基础化工行业：东方证券-基础化工行业化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展，氢从哪里来-210321

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深度报告 【 行 业· 证券研究报告 】 基础化工行业 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下 大炼化和煤化工如何发展 ——氢从哪里来 在我国作出2060年前实现“碳中和”承诺的背景下，大炼化和煤化工行业未 来会如何发展是市场所关注的问题。

正如我们在碳中和系列报告二中指出的， 化工过程的二氧化碳排放可分为能源相关排放和工业过程排放，随着未来可再 生能源替代的推进，能源相关排放会大大缩减，过程排放或将成为决定产品碳 排放压力的核心因素。

本文讨论在用煤指标限制下，大炼化和煤化工如何降低 产品形成过程中产生的碳排放： 核心观点 碳排放来自制氢过程，“碳中和”背景下煤制氢受限制：工艺过程的碳排放 来自于制氢过程，由于煤制氢在现阶段拥有绝对的成本优势，无论大炼化还 是煤化工均首选煤制氢装置。

但煤制氢制1吨氢气将排放11吨的二氧化 碳，在“碳中和”背景下，长远看，大炼化和煤化工企业需要选择新的制氢 路径。

炼厂从燃油型向化工型转型，宜配套轻烃裂解装置：许多国家已经宣布未来 将禁止生产化石燃料汽车，成品油的需求在达峰后将逐步减少，炼厂面临从 燃油型向化工型的转型。

蜡油和渣油加氢裂化后可提升乙烯、丙烯和低碳芳 烃的产率，因此炼厂转型后对氢气的需求将会提升。

配套轻烃裂解装置可减 少煤的用量，以浙石化一期为例，该项目配套60万吨/年的PDH装置预计 一年供应2.4万吨氢气，至少减少18.2万吨/年的煤炭使用，同时将炼厂副 产的丙烷转化为高附加值的丙烯。

若配套250万吨/年的乙烷裂解制乙烯项 目，一年将副产17.2万吨的氢气，可满足2000万吨/年的炼厂一年的氢气 需求。

西部煤化工宜发展可再生能源电解水制氢：西部地区的太阳能和风电资源 丰富，可再生能源发电成本逐渐下降，2020年国家发改委对I类资源区的 陆上风电指导价和集中式光伏电站上网指导价分别为0.29元/kWh和0.35 元/kWh，进入平价时代。

根据我们的测算，煤炭价格为500元/吨时，煤制 氢成本约10.1元/kg，而宝丰的一体化太阳能电价水制氢项目的制氢成本约 17.1元/kg，对应宁东的光伏发电成本0.23元/kWh，是后煤制氢时代的替 代方案。

