2022年宝丰能源研究报告

2022年宝丰能源研究报告时代分岔口的煤化工行业与宝丰能源本篇报告是我们关于宝丰能源的第三篇深度报告。我们第一篇深度报告撰写于2019年，是最早覆盖宝丰能源的研究报告之一；第二篇则撰写于2021年初，彼时公司已经提出了内蒙项目的明确规划，我们在此篇报告更加深入地论述了公司的深厚成本优势来源和远期成长性。而2021年以来，伴随全球地缘政治和宏观经济形式的快速变化，整个能化行业也出现了前所未见的新变化，这种新变化大致可概括为两大主线，其一是在国家政策强力推动下的“碳中和”，其二是地缘政治催化下全球能源紧张和高通胀。而现代煤化工的发展，以及以宝丰能源为代表的优质煤化工企业的发展。无疑与上述两大主线都有着极为密切的关系：从“碳中和”角度看，煤化工无疑是能耗、碳排双高的子行业，那么碳中和的推进从长期看必然意味着煤化工行业供给端的重塑；从全球能源紧张的角度看，我国是全球几乎唯一保有着大规模、发达煤化工工业的国家，其发展立足于我国“富煤、贫油、少气”的特点，对于我国的工业发展及能源安全都有着重要意义。在本篇报告中，我们将深度探究宝丰能源在新时代背景下所处的位置。原料端：“双碳”时代，西部资源禀赋优势进一步凸显“双碳”之后，东西部煤炭价差进一步扩大众所周知，我国煤炭资源分布呈现“北富南贫，西多东少”局面。我国煤炭资源储量丰富、分布面积广，但存在资源分布不均匀的情况。中西部的山西、内蒙古、陕西、河南、甘肃和宁夏等省份的煤炭基础储量占全国煤炭基础储量的68%左右，南部的云贵川三省基础储量占比约7.96%，西部的新疆在当前勘探程度较低的情况下，基础储量占比约6.63%。与煤炭储量情况相似，中西部地区煤炭产量较高，但由于煤炭下游化工品在人口更密集、经济更发达的东部地区拥有更大市场。以山东为代表的东部省份煤炭消费量显著大于原煤产量，2019年山东省原煤产量和煤炭消费量缺口达到3.12亿吨。西部地区原煤产量存在盈余，而东部地区则存在原煤供给缺口，造成了我国西煤东运的煤炭行业格局。“双碳”背景下，新增煤矿产能批复趋严，且原煤产量增长完全依赖中西部主产区。“双碳”之后，全国范围内新增煤矿产能批复更加严格，需以合法在籍的煤矿关闭退出进行产能置换才可新建，2020年和2021年，国家能源局批复的煤矿产能规模大幅下降，2021年仅批复新增产能920万吨。而分省份来看，2016年以来全国原煤产量保持增长趋势，但主要产煤省陕西、山西、宁夏、新疆和内蒙古以外的省份原煤产量则逐年下降，从2016年的9.7亿吨下降到2021年的7.3亿吨，东西部的原煤产量差距持续扩大，东部地区煤电、炼焦、煤化工等企业的原煤需求更加依赖中西部产煤省。而去年下半年以来，我们也确实看到了西部坑口煤和东部港口煤的价差明显走扩。西部的煤电、煤化工等用煤企业一般距离煤矿较近，所需煤炭基本直接从附近煤矿采购，煤炭供给与煤矿产能接近，价格为“坑口价+少许运费”；东部用煤企业因当地煤矿产能不足，所需煤炭需要从中西部煤矿运输，铁路运输方面，以我国煤炭运输能力最强的大秦铁路来看，最大运输能力约为120万吨/日，公路运输方面，反复导致各货运仓库对运输车辆消毒、司机核酸检测等方面做出严格要求，公路运力受限，因此对东部企业来说，煤炭供给并不仅是坑口产能，还要考虑运输线路的最大运力，在冬夏这种煤炭需求旺季时，东部煤炭供给压力会更加突出，最终煤炭采购价为“坑口价+运费+供需不平衡溢价”，据《华夏时报》报导，在2021年10月底煤炭供给严重不足的情况下，秦皇岛出现“无煤可买”的现象，煤贩子喊出2700元/吨的高价。