煤化工市场调研报告

（报告出品方/作者：长江证券，金宁、马太、魏凯、王岭峰、王明）碳中和大潮将至，煤炭消费面临何种挑战？实际上，“碳中和”相关概念并非 2020 年才提出。早在 2009 年，我国就已在国际上做 出了“碳减排”承诺，并分别于 2016 年和 2020 年又首次在国际社会上做出了“2030 年碳达峰”和“2060 年碳中和”承诺。从中国二氧化碳排放量看，自 2013 年来，我国二氧化碳排放总量进入平台期，能源和 工业二氧化碳排放量占据大头。能源：受益于火电厂扩张受限和新能源产业快速发展影响，中国能源行业 2013 年 到 2019 年二氧化碳排放量保持稳定。未来看，由于新能源（光伏、风电、水电） 等行业快速发展，传统化石能源（煤炭、石油、天然气）发电政策逐步收紧，中国 能源行业将承担最主要二氧化碳减排任务。工业：由于“三去一降一补”政策逐步落实，高耗能的钢铁、建材行业逐步整合， 行业内低效率企业正逐步退出市场，行业能耗逐步降低。未来，中国高耗能产业面 临长期的供给侧改革和优化的过程，低效率的企业将进一步退出市场，工业企业也 将承担一部分减排任务。交运：由于中国汽车保有量稳步提升，汽车汽油消耗量逐步增加，拉动二氧化碳排 放量提升。受近几年新能源电动车的发展影响，中国交运行业直接产生二氧化碳量 有望逐步回落，对减排任务贡献一份力。建筑：基建和房地产行业均处于稳步发展的过程，二氧化碳排放量处于稳步增长阶 段。未来看，随着基建投资增速逐步回落，房地产开发“三道红线”和装配式建筑 逐步推广，我国建筑行业二氧化碳排放量有望逐步降低。多管齐下，能源结构转型是重头戏。从具体实施措施看，能源结构转型将构筑最主要的 减排任务，能源结构转型将贡献 52 亿吨二氧化碳减排任务，因此传统的火电行业将受 到更为明显影响。据此，我们对 2030 年能源消费量进行了预测。结果发现，当 2030 年非化石能源占一 次能源消费比重为 25%时，我国原煤消费量为 27.3 亿吨标准煤，对应年均复合增速为 -0.26%（以 2019 年为基准）。这也说明，在“碳中和”下，我国原煤的能源消费量整体 会呈现下降趋势。 煤、石油和天然气是主要的二氧化碳来源，中国具备“富煤、贫油、少气”的资源特征， 对煤炭资源依赖程度较高。煤炭按照用途大致可以分为动力煤（火电），焦煤/焦炭（冶 金还原）和无烟煤（基础原料）。动力煤和焦煤分别用于发电和冶金，二氧化碳排放较为明显，受到“碳中和”影响 较大。部分无烟煤/烟煤由于终端产品主要是尿素、管材、衣服和家具等，反应过程天然 “固碳”，碳排放较少，受“碳中和”影响较小。 本文主要分析在碳中和视角下，动力煤、焦煤/焦炭和无烟煤行业受到政策的影响，以及 对下游钢铁有色、建材和化工行业的影响，并分析其中投资机会。动力煤：需求刚性，供给减量动力煤即指用作动力原料的煤炭。一般来说，动力煤煤种可选范围较广，长焰煤、气煤、 无烟煤、贫煤、褐煤均可用作动力煤。截至 2020 年，我国动力煤消费量为 34.37 亿吨， 其中用于火电行业的占比最大，为 61%；其次是高耗能制造业，依次是建材、供热、化 工、冶金，动力煤消费量占比分别为 9%、8%、6%和 5%。需求：预计电力需求增长长期为正未来电力需求增长或将长期为正，这主要是因为：1）近年来，我国经济增速总体仍保持 正增长，且电力弹性系数呈现提升态势，因此即使未来我国经济增速有所放缓，但在 GDP 增速总体为正的情况下，用电量预计仍保持增长。2）反观制造业外包程度较高的 美国，虽然其 GDP 增速仍为正，但其净发电量增速却常常为负值，这主要和美国工业 部门的净发电量占比较小有关。由于我国第二产业在 GDP 中占比较大，用电量也较大， 因此我国预计不会出现像美国一样净发电量常常为负值的情况。供给：存量优化，效率为先由于燃煤发电过程必然产生碳排放，因此为实现“碳减排”，我国火电供给在未来可能会 逐渐下行。近年来，我国主要通过以下方式实现“碳减排”：1）降低供电煤耗，提升发 电用煤效率从而降低碳排放总量；2）减少火电装机占比，增加风光新能源等装机比重， 从总量上减少碳排放总量。但由于供电煤耗的下降是有极限的，因此未来主要通过大力 发展风光等清洁能源、减少火电机组装机占比来实现“碳达峰”、“碳中和”目标。降低供电煤耗：存量改造，控制新增截至 2020 年末，我国火电厂供电煤耗为 305.5 克标准煤/千瓦时，与全国供电煤耗最低 机组（276 克标准煤/千瓦时）相比仍有提升空间。由于单机容量越高、压力值越大机组 供电煤耗越低，因此我国近年来不断通过提升新增火电机组准入门槛、对现役机组升级 改造、淘汰煤电小机组等方式降低供电煤耗率。提升新增火电机组准入门槛：2014 年《关于印发能源发展战略行动计划（2014- 2020 年）的通知》规定新建燃煤机组的供电煤耗需低于每千瓦时 300 克标准煤， 2016 年《电力发展“十三五”规划》又进一步对其做出了安排，此后我国新增煤 电机组准入门槛有所提升。对现役机组进行升级改造：2014 年，《煤电节能减排升级与改造行动计划》提出 “重点对 30 万千瓦和 60 万千瓦等级亚临界、超临界机组实施综合性、系统性节 能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平”。2016 年《电力发展“十 三五”规划（2016-2020 年）》又明确提出“现役燃煤发电机组经改造平均供电煤 耗低于 310 克标煤每千瓦时，燃煤机组二氧化碳排放强度下降到 865 克/千瓦时左 右”。可见我国改造升级力度不断加大。淘汰煤电小机组：2014 年，我国《煤电节能减排升级与改造行动计划》提出“淘 汰单机容量 5 万千瓦及以下的常规小火电机组、单机容量 10 万千瓦级及以下的常 规燃煤火电机组、单机容量 20 万千瓦级及以下设计寿命期满和不实施供热改造的 常规燃煤火电机组”。2019 年 12 月，我国又进一步出台了《产业结构调整指导目 录（征求意见稿）》，明确规定“淘汰单机容量在 10 万千瓦以下常规火电、限制 30 万千瓦以下常规燃煤机组、限制发电煤耗在 300 克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组 和发电煤耗在 305 克标准煤/千瓦时的空冷发电机组”。