1、 证券研究报告证券研究报告 请务必阅读正文之后请务必阅读正文之后第第 54 页起的免责条款和声明页起的免责条款和声明 绿色煤基新材料龙头绿色煤基新材料龙头，高速，高速扩张序幕扩张序幕开启开启 宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告2023.2.3 中信证券研究部中信证券研究部 核心观点核心观点 王喆王喆 周期产业首席分析师 S01 李鸿钊李鸿钊 能源化工分析师 S03 宝丰能源是国内绿色煤基新材料龙头，成本优势宝丰能源是国内绿色煤基新材料龙头，成本优势及一体化造就行业领先、稳定及一体化造就行业领先、稳定性强的盈利能力。性强的盈利能力。2023-2

2、025 年年公司宁东、内蒙古基地烯烃公司宁东、内蒙古基地烯烃新产能新产能将将进入密集进入密集落地期，烯烃产能规划增幅落地期，烯烃产能规划增幅 375%，利润中枢，利润中枢成长空间及增速均可期成长空间及增速均可期。短期。短期看看好好油油-煤煤价价差底部反弹差底部反弹，驱动，驱动煤制烯烃盈利复苏煤制烯烃盈利复苏。我们我们预测预测 2022-2024 年公司年公司归母净利润分别为归母净利润分别为 66 亿亿/89 亿亿/127 亿元亿元，综合综合 PE 及及 DCF 估值法，考虑估值法，考虑到到公公司高成长预期，给予司高成长预期，给予 2023 年年目标市值目标市值 2000 亿元，维持目标价亿元，

3、维持目标价 27 元元及及“买入”“买入”评级。评级。绿色绿色煤基新材料龙头，煤基新材料龙头，成本优势成本优势造就造就行业领先、稳定性强的盈利能力。行业领先、稳定性强的盈利能力。公司主营现代煤化工业务，目前具备煤制烯烃产能 120 万吨、焦炭产能 700 万吨，煤炭产能 720 万吨，布局绿氢耦合提升“双碳”竞争力。公司地处全国煤炭价格洼地，煤炭禀赋转化为原料成本优势，优质光伏资源转化为绿氢成本优势。凭借高效的管理能力，公司原料单耗、能效及投资成本均处行业领先，副产品循环利用有效降低煤炭消耗。显著的成本优势造就公司主营产品毛利率领先行业竞争对手平均超 20pcts，原料一体化使公司利润率波动性

4、显著低于同业。产能产能高速高速扩张扩张序幕开启，布局序幕开启，布局 EVA 等高附加值新等高附加值新品。品。根据公司规划，2023-2025年有望成为新产能的密集投放期，包含宁东三期 100 万吨烯烃、内蒙古一期 300万吨烯烃、宁东四期 50 万吨烯烃，烯烃产能增幅达 375%。此外公司积极扩张自有煤矿规模，丁家梁、甜水河 90 万吨产能及红墩子煤业 192 万吨权益产能均计划于期间释放，降低原料风险敞口。我们测算以上项目投产后，公司利润中枢有望突破 230 亿元，成长空间及增速均可期。公司亦注重烯烃、焦化产业链协同延伸，宁东三期、四期合计规划 50 万吨 EVA 产能，同时布局 20 万吨

5、苯乙烯、10 万吨针状焦产能，聚焦产品附加值提升。“双碳”筑高煤制烯烃壁垒，看好“双碳”筑高煤制烯烃壁垒，看好盈利底部反弹盈利底部反弹。对比烯烃不同生产路线，煤制烯烃长期具备成本优势且契合我国能源结构特点，对于能源安全具备重要战略价值。“双碳”目标下，煤炭转化指标趋紧加深护城河，煤制烯烃存量资产价值提升及超额利润持续性可期。短期受周期因素影响，煤制烯烃盈利（烯烃-原油价差及油-煤原料成本差）均位于历史底部，考虑到油制烯烃已接近盈亏平衡，我们预计烯烃-原油价差有望企稳；此外在国内煤炭保供、进口政策逐步放开预期下，我们看好油-煤原料成本差底部反弹，煤制烯烃盈利复苏可期。风险因素：风险因素：需求走弱

6、导致产品盈利下跌；原油价格大幅下跌；煤炭价格大幅上涨；新产能建设、审批进度不及预期；自有煤矿生产经营风险。盈利预测、估值与评级盈利预测、估值与评级：宝丰能源是国内绿色煤基新材料龙头，成本优势及一体化造就行业领先、稳定性强的盈利能力。2023-2025 年公司宁东、内蒙古基地新产能进入密集落地期，烯烃产能规划增幅 375%，利润中枢成长空间及增速均可期。短期看好油-煤价差底部反弹，驱动煤制烯烃盈利复苏。我们预测2022-2024 年公司归母净利润分别为 66 亿/89 亿/127 亿元，对应 EPS 预测分别为 0.90/1.21/1.73 元。综合 PE 及 DCF 估值法，考虑到公司高成长预

7、期，给予 2023 年目标市值 2000 亿元（对应 2023 年 22xPE），维持目标价 27 元及“买入”评级。宝丰能源宝丰能源 600989.SH 评级评级 买入（维持）买入（维持）当前价 13.74元 目标价 27.00元 总股本 7,333百万股 流通股本 7,333百万股 总市值 1,008亿元 近三月日均成交额 326百万元 52周最高/最低价 18.17/11.47元 近1月绝对涨幅 13.84%近6月绝对涨幅 0.56%近12月绝对涨幅-10.90%宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 2 项目

8、项目/年度年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入(百万元)15,928 23,300 28,663 34,627 42,283 营业收入增长率 YoY 17.4%46.3%23.0%20.8%22.1%净利润(百万元)4,623 7,070 6,596 8,870 12,699 净利润增长率 YoY 21.6%52.9%-6.7%34.5%43.2%每股收益 EPS(基本)(元)0.63 0.96 0.90 1.21 1.73 毛利率 45.1%42.2%33.9%37.2%42.1%净资产收益率 ROE 17.8%23.0%18.7%21.3%25.0%每股净

9、资产（元）3.53 4.18 4.82 5.67 6.92 PE 21.8 14.3 15.3 11.4 7.9 PB 3.9 3.3 2.9 2.4 2.0 PS 6.3 4.3 3.5 2.9 2.4 EV/EBITDA 16.2 11.2 11.0 8.1 5.8 资料来源：Wind，中信证券研究部预测 注：股价为 2023 年 2 月 1 日收盘价 hZkZpZuWlVeXbUbWoXfWbRdN8OnPmMmOpMkPmMmOiNnNoQ9PmMuNwMoOoPvPqNqO 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款

10、和声明 3 目录目录 煤基新材料龙头，打造绿色循环产业链煤基新材料龙头，打造绿色循环产业链.7 现代煤化工及绿氢耦合领军者，职业经理人高效管理.7 盈利能力远超竞争者，ROE 稳定性显著高于同业.9 煤制烯烃盈利反弹可期，煤制烯烃盈利反弹可期，“双碳双碳”筑高行业壁垒筑高行业壁垒.12 国内烯烃原料进口依存度高，煤制烯烃顺应能源安全.12 煤制烯烃具备长期超额利润，盈利底部反弹可期.15“双碳”政策造就行业高壁垒，存量资产价值提升.25 资源禀赋、一体化、高效管理构筑成本竞争力资源禀赋、一体化、高效管理构筑成本竞争力.26 资源优势：煤炭资源优质，“减碳”禀赋领先.27 一体化优势：副产物循环

11、利用，自有煤矿降本显著.28 管理优势：原料、能源利用及投资效率均处行业领先.30 树立绿氢树立绿氢耦合标杆，打造耦合标杆，打造“双碳双碳”核心竞争力核心竞争力.32 绿氢耦合是煤制烯烃减少二氧化碳排放的有效途径.32 公司树立绿氢耦合制烯烃标杆，提升“双碳”竞争力.34 短期绿氢耦合可盈亏平衡，长期效益有望看齐煤制烯烃.35 高速成长高速成长序幕开启，布局高附加值新产品序幕开启，布局高附加值新产品.37 新产能进入密集落地期，业绩成长弹性可期.37 扩张自有煤矿规模，降低原料风险敞口.41 布局 EVA 产业，聚焦产品附加值提升.43 风险因素风险因素.47 盈利预测及估值评级盈利预测及估值

12、评级.47 盈利预测.47 估值及投资评级.50 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 4 插图目录插图目录 图 1：公司股权结构（截至 2022 年 9 月 30 日）.8 图 2：公司营业收入.9 图 3：公司归母净利润.9 图 4：公司收入结构-按产品（亿元）.9 图 5：公司毛利润结构-按产品（亿元）.9 图 6：公司主要产品销量（万吨）.10 图 7：公司主要产品产能利用率.10 图 8：烯烃产品均价及单吨成本结构（元/吨，运输费口径调整前）.10 图 9：焦化产品均价及单吨成本结构（元/吨，运输费口径调

13、整前）.10 图 10：烯烃业务毛利率及同业对比（运输费口径调整前）.11 图 11：焦炭业务毛利率及同业对比（运输费口径调整前）.11 图 12：公司经营性现金流.11 图 13：公司营业周期（天）.11 图 14：公司费用率（运输费口径调整前）.12 图 15：公司净利率及同业对比.12 图 16：公司 ROE 及同业对比.12 图 17：公司 ROE 杜邦分析.12 图 18：国内聚乙烯生产路线结构（2021 年）.14 图 19：国内聚丙烯生产路线结构（2021 年）.14 图 20：国内原油供应结构（百万吨）.14 图 21：国内丙烷供应结构（百万吨）.14 图 22：国内聚乙烯生产

14、路线变化路径（万吨）.15 图 23：国内聚丙烯生产路线变化路径（万吨）.15 图 24：聚烯烃各生产路线原材料成本对比（元/吨）.16 图 25：聚烯烃各生产路线单吨产能投资额对比（元/吨）.17 图 26：聚烯烃各生产路线单吨折旧成本对比（元/吨）.17 图 27：聚烯烃各生产路线完全成本对比（元/吨）.18 图 28：原油裂解与 CTO 成本等价线及历史价格对比.19 图 29：聚烯烃-煤炭价差拆分（元/吨烯烃）.19 图 30：聚烯烃均价及原油路线生产价差（元/吨）.20 图 31：国内聚乙烯产能.20 图 32：国内聚丙烯产能.20 图 33：国内聚乙烯产能增长预测.21 图 34：

15、国内聚丙烯产能增长预测.21 图 35：国内聚乙烯消费结构（2020 年）.21 图 36：国内聚丙烯消费结构（2020 年）.21 图 37：国内聚乙烯表观消费量及同比.22 图 38：国内聚丙烯表观消费量及同比.22 图 39：国内 PE 月度表观消费量.22 图 40：国内 PE 月度社会库存及行业开工率.22 图 41：国内 PP 月度表观消费量.23 图 42：国内 PP 月度社会库存及行业开工率.23 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 5 图 43：国内聚乙烯供应结构.23 图 44：国内聚丙烯供应

16、结构.23 图 45：油制烯烃与煤制烯烃完全成本之差（元/吨）.24 图 46：鄂尔多斯东胜 5200 大卡原煤坑口价（元/吨）.25 图 47：国内各地区煤炭人均基础储量（吨，2017 年）.27 图 48：国内各地区动力煤平均价格对比（2019-2021 年）.27 图 49：全国各省、市、自治区人均光伏装机容量对比（瓦/人）.28 图 50：全国各省、市、自治区光伏年度平均利用小时对比（小时/年）.28 图 51：公司循环一体化产业链布局.29 图 52：焦炉气与粗煤气成分对比.30 图 53：公司甲醇生产结构（预计至 2023 年底）.30 图 54：公司煤炭获取结构（2021 年）.

17、30 图 55：公司自产精煤与外购精煤成本对比（元/吨）.30 图 56：公司单吨烯烃耗甲醇量-醇烯比（吨，折精甲醇）.31 图 57：公司单吨甲醇耗煤量-煤醇比（吨，折 5400 大卡煤）.31 图 58：煤制甲醇反应过程.32 图 59：补充绿氢后煤制甲醇反应过程.33 图 60：公司煤制氢与绿氢成本对比（元/标方）.36 图 61：公司绿氢成本结构.36 图 62：不同绿氢耦合比例下公司烯烃平均生产成本（元/吨）.37 图 63：国内各市场碳排放权交易价格（元/吨）.37 图 64：公司 C2-C5 制烯烃生产路径.38 图 65：收购后红墩子煤业股权及资产情况.42 图 66：收购后枣

18、泉发电股权及资产情况.42 图 67：公司烯烃用煤成本与焦精煤采购成本相关性（元/吨）.43 图 68：公司烯烃用煤成本与焦炭价格相关性（元/吨）.43 图 69：聚乙烯（LDPE）与 EVA 等效乙烯价格（扣除 30%醋酸乙烯）对比（元/吨）.43 图 70：国内 EVA 需求结构（2021 年）.44 图 71：国内 EVA 供需格局（万吨）.44 图 72：国内 EVA 产能及开工率（万吨）.44 图 73：国内 EVA 产能预测（万吨）.44 图 74：公司苯乙烯生产流程.45 图 75：苯乙烯产品价差（元/吨）.45 图 76：公司针状焦生产流程.46 图 77：国内针状焦出厂价（元

19、/吨）.46 图 78：茂金属聚乙烯消费占比（2021 年）.46 图 79：国内茂金属聚乙烯供应结构（2021 年）.46 图 80：茂金属聚乙烯与普通聚乙烯价格及价差（元/吨）.47 表格目录表格目录 表 1：公司烯烃、焦化、精细化工主要产品产能及简介.7 表 2：公司项目建设发展历程.7 表 3：公司核心高管实业背景.8 表 4：三大制烯烃技术路线对比.13 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 6 表 5：国内主要煤制烯烃项目投资额.16 表 6：国内主要蒸汽裂解制烯烃项目投资额.16 表 7：国内主要 P

20、DH 项目投资额.16 表 8：聚烯烃不同生产路线下原料价格平衡表.18 表 9：国内聚烯烃供需平衡预测.24 表 10：现代煤化工产业创新发展布局方案政策细则.25 表 11：“双碳”下的现代煤化工行业发展政策要求.25 表 12：国内新增煤制烯烃项目对于绿氢耦合的要求.26 表 13：煤制烯烃行业能效“领跑者”标杆企业名单.31 表 14：国内近年主要煤制烯烃项目投资额.31 表 15：煤制单吨甲醇变换反应碳排放情况.33 表 16：完全消除变换反应碳排放后煤制单吨甲醇原料消耗情况.34 表 17：完全消除变换反应碳排放且煤炭用量不变时煤制甲醇原料消耗情况.34 表 18：公司内蒙古一期项

21、目补充绿氢规划.35 表 19：公司宁东三期 100 万吨烯烃项目产能规划.38 表 20：公司内蒙古一期 300 万吨烯烃项目产能规划.39 表 21：公司内蒙古一期项目原料消耗规划.39 表 22：公司内蒙古项目与宁东项目成本对比.39 表 23：公司远期产能规划.40 表 24：公司各项目利润中枢测算.41 表 25：公司拟新增煤矿利润测算.42 表 26：公司利润敏感性分析.42 表 27：公司主要产品营业收入预测及量价假设.48 表 28：公司分业务毛利润预测.49 表 29：公司核心财务数据预测.50 表 30：可比公司 PE 估值情况.51 表 31：公司 DCF 结果（亿元）.

22、52 表 32：公司 DCF 估值过程（亿元）.52 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 7 煤基新煤基新材料龙头，材料龙头，打造绿色循环产业链打造绿色循环产业链 现代煤化工及绿氢耦合领军者现代煤化工及绿氢耦合领军者，职业经理人高效管理职业经理人高效管理 宝丰能源是国内宝丰能源是国内绿色绿色煤基新材料龙头煤基新材料龙头，打造煤炭采选，打造煤炭采选-绿氢耦合现代煤化工绿氢耦合现代煤化工-副产品深副产品深加工循环产业链加工循环产业链。公司总部位于宁夏回族自治区银川市，主营业务为现代煤化工，包含煤气化、煤焦化、绿氢三大

23、产业链。其中煤气化产业链通过煤炭生产甲醇，进一步生产烯烃（聚乙烯、聚丙烯、EVA），同时利用碳四等副产物深加工生产 MTBE 等；煤焦化产业链通过煤炭生产焦炭，同时利用粗苯、煤焦油等副产品深加工生产纯苯、改质沥青等；绿氢产业链通过风光发电、电解水制氢的方式生产绿氢、绿氧，并耦合至煤气化产业链用于增产甲醇、减少二氧化碳排放。表 1：公司烯烃、焦化、精细化工主要产品产能及简介 产品大类产品大类 主要品种主要品种 在产产能在产产能（万吨（万吨/年）年）在建在建/在审批在审批产能产能（万吨（万吨/年）年）原料原料及中间及中间品品 煤炭开采 720 90（丁家梁+甜水河）选煤 1000 甲醇 590 8

24、10（内蒙古一期 660、宁夏四期 150）烯烃产品烯烃产品 聚乙烯 60 180（宁夏三期 20、内蒙古一期 160）聚丙烯 60 230（宁夏三期 60、内蒙古一期 140、宁夏四期 30）EVA-50（宁夏三期 25、宁夏四期 25）焦化产品焦化产品 焦炭 700 精细化工产品精细化工产品 粗苯加氢（纯苯等）12.5 煤焦油加工（改质沥青等）40 碳四加工（MTBE 等）29 苯乙烯 20 针状焦 10 资料来源：公司公告，公司环评报告，中信证券研究部 公司以焦炭及副产品深加工公司以焦炭及副产品深加工起步起步，逐步发展形成综合现代煤化工业务，逐步发展形成综合现代煤化工业务。公司成立于20

25、05 年，2012 年前公司主要产品为焦炭及纯苯、改质沥青等炼焦副产品深加工；2012年起公司筹划布局煤制烯烃现代煤化工产业，增加了煤制甲醇、甲醇制烯烃业务布局；2016年公司新增碳四深加工项目，布局 MTBE 产能。发展至今，公司已具备烯烃产能 120 万吨/年、焦炭产能 700 万吨/年，煤炭开采能力 720 万吨/年。表 2：公司项目建设发展历程 年份年份 项目项目建设建设历程历程（以首次环评批复时间为参考）（以首次环评批复时间为参考）煤矿煤矿 焦炭焦炭 甲醇甲醇 烯烃烯烃 精细化工精细化工 2006 马莲台 240 万吨（2014年核为 360 万吨）一期 90 万吨 焦油加工 15