若未来光伏发电成本降至0.1元/kWh，光伏发电电解水制氢的成 本将下降至9.9元/kg。

对于煤化工来讲，额外补充氢气还可大幅降低原料 煤的使用，若外部氢气充足，MTO的煤单耗可从5下降至2.1。

投资建议与投资标的 “碳中和”背景下，大炼化与煤化工企业将针对减碳排放目标进行资本开 支，龙头企业优势在于可选择合适的项目实现协同效应。

建议关注恒力石化 (600346，买入)、荣盛石化(002493，买入)、宝丰能源(600989，买入)的投 资机会。

风险提示 “碳中和”政策执行力度不及预期；可再生能源发电成本下降不及预期；化 学品需求下滑。

行业评级 看好 中性 看淡(维持) 国家/地区中国 行业基础化工行业 报告发布日期2021年03月21日 行业表现 资料来源：WIND、东方证券研究所 证券分析师倪吉 021-63325888*7504 niji@orientsec.com.cn 执业证书编号：S0860517120003 联系人袁帅 yuanshuai@orientsec.com.cn 相关报告 化工碳中和系列报告二：化工行业碳排放压 力有多大？ 2021-03-20 碳中和承诺对化工意味着什么2020-11-11 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 2 目录 1.大炼化和煤化工需寻找新的制氢途径.......................................................4 1.1．大炼化和煤化工是用氢大户...............................................................................4 1.2．主要制氢途径成本.............................................................................................5 2.大炼化宜配套轻烃裂解装置.....................................................................6 2.1.炼厂转型将提升氢气需求.......................................................................................6 2.2.东部炼厂宜配套轻烃裂解装置................................................................................9 3.西部煤制烯烃宜布局可再生能源电解水..................................................10 3.1.额外补氢可降低MTO单耗..................................................................................10 3.2.西部地区利用可再生能源有优势..........................................................................11 4.投资建议...............................................................................................12 5.风险提示...............................................................................................13 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 3 图表目录 图1：煤气化反应方程式..............................................................................................................4 图2：氢气需求占比.....................................................................................................................4 图3：全球制氢途径结构..............................................................................................................5 图4：国内制氢途径结构..............................................................................................................5 图5：主要制氢途径成本（元/kg） ..............................................................................................5 图6：我国汽油产量及增速..........................................................................................................7 图7：我国柴油产量及增速..........................................................................................................7 图8：美国二次炼油装置占比......................................................................................................7 图9：中国二次炼油装置占比......................................................................................................7 图10：航天炉内煤气化和变换过程...........................................................................................11 图11：各省甲醇产能占比..........................................................................................................12 图12：各省聚丙烯产能占比......................................................................................................12 表1：煤制氢、天然气制氢、可再生能源电解水制氢对比............................................................6 表2：恒力石化和浙石化一期主体装置对比.................................................................................7 表3：固定床和沸腾床对比..........................................................................................................8 表4：浙石化一期成品油下降至10%将产生的额外氢气需求.......................................................8 表5：七大炼化基地及周边PDH项目.........................................................................................9 表6：不同制氢方式投资规模对比.............................................................................................10 表7：煤制烯烃成本变化情况....................................................................................................11 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 4 1.大炼化和煤化工需寻找新的制氢途径 我们在碳中和系列报告二中指出，化工过程的二氧化碳排放可分为能源相关排放和工业过程排放， 随着未来可再生能源替代的推进，能源相关排放会大大缩减，过程排放或将成为决定产品碳排放压 力的核心因素。

产品形成过程中的碳排放主要来自于煤制氢过程。

目前市场最担心的问题就是碳减 排政策会限制化工行业的增长，不仅限制能源的使用，甚至连原料使用都进行限制，特别是大炼化 和煤化工这两个耗氢大户，如果没有足量的氢气支持，生产将会受到很大影响。

但是我们分析认为 大炼化和煤化工的氢气需求即使未来不能用煤制氢来支撑，也有较好的可持续解决方案。

虽然生产 成本难免会有一定提升，但在满足碳排放的同时，仍能获得增长的空间。

图1：煤气化反应方程式 资料来源：环评报告，东方证券研究所 1.1．大炼化和煤化工是用氢大户 2018年全球氢气消费量高达1.15亿吨，大炼化的氢气消费量为3800万吨，占比33%，煤化工涉 及的合成氨和甲醇分别占氢气需求的27%和10%。

从供给端来看，天然气制氢在全球的占比最大， 达45%，其次是工业副产氢，占比41%，煤炭制氢占比13.6%。

但煤制氢因其极其廉价的成本在 我国占比达62%。

图2：氢气需求占比 资料来源：EIA，东方证券研究所 世界能源理事会将氢气划分为灰氢、蓝氢和绿氢，分别指化石燃料制氢、工业副产氢和可再生能源 电解制氢，只有绿氢才是真正零排放制氢方式。

化石燃料制氢方式中，煤制氢排放最大，生产1吨 33% 27% 10% 4% 26% 炼化合成氨甲醇冶铁其他 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 5 氢气将排放11吨二氧化碳，其次是石油制氢，生产1吨氢气将排放7吨二氧化碳，天然气制氢生 产1吨氢气将排放5.5吨二氧化碳。

