2023年宝丰能源分析报告 煤基新材料龙头，打造绿色循环产业链

煤基新材料龙头，打造绿色循环产业链

现代煤化工及绿氢耦合领军者，职业经理人高效管理

宝丰能源是国内绿色煤基新材料龙头，打造煤炭采选-绿氢耦合现代煤化工-副产品深 加工循环产业链。公司总部位于宁夏回族自治区银川市，主营业务为现代煤化工，包含煤 气化、煤焦化、绿氢三大产业链。其中煤气化产业链通过煤炭生产甲醇，进一步生产烯烃 （聚乙烯、聚丙烯、EVA），同时利用碳四等副产物深加工生产 MTBE 等；煤焦化产业链 通过煤炭生产焦炭，同时利用粗苯、煤焦油等副产品深加工生产纯苯、改质沥青等；绿氢 产业链通过风光发电、电解水制氢的方式生产绿氢、绿氧，并耦合至煤气化产业链用于增 产甲醇、减少二氧化碳排放。

公司以焦炭及副产品深加工起步，逐步发展形成综合现代煤化工业务。公司成立于 2005 年，2012 年前公司主要产品为焦炭及纯苯、改质沥青等炼焦副产品深加工；2012 年起公司筹划布局煤制烯烃现代煤化工产业，增加了煤制甲醇、甲醇制烯烃业务布局；2016 年公司新增碳四深加工项目，布局 MTBE 产能。发展至今，公司已具备烯烃产能 120 万吨 /年、焦炭产能 700 万吨/年，煤炭开采能力 720 万吨/年。

公司实际控制人为党彦宝先生。党彦宝先生为公司创始人，现任公司董事长。截至 2022 年三季度末，党彦宝先生个人直接持有上市公司股份 7.5%，通过宝丰集团持有公司股份 34.0%，通过东毅国际集团持有公司股份 14.0%，合计持有公司股份 55.5%，为公司实际 控制人。公司目前为沪港通交易标的，截至 2022 年三季度末，北向资金合计持有公司股 份 1.1 亿股，占总股本 1.5%。公司采取职业经理人制度，高管均具备丰富实业经验。公司核心高管在进入公司前均 来自国内重要的石化化工、煤炭、现代煤化工企业，在煤矿、焦炭、煤制烯烃、物流等领 域具备丰富的实业经历，为公司不断引入行业内先进的生产、经营、技术管理经验，保障 公司稳健运营，助力公司成长发展。

盈利能力远超竞争者，ROE稳定性显著高于同业

烯烃产能扩张叠加产品价格上涨，公司近年业绩快速增长。2015 年公司烯烃一期 60 万吨产能投产，当年业绩实现爆发增长，营收增长 105%，归母净利润增长 1108%；2020 年公司烯烃二期 60 万吨产能完全投产，红四煤矿 240 万吨投入运行，当年营收增长 17%， 归母净利润增长 22%。2021 年受益于产品价格上行，公司实现营收 233 亿元，同比增长 33%；实现归母净利润 71 亿元，同比增长 53%。

烯烃、焦化产品贡献公司主要利润。从营收结构看，2021 年烯烃产品营收 115 亿元， 占公司总营收 49%；焦化产品营收 93 亿元，占公司总营收 40%，贡献公司主要收入。从 毛利润结构看，2021 年烯烃产品毛利润 37 亿元，焦化产品毛利润 52 亿元，合计占公司 总毛利润的 90%。近五年，烯烃产品平均贡献公司毛利润的 45%；焦化产品平均贡献公 司毛利润的 44%。烯烃销量快速增长，主营产品开工率高位运行。近年来随着公司烯烃产能的扩张，烯 烃产销量实现快速增长，2021 年公司实现聚乙烯销量 74 万吨，聚丙烯销量 62 万吨。在 精细化管理、生产稳定运行下，公司产能利用率常年超过 100%，近五年聚乙烯平均产能利用率为 115%，聚丙烯平均产能利用率为 104%，焦炭平均产能利用率为 111%。

产品价格跟随原油、煤炭价格波动，烯烃成本中固定成本占比较高。公司烯烃产品及 焦化产品主要为大宗类化工品，产品价格跟随上游原油、煤炭价格波动，2021 年煤炭价 格大幅上涨带动焦炭价格突破历史新高。公司烯烃产品成本结构中，原料及辅料平均占比 56%，人工成本平均占比 5%，其他成本平均占比 39%，其中主要为折旧及能源成本。焦 炭产品成本结构中，原料及辅料平均占比 63%，人工成本平均占比 16%、其他成本平均 占比 21%，由于公司实现部分焦化原料自给，成本变化相较煤炭价格变动较小。

公司各产品毛利率均领先于行业竞争对手超 20pcts。公司烯烃业务近五年平均毛利 率为 41.9%，同行业中国神华、中煤能源的煤制烯烃业务平均毛利率分别为 21.2%、20.9%， 公司烯烃业务毛利率领先约 21pcts，得益于公司较高的原料利用效率以及较低的投资成本。 公司焦炭业务近五年平均毛利率为 50.1%，同行业美锦能源、金能科技焦炭业务平均毛利 率分别为 26.2%、22.0%，公司焦炭业务毛利率领先约 26pcts，得益于公司原料自给以及 更高的生产效率。

公司利润现金质量良好，营业周转周期稳步缩短。公司经营性现金流随着公司业绩的 增长而持续提升，2021年经营性现金流净额达 65亿元，近五年平均净利润现金含量为 98%， 收益质量保持较高水平。公司资产周转高效，近五年存货周转天数平均为 27 天，随着客 户结构调整，公司应收账款周转效率也快速提升，2021 年营业周期缩短至 30 天。

