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煤制烯烃龙头，宝丰能源：景气已至低点，产能扩张驱动高成长
2023-02-14
简介宝丰能源：煤制烯烃龙头，“碳中和”先行者
宁夏宝丰能源集团股份有限公司（以下简称“宝丰能源”或“公司”）是国内现代煤化工行业领跑者，也是化工行业“碳中和”路线先行者。
（报告出品方/分析师：华泰证券 庄汀洲 姚雯薏 张雄）
宝丰能源：煤制烯烃龙头，“碳中和”先行者
宁夏宝丰能源集团股份有限公司（以下简称“宝丰能源”或“公司”）是国内现代煤化工行业领跑者，也是化工行业“碳中和”路线先行者。
经过多年发展，公司已在宁夏基地形成了完善的煤、焦、化、电循环经济产业链，于 2019 年 5 月上交所上市。公司主营业务为煤制烯烃、煤制焦化及精细化工品三大板块，烯烃板块产品包括聚丙烯/聚乙烯/EVA 等，焦化板块产品包括焦炭及其副产品，精细化工板块则包含粗苯加氢精制产品、炼焦油深加工产品及碳四深加工产品等。
此外，公司积极响应国家“碳达峰、碳中和”战略部署等要求，计划在内蒙古基地新建煤制烯烃装置的基础上，配套建设风光制氢一体化项目，实现绿电、绿氧、绿氢耦合碳减排创新尝试，进一步探索创新煤炭清洁高效利用途径。
公司在建产能较多，2023-2024 年有望迎来投产高峰。
据公司公告，截至 22Q3，公司宁夏基地已建成投产包括 816 万吨/年煤炭产能（包含红墩子煤业一期 40%权益产能）、120 万吨/年煤制烯烃产能，700 万吨/年焦炭产能等，在建产能包括宁夏基地三期 100 万吨/年烯烃项目（含 25 万吨/年 EVA 产能）及内蒙古基地 300 万吨/年绿氢与煤制烯烃耦合项目，根据公司规划预计分别于 2023 年及 2024 年投产，有望带动公司业务规模再上新台阶。
公司控制权集中，股权结构清晰。
公司控股股东是宝丰集团，实际控制人是党彦宝先生，直接和间接累计控制公司 70.37%股权，此外宁夏聚汇信为实际控制人关系密切的家庭成员控制的企业，整体控制权集中。
近年来，伴随公司产能扩张，叠加煤焦化行业景气提升，整体营收及利润规模快速增长。
21 年公司实现营收/归母净利分别为 233.0/70.7 亿元，同比增 46%/53%，过去 5 年 CAGR （2017-2021）分别达 24%/33%，营收利润规模快速扩大。
22 年前三季度公司实现营收/归母净利分别为 214.9/53.7 亿元，同比增 33%/1%，受疫情防控等因素影响，公司主要产品聚烯烃及焦炭等需求表现不佳，且煤炭价格居高不下，公司依靠产能扩张和稳健运营实现业绩平稳增长。
分板块看，烯烃板块是公司收入和利润主要来源，由于焦化板块包含了自产煤炭部分利润， 近年来煤炭价格持续上涨，焦化板块收入及利润贡献也较高。
具体分拆看，2016-2021公司烯烃板块收入占比分别为56%/44%/42%/47%/58%/49%，毛利占比分别为50%/44%/45%/47%/60%/58%；焦化板块2016-2021年收入占比分别为32%/41%/43%/40%/33%/40%，毛利占比分别为 22%/41%/48%/41%/39%/52%；精细化工板块 2016-2021 年收入占比分别为 11%/15%/14%/13%/9%/10%,毛利占比分别为 12%/14%/13%/12%/6%/9%。
依靠成本优势抵御原料价格上涨冲击及产品需求下行，公司毛利率整体维持 35%以上高位。 受原料煤上涨及烯烃板块国内新增供给冲击等因素影响，公司综合毛利率 18年后承压下行， 但整体仍维持在 35%以上，依靠产业链一体化及技术带来的成本优势对冲行业景气下行。
2016-2021 年公司整体毛利率分别为 40%/43%/47%/44%/45%/42%，其中烯烃板块毛利率 分别为47%/44%/43%/44%/43%/32%，焦化板块毛利率分别为28%/44%/52%/45%/54%/55%，精细化工板块毛利率分别为42%/40%/44%/39%/29%/38%，其中焦化板块毛利率 20-22 年提升主要是因为煤价上涨，烯烃板块毛利率 21 年受产品景气不佳等因素影响有所下滑。
管理精进及规模效应显现，公司费用率近年来下降明显，净利率维持较高水平。
公司持续优化管理运营，伴随规模效应显现，近年来费用率呈明显下降趋势，16-21 年公司期间费用率（含研发费用）分别为 13%/10%/10%/9%/9%/5%。
公司净利率 16-21 年稳定上升，21 年公司净利率为 30%。上市后公司积极降低杠杆比例，净利率 16-21 年稳定上升，ROE 水平略有下降，2021 年 ROE 水平为 25%。
ROE 波动小于行业，周期属性弱化。受益于一体化布局及深厚的成本壁垒，宝丰能源 ROE 水平高于行业均值，其中煤化工行业 2011-2021 年平均 ROE 为 8.8%，而宝丰能源平均 ROE 为 19.4%，且波动水平小于同行，周期属性弱化。
烯烃路线竞争成本为王，宝丰能源成本护城河深厚
煤制烯烃产能快速扩张，已成为国内烯烃产能重要组成部分