26、万吨 2008 四股泉二号井 60 万吨 焦炉气制甲醇 20 万吨 2010 一期扩至 200 万吨，二期 200 万吨 2011 四股泉一号井 90 万吨（2018年核为60万吨）粗苯精制 10 万吨 2012 焦炉气制甲醇 30 万吨，煤制甲醇 120 万吨 一期 60 万吨 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 8 年份年份 项目项目建设建设历程历程（以首次环评批复时间为参考）（以首次环评批复时间为参考）煤矿煤矿 焦炭焦炭 甲醇甲醇 烯烃烯烃 精细化工精细化工 2014 焦油加工扩至 30 万吨 2016 M

27、TBE 10.6 万吨 2019 煤制甲醇 220 万吨 二期 60 万吨 2020 红四煤矿 240 万吨 焦化三期 300 万吨 煤制甲醇 150 万吨 三期 100 万吨 焦油加工扩至40万吨；粗苯精制扩至 12 万吨 2021 焦炉气制甲醇 40 万吨 资料来源：公司环评报告，中信证券研究部 公司公司实际控制人为党实际控制人为党彦彦宝宝先生。先生。党彦宝先生为公司创始人，现任公司董事长。截至2022年三季度末，党彦宝先生个人直接持有上市公司股份 7.5%，通过宝丰集团持有公司股份34.0%，通过东毅国际集团持有公司股份 14.0%，合计持有公司股份 55.5%，为公司实际控制人。公司目

28、前为沪港通交易标的，截至 2022 年三季度末，北向资金合计持有公司股份 1.1 亿股，占总股本 1.5%。图 1：公司股权结构（截至 2022 年 9 月 30 日）资料来源：公司公告，中信证券研究部 公司采取职业经理人制度，高管均具备丰富公司采取职业经理人制度，高管均具备丰富实业实业经验。经验。公司核心高管在进入公司前均来自国内重要的石化化工、煤炭、现代煤化工企业，在煤矿、焦炭、煤制烯烃、物流等领域具备丰富的实业经历，为公司不断引入行业内先进的生产、经营、技术管理经验，保障公司稳健运营，助力公司成长发展。表 3：公司核心高管实业背景 高管高管 职务职务 进入公司前进入公司前实业经历实业经历

29、 刘元管 董事、总裁 曾任神华宁夏煤业集团副总经理，宁夏富宁投资集团董事长 高建军 董事、常务副总裁 曾任陕西延长石油集团生产计划处副处长，榆林炼化公司总经理 高宇 董事、副总裁、财务总监 曾任中国石油炼油与化工分公司副总经济师 雍武 董事、副总裁 曾任银川佳通轮胎有限公司生产厂长 王敏 副总裁 曾任银川火车站副站长 陈兆元 副总裁 曾任杭州锦江集团副总经理，中国石化南化公司副总工程师 计永锋 副总裁 曾任宁夏大荣化工采购主管 李志斌 副总裁 曾任延长榆林煤化公司经理 林卫国 副总裁 曾任济宁矿业集团霄云煤矿常务副矿长、朱家峁、金源煤矿矿长 黄爱军 董事会秘书 曾任平煤股份董事会秘书兼副总经理

30、 资料来源：公司公告，中信证券研究部 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 9 盈利能力盈利能力远超竞争者，远超竞争者，ROE 稳定性稳定性显著显著高高于同业于同业 烯烃烯烃产能扩张产能扩张叠加产品价格上涨叠加产品价格上涨，公司近年业绩快速增长。公司近年业绩快速增长。2015 年公司烯烃一期 60万吨产能投产，当年业绩实现爆发增长，营收增长 105%，归母净利润增长 1108%；2020年公司烯烃二期 60 万吨产能完全投产，红四煤矿 240 万吨投入运行，当年营收增长 17%，归母净利润增长 22%。2021 年

31、受益于产品价格上行，公司实现营收 233 亿元，同比增长33%；实现归母净利润 71 亿元，同比增长 53%。图 2：公司营业收入 资料来源：Wind，中信证券研究部 图 3：公司归母净利润 资料来源：Wind，中信证券研究部 烯烃烯烃、焦化产品贡献公司主要焦化产品贡献公司主要利润利润。从营收结构看，2021 年烯烃产品营收 115 亿元，占公司总营收 49%；焦化产品营收 93 亿元，占公司总营收 40%，贡献公司主要收入。从毛利润结构看，2021 年烯烃产品毛利润 37 亿元，焦化产品毛利润 52 亿元，合计占公司总毛利润的 90%。近五年，烯烃产品平均贡献公司毛利润的 45%；焦化产品平

32、均贡献公司毛利润的 44%。图 4：公司收入结构-按产品（亿元）资料来源：公司公告，中信证券研究部 图 5：公司毛利润结构-按产品（亿元）资料来源：公司公告，中信证券研究部 烯烃销量快速增长烯烃销量快速增长，主营产品开工率高位运行主营产品开工率高位运行。近年来随着公司烯烃产能的扩张，烯烃产销量实现快速增长，2021 年公司实现聚乙烯销量 74 万吨，聚丙烯销量 62 万吨。在精细化管理、生产稳定运行下，公司产能利用率常年超过 100%，近五年聚乙烯平均产能0%20%40%60%80%100%120%0500200021营业收入（

33、亿元）增速0%10%20%30%40%50%60%70%80%007080200021归母净利润（亿元）增速0500200021烯烃产品焦化产品精细化工产品其他020406080001920202021烯烃产品焦化产品精细化工产品其他 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 10 利用率为 115%，聚丙烯平均产能利用率为 104%，焦炭平均产

34、能利用率为 111%。图 6：公司主要产品销量（万吨）资料来源：公司公告，中信证券研究部 图 7：公司主要产品产能利用率 资料来源：公司公告，中信证券研究部 产品产品价格价格跟随原油、煤炭价格波动，烯烃成本中固定成本占比较高跟随原油、煤炭价格波动，烯烃成本中固定成本占比较高。公司烯烃产品及焦化产品主要为大宗类化工品，产品价格跟随上游原油、煤炭价格波动，2021 年煤炭价格大幅上涨带动焦炭价格突破历史新高。公司烯烃产品成本结构中，原料及辅料平均占比56%，人工成本平均占比 5%，其他成本平均占比 39%，其中主要为折旧及能源成本。焦炭产品成本结构中，原料及辅料平均占比 63%，人工成本平均占比

35、16%、其他成本平均占比 21%，由于公司实现部分焦化原料自给，成本变化相较煤炭价格变动较小。图 8：烯烃产品均价及单吨成本结构（元/吨，运输费口径调整前）资料来源：公司公告，中信证券研究部 注：2017 年前无成本拆分 图 9：焦化产品均价及单吨成本结构（元/吨，运输费口径调整前）资料来源：公司公告，中信证券研究部 注：2017 年前无成本拆分 公司各产品公司各产品毛利率毛利率均领先于行业均领先于行业竞争对手竞争对手超超 20pcts。公司烯烃业务近五年平均毛利率为 41.9%，同行业中国神华、中煤能源的煤制烯烃业务平均毛利率分别为 21.2%、20.9%，公司烯烃业务毛利率领先约 21pc

36、ts，得益于公司较高的原料利用效率以及较低的投资成本。公司焦炭业务近五年平均毛利率为 50.1%，同行业美锦能源、金能科技焦炭业务平均毛利率分别为 26.2%、22.0%，公司焦炭业务毛利率领先约 26pcts，得益于公司原料自给以及更高的生产效率。0500300350400450500007080200021聚乙烯聚丙烯焦炭-右0%20%40%60%80%100%120%140%200021聚乙烯聚丙烯焦炭02000400060008000

37、01920202021原料及辅料人工其他成本总生产成本价格050002500200021原料及辅料人工其他成本总生产成本价格 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 11 图 10：烯烃业务毛利率及同业对比（运输费口径调整前）资料来源：公司公告，中信证券研究部 图 11：焦炭业务毛利率及同业对比（运输费口径调整前）资料来源：公司公告，中信证券研究部 公司利润公司利润现金质量良好现金质量良好，营业周转周期稳步缩短，营业周转周期稳步缩

38、短。公司经营性现金流随着公司业绩的增长而持续提升，2021年经营性现金流净额达65亿元，近五年平均净利润现金含量为98%，收益质量保持较高水平。公司资产周转高效，近五年存货周转天数平均为 27 天，随着客户结构调整，公司应收账款周转效率也快速提升，2021 年营业周期缩短至 30 天。图 12：公司经营性现金流 资料来源：公司公告，中信证券研究部 图 13：公司营业周期（天）资料来源：公司公告，中信证券研究部 费用率稳中有降，净利率水平及稳定性领跑煤化工行业费用率稳中有降，净利率水平及稳定性领跑煤化工行业。近年来公司收入规模增长带动规模效应显现，叠加费用端精细化管控，公司费用率水平持续下降，2

39、019-2021 年费用率合计分别为 9.3%、9.1%、6.6%（包含运输费）。2019 年公司提前赎回公司债券（规模合计 19 亿元），叠加部分企业债到期，公司财务费用率也显著下降。与煤化工行业头部企业对比，公司近五年平均净利率为27.9%，华鲁恒升与鲁西化工平均净利率分别为18.2%、11.1%，公司净利率水平及稳定性均显著领跑行业。0%10%20%30%40%50%200021宝丰能源烯烃业务中国神华煤制烯烃中煤能源煤制烯烃0%10%20%30%40%50%60%200021宝丰能源焦炭业务美锦能源

40、焦炭金能科技煤焦0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%0070200021经营现金流净额（亿元）净利润现金含量0070200021存货周转天数应收账款周转天数 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 12 图 14：公司费用率（运输费口径调整前）资料来源：公司公告，中信证券研究部 图 15：公司净利率及同业对比 资料来源：公司公告，中信证券研究部 公司资产收

41、益率波动性显著低于同行业，未来公司资产收益率波动性显著低于同行业，未来 ROE 仍有提升预期。仍有提升预期。我们选取2015-2021 年 ROE 数据进行对比，与煤化工行业头部企业华鲁恒升、鲁西化工相比，公司 ROE 平均值为 22%，华鲁恒升、鲁西化工分别为 19%、15%；且相比于同行业，得益于稳定的资产周转率及净利率，公司 ROE 的稳定性也显著领先，公司 ROE 标准差为 5%，华鲁恒升、鲁西化工分别为 10%、11%。未来伴随公司新建产能释放业绩，资产利用效率进一步提升，我们预计公司 ROE 仍有增长空间。图 16：公司 ROE 及同业对比 资料来源：公司公告，中信证券研究部 图

42、17：公司 ROE 杜邦分析 资料来源：公司公告，中信证券研究部 煤制烯烃煤制烯烃盈利盈利反弹可期，“双碳反弹可期，“双碳”筑高筑高行业壁垒行业壁垒 国内烯烃原料进口依存度高，煤制烯烃国内烯烃原料进口依存度高，煤制烯烃顺应顺应能源能源安全安全 目前国内常用的低碳烯烃生产主要分为三大生产路线：石脑油裂解制烯烃、煤/甲醇制烯烃（CTO/MTO）和丙烷脱氢制丙烯（PDH）。石脑油裂解：石脑油裂解：石脑油裂解是传统的烯烃生产技术，使用蒸汽裂解工艺。蒸汽裂解是将石油烃类或石油馏分在高温和水蒸气存在的条件下发生断键和脱氢反应。蒸汽裂解的原料0%2%4%6%8%10%12%14%200

43、021销售费用率管理及研发费用率财务费用率0%5%10%15%20%25%30%35%200021宝丰能源华鲁恒升鲁西化工0%5%10%15%20%25%30%35%宝丰能源华鲁恒升鲁西化工ROE均值均值+标准差均值-标准差0.00.51.01.52.02.53.03.50%5%10%15%20%25%30%35%200021净利率资产周转率-右权益乘数-右 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 13 广泛

44、，包括乙烷、丙烷等轻烃和柴油、石脑油等化工轻油，其中石脑油是最常见的原料,可联产乙烯、丙烯、丁二烯，并副产芳烃等。石脑油裂解路线适合装置大型化，纯单体杂质少，但原料供应完全依赖于原油，且丙烯收率相对较低。CTO/MTO：煤制烯烃可拆分为两个反应过程：煤制甲醇和甲醇制烯烃（MTO）。煤制甲醇使用干粉煤在气化炉内制得高一氧化碳含量的粗煤气，调整碳氢比后得到甲醇合成气，再经过压缩、合成、精馏等工序得到甲醇。甲醇制烯烃目前开发比较成功的生产技术有UOP 的 MTO 工艺、大连化物所的 DMTO 工艺、德国 Lurgi 的 MTP 工艺等。CTO 具有国内原料供应充足、转化率高等优势，但相比其他路线投资

45、成本更高且能耗较大。PDH：丙烷脱氢制丙烯是将丙烷原料与循环丙烷气混合，在铂-铝催化剂或氧化铬-铝催化剂的作用下，脱氢转换为丙烯，副产部分轻烃及重烃。成熟的 PDH 生产技术包括 UOP的 Oleflex 工艺、Lummus 的 Catofin 工艺以及 Uhde 的 STAR 工艺等。丙烷脱氢工艺装置投资额适中，装置最佳操作温度在 500-650 摄氏度之间，相比其他路线温度更低，但生产过程需要频繁的催化剂再生，废剂处理成本较高，且原料供应目前仍依赖于进口。表 4：三大制烯烃技术路线对比 技术路线技术路线 工艺简介工艺简介 工艺特点工艺特点 代表企业代表企业 石脑油裂解制烯烃 水蒸气在高温下

46、破坏石脑油分子链，石脑油发生分子断裂和脱氢反应，联产低碳烯烃 优势：技术成熟、产量大，纯单体杂质少 劣势：完全依赖于原油，丙烯收率低，能耗高，需要定期清焦停产 中国石油、中国石化、浙江石化 煤经甲醇制烯烃 煤炭加压气化制得合成气，合成气制造甲醇，甲醇脱氢生成二甲醚，混合物在分子筛催化剂作用下生产乙烯、丙烯 优势：原料价格较低、供应稳定、转化率高，技术成熟，烯烃收率高 劣势：工艺较复杂，投资额高，消耗水量较大 宝丰能源、中国神华、中煤能源 丙烷脱氢制丙烯 丙烷在催化剂作用下发生脱氢反资料来源：中信证券研究部应生产丙烯 优势：丙烯转化率、选择率高，投资规模适中 劣势：催化剂处理成本高，原料来源依赖

47、进口 卫星石化、宁波福基、天津渤化 资料来源：公司招股说明书，中信证券研究部 石脑油裂解是目前石脑油裂解是目前国内国内最主要的最主要的聚烯烃聚烯烃生产路线。生产路线。由于石脑油蒸汽裂解制烯烃的工艺成熟、产品综合利用率较高，我国烯烃生产一直以石脑油裂解路线为主，产能多集中于东部沿海地区，原材料以进口原油为主。截至 2021 年，我国聚乙烯产能中蒸汽裂解路线产能占比达 81%，CTO 路线产能占比为 17%；聚丙烯产能中蒸汽裂解路线产能占比达 55%，CTO 路线产能占比为 20%，PDH 路线产能占比为 13%。宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请

48、务必阅读正文之后的免责条款和声明 14 图 18：国内聚乙烯生产路线结构（2021 年）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 19：国内聚丙烯生产路线结构（2021 年）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 我国油气资源进口依赖度高，煤制烯烃符合国家战略安全要求。我国油气资源进口依赖度高，煤制烯烃符合国家战略安全要求。我国能源结构具备“富煤、贫油、少气”的特点，虽然国内烯烃生产路线中石脑油裂解占据主导，但其上游原材料原油却大量依赖于进口，近五年国内原油平均进口依存度为 71%；PDH 的上游原材料丙烷也高度依赖于进口，近三年国内丙烷平均进口依存度为 86%。对比聚烯烃不同生产路线，目前只有煤制

49、烯烃契合国家能源结构特点，对于大宗原材料的保供具备重要战略价值。图 20：国内原油供应结构（百万吨）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 21：国内丙烷供应结构（百万吨）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 随着生产技术不断成熟，煤制烯烃产能实现快速增长随着生产技术不断成熟，煤制烯烃产能实现快速增长。近年来，随着国内煤制烯烃和丙烷脱氢技术不断成熟，一大批非石油基烯烃项目投产，我国低碳烯烃产业已经出现石脑油蒸汽裂解工艺、煤制烯烃工艺和丙烷脱氢工艺“三足鼎立”的局面。2010 年，神华包头 60 万吨煤制烯烃作为国内第一套煤制烯烃装置正式投产，随后国内煤制烯烃行业快速扩张，截至 2021 年国内煤

50、制聚乙烯产能 489 万吨，煤制聚丙烯产能 678 万吨。17%2%81%CTOMTO蒸汽裂解20%6%13%55%6%CTOMTOPDH蒸汽裂解外采丙烯0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%00500600700800200202021净进口量产量进口依存度0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%05920202021净进口量产量进口依存度 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 15 图 22：

51、国内聚乙烯生产路线变化路径（万吨）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 23：国内聚丙烯生产路线变化路径（万吨）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 煤制烯烃煤制烯烃具备长期超额利润，盈利底部反弹可期具备长期超额利润，盈利底部反弹可期 长期：煤制烯烃位于长期：煤制烯烃位于成本曲线成本曲线左侧，享受超额利润左侧，享受超额利润 原料成本对比原料成本对比 CTO 路线路线：主要原材料为煤炭。使用煤炭生产甲醇，再进一步生产烯烃，同时副产部分碳四。生产 1 吨烯烃约消耗甲醇 3 吨，生产 1 吨甲醇约消耗原料煤 1.5 吨。此外，煤制烯烃消耗的能源也多数通过燃煤方式获得，生产 1 吨烯烃约消耗动力煤 1

52、.5 吨，因此若考虑原料及动力用煤，则 1 吨烯烃对应消耗煤炭约 6 吨。由于煤制烯烃过程副产碳四可进一步用于深加工，能够分摊约 15%的生产成本，经折算生产 1 吨烯烃对应消耗煤炭约 5.1 吨。石脑油裂解石脑油裂解路线路线：主要原材料为原油。通过原油炼制得到石脑油，再将石脑油蒸汽裂解生产烯烃，同时副产碳四、芳烃等。由于炼油及裂解过程会产生多种产品，经折算分摊，生产 1 吨烯烃对应消耗原油约 1.35 吨。PDH 路线路线：主要原材料为丙烷。使用丙烷生产丙烯，同时副产氢气。生产 1 吨丙烯约消耗丙烷 1.18 吨。CTO 路线路线原料成本显著低于其他路线原料成本显著低于其他路线。我们选取鄂尔