可见我国落后产能淘汰标准逐渐提高。受益于一系列旨在降低供电煤耗的政策，我国近年来火电机组供电煤耗率不断下降，与 之对应的二氧化碳排放量也不断降低。优化发电结构：提升清洁能源装机占比由于火力发电水可以通过水、核、风、光等清洁能源发电替代，因此为从根上减少碳排 放总量，实现“碳中和”目标，我国明确提出了“到 2030 年，非化石能源占一次能源 消费比重将达到 25%左右”的要求。截至 2020 年，我国火电装机容量为 12.45 亿千瓦， 占所有电源装机总容量的 57%。未来来看，我国火电装机容量占比仍会不断下降，“碳 减排”空间巨大。炼焦煤：需求承压，供给受限炼焦煤即指用于炼制焦炭的煤炭。与动力煤相比，其粘结性更强，对煤质要求更高，煤 种上则以烟煤为主。截至 2020 年，我国炼焦煤消费量为 5.58 亿吨。由于焦炭主要用途 为炼钢，而钢材主要提供给地产、基建、机械、汽车、家电、军工等行业，因此炼焦煤的消费量主要和钢厂下游行业的发展增速有关。需求：长期承压，短期改善受制于土地面积有限，从长期来看，我国地产、基建、汽车等投资增速将不断下行，钢 铁用量也将有所承压。但从短期来看，受益于出口需求旺盛及我国机械制造投资增速较 高，我国粗钢产量累计同比不断上行。供给：短期偏紧，产能受限焦煤供给主要和我国“去产能”和“进口煤”政策有关。由于炼钢过程中二氧化碳排放 同样不可避免，因此为实现“碳减排”，近年来我国主要通过以下方式减少碳排放：1） 降低吨钢煤耗；2）淘汰落后产能；3）加大环保设备投入，从而对二氧化碳进行吸收。 当前，我国吨钢耗煤量约为 0.32 吨，已达世界先进水平。因此未来来看，我国吨钢煤耗 下行空间不大。此外，由于我国已于 2018 年提前完成“去产能”目标，因此当前钢企设备整体生产能 力较高，未来继续压减产能的空间不大。2018 年，我国钢铁行业完成化解过剩产能 1 亿 至 1.5 亿吨的上限目标，提前完成“十三五”去产能目标。 在这种情况下，降低钢厂二氧化碳排放率主要通过加大环保设备投入或者发展突破性炼 钢技术来降低二氧化碳排放量。加大环保设备投入：钢厂减排主要方式随着近年来钢厂不断增加资本支出、环保设备投入不断提升，近年来我国吨钢二氧化碳 排放量不断下降。氢气还原炼铁技术：成本较高，尚不成熟从技术上看，目前钢铁行业中突破性“碳减排”技术主要是氢气还原炼铁技术。该技术 通过在炼铁工序中将氢气替代传统的碳还原剂，除去铁矿石中的杂质和氧。由于氢气在 还原反应过程中只会产生水，从而显著降低二氧化碳排放。当前该技术在国内尚未商用 化，但已在国外进入试验或建设阶段，其中日本的 COURSE50 项目基本达到 CO 减排 10%目标。不过目前该项目成本仍然较高，技术比较复杂，较难替代当前的主要冶炼工 艺。因此总结来看，钢铁厂未来发展亦将受到一定程度限制。烟煤/无烟煤：天然固碳，未来可期煤化工产业可以分为传统煤化工和新型煤化工，传统煤化工涉及煤制电石、煤合成氨等 领域，新型煤化工主要包含煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇等。无论是传统煤化工还是 新型煤化工，煤制技术均是固碳反应，不涉及二氧化碳排放。未来看，如果能源制备技 术脱离煤炭，煤化工行业受到碳中和影响较小。传统煤化工：空间压缩，龙头争霸无烟煤化学过程二氧化碳排放量较少，受碳中和影响较为有限。排除能源用碳外，煤焦 化、气化能制备电石、尿素和甲醇等多种传统基础化工原料，终端消费主要应用于管材、 塑料、农作物、纺服原料等衣食住行多个领域，关系国计民生，具备较强刚性。尿素和电石产能止步不前，煤炭指标存量优化。传统煤化工下游电石和尿素产能过剩， 近些年受到供给侧改革和安全环保生产影响，传统煤化工发展受到指标限制，尿素和电 石产能止步不前，行业内存量优化，对烟煤/无烟煤需求降低。未来看，行业对装置规模 小、产品结构单一的企业进行淘汰，多元一体化的高效率生产龙头有望稳步向前。新型煤化工：替代石油，前景广阔中国石油进口依存度高，煤制技术实现战略保障。石化产品是国民经济发展的重要基础 原料，市场需求巨大，但受油气资源约束，对外依存度较高。从 2001 年 1 月到 2019 年 12 月，中国原油进口依赖度从 18.4%提升至 72.6%。我国煤炭资源较为丰富，成本较 为低廉，新型煤制乙烯、煤制乙二醇技术能缓解对原油依存度。需求侧：煤制产品替代进口，下游需求稳步增长煤制烯烃：石油依赖度较高，发展潜力十足。乙烯是重要的基础化工原料，下游主要用 于制备聚乙烯（PE），广泛用于汽车、电子、家电、建材和食品包装等多个细分领域。 未来看，随着下游终端消费市场稳步增长，中国 PE 市场将稳步增长，拉动乙烯需求增 加。但目前乙烯主要制备方式为蒸汽裂解（石油制），占比达到 77.2%，其次为煤制乙 烯（CTO，13.2%）和甲醇制烯烃（MTO，9.6%）。未来看，在国家政策扶植下，煤制 乙烯技术有望进一步扩展，缓解对石油的高进口依赖，并且缓解油价上涨对国内化工企 业生产成本的打击。聚乙烯稳步扩产，煤制烯烃需求增长动力十足。未来看，国内聚乙烯产能稳步增加有望 拉动乙烯需求增长。宁夏宝丰能源、中煤陕西榆林、山焦飞虹、山西同煤集团和山西潞 宝合计将投放 180 万吨煤制和甲醇制烯烃-聚合装置，乙烯市场需求增长动力十足，煤 化工 CMO 和 CTO 制备乙烯仍具备发展前景。煤制乙二醇：进口依存度高，需求稳步增长。乙二醇下游主要用于生产聚酯瓶片和聚酯 纤维，和人们生活息息相关。中国乙二醇进口依存度常年高于 50%，依赖于海外进口产 品满足聚酯瓶片和涤纶长丝生产。未来看，随着中国服装和包装饮料需求稳步增长，中 国聚酯瓶片和涤纶长丝需求稳步增长，拉动乙二醇需求稳步增加。供给侧：多点开花，煤制化工迎来绽放煤制乙烯：多点同开花，产能稳步释放。截至 2020 年，中国乙烯产能为 3430.5 万吨/ 年，以蒸汽裂解技术为主。未来看，国内新增烯烃制备技术中，蒸汽裂解技术仍作为主 要技术，但 MTO 和 CTO 技术仍为不可替代的发展技术，具备较高战略意义，未来仍有 较大发展潜力。煤制乙二醇：多点同开花，产能稳步释放。截至 2020 年，中国乙二醇总产能为 1570.2 万吨/年，以乙烯氧化法为主。未来看，国内新增乙二醇制备技术中，乙烯氧化法和煤基 合成气法技术仍作为主要技术，煤炭对中国乙二醇国产化制备具备举足轻重的作用。重点企业分析（详见报告原文）陕西煤业&中国神华：成本优势显著的一体化龙头。盘江股份：供需格局相对独立的区域龙头。华鲁恒升：一头多线，构筑低成本王者。宝丰能源：产业链一体化，未来烯烃三巨头之一。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

