财路哥（报告出品方/分析师：国泰君安证券 孙羲昱 杨思远 薛阳）
1. 西北煤化工龙头，业绩稳步增长
宁夏宝丰能源集团股份有限公司是国内领先的煤化工龙头企业，公司位于中国能源“金三角”的宁东国家级能源化工基地核心区。公司致力于打造高端煤基新材料循环产业集群，实现煤炭资源高效清洁利用。
公司成立于 2005 年 11 月 2 日，注册资本 10000 万元，于 2013 年 12 月 17 日整体变更为股份公司，2019 年 5 月 16 日于上交所首次公开发行上市，实现净募资 80 亿元。
宁夏宝丰集团有限公司为公司控股股东，实际控制人为董事长党彦宝先生，截止 2022Q3，实际控制人直接和间接累计控制公司 70.37%股权，整体控制权集中。
从传统煤化工迈向新型煤化工。
公司成立于 2005 年，初期主要产品为焦炭、纯苯、改质沥青，2013 年之后开始向新型煤化工领域转型，2013 年公司收购东毅环保布局甲醇产能，2014 年焦化废气综合利用制烯烃项 目投产将产业链拓展至烯烃，实现传统煤化工向新型煤化工的转变。公司一期烯烃项目于 2014 年 11 月全部建成投产。
2016 年碳四深加工项目投产，实现“煤-焦-气-化”一体化产业链。2020 年公司焦炭气化制 220 万吨甲醇和二期烯烃项目全部建成投产，公司形成 400 万吨/年焦炭、440 万吨/年甲醇和 120 万吨/年烯烃产能；2021 年 240 万吨/年的红四煤矿取 得《安全生产许可证》并正式投入生产，2022 年公司收购宁夏红墩子煤业 40%股权，煤矿资源控制力进一步提升。
2022 年 11 月份内蒙 300 万吨/年煤制烯烃项目获得环评批复。根据公司年报及可行性报告，预计公司宁东三期 100 万吨/年煤制烯烃以及配套 EVA，苯乙烯装置将与 2023 年下半年陆续投产；内蒙基地 300 万吨/年煤制烯烃一期项目预计于 2024 年下半年投产。
此外，公司面向“碳中和”前瞻布局绿氢绿电，于 2019 年起着手建设太阳能电解水制氢项目，2021 年 4 月“国家级太阳能电解水制氢综合示范项目”在宁东基地投产，每小时可电解制氢 3 万标方；公司计划自 2022 年起，每年增加绿氢产能 3 亿标方，预计 2045 年实现完全的“绿氢”代替“灰氢”的“碳中和”目标。
公司自上而下布局煤-焦-气-化”一体化产业链，产品布局 C2-C5 各类精细化工产品，通过集约化运营和高效管理，公司吃干榨净原材料并实现了资源的高效综合利用。
图 2 宝丰能源主要产品为焦炭、聚烯烃、精细化学品等
公司依托宁东煤田构建丰富煤炭资源储备，2022 年公司拥有马莲台煤矿、四股泉煤炭、红四煤矿合计 720 万吨/年产能，此外具备 700 万吨/年焦炭，440 万吨/年甲醇，120 万吨/年烯烃产能。
2022 年底，公司收购红墩子煤矿 40%股权，预计将在 2023，2024 年分别新增 96 万吨，192 万吨产能，此外丁家梁煤矿预计于 2024 年投产，该煤矿具备 90 万吨/年产能，2023 年起公司煤炭资源控制力进一步提升。
烯烃以及焦化部分是公司收入和毛利的主要贡献。
公司2022Q3实现营收214.85亿元，同比+YoY32.66%，归母净利53.73亿元，同比+YoY1.02%。烯烃以及焦化产品是公司收入和毛利主要贡献。2022H1 烯烃业务实现收入 54.50 亿元，贡献收入占比 37.86%，焦化产品实现收入 61.96 亿元，占比为 43.04%。