53、多斯 5200 大卡原煤价、华东地区丙烷 CFR 价以及布伦特原油价格作为各生产路线原材料价格的参考标准，根据各路线原材料单耗计算，CTO 路线原材料成本长期低于石脑油裂解及 PDH 路线。2012-2020 年期间，CTO 路线平均原料成本为 1490 元/吨，石脑油裂解路线为 4636 元/吨，PDH 路线为 4577 元/吨。2020 年起由于油价探底叠加煤炭价格大幅上涨，CTO 与石脑油裂解、PDH的原料成本差距略有收窄。0500025003000200920021蒸汽裂解CTOMTO050002500300035002

54、00920021蒸汽裂解CTOPDHMTO 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 16 图 24：聚烯烃各生产路线原材料成本对比（元/吨）资料来源：Wind，卓创资讯，中信证券研究部 投资成本对比投资成本对比 CTO 路线：路线：扣除碳四等副产品对应约 15%的投资额后，单吨聚烯烃产能对应投资额约为 2.0 万元。按照 20 年折旧年限、5%残值率进行折旧，单吨聚烯烃对应的折旧成本约为 970 元/吨。表 5：国内主要煤制烯烃项目投资额 项目项目 烯烃烯烃产能（万吨）产能（万吨）总投资额（亿元

55、）总投资额（亿元）单吨投资额（万元）单吨投资额（万元）宝丰能源宁东二期项目 60 152.8 2.55 中安联合项目 70 202.0 2.89 延长中煤榆能化项目 60 144.1 2.40 宝丰能源宁东三期项目 50 129.3 2.58 资料来源：宝丰能源公司公告，各项目环评报告，中信证券研究部 石脑油裂解路线：石脑油裂解路线：单吨烯烃产能对应投资额约为 1.15 万元。按照 20 年折旧年限、5%残值率进行折旧，单吨聚烯烃对应的折旧成本约为 545 元/吨。表 6：国内主要蒸汽裂解制烯烃项目投资额 项目项目 烯烃烯烃产能（万吨）产能（万吨）总投资额（亿元）总投资额（亿元）单吨投资额（万

56、元）单吨投资额（万元）恒力石化（大连）乙烯工程项目 190 210 1.11 新疆塔河炼化 155 185 1.19 资料来源：恒力石化公司公告，各项目环评报告，中信证券研究部 PDH 路线：路线：包括丙烷脱氢制丙烯、丙烯制聚丙烯两个环节的装置投资。丙烷脱氢制丙烯的单吨产能投资额约为 4300 元，丙烯制聚丙烯的单吨产能投资额约为 3600 元，完整制备聚丙烯的单吨产能投资额约为 7900 元。按照 20 年折旧年限、5%残值率进行折旧，单吨聚丙烯对应的折旧成本约为 375 元/吨。表 7：国内主要 PDH 项目投资额 项目项目 产能产能 投资额（亿元）投资额（亿元）卫星石化（二期）45 万吨

57、丙烯、30 万吨聚丙烯 30.4 东华能源宁波项目（一期）66 万吨丙烯、40 万吨聚丙烯 38.0 00400050006000700080009000CTOPDH石脑油裂解 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 17 项目项目 产能产能 投资额（亿元）投资额（亿元）东华能源宁波项目（二期）66 万吨丙烯 22.7 东华能源曹妃甸项目（一期）66 万吨丙烯、80 万吨聚丙烯 63.7（34.9+28.8）东华能源曹妃甸项目（二期）66 万吨丙烯、40 万吨聚丙烯 41.4（27.6+13.8

58、）资料来源：卫星石化、东华能源公司公告，中信证券研究部 CTO 路线投资成本相较其他路线更高。路线投资成本相较其他路线更高。通过对比各生产路线的代表性项目投资规划，CTO 路线单吨烯烃投资额最高，约 2.0 万元；裂解路线单吨投资额约 1.15 万元；PDH 路线单吨投资额最低，约 7900 元。相比裂解以及 PDH 路线，CTO 路线的成本结构中固定成本占比更高，也使得长周期看 CTO 成本的波动性小于其他两个路线。图 25：聚烯烃各生产路线单吨产能投资额对比（元/吨）资料来源：相关代表项目环评报告，中信证券研究部测算 图 26：聚烯烃各生产路线单吨折旧成本对比（元/吨）资料来源：相关代表项

59、目环评报告，中信证券研究部测算 完全成本对比完全成本对比 长周期看，在考虑运输成本下长周期看，在考虑运输成本下 CTO 亦具备完全成本优势。亦具备完全成本优势。CTO 路线凭借较强的原料成本优势，完全成本长期低于其他路线。2012-2020 年，CTO 路线的完全成本平均约为3813 元/吨（包含西北地区向东部地区的平均运输费用约 300 元/吨），石脑油裂解、PDH的平均完全成本分别为 6183 元/吨、6052 元/吨。2021 年至今，由于煤炭价格快速上涨并维持相对高位，CTO 路线成本优势阶段性缩窄，但我们预期未来随着国家持续加大煤炭保供力度，煤炭价格有望逐步回落，CTO 完全成本优势

60、有望继续显现。05000000025000CTO石脑油裂解PDH020040060080010001200CTO石脑油裂解PDH 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 18 图 27：聚烯烃各生产路线完全成本对比（元/吨）资料来源：卓创资讯，Wind，中信证券研究部 在约在约 360 元元/吨的煤价中枢下，吨的煤价中枢下，油价油价高于高于 40 美元美元/桶时桶时 CTO 即具备成本即具备成本竞争力。竞争力。在2017-2020 年相对常态化的行业环境下，煤价运行中枢约为 360 元/吨，在此

61、价格下 CTO的完全成本约 4160 元/吨。以此成本测算，当原油价格高于 40 美元/桶时，CTO 路线完全成本即会低于石脑油裂解路线。且在长周期维度看，以年度原材料均价测算，在 2012-2022年区间内 CTO 完全成本基本均低于石脑油裂解路线。表 8：聚烯烃不同生产路线下原料价格平衡表 聚烯烃成本聚烯烃成本（元（元/吨）吨）石脑油裂解石脑油裂解 CTO PDH 布油价格布油价格（美元（美元/桶）桶）煤炭价格煤炭价格（元（元/吨）吨）丙烷价格丙烷价格（元（元/吨）吨）3693 30 233 1773 4348 40 361 2328 5003 50 490 2883 5658 60 61

62、8 3438 6313 70 747 3993 6967 80 875 4548 7622 90 1003 5103 8277 100 1132 5658 8932 110 1260 6213 9587 120 1389 6768 资料来源：Wind，中信证券研究部测算 020004000600080001000012000CTOPDH石脑油裂解 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 19 图 28：原油裂解与 CTO 成本等价线及历史价格对比 资料来源：Wind，卓创资讯，中信证券研究部测算 注：纵轴为煤炭价格（

63、元/吨），横轴为原油价格（美元/桶）短期：煤制烯烃价差处于历史底部，盈利反弹可期短期：煤制烯烃价差处于历史底部，盈利反弹可期 将烯烃将烯烃-煤炭价差拆分为烯烃煤炭价差拆分为烯烃-原油价差及油原油价差及油-煤煤原料原料成本差，两者均处于历史底部。成本差，两者均处于历史底部。从盈利的边际影响因素看，我们主要关注产品价格与可变成本之差，即烯烃与原料煤成本价差。由于烯烃生产路线以油头为主，且多数情况下油头路线处于行业成本曲线右侧，因此烯烃价格的边际影响因素主要为油头路线的可变成本，煤制烯烃的超额利润来自于油-煤路线的成本差。因此我们将烯烃-煤炭价差拆分为两部分烯烃-原油价差及油-煤原料成本差分别进行分

64、析，二者目前均处于历史底部。图 29：聚烯烃-煤炭价差拆分（元/吨烯烃）资料来源：Wind，中信证券研究部测算 看好看好烯烃烯烃-原油价差及油原油价差及油-煤煤原料原料成本差成本差底部反弹，煤制烯烃盈利复苏可期。底部反弹，煤制烯烃盈利复苏可期。烯烃-原油价差方面，当前行业内部分油制烯烃产能已处于盈亏平衡边缘，考虑到疫情防控政策放松后国内需求复苏，叠加进口替代持续进行，行业内新增产能有望逐步消化，看好短期烯烃-原油价差企稳，随后逐步进入修复通道。油-煤原料成本差方面，我们预计在国内煤炭保供持续推进、进口政策逐步放开的预期下，煤价中枢有望回落，而原油即使面临海外衰退预期压制，但其寡头供应格局以及国

65、际政治博弈下的 OPEC+减产预期有望对价格形成支撑。因此我们看好油-煤成本差实现底部反弹，煤制烯烃盈利能力复苏可期。200002060080000708090100110120原油裂解成本优势区原油裂解-CTO成本等价线CTO成本优势区00400050006000700080009000100-----01201

66、4---------07聚烯烃-原油价差油-煤原料成本差 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 20 烯烃烯烃-原油价差（油头路线利润）原油价差（油头路线利润）行业产能快速释放叠加短期需求走弱，油头行业产能快速释放叠加短期需求走弱，油头生产生产聚烯烃聚烯烃价差已价差已处于谷底水平。处于谷底水平。从产能周期角度看

67、，自 2012 年起至 2017 年，由于石油制烯烃生产利润进入上升周期，在此期间国内聚烯烃项目规划增加，此部分规划项目在近三年进入密集投放期，导致近年国内聚烯烃产能快速增长。2020 年国内聚乙烯产能同比+18.4%，聚丙烯同比+15.1%；2021 年增速分别为 18.0%、11.2%。但由于疫情冲击，近年国内聚烯烃需求走弱，供给短期过剩下聚烯烃生产利润承压，当前聚烯烃-原油价差已处于近 30 年的底部水平。图 30：聚烯烃均价及原油路线生产价差（元/吨）资料来源：Wind，卓创资讯，中信证券研究部 国产替代驱动国内聚烯烃国产替代驱动国内聚烯烃产能产能快速快速增长增长，2020 年开始进入

68、投产高峰期，压制聚烯烃年开始进入投产高峰期，压制聚烯烃-原油价差原油价差。由于烯烃及聚烯烃是重要的基础化工材料，供应端实现自给具备重要的战略意义，过去十年政策端对国内聚烯烃产能扩张给予充分支持。同时在行业层面，随着生产技术成熟化以及原材料多元化，不同生产路线的聚烯烃产能也在近年来实现快速扩张。2021年国内聚乙烯产能达 2661 万吨，聚丙烯产能达 3131 万吨，近十年 CAGR 分别为 9.4%、11.5%，均高于需求端增速，使得油头生产利润持续承压。图 31：国内聚乙烯产能 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 32：国内聚丙烯产能 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 供给端看，供给端

69、看，2023 年为年为此轮此轮产能产能扩张扩张的最后峰值，的最后峰值，考虑到油头利润下行空间有限，考虑到油头利润下行空间有限，我我0200040006000800040--------------02聚烯烃均价聚烯

70、烃-原油价差0%5%10%15%20%25%0500025003000产能（万吨）同比0%5%10%15%20%25%30%05000250030003500产能（万吨）同比 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 21 们们预计预计此后此后产能扩张对产能扩张对聚烯烃聚烯烃-原油价差的边际影响趋弱原油价差的边际影响趋弱。根据卓创资讯统计各在建项目拟投产时间，我们预计 2023 年将是此轮新产能投放的最后峰值，聚乙烯、聚丙烯产能增速分别为 12.4%、16.2%，此后行业产能

71、扩张速度将逐步放缓。且近年来，随着国家能耗管控以及碳排放管控趋严，烯烃新产能的审批进度也呈现趋缓，预计远期烯烃新产能扩张速度有望进一步降低。考虑到目前部分油头烯烃产能已处于盈亏平衡边缘，我们预计未来产能扩张对聚烯烃-原油价差的边际影响将趋弱。图 33：国内聚乙烯产能增长预测 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部预测 图 34：国内聚丙烯产能增长预测 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部预测 需求端看，需求端看，聚烯烃下游聚烯烃下游应用应用分散，分散，近十年近十年表观消费量表观消费量 CAGR 约约 8%。聚乙烯（PE）、聚丙烯（PP）属于五大通用塑料中需求量规模最大的两种塑料，包装材料是聚烯烃最主

72、要的应用领域，2020 年国内近 60%的聚乙烯、近 40%的聚丙烯都用于包装材料。此外，农业、建筑、电气、汽车、家用电器等也是聚烯烃的重要应用领域。受益于国内制造业、农业的快速发展以及应用领域拓宽，作为通用塑料的聚烯烃需求持续增长。2021 年国内聚乙烯表观消费量约 3700 万吨，2011-2021 年 CAGR 达 7.9%；聚丙烯表观消费量约 3050万吨，2011-2021 年 CAGR 达 8.6%。图 35：国内聚乙烯消费结构（2020 年）资料来源：卓创资讯，Eikon，中信证券研究部 图 36：国内聚丙烯消费结构（2020 年）资料来源：卓创资讯，Eikon，中信证券研究部

73、0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%050002500300035004000202020212022E2023E2024E2025E产能（万吨）产能增速0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%00400050006000202020212022E 2023E 2024E 2025E产能（万吨）产能增速57%16%14%4%2%7%包装农业建筑电气汽车其他38%14%13%9%4%2%20%包装电气设备器材家用电器汽车建筑其他 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正

74、文之后的免责条款和声明 22 图 37：国内聚乙烯表观消费量及同比 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 38：国内聚丙烯表观消费量及同比 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 当前行业处于去库尾声，当前行业处于去库尾声，看好后疫情时代需求复苏看好后疫情时代需求复苏。2022 年由于聚烯烃需求持续走弱，行业进入主动去库阶段，聚乙烯、聚丙烯行业开工率从年初 90%下降至三季度最低不足 80%，在此过程中行业库存持续下降。进入四季度，随着需求呈现边际回暖态势，行业开工率逐步回升，行业库存也出现筑底迹象。展望 2023 年，我们看好在疫情防控政策变化以及稳经济政策助力下，聚烯烃需求进入复苏通道，行业

75、也有望进入补库周期。图 39：国内 PE 月度表观消费量 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 40：国内 PE 月度社会库存及行业开工率 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部-10%-5%0%5%10%15%20%0500025003000350040004500表观消费量（万吨）同比CAGR=7.9%0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%05000250030003500表观消费量（万吨）同比CAGR=8.6%-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%050030035040020

76、17-------012022-06国内PE月度表观消费量（万吨）同比60%65%70%75%80%85%90%95%100%105%110%8001802------07国内PE社会库存（万吨）国内PE开工率 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深

77、度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 23 图 41：国内 PP 月度表观消费量 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 42：国内 PP 月度社会库存及行业开工率 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 国内国内聚乙烯聚乙烯仍存在进口依赖仍存在进口依赖，进口替代有望消纳部分新产能，进口替代有望消纳部分新产能。从全球主流生产路线看，聚烯烃的上游原料以石油为主。由于我国能源禀赋的结构特点，导致历史上国内聚烯烃生产能力相比需求始终处于不足状态，也使得我国长期保持聚烯烃的净进口国。近年来，随着国内聚烯烃产量的逐步增加，供应缺口有所收窄，但聚乙烯仍存在明显缺口。2021 年我国聚

78、乙烯产量 2290 万吨，净进口量 1408 万吨，进口依赖度为 38%，未来进口替代有望成为消纳部分新增产能的驱动因素。图 43：国内聚乙烯供应结构 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 44：国内聚丙烯供应结构 资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 随着需求复苏以及新增产能逐步消化，看好聚烯烃随着需求复苏以及新增产能逐步消化，看好聚烯烃-原油价差原油价差进入修复通道进入修复通道。考虑到近两年受疫情防控等因素影响，聚烯烃潜在需求无法完全释放，因此我们以 2020 年作为基点，在 2020-2025 年国内聚烯烃需求复合增速为 6%的中性假设下，根据目前行业产能扩增预期，我们预测 2025 年

79、国内聚烯烃整体进口依存度为 11%；在 4%的需求复合增速悲观假设下，2025 年国内聚烯烃亦可实现供需平衡。因此我们看好随着国内聚烯烃需求进入复苏通道叠加进口替代的进一步增加，国内新增产能将逐步得到消化，聚烯烃供需格局有望实现边际好转，看好聚烯烃生产利润进入修复通道。-5%0%5%10%15%20%25%30%05003003-------06国内PP月度表观消费量（万吨）同比60%65%7

80、0%75%80%85%90%95%100%05006007------07国内PP社会库存（万吨）国内PP开工率0%10%20%30%40%50%60%0040005000产量（万吨）净进口量（万吨）进口依存度0%5%10%15%20%25%30%05000250030003500产量（万吨）净进口量（万吨）进口依存度 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度

81、跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 24 表 9：国内聚烯烃供需平衡预测 2020-2025年国内聚烯烃需求年国内聚烯烃需求CAGR假设假设 4%5%6%7%8%2025 年国内聚烯烃表观消费量（万吨）年国内聚烯烃表观消费量（万吨）8311 8719 9142 9581 10038 2025 年国内聚烯烃产量（万吨）年国内聚烯烃产量（万吨）8147 8147 8147 8147 8147 2025 年国内聚烯烃进口依存度年国内聚烯烃进口依存度 2%7%11%15%19%资料来源：卓创资讯，中信证券研究部测算 油油-煤煤成本成本差差（煤制烯烃超额利润）（煤制烯烃超额利润

82、）2021 年以来年以来国内煤炭供应偏紧催化原料煤价格快速上涨，油国内煤炭供应偏紧催化原料煤价格快速上涨，油-煤成本差处于历史底部。煤成本差处于历史底部。2021 年以来受国内煤炭主产地生产减量、进口煤减少、用电量增加以及国际煤炭价格上涨等多重因素影响，国内煤炭价格大幅上涨，鄂尔多斯原煤坑口价从约 400 元/吨上涨至最高突破 1600 元/吨，2021、2022 年坑口均价分别为 760、870 元/吨。期间原油价格虽然持续上行，但上行幅度小于煤炭价格，导致烯烃的油-煤路线成本差收缩。2015-2020 年期间，油-煤完全成本差平均约 1400 元/吨，2021 年缩减至-130 元/吨，2