核心观点一头多线，煤化工蓬勃发展。煤化工起源于 18 世纪工业革命以后，大家习惯上把焦炭、化肥和甲醇等产品归为传统煤化工。现代煤化工是以煤炭为原料，将煤以气化、液化和加氢等方式深加工，得到各类附加值高、清洁环保化工原材料的过程。我国现代煤化工始于上世纪九十年代末，经过 20 余年的发展，截至 2019 年底，形成了煤制油产能 921 万吨/年、煤制气产能 51 亿立方米/年、煤制烯烃装置 32 套，产能 1582 万吨/年，配套聚烯烃产能 1393 万吨/年；煤制乙二醇装置 24 套，产能 488 万吨/年。煤制油气项目投资较大，低油价区间时经济性不佳。从经济性分析，单套 100万吨煤制油项目投资在 150 亿元以上，单套 40 亿立方米煤制气项目总投资在290 亿元，高投资意味着折旧费率较高，投资回收期较长。此外，新型煤化工对于水资源消耗大、环保要求高，环保设备投入占到了总投资的很大比例。以秦皇岛 5800 卡动力煤 550 元/吨测算，以只有布伦特原油价格位于 60 美元/桶以上时，煤制油和天然气才具有经济价值。煤制烯烃和乙二醇的盈亏平衡点位于 40-50 美元/桶之间。 DMF 和醋酸供需偏紧，价格易涨难 跌。DMF 和醋酸行业未来易出现供需紧平衡状态，不同之处在于，DMF 行业供给端出清，CR5 市占率高达 87.5%，价格易涨难迭，后市仅需考虑涨价后下游企业的接受程度；醋酸行业未来供给增量有限，需求端易受 PTA 增量需求拉动。 电石供需平稳，尿素整体接近行业拐点。电石产能出清较为充分，需求端主要由 PVC 带动，短期价格受环保限产和调峰限电影响较大，中长期看供需基本平衡，行业进入稳定发展期。尿素供给端持续优化，未来增量有限，需求端增速在持续下行 5 年后，今年前三季度表需增速回稳至-0.6%，接近拐点，明年有望受农业和工业需求驱动继续上行。 己二酸和乙二醇过剩，烯烃供给宽松压制甲醇价格弹性。己二酸和乙二醇处于供需偏宽松状态，新投产能大量达产，未来产品价格贴着成本线运行或常态。煤制甲醇方面，价格主要受烯烃价格影响较大，烯烃行业未来产能大量投放，行业将步入供需偏宽松状态，未来投资逻辑将以量为主。一、煤化工：一头多线，产品选择是企业发展的生命线煤化工起源于 18 世纪工业革命后，西方发达国家相继建立焦化厂，煤炭的化学特性逐渐被人们所挖掘，之后广泛应用于冶金、农业等领域。大家常把焦炭、化肥和甲醇等产品归为传统煤化工。现代煤化工是以煤炭为原料，将煤以气化、液化和加氢等方式深加工，得到各类附加值高、清洁环保化工原材料的过程。主要产品包括煤制汽油、柴油、天然气，煤制乙二醇、煤制烯烃等基础化工品。我国现代煤化工起步于上世纪 90 年代末，‘九五’期间煤化工技术还处于梳理实验室结果，开始试验验证阶段；‘十五’期间为工程化开发起步，中试试验研究阶段；‘十一五’期间转入产业化开发，建设工业示范项目。这期间我们经历了国际大宗商品牛市，原油价格高企，以我国缺油、少气、富煤的资源禀赋，为现代煤化工加速发展创造了有力条件。‘十二五’期间进入大规模商业开发和规范化运营阶段，国家明确规定低于一定规模的装置禁止上马，强调优化‘量水而行’，鼓励发展集成多联产，节能零排放的大型煤化工项目，宁夏宁东煤化工基地、内蒙鄂尔多斯煤化工工业园和陕西榆林煤化工工业园在此期间逐步建设成型。‘十三五’期间我国经历了供给侧改革煤价低位反弹和国际原油价格相对低迷的状态，煤化工产品在低煤价和高油价区间内性价比较高的优势不复存在。行业发展速度未能跟上规划要求，整个行业进入调整期。此外，各地环保从严和煤炭指标硬性要求也对煤化工行业造成了一定影响。作为一个新兴行业，我国现代煤化工经过二十余年发展，在技术研发、产业化和规模化方面取得了长足的进步。截至 2019 年底，我国煤制油产能 921 万吨/年、煤制气产能 51 亿立方米/年、煤制烯烃装置 32 套，产能 1582 万吨/年，配套聚烯烃产能 1393 万吨/年；煤制乙二醇装置 24 套，产能 488 万吨/年。从绝对数量上看，煤制油和煤制气产能仅占我国当年成品油和天然气表观消费量的 2.6%和 1.7%，被当成石化工业的重要补充；而煤制烯烃和乙二醇技术工艺较为成熟，在市场中可与油制或气制产品的直接竞争，分别占我国烯烃和乙二醇表观消费量的 25.9%和 27%。从能源安全角度来看，在石油和天然气对外依存度高达 70%和 40%的今天，拥有工艺成熟、可规模化生产并且自主可控的煤制油气技术显得弥足珍贵。从经济性分析，单套 100 万吨煤制油项目投资在 150 亿元以上，单套 40 亿立方米煤制气项目总投资在 290 亿元，高投资意味着折旧费率较高，投资回收期较长。新型煤化工对于水资源消耗大、环保要求高，环保设备投入占到了总投资的很大比例。主营煤制油气的企业分两类，一类是以神华、潞安为代表资金实力雄厚，抗风险能力较强的国企，另一类是伊泰、汇能当地拥有廉价煤炭资源的煤企。一般情况下，只有布伦特原油价格位于 60 美元/桶以上时，煤制油和天然气才具有经济价值。煤制烯烃和乙二醇的盈亏平衡点位于 40-50 元/桶之间，这也是最近几年各公司新投产能投产的主要方向。国内优质的煤化工企业大多都是寻求低油价下的经济性，主要的手段是产品线选择、技术改进和管理优化，以宝丰能源为代表的企业专注于烯烃产品，旨在做低吨烯烃单耗和成本落实到个人的管理优化；以华鲁恒升为代表的企业则立足于气流加压床技术，做低吨氨醇当量成本，在尿素、DMF、醋酸、己二酸等产品中寻求技术迭代和优化，并在成本端持续保持低费率。但无论是哪种产品选择、技术改进和管理优化，作为大宗化工品，都脱离不了寻求规模优势的立意， 本文将以煤化工主要下游化工品为重点，分析各单品的行业特征和供需平衡情况，梳理未来煤化工领域存在的投 资机会。