2021 年公司焦化产能扩至 400 万吨，2021 年起焦化板块毛利贡献超过烯烃板块。2021 年焦化和烯烃毛利贡献占比分别为 52.43%和 37.85%。
从毛利率看，2016-2021 年焦化产品毛利率逐步提升，烯烃随 2021 年随下游需求回落毛利率出现下滑。
2. 公司集约建设，高效管理，成本优势凸显
2.1. 煤制烯烃为重要生产路线，补足国内缺口
烯烃是重要的国民工业原料，从终端下游消费来看，PE 及 PP 与国民消费的各个领域密切相关。
煤制烯烃的下游配套一般以聚乙烯（PE），聚丙烯（PP）为主。相较 CTO 而言，MTO 装置产品更多。包括 MEG、环氧 乙烷、PVC、EVA 等。
2022 年聚乙烯/聚丙烯进口 1274/293 万吨。
根据卓创咨询，2022 年中国 聚乙烯 PE、聚丙烯 PP 树脂表观消费为 3713 万吨、3191 万吨，同比+YoY0.41%和+YoY4.62%，2018-2022 五年的表观消费量复合增速分别 为 4.61%和 5.96%。PE 和 PP 的自给率分别为 63.73%和 90.81%。
虽然通过 2020 年起聚烯烃产能的集中投放后供需缺口较前期有所缓解，但供给缺口仍然存在，进口聚乙烯量依旧占消费量的三成。目前中东地区仍是进口聚乙烯主要来源，前三大进口来源国分别为沙特、伊朗和阿联酋。
煤制聚乙烯/聚丙烯分别占总产能 18%/25%。
从供给来看，2022年国内聚乙烯、聚丙烯产能分别为 2871 万吨、3394 万吨，2018-2022 五年 CAGR 分别为 9.63%和 8.63%，产能增速快行业表观消费量增速。其中，2022 年煤制聚乙烯产能为 547 万吨，占比为 18%；煤制聚丙烯产能 922 万吨，占比为 25.5%。
2020 年起聚丙烯/聚乙烯进入产能投放期。
2020 年起，国内聚烯烃进入产能集中投放期，根据卓创咨询统计，2022 年国内聚乙烯和聚丙烯的新增产能分别为 250 万吨和 308 万吨。根据当前规划，2023-2025 年聚乙烯新增产能达到 750 万吨，聚丙烯新增产能超过 1190 万吨。
与 PE 行业相比，PP 行业将面对更严峻的产品升级及产品结构挑战。高性能、特殊性能的产品，如高速拉伸 BOPP 膜、高端纤维等高端产品将更加具备竞争力。国内聚烯烃产能扩能提速，自给率提升。未来通用领域海外资源对国内市场冲击有限。高端及专用料等领域可能仍将维持部分海外进口。
图 15 2022-2025 年新增聚烯烃产能增速快
虽然国内聚烯烃行业自 2020 年起进入产能扩张期，但受限于 2022 年国际油价高企且波动加剧，油制烯烃大幅亏损，新装置投产速度放缓，且存量装置受亏损影响陆续停车检修，部分厂商陆续推迟投产进度。
在此背景下未来两年聚烯烃实际投产进度尚不清晰。
总结来看，煤制烯烃作为聚烯烃的主要工艺路线之一，将补足国内的烯烃缺口提高产品自给率。
我们认为聚烯烃未来将迎来产能的投放期，同时终端消费将保持稳定的增速。我们预计未来对产品进行深加工，生产高端及专用料产品，同时成本较低，规模较大，具备后发优势的装置将具备更强的竞争力和明显的竞争优势。
2.2. 中高油价下煤制烯烃或有成本优势
目前低碳烯烃的制取主要有三种工艺路线：一是石脑油制烯烃（油头），二是煤制烯烃（煤头），三是轻质化原料路线（如 PDH 以及乙烷裂解制乙烯，气头）。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。
煤制烯烃单位投资额高。