2021年三季度开始煤炭价格暴涨的情况下，国家发改委出台了一系列政策限制煤炭价格、保证煤炭供应，从发改委2022年5月9日披露的7省区煤炭出矿环节中长期和现货交易价格合理区间来看，假设各地长协煤和市场煤均按区间上限价格交易，东部具有代表性的港口秦皇岛港港口价与西部山西、陕西、内蒙古煤价相比价差均超过200元/吨，现货价差均超过300元/吨。而实际的东西部煤价价差（取东部港口煤和西部坑口煤价差）可能达到400-500元/吨。政策支持+营商环境改善，同样有助于西部煤化工的后发崛起四大煤化工基地集群发展，产业政策支持下资金、资源更易获取。国家发改委和工信部在2017年3月22日下发的《现代煤化工产业创新发展布局方案》中，规划了内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东和新疆准东4个现代化煤化工产业示范区。四大煤化工基地的大型煤化工企业重点建设项目，将在资金、配套资源等方面得到国家和地方政府的大力支持。东部的山东省，碳排放控制更加严格，根据山东省生态环境厅起草的《山东省高耗能高排放建设项目碳排放减量替代办法（试行）》，焦化、甲醇、醋酸等行业的上游初加工、高耗能高排放环节新建投资项目需通过寻找替代源以减少1.2倍碳排放量，替代源碳排放削减量未落实的，建设项目不得投产。四大煤化工基地与十四大煤炭生产基地相互协调、融合发展。国务院2014年发布的《能源发展战略行动计划（2014-2020）》明确了我国的14个亿吨级大型煤炭基地。2020年，这14个煤炭基地的产量占全国的96.6%，4大煤化工基地均与附近的煤炭生产基地相对应。宁夏宁东、内蒙古鄂尔多斯和陕西榆林构成我国能源化工“金三角”，三地合计化石能源储量达到20102亿吨标准煤，占全国的47.2%，同时还具有较好的风能、光能资源禀赋。能源化工“金三角”开发已上升为国家发展战略，对提升国家能源安全保障水平，促进区域协调、健康、可持续发展等具有重要的战略意义。营商环境而言，随着市场经济的逐步发展，中西部地区也在快速改善。陕西、宁夏营商环境综合发展水平增速快于东部地区平均增速。营商环境是企业运营所面临的外部环境，营商环境的改善与经济的发展速度和发展质量密切相关。邱康权等的《中国营商环境综合发展水平的测度、地区差异与动态演变研究》从金融环境、市场环境、政务环境、创新环境等多个方面对我国各省的营商环境综合发展水平进行量化评分，结果显示，东部地区营商环境得分总体较高，与其他地区相比保持领先，但西部地区中陕西、宁夏等省份营商环境得分增速较快，2010-2018年，东部地区、陕西、宁夏的营商环境得分CAGR分别为5.31%、7.65%和6.70%。综上所述，“双碳时代”，无论从禀赋对比、还是政策支持角度，都有助于我国西部省份煤化工的后发崛起：我国煤炭年产量最高的四个省份分别是内蒙古、山西、陕西和新疆，全部为西北或中部省份，用一条线在地图上将这四个省份和其他省份分开。线东南方向的煤化工企业往往依托华东/华南活跃的经济环境，包括完善的产业链配套、良好的营商环境和人才市场，拓展新型煤化工产品，通过生产附加值更高的煤化工产品、布局更多元化的产业链、更深的工艺挖潜来寻求超额收益；线西北方向的煤化工企业更适合走第二条路径，主要依托西北/中部当地优质低价的煤炭、土地资源优势和政策倾斜，发展市场空间大、煤炭单耗高的煤化工产品，依靠成本端（原料、公用工程和固定资产投资）的刚性优势寻求超额收益。多年以来，我国优质煤化工企业以东部企业为主。如资本市场上广为人知的“双鲁”：华鲁恒升和鲁西化工。但“双碳”之后，煤化工行业的西进运动有望提速。而作为其中的优质代表，宝丰能源有望获取愈发突出的相对竞争优势。产品端：以成本中枢的下移对抗烯烃价格中枢的下移产能扩张大于需求增速，烯烃价格中枢仍存下降趋势国内而言，聚烯烃虽仍有进口依赖，但不可否认产能在快速补充，趋势上在逐步填充进口缺口。