煤制烯烃技术发展历史较短，2010 年后正式走入商业化。目前煤制烯烃主要采取煤经甲醇 间接法工艺，主要以煤为原料，通过气化、变化、净化及合成等过程首先生产甲醇，再用甲醇生产烯烃及下游聚烯烃等产品。
在煤制烯烃工艺中，煤制甲醇、烯烃聚合制聚烯烃均为传统成熟工艺，而甲醇制烯烃作为煤制烯烃中的核心技术环节，开发历史较短，主要发展于 2000 年以后。全球第一套万吨级甲醇制烯烃（DMTO）工业试验装置由中科院大连化物所于 2004 年建设并于 2006 年通过验收。
2010 年，神华集团采用大连化物所 DMTO 技术建设的包头 60 万吨/年煤制烯烃工业示范装置建成投运，标志着煤制烯烃技术工业化运用的成功。
近年来国内煤制烯烃产能快速扩张，已成为国内烯烃产能重要组成部分。近十年来煤制烯烃技术快速突破，其成本竞争力较强，特别是现金成本相对较低，使其在低油价下也具有较强的应对能力，已成为现代煤化工产业链中经济效益最高，产能增长最快的分支领域。
据石油和化工联合会，截至 2021 年，我国煤制烯烃生产能力达到 1115 万吨/年，相较于 2010 年产能规模增长超过 36 倍，其中煤/甲醇制乙烯占全国产能 16%，煤/甲醇制丙烯占全国产能 21%，成为国内烯烃原料路线多元化重要组成部分。
中高油价下，国内煤制烯烃成本优势凸显
国内煤制烯烃在油价 70 美元/桶以上较石脑油路线具备成本竞争力。由于产品差异化程度不高，油/气/煤制等烯烃路线的多元化活力很大程度上取决于成本端竞争力，油/气路线原料与油价相关性较高，煤价与油价相关性则相对较弱，烯烃产品价格主要跟随原油价格波动，一般而言油价越高烯烃价格也越高，煤制烯烃路线盈利也越高。
煤制烯烃在油价 30 美元/桶以下具有现金流，油价高于 40 美元/桶时能够实现盈利，油价 70 美元/桶时煤制烯烃成本与石脑油制烯烃成本相当，此后煤制烯烃路线成本竞争力更强。
国内煤制烯烃自 2012 年建成以来盈利能力表现优越。由于我国多煤少油少气，相较于油/气路线生产原料以进口为主，国内煤制烯烃供应厂商大多拥有配套（或集团配套）煤矿资源，且均布局在煤炭资源丰富的西北地区，煤炭到厂价格相比于沿海港口煤价格低且波动较小，成本端控制力也更强。
参考中国神华（集团自有煤矿）和宝丰能源（西北地区外购煤炭），2012 年-2020 年烯烃用煤价格一般在 400 元/吨以下，2021 年由于国内外多种因素影响，国内煤价大涨，但仍未超过 700 元/吨。
回顾 2012-2021 年，布伦特原油年均价格均在 40 美元/桶以上，且有 6 年在 70 美元/桶以上，国内煤制烯烃路线盈利能力良好。
2022 年以来，受俄乌冲突等多种因素影响，全球能源价格大涨，石脑油路线成本压力突出，而国内煤制烯烃路线仍能维持较高利润率。
依托技术优势、一体化布局及高效管理，宝丰能源构筑烯烃低成本护城河
宝丰能源烯烃规划总产能 520 万吨/年，全球最大。截至 2022 年，公司拥有煤制烯烃产能 120 万吨/年，在建产能包括宁夏三期 100 万吨/年及内蒙一期 300 万吨/年，此外宁夏及内蒙基地规划未建产能各有 100 万吨/年，在建产能投产后公司将成为全球最大煤制烯烃供应 商。宝丰能源聚烯烃单吨成本较同行平均水平低 25%以上，成本优势显著。
2016-2021 年，宝丰能源煤制烯烃生产成本分别为 3659/4253/4630/4014/3666/4820 元/吨，较中国神华吨烯烃生产成本分别低 40%/29%/18%/33%/29%/13%，较中煤能源吨烯烃成本分别低 30%/31%/36%/38%/47%/40%，特别是 2021 年，在宝丰能源用煤成本（对外采购）较中国神华（集团自供）高 81%的前提下，公司仍守住了较强的成本优势，体现了公司长期以来依靠技术、一体化布局及精益管理构筑的成本护城河。
宝丰能源依靠“三低一高”（低投资成本、低原料成本、低人力成本及高生产运营效率）构筑烯烃成本护城河。我们选取公司与中国神华 2016-2018 年烯烃成本拆分数据进行对比（2019 年后分拆数据披露数据口径变化），可以发现 2016-2018 年宝丰能源吨烯烃成本平均较神华低 1074 元/吨，其中原料及燃料动力成本、人工成本、折旧成本平均分别低 217/212/839 元/吨，若剔除两者煤炭采购成本上的差距（宝丰能源 2016-2018 吨原煤采购较神华分别高-14/26/32 元/吨），则宝丰能源吨烯烃总成本平均较神华低 1174 元/吨,其中原料及燃动成本平均低 290 元/吨。
宝丰能源烯烃投资成本较同行低 40%以上，折旧费用较同行低 200 元/吨以上。
煤制烯烃路线相较于石脑油及气头路线最大的特征之一在于投资强度较大，单套 50-60 万吨/年规模的装置投资额在 120 亿元以上，固定成本占比较高。
宝丰能源多年来积累了丰富的工程管理经验，项目从招标开始各环节全程参与（行业一般采取 EPC 外包），产业链一次性规划，集中布局、分期实施，充分发挥民营企业高效率优势，使得单体项目和公用工程投资成本均较同行有明显节省。
对比 5 年前建设的宝丰宁夏一、二期与近期建设的宁夏三期及内蒙项目，公司单吨投资从 2.4 万元下降至 1.7 万元以下，参考同行平均成本 3.7 万元/吨，宝丰单吨投资成本节省 40%以上。