以 2019 年底建成的宝丰能源焦炭气化制 60万 吨/年烯烃项目为例，投资 152 亿元，生产 30 万吨聚乙烯、30 万吨聚丙 烯以及 40 万精甲醇。丙烷脱氢制烯烃以华泰盛富 70 万吨/年烯烃利用项目为例，总投资 61.26 亿元，双烯总产量 80 万吨/年。石油裂解制烯烃以黑龙江省龙油石油股份有限公司 550 万吨重油催化裂解项目为例，总投资约 79.5 亿元，可提供聚烯烃产能为 95 万吨/年。
三种工艺中，煤制烯烃的固定成本最高。煤制烯烃与油制烯烃的相对成本高低受油价与煤价影响。根据是否自产甲醇，煤制烯烃又可分为 MTO 和 CTO 路线，CTO 企业自产甲醇，而 MTO 企业外采甲醇。
以不同路线制取丙烯为例，同等规模的烯烃装置，PDH 与 MTO 投资低于 CTO 及石脑油裂解。装置折旧来看，CTO 折旧 成本较高。
而原料成本来看，当布伦特原油处于 40 美金/桶假设下，石脑油裂解制烯烃成本优势明显。若当煤炭综合采购价格在 450 元/吨左右，当油价开始超过 60 美金/桶时，煤制烯烃路线以及轻质化原料路线盈利能力开始逐步强于油头路线。
中西部地区 CTO装置成本在油价高波动时期优势佳。CTO自制甲醇大幅相较于外购甲醇具备成本优势，中西部西区煤炭资源丰富，煤制烯烃企业向上游衍生建设 CTO 装置在油价高波动周期具备成本优势。
未来两年油价中枢或高于市场预期，煤制烯烃或迎来机遇。
当前国内需求确定性复苏为原油价格带来支撑，2020 与 2021 年需求的低基数或已经消化掉经济放缓下对原油需求的拖累。原油供给国富余产能有限，在“碳中和”背景下生产国与原油消费国长期对立不支持油价大幅回落。
我们认为未来两年油价中枢或高于市场预期，根据敏感性分析，当原油价格高于 100 美元/桶时煤制烯烃具备绝对成本优势，在此背景下煤制烯烃成本优势明显。
2.3. 管理能力出众，构建煤制烯烃低成本护城河
公司自上而下集中布局“煤炭-焦化-甲醇-烯烃”产业链，一体化协同性强。公司甲醇制烯烃采用中科院大连化物所开发的甲醇经二甲醚制烯烃（DMTO）工艺，乙烯、丙烯收率高。
聚乙烯装置采用 UNIVETION 的 UNIPOL 气相流化床工艺，反应温度均匀，散热稳定，生产牌号丰富。
聚丙烯采用 INEOS 卧式双反应器串联工艺，能生产共聚，无规共聚，均聚等多种牌号聚丙烯产品，操作简便。
宝丰能源通过规模化、一体化、集约化建设以及精细化管理打造低成本优势并取得显著成效。
参考 2016~2019 年年报，宝丰能源的单位成本分别为 3987/4504/5054/4376 元/吨，神华包头的单位成本位 5688/6198/6250/5796 元/吨，宝丰能源单位成本较神华包头同比低
29.91%/27.34%/19.14%/24.49%。
拆分来看，以 2018 年为例，宝丰能源相较相较神华包头吨烯烃成本节省约 1196 元/吨，其中折旧摊销、人工成本、原材料燃料动力分别节省 908 元/吨、273 元/吨、327 元/吨。
宝丰能源项目单位投资额不断降低。
宝丰能源在项目建设中充分发挥集约化建设，高效管理。公司充分发挥民营企业高效率优势，在项目建设单位投资额上较同行业具有明显优势。同时公司在宁东一期、二期的建设积累丰富工程经验，参考宁东三期以及内蒙项目一期可研报告，公司宁东一期投资额 141 亿元，二期 152 亿元，单吨投资额从初期的 2.5 万/吨降低至1.59万/吨。
公司宁东二期实际投资额为 89亿元，仅为可研预算的 58%，对应 1.48 万元/吨。