从2022-2025年聚烯烃预计新增产能结构来看，采用石脑油裂解工艺的产能占比仍然最高，但煤制烯烃路线产能占比有提升趋势。与石脑油裂解路线相比，煤制烯烃项目产能一般较小，但仅宝丰内蒙古鄂尔多斯项目就可做到300万吨/年聚烯烃产能（暂不考虑二期项目）。预计2022-2025年，我国聚乙烯、聚丙烯新增产能分别达到1062万吨/年和830.5万吨/年。产能结构上看，我国聚乙烯产能仍以油头为主，2020年油头聚乙烯约占我国聚乙烯产能的76%；聚丙烯的产能结构更加多样，除油头、煤头外，还包括丙烷脱氢、外采丙烯的工艺路径，但油头占比最大，达到55%。而近几年看，煤头产能增速提速，使得煤头在产能结构中占比也不断提升，同时也在逐步开始弥补进口缺口。2021年，伴随行业需求增速下行，年度聚烯烃产能缺口缩小，其中聚乙烯、聚丙烯产能缺口分别为1329.7万吨和78.19万吨。全球而言，虽然新增产能大头集中在中国，但我们预估在全球范围供给增速仍将大于需求。由于聚烯烃在全球存在地域上的供需错配，且产品货值较高、运输和储存比较容易，因此属于比较典型的全球供需品种。那么在考虑供需平衡表时，主要还是参考全球的供需情况。我们能够看到的是，除了美国因乙烷产量大幅增长而有比较多的PE产能新增外，全球聚烯烃产能最大的增量来源都是来自中国。但即便如此，我们预计全球的聚烯烃产能增速也将总体上大于需求增速。预计2019-2024年全球PE、PP产能的年均复合增速分别为5.39%、6.76%，全球PE、PP需求的年均复合增速分别为3.08%、3.64%，在产能增速快于需求增速的情况下，预计到2024年，全球PE、PP的富余产能分别达到2794万吨和2513万吨，相比目前规模也会有所提升。综上所述，我们认为长期看，油价为聚烯烃价格提供底部支撑，但如果假定油价不变，聚烯烃产品价格中枢或仍将有下降趋势。从传统上看，国际原油油价与聚烯烃价格相关性相关较大，相关系数达到0.8以上。在全球地缘政治紧张、大型传统能源企业普遍资本开支偏低的背景下，我们确实可以预期原油或许在未来2-3年都会维持相对较高水平，为聚烯烃提供价格支撑。但也应注意到，一方面聚烯烃行业供需趋势上将变得更加宽松，一方面是国内煤头企业产能扩张、趋势上会使得煤价与原油相关性减弱。谨慎起见，在假定原油价格维持相对高位震荡的背景下（70-90美元/桶），我们判断聚烯烃的价格中枢或仍有下行压力。但聚烯烃价格中枢的下行，不代表公司聚烯烃产品的盈利中枢一定下行——公司自身的降本增效将是关键。下文将对此详述。公司煤制烯烃仍有很大降本空间，以成本中枢的下移对抗价格中枢的下移煤化工的特性使得行业成本曲线陡峭、成本压降空间很大区别于油头路线，煤化工的成本结构中绝大部分都是可变成本。我们以煤头/油头烯烃为例做比较：石脑油制烯烃的原料成本占比达75%，财务费用和折旧成本占比仅13%，我国每年70%以上的原油依赖进口，因此采用石脑油裂解制烯烃路线的企业主动成本管控空间很小，成本主要随国际油价波动。而煤制烯烃的成本结构中，财务费用和设备折旧占比达到49%，因此采用煤→甲醇→烯烃路线的企业主动成本管控空间较大，煤制烯烃技术的不断进步可以提升装置的产能、降低装置的投资额，也可以降低单吨烯烃的醇耗和煤耗。此外，我国是世界第一大产煤国，建设在煤炭生产基地附近的煤化工企业可以获得更充足、低价的原煤资源，使得不同煤化工企业的原料煤成本差异也较大。行业成本曲线陡峭，同时也意味着煤化工企业有充分的可能性不断压低全流程生产成本。既然成本结构中绝大部分均为可变成本，很显然在优秀管理层的带领下，煤化工企业是有可能通过持续的生产工艺、产品结构升级，来持续全流程生产成本。以下，我们将以行业优质白马华鲁恒升为例，讲述煤化工企业持续压降成本的可能路径。