费用率稳中有降，净利率水平及稳定性领跑煤化工行业。近年来公司收入规模增长带 动规模效应显现，叠加费用端精细化管控，公司费用率水平持续下降，2019-2021 年费用 率合计分别为 9.3%、9.1%、6.6%（包含运输费）。2019 年公司提前赎回公司债券（规模 合计 19 亿元），叠加部分企业债到期，公司财务费用率也显著下降。与煤化工行业头部企 业对比，公司近五年平均净利率为27.9%，华鲁恒升与鲁西化工平均净利率分别为18.2%、 11.1%，公司净利率水平及稳定性均显著领跑行业。

公司资产收益率波动性显著低于同行业，未来 ROE 仍有提升预期。我们选取 2015-2021 年 ROE 数据进行对比，与煤化工行业头部企业华鲁恒升、鲁西化工相比，公 司 ROE 平均值为 22%，华鲁恒升、鲁西化工分别为 19%、15%；且相比于同行业，得益 于稳定的资产周转率及净利率，公司 ROE 的稳定性也显著领先，公司 ROE 标准差为 5%， 华鲁恒升、鲁西化工分别为 10%、11%。未来伴随公司新建产能释放业绩，资产利用效率 进一步提升，我们预计公司 ROE 仍有增长空间。

煤制烯烃盈利反弹可期，“双碳”筑高行业壁垒

国内烯烃原料进口依存度高，煤制烯烃顺应能源安全

目前国内常用的低碳烯烃生产主要分为三大生产路线：石脑油裂解制烯烃、煤/甲醇制 烯烃（CTO/MTO）和丙烷脱氢制丙烯（PDH）。 石脑油裂解：石脑油裂解是传统的烯烃生产技术，使用蒸汽裂解工艺。蒸汽裂解是将 石油烃类或石油馏分在高温和水蒸气存在的条件下发生断键和脱氢反应。蒸汽裂解的原料广泛，包括乙烷、丙烷等轻烃和柴油、石脑油等化工轻油，其中石脑油是最常见的原料, 可联产乙烯、丙烯、丁二烯，并副产芳烃等。石脑油裂解路线适合装置大型化，纯单体杂 质少，但原料供应完全依赖于原油，且丙烯收率相对较低。

CTO/MTO：煤制烯烃可拆分为两个反应过程：煤制甲醇和甲醇制烯烃（MTO）。煤制 甲醇使用干粉煤在气化炉内制得高一氧化碳含量的粗煤气，调整碳氢比后得到甲醇合成气， 再经过压缩、合成、精馏等工序得到甲醇。甲醇制烯烃目前开发比较成功的生产技术有 UOP 的 MTO 工艺、大连化物所的 DMTO 工艺、德国 Lurgi 的 MTP 工艺等。CTO 具有国 内原料供应充足、转化率高等优势，但相比其他路线投资成本更高且能耗较大。

PDH：丙烷脱氢制丙烯是将丙烷原料与循环丙烷气混合，在铂-铝催化剂或氧化铬-铝 催化剂的作用下，脱氢转换为丙烯，副产部分轻烃及重烃。成熟的 PDH 生产技术包括 UOP 的 Oleflex 工艺、Lummus 的 Catofin 工艺以及 Uhde 的 STAR 工艺等。丙烷脱氢工艺装置 投资额适中，装置最佳操作温度在 500-650 摄氏度之间，相比其他路线温度更低，但生产 过程需要频繁的催化剂再生，废剂处理成本较高，且原料供应目前仍依赖于进口。

石脑油裂解是目前国内最主要的聚烯烃生产路线。由于石脑油蒸汽裂解制烯烃的工艺 成熟、产品综合利用率较高，我国烯烃生产一直以石脑油裂解路线为主，产能多集中于东 部沿海地区，原材料以进口原油为主。截至 2021 年，我国聚乙烯产能中蒸汽裂解路线产 能占比达 81%，CTO 路线产能占比为 17%；聚丙烯产能中蒸汽裂解路线产能占比达 55%， CTO 路线产能占比为 20%，PDH 路线产能占比为 13%。

我国油气资源进口依赖度高，煤制烯烃符合国家战略安全要求。我国能源结构具备“富 煤、贫油、少气”的特点，虽然国内烯烃生产路线中石脑油裂解占据主导，但其上游原材 料原油却大量依赖于进口，近五年国内原油平均进口依存度为 71%；PDH 的上游原材料 丙烷也高度依赖于进口，近三年国内丙烷平均进口依存度为 86%。对比聚烯烃不同生产路 线，目前只有煤制烯烃契合国家能源结构特点，对于大宗原材料的保供具备重要战略价值。

随着生产技术不断成熟，煤制烯烃产能实现快速增长。近年来，随着国内煤制烯烃和 丙烷脱氢技术不断成熟，一大批非石油基烯烃项目投产，我国低碳烯烃产业已经出现石脑 油蒸汽裂解工艺、煤制烯烃工艺和丙烷脱氢工艺“三足鼎立”的局面。2010 年，神华包 头 60 万吨煤制烯烃作为国内第一套煤制烯烃装置正式投产，随后国内煤制烯烃行业快速 扩张，截至 2021 年国内煤制聚乙烯产能 489 万吨，煤制聚丙烯产能 678 万吨。

煤制烯烃具备长期超额利润，盈利底部反弹可期

长期：煤制烯烃位于成本曲线左侧，享受超额利润。原料成本对比 CTO 路线：主要原材料为煤炭。使用煤炭生产甲醇，再进一步生产烯烃，同时副产部 分碳四。生产 1 吨烯烃约消耗甲醇 3 吨，生产 1 吨甲醇约消耗原料煤 1.5 吨。此外，煤制 烯烃消耗的能源也多数通过燃煤方式获得，生产 1 吨烯烃约消耗动力煤 1.5 吨，因此若考 虑原料及动力用煤，则 1 吨烯烃对应消耗煤炭约 6 吨。由于煤制烯烃过程副产碳四可进一 步用于深加工，能够分摊约 15%的生产成本，经折算生产 1 吨烯烃对应消耗煤炭约 5.1 吨。 石脑油裂解路线：主要原材料为原油。通过原油炼制得到石脑油，再将石脑油蒸汽裂 解生产烯烃，同时副产碳四、芳烃等。由于炼油及裂解过程会产生多种产品，经折算分摊， 生产 1 吨烯烃对应消耗原油约 1.35 吨。