对比来看神华包头、中煤榆林、中石化鄂尔多斯项目单位投资额分别为 2.92 万/吨，3.33 万/吨，2.73 万/吨，单位投资额远高于宝丰能源。按照 20 年折旧测算对应到每吨产品降低 400~1000 元/吨。
工艺不断进步降低醇烯比。
公司甲醇制烯烃采用中国科学院大连化学物理研究所成熟的 DMTO 技术路线，同时通过衍生至自产甲醇工艺降低原料煤价格波动，公司自产甲醇成本仅为外购甲醇成本的 60%。
公司逐年优化装置运行条件，延长运行周期，节能降耗效果明显，甲醇单耗显著下降。
3. 新增产能陆续释放，打开后续成长性
3.1. 宁东三期、内蒙一期 400 万吨煤制项目陆续落地
2020年 9月宁东三期 50 万吨/年煤制烯烃与 50 万吨 C2-C5 综合利用制烯烃项目正式开工建设。
2021 年 3 月，公司公告关于子公司内蒙古宝丰煤基新材料有限公司 4*100 万吨/年煤制烯烃示范项目建设。项目拟在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建设 4×100 万吨/年煤制烯烃及配套 5×220 万吨/年甲醇装置。
2022 年 11 月公司获得《关于内蒙古宝丰煤基新材料有限公司一期 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环境影响报告书的批复》（环审〔2022〕183 号），生态环境部同意公司控股子公司内蒙古宝丰煤基新材料有限公司在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新建 260 万吨/年煤制烯烃和配套 40 万吨/年植入绿氢耦合制烯烃工程。
根据规划，项目总产能烯烃 300 万吨/年，是目前为止全球单厂规模最大的煤制烯烃项目，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。
项目预计于 2024 年投产，届时宝丰能源烯烃总产能将大幅提升，达到 520 万吨/年。
打造“宁东+鄂尔多斯”双中心的发展格局。
宝丰能源公司新投资建设的 4×100 万吨/年煤制烯烃示范项目位于中国能源化工“金三角”的另一核心区内蒙古鄂尔多斯乌审旗苏里格经济开发区。未来，宝丰能源内蒙项目全部投产后，公司将有望形成“宁东+鄂尔多斯”双中心的发展格局。
内蒙项目采用 DMTO-III 技术有望进一步降低甲醇单耗，提高收率。
公司内蒙古项目采用第三代甲醇制烯烃（DMTO-III）技术，是 DMTO 技术的升级换代技术，前期 15 套 DMTO 技术为 DMTO-III 技术设计和运行提供良好基础。该技术是采用新一代甲醇制烯烃催化剂，是将催化剂操作窗口调控技术和快速流化床技术等有机耦合发展的新一代甲醇制烯烃技术，新一代催化剂在已有 DMTO 装置基础上已经实现甲醇单耗 2.85-2.90 吨范围。DMTO-III 技术于 2018 年底开始中试投料测试，在 2020 年第三阶段连续试验中能够达到醇烯比 2.65 吨的数据。DMTO-III 技术于 2020 年底通过中国石化联合会组织的成果鉴定。新工艺应用快速流化床反应技术在单套装置规模，乙烯、丙烯收率、反应收率等方面 较前代技术有显著提升。
宝丰能源内蒙项目项目在宁东建成 220 万吨/年全球单套产能的基础上进一步规模化，放大装置规模，提升装置入口压力，进一步实现节能降耗。
