥有焦炭产能 400 万吨/年，300 万吨/年焦炭多联产项目将于 2022 年 4 月份投产，满产后焦炭合计产能 将达到 700 万吨/年。目前公司烯烃产能 120 万吨/年，宁东三期 100 万吨/年烯烃项 目（50 万吨/年煤制烯烃、50 万吨/年 C2-C5 综合利用制烯烃）前段煤制甲醇拟于 2022 年底投产，后段烯烃及 25 万吨/年 EVA 拟于 2023 年一季度投产。宁东四期 50 万吨/年烯烃项目拟于 2023 年底投产。内蒙古 400 万吨/年烯烃项目前期建设和准备工作 都已经完成，待生态环境部审批通过后即可开工。规划烯烃产能全部投产后，公司烯 烃总产能有望达到 670 万吨/年。未来三年公司处于产能释放期，成长性很高，在建 产能有望陆续释放业绩。

煤制烯烃能耗低于标杆水平，政策利好内蒙烯烃项目。尽管原料用能不纳入能 源消费总量，但能耗双控的管控力度不会放松，这是实现双碳目标的必然要求。《高 耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021 年版）》要求引导企业有序开展节 能降碳技术改造，对拟建、在建项目，应对照能效标杆水平建设实施，推动能效水平 应提尽提，力争全面达到标杆水平。

煤制烯烃能效标杆水平和基准水平分别为 2.8 吨 标准煤/吨烯烃和 3.3 吨标准煤/吨烯烃。根据中国石油和化学工业联合会发布的《2020 年度石油和化工行业重点产品能效“领跑者”水效“领跑者”名单和指标公示》，宝丰能 源煤制烯烃单位产品综合能耗 2.396 吨标准煤/吨烯烃，低于标杆水平 14.4%，低于基 准水平 27.4%，位列行业第一。原料用能、能耗标杆等新政策不断出台，将推动煤化 工产业转型升级，利好能源利用效率高的头部企业发展，同时有利于技术工艺先进、 更加环保节碳的煤制烯烃项目的审批。随着国家碳中和政策细节的陆续出台，原料 用能政策有望在省级细化，宝丰能源煤制烯烃具有能耗低的技术优势，内蒙 400 万 吨/年煤制烯烃项目审批有望加速推进，公司煤制烯烃总产能未来有望达到 670 万吨 /年，烯烃产能扩张将助力公司业绩再腾飞。

1.3、 中央强调以煤为主的能源结构，利好煤化工

碳达峰碳中和工作要有序推进。2022 年政府工作报告指出，要有序推进碳达峰 碳中和工作。落实碳达峰行动方案。推动能源革命，确保能源供应，立足资源禀赋， 坚持先立后破、通盘谋划，推进能源低碳转型。加强煤炭清洁高效利用，有序减量替 代，推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造。推动能耗“双控”向碳排放总 量和强度“双控”转变，完善减污降碳激励约束政策，发展绿色金融，加快形成绿色 低碳生产生活方式。政府工作报告明确了碳达峰碳中和工作要有序推进，不能盲目 “一刀切”，加强煤炭清洁高效利用，有利于煤炭资源利用向头部企业聚集，利好能 耗水平低、技术先进、主动减排的头部煤化工企业发展。

以煤为主的能源结构短期内难以根本改变。实现‘双碳’目标，必须立足国情，不能把手里吃饭的家伙先扔了，结果新 的吃饭家伙还没拿到手”。绿色转型是一个过程，化工生产既要保持环境绿色清洁， 也要保证人们生产生活正常进行。

2、 煤价受限而油价维持高位，成本比较优势凸显

2.1、 煤价机制再完善，动力煤现货价格仍受约束

现货煤价仍受一定约束，极端上涨难继。2021 年 10 月，发改委通过《价格法》 对现货煤价实施干预，从而遏制现货煤价的非理性上涨，此后不断下调现货价格天 花板，港口价从 1800 元/吨逐步下调至 900 元/吨，其中 900 元/吨是 2022 年 1 月 28 日发改委指导价要求的限价，即动力煤坑口价不超过 700 元/吨，港口价不超过 900 元/吨，之后部分煤企有落实，但执行难度较大。2022 年 2 月底，发改委发布《关于 进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》和《关于做好 2022 年煤炭中长期合同监 管工作的通知》，明确了秦皇岛港下水煤（5500 大卡）中长期交易价格为 570～770 元/吨（含税），同时明确了下水煤合同基准价按 5500 大卡动力煤 675 元/吨执行。此 时，虽然港口现货煤价已突破 900 元/吨天花板价格，但仍旧受到政策的约束，煤价 较难出现极端上涨情况。

