双碳深度之一：二氧化碳加氢制甲醇有望迎来产业化国海证券研究所李永磊(分析师)董伯骏(分析师)S0350521080004S03505210800091512008169015210959531证券研究报告2021年12月17日化工1-0.10210.05670.21550.37430.53310.6919化工沪深300相对沪深300表现表现1M3M12M化工4.6%-13.0%41.7%沪深3002.5%2.8%1.2%最近一年走势相关报告《磷化工和钛白粉企业进军磷酸铁，大有可为（推荐）化工董伯骏，李永磊》——2021-09-092电价7分/度时，二氧化碳+绿氢制甲醇将具备经济性，目前光伏制氢正逐渐接近这一水平在煤价800元/吨时，煤制甲醇的成本约为1953元/吨。在此甲醇成本之下，若使用二氧化碳+绿氢制甲醇，对应的氢气成本需要降至7.01元/kg（0.63元/Nm3），电解水电价下降至0.07元/度。根据宝丰能源计划新建的光伏制氢项目的经济可行性分析，每方氢气的成本可控制在0.7元/Nm3，已接近0.63元/Nm3，这意味着二氧化碳+绿氢制甲醇逐渐具备经济性。碳税将进一步提升二氧化碳+绿氢制甲醇的经济性二氧化碳和绿氢结合制甲醇在工艺端相比煤制甲醇可减少碳排放3.44吨。按照2021年12月10日全国碳市场碳排放配额（CEA）收盘价42.69元/吨计算，二氧化碳和绿氢结合制甲醇在工艺端相比煤制甲醇所减排的CO2价值147元。据国际货币基金组织预测，为实现2030年2℃的控温目标，每吨二氧化碳定价应在75美元左右，按照这一标准则减排二氧化碳的价值可高达1677元。产业化渐行渐近，关注万华化学、中国化学、东方盛虹、宝丰能源万华化学、中国化学：共同的子公司华陆工程科技有限公司完成了兰州新区液态阳光二氧化碳加氢制甲醇项目的工程设计。“液态太阳燃料合成示范项目”是中国科学院大连化学物理研究所李灿院士根据中国能源与生态环境现况在西部地区先行先试的一个项目，是全球首套规模化（千吨级）合成绿色甲醇示范装置。项目由太阳能光伏发电、电解水制氢和二氧化碳加氢合成甲醇三个基本技术单元构成，配套建设总功率为10兆瓦光伏发电站，为电解水制氢设备提供电能。该项目总占地约289亩，总投资约1.4亿元，其中光伏占地259亩，投资5000万元。2020年10月15日，千吨级“液态太阳燃料合成示范项目”在兰州新区通过中国石油和化学工业联合会组织的科技成果鉴定。东方盛虹：2021年9月，公司拟收购的斯尔邦石化与冰岛碳循环利用公司签约了“15万吨级二氧化碳捕集与综合利用项目”。该项目可以将工业尾气中的二氧化碳进行回收，生产光伏级EVA树脂。项目设计回收二氧化碳规模为每年15万吨，并产出2万吨光伏级EVA树脂。宝丰能源：公司于2019年启动了太阳能电解制氢储能及应用示范项目建设，该项目被国家能源局列为国家级示范项目，其中部分产能已于2021年4月投运，预计今年年底30台电解槽将全部建成，届时将形成年产2.4亿标方（即2.14万吨）绿氢、1.2亿标方绿氧（即17.14万吨）的生产规模。风险提示：政策变化的风险；技术路线变化的风险；技术失败的风险；新项目进展缓慢的风险；装置受不可抗力关停的风险；宏观经济波动导致的产品需求下降的风险；市场竞争加剧的风险；研发成果转化不及时的风险。3核心观点：二氧化碳加氢制甲醇有望迎来产业化图表：二氧化碳制甲醇成本测算注：1.二氧化碳可以通过对工业废气进行收集处理得到，成本较低，约200元/吨。2.根据新奥股份年报数据显示，其2020年煤制甲醇制造费用（人工、折旧和其他制造费用等）325元/吨，相比之下，二氧化碳加氢制甲醇装置在合成环节的能耗和投资高于煤制甲醇，但省去了煤气化及变换环节，考虑到目前装置未经过大型化验证，假设其制造费用与煤制甲醇相比略高，为400元/吨。3.碳市场碳排放配额价格按照2021年12月10日全国碳市场碳排放配额（CEA）收盘价42.69元/吨计算。4.国家发改委起草的《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿)》中将煤炭中长期合同5500大卡动力煤基准价由此前的535元(吨价，下同)调整至700元，并设定浮动范围为550元~850元。预计未来煤炭价格将保持在800元左右浮动。资料来源：百川盈孚，国家发改委，国海证券研究所整理4二氧化碳+绿氢制甲醇的成本主要取决于绿氢成本二氧化碳加氢制甲醇生产成本计算生产1吨甲醇，理论计算需消耗0.1875吨氢气，1.375吨二氧化碳。按照98%的选择性，则生产一吨甲醇实际需消耗约0.19吨氢气，1.4吨二氧化碳。在对氢气价格、二氧化碳价格及制造费用进行合理假设后，可以算得二氧化碳加氢制甲醇的成本，在电费价格为0.07元/度（对应氢气成本为7.01元/kg）时，为1953元/吨，与煤价800元/吨时的煤制甲醇成本相当。