因此，在“碳中和”背景下，大炼化和煤化工中常用的煤制氢 将受到限制，亟需寻找新的制氢方式。

图3：全球制氢途径结构 资料来源：EIA，东方证券研究所 图4：国内制氢途径结构 资料来源：中国氢能标准化技术委员会，东方证券研究所 1.2．主要制氢途径成本 根据我们的测算，煤炭价格在500元/吨，煤制氢生产1kg氢气的成本约10.2元；天然气价格在 2.5元/Nm3时，天然气制氢生产1kg氢气的成本约15.3元；可再生能源发电的成本在0.23元/kWh 时，可再生能源发电制氢生产1kg氢气的成本约17.1元。

工业副产氢属于副产物，一般不单独核 算成本，但以PDH和乙烷裂解为代表的轻烃裂解项目投资巨大，一套60万吨/年的PDH项目总 投资约36亿元。

图5：主要制氢途径成本（元/kg） 资料来源：东方证券研究所测算 45% 41% 14% 天然气制氢工业副产氢煤制氢 62% 19% 1% 18% 煤制氢天然气制氢电解水制氢其他 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 煤制氢天然气制氢可再生能源发电制氢 煤炭氧气天然气燃料气制造及财务费燃料动力电费其他 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 6 不考虑碳税的情况下，天然气价格需降低到1.65元/Nm3时才可与煤制氢的成本打平（煤价500元 /吨），可再生能源发电的成本需降低至0.1元/kWh时才可与煤制氢的成本打平。

若考虑碳税成本， 参考欧洲40欧元/吨的碳税，约人民币300元/吨，天然气价格需降低到1.92元/Nm3时可与煤制 氢的成本打平，可再生能源发电的成本需降低至0.16元/kWh时可与煤制氢的成本打平。

按300元 /吨的碳税计算，当前的可再生能源制氢的成本已与天然气制氢成本相当。

我们判断，越接近2060 年“碳中和”承诺期，碳排放权会越稀缺，碳税的价格会越高，可再生能源电解水制氢的成本将越 有竞争力，天然气制氢只是权宜之计。

表1：煤制氢、天然气制氢、可再生能源电解水制氢对比 煤制氢单位 天然气制氢单位 可再生能源电解水单位 氢气吨1氢气吨1氢气吨1 煤炭吨/吨氢7.5天然气标方/吨氢4490用电量千瓦时/吨氢56000 煤炭单价元/吨500天然气价格元/标方2.5可再生能源发电成本元/千瓦时0.23 煤炭成本元/吨氢3750天然气成本元/吨氢11224发电成本元/吨氢12880 原料占成本比例% 37原料占成本比例% 73发电占成本比例% 75 制氢总成本元/吨氢10135制氢总成本元/吨氢15376制氢总成本元/吨氢17173 二氧化碳排放量吨11二氧化碳排放量吨5.5二氧化碳排放量吨0 碳税元/吨300碳税元/吨300碳税元/吨300 碳税成本元/吨氢3300碳税成本元/吨氢1650碳税成本元/吨氢0 总成本（含碳税）元/吨氢13435 总成本（含碳税）元/吨氢17026 总成本（含碳税）元/吨氢17173 资料来源：东方证券研究所测算 2.大炼化宜配套轻烃裂解装置 2.1.炼厂转型将提升氢气需求 许多国家已经宣布未来将禁止生产化石燃料汽车，成品油的需求在达峰后将逐步减少，我国汽油产 量增速明显放缓，柴油产量自2017年后开始下降，炼厂面临从燃油型向化工型的转型。

分别为渣 油和蜡油加氢裂化后可提升乙烯、丙烯和低碳芳烃的产率。

因此炼厂转型后对氢气的需求将会提升。

以美国为例，美国炼油厂的二次加工装置中加氢裂化和加氢精制占比分别达12.5%和89.2%，相 比之下，国内的加氢装置仍有很大的提升空间，国内加氢裂化占比10.8%，加氢精制占比44.0%， 低于世界平均水平的55.0%。

基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 7 图6：我国汽油产量及增速 资料来源：Wind，东方证券研究所 图7：我国柴油产量及增速 资料来源：Wind，东方证券研究所 图8：美国二次炼油装置占比 资料来源：EIA，东方证券研究所 图9：中国二次炼油装置占比 资料来源：《中美两国石油化工产业实力对比分析》，东方证券研究所 民营大炼化中，恒力石化2000万吨/年炼化一体化项目需额外制氢24万吨/年，循环回收纯氢54 万吨，一年煤制氢装置消耗原料煤260万吨/年。