83、022 年下半年伴随油价回落，至 2022 年底油-煤成本差基本归零，煤制烯烃超额利润处于历史底部。图 45：油制烯烃与煤制烯烃完全成本之差（元/吨）资料来源：卓创资讯，Wind，中信证券研究部测算 煤炭保供下煤价已显松动，看好煤炭保供下煤价已显松动，看好油油-煤煤成本成本差差逐步逐步回升回升，煤制烯烃超额利润，煤制烯烃超额利润反弹反弹可期可期。煤价方面，我们预计在国内煤炭保供持续推进、进口政策逐步放开的预期下，煤价中枢有望回落。近期煤炭价格已显松动，内蒙古鄂尔多斯东胜 5200 大卡原煤坑口价已从 2022年 11 月阶段性高点 1067 元/吨回落至目前 976 元/吨。油价方面，虽然面临

84、海外衰退预期压制，但原油寡头供应格局以及国际政治博弈下的 OPEC+减产预期有望对价格形成支撑。因此我们看好油-煤成本差实现底部反弹，煤制烯烃超额利润反弹可期。-0006000800010000120-------------022

85、-02石脑油裂解-CTOCTO石脑油裂解 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 25 图 46：鄂尔多斯东胜 5200 大卡原煤坑口价（元/吨）资料来源：Wind，中信证券研究部“双碳”政策“双碳”政策造就造就行业行业高壁垒高壁垒，存量资产价值提升，存量资产价值提升 煤炭转化指标煤炭转化指标是行业核心是行业核心壁垒壁垒，限制新进入产能。，限制新进入产能。根据现代煤化工产业创新发展布局方案（以下简称方案）要求，国内新建煤制烯烃项目必须列入方案。方案在国内规划了内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新

86、疆准东 4 个现代煤化工产业示范区，“十三五”期间每个示范区新增煤炭转化量总量须控制在 2000 万吨以内。因此若示范区的煤炭转化量指标使用完毕，则无法在区域内再新建产能，使得煤炭转化指标成为限制行业新进入产能的核心因素。表 10：现代煤化工产业创新发展布局方案政策细则 指导方向指导方向 政策细则政策细则 规划布局现代煤化工产业示范区 规划布局内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东内蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东 4 个现代煤化工产业示范区个现代煤化工产业示范区，推动产业集聚发展，逐步形成世界一流的现代煤化工产业示范区 每个示范区“十三五”期间新增煤炭转化量总量须控制在每个示

87、范区“十三五”期间新增煤炭转化量总量须控制在 2000 万吨以内万吨以内（不含煤制油、煤制气等煤制燃料）严格项目建设要求 单系列制烯烃装置年生产能力在 50 万吨及以上，整体能效高于 44%，单位烯烃产品综合能耗低于 2.8吨标煤、耗新鲜水小于 16 吨 规范审批管理程序 新建煤制烯烃项目必须列入现代煤化工产业创新发展布局新建煤制烯烃项目必须列入现代煤化工产业创新发展布局方案方案，必须符合现代煤化工建设项目环境准入条件（试行）要求 将列入现代煤化工产业创新发展布局方案的新建煤制烯烃项目下放省级政府核准 资料来源：现代煤化工产业创新发展布局方案（国家发改委、工信部，2017 年），中信证券研究部

88、“双碳”“双碳”政策政策下行业护城河加深下行业护城河加深，能效、减碳要求进一步提升。，能效、减碳要求进一步提升。2021 年国内出台多个针对“双碳”目标的纲领性文件及实施细则，其中针对煤制烯烃行业也提出了新的发展要求。发展战略上，针对以煤制烯烃为代表的现代煤化工行业提出稳妥有序发展的政策导向，同时再次强调未纳入产业规划的一律不得新建项目。发展战术上，政策在能效、低碳等方面提出新要求，能效方面引导行业内企业达到单吨烯烃 2800 千克标准煤的标杆水平，同时鼓励推进煤化工与“绿电”、“绿氢”等产业耦合，减少二氧化碳排放。表 11：“双碳”下的现代煤化工行业发展政策要求 政策文件政策文件 发布单位发

89、布单位 发布时间发布时间 政策细则政策细则 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意见 中共中央、国务院 2021 年 9 月 坚决遏制高耗能高排放项目盲目发展。未纳入国家有关领未纳入国家有关领域产业规划的，一律不得新建乙烯、煤制烯烃项目域产业规划的，一律不得新建乙烯、煤制烯烃项目。提升高耗能高排放项目能耗准入标准。0200400600800016001800 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 26 政策文件政策文件 发布单位发布单位 发布时间发布时间 政策细则政策细则 20

90、30 年前碳达峰行动方案 国务院 2021年10月 立足我国富煤贫油少气的能源资源禀赋，坚持先立后破，稳住存量，拓展增量。严格项目准入，合理安排建设时序，严控新增传统煤化工生产能力，稳妥有序发展现代煤化工稳妥有序发展现代煤化工。调整原料结构，控制新增原料用煤，拓展富氢原料进口来源。关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见 国家发改委、工信部、生态环境部、市场监管总局、能源局 2021年10月 明确重点行业能效标杆水平，引导未达到基准水平的企业，对照标杆水平实施改造升级。煤制烯烃单位产品能效标杆煤制烯烃单位产品能效标杆水平：水平：2800 千克标准煤千克标准煤/吨；基准水平：吨；基准水平：

91、3300 千克千克/吨吨。关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见 工信部、国家发改委、科技部、生态环境部、应急部、能源局 2022 年 3 月 促进煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展，按照生态优先、以水定产、总量控制、集聚发展的要求，稳妥有序发展现代煤化工。推动现代煤化工产业示范区转型升级。鼓励石化化工企业因地制宜、合理有序开发利用“绿氢”，推进煤化工与“绿电”、“绿氢”等产业耦合示范，利用煤化工装置所排二氧化碳纯度高、捕集成本低等特点，开展二氧化碳规模化捕集、封存、驱油和制化学品等示范。关于进一步做好原料用能不纳入能源消费总量控制有关工作的通知 国家发改委、统计局 2022年1

92、0月 原料用能不纳入能源消费总量控制，用于生产非能源用途的烯烃产品的煤炭，属于原料用能范畴。资料来源：各政府部门官方网站，中信证券研究部“双碳”元年后，新“双碳”元年后，新获批获批的的煤制烯烃项目均煤制烯烃项目均规划规划匹配绿氢匹配绿氢耦合耦合装置。装置。2021 年至今，煤制烯烃行业仅有 2 个新项目获批，分别是中煤榆林煤炭深加工基地项目 70 万吨煤制烯烃以及内蒙古宝丰绿氢与煤化工耦合碳减排创新示范项目 260 万吨煤制烯烃配套 40 万吨绿氢耦合增产烯烃。其中中煤榆林项目配套 0.16 亿标方/年的绿氢生产装置，宝丰内蒙古项目计划在五年期间内逐步增产绿氢，最终达到 25.15 亿标方/年

93、。我们预计在“双碳”目标下，未来国内新增煤制烯烃项目要求配套减碳措施将成为常态，绿氢耦合有望成为主流的减碳方式。表 12：国内新增煤制烯烃项目对于绿氢耦合的要求 项目项目 烯烃产能规模烯烃产能规模（万吨）（万吨）环评获批环评获批时间时间 匹配绿氢产能匹配绿氢产能（亿标方（亿标方/年）年）中煤榆林二期 70 2022 年 6 月 0.16 宝丰内蒙古一期 300 2022 年 11 月 25.15 资料来源：生态环境部官方网站，各项目环评报告，中信证券研究部 护城河加深下，护城河加深下，头部企业头部企业竞争竞争力增强，力增强，存量资产价值提升。存量资产价值提升。展望未来，我们认为“双碳”目标下煤

94、制烯烃行业的扩产指标获取难度将进一步提升：一方面行业整体的煤炭转化指标总量预计将出现缩减；另一方面对于新产能能效以及减碳要求的增加也提升了对扩产企业的技术要求。因此在护城河加深下，头部企业凭借其领先的能源利用效率以及在减碳方面相对丰富的技术储备，在获取扩产指标方面的竞争力预计将增强。同时在行业整体扩产难度增加下，未来行业竞争格局的演进预期边际向好，历史长周期下煤制烯烃相对于油制烯烃的超额利润有望在未来长时间维持，从而对于存量资产价值的提升起到推动作用。资资源禀赋、一体化、高效管理构筑成本竞争力源禀赋、一体化、高效管理构筑成本竞争力 与现代煤化工同行业竞争对手对比与现代煤化工同行业竞争对手对比，

95、宝丰能源的核心护城河来自成本优势，确保公司，宝丰能源的核心护城河来自成本优势，确保公司居于全行业成本曲线左侧，在行业周期性波动中保持居于全行业成本曲线左侧，在行业周期性波动中保持长久长久竞争力。竞争力。我们认为，公司的成本优势主要来自于三个维度的优势转化，分别为：资源禀赋优势、一体化生产优势以及管理 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 27 效率优势。资源优势：煤炭资源优质，“减碳”禀赋领先资源优势：煤炭资源优质，“减碳”禀赋领先 公司公司地处中国能源化工金三角核心区地处中国能源化工金三角核心区，具备优质的煤炭资

96、源禀赋。，具备优质的煤炭资源禀赋。宝丰能源位于宁夏宁东能源化工基地，地处中国能源化工金三角（宁夏宁东、陕西榆林、内蒙古鄂尔多斯）的核心区，煤炭资源丰富。根据公司公告，金三角地区埋深小于 2 千米的煤炭资源有 1.41万亿吨，占全国煤炭资源总量的 25.5%；已查明煤炭资源 3514 亿吨，占全国查明煤炭资源总量的 18.1%。区域煤层具有厚度大、地质结构简单、开采条件好、煤质优良等优势。图 47：国内各地区煤炭人均基础储量（吨，2017 年）资料来源：Wind，中信证券研究部 宁夏及宁夏及内蒙古内蒙古鄂尔多斯地区为全国煤炭价格洼地，资源禀赋转化为公司原材料成本优鄂尔多斯地区为全国煤炭价格洼地，

97、资源禀赋转化为公司原材料成本优势。势。以 2019-2021 年动力煤均价作为参考，宁夏地区三年内动力煤均价为 453 元/吨，内蒙古鄂尔多斯地区均价为 426 元/吨。而同期陕西、山西地区均价为 500 元/吨以上，江西、山东地区均价为 600 元/吨以上，安徽、江苏地区则超过了 700 元/吨。公司生产甲醇用的气化原煤主要从内蒙古鄂尔多斯采购，生产焦炭所外购的精煤主要从宁东周边地区采购，区位所具备的资源优势转化为公司的核心成本优势。图 48：国内各地区动力煤平均价格对比（2019-2021 年）资料来源：Wind，中信证券研究部 0500025003000山西内蒙古新

98、疆宁夏陕西贵州青海黑龙江安徽云南甘肃河南山东四川辽宁河北重庆吉林天津海南江苏北京湖南福建江西湖北西藏广西浙江广东020040060080010001200鄂尔多斯宁夏陕西山西江西山东安徽江苏201920202021三年平均 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 28 公司宁东基地紧邻黄河，保障生产用公司宁东基地紧邻黄河，保障生产用水水资源资源。现代煤化工项目单位水耗较大，平均每吨煤制烯烃用水约 15 吨。目前国内多数现代煤化工项目主要分布在水资源匮乏的中西部地区，水资源短缺是制约现代煤化工发展的重要因素。公司所在的

99、宁东能源化工基地紧临黄河，已建成供水能力 80 万立方米/天的供水工程，缓解了水资源短缺问题。目前公司已获取河西灌区唐西干渠合并灌域1082.5万方米/年共计25年的取水权及宁夏银川临河工业园区 5 年的工业用水取用权，供水得到充分保障。光伏资源将成为“双碳”发展新阶段下的重要禀赋。光伏资源将成为“双碳”发展新阶段下的重要禀赋。在“双碳”目标下，现代煤化工产业的二氧化碳排放问题亟待解决，根据六部门联合印发的关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见，绿电、绿氢耦合的现代煤化工有望成为行业二氧化碳减排转型的重要方向。因此，绿电、绿氢的生产成本预计也将在未来成为影响现代煤化工综合成本的重要

100、因素。西北地区具备优质的新能源资源禀赋，宁夏及内蒙古地区的人均光伏装机容量、光伏年度平均利用小时在国内均排名前列，公司依托绿电、绿氢资源禀赋，预计在“双碳”发展新阶段也将保持资源成本优势。图 49：全国各省、市、自治区人均光伏装机容量对比（瓦/人）资料来源：Wind，中信证券研究部 图 50：全国各省、市、自治区光伏年度平均利用小时对比（小时/年）资料来源：Wind，中信证券研究部 一体化优势：副产物循环利用，自有煤矿降本显著一体化优势：副产物循环利用，自有煤矿降本显著 0500025003000青海宁夏内蒙古新疆甘肃山西河北西藏陕西山东贵州浙江安徽江苏江西湖北河南吉林海

101、南黑龙江天津辽宁云南广东湖南上海福建广西北京四川重庆20200400600800016001800内蒙古黑龙江吉林四川甘肃青海辽宁宁夏河北新疆云南陕西山西北京山东天津江苏西藏广西安徽贵州海南河南湖北福建浙江江西广东湖南上海重庆20202019平均 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 29 公司公司具备完整的循环经济产业链具备完整的循环经济产业链，增强副产物循环利用，增强副产物循环利用。公司始终贯彻循环一体化生产的发展理念，将各产业链的副产物最大化利用。实际生产中，公司将

102、焦化产业链副产的焦炉气用于生产甲醇，进一步生产烯烃；同时将甲醇制烯烃过程中得到的 C4、C5 副产物通过回炼的方式重新生产烯烃。此外，公司新布局的光伏制氢产业链也与现有业务形成有效协同，其中生产的绿氢用于合成甲醇并减少二氧化碳排放，生产的绿氧用于煤气化装置生产合成气。图 51：公司循环一体化产业链布局 资料来源：公司公告，中信证券研究部 煤焦化副产焦炉气煤焦化副产焦炉气超超 20 亿标方亿标方/年，焦炉气是生产甲醇的更优质原料年，焦炉气是生产甲醇的更优质原料。公司煤焦化装置在生产焦炭的过程中产生大量焦炉气，焦炉气主要成分为氢气、甲烷和一氧化碳，可用于进一步合成甲醇。焦炉气与煤气化得到的粗煤气相

103、比，组分中的氢气、甲烷含量更高，是合成甲醇的更优质原料，可减少变换反应所产生的二氧化碳排放。公司 2021 年具备焦炭产能 400 万吨/年，可副产焦炉气约 12 亿标方/年，2022 年年中公司 300 万吨/年煤焦化多联产项目投产，新增副产焦炉气近 9 亿标方/年。2023 年公司具备年公司具备 90 万吨焦炉气万吨焦炉气制甲醇制甲醇产能，有望产能，有望减少减少 130 万吨万吨气化原煤消耗气化原煤消耗。2022年底公司新增 40 万吨/年焦炉气制甲醇产能投产，目前已拥有 90 万吨/年焦炉气制甲醇产能，根据公司生产单耗测算，90 万吨/年焦炉气制甲醇产能有望减少公司气化原煤消耗120-1

104、30 万吨/年，按照前 2022 年三季度公司气化原煤采购均价 717 元/吨计算，可帮助公司每年节省成本约 9 亿元。宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 30 图 52：焦炉气与粗煤气成分对比 资料来源：公司项目环评报告，中信证券研究部 图 53：公司甲醇生产结构（预计至 2023 年底）资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 公司自有煤矿产能公司自有煤矿产能 720 万吨，洗选后精煤作为焦化原料，中煤、煤泥掺烧降低动力煤万吨，洗选后精煤作为焦化原料，中煤、煤泥掺烧降低动力煤消耗。消耗。公司目前拥有马莲台、红四

105、、四股泉三大煤矿，合计产能 720 万吨/年。公司自有煤矿煤炭品质较高，洗选后可得到 1/3 焦精煤，通过搭配外采的肥煤、瘦煤等品种后可直接用于炼焦。公司自有煤矿的精煤洗出率约为 50%-55%，据此测算公司可年产精煤约360400 万吨。此外公司自有煤洗选后，可得到中煤、煤泥及矸石约 200 万吨/年，此部分可作为公司动力系统的原料进行掺烧，进一步减少动力煤的采购及消耗。公司焦化用煤自给率近公司焦化用煤自给率近 40%，高煤价下公司炼焦成本优势凸显。，高煤价下公司炼焦成本优势凸显。公司目前拥有焦炭产能 700 万吨/年，按照公司平均开工率及原材料单耗计算，每年消耗炼焦精煤约 1000 万吨，

106、公司目前通过洗选获得的炼焦精煤可满足约 37%的焦化用煤需求。公司原煤单吨生产成本约 140-150 元/吨，叠加洗选等费用，公司自产炼焦精煤生产成本约 300 元/吨。按照 2022年前三季度公司炼焦精煤采购均价 1652 元/吨计算，公司自有煤矿及自产精煤可帮助公司每年节省成本约 50 亿元。图 54：公司煤炭获取结构（2021 年）资料来源：公司公告，中信证券研究部 图 55：公司自产精煤与外购精煤成本对比（元/吨）资料来源：公司公告，中信证券研究部 管理管理优势：原料优势：原料、能源、能源利用及投资效率均处行业领先利用及投资效率均处行业领先 0%10%20%30%40%50%60%70

107、%80%90%100%焦炉气粗煤气氢气一氧化碳甲烷其他84%16%煤制甲醇焦炉气制甲醇外购原料煤（气化+焦化）自产原煤外购动力煤02004006008000020212022Q1-3外购焦精煤自产焦精煤 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 31 原料原料单耗持续优化，综合能耗单耗持续优化，综合能耗行业领先。行业领先。原料利用方面，公司煤制烯烃原料单耗持续下降，宁东一期 60 万吨烯烃项目的醇烯比从 2018 年 3.04 吨甲醇/吨烯烃下降至 2021 年2.89吨甲醇

