2023年宝丰能源研究报告：煤制烯烃规模持续提升，成本将进一步优化

公司概况：以现代煤化工为核心，煤基多联产循环经济示范企业

公司沿革及经营概况

宝丰能源，正式名称为宁夏宝丰能源集团股份有限公司，主要从事能源化工业务。主营产品涉及聚乙烯、聚丙烯、焦炭、纯苯、改制沥青、MTBE 等，覆盖了煤化工行业的主要领域。作为高效煤基新材料行业的先锋，宝丰能源具备焦化、烯烃和精细化工品三大核心产品线，代表了煤化工行业集中化和一体化建设的先进水平。公司以煤炭采选为基础，以现代煤化工为核心，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，形成了较为完整的煤化工循环经济产业链，是典型的煤基多联产循环经济示范企业。公司通过使用煤炭生产高端化工产品替代进口石油，增强了国家能源安全。同时，公司也在探索替代化石能源的新能源解决方案，积极贯彻国家的西部大开发和双碳战略，致力于实现绿色、可持续的发展方式。

股权结构方面，公司股权集中度较高，实际控制人党彦宝通过直接和间接方式控股比例达 55%。宁夏宝丰集团有限公司（简称“宝丰集团”）作为第一大股东，持有公司 35.57%的股份；东毅国际作为第二大股东，持股比例为27.27%。党彦宝本人直接持有公司 7.53%的股份，通过间接方式持有公司48%股份。党彦宝为宁夏盐池县人，出生于 1973 年 2 月，中国国籍，无境外永久居留权。早期党彦宝通过贩羊绒、卖煤炭、运石油等积累一定财富，随后成立宁夏宝丰集团，从事商贸城、物流运输、房地产等行业，2005 年创办宝丰能源，任宝丰能源董事长，2012年至今任宁夏宝丰集团有限公司董事长。 宝丰集团涉及业务广泛，包括能源化工、枸杞农业、新能源、养老、医疗、公益慈善等，其中能源化工为其支柱产业。2021 年 12 月，宝丰集团与宁夏银川市举行项目签约仪式，宝丰集团总投资 692 亿元在银川苏银产业工业园建设储能电池全产业链项目，该项目规划建设年产 200GWh 电池及储能集装系统，按工业4.0版高标准建设储能电池智能制造工厂；在宁东建设年产50 万吨磷酸铁锂正极材料、30 万吨石墨负极材料、34 万吨电解液；在灵武市等地建设6GW 光伏电站等。宝丰集团其他业务包括规划建设 10 万亩优质枸杞基地、枸杞上方规划建设3GWP光伏发电项目、建设万户高端平价养老社区和高端三甲平价医院、宁夏燕宝慈善基金会等。

宝丰能源采用专业经理人管理体制，确保了高效的管理运作。公司的关键管理团队成员主要来自煤化工、炼化和煤矿等行业，具备丰富的管理经验。

公司分红积极，股东回报率高。自 2019 年上市以来，宝丰能源已累计现金分红达到 102 亿元人民币，2022 年的股利支付率为 32.49%，股息率达到3.69%。

产业链持续拓宽，深耕优势领域

宝丰能源高端煤基新材料循环经济产业链：原煤经过洗选后生产精煤、中煤、煤泥和矸石；精煤经过焦化生产焦炭，同时副产焦炉气、煤焦油和粗苯；中煤、煤泥用于生产蒸汽和发电。焦炉气与粉煤气化生产的合成气混合后生产甲醇；甲醇经过 DMTO 工艺生产烯烃；烯烃经过分离、聚合生产聚乙烯和聚丙烯，同时副产碳四、碳五。煤焦油经过深加工，生产改质沥青、工业萘、蒽油、轻油、洗油、酚油；粗苯经过加氢精制，生产纯苯、混苯、二甲苯、重苯、非芳烃；碳四经过深加工，生产 MTBE（甲基叔丁基醚）、1-丁烯、重碳四；重碳四经过碳四异构装置，生产 MTBE。