海内外煤价保持较高差价，煤化工更具盈利能力。国内动力煤现货价在 2021 年 四季度高涨后迅速回落。2022 年以来，国际煤价大幅上涨，澳洲纽卡斯尔 NEWC 动 力煤现货价一度突破 260 美元/吨。随着国际煤价上涨，国内现货煤价也有突破限价 的动能，但仍受到政策约束，国内现货煤价与国际煤价依然维持较大差价。煤化工主 要采用现货煤，尽管现货煤价有突破指导价限制，但非理性上涨的空间有限，煤价很 难出现 2021 年四季度的极端上涨情况，价格隐形天花板依然存在。宝丰能源地处西 北内陆，煤炭供应商主要为大型国企，煤炭采购价格更易受政策指导。在国际港口动 力煤高涨的情况下，宝丰能源采购的现货煤价格上涨幅度受限，而对比大炼化企业， 其成本端原油是完全市场化的，所以煤化工相比油化工成本的比较优势非常明显。（报告来源：未来智库）

2.2、 油价中枢抬高，烯烃产品价格有望维持高位

地缘政治冲突进一步推高油价，油价中枢有望维持高位。2021 年以来，后疫情时代的经济复苏带动了石油需求的修复性增长，而石油输出国组织 OPEC 限产后增 产不足，石油供应跟不上石油需求，石油价格开始上涨。同时，疫情期间，美国实施 了宽松的货币政策，全球通胀加剧，油价持续上涨。近期，俄乌发生冲突，地缘政治 冲突导致全球大宗商品价格飙升。由于乌克兰局势和西方国家对俄罗斯的制裁升级， 俄罗斯油对全球的油气供应存在中断风险，能源危机持续发酵。根据 EIA 数据，2022 年 1 月，俄罗斯石油产量约占全球产量的 11%，尽管各方尽力避免对俄制裁措施冲 击能源市场，但油气运输中断风险仍在上升。2022 年 3 月以来，布伦特原油已经突 破 100 元/桶，如果冲突升级，油价甚至会进一步走高，后续即使战争结束，油价中 枢预计也将维持在较高水平。

烯烃由油头路线定价，价格有望维持高位。聚乙烯、聚丙烯等烯烃产品的原材 料主要来自石油。近年来，随着现代煤化工以及原料轻质化路线的发展，我国煤制烯 烃和烷烃脱氢制烯烃产能有所增加。尽管煤制烯烃、轻烃裂解产能增加，但短期内难 改乙烯、丙烯等大宗化学品主要来自石油的生产路线。2020 年我国乙烯产能按工艺 占比统计，石油工艺占比达 69%，丙烯产能石油工艺占比达 56%，烯烃产品由石油 路线定价。预计未来油价中枢维持高位，烯烃产品价格亦有望随油价维持高位。

2.3、 烯烃产品与动力煤差价增大，煤制烯烃盈利确定性更强

煤制烯烃相比石脑油裂解制烯烃具有成本优势。2021 年，国内烯烃生产原料石 油、煤炭、乙烷和丙烷的价格都经历了大幅波动和上涨，价格高点与低点相比，波动 明显。截至 2022 年 3 月，石油、乙烷和丙烷的价格仍然维持在相对高位，动力煤价 格在国家的扩大供给及政策调控下，已经快速回落并受到政策限制。

从煤制烯烃细 分工艺看，2021 年煤制烯烃（CTO）成本约 6381 元/吨，丙烷脱氢制烯烃（PDH）成 本约 7207 元/吨，石脑油裂解制烯烃成本约 7497 元/吨，煤制烯烃成本相比丙烷脱氢 和石脑油裂解分别低 11.5%和 14.9%，虽然煤制烯烃经历了更大幅度的动力煤价格波 动，但相比油制烯烃、气制烯烃，仍然保持成本优势。烯烃产品由油头定价。