二、旧产能出清基本完成，DMF 、醋酸、尿素和电石供应端压力不大任何一个行业的需求端决定了市场空间的大小，供给端的改变则决定了该利润分配情况，厘清一个行业的供需也容易弄明白量和价哪个可能成为未来的主导因素。以供需平衡的视角来看，DMF 和醋酸行业未来容易出现供需紧平衡状态。不同之处在于，DMF 行业供给端出清完毕，CR5 市占率高达 87.5%，价格易涨难迭，后市仅需考虑涨价后下游企业的接受程度；醋酸行业未来供给增量有限，需求端易受 PTA 增量需求拉动。尿素行业整体接近行业拐点，供给端持续优化，未来增量有限，需求端增速在持续下行 5 年后，今年前三季度表需增速回稳至-0.6%，接近拐点，明年有望受农业和工业需求驱动继续上行。电石产能出清较为充分，需求端主要由 PVC 带动，短期价格受环保限产和调峰限电影响较大，中长期看供需基本平衡，行业进入稳定发展期。（一）DMF ：供需结构优化，预计未来维持紧平衡状态DMF 全称二甲基甲酰胺，为无色透明液体，罐装储运。作为万能的工业溶剂，DMF 应用范围广泛，PU 浆料占总需求 58%，医药、农业占 22%，食品、电子约占 20%。其中 PU 浆料是合成革上游原料，终端商品包括箱包、皮鞋和制衣等各类消费品。过去几年内，DMF 整体处于供过于求状态，国内需求受环保政策影响持续下降，倒逼供给端持续收缩，出口量稳中有升。2019 年国内总产能 97 万吨，产量 72 万吨，出口 10.9 万吨，产能利用率超 70%。供给端收缩，龙头市占率持续提升。2020 年上半年受疫情影响，下游企业开工不足，江山化工 16 万吨 DMF 产线于 5 月 6 日永久性停产。截至 2020 年 6 月 30 日，国内 DMF 有效产能为 81 万吨。新产能投建方面，华鲁恒升 3万吨扩改建 10 万吨产线预计于 9 月底投产，河南心连心集团的 20 万吨产线预计将在 2022 年投料。预计截至 2021年底，国内 DMF 总产能将保持在 88 万吨，华鲁恒升单家市占率接近 40%，CR5 超 87%，行业集中度高。需求端向好，出口量稳步增长。需求端看，2020 年上半年总产量 31.52 万吨，同比减少 4.26 万吨，下游皮革厂产量较往年同期缩减 2-3 成。出口方面，2020 年 1-10 月 DMF 出口量为 8.92 万吨，同比增加 5.3%，海外需求持续增加。下半年也是浆料和农药生产旺季，电子与食品端需求相对刚性，随着生产秩序逐步恢复，下游需求料将回到年化 70 万吨以上的正常水位。供给端龙头企业市占率高，下游需求端相对分散，上游企业议价保价能力强，在未来新增产能释放缓慢的背景下，只要需求端出现边际向上的拐点，价格容易快速拉涨。今年下半年 DMF 价格突破 12000 元/吨，创下近 10 年最高值，供给端的改变使得市场定价权牢牢把握在上游龙头企业手中。然而，短期价格上涨最大的制约因素在于下游企业能否顺利传导，下游工厂无法转嫁时只能选择降负或关停。一轮周期过后，12 月份 DMF 价格稳定在 8000 元/吨之上，预计未来两年 DMF 供需关系将维持紧平衡状态，价格易涨难跌，未来核心观察点在于库存去化程度和下游工厂传导力度。（二）醋酸：装置开停车是短期价格核心变量，PTA 产能投放拉动需求增长醋酸别称冰醋酸，是一种重要的有机化工原料，主要用于 PTA、醋酸酯、醋酸乙烯、氯乙烯、醋酸酐等产品的生产，是合成纤维、染料、胶粘剂、医药和农药的重要原料。2019 年我国醋酸总产能 925 万吨，总产量 745 万吨，国内表观消费量 682 万吨，出口 64 万吨，装置平均开工率 83%。短期价格取决于社会库存去化情况和生产装置开停车状况。2018 年上半年海外装置频繁停车造成海外需求激增，价格快速上涨；2019 年 7 月国内装置停车导致供应偏紧，价格震荡上行；2020 年上半年全球遭遇新冠疫情，下游需求停滞库存快速累积，二季度国内企业主动停产检修，醋酸价格触底回升。下半年国内需求恢复，去库存节奏加快，进入 10 月份后社会库存明显下降，叠加华北华东工厂意外停车事件，醋酸价格快速上涨。12 月价格创出近 10 年高点。中长期看，行业需求端才是决定醋酸价格核心因素。新增供给方面，未来两年最有可能投产的是华谊钦州 50 万吨醋酸项目，该项目 2018 年开工建设，预计 2021 年建设完成。除此之外还有 470 万吨规划储备项目，但都处于项目前期筹划阶段，投产时间不确定性高。需求端看，PTA 2020-2022 年计划投产 3850 万吨产能，以单耗 0.04 测算，满产情况下可消耗 154 万吨醋酸。在下游 PTA、醋酸酯需求恢复正常的情况下，供给端未来一年内只有华谊钦州项目投产，预计醋酸行业将处于供需紧平衡状态。（三）尿素：供给平稳，需求接近拐点尿素学名碳酰胺，为白色无味晶体，在土壤中被水解成碳酸铵或碳酸氢铵后被植物吸收利用，是一种含氮量最高的氮肥，适用于各类作物和土壤。按下游需求可分为农业生产和工业加工，其中农用尿素可直接施肥亦可制作复合肥；工业需求中可以当作三聚氰胺、人造板，电厂脱硫脱硝的主要原料。以行业属性来看，农业需求相对稳定，具有非周期性特点，短期与作物种植结构相关，中长期与人口增速、耕地种植面积相关；工业需求方面，三聚氰胺下游需求是板材、油漆涂料等，人造板属于建筑建材行业，二者均与地产周期关联度较高。过去 10 年，我国尿素产能经历了扩张和收缩两个阶段，2010 年-2015 年国内尿素产能扩产 2000 万吨以上。2015年后，受环保政策和供给侧改革驱动，行业进入去产能阶段。中国氮肥工业协会数据显示，国内尿素产能（实物量）从 2015 年的 8063 万吨减少到 2019 年的 6668 万吨，供给端持续优化。2019 年国内尿素产量 5475 万吨，同比增长5.2%，5 年来增速首次转正。需求方面，国内尿素增速自 2016 年转负，持续下行 5 年，2020 年 1-9 月表需增速回稳至-0.6%，接近拐点。按照当前政策，各地煤炭指标空间有限，新建合成气和尿素装置审批难度较大，未来几年内以原产线扩产和新旧产能置换为主。从今明两年的供给增量看，计划新建产能 532 万吨，其中属于置换的产能 140 万吨。2020 年年内新建产能 200 万吨，剩余项目不确定性较高，投产时间待定。年中河南省发布了《关于下达 2020 年工业行业淘汰落后产能目标任务的通知》，确保今年 12 月底前执行到位，涉及尿素的部分要求淘汰大约 140 万吨老旧装置。