2022年寶豐能源研究報告

2022年寶豐能源研究報告時代分岔口的煤化工行業(yè)與寶豐能源本篇報告是我們關于寶豐能源的第三篇深度報告。我們第一篇深度報告撰寫于2019年，是最早覆蓋寶豐能源的研究報告之一；第二篇則撰寫于2021年初，彼時公司已經(jīng)提出了內(nèi)蒙項目的明確規(guī)劃，我們在此篇報告更加深入地論述了公司的深厚成本優(yōu)勢來源和遠期成長性。而2021年以來，伴隨全球地緣政治和宏觀經(jīng)濟形式的快速變化，整個能化行業(yè)也出現(xiàn)了前所未見的新變化，這種新變化大致可概括為兩大主線，其一是在國家政策強力推動下的“碳中和”，其二是地緣政治催化下全球能源緊張和高通脹。而現(xiàn)代煤化工的發(fā)展，以及以寶豐能源為代表的優(yōu)質(zhì)煤化工企業(yè)的發(fā)展。無疑與上述兩大主線都有著極為密切的關系：從“碳中和”角度看，煤化工無疑是能耗、碳排雙高的子行業(yè)，那么碳中和的推進從長期看必然意味著煤化工行業(yè)供給端的重塑；從全球能源緊張的角度看，我國是全球幾乎唯一保有著大規(guī)模、發(fā)達煤化工工業(yè)的國家，其發(fā)展立足于我國“富煤、貧油、少氣”的特點，對于我國的工業(yè)發(fā)展及能源安全都有著重要意義。在本篇報告中，我們將深度探究寶豐能源在新時代背景下所處的位置。原料端：“雙碳”時代，西部資源稟賦優(yōu)勢進一步凸顯“雙碳”之后，東西部煤炭價差進一步擴大眾所周知，我國煤炭資源分布呈現(xiàn)“北富南貧，西多東少”局面。我國煤炭資源儲量豐富、分布面積廣，但存在資源分布不均勻的情況。中西部的山西、內(nèi)蒙古、陜西、河南、甘肅和寧夏等省份的煤炭基礎儲量占全國煤炭基礎儲量的68%左右，南部的云貴川三省基礎儲量占比約7.96%，西部的新疆在當前勘探程度較低的情況下，基礎儲量占比約6.63%。與煤炭儲量情況相似，中西部地區(qū)煤炭產(chǎn)量較高，但由于煤炭下游化工品在人口更密集、經(jīng)濟更發(fā)達的東部地區(qū)擁有更大市場。以山東為代表的東部省份煤炭消費量顯著大于原煤產(chǎn)量，2019年山東省原煤產(chǎn)量和煤炭消費量缺口達到3.12億噸。西部地區(qū)原煤產(chǎn)量存在盈余，而東部地區(qū)則存在原煤供給缺口，造成了我國西煤東運的煤炭行業(yè)格局。“雙碳”背景下，新增煤礦產(chǎn)能批復趨嚴，且原煤產(chǎn)量增長完全依賴中西部主產(chǎn)區(qū)。“雙碳”之后，全國范圍內(nèi)新增煤礦產(chǎn)能批復更加嚴格，需以合法在籍的煤礦關閉退出進行產(chǎn)能置換才可新建，2020年和2021年，國家能源局批復的煤礦產(chǎn)能規(guī)模大幅下降，2021年僅批復新增產(chǎn)能920萬噸。而分省份來看，2016年以來全國原煤產(chǎn)量保持增長趨勢，但主要產(chǎn)煤省陜西、山西、寧夏、新疆和內(nèi)蒙古以外的省份原煤產(chǎn)量則逐年下降，從2016年的9.7億噸下降到2021年的7.3億噸，東西部的原煤產(chǎn)量差距持續(xù)擴大，東部地區(qū)煤電、煉焦、煤化工等企業(yè)的原煤需求更加依賴中西部產(chǎn)煤省。而去年下半年以來，我們也確實看到了西部坑口煤和東部港口煤的價差明顯走擴。西部的煤電、煤化工等用煤企業(yè)一般距離煤礦較近，所需煤炭基本直接從附近煤礦采購，煤炭供給與煤礦產(chǎn)能接近，價格為“坑口價+少許運費”；東部用煤企業(yè)因當?shù)孛旱V產(chǎn)能不足，所需煤炭需要從中西部煤礦運輸，鐵路運輸方面，以我國煤炭運輸能力最強的大秦鐵路來看，最大運輸能力約為120萬噸/日，公路運輸方面，反復導致各貨運倉庫對運輸車輛消毒、司機核酸檢測等方面做出嚴格要求，公路運力受限，因此對東部企業(yè)來說，煤炭供給并不僅是坑口產(chǎn)能，還要考慮運輸線路的最大運力，在冬夏這種煤炭需求旺季時，東部煤炭供給壓力會更加突出，最終煤炭采購價為“坑口價+運費+供需不平衡溢價”，據(jù)《華夏時報》報導，在2021年10月底煤炭供給嚴重不足的情況下，秦皇島出現(xiàn)“無煤可買”的現(xiàn)象，煤販子喊出2700元/噸的高價。2021年三季度開始煤炭價格暴漲的情況下，國家發(fā)改委出臺了一系列政策限制煤炭價格、保證煤炭供應，從發(fā)改委2022年5月9日披露的7省區(qū)煤炭出礦環(huán)節(jié)中長期和現(xiàn)貨交易價格合理區(qū)間來看，假設各地長協(xié)煤和市場煤均按區(qū)間上限價格交易，東部具有代表性的港口秦皇島港港口價與西部山西、陜西、內(nèi)蒙古煤價相比價差均超過200元/噸，現(xiàn)貨價差均超過300元/噸。