电费，元/度制氢成本，元/kg原料成本，元制造费用，元生产成本，元/吨减碳收益，元/吨综合生产成本，元/吨对应煤制甲醇的煤炭含税价格，元/吨0.077.011613400201359.9019538000.1310.002194400259459.90253410850.3320.004107400450759.90444720250.5330.006020400642059.9063612965图表：盈利预测资料来源：wind，国海证券研究所整理5重点关注公司及盈利预测重点公司股票2021/12/17EPSPE投资代码名称股价20202021E2022E20202021E2022E评级600309.SH万华化学103.153.28.288.6528.4712.4511.92买入601117.SH中国化学12.840.710.700.997.9118.3913.00买入000301.SZ东方盛虹24.700.070.431.65144.9057.3914.98买入600989.SH宝丰能源17.950.630.961.1518.5618.6915.58买入CO2制甲醇前景广阔CO2制甲醇效益逐步显露碳排放制约化工行业发展终端治理是减碳必由之路投资建议风险提示目录67二氧化碳的资源化利用意义重大CO2资源化利用的意义减碳化工工艺可以减少工业生产中二氧化碳的排放量。但对于部分反应，二氧化碳作为产物或者副产物，其产生和排放难以避免。因此，碳的资源化利用是实现碳中和目标的不可或缺的环节。从另一个角度来看，二氧化碳作为一种廉价易得、环境友好的可再生碳一资源，其资源化利用不仅可减少二氧化碳排放，而且可提供绿色制备的技术路线，对绿色与可持续发展意义重大。图表：CO2资源化利用意义资料来源：国海证券研究所整理近二十年来，二氧化碳化学转化研究发展迅速，尤其是纳米材料、离子液体等新型功能材料的涌现为其化学转化提供了新的发展契机，二氧化碳的资源化利用成为自然界碳循环的有力补充。二氧化碳热力学稳定、动力学惰性，通常可以使用热催化转化、光/电催化还原、聚合反应等方式将二氧化碳转化为其他化工产品，实现二氧化碳的资源化利用。8二氧化碳资源化利用研究进展迅速图表：CO2资源化利用下游产品资料来源：《二氧化碳催化加氢及其研究进展》，国海证券研究所整理图表：CO2资源化利用路线资料来源：《二氧化碳催化加氢及其研究进展》，国海证券研究所9典型的二氧化碳资源化利用方式及进展图表：CO2资源化利用方式资料来源：《二氧化碳催化加氢及其研究进展》，国海证券研究所整理产物反应原理反应过程研究进展CO热催化还原电催化还原光催化还原1）二氧化碳和氢气反应生成一氧化碳和水，催化剂为Cu、Fe、Co等过渡金属；2）二氧化碳与氢硅烷、氢硼烷等活泼氢源发生还原反应产生一氧化碳。广泛应用于工业生产CH4及长链烃Sabatire反应费托合成二氧化碳与氢气反应产生甲烷和水，催化剂为Ni（RaneyNi）、ZrO2、La2O3、SiO2等。已实现工业化应用甲醇及C2+醇加氢反应二氧化碳和氢气反应生成甲醇和水，使用气固相固定床催化反应器，催化剂包括非均相催化剂（Zn-Cu等）和均相（Ru配合物等）。技术进展迅速，已实现工业化示范应用甲酸及低碳有机酸甲醇羰基合成法还原反应制备甲酸、甲酸酯二氧化碳和氢气及有机碱反应生成甲酸盐，催化剂体系包括RaneyNi催化体系、Rh催化体系、Ri催化体系、Ir催化体系实验室研究，多为贵金属催化反应10甲醇有望成为CO2资源化利用下的主要产品图表：甲醇上游及下游化工品资料来源：百度百科，卓创资讯，国海证券研究所整理甲醇是一种基本的有机化工原料，用途十分广泛。甲醇可以用于合成纤维、甲醛、塑料、医药、农药、染料、合成蛋白质等化工产品。甲醇还可以用作直接甲醇燃料电池(DMFC)和改进的柴油发动机的液体燃料。甲醇还可以通过裂解释放出氢气，从而成为氢气储运的载体。甲醇分子结构简单，利用二氧化碳制备甲醇，过程也较为容易实现，因此甲醇是从CO2还原获得的理想产物之一。通过二氧化碳制备甲醇，可以依托现有的C1化工体系来实现化工品的绿色制造，因此甲醇有望成为CO2资源化利用的重要的方向。图表：甲醇和氢气之间的CO2循环资料来源：CO2促进“甲醇经济”与“氢经济”共同发展，国海证券研究所11二氧化碳的电催化反应制甲醇尚面临许多困难CO2电催化反应原理二氧化碳的电催化还原反应是指通过电极提供能量将二氧化碳还原为一氧化碳，再转化为其他化学产品的反应。由于其易于控制、易于回收利用电解质、系统紧凑，易模块化的特点而备受关注。CO2电催化制备甲醇面临问题1）CO2电还原反应条件比较苛刻，需要非常高的能量和极高活性的催化剂；2）因为反应能量较高，容易引发副反应和分解反应，转化率不高，副产物包括甲烷、一氧化碳、甲酸、草酸及其盐、甲醛、乙烯等。3）目前二氧化碳还原反应还没有找到稳定性较高的催化剂。图表：CO2电催化反应过程电极反应：CO2+6H++6e-==CH3OH+H2O资料来源：Nat.commun.,2019,10,3340，国海证券研究所目前研究的较多的CO2制甲醇的技术路线分为：（1）二氧化碳电催化还原制甲醇；（2）二氧化碳加氢制甲醇。其中，CO2电还原制甲醇工业化尚存一些关键性挑战，相比之下CO2加氢耦合H2O电解制甲醇被证明是最具可实施性和规模化的路线。