1.宝丰能源是煤制烯烃龙头企业

admin

1.宝丰能源是煤制烯烃龙头企业

1.1 聚焦煤制烯烃主业，布局现代煤化工一体化产业链

深耕煤化工行业二十年，产品结构不断优化，致力发展成为煤制烯烃龙头企业。公司 于 2005 年成立，经过近二十年发展，已形成较为完整的煤化工循环经济产业链，主要产品 涵盖聚乙烯、聚丙烯、焦炭、纯苯、改制沥青、MTBE。成立伊始，公司以煤炭采选为基础， 发展传统煤炭焦化业务，主营焦炭、纯苯和改制沥青。

2013 年公司收购东毅环保，布局甲 醇产能，2014 年焦化废气综合利用制烯烃项目投产，公司将产业链延伸至煤制烯烃，实现 从传统煤化工向新型煤化工的转变。2016 年，碳四深加工项目投产，“煤-焦-气-化”一 体化产业链进一步完善。2020 年，随着募投项目和焦炭气化制 220 万吨甲醇装置相继投产， 公司已拥有 400 万吨/年焦炭、440 万吨/年甲醇和 120 万吨/年烯烃产能，其中煤制烯烃产 量占全国总产量的 10%，单位成本和能耗均处于行业最低水平，成为国内煤制烯烃龙头企 业。2022 年 300 万吨煤焦化多联产项目逐步投产，公司具备 700 万吨/年焦化产线，进一 步夯实煤化工循环经济产业基础，巩固行业领先地位。

依托宁东煤田构建煤基多联产循环经济产业链，成本优势凸显。公司位于宁夏宁东能 源化工基地，拥有丰富的优质煤炭资源：煤炭储量巨大，已查明煤炭资源 3514 亿吨，占全 国查明煤炭资源总量的 18.1%；煤炭埋深浅，埋深小于 2000 米的煤炭资源 1.41 万亿吨， 占全国总量的 25.5%；煤层厚度大，地质结构简单，开采条件好，煤质优良。公司拥有马 莲台煤矿、四股泉煤矿、丁家梁煤矿和红四煤矿，截至 2021 年底，建成投产的煤炭产能达 720 万吨/年，部分满足了公司煤炭需求。此外，公司与周边煤炭生产企业签订了长期战略 合作协议，84.3%的原料用煤通过非车承载平台运输，原料成本优势明显。公司利用煤炭 资源优势发展现代煤化工，向下游延伸产业链至煤制甲醇、煤制烯烃和精细化工领域，构 建了上下游紧密衔接的循环经济产业链，实现了煤炭资源的高效利用。

公司积极响应“双碳”政策，太阳能电解制氢储能项目有序推进，预计于 2045 年实 现“碳中和”目标。公司重点研发利用光伏新能源电解水制氢新技术，探索新能源与现代 煤化工产业一体化融合发展新模式。2022 年一季度，电解水制氢项目完工，公司向零碳排 放目标又迈出了坚实一步。未来公司将每年新增“绿氢”产能 3 万立方米/小时，即每年生 产 2.4 亿立方米“绿氢”，副产 1.2 亿立方米“绿氧”。“绿氢”“绿氧”将直供烯烃装置， 代替原料煤、燃料煤制氢制氧，每年可减少原料煤和燃料煤用量 40 万吨，减少二氧化碳排放量 70 万吨，占公司存量化工生产装置每年碳排放量的 5%。预计 2025 年公司将实现“碳 达峰”目标，2045 年将实现“碳中和”目标，成为现代煤化工企业零碳排放发展的领跑者。

1.2 实际控制人为公司创始人，股权结构稳定集中

公司实际控制人是党彦宝先生，直接和间接共持有公司 55.5%的股份。截至 2021 年 12 月 31 日，公司实际控制人党彦宝先生直接持有公司 7.53%的股份，通过宁夏宝丰集团 有限公司和东毅国际集团有限公司间接持有公司 47.97%的股份，通过直接和间接方式共同 持有公司 55.5%的股份，股权结构稳定集中。党彦宝为公司主要创始人之一，二十岁即开 始创业，拥有近二十年煤化工行业经验，有能力带领公司实现进一步发展。