而實際的東西部煤價價差（取東部港口煤和西部坑口煤價差）可能達到400-500元/噸。政策支持+營商環(huán)境改善，同樣有助于西部煤化工的后發(fā)崛起四大煤化工基地集群發(fā)展，產(chǎn)業(yè)政策支持下資金、資源更易獲取。國家發(fā)改委和工信部在2017年3月22日下發(fā)的《現(xiàn)代煤化工產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新發(fā)展布局方案》中，規(guī)劃了內(nèi)蒙古鄂爾多斯、陜西榆林、寧夏寧東和新疆準東4個現(xiàn)代化煤化工產(chǎn)業(yè)示范區(qū)。四大煤化工基地的大型煤化工企業(yè)重點建設項目，將在資金、配套資源等方面得到國家和地方政府的大力支持。東部的山東省，碳排放控制更加嚴格，根據(jù)山東省生態(tài)環(huán)境廳起草的《山東省高耗能高排放建設項目碳排放減量替代辦法（試行）》，焦化、甲醇、醋酸等行業(yè)的上游初加工、高耗能高排放環(huán)節(jié)新建投資項目需通過尋找替代源以減少1.2倍碳排放量，替代源碳排放削減量未落實的，建設項目不得投產(chǎn)。四大煤化工基地與十四大煤炭生產(chǎn)基地相互協(xié)調(diào)、融合發(fā)展。國務院2014年發(fā)布的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃（2014-2020）》明確了我國的14個億噸級大型煤炭基地。2020年，這14個煤炭基地的產(chǎn)量占全國的96.6%，4大煤化工基地均與附近的煤炭生產(chǎn)基地相對應。寧夏寧東、內(nèi)蒙古鄂爾多斯和陜西榆林構(gòu)成我國能源化工“金三角”，三地合計化石能源儲量達到20102億噸標準煤，占全國的47.2%，同時還具有較好的風能、光能資源稟賦。能源化工“金三角”開發(fā)已上升為國家發(fā)展戰(zhàn)略，對提升國家能源安全保障水平，促進區(qū)域協(xié)調(diào)、健康、可持續(xù)發(fā)展等具有重要的戰(zhàn)略意義。營商環(huán)境而言，隨著市場經(jīng)濟的逐步發(fā)展，中西部地區(qū)也在快速改善。陜西、寧夏營商環(huán)境綜合發(fā)展水平增速快于東部地區(qū)平均增速。營商環(huán)境是企業(yè)運營所面臨的外部環(huán)境，營商環(huán)境的改善與經(jīng)濟的發(fā)展速度和發(fā)展質(zhì)量密切相關。邱康權(quán)等的《中國營商環(huán)境綜合發(fā)展水平的測度、地區(qū)差異與動態(tài)演變研究》從金融環(huán)境、市場環(huán)境、政務環(huán)境、創(chuàng)新環(huán)境等多個方面對我國各省的營商環(huán)境綜合發(fā)展水平進行量化評分，結(jié)果顯示，東部地區(qū)營商環(huán)境得分總體較高，與其他地區(qū)相比保持領先，但西部地區(qū)中陜西、寧夏等省份營商環(huán)境得分增速較快，2010-2018年，東部地區(qū)、陜西、寧夏的營商環(huán)境得分CAGR分別為5.31%、7.65%和6.70%。綜上所述，“雙碳時代”，無論從稟賦對比、還是政策支持角度，都有助于我國西部省份煤化工的后發(fā)崛起：我國煤炭年產(chǎn)量最高的四個省份分別是內(nèi)蒙古、山西、陜西和新疆，全部為西北或中部省份，用一條線在地圖上將這四個省份和其他省份分開。線東南方向的煤化工企業(yè)往往依托華東/華南活躍的經(jīng)濟環(huán)境，包括完善的產(chǎn)業(yè)鏈配套、良好的營商環(huán)境和人才市場，拓展新型煤化工產(chǎn)品，通過生產(chǎn)附加值更高的煤化工產(chǎn)品、布局更多元化的產(chǎn)業(yè)鏈、更深的工藝挖潛來尋求超額收益；線西北方向的煤化工企業(yè)更適合走第二條路徑，主要依托西北/中部當?shù)貎?yōu)質(zhì)低價的煤炭、土地資源優(yōu)勢和政策傾斜，發(fā)展市場空間大、煤炭單耗高的煤化工產(chǎn)品，依靠成本端（原料、公用工程和固定資產(chǎn)投資）的剛性優(yōu)勢尋求超額收益。多年以來，我國優(yōu)質(zhì)煤化工企業(yè)以東部企業(yè)為主。如資本市場上廣為人知的“雙魯”：華魯恒升和魯西化工。