108、/吨烯烃，煤醇比从2018年1.55吨煤/吨甲醇下降至2021年1.40吨煤/吨甲醇；宁东二期 60 万吨烯烃项目 2021 年醇烯比为 2.852 吨甲醇/吨烯烃，煤醇比为 1.37 吨煤/吨烯烃，均居于行业领先水平；公司规划的内蒙古煤制烯烃项目计划采用 DMTO 三代技术，醇烯比有望进一步下降至 2.65 吨甲醇/吨烯烃。此外在能源利用效率方面，根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，公司以吨烯烃综合能耗 2329 千克标准煤位列行业第一，行业第二、第三名企业吨能耗均大于 2500 千克标准煤。图 56：公司单吨烯烃耗甲醇量-醇

109、烯比（吨，折精甲醇）资料来源：公司公告，中信证券研究部 图 57：公司单吨甲醇耗煤量-煤醇比（吨，折 5400 大卡煤）资料来源：公司公告，中信证券研究部 表 13：煤制烯烃行业能效“领跑者”标杆企业名单 名次名次 2021 年年 2020 年年 2019 年年 企业企业 吨烯烃综合能耗吨烯烃综合能耗（千克标准煤）（千克标准煤）企业企业 吨烯烃综合能耗吨烯烃综合能耗（千克标准煤）（千克标准煤）企业企业 吨烯烃综合能耗吨烯烃综合能耗（千克标准煤）（千克标准煤）1 宝丰能源 2329 宝丰能源 2396 神华新疆 2657 2 中天合创 2545 神华新疆 2643 宝丰能源 2825 3 中安联

110、合 2573 蒲城清洁能化 2768 中天合创 2880 资料来源：中国石油和化学工业联合会，中信证券研究部 有效控制有效控制煤制煤制烯烃投资成本，烯烃投资成本，内蒙古内蒙古项目单吨投资额显著降低项目单吨投资额显著降低。煤制烯烃项目具备高投资的特点，也使得生产成本中折旧成本占比显著高于其他烯烃生产路线。公司充分发挥民营体制优势，投资成本管控意识较强，采取 E+P+C 模式进行项目建设，烯烃单吨投资额相比同期行业内其他项目低约 10%-20%。此外，公司凭借长期积累的项目投资经验，逐期项目单吨投资额不断降低。根据公司披露的环评报告，内蒙古一期绿氢耦合煤制烯烃项目规划 300 万吨烯烃产能，计划投

111、资额 478.1 亿元，折算单吨投资额仅为 1.59 万元，单体项目规模优势凸显，投资成本显著降低，成本竞争力进一步增强。表 14：国内近年主要煤制烯烃项目投资额 项目项目 产能（万吨）产能（万吨）总总投资额（亿元）投资额（亿元）单吨投资额（万元）单吨投资额（万元）投产时间投产时间 中天合创项目 137 425.0 3.10 2017 神华宁煤-沙特基础工业合资项目 70 220.4 3.15 2017 延长石油延安能化项目 70 240.0 3.43 2018 2.42.52.62.72.82.93.03.202021内蒙古项目预计宁东一期宁东二期1.251.301.3

112、51.401.451.501.551.6020021宁东一期宁东二期 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 32 项目项目 产能（万吨）产能（万吨）总总投资额（亿元）投资额（亿元）单吨投资额（万元）单吨投资额（万元）投产时间投产时间 宝丰能源宁东二期项目宝丰能源宁东二期项目 60 152.8 2.55 2019 中安联合项目 70 202.0 2.89 2019 延长中煤榆能化项目 60 144.1 2.40 2020 宝丰能源宁东三期项目宝丰能源宁东三期项目 50 129.3 2.58 公司

113、公司预计预计 2023 年年 中煤榆林煤炭深加工项目 70 186.7 2.67 待建 宝丰能源宁东四期项目宝丰能源宁东四期项目 50 120.6 2.41 待建待建 宝丰能源宝丰能源内蒙古内蒙古一期绿氢耦合项目一期绿氢耦合项目 300 478.1 1.59 待建待建 资料来源：公司公告，各项目环评报告，中信证券研究部 树立树立绿氢耦合绿氢耦合标杆标杆，打造打造“双碳”核心“双碳”核心竞争力竞争力 绿氢绿氢耦合耦合是煤制烯烃是煤制烯烃减少减少二氧化碳二氧化碳排放排放的有效途径的有效途径 煤制烯烃工艺中，煤制烯烃工艺中，煤制甲醇环节中的粗合成气变换反应是碳排放的主要来源煤制甲醇环节中的粗合成气变

114、换反应是碳排放的主要来源。以公司煤制甲醇装置为例，原料煤通过粉煤加压气化（宁东项目）或水煤浆加压气化（内蒙古项目）转化为粗合成气，粗合成气中主要包含一氧化碳、氢气，同时副产少量二氧化碳，且一氧化碳含量较高。根据公司各项目环评报告，宁东三期及内蒙古项目的粗合成气中，氢气与一氧化碳的体积比例分别约为 0.38:1、0.71:1（水煤浆技术）。但生产甲醇所需的有效气要求氢气与一氧化碳的比例约 2.2:1，因此需通过变换反应提升粗合成气中的氢气比例同时降低一氧化碳比例。变换反应的机理是将一氧化碳与水蒸气反应生成氢气与二氧化碳，在减少 1 标方一氧化碳的同时增加 1 标方氢气，达到调节氢气、一氧化碳比例

115、的目的。但变换反应副产的二氧化碳无法进一步利用，也是是煤制甲醇工艺中碳排放的主要来源。图 58：煤制甲醇反应过程 资料来源：公司公告，中信证券研究部 粗合成气中粗合成气中超过超过 50%的一氧化碳用于生产氢气，的一氧化碳用于生产氢气，碳元素转化至甲醇中的比例较低，无碳元素转化至甲醇中的比例较低，无形中造成对煤炭资源的浪费形中造成对煤炭资源的浪费。以粉煤加压气化工艺为例，我们根据公司宁东三期环评报告披露的粗合成气组分情况及对应的变换反应测算，粗合成气中约 57%的一氧化碳最终都作为还原剂用于生产氢气，仅有 43%的一氧化碳（碳元素）转化至甲醇中，较低的碳元素转化效率也造成了煤炭资源的浪费。宝丰能

116、源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 33 煤制煤制甲醇甲醇过程过程中中，单单吨甲醇吨甲醇变换反应产生的变换反应产生的二氧化碳二氧化碳排放量约为排放量约为 1.7 吨。吨。根据宁东三期粉煤加压气化工艺得到的粗合成气组分情况及对应的变换反应测算，生产单吨甲醇所需的 2100 标方粗合成气中（扣除氢气、一氧化碳以外的其他杂质），一氧化碳含量约 1520标方（占比 72%），氢气含量约 580 标方（占比 28%）；经过变换反应得到的有效气中，一氧化碳含量约 650 标方（占比 31%），氢气含量约 1450 标方（占比 69

117、%），其中 870标方的氢气是通过变换反应得到的。由此测算煤制单吨甲醇中，变换反应过程产生的二氧化碳排放量约为 870 标方（即约 1.7 吨二氧化碳排放）。表 15：煤制单吨甲醇变换反应碳排放情况 气体气体 体积体积（标方）（标方）粗合成气（粗合成气（CO+H2）2100 其中：H2 580 CO 1520 有效气（有效气（CO+H2）2100 其中：H2 1450 CO 650 变换反应产生变换反应产生 H2（1450-580=）870 变换反应产生 CO2 870 变换反应产生变换反应产生 CO2质量（吨）质量（吨）1.71 资料来源：公司环评报告，中信证券研究部测算 向粗合成气中添加向

118、粗合成气中添加绿氢绿氢，可以减少甚至消除变换反应产生的碳排放可以减少甚至消除变换反应产生的碳排放，同时，同时降低降低煤炭煤炭消消耗耗。向粗合成气中添加氢气后，参加反应气体中的含氢量会增加，若恰好增加至合成甲醇所需有效气的含氢比例时，则无需再通过变换反应生成氢气，因此足量加氢后可消除变换反应过程中产生的碳排放。同时在生产相同量甲醇的情况下，由于此过程减少了粗合成气的消耗，因此也减少了原料煤及动力煤的使用量。图 59：补充绿氢后煤制甲醇反应过程 资料来源：公司公告，中信证券研究部 在甲醇在甲醇产量不变下，产量不变下，若完全消除若完全消除变换反应变换反应产生的产生的碳排放，碳排放，理想状态理想状态下

119、下单单吨甲醇需补充吨甲醇需补充绿氢绿氢 1200 标方，同时可减少煤炭用量标方，同时可减少煤炭用量约约 1 吨吨。在完全消除变换反应的条件下，粗合成气中的一氧化碳则全部用于直接合成甲醇，按照单吨甲醇需 650 标方一氧化碳测算，所需粗合成气约 900 标方，剩余 1200 标方氢气缺口则需通过绿氢的方式补充。每生产 1 吨甲醇 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 34 需消耗约 1.53 吨原料煤+0.33 吨动力煤（以 5000 大卡煤计算），但由于粗合成气的消耗量相比传统工艺减少了 1200 标方，因此整体过

120、程消耗的原料煤+动力煤量仅为 0.80 吨，相比传统工艺可减少约 57%的煤炭用量。表 16：完全消除变换反应碳排放后煤制单吨甲醇原料消耗情况 气体气体 体积体积（标方）（标方）粗合成气（粗合成气（CO+H2）900 其中：H2 250 CO 650 煤炭消耗量（原料煤+动力煤，吨）0.80 补充补充绿氢绿氢 1200 有效气（有效气（CO+H2）2100 其中：H2 1450 CO 650 资料来源：公司环评报告，中信证券研究部测算 在在煤炭用量煤炭用量不变下，补充绿氢不变下，补充绿氢可实现甲醇增产，理想状态下最大可增产甲醇可实现甲醇增产，理想状态下最大可增产甲醇 134%，对应单吨增产甲醇

121、需补充绿氢对应单吨增产甲醇需补充绿氢 2100 标方标方。在此情境下，耗煤量及粗合成气的产量均保持不变，一氧化碳亦全部转化至甲醇中。原先生产单吨甲醇的粗合成气通过补氢，理论可最多合成甲醇约 2.34 吨，相比于传统工艺增产甲醇 134%，单吨甲醇对应耗煤量也相应下降至 0.80 吨。增产甲醇需补充绿氢合计 2820 标方，对应单吨增产甲醇补充绿氢 2100 标方。表 17：完全消除变换反应碳排放且煤炭用量不变时煤制甲醇原料消耗情况 气体气体 体积体积（标方）（标方）粗合成气（粗合成气（CO+H2）2100 其中：H2 580 CO 1520 补充补充绿氢绿氢（3400-580=）2820 有效

122、气（有效气（CO+H2）4920 其中：H2 3400 CO 1520 合成甲醇合成甲醇量（吨）量（吨）2.34 单吨甲醇煤耗（吨）0.80 资料来源：公司环评报告，中信证券研究部测算 公司公司树立绿氢树立绿氢耦合耦合制烯烃标杆制烯烃标杆，提升“双碳”竞争力提升“双碳”竞争力 公司布局公司布局绿氢绿氢、绿电、绿电耦合煤制烯烃，目前具备耦合煤制烯烃，目前具备 2.4 亿标方亿标方电解水制氢电解水制氢年年产能产能，开辟“碳，开辟“碳中和”产业布局。中和”产业布局。公司于 2019 年启动了光伏发电及电解水制氢储能综合应用示范项目，采用单台产能 1000 标方/小时的碱性电解槽制氢设备，截至目前已拥

123、有 30 台制氢装置，合计 2.4 亿标方/年绿氢产能以及 1.2 亿标方/年绿氧产能。项目采用“新能源发电+电解水制氢、制氧直供煤化工”的模式，将电解水所产的绿氢、绿氧直接送入化工装置，其中氧气进入煤气化装置用于生产粗合成气，氢气与粗合成气结合用于制造甲醇。公司光伏发电+电解水制绿氢项目部分实现了新能源替代化石能源，开辟了一条经济可行的碳减排实现路径。宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 35 现有现有绿氢产能绿氢产能每年可每年可减少煤炭资源消耗约减少煤炭资源消耗约 38 万吨万吨，减少二氧化碳排放约减少二氧化碳

124、排放约 66 万吨万吨，新新增消减化工装置碳排放总量的增消减化工装置碳排放总量的 5%。理想状态下，我们测算公司补充 2.4 亿标方绿氢有望通过减少粗合成气的消耗而减少公司煤炭消耗量约 20 万吨；有望通过减少变换反应减少二氧化碳排放约 35 万吨。但实际过程中若考虑煤制甲醇其他过程中产生的煤炭消耗、碳排放，以及转换过程中的原料、能量转化损耗，公司测算补充 2.4 亿标方绿氢有望减少煤炭资源消耗约 38 万吨，减少二氧化碳排放约 66 万吨，减少量占整个化工装置碳排放总量的约 5%。内蒙古内蒙古一期一期项目项目计划计划通过通过补充绿氢的方式实现补充绿氢的方式实现甲醇甲醇增产，与同增产，与同产能

125、规模煤制烯烃相比产能规模煤制烯烃相比减少煤炭消耗及减少煤炭消耗及二氧化碳排放。二氧化碳排放。公司内蒙古 4100 万吨煤制烯烃项目采取绿氢与煤化工深度耦合的模式，其中一期项目规划 300 万吨烯烃产能，以 260 万吨煤制烯烃为基础，在五年时间内通过逐年补充绿氢、绿氧的方式，在原料煤消耗不变的情况下增产甲醇，最终达到 300 万吨烯烃所需甲醇完全自给，同时实现燃料煤的部分节省。最终补入绿氢 25.15亿标方/年，增产甲醇 116.75 万吨/年。表 18：公司内蒙古一期项目补充绿氢规划 基础基础 第一年第一年 第二年第二年 第三年第三年 第四年第四年 第五年第五年 煤炭消耗（万吨煤炭消耗（万吨

126、/年）年）原料煤 829.22 829.22 829.22 829.22 829.22 829.22 燃料煤 132.41 128.23 124.05 119.88 115.70 111.52 合计 961.63 957.45 953.27 949.10 944.92 940.74 甲醇消耗（万吨甲醇消耗（万吨/年）年）自产甲醇 624.75 648.05 671.35 694.65 718.05 741.50 外购甲醇 116.75 93.45 70.15 46.85 23.45 0.00 合计 741.50 741.50 741.50 741.50 741.50 741.50 绿氢及绿氧补

127、充（亿标方绿氢及绿氧补充（亿标方/年）年）绿氢 0 5.03 10.06 15.09 20.12 25.15 绿氧 0 2.515 5.03 7.545 10.06 12.575 资料来源：公司内蒙古项目环评报告，中信证券研究部 绿氢耦合有望成为绿氢耦合有望成为“双碳”阶段下“双碳”阶段下公司公司的的重要竞争力重要竞争力。高能耗及高排放一直以来是制约煤化工行业扩张的限制因素，绿氢耦合的模式有望打破瓶颈，开辟一条低排放的煤化工生产路径。在“双碳”政策指导下，我们预计未来具备二氧化碳减排措施将成为煤化工项目审批的重要前提。公司在绿氢领域的提前布局以及行业示范效应，有望转化为新发展阶段下公司成长的核

128、心竞争力。短期短期绿氢绿氢耦合耦合可可盈亏平衡，长期效益有望盈亏平衡，长期效益有望看齐看齐煤煤制制烯烃烯烃 煤制煤制甲醇成本约一半用于制氢，近年煤价上涨推升煤制氢成本接近甲醇成本约一半用于制氢，近年煤价上涨推升煤制氢成本接近绿氢绿氢。我们根据公司环评报告披露的粗合成气组分情况及对应的变换反应测算，粗合成气中约 57%的一氧化碳（即 57%煤炭中的碳元素）最终都作为还原剂用于生产氢气，综合考虑甲醇制造费用后，煤制甲醇成本中约一半分摊至变换反应得到的煤制氢。在历史约 360 元/吨的煤价中枢下，煤制氢成本约 0.62 元/标方。近年来随着煤炭价格上涨，煤制氢成本也大幅提升，在当前900-1000

129、元/吨的煤炭价格下，煤制氢成本已达 1.20-1.30 元/标方。目前目前公司公司绿氢绿氢综合综合成本成本为为 1.34 元元/标方标方，远期可远期可降低至约降低至约 0.7 元元/标方标方。根据公司公告，公司目前生产每方绿氢的耗电量约 5.2 度，其中约 40%来自低成本的光伏自发电，剩余来 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 36 自高成本的网电，平均度电成本 0.24 元。由于当前光伏自发电占比仍较低，导致绿氢生产成本达 1.34 元/标方，与约 1035 元/吨煤炭价格下的煤制氢成本相当。公司当前在提升光

130、伏自发电比例、降低绿氢耗电量以及降低光伏投资成本等方向均进行发力，公司测算在完全使用光伏自发电时，考虑调峰费用后的度电成本约 0.12 元，届时绿氢的生产成本可控制在 0.7 元/标方，与约 462 元/吨煤炭价格下的煤制氢成本相当。图 60：公司煤制氢与绿氢成本对比（元/标方）资料来源：公司公告，中信证券研究部测算 注：横轴为煤炭价格（元/吨）图 61：公司绿氢成本结构 资料来源：公司公告，中信证券研究部 大股东宝丰集团布局光伏、储能项目大股东宝丰集团布局光伏、储能项目，有望与公司绿氢业务形成协同，有望与公司绿氢业务形成协同。根据各项目环评报告，公司大股东宝丰集团旗下宝丰硅材料公司在甘肃建设

131、多晶硅上下游协同一期项目，包含 5 万吨多晶硅、2.5GW 拉晶、2.5GW 切片、2.5GW 电池、2.5GW 光伏组件产能，并配套 0.50GW 光伏和 1.75GW 风力电站。此外宝丰集团旗下宝丰储能材料公司、昱能科技公司在宁夏分别建设电池材料产业链示范项目、电池及储能集装系统示范项目，包含 24万吨磷酸铁、25 万吨磷酸铁锂、15 万吨负极材料、17 万吨电解液以及 100GWh 储能电池产能。大股东在光伏组件及电池储能方面的布局有望与公司现有绿氢业务形成协同，看好公司突破电力成本瓶颈，实现绿氢进一步降本增效。当前成本下，当前成本下，绿氢绿氢耦合耦合增产增产烯烃烯烃处于盈亏平衡处于盈亏