1.3 主营业务景气带动业绩提升，财务结构良好保障长期成长

一体化产业链有效应对上下游价格波动风险，公司业绩逐年稳步提升。公司以采选煤 为基础构建完整现代煤化工上下游一体化产业链，产品结构丰富多样，产品价格波动风险 抵抗力较强；与多家大型煤炭供应商签订长期战略合作协议，保证煤炭供应稳定充足。2021 年下半年，国内煤炭价格波动剧烈，公司积极与山陕蒙煤炭供应商沟通，增加了 19 家供应 商，保证原料用煤、炼焦精煤供应充足，保障主营产品稳定生产。2010-2021 年，公司主 营业务收入从 28.16 亿元增长至 233 亿元，年复合增长率高达 23.53%，其中 2021 年营 业收入同比大幅增长 46%，归母净利润同比增长 53%至 70.7 亿元，业绩实现大幅提升。

煤制烯烃为公司主要营收来源，焦化产品毛利占比扩大。2019-2021 年，煤制烯烃板 块占总营收比重分别为 47%、57.9%、49.4%，为公司主要营收来源；占总毛利比重分别 为 47.1%、54.9%、37.9%，为公司重要盈利来源。2021 年，公司甲醇产量大幅增长，一 定程度上减少烯烃产线外购原料数量，保证公司烯烃产品盈利能力位居行业前列，然而受 上游原材料煤炭价格大幅波动影响，煤制烯烃成本增幅较大，压缩产业利润空间，公司煤 制烯烃毛利同比下降 5.6%至 37.22 亿元。焦化产品受下游需求增长带动，产销两旺，毛利 大幅增长 85.06%至 51.56 亿元，占总毛利比重 52.4%，较 2020 年提升 13.6pct，是公司 主要的盈利来源。（报告来源：未来智库）

主要产品毛利率均处于历史高位，公司资本回报率迅速提升。2015 年后，公司烯烃装 置稳定运行，毛利率稳定在 40%以上；焦炭毛利率触底回升，逐渐超过烯烃成为盈利能力 最强的产品。2021 年，在上游原材料煤炭价格剧烈波动背景下，公司凭借上下游一体化产 业布局，一定程度上缓解原料价格上涨的影响，主要产品毛利率维持在 30%以上，其中焦 化产品因下游钢产品产量增长叠加焦炭产能增长受政策限制，价格持续高位运行，毛利率 增长至 55.2%，强劲拉动公司整体毛利率和净利率水平稳步提升。2014-2021 年，公司毛 利率从 18%增长至 42%，净利率从 3%增长至 30%，盈利情况持续向好。2019 年，由于 公司上市募集资金，净资产增加，ROE（摊薄）有所下降，除此之外，公司资本回报率稳 步提升，ROE（摊薄）从 2014 年的 1.51%增长至 2021 年的 23.04%。

资产负债率逐步下降，财务结构持续优化。2010-2021 年，公司资产负债率整体呈下 降趋势。2014 年后，焦炭行情逐步回暖叠加烯烃项目投产，公司盈利状况好转，资产负债 率大幅下降。2019 年，公司上市后使用募集资金偿还 6 亿元银行借款，资产负债率降至 30%以下。截至 2021 年底，公司资产负债率为 30.84%，有息负债率降至 16.63%，财务 费用率降至 0.90%，财务结构持续优化，负债率保持健康合理水平。

经营性现金流稳步增长，充裕现金流保障后期项目落地。公司经营收到的现金流和银 行承兑汇票均超过营业收入 10%以上，现金流净额/净利润也常年维持在 100%以上，现金 流入状况良好。2021 年，公司等价现金流入量 265.69 亿元，同比大幅增长 46.33%，经营性现金流入净额为 64.88 亿元，同比增长 25.15%，充裕的现金流为未来千亿项目陆续落 地提供有力支持。