以华鲁恒升为例——依托先进煤气化及柔性联产，历经十余年打造成本护城河华鲁恒升作为行业公认的煤化工白马，其在成本上最大的优势之一，就在于围绕煤气化的工艺先进性。一般而言，将煤气化技术按炉内固体和气体的接触方式划分为固定床、流化床和气流床三类，其中每一类又可根据不同的炉型继续细分。但总体而言，所有应用较为广泛的煤气化工艺中，常压固定床（UGI固定床）是传统工艺的代表，技术成熟，但原料煤为价格较高的无烟煤，并且需要以粒煤方式加料，碳转化率、能耗、环保性能均较差。改良固定床、流化床和气流床工艺较UGI固定床更优，且各有不同优势。华鲁恒升2004年即投建由华东理工大学等自主研发的先进的水煤浆煤气化装置，是全国第一家采用该先进气流床工艺的企业。先进的煤气化装置为公司带来显著的成本优势，单位CO+H2合成气原料成本较UGI固定床低约47%。从原料煤种和耗煤量来计算原料成本，气流床的原料煤以烟煤为主，而固定床则需要添加无烟煤，根据华鲁恒升一季度经营数据公告，公司一季度原料煤成本在805-1270元/吨，而根据百川盈孚的数据，一季度无烟煤价格在1499-1700元/吨之间，在气流床耗煤量更低的情况下，估算气流床和UGI固定床制造1000m³（CO+H2）的原料成本分别为586元和1096元，气流床成本低约47%，在煤价高涨的情况下成本优势显著。而多年以来，公司又围绕煤气化平台不断进行技术改造，不断巩固原料端成本优势。公司除了逐步扩建新生产项目，还多次进行大额投资，进行围绕煤气化装置的技改。除以气流床工艺逐步替代原有固定床装置外，近年来公司就氨合成装置、空气分离装置（分离氧气和氮气以生产合成气和合成氨）及燃煤锅炉等进行了多次技改，力争尽可能实现高效、低耗、清洁生产。高起点叠加持续的技改投入，公司煤气化成本优势得到了巩固。此外，华鲁恒升拥有独特的“一头多线、柔性联产”产业链结构，丰富的产品线充分协调，充分熨平单产品的价格风险。公司几乎全部产品均为煤化工产品，除煤炭外仅需外购苯及少量丙烯。公司将煤炭经气化装置转化为合成气，然后具有选择性的利用合成气生产多种产品，包括肥料（尿素）、DMF、醋酸、醋酐、乙二醇、己二酸、己内酰胺、丁辛醇等。公司产品生产灵活调整、自主选择性强，比如在2017年尿素价格较低时，公司肥料产品产能仅开62%，剩余的中间产品合成氨可以选择外售，在尿素价格上涨后又可以保证尿素产能满负荷生产。通过调整产品生产，公司可以最大程度上规避市场风险，做到收益最大化。先进煤气化装置和柔性联产使得公司盈利能力高度稳健，远超行业一般水平。传统煤化工行业是典型的周期性行业，经营状况随行业景气程度的变化剧烈波动，而典型的煤化工企业华鲁恒升则表现突出。将华鲁恒升与另外两家规模较大的煤化工上市企业鲁西化工、阳煤化工对比分析，发现其毛利率和ROE指标保持上升趋势并持续领先，即使在行业筑底、产品价格处于历史低位的2014-2016年，公司的盈利指标依然保持平稳。可以说明，公司的柔性多联产和持续的技术改造赋予其跨越周期、领先行业的强大盈利能力。宝丰能源：煤制烯烃降本潜力很大，公司锐意降本正在路上参考华鲁恒升，我们认为宝丰能源同样有非常清晰的持续降本路径。其一，煤制烯烃工艺是较为晚近的煤化工工艺，尚有非常大的技术升级、成本压降空间。甲醇制烯烃涉及三项核心技术，分别是煤气化技术、甲醇合成技术、甲醇制烯烃技术。其中，前两项技术的发展已经较为成熟且稳定，如行业内新建煤化工产能基本均采用气流床的煤气化工艺。不同企业分歧较大的在于甲醇制烯烃技术。目前国外具有代表性的甲醇制烯烃技术主要有：霍尼韦尔UOP/Hydro技术、埃克森美孚Mobil技术、鲁奇LurgiMTP技术。国内具有代表性的甲醇制烯烃工艺技术主要有：大连化物所DMTO技术、中石化SMTO技术。