12二氧化碳加氢制甲醇反应技术已逐步成熟CO2加氢反应过程简单，工艺日趋成熟反应原理以氢气和二氧化碳为原料反应制备甲醇。二氧化碳和氢气在多原子金属簇催化剂表面吸附，逐步转化为气态的甲醇CH3OH。其中所使用的催化剂多为Cu-Zn-Al体系。该过程的本质是将可再生能源的能量存储在燃料甲醇中，使能量便于储存与运输，提升化学能的利用率。通过绿色化学反应产生的甲醇可在一些领域替代传统化石能源，壮大我国清洁能源产业，提升能源多元化保障能力，有助于双碳目标实现。图表：CO和CO2制甲醇反应方程式资料来源：《二氧化碳与氢合成甲醇技术和产业化进展》，国海证券图表：二氧化碳加氢制甲醇铜基催化剂资料来源：《二氧化碳催化加氢及其研究进展》，国海证券研究所13二氧化碳加氢反应过程反应过程氢气制备：若采用绿氢，则需要将风、光等清洁能源转化为电能，通过电解水产生氢气，通过洗涤冷却器提纯氢气作为氢源。CO2制备：可收集化工、炼钢等过程产生的二氧化碳无需净化脱硫，直接作为碳源。甲醇制备和分离：将二氧化碳与氢气在缓冲罐内充分混合，恒温恒压（反应温度约250~350℃，反应压力约6~8MPa）下在甲醇合成塔内反应生成甲醇、水及副反应产物。随后在甲醇分离器内进行气液分离获得粗甲醇产物，最终通过精馏得到纯度较高的甲醇产物。图表：二氧化碳加氢制甲醇反应全流程资料来源：《利用二氧化碳和氢气制备甲醇的方法》，国海证券研究所整理图表：二氧化碳加氢制甲醇工业化进展资料来源：wind，IPRCatal，国海证券研究所二氧化碳加氢制甲醇工业化进展公司/个人年份规模特点美国化学会全国会议-Lurgi1993年首次公布制备流程Lurgi向全世界宣布了CO2制甲醇的过程。此过程采用的催化剂为Sud-Chemie提供的Cu/ZnO/Al2O3催化剂。日本NIRE和RITE（现为国家先进工业科学技术研究所，AIST1996年首次建立工厂，日产50kg甲醇得到的粗甲醇纯度为99.9%，明显高于合成气制得的甲醇。日本Mitsui化学公司2008年通过CO2加氢，每年生产约100公吨甲醇CO2来自于工厂的排放气，H2来源于电解水。得到的甲醇用于芳烃和烯烃生产。AirLiquideForschungundEntwicklung(ALFE)和Lurgi公司建立中试工厂2010年-采用Cu/ZnO/Al2O3催化剂进行反应，CO2的单程转化率可达35-45%，600h几乎保持稳定。国际碳循环CRI建设冰岛示范工厂2012年年生产量为4000公吨，回收5600公吨CO2。该工厂能源由一座火山提供。兰州新区石化产业投资集团，苏州高迈新能源和大连化物所2018年建立1000吨的示范工厂。单程转化率超过20%，甲醇选择性为98%，提纯后99.9%的含量，所采用的催化剂满足稳定要求。东方盛虹2021年建设15万吨级二氧化碳捕集与综合利用项目将工业尾气中的二氧化碳进行回收，生产出光伏面板的核心组件材料——光伏级EVA树脂，最终用于光伏发电，创造出一条“变碳为宝”的绿色新路径。19962008201220182021日本NIRE和RITE首次建立实验工厂日本Mitsui公司建立百吨级工厂国际循环公司CRI建设冰岛示范工厂东方盛虹建设大型工业化项目兰州新区建设液体太阳能项目1993Lurgi首次公布制备流程2010ALFE和Lurgi公司建立中试工厂14CO2制甲醇前景广阔CO2制甲醇效益逐步显露碳排放制约化工行业发展终端治理是减碳必由之路投资建议风险提示目录15图表：不同煤价（含税）下的甲醇生产成本（不含税），元/吨资料来源：新奥股份2020年年报，国海证券研究所整理16煤制甲醇是我国主要的甲醇生产路线，成本较低煤制甲醇成本计算中国由于“富煤、缺油、少气”的资源现状，因此多采用煤为原料生产甲醇。煤制甲醇的生产成本主要由原料煤、燃料煤、人工、折旧和其他制造费用等构成。我们根据上市公司公告以及公开数据，对煤制甲醇的成本进行了拆分，对不同煤价下的煤制甲醇成本进行了测算。可以看到在煤价为800元/吨（含税价）时，煤制甲醇生产成本仅为1953元，而当煤价下降至300元/吨时，甲醇成本不足1000元/吨，具有明显的成本优势。图表：煤制甲醇成本拆分注：1.取原料煤和燃料煤价格均为800元/吨（含税），对应不含税价格708元；2.根据百川盈孚统计，煤制甲醇的单耗为原料煤1.6吨，燃料煤0.7吨；3.折旧成本、人工成本和制造费用均是通过新奥股份年报披露的甲醇成本和产量数据计算得到。资料来源：百川盈孚，新奥股份2020年年报，国海证券研究所项目成本成本拆分（元/吨）原料煤成本1132.74燃料煤成本495.58折旧成本175.91人工成本34.28其他制造费用114.81总生产成本（元/吨）1953.3205001000150020002500300400500600700800900100017二氧化碳加氢制甲醇核心是使用绿氢从反应原理可以看到二氧化碳加氢制甲醇相比于传统的合成气制甲醇需要多消耗一分子的氢气。世界能源理事会将氢气分为三类：通过化石能源制备的“灰氢”、通过化石原料制备同时使用碳捕集碳封存技术制备的“蓝氢”、使用可再生能源制备的“绿氢”。