以中国神华项目为例，相同 60 万吨/年产能规模下宝丰能源总投资额节省 26 亿元，以 20 年折旧期计算对应单吨折旧费节省 217 元。
产业链一体化优势显著，焦炭副产焦炉气制甲醇降低原料成本。
公司宁夏一、二期项目与神华煤制烯烃项目生产工艺及规模类似，原料单耗上不存在明显差距，但在剔除掉原料煤采购差异后，宝丰能源烯烃原材料成本平均较神华项目少 290 元/吨，成本节省主要来自于产业链一体化优势。公司充分发挥焦炭产业链一体化优势，以焦炉回收低成本焦炉气为原料制备甲醇，节省原煤消耗。
截至 2022 年，宝丰能源在宁夏基地配套建设了 150 万吨/年焦化联产甲醇装置和 2 套合计 60 万吨/年焦炉废气制甲醇项目，前者将焦炉气中的烷烃与蒸汽、二氧化碳反应转化为氢气含量高的合成气，直接调整煤气化装置产生的合成气中的碳氢比，省去了额外调氢步骤，比单独煤气化装置原料成本更低，后者使用焦炭生产回收利用低成本气体为原料制备甲醇，以供烯烃装置使用，节省煤炭消耗。
增强产业链配套，强化工艺技术革新，不断降低产品原材料单耗。除了发挥焦化产业链协同效应之外，宝丰能源也在不断扩张上游甲醇产能，19 年上市时公司甲醇产能为 180 万吨/年，截至 2022 年，公司甲醇产能已扩至 400 万吨/年，实现了甲醇完全自供，公司自产甲 醇成本平均比外采甲醇低 680 元/吨，考虑烯烃甲醇单耗接近 3.0，自产甲醇比例提升将有效降低原材料成本。
此外，公司持续加强煤制烯烃技术进步及工艺革新，不断降低原材料单耗，2021 年公司烯烃二厂甲醇单耗系数仅为 2.85，较 2016 下降 13.60%，持续创行业最好水平。
公司坚持精益管理高效运营，聚烯烃装置平均开工率 100%以上，人力成本较同行低 50%。公司产业链布局精密衔接，依托对煤制烯烃技术和工艺的深刻理解，保证生产端长期满负荷运转，16-21 年聚烯烃平均开工率 100%以上，进一步摊平单吨产品生产成本；此外公司充分发挥规模优势和产业链集中优势，大力推动扁平化、智能化、自动化，用工人数较少，单吨聚烯烃人力成本较同行少 50%。
投资集约、技术升级、规模提升，内蒙基地烯烃单吨成本下降空间显著
宝丰能源内蒙基地煤制烯烃项目较宁夏基地投资效率更高，技术更为先进，单套装置规模升级，距原料产地及产品销售市场更近，投产后单吨烯烃销售成本有望显著降低。内蒙项目投资效率较宁夏基地三期高 19%，聚烯烃折旧费用有望下降 189 元/吨。
公司于 2020 年正式启动内蒙古宝丰煤基新材料项目，总规划建设 400 万吨/年煤制烯烃，其中一期煤制烯烃与绿氢耦合制项目烯烃规模为 300 万吨/年，总投资额 478.1 亿元，单吨投资额为 1.6 万元/吨，较宁夏基地三期平均单吨投资额下降 19%，以 20 年折旧期计算，烯烃单吨折旧费用将有望节省 189 元。
项目采用大连物化所 DMTO-Ⅲ甲醇制烯烃技术，原料单耗及能耗进一步下降。DMTO-Ⅲ是 由中科院大连化物所开发的最新一代甲醇制烯烃技术，于 20 年 11 月正式通过技术成果鉴 定，DMTO-Ⅲ工艺采用新一代催化剂，可将单套 MTO 装置甲醇处理能力从 180 万吨/年提 升至 300 万吨/年，烯烃产量从 60 万吨/年增加至 115 万吨/年，且装置甲醇单耗系数大幅降 低至 2.65（据中国石油与石化联合会，2021 年行业平均水平 3.0，宝丰能源为 2.85），此 外具有烯烃收率高、能耗及热电消耗少、碳排放少等突出特点。
假设自产甲醇成本 1000 元/吨，则甲醇单耗下降将有望节省单吨烯烃生产成本约 200 元，另外由于单套装置规模效应提升带来的成本节省接近 100 元/吨。
另外，内蒙基地较宁夏基地更靠近鄂尔多斯煤炭产地及华北烯烃产品销售市场，原料及产品运距均更短，运输成本也有较大的下降空间。
宝丰内蒙项目是国内煤制烯烃最领先工艺与最集约投资的大成之作，进一步增强公司成本竞争力。
根据宝丰能源环评报告，内蒙项目烯烃综合成本预计为 4115 元/吨（不考虑补氢影响），较公司宁夏项目 2021 年烯烃综合单吨成本（5350 元/吨，包含烯烃副产品）有望下降超过 1000 元/吨，投产后将进一步拓宽公司成本护城河，巩固公司领跑者地位。
风光制氢耦合煤化工先行，宝丰能源引领行业碳中和之路
氢能是全球实现“碳中和”目标的战略性选择
氢能优势突出，是全球实现“碳中和”目标的战略性选择，特别是俄乌冲突后产业链布局加 速。氢能作为一种可再生、清洁高效的二次能源，具有资源丰富、来源广泛、燃烧热值高、 清洁无污染、利用形式多样、可作为储能介质等优点，发展氢能是全球实现能源转型战略的重要组成部分。
据国际氢能委员会，截至 2022 年 5 月，全球已经有超过 40 个国家或联盟发布或制定了《国家氢能战略》，累计投入 240 亿美元用于氢能产业链建设。据 IEA，预计至 2050 年氢能将满足全球 18%的终端能源需求。
俄乌冲突后，全球氢能产业布局明显加速，截至 2022 年 5 月，全球范围内已规划氢能产业链项目超过 680 个，其中超过 160 个为 2021 年 12 月以后公布，其中兆瓦级别绿氢项目中有 43/61 个是 2021 年 12 月以后公布的。