大连物化所的DMTO技术在2004-2006年完成了世界上首例万吨级MTO工业试验，神华包头煤化工分公司2010年实现了全球首套百万吨级DMTO商业工厂的运营。大连化物所DMTO技术记为公司所采用的煤制烯烃技术路线，目前已经过一轮产业化迭代（即DMTO-Ⅱ），产品收率明显提升。DMTO工艺的反应原理为：原料甲醇在气化状态下受流化状态下的催化剂催化部分转化为二甲醚，甲醇再与二甲醚相继转化为低碳烯烃。这也是宁夏宝丰目前两套煤制烯烃装置所采用的技术。其中14年建成的第一套装置使用的是DMTO一代技术，19年建成的第二套则已经是技术迭代后的二代技术（DMTO-Ⅱ）——DMTO-Ⅱ装置相比一代装置增加了C4以上重组分回炼单元，明显提升了乙烯、丙烯的收率、降低了甲醇单耗。新一代催化剂和DMTO-Ⅲ技术的开发，持续压低甲醇单耗。内蒙项目烯烃的单位效益有望更超过宁夏基地烯烃项目。DMTO三代技术是新型催化剂和快速流化床反应器技术的结合，快速流化床反应器技术一方面提高了单套装置的产能，由第一代技术的60万吨烯烃/年提升至第三代技术的90万吨烯烃/年，另一方面，快速流化床反应器大幅度降低了油气在反应器内的停留时间，抑制了结焦等副反应，从而提高乙烯和丙烯的收率。与DMTO二代技术相比，三代技术甲醇单耗可降低10%以上。而公司的内蒙古400万吨煤制烯烃项目将成为国内首个应用DMTO三代技术的产业化项目，根据项目三期环评，项目甲醇单耗预计将下降至2.65，大幅低于宁夏现有的两期项目。未来公司煤制烯烃的原料成本有望持续下降。其二，与华鲁同理，围绕煤气化装置和工艺路线的持续技改，将持续加深公司的成本护城河。作为优秀的煤化工企业，公司围绕煤气化和后段装置的技改始终在进行，并受益颇为显著。一个有效的例证来自公司2021年年报：“公司烯烃二厂不断优化操作参数，甲醇单耗（折精甲醇）2.852吨/吨，比上年同期降低0.033吨/吨，再创行业最好水平；完成了脱甲烷塔尾气回收改造，丙烷收率由0.29%提高至0.53%””甲醇二厂原料煤单耗（折5400大卡煤）1.37吨/吨，比上年降低0.07吨/吨，持续保持行业低水平。其三，宁夏三期及此后项目向高附加值新材料延伸、并完善柔性联产。公司的宁夏三期煤制烯烃项目规划50万吨/年煤制烯烃产能和50万吨/年C2-C5回炼制烯烃产能。其中50万吨/年煤制烯烃产能包括25万吨/年EVA产能和31万吨聚丙烯产能，生产流程为粉煤制150万吨MTO级甲醇，然后以甲醇生产50万吨/年聚合级乙烯和丙烯，再外购5万吨/年醋酸乙烯进行聚合反应生产55万吨/年聚烯烃产品。在当前光伏装机量快速增长的市场背景下，光伏级EVA即EVA粒子需求旺盛，公司具有顺应市场需求生产光伏级EVA的能力。而未来若EVA价格下降、生产EVA毛利变薄时，公司又可停止加入醋酸乙烯选择只生产聚乙烯。建立起EVA-PE之间的柔性联产机制。此外，公司内蒙古煤制烯烃项目计划实现1000吨煤炭资源配套，有望进一步压降成本。根据公司2021年度业绩说明会表述，公司将参与内蒙古鄂尔多斯纳林河1000万吨/年煤炭资源的招拍挂，内蒙古自治区自然资源厅正在对拟通过招拍挂方式出让煤矿进行井田煤炭资源储量的核实报告编制，待储量核实报告评审备案后，将由自然资源厅委托开展矿业权出让收益评估，评估结束后将开展挂牌工作。在公司可以摘牌该矿区煤炭资源的情况下，可以实现原料端成本的进一步下降。低碳降耗：后碳中和时代，公司有望持续引领行业低碳转型从“能耗双控”到“碳排放双控”，降碳能力将决定长期发展权“能耗双控”，即能源消费总量及强度控制，是到目前为止中央及各省市管理约束高能耗、高碳排工业的主要形式。“能耗双控”最早于党的十八届五中全会中提出。