而规模相等的浙石化4000万吨/年炼化一体化一 期项目，需额外制氢10万吨/年，消耗原料煤200万吨/年。

我们认为，恒力石化的氢气用量大于 浙石化有两点原因：1.恒力石化的加氢装置规模更大；2.恒力石化的渣油加氢裂化使用的是沸腾床， 而浙石化一期使用的是固定床，沸腾床的氢气用量更大。

表2：恒力石化和浙石化一期主体装置对比 恒力石化浙石化一期 主体工程规模（万吨/年）主体工程规模（万吨/年） 常减压蒸馏装置2000常减压蒸馏装置2000 轻烃回收装置450轻烃回收装置300 煤油加氢精制装置200延迟焦化300 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 产量（万吨/年）增速（右轴） -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 14500 15000 15500 16000 16500 17000 17500 18000 18500 19000 产量（万吨）增速（右轴） 0% 40% 80% 120% 160% 热裂解催化裂化加氢裂化催化重整加氢精制 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 催化裂化延迟焦化催化重整加氢裂化加氢精制 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 8 柴油加氢裂化装置600柴油加氢裂化装置800 蜡油加氢裂化装置750蜡油加氢裂化装置380 沸腾床渣油加氢裂化600固定床渣油加氢裂化500 溶剂脱沥青140重油催化裂化420 润滑油异构脱蜡装置60石脑油加氢320 芳烃联合装置450芳烃装置520 连续重整960连续重整800 异构化装置50航煤精制装置150 C3/C4混合脱氢装置100 C3/C4分离装置110 聚丙烯装置43烷基化装置45 MTBE装置82 MTBE装置18 PSA氢气提浓装置73万标方/时C5正异构分离装置150 煤制氢联产醋酸装置50万标方/时煤制氢气装置80万标方/时 资料来源：环评报告，东方证券研究所 表3：固定床和沸腾床对比 固定床沸腾床 原料油杂质较小的原油可用杂质较多的原油 反应温度/℃ 370~420400~450 反应压力/MPa 10~2015~21 渣油转化率/% 20~5050~90 单位立方化学耗氢/m3150200~300 技术难度简单复杂 技术成熟度成熟较成熟 装置投资中等较高 资料来源：《渣油加氢工艺及工程技术探讨》，东方证券研究所 目前浙石化一期成品油收率为41.8%，汽油378.85万吨/年（其中催化汽油185.97万吨/年），煤 油284.41万吨/年，柴油172.81万吨/年。

要提高化工品的产率需提高催化裂化和加氢裂化的装置 规模，将成品油组分转化为石脑油，其中加氢裂化需要大量氢气，而催化裂化几乎不需要氢气。

参 考浙石化柴油加氢装置，柴油的转化率为57.2%，重石脑油收率43.7%，而重石脑油可经过连续 重整得到芳烃原料和副产氢，一套400万吨/年的连续重整装置副产15万吨/年的氢气。

假设浙石 化一期炼厂成品油下降至10%，意味着需减少636.1万吨/年的成品油，扣除搭配连续重整产生的 副产氢，如果全部通过加氢裂化转化，将额外产生12.08万吨/年的氢气需求。

如果搭配催化裂化 （DCC）技术，则氢气增量需求会少于12.08万吨/年。

表4：浙石化一期成品油下降至10%将产生的额外氢气需求 加氢裂化I连续重整 进料万吨/年出料万吨/年进料万吨/年出料万吨/年 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 9 成品油836.07成品油357.84重石脑油521.74氢气19.57 氢气22.16重石脑油365.36 芳烃原料452.62 轻石脑油+其他135.03 其他49.55 加氢裂化II 进料万吨/年出料万吨/年 成品油357.84成品油153.16 氢气9.48重石脑油156.38 轻石脑油+其他57.79 额外氢气需求12.08 资料来源：环评报告，东方证券研究所测算 2.2.东部炼厂宜配套轻烃裂解装置 我国规划了大连长兴岛、河北曹妃甸、江苏连云港、浙江宁波、上海漕泾、广东惠州、福建古雷建 设七大炼化基地，在这七大炼化基地附近建有或计划建设多个轻烃裂解项目，通过管道运输氢气， 可实现区域内的氢气循环，达到减碳目的。