但“雙碳”之后，煤化工行業(yè)的西進運動有望提速。而作為其中的優(yōu)質(zhì)代表，寶豐能源有望獲取愈發(fā)突出的相對競爭優(yōu)勢。產(chǎn)品端：以成本中樞的下移對抗烯烴價格中樞的下移產(chǎn)能擴張大于需求增速，烯烴價格中樞仍存下降趨勢國內(nèi)而言，聚烯烴雖仍有進口依賴，但不可否認產(chǎn)能在快速補充，趨勢上在逐步填充進口缺口。從2022-2025年聚烯烴預計新增產(chǎn)能結(jié)構(gòu)來看，采用石腦油裂解工藝的產(chǎn)能占比仍然最高，但煤制烯烴路線產(chǎn)能占比有提升趨勢。與石腦油裂解路線相比，煤制烯烴項目產(chǎn)能一般較小，但僅寶豐內(nèi)蒙古鄂爾多斯項目就可做到300萬噸/年聚烯烴產(chǎn)能（暫不考慮二期項目）。預計2022-2025年，我國聚乙烯、聚丙烯新增產(chǎn)能分別達到1062萬噸/年和830.5萬噸/年。產(chǎn)能結(jié)構(gòu)上看，我國聚乙烯產(chǎn)能仍以油頭為主，2020年油頭聚乙烯約占我國聚乙烯產(chǎn)能的76%；聚丙烯的產(chǎn)能結(jié)構(gòu)更加多樣，除油頭、煤頭外，還包括丙烷脫氫、外采丙烯的工藝路徑，但油頭占比最大，達到55%。而近幾年看，煤頭產(chǎn)能增速提速，使得煤頭在產(chǎn)能結(jié)構(gòu)中占比也不斷提升，同時也在逐步開始彌補進口缺口。2021年，伴隨行業(yè)需求增速下行，年度聚烯烴產(chǎn)能缺口縮小，其中聚乙烯、聚丙烯產(chǎn)能缺口分別為1329.7萬噸和78.19萬噸。全球而言，雖然新增產(chǎn)能大頭集中在中國，但我們預估在全球范圍供給增速仍將大于需求。由于聚烯烴在全球存在地域上的供需錯配，且產(chǎn)品貨值較高、運輸和儲存比較容易，因此屬于比較典型的全球供需品種。那么在考慮供需平衡表時，主要還是參考全球的供需情況。我們能夠看到的是，除了美國因乙烷產(chǎn)量大幅增長而有比較多的PE產(chǎn)能新增外，全球聚烯烴產(chǎn)能最大的增量來源都是來自中國。但即便如此，我們預計全球的聚烯烴產(chǎn)能增速也將總體上大于需求增速。預計2019-2024年全球PE、PP產(chǎn)能的年均復合增速分別為5.39%、6.76%，全球PE、PP需求的年均復合增速分別為3.08%、3.64%，在產(chǎn)能增速快于需求增速的情況下，預計到2024年，全球PE、PP的富余產(chǎn)能分別達到2794萬噸和2513萬噸，相比目前規(guī)模也會有所提升。綜上所述，我們認為長期看，油價為聚烯烴價格提供底部支撐，但如果假定油價不變，聚烯烴產(chǎn)品價格中樞或仍將有下降趨勢。從傳統(tǒng)上看，國際原油油價與聚烯烴價格相關性相關較大，相關系數(shù)達到0.8以上。在全球地緣政治緊張、大型傳統(tǒng)能源企業(yè)普遍資本開支偏低的背景下，我們確實可以預期原油或許在未來2-3年都會維持相對較高水平，為聚烯烴提供價格支撐。但也應注意到，一方面聚烯烴行業(yè)供需趨勢上將變得更加寬松，一方面是國內(nèi)煤頭企業(yè)產(chǎn)能擴張、趨勢上會使得煤價與原油相關性減弱。謹慎起見，在假定原油價格維持相對高位震蕩的背景下（70-90美元/桶），我們判斷聚烯烴的價格中樞或仍有下行壓力。但聚烯烴價格中樞的下行，不代表公司聚烯烴產(chǎn)品的盈利中樞一定下行——公司自身的降本增效將是關鍵。下文將對此詳述。公司煤制烯烴仍有很大降本空間，以成本中樞的下移對抗價格中樞的下移煤化工的特性使得行業(yè)成本曲線陡峭、成本壓降空間很大區(qū)別于油頭路線，煤化工的成本結(jié)構(gòu)中絕大部分都是可變成本。我們以煤頭/油頭烯烴為例做比較：石腦油制烯烴的原料成本占比達75%，財務費用和折舊成本占比僅13%，我國每年70%以上的原油依賴進口，因此采用石腦油裂解制烯烴路線的企業(yè)主動成本管控空間很小，成本主要隨國際油價波動。而煤制烯烴的成本結(jié)構(gòu)中，財務費用和設備折舊占比達到49%，因此采用煤→甲醇→烯烴路線的企業(yè)主動成本管控空間較大，煤制烯烴技術的不斷進步可以提升裝置的產(chǎn)能、降低裝置的投資額，也可以降低單噸烯烴的醇耗和煤耗。此外，我國是世界第一大產(chǎn)煤國，建設在煤炭生產(chǎn)基地附近的煤化工企業(yè)可以獲得更充足、低價的原煤資源，使得不同煤化工企業(yè)的原料煤成本差異也較大。行業(yè)成本曲線陡峭，同時也意味著煤化工企業(yè)有充分的可能性不斷壓低全流程生產(chǎn)成本。