国家政策定调，产业投资加码，中国积极布局氢能产业。
2022 年 3 月，国家发改委及能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，规划明确了氢的能源属性，明确氢能是未来国家能源体系的组成部分，推动充分发挥氢能清洁低碳特点，推动交通、工业等用能终端及高耗能、高排放行业绿色低碳转型。
政策大力支持下，产业链投资积极性提升，据高工产业(GGII)统计，2022 年 1-11 月国内累计投资制氢项目超过 70 个，同比增长超过 300%，行业在制、用储、输等各环节均迎来全方位发展。
全球低排放氢气中期仍存供给缺口，绿氢降本空间 60%
2021 年全球氢能需求超过 9400 万吨，中国是全球最大的氢气消费国。据 IEA，2021 年全 球氢能需求超过 9400 万吨，较 2019 年增长超过 5%，全球氢能仍主要用于炼油与工业等 传统需求，新兴应用领域（包括重工业、交通运输、发电、建筑行业及氢衍生染料生产等） 需求贡献较小，约为 0.04%，但呈现快速上升趋势，特别是以中国氢能重卡驱动的交通需求同比提升超过 60%。
分区域来看，中国 2021 年氢能消费量 2800 万吨，约占全球 30%，是全球最大的氢气消费国。
IEA 预测至 2030 年全球氢能需求将提升至 1.15-1.30 亿吨。据 IEA，考虑各国政府针对具 体行业规划场景下，预计全球 2030 年氢气需求将提升至 1.15 亿吨，大部分需求增量来自 于传统应用，但在此场景下将无法满足各国达到承诺的碳减排目标；若考虑各国 2030 年碳 减排承诺为场景，预计全球 2030 年氢气需求量将提升至 1.30 亿吨。
整体而言，至 2030 年前，全球氢能需求有望增长 2100-3600 万吨/年。
2021 年全球氢气生产中仅有 0.7%为低碳氢及绿氢，中期低碳氢气供应仍有较大缺口。
制备氢气方式多样，根据制备原料不同可分为可再生和非可再生两种，其中非可再生制氢主 要指使用石化资源制氢，可再生制氢主要是用水、生物质等可再生资源为原料制氢。
据 IEA，2021 年全球氢气供应主要来源仍是未减排化石能源，其中天然气制氢是全球最主要的氢气供应方式，约占 21 年产量的 62%，石脑油重整和原油制氢分别供应了 18%及小于 1%的氢气，约 19%的氢气来自于煤炭（以中国为主），而通过减排方式供应的氢气占比仅为 0.7%（100 万吨），其中仅有 0.04%（3.5 万吨）氢气来自于电解水（绿氢）。
21 年，全球未减排氢气合计造成超过 9 亿吨二氧化碳排放，据国际氢能委员会，截至 22 年 5 月，参考已公告项目，预计至 2023 年全球低碳氢产能有望提升至 24 万吨以上，或仅能满足全球市场增量需求，若考虑存量未减排氢气替换，则中期低碳氢产能仍有较大供给缺口。
绿氢降本空间较大，2030 年较 2020 年有望下降超过 60%。
可再生制氢仍处于初期发展阶段，目前全球生产成本均较高，据国际氢能委员会，2020 年全球平均绿氢生产成本约为 5.4-6.0 美元/kg，较煤制氢（灰氢）成本高 74%，但正是因为行业处于早期发展阶段，学习曲线陡峭，伴随规模经济和技术进步，绿氢生产成本有望以超预期的速度下降，2030 年预计较 2020 年成本降低 60%。
综合而言，除整体规模提升带来的资本开支下降之外，三大因素正驱动绿氢成本快速下降，一是可再生能源度电成本下降，电费占制氢成本 60-70%，是影响成本的最重要因素，据国际氢能委员会预计至 2030 年全球光伏/陆风/海风发电成本有望分别下降 25%/50%/33%；二是电解槽投资成本正在加速下行，未来成本有望下降 25%；三是电解槽效率和运维效率的提高，这可使得氢气生产成本降低超过 0.6 美元/kg。
煤制烯烃碳排放强度高，绿氢耦合是实现碳减排的重要举措
中国碳排放量占全球 28%，实现“双碳”目标需要通过能源转型、工业减排、生态碳汇和 CCUS 多种手段共同实现。
据 CEADs，2019 年中国二氧化碳年排放总量为 101.7 亿吨，约占全球当年二氧化碳排放总量的 28%，要实现 2060 年碳中和的行动目标，意味着要在维持预期经济发展目标前提下，通过 40 年努力，采用多种途径每年消纳约 100 亿吨的二氧化碳人为排放量。
据《中国碳达峰、碳中和行动方略之探讨，于贵瑞等，中国科学院院刊，2022,37（4））》提出，较为可行的中国碳中和方案为：通过能源转型和工业减排的努力，到 2060 年前，每年直接减排 70-80 亿吨碳排放量，针对剩余部分采取生态系统碳汇方式每年中和 20-25 亿吨，再采用 CCUS 技术每年封存 5-10 亿吨，以实现人为碳排放和自然与人为碳吸收的碳收支平衡。
煤化工行业碳排放量约占中国总碳排放量 4.8%，煤制烯烃碳排放强度最高。
由于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，国内化工行业更多使用高碳排放的煤炭作为原料，导致我国化工行业碳排放强度高于其他国家。