其中灰氢的制备伴随着二氧化碳的排放；蓝氢的制备虽引入低碳技术，但无法彻底避免二氧化碳的排放；只有绿氢才是真正实现零排放的制氢方式。不同制氢方式产生的碳排放量不同，若要实现真正的减碳，在二氧化碳加氢过程中应当使用绿氢。图表：不同制氢路线的二氧化碳排放资料来源：《IEA2019》,国海证券研究所图表：现阶段主流制氢技术资料来源：《考虑碳排放在内的化石能和电解水制氢成本研究》，国海证券研究所整理技术原料优点缺点化石、化工原料制氢煤成本较低、煤炭存储量高污染严重，存储有限天然气技术成熟污染量大，成本受天然气价格波动影响甲醇技术成熟污染量大，甲醇毒性大电解水制氢水、电绿色环保耗电量大，转化率不高化工副产物制氢农作物、藻类原料成本低原料含氢量小，转化率不高制氢方法煤制氢天然气制氢电网电制氢可再生能源与核能制氢每kg氢气产生的CO2排放量，kg2010320注：①煤制氢：由于需要将大量的一氧化碳通过变换反应转化为氢气和二氧化碳，因此碳排放量较大；②天然气制氢：天然气中由于氢含量较高，因此碳排放量较煤制氢要少；③电网电制氢：由于电网电来自于火电，在发电过程中产生大量的碳排放，因此电网电制氢排放量最高；④可再生能源与核能制氢：由于发电过程不产生碳排放，因此碳排放量为0。图表：不同条件下的电解水制氢成本资料来源：《电解水制氢成本分析》，国海证券研究所18绿氢成本目前仍然较高电解水制氢成本与化石能制氢成本对比根据氢气来源和制备技术的不同，制氢成本存在一定差异。目前，以化石原料制氢成本较低，在中国由于煤炭资源丰富，煤炭制氢技术应用最广泛，成本约为9-14元/kg。目前电解制氢技术仍处于发展阶段。根据热力学原理，电解水制得1Nm3氢气和0.5Nm3氧气的最低电耗需要3.52度电，考虑到电解的效率一般在75%~85%，因此，一般工业生产一标方氢气需耗电4.5-5.0度左右。此外，目前电解槽制氢装置投资及运行费用一般为0.3~0.5元/Nm3。综上，目前使用光伏等可再生能源直接制备氢气，其成本在0.83~2.67元/Nm3（分别对应于0.13元/kWh电价和8000h的工作时间，0.4元/kWh电价和2000h的工作时间）对应于单位质量成本9.30~29.90元/kg。图表：不同化石原料价格下的制氢成本资料来源：《煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议》，国海证券研究所煤炭价格,元/吨天然气，元/m3氢气成本,元/kg氢气成本,元/Nm34501.679.740.875501.8810.530.946502.111.311.017102.3112.11.088502.5212.881.159502.7113.661.2219原料成本在煤和天然气制氢成本中占比最高，未来下降空间有限天然气制氢成本计算目前工业用氢大部分是通过化石燃料的二次处理得到，其中天然气制氢可同时获得一氧化碳、甲烷等化工原料。天然气制氢成本可以分为天然气成本、辅料成本、燃料动力消耗、人工费用等，其中天然气和氧气成本在总成本中占比较高。以天然气成本为2.5元/m3为例，可算得天然气成本约为12.83元/kg氢气。煤炭制氢成本计算国内基于富煤少气的资源结构，煤制氢是目前最主流的制氢路线。在已建成的大型炼厂煤制氢气工艺中，大部分工厂采用水煤浆气化技术，煤炭成本在制氢成本中占比较高。以煤炭成本为450元/吨为例，可算得氢气成本约为9.9元/kg氢气。图表：天然气及煤制氢成本拆分注：以天然气2.5元/m3、煤炭450元/t、氧气外购0.5元/m3计算资料来源：《考虑碳排放在内的化石能和电解水制氢成本研究》，国海证券研究所项目天然气制氢煤制氢成本拆分（元/标立）原料费0.8380.34氧气0.21辅助材料0.0140.043燃料动力能耗0.1840.069直接工资0.0120.012制造费用0.0650.135财务及管理费0.0290.06体积成本（元/标立）1.1410.869折每千克成本（元/kg）12.839.9020电解水制氢成本取决于电费和装置投资，有望持续下降电解水制氢成本计算目前碱性电解水制氢技术的发展速度很快，近年来也已得到广泛应用。在电解水制氢的成本中，电费和装置折旧占比最高，其中电费对于成本的影响最为显著，目前在小型电解水装置上使用工业用电的制氢成本可达22.97元/kg。考虑到未来随着电解水装置的大型化发展，以及电解水装置连续工作时间的提升，预计电解水制氢的折旧成本仍有很大的降低空间。同时考虑到可再生能源发电的成本逐步下降，未来电解水制氢的成本有望下降至较低水平。图表：电解水制氢成本拆分注：1.制氢成本=电价x单位电耗+(每年折旧+每年运维)/每年制氢总量+单位水耗x水价-氧气销售收益2.生产一标方氢气可副产0.5标方氧气，出售氧气可获得收益用于抵消部分氢气生产成本，假设氧气销售价格为400元/吨(不含税价)3.