既然成本結(jié)構(gòu)中絕大部分均為可變成本，很顯然在優(yōu)秀管理層的帶領下，煤化工企業(yè)是有可能通過持續(xù)的生產(chǎn)工藝、產(chǎn)品結(jié)構(gòu)升級，來持續(xù)全流程生產(chǎn)成本。以下，我們將以行業(yè)優(yōu)質(zhì)白馬華魯恒升為例，講述煤化工企業(yè)持續(xù)壓降成本的可能路徑。以華魯恒升為例——依托先進煤氣化及柔性聯(lián)產(chǎn)，歷經(jīng)十余年打造成本護城河華魯恒升作為行業(yè)公認的煤化工白馬，其在成本上最大的優(yōu)勢之一，就在于圍繞煤氣化的工藝先進性。一般而言，將煤氣化技術按爐內(nèi)固體和氣體的接觸方式劃分為固定床、流化床和氣流床三類，其中每一類又可根據(jù)不同的爐型繼續(xù)細分。但總體而言，所有應用較為廣泛的煤氣化工藝中，常壓固定床（UGI固定床）是傳統(tǒng)工藝的代表，技術成熟，但原料煤為價格較高的無煙煤，并且需要以粒煤方式加料，碳轉(zhuǎn)化率、能耗、環(huán)保性能均較差。改良固定床、流化床和氣流床工藝較UGI固定床更優(yōu)，且各有不同優(yōu)勢。華魯恒升2004年即投建由華東理工大學等自主研發(fā)的先進的水煤漿煤氣化裝置，是全國第一家采用該先進氣流床工藝的企業(yè)。先進的煤氣化裝置為公司帶來顯著的成本優(yōu)勢，單位CO+H2合成氣原料成本較UGI固定床低約47%。從原料煤種和耗煤量來計算原料成本，氣流床的原料煤以煙煤為主，而固定床則需要添加無煙煤，根據(jù)華魯恒升一季度經(jīng)營數(shù)據(jù)公告，公司一季度原料煤成本在805-1270元/噸，而根據(jù)百川盈孚的數(shù)據(jù)，一季度無煙煤價格在1499-1700元/噸之間，在氣流床耗煤量更低的情況下，估算氣流床和UGI固定床制造1000m3（CO+H2）的原料成本分別為586元和1096元，氣流床成本低約47%，在煤價高漲的情況下成本優(yōu)勢顯著。而多年以來，公司又圍繞煤氣化平臺不斷進行技術改造，不斷鞏固原料端成本優(yōu)勢。公司除了逐步擴建新生產(chǎn)項目，還多次進行大額投資，進行圍繞煤氣化裝置的技改。除以氣流床工藝逐步替代原有固定床裝置外，近年來公司就氨合成裝置、空氣分離裝置（分離氧氣和氮氣以生產(chǎn)合成氣和合成氨）及燃煤鍋爐等進行了多次技改，力爭盡可能實現(xiàn)高效、低耗、清潔生產(chǎn)。高起點疊加持續(xù)的技改投入，公司煤氣化成本優(yōu)勢得到了鞏固。此外，華魯恒升擁有獨特的“一頭多線、柔性聯(lián)產(chǎn)”產(chǎn)業(yè)鏈結(jié)構(gòu)，豐富的產(chǎn)品線充分協(xié)調(diào)，充分熨平單產(chǎn)品的價格風險。公司幾乎全部產(chǎn)品均為煤化工產(chǎn)品，除煤炭外僅需外購苯及少量丙烯。公司將煤炭經(jīng)氣化裝置轉(zhuǎn)化為合成氣，然后具有選擇性的利用合成氣生產(chǎn)多種產(chǎn)品，包括肥料（尿素）、DMF、醋酸、醋酐、乙二醇、己二酸、己內(nèi)酰胺、丁辛醇等。公司產(chǎn)品生產(chǎn)靈活調(diào)整、自主選擇性強，比如在2017年尿素價格較低時，公司肥料產(chǎn)品產(chǎn)能僅開62%，剩余的中間產(chǎn)品合成氨可以選擇外售，在尿素價格上漲后又可以保證尿素產(chǎn)能滿負荷生產(chǎn)。通過調(diào)整產(chǎn)品生產(chǎn)，公司可以最大程度上規(guī)避市場風險，做到收益最大化。先進煤氣化裝置和柔性聯(lián)產(chǎn)使得公司盈利能力高度穩(wěn)健，遠超行業(yè)一般水平。傳統(tǒng)煤化工行業(yè)是典型的周期性行業(yè)，經(jīng)營狀況隨行業(yè)景氣程度的變化劇烈波動，而典型的煤化工企業(yè)華魯恒升則表現(xiàn)突出。將華魯恒升與另外兩家規(guī)模較大的煤化工上市企業(yè)魯西化工、陽煤化工對比分析，發(fā)現(xiàn)其毛利率和ROE指標保持上升趨勢并持續(xù)領先，即使在行業(yè)筑底、產(chǎn)品價格處于歷史低位的2014-2016年，公司的盈利指標依然保持平穩(wěn)?？梢哉f明，公司的柔性多聯(lián)產(chǎn)和持續(xù)的技術改造賦予其跨越周期、領先行業(yè)的強大盈利能力。寶豐能源：煤制烯烴降本潛力很大，公司銳意降本正在路上參考華魯恒升，我們認為寶豐能源同樣有非常清晰的持續(xù)降本路徑。其一，煤制烯烴工藝是較為晚近的煤化工工藝，尚有非常大的技術升級、成本壓降空間。