期间费用率显著下降，研发费用率提升，产品结构优化升级增强综合竞争力。2016 年 到 2022 年一季度，公司销售费用率从 3.84%降低至 0.3%，销售费用率大幅下降得益于公 司良好的渠道建设和产品竞争力的提升。2017 年到 2022 年一季度，公司的研发费用率从 0.06%提升至 0.35%，公司成功开发了聚丙烯高熔指、薄壁注塑、高端聚乙烯产品，成功 试产出茂金属聚乙烯 M3506RTI、M6040 及 M2310 三个牌号，EVA 项目建设进度及半， 初步形成了通用料产品、专用料产品、茂金属产品、EVA 产品的梯级构架。根据客户的特 别需求，开发焦炭新品种 7 个，初步建立了 15 种产品、20 余种配比的产品库，可以根据 炼焦煤、弱粘煤的价格差异，选择不同的配煤结构，增强了在不同市场环境下的竞争力。

2.供需格局改善，焦炭迎景气周期

2.1 供给侧改革致供应偏紧，成本端支撑焦炭价格上行

我国是世界上最大的焦炭生产国，华北是国内焦炭主产区。焦炭是固体燃料的一种。 由煤在约 1000℃的高温条件下经干馏而获得。按用途不同，有冶金焦炭、铸造用焦和化工 用焦三大类；按尺寸大小，又有块焦、碎焦和焦屑等之分。主要用于冶炼钢铁或其他金属， 亦可用作制造水煤气、气化和化学工业等的原料。我国煤炭资源丰富，具有生产焦炭的自 然优势。我国是世界上最大的焦炭生产国，焦炭产量长期占世界总产量的 60%以上。华北 地区是我国焦炭的主产区，2021 年华北地区焦炭产能占全国的 52.0%。

国家加强对焦化行业的整治力度，落后产能持续出清叠加新增产能严格受限，我国焦 化行业产能收缩。由于焦化行业技术和资金壁垒不高，长期以来，我国各地零散分布众多 炼焦产能，落后产能生成大量废气、废水，严重污染生态环境。近年来，随着国家供给侧 改革深入推进，焦化行业成为重点整治对象。国家和各地方政府，尤其是主要焦炭生产省 份，陆续出台相关政策，严格控制焦炭新增产能，持续推进中小产能和落后产能退出。

2018 年，要求到 2020 年炼焦产 能和钢铁产能比达到 0.4 左右，从 2018 年起，各地 10%-77%的焦化产能被压减。根据各 地方政府相关政策，4.3 米及以下的焦炉将被淘汰，截至 2021 年底，我国仍有 20%的焦炉 为 4.3 米及以下，这些落后小产能将在未来陆续被淘汰。此外，2020 年 6 月，工信部发布 《焦化行业规范条件》，对新建焦化产能提出具体要求，提高焦化行业准入门槛，限制焦 化产能无序扩张，引导焦炭行业向资源节约型、循环利用型发展模式转型。

我国焦炭产能下降，行业开工率高位运行。受国家“去产能”政策影响，2012-2021 年，我国焦炭产能从 6.5 亿吨降至 5.3 亿吨。在产能大幅收缩的同时，下游需求保持坚挺， 焦炭行业开工率从 67%提升至 90%左右，产量从 4.38 亿吨增长至 4.6 亿吨，年复合增长 率 0.6%，整体供给较为稳定。 炼焦煤与焦炭价格高度相关，炼焦煤价格上涨支撑焦炭景气行情延续。

