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投资逻辑 公司在传统环保剂种领域具较强的竞争优势：我们看好公司在传统环保剂种领域的业务。公司的铁系脱硫剂硫容比欧美竞争对手高一倍，平均使用寿命长6个月，具有极强的效费比。公司的脱硫催化剂2013年市场份额为10%，作为民企中的排头兵和几家石油石化巨头的子公司分庭抗礼，持续享受寡头垄断市场的超额收益。 公司通过联合焦化企业进军高毛利煤制油领域：公司同焦化企业合作，联合大连化物所，在费托合成项目上投资比同规模新建项目低2/3，工期缩短一半，毛利率可以达到20%，比传统的炼焦回报率高800%。我们预计如果近期的和炼焦企业的样板项目获得成功，公司将全面推广这种合作模式，剑指数百亿规模的煤制油板块。 悬浮床加氢技术将是公司进军原油炼化领域的法宝：公司的悬浮床加氢技术将可以使重油，渣油炼化时的出油率对比传统固定床技术多出一倍。鉴于目前全球原油重质化趋势明显，且重质原油价格显著低于轻质油价格，我们认为使用悬浮床加氢技术的炼化企业的利润率将得到极大的改善。而全国推广悬浮床加氢技术，将每年多产出4000万吨燃料油，市场前景十分广阔。 投资建议 我们认为公司在其传统环保剂种上的优势是稳固了，可以提供给公司充足的现金流来支持公司拓展外延的样板项目。公司未来发展思路清晰，剑指煤化工和渣油精炼领域，借助帮炼焦企业转困及油品升级的东风，完成公司跨越式增长的目标。 估值 我们给予公司未来6-12个月52.00元目标价位，相当于44.1x15PE和27.7x15EV/EBITDA。 风险 传统能源净化剂领域竞争加剧；煤制油业务不尽如预期；渣油精炼悬浮床技术大规模运用进展不如预期。 一．股权结构与历史简介 公司成立于1997年，是国家级高新技术企业，中石油和中石化一级生产供应商，2010年4月成功登陆深圳创业板。作为国内领先的能源净化企业，公司致力于为基础能源工业的产品清洁化，产品质量提升及生产过程的清洁化提供产品，技术和服务，以及清洁能源和精细化工产品的生产，销售。主要产品和服务有：（1）脱硫净化剂，脱硫催化剂，特种催化材料及催化剂，脱氯剂，脱砷剂等能源净化产品的研发，生产和销售；（2）为油田，煤化工，石化，天然气等能源及化工工业提供成套净化装备及可循环使用的剂种等能源净化综合服务；（3）煤化工，化工化肥等工业的落后产能及技术的改造升级，环保治理，尾气综合利用等总体解决方案及其实施；（4）清洁能源和精细化工产品的生产，销售。 公司以石油能源净化为基础，逐步扩展到焦化，化工等的净化处理，目前已经打造成多领域的综合净化服务商。通过综合运用公司的净化剂，催化剂等脱硫产品，可提供一站式脱硫服务。同时，拥有液化石油气固定床无碱脱硫脱臭组合工艺，催化汽油无液脱硫脱臭组合工艺等多项专业技术。目前，公司正转型进入焦炉煤气的总包工程业务，并积极进入天然气脱硫领域。 2014年公司营业收入30.10亿元，同比上年增长103%，其中能源净化综合服务占54.80%，剩余为能源净化产品的销售。同期净利润4.11亿，同比增长96.48%。毛利率31.42%，其中能源净化综合服务毛利率35.67%，能源净化产品毛利率26.27%。基于对焦炉煤气和天然气脱硫未来的良好预期，预计2015-2017年公司营业收入将达到51亿、83亿、129亿，对应EPS分别为 0.91元、1.6元、2.7元。 二．守住一个核心：环保剂种销售是公司稳定增长的基础 2.1．依然广阔的脱硫净化剂市场 脱硫净化剂主要是以非加氢方式脱除各种气态和液态物料中硫化氢为主的有害物质的化学添加剂。脱硫净化剂广泛应用于石油炼制，石油化工，天然气及天然气化工，煤化工，化肥，钢铁，沼气等行业，使产品得到清洁化，或消除工业生产过程中硫化氢等有害物质对环境的污染。 我们认为在接下来几年，脱硫净化剂市场仍然有十分广阔的市场： 2.1.1天然气脱硫：看得见的蓝海 随着大气环境方面的压力日益加大，我国寻求更清洁能源的步伐也在加快。天然气因其主要成分是甲烷等烃类气体，燃烧时产生的副产品主要是二氧化碳和水，再加上燃烧热量高，气态形式燃烧更充分，无疑是我国用来快速取代煤作为燃料的最佳替代品。 2014年，我国天然气消费量为1,816亿立方米，增长7%。根据中国天然气行业联合会估计，我国天然气的需求量到2020年将在2014年的水平上增长68%。我国天然气的主要用途是民用和工业用燃料，合计约占总体需求量的70%。 天然气在出厂时，已经进行了粗脱硫。