2023年宝丰能源研究报告：煤化工领军企业，成本优势显著

1. 宝丰能源：煤化工行业领军企业

1.1. 公司概况：专注煤制烯烃产品，项目持续推进

宝丰能源成立于 2005 年 11 月，是国内煤制烯烃龙头企业。公司以煤炭采选为基础， 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，形成了烯烃产品、焦化产品和精细化工产品三大业务板块，构建了完整的煤化工 循环经济产业链。2019 年 5 月，宝丰能源在上交所正式挂牌上市，逐渐发展成为国内煤 制烯烃的龙头企业。

公司股权结构清晰，股权集中度高。1）公司实际控制人党彦宝直接持有公司 7.53% 的股份，通过宝丰集团、东毅国际集团间接持有公司 62.84%的股份，合计 70.37%，控 制权较为集中。2）同时，公司共有 9 家控股和全资子公司，其中宝丰煤焦化负责煤炭 洗选、焦化相关产品的生产与销售；宝丰煤基新材料负责高端煤基新材料生产及销售、 宝丰焦化二厂负责炼焦，化工产品销售等。

1.2. 公司在建项目储备充足，新增产能逐步放量

公司现有产能充足，在建产能即将放量。截至 2023 年 Q3，公司拥有聚乙烯产能 100 万吨/年、聚丙烯产能 110 万吨/年、焦炭产能 700 万吨/年、煤矿产能 916 万吨/年（含权 益产能）。2023-2025 年，随着宁夏三期项目以及内蒙古一期项目的陆续投产，产能提升 空间充足，支撑公司未来发展。

1.3. 盈利能力稳健提升，利润率水平行业领先

项目投产贡献收入，利润实现翻倍增长。2019-2021 年，公司营业收入和归母净利 润均实现翻倍增长，主要得益于两个因素：1）公司烯烃二期、焦化三期项目投产贡献大 量产能。2）2021 年受石油价格影响，烯烃和焦化产品市场价格波动上升，推动公司收 入进一步提升。2022-2023 年 Q3，受下游市场需求疲软等因素影响，公司主要产品聚乙 烯、聚丙烯、焦化品销售单价出现下行态势，同时公司成本端持续承压，利润下滑。

主营业务结构优化，毛利水平基本稳定。公司主营业务占比逐渐优化，主营产品煤 制烯烃和焦化产品总计占收入比重约 90%。毛利率方面，2016-2021 年公司整体毛利率 维持在 43%左右，2022 年-2023 年三季度，受原料煤市场价格的持续高位运行影响，同 时公司自有煤产能不足以供给新增 300 万吨/年焦化产品产能，成本端受原材料煤价格 影响程度较大，原材料采购成本有所增加，导致焦化产品毛利率水平出现大幅下滑。从 整体盈利能力来看，宝丰能源 2011-2022 年 ROE 水平高于行业平均，盈利能力良好。

降本增效成果显著，偿债能力不断提升。2016-2023 年 Q3 公司销售/管理/财务费用 率不断降低，研发费用率有所提升，公司在降本增效的同时重视在产能效率提升与清洁 能源替代方面的研发投入。在偿债能力方面，2016-2021 年公司资产负债率逐渐降低， 资产负债结构不断优化，2022 年-2023 年 Q3 公司因产能扩张需要，资产负债率有所提 升，但流动、速动比率保持在合理水平，公司整体偿债能力良好。

2. 烯烃行业盈利能力向好，公司配套产能一体化能力优异

2.1. 煤头制烯烃当前盈利能力最优

全球制取烯烃主要有 3 条工艺路线：1）油制（以石脑油裂解为主），即将原油经过 精炼处理后得到的轻质油通过高温高压的裂解反应，分解为更小的分子，包括乙烯、丙 烯、丁烯等烯烃化合物。2）轻烃裂解，即将烷类物质经过高温裂解反应，脱氢后形成烯 烃产品。3）煤制（含外购甲醇），即将煤矿气化并净化后得到的净化合成气制成甲醇， 进而通过甲醇转制烯烃工艺，得到乙烯和丙烯产品。

聚烯烃进口依存度降低，生产方式以油制为主，煤制烯烃是重要的补充方式。2022 年，我国聚乙烯进口量 1346.58 万吨，较 2021 年同期减少 7.68%，进口依赖度降低至 34.3%；我国聚丙烯进口量常年维持低水平，2022 年进口依赖度已降至 13.86%，基本实 现自给自足。随着新增产能逐渐投产，预计未来我国聚丙烯的进口量进一步降低。