通过对反应器和公司过程创新，应用催化剂操作窗口调节技术和快速流化床技术，不需要设置单独的副产碳四以上组分裂解单位，单套MTO 工业装置烯烃产能可达 100 万吨/年以上。
3.1. 内蒙项目占尽区位优势，成本优势新高度
内蒙项目利用区位优势明显有望进一步降本。内蒙项目所处的鄂尔多斯市乌审旗苏格里经济开发区图克工业项目区，处于能源“金三角”东部。
地理位置带来多项成本优势：
原料煤运输成本下降约 260 元/吨：宁东园区聚烯烃用动力煤主要采购自鄂尔多斯地区，内蒙基地煤炭主要本地采购。
参考《铁路货物运价规则》运费计算公式，按照 1.4 的煤醇比和 2.85 的醇烯比，鄂尔多斯至宁东 500 公里测算，内蒙基地单吨烯烃节省成本 260 元/吨。
聚烯烃运输成本下降约 55 元/吨：鄂尔多斯至华东、华北主要下游市场区域较宁东近约 400 公里，运距缩短带来铁路运输成本降。
参考《铁路货物运价规则》运费计算公式，综合基准 1 和基准 2 运价标准，测算得运输成本下降 55.2 元/吨。
技术进步带来 439 元/吨成本下降：内蒙项目采用 DMTO-III 技术，醇烯比由当前的 2.85 降低至 2.66 吨，参考卓创咨询，2022 年内蒙古地区甲醇平均价格 2313 元/吨，则此项目可为内蒙项目节省 439 元/吨。
内蒙项目单位投资额较前期或可节省 185 元/吨以上：根据公司公告，公司宁东二期聚烯烃投资额为 152 亿元，实际投资额为 89 亿元，实际单位投资额 1.48 万元/吨，实际投资额为预估投资额的 58%。因可研报告是项目综合各类极限因素的预算上限，通常项目实际投资额低于可行性分析报告。内蒙项目一期 300 万吨聚烯烃可研报告中投资额 478 亿，假设实际投资额为预计的 70%，则对应单位投资额为 1.11 万元/吨。按照装置 20 年折旧期测算，内蒙项目单吨产品成本较前期宁东二期项目低 185 元/吨。
图 24 预计内蒙项目单吨烯烃可降低成本近 1000 元/吨
4.“绿氢”先行者，迎接“碳中和”布局未来
4.1. “碳中和”迫使化工企业加速绿色转型
为达到《巴黎协定》提出的在本世纪中叶前努力将全球温度控制较前工业化时期温度上升幅度限制在 1.5℃的目标，越来越多的国家提出了碳中和目标，碳中和成为全球的共同愿景和一致行动。
目前全球已有包括欧盟、英国、加拿大、日本等多个国家和地区超过 130 个国家和地区提出了“碳中和”或“零碳”目标且大部分计划在 2050 年实现。
中国 2060 年实现碳中和。中国二氧化碳排放力争 2030 年前达到峰值，2060 年前实现碳中和。“双碳”目标是我国对国际社会的庄严承诺，也是推动高质量发展的内在要求。
我国碳减排压力大任务重。
从总量来看，中国是全球碳排放第一大国，根据（BP）发布的《世界能源统计年鉴（第 70 版）》统计数据显示，2020 年，亚太地区碳排放量占全球总排放量的一半以上，合计占比达 52%。2020 年，我国能源消费总量为 49.8 亿吨标准煤，能源相关的二氧化碳排放量约 99 亿吨，占全球比例为 30.7%，是北美地区的一倍。
工业制造业是国内能源消费和碳排放大户。
2020年我国单位GDP能耗为 3.4 吨标准煤/万美元，单位 GDP 碳排放量为 6.7 吨二氧化碳/万美元，均远高于世界平均水平及美国、日本、德国、法国、英国等国家。其中石化化工、煤化工、钢铁、有色冶炼、水泥等工业制造业合计碳排放占比 29%。
4.2. 现代煤化工行业节碳潜力巨大
煤化工碳减排是实现“碳中和”的重要路径。化工企业作为高能耗和高碳排放行业在中国能源转型发挥重要“节点”作用。