在综合考虑经济增长和能源消费弹性变化趋势的情况下，“十四五”规划《纲要》将单位GDP能源消耗降低目标值设定为13.5%。目前“能耗双控”仍是国家及地方政府管理约束高耗能行业的重要抓手。2021年中，首先是国家发改委发布《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》，对青海、宁夏、广西等多省份发布能源强度/能源消费总量的一级预警。各省份因此在21年下半年开启了高耗能行业的大规模限制。如同我们事后所看到的那样，这相当程度上促成了高能耗行业更加严厉的产业政策和更加严格的开工限制。而在“双碳”目标指引下，长期看，我国势将逐步从“能耗双控”向“碳排放双控”转变。2021年12月，中央经济工作会议首次提出，需要创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，并且新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。为实现2030年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降65%以上的新承诺目标，“十四五”规划《纲要》将单位GDP二氧化碳排放降低目标设定为18%。2021年10月24日，中共中央国务院发布了《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的的意见》，《意见》作为“1+N”政策体系中的“1”，是党中央对碳达峰碳中和工作进行的系统谋划和总体部署，覆盖碳达峰碳中和两个阶段，是管总管长远的顶层设计。在总体部署的指导下，各地将有序推进碳达峰和碳中和，防止运动式“减碳”的出现。煤化工行业碳排放水平较高，未来，降碳能力将决定煤化工及其他大化工企业的长期发展权。化工产品的生产过程中，主要碳排放来源为电、蒸汽和生产工艺不可避免产生的二氧化碳。以环评报告和行业标准为参照，对全部基础化工产品生产的碳排放进行计算，可以看出煤制乙二醇、煤制甲醇和煤制烯烃的单吨碳排放和万元GDP碳排放均较高。在碳排放强度控制逐步严格的趋势下，缺少降碳手段，降碳能力弱的煤化工企业不仅新增产能面临较大阻力，现有产能也会受到限产压力，只有不断提升降碳能力，企业才能有稳定发展的空间。布局前瞻、禀赋突出，公司引领行业降碳步伐目前，煤制烯烃过程的碳排放，除动力系统产生外，其过程碳排主要来自于煤制甲醇中的变化环节（灰氢补氢环节）：1.煤的气化环节需要用空分装置分离出高纯度氧气与煤炭发生氧化反应，高纯度氧气需要大规模的空分装置制取，驱动空分装置的锅炉燃烧燃料煤将产生大量二氧化碳。2.煤在气化后产生的粗煤气中氢碳比较低，无法满足甲醇合成需要达到的约2.0的氢碳比，因此需要将粗煤气中的一氧化碳与水发生水煤气反应制取更多氢气，反应的同时会产生大量二氧化碳。而如果取消变换环节，改为从外界补充清洁能源制备的氢气（即绿氢补氢）的情况下，煤制甲醇环节理论上可以实现近零碳排放。根据孟文亮等的《绿氢重构的粉煤气化煤制甲醇近零碳排放工艺研究》，通过足量补充氧气和氢气，煤制甲醇过程可以省去空分装置和水煤气变换单元。根据模拟结果，新工艺极大的减少了总能耗和二氧化碳排放规模，在考虑煤制甲醇过程中的粗合成气热量回收的情况下，传统煤制甲醇工艺的二氧化碳排放量为2.498吨/吨甲醇，新工艺的二氧化碳排放量仅为0.064吨/吨甲醇；在不考虑热量回收的情况下，传统工艺的二氧化碳排放量为3.135吨/吨甲醇，新工艺的二氧化碳排放量仅为0.349吨/吨甲醇。由于省去了水煤气反应，新工艺的碳元素利用率大幅提升，由传统工艺的41.50%提升至95.77%。