公司成长发展历程大致分为四个阶段，产品线不断丰富：第一阶段：2013 年收购东毅环保前，主要产品为焦炭、纯苯、改质沥青。第二阶段：2013 年收购东毅环保后至 2014 年焦化废气综合利用制烯烃项目投产前，主要产品为焦炭、纯苯、改质沥青以及甲醇。第三阶段：2014 年焦化废气综合利用制烯烃项目投产后至2016 年碳四深加工项目投产前，甲醇全部自用，主要产品为聚乙烯、聚丙烯、焦炭、纯苯、改质沥青。第四阶段：2016 年碳四深加工项目投产后，主要产品为聚乙烯、聚丙烯、焦炭、纯苯、改质沥青、MTBE。

公司营收主力为焦化产品和烯烃产品。2022 年全年和2023 年上半年，公司焦化产品业务板块营收占比分别达到 46%、42%，毛利占比分别为50%、45%；烯烃产品营收占比达 41%、45%，毛利占比分别为 35%、39%。2017 年以来，公司焦化产品毛利率往往高于烯烃产品。受石油、煤炭价格等因素影响，公司焦化、烯烃产品盈利能力存在波动，未来烯烃项目扩产为主，板块营收、毛利占比有望持续提升。

煤化工助力能源安全，兼顾经济性

煤化工助力保障我国能源安全。我国能源结构仍然是“富煤、贫油、少气”，油气对外依存度高。以乙烯和丙烯为主的低碳烯烃是重要的基本有机化工原料，传统的低碳烯烃生产技术以石脑油蒸汽裂解为主，强烈依赖石油资源。一般来说，一个百万吨级的烯烃工厂需要有千万吨级的炼油厂配套提供石脑油原料。发展煤化工替代石油资源，充分发挥国内煤炭资源优势，有利于保障国家能源战略安全。

煤化工行业具备高经济性，煤制烯烃成本优势显著

煤制烯烃（CTO）毛利水平往往高于油制烯烃及气制烯烃。2022 年及2023年下半年，原油价格高企带动烯烃成本明显提升，油制烯烃企业盈利压力较大，产能利用率持续低位，而相应的煤制烯烃工艺路线税前装置毛利显著高于油制烯烃的乙烯裂解装置，成本优势凸显。通常，煤制烯烃工艺路线包括CTO 与MTO，其中，全产业链的煤制烯烃，即煤制甲醇和甲醇制烯烃配套建设，简称CTO；甲醇制烯烃，即没有煤制甲醇，甲醇依赖外购，简称 MTO。聚乙烯（PE）生产工艺主要有CTO、MTO、乙烯裂解（油制烯烃）；聚丙烯（PP）生产工艺主要有乙烯裂解、CTO、MTO、PDH（丙烷脱氢制烯烃，气制烯烃的代表工艺）和外采丙烯制PP。近五年来，更多时候 CTO 装置生产聚乙烯、聚丙烯的毛利更有优势。

煤化工政策不断更新，推动行业高质量发展

政策致力于推动行业高质量发展。国家和省级政府的新政策，对于集中力量支持国家规划内项目建设、实现行业高质量健康发展、防止低水平盲目扩张提供了强大的政策支持和保障。2017 年 3 月，国家发改委、工信部印发《现代煤化工产业创新发展布局方案》，要求单系列制烯烃装置年生产能力在50 万吨及以上，整体能效高于 44%，单位烯烃产品综合能耗低于 2.8 吨标煤（按《煤制烯烃单位产品能源消耗限额》（GB30180）方法计算）、耗新鲜水小于16 吨。以上规定加大了煤制烯烃项目的审批难度，提高了煤制烯烃项目的工艺、能耗、环保要求，大大提高了行业行政准入门槛。