总体来看，预计未来尿素行业将维持新增与压降并存的局面，整体产能保持平稳。今年受疫情影响，粮食安全问题凸显，3 月初中央以应对新冠疫情领导小组的名义下发了《当前春耕的工作指南》，要求各地抓好疫情防控和春耕生产，将粮食安全与疫情防控放到了同等主要的位置；年中又在全国各地推行节约粮食，反对浪费的活动；近日，国办发布《关于防止耕地“非粮化”稳定粮食生产的意见》，要求严格落实粮食安全省长责任制，确保粮食种植面积不减少、产能有提升、产量不下降。可以预见的是，2021 年的一号文件中也一定会着重强调粮食生产问题。政策端不断加码，落实到操作层面，深挖可开垦土地面积、扩大轮作、减少休耕、加大增产力度必要可选项，有利于尿素需求提振。工业端方面，今年 1-10 月份，全国房地产开发总投资同比增长 6.3%，房屋施工面积同比增长 3%，完全走出上半年疫情的影响。随着国内经济常态化运行，在房地产开发投资和竣工面积稳步回升的情况下，工业板材的需求有望进一步走高。外需方面，今年下半年国内尿素价格上涨源于印度招标的直接驱动。印度是我国尿素的主要出口国，出口占比接近 50%。截至 10 月底，下半年印度集中采购四次共计 553 万吨尿素，我国企业中标 247 万吨，全年累计中标超300 万吨，总量上已超过 2019 年全年出口印度量。在以印度为代表的东南亚各国新投产能释放缓慢、各国粮食安全问题凸显的背景下，预计我国明年出口总量不低于今年。总体来看，2021 年国内尿素行业供给端增量有限，需求端农业与工业均为景气度中性偏上，出口端有望保持当前体量，各地环保限产和工厂停产检修形成局部供需错配时易带动价格走高，尿素行业有望底部回升。（四）电石：供需平稳，行业进入稳定发展期电石学名碳化钙，化学式为 CaC 2 ，工业品为灰黑色固体，易与水反应生成乙炔。作为基础化工原料，主要用于生产乙炔气，下游产品为聚氯乙烯（PVC）。电石以焦炭和石灰石为原料，在电石炉内高温熔化后反应生成，其制备工艺难度系数较低，原材料获取难度小。2007-2015 年处于产能扩张期，产能由 1000 万吨上升至 4500 万吨；2015年后，全行业面临产能过剩危机，叠加环保要求趋严，行业进入去产能时间。截至 2019 年底，国内电石产能去化至4000 万吨，供给端优化明显，行业开工率不断走高，如果剔除 600 万吨长期闲置产能，2019 年实际开工率超过 80%。依托雄厚的资源禀赋和廉价电力优势，西北地区成为我国电石主产地，其2019年电石产能占国内总产能的80%。从行业集中度来看，CR10 产能约为 40%，国内最大的电石生产企业是中泰化学集团，拥有 352 万吨电石产能，占国内总产能的 9%。随着供给测改革进一步深入，国内电石产业供给格局较为稳定，行业开工率受当地政府环保限产和调峰限电影响较大。需求端方面，电石下游最重要的终端产品是 PVC，国内 PVC 生产工艺已电石法为主导，电石法 PVC 产能占总产能比例超 80%。电石价格主要取决于 PVC 行业的开工率和需求情况，尤其是华北和华中等需要外购电石的企业对于电石价格影响较大。过去几年内，PVC 表观消费量年复合增速为 3.8%，带动电石用量平稳上升。国家对电石行业实行总量控制，鼓励行业规模化、上下游一体化协同发展，未来供给端主要以新老产能置换为主。总体而言，电石行业横向产能扩张的时代已经结束，未来将以纵向深挖潜力为主。2020 年具备投产条件的电石产能有 48 万吨，2021 年新投产能为 52.5 万吨，占现有产能比例不足 1.5%，对供给端的影响较小。区域性的环保限产和高峰是用电调节是决定电石行业供给端的主要变量。PVC 方面，预计 2020 和 2021 年新投产能为 163 和 170 万吨，产能年复合增速 6.5%，其中电石法 PVC 今明两年产能增量分别为 72 和 60 万吨，按照 1.4 单耗测算，满产情况下可拉动 101 和 82 万吨电石需求。短时间的供需错配易导致价格急速上涨，但很难长期保持，高价情况下很快会有停产检修装置重启补足供需缺口。中长期供需维度来看，电石和 PVC 总体产能不缺，影响价格的变量在下游需求增速的可持续性和供给端的稳定性。三、产能持续投放，乙二醇、己二酸维持过剩局面，甲醇偏于过剩煤制甲醇方面，价格主要受烯烃价格影响较大，烯烃行业未来产能大量投放，行业将步入供需偏宽松状态，未来投资逻辑将以量为主。己二酸和乙二醇处于供需偏宽松状态，新投产能大量达产，未来产品价格贴着成本线运行或为常态。（一）甲醇：烯烃大量投放制约上行空间，煤价高企成本端支撑有力甲醇是结构最简单的饱和一元醇，作为重要的基础工业原料，被广泛应用于生产甲醛、乙酸、二甲醚、MTBE等传统领域和聚烯烃、燃料等新兴领域。2019 年我国甲醇产能为 8710 万吨，以原料区分，煤炭制甲醇产能为 6650万吨，占比超四分之三，天然气和焦炉气制各占 12%。煤制法是我国当前生产甲醇的主流工艺，这也决定了以新疆、陕西和宁夏等煤炭资源大省所在的西北地区占据了全国产能的半壁江山。甲醇单价较低，外运成本偏高，西北地区企业多就地转化为聚乙烯和聚丙烯等附加值较高的产成品外运销售。华东和华南作为需求集中地由于环保和煤炭价格等原因甲醇生产能力较小，供需缺口多以进口方式补足。2015 年以后，受供给侧改革和环保趋严的影响，落后产能不断退出，国内 2015-2019 年复合产能增速为 5.7%，产量增速为 13.6%，装置开工率不断走高。我国天然气进口依赖度较高，国产天然气在取暖季用气高峰时以保民用为主，气制甲醇装置限产停车检修在西北和西南地区成为常态；另一种生产原料焦炉气作为焦炭的副产物，受下游钢铁行业景气周期影响较大，难以保证稳定供应。原料端阶段性的紧张和宽松也成为制约甲醇开工率持续走高的主要因素。从行业集中度看，截至 2019 年底，国内 100 万吨/年以上的厂家共有 25 家，占总产能的 35%，CR10 只有25%，整体集中度较低，受销售半径限制，龙头企业对于市场影响力多集中在某一区域，产品价格更多受下游需求驱动。未来甲醇新投产能将以规模化和烯烃配套化为主。与国内不同的是，国外天然气制甲醇占比超 50%，主要集中在中东和北美等天然气资源丰富的地区。