提高氢能使用率是碳减排关键，能源安全背景下煤基产品成为重要选项。从全流程的角度分析，煤化工中吨煤排放是2.1～2.5 吨CO2，吨油排放2.5 吨二氧化碳，二者都面临碳减排约束。绿氢无论作为中间原料还是直接燃料都是化工行业减排的关键。目前我国石油和天然气对外依存度分别在70%和40%以上，随着大量炼厂和轻烃裂解装置的投产，在下游化工品自给率不断提升的同时势必会加大原料端对外依存度。现代煤化工产业经过十余年发展，已在煤制油气、乙二醇和烯烃等领域形成了稳定成熟工艺和良好的经济效益。煤基化工已对油头和气头化工品形成有效的补充，并对我国能源安全形成必要的保障。

    　　源头减排靠技术迭代，煤制烯烃已减20%碳排放。工业生产中实现碳中和途径一般分为源头减碳、过程减碳和末端减碳。末端减碳环节的CCUS 工艺多处于实验论证阶段，暂不具备经济效应。煤制烯烃行业里应用最广泛的DMTO工艺通过催化剂研发和工艺优化，使吨烯烃原料煤耗从5 吨降至4 吨左右，实现源头减排20%。未来随着技术不断迭代，煤制烯烃在物耗和能耗上均有进一步下降空间。

    　　过程减碳靠补氢，天然气制氢成本高于煤炭。煤化工和石油化工中间都需补充大量氢气。煤炭凭借供给稳定性和成本优势，是我国氢气主要来源。天然气制氢排碳少于煤制氢，但原料价格波动较大且成本远高于煤制氢气。只有当天然气价格在1.25 元/方时才与动煤250 元/吨时成本相当，而东部地区工业用气价格在2 元/方以上。

    　　电解水制氢工艺成熟，降低电价是关键。电解水工艺一般分为碱性电解法、质子交换膜法和固体氧化物法。目前应用最广泛的碱性电解水法，一标方氢气消耗5 度电，按照0.8 元/度测算，电解水制氢成本为4.3 元/方，远高于煤制氢成本，企业能够获得廉价的电力才是降低成本的关键。

    　　光伏和风电已可实现平价上网，未来还有进一步下降空间。2019 年光伏和风电装机已占我国装机总容量的20%，清洁能源在我国东北、西北和西南一带可实现接近甚至低于当地燃煤机组成本的平价上网。根据彭博新能源预测，2025年我国未来光伏和风电发电成本将下降至0.21～0.32 元/度和0.18～0.24 元/度，2050 年将下降至0.12～0.18 元/度和0.13～0.17 元/度，发展前景广阔。

    　　煤化工首家碳中和方案解决商，兼具可行性与经济性。凭借企业家的前瞻性布局和技术积累，在国家提出“双碳”政策伊始，公司就拿出了光伏发电及电解水制氢方案，并与2021 年上半年分批次建成投产。项目初期电解水制氢成本为1.34 元/方，高于煤制氢0.6 元/方。煤制烯烃生产过程中全部使用绿氢替代吨烯烃需要补氢2320 方，同时将副产的氧气补充到气化装置中降低空分装置能耗。完全采用绿氢的烯烃综合成本较现有工艺高1400-1500 元/吨，如果将碳交易价格考虑进去，以目前50 元/吨碳交易价格测算，吨烯烃成本高1000元/吨左右。不考虑碳交易权抵减，我们以宁东220 万吨烯烃产能计算，按照年化5%的碳中和进度将增厚成本1.8 亿元。这对于远期利润在百亿左右的宁东基地来说完全可控。中长期来看，行业还可选择二氧化碳再利用来实现末端减排，大连化物所已在二氧化碳加氢制甲醇和轻质芳烃领域有了相当的技术储备，未来有望在工艺稳定性和经济性都达到条件时实现工业化生产。

    　　投资建议：考虑原油价格高位运行对烯烃价格支持显著和全国焦炭新增产能投放进度偏慢，我们上调公司2021 和2022 年归母净利润至73 和80 亿元（调整前为67 和72 亿元），同时维持2023 年归母净利润110 亿元的预测值，对应 EPS依次为0.99、1.09（调整前为0.92 和0.98）和1.50 元/股。考虑到公司远期成长性，按照2022 年业绩给予20 倍PE，上调目标价至21.8 元/股并重申“强推”

    　　评级。

    　　风险提示：需求不及预期，产能投放进度不及预期。