焦化板块发挥煤矿资源优势，稳固根基

焦化行业以煤炭资源为核心

公司焦化产品产业链：原煤→精煤→焦炭。公司自产原煤与外购原煤经过掺配、洗选，生产精煤、中煤、煤泥和矸石；自产精煤与外购精煤按一定比例掺配后，经过焦化工艺生产焦炭（包括冶金焦和化工焦），同时副产焦炉气。中煤、煤泥和矸石因发热量低、用途窄、价值低，不适合长距离运输，被用于可以燃烧低质煤的动力项目，供生产所需。

我国煤炭资源主要为动力煤，炼焦煤资源相对较少。炼焦煤资源分布较集中，山西炼焦煤储量占总储量的一半以上。从细分种类上看，我国炼焦煤以高挥发份气煤（包括 1/3 焦煤）为主，肥煤、焦煤硫分、灰分较高，优质炼焦煤资源紧缺，缺口主要是靠进口补充。近五年来，我国焦煤产量、消费量稳中有升，产量增量有限；2023 年来进口增量较高，且主要增量来源于蒙古地区。预计未来焦煤供应端增量空间较小，下游钢材市场仍存韧性，支撑焦煤需求量。

我国炼焦煤库存较低。2023 年，我国产能>200 万吨的焦化企业（230 家）周度开工率保持在 80%左右，相对较稳。2023 年六大港口炼焦煤库存处于较低水平，钢厂、焦化厂炼焦煤库存也处于近五年中等偏低水平。低库存之下，焦煤市场供需偏紧，推动价格抬升。

焦炭-焦煤价差低位。公司焦化厂原材料以 1/3 焦煤为主，掺配适量的肥煤、气肥煤、少量的主焦煤、瘦煤等，采用捣固炼焦技术炼焦，所产焦炭品级较低，主要是准二级焦及以下级别的非标焦，故原料煤和焦炭产品价格都相对较低。从行业看，焦炭-焦煤价差目前处于七年来较低分位，有待下游需求提升带动焦炭市场，焦煤供给提升缓解成本压力。

公司焦化板块 2022 年扩充 300 万吨产能，现形成700 万吨焦炭产能。焦炭价格受煤炭价格、下游需求、宏观经济形势、政策影响而波动，公司自有煤矿支撑利润底。公司所属三个在产煤矿煤炭产能 820 万吨/年，一个在建煤矿（丁家梁煤矿）产能 90 万吨/年，合计 910 万吨/年，另外还拥有煤炭产能480 万吨/年的宁夏红墩子煤业有限公司 40%股权。在建煤矿全部建成后，公司煤矿总产能将达到1102万吨（包含权益产能）。 公司焦化业务毛利率水平在同行内较高。公司焦化业务的毛利率水平高于大部分生产焦炭的企业，毛利率的差异主要来自于各企业原料煤自给率的差异，公司煤炭自给率约 50%左右，拉低了生产成本。

焦炭库存低位，下游核心为钢铁

焦炭主要用于钢铁、有色金属的冶炼、铸造，以及化工原料等。钢铁行业作为主要焦炭消费行业，对焦化行业具有直接影响。作为国民经济基础产业，钢铁行业下游用户有建筑、机械制造、家电、汽车、造船、能源设施及石化等行业，是强周期性行业，景气度与宏观经济密切相关。

我国焦炭自给丰富。2018~2022 年我国焦炭产量、表观消费量的年复合增长率均为 2%，国内供给充裕，出口量远高于进口量。开工负荷率几乎都在70%以上。从典型省区（山西、河北、山东）焦炭周度毛利来看，2023 年下半年焦炭盈利处于五年内较低分位。

焦炭库存低位。2023 年下半年焦炭港口库存总体处于较低水平，冶金焦社会库存也为五年内最低水平，河北及山东主流钢厂焦炭库存也较低。库存低位或将为驱动焦炭行情的因素之一。

2021 年四季度以来，我国钢铁价格指数总体处于下降趋势。截至2023 年12月1日，钢铁价格指数为 118.86，同比+1.0%。2007 年以来，我国粗钢产量总体上升，2023 年 10 月产量为 7,909.2 万吨，同比-0.8%。预计市场不利因素消化后，钢材在基建、高端制造、汽车家电、出口等方面需求将保持较强韧性。