全球最大的甲醇生产企业是梅塞尼斯，总产能为 1074 万吨/吨，国际上一般以其发布的合约价格作为参考标准。国外甲醇企业对我国内最大的影响在于，天然气价格处于低位或短期内供给端大量释放时甲醇生产成本较低，内外价差较大冲击国内产市场。2019 年中东、东南亚等地新增产能较多，外加美国制裁伊朗，进口甲醇价格较低，我国甲醇进口量超 1000 万吨，达到近五年内峰值。我国甲醇主要进口来源国为伊朗、阿曼、沙特和阿联酋等中东国家。需求端方面，国外市场以甲醛、乙酸、MTBE 和二甲醚等传统需求为主，聚烯烃和燃料占比不足 25%，国内聚烯烃和燃料需要占比超 70%。近 10 年我国煤制烯烃和甲醇燃料行业蓬勃发展， 2015-2018 年国内甲醇表观需求年复合增长率为 14.87%，2019 年放缓至 12.45%。随着国内供给侧改革进一步深化和环保监测常态化运行，传统下游需求增长缓慢，以烯烃为代表的新兴行业成为拉动甲醇需求的重要动力。对于后市，从供给端看，预计 2020-2022 年将投放超 2300 万吨新增产能，其中 2020 年是投放 1386 万吨，多集中在下半年投放。从结构上看，100 万吨以上的装置多为聚烯烃配套装置，各公司在建设之初即配套建设相应比例的甲醇产能，此类大装置基本可以做到内部消化，价格和需求受煤价与聚烯烃市场销售价格影响较大；小于 50 万吨的装置多为焦化厂炼焦的副产物，原料以焦炉气为主，这些装置生产的甲醇也是市场中外售的主要来源，价格波动随行就市。需求端看，传统行业相对稳定，对于甲醇需求拉动较小，甲醇价格受下游聚乙烯和聚丙烯影响更大。2015-2019年聚乙烯和聚丙烯表观消费年复合增速分别为 14%和 4.4%，2019 年国内聚乙烯和聚丙烯产能分别是 1951 和 2884万吨，今明两年是聚烯烃投产高峰期。根据我们统计，预计 2020 和 2021 年聚乙烯新增产能为 370 和 490 万吨，聚丙烯新增 410 和 700 万吨，年化增速接近 20%。从达产节奏看，受疫情影响，很多厂商施工进度延后，大量新增产线达产时间都集中到了 2020 年底和 2021 年上半年，今年下半年需求端快速恢复，供给端难以匹配，阶段性的供需错配致使价格不断走高。截至 11 月底，LLDPE 价格较年初上涨 11.6%，较年内低点上涨 34%；PP(拉丝)价格较年初价格上涨 15.4%，较年内低点上涨 34%。从产业结构来看，聚烯烃的价格以油价为主导，理想情况下 2021 年全球经济随疫苗全面接种回暖支撑油价中枢抬升，烯烃需求继续保持 10%以上的高增速，价格保持中高位运行；中性情况下今年下半年透支部分需求，明年因禁塑令或国外疫情等原因难以维持今年的高增状态。 无论哪种情况需求端都难与供给端 端 20%国内甲醇产业单家规模较小，行业集中度较低，整体定价能力偏弱，价格受下游需求尤其是聚烯烃需求驱动。总体来看，拥有煤炭/焦炉气+甲醇+烯烃全产业链配套的公司单位成本较低，开工率稳定，抗风险能力较强；需要外购甲醇的烯烃厂商在烯烃价格处于低位时易陷入亏损。短期来看，国内甲醇受进口甲醇价格+港口库存+装置检修等因素的影响；拉长时间维度，烯烃整体的供需关系将主导甲醇价格。望 展望 2021 年，上半年聚烯烃产能大量投放，制约价格继续上行，甲醇成本端在煤价格强支撑的情况下预计回调空间有限，下半年有望随市场进入传统旺季震荡上行。（二）乙二醇：化纤接近行业拐点，供需宽松格局下价格贴着成本 端 运行或成常态乙二醇简称 MEG，是一种无色有甜味的液体。作为非常重要的大宗工业品，广泛应用在聚酯合成、防冻剂、溶剂制造等领域，其中聚酯需求占我国乙二醇需求的 93%。2019 年我国乙二醇表观消费量 1808 万吨，国内产量 815万吨，进口依赖度为 55%。拉长时间维度看，国内乙二醇行业一直在走的是进口替代逻辑，未来两年国内料有大量产能释放，国产化率料进一步提升。根据原材料的不同，乙二醇生产工艺一般分为油制法和煤制法。油制工艺又可分为石脑油原料法和乙烯原料法，二者都是通过乙烯氧化制环氧乙烷再水合进而生产乙二醇。石脑油原料法是国内和国际采取的主要工艺，其发展时间长，工艺成熟，缺点是能耗大、成本高。煤制法是我国根据‘缺油少气富煤’的资源特性发展出适合自身的特有工艺。优点在于工业制程短、能耗低，中性油价下煤制法有成本优势。缺点在于发展时间较短，技术储备不完善，煤制法产出的乙二醇会有羰基、共轭双键的复杂有机化合物杂质存在，直接影响乙二醇的紫外透光度，达不到高标准聚酯使用要求，很多时候只能按照一定比例与油制乙二醇配比使用。新冠疫情后石脑油价格大幅下跌，国内煤价依然坚挺，石脑油制乙二醇更具性价比优势，除个别具有成本优势的煤化工企业外，煤制法企业大比例亏损，这也是煤制法开工率下降的主要原因。供给端看，2020、2021 年将有年化 600 万吨以上的产能密集投放，多以煤制法为主。未来两年乙二醇行业料陷入供给偏宽松状态，下游聚酯增速难以匹配，港口高库存也将成为制约价格上涨的主要因素。需求端方面，随着疫苗研发进展加速，海外市场有望逐步恢复正常生活状态，化纤产业链接近行业拐点。乙二醇价格有望随长丝价格抬升震荡走强，但受限于行业本身供需关系，预计乙二醇价格贴着成本端运行将成为常态。（三）己二酸：供过于求将暂难改变，微利或将成为行业常态己二酸简称 AA，常温下为白色结晶体，是脂肪二元酸中用途非常广泛的化工品，能发生盐反应、酯化反应和酰胺化反应，并能与二元胺或二元醇缩聚成高分子聚合物等。下游主要应用在尼龙 66 和聚氨酯领域，国外以尼龙 66为主，国内以聚氨酯为主。2019 年己二酸国内有效产能 248 万吨，产量 142 万吨，产能利用率为 58%，行业供给偏宽松。出口量为 34.4 万吨，占国内总产量 24%，在国内无法消化过剩产能的情况下，出口已经成为关键变量。2020 年上半年受疫情影响，国内浆料、鞋底等下游行业开工率大幅下滑，己二酸内贸需求承压；出口量自 4 月份后同比大幅下滑，1-10 月份出口量同比下滑 14%。供给端看，重庆华峰 51 万吨产线和华鲁恒升 16.6 万吨产线将在未来一年陆续释放，供大于求局面短时间内难以改变，己二酸企业微利或将成为行业常态。长期来看，具有成本优势和核心技术突破能力的企业才能获取超额利润。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告出品方/作者：华创证券，张文龙）如需完整报告请登录【未来智库官网】。