根据《中 国进口乙烷裂解制乙烯产业发展机会》对相同烯烃，不同路径原料成本的计算，原油 价格在 100 美元/桶时，烯烃完全成本为 8685 元/吨，动力煤以坑口指导价不超过 700 元/吨计算，烯烃完全成本不高于 6972 元/吨，相比石脑油裂解路线，煤制烯烃成本 低约 1700 元/吨，大幅优于石脑油裂解制烯烃路线。2021 年，公司披露的煤制烯烃 成本比石脑油裂解制烯烃低 1100 元/吨（2021 年动力煤现货均价超过 700 元/吨），油 价高位下，煤制烯烃工艺路线成本优势有望进一步凸显。

烯烃产品价格高位，现货煤价受政策约束，价差拉大提升盈利能力。在油价维 持高位的背景下，随着成本提升向产品传导，烯烃产品价格有望提升，尽管烯烃产品 的波动性低于油价，但油价中枢提升时，烯烃产品价格也有望维持高位。在海外煤价 走高的情况下，虽然国内现货煤价仍然具有上涨动能，但与海外市场化煤炭与原油 相比，国内煤价受政策影响明显，内陆煤化工煤炭采购坑口价依然受指导价约束。 2021 年 11 月以来，聚乙烯-动力煤差价保持上行。公司受益于海外煤价与国内差价 拉大，在原油价格维持高位下，国内动力煤受政策影响，上行空间有限，公司产品与原材料差价有望拉大，烯烃盈利能力有望提升。

3、 煤化工耦合绿氢，低碳减排契合碳中和

3.1、 氢能顶层规划发布，绿氢发展正当时

氢能是最具潜力的清洁能源，绿氢是最终目标。氢（H）在元素周期表中排名第 一位，是地球的重要组成元素，常以化合态的形式出现（如H2O），通常的单质形态 是氢气（H2）。由于氢气密度较低，热值较高（高热值 140.4MJ/kg，低热值 120.0MJ/kg）， 是同质量焦炭、汽油等化石燃料热值的 2-4 倍。氢气可从水、化石燃料等含氢物质中 制取，是一种重要的工业原料和能源载体。氢能是指氢在物理与化学变化过程中释 放的能量，可用于储能、发电、各种交通工具用燃料、家用燃料等。

氢能具有零排放、 高热值、高转化率等多种优势，被公认为 21 世纪最具有发展潜力的二次能源。尽管 氢气燃烧时本身具有零碳排放的特点，但目前氢气制取路线会排放大量二氧化碳， 根据制氢过程中碳排放的不同，一般将氢能分为灰氢、蓝氢及绿氢。灰氢和蓝氢都是 利用碳基化石燃料制取的氢气，制取过程一般伴随着大量二氧化碳的排放。绿氢指 使用可再生能源发电电解或光解制取的氢气，生产过程零碳排放。绿氢能真正做到 零碳排放，是氢能发展的最终目标，但由于生产成本较高，目前尚未实现大规模应 用。

我国氢气以煤制氢为主，氢气产量逐年提升。我国氢气的制备工艺路线包括煤 气化制氢、天然气重整制氢、工业副产氢、电解水制氢。根据中国煤炭工业协会的统 计，2020 年我国氢气产量约 2500 万吨，其中煤制氢占比 62%，天然气制氢占比 19%， 工业副产氢占比 18%，受限于电能成本和电解技术，以电解水为代表的绿氢仅占 1% 左右。当前氢能的发展和利用尚处于早期启蒙阶段，煤制氢、天然气制氢等灰氢将助 力中国氢能产业起步成长，未来，与大规模光伏发电或风力发电配套的电解水制绿 氢将成为发展趋势，也将为绿氢带来新的增长动能。

氢能顶层规划发布，绿氢极具发展潜力。目前，实现碳中和已成为全球共识，中 国二氧化碳排放也将力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。 氢能是一种低碳、清洁的能源载体，发展氢能对于节能减排、深度脱碳具有非常重要 的意义。在碳中和背景下，氢能产业发展获得了政策的大力支持，国家高度重视氢能 产业发展。2022 年 3 月 23 日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发 展中长期规划（2021-2035 年）》。

《规划》明确了氢的能源属性，氢能是未来国家能 源体系的组成部分，要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；《规划》明确氢能是战略性新兴产业的重点方向， 是构建绿色低碳产业体系、打造产业转型升级的新增长点；《规划》还提出了氢能产 业发展的基本原则、氢能产业发展各阶段目标以及推动氢能产业高质量发展的重要 举措。氢能顶层规划发布，将氢能提升到国家战略层面。尽管灰氢生产成本低、技术 工艺成熟，但是无法避免产生碳排放，可实现低碳甚至是零碳的绿氢，其潜力将被逐 渐释放。据中国氢能联盟预测，到 2030 年，我国氢气的年需求量将达到 3715 万吨， 在终端能源消费中占比约为 5%。