2020 年中国石油化工和煤化碳排放占全社会的 9%。根据《中国煤化工行业二氧化碳排放达峰路径研究》，我国“富煤贫油少气”的能源结构导致中国化工企业更多使用高碳排放的煤炭作为原料，因此我国化工行业碳排放强度高于其他国家。煤化工生产具备降碳潜力。煤化工行业碳排放主要分为燃料煤碳排放和原料煤碳排放。
煤化工生产中煤炭可分为“原料”和“燃料”两种用途。
作为原料时，煤参与化学反应，部分碳元素进入产成品，例如甲醇、尿素、烯烃等，部分碳元素转化为 CO2，少量碳元素随灰渣流失;作为燃料时，煤炭通过燃烧提供热量产生蒸汽再发电，为化工生产提供动力和能量，理论上煤充分燃烧后碳全部转化为 CO2。
煤制天然气、煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇等现代煤化工多采用煤气化龙头，因此控制气头装置的碳输出成为降碳关键。
图 33 煤化工生产多节点具备控碳能力
煤制烯烃是碳排放强度高于其他路线。
2019 年，煤化工行业耗煤量为 9.68 亿吨，占全国煤炭消费量 24.1%，仅次于电力，煤化工行业中 CO2 排放总量 5 亿吨。2019 年煤化工碳排放量 5.4 亿吨，其中直接排放为 4.7 亿吨，占 88%，间接排放 0.7 亿吨，占行业总排放 12%。
根据工艺路线，包括煤液化、煤制天然气、煤制烯烃和煤制乙二醇为代表的现代煤化工因为工艺过程长，综合能耗高，单位产品 CO2 排放强度更大。
典型现代煤化工单位产品碳排范围为 4.8-10.8t/t(以 CO2 计)，煤制烯烃单位产品碳排放系数高达 10.8t/t(以 CO2 计)。
4.3. “绿氢”是煤化工实现节能减排的理想途径
绿氢耦合降低煤化工生产单耗和碳排。煤制烯烃最大的碳排放来源是低温甲醇洗排放的尾气，其 CO2 来源有少量粗合成气自带，大部分为变换过程产生。水煤浆气化干气中 H2 含量为 34.5%，CO 为 48.55%，甲醇合成要求氢碳比为 2，不足的氢气通过 CO 变换获取。
反应方程式如下：CO+H2O=H2+CO2。从源头上实现减排，可以采用由可再生能源生产的“绿氢”作为原料补充到合成气，减少 CO 的变换为 CO2 的量，同时增加自产甲醇量。“绿氢”也作为气化原料降控分负荷，减少蒸汽消耗量，进而减少燃料煤消耗实现碳减排。
目前根据不同的制氢方式分为灰氢（化石燃料制氢）、蓝氢（化石燃料重整）、绿氢（再生能源制氢）。
因前两者在制取过程中不可避免存在碳排放，因此“绿氢”是未来最理想的制氢方式。当前“绿氢”制取方式通常为采用可再生能源通过电解槽电解水制备。
设备、能源、运营费用以及原料是影响“绿氢”成本关键。
通常来讲能源成本占比可达 40%~60%，最高 80%，该部分主要由能源转化效率（即电解制氢效率）因素驱动，设备成本影响其次。
当前“绿氢”成本为煤制氢的 2 倍以上。
根据国君产业研究组的测算，以大型绿氢项目应用较多的碱性电解水系统为例，不考虑土建安装、原料水和人工运维，制氢成本=电价×单位电耗+每年设备折旧/每年制氢总量，按照可再生能源电价为 0.3 元/kWh，碱性电解水制氢系统价格 1200 万元，每年工作 2000 小时，测算电解水制氢成本为 22 元/kg。
“绿氢”2050 年有望降低至 6.5元/kg。随着可再生能源发电成本下降，以及电解槽等设备成本进一步下降，未来“绿氢”成本仍有较大下降空间。