一般60万吨/年的PDH装置可副产约2.3万吨氢气， 对于浙江石化这样的装置，增加不过4套60万吨PDH就可以使成品油收率降低至10%。

其次对于东部炼厂来说，港口是其优势，且国内企业在进口轻烃方面有一定经验。

例如，万华化学 在中东LPG市场采购方面拥有一定的话语权，拥有CP定价推荐权，且建有地下洞库用于储存丙 烷，平抑LPG价格的季节性。

卫星石化租赁超大型乙烷运输船（VLEC）从美国进口乙烷用于乙烷 裂解制乙烯。

表5：七大炼化基地及周边PDH项目 石化基地炼油项目设计产能/年轻烃裂解项目设计产能/年 大连长兴岛 中石油炼化一体化项目2500向辉化工营口PDH项目60 恒力石化炼化一体化项目2000聚能重工锦州乙烷裂解项目200 中国华阳和福佳集团炼化一体化项目2000 河北曹妃甸 中石化曹妃甸千万吨级炼油项目1200东华能源PDH项目132 旭阳石化炼化一体化项目1500东华能源乙烷裂解项目200 新华石化炼化一体化项目2000海伟石化衡水PDH项目50 浅海集团-一泓石化炼化一体化项目1500 江苏连云港 中石化连云港炼化一体化项目3200斯尔邦PDH项目70 盛虹石化炼化一体化项目1600新海石化PDH项目150 卫星石化乙烷裂解项目250 浙江舟山 中石化镇海炼化一体化项目1500东华能源PDH项目120 浙江石化炼化一体化项目4000浙石化PDH项目120 金发PDH项目120 上海漕泾中石化高桥石化漕泾炼油化工一体化项目2000 广东惠州 中海油惠州炼化项目2200广东尊鹏PDH项目45 巨正源PDH项目66 东华能源茂名PDH项目120 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 10 福建古雷中石化古雷炼化一体化项目1600美得石化福清PDH项目80 资料来源：公开资料整理，东方证券研究所 和其他制氢方式相比，轻烃裂解装置产生的氢气属于蓝氢，几乎不产生碳排放，而且不考虑氢气收 益的情况下本身就有很好的投资回报。

PDH项目的单吨丙烯投资强度约在6000元左右，过去长 期的行业ROA基本都维持在10%以上。

国内乙烷裂解项目单吨乙烯投资强度约1.2万元，预期的 ROA约15%。

如果按氢气折算，PDH和乙烷裂解的单吨氢气投资强度分别为16万元和19万元。

而目前可再生能源电解水制氢的投资强度还很高，西部某I类资源区的年产1.4万吨氢气的太阳能 电解水制氢储能项目的投资规模高达14亿元，单吨投资强度10万元，且没有其他收益。

天然气 制氢的投资强度虽然比光伏制氢低，约8000元/吨，但也没有其他收益，还产生二氧化碳排放。

所 以我们认为配套轻烃裂解是未来大炼化补充氢气、压减成品油的最佳选项。

表6：不同制氢方式投资规模对比 项目总投资（亿元）氢产量（万吨/年）年均利润（亿元） 45万吨/年PDH项目30.41.94.0 250万吨/年乙烷裂解项目325.317.278.3 年产8万方氢气项目4.86.00.3 太阳能电解水制氢项目141.41.1 资料来源：环评报告，东方证券研究所 3.西部煤制烯烃宜布局可再生能源电解水 3.1.额外补氢可降低MTO单耗 煤制烯烃反应过程中的碳排放主要来自煤制甲醇（MTO）中的合成气变换反应，以常见的航天炉为 例，粗煤气中的CO：H2为2.6，为了满足生产甲醇的要求，需要通过变换反应将CO：H2比例 调为0.45，这一过程中就会产生大量CO2排放。

