寶豐能源研究報告：時代分岔口的寶豐能源時代分岔口的煤化工行業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，彼時公司已經提出了內蒙項目的明確規劃，我們在此篇報告更加深入地論述了公司的深厚成本優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濟形式的快速變化，整個能化行業也出現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。而現代煤化工的發展，以及以寶豐能源為代表的優質煤化工企業的發展。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，那么碳中和的推進從長期看必然意味著煤化工行業供給端的重塑；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模、發達煤化工工業的國家，其發展立足于我國“富煤、貧油、少氣”的特點，對于我國的工業發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“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，中西部地區煤炭產量較高，但由于煤炭下游化工品在人口更密集、經濟更發達的東部地區擁有更大市場。以山東為代表的東部省份煤炭消費量顯著大于原煤產量，2019年山東省原煤產量和煤炭消費量缺口達到3.12億噸。西部地區原煤產量存在盈余，而東部地區則存在原煤供給缺口，造成了我國西煤東運的煤炭行業格局。“雙碳”背景下，新增煤礦產能批復趨嚴，且原煤產量增長完全依賴中西部主產區。“雙碳”之后，全國范圍內新增煤礦產能批復更加嚴格，需以合法在籍的煤礦關閉退出進行產能置換才可新建，2020年和2021年，國家能源局批復的煤礦產能規模大幅下降，2021年僅批復新增產能920萬噸。而分省份來看，2016年以來全國原煤產量保持增長趨勢，但主要產煤省陜西、山西、寧夏、新疆和內蒙古以外的省份原煤產量則逐年下降，從2016年的9.7億噸下降到2021年的7.3億噸，東西部的原煤產量差距持續擴大，東部地區煤電、煉焦、煤化工等企業的原煤需求更加依賴中西部產煤省。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，煤炭供給與煤礦產能接近，價格為“坑口價+少許運費”；東部用煤企業因當地煤礦產能不足，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，疫情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，因此對東部企業來說，煤炭供給并不僅是坑口產能，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《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“無煤可買”的現象，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，國家發改委出臺了一系列政策限制煤炭價格、保證煤炭供應，從發改委2022年5月9日披露的7省區煤炭出礦環節中長期和現貨交易價格合理區間來看，假設各地長協煤和市場煤均按區間上限價格交易，東部具有代表性的港口秦皇島港港口價與西部山西、陜西、內蒙古煤價相比價差均超過200元/噸，現貨價差均超過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+營商環境改善，同樣有助于西部煤化工的后發崛起四大煤化工基地集群發展，產業政策支持下資金、資源更易獲取。國家發改委和工信部在2017年3月22日下發的《現代煤化工產業創新發展布局方案》中，規劃了內蒙古鄂爾多斯、陜西榆林、寧夏寧東和新疆準東4個現代化煤化工產業示范區。四大煤化工基地的大型煤化工企業重點建設項目，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，根據山東省生態環境廳起草的《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、醋酸等行業的上游初加工、高耗能高排放環節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。四大煤化工基地與十四大煤炭生產基地相互協調、融合發展。國務院2014年發布的《能源發展戰略行動計劃（2014-2020）》明確了我國的14個億噸級大型煤炭基地。2020年，這14個煤炭基地的產量占全國的96.6%，4大煤化工基地均與附近的煤炭生產基地相對應。寧夏寧東、內蒙古鄂爾多斯和陜西榆林構成我國能源化工“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”開發已上升為國家發展戰略，對提升國家能源安全保障水平，促進區域協調、健康、可持續發展等具有重要的戰略意義。營商環境而言，隨著市場經濟的逐步發展，中西部地區也在快速改善。陜西、寧夏營商環境綜合發展水平增速快于東部地區平均增速。營商環境是企業運營所面臨的外部環境，營商環境的改善與經濟的發展速度和發展質量密切相關。邱康權等的《中國營商環境綜合發展水平的測度、地區差異與動態演變研究》從金融環境、市場環境、政務環境、創新環境等多個方面對我國各省的營商環境綜合發展水平進行量化評分，結果顯示，東部地區營商環境得分總體較高，與其他地區相比保持領先，但西部地區中陜西、寧夏等省份營商環境得分增速較快，2010-2018年，東部地區、陜西、寧夏的營商環境得分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崛起：我國煤炭年產量最高的四個省份分別是內蒙古、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往往依托華東/華南活躍的經濟環境，包括完善的產業鏈配套、良好的營商環境和人才市場，拓展新型煤化工產品，通過生產附加值更高的煤化工產品、布局更多元化的產業鏈、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更適合走第二條路徑，主要依托西北/中部當地優質低價的煤炭、土地資源優勢和政策傾斜，發展市場空間大、煤炭單耗高的煤化工產品，依靠成本端（原料、公用工程和固定資產投資）的剛性優勢尋求超額收益。