甲醇制烯烴涉及三項核心技術，分別是煤氣化技術、甲醇合成技術、甲醇制烯烴技術。其中，前兩項技術的發(fā)展已經(jīng)較為成熟且穩(wěn)定，如行業(yè)內(nèi)新建煤化工產(chǎn)能基本均采用氣流床的煤氣化工藝。不同企業(yè)分歧較大的在于甲醇制烯烴技術。目前國外具有代表性的甲醇制烯烴技術主要有：霍尼韋爾UOP/Hydro技術、?？松梨贛obil技術、魯奇LurgiMTP技術。國內(nèi)具有代表性的甲醇制烯烴工藝技術主要有：大連化物所DMTO技術、中石化SMTO技術。大連物化所的DMTO技術在2004-2006年完成了世界上首例萬噸級MTO工業(yè)試驗，神華包頭煤化工分公司2010年實現(xiàn)了全球首套百萬噸級DMTO商業(yè)工廠的運營。大連化物所DMTO技術記為公司所采用的煤制烯烴技術路線，目前已經(jīng)過一輪產(chǎn)業(yè)化迭代（即DMTO-Ⅱ），產(chǎn)品收率明顯提升。DMTO工藝的反應原理為：原料甲醇在氣化狀態(tài)下受流化狀態(tài)下的催化劑催化部分轉(zhuǎn)化為二甲醚，甲醇再與二甲醚相繼轉(zhuǎn)化為低碳烯烴。這也是寧夏寶豐目前兩套煤制烯烴裝置所采用的技術。其中14年建成的第一套裝置使用的是DMTO一代技術，19年建成的第二套則已經(jīng)是技術迭代后的二代技術（DMTO-Ⅱ）——DMTO-Ⅱ裝置相比一代裝置增加了C4以上重組分回煉單元，明顯提升了乙烯、丙烯的收率、降低了甲醇單耗。新一代催化劑和DMTO-Ⅲ技術的開發(fā)，持續(xù)壓低甲醇單耗。內(nèi)蒙項目烯烴的單位效益有望更超過寧夏基地烯烴項目。DMTO三代技術是新型催化劑和快速流化床反應器技術的結(jié)合，快速流化床反應器技術一方面提高了單套裝置的產(chǎn)能，由第一代技術的60萬噸烯烴/年提升至第三代技術的90萬噸烯烴/年，另一方面，快速流化床反應器大幅度降低了油氣在反應器內(nèi)的停留時間，抑制了結(jié)焦等副反應，從而提高乙烯和丙烯的收率。與DMTO二代技術相比，三代技術甲醇單耗可降低10%以上。而公司的內(nèi)蒙古400萬噸煤制烯烴項目將成為國內(nèi)首個應用DMTO三代技術的產(chǎn)業(yè)化項目，根據(jù)項目三期環(huán)評，項目甲醇單耗預計將下降至2.65，大幅低于寧夏現(xiàn)有的兩期項目。未來公司煤制烯烴的原料成本有望持續(xù)下降。其二，與華魯同理，圍繞煤氣化裝置和工藝路線的持續(xù)技改，將持續(xù)加深公司的成本護城河。作為優(yōu)秀的煤化工企業(yè)，公司圍繞煤氣化和后段裝置的技改始終在進行，并受益頗為顯著。一個有效的例證來自公司2021年年報：“公司烯烴二廠不斷優(yōu)化操作參數(shù)，甲醇單耗（折精甲醇）2.852噸/噸，比上年同期降低0.033噸/噸，再創(chuàng)行業(yè)最好水平；完成了脫甲烷塔尾氣回收改造，丙烷收率由0.29%提高至0.53%””甲醇二廠原料煤單耗（折5400大卡煤）1.37噸/噸，比上年降低0.07噸/噸，持續(xù)保持行業(yè)低水平。其三，寧夏三期及此后項目向高附加值新材料延伸、并完善柔性聯(lián)產(chǎn)。公司的寧夏三期煤制烯烴項目規(guī)劃50萬噸/年煤制烯烴產(chǎn)能和50萬噸/年C2-C5回煉制烯烴產(chǎn)能。其中50萬噸/年煤制烯烴產(chǎn)能包括25萬噸/年EVA產(chǎn)能和31萬噸聚丙烯產(chǎn)能，生產(chǎn)流程為粉煤制150萬噸MTO級甲醇，然后以甲醇生產(chǎn)50萬噸/年聚合級乙烯和丙烯，再外購5萬噸/年醋酸乙烯進行聚合反應生產(chǎn)55萬噸/年聚烯烴產(chǎn)品。在當前光伏裝機量快速增長的市場背景下，光伏級EVA即EVA粒子需求旺盛，公司具有順應市場需求生產(chǎn)光伏級EVA的能力。而未來若EVA價格下降、生產(chǎn)EVA毛利變薄時，公司又可停止加入醋酸乙烯選擇只生產(chǎn)聚乙烯。建立起EVA-PE之間的柔性聯(lián)產(chǎn)機制。此外，公司內(nèi)蒙古煤制烯烴項目計劃實現(xiàn)1000噸煤炭資源配套，有望進一步壓降成本。根據(jù)公司2021年度業(yè)績說明會表述，公司將參與內(nèi)蒙古鄂爾多斯納林河1000萬噸/年煤炭資源的招拍掛，內(nèi)蒙古自治區(qū)自然資源廳正在對擬通過招拍掛方式出讓煤礦進行井田煤炭資源儲量的核實報告編制，待儲量核實報告評審備案后，將由自然資源廳委托開展礦業(yè)權(quán)出讓收益評估，評估結(jié)束后將開展掛牌工作。