近期工业品整体涨势较猛，我们趁此机会对西北的煤化工企业进行了走访，一是深入产业，加深了解，尤其是对西北的几套相对容易混淆的MTO装置进行一个比较详细清晰的梳理；二是了解目前产业链中各个企业对当下化工品价格的看法。此次调研历时8天，从西安出发，途径西安、延安、榆林、达旗、最终结束于大路工业园。走访了多家聚烯烃、乙二醇、甲醇生产、贸易、运输企业，以下是各家企业的走访详细情况。DAY 1 西 安聚烯烃贸易企业A母公司成立于1996年，是一家致力于橡塑流通领域，集原料经营、仓储物流服务及技术咨询为一体，在国内拥有较高的知名度和良好的口碑，目前拥有20多家分公司。此次走访的企业A就是其中一家，此公司于去年年底成立。主要代理中石油西北公司陕西的资源。销售的下游企业种类较杂，整体产品比较低端，附加值低的农膜、注塑为主。高端占比不到20%。（最高端医疗类、食品类），管材料需求较好，主要由于关中地区正在进行国家水网改造，需要大量用HD，西北地区管材生产主要在银川和兰州。目前整个陕西聚烯烃需求30-40万吨，大多产量还是需要外销。中石化已经退出陕西市场，市场主要是中油和煤化工资源为主。现在陕西市场无论煤头油头都依靠竞拍成交，市场平分秋色。目前产业往西北转移，带动了当地的需求提升。农膜方面陕西当地基本被山东地区农膜企业所覆盖，陕西本地企业难以竞争。2020年，中石油西北大区聚烯烃产能共投放30万吨；陕西本地塑料主要来自蒲城清洁能源，距离西安近是其主要的优势；后期还有延能化的装置准备投产，西北产能后期将进一步增大，延长、中煤等装置主要直接火车拉往外地。对接的下游大小客户都有，贸易方式也不同，大型下游大多会在年初定半年左右长约（会参与点价交易，部分企业有5000吨左右的长约量），另外的小型下游由于企业体量较小，一个月几十吨的客户较多，对期货接受度不高，很多对点价没有认知，对贸易仍然停留在传统交易的层面。公司区域划分比较细，比较限制贸易扩张。总部层面会统一参与期货交易、点价，主要用于套期保值。但套保比例很低，大约3%。主要原因还是在于关中下游市场对期货接受度仍然较低。目前对降解塑料暂时还没有参与。LD今年行情较好，最好的时候日涨幅达到800-1000元，认为短期下游包装膜不会因为LD-LLD价差高出现替换，但是时间如果超过3个月，可能会考虑调整配方。受疫情反复影响，纤维料需求一直很好。近期价格上涨有显，拉丝料在9000元左右，下游编织工厂接受难度大，有暂时停止生产的想法，等待价格回归合理价位。今年EVA因为光伏需求非常好，很多与LD联产。这波涨价以LD为代表。LD下游量比较小，小众需求，国内投产意愿比较低，主要靠进口。公司当下对拉丝料价格表示观望，总体认为价格偏高，策略上认为在8800以上除非有客户预定要，不然坚决不主动接货。聚烯烃贸易企业B公司成立于2014年，集塑料制品的加工、生产以及销售；塑料原材料、橡胶原料以及制品、化工原料以及产品的销售等服务为一体的综合性公司。公司主营国产煤化工，油化工等各类聚丙烯聚乙烯原材料，市场涵盖了陕西和周边省份以及华东、华北、西南、华南等地区，尤其薄壁注塑餐盒产品专用料终端销售量占比高达80%以上。公司拿货模式主要来自上游工厂采购，占比90%，临时外采占比不到10%。陕西一年用量50多万吨（塑编协会统计）。给下游定价主要方式是在出厂价基础上+30元/吨，蒲城另有10元装车费，实际只赚20元/吨，基本只赚价差，自己会留一些现货敞口，标品货源可能会考虑套盘面，一般正常情况企业保留2-3天库存。公司目前成立了期现部，目前正在招人，计划在华东操作期现和点价。目前西北上游企业想扩大直销比例，不想让贸易商分一杯羹，正在大力开发终端客户，但是终端开拓很难。考虑到账期、规模等因素，参与难度很大，以目前的产业格局看，贸易商仍是必须的，不然上下游衔接不起来。目前整体陕西直销率在50%以上。这波上涨西北贸易商整体还是现货多配了一些。西北到华东运输主要汽运，火车也有。西安到临沂车运费用大概250左右，到华东350左右。大体上看铁路会比汽运便宜60-80元/吨，铁路运费波动不大，大多波幅在30左右。但是铁路运输有周期，下游在当天下单上游不一定能发货，可能会拖延2-3天，到货比较慢，至少需要一周时间。季节性上，大雪天对火车运输依赖比较大，因为汽运会受高速封路影响。最近聚烯烃价格涨势较猛，下游有抗拒，有数家对接下游考虑停车。薄前期拉丝共聚价差拉平，公司看扩大，相对价格偏低，目前拉到400，有部分资金盘面套非标，目前绝对价格偏高，目前9100的西北共聚，公司认为高估。也发现部分下游开始用粉料或者过渡料替代。薄壁最近需求增量的比较快，下游设备数量增加的很快。主要也是受外卖需求好的影响。前期农膜行业前期修改标准计划增厚以减少破损浪费，但是落地难度比价大，商家考虑成本仍然不愿意增厚。而且农膜厚了会影响弹性与韧性，某种程度还是影响使用。 DAY 2 延 安聚烯烃生产企业(MTO)CMTO企业C是集煤化工、天然气化工和石油化工能源综合利用的新型能源化工企业。下属共有180万吨/年甲醇装置，去年年产量约181-182万吨左右。42万吨/年HDPE装置，30万吨PP万吨，另外还有2.5万吨/年乙丙橡胶装置、20万吨正丁醇和8万吨的2-丙基庚醇。由于在今年6月之前装置仍一直处于试运行，年初全年目标产量聚烯烃62万吨，目前稳定生产，目标不减，已经完成生产66万吨，现在目标全年70万吨。从产能上看，180万吨的甲醇产能与72万吨的聚烯烃产能并不匹配，这是因为工厂还有部分乙烯来自石脑油裂解。厂区在2013年立项，中间缓建2年，先后订址黄陵、洛川，最后到富县，所以虽然投产较晚，但是仍然用的是一代DMTO技术,目前烯烃操作能力在60%- 105%。计划2021年8月会检修技改（，技改后负荷可以达到110%。附近自己有油田，天然气属于其中的伴生气，没有进国网，厂区自己拉了管线，所以不受西北限气影响，天然气成本1.09元/立方。厂区的甲醇生产不经过精馏，直接用于生产聚烯烃，含水9-10个点。有粗醇罐3个2万吨，还有一个小的，因为外购的是精醇需要单独放，总罐容大约1万吨，另外还有聚烯烃库容1万吨。另外聊到聚烯烃装置的切换与检修，由于装置大，过渡料产量高，牌号切换并不容易。