如果从外部补充氢气，来降低CO：H2比例，理 论上可将MTO的煤炭单耗从5吨降低至2.1吨，且C元素将全部转化到甲醇中，不产生碳排放。

以50万吨/年MTO项目为例，原料煤消耗量为246万吨/年，反应过程产生约300万吨/年碳排放。

当MTO单耗下降至2.1吨煤/吨烯烃时，50万吨/年MTO项目耗煤量将下降至104万吨/年，需要 额外补充氢气16.5万吨/年，折合18.3亿Nm3/年。

国内煤制烯烃产能集中在西北部地区，很难像上述炼油企业一样配套轻烃裂解来补充氢气，但是西 北地区地广人稀、日照充足，非常适合布局光伏项目，以光伏发电电解水产氢与煤气化配合也可以 生产烯烃。

在煤炭用量不变的情况下，以光伏发电补氢可以多生产约140%的聚烯烃产品。

基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 11 图10：航天炉内煤气化和变换过程 资料来源：公开资料整理，东方证券研究所 我们测算了在当下采用光伏电解水制氢补充到粗煤气制烯烃的成本，按17173元/吨氢气的成本， 煤制烯烃的单吨烯烃成本将增加3514元，严重挤压煤制烯烃的盈利空间。

但若光伏电解水制氢成 本下降至7000元/吨氢气的成本，煤制烯烃的单吨成本与当前成本相当，仍可保持煤制烯烃的竞争 力。

随着技术的进步，新能源发电成本以及电解水能耗下降是大概率事件。

表7：煤制烯烃成本变化情况 原工艺 单位 粗煤气单位 变换气单位 单吨烯烃原料 煤炭吨5.0 CO吨13.10 CO吨5.55 煤价元/吨320 H2吨0.16 H2吨0.40 煤炭成本元/吨聚烯烃1600 氧气吨2.95 氧气价格元/吨350 氧气成本元/吨聚烯烃1033 额外加氢 单位 粗煤气单位 单位 单吨烯烃原料 煤炭吨2.1 CO吨5.55额外补充H2吨0.33 煤价元/吨320 H2吨0.07制氢成本元/吨17173 煤炭成本元/吨聚烯烃672 补充氢气成本元/吨聚烯烃5651 氧气吨1.24 原料节省成本元/吨聚烯烃1527 氧气价格元/吨350 其他节省成本元/吨聚烯烃610 氧气成本元/吨聚烯烃434 总成本变化元/吨聚烯烃3514 资料来源：环评报告，东方证券研究所测算 正如我们在碳中和系列报告二中指出的，聚乙烯等产品的进口依赖度仍旧处于较高水平，煤头聚烯 烃除了经济价值外，更多承担了战略意义，我们并不认为因为“碳中和”目标的提出就会将煤制烯 烃一棍子打死，更为实际的是通过绿氢对灰氢的替代，降低煤制烯烃的单耗和碳排放，这也正是宝 丰等龙头企业正在布局的。

3.2.西部地区利用可再生能源有优势 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 12 根据年等效利用小时数，全国的太阳能资源区被划分为三类，年等效利用小时数大于1600小时为 I类资源区，年等效利用小时数大于1300小时间的为II类资源区，其余为III类资源区。