多年以來，我國優質煤化工企業以東部企業為主。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，煤化工行業的西進運動有望提速。而作為其中的優質代表，寶豐能源有望獲取愈發突出的相對競爭優勢。產品端：以成本中樞的下移對抗烯烴價格中樞的下移產能擴張大于需求增速，烯烴價格中樞仍存下降趨勢國內而言，聚烯烴雖仍有進口依賴，但不可否認產能在快速補充，趨勢上在逐步填充進口缺口。從2022-2025年聚烯烴預計新增產能結構來看，采用石腦油裂解工藝的產能占比仍然最高，但煤制烯烴路線產能占比有提升趨勢。與石腦油裂解路線相比，煤制烯烴項目產能一般較小，但僅寶豐內蒙古鄂爾多斯項目就可做到300萬噸/年聚烯烴產能（暫不考慮二期項目）。預計2022-2025年，我國聚乙烯、聚丙烯新增產能分別達到1062萬噸/年和830.5萬噸/年。產能結構上看，我國聚乙烯產能仍以油頭為主，2020年油頭聚乙烯約占我國聚乙烯產能的76%；聚丙烯的產能結構更加多樣，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，煤頭產能增速提速，使得煤頭在產能結構中占比也不斷提升，同時也在逐步開始彌補進口缺口。2021年，伴隨行業需求增速下行，年度聚烯烴產能缺口縮小，其中聚乙烯、聚丙烯產能缺口分別為1329.7萬噸和78.19萬噸。全球而言，雖然新增產能大頭集中在中國，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，除了美國因乙烷產量大幅增長而有比較多的PE產能新增外，全球聚烯烴產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能增速也將總體上大于需求增速。預計2019-2024年全球PE、PP產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的富余產能分別達到2794萬噸和2513萬噸，相比目前規模也會有所提升。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，聚烯烴產品價格中樞或仍將有下降趨勢。從傳統上看，國際原油油價與聚烯烴價格相關性相關較大，相關系數達到0.8以上。在全球地緣政治緊張、大型傳統能源企業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，一方面聚烯烴行業供需趨勢上將變得更加寬松，一方面是國內煤頭企業產能擴張、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成本曲線陡峭、成本壓降空間很大區別于油頭路線，煤化工的成本結構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構中，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煤國，建設在煤炭生產基地附近的煤化工企業可以獲得更充足、低價的原煤資源，使得不同煤化工企業的原料煤成本差異也較大。行業成本曲線陡峭，同時也意味著煤化工企業有充分的可能性不斷壓低全流程生產成本。既然成本結構中絕大部分均為可變成本，很顯然在優秀管理層的帶領下，煤化工企業是有可能通過持續的生產工藝、產品結構升級，來持續全流程生產成本。以下，我們將以行業優質白馬華魯恒升為例，講述煤化工企業持續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產，歷經十余年打造成本護城河華魯恒升作為行業公認的煤化工白馬，其在成本上最大的優勢之一，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不同的爐型繼續細分。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，碳轉化率、能耗、環保性能均較差。改良固定床、流化床和氣流床工藝較UGI固定床更優，且各有不同優勢。華魯恒升2004年即投建由華東理工大學等自主研發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。先進的煤氣化裝置為公司帶來顯著的成本優勢，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，根據華魯恒升

一季度經營數據公告，公司一季度原料煤成本在805-1270元/噸，而根據百川盈孚的數據，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勢。公司除了逐步擴建新生產項目，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，力爭盡可能實現高效、低耗、清潔生產。高起點疊加持續的技改投入，公司煤氣化成本優勢得到了鞏固。此外，華魯恒升擁有獨特的“一頭多線、柔性聯產”產業鏈結構，豐富的產品線充分協調，充分熨平單產品的價格風險。公司幾乎全部產品均為煤化工產品，除煤炭外僅需外購苯及少量丙烯。公司將煤炭經氣化裝置轉化為合成氣，然后具有選擇性的利用合成氣生產多種產品，包括肥料（尿素）、DMF、醋酸、醋酐、乙二醇、己二酸、己內酰胺、丁辛醇等。公司產品生產靈活調整、自主選擇性強，比如在2017年尿素價格較低時，公司肥料產品產能僅開62%，剩余的中間產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能滿負荷生產。通過調整產品生產，公司可以最大程度上規避市場風險，做到收益最大化。先進煤氣化裝置和柔性聯產使得公司盈利能力高度穩健，遠超行業一般水平。傳統煤化工行業是典型的周期性行業，經營狀況隨行業景氣程度的變化劇烈波動，而典型的煤化工企業華魯恒升則表現突出。將華魯恒升與另外兩家規模較大的煤化工上市企業魯西化工、陽煤化工對比分析，發現其毛利率和ROE指標保持上升趨勢并持續領先，即使在行業筑底、產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。可以說明，公司的柔性多聯產和持續的技術改造賦予其跨越周期、領先行業的強大盈利能力。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，前兩項技術的發展已經較為成熟且穩定，如行業內新建煤化工產能基本均采用氣流床的煤氣化工藝。不同企業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、埃克森美孚