PDH 路线：主要原材料为丙烷。使用丙烷生产丙烯，同时副产氢气。生产 1 吨丙烯约 消耗丙烷 1.18 吨。 CTO 路线原料成本显著低于其他路线。我们选取鄂尔多斯 5200 大卡原煤价、华东地 区丙烷 CFR 价以及布伦特原油价格作为各生产路线原材料价格的参考标准，根据各路线 原材料单耗计算，CTO 路线原材料成本长期低于石脑油裂解及 PDH 路线。2012-2020 年 期间，CTO 路线平均原料成本为 1490 元/吨，石脑油裂解路线为 4636 元/吨，PDH 路线 为 4577 元/吨。2020 年起由于油价探底叠加煤炭价格大幅上涨，CTO 与石脑油裂解、PDH 的原料成本差距略有收窄。

完全成本对比。长周期看，在考虑运输成本下 CTO 亦具备完全成本优势。CTO 路线凭借较强的原料 成本优势，完全成本长期低于其他路线。2012-2020 年，CTO 路线的完全成本平均约为 3813 元/吨（包含西北地区向东部地区的平均运输费用约 300 元/吨），石脑油裂解、PDH 的平均完全成本分别为 6183 元/吨、6052 元/吨。2021 年至今，由于煤炭价格快速上涨并 维持相对高位，CTO 路线成本优势阶段性缩窄，但我们预期未来随着国家持续加大煤炭保 供力度，煤炭价格有望逐步回落，CTO 完全成本优势有望继续显现。

短期：煤制烯烃价差处于历史底部，盈利反弹可期。将烯烃-煤炭价差拆分为烯烃-原油价差及油-煤原料成本差，两者均处于历史底部。从 盈利的边际影响因素看，我们主要关注产品价格与可变成本之差，即烯烃与原料煤成本价 差。由于烯烃生产路线以油头为主，且多数情况下油头路线处于行业成本曲线右侧，因此 烯烃价格的边际影响因素主要为油头路线的可变成本，煤制烯烃的超额利润来自于油-煤路 线的成本差。因此我们将烯烃-煤炭价差拆分为两部分——烯烃-原油价差及油-煤原料成本 差分别进行分析，二者目前均处于历史底部。

看好烯烃-原油价差及油-煤原料成本差底部反弹，煤制烯烃盈利复苏可期。烯烃-原油 价差方面，当前行业内部分油制烯烃产能已处于盈亏平衡边缘，考虑到疫情防控政策放松 后国内需求复苏，叠加进口替代持续进行，行业内新增产能有望逐步消化，看好短期烯烃 -原油价差企稳，随后逐步进入修复通道。油-煤原料成本差方面，我们预计在国内煤炭保 供持续推进、进口政策逐步放开的预期下，煤价中枢有望回落，而原油即使面临海外衰退 预期压制，但其寡头供应格局以及国际政治博弈下的 OPEC+减产预期有望对价格形成支 撑。因此我们看好油-煤成本差实现底部反弹，煤制烯烃盈利能力复苏可期。

烯烃-原油价差（油头路线利润） 行业产能快速释放叠加短期需求走弱，油头生产聚烯烃价差已处于谷底水平。从产能 周期角度看，自 2012 年起至 2017 年，由于石油制烯烃生产利润进入上升周期，在此期间 国内聚烯烃项目规划增加，此部分规划项目在近三年进入密集投放期，导致近年国内聚烯 烃产能快速增长。2020 年国内聚乙烯产能同比+18.4%，聚丙烯同比+15.1%；2021 年增 速分别为 18.0%、11.2%。但由于疫情冲击，近年国内聚烯烃需求走弱，供给短期过剩下 聚烯烃生产利润承压，当前聚烯烃-原油价差已处于近 30 年的底部水平。

国产替代驱动国内聚烯烃产能快速增长，2020 年开始进入投产高峰期，压制聚烯烃原油价差。由于烯烃及聚烯烃是重要的基础化工材料，供应端实现自给具备重要的战略意 义，过去十年政策端对国内聚烯烃产能扩张给予充分支持。同时在行业层面，随着生产技 术成熟化以及原材料多元化，不同生产路线的聚烯烃产能也在近年来实现快速扩张。2021 年国内聚乙烯产能达 2661 万吨，聚丙烯产能达 3131 万吨，近十年 CAGR 分别为 9.4%、 11.5%，均高于需求端增速，使得油头生产利润持续承压。

供给端看，2023 年为此轮产能扩张的最后峰值，考虑到油头利润下行空间有限，我们预计此后产能扩张对聚烯烃-原油价差的边际影响趋弱。根据卓创资讯统计各在建项目拟 投产时间，我们预计 2023 年将是此轮新产能投放的最后峰值，聚乙烯、聚丙烯产能增速 分别为 12.4%、16.2%，此后行业产能扩张速度将逐步放缓。且近年来，随着国家能耗管 控以及碳排放管控趋严，烯烃新产能的审批进度也呈现趋缓，预计远期烯烃新产能扩张速 度有望进一步降低。考虑到目前部分油头烯烃产能已处于盈亏平衡边缘，我们预计未来产 能扩张对聚烯烃-原油价差的边际影响将趋弱。