炼焦煤在焦炭 的生产成本中占比最大，焦炭和炼焦煤历史价格走势高度相关。2021 年下半年，受国家能 耗双控、限电限产政策的影响，炼焦煤供应紧张，价格推涨，叠加焦炭企业开工率下滑， 成本端和供应端共同支撑焦炭价格上扬，于 9 月 10 日达到 4542 元/吨的历史高位。2021 年底，随着能耗双控政策放松，炼焦煤供应恢复，焦炭企业开工率回升，炼焦煤和焦炭价 格回调。进入 2022 年，炼焦煤主产地煤矿由于环保检查，产量释放有限，叠加疫情影响发 运，炼焦煤整体供应偏紧，价格抬升。焦炭在高成本支撑下，开启新一轮涨价周期。

2.2 终端需求或有提振，焦炭市场维持供需紧平衡

钢铁是焦炭最大下游消费领域，占焦炭下游总需求量的 88%。焦炭可以作为还原剂、 能源和供炭剂用于高炉炼铁、冲天炉铸造、铁合金冶炼和有色金属冶炼，也可以应用于电 石生产、气化和合成化学等领域。其中钢铁行业占焦炭下游总需求的比例最大，达到 88%， 其次是化工行业、机械行业和有色行业，分别占比 8%、2%和 1%。

经济增速放缓叠加供给侧深入改革，粗钢和生铁产量增速波动下降，未来有望恢复增 长。钢铁产量与国民经济发展状况高度相关。2011 年前，由于我国经济处于高速增长时期， 社会总需求快速扩张，粗钢产量从 2000 年的 1.26 亿吨增长至 2011 年的 6.84 亿吨，年复 合增长率 17%。2011 年后，我国经济增速和社会固定资产投资增速放缓，钢铁行业呈现 产能过剩局面，生铁和粗钢产量增速下滑。

2014-2015 年，我国钢铁市场供过于求，价格 下跌，钢铁企业利润空间大幅收窄，生铁和粗钢产量首次出现下滑。2016-2020 年，随着 我国供给侧改革和“去产能”措施逐步落地，落后产能持续出清，钢铁产量平稳增长，生 铁产量年复合增长率 6.12%，粗钢产量年复合增长率 7.23%。2021 年，受能耗双控、限 电限产政策影响，我国生铁产量同比下降 4.92%，粗钢产量同比下滑 5.63%。但随着我国 房地产政策逐步放开，叠加疫情缓解，终端需求将逐步恢复，钢铁产量恢复增长有望带动 焦炭需求量稳步提升。

2016-2018 年，我国焦炭表观消费量从 4.37 亿吨下降至 4.22 亿吨，2019-2020 年焦 炭表观消费量大幅回升，但 2021 年再次同比下降 3.27%至 4.53 亿吨。焦炭表观消费量与 钢铁产量高度相关，由于我国经济增速放缓，钢铁产量增速下滑，长远看焦炭表观消费量 将进一步下降。短期看，受疫情和环保政策的影响，我国钢铁厂负荷维持低位，随着环保 限产政策的放松，钢铁厂高炉复产预期较强，将有效拉动焦炭需求。

中长期看，焦炭供需端将同时下降，市场供需紧平衡。根据发达国家 GDP 历史走势预 测我国 2030 年前 GDP 增速为 6.1%、5.9%、5.8%、5.7%、5.8%、5.7%、5.6%、5.5%、 5.2%。通过拟合 GDP 和粗钢、生铁产量之间的模型，可以预测 2030 年我国粗钢产量将降 至 7.22 亿吨，生铁产量降至 5.79 亿吨，从而得到我国 2030 年焦炭需求量为 3.59 亿吨， 比 2021 年降低 0.86 亿吨。在我国焦炭需求下降的同时，供给端也将不断收缩。假设未来 每年落后产能淘汰比例为 2011-2015 年我国焦炭落后产能淘汰比例的均值 3.5%，则 2030 年我国焦炭供给量将降至 3.37 亿吨，预计未来我国焦炭市场将保持供需紧平衡的格局。