当电费下降至 0.1～0.13 元/k Wh，电解水制氢可以与当前煤制氢成本相当。据 IRENA 与 Hydrogen Council 预测，到 2050 年可再生能源制氢成本将降至 1 美元/kg（6.5 元/kg）。
欧盟碳边境调节机制（CBAM）协议（也称碳关税）通过加速中国“碳中和”进程。
2023 年 2 月 9 日，欧洲议会环境、公共卫生和食品安全委员会（ENVI）正式通过了欧洲碳边界调整机制（CBAM）协议，欧盟的碳边境调整机制（CBAM）获得 63 票赞成，7 票反对。CBAM 协议预计 于 2023 年 10 月 1 日生效。CBAM 当前还需要跟欧洲理事会进行谈判和 批准和等待 4 月份欧洲议会最终通过。
CBAM 将按照委员会的提议涵盖钢铁、水泥、铝、化肥和电力，并扩展到氢气、特定条件下的间接排放、某些前体以及一些下游产品，例如螺钉和螺栓以及类似的物品铁或钢。
新的协议扩大加入氢气（欧盟很多国家把绿氢纳入脱碳主要燃料，而非欧盟国家主要是用煤炭生产灰氢）、若干化学前驱物、一些钢铁下游产品（例如螺丝、螺栓等），以及在特定条 件下的范畴二间接排放。
欧盟 CBAM征税或大幅推进国内化工行业碳减排进程。
我国是欧盟第一大贸易伙伴和最大商品进口来源国、欧盟进口商品隐含碳排放的最大来源国。我国出口欧盟的中间产品中 80%的碳排放来自金属、化学品和非金属矿物，属于欧盟碳市场高泄露风险部门，一旦纳入碳边境调节会对出口产生巨大影响。
基于 2015-2019 年数据统计，我国出口受影响的贸易额将占出口欧盟总额 12%，约 427.5 亿美元。其中石油化工和钢铁两者合计贸易出口分别占受影响贸易额的 27%，受影响较大。化工行业减碳势在必行。
4.4. 公司前瞻布局“绿氢”探索可持续降碳之路
公司持续推进绿色发展道路，依托“金三角”区域良好的风光条件发展 “绿氢”用于化工生产，减少煤炭消耗和温室气体排放。
前瞻布局“绿氢”目标 20 年实现碳中和。2019 年起公司启动在宁东基地的电解水制氢储能及综合应用“国家级太阳能电解制氢示范项目”，示范项目包括 10 万千瓦自发自用光伏复合发电装置、10 台 1000 标方/小时电解水制氢装置，每小时可生产 1 万标方绿氢，5000 标方绿氧。项目 2021 年初开始送电调试，项目综合“绿氢”成本在 1.34 元/标方，所产氢气成功进入公司烯烃生产系统，实现新能源替代化石能源，开辟经济可行的碳减排的科学路径。
公司二期项目也已于 2022 年建成投产，合计达到 3 万标方每小时绿氢产能。公司规划 2022 年起每年增加绿氢产能 3 亿标方/年，年新增消减化工碳排总量的 5%，目标用 10 年时间完成 50% 碳减排，20 年时间实现企业碳中和。
内蒙古宝丰一期有望成为全球首个绿氢耦合碳减排项目。
内蒙古宝丰煤基新材料有限公司一期 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获得环评批复，该项目采用绿氢与现代煤化工协同生产工艺，烯烃总产能 300 万吨/年，其中 40 万吨是通过配套建设风光制氢一体化示范项目，用绿氢替代煤炭进行生产，是目前为止全球单厂规模最大的煤制烯烃项目。
根据环评规划，该项目需补入绿氢 25.15 亿标立方/年。但因短期对企业投资成本增加，按照当前成本单位产品成本增加 453 元/吨，影响较大，电解槽供应能力，技术水平限制等多方面原因，项目计划按照 5 年周期渐进式补氢实施完成。