煤制烯烃路线盈利能力较好。以聚乙烯为例，2022 年，石脑油/MTO/CTO/乙烷制聚 乙烯单吨利润分别-262/-112/+1454/+662 元/吨，国际油价攀升导致油制烯烃利润大幅缩 减，而虽然煤价同样上涨明显，但煤制烯烃的原材料成本占比远小于油制烯烃，煤价上 涨对成本端的影响小于油制烯烃。截至 2023 年 10 月，石脑油/MTO/CTO/乙烷制聚乙烯 月均单吨利润分别-288/+120/+1582/+1012 元/吨，煤制烯烃的盈利能力仍然超过其他路 线，具有较大的竞争优势。

2.2. 宝丰煤制烯烃成本优势显著：产业链协同+单吨投资低+技术迭代

2.2.1. 产业链高度协同，高开工率带来高效益

公司煤制烯烃成本业内最低，产业链高协同性+项目高开工率是核心原因之一。 2016-2022 年公司煤制烯烃毛利率始终高于可比同业中国神华和中煤能源，同时煤制烯 烃单吨成本在 2016-2020 年始终低于二者，2021-2022 年受原材料煤的价格上升影响， 煤制烯烃单吨成本有所增加，但仍低于中煤能源。公司宁东项目产业链协同性高：宁东 一二期项目利用低成本的焦炉回收气，投建焦化联产甲醇及焦炉废气制甲醇装置，相较 于外购煤炭自产甲醇成本更低，对应烯烃成本也更低；宁东三四期项目将副产物进行回 收裂解，提升产品产量。公司煤制烯烃项目开工率高：公司各煤制烯烃项目投产以来的 产能利用率均超过 100%，高于全国煤制烯烃产能利用率，开工率持续居于高位，维持 较高的生产效率。

2.2.2. 项目规模化生产，单吨投资额+折旧成本低

公司煤制烯烃项目规模位于行业前列，单吨投资额低。从项目规模来看，煤制烯烃 项目整体规模不大，而公司位于宁夏基地的四期项目规划烯烃产能分别 60、60、90、50 万吨，整体规模位于行业前列，而位于内蒙古基地的一期项目规划产能 300 万吨，是近 十年来国内最大规模的煤制烯烃项目。从单吨投资额来看，煤制烯烃工艺原材料占比约 50%，其余为投资、折旧成本，投资效率的差异将显著影响折旧成本以及总成本水平。 公司新增煤制烯烃项目单吨投资额位于 1.6-2.4 万元/吨，行业单吨投资额位于 2.4-6.1 万 元/吨之间，公司的煤制烯烃项目投资效率更高，项目集约化程度行业领先。

2.2.3. 技术升级提高效率，DMTO 三代技术应用于内蒙古项目

DMTO-III 技术大幅增加单套工业装置甲醇处理量，降低 10%甲醇单耗。DMTO 甲 醇制烯烃技术是指以煤或天然气合成的甲醇为原料，借助类似催化裂化装置的流化床反 应形式，生产低碳烯烃的化工技术。DMTO-III 技术使用新型高效流化床反应器，并使 用新一代催化剂降低副反应，将烯烃规模由 60 万吨/年提升至 100 万吨/年的同时，提高 乙烯和丙烯的收率。

公司内蒙古项目应用 DMTO-III 技术，是全球首个规模化用绿氢替代化石能源生 产烯烃的项目。公司内蒙古项目总产能 300 万吨/年，其中 40 万吨是通过补充绿氢增产 甲醇的方式实现（补充绿氢以减少气化装置中的变换反应、从而增产甲醇并最终增产烯 烃），产品包括聚乙烯 160.51 万吨/年、聚丙烯 137.12 万吨/年以及硫磺、重碳四、MTBE、 乙烯焦油、C5 等副产品。 内蒙古项目具备区位优势，运输成本低。项目选址于鄂尔多斯市乌审旗苏格里经济 开发区图克工业项目区，位于我国煤炭重要产区，且相较宁东能源化工基地更接近华东、 华北等下游销售区域，兼具原材料和产品销售的运输成本优势，能够降低公司综合成本， 增强公司盈利能力。

技术优势明显，新增产能投建助力公司成长。公司不断更新迭代技术，甲醇单耗明 显降低。公司宁夏基地三期项目布局 25 万吨/年 EVA 产能，可应用于光伏、 发泡料、电缆、热熔胶和涂覆等，近年来伴随全球光伏产业的快速发展，EVA 树脂在光 伏封装胶膜等领域的需求快速提升。