为了进一步控制污染，我国2012年颁布了新版《天然气》标准，将一类天然气含硫标准从100mg/立方米降低到60mg/立方米。但工业化工用天然气对于硫含量的要求更高，尤其是硫化氢含量，仅为1-2mg/立方米，所以在工业化工环节仍然需要精脱硫。此外，作为民用和工业用燃料的天然气会有一部分储存到地下气库作为调节峰值时的储备。天然气在地下会持续吸收硫化氢等硫化物气体，当气库的天然气输入管道时，需要进行二次脱硫。 如果我们假设粗脱硫后硫化氢的含量平均为6mg/立方米，平均硫容为30%，按照化工1-2mg/立方米硫化氢含量的标准和每年50%的气库储量会用来调节用气峰值的条件，我们估算出2015年我国天然气领域需要的精脱硫剂约为4.1万吨，而到2017年，整体的市场需求将会达到5.3万吨。 2.1.2化肥脱硫：巨大而稳定的市场 我国巨大的人口基数意味着庞大的粮食需求量。2014年我国粮食产量为6.1亿吨，较2013年增加0.9%。而支撑起如此规模粮食产量的无疑是大量的化肥的使用。2014年我国尿素的产量为3,218亿吨，比2013年下降了3%。因为目前尿素整体市场处于供过于求的状态，我们预计未来几年不会再出现行业快速的增长，但是对于维持粮食产量增长的需求依然会支撑整个行业使其免于进一步萎缩，基本平稳的总体规模将是未来几年的主旋律。 而尿素的生产需要合成氨，合成氨的生产又依赖于合成气。煤恰恰是生产合成气的主要原料。我国1/3的煤炭含硫量在2%以上，即使是陕西神木的出口优质煤仍含0.28～0.45%的硫，南方某些煤藏中含硫量高达10%。这些硫在合成气的过程中，就以有机硫和无机硫的形式存在于气体中。而在合成氨的过程中，这些硫化物，会使催化剂中毒，进而影响合成氨的生产。所以必须在合成氨之前将合成气中的硫化物去除。 如果我们假设一吨煤含硫1%，一吨煤产生的合成气为1600-1700标方，一吨合成氨生产需要2100标方合成气而一吨尿素需要0.6吨合成氨，同时硫容为30% ，则我们估算出2015年我国合成氨产业需要的脱硫净化剂为3.7万吨。未来几年市场的需求量也将大体维持在此水平。 2.1.3沼气脱硫：大牧场才是大方向 沼气是自然发酵产生的情节能源，基于我国对情节能源巨大的需求，沼气行业一直是国家政策重点扶植的对象，而沼气在发酵过程中会产生高浓度硫化氢，在作为燃料使用前必须进行脱硫，所以沼气脱硫市场是理论上非常巨大。但实际上我国的沼气脱硫市场规模远远小于理论值，这是由于我国目前沼气生产市场的特殊情况决定的。 我国沼气再利用的工作开展的很早，但早期都是围绕着农户散用沼气工程的建设展开的。根据澎湃新闻的报道，仅2003年到2012年这十年，中央政府就投入约315亿元人民币专项用于沼气建设与发展。若算上地方配套的139亿元，农户自筹的464亿元，总投入达到918亿元。2000年，全国仅848万户农村家庭有沼气装置。到2012年底全国户用沼气池保有量达4083 万户，增长4倍有余。但是这么大的投资却没有转化成有效地脱硫市场，因为农村自用沼气池平均仅为12平方米，按照年产沼气360立方米每户来计算，假设30%硫容，脱硫量要求为5.4g/立方米，没户每年需求的脱硫净化剂才不到8千克。虽然整体市场容量很大，但是如此分散的市场，无疑对厂家没什么吸引力。 与此同时，我国广大农村地区经过十多年的快速发展，从生产结构，到人口结构，再到能源使用结构都发生了重大变化。农村养殖业从散户养殖逐步在向集约化养殖的方向过度，而不从事养殖的农户缺少发酵的原料。同时，每年有大量的青壮年劳动力从农村外出务工，这些青壮年劳动力很多选择在外定居，并逐步将仍在农村的家属转移到城镇，导致大量的农户用沼气池停用。再次，电网的完善普及，便携式能源如液化天然气的使用，也使农户对沼气的依赖程度下降。这进一步使理论上规模巨大的沼气脱硫市场失去了转化为实际销售额的潜力。 因此，我们认为，我国未来沼气脱硫市场正确的发展方向是大牧场沼气工程的改造。随着我国近几年全民对于奶制品质量要求的提高，尤其是2008年三聚氰胺事件发生后，全国的主要奶制品企业纷纷开始建立自己的大牧场。据我们不完全统计，截止到2014年，我国万头存栏以上牧场已达49个，存栏量5000-10000头的牧场已达 162个，集约化养殖的奶牛约为146万头。按照每头牛每年产生15立方米的粪便计算，需要1.5亩土地来消化。一个万头存栏的牧场需要15万亩的土地来消化所有粪便排泄物。如果牧场周围没有这么多耕地，将粪便运输到需要肥料的地方将费时费力，且中途污染不可避免。由此可见，大牧场粪便沼气话是最好的替代方案。 