据 CEADs，2019 年我国煤化工碳排放量约为 5.4 亿吨，约占全国碳排放总量的 4.8%，煤化工行业耗煤量约占全国煤炭消费总量的 24.1%，已成为我国煤炭消费和碳排放的主要贡献之一。
双碳目标下，煤化工行业高碳排放的发展模式面临巨大挑战。从具体产品而言，我国煤化工碳排放主要集中于合成氨、焦炭、甲醇和烯烃四个产品，各占总排放量的 26%/21%/19%/18%，各子行业单位产品碳排放系数在 0.2-10.8 之间，煤制烯烃碳排放强度最高，在双碳背景下亟需谋取低碳化发展。
煤化工碳排放来自于工艺和燃烧两种过程，绿氢耦合煤化工是工艺减排的重要手段。
煤化工项目的碳排放主要来自于工艺排放和燃烧两方面，其中工艺排放主要来源是低温甲醇洗工段，因为煤炭制备的合成气中碳多、氧多、氢少，而生产的产品则碳少氢多，必须用一 氧化碳与水反应补充氢，必然副产大量的二氧化碳，此外燃煤主要是指煤化工配套的热电中心锅炉燃煤排放。
因此，降低煤化工碳排放强度的可行性措施有四条，一是降低产品氢碳比，增加含氧化合物和碳纤维等产品；二是与新能源制氢也就是绿氢耦合，取代传统的一氧化碳与水反应过程，通过绿氢补充方式可最高使得煤化工项目工艺过程碳排放降低 95%；三是从燃烧排放入手，采取以电代蒸汽驱动方式；四是采取 CCUS 技术（二氧化碳捕集利用与封存），这是在不改变前端原料和工艺前提下实现碳减排的重要手段。
内蒙宝丰一期：全球第一个规模化新能源制氢耦合煤制烯烃项目
内蒙宝丰基地一期将建成全球首个规模化使用绿氢耦合煤制烯烃的碳减排项目。据公司 2022 年 11 月 23 日公告，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正式获得环评批复，项目采用绿氢与现代煤化工协同生产工艺，烯烃合计产能为 300 万吨/年，是目前为止全球单厂规模最大的煤制烯烃，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。
40 万吨/年风光制绿氢耦合煤制烯烃，全流程有望实现年减排二氧化碳 632 万吨/年。
该项目配套建设风光制氢一体化项目（单独立项），逐年补充绿氢绿氧，其中补充的氢气直接补入甲醇合成装置，减少由于变化工艺带来的二氧化碳排放，补充的氧气补入空分装置，减少燃料煤用量，实现二氧化碳减排，根据公司环评报告，预计至补氢第五年时，项目年碳 排放量将从 1765 万吨/年下降至 1555 万吨/年，下降 12%。
除此之外，公司还通过采用高压煤气化废锅技术（回收高位显热）、新一代 DMTO 三代技术（降低原料单耗）、蒸汽驱动机组改为电驱机组以及优化的系统集成手段，实现全流程减碳减排，相较于纯煤炭制 300 万吨/年烯烃项目，本项目有望合计减少二氧化碳排放量 632 万吨/年，降幅达 30%。
宁夏宝丰基地领先布局电解水制氢耦合，已建成 3 万 Nm3/h 电解水制氢项目。
宝丰能源早 在 2019 年就开始探索新能源制氢，致力成为行业领跑者，公司投资 14 亿元在宁东建设 10 万千万瓦自发自用光伏发电装置和 10 台 1000Nm3 /h电解水制氢装置，每小时可生产 1 万 标方绿氢，0.5 万标方绿氧，项目已于 2021 年 4 月建成投产，此外二期工程 2 万 Nm3 /h 电解水制氢项目已于 2022 年建成投产。
截至 2023 年 1 月，公司绿氢年生产规模已达到 6 亿立方米，每年可替代原料煤 80 万吨、减排二氧化碳 140 万吨，公司规划在宁夏、内蒙粮基地布局超过百万吨/百亿立方米绿氢产业，致力于成为全球最大的绿氢供应商，全方位带动化工、交通、电子工业、储能等全行业深度脱碳。
绿氢成本可控，渐进布局保障项目经济性，集团助力建设配套一体化风光制氢项目。
根据公司环评报告，考虑现行新能源建设成本较高，且电解槽供货能力短期无法满足需求，技术仍在快速上升期等现实性原因，该项目计划以 5 年为周期实施渐进式补氢，5 年后达到 25.15 亿标方/年的补氢方案。
根据公司环评报告，若以现阶段电解水制氢成本 1.34 元/方测算，将导致吨烯烃成本增加约 452.52 元，增幅约 10%，但在考虑渐进式补氢（叠加技术进步和新能源电费下降）前提下，预计补氢带来的成本 6.98 亿元，折吨烯烃成本上升 232.67 元，整体成本上升 5.42%，补氢费用较一次性投资下降 49%，对项目整体经济性影响可控。
此外宝丰能源集团将为该项目配套建设 8.5GW 风光制氢一体化示范项目，其中包含 7GW 光伏、1.5GW 风电，制氢规模 71 万标方/小时，项目静态总投资 449 亿元，其中可再生能 源部分投资 367亿元，氢能系统部分投资 83亿元，该项目已经列入鄂尔多斯氢能产业规划。
景气已至低点，产能扩张驱动高成长
聚烯烃烯烃景气度已至低点，宝丰能源 23-24 年扩产 425 万吨/年新产能
2020 年以来，中国扩产引领全球聚烯烃行业迎来供给上行期。
据 Globaldata，全球聚烯烃行业自 20 年以来迎来供给上行期，至 25 年，全球聚乙烯/聚丙烯产能将扩至 1.83/1.37 亿吨，较 20 年分别提升 60%与 50%，中国将是全球扩产主力。