为了计算电解水制氢的具体成本，做出如下假设:①1000Nm3/h碱性电解槽成本850万元，不含土地费用，土建和设备安装150万元;②每方氢气消耗原料水0.001吨，冷却水0.001吨，水费5元/吨;③设备折旧期10年，土建及安装折旧期20年，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧10%，土建和安装每年折旧5%;④用电价格0.4元/kWh，每方氢气耗电5kWh，每年工作4000小时，每年制氢400万Nm3，人工成本和维护成本每年40万元。资料来源：《电解水制氢成本分析》，国海证券研究所项目成本成本拆分（元/标方）折旧成本0.23原料成本0.01人工运维成本0.1电耗成本2氧气收益（元/标方）0.29体积成本（元/标方）2.05折每千克成本（元/kg）22.97图表：二氧化碳制甲醇成本测算注：1.二氧化碳可以通过对工业废气进行收集处理得到，成本较低，约200元/吨。2.根据新奥股份年报数据显示，其2020年煤制甲醇制造费用（人工、折旧和其他制造费用等）325元/吨，相比之下，二氧化碳加氢制甲醇装置在合成环节的能耗和投资高于煤制甲醇，但省去了煤气化及变换环节，考虑到目前装置未经过大型化验证，假设其制造费用与煤制甲醇相比略高，为400元/吨。3.碳市场碳排放配额价格按照2021年12月10日全国碳市场碳排放配额（CEA）收盘价42.69元/吨计算。4.国家发改委起草的《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿)》中将煤炭中长期合同5500大卡动力煤基准价由此前的535元(吨价，下同)调整至700元，并设定浮动范围为550元~850元。预计未来煤炭价格将保持在800元左右浮动。资料来源：百川盈孚，国家发改委，国海证券研究所整理21二氧化碳+绿氢制甲醇的成本主要取决于绿氢成本二氧化碳加氢制甲醇生产成本计算生产1吨甲醇，理论计算需消耗0.1875吨氢气，1.375吨二氧化碳。按照98%的选择性，则生产一吨甲醇实际需消耗约0.19吨氢气，1.4吨二氧化碳。在对氢气价格、二氧化碳价格及制造费用进行合理假设后，可以算得二氧化碳加氢制甲醇的成本，在电费价格为0.07元/度（对应氢气成本为7.01元/kg）时，为1953元/吨，与煤价800元/吨时的煤制甲醇成本相当。电费，元/度制氢成本，元/kg原料成本，元制造费用，元生产成本，元/吨减碳收益，元/吨综合生产成本，元/吨对应煤制甲醇的煤炭含税价格，元/吨0.077.011613400201359.9019538000.1310.002194400259459.90253410850.3320.004107400450759.90444720250.5330.006020400642059.906361296522二氧化碳加氢制甲醇成本快速下降，若考虑碳税，则经济性将凸显不考虑碳税情况下，技术进步推动二氧化碳加氢制甲醇成本与煤制甲醇差距快速缩小在煤价800元/吨时，煤制甲醇的成本约为1953元/吨。在此甲醇成本之下，若使用二氧化碳+绿氢制甲醇，对应的氢气成本需要降至7.01元/kg（0.63元/Nm3，取CO2价格200元/吨，制造费用400元/吨），电解水电价下降至0.07元/度（不考虑氧气收益，取包含折旧、人工在内的电解水固定成本0.3元/Nm3）。根据宝丰能源公告显示，其已建成的光伏发电及电解水制氢示范项目，氢气综合成本可以控制在1.34元/Nm3。而在其计划新建的光伏制氢项目的经济可行性分析中，每方氢气的成本可控制在0.7元/Nm3，接近0.63元/Nm3，表明随着光伏发电成本的下降，二氧化碳和绿氢结合制甲醇的成本与煤制甲醇快速缩小。考虑碳排放成本，二氧化碳加氢制甲醇相比煤制甲醇经济性逐渐显现目前国内尚未开始征收碳税，但是中国目前已经开始试点交易碳排放配额。目前煤制甲醇过程中，生产一吨甲醇的CO2总排放量为3.85t，其中包括2.06吨的工艺排碳。而二氧化碳和绿氢结合制甲醇，不仅不产生工艺排碳，反而会消耗CO2作为原料，实现每生产一吨甲醇减排CO2至少1.375吨。若不考虑加工过程的碳排放（能源消耗），仅工艺端而言，二氧化碳和绿氢结合制甲醇相比煤制甲醇可减少碳排放3.44吨。按照2021年12月10日全国碳市场碳排放配额（CEA）收盘价42.69元/吨计算，则减排的CO2价值147元。国际货币基金组织预测，为实现2030年2℃的控温目标，每吨二氧化碳定价应在75美元左右，若按此计算，则二氧化碳和绿氢结合制甲醇相比煤制甲醇所减排的CO2价值可高达1677元，那么长期来看二氧化碳和绿氢结合制甲醇的优势将越来越明显。CO2制甲醇前景广阔CO2制甲醇效益逐步显露碳排放制约化工行业发展终端治理是减碳必由之路投资建议风险提示目录232015年10月26日在党的十八届五中全会上，中央首次提出实行能源消耗总量和强度“双控”行动。“十四五”规划中，中央进一步提出要完善能源消费总量和强度双控制度，重点控制化石能源消费，2025年单位GDP能耗和碳排放比2020年分别降低13.5％、18％。未来国家将实施以碳强度控制为主、碳排放总量控制为辅的制度。2021年12月的中央经济会议上，中央进一步提出要正确认识和把握碳达峰碳中和。