同时大牧场所需要的大型沼气池的储气罐一般都在1000立方米以上，按照每头牛每年的粪便可产生450立方米的沼气，以及上述硫化氢含量的假设，每年每个万头牧场需要的脱硫剂平均在 81吨。我国在2014年，潜在沼气脱硫剂的需求量就为1.2万吨。按照目前在建大牧场的数目推算，我们估计万头以上大牧场的数目在2016年会增加到69个，整体集约化养殖的奶牛数将达到205万头，将提供1.7万吨的脱硫剂市场。 2.1.4煤制气脱硫：大跃进的产物 目前市场普遍预计我国大力推进煤制气将带动脱硫行业的大发展，我们认为前景没有看起来的那么美好。 我国煤制气行业是典型的政府主导型行业，不可避免的带有激进和盲目性。从2009年5月国务院发布的《石化产业调整和振兴规划》中提到重点抓好煤制气项目开始，大批项目规划就蜂拥而至。到2012年12月，国家能源局发布《天然气发展十二五规划》，进一步提出到2015年我国煤制气产量将达150亿~180亿立方米，占国产天然气的8.5%~10.2%，这又一次推动了企业的产能建设热情，截至2014年6月新增18个项目获得发改委的“路条”开展前期工作，这些新增项目的计划产能规模达到758亿立方米/年。到2020年，如果所有产能得到释放，整个煤制气行业产能将达到2,250亿立方米，是规划产能的4.5倍。而进一步假设一亿方煤制气消耗50万吨煤计算，如果每吨煤硫含量1%而硫容为30%，2020年我国脱硫剂的消耗量将达到56万吨，将一跃变成为最主要的脱硫净化剂需求行业。
但是我们认为事实远没有想象的那么美好。生产1立方米合成天然气需要6吨到10吨水，而目前已投建和在审批的项目在缺水严重的西北地区计划产能占到全国总计划的72.4%。而制取每千立方米煤制天然气所排放的二氧化碳约为4.5吨至5吨，若直接排放，每年将新增大量二氧化碳，这也是不容忽视的问题。而曾被认为是我国煤制气行业学习标杆的美国“大平原”项目的失败也给我们敲响了警钟，投资20.3亿美元的大平原煤制气项目不仅在投产一年后，运营企业即宣布破产，并且生产煤制气的碳排放是常规天然气排放的5倍，耗水量为常规天然气的50倍。对能源消耗和污染物排放上考虑的不足以及对气价的过分乐观是这个项目失败的主要原因。 因此，我们认为，目前过分的乐观估计煤制气行业将会对脱硫净化剂领域带来的需求是十分冒险的，在整体水资源日趋紧张以及全球气候变暖的大环境下，我们预计国家将会对煤制气项目的大规模扩张持较谨慎态度。 2.1.5公司战略：在铁系脱硫净化剂上苦练内功 目前工业主流的脱硫净化剂按照脱硫剂形态可分为湿法，干法。湿法脱硫主要用于大规模粗脱硫（硫化氢含量小于10mg/m3），技术成熟，市场竞争激烈，约占脱硫市场的90~95%；干法脱硫主要用于半精脱和精脱硫领域（硫化氢含量小于1mg/m3和0.05mg/m3），高硫容的脱硫净化剂技术壁垒高，竞争格局较好，约占脱硫市场5%~10%。 而在精脱硫领域，铁系脱硫剂一直占据着主要地位，主要是因为价格相对较低而且硫容较高（可达30%，而锌系和活性炭平均硫容只能达到20-25%）。铁系脱硫剂固然存在脱硫精度较低和强度低的缺点，但是通过添加其他合金，可以有效弥补这方面的缺陷。
公司在铁系脱硫剂方面的优势在于产品的硫容远高于竞争对手。公司的精脱硫产品工作硫容可达40-50%，最高可达56%，而美国同类产品平均水平才能达到15%。即使和德国以及日本的厂家相比，三聚环保在硫容上的优势依然是相当明显。公司产品的高硫容意味着更长的更换周期以及单位产能更低的成本。公司目前铁系脱硫剂的平均更换周期是1年，而市场一般为3-6个月。而更换重达数十吨的脱硫剂及相关设施，不仅费时费力，而且脱硫设备进行通空气更换时，存在自燃，硫化氢中毒，残留原料气燃烧爆炸等危险。 公司在铁系脱硫剂上的研发一直走在行业前列，公司目前主要进行的铁 - 锌系脱硫剂衍生技术研究，各项指标均处于行业领先地位，其中FeOOH粒度预期小于100nm，穿透硫容大于50%，重油油品加氢转化率大于70%；铁酸锌硫容大于30%。于此同时，公司也在积极进行各种模式创新，如脱硫集装箱，脱硫剂销售改脱硫剂服务，浆液法脱硫床等技术工艺的开拓，以期以更低的成本向客户提供质量更高的服务。我们认为，公司在脱硫净化剂领域会借助整体市场规模的扩大以及自身扎实的内功获得更高的业绩增速。 2.2．持续增长的脱硫催化剂市场 脱硫催化剂主要通过加氢精制工艺用于石油炼制，化肥等行业原料或产品的质量改善和硫等有害物质的脱除。主要产品包括柴油加氢精制催化剂，石蜡加氢精制催化剂，汽油选择性加氢脱硫催化剂和有机硫加氢催化剂等。加氢精制工艺是现代石油炼制技术重要加工单元过程。 我们认为在接下来几年，脱硫催化剂市场将有旷阔的增长空间，主要来自于两点： 2.2.1油品升级：最直接的驱动力 机动车排放的尾气中所含的硫化物，硝化物等是造成都市雾霾和空气污染的主要因素。2014年，我国汽车保有量达到了1.54亿辆，而按照国四排放标准，硫化物排放量达154万吨。根据中国汽车工业协会的预计，2015年我国汽车保有量将增加大1.7亿辆。随着我国机动车保有量的大幅提升，提升油品质量成为了防止污染的主要途径。