Mobil技術、魯奇LurgiMTP技術。國內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工業試驗，神華包頭煤化工分公司2010年實現了全球首套百萬噸級DMTO商業工廠的運營。大連化物所DMTO技術記為公司所采用的煤制烯烴技術路線，目前已經過一輪產業化迭代（即DMTO-Ⅱ），產品收率明顯提升。DMTO工藝的反應原理為：原料甲醇在氣化狀態下受流化狀態下的催化劑催化部分轉化為二甲醚，甲醇再與二甲醚相繼轉化為低碳烯烴。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，持續壓低甲醇單耗。內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合，快速流化床反應器技術一方面提高了單套裝置的產能，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的停留時間，抑制了結焦等副反應，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。而公司的內蒙古400萬噸煤制烯烴項目將成為國內首個應用DMTO三代技術的產業化項目，根據項目三期環評，項目甲醇單耗預計將下降至2.65，大幅低于寧夏現有的兩期項目。未來公司煤制烯烴的原料成本有望持續下降。其二，與華魯同理，圍繞煤氣化裝置和工藝路線的持續技改，將持續加深公司的成本護城河。作為優秀的煤化工企業，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化操作參數，甲醇單耗（折精甲醇）2.852噸/噸，比上年同期降低0.033噸/噸，再創行業最好水平；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，持續保持行業低水平。其三，寧夏三期及此后項目向高附加值新材料延伸、并完善柔性聯產。公司的寧夏三期煤制烯烴項目規劃50萬噸/年煤制烯烴產能和50萬噸/年C2-C5回煉制烯烴產能。其中50萬噸/年煤制烯烴產能包括25萬噸/年EVA產能和31萬噸聚丙烯產能，生產流程為粉煤制150萬噸MTO級甲醇，然后以甲醇生產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55萬噸/年聚烯烴產品。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光伏級EVA的能力。而未來若EVA價格下降、生產EVA毛利變薄時，公司又可停止加入醋酸乙烯選擇只生產聚乙烯。建立起EVA-PE之間的柔性聯產機制。此外，公司內蒙古煤制烯烴項目計劃實現1000噸煤炭資源配套，有望進一步壓降成本。根據公司2021年度業績說明會表述，公司將參與內蒙古鄂爾多斯納林河1000萬噸/年煤炭資源的招拍掛，內蒙古自治區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權出讓收益評估，評估結束后將開展掛牌工作。在公司可以摘牌該礦區煤炭資源的情況下，可以實現原料端成本的進一步下降。低碳降耗：后碳中和時代，公司有望持續引領行業低碳轉型從“能耗雙控”到“碳排放雙控”，降碳能力將決定長期發展權“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、高碳排工業的主要形式。“能耗雙控”最早于黨的十八屆五中全會中提出。在綜合考慮經濟增長和能源消費彈性變化趨勢的情況下，“十四五”規劃《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的重要抓手。2021年中，首先是國家發改委發布《2021年上半年各地區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的大規模限制。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更加嚴厲的產業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”轉變。2021年12月，中央經濟工作會議首次提出，需要創造條件盡早實現能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變，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，中共中央國務院發布了《關于完整準確全面貫徹新發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。煤化工行業碳排放水平較高，未來，降碳能力將決定煤化工及其他大化工企業的長期發展權。化工產品的生產過程中，主要碳排放來源為電、蒸汽和生產工藝不可避免產生的二氧化碳。以環評報告和行業標準為參照，對全部基礎化工產品生產的碳排放進行計算，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不僅新增產能面臨較大阻力，現有產能也會受到限產壓力，只有不斷提升降碳能力，企業才能有穩定發展的空間。布局前瞻、稟賦突出，公司引領行業降碳步伐目前，煤制烯烴過程的碳排放，除動力系統產生外，其過程碳排主要來自于煤制甲醇中的變化環節（灰氫補氫環節）：

1.煤的氣化環節需要用空分裝置分離出高純度氧氣與煤炭發生氧化反應，高純度氧氣需要大規模的空分裝置制取，驅動空分裝置的鍋爐燃燒燃料煤將產生大量二氧化碳。2.煤在氣化后產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生水煤氣反應制取更多氫氣，反應的同時會產生大量二氧化碳。而如果取消變換環節，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，煤制甲醇環節理論上可以實現近零碳排放。根據孟文亮等的《綠氫重構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。根據模擬結果，新工藝極大的減少了總能耗和二氧化碳排放規模，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，由傳統工藝的41.50%提升至95.77%。寶豐的降碳優勢之一——提前布局、長遠規劃公司前瞻性地在光伏發電、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劃。寶豐集團于2016年在寧夏銀川投資46億元建設700MW光伏發電項目，該項目是當時全球規劃最大的單晶光伏電站；公司2019年開工建設寧東90MWp分布式光伏發電項目，并于2020年1月實現并網發電；公司2020年4月開工建設