132、平衡状态状态。在煤炭消耗量不变的情况下，绿氢耦合至化工装置能够实现甲醇增产，单吨甲醇需补充约 2100 标方绿氢。在近两年平均约 800 元/吨的煤炭价格以及当前 1.34 元/标方绿氢的成本下，我们测算公司煤制烯烃的成本约 5653 元/吨，绿氢耦合增产烯烃的边际成本约 8000 元/吨，绿氢路线基本处于盈亏平衡状态。绿氢降本预期下，煤价高于绿氢降本预期下，煤价高于 600 元元/吨时绿氢吨时绿氢耦合耦合增产增产路线路线即具备成本优势。即具备成本优势。由于绿氢耦合增产烯烃不增加原料煤消耗，仅在甲醇制烯烃环节存在少量燃料煤消耗，因此绿氢增产烯烃的成本对煤价变化不敏感。在远期绿氢生产成本降至约

133、0.7 元/标方的预期下，我们测算当煤价高于 600 元/吨时，绿氢耦合增产烯烃的边际成本有望低于传统煤制烯烃边际成本，届时完全耦合下的烯烃平均成本约为 4635 元/吨。0.00.20.40.60.81.01.21.41.6300400500600700800900 1000 1100 1200煤制氢当前绿氢远期绿氢91%9%电力折旧及制造费用 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 37 图 62：不同绿氢耦合比例下公司烯烃平均生产成本（元/吨）资料来源：公司公告，中信证券研究部测算 注：横轴为煤炭价格（元/吨）

134、远期若碳排放权交易覆盖行业扩大远期若碳排放权交易覆盖行业扩大至至煤制烯烃煤制烯烃，绿氢耦合制烯烃的综合成本有望进一，绿氢耦合制烯烃的综合成本有望进一步降低。步降低。2011 年国内启动碳排放权交易试点工作，在 7 个省市设立碳交易市场，覆盖电力、钢铁、水泥等 20 余个高排放行业。2021 年在“双碳”政策指导下，全国碳排放权交易市场开启并覆盖发电行业。自市场成立至今，全国碳排放权交易均价为 55 元/吨。未来随着交易制度逐步成熟化，我们预计覆盖行业有望逐步扩大至化工领域，届时通过主动减少二氧化碳排放所节省的碳排放权有望通过市场售出，从而抵扣绿氢的综合成本。我们测算在 55 元/吨碳排放权价格

135、下，单吨绿氢耦合制烯烃有望产生碳排放权价值 180 元/吨，绿氢耦合增产与煤制烯烃的等成本煤价有望进一步下降至约 560 元/吨。图 63：国内各市场碳排放权交易价格（元/吨）资料来源：Wind，中信证券研究部 高高速速成长序幕开启，成长序幕开启，布局高附加值新布局高附加值新产品产品 新产能进入密集落地期，业绩成长弹性可期新产能进入密集落地期，业绩成长弹性可期 宁东三期宁东三期 100 万吨烯烃产能万吨烯烃产能有望于有望于 2023 年投产年投产。公司宁东三期 100 万吨煤制烯烃包含 50 万吨煤制烯烃以及 50 万吨 C2-C5 制烯烃，其中 50 万吨煤制烯烃配套 150 万吨煤制甲醇，

136、实现甲醇完全自给，终端产品为 30 万吨聚丙烯以及 25 万吨 EVA。50 万吨 C2-C52000250030003500400045005000550060006500700030040050060070080090010000%20%40%60%80%100%0204060801001201----------102022-012

137、-072022-10全国上海北京广东重庆深圳天津湖北福建 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 38 制烯烃终端产品为 30 万吨聚丙烯以及 20 万吨聚乙烯。公司宁东三期项目中的 150 万吨甲醇于 2022 年底投产，聚烯烃及 EVA 公司预计将于 2023 年年中投产。项目投产后，公司烯烃产能有望从目前 120 万吨增长至 220 万吨，增长幅度超 80%。表 19：公司宁东三期 100 万吨烯烃项目产能规划 产品产品 拟投产产能拟投产产能（万吨）（万吨）投产后公司产能投产后公司产能（万吨

138、）（万吨）甲醇（中间品）150 590 聚乙烯 20 80 聚丙烯 60 120 EVA 25 25 资料来源：公司公告，中信证券研究部 C2-C5 制烯烃有效利用公司煤制烯烃副产物制烯烃有效利用公司煤制烯烃副产物，低投资成本实现产能扩张，低投资成本实现产能扩张。公司 C2-C5制烯烃项目分为催化裂解（OCC）及蒸汽裂解（SCU）两部分，项目计划总投资 67.5 亿元，利用公司一至三期煤制烯烃副产的 C2-C5 为主要原料，生产 55 万吨/年聚合级乙烯、丙烯及副产品。公司 OCC 装置的原材料为宁东一至三期副产的 36 万吨/年混合 C4、C5+及外购的 36 万吨/年混合 C4，通过催化裂

139、解生产约 45 万吨/年粗丙烯；SCU 装置原材料为宁东一至三期副产的 25 万吨/年乙烷、丙烷及丁烷，通过蒸汽裂解生产约 22 万吨粗乙烯。最终分离得到约 22 万吨/年聚合级乙烯以及 33 万吨/年聚合级丙烯。公司 C2-C5 制烯烃项目以较低的投资成本提升公司副产品附加值，有效增强公司盈利能力。图 64：公司 C2-C5 制烯烃生产路径 资料来源：公司 C2-C5 制烯烃项目环评报告，中信证券研究部 内蒙古内蒙古一期一期 300 万吨绿氢耦合万吨绿氢耦合制制烯烃烯烃项目项目环评获批，环评获批，公司预计于公司预计于 2024 年投产。年投产。公司内蒙古项目位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗苏格里经

140、济开发区图克工业项目区，根据项目环评报告，该项目计划总投资 478 亿元，新建 260 万吨煤制烯烃，配套 40 万吨植入绿氢耦合制烯烃，项目包含 3220 万吨甲醇装置、36.5 万吨硫磺回收、3100 万吨甲醇制烯烃装置、350 万吨聚丙烯装置、355 万吨聚乙烯装置、20 万吨 C4 制 1-丁烯装置、20万吨蒸汽裂解装置。除生产聚丙烯和聚乙烯外，还同时副产硫磺、重碳四、C5+、乙烯焦油、MTBE 等产品。项目于 2022 年 11 月 23 日获得生态环境部批复，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。公司计划用 18 个月将项目建

141、成投产，届时公司烯烃总产能将大幅提升制 520 万吨/年。宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 39 表 20：公司内蒙古一期 300 万吨烯烃项目产能规划 产品产品 拟拟建设建设产能产能（万吨）（万吨）投产后公司产能投产后公司产能（万吨）（万吨）甲醇（中间品）660 1250 聚乙烯 160 240 聚丙烯 140 260 资料来源：公司公告，中信证券研究部 内蒙古一期项目采取水煤浆加压气化、内蒙古一期项目采取水煤浆加压气化、DMTO 三代技术，配套三代技术，配套 SCU 装置，提升原材装置，提升原材料及副产品利

142、用效率。料及副产品利用效率。根据项目环评报告，公司内蒙古项目在煤气化环节采用水煤浆加压气化技术，相比宁东项目（采取航天粉煤加压气化技术）的煤醇比进一步降低至 1.33；在甲醇制烯烃环节采取最新的 DMTO 三代技术，醇烯比下降至 2.65，原料利用效率再次提升。此外公司项目配套 20 万吨 SCU 装置，将副产物乙烷、丙烷、饱和轻烃等进行蒸汽裂解，增产乙烯、丙烯，进一步提升副产品的利用效率。表 21：公司内蒙古一期项目原料消耗规划 基础基础 第一年第一年 第二年第二年 第三年第三年 第四年第四年 第五年第五年 烯烃产能（万吨烯烃产能（万吨/年）年）300 300 300 300 300 300

143、 甲醇制烯烃 280 280 280 280 280 280 蒸汽裂解制烯烃 20 20 20 20 20 20 甲醇消耗（万吨甲醇消耗（万吨/年）年）742 742 742 742 742 742 醇烯比 2.65 2.65 2.65 2.65 2.65 2.65 煤制甲醇 625 625 625 625 625 625 绿氢耦合制甲醇 0 23 47 70 93 117 外购甲醇 117 93 70 47 23 0 绿氢及绿氧补充（亿标方绿氢及绿氧补充（亿标方/年）年）绿氢 0.0 5.0 10.1 15.1 20.1 25.2 绿氢增产甲醇单耗（标方/吨）2154 2154 2154 2

144、154 2154 2154 绿氧 0.0 2.5 5.0 7.5 10.1 12.6 煤炭消耗（万吨煤炭消耗（万吨/年）年）962 957 953 949 945 941 原料煤 829 829 829 829 829 829 煤醇比 1.33 1.33 1.33 1.33 1.33 1.33 燃料煤 132 128 124 120 116 112 资料来源：公司内蒙古项目环评报告，中信证券研究部 内蒙古项目烯烃成本相较宁东项目内蒙古项目烯烃成本相较宁东项目有望有望进一步降低进一步降低。公司内蒙古项目在原材料单耗、原材料运费、产品运费、折旧成本、人工成本等方面相较宁东项目均有下降。原料成本方面

145、，生产技术升级以及 SCU 配套使得单吨烯烃煤耗从 4.0 吨下降至 3.25 吨，且由于内蒙古基地更靠近原料煤采购区，单吨原料煤运费可节省约 70 元。以 2022 年前三季度 717.5元/吨气化煤平均成本测算，公司内蒙古项目单吨烯烃原料成本可降低约 800 元。此外，由于内蒙古基地更靠近华北、华东等主要销售区域，产品运输费用可节省约 50 元/吨。在投资方面，公司内蒙古项目单吨投资额相较宁东项目进一步降低约 4000 元，对应年折旧成本可减少约 130 元/吨。综合测算，内蒙古项目烯烃成本较宁东项目下降近 1000 元/吨。表 22：公司内蒙古项目与宁东项目成本对比 对比内容对比内容 内

146、蒙古项目内蒙古项目 宁东项目宁东项目 说明说明 原料煤消耗量 单吨烯烃耗煤 3.25 吨 单吨烯烃耗煤 4.0 吨 采用水煤浆气化以及 DMTO 三代技术，通过 SCU 装置提升副产品利用率，原材料单耗下降 原料煤成本 项目周边采购 采购自鄂尔多斯地区 内蒙古项目原料煤每吨节省运费 70 元，远期若配套煤矿，吨煤运费可节省约 100 元 产品运输 更靠近华东、华北销售地区-运输距离节省 100-300 公里，吨产品运费节省约 50 元 投资成本 吨实际投资额约 1.2 万元 吨实际投资额约 1.6 万元 以 25 年折旧计算，年折旧节省约 130 元 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深

147、度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 40 资料来源：公司内蒙古项目环评报告，公司公告，中信证券研究部测算 绿氢、绿氧耦合有望绿氢、绿氧耦合有望降低降低 CO2排放量排放量 210 万吨万吨/年，年，减少减少燃料煤消耗燃料煤消耗 20 万吨万吨/年。年。根据公司项目环评报告，内蒙古项目计划通过风光制氢、绿氢绿氧补入的方式，在项目投产后五年内逐年增加绿氢补充量，降低变换装置负荷，从而减少变换装置产生的 CO2，同时增产甲醇。生产过程中减少的 CO2排放量为 162.26 万吨/年。由于绿氧补入气化装置后降低了空分装置负荷，进而减少了蒸汽和电力消耗量，蒸汽消耗

148、减少可节省燃料煤消耗，可减排CO2 44.11万吨/年；外购电量降低可折算减排CO2 4.14万吨/年。整体实现降碳210.52万吨/年，占基础工况 CO2排放量的 12%。宁东四期宁东四期 50 万吨烯烃项目审批中，公司预计有望于万吨烯烃项目审批中，公司预计有望于 2023 年开工建设。年开工建设。公司在宁东基地规划第四期 50 万吨煤制烯烃项目。根据项目环评报告，宁东四期项目包含 150 万吨甲醇产能，下游配套 30 万吨聚丙烯以及 25 万吨 EVA，副产品混合 C4、C5+、丙烷等作为原料送入三期 C2-C5 裂解制烯烃装置中，进一步减少混合 C4 的对外采购量。根据公司公告，目前宁东

149、四期项目正在办理审批手续中，公司预计有望于 2023 年开工建设，建设周期预计为 2 年。内蒙古二期内蒙古二期 140 万吨烯烃产能万吨烯烃产能规划中，远期烯烃产能有望达规划中，远期烯烃产能有望达 710 万吨。万吨。公司内蒙古项目总体规划 400 万吨煤制烯烃，其中一期项目建设 260 万吨煤制烯烃并新增 40 万吨绿氢耦合制烯烃示范项目，二期待建 140 万吨煤制烯烃产能。目前内蒙古二期项目已经取得鄂尔多斯市关于同意内蒙古宝丰煤基新材料有限公司使用鄂尔多斯市建设国家煤化工产业示范区总体规划中烯烃指标的批复，等待“十四五”期间新增煤炭转化量指标规划至鄂尔多斯国家现代煤化工产业示范区后，公司即

150、可开启项目报批流程。表 23：公司远期产能规划 项目项目 烯烃烯烃产能产能（万吨）（万吨）生产路径生产路径 终端产品终端产品 备注备注 宁东基地宁东基地 宁东一期 60 煤制烯烃 聚乙烯、聚丙烯 宁东二期 60 煤制烯烃 聚乙烯、聚丙烯 宁东三期 100 煤制烯烃、C2-C5 裂解制烯烃 聚乙烯、EVA、聚丙烯 公司预计 2023 年投产 宁东四期 50 煤制烯烃 EVA、聚丙烯 公司预计 2023 年开建 合计合计 270 内蒙古基地内蒙古基地 内蒙古一期 300 煤制烯烃、C2-C5 裂解制烯烃、绿氢耦合制烯烃 聚乙烯、聚丙烯 公司预计 2024 年投产 内蒙古二期 140 煤制烯烃 聚乙

151、烯、聚丙烯 合计合计 440 资料来源：公司公告，中信证券研究部 宁东三期宁东三期、四期、四期及及内蒙古一期项目投产后，我们测算公司利润中枢有望突破内蒙古一期项目投产后，我们测算公司利润中枢有望突破 230 亿元。亿元。宁东三期、四期及内蒙古一期项目投产后，公司将具备 570 万吨烯烃产能、700 万吨焦炭产能、1002 万吨自有煤矿（考虑丁家梁、甜水河煤矿投产预期及红墩子煤业权益产能）以及精细化工产能。我们以过去五年产品及原材料平均价格作为盈利中枢预测参考，假设中枢情况下烯烃价格（不含税，下同）7300 元/吨、气化及动力煤平均价格 480 元/吨、焦炭价格 1670 元/吨、精煤价格 10

152、20 元/吨，以公司产能历史平均 120%产能利用率测算，公司利润中枢约 237 亿元。宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 41 远期内蒙古二期项目投产后，公司利润中枢有望远期内蒙古二期项目投产后，公司利润中枢有望接近接近 290 亿元亿元。公司规划内蒙古二期项目产能规模 140 万吨，生产技术及成本优势与一期项目相同，我们测算内蒙古二期项目利润中枢为 52 亿元。因此远期看，在内蒙古二期项目投产后，公司将拥有 710 万吨烯烃、700 万吨焦炭、1002 万吨自由煤矿及精细化工产能，公司利润中枢约 289 亿元

153、。表 24：公司各项目利润中枢测算 烯烃烯烃 产能产能（万吨）（万吨）产量产量（万吨）（万吨）烯烃价格烯烃价格（元（元/吨）吨）煤炭煤炭/绿氢绿氢 成本（元成本（元/吨）吨）煤炭煤炭/绿氢绿氢 单耗单耗 单吨费用单吨费用（元（元/吨）吨）单吨净利单吨净利（元（元/吨）吨）净利润净利润（亿元）（亿元）宁东基地宁东基地 一、二期 120 144 7300 480 5.1 2070 2365 34 三期 100 120 7300 480 5.1 2070 2365 28 四期 50 60 7300 480 5.1 2070 2365 14 内蒙古基地内蒙古基地 一期 CTO 260 312 7300

154、 410 4.4 1890 3083 96 一期绿氢耦合 40 48 7300 0.7（元/标方）5355 1400 1829 9 二期 140 168 7300 410 4.4 1890 3083 52 焦炭焦炭 产能产能（万吨）（万吨）产量产量（万吨）（万吨）焦炭价格焦炭价格（元（元/吨）吨）精煤成本精煤成本（元（元/吨）吨）精煤单耗精煤单耗 单吨费用单吨费用（元（元/吨）吨）单吨净利单吨净利（元（元/吨）吨）净利润净利润（亿元）（亿元）一、二、三期 700 840 1670 1020 1.2 275 148 12 煤炭及精细化工煤炭及精细化工 产能产能（万吨）（万吨）产量产量（万吨）（万

155、吨）精煤价格精煤价格（元（元/吨）吨）原煤成本原煤成本（元（元/吨）吨）原煤单耗原煤单耗 单吨费用单吨费用（元（元/吨）吨）单吨净利单吨净利（元（元/吨）吨）净利润净利润（亿元）（亿元）自产精煤 573 573 1020 155 1.75 30 611 35 精细化工 8 合计合计 289 资料来源：公司公告，公司内蒙古项目环评报告，Wind，中信证券研究部测算 扩张扩张自有自有煤矿煤矿规模规模，降低原降低原料风险敞口料风险敞口 丁家梁、甜水河丁家梁、甜水河 90 万吨煤矿产能积极储备中，万吨煤矿产能积极储备中，公司预计于公司预计于 2024 年投产年投产。公司正在积极储备丁家梁、甜水河煤矿的

156、联合开发，两个煤矿合计地质储量为 2.42 亿吨，可采储量为1.45 亿吨，合并产能为 90 万吨，公司预计于 2024 年投产。丁家梁、甜水河煤矿投产后，公司原煤产能有望提升至 810 万吨。按照公司 700 万吨焦炭产能、120%开工率测算，煤矿投产后公司焦化业务的煤炭自给率将超过 40%，进一步稳固公司成本优势。拟拟收购红墩子煤业收购红墩子煤业 40%股权股权，增加煤矿权益产能，增加煤矿权益产能 192 万吨。万吨。公司公告拟购买国家电投集团宁夏能源铝业持有的宁夏红墩子煤业 40%股权、宁夏枣泉发电 49%股权，交易作价 17 亿元。红墩子煤业拥有红一煤矿（设计产能 240 万吨）、红二