焦化行业政策致力于优化产能

国家对焦化行业的政策主要是淘汰落后产能，压减过剩产能，尤其是压减人口密度大、环境质量差的京津冀及周边地区、汾渭平原的重污染区域产能。

烯烃产能强势扩张，成本优势保障利润空间

宁东三期项目投产，内蒙古项目贡献高成长性

公司烯烃产能扩张，规模优势明显。烯烃板块宁东三期烯烃项目现已建成投产，烯烃产能由 120 万吨提升至 220 万吨，另有内蒙烯烃项目300 万吨聚烯烃产能预计于 2024 年投产，届时总产能将达 520 万吨。产能规模大幅提升，贡献公司业绩成长性。

油制烯烃仍为主流工艺，烯烃价格与油价相关性高

目前低碳烯烃的制取主要有三种工艺路线：石脑油制烯烃、煤制烯烃、丙烷脱氢制烯烃（PDH）。其中以石脑油为原料生产乙烯、丙烯，一直是烯烃制取的主要路线。近年来，随着以煤为原料生产聚烯烃实现工业化生产，煤制烯烃项目陆续投产，煤炭资源丰富的西部地区成为聚烯烃扩能的主要地区。

烯烃价格与油价高度相关。由于全球范围内石脑油制烯烃仍是主流工艺，聚乙烯和聚丙烯价格与原油价格相关度较高，原油价格是聚烯烃成本面的重要支撑，油价预期高位利好聚烯烃价格稳中有升。同样作为主要能源之一的煤炭与原油价格总体趋同，但相对于油价而言，煤价与烯烃价格相关性略低。

烯烃应用领域广泛，供需双增

聚乙烯（PE）是乙烯经聚合制得的一种热塑性树脂。PE 无臭，无毒，手感似蜡，具有优良的耐低温性能（最低使用温度可达-100 至-70℃），化学稳定性好，能耐大多数酸碱的侵蚀。常温下不溶于一般溶剂，吸水性小，电绝缘性优良。被广泛的用于薄膜、吹塑、注塑、管材和电线电缆等行业，2022 年PE 第一大下游薄膜占比达 55%。 聚丙烯（PP）属于热塑性树脂，是五大通用合成树脂之一。聚丙烯制品在耐热、耐腐蚀、透明性等方面优于其他合成树脂，广泛应用于包装、纤维、汽车、家电等日用品以及工业品等领域的生产，近几年在医疗领域也有较普遍的应用。聚丙烯消费量较大的下游产品包括拉丝、注塑和膜料等。2022 年拉丝产品占PP下游消费比例约为 36%，拉丝产品主要用来生产塑料编织物，例如粮食、化肥和水泥等的包装。共聚注塑、均聚注塑分别占 22%、16%，注塑产品包括小家电、日用品、玩具、洗衣机、汽车和周转箱等。PP 纤维在医疗、个人卫生、服装等领域的应用广泛，聚烯烃管材与 PVC 管材相比，无毒、耐温性好、耐冲击性强、抗腐蚀性强；与钢材管材相比，重量轻、耐冲击性强、抗腐蚀性强，在供水、供暖、供气用管材上具有明显优势。

近年来聚乙烯供需均增长。供应端，2016 年以来 PE 产量呈增长趋势，2017~2022年五年复合增长率为 9%。2022 年开始进口量下降，进口依赖度由接近50%降至40%以下，2021 年出口量开始增加。表观消费量 2017~2022 年五年复合增长率在7%，供需双增。预计未来国内产能扩张放量之后，进口依赖度将继续降低。

聚乙烯拟在建项目产能仍以乙烯裂解工艺为主，约367 万吨，MTO/CTO 工艺产能295 万吨，其中宝丰能源占据一半。

近年来聚丙烯供需均增长。供应端，2016 年以来 PP 产量呈增长趋势，2017~2022年五年复合增长率为 9%。2022 年开始进口量下降，进口依赖度由2017年的14%降至 2022 年的 9%，2021 年出口量开始增加。表观消费量2017~2022 年五年复合增长率在 7%，供需双增。预计国内聚丙烯产能增量逐渐释放之后，进口依赖度进一步降低，出口量增加，成本较高的装置（如乙烯裂解等）产能利用率或将降低。