3. 双焦价格回升，公司焦煤焦炭一体化配套优势凸显

3.1. 焦煤供给端受限，焦煤制焦炭毛利修复

2023 年焦煤国内产量维稳，焦煤价格整体呈现“V”字型。2020-2022 年，我国焦 煤产量、消费量基本保持平稳，进口量受 2021 年澳煤进口限制有所下降。2023 年 1-8 月，我国焦煤产量维稳，而进口量已接近 2022 年全年水平，主要来自于蒙古国陆运畅 通后的煤炭进口。从价格来看，炼焦煤价格在 2023 年上半年受进口量大幅增加影响而 下跌，在 2023 年下半年受铁水产量支撑而整体回升，国庆后价格基本企稳。展望后续， 焦煤方面：国内焦煤新增产量较少，叠加安全事故检查趋严，供给偏紧。焦炭方面：2023 年，钢厂铁水产量接近 2019-2022 年之间的最高水平，进入 11 月份，铁水产量有小幅提 升，且下游钢厂存在补库意愿，短期来看焦煤价格仍有上行可能性；长期来看下游钢厂 盈利能力难以回升，传导至上游原材料，双焦的价格上行空间有限。

3.2. 公司焦煤产能扩大，一体化优势加强

公司焦化业务的盈利可拆分为两部分：一方面，公司赚取煤炭价格与自有煤炭开采 成本的差额利润。另一方面，公司赚取焦炭产品与原材料焦煤的价差。 公司焦煤自给率超 45%，具备一体化配套优势。2023 年，公司煤炭产能核增 100 万吨/年（马莲台煤矿产能核增 40 万吨/年，红四煤矿产能核增 60 万吨/年）。核增后，公 司控股煤炭产能上升至 820 万吨/年。此外，公司持有宁夏红墩子煤业有限公司 40%股 权，对应权益产能 192 万吨，同时在建的丁家梁煤矿也已于 23 年 8 月取得采矿许可证， 正式投产后公司煤炭权益总产能将达到 1102 万吨。焦炭方面，自 2022 年上半年公司 300 万吨/年煤焦化多联产项目顺利投产后，公司焦炭产能升至 700 万吨/年。按配套 916 万吨/年焦煤产能（包含红墩子煤业权益产能）换算，洗选后焦煤自给率超 45%。稳定 的原料供给和满负荷生产，大幅降低了公司的能耗、运营及管理成本，一体化配套优势 明显。

公司焦炭业务毛利率显著优于可比公司。得益于焦煤焦炭产能配套的产业链结构， 公司相比于同行业具有更深的一体化、集约化程度，焦煤板块的产品在洗选后可部分作 为焦炭产品原材料，自给率超 45%，自产焦煤成本显著低于可比公司，因此公司在行业 内具有较强的原料成本控制优势，焦炭业务毛利率属行业领先。

4. 宝丰能源：响应“双碳”战略部署，推动绿氢项目建设

4.1. 节能降碳政策出台，煤化工行业亟待整改

为了推动高耗能行业的节能减排技术改革，有效遏制“两高”项目盲目发展，实现碳 达峰和碳中和目标，国家发改委在 2022 年发布了《高耗能行业重点领域节能降改造升级 实施指南（2022 年版）》，为高耗能行业实现节能减碳提供了明确的工作方向和目标。 2023 年发布的《工业重点领域能效标杆水平和基准水平（2023 年版）》对工业重点领域 的能耗限额进行了进一步修订，对相关领域发展清洁能源、加强碳排放管理提出了更高 的标准。该文件指出，到 2025 年，煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇行业达到能效标杆 水平以上的产能比例应分别达到 30%、50%、30%，基准水平以下的产能应基本清零。

4.2. 公司在行业内降碳措施遥遥领先

近年来，宝丰能源积极响应国家清洁能源发展战略号召，贯彻落实国家“双碳”重大战 略部署，比同行业可比企业更加注重碳排放管理。煤化工行业可比公司大多从单一层面 控制碳排放，如原料减碳、工艺优化、技术改进等，鲜少从源头入手破解碳减排难题，且 并未实施专门的节能降碳项目。而宝丰能源于 2020 年开始打造太阳能电解水制氢储能与 应用示范基地，从原料减碳（新能源代替传统化石能源）、装置减排（新建电解水制氢设 备）、节电减排、回收二氧化碳（植树造林吸收二氧化碳）等全方位多维度降低碳排放量， 提高能源利用效率，推动新能源与现代煤化工融合协同发展。此外，公司还十分注重降碳 意识的培养，多次开展专题培训、建设“碳中和”产学研联动平台。