要狠抓绿色低碳技术攻关。要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。24从能耗双控到碳排放双控，减少碳排放任务艰巨表格：中国政府对于“能耗双控”概念提出与发展资料来源：国家发改委，金融界，国海证券研究所整理十八届五中全会中“十一五”规划“十二五”规划“十三五”时期“十四五”规划实行能源消耗总量和强度‘双控’行动单位GDP能耗降低作为约束性指标写入资源利用效率段落提出了合理控制能源消费总量的要求，逐步形成二元指标约束体系实施能耗总量和强度“双控”行动，明确要求能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内进一步提出完善能源消费总量和强度双控制度，重点控制化石能源消费，2025年单位GDP能耗和碳排放比2020年分别降低13.5％、18％图表：我国2018年分行业能源消费总量（万吨标准煤）资料来源：国家统计局，国海证券研究所整理化工行业是经济社会发展的支柱产业,同时也是耗能和温室气体排放大户。2018年，石化化工行业能源消费8.77亿吨标煤，占我国能源消费总量47.1亿吨标煤的18.6%，占工业终端能源消费量30.0亿吨标煤的26.3%。25化工行业能源消费量和CO2排放量占比较高消费总量471925农林牧渔8781工业322503采矿业19233制造业268426……石油、煤炭及其他燃料加工业28689化学原料和化学制品制造业51278化学纤维制造业2329橡胶和塑料制品业4793……33566建筑业8685交通运输、仓储和邮政业43617批发和零售业、住宿和餐饮业12994其他26262居民生活604362020年，石化化工行业CO2排放14.81亿吨，相比2016年增长10.52%。其中11个重点子行业排放9.6亿吨，占全行业碳排放量比例约65%。化工主要产品按目前排放总量排序，依次是合成氨、甲醇、炼油、电石、煤制能源、乙烯。26煤化工和石油化工碳排放量占比较高图表：石油和化工行业主要碳排放量（万吨）资料来源：石油和化学工业规划院，国海证券研究所整理图表：石化化工行业CO2排放总量变化情况（亿吨）资料来源：石油和化学工业规划院，国海证券研究所整理024681012141620162017201820192020重点行业（品种）其余行业（品种）050001000015000200002500020192020图表：流入流出企业边界的碳源流资料来源：《中国化工生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》，国海证券研究所整理图表：以煤气化为龙头的煤化工生产过程的碳流向示意图资料来源：《煤化工生产和消费过程的碳利用分析》，国海证券研究所整理对于企业生产活动而言，其产生的碳排放有直接排放（原料和燃料转化过程中的碳排放），也有间接排放（所外购原料、电力和蒸汽等在生产过程中产生的碳排放）。以煤化工为例，其直接碳排放来自于原料煤和燃料煤的转化，其中原料煤中的一部分碳元素经与水反应制备氢气后，转化为二氧化碳排出，燃料煤中的碳元素则大多通过燃烧为化学反应提供能量，并转化为二氧化碳排入空气。27化工行业碳排放主要来自于原料和燃料的转化CO2制甲醇前景广阔CO2制甲醇效益逐步显露碳排放制约化工行业发展终端治理是减碳必由之路投资建议风险提示目录28化工实现碳中和应把握“源头减碳、过程降碳、尾端固碳”一是:源头治理—减少高碳化石能源的使用,开发可再生能源。二是:过程治理—生产与消费中实施节能措施。（离子膜法、绿氨技术）三是:终端治理—CO2捕集、储存和加以利用。（CO2资源化利用）29化工行业实现碳中和需要从全生命周期入手图表：二氧化碳全生命周期治理资料来源：《以碳减排、回收利用模式提升现代煤化工发展的分析与探讨》，国海证券研究所图表：氢能在未来能源结构中的作用资料来源：《氢能在综合能源系统中的应用前景》，国海证券研究所整理源头治理：发展新能源和可再生二次能源2021年10月26日，国务院正式发布《2030年前碳达峰行动方案》。方案要求大力发展新能源。也可发展可再生二次能源，如氢能、生物柴油等新型能源。过程治理：过程降碳落实节约优先方针推进重点用能设备节能增效。以电机、风机、泵、压缩机、变压器、换热器、工业锅炉等设备为重点，全面提升能效标准。建立以能效为导向的激励约束机制，推广先进高效产品设备，加快淘汰落后低效设备。30源头治理和过程治理是当前化工行业减碳的主要手段图表：CCUS应用流程资料来源：百度百科，中国碳排放交易网，国海证券研究所整理二氧化碳捕集利用与封存(CCUS)是CO2终端治理的主要方式之一。CCUS指将CO2从工业排放源中分离后或直接加以利用或封存，以实现CO2减排的工业过程。CCUS是目前唯一能够实现化石能源大规模低碳化利用的减排技术，未来有广阔的发展空间。近年来，我国CCUS各环节技术均取得了显著进展，目前正在加快CCUS在碳循环经济等领域的应用，为绿氢、可再生能源电解水制氢等创造更多碳循环应用场景。