随着传统大乙烯及炼油项目的继续建设，加上煤化工行业的较快发展以及烷烃综合利用的兴起，丙烯来源呈现多元化发展，聚丙烯产能不断扩张。聚丙烯拟在建项目产能中，乙烯裂解、PDH、CTO、MTO、外采丙烯工艺路线产能分别约为470、785、260、40、45 万吨，煤制烯烃产能占比未有明显提升，且宝丰能源产能占在建煤制烯烃产能的一半以上。

公司烯烃产能利用率高，毛利在业内领先

公司烯烃产品产业链：焦炉气+煤制气→甲醇→烯烃→聚乙烯、聚丙烯。炼焦过程中副产的焦炉气，经过电捕、脱苯、脱硫、脱氨等净化工艺提取煤焦油、粗苯、硫磺、硫酸铵后，生产净焦炉气；净焦炉气经过转化后生产转化气。粉煤气化后生产的粗煤气，经变换、净化后生产净合成气。利用焦炉转化气氢多碳少（氢碳比约 2.21）、粉煤气化生产的净合成气碳多氢少（氢碳比约1.73）的特点，将二者进行混合，经过合成工艺生产甲醇。甲醇经过 DMTO 工艺生产烯烃；烯烃经过分离、聚合，生产聚乙烯、聚丙烯，同时副产碳四、碳五。产能利用率高，效益提升。公司保持行业内高水平的产能利用率，通常都大于100%，有利于摊薄产品成本，生产常年处于稳定水平。产能不变的情况下，聚乙烯、聚丙烯产量总体偏稳。

公司聚烯烃板块毛利率在同行内领先。对比国内其他煤制烯烃公司如中国神华、中煤能源等，宝丰能源煤制烯烃业务毛利率领先。公司在技术、原料、折旧摊销等方方面面都将成本控制做到出色水平。

成本优势一：单吨投资额较低

煤制烯烃对企业资金投入要求较高，存在较高的资金壁垒，公司项目单吨投资额业内较低。行业内已建成投产和在建的煤制烯烃项目产能通常在60 万吨/年及以上，建设成本通常在 100 亿元以上。由于项目需要巨额资金投入，远高于石脑油裂解装置，因此融资也起着重要作用，项目资金可由公司自筹资金或外部融资（股票市场融资和银行贷款）。从单吨投资额来看，宝丰能源的单吨投资额处于行业内较好水平。公司循环经济产业链一次性规划，集中布局，分期实施，形成了超大单体规模的产业集群，大幅降低了单体项目投资、公辅设施投资及财务成本。

成本优势二：DMTO 技术优化，原料单耗降低

宝丰内蒙项目集成了全球最先进成熟的工艺技术，关键设备在满足性能要求的前提下优先选择了国产化装备制造，设备国产化率达到98%以上。通过与国内外一流的科研院所和装备制造企业深度合作，气化采用华东理工大学的6.5MPa多喷嘴对置式水煤浆加压气化技术，净化采用德国 Linde 公司的低温甲醇洗技术，甲醇合成采用英国 Davy 公司的低压甲醇合成技术，甲醇驰放气采用膜分离和变压吸附工艺回收氢气，硫回收采用青岛三维公司的硫回收技术，甲醇制烯烃采用中科院大连化学物理所最新的 DMTO 三代技术，烯烃分离及轻烃利用采用美国KBR公司的前脱丙烷工艺技术及 SCORE TM 蒸汽裂解技术，聚乙烯采用德国Basell公司的Spheripol 液相气相相结合工艺技术，聚丙烯采用美国Univation公司的UNIPOL气相流化床工艺技术等全球顶尖石油化工、煤化工工艺技术装备，建设全球单体规模最大技术最先进高端煤基新材料产业示范项目。