到 2060 年，我国氢气的年需求量将增至 1.3 亿吨左 右，在终端能源消费中的占比约为 20%。《中国氢能源及燃料电池产业白皮书 2020》 指出脱碳成为本轮氢能产业发展的第一驱动力，可再生能源制氢有望在 2030 年实现 平价，2060 年可再生能源制氢规模有望达到 1 亿吨。氢气需求的增长基本将由绿氢 满足，随着可再生能源制氢成本的降低，绿氢将成为助力碳中和的关键，极具发展潜 力。

3.2、 煤化工耦合绿氢，以氢换煤，减排增效明显

煤炭含碳较多，煤化工碳排放量较大。煤炭是以碳为主，少量氢、氧、硫等元素 组成的固态化石能源，石油是以碳和氢元素为主的液态化石能源，而天然气则是以 甲烷（CH4）为主的含碳量最少的气态化石能源。现代煤化工是指以煤为主要原料生 产多种清洁燃料和基础化工原料的煤炭加工转化产业，主要包括煤制油（煤直接液 化、煤间接液化）、煤制天然气、煤制化学品（含烯烃、芳烃、乙二醇等）、低阶煤分 质分级利用等领域。

现代煤化工的主流工艺是煤与氧气、水蒸气等发生气化反应，生 成以 CO 和H2为主的混合气，混合气经过水煤气变化反应，调整 CO 和氢气的比例， 再通过煤制甲醇等反应进入后续化学品的生产。以煤制烯烃为例，煤制烯烃的工艺 路线是煤气化得混合气，混合气制甲醇，甲醇再制烯烃。煤气化反应得到的混合气主 要组分为 CO 和H2，其比例约为 2:1，但煤制甲醇中 CO 和H2的比例约为 1:2，故混 合气需要通过水煤气变化反应制取更多H2，该过程以碳换氢，产生了大量CO2的排放。 若生产 1 吨烯烃消耗动力煤按 4.4 吨计算，则 1 吨烯烃排放CO2约 6.8 吨，而同样的 动力煤全部作为燃料时，排放的CO2达 11.5 吨。

煤化工耦合绿氢，减排效应明显。煤炭作为化工原料时，部分碳元素进入产品转 化成清洁能源或化学品，具有固碳作用，能大幅降低碳排放量。若在煤化工反应工艺 中，加入绿氢，则能减少煤化工反应过程中以碳换氢的过程，从而大幅降低水煤气变 换反应的碳排放。目前，通过可再生能源光伏、风电电解水可制得绿氢和绿氧。绿氧 进入煤气化反应，替代空分装置的氧气，从而减小或取消空分装置。绿氢调节混合气 中的碳氢比，减少水煤气变化反应，甚至可以取消水煤气变化单元。该耦合过程将煤 中的碳元素最大限度地转化为下游产品，一方面通过减少空分装置的动力煤消耗达 到碳减排目的，另一方面通过改变工艺路线中的化学反应减少碳排放，绿氢耦合煤 化工不仅能大幅减少煤化工工艺过程的碳排放，同时将使同等化工用煤产出更多的化工产品。

行业 60 万吨/年煤制烯烃耦合绿氢，减排达 464.5 万吨/年。以 60 万吨/年煤制烯 烃为例，根据物料平衡、化学反应平衡和反应动力学可以建立绿氢耦合的过程模型 和财务分析模型。根据《绿氢耦合煤化工系统的性能分析及发展建议》的模型计算和 数据分析，得出了煤制烯烃耦合绿氢工艺与传统工艺节省和增加的物流、装置等信 息。

由于氢能的耦合，原料用煤中的碳部分或全部转化到产品中去，随着耦合氢气量 的增加，总煤炭替代量增加，对应原料用煤和燃料用煤替代量增加，当原料替代比例 (即少消耗的原料用煤与初始原料用煤的比值)达到 49%时，绿氢占总合成气中氢气的 比达到最大值 71.3%，此时依靠绿氢实现对氢碳比例的调节，水煤气变换装置可完全 取消，对应的绿氢消耗量为 17.7 万吨/年，节省原料用煤和燃料用煤合计 191.7 万吨 /年，约节省一半的煤炭使用量。