本项目静态总投资为 449.48 亿元，其中可再生能源部分静态投资 366.93 万元，氢能系统部分静态投资 82.55 亿元。需配套建设 8.5GW 风光制氢一体化示范项目，其中 7GW 光伏、1.5GW 风电。该项目纳入列入鄂尔多斯氢能产业规划。
根据规划五年后碳排放量以及碳排放强度将显著降低。根据测算本项目五年后通过补氢减少生产过程中 CO2 排放量 162.26 万吨，降低空分负荷减少燃料排放 44.11 万吨，外购电量降低减少外购电力导致的 CO2 减少 4.14 万吨，整体降碳 210.52 万吨，占基础工况 CO2 排放量的 11.92%。
低成本优势叠加绿氢耦合先发优势构筑公司“碳中和”护城河
双碳背景下龙头企业强者恒强，中远期看没有优势的企业或不得不通过购买碳权指标维持生产，碳价的上涨将倒逼落后产能出清。
双碳政策将严格限制新建产能，建设项目需要落实替代源碳排放削减量，提高行业进入壁 垒。公司的低成本优势为当前探索“绿氢”减碳模式提供充足的安全垫，而未来若碳排价格更高时“绿氢”或可完全替代煤制氢贡献正收益，公司有望通过出售碳排放价格取得正收益。
公司有望凭借绿氢布局的先发优势成为构筑低碳循环，建设清洁高效生产体系，成为“碳中和”标杆的煤化工企业。
5. 盈利预测和估值
我们预计公司 2022~2024 年的归母净利润分别为 69.28、90.05、114.19 亿元，EPS 分别为 0.94、1.23、1.56 元，增速为-2%、30%、27%。
对于公司的收入和成本分析，核心假设如下：
① 宁东三期项目 2023 年 9 月顺利投产，假设 2022 年聚乙烯、聚丙烯满负荷生产，销量稳定；同期 2022~2024 年精细化工产品销量保持稳定。
② 公司产品价格参考产品市场价格，公司产品均价与市场价格存在折价，折价率取决于产品供需关系。
③ 公司聚烯烃，焦炭板块单位人工成本以2021年为基础按照5%增长，其余单位制造费用与 2021 年持平。
④ 公司 25 万吨 EVA 与宁东三期项目同步投产，并并入精细化工板块贡献收入与业绩。
我们选取东方盛虹（煤化工+炼化+长丝）、卫星化学（轻烃制聚烯烃）、联泓新科（煤化工+聚烯烃+EVA）以及同属于煤化工板块的金能科技（焦炭+聚丙烯）作为可比公司进行估值。可比公司 2023 年 PE 为 13.16 倍。
考虑到宝丰能源在煤制烯烃领域的成本优势，相对更优质的资产之路，以及未来煤制烯烃行业的稀缺性，公司理应享受溢价。
我们按照 2023 年 17 倍 PE，对应合理估值 20.91 元。可比公司 2023 年平均 PB 为 2.70，可比公司市净率偏低，主要是市场对复苏预期的担忧，市场担心部分公司持续盈利的风险，且部分资产有减值风险。
宝丰能源资产负债表已经充分梳理，因此市净率较高，假设公司 2023 年 PB 为 4 倍，公司 2023 年 BPS 为 5.27 元，对应合理估值为 21.08 元。
综合考虑，我们采用 PE 估值法，给予公司 20.91 元目标价。
6. 风险提示
1）产品价格受油价波动。公司未来大力发展的煤制烯烃业务，产品烯烃价格受国际油价波动影响较大，虽然我们判断公司在低油价环境下依然能够实现盈利，但若油价出现大幅剧烈波动，公司仍有业绩下滑或亏损的风险。
2）下游需求复苏不及预期。2023 年虽然下游市场有所恢复，但市场成效强预期弱现实状态，部分下游需求负荷仍旧较低，下游需求尚未完全恢复至疫情前水平。弱下游市场持续低于预期，则对公司盈利产生压力。
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