2015年5月，国家发展和改革委，财政部，环境保护部，商务部，工商总局，质检总局，国家能源局联合印发《加快成品油质量升级工作方案》，要求加快成品油升级步伐，将原定的2017年底全面推行国五排放标准的时间点大幅向前推进到2017年1月1日。届时，我国汽车排放标准将全面和欧五排放标准接轨，硫化物排放量将降低80%。同时，国家将扩大车用汽，柴油国Ⅴ标准执行范围——从原定京津冀，长三角，珠三角区域重点城市扩大到整个东部地区11个省市（北京，天津，河北，辽宁，上海，江苏，浙江，福建，山东，广东和海南）。2016年1月1日起，东部地区全面供应符合国Ⅴ标准的车用汽油（含E10乙醇汽油），车用柴油（含B5生物柴油）。 国五排放标准对汽油柴油质量提出了更高要求。将刺激上游炼化企业的技术升级改造。而加氢精制脱硫技术已经是是全球范围内炼油工业中的主流脱硫技术。我们认为加氢催化剂的需求将长期受益于油品标准的提升。
2.2.2 原油含硫化和我国炼化能力的扩张：长期的驱动因素 世界上供应炼油厂加工的原油主要有四种类型，轻质低硫原油（比重30-40API°，S<0.5%），轻质含硫原油（比重30-40API°，0.5%<S<2%），重质高硫原油（比重15-30API°，2%<S<3%），超重原油（比重<15API°，3%<S）.根据美国《世界炼油》杂志披露，目前世界上低硫原油仅占17%，含硫原油占30.8%，而高硫原油的比例为58%，并且高硫原油的比例仍会呈上升趋势。
要解决原油中硫含量逐渐升高的难题，就需要在原油炼化中加大加氢精制的比例。加氢精制能有效地使原料中的硫，氮，氧等非烃化合物氢解，使烯烃，芳烃选择性加氢饱和，并能脱除金属和沥青等杂质，改善油品的实用性。虽然我国的炼化能力持续提高，但炼化结构却和世界平均水平有很大差异。截止到2013年，我国加氢精制只占全部炼化能力的33%，相比较同期世界55%的水平仍显不足。 我们认为随着市场意识到油品精加工的重要性以及相关油品升级辅助政策的陆续出台，我国加氢精制炼化能力将迅速提高。假设我国在2015年加氢精制能力能达到全部炼化能力的40%，按照业内平均1/10000 的催化剂投入效率来计算，则我国2015年加氢催化剂用量约为 2.8万吨。如按照催化剂三年一换的周期来计算，每年更换的需求量为9500吨。
2.2.3公司战略：享受高垄断带来的超额收益 国内加氢催化剂市场集中度较高，主要由几大炼化集团旗下的子公司占据市场份额，同时由于下游客户主要为中石油，中石化等大型炼油企业，行业进入壁垒较高，也造成了国内加氢催化剂高度垄断，竞争格局相对稳定的局面。高垄断意味着高的超额收益。我们认为，三聚公司在剩下的民营企业梯队中占据着领头羊的位置，公司多年良好的服务质量以及技术改造重质也重成本的风格给客户留下了非常好的口碑。而民营企业在技术革新上的冲劲加上战略制定上及时灵活的特征，以及公司多年积累的技术产业化的优势，将使公司在同国有同行的竞争时更显优势。我们认为公司将长期享受加氢催化剂市场垄断带来的超额收益。
三．把握两个重点方向：煤化工和重油深加工 3.1焦炉煤气制LNG：醉翁之意不在酒 在我国，焦炭的供给市场主要由钢铁联合焦化企业与独立焦化企业占据，而大量的独立焦化企业占据了超过一半的市场份额。这些独立焦化企业因为业务模式的单一，在近年来钢铁行业不景气的大背景下，抗风险能力尤其脆弱。在2014年焦炭行业的整体产量已经显现疲软的态势下，焦化企业，尤其是占产能大部分的独立焦化企业在积极寻求行业转型。从传统的制苯，制甲醇到近年来兴起的制LNG方向。 三聚环保也在积极拓展相关领域的业务。旗下三聚家景焦炉煤气制LNG项目目前进展顺利，预计在2015年投入试运行。而同时公司又承建了河南卫辉市豫北化工有限公司高硫煤净化，尾气综合利用生产1.5万吨/年LNG，七台河二期节能技术改造利用焦炉煤气增产8000万立方米LNG等项目。公司快步伐的设局LNG项目，给了市场无限的遐想。