需求端看，聚烯烃下游应用分散，近十年表观消费量 CAGR 约 8%。聚乙烯（PE）、 聚丙烯（PP）属于五大通用塑料中需求量规模最大的两种塑料，包装材料是聚烯烃最主要 的应用领域，2020 年国内近 60%的聚乙烯、近 40%的聚丙烯都用于包装材料。此外，农 业、建筑、电气、汽车、家用电器等也是聚烯烃的重要应用领域。受益于国内制造业、农 业的快速发展以及应用领域拓宽，作为通用塑料的聚烯烃需求持续增长。2021 年国内聚 乙烯表观消费量约 3700 万吨，2011-2021 年 CAGR 达 7.9%；聚丙烯表观消费量约 3050 万吨，2011-2021 年 CAGR 达 8.6%。

当前行业处于去库尾声，看好后疫情时代需求复苏。2022 年由于聚烯烃需求持续走 弱，行业进入主动去库阶段，聚乙烯、聚丙烯行业开工率从年初 90%下降至三季度最低不 足 80%，在此过程中行业库存持续下降。进入四季度，随着需求呈现边际回暖态势，行业 开工率逐步回升，行业库存也出现筑底迹象。展望 2023 年，我们看好在疫情防控政策变 化以及稳经济政策助力下，聚烯烃需求进入复苏通道，行业也有望进入补库周期。

国内聚乙烯仍存在进口依赖，进口替代有望消纳部分新产能。从全球主流生产路线看， 聚烯烃的上游原料以石油为主。由于我国能源禀赋的结构特点，导致历史上国内聚烯烃生 产能力相比需求始终处于不足状态，也使得我国长期保持聚烯烃的净进口国。近年来，随 着国内聚烯烃产量的逐步增加，供应缺口有所收窄，但聚乙烯仍存在明显缺口。2021 年 我国聚乙烯产量 2290 万吨，净进口量 1408 万吨，进口依赖度为 38%，未来进口替代有 望成为消纳部分新增产能的驱动因素。

随着需求复苏以及新增产能逐步消化，看好聚烯烃-原油价差进入修复通道。考虑到 近两年受疫情防控等因素影响，聚烯烃潜在需求无法完全释放，因此我们以 2020 年作为 基点，在 2020-2025 年国内聚烯烃需求复合增速为 6%的中性假设下，根据目前行业产能 扩增预期，我们预测 2025 年国内聚烯烃整体进口依存度为 11%；在 4%的需求复合增速 悲观假设下，2025 年国内聚烯烃亦可实现供需平衡。因此我们看好随着国内聚烯烃需求 进入复苏通道叠加进口替代的进一步增加，国内新增产能将逐步得到消化，聚烯烃供需格 局有望实现边际好转，看好聚烯烃生产利润进入修复通道。

油-煤成本差（煤制烯烃超额利润） 2021 年以来国内煤炭供应偏紧催化原料煤价格快速上涨，油-煤成本差处于历史底部。 2021 年以来受国内煤炭主产地生产减量、进口煤减少、用电量增加以及国际煤炭价格上 涨等多重因素影响，国内煤炭价格大幅上涨，鄂尔多斯原煤坑口价从约 400 元/吨上涨至最 高突破 1600 元/吨，2021、2022 年坑口均价分别为 760、870 元/吨。期间原油价格虽然 持续上行，但上行幅度小于煤炭价格，导致烯烃的油-煤路线成本差收缩。2015-2020 年期 间，油-煤完全成本差平均约 1400 元/吨，2021 年缩减至-130 元/吨，2022 年下半年伴随 油价回落，至 2022 年底油-煤成本差基本归零，煤制烯烃超额利润处于历史底部。

煤炭保供下煤价已显松动，看好油-煤成本差逐步回升，煤制烯烃超额利润反弹可期。 煤价方面，我们预计在国内煤炭保供持续推进、进口政策逐步放开的预期下，煤价中枢有 望回落。近期煤炭价格已显松动，内蒙古鄂尔多斯东胜 5200 大卡原煤坑口价已从 2022 年 11 月阶段性高点 1067 元/吨回落至目前 976 元/吨。油价方面，虽然面临海外衰退预期 压制，但原油寡头供应格局以及国际政治博弈下的 OPEC+减产预期有望对价格形成支撑。 因此我们看好油-煤成本差实现底部反弹，煤制烯烃超额利润反弹可期。

“双碳”政策造就行业高壁垒，存量资产价值提升。煤炭转化指标是行业核心壁垒，限制新进入产能。根据《现代煤化工产业创新发展布 局方案》（以下简称《方案》）要求，国内新建煤制烯烃项目必须列入《方案》。《方案》在 国内规划了内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东 4 个现代煤化工产业示范区， “十三五”期间每个示范区新增煤炭转化量总量须控制在 2000 万吨以内。因此若示范区 的煤炭转化量指标使用完毕，则无法在区域内再新建产能，使得煤炭转化指标成为限制行 业新进入产能的核心因素。

“双碳”政策下行业护城河加深，能效、减碳要求进一步提升。2021 年国内出台多 个针对“双碳”目标的纲领性文件及实施细则，其中针对煤制烯烃行业也提出了新的发展 要求。发展战略上，针对以煤制烯烃为代表的现代煤化工行业提出稳妥有序发展的政策导 向，同时再次强调未纳入产业规划的一律不得新建项目。发展战术上，政策在能效、低碳 等方面提出新要求，能效方面引导行业内企业达到单吨烯烃 2800 千克标准煤的标杆水平， 同时鼓励推进煤化工与“绿电”、“绿氢”等产业耦合，减少二氧化碳排放。

“双碳”元年后，新获批的煤制烯烃项目均规划匹配绿氢耦合装置。2021 年至今， 煤制烯烃行业仅有 2 个新项目获批，分别是中煤榆林煤炭深加工基地项目 70 万吨煤制烯 烃以及内蒙古宝丰绿氢与煤化工耦合碳减排创新示范项目 260 万吨煤制烯烃配套 40 万吨 绿氢耦合增产烯烃。其中中煤榆林项目配套 0.16 亿标方/年的绿氢生产装置，宝丰内蒙古 项目计划在五年期间内逐步增产绿氢，最终达到 25.15 亿标方/年。我们预计在“双碳”目 标下，未来国内新增煤制烯烃项目要求配套减碳措施将成为常态，绿氢耦合有望成为主流 的减碳方式。