DMTO 装置是现代煤制烯烃（CTO）厂的核心。1982 年，中科院大连化学物理研究所（DICP）开始在政府支持下研究 MTO 工艺，经过多年研发工作，在催化剂、反应工艺、工程化及工业化成套技术等方面取得了一系列发明和创新，最终与中石化洛阳工程有限公司、新兴能源科技有限公司共同开发了甲醇制烯烃技术，即DMTO，为甲醇合成低碳烯烃开辟了一条新途径。通常，煤首先在CTO 装置中经蒸汽气化生成合成气（CO 和 H2），随后通过甲醇合成装置转化为甲醇。经过DMTO装置之后，甲醇则可以进一步转化为乙烯和丙烯。经过分离装置后，高纯度的乙烯和丙烯可用于聚合物以及其他下游衍生物的生产。典型的 DMTO 装置包括 6 个系统：热交换系统、流化床反应器-再生器系统、骤冷塔系统、酸水汽提系统，主空气供应系统和蒸汽系统。流化床反应器再生器系统是 6 个系统中最重要的一个，因为甲醇转化反应在该系统内进行。2006 年，DMTO示范装置中得放大实验完成，DMTO 技术首先被授权给神华集团，用于建造世界上第一座 CTO 工厂。该工厂旨在将 180 万吨/年的甲醇转化为60 万吨/年的聚乙烯（PE）和聚丙烯（PP）。该工厂在 2010 年 8 月 8 日成功投产，测试发现生产1t低碳烯烃（乙烯和丙烯）需要消耗约 2.97 t 甲醇。

DMTO 技术在不断创新，主要是工艺和催化剂两方面。工艺方面，更为先进的DMTO-II 和 DMTO-III 技术已被成功开发并实现商业化。DMTO-II 技术基于一种既能催化甲醇制烯烃，又能催化 C4+烃类裂解反应的双功能催化剂而开发。原本在DMTO 装置中得副产品 C4+碳氢化合物，在 DMTO-II 装置中可再循环到额外的流化床 C4+裂解反应器中，从而增加了乙烯和丙烯产量。且由于共用同一催化剂，甲醇制烯烃和 C4+裂解反应器可共用一个流化床再生器，极大简化了工艺流程，提高了使用效率。DMTO-II 技术于 2014 年 12 月首次工业化。DMTO-III 装置甲醇单耗为 2.6~2.7。DMTO-II 技术成功之后，第三代DMTO（DMTO-III）技术被开发。甲醇制烯烃反应显著增强，可有效转化为乙烯和丙烯，产物烯烃选择性为 85%~90%，不需要回收C4+烃类进一步裂解。新技术通过改进反应器设计以及使用新型 DMTO 催化剂来优化沉积在催化剂上的焦炭分布而实现。DMTO-III 装置中，即使不回收 C4+副产品，生产 1 吨乙烯和丙烯的甲醇消耗量仅为 2.6~2.7 吨。且在密相直径约为 11.0 米的 DMTO-III 流化床反应器中，甲醇的进料速率可以达到 300 万吨/年。单个 DMTO-III 装置在不增加资本支出的情况下，就可以提升低碳烯烃产能。经测试考核得出，DMTO-Ⅲ技术甲醇转化率99.06%，乙烯和丙烯的选择性 85.90%，吨烯烃（乙烯+丙烯）甲醇单耗为2.66 吨。DMTO-Ⅲ技术的经济性显著提高，单套装置甲醇处理能力大幅度增加，由180 万吨/年提高到 300 万吨/年，烯烃产量从 60 万吨/年增加到 115 万吨/年。据测算，DMTO-Ⅲ技术工业装置的单位烯烃成本较上一代装置下降 10%左右。