而我们认为在接下来几年，公司布局LNG项目，其实是醉翁之意不在酒： 3.1.1LNG项目：唾手可及的小蛋糕 按每吨焦炭在焦化过程中平均产生430标准立方米的焦炉煤气来计算，我国2014年焦炉煤气的生产量为2,051亿标方，而这些焦炉煤气中的约53%消耗在工业用燃料以及焦化厂自用发电上。城市燃气用量约占整体产量的15%，而甲醇生产近年来作为焦化厂的一项副业逐步开展起来。与此同时，仍有约9%的气体被以“点天灯”的形式浪费掉了。
近些年来，市场首先瞄准了这一部分被浪费掉的资源。但是总体而言，被浪费的焦炉煤气整体规模只有约164亿标方，能够产出的LNG也只有约57亿标方，难以形成有效的市场规模。于是LNG化取代甲醇化的呼声越来越高。我们认为，不论是从经济效益上还是从市场供求上，生产LNG无疑是比生产甲醇更有利的选择。
我们按照一个年产100万吨焦炭的焦化厂的产能来估计，一年可产生2.1亿方焦炉煤气，按照LNG和甲醇0.34与0.0005的产出比来算，一年可生产约7400万方的LNG或10万吨的甲醇。我们搜集了最近5年所有已投产或在建的LNG和甲醇改造项目的投资情况，取每万方LNG3.5万元与每万吨甲醇2600万元的投资均值，按照15年直线折旧法来推算。
在下面两个表中，我们罗列出了在不同开工率下，LNG项目和甲醇项目的盈利能力的比较。我们可以发现，在各个开工率横向对比中，LNG的毛利润率都要高于甲醇。而甲醇的出厂价格还受制于整体市场供过于求的局面，如果近期内市场价格仍继续承压，甲醇项目实际的盈利能力未必能达到下表的水平。相反，焦炉煤气制LNG却因为天然气价格改革而迎来更大的盈利空间。自2013年7月10日非居民用天然气价格调整后，天然气全国平均门站价格由每立方米1.69元提高到每立方米1.95元，增量气平均价格每立方米2.95元。我国天然气价改“第三步”有望在2015年底前完成，届时国内天然气将不再区分存量气和增量气，平均门站价格达到2.95元/方，国内天然气价有望彻底与国际接轨，真正过渡到市场净回值法的定价机制。而天然气价格的上调，让传统的以天然气为原料的LNG企业明显感受到上游的压力，盈利能力减弱。而焦炉煤气制LNG的企业，却不受此影响。传统竞争对手竞争力的削弱，将利好焦炉煤气LNG的企业。
3.1.2炼焦企业全面转型：数百亿规模的大市场 相比较焦炉煤气LNG项目的零敲碎打，三聚环保将长远的目标设在了帮助炼焦企业彻底转型的层面。而公司瞄准的关键点就是让炼焦企业从生产冶金焦炭转而生产气化焦炭，然后进行进一步煤化工业务的拓展。 冶金焦炭是在炼焦过程中产生的可以起到在炼铁炉中还原，熔化矿石，提供热能和支撑炉料，保持炉料透气性能良作用的焦炭。因此，国家对冶金焦以及其用煤有专门的质量标准。冶金焦虽可以用作气化焦，但由于受炼焦煤资源和价格等的限制，一般不用冶金焦制气。 气化焦是专用于生产煤气的焦炭，也就是质量要求没有冶金焦高的焦碳。主要用于固态排渣的固体床煤气发生炉内，作为气化原料，生产以CO和H2为可燃成分的煤气。气化焦要求灰份低，熔点高，块度适当和均匀。其一般要求如下：固定碳大于80%；灰份小于15%；灰熔点大于1250℃；挥发份小于3%；粒度15-35%和大于35mm两级。 所以，焦化企业生产气化焦的用煤质量会低于生产冶金焦的用煤的质量，这就从上游降低了成本。同时，潜在的下游出路有三条：费托合成间接液化煤制油；焦化煤气制氢；焦化煤气制LNG；焦化煤气制LNG我们上面已有提及。而焦化煤气制氢业务是围绕费托合成技术和公司同时开展的渣油炼化项目展开的。在费托合成和渣油炼化技术中，最后一步也是极为重要的一步就是加氢异构化。在前面的步骤中，反应只能得到不饱和的烷烃，烯烃类，若要提高燃烧值，除去低附加值的产品，可以通过加氢催化剂反应，让烷烃饱和化，异构化，最终产出附加值更高的产品。而公司整个煤化工规划的核心，是对焦化厂的费托合成改造，我们就予以详细介绍： 费托合成于1923年由就职于 Kaiser Wilhelm 研究院的德国化学家 Franz Fischer 和Hans Tropsch开发，第二次世界大战期间，德国主要油料炼化商法本化工（I.G. Farben AG）将此项技术运用于实践，投入大规模生产。在1935至1939年间，德国先后建成了年总产量达70万吨以钴系催化剂合成烃类的九个工厂，为当时的德国提供了大量的合成燃料，其中大部分用作发动机燃料。从1944年起，费托产量的40％被用来作为化工原料，原来的钴基催化剂也逐渐被铁基催化剂所取代。费托产量估计占到德国战争中的9％的生产燃料和25％的汽车燃料。 费托合成间接液化煤制油的主要过程是将煤炭全部气化后，将制得的粗煤气进行脱硫，脱硝制成洁净的合成气（CO+H2），合成气在催化剂作用下发生合成反应生成烃类，烷烃类（CnH2n+2）。生成物经进一步加工可以生产汽油，柴油和LPG等产品。