护城河加深下，头部企业竞争力增强，存量资产价值提升。展望未来，我们认为“双 碳”目标下煤制烯烃行业的扩产指标获取难度将进一步提升：一方面行业整体的煤炭转化 指标总量预计将出现缩减；另一方面对于新产能能效以及减碳要求的增加也提升了对扩产 企业的技术要求。因此在护城河加深下，头部企业凭借其领先的能源利用效率以及在减碳 方面相对丰富的技术储备，在获取扩产指标方面的竞争力预计将增强。同时在行业整体扩 产难度增加下，未来行业竞争格局的演进预期边际向好，历史长周期下煤制烯烃相对于油 制烯烃的超额利润有望在未来长时间维持，从而对于存量资产价值的提升起到推动作用。

资源禀赋、一体化、高效管理构筑成本竞争力

与现代煤化工同行业竞争对手对比，宝丰能源的核心护城河来自成本优势，确保公司 居于全行业成本曲线左侧，在行业周期性波动中保持长久竞争力。我们认为，公司的成本 优势主要来自于三个维度的优势转化，分别为：资源禀赋优势、一体化生产优势以及管理效率优势。

资源优势：煤炭资源优质，“减碳”禀赋领先

公司地处中国能源化工金三角核心区，具备优质的煤炭资源禀赋。宝丰能源位于宁夏 宁东能源化工基地，地处中国能源化工金三角（宁夏宁东、陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯） 的核心区，煤炭资源丰富。根据公司公告，金三角地区埋深小于 2 千米的煤炭资源有 1.41 万亿吨，占全国煤炭资源总量的 25.5%；已查明煤炭资源 3514 亿吨，占全国查明煤炭资 源总量的 18.1%。区域煤层具有厚度大、地质结构简单、开采条件好、煤质优良等优势。

宁夏及内蒙古鄂尔多斯地区为全国煤炭价格洼地，资源禀赋转化为公司原材料成本优 势。以 2019-2021 年动力煤均价作为参考，宁夏地区三年内动力煤均价为 453 元/吨，内 蒙古鄂尔多斯地区均价为 426 元/吨。而同期陕西、山西地区均价为 500 元/吨以上，江西、 山东地区均价为 600 元/吨以上，安徽、江苏地区则超过了 700 元/吨。公司生产甲醇用的 气化原煤主要从内蒙古鄂尔多斯采购，生产焦炭所外购的精煤主要从宁东周边地区采购， 区位所具备的资源优势转化为公司的核心成本优势。

公司宁东基地紧邻黄河，保障生产用水资源。现代煤化工项目单位水耗较大，平均每 吨煤制烯烃用水约 15 吨。目前国内多数现代煤化工项目主要分布在水资源匮乏的中西部 地区，水资源短缺是制约现代煤化工发展的重要因素。公司所在的宁东能源化工基地紧临 黄河，已建成供水能力 80 万立方米/天的供水工程，缓解了水资源短缺问题。目前公司已 获取河西灌区唐西干渠合并灌域1082.5万方米/年共计25年的取水权及宁夏银川临河工业 园区 5 年的工业用水取用权，供水得到充分保障。

光伏资源将成为“双碳”发展新阶段下的重要禀赋。在“双碳”目标下，现代煤化工 产业的二氧化碳排放问题亟待解决，根据六部门联合印发的《关于“十四五”推动石化化 工行业高质量发展的指导意见》，绿电、绿氢耦合的现代煤化工有望成为行业二氧化碳减 排转型的重要方向。因此，绿电、绿氢的生产成本预计也将在未来成为影响现代煤化工综 合成本的重要因素。西北地区具备优质的新能源资源禀赋，宁夏及内蒙古地区的人均光伏 装机容量、光伏年度平均利用小时在国内均排名前列，公司依托绿电、绿氢资源禀赋，预 计在“双碳”发展新阶段也将保持资源成本优势。

一体化优势：副产物循环利用，自有煤矿降本显著

公司具备完整的循环经济产业链，增强副产物循环利用。公司始终贯彻循环一体化生 产的发展理念，将各产业链的副产物最大化利用。实际生产中，公司将焦化产业链副产的 焦炉气用于生产甲醇，进一步生产烯烃；同时将甲醇制烯烃过程中得到的 C4、C5 副产物 通过回炼的方式重新生产烯烃。此外，公司新布局的光伏制氢产业链也与现有业务形成有 效协同，其中生产的绿氢用于合成甲醇并减少二氧化碳排放，生产的绿氧用于煤气化装置 生产合成气。

煤焦化副产焦炉气超 20 亿标方/年，焦炉气是生产甲醇的更优质原料。公司煤焦化装 置在生产焦炭的过程中产生大量焦炉气，焦炉气主要成分为氢气、甲烷和一氧化碳，可用 于进一步合成甲醇。焦炉气与煤气化得到的粗煤气相比，组分中的氢气、甲烷含量更高， 是合成甲醇的更优质原料，可减少变换反应所产生的二氧化碳排放。公司 2021 年具备焦 炭产能 400 万吨/年，可副产焦炉气约 12 亿标方/年，2022 年年中公司 300 万吨/年煤焦化 多联产项目投产，新增副产焦炉气近 9 亿标方/年。

2023 年公司具备 90 万吨焦炉气制甲醇产能，有望减少 130 万吨气化原煤消耗。2022 年底公司新增 40 万吨/年焦炉气制甲醇产能投产，目前已拥有 90 万吨/年焦炉气制甲醇产 能，根据公司生产单耗测算，90 万吨/年焦炉气制甲醇产能有望减少公司气化原煤消耗 120-130 万吨/年，按照前 2022 年三季度公司气化原煤采购均价 717 元/吨计算，可帮助公 司每年节省成本约 9 亿元。

