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宝丰能源（600989.SH）深度系列四：原料用能渐落地，绿氢龙头高成长

核心内容

宝丰能源作为煤化工与绿氢领域的龙头企业，受益于原料用能不纳入能源消费总量控制政策，以及国内煤价受限、国际油价高位运行的市场环境，其煤制烯烃与绿氢项目具备显著的成本优势和减排效益。随着政策支持和项目产能逐步释放，公司未来三年将进入高成长期，预计2022-2024年归母净利润分别为80.5亿、109.0亿和182.3亿，同比增长分别为13.8%、35.4%和67.3%，EPS分别为1.10元、1.49元和2.49元，对应PE分别为13.9倍、10.3倍和6.1倍。公司维持“买入”评级。

主要观点

1. 原料用能政策利好煤化工发展

• 原料用能不计入能源消费总量控制，可节省60%-70%的碳排放指标，有利于煤化工项目审批与产能扩张。
• 内蒙古作为煤化工大省，政策有望细化，对宝丰能源内蒙400万吨/年煤制烯烃项目形成利好。
• 公司内蒙项目有望加速推进，未来总烯烃产能有望达670万吨/年。

2. 煤价受限，油价高位，煤制烯烃成本优势明显

• 国内煤价受政策调控，与国际煤价保持较大差价，而国际油价中枢维持高位。
• 煤制烯烃相比油制和气制路线具有成本优势，2021年煤制烯烃成本低于其他路线。
• 随着油价维持高位，煤制烯烃的盈利确定性增强。

3. 绿氢耦合煤化工，实现低碳减排与增效

• 煤化工与绿氢结合，可显著降低碳排放，提高能源利用效率。
• 公司绿氢产能预计2022年达4.8万吨/年，2030年有望达26.3万吨/年。
• 绿氢成本有望下降至0.8元/标方，2025年绿氢项目效益中枢为8.4亿元/年，2030年达31.0亿元/年。

关键信息

政策背景

• 原料用能政策逐步落地，有利于煤化工产业的低碳发展。
• 国家推动能耗“双控”向碳排放“双控”转变，促进碳交易市场的发展。
• 宝丰能源内蒙项目受益于政策利好，能耗指标减少70%左右。

成本与盈利

• 2021年煤制烯烃成本为6381元/吨，低于油制和气制路线。
• 油价高位下，煤制烯烃成本优势进一步凸显。
• 煤制烯烃单位产品综合能耗低于行业标杆水平。

绿氢项目

• 绿氢成本预计2025年为0.8元/标方，2030年下降60%左右。
• 绿氢项目预计2025年效益中枢为8.4亿元/年，2030年达31.0亿元/年。
• 公司绿氢项目可节约煤炭23万吨/年，减少碳排放56万吨/年。

项目进展与产能释放

风险提示

• 产品价格下跌风险
• 原材料价格上涨风险
• 新建项目不及预期风险

财务预测

图表目录

• 图1：以煤气化为代表的煤化工生产过程部分碳流向下游产品
• 图2：2021年我国发电装机中火电占比超50%
• 图3：2021年我国原煤产量远大于原油和天然气
• 图4：动力煤现货价格上涨依然受政策约束
• 图5：国际港口动力煤现货价格高涨
• 图6：油价中枢抬高，烯烃价格与油价相关性较高
• 图7：2020年我国乙烯产能69%来自石油工艺
• 图8：2020年我国丙烯产能56%来自石油工艺
• 图9：聚乙烯-动力煤差价保持上行
• 图10：绿氢是氢能发展的最终目标
• 图11：2020年中国氢气来源以煤制氢为主
• 图12：中国氢气产量增速提升
• 图13：现代煤化工以碳换氢，不可避免二氧化碳排放
• 图14：煤化工耦合绿氢碳减排增效明显
• 图15：碳交易市场量化碳减排效益
• 图16：欧盟碳排放配额价格不断上涨
• 图17：2030年绿氢成本有望下降60%
• 图18：宝丰能源绿氢产能有望逐年增长

表格目录

• 表1：主要煤化工工艺碳利用率在20%以上
• 表2：未来3年公司成长聚焦煤制烯烃
• 表3：公司煤制烯烃能耗低于标杆水平和基准水平
• 表4：2021年煤制烯烃成本低于其他路线
• 表5：油价高位下，煤制烯烃具有竞争优势
• 表6：可再生能源助力绿氢成本降低
• 表7：行业60万吨/年烯烃耦合绿氢减排达464.5万吨/年
• 表8：行业60万吨/年煤制烯烃耦合绿氢增效二维分布矩阵
• 表9：宝丰能源绿氢增效二维分布矩阵
• 表10：公司业务拆分及关键假设