宝丰的降碳优势之一——提前布局、长远规划公司前瞻性地在光伏发电、绿氢领域布局，并远见卓识地制定了未来绿氢项目的长远规划。宝丰集团于2016年在宁夏银川投资46亿元建设700MW光伏发电项目，该项目是当时全球规划最大的单晶光伏电站；公司2019年开工建设宁东90MWp分布式光伏发电项目，并于2020年1月实现并网发电；公司2020年4月开工建设“200MW分布式光伏发电及2万标方/小时电解水制氢储能及综合应用示范项目”一期工程，2021年4月第一批10台电解槽投入运行，剩余20台电解槽预计2022年4月初正常运行；2021年4月，公司投资10亿元设立全资氢能子公司，以在光伏制氢领域进行持续研发投入及项目建设。公司于2020年4月开工建设的“200MW分布式光伏发电及2万标方/小时电解水制氢储能及综合应用示范项目”被国家能源局列为国家级示范项目，根据环评报告，一期项目年产8760Nm3氢气耗电53000万kWh/年，同期建设的太阳能光伏发现项目年均上网电量15006万kWh/年。公司规划日间采用自建的光伏电站为电解水制氢供电，夜间采用厂区电网的外购电力，假设光伏发电的15006万kWh均为电解水自用，根据公司公告的外购电价和光伏发电成本，公司太阳能发电项目每年可以为公司节省成本约4201.8万元。公司计划自2022年起，每年增加绿氢产能3亿标方，最终实现完全的“绿氢”代替“灰氢”。根据公司内蒙古煤制烯烃项目的环评报告，公司计划十年内每年新增补充约2.5亿方氢气、1.26亿方氧气，通过绿氢的补充减少二氧化碳排放并提高原料煤中碳元素利用率，并最终实现完全的“绿氢”代“灰氢”。理论上，绿氢方案的碳减排至少可达到将煤制烯烃的碳排降低2/3左右。在煤制烯烃的工艺中，“过程碳排”，也即前文提到的灰氢补氢（或称碳转换）环节的碳排放占比可达到约2/3，那么理论上如果实现完全的绿电-绿氢方案代替灰氢生产，那么至少可以使得全工艺流程的碳排放缩减到原先的1/3甚至更少。此外，受绿电支持的动力系统也将大幅减少传统动力煤燃烧产生的碳排。公司降碳减碳布局在煤化工企业中保持领先，是可比大型煤化工/石油化工企业中，目前唯一能够拿出完整碳中和方案的企业。下表中我们梳理所有可比的煤化工/石化企业的碳中和布局，可以明显看到宝丰的规划前瞻且全面。其他煤炭、煤化工领域代表性企业如中煤能源、华鲁恒升、鲁西化工的具体降碳行动仍较少，也尚未制定明确的碳中和规划，目前更多的行动集中于降低能耗和提升效率。总的来看，宝丰的降碳布局在煤化工企业中保持领先。宝丰的降碳优势之二——政策支持、秉赋突出以内蒙煤制烯烃项目为例，为大型煤化工项目配套光伏电站-电解制氢，需要大面积土地，如实现完全的碳中和，所需建设规模远超生产装置自身的规模。公司在宁东能源化工基地建设的太阳能电解制氢储能及应用示范项目包括8760万Nm3/年的绿氢和15006.43万kWh/年的光伏发电，公司内蒙古煤制烯烃项目计划十年内累计建设25.15亿Nm3/年的绿氢产能。根据宁东示范项目的电解水制绿氢耗电量和光伏发电量，假设内蒙古绿氢项目按宁东示范项目标准配套建设光伏电站，则需68.9平方公里土地；若假设储能设施建设完备，内蒙古绿氢项目所需绿电完全由自建光伏供给，则需243.34平方公里土地。如此大面积的用地需求，用地价格将对公司投资规模产生巨大影响。公司在鄂尔多斯建设光伏电站将享受明显的（1）土地资源优势；（2）日照时长优势。历史上，大型地面光伏电站的土地使用成本基本在500元/亩左右。目前西部省份的光伏用地租金大部分在200-300元/亩左右，中东部的湖北、湖南租金约600元/亩左右，东部的山东、江苏、河北等地区土地租金则高达700-800元/亩。特别是由于西部存在大量的采煤沉降区，光伏可用土地资源充足，企业可以以非常便宜的价格拿地。