公司自有煤矿产能 720 万吨，洗选后精煤作为焦化原料，中煤、煤泥掺烧降低动力煤 消耗。公司目前拥有马莲台、红四、四股泉三大煤矿，合计产能 720 万吨/年。公司自有煤 矿煤炭品质较高，洗选后可得到 1/3 焦精煤，通过搭配外采的肥煤、瘦煤等品种后可直接 用于炼焦。公司自有煤矿的精煤洗出率约为 50%-55%，据此测算公司可年产精煤约 360~400 万吨。此外公司自有煤洗选后，可得到中煤、煤泥及矸石约 200 万吨/年，此部 分可作为公司动力系统的原料进行掺烧，进一步减少动力煤的采购及消耗。

公司焦化用煤自给率近 40%，高煤价下公司炼焦成本优势凸显。公司目前拥有焦炭产 能 700 万吨/年，按照公司平均开工率及原材料单耗计算，每年消耗炼焦精煤约 1000 万吨， 公司目前通过洗选获得的炼焦精煤可满足约 37%的焦化用煤需求。公司原煤单吨生产成本 约 140-150 元/吨，叠加洗选等费用，公司自产炼焦精煤生产成本约 300 元/吨。按照 2022 年前三季度公司炼焦精煤采购均价 1652 元/吨计算，公司自有煤矿及自产精煤可帮助公司 每年节省成本约 50 亿元。

管理优势：原料、能源利用及投资效率均处行业领先

原料单耗持续优化，综合能耗行业领先。原料利用方面，公司煤制烯烃原料单耗持续 下降，宁东一期 60 万吨烯烃项目的醇烯比从 2018 年 3.04 吨甲醇/吨烯烃下降至 2021 年 2.89吨甲醇/吨烯烃，煤醇比从2018年1.55吨煤/吨甲醇下降至2021年1.40吨煤/吨甲醇； 宁东二期 60 万吨烯烃项目 2021 年醇烯比为 2.852 吨甲醇/吨烯烃，煤醇比为 1.37 吨煤/ 吨烯烃，均居于行业领先水平；公司规划的内蒙古煤制烯烃项目计划采用 DMTO 三代技术， 醇烯比有望进一步下降至 2.65 吨甲醇/吨烯烃。此外在能源利用效率方面，根据中国石油 和化学工业联合会发布的《2021 年度石油和化工行业重点耗能产品能效“领跑者”标杆 企业名单》，公司以吨烯烃综合能耗 2329 千克标准煤位列行业第一，行业第二、第三名企 业吨能耗均大于 2500 千克标准煤。

有效控制煤制烯烃投资成本，内蒙古项目单吨投资额显著降低。煤制烯烃项目具备高 投资的特点，也使得生产成本中折旧成本占比显著高于其他烯烃生产路线。公司充分发挥 民营体制优势，投资成本管控意识较强，采取 E+P+C 模式进行项目建设，烯烃单吨投资 额相比同期行业内其他项目低约 10%-20%。此外，公司凭借长期积累的项目投资经验， 逐期项目单吨投资额不断降低。根据公司披露的环评报告，内蒙古一期绿氢耦合煤制烯烃 项目规划 300 万吨烯烃产能，计划投资额 478.1 亿元，折算单吨投资额仅为 1.59 万元， 单体项目规模优势凸显，投资成本显著降低，成本竞争力进一步增强。

树立绿氢耦合标杆，打造“双碳”核心竞争力

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。

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。

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。

高速成长序幕开启，布局高附加值新产品

新产能进入密集落地期，业绩成长弹性可期

宁东三期 100 万吨烯烃产能有望于 2023 年投产。公司宁东三期 100 万吨煤制烯烃包 含 50 万吨煤制烯烃以及 50 万吨 C2-C5 制烯烃，其中 50 万吨煤制烯烃配套 150 万吨煤制 甲醇，实现甲醇完全自给，终端产品为 30 万吨聚丙烯以及 25 万吨 EVA。50 万吨 C2-C5制烯烃终端产品为 30 万吨聚丙烯以及 20 万吨聚乙烯。公司宁东三期项目中的 150 万吨甲 醇于 2022 年底投产，聚烯烃及 EVA 公司预计将于 2023 年年中投产。项目投产后，公司 烯烃产能有望从目前 120 万吨增长至 220 万吨，增长幅度超 80%。

C2-C5 制烯烃有效利用公司煤制烯烃副产物，低投资成本实现产能扩张。公司 C2-C5 制烯烃项目分为催化裂解（OCC）及蒸汽裂解（SCU）两部分，项目计划总投资 67.5 亿 元，利用公司一至三期煤制烯烃副产的 C2-C5 为主要原料，生产 55 万吨/年聚合级乙烯、 丙烯及副产品。公司 OCC 装置的原材料为宁东一至三期副产的 36 万吨/年混合 C4、C5+ 及外购的 36 万吨/年混合 C4，通过催化裂解生产约 45 万吨/年粗丙烯；SCU 装置原材料 为宁东一至三期副产的 25 万吨/年乙烷、丙烷及丁烷，通过蒸汽裂解生产约 22 万吨粗乙 烯。最终分离得到约 22 万吨/年聚合级乙烯以及 33 万吨/年聚合级丙烯。公司 C2-C5 制烯 烃项目以较低的投资成本提升公司副产品附加值，有效增强公司盈利能力。