157、煤矿（设计产能 240万吨）以及 500 万吨选煤厂。目前红一煤矿已开始试运转，红二煤矿预计将于 2023 年投产。两个煤矿与公司现有的红四煤矿毗邻，所生产的煤炭品种主要为焦煤，经洗选加工后的精煤可用作炼焦配煤，副产的中煤、煤泥可作为动力用煤。本次收购有望增加公司煤炭权益产能 192 万吨，叠加丁家梁-甜水河煤矿，公司远期宁东基地原煤产能有望达到 1002万吨，届时公司焦化业务的煤炭自给率将进一步提升至 50%以上。宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 42 图 65：收购后红墩子煤业股权及资产情况 资料来源：Wi

158、nd，公司公告，中信证券研究部 图 66：收购后枣泉发电股权及资产情况 资料来源：Wind，公司公告，中信证券研究部 拟参与拟参与内蒙古内蒙古纳林河纳林河煤矿煤矿探矿权探矿权招拍挂，远期新增产能预期招拍挂，远期新增产能预期 1000 万吨万吨/年。年。为提升公司内蒙古烯烃项目煤炭自给率，公司拟参与内蒙古鄂尔多斯纳林河巴彦柴达木井田煤炭探矿权的招拍挂活动。根据内蒙古自治区公共资源交易网公告，纳林河巴彦柴达木井田拥有煤炭资源量 21.3 亿吨，主要煤种为不黏煤及弱黏煤，产能约 1000 万吨/年。若公司取得纳林河煤矿经营权，则有望实现内蒙古烯烃项目约 70%的煤炭自给。潜在煤矿增量有望贡献利润潜在

159、煤矿增量有望贡献利润约约 30 亿元，远期展望公司亿元，远期展望公司利润利润有望有望突破突破 300 亿元。亿元。我们测算，在此前中枢价格的假设下，丁家梁-甜水河煤矿 90 万吨、红墩子煤矿权益产能 192万吨以及纳林河煤矿 1000 万吨合计有望贡献净利润 30 亿元。远期在公司化工产能扩增的基础上若叠加潜在煤矿预期，则公司净利润体量可展望至 300 亿元以上，成长空间可期。表 25：公司拟新增煤矿利润测算 煤矿煤矿 原煤产能原煤产能（万吨）（万吨）精煤精煤/气化煤气化煤 产量产量（万吨）（万吨）精煤精煤/气化煤气化煤 价格价格（元（元/吨）吨）原煤成本原煤成本（元（元/吨）吨）原煤单耗原煤

160、单耗（元（元/吨）吨）单吨费单吨费用用（元（元/吨）吨）单吨净利单吨净利（元（元/吨）吨）总净利润总净利润（亿元）（亿元）丁家梁、甜水河煤矿 90 51 1020 155 1.75 30 611 3 红墩子煤矿权益 192 110 1020 155 1.75 30 611 7 纳林河煤矿 1000 1000 410 155 1 20 200 20 资料来源：公司公告，中信证券研究部测算 煤炭自给煤炭自给降低降低公司利润公司利润端端的的煤炭煤炭敞口，有效敞口，有效减小减小原料波动对利润原料波动对利润端端的风险。的风险。从公司利润结构看，煤炭敞口主要来自煤制烯烃环节，焦精煤制焦炭环节由于原料与产品

161、的价格相关性高，利润对煤炭的敞口较小。远期看若不考虑纳林河煤矿，公司将拥有煤矿权益产能1002 万吨，参考精煤、焦炭与烯烃用煤的价格相关性后我们测算，烯烃用煤价格每下跌100 元/吨，公司净利润预计增厚 20 亿元（包含宁东一至四期、内蒙古一二期烯烃以及现有焦炭、精细化工产能），净利润端对应煤炭敞口约 2300 万吨，相较同体量煤制烯烃项目的煤炭敞口减少约 40%。表 26：公司利润敏感性分析 公司净利润公司净利润（亿元）（亿元）烯烃价格（元烯烃价格（元/吨）吨）6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 煤炭价格煤炭价格（元（元/吨）吨）300 230 266 30

162、2 338 375 411 447 400 220 256 292 329 365 401 437 500 210 246 283 319 355 391 427 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 43 公司净利润公司净利润（亿元）（亿元）烯烃价格（元烯烃价格（元/吨）吨）6000 6500 7000 7500 8000 8500 9000 600 200 237 273 309 345 381 418 700 191 227 263 299 335 372 408 资料来源：公司公告，中信证券研究部测算 图

163、67：公司烯烃用煤成本与焦精煤采购成本相关性（元/吨）资料来源：公司公告，中信证券研究部测算 注：横轴为烯烃用煤价格，纵轴为焦精煤价格 图 68：公司烯烃用煤成本与焦炭价格相关性（元/吨）资料来源：公司公告，中信证券研究部测算 注：横轴为烯烃用煤价格，纵轴为焦炭价格 布局布局 EVA 产业，聚焦产业，聚焦产品产品附加值附加值提升提升 宁东项目规划宁东项目规划 50 万吨万吨 EVA 产能，当前产品价格下显著提升乙烯附加值产能，当前产品价格下显著提升乙烯附加值。公司宁东三期、四期烯烃项目各规划建设 25 万吨 EVA 产能，采用利安德巴塞尔高压管式法 LDPE/EVA生产工艺。生产所需的乙烯单体

164、通过公司煤制烯烃自产，醋酸乙烯通过外购获得，公司预计三期项目 25 万吨 EVA 产能将于 2023 年年中投产。公司 EVA 项目可生产 VA 含量从0%-30%的产品，涵盖发泡料、电缆料、光伏封装料，根据市场需求调整出货结构。在当前 EVA 及醋酸乙烯价格下，EVA 中的乙烯价值高于聚乙烯价值约 90%，有望显著提升公司乙烯产品附加值。图 69：聚乙烯（LDPE）与 EVA 等效乙烯价格（扣除 30%醋酸乙烯）对比（元/吨）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 20040060080003004005006007005007009001100130

165、002200300400500600700050000000250003000035000400------------10LDPEEVA等效乙烯价格（扣除30%醋酸乙烯）宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报

166、告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 44 EVA 主要用于光伏胶膜、发泡及电缆料，国内主要用于光伏胶膜、发泡及电缆料，国内光伏料光伏料存在较高进口依赖。存在较高进口依赖。根据卓创资讯统计，2021 年国内 EVA 表观消费量 205 万吨，其中 37%用于光伏胶膜、27%用于发泡料、17%用于电缆料。国内目前 EVA 供应相对不足，高端光伏料进口依赖度较高。2021年国内 EVA 净进口量 105 万吨，进口依赖度达 51%。近年来受益于光伏装机量增长，EVA需求快速提升，2018-2021 年表观消费量 CAGR 达 9.6%。我们预计未来随着国内乃至全球光伏

167、装机持续扩张，EVA 需求仍有望持续快速增长。图 70：国内 EVA 需求结构（2021 年）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 71：国内 EVA 供需格局（万吨）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 需求扩增预期下，需求扩增预期下，行业行业扩产扩产规划也密集出台规划也密集出台，成本优势，成本优势预计预计仍是仍是公司核心竞争力。公司核心竞争力。根据百川资讯统计，未来三年将是国内 EVA 新项目的密集计划投产期，国内斯尔邦、宝丰能源、裕龙石化、浙江石化以及古雷石化等企业均规划有较大规模新产能释放。我们预计至2025 年国内 EVA 产能将突破 480 万吨，相较 2021 年产能 CAGR

168、达 35%。在产能快速扩张的预期下，预计远期行业仍将进入成本为王的竞争阶段，届时公司在烯烃端的成本优势仍有望转化为公司在 EVA 领域的核心竞争力，相较竞争对手赚取超额利润。图 72：国内 EVA 产能及开工率（万吨）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 图 73：国内 EVA 产能预测（万吨）资料来源：百川资讯，中信证券研究部预测 公司公司生产生产装置可装置可调节调节聚乙烯聚乙烯和和 EVA 的产出比例的产出比例，根据产品价格实现，根据产品价格实现利润最大化。利润最大化。公司 EVA 采用利安德巴塞尔高压管式法 LDPE/EVA 生产工艺，可以生产 EVA 及低密度聚乙37%27%17%7%7

169、%1%4%光伏胶膜发泡电缆料涂覆热熔胶农膜其他0%2%4%6%8%10%12%14%16%0500200202021产量净进口量表观消费量增速0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%0204060800200202021产能开工率0%10%20%30%40%50%60%0050060020212022E2023E2024E2025E产能增速 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 45 烯

170、LDPE，公司将根据 EVA 及 LDPE 的生产利润及时调节产品产出比例，从而保证利润最大化的产品结构。短期内我们预计 EVA 相比 LDPE 仍将具有显著超额利润，公司将以生产 EVA 为主；远期看随着国内 EVA 新产能快速投放，EVA 的超额利润存在收窄预期，届时公司产品结构可调节的价值将逐步显现。建设建设 20 万吨万吨苯乙烯苯乙烯项目，项目，提升提升粗苯精制粗苯精制附加值，增强焦化与烯烃产业链协同附加值，增强焦化与烯烃产业链协同。苯乙烯项目以公司烯烃装置自产的乙烯和苯加氢装置自产的纯苯（部分外购）为原料生产乙苯，并进一步制取苯乙烯，副产混苯、焦油、氢气等。根据项目环评报告，20 万

171、吨苯乙烯需消耗约 5.6 万吨乙烯及 15.8 万吨苯，其中乙烯全部来自公司煤制烯烃装置，苯中的 8.8 万吨来自公司苯加氢装置，剩余 7 万吨为外购。公司苯乙烯项目进一步延伸了粗苯精制产业链，同时增强了烯烃与焦化的产业链协同，提升粗苯精制附加值。图 74：公司苯乙烯生产流程 资料来源：公司公告，公司苯乙烯项目环评报告，中信证券研究部 图 75：苯乙烯产品价差（元/吨）资料来源：卓创资讯，中信证券研究部 300 万吨煤焦化多联产项目配套万吨煤焦化多联产项目配套 10 万吨万吨针状焦针状焦产能，提升煤焦油加工附加值。产能，提升煤焦油加工附加值。公司针状焦项目利用煤焦油加工得到的中温沥青生产针状焦

172、。根据项目环评报告，10 万吨针状焦需消耗中温沥青约 28.6 万吨，其中 4.5 万吨来自公司自产，剩余 24.1 万吨为外购。针状焦广泛应用于超高功率电极、特种碳素材料、炭纤维及其复合材料、锂离子电池负极材料等领域，可分为煅前针状焦和煅后针状焦，其中锻前针状焦主要用于锂电负极材料，煅后针状焦主要用于电炉炼钢石墨电极。公司在针状焦领域的布局是进军新材料领域的重要一步，在现有一体化优势的基础上进一步提升煤焦油副产品附加值。020004000600080004000160---042019-072

173、------072022-10苯乙烯-乙烯&纯苯价差苯乙烯价格 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 46 图 76：公司针状焦生产流程 资料来源：公司公告，公司针状焦项目环评报告，中信证券研究部 图 77：国内针状焦出厂价（元/吨）资料来源：Wind，中信证券研究部 布局布局茂金属茂金属、双峰双峰等高端聚乙烯产品等高端聚乙烯产品线，聚焦国产替代线，聚焦国产替代。公司

174、宁东二期项目采用雪佛龙菲利普斯的双环管淤浆工艺，可生产茂金属聚乙烯以及双峰聚乙烯，目前已具备注塑料M6040、PERT 管材料 M3506RT、薄膜料 M2310 三个牌号的茂金属聚乙烯以及小中空料 BM593 钛系双峰聚乙烯的生产能力。茂金属、双峰等高端聚乙烯产品具备优异的物理化学性能，但目前国内仍供应不足，根据中国聚烯烃高端化产品发展现状及前景分析（宋艳萍、陈伟、陈慧敏、赵思达）统计，国内茂金属聚乙烯消费渗透率仅为 4%（全球约 18%），但进口依存度仍达 90%以上。远期随着进口替代进程结束，差异化、高端化有望成为国内聚烯烃行业的新发展方向。图 78：茂金属聚乙烯消费占比（2021 年）

175、资料来源：中国聚烯烃高端化产品发展现状及前景分析（宋艳萍、陈伟、陈慧敏、赵思达），中信证券研究部 图 79：国内茂金属聚乙烯供应结构（2021 年）资料来源：中国聚烯烃高端化产品发展现状及前景分析（宋艳萍、陈伟、陈慧敏、赵思达），中信证券研究部 高端聚乙烯产品价格相较普通聚乙烯高约高端聚乙烯产品价格相较普通聚乙烯高约 15-20%，高盈利可期。，高盈利可期。目前国内茂金属聚乙烯主要依赖从埃克森、陶氏、三井等海外企业进口，生产壁垒以及良好的竞争格局使得高端聚乙烯产品盈利能力更强，我们统计 2020 年至今茂金属产品价格相较普通聚乙烯产品高约 15%-20%，价格中枢在 1 万元/吨以上。公司在茂

176、金属、双峰聚乙烯领域的布局有望获取进口替代红利，有利于公司盈利能力提升。020004000600080004000锻前针状焦煅后针状焦0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%中国全球茂金属聚乙烯其他聚乙烯93%7%进口自产 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 47 图 80：茂金属聚乙烯与普通聚乙烯价格及价差（元/吨）资料来源：百川资讯，中信证券研究部 风险因素风险因素 需求走弱导致需求走弱导致产品产品盈利下跌盈利下跌风险。风险。由于海外加息尚未结束，全球新冠疫情仍

177、有反复，地缘冲突局势尚未明朗，使得全球烯烃、焦化等大宗品需求存在不确定性。若未来需求复苏不及预期，则可能导致相关产品价差维持底部或进一步恶化，从而对公司盈利预期造成不利影响。原油价格大幅下跌风险。原油价格大幅下跌风险。公司主营业务烯烃产品的超额利润来自油制烯烃与煤制烯烃的成本差，若海外加息造成的衰退影响超预期，可能导致原油价格超预期下跌，从而使得公司煤制烯烃的超额利润大幅收缩，导致公司盈利表现不及预期。煤炭价格大幅上涨煤炭价格大幅上涨风险风险。公司主营产品的主要原料为煤炭，通过自产和外购的方式保障原料供应。未来随着公司宁东三期、内蒙古一期、宁东四期项目建成投产，对煤炭的外采需求将增加。若煤炭价

178、格出现大幅上涨，可能对公司成本端造成压力，从而导致公司盈利表现不及预期。新产能建设、审批进度不及预期风险。新产能建设、审批进度不及预期风险。公司未来的成长性主要来自烯烃产能扩张，目前公司在建宁东三期 100 万吨烯烃产能、内蒙古一期 300 万吨烯烃产能，在审宁东四期50 万吨烯烃产能。若公司新产能的建设、审批进度不及预期，可能导致公司未来盈利中枢的增长速度慢于预期。自有煤矿生产经营风险。自有煤矿生产经营风险。公司目前拥有马莲台、四股权、红四煤矿合计 720 万吨煤炭产能，未来计划投产丁家梁、甜水河 90 万吨煤矿。由于煤炭开采过程中存在瓦斯、煤尘、水害、火灾等不安全因素，若出现煤矿生产风险，

179、则可能对公司经营产生不利影响。盈利预测及估值评级盈利预测及估值评级 盈利预测盈利预测 050000000茂金属聚乙烯-聚乙烯价差茂金属聚乙烯-埃克森茂金属聚乙烯-陶氏茂金属聚乙烯-三井聚乙烯 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 48 营业收入营业收入假设假设 烯烃产品：烯烃产品：公司目前拥有聚乙烯产能 60 万吨，聚丙烯产能 60 万吨，历史平均产能利用率约 120%。目前在建产能包括宁东三期 100 万吨烯烃，公司预计将于 2023 年投产；内蒙古一期 300 万吨烯烃，公司预计将于 20

180、24 年投产。参考公司烯烃产能投放计划以及平均产能利用率，我们预计 2022-2024 年公司聚乙烯产销量分别为 72、84、144 万吨，聚丙烯及丙烯产销量分别为 72、108、186 万吨，2023-2024 年 EVA 产销量分别为 8、30万吨。价格端，2022 年在油价上涨但需求相对疲软的环境下，聚烯烃价格同比基本持平，假设公司聚乙烯、聚丙烯销售均价分别为 7400 元/吨、7380 元/吨；2023-2024 年考虑到油价中枢有望逐步下移，我们假设聚烯烃销售均价分别为 7200 元/吨、7000 元/吨。焦化产品：焦化产品：公司目前拥有焦炭产能 700 万吨，其中 300 万吨于

181、2022 年上半年投产，历史平均产能利用率约 110%。参考公司焦炭产能投放时间以及平均产能利用率，我们假设 2022-2024 年公司焦炭产销量分别为 635 万吨、770 万吨、770 万吨。价格端，2022年受成本支撑，焦炭价格维持高位，我们假设公司全年销售均价为 2030 元/吨；2023-2024年预计在国内煤炭保供下，成本端支撑有望减弱，假设焦炭销售均价分别为 1600 万吨、1300 元/吨。精细化工产品：精细化工产品：公司精细化工产品主要包括纯苯、改质沥青、MTBE 等，均为烯烃及焦化的副产物深加工产品。目前公司多个精细化工产能尚未实现满产，我们预计未来随着公司烯烃、焦化产能的

182、扩张以及下游需求回暖，精细化工产品产能利用率将逐步提升。价格方面，当前受原油、煤炭高价影响，产品价格大多处于历史高位，我们预计未来随着油价、煤价中枢下移，各产品价格将逐步回落。表 27：公司主要产品营业收入预测及量价假设 项目项目/年度年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 烯烃产品烯烃产品 聚乙烯聚乙烯 营业收入（亿元）43 54 53 60 101 销量（万吨）69 74 72 84 144 价格（元/吨）6,215 7,330 7,400 7,200 7,000 聚丙烯聚丙烯及丙烯及丙烯 营业收入（亿元）47 56 53 78 130 销量（万吨）68 73 72

183、108 186 价格（元/吨）6,970 7,657 7,380 7,200 7,000 EVA 营业收入（亿元）-14 30 销量（万吨）-8 30 价格（元/吨）-18,000 10,000 焦化产品焦化产品 焦炭焦炭 营业收入（亿元）51 89 129 123 100 销量（万吨）443 454 635 770 770 价格（元/吨）1,158 1,965 2,030 1,600 1,300 精细化工产品精细化工产品 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 49 项目项目/年度年度 2020 2021 2022