煤制油行业能否顺利的发展，对我国战略安全，环境污染治理都有着极为重要的意义。我国2014年石油对外依存度达到了67%，而进口原油中大部分是从中东地区经由海上运输到我国。2014年进一步恶化的中东局势以及愈演愈烈的我国同南海诸国的领土纠纷，都使得我国的这条海上大动脉处于不安全的境地。在此背景下，一方面我国开展原油进口多元化策略，另一方面积极修建中巴，中缅输油管道，此外，真正从根本上解决我国原油多外依存度高的方案：煤制油，就显得格外重要。 费托合成的主要产物是烷烃类合成物，按照碳的含量从少到多，可以分成甲醇，液化石油气，汽油，柴油，重油，软蜡，硬蜡以及其他化合物等。其中以液化石油气，汽油，柴油以及重油为主要产物。 而间接液化的主要关键技术为浆态床等温反应器和催化剂。反应器有固定床，循环流化床，固定流化床，浆态床等多种技术，目前反应器采用浆态床技术。相比较固定床，浆态床主要特点为：温度较低(200~250°C) ，用内锅炉式水冷控温简便，灵活，反应液床层温度控制的波动小(可以在±1°C以内)；操作压力不高(2.0-2.5 Mpa)，床层压降低；从而可以使结构简单,制造成本低；H2/CO比低(铁催化剂为1.5-1.7)，用水煤气部分变换来调节这个比例；在线添加和转移催化剂，催化剂用量约为固定床的30%，催化剂的消耗也比较低，即可以做到1.0Kg/t油；开停车时间短，运行成本较低，同等条件下较固定床成本低40%；
费托合成催化剂是合成油的关键技术，传统费托合成催化剂是以铁基或钴基金属为主要成分，主要产物是直链烷烃，烯烃，少量芳烃及副产水和二氧化碳，因而所得产品组成复杂，选择性较差，轻质液体烃少，重质石蜡烃较多。长久以来，为提高催化剂的活性，人们通常将催化剂担载在载体上，并加上适当的助剂。 此外，不同反应温度所得到的混合物的分布也是不一样的。一般说来，低温条件下，重质油的产量会更高一些，下图我们就罗列了南非萨索尔公司铁基催化剂条件下不同反应温度产物的构成情况：
而在盈利能力上，我们认为向煤制油方向拓展对于传统煤炭企业是一个非常好的发展方向。一方面，全球唯一的规模化煤制油公司南非萨索尔公司历年毛利率均维持在20%以上，此外，国内大型煤化工企业趋之若鹜的上马100万吨产能以上的项目，也从侧面证明了煤制油会提供比传统煤化工产业更高的利润率。2014年底，长期从事煤制油工业化研究的中国科学院大连化学物理研究所研究员丁云杰向媒体表示，“目前除了规模尚未走向大型化，国内的煤制油技术已经达到了国际领先水平。在目前油价下，陕北，内蒙古，新疆的项目在经济回报率方面均达到了税前13%~18%，税后12%~14%。” 但是我们也不得不看到，费托合成煤制油项目也存在着投资大，水耗高，CO2排放超标等一系列风险。目前我国已完成5个煤制油示范工程，并有10个煤制油工程正在推进过程中。我们统计了9个工程的平均造价，达到了147亿元/百万吨合成油，建设周期一般为3-4年。而每生产一吨合成油，平均耗水8-10吨，CO2排放量为煤间接制油6.1吨CO２/吨油品，煤直接制油5.8吨CO２/吨油品。虽然目前已有的技术可以在百万吨规模化生产时将水耗降低到5吨，二氧化碳排放量降低到火力发电的50%-60%，单相关成本的增加无疑又让本已庞大的投资规模更令一般企业难以承受。
而正因为煤制油行业存在着投资大，回报期长，资源消耗较高的缺点，三聚环保才瞄准了焦炭行业因地制宜的发展费托合成技术。 首先，目前煤制油项目投资巨大是因为企业一般选择全面新建所有设备，而相关的选煤，洗煤，运煤，发电等配套设施就占用了大量的投资。而三聚环保依托现有的独立炼焦企业，充分利用原油厂家已有的设备，仅这一部分就节约了大量的资金。据公司测算，百万吨产能规模的投资，依托在现有焦化厂，可以节约2/3的投资，具体而言，仅需要投资约50亿元，工期也不到新建项目的一半。与此同时，焦化企业炼焦过程中产生的废水可以循环利用到费托合成的过程中，实际的有效水资源消耗要小于新建煤制油企业的消耗水平。 其次，焦化企业有充足的动力取做这方面的改造。一个年产一百万吨焦炭的炼焦厂，若完全将气化焦气化做合成气，可以产生相当于41亿标方的合成气，按照业内GTL技术平均1.7亿方合成气生产1万吨合成油的水平来算，一百万吨焦炭产量的炼焦厂经过技术改造，一年可以生产约73万吨合成油。