内蒙古一期 300 万吨绿氢耦合制烯烃项目环评获批，公司预计于 2024 年投产。公司 内蒙古项目位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗苏格里经济开发区图克工业项目区，根据项目环 评报告，该项目计划总投资 478 亿元，新建 260 万吨煤制烯烃，配套 40 万吨植入绿氢耦 合制烯烃，项目包含 3×220 万吨甲醇装置、3×6.5 万吨硫磺回收、3×100 万吨甲醇制烯 烃装置、3×50 万吨聚丙烯装置、3×55 万吨聚乙烯装置、20 万吨 C4 制 1-丁烯装置、20 万吨蒸汽裂解装置。除生产聚丙烯和聚乙烯外，还同时副产硫磺、重碳四、C5+、乙烯焦 油、MTBE 等产品。项目于 2022 年 11 月 23 日获得生态环境部批复，是目前为止全球单 厂规模最大的煤制烯烃，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。 公司计划用 18 个月将项目建成投产，届时公司烯烃总产能将大幅提升制 520 万吨/年。

内蒙古一期项目采取水煤浆加压气化、DMTO 三代技术，配套 SCU 装置，提升原材 料及副产品利用效率。根据项目环评报告，公司内蒙古项目在煤气化环节采用水煤浆加压 气化技术，相比宁东项目（采取航天粉煤加压气化技术）的煤醇比进一步降低至 1.33；在 甲醇制烯烃环节采取最新的 DMTO 三代技术，醇烯比下降至 2.65，原料利用效率再次提 升。此外公司项目配套 20 万吨 SCU 装置，将副产物乙烷、丙烷、饱和轻烃等进行蒸汽裂 解，增产乙烯、丙烯，进一步提升副产品的利用效率。

内蒙古项目烯烃成本相较宁东项目有望进一步降低。公司内蒙古项目在原材料单耗、 原材料运费、产品运费、折旧成本、人工成本等方面相较宁东项目均有下降。原料成本方 面，生产技术升级以及 SCU 配套使得单吨烯烃煤耗从 4.0 吨下降至 3.25 吨，且由于内蒙 古基地更靠近原料煤采购区，单吨原料煤运费可节省约 70 元。以 2022 年前三季度 717.5 元/吨气化煤平均成本测算，公司内蒙古项目单吨烯烃原料成本可降低约 800 元。此外，由 于内蒙古基地更靠近华北、华东等主要销售区域，产品运输费用可节省约 50 元/吨。在投 资方面，公司内蒙古项目单吨投资额相较宁东项目进一步降低约 4000 元，对应年折旧成 本可减少约 130 元/吨。综合测算，内蒙古项目烯烃成本较宁东项目下降近 1000 元/吨。

绿氢、绿氧耦合有望降低 CO2排放量 210 万吨/年，减少燃料煤消耗 20 万吨/年。根 据公司项目环评报告，内蒙古项目计划通过风光制氢、绿氢绿氧补入的方式，在项目投产 后五年内逐年增加绿氢补充量，降低变换装置负荷，从而减少变换装置产生的 CO2，同时 增产甲醇。生产过程中减少的 CO2排放量为 162.26 万吨/年。由于绿氧补入气化装置后降 低了空分装置负荷，进而减少了蒸汽和电力消耗量，蒸汽消耗减少可节省燃料煤消耗，可 减排 CO2 44.11万吨/年；外购电量降低可折算减排 CO2 4.14万吨/年。整体实现降碳210.52 万吨/年，占基础工况 CO2排放量的 12%。

宁东四期 50 万吨烯烃项目审批中，公司预计有望于 2023 年开工建设。公司在宁东基 地规划第四期 50 万吨煤制烯烃项目。根据项目环评报告，宁东四期项目包含 150 万吨甲 醇产能，下游配套 30 万吨聚丙烯以及 25 万吨 EVA，副产品混合 C4、C5+、丙烷等作为 原料送入三期 C2-C5 裂解制烯烃装置中，进一步减少混合 C4 的对外采购量。根据公司公 告，目前宁东四期项目正在办理审批手续中，公司预计有望于 2023 年开工建设，建设周 期预计为 2 年。

内蒙古二期 140 万吨烯烃产能规划中，远期烯烃产能有望达 710 万吨。公司内蒙古项 目总体规划 400 万吨煤制烯烃，其中一期项目建设 260 万吨煤制烯烃并新增 40 万吨绿氢 耦合制烯烃示范项目，二期待建 140 万吨煤制烯烃产能。目前内蒙古二期项目已经取得鄂 尔多斯市《关于同意内蒙古宝丰煤基新材料有限公司使用鄂尔多斯市建设国家煤化工产业 示范区总体规划中烯烃指标的批复》，等待“十四五”期间新增煤炭转化量指标规划至鄂 尔多斯国家现代煤化工产业示范区后，公司即可开启项目报批流程。

宁东三期、四期及内蒙古一期项目投产后，我们测算公司利润中枢有望突破 230 亿元。 宁东三期、四期及内蒙古一期项目投产后，公司将具备 570 万吨烯烃产能、700 万吨焦炭 产能、1002 万吨自有煤矿（考虑丁家梁、甜水河煤矿投产预期及红墩子煤业权益产能） 以及精细化工产能。我们以过去五年产品及原材料平均价格作为盈利中枢预测参考，假设 中枢情况下烯烃价格（不含税，下同）7300 元/吨、气化及动力煤平均价格 480 元/吨、焦 炭价格 1670 元/吨、精煤价格 1020 元/吨，以公司产能历史平均 120%产能利用率测算， 公司利润中枢约 237 亿元。

远期内蒙古二期项目投产后，公司利润中枢有望接近 290 亿元。公司规划内蒙古二期 项目产能规模 140 万吨，生产技术及成本优势与一期项目相同，我们测算内蒙古二期项目 利润中枢为 52 亿元。因此远期看，在内蒙古二期项目投产后，公司将拥有 710 万吨烯烃、 700 万吨焦炭、1002 万吨自由煤矿及精细化工产能，公司利润中枢约 289 亿元。