2.3 自有煤炭和区位优势降低生产成本，公司焦炭实现超额盈利

公司焦炭成本业内最低，盈利能力高于同行上市公司。2017-2021 年，公司焦炭产品 毛利率均超过 40%，同期其他可比上市公司焦炭毛利率仅为 30%以下。公司焦炭盈利能力 强的主要原因是生产成本低。2021 年，公司焦炭生产成本不到 1000 元/吨，其他可比上 市公司焦炭生产成本多超过 2000 元/吨。公司的成本优势主要来自于区位优势和自有煤矿。

公司位于中国能源化工“金三角”，煤炭资源丰富，对外交通便利，有效降低原料、 产品运输成本。公司本部位于中国能源化工“金三角”之一的宁东国家级能源化工基地核 心区，内蒙一期 300 万吨/年煤制烯烃示范项目位于“金三角”的另一核心区内蒙古鄂尔多 斯乌审旗苏里格经济开发区，“金三角”地区煤炭资源丰富，产业链原料供给充足、便利， 公司约 50%的原料是零距离自采，约 50%的原料近距离外购，原料成本更低；此外，公司 位于西北地区的东部，对外铁路、公路交通便利，销售运输距离相对具有明显优势，运输 成本更低。

自有煤矿实现煤炭高度自给，公司原料成本优势明显。目前公司已投入生产的煤矿有 马莲台煤矿、四股泉煤矿、红四煤矿，合计煤炭产能 720 万吨。2021 年，公司焦炭产量 455 万吨，理论耗用精煤量 491 万吨，煤炭自给率 60%，节省原料成本 581 元/吨。公司 焦炭产品原料及辅料成本仅为 595 元/吨，同期金能科技、陕西黑猫、云南能源、山西焦化 的原料成本分别为 1937、2238、2204、2725 元/吨，公司原料成本优势显著。

副产品焦炉气直接用于生产甲醇，产业链融合提升整体经济效益。焦炉气中氢气含量 70.9%，一氧化碳含量 17.4%，碳氢比 2.4；合成气中，氢气占比 66.78%，一氧化碳占比 29.09%，碳氢比 1.95。合成甲醇的气体碳氢比最优区间是 2.03-2.17，将焦炉气与合成气 混合，可以有效提高气体碳氢比，防止多余的氢气形成驰放气致惰性气体的含量增加，减 少原料煤消耗量。此外，焦化产生的粗苯可进一步加工成二甲苯、重苯，煤焦油可生产改 制沥青、工业萘、蒽油、洗油、酚油和针状焦。烯烃、焦化、精细化工产业链相互融合提 升综合效益。

300 万吨煤焦化多联产项目完工，公司成为国内单厂生产规模最大的焦化企业之一， 规模优势进一步提升盈利水平。截至 2022 年 6 月初，公司 300 万吨煤焦化多联产项目四 台焦炉已投入生产。项目投产后将形成 300 万吨/年焦化、40 万吨/年焦油加工、12 万吨/ 年苯加氢、10 万吨/年针状焦的生产规模，公司焦炭产能合计达 700 万吨/年，成为国内单 厂市场规模最大的焦化企业之一。规模优势有望提高公司上下游议价能力，进一步提高盈 利水平。此外，随着国内“去产能”政策推进，中小落后产能退出，焦化行业供需格局改 善，公司焦化板块盈利能力将进一步提升。

3.宝丰能源“绿氢”耦合煤化工节能降碳

3.1“双碳”顶层规划发布，耦合“绿氢”为煤化工未来发展趋势

煤化工能耗、水耗、碳排放量大是制约其发展的主要因素。煤化工具有高耗能、高耗 水、高污染的特点，1 吨煤炭的加工过程往往会排放 2-3 吨二氧化碳，此外还会释放大量 氮氧化物、二氧化硫，形成烟雾、酸雨等。随着国家“双碳”目标实现时间日益临近，煤 化工生产排放的大量二氧化碳越来越成为制约产业发展的瓶颈，成为煤化工项目审批的重 要制约因素。煤制烯烃单吨碳排放量在各类现代煤化工中最大，达到 10.52 吨，开发低碳 排放的煤化工技术，将成为煤化工产业进一步发展的关键。（报告来源：未来智库）