国内供给端，在民营大炼化和轻烃路线产能井喷之下，20-21 年国内 PE 及 PP 产能增速较快，22 年产能增速边际回落，预计 23-25 年国内仍有较多新增产能等待释放，其中 PE 供给端压力小于 PP。
国内需求端，17-20 年，在全球经济需求向好及产业链转移趋势带动下，国内 PE 及 PP 表观需求增速较快，特别是 PE 表观需求增速 18-20 年维持在 12%以上，21-22 年，受疫情及能源价格较高等因素影响，国内 PE 及 PP 需求整体偏弱。
展望 23-25 年，我们预计伴随国内需求疫后复苏及海外加息落地后需求企稳，PE 及 PP 需求有望逐步改善。
供给冲击叠加需求弱化，两路线烯烃利润均创 2011 年以来新低。
22 年，聚烯烃行业面临供、需及成本端三头夹击，供给端过去 3 年新增产能陆续释放，需求端受国内外疫情扰动较大，此外煤、油等原料价格大涨又增添成本端压力，国内聚烯烃行业景气度大幅弱化。
根据我们的测算（原材料均采取市场均价，不考虑自备资源情形），煤头及石脑油路线 2022 年年内利润率均创 2011 年以来新低，其中石脑油路线自 22 年 1 月以后毛利边际转负，全 年最差阶段每吨亏损超过 2000 元，煤头路线在 22 年 1-4 月高油价期间盈利较好，22Q3 至今伴随油价走弱而煤价走强，盈利能力也快速下滑。整体而言，不论是煤头还是石脑油路线，国内聚烯烃盈利均已处于景气底部，未来有望伴随国内需求复苏迎来景气修复。
公司在建聚烯烃产能 400 万吨/年将于 23-24 年陆续投产，扩产贡献高成长性。
据公司年报及环评报告，截至 22 年公司在建聚烯烃新产能包括宁夏一期 100 万吨/年及内蒙一期 300 万吨/年，公司预计将分别于 23H2 及 24H2 投产，24 年聚烯烃产能较 22 年增 354%，成长性显著。
根据我们前文分析，公司内蒙基地一期项目是国内煤制烯烃最先进技术和公司高效集约投资的大成之作，盈利能力较宁夏基地将有显著提升，将为公司贡献高质量成长。
碳中和渐行渐近，我们认为宝丰能源低能耗优势将愈发显著。
2022 年 2 月，国家发改委发布了《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南(2022 年版)》，公布重点行业能效标杆水平及基准水平，要求对能效在基准水平以下，且难以在规定时限通过改造升级达到基准水平以上的产能，通过市场化方式、法治化手段推动其加快退出。
根据该指南，截至 2020 年底，我国蒸汽裂解制乙烯产能中低于基准水平的产能占总产能约 30%，若未能通过有效方式提升能耗效率，将于 2025 年前退出，对冲行业新增供给压力；据中国石油和化学工业联合会发布的《2021 年度石油和化工行业重点耗能产品能效“领跑者”标杆企业名单》，宝丰能源以吨烯烃综合能耗 2329 千克标煤位居行业第一，分别较行业基准/标杆水平低 29.4%/16.8%，考虑后续行业可能会出台碳税等碳中和相关政策，我们认为公司低能耗优势将愈发显著。
此外，公司宁夏基地三期布局了 25 万吨/年乙烯-醋酸乙烯共聚物（EVA），EVA 属于高分 子材料，传统应用领域包括发泡料、电缆、热熔胶和涂覆等，近年来伴随全球光伏产业的快速发展，EVA 树脂在光伏封装胶膜等领域的需求快速提升。
据百川盈孚，2022 年 1-11 月，国内合计生产 EVA 约 157 万吨，进口量 112 万吨，表观消费量同比增 34%，需求维持高速增长。据公司规划，宁夏 EVA 装置预期将于 23 年 H2 投产，有望填补国内空缺。
焦煤资源稀缺，焦炭景气较低或有起色
我国炼焦煤资源属性凸显，供需双弱预计后续价格稳中趋降。整体而言，21-22 年国内炼焦 煤资源属性演绎充分。我国炼焦煤开采已近天花板，历史最高产量年份为 2009 年，在近年 国内增产保供大背景下，产能产量也未有明确增量，国内供给弹性较弱。
进口方面，19 年以后澳煤进口缺席，虽然蒙煤及俄煤增量显著，但进口总量仍较 19-20 年有缺口。21-22 年叠加安监趋严及国际能源危机，炼焦煤价格表现强势，均价持续上涨，最高突破 3800 元/吨，22H2 随着焦炭及钢铁产业链需求下行，焦煤价格逐步下行，考虑供给端仍有较强约束，我们预计后续价格稳中趋弱。
焦炭产业链主要受弱需求主导，22Q3-Q4 行业整体亏损，后续供需或有改善。整体而言，22 年焦炭产业链主要受弱需求驱动，地产及基建需求不足，22 年国内粗钢产量同比下滑0.4%，而焦炭产量同比增 4.6%，供给过剩导致产业链利润下滑，行业 22Q3-Q4 整体亏损。
展望 23-24 年，一方面国内地产及基建需求有望企稳回升，此外，焦炭产业链中期仍有政策性去产能逻辑（4.3 米以下焦炉淘汰政策，约影响全国 20%以上产能），也可能带来供给端支撑。
宝丰能源拥有 300 万吨/年焦炭配套 816 万吨/年焦煤，享受一体化配套优势。截至 22 年， 宝丰能源宁夏基地拥有 300 万吨/年焦炭产能，同时自配套 816 万吨/年焦煤产能，考虑洗选 后焦煤自给率在 50%以上，自产焦煤成本不超过 300 元/吨，充分享受产业链一体化优势。