布局EVA产业，聚焦产品附加值提升

宁东项目规划 50 万吨 EVA 产能，当前产品价格下显著提升乙烯附加值。公司宁东三 期、四期烯烃项目各规划建设 25 万吨 EVA 产能，采用利安德巴塞尔高压管式法 LDPE/EVA 生产工艺。生产所需的乙烯单体通过公司煤制烯烃自产，醋酸乙烯通过外购获得，公司预 计三期项目 25 万吨 EVA 产能将于 2023 年年中投产。公司 EVA 项目可生产 VA 含量从 0%-30%的产品，涵盖发泡料、电缆料、光伏封装料，根据市场需求调整出货结构。在当 前 EVA 及醋酸乙烯价格下，EVA 中的乙烯价值高于聚乙烯价值约 90%，有望显著提升公 司乙烯产品附加值。

EVA 主要用于光伏胶膜、发泡及电缆料，国内光伏料存在较高进口依赖。根据卓创资 讯统计，2021 年国内 EVA 表观消费量 205 万吨，其中 37%用于光伏胶膜、27%用于发泡 料、17%用于电缆料。国内目前 EVA 供应相对不足，高端光伏料进口依赖度较高。2021 年国内 EVA 净进口量 105 万吨，进口依赖度达 51%。近年来受益于光伏装机量增长，EVA 需求快速提升，2018-2021 年表观消费量 CAGR 达 9.6%。我们预计未来随着国内乃至全 球光伏装机持续扩张，EVA 需求仍有望持续快速增长。

需求扩增预期下，行业扩产规划也密集出台，成本优势预计仍是公司核心竞争力。根 据百川资讯统计，未来三年将是国内 EVA 新项目的密集计划投产期，国内斯尔邦、宝丰能 源、裕龙石化、浙江石化以及古雷石化等企业均规划有较大规模新产能释放。我们预计至 2025 年国内 EVA 产能将突破 480 万吨，相较 2021 年产能 CAGR 达 35%。在产能快速扩 张的预期下，预计远期行业仍将进入成本为王的竞争阶段，届时公司在烯烃端的成本优势 仍有望转化为公司在 EVA 领域的核心竞争力，相较竞争对手赚取超额利润。

公司生产装置可调节聚乙烯和 EVA 的产出比例，根据产品价格实现利润最大化。公 司 EVA 采用利安德巴塞尔高压管式法 LDPE/EVA 生产工艺，可以生产 EVA 及低密度聚乙烯 LDPE，公司将根据 EVA 及 LDPE 的生产利润及时调节产品产出比例，从而保证利润最 大化的产品结构。短期内我们预计 EVA 相比 LDPE 仍将具有显著超额利润，公司将以生 产 EVA 为主；远期看随着国内 EVA 新产能快速投放，EVA 的超额利润存在收窄预期，届 时公司产品结构可调节的价值将逐步显现。

建设 20 万吨苯乙烯项目，提升粗苯精制附加值，增强焦化与烯烃产业链协同。苯乙 烯项目以公司烯烃装置自产的乙烯和苯加氢装置自产的纯苯（部分外购）为原料生产乙苯， 并进一步制取苯乙烯，副产混苯、焦油、氢气等。根据项目环评报告，20 万吨苯乙烯需消 耗约 5.6 万吨乙烯及 15.8 万吨苯，其中乙烯全部来自公司煤制烯烃装置，苯中的 8.8 万吨 来自公司苯加氢装置，剩余 7 万吨为外购。公司苯乙烯项目进一步延伸了粗苯精制产业链， 同时增强了烯烃与焦化的产业链协同，提升粗苯精制附加值。

300 万吨煤焦化多联产项目配套 10 万吨针状焦产能，提升煤焦油加工附加值。公司 针状焦项目利用煤焦油加工得到的中温沥青生产针状焦。根据项目环评报告，10 万吨针状 焦需消耗中温沥青约 28.6 万吨，其中 4.5 万吨来自公司自产，剩余 24.1 万吨为外购。针 状焦广泛应用于超高功率电极、特种碳素材料、炭纤维及其复合材料、锂离子电池负极材 料等领域，可分为煅前针状焦和煅后针状焦，其中锻前针状焦主要用于锂电负极材料，煅 后针状焦主要用于电炉炼钢石墨电极。公司在针状焦领域的布局是进军新材料领域的重要 一步，在现有一体化优势的基础上进一步提升煤焦油副产品附加值。

布局茂金属、双峰等高端聚乙烯产品线，聚焦国产替代。公司宁东二期项目采用雪佛 龙菲利普斯的双环管淤浆工艺，可生产茂金属聚乙烯以及双峰聚乙烯，目前已具备注塑料 M6040、PERT 管材料 M3506RT Ⅰ、薄膜料 M2310 三个牌号的茂金属聚乙烯以及小中 空料 BM593 钛系双峰聚乙烯的生产能力。茂金属、双峰等高端聚乙烯产品具备优异的物 理化学性能，但目前国内仍供应不足，根据《中国聚烯烃高端化产品发展现状及前景分析》 （宋艳萍、陈伟、陈慧敏、赵思达）统计，国内茂金属聚乙烯消费渗透率仅为 4%（全球 约 18%），但进口依存度仍达 90%以上。远期随着进口替代进程结束，差异化、高端化有 望成为国内聚烯烃行业的新发展方向。

高端聚乙烯产品价格相较普通聚乙烯高约 15-20%，高盈利可期。目前国内茂金属聚 乙烯主要依赖从埃克森、陶氏、三井等海外企业进口，生产壁垒以及良好的竞争格局使得 高端聚乙烯产品盈利能力更强，我们统计 2020 年至今茂金属产品价格相较普通聚乙烯产 品高约 15%-20%，价格中枢在 1 万元/吨以上。公司在茂金属、双峰聚乙烯领域的布局有 望获取进口替代红利，有利于公司盈利能力提升。

（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。）