煤化工与“绿氢”耦合具备技术可行性，开拓煤化工低碳发展新路径。2022 年 3 月 25 日，国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，对我国氢能发展 做出顶层设计和积极部署，首次明确氢能是未来国家能源体系的组成部分，要充分发挥氢 能对碳达峰、碳中和目标的支撑作用。氢能可以根据来源不同划分为“灰氢”、“蓝氢”、 “蓝绿氢”和“绿氢”。

“灰氢”是以煤炭或甲烷作为原料，通过煤气化生成的氢气；“蓝 氢”的生产过程与“灰氢”相类似，但加入了碳捕捉技术；“蓝绿氢”是甲烷裂解生成的 氢气；“绿氢”则是使用可再生能源发电，通过电解水制取的氢气。使用“绿氢”代替煤 制氢，制取甲醇，再生产下游煤化工产品，可实现 90%以上碳减排。目前，无论是单个大 型风光发电的技术，还是单个大型电解水制氢、储氢、输氢技术都已经成熟，技术难点在 于经济性可行地解决可再生电力不稳定性与用户平稳用氢需求的矛盾。目前国内多家企业 正在研究绿电专线制绿氢技术、绿电增量配网售电主供制绿氢等新型电网技术、电和氢储 能技术、生产智能化控制等多种组合技术，预计不久就能达到工业推广要求。“绿氢”耦 合煤化工将成为“碳达峰、碳中和”背景下现代煤化工进一步发展的新路径。

3.2 公司引领煤化工绿色发展，“绿氢”项目实现零碳变革

新建煤制烯烃项目采用风光氢储一体化设施减污降碳，260 万吨产能扩至 300 万吨/ 年，为国内最大生产规模。公司新建 260 万吨煤制烯烃项目，主要产品包括 137.12 万吨 聚丙烯、160.51 万吨聚乙烯、9.23 万吨硫磺、2.69 万吨重碳四、1.97 万吨 MTBE、1.23 万吨裂解燃料油和 6.95 万吨 C5。公司结合宁东基地绿氢、绿氧直供煤化工系统的实践经 验，对项目整体方案进行了优化调整。

根据合成气富碳缺氢的特点，公司在马莲台煤矿沉 陷区新建光伏发电项目，通过太阳能、风能等新能源发电，再进行电解水制取绿氢、绿氧， 氢气供给甲醇合成，氧气供给煤气化生产，从而减少项目原料煤和燃料煤消耗，最终逐步 降低二氧化碳排放量。公司在已核准的 260 万吨/年煤经甲醇制烯烃基础上，通过配套建设 风光氢储一体化新能源示范项目，能够实现在煤炭用量不变的情况下，增加甲醇产量达到 300 万吨/年烯烃产能，为国内最大生产规模，充分体现规模效益。

主要设备采用国内外顶尖工艺技术，单位能耗、水耗、碳排放量、废气排放量均处于 行业较低水平，环保优势凸显。 在降低能耗领域，公司酸性气脱除工艺采用先进的低温甲醇洗净化工艺，净化度高、 能耗低；空分采用带增压膨胀机的分子筛前端净化及规整填料塔、液氧泵内压缩的大型全 低压流程，能耗低；DMTO 采用 DMTO-III 技术，乙烯、丙烯收率更高，吨烯烃甲醇消耗 更低；部分蒸汽冷凝液直接返回除氧器，其余经与脱盐水换热后返回脱盐水站处理，充分 利用蒸汽冷凝液的废热能。公司新建项目单吨烯烃能耗 1.95 吨折标煤，处于行业领先水平。

在节水领域，公司优先使用矿井疏干水，矿井疏干水用量占总用水量的 51.43%；选用 60 台套空冷，PE 装置采用闭式循环，且其它循环水场均采用节水消雾型循环水场等一系列 节水技术，节水效果明显。公司 260 万吨煤制烯烃项目单吨烯烃耗水量 10.86 吨，远低于 16 吨的行业基准水平，仅比神华包头二期项目略高。