未来随着CCUS技术全面进步，绿氢与二氧化碳结合制甲醇，将有着十分广阔的空间。31终端治理是实现碳中和必由之路，二氧化碳制甲醇未来可期CO2制甲醇前景广阔CO2制甲醇效益逐步显露碳排放制约化工行业发展终端治理是减碳必由之路投资建议风险提示目录3233推荐公司：万华化学、中国化学由万华化学参股30%、中国化学控股51%的华陆工程科技有限公司完成了兰州新区液态阳光二氧化碳加氢制甲醇项目的工程设计。该项目是中科院大连化物所李灿院士根据中国能源与生态环境现况在西部地区先行先试的一个项目，是全球首套规模化(千吨级)合成绿色甲醇示范装置。项目由太阳能光伏发电、电解水制氢和二氧化碳加氢合成甲醇三个基本技术单元构成，是从可再生能源到绿色液体燃料甲醇生产的全新途径。在电解水制氢方面，该项目实现了高效、低成本、长寿命规模化电催化分解水制氢技术，实现了大于1000标方氢/小时规模化产氢，单位氢能耗降低至4.3度电/方氢以内。在二氧化碳加氢制甲醇方面，实现了廉价、高选择性、高稳定性二氧化碳加氢制甲醇催化技术，催化剂的甲醇选择性达到98%。华陆公司参与了该项目的电解水制氢装置和二氧化碳加氢装置的设计，未来有望直接受益于二氧化碳加氢制甲醇项目的大规模应用。万华化学公司凭借有效的激励制度、卓越的管理和研发优势，打造出高技术和低成本两大护城河，在聚氨酯领域具有持续扩大的成本优势，在新材料领域不断开拓新产品。公司在新能源与核能发电端布局多个项目，包括：参与出资设立中核山东核能有限公司；与华能集团合资成立华能(莱州)新能源科技有限公司，共同建设山东省烟台莱州市93MW分散式风电项目；与华能集团合资成立华能(海阳)光伏新能源科技有限公司，共同建设华能山东发电有限公司在山东省烟台海阳市辛安镇规划开发约600MW，用地面积约16266亩的渔光互补型光伏电站项目。中国化学公司是全球化学工程领域的引领者，是国内领先的化工工程公司，在国内基础化工、石油化工、煤化工等领域占据优势地位。近年来，公司不断强化研发与成果转化，在持续助力国内领军化工企业包括万华化学、恒力石化、华鲁恒升等快速成长的同时，自身也在依托科技创新，面向实业转型发展。公司20万吨己内酰胺2014年投产，己二腈项目历经十年研发，一期20万吨将于2022年初投产，解决国内尼龙66产业链的“卡脖子”难题。公司气凝胶复合材料、PBAT等项目也将于2021年底陆续投产，使公司创新驱动战略不断落地。风险提示：政策变化的风险；技术路线变化的风险；技术失败的风险；新项目进展缓慢的风险；装置受不可抗力关停的风险；宏观经济波动导致的产品需求下降的风险；市场竞争加剧的风险；研发成果转化不及时的风险。34推荐公司：东方盛虹公司致力于实现“原油—芳烃—PTA—聚酯—纺丝”的产业链一体化。公司炼化项目位于国家七大石化园区连云港徐圩新区，区位优势明显。目前，公司1600万吨/年炼化项目已进入试生产阶段；同时，公司还规划了多个下游深加工项目，将进一步提升炼化项目整体盈利能力，获得更高业绩增量。作为聚酯龙头，公司持续进行长丝产能建设，苏州和宿迁共有95万吨在建产能也预计在2022-2023年陆续达产。公司拟收购的斯尔邦石化与冰岛碳循环利用公司签约了“15万吨级二氧化碳捕集与综合利用项目”。该项目为中国和冰岛合作共建的全球首条“二氧化碳捕集利用—绿色甲醇—新能源材料”产业链项目。该项目可以将工业尾气中的二氧化碳进行回收，生产出光伏面板的核心组件材料——光伏级EVA树脂，最终用于光伏发电。项目设计回收二氧化碳规模为每年15万吨，并产出2万吨光伏级EVA树脂，这些材料可以生产5000万平方米的光伏膜，全部用于光伏发电后，装机量可以达到5GW，一年就可以产生60亿-90亿度电。该项目一期计划投资3亿元，预计2022年底投产。风险提示：政策变化的风险；技术路线变化的风险；技术失败的风险；新项目进展缓慢的风险；装置受不可抗力关停的风险；宏观经济波动导致的产品需求下降的风险；市场竞争加剧的风险；研发成果转化不及时的风险。35推荐公司：宝丰能源公司位于中国能源“金三角”的宁东国家级能源化工基地核心区。自2005年成立以来，坚持绿色发展理念，依托科技创新，应用国际国内领先的技术、工艺和装备，打造了集“煤、焦、气、甲醇、烯烃、聚乙烯、聚丙烯、精细化工”于一体的高端煤基新材料循环经济产业集群，用煤替代石油生产出近100种高端化工产品，能耗、环保等综合指标达到国内领先水平，实现煤炭资源清洁高效的利用。公司于2019年启动了太阳能电解制氢储能及应用示范项目建设，该项目被国家能源局（发改办能源588号）列为国家级示范项目，其中部分产能已于2021年4月投运，预计今年年底30台电解槽将全部建成，届时将形成年产2.4亿标方（即2.14万吨）绿氢、1.2亿标方绿氧（即17.14万吨）的生产规模。该项目采用“新能源发电+电解水制取绿氢绿氧直供煤化工”的新模式，将所产氢气、氧气直接送入化工装置，实现新能源替代化石能源，开辟了一条经济可行的实现碳减排的科学路径。