宝丰宁夏二期使用新型 DMTO 催化剂降低甲醇单耗。催化剂方面，高效稳定的催化剂是 DMTO 技术发展中的一个关键，将甲醇转化为乙烯和丙烯，使反应的甲醇转化率、低碳烯烃选择性较高。20 世纪 80 年代，科学家发现硅铝磷酸盐（SAPO）-34分子筛具有独特的菱沸石（CHA）结构，表现出非常高的低碳烯烃选择性。新型DMTO 催化剂使用纳米级 SAPO-34 分子筛和高效合成工艺，进一步提高了轻烯烃选择性和甲醇转化率，大连长兴岛新建 DMTO 催化剂厂于2018 年11 月开始生产这种催化剂。该催化剂使 DMTO 装置的甲醇进料速率提高50%。宝丰能源宁夏二期工厂应用该催化剂，生产 1 吨低碳烯烃时甲醇消耗量从2.97吨降低到2.85 吨。

DMTO-III 是我国目前最先进成熟的甲醇制烯烃技术。甲醇制烯烃开发比较成功的工艺有 UOP/HYDRO 公司的 MTO（甲醇制烯烃，产品含乙烯和丙烯）技术、德国Lurgi公司的 MTP（产品以丙烯为主）技术以及大连化物所的DMTO（甲醇制烯烃，含乙烯和丙烯）等技术。综合来看，DMTO-III 是我国最先进成熟的甲醇制烯烃技术。

成本优势三：原料煤供应区位优势明显

我国煤化工项目主要集中在内蒙古、陕西、宁夏、山西、新疆等省区。具备规模的煤化工基地主要有鄂尔多斯煤化工基地、宁东能源化工基地、陕北煤化工基地及新疆的准东、伊犁等。这些基地都建设在煤炭资源地，上下游产业延伸发展，部分实现与石化、电力等行业多业联产发展，向园区化、基地化、大型化方向发展，产业集聚优势得到充分发挥。

宁夏基地已有稳固优势： 1) 煤炭资源：宝丰能源宁夏基地位于全国第六大亿吨级煤炭基地——宁东煤田境内，地处国家级宁东能源化工基地核心区，该地区为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。埋深小于 2,000m 的煤炭资源 1.41 万亿吨，占全国煤炭资源总量的25.5%；已查明煤炭资源 3,514 亿吨，占全国查明煤炭资源总量的18.1%；区域内含煤面积占区域国土总面积的 65%左右；煤层厚度大，地质结构简单，开采条件好，煤质优良。 2) 土地资源：宁东能源化工基地位于腾格里沙漠的边缘，规划总面积3,484平方公里，其中核心区规划面积 885 平方公里。规划区内多为荒漠地，地势较为平坦开阔，居民稀少，不占用耕地，土地开发利用成本低廉。3) 水资源：我国水资源分布不均，且与煤炭分布存在差异（逆向分布）。中国的西北省份，如内蒙古、陕西和宁夏，拥有丰富的煤炭资源，西部富煤地区煤炭开采量占全国 2/3 以上，但水资源却很少，只占全国的1/3。煤化工基地往往水资源较为匮乏，降低用水单耗以及保障水资源供应是煤制烯烃项目的关键点之一。宁东能源化工基地位于黄河东岸，基地西缘紧临黄河，已建成了供水能力 80 万立方米/天的供水工程，生产和生活供水便利、有保障。4) 交通资源：“金三角”地区地理位置优越，居于亚欧大陆桥中枢，是古丝绸之路的重要通道，是“一带一路”承东启西的关键节点。该区域基础设施完善，形成了铁路、公路、航空、管网等多方式联运的格局。