在公司可以摘牌該礦區(qū)煤炭資源的情況下，可以實現(xiàn)原料端成本的進一步下降。低碳降耗：后碳中和時代，公司有望持續(xù)引領行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型從“能耗雙控”到“碳排放雙控”，降碳能力將決定長期發(fā)展權(quán)“能耗雙控”，即能源消費總量及強度控制，是到目前為止中央及各省市管理約束高能耗、高碳排工業(yè)的主要形式?！澳芎碾p控”最早于黨的十八屆五中全會中提出。在綜合考慮經(jīng)濟增長和能源消費彈性變化趨勢的情況下，“十四五”規(guī)劃《綱要》將單位GDP能源消耗降低目標值設定為13.5%。目前“能耗雙控”仍是國家及地方政府管理約束高耗能行業(yè)的重要抓手。2021年中，首先是國家發(fā)改委發(fā)布《2021年上半年各地區(qū)能耗雙控目標完成情況晴雨表》，對青海、寧夏、廣西等多省份發(fā)布能源強度/能源消費總量的一級預警。各省份因此在21年下半年開啟了高耗能行業(yè)的大規(guī)模限制。如同我們事后所看到的那樣，這相當程度上促成了高能耗行業(yè)更加嚴厲的產(chǎn)業(yè)政策和更加嚴格的開工限制。而在“雙碳”目標指引下，長期看，我國勢將逐步從“能耗雙控”向“碳排放雙控”轉(zhuǎn)變。2021年12月，中央經(jīng)濟工作會議首次提出，需要創(chuàng)造條件盡早實現(xiàn)能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉(zhuǎn)變，并且新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制。為實現(xiàn)2030年單位GDP二氧化碳排放比2005年下降65%以上的新承諾目標，“十四五”規(guī)劃《綱要》將單位GDP二氧化碳排放降低目標設定為18%。2021年10月24日，中共中央國務院發(fā)布了《關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的的意見》，《意見》作為“1+N”政策體系中的“1”，是黨中央對碳達峰碳中和工作進行的系統(tǒng)謀劃和總體部署，覆蓋碳達峰碳中和兩個階段，是管總管長遠的頂層設計。在總體部署的指導下，各地將有序推進碳達峰和碳中和，防止運動式“減碳”的出現(xiàn)。煤化工行業(yè)碳排放水平較高，未來，降碳能力將決定煤化工及其他大化工企業(yè)的長期發(fā)展權(quán)。化工產(chǎn)品的生產(chǎn)過程中，主要碳排放來源為電、蒸汽和生產(chǎn)工藝不可避免產(chǎn)生的二氧化碳。以環(huán)評報告和行業(yè)標準為參照，對全部基礎化工產(chǎn)品生產(chǎn)的碳排放進行計算，可以看出煤制乙二醇、煤制甲醇和煤制烯烴的單噸碳排放和萬元GDP碳排放均較高。在碳排放強度控制逐步嚴格的趨勢下，缺少降碳手段，降碳能力弱的煤化工企業(yè)不僅新增產(chǎn)能面臨較大阻力，現(xiàn)有產(chǎn)能也會受到限產(chǎn)壓力，只有不斷提升降碳能力，企業(yè)才能有穩(wěn)定發(fā)展的空間。布局前瞻、稟賦突出，公司引領行業(yè)降碳步伐目前，煤制烯烴過程的碳排放，除動力系統(tǒng)產(chǎn)生外，其過程碳排主要來自于煤制甲醇中的變化環(huán)節(jié)（灰氫補氫環(huán)節(jié)）：1.煤的氣化環(huán)節(jié)需要用空分裝置分離出高純度氧氣與煤炭發(fā)生氧化反應，高純度氧氣需要大規(guī)模的空分裝置制取，驅(qū)動空分裝置的鍋爐燃燒燃料煤將產(chǎn)生大量二氧化碳。2.煤在氣化后產(chǎn)生的粗煤氣中氫碳比較低，無法滿足甲醇合成需要達到的約2.0的氫碳比，因此需要將粗煤氣中的一氧化碳與水發(fā)生水煤氣反應制取更多氫氣，反應的同時會產(chǎn)生大量二氧化碳。而如果取消變換環(huán)節(jié)，改為從外界補充清潔能源制備的氫氣（即綠氫補氫）的情況下，煤制甲醇環(huán)節(jié)理論上可以實現(xiàn)近零碳排放。根據(jù)孟文亮等的《綠氫重構(gòu)的粉煤氣化煤制甲醇近零碳排放工藝研究》，通過足量補充氧氣和氫氣，煤制甲醇過程可以省去空分裝置和水煤氣變換單元。根據(jù)模擬結(jié)果，新工藝極大的減少了總能耗和二氧化碳排放規(guī)模，在考慮煤制甲醇過程中的粗合成氣熱量回收的情況下，傳統(tǒng)煤制甲醇工藝的二氧化碳排放量為2.498噸/噸甲醇，新工藝的二氧化碳排放量僅為0.064噸/噸甲醇；在不考慮熱量回收的情況下，傳統(tǒng)工藝的二氧化碳排放量為3.135噸/噸甲醇，新工藝的二氧化碳排放量僅為0.349噸/噸甲醇。