公司计划通过20年的时间，实现以新能源制取的“绿氢”替代原料煤制氢，以新能源制取的“绿氧”替代燃料煤制氧，使公司不受煤炭资源的制约，并能保持成本的稳定性，为公司发展提供了广阔空间。风险提示：政策变化的风险；技术路线变化的风险；技术失败的风险；新项目进展缓慢的风险；装置受不可抗力关停的风险；宏观经济波动导致的产品需求下降的风险；市场竞争加剧的风险；研发成果转化不及时的风险。图表：盈利预测资料来源：wind，国海证券研究所整理36重点关注公司及盈利预测重点公司股票2021/12/17EPSPE投资代码名称股价20202021E2022E20202021E2022E评级600309.SH万华化学103.153.28.288.6528.4712.4511.92买入601117.SH中国化学12.840.710.700.997.9118.3913.00买入000301.SZ东方盛虹24.700.070.431.65144.9057.3914.98买入600989.SH宝丰能源17.950.630.961.1518.5618.6915.58买入CO2制甲醇前景广阔CO2制甲醇效益逐步显露碳排放制约化工行业发展终端治理是减碳必由之路投资建议风险提示目录37政策变化的风险技术路线变化的风险技术失败的风险新项目进展缓慢的风险装置受不可抗力关停的风险宏观经济波动导致的产品需求下降的风险市场竞争加剧的风险研发成果转化不及时的风险风险提示38研究小组介绍李永磊,董伯骏,本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立，客观的出具本报告。本报告清晰准确的反映了本人的研究观点。本人不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收取到任何形式的补偿。分析师承诺行业投资评级国海证券投资评级标准推荐：行业基本面向好，行业指数领先沪深300指数；中性：行业基本面稳定，行业指数跟随沪深300指数；回避：行业基本面向淡，行业指数落后沪深300指数。股票投资评级买入：相对沪深300指数涨幅20%以上；增持：相对沪深300指数涨幅介于10%～20%之间；中性：相对沪深300指数涨幅介于-10%～10%之间；卖出：相对沪深300指数跌幅10%以上。化工小组介绍李永磊，天津大学应用化学硕士，化工行业首席分析师。7年化工实业工作经验，6年半化工行业研究经验。董伯骏，清华大学化工系硕士、学士，化工联席首席分析师。2年上市公司资本运作经验，4年化工行业研究经验。赵小燕，浙江大学化工学院博士，化工行业研究助理。1年化工行业研究经验。汤永俊，悉尼大学金融与会计硕士，应用化学本科，化工行业研究助理。39免责声明和风险提示本报告的风险等级定级为R3，仅供符合国海证券股份有限公司（简称“本公司”）投资者适当性管理要求的的客户（简称“客户”）使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。客户及/或投资者应当认识到有关本报告的短信提示、电话推荐等只是研究观点的简要沟通，需以本公司的完整报告为准，本公司接受客户的后续问询。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告中的信息均来源于公开资料及合法获得的相关内部外部报告资料，本公司对这些信息的准确性及完整性不作任何保证，不保证其中的信息已做最新变更，也不保证相关的建议不会发生任何变更。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。报告中的内容和意见仅供参考，在任何情况下，本报告中所表达的意见并不构成对所述证券买卖的出价和征价。本公司及其本公司员工对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失概不负责。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等服务。本公司在知晓范围内依法合规地履行披露义务。免责声明市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向本公司或其他专业人士咨询并谨慎决策。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。风险提示本报告版权归国海证券所有。未经本公司的明确书面特别授权或协议约定，除法律规定的情况外，任何人不得对本报告的任何内容进行发布、复制、编辑、改编、转载、播放、展示或以其他任何方式非法使用本报告的部分或者全部内容，否则均构成对本公司版权的侵害，本公司有权依法追究其法律责任。郑重声明40心怀家国，洞悉四海国海研究深圳深圳市福田区竹子林四路光大银行大厦28F邮编：518041电话：0755—83706353国海研究上海上海市黄浦区福佑路8号人保寿险大厦7F邮编：200010电话：021-60338252国海研究北京北京市海淀区西直门外大街168号腾达大厦25F邮编：100044电话：010-88576597国海证券·研究所·化工小组41