184、E 2023E 2024E 纯苯纯苯 营业收入（亿元）2.4 4.4 7.4 8.1 7.4 销量（万吨）7.8 7.6 11.1 13.5 13.5 价格（元/吨）3,038 5,814 6,650 6,000 5,500 改质沥青改质沥青 营业收入（亿元）2.7 4.4 9.0 8.7 7.7 销量（万吨）11.4 10.4 15.9 19.3 19.3 价格（元/吨）2,388 4,244 5,675 4,500 4,000 MTBE 营业收入（亿元）3.2 5.0 6.4 6.9 10.8 销量（万吨）9.3 9.8 9.7 13.4 23.9 价格（元/吨）3,475 5,071 6

185、,575 5,200 4,500 资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 营业成本营业成本假设假设 公司营业成本构成中原材料成本占比较高，其中煤炭为主要原材料。公司使用的原料煤分为自产炼焦原煤、外购气化原煤及外购炼焦精煤。我们预计在国内煤炭大力保供下，2022-2024 年原料煤价格中枢有望逐步回落，假设气化原煤价格分别为 790 元/吨、650元/吨、550 元/吨，炼焦精煤价格分别为 1650 元/吨、1300 元/吨、1000 元/吨。公司目前自有煤炭产能 720 万吨，参考公司公告，我们预计 2022-2024 年公司煤炭产能合计增量为 282 万吨，其中红墩子煤矿权益产能 192 万

186、吨预计将于 2023 年释放，丁家梁及甜水河煤矿合计 90 万吨产能预计将于 2024 年释放。随着自有煤矿产能增加，公司外购炼焦精煤数量有望相应减少，逐步降低公司焦炭业务的单吨生产成本。表 28：公司分业务毛利润预测 2020 2021 2022E 2023E 2024E 烯烃业务烯烃业务 营业收入（亿元）92 115 112 176 273 营业成本（亿元）53 78 93 116 157 毛利润（亿元）39 37 19 60 116 毛利率 43%32%17%34%42%焦化业务焦化业务 营业收入（亿元）52 93 135 129 105 营业成本（亿元）24 42 78 79 59 毛

187、利润（亿元）28 52 57 50 46 毛利率 54%55%42%38%44%精细化工业务精细化工业务 营业收入（亿元）15 24 39 41 44 营业成本（亿元）10 15 18 22 29 毛利润（亿元）4 9 21 18 16 毛利率 29%38%53%45%36%资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 费用假设费用假设 由于公司业务结构及商业模式相对稳定，我们假设 2022-2024 年公司销售费用率、管 宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 50 理费用率及研发费用率分别稳定于 0.3%、2.6%、0

188、.6%。考虑到公司未来三年处于密集的资本开支期，由于目前公司有息负债规模较低，从提升 ROE 的角度出发，我们假设公司未来将主要采取债务融资叠加自有资金的方式满足资本开支需求，因此预计 2022-2024 年公司有息负债规模将逐步提升，假设对应财务费用率分别为 1.7%、2.2%、2.2%。核心财务数据核心财务数据预测预测 综上假设，我们预测公司 2022-2024 年营业收入分别为 287 亿/346/亿 423 亿元，归母净利润分别为 66 亿/89 亿/127 亿元（原预测为 85 亿/117 亿/176 亿元，由于原材料价格超预期上涨导致产品价差收缩，我们下调公司 2022-2024

189、年利润率及归母净利润预测），对应 EPS 预测分别为 0.90/1.21/1.73 元。表 29：公司核心财务数据预测 项目项目/年度年度 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入（百万元）15,928 23,300 28,663 34,627 42,283 营业收入增长率 YoY 17.4%46.3%23.0%20.8%22.1%归母净利润（百万元）4,623 7,070 6,596 8,870 12,699 净利润增长率 YoY 21.6%52.9%-6.7%34.5%43.2%每股收益 EPS（元）0.63 0.96 0.90 1.21 1.73 毛利率 45.1

190、%42.2%33.9%37.2%42.1%净资产收益率 ROE 17.8%23.0%18.7%21.3%25.0%每股净资产 BPS（元）3.53 4.18 4.82 5.67 6.92 资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 估值及投资评级估值及投资评级 我们选取相对估值法（PE 估值）及绝对估值法（DCF 估值）对公司分别进行估值。PE 估值估值 宝丰能源是目前 A 股中质地较纯、成本优势突出的现代煤化工龙头标的，未来 3 年内产能扩张规模及速度在行业处于领先地位，同时在 EVA、绿氢等领域均具备产能储备。我们选取以下公司作为可比公司：1）华鲁恒升：立足煤气化平台，生产合成氨、甲醇以及下游

191、精细化工品；2）美锦能源：具备自有煤矿，以煤焦化为主业，布局焦炉气副产氢；3）联泓新科：通过煤制烯烃、甲醇制烯烃生产 EVA、聚丙烯等；4）诚志股份：主营甲醇制烯烃、煤制烯烃，布局氢能业务。2023 年可比公司平均 PE 为 20 倍。参考可比公司估值，考虑到公司在行业内的成本竞争力，以及宁东三期、宁东四期、内蒙古一期烯烃项目投产后带来的成长预期（我们预测 2025 年公司归母净利润有望突破 200 亿元，对应 2022-2025 年 CAGR 近 50%），我们给予公司 2023 年 23xPE，对应目标市值 2040 亿元。宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2

192、023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 51 表 30：可比公司 PE 估值情况 公司公司 收盘价收盘价 总市值总市值(亿元亿元)归母净利润（亿元）归母净利润（亿元）PE（x）2022E 2023E 2024E 2022E 2023E 2024E 华鲁恒升 34.15 725 68.9 74.5 91.2 11 10 8 美锦能源 9.60 415 26.3 28.9 32.0 16 14 13 联泓新科 37.25 497 12.6 16.7 21.8 39 30 23 诚志股份 9.20 112 3.9 4.4 4.9 29 26 23 平均平均 24 20 17 资料来源：W

193、ind，中信证券研究部 注：股价为 2023 年 1 月 30 日收盘价，可比公司盈利预测使用 Wind 一致预期 DCF 估值估值 由于公司处于稳定盈利期，未来年度盈利状况及风险可预测，具备使用 DCF 的条件。以下，我们对 DCF 模型中涉及的参数进行假设：1）Rf：为无风险利率，在近一年 10 年期国债利率平均水平的基础上适度上浮，参数为 3.0%；2）Rm：为市场投资组合预期收益率，在近五年沪深 300 指数收益率的基础上适度上浮，参数为 8.5%。Rm-Rf 即可得到股权风险收益率，数值为 5.5%；3）系数：为公司相对于市场的风险系数，我们根据可比公司的 值来确定公司的 值。我们选

194、取华鲁恒升、美锦能源、联泓新科、诚志股份作为公司的可比公司，其近 1 年 值分别为 1.72/1.33/2.11/1.43，因此我们选取可比公司 均值 1.65 作为公司的 系数。4）Ke：即公司股权收益率，根据 CAPM 模型，即 Ke=Rf+(Rm-Rf)=12.1%；5）Kd：即公司债券收益率，在基准贷款利率的基础上适度上浮，数值为 5.5%；6）所得税税率：公司享受西部大开发优惠政策，按 15%的税率征收企业所得税；宁东二期煤制烯烃项目享受宁夏回族自治区招商引资优惠政策，至 2024 年所得税率为 9%，之后恢复至 15%；7）D/(D+E)：公司目前处于密集资本开支期，资产负债率约

195、36%，考虑未来宁东、内蒙古项目建设完成后资本开支有限，资产负债率有望逐步降低，我们假设目标资产负债率为 20%；8）WACC：我们在计算 WACC 时，以西部大开发优惠税率 15%作为公司所得税税率，根据公式计算得出 WACC=10.6%；9）永续增长率：公司目前在建项目及在审批项目包括宁东三期 100 万吨烯烃、内蒙古一期 300 万吨烯烃以及宁东四期 50 万吨烯烃，参考公司项目建设计划，我们预计 2025 年将成为各项目的利润完整释放年，此后我们保守假设公司无新增产能，自 2026 年起公司永续增长率为 0%。以 2023 年作为折现基准年份，根据 DCF 估值模型，我们计算公司目标股

196、权价值为2000 亿元，对应每股价格为 27 元。宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 52 表 31：公司 DCF 结果（亿元）Rf 3.0%永续增长率永续增长率 0%Rm 8.5%预测期现值预测期现值 964 系数系数 1.65 永续期现值永续期现值 1095 Ke 12.1%企业价值企业价值 2059 Kd 5.5%债务总额债务总额 74 税率税率 15%现金现金 15 D/(D+E)20%股权价值股权价值 2000 WACC 10.6%资料来源：中信证券研究部测算 表 32：公司 DCF 估值过程（亿元）D

197、CF 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E 2030E 2031E 营业收入 287 346 423 707 707 707 707 707 707 707 增速 23%21%22%67%0%0%0%0%0%0%EBIT 81 110 155 256 256 256 256 256 256 256 所得税率 13%13%13%15%15%15%15%15%15%15%EBIT*(1-所得税率)70 95 135 217 218 218 218 218 218 218 加：折旧和摊销 18 23 30 36 47 47 47 47 48

198、48 减：运营资金的追加 5-1-2 0 0 0 0 0 0 0 资本性支出 107 130 135 174 6 6 6 6 6 6 FCF-24-10 31 80 259 259 259 259 259 260 FCF 现值-26-10 28 65 191 173 156 142 128 116 TV 2451 TV 现值 1095 企业价值 2059 债务总额 74 现金 15 股权价值 2000 总股数（亿股）73 每股价值（元）27 资料来源：中信证券研究部测算 估值结论及投资评级估值结论及投资评级 综合考虑 PE 估值与 DCF 估值，我们维持公司 2023 年目标市值 2000 亿

199、元，对应目标价 27 元，维持“买入”评级。宝丰能源（宝丰能源（600989.SH）深度跟踪报告深度跟踪报告2023.2.3 请务必阅读正文之后的免责条款和声明 53 利润表（百万元）指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 营业收入 15,928 23,300 28,663 34,627 42,283 营业成本 8,745 13,466 18,953 21,746 24,492 毛利率 45.1%42.2%33.9%37.2%42.1%税金及附加 211 352 384 463 566 销售费用 537 60 73 89 108 销售费用率 3.4%0.3%0

200、.3%0.3%0.3%管理费用 517 598 735 888 1,085 管理费用率 3.2%2.6%2.6%2.6%2.6%财务费用 300 259 493 768 913 财务费用率 1.9%1.1%1.7%2.2%2.2%研发费用 100 133 163 197 241 研发费用率 0.6%0.6%0.6%0.6%0.6%投资收益 4(0)0 0 0 EBITDA 6,656 9,697 9,828 13,287 18,530 营业利润率 34.76%36.14%27.43%30.25%35.18%营业利润 5,536 8,421 7,861 10,475 14,876 营业外收入 2

201、5 41 40 40 40 营业外支出 313 341 320 320 320 利润总额 5,249 8,121 7,581 10,195 14,596 所得税 626 1,050 986 1,325 1,897 所得税率 11.9%12.9%13.0%13.0%13.0%少数股东损益 0 0 0 0 0 归属于母公司股东的净利润 4,623 7,070 6,596 8,870 12,699 净利率 29.0%30.3%23.0%25.6%30.0%资产负债表（百万元）指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 货币资金 3,087 1,451 2,701 2,8

202、83 2,633 存货 803 940 1,324 1,519 1,710 应收账款 20 38 47 57 70 其他流动资产 953 902 1,132 1,312 1,524 流动资产 4,864 3,331 5,204 5,770 5,937 固定资产 25,179 23,630 30,121 38,568 48,684 长期股权投资 0 0 0 0 0 无形资产 3,801 4,600 4,600 4,600 4,600 其他长期资产 4,261 12,812 15,274 17,515 17,925 非流动资产 33,241 41,042 49,995 60,682 71,209

203、资产总计 38,105 44,374 55,199 66,452 77,146 短期借款 400 0 0 0 952 应付账款 437 474 667 766 862 其他流动负债 4,797 7,502 7,480 7,904 8,399 流动负债 5,635 7,976 8,148 8,670 10,213 长期借款 4,678 4,361 10,361 14,861 14,861 其他长期负债 1,892 1,347 1,347 1,347 1,347 非流动性负债 6,570 5,708 11,708 16,208 16,208 负债合计 12,205 13,684 19,855 24

204、,877 26,420 股本 7,333 7,333 7,333 7,333 7,333 资本公积 7,268 7,268 7,268 7,268 7,268 归属于母公司所有者权益合计 25,900 30,690 35,344 41,575 50,726 少数股东权益 0 0 0 0 0 股东权益合计 25,900 30,690 35,344 41,575 50,726 负债股东权益总计 38,105 44,374 55,199 66,452 77,146 现金流量表（百万元）指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 税后利润 4,623 7,070 6,59

205、6 8,870 12,699 折旧和摊销 1,107 1,318 1,754 2,325 3,021 营运资金的变化-1,358-2,533-456 131 167 其他经营现金流 811 632 499 774 921 经营现金流合计 5,184 6,488 8,392 12,099 16,807 资本支出-2,574-5,357-10,707-13,011-13,549 投资收益 4 0 0 0 0 其他投资现金流 117-100 0 0 0 投资现金流合计-2,453-5,458-10,707-13,011-13,549 权益变化 0 0 0 0 0 负债变化 1,336 597 6,0

206、00 4,500 952 股利支出-2,053-1,941-1,942-2,638-3,548 其他融资现金流-551-1,386-493-768-913 融资现金流合计-1,269-2,730 3,565 1,094-3,509 现金及现金等价物净增加额 1,462-1,700 1,251 182-250 主要财务指标 指标名称指标名称 2020 2021 2022E 2023E 2024E 增长率（增长率（%）营业收入 17.4%46.3%23.0%20.8%22.1%营业利润 19.5%52.1%-6.6%33.2%42.0%净利润 21.6%52.9%-6.7%34.5%43.2%利润

207、率（利润率（%）毛利率 45.1%42.2%33.9%37.2%42.1%EBITDA Margin 41.8%41.6%34.3%38.4%43.8%净利率 29.0%30.3%23.0%25.6%30.0%回报率（回报率（%）净资产收益率 17.8%23.0%18.7%21.3%25.0%总资产收益率 12.1%15.9%11.9%13.3%16.5%其他（其他（%）资产负债率 32.0%30.8%36.0%37.4%34.2%所得税率 11.9%12.9%13.0%13.0%13.0%股利支付率 42.0%27.5%40.0%40.0%40.0%资料来源：公司公告，中信证券研究部预测 5

208、4 分析师声明分析师声明 主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。一般性声明一般性声明 本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含 CLSA group of companies），统称为“中信证券”。本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图

209、发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提

210、及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分

211、析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。评级说明评级说明 投资建议的评级标准投资建议的评级标准 评级评级 说明说明 报

212、告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后 6 到 12 个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的 6 到 12 个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A 股市场以沪深 300指数为基准，新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普 500 指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级股票评级 买入 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅 20%以上 增持 相对同期相关证券市

213、场代表性指数涨幅介于 5%20%之间 持有 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%5%之间 卖出 相对同期相关证券市场代表性指数跌幅 10%以上 行业评级行业评级 强于大市 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅 10%以上 中性 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%10%之间 弱于大市 相对同期相关证券市场代表性指数跌幅 10%以上 55 特别声明特别声明 在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易，因此，投资者应考虑到中信

214、证券可能存在与本研究报告有潜在利益冲突的风险。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问 https:/ 本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由 CLSA Limited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台湾由 CL Securities Taiwan Co.,Ltd.分发；在澳大利亚由 CLSA Australia Pty Ltd.（商业编号：53 139 992 331/金融服务牌照编号：350159）分发；

215、在美国由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）分发；在新加坡由 CLSA Singapore Pte Ltd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由 CLSA Europe BV 分发；在英国由 CLSA（UK）分发；在印度由 CLSA India Private Limited 分发（地址：8/F,Dalamal House,Nariman Point,Mumbai 400021；电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亚由 PT CLSA Sekuri

216、tas Indonesia分发；在日本由 CLSA Securities Japan Co.,Ltd.分发；在韩国由 CLSA Securities Korea Ltd.分发；在马来西亚由 CLSA Securities Malaysia Sdn Bhd分发；在菲律宾由 CLSA Philippines Inc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由 CLSA Securities(Thailand)Limited 分发。针对不同司法管辖区的声明针对不同司法管辖区的声明 中国大陆：中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括

217、证券投资咨询业务。中国香港：中国香港：本研究报告由 CLSA Limited 分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（证券及期货条例（香港法例第 571 章）及其下颁布的任何规则界定的），不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA 客户应联系 CLSA Limited 的罗鼎，电话：+852 2600 7233。美国：美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由 CLSA（CLSA Americas,LLC 除外）仅向符合美国1934 年证券交易法下 15a-6 规则界定且 CLSA Americas,LLC 提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对

218、身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与 CLSA 获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSA Americas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商），以及 CLSA 的附属公司。新加坡：新加坡：本研究报告在新加坡由 CLSA Singapore Pte Ltd.，仅向（新加坡财务顾问规例界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，新加坡的报告收件人应联系 CLSA Singapore Pte Ltd，地址：

219、80 Raffles Place,#18-01,UOB Plaza 1,Singapore 048624，电话：+65 6416 7888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就 CLSA Singapore Pte Ltd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSA Singapore Pte Ltd 豁免遵守财务顾问法（第 110 章）、财务顾问规例以及其下的相关通知和指引（CLSA 业务条款的新加坡附件中证券交易服务 C 部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告

220、中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由 CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。欧洲经济区：欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的 CLSA Europe BV 分发。澳大利亚：澳大利亚：CLSA Australia Pty Ltd(“CAPL”)(商业编号：53 139 992

221、 331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及 CHI-X 的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由 CAPL 仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经 CAPL 事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于 公司法（2001）第 761G 条的规定。CAPL 研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的 ASX All Ordinaries 指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL 寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相

222、关的公司。印度：印度：CLSA India Private Limited，成立于 1994 年 11 月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619）。CLSA 及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA 及其关联方在过去 12 个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解 CLSA India“关联方”的更多详情，请联系 Compliance-I。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券中信证券 2023 版权所有。保留一切权利。版权所有。保留一切权利。