公司于 22年 12月 20日公告收购国家电投宁夏能源铝业持有的宁夏红墩子煤业 40%股权， 红墩子煤业拥有红一煤矿及红二煤矿各 240 万吨/年产能，其中红一煤矿已经投产，红二煤 矿预计 2023 年投产，有望进一步提升公司焦煤自给率。
复盘：估值已近底部区域，布局中长期高成长
股价主要由基本面驱动，估值已近历史底部区域。复盘宝丰能源上市以来股价走势，基本面变化是公司股价的最主要驱动力，特别是在公司宣布投建新项目后，股价往往走势较强（例如 20Q1 初启动宁夏三期项目，20H2 启动内蒙项目后），我们认为这源于市场对于公司竞争力的认可，宝丰能源依靠技术进步、一体化布局和高效管理构筑了较宽的护城河，不仅能够保障在手项目竞争力，且不断致力于提升新项目超额优势，保障中长期成长性。
从估值角度而言，受国内外经济需求走弱影响，22H2 后聚烯烃及焦炭产业链景气度均回落 至底部区域，压制公司股价表现，公司历史 PE（TTM）波动区间为 11.8X-36.9X，截至 23 年 2 月 9 日，估值已近上市以来底部区域。
盈利预测与估值、报告总结
净利润：预计 22-24 年分别为 66.7/90.5/121.7 亿元
宝丰能源主营业务主要是烯烃及焦化业务，19-21 年收入占比超过 86%，毛利占比超过 88%。我们对公司收入预测基于未来产能、销量及单价测算。
产能预测：公司 23-24 年烯烃板块新增产能较多，根据公司年报及可行性报告，预计宁夏三期 100 万吨/年煤制烯烃及配套 25 万吨/年 EVA 项目预计将于 23H2 落地，其中配套甲醇项目已于 22 年年底投产；内蒙基地煤制烯烃项目一期 300 万吨/年预计将于 24H2 投产。
根据公司规划，我们预计 22-24 年宝丰能源聚乙烯产能分别为 60/85/246 万吨/年，聚丙烯 产能分别为 60/110/247 万吨/年，EVA 产能分别为 0/25/25 万吨/年；焦化业务方面，公司于 22H1 投产 300 万吨/年焦炭新产能，后续暂无新增扩产计划，我们预计 22-24 年公司焦炭产能维持 700 万吨/年不变。
销量预测：公司工艺水平领先，烯烃及焦化装置实际开工率常年（当年产量/实际可满产产 能）超过 100%，公司扩产产品均为成熟工艺，且新装置工艺技术更为领先，我们认为公司 能够延续高开工率优势，此外结合公司历年产销率情况，我们假设公司产销率均为 100%。
考虑产能爬坡因素，我们预计 22-24 年公司聚乙烯开工率（当年产量/年底名义总产能，下 同）分别为 119%/99%/48%，聚丙烯开工率分别为 110%/83%/52%；EVA 项目将于 23H2 投产，我们预计 23-24 年实际开工率分别为 35%/110%；焦炭业务 22-24 实际开工率分别 为 92%/110%/110%。
结合产能及开工率预测，我们预计公司聚乙烯 22-24 年销量分别为 71/84/117 万吨/年，聚丙烯 22-24 年销量分别为 66/91/128 万吨/年，EVA23-24 年销量分别 为 9/28 万吨/年，焦炭 22-24 年销量分别为 644/770/770 万吨/年。
产品价格及成本预测：公司主要产品聚烯烃价格受宏观经济需求、国际原油价格及自身供需格局影响较大，成本端则受煤价影响较大，焦炭产品原料主要为煤炭，成本及价格均受煤炭价格影响，因此我们对 22-24 年煤价及油价做出预测，以此为基础并结合具体产品供需做出产品价格假设。
原油方面，22 年布伦特原油均价为 99 美元/桶，考虑 20 年以来全球石油资本开支较 10-14 年下降超过 40%且 OPEC+限产控制力较强，预计 23 年全球需求虽有弱化但油价仍将维持 较高中枢，24 年全球经济修复带动油价反弹，我们预计 23-24 年原油价格为 95/105 美元/ 桶（具体价格预测逻辑可参考华泰研究化工组《中国海油：油气高价背景下 E&P 标杆价值 重估》，2022 年 6 月 23 日）。
煤炭价格方面，22 年秦皇岛 5500k 动力煤价为 1258 元/吨，我们预测 23-24 年价格分别为 950/935 元/吨，其中 23 年价格参考华泰研究煤炭组预测（报告《2023: 行业强α与宏观弱β的较量》，日期 2022 年 10 月 14 日），在海外经济衰退和国内新增产能双重影响下，预计自 23 年起煤炭供需边际宽松，23-24 年价格同比有所下降。
由于公司主要采购的是鄂尔多斯原煤，相较于港口煤价，坑口煤价本轮上涨幅度较小且涨幅主要集中在 22 年下半年，我们预计鄂尔多斯原煤价格 22-24 年分别为 774/745/717 元/吨，23-24 年价格虽有回落，但整体幅度小于港口煤价。
价格方面，结合油煤价格预测，我们预计 22-24 年公司聚乙烯产品销售价格分别为 7382/7295/7472 元/吨，同比分别变化 1%/-1%/2%，22 年供需压力较大，但在油价上涨支撑之下价格较 21 年微幅上涨，预计 23 年价格随油价下行小幅回落，但石脑油路线已处于亏损状态，预计回落幅度有限，24 年伴随全球经济复苏及油价反弹，聚乙烯价格有所上涨；
我们预计 22-24 年公司聚丙烯产品销售价格分别为 7246/7111/7055 元/吨，同比分别变化-5%/-2%/-1%，由于国内聚丙烯新增产能较多，整体行业格局较弱，因此价格走势弱于聚丙 烯。