“200MW分布式光伏發電及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研發投入及項目建設。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，根據環評報告，一期項目年產8760Nm3氫氣耗電53000萬kWh/年，同期建設的太陽能光伏發現項目年均上網電量15006萬kWh/年。公司規劃日間采用自建的光伏電站為電解水制氫供電，夜間采用廠區電網的外購電力，假設光伏發電的15006萬kWh均為電解水自用，根據公司公告的外購電價和光伏發電成本，公司太陽能發電項目每年可以為公司節省成本約4201.8萬元。公司計劃自2022年起，每年增加綠氫產能3億標方，最終實現完全的“綠氫”代替“灰氫”。根據公司內蒙古煤制烯烴項目的環評報告，公司計劃十年內每年新增補充約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（或稱碳轉換）環節的碳排放占比可達到約2/3，那么理論上如果實現完全的綠電-綠氫方案代替灰氫生產，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也將大幅減少傳統動力煤燃燒產生的碳排。公司降碳減碳布局在煤化工企業中保持領先，是可比大型煤化工/石油化工企業中，目前唯一能夠拿出完整碳中和方案的企業。下表中我們梳理所有可比的煤化工/石化企業的碳中和布局，可以明顯看到寶豐的規劃前瞻且全面。其他煤炭、煤化工領域代表性企業如中煤能源、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劃，目前更多的行動集中于降低能耗和提升效率。總的來看，寶豐的降碳布局在煤化工企業中保持領先。寶豐的降碳優勢之二——政策支持、秉賦突出以內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，如實現完全的碳中和，所需建設規模遠超生產裝置自身的規模。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/年的光伏發電，公司內蒙古煤制烯烴項目計劃十年內累計建設25.15億Nm3/年的綠氫產能。根據寧東示范項目的電解水制綠氫耗電量和光伏發電量，假設內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模產生巨大影響。公司在鄂爾多斯建設光伏電站將享受明顯的（1）土地資源優勢；（2）日照時長優勢。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，光伏可用土地資源充足，企業可以以非常便宜的價格拿地。同時，西部地區如寧夏北部、內蒙古南部年日照時數和太陽能年輻射量在國內處于領先地位。低用地價格、充足的土地資源和高日照時長使得西部地區建設光伏電站具有顯著的成本優勢，在企業可以自行消納大部分光伏發電量的情況下，西部地區光伏并網難得劣勢也被縮小。“風光大基地“建設強化西部地區綠電資源和基礎設施優勢。風光大基地是我國推進碳達峰碳中和進程的重要國家戰略。首批風光大基地項目名單于2021年12月公布，規劃了50個項目共97.05GW的裝機容量，其中陜甘青寧新疆內蒙西北六省項目總數占比超6成，第二批項目名單于2022年2月公布，規劃到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，利用當地儲能設備、并網輸送線路等更完備的基礎設施體系，能夠獲得充足穩定的綠電來源。隨著技術進步和規模效應提升，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副產氫為主，2020年煤制氫占氫氣供給的62%，天然氣制氫和工業副產制氫占比分別為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，根據中國氫能聯盟的預測，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產業化，技術仍在發展中。對不同工藝制氫的成本進行拆分，發現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，發現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、工業用電價格0.56元/kWh、光伏自發電成本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生氧氣、氫離子和電子，然后電子和氫離子在陰極結合析出氫氣；SOEC的水蒸氣分子在陰極-電解質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，已在國內外實現大規模工業化生產；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商業化生產，但在國內仍處于實驗階段；SOEC技術目前面臨電解槽耐久性低、電解效率低等問題，目前國內外都處于實驗階段。隨著技術的不斷發展，未來電解水制氫的成本有下降空間。根據劉瑋等在《碳中和目標下電解水制氫關鍵技術及價格平準化分析》中的分析和判斷，在AWE技術方面，未來的研發方向是開發高活性析氫、析氧催化電極，研發能夠克服編制結構隔膜經緯線間空隙大缺點的功能涂層材料，優化電解槽流場結構設計等；在PEM技術方面，未來的研發方向是研究低擔載量貴金屬納米催化劑、催化劑宏量制備技術以降低催化劑成本，研究催化劑中毒失活機理及關鍵影響因素以提高催化劑的壽命，優化極板及集流體設計等。目標到2025年實現高效長壽命的堿性水電解制氫技術和高效低成本兆瓦級質子交換膜電解水制氫技術，到2030年實現可再生能源制氫場景下