同时，西部地区如宁夏北部、内蒙古南部年日照时数和太阳能年辐射量在国内处于领先地位。低用地价格、充足的土地资源和高日照时长使得西部地区建设光伏电站具有显著的成本优势，在企业可以自行消纳大部分光伏发电量的情况下，西部地区光伏并网难得劣势也被缩小。“风光大基地“建设强化西部地区绿电资源和基础设施优势。风光大基地是我国推进碳达峰碳中和进程的重要国家战略。首批风光大基地项目名单于2021年12月公布，规划了50个项目共97.05GW的装机容量，其中陕甘青宁新疆内蒙西北六省项目总数占比超6成，第二批项目名单于2022年2月公布，规划到2030年，在库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠等沙漠和戈壁建设风光电基地装机容量约455GW。在风光电站建设的同时，储能设备、并网输送线路等配套基础设施建设也将逐步展开。”十四五“和”十五五“时期规划建设的风光基地装机容量中分别有50GW和90GW需要本地消纳，因此公司可以减少绿氢项目配套的光伏电站建设，利用当地储能设备、并网输送线路等更完备的基础设施体系，能够获得充足稳定的绿电来源。随着技术进步和规模效应提升，长期看公司降碳成本有望显著下行目前我国氢气来源仍以煤制氢和工业副产氢为主，2020年煤制氢占氢气供给的62%，天然气制氢和工业副产制氢占比分别为19%和18%，而电解水制氢在氢气供给中仅占1%。在碳达峰碳中和目标的推进下，我国氢气需求量将以逐渐提升的速度增长，2020年我国氢气需求量为3342万吨，根据中国氢能联盟的预测，到2030年，我国氢气年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比达到5%。到2060年，我国氢气年需求将达到1.3亿吨左右，在终端能源消费中占比约20%。从制氢工艺上看，目前煤制氢、天然气制氢工艺比较成熟，而电解水制氢近年来才逐渐实现产业化，技术仍在发展中。对不同工艺制氢的成本进行拆分，发现煤制氢和天然气制氢路线的成本主要来源于原材料，原料煤和天然气价格波动对煤制氢和天然气制氢的成本影响较大。电解水制氢分为碱性水电解（AWE）、质子交换膜水电解（PEM）、固体氧化物水电解（SOEC）等技术路线，从目前研究较多的AWE路线和PEM路线进行分析，发现耗电成本在电解水制氢成本中占比超过70%，电解水制氢的成本基本取决于工艺的耗电量和电价。在假设煤价800元/吨、天然气价格3.365元/m³、工业用电价格0.56元/kWh、光伏自发电成本0.342元/kWh的情况下，估算煤制氢、天然气制氢、AWE路线灰电制绿氢、AWE路线绿电制绿氢、PEM路线绿电制绿氢的单位氢气成本分别为1.162元/m³、1.445元/m³、2.963元/m³、1.916元/m³、2.083元/m³。从经济性角度考虑，目前电解水制氢的成本仍明显高于煤制氢和天然气制氢的成本。目前电解水制氢技术主要有碱性水电解（AWE）、质子交换膜水电解（PEM）、固体氧化物水电解（SOEC）三种。三种电解水制氢技术的反应原理不同：AWE技术中水在阴极析出氢气和氢氧根；PEM技术的水在阳极分解产生氧气、氢离子和电子，然后电子和氢离子在阴极结合析出氢气；SOEC的水蒸气分子在阴极-电解质界面处解离形成氢气和氧离子。从技术特征来看：AWE技术相对更成熟，已在国内外实现大规模工业化生产；PEM的技术比AWE设备更紧凑、电流密度更大、氢气纯度更高且能耗更低，但受制于设备成本较高、寿命较低、实际电解效率目前远低于理论效率，目前PEM技术在国外初步实现商业化生产，但在国内仍处于实验阶段；SOEC技术目前面临电解槽耐久性低、电解效率低等问题，目前国内外都处于