内蒙项目区位优势显著，原料、运输等成本更低。公司内蒙古烯烃项目一期260万吨/年煤制烯烃和配套 40 万吨/年植入绿氢耦合制烯烃项目位于内蒙古自治区鄂尔多斯市乌审旗苏里格经济开发区图克工业项目区。乌审旗位于内蒙古自治区最南端，东邻伊金霍洛旗，北部和杭锦旗接壤，西和鄂托克旗、鄂托克前旗相连，南与陕西省榆林、横山、靖边、神木县毗邻，是著名鄂尔多斯高原组成部分。该地区煤炭资源非常丰富，产业链原料供给充足、便利，原料成本更低；内蒙子公司更加靠近华北、华东等主要产品销售区域，物流运输发达便利，运输成本更低。苏里格经济开发区主要由乌兰陶勒盖工业项目区、乌审召化工项目区、图克工业项目区、纳林河化工项目区组成，总规划建设面积约111 平方公里。乌审旗有黄河一级支流无定河及其它支流 11 条，年径流量 2.96 亿m 3，地表水资源为2.03亿 m 3/a，地下水可开采量为 3.95 亿 m 3/a。

原料供应距离近，采购价格存优势。公司原煤、精煤及甲醇的供应商主要位于宁夏和内蒙古等周边地区，区域市场价格偏低，且运输距离较近。对比2023年部分化工企业采购煤价，公司原材料采购价格存在一定优势。

绿氢助力“碳中和”

公司发展“绿氢”助力“碳中和”同时提高综合效益。公司积极响应国家清洁能源发展战略号召，贯彻落实国家“碳达峰、碳中和”重大战略部署，推动用新能源替代化石能源。早在 2019 年，公司开始建设 100MW/年太阳能发电配套2万吨/年电解水制氢科技示范项目，随后扩建。2021 年，建设国家级“太阳能电解制氢储能及应用示范项目”，采用单台产能 1,000 标方/小时的高效碱性电解槽制氢设备，并配套相应的氢气压缩与储存设备，可年产 2.4 亿标方“绿氢”和1.2亿标方“绿氧”。项目采用国际先进的工艺技术和装备，首创将“绿氢”“绿氧”直供化工装置，替代原料煤、燃料煤制氢和制氧，年可新增减少煤炭资源消耗约38万吨、年新增减少二氧化碳排放约 66 万吨、年新增消减化工装置碳排放总量的5%，综合效益显著。

公司能效水平优于标杆水平，考虑绿氢绿氧后，单位产品能耗更低。内蒙古烯烃项目初始年（不考虑绿氢绿氧）能源转化效率为 45.03%，产品吨新鲜水耗为10.86吨/吨烯烃，单位产品能源消耗为 1.95 吨标煤/吨烯烃；考虑绿氢绿氧后，能源转化效率为 46.88%，产品吨新鲜水耗为 9.26 吨/吨烯烃，单位产品能源消耗为1.83吨标煤/吨烯烃。上述指标均优于能效标杆水平。

风光氢储一体化制氢制氧协同减污降碳。公司内蒙项目全名为内蒙古宝丰煤基新材料有限公司绿氢与煤化工耦合碳减排创新示范项目，在已核准的260 万吨/年煤经甲醇制烯烃基础上，通过配套建设风光氢储一体化新能源示范项目，使用绿色能源生产绿氢、绿氧补入煤化工生产装置进行耦合。项目采取绿氢绿氧补入方案（补入时间按 10 年考虑，逐年补入，第 10 年最大绿氢补入量为25.15 亿立方米/年），在原料煤消耗量不变的前提下，实现增加甲醇产量（可增加甲醇122.89万吨/年），碳排放逐年降低。据环评报告，该项目原料煤消耗量829.22万吨/年，初始年燃料煤消耗量 165.03 万吨/年，补绿氢绿氧10 年后燃料煤消耗量为137.20 万吨/年，可减少燃料煤消耗 27.83 万吨/年。补氢十年前后碳排放量对比发现，在产品产量不变的前提下，生产过程中减少CO2排放量161.13 万吨，同时，由于绿氧补入气化装置后降低了空分的负荷，进而减少了蒸汽消耗量，从而减少了燃煤消耗。由于燃料燃烧减少 CO2排放量 58.76 万吨，虽然由于自身运行负荷增大，蒸汽量下降导致余热发电量减低，外购电量增多导致外购电力折算的CO2 排放量增加了 2.83 万吨。但整体上降碳 217.05 万吨，占初始年CO2 排放量的12.13%。

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