按照萨索尔公司流化床的工艺，汽油占比可达39%，柴油占比为5%，液化石油气占比33%，剩下的是甲醇，软蜡和硬蜡的混合物。按照最新各油类出厂价计算再包括甲醇等非主要产物，我们预计整体的销售收入应在36亿元左右。比单纯的炼焦企业平均30亿元的产值要提高20%。根据中国炼焦行业协会统计，焦化企业销售利润率仅为2.5%左右，大面积企业存在亏损的现象，而煤制油业务可以提供不低于20%的毛利润率，从这一点上看，炼焦企业也有很强的意愿去做。 第三点，三聚环保在费托合成技术上与国内煤制油领域技术的领头羊大连化学物理研究所紧密合作，已经形成了完善的技术储备，公司近几年在和焦化厂的合作中，也在逐渐摸索厂家的经营模式和设施特点，为以后更快速，更高效的合作打下稳定基础。 第四点，三聚环保还有集团提供的融资平台的支持，针对焦化厂普遍难以承受技改的资金的特点，先行提供融资便利，将双方的利益捆绑在一起，以期享受技改后长久的收益。 综上所述，我们认为三聚环保在同焦化企业深度合作方面的规划拥有十分广阔的前景。一旦公司在未来三年上马的相关示范项目成功运转且产生预期的经济效益，全国数百家独立炼焦企业将成为公司业务拓展广阔的蓄水池。这种合作既解决了焦炭企业长期陷入亏损的窘境，也顺应了当下我国政府减少能源进口依存度，能源自给多元化的政策方向。按照单厂百万吨焦炭产能改造后产值提升到36亿元来粗略估算，即使只有50家独立炼焦企业愿意同三聚进行合作，也将会带来近200亿的市场规模。 3.2悬浮床加氢精炼技术：打开千亿劣质油炼化市场的钥匙 我们在上面公司传统的加氢催化剂部分已经提到全球原油重质化和高硫化得趋势。根据中石油2011年全球资源表预计，重油已占全球可开采油类资源的26%。Hart Energy 2011年预测，全球重油和油砂产量将快速增长，以南美和北美成熟勘探区为主。他们预计2035年，全球，加拿大油砂沥青和委内瑞拉超重油日产量达到15,541，5,096和2,919万桶，比2010年增长160%，330%和260%。伴随着我国仍居高不下的原油对外依存度，劣质重油将成为石油进口增长的重要来源。
除了进口原油的重质化，我国原油炼化还面临着高渣油率的问题。据中国石油石油化工研究院研究，我国原油350℃以上的馏出量一般都在30％以下，而常压渣油占原油的一半以上，减压渣油占原油的三分之一以上，而几个重要油田的原油，如大庆原油，胜利原油，任丘原油等此问题更加严重。因此对我国原油来说，简单的常减压蒸馏是不能满足轻质油收率的要提高单位原油轻质油收率石油加工原料收率，就必须对原油进行第二次加工，如催化裂化，加氢裂化等。 目前劣质重油加工技术主要有溶剂脱沥青，减黏裂化，延迟焦化，催化裂化和加氢等。溶剂脱沥青是物理分离过程，将劣质重油中沥青脱离出来，不属于转化技术，工业应用装置不多。减黏裂化是一种浅度热裂化过程，其主要目的在于减少原料油的黏度，生产合格的重质燃料油和少量轻质油品，也可为其它工艺过程提供原料。延迟焦化工艺是目前工业应用最多的劣质重油加工技术，能够加工高硫，高金属，高残炭渣油，但是由于生成大量气体和劣质焦炭，存在液体产品收率低等问题，难以实现渣油资源的高效利用。催化裂化工艺尽管可以处理渣油，但具有原料瓶颈，不适合高金属，高硫或高残炭原料的加工。加氢技术具有很强的原料适应性和操作灵活性，在原料轻质化的同时可直接生产清洁运输燃料和优质化工原料，是能够实现渣油资源清洁高效利用的重要技术手段。 三聚环保在未来将专注在悬浮床加氢技术的工业化上，我们认为如果该技术能按公司预期实现大规模稳定运用，将使公司得到千亿劣质油精炼市场的钥匙。 3.2.1悬浮床加氢技术：得天独厚的优势 悬浮床加氢技术在液体回收率上相对于其他加氢技术有显著的优势。加氢技术依据原料转化水平和生产目的分为加氢处理和加氢裂化两种，而按照反应器类型则主要分为固定床，沸腾床和悬浮床。渣油固定床加氢处理技术是目前工业应用最多的渣油加氢技术，主要用于催化裂化原料的加氢预处理，能够加工处理高硫渣油，但不能适应高金属（Ni+V含量>200 ug/g）和高残炭（>20%）渣油的加工。渣油沸腾床加氢裂化技术能够加工高硫，高残炭，高金属的劣质渣油，相较于固定床加氢处理技术具有较高的转化率，但仍旧有25%～45%的未转化尾油，存在装置投资大，操作技术复杂等问题，在工业上的应用不如固定床普遍。相比之下，渣油悬浮床加氢裂化技术由于原料适应性强，适合于高金属，高残炭，高硫，高酸值，高黏度劣质渣油的深加工，具有转化率高，轻油收率高，柴汽比高，产品质量好，加工费用低等优点，虽然尚未实现工业化应用，但正在建设多套工业装置，具有很好的发展前景。
