提高氫能使用率是碳減排關鍵，能源安全背景下煤基產品成為重要選項。從全流程的角度分析，煤化工中噸煤排放是2.1～2.5 噸CO2，噸油排放2.5 噸二氧化碳，二者都面臨碳減排約束。綠氫無論作為中間原料還是直接燃料都是化工行業減排的關鍵。目前我國石油和天然氣對外依存度分別在70%和40%以上，隨著大量煉廠和輕烴裂解裝置的投產，在下游化工品自給率不斷提升的同時勢必會加大原料端對外依存度?，F代煤化工產業經過十余年發展，已在煤制油氣、乙二醇和烯烴等領域形成了穩定成熟工藝和良好的經濟效益。煤基化工已對油頭和氣頭化工品形成有效的補充，并對我國能源安全形成必要的保障。

源頭減排靠技術迭代，煤制烯烴已減20%碳排放。工業生產中實現碳中和途徑一般分為源頭減碳、過程減碳和末端減碳。末端減碳環節的CCUS 工藝多處于實驗論證階段，暫不具備經濟效應。煤制烯烴行業里應用最廣泛的DMTO工藝通過催化劑研發和工藝優化，使噸烯烴原料煤耗從5 噸降至4 噸左右，實現源頭減排20%。未來隨著技術不斷迭代，煤制烯烴在物耗和能耗上均有進一步下降空間。

過程減碳靠補氫，天然氣制氫成本高于煤炭。煤化工和石油化工中間都需補充大量氫氣。煤炭憑借供給穩定性和成本優勢，是我國氫氣主要來源。天然氣制氫排碳少于煤制氫，但原料價格波動較大且成本遠高于煤制氫氣。只有當天然氣價格在1.25 元/方時才與動煤250 元/噸時成本相當，而東部地區工業用氣價格在2 元/方以上。

電解水制氫工藝成熟，降低電價是關鍵。電解水工藝一般分為堿性電解法、質子交換膜法和固體氧化物法。目前應用最廣泛的堿性電解水法，一標方氫氣消耗5 度電，按照0.8 元/度測算，電解水制氫成本為4.3 元/方，遠高于煤制氫成本，企業能夠獲得廉價的電力才是降低成本的關鍵。

光伏和風電已可實現平價上網，未來還有進一步下降空間。2019 年光伏和風電裝機已占我國裝機總容量的20%，清潔能源在我國東北、西北和西南一帶可實現接近甚至低于當地燃煤機組成本的平價上網。根據彭博新能源預測，2025年我國未來光伏和風電發電成本將下降至0.21～0.32 元/度和0.18～0.24 元/度，2050 年將下降至0.12～0.18 元/度和0.13～0.17 元/度，發展前景廣闊。

煤化工首家碳中和方案解決商，兼具可行性與經濟性。憑借企業家的前瞻性布局和技術積累，在國家提出“雙碳”政策伊始，公司就拿出了光伏發電及電解水制氫方案，并與2021 年上半年分批次建成投產。項目初期電解水制氫成本為1.34 元/方，高于煤制氫0.6 元/方。煤制烯烴生產過程中全部使用綠氫替代噸烯烴需要補氫2320 方，同時將副產的氧氣補充到氣化裝置中降低空分裝置能耗。完全采用綠氫的烯烴綜合成本較現有工藝高1400-1500 元/噸，如果將碳交易價格考慮進去，以目前50 元/噸碳交易價格測算，噸烯烴成本高1000元/噸左右。不考慮碳交易權抵減，我們以寧東220 萬噸烯烴產能計算，按照年化5%的碳中和進度將增厚成本1.8 億元。這對于遠期利潤在百億左右的寧東基地來說完全可控。中長期來看，行業還可選擇二氧化碳再利用來實現末端減排，大連化物所已在二氧化碳加氫制甲醇和輕質芳烴領域有了相當的技術儲備，未來有望在工藝穩定性和經濟性都達到條件時實現工業化生產。

投資建議：考慮原油價格高位運行對烯烴價格支持顯著和全國焦炭新增產能投放進度偏慢，我們上調公司2021 和2022 年歸母凈利潤至73 和80 億元(調整前為67 和72 億元)，同時維持2023 年歸母凈利潤110 億元的預測值，對應 EPS依次為0.99、1.09(調整前為0.92 和0.98)和1.50 元/股。考慮到公司遠期成長性，按照2022 年業績給予20 倍PE，上調目標價至21.8 元/股并重申“強推”評級。

風險提示：需求不及預期，產能投放進度不及預期。