同时，CO2总减排比例达到 67.9%，其中作为原料用 煤的CO2减排比例高达 80.6%，CO2总减排量 464.5 万吨/年。仅考虑碳税（碳排放权 价格）和煤炭减少产生的效益，煤炭价格仅按 100 元/吨，碳税按照 100/吨保守估计， 氢能耦合工艺可增效 6.6 亿元/年。若以宝丰能源 2.4 亿标方/年绿氢计算，绿氢项目 可节约煤炭 23 万吨/年，减少碳排放 56 万吨/年。根据公司公告，年产 2.4 亿标方“绿 氢”和 1.2 亿标方“绿氧”的太阳能电解水项目，可节约煤炭 38 万吨/年，二氧化碳 减排 66 万吨/年。

3.3、 绿氢龙头高成长，构建可持续发展新动能

宝丰能源地处宁东基地，能源转型有政策支持。宁东基地是全国规划 4 个现代 煤化工产业示范区之一，也是我国最大的现代煤化工产业示范区。2021 年 12 月，宁 东能源化工基地管委会联合中国氢能联盟在宁东召开“宁东基地氢能助力绿色发展 研讨会”，针对煤化工、煤制氢煤炭消费量较高、碳排放量较大等制约产业高质量发 展的瓶颈问题，实施绿氢替代灰氢工作计划，大力发展绿氢耦合现代煤化工，推动减 煤加氢、以氢换煤、绿氢消碳，从源头上降低煤炭消费和碳排放。宁东基地抢抓氢能 产业发展机遇，将大力发展绿氢耦合现代煤化工，成为国内唯一一家入围氢燃料电 池汽车上海示范城市群的化工园区。宝丰能源在能源转型背景下，不断受股东和政 策支持。

宝丰能源绿氢产能约 2.1 万吨/年，每年新增产能 2.7 万吨。宝丰能源于 2019 年 启动“国家级太阳能电解水制氢储能及综合应用示范项目”，项目于 2020 年 4 月开 工建设，2021 年 4 月正式投产，示范项目在 2022 年一季度全部投产后将年产 2.4 亿 标方“绿氢”和 1.2 亿标方“绿氧”，届时氢气产量约 2.1 万吨/年。根据公司规划， 后续将以 3 亿标方/年（2.7 万吨/年）的增速生产绿氢，每年将新增削减化工装置碳 排放总量的 5%，力争用 20 年时间率先实现企业碳中和。

碳交易机制形成，碳排放配额价格有望走高。2020 年 12 月，生态环境部发布 《碳排放权交易管理办法（试行）》，确立了碳排放交易机制，2021 年 7 月，全国碳 交易市场正式上线，试点地区行业及单位逐步纳入全国市场，我国碳排放交易市场 正式建立。我国碳市场建设主要分为三个阶段，第一阶段为 2002 年至 2011 年，我 主要参与国际 CDM（清洁发展机制）项目；

第二阶段为 2011 年至 2020 年，在部分 省市开展碳排放权交易试点；第三阶段为 2021 年至今，开始建立全国碳交易市场。 《碳排放交易管理办法（试行）》定义了 CCER（核证自愿减排量），即对我国境内可 再生能源、林业碳汇、甲烷利用等项目的减排效果精选量化核证，并在碳交易所注册 登记的核证自愿减排量。自愿减排企业获得的 CCER、配额盈余企业的盈余配额将通 过碳交易市场进行交易，排控企业在初始配额不足时，通过碳交易市场购买交易配 额或 CCER 获得碳排放权。

截至 2021 年 12 月 31 日，我国碳排放配额(CEA)累计成 交量 1.79 亿吨，累计成交额 76.61 亿元，12 月 31 日收盘价 54.22 元/吨。2022 年 3 月，欧盟碳排放配额（EUA）期货价格为 70-80 欧元/吨（人民币 490-560 元/吨），与欧盟碳市场相比，我国碳价仍处于较低水平。欧盟碳市场具有十多年的运营经验，无 论是市场机制还是 EUA 价格都对我国碳市场具有很强的指引功能，未来我国碳排放 配额价格有望持续走高。（报告来源：未来智库）

行业 60 万吨/年煤制烯烃绿氢耦合效益中枢为 13.6 亿元。根据《绿氢耦合煤化 工系统的性能分析及发展建议》中的测算数据，60 万吨/年煤制烯烃耦合绿氢工艺绿 氢消耗量最高为 17.7 万吨/年，对应二氧化碳减排 464.5 万吨/年。根据《煤制氢与天 然气制氢成本分析及发展建议》的测算，当煤炭价格为 550 元/吨时，煤制氢成本约 0.9 元/标方，当煤炭价格为 650 元/吨时，煤制氢成本约 1.0 元/标方。