三聚环保支持其长期合作伙伴鹤壁宝马科技集团有限公司于2013年9月同北京华石联合能源科技发展有限公司合资成立了鹤壁市华石联合能源科技有限公司，利用华石集团自主研发的流化床加氢工艺，结合自身的悬浮床加氢催化剂技术，投资10.1亿元进行渣油悬浮床加氢项目的建设，设计产能15万吨。目前项目进展顺利，预计2015年6月份投料进行试生产。
我们认为三聚将会把这个项目作为检验悬浮床技术实用性的关键一步，公司为了弥补自身相关技术上的短板，并对项目提供自持，与2014年底和华石能源集团共同出资7,694万元收购了武汉金中，期望收购标的的石油天然气工程资质能让鹤壁悬浮床项目更顺利的推进。一旦试运营结束后证明华石集团的悬浮床技术适合大规模工业化推广，我们相信三聚会全力在全国推广。 3.2.1潜在市场：每年再造一个大庆油田 2013年我国炼油能力已经达到每年6.3亿吨，而全国千万吨级以上的炼油企业已经达到24个，其中22个属于中石油，中石化集团。这些千万吨级炼化厂合计产能超过全国产能的50%。而剩下的产能则被各地方炼化厂瓜分。这些地方炼化厂普遍存在开工率不高，原料油来源有限，利润率不高的问题，而这又恰恰使他们成为了三聚环保推广劣质重油加氢技术非常好的潜在市场。 我们简单假设这些地方炼化厂每年产量中有50%都是渣油（实际情况可能更高），按照2013年67%的全国炼油能力利用率平均水平来算，全国光地方炼化企业渣油产量就达到了一亿吨，如果所有地方炼化企业都用焦化法炼化渣油，则产油量为5,200万吨。如果全部改造成悬浮床技术，则可多产油4,000万吨，相当于再造一个大庆油田。简单按照费托合成油的成分构成来计算，预计可带动产值1,800亿元。
同时，结合全球油质重质化的趋势来看，进口重质油的比例长期将会逐步增加。悬浮床加氢技术在炼化重质油上有得天独厚的优势。较高的加氢比例将使最后的产品烷烃饱和度更高。 而国际原油市场，重质油比轻质油价格要低15-20美金每桶，地方炼化厂如果改用重质油作为原料油，无疑成本上将会比两大石油公司的同行更具有竞争优势。考虑到重质油密度较大的因素，如果按照一吨重质油可装6.8桶计算，平均炼化一吨重质油成本就可以节约102美元，约合人民币700元。仅这一项，每年可为地方炼化企业节约1400亿元，再结合悬浮床技术的高产量，地方炼化企业目前原料不足，盈利能力低下的问题将得到极大的改善。
四．公司盈利预期及估值方法 4.1公司盈利预期：净化剂销售稳健增加，煤化工，渣油炼化业务逐渐发力 我们预计三聚环保的净化剂业务将会在未来几年中保持稳健的增长率，与此同时，公司在煤化工，渣油炼化业务上将逐步发力。我们的相关假设如下：
4.2公司估值假设：EV/EBITDA 我们认为在整体行业债务水平高企，偿债能力成为未来主要风险的背景下，单纯的运用PE估值已经不能反映出在较高负债率下公司对权益投资者的价值。剧烈波动市场下及行业整体高负债率时，我们认为以偿债收入EBITDA为标准来衡量公司潜在风险及回报的EV/EBITDA比率更适合作为估值工具。
我们预计三聚环保15-17 年归属母公司净利润分别为6亿元，10.6 亿元和17.7 亿元，对应的EBITDA为9.83亿元，16.44 亿元和26.42 亿元，摊薄每股收益分别为1.08元，2.08 元和3.48 元。以最近的一个周末2015年6月5日收盘价40 元来计算，对应的15年递进动态EV/EBITDA及PE为25.6X和26.1X，均低于目前37.6X和64.7X的行业均值水平。
我们认为三聚环保未来盈利模式思路清晰，紧紧抓住大气环保的外延领域，在协助传统焦炭企业转型，渣油精炼，油品升级等领域进一步深耕。我们看好公司为来几年的业绩表现，寄予其2015年27.8 倍的EV/EBITDA比率，对应52元的股价，以2015年6月10日的收盘价计算，映射28%的上涨空间。
五．风险提示 1. 传统能源净化剂领域竞争加剧，中石油，中石化及地方大型炼化企业旗下的能源子公司进一步争抢市场份额，导致公司在传统领域面临营收压力。 2. 和大连化物所合作的费托反应项目进展不及预期。我们承认我国在煤制油领域，离实现真正的大规模工业化还有很大的不确定性。神华煤制油项目从提出到现在，已经近10年，仍未能实现大规模生产。我们认为三聚环保在此方向上也面临类似的技术，耗能等难题。 3. 渣油精炼悬浮床技术大规模运用还有待验证，这同样给公司未来的规划能否顺利实施造成了一定不确定性。 |
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