在降碳领域，公司利用内蒙古丰富的风光资源，通过风力发电及光伏发电形成风光互 补的发电模式生产“绿电”，再将绿电通过电解水制氢、制氧技术，制取的氢气补入甲醇 合成装置，减少一氧化碳与水蒸气反应生产的氢气和二氧化碳，从而降低系统二氧化碳排 放量。此外，DMTO 三代技术提高单套装置规模的同时，降低了甲醇生焦率，提高了低碳烯烃收率，大幅度降低了二氧化碳排放量。目前公司新建项目单吨烯烃碳排放量 6.15 吨， 略高于神华包头和中煤榆林，但随着公司“绿氢”补充量的增加，碳排放量将进一步降低。

“绿氢”“绿氧”产量逐年增长，10 年补氢实现碳减排 217 万吨/年，预计 2045 年 可达成“碳中和”目标。目前公司拥有 30 台电解槽，年产 2.4 亿标方“绿氢”和 1.2 亿标 方“绿氧”，此后每年均可增加 30 台电解槽，增加“绿氢”产量 2.5 亿标方左右。通过 10 年的补氢，项目单吨烯烃能耗、水耗、废气排放量、碳排放量将进一步降低，最终项目 可以降低 161 万吨生产过程中的碳排放量、58.76 万吨化石燃烧过程中的碳排放量，尽管 由于自身运行负荷增大，蒸汽量下降导致余热发电量减低，外购电量增多导致外购电力折 算的二氧化碳排放量增加了 2.83 万吨。

但整体上降碳 217.05 万吨，占初始年二氧化碳排 放量的 12.13%。单位烯烃碳排放量从 6.15 吨降低至 5.41 吨，单位工业总产值碳排放量从 8.40 吨下降至 7.39 吨。按照该降碳进程，公司预计于 2025 年实现“碳达峰”，2045 年 实现“碳中和”，成为煤制烯烃“碳中和”领导者。（报告来源：未来智库）

3.3 光伏高景气拉动 EVA 需求，宁东布局新能源优质赛道

光伏胶膜拉动 EVA 需求高增长，我国 EVA 进口依存度维持高位。受光伏行业需求快 速增长的提振，EVA 需求增速明显加快。2021 年国内 EVA 表观消费量达 205 万吨， 2017-2021 年 CAGR 达 8%，其中光伏胶膜成为 EVA 下游第一大消费领域，占比 37%。 EVA 技术壁垒较高，国内 EVA 消费长期依赖进口。2017-2021 年我国 EVA 进口量年复合 增长率 2%，进口依存度从 68%下降至 54%，仍维持较高水平。

产能快速释放，供需缺口有所收窄，未来 EVA 供需紧平衡。EVA 生产企业主要集中在 华东及华北地区，产能占比分别为 56.4%和 21.8%。从技术来源来看，国内 EVA 生产企业 多采用巴塞尔及埃克森生产技术。其中，采用管式法工艺的产能约占总产能的 54.3%，采 用釜式法工艺的产能约占总产能的 45.7%。2017-2021 年我国 EVA 产能从 97 万吨快速扩 张至 147 万吨，年复合增长率达 10.9%。2022 年，预计将有 90 万吨 EVA 产能投产，届 时国内 EVA 产能将达到 237 万吨。

宁东烯烃三期、四期项目新增 50 万吨 EVA 产能，扩大公司新能源、新材料板块布局。 公司宁东烯烃三期项目规划 25 万吨 EVA 产能，目前处于建设阶段，预计 2023 年上半年 投产。公司选用巴塞尔高压管式 EVA 技术，乙烯单体来自上游烯烃分离装置，醋酸乙烯来 自外购。此外，宁东四期项目规划 25 万吨 EVA 产能，目前处于环评阶段，将进一步扩大 公司新能源、新材料领域布局。