由于省去了水煤氣反應，新工藝的碳元素利用率大幅提升，由傳統(tǒng)工藝的41.50%提升至95.77%。寶豐的降碳優(yōu)勢之一——提前布局、長遠規(guī)劃公司前瞻性地在光伏發(fā)電、綠氫領域布局，并遠見卓識地制定了未來綠氫項目的長遠規(guī)劃。寶豐集團于2016年在寧夏銀川投資46億元建設700MW光伏發(fā)電項目，該項目是當時全球規(guī)劃最大的單晶光伏電站；公司2019年開工建設寧東90MWp分布式光伏發(fā)電項目，并于2020年1月實現(xiàn)并網(wǎng)發(fā)電；公司2020年4月開工建設“200MW分布式光伏發(fā)電及2萬標方/小時電解水制氫儲能及綜合應用示范項目”一期工程，2021年4月第一批10臺電解槽投入運行，剩余20臺電解槽預計2022年4月初正常運行；2021年4月，公司投資10億元設立全資氫能子公司，以在光伏制氫領域進行持續(xù)研發(fā)投入及項目建設。公司于2020年4月開工建設的“200MW分布式光伏發(fā)電及2萬標方/小時電解水制氫儲能及綜合應用示范項目”被國家能源局列為國家級示范項目，根據(jù)環(huán)評報告，一期項目年產(chǎn)8760Nm3氫氣耗電53000萬kWh/年，同期建設的太陽能光伏發(fā)現(xiàn)項目年均上網(wǎng)電量15006萬kWh/年。公司規(guī)劃日間采用自建的光伏電站為電解水制氫供電，夜間采用廠區(qū)電網(wǎng)的外購電力，假設光伏發(fā)電的15006萬kWh均為電解水自用，根據(jù)公司公告的外購電價和光伏發(fā)電成本，公司太陽能發(fā)電項目每年可以為公司節(jié)省成本約4201.8萬元。公司計劃自2022年起，每年增加綠氫產(chǎn)能3億標方，最終實現(xiàn)完全的“綠氫”代替“灰氫”。根據(jù)公司內(nèi)蒙古煤制烯烴項目的環(huán)評報告，公司計劃十年內(nèi)每年新增補充約2.5億方氫氣、1.26億方氧氣，通過綠氫的補充減少二氧化碳排放并提高原料煤中碳元素利用率，并最終實現(xiàn)完全的“綠氫”代“灰氫”。理論上，綠氫方案的碳減排至少可達到將煤制烯烴的碳排降低2/3左右。在煤制烯烴的工藝中，“過程碳排”，也即前文提到的灰氫補氫（或稱碳轉(zhuǎn)換）環(huán)節(jié)的碳排放占比可達到約2/3，那么理論上如果實現(xiàn)完全的綠電-綠氫方案代替灰氫生產(chǎn)，那么至少可以使得全工藝流程的碳排放縮減到原先的1/3甚至更少。此外，受綠電支持的動力系統(tǒng)也將大幅減少傳統(tǒng)動力煤燃燒產(chǎn)生的碳排。公司降碳減碳布局在煤化工企業(yè)中保持領先，是可比大型煤化工/石油化工企業(yè)中，目前唯一能夠拿出完整碳中和方案的企業(yè)。下表中我們梳理所有可比的煤化工/石化企業(yè)的碳中和布局，可以明顯看到寶豐的規(guī)劃前瞻且全面。其他煤炭、煤化工領域代表性企業(yè)如中煤能源、華魯恒升、魯西化工的具體降碳行動仍較少，也尚未制定明確的碳中和規(guī)劃，目前更多的行動集中于降低能耗和提升效率?？偟膩砜?，寶豐的降碳布局在煤化工企業(yè)中保持領先。寶豐的降碳優(yōu)勢之二——政策支持、秉賦突出以內(nèi)蒙煤制烯烴項目為例，為大型煤化工項目配套光伏電站-電解制氫，需要大面積土地，如實現(xiàn)完全的碳中和，所需建設規(guī)模遠超生產(chǎn)裝置自身的規(guī)模。公司在寧東能源化工基地建設的太陽能電解制氫儲能及應用示范項目包括8760萬Nm3/年的綠氫和15006.43萬kWh/年的光伏發(fā)電，公司內(nèi)蒙古煤制烯烴項目計劃十年內(nèi)累計建設25.15億Nm3/年的綠氫產(chǎn)能。根據(jù)寧東示范項目的電解水制綠氫耗電量和光伏發(fā)電量，假設內(nèi)蒙古綠氫項目按寧東示范項目標準配套建設光伏電站，則需68.9平方公里土地；若假設儲能設施建設完備，內(nèi)蒙古綠氫項目所需綠電完全由自建光伏供給，則需243.34平方公里土地。如此大面積的用地需求，用地價格將對公司投資規(guī)模產(chǎn)生巨大影響。公司在鄂爾多斯建設光伏電站將享受明顯的（1）土地資源優(yōu)勢；（2）日照時長優(yōu)勢。歷史上，大型地面光伏電站的土地使用成本基本在500元/畝左右。