西部省份， 如宁夏、青海、甘肃、新疆、内蒙古，大部地区为I类资源区，发展可再生能源具有先天优势。

目 前I类地区的新建光伏项目的发电成本已经可以达到0.23元/kWh，而且未来还有下降的空间和潜 力。

在本文的第一部分我们已经测算过，当可再生能源发电的成本下降至0.1元/kWh时，可再生 能源电解水制氢的成本与煤制氢（原料煤500元/吨）的成本相当。

如果考虑300元/吨的碳税，那 光伏发电成本降至0.16元/kWh就可以与煤制氢成本打平。

西部煤化工的甲醇和聚烯烃产能在全国占比很高，煤制甲醇占全国甲醇产能的82%。

而且西部地 区由于自身用电规模有限，新能源甚至还存在消纳问题，电解水可以有效解决西部地区风电、光伏 就地消纳问题。

因此，我们认为可再生能源电解水搭配煤化工是西部煤化工企业未来应对碳中和的 较好转型方向。

图11：各省甲醇产能占比 资料来源：百川资讯，东方证券研究所 图12：各省聚丙烯产能占比 资料来源：百川资讯，东方证券研究所 4.投资建议 “碳中和”提出后，大炼化和煤化工企业的碳排放权将会变得稀缺，企业必将针对减碳排放进行资 本开支。

龙头企业因为实力雄厚，可选择合适的减排措施，而小企业大概率只能选择用天然气制氢 工艺去替代煤制氢以减少碳排放。

我们认为，大炼化龙头企业宜选择轻烃裂解配套炼化，利用副产 氢达到“减碳”目的，同时轻烃裂解项目还可为大炼化企业带来新的利润。

西部煤化工企业通过可 再生能源电解水搭配煤化工可解决当地可再生能源就地消纳问题，同时额外的氢可降低煤化工的 煤炭单耗，相互协同。

长期看可再生能源发电成本仍有较大下降空间，若发电成本降至0.1元/kWh， 则电解水制氢成本将与煤制氢相当。

当碳税为300元/吨二氧化碳时，若发电成本降至0.16元/kWh， 则电解水制氢成本将与煤制氢相当。

建议关注恒力石化(600346，买入)、荣盛石化(002493，买入)、 宝丰能源(600989，买入)的投资机会。

14% 12% 11% 6% 4% 53% 陕西内蒙宁夏山东山西其他 12% 11% 10% 9% 8%8% 42% 广东浙江辽宁陕西宁夏内蒙其他 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 13 5.风险提示 1） “碳中和”政策执行力度不及预期：对后进企业的限制小于预期，龙头企业的资本开支将成为 资金浪费。

2）可再生能源发电成本下降不及预期：若可再生能源发电的成本不继续下降，煤制氢在成本上的 优势将继续存在。

3）化学品需求下滑：需求下滑对整条产业链将产生重大影响，导致行业利润下滑，企业主观上将 减少资本开支。

信息披露依据 《 发布证券研究报告暂行规定 》 以下条款 ： 发布 基础化工行业深度报告—— 化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展 14 分析师申明 每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明： 分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证 券或发行人的看法和判断；分析师薪酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来，均与其在本研 究报告中所表述的具体建议或观点无任何直接或间接的关系。

投资评级和相关定义 报告发布日后的12个月内的公司的涨跌幅相对同期的上证指数/深证成指的涨跌幅为基准； 公司投资评级的量化标准 买入：相对强于市场基准指数收益率15%以上； 增持：相对强于市场基准指数收益率5%～15%； 中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动； 减持：相对弱于市场基准指数收益率在-5%以下。

未评级——由于在报告发出之时该股票不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该 股票的研究状况，未给予投资评级相关信息。

暂停评级——根据监管制度及本公司相关规定，研究报告发布之时该投资对象可能与本公 司存在潜在的利益冲突情形；亦或是研究报告发布当时该股票的价值和价格分析存在重大不 确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确投资评级；分析师在上述情况下暂停对该股 票给予投资评级等信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该股票的投资评级、盈利预 测及目标价格等信息不再有效。

行业投资评级的量化标准： 看好：相对强于市场基准指数收益率5%以上； 中性：相对于市场基准指数收益率在-5%～+5%之间波动； 看淡：相对于市场基准指数收益率在-5%以下。

未评级：由于在报告发出之时该行业不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该行业的 研究状况，未给予投资评级等相关信息。

暂停评级：由于研究报告发布当时该行业的投资价值分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究 依据支持分析师给出明确行业投资评级；分析师在上述情况下暂停对该行业给予投资评级信 息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该行业的投资评级信息不再有效。

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除了一些定期出版的证券研究报告之外，绝大多数证券研究报告是在分析师认 为适当的时候不定期地发布。

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