4.3. 公司积极布局绿氢产业链，开辟氢能耦合煤制烯烃新路径

4.3.1. 国内氢能生产方式多样，绿色氢能占比较低

目前我国主要的制氢方式主要有：1）通过传统化石能源煤、天然气等制氢，大约占 氢源的 81%。2）通过焦炉煤气等工业副产物制氢，大约占氢源的 18%。3）通过可再生能 源电解水制氢，大约占氢源的 1%。4）通过其他物理、生物技术方法制氢，目前应用较少。 至 2022 年我国的氢源结构仍以煤和天然气等传统化石能源为主，在产氢过程依然有二氧 化碳的排放，电解水制氢这类无污染物排放的制氢方法比例较低。

电解水制氢方法中，碱性电解池是当前发展最为成熟的技术，其原理主要是通过电化 学反应把水分解成氢气和氧气，分别在电解池的两极析出。电解水制氢的主要优势有：1） 原材料来源广泛。电解水制氢原材料为水，产物为氢气和氧气，没有温室气体排放。2） 制氢纯度高。电解水制氢的纯度在 99%以上，高于传统化石燃料制氢方法（纯度约为 80%）。 3）操作简便。电解水过程不需要高温或高压环境，便于工业生产。4）具有环境友好性。 电解水过程消耗的能源为电能，通过与核能、风能以及太阳能等清洁能源发电技术结合， 可生产 100%绿氢。 然而，电解水制氢还面临着一些限制：1）电能成本较高。根据测算煤制氢生产成本 约 10.7 元/kg、天然气制氢生产成本约 15.3 元/kg，以 0.37 元/kWh 的电价电解制氢，“绿 氢”生产成本约 25 元/kg。当电价为 0.25 元/kWh 时，“绿氢”可与天然气制氢实现平价； 电价低至 0.10 元/kWh 时，“绿氢”将与煤制氢实现平价。2）能量转化效率较低。目前电 解水制氢的生产效率大约在 60-75%左右，相较于传统化石能源制氢，效率仍有提升空间。 3）生产成本较高。电解水制氢设备的主要成本在于贵金属催化剂方面，对于催化剂的改 进，将是未来可再生能源、电解水制氢的主要发展方向之一。

未来全球可再生能源需求将急剧增长，大规模市场投资趋势为可再生能源制氢创造了 巨大的发展机会，预计到 2029 年，全球绿色氢气产量将达 2300 万吨，电解水制氢占比将 达到 20%。同时，随着我国“碳达峰、碳中和”的相关政策不断落地以及未来电网及储能 产业的辅助发展，电解水制氢技术将会成为未来我国工业制氢的主流发展方向。

4.3.2. 公司不断扩大绿氢产能，树立行业绿色标杆

公司积极实施清洁能源替代行动，大力发展绿氢产业，着力构建集“制氢、补氢、储 氢、运氢、加氢、用氢”于一体的绿氢全产业链。公司是行业内较早布局绿氢的企业，采 用电解水制氢技术，制得氢气纯度 99.999%，可广泛用于工业补氢和氢能源交通领域。2021 年公司首批建成 30 台每小时可生产 1 万标方绿氢的电解水制氢设备，根据公司 2022 年 可持续发展报告，目前公司绿氢产能 6 亿立方/年，同时公司正通过不断扩大绿氢产能， 计划在未来可形成年产百亿立方、百万吨产业规模，成为全球最大的绿氢供应商。

宝丰能源控股子公司内蒙古宝丰煤基新材料有限公司一期建设 260 万吨/年煤制烯烃 和 40 万吨/年植入绿氢耦合制烯烃项目已经于 2023 年 3 月开工，其中绿氢耦合煤制烯烃 项目采用“风光互补”发“绿电”制取绿氢，用绿氢生产绿色甲醇，再用绿色甲醇生产绿 色烯烃，结合最新的先进技术与装备，该项目全部建成后的能源转化效率将达到 47.54%、 单位产品水耗 9.16 吨/吨烯烃、单位产品能源消耗 1.71 吨标煤/吨烯烃，各项能效指标均优 于行业当前标杆水平，推动公司的烯烃产品成本优势持续领先同行业，将成为全球唯一规 模化用绿氢替代化石能源生产高端化工产品的项目。 同时，公司关联企业宝丰新能源和宝丰储能与公司共同组成绿氢产业链，其中宝丰新 能源主要业务为使用光伏和风电站产生的绿电生产多晶硅“绿色材料”，再通过拉晶切片 制造“绿色设备”；宝丰储能的主营业务包括年产 25 万吨磷酸铁锂正极材料项目、15 万 吨人造石墨负极材料项目、17万吨电解液项目和100GWh电芯及储能系统智能制造工厂， 电力供应将全部采用自备绿电。宝丰新能源和宝丰储能的快速成长为宝丰能源绿氢的生产 提供了产业支撑，共同推进公司绿色煤化工产业转型。

（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。）