EVA 方面，21-22 年伴随光伏等新兴领域需求上升，EVA 价格中枢明显提升，22 年价格为 19928 元/吨，伴随国内新增产能释放，我们预计 23-24 年 EVA 价格有所下行，分别为 15155/13274 元/吨；
焦炭方面，22 年预计价格随煤价上行有所上涨，我们预计 23-24 年焦炭价格随煤价下行，22-24 年价格分别为 2061/1912/1813 元/吨，同比变化 5%/-7%/-5%。
成本方面，结合油煤价格预测，我们预测公司宁夏基地聚烯烃 22-24 年生产成本分别为 5180/5003/4782 元/吨，同比变化 7%/-3%/-4%，其中 22 年成本上涨较小主要是因为公司 22 年自有甲醇产能扩展，甲醇自给率上升带来的成本节省，23-24 年单吨成本跟随煤价下跌；考虑内蒙基地采用第三代 DMTO 技术，投资成本更为节省，原料消耗、能耗更低，我们预计内蒙计提 24 年单吨聚烯烃成本为 4095 元/吨，较宁夏基地有明显成本优势；EVA 成本方面，我们预计 23-24 年成本分别为 7636/7328 元/吨，成本随开工率提升有所下降；焦炭方面，我们预测 22-24年单吨成本分别为 1214/1095/912元/吨,随煤炭价格回落成本下滑。
毛利率假设：受煤炭价格大幅上行及国内需求偏弱等因素综合影响，公司主要产品烯烃及焦化景气 22 年持续弱化，至 22 年年底基本已经处于历史偏低区域，22 年公司毛利率预计承压下行，伴随原料端特别是煤炭价格的下行及国内需求复苏，我们预计 23-24 年公司毛利率有所改善。
我们预测公司烯烃业务 22-24 年毛利率分别为 27%/30%/35%，焦化业务毛利率分别为 40%/42%/49%，综合毛利率分别为 35%/36%/41%。
费用率假设，2020-2021 年公司费用率明显下降，特别是伴随规模效应显现，销售费用与管理费用率明显下滑，我们预计 22 销售费用率延续下滑趋势，考虑销售费用已经降至较低水平，预计 23-24 维持稳定；
管理费用率方面，我们预计伴随公司管理效益提升，管理费用 22-24 年延续下降趋势；
研发费用率方面，公司持续投入烯烃技术与氢能等领域研究，我们预计 22-24 年研发费用率维持 21 年水平不变；
财务费用率方面，公司 22-24 年资本开支集中，预计财务杠杆水平提升，财务费用率有所提升。
我们预测 22-24 年公司费用率合计分别为 4.84%/5.42%/5.46%。
净利润预测：综合我们对公司产品营收、毛利率及期间费用率的预测，我们预测公司 22-24 年归母净利润分别为 66.7/90.5/121.7 亿元，对应 EPS 预测为 0.91/1.23/1.66 元/股，同比 分别增长-6%/36%35%。
我们对公司 23 年净利润受煤价及聚烯烃销售价格变动的影响做了敏感性测试，我们中性预 测 23 年公司煤炭采购价格/聚烯烃综合售价为 745/7218 元/吨（均为不含增值税口径），对 应 23 年净利润为 90.5 亿元，根据我们的模型测算，若聚烯烃综合价格每上升 100 元/吨， 公司归母净利润提升约 1.3 亿元，若采购煤价每下降 100 元，则归母净利润增厚 12.0 亿元。
宝丰能源是煤制烯烃行业龙头，也是化工行业“碳中和”先行者。
公司在建 400 万吨/年煤制烯烃有望于 23-24 年陆续投产，内蒙基地配套布局全球首套规模化风光制氢耦合项目，引领行业“碳中和”之路。
受高煤价及需求不佳影响，22 年公司主业景气已至底部，伴随 23-24 年内需复苏及公司新产能落地，预计公司业绩有望迎来高增。
我们预测公司 22-24 年 EPS值为 0.91/1.23/1.66元，结合可比公司估值水平（23年Wind一致预期平均 11XPE），考虑公司竞争力突出，23-24年归母净利增速快于同行平均水平，给予 23年估值为 15XPE，对应目标价 18.45 元。
风险提示
原材料价格大幅波动风险
公司原材料成本占产品营业成本的比重较大（50%以上），主要原材料特别是煤制烯烃业务 所使用的原煤以外采为主，受宏观经济、行业供给政策等因素影响，相关原材料价格可能出现大幅波动，影响公司毛利率水平。
原油价格大幅波动风险
公司主要产品为聚烯烃及焦炭，其中聚烯烃国内生产供应格局仍以油气头路线为主，价格及成本均受原油价格影响，受全球宏观经济及地缘政治影响，原油价格可能出现大幅波动，影响公司主要产品价格变化，从而影响公司收入及毛利率水平。
新项目投产不达预期风险
目前公司在建项目稳步推进中，若出现土建施工进度不及时、供应商交付设备延迟、安装调试进度不达预期等情形，会影响生产线项目如期投产。
下游需求不及预期风险
公司主要产品用于房地产、钢铁、光伏等领域，若下游需求受宏观经济影响等不及预期，可能影响公司收入及利润表现。
国内煤化工行业实施碳税的风险
公司主要产品碳排放系数较高，若国内煤化工行业推出碳税等相关政策，可能带来额外成本上升，影响公司利润表现。
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