目前西部省份的光伏用地租金大部分在200-300元/畝左右，中東部的湖北、湖南租金約600元/畝左右，東部的山東、江蘇、河北等地區(qū)土地租金則高達700-800元/畝。特別是由于西部存在大量的采煤沉降區(qū)，光伏可用土地資源充足，企業(yè)可以以非常便宜的價格拿地。同時，西部地區(qū)如寧夏北部、內(nèi)蒙古南部年日照時數(shù)和太陽能年輻射量在國內(nèi)處于領先地位。低用地價格、充足的土地資源和高日照時長使得西部地區(qū)建設光伏電站具有顯著的成本優(yōu)勢，在企業(yè)可以自行消納大部分光伏發(fā)電量的情況下，西部地區(qū)光伏并網(wǎng)難得劣勢也被縮小。“風光大基地“建設強化西部地區(qū)綠電資源和基礎設施優(yōu)勢。風光大基地是我國推進碳達峰碳中和進程的重要國家戰(zhàn)略。首批風光大基地項目名單于2021年12月公布，規(guī)劃了50個項目共97.05GW的裝機容量，其中陜甘青寧新疆內(nèi)蒙西北六省項目總數(shù)占比超6成，第二批項目名單于2022年2月公布，規(guī)劃到2030年，在庫布齊、烏蘭布和、騰格里、巴丹吉林沙漠等沙漠和戈壁建設風光電基地裝機容量約455GW。在風光電站建設的同時，儲能設備、并網(wǎng)輸送線路等配套基礎設施建設也將逐步展開。”十四五“和”十五五“時期規(guī)劃建設的風光基地裝機容量中分別有50GW和90GW需要本地消納，因此公司可以減少綠氫項目配套的光伏電站建設，利用當?shù)貎δ茉O備、并網(wǎng)輸送線路等更完備的基礎設施體系，能夠獲得充足穩(wěn)定的綠電來源。隨著技術進步和規(guī)模效應提升，長期看公司降碳成本有望顯著下行目前我國氫氣來源仍以煤制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫為主，2020年煤制氫占氫氣供給的62%，天然氣制氫和工業(yè)副產(chǎn)制氫占比分別為19%和18%，而電解水制氫在氫氣供給中僅占1%。在碳達峰碳中和目標的推進下，我國氫氣需求量將以逐漸提升的速度增長，2020年我國氫氣需求量為3342萬噸，根據(jù)中國氫能聯(lián)盟的預測，到2030年，我國氫氣年需求量將達到3715萬噸，在終端能源消費中占比達到5%。到2060年，我國氫氣年需求將達到1.3億噸左右，在終端能源消費中占比約20%。從制氫工藝上看，目前煤制氫、天然氣制氫工藝比較成熟，而電解水制氫近年來才逐漸實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化，技術仍在發(fā)展中。對不同工藝制氫的成本進行拆分，發(fā)現(xiàn)煤制氫和天然氣制氫路線的成本主要來源于原材料，原料煤和天然氣價格波動對煤制氫和天然氣制氫的成本影響較大。電解水制氫分為堿性水電解（AWE）、質(zhì)子交換膜水電解（PEM）、固體氧化物水電解（SOEC）等技術路線，從目前研究較多的AWE路線和PEM路線進行分析，發(fā)現(xiàn)耗電成本在電解水制氫成本中占比超過70%，電解水制氫的成本基本取決于工藝的耗電量和電價。在假設煤價800元/噸、天然氣價格3.365元/m3、工業(yè)用電價格0.56元/kWh、光伏自發(fā)電成本0.342元/kWh的情況下，估算煤制氫、天然氣制氫、AWE路線灰電制綠氫、AWE路線綠電制綠氫、PEM路線綠電制綠氫的單位氫氣成本分別為1.162元/m3、1.445元/m3、2.963元/m3、1.916元/m3、2.083元/m3。從經(jīng)濟性角度考慮，目前電解水制氫的成本仍明顯高于煤制氫和天然氣制氫的成本。目前電解水制氫技術主要有堿性水電解（AWE）、質(zhì)子交換膜水電解（PEM）、固體氧化物水電解（SOEC）三種。三種電解水制氫技術的反應原理不同：AWE技術中水在陰極析出氫氣和氫氧根；PEM技術的水在陽極分解產(chǎn)生氧氣、氫離子和電子，然后電子和氫離子在陰極結(jié)合析出氫氣；SOEC的水蒸氣分子在陰極-電解質(zhì)界面處解離形成氫氣和氧離子。從技術特征來看：AWE技術相對更成熟，已在國內(nèi)外實現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化生產(chǎn)；PEM的技術比AWE設備更緊湊、電流密度更大、氫氣純度更高且能耗更低，但受制于設備成本較高、壽命較低、實際電解效率目前遠低于理論效率，目前PEM技術在國外初步實現(xiàn)商業(yè)化生產(chǎn)，但在國內(nèi)仍處于實驗階段；SOEC技術目前面臨電解槽耐久性低、電解效率低等問題，目前國內(nèi)外都處于