根据合米咨询 预测，2020 年全球低成本地区绿氢平均成本约 2.0 元/标方，2030 年绿氢成本有望下 降 60%至 0.8 元/标方左右。煤制氢成本按 0.9 元/标方保守估计，我们测算了在碳排 放配额价格为 0-500 元/吨，绿氢成本为 1.3-0.5 元/标方的区间下，行业 60 万吨/年煤 制烯烃耦合绿氢工艺相比传统煤制烯烃工艺增效的二维分布矩阵。随着碳排放配额 价格上涨和绿氢成本的下降，绿氢对煤制烯烃增效将越来越明显。当我国碳排放配 额价格达到欧盟价格一半即 200-300 元/吨，预计 2025-2030 年行业绿氢成本在 0.7- 0.9元/标方时，60万吨/年煤制烯烃耦合绿氢工艺相比传统煤制烯烃工艺的效益为9.3- 17.9 亿元，效益中枢为 13.6 亿元。

宝丰能源绿氢项目 2025 年效益中枢 8.4 亿元/年，2030 年达 31.0 亿元/年。宝丰 能源在互动平台上披露，2021 年公司绿氢成本约 1.3 元/标方，下一步将通过科技创 新提高转化率，降低生产成本，使发电成本控制在 0.068 元/度，绿氢成本控制在 0.7 元/标方。宝丰能源所处地宁夏位于中国西北腹地，地势海拔高、日照时间长、辐射 程度强，具有丰富的风能、太阳能资源，宝丰能源绿氢成本已处于行业较低水平，未 来绿氢成本有望降低至 0.7 元/标方。以目前绿氢产能 2.1 万吨/年为基数，按 2.7 万吨 /年增长，则 2030 年，公司绿氢产能预计为 26.3 万吨/年。

按目前我国碳排放配额交 易价格约 50 元/吨，宝丰能源绿氢成本 1.3 元/标方，产能 2.1 万吨/年计算，绿氢耦合 煤制烯烃效益约为-0.7 亿元。预计 2025-2030 年，宝丰能源绿氢成本价格中枢为 0.8 元/标方，煤制氢成本依然按 0.9 元/标方保守估计，我们测算了在绿氢成本固定为 0.8 元/标方，不同碳排放配额价格下，宝丰能源绿氢耦合工艺效益随年份增加的二维分 布矩阵。预计 2025 年我国碳排放配额价格上升至 200-300 元/吨时，宝丰能源绿氢项 目效益中枢为 8.4 亿元；预计 2030 年碳排放配额价格上升至 400-500 元/吨时，宝丰 能源绿氢项目效益中枢为 31.0 亿元。

4、 盈利预测与投资分析

关键假设：2022 年公司营业收入增长主要源于 300 万吨/年焦化多联产项目投产。 2023-2024 年，宁东三期 100 万吨/年烯烃、宁东四期 50 万吨/烯烃项目预计陆续投 产，2024 年内蒙烯烃项目预计部分投产。成本方面，丁家梁煤矿 120 万吨/年煤炭将 于 2024 年投产，进一步补充原煤供给。300 万吨/年焦炭投产后，公司原煤自给率由 60%降低到 40%，焦炭成本将有所上升。我们预计，2022-2024 年公司焦炭销量分别 为 688、769、770 万吨，聚乙烯销量为 74、120、246 万吨，聚丙烯销量为 66、107、 220 万吨；焦炭单位价格分别为 1996、1906、1820 元/吨，聚乙烯单位价格分别为 7852、7931、7851 元/吨，聚丙烯单位价格为 7692、7769、7691 元/吨；焦炭单位成 本为 1157、1185、1087 元/吨，聚乙烯单位成本为 4776、4573、4643 元/吨，聚丙烯 单位成本 4656、4453、4523 元/吨。

核算后，预计公司 2022-2024 年营业收入分别为 277.9、379.9、622.2 亿元，增 速分别为 19.3%、36.7%、63.8%。随着新项目的投产，公司焦炭和烯烃产能增加较 大，对应煤炭自给率下降，相比于 2021 年，公司整体毛利率略有下降，2022-2024 年 整体毛利率分别为 39.9%、39.5%、40.7%。

（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。）