检修一般考虑全场区甲醇聚烯烃一起停车，一般2-3年大修一次，开停一次需要大几千万。公司前10个月略亏，月均营业额接近5个亿，本月烯烃价格好， 目前营业额已经接近5个亿。聚烯烃销售以网上拍卖为主，运输则以铁路为主，公路为辅。液体则以公路为主。聚烯烃的目标主要是长江三角洲、珠江三角洲以及京津冀地区。全国有30所中央仓库辐射20个省。DAY 3 榆 林液体化工运输企业D公司主要操作陕西的液体化工运输，是陕西最大也是唯一一家总车数超过100台的运输公司，公司总共有450台车，自有车辆将近100台，其余为挂靠车辆。其中250台左右负责甲醇运输，30多台车负责醋酸运输。，另外也承担LNG、煤焦油、柴油的运输工作。目前主要给神华榆林做运输，一天3000吨左右，约占神华的一半。经营上面偏好固定长约，主要由于公司车队体量较大，优先考虑利润稳定。明年5-6月之后神华基本结束外采，省内运输需求会大幅下降，会考虑向外省拓展，同时考虑部分裁减车队。运费方面，短程（100公里内）一般是单程运输，单程运输费用大致按照0.45元/公里参考（0.45元/公里当中运力成本当中油费20%-25%，过路费15%，工人工资30%。）远距离单程一般不考虑。极偶尔发车单趟到山东运费大约450。更多的是双程运输，榆林到山东300元/吨，返程200元/吨，（一般双程运输的参考0.3元/公里左右定价）。一般榆林去山东运甲醇，返程运油品。目前运输车辆以铝合金罐为主，甲醇拉完拉油不用洗。如果洗的话，大约一次300-400元，打水蒸汽，耗时2个小时左右。目前个人买车跑运输大约2年可以回本，公司考虑场地及财务成本需要3-4年。甲醇短途车主要以烧柴油为主，长途车烧LNG。目前国5标准已经没法进入厂区，柴油车国5标准还可以继续运输工作。陕西省内国三在近三年内报废有补贴，金额大约在 2-3万元/辆，主要对象是14年之前的老车，但是报销体量较大，实际补贴兑现有问题。甲醇生产企业E企业E是天然气制甲醇企业，是中国最早的一批甲醇企业，工艺上改为煤制。拥有60万吨/年甲醇装置，去年技改之后生产能力可达70万吨。2019年该企业维持超负荷开工水平，2020年截止目前生产的产量在71万吨左右，预计今年全年产量可达75万吨。前期甲醇装置故障检修刚刚结束，目前甲醇库存较低，企业甲醇库容6万立。企业建厂时间较长，产品质量较好，乙醇含量多在20PPM以下；目前以长约及现货销售为主，2019年企业长约占比50%，主要为周边烯烃需求，现货量多汽运至河北、山东一带。随着后续烯烃外采量减少，该企业计划再次启动其火运优势，此前考察企业车皮线路于2016年停用，不过该企业火运发车装置有约13条线，一车皮40吨左右，可同时装车8-9车皮，销往华东区域铁路运费不确定，至浙江预估500-600元/吨。如果西北烯烃配套甲醇装置投产顺利的话，本地附近甲醇消耗最多在20万吨左右该地未来销售路线大概率向东走。从汽运运输来看，本地煤制油稳定之后明年回程车有减少可能，山东至此运输有上涨可能。今年甲醇全年低位运行，企业处于亏损状态，完全成本在1750元/吨附近，现金流成本大约1400元/吨，原料煤外采为主，单耗原料煤燃料煤合计单耗2.05吨（煤炭来自集团内部，运费38-40元/吨），另外耗水8吨（水成本较高，10元/吨水），电费0.45元/度。从煤炭价格来看，目前在490元/吨，高于5月份150元/吨。目前陕北煤炭转化率22%附近，后期有提升空间。厂区基本保持2年一大修（明年是大修年），正常装置春检和秋检时间不固定。对延长中煤二期投产的看法，认为其甲醇空分装置有问题，其需要持续外采2万吨/月，甚至可能持续到明年6月份。DAY 4聚烯烃生产企业(MTO)F陕西公司主产品设计产能60万吨的聚烯烃，近几年实际平均产量将近70万吨，负荷把控属于附近区域的一个标杆，厂内聚烯烃库容2万吨，拥有20多个异地库，总库容在10万吨以上。甲醇制烯烃单耗大约在3左右，煤到烯烃的转换大约9比1。副产品有C4-C5，丙烷、MTBE和丁烯，工厂有裂解深加工装置OCU，可用富裕的C4生产丙烯乙烯，可根据C4和丙烯、乙烯的价格和相对利润，进行产品选择性生产，聚烯烃能产23个牌号，特别高端的做不了，只能做到比通用料线性拉丝稍微品种高一些的料，总体牌号切的比较少，产通用料的时候负荷可以开的更高，因此切高价料并不一定划算。同时是公司对产品创新有要求，偶尔会处于政治性考量的牌号切换，承担了央企的社会责任，疫情期间产了大量S2040。另外关于牌号生产切换，生产企业与销售公司有沟通机制，一月一次产销协调会，会根据市场调整。目前牌号切换技术成熟，一天就可以完成，过渡料较少，今年整体牌号切换并不频繁，拉丝的量比较大。明年陕西公司二期CTO可能考虑明年开建，目前处于环评阶段，初步计划可能倾向高压。产品销售方面，企业目前产品80%给贸易商，长约为主（长约主要是为了确定贸易量），具体每一单再签小合同（为了确定价格）。销售模式和中石化相似，客户有等级划分，主要根据贸易量参考，价格上会有奖励机制，计划性会比较强。PP主要去华东，PE主要去华北，这几年西南需求好,去西南的量逐年增加，去西南汽运300多的运费。公司没有自己的运输公司。输完全依靠第三方车队。产品定价机制方面，公司设有定价委员，参考两桶油各地区报家，近期开始更多的参考宝丰、大唐等煤化工企业的价格，结合自身库存和产品品质进行定价，从而实现工厂的产销平衡以及工厂和贸易商之间的合作共赢。公司有计划参与期货套保与外贸。检修方面，今年刚检修一个月，明年预计不会有检修。上一次在17年，甲醇基本与烯烃同步，偶尔甲醇装置出问题会考虑临时外采，来源是周边甲醇厂，但远兴100%供蒙大，开车以来只外采过一次，大约十多万吨的量。本次技改加了气化炉，目前共7台。今年疫情期间公司的经营情况。认为今年整体聚丙烯行业价格比较低，本地库异地库基本都堆满了。下属还有个煤机制造厂，当时作为一个应急临时仓库。厂库聚烯烃设计库存能力2万吨，今年疫情期间被迫放到了3万吨。赛科纤维料卖到2万多的时候，中煤榆林纤维料最多卖到11500，因为领导要求不能哄抬物价，当时产品倾向于直销给口罩厂，例如道恩等企业。当时在疫情的冲击下催化剂紧缺，虽然切换了，但是产量仍然并不大（S2040仍属于小牌号）。聚烯烃牌号今年只新增了S2040，其余牌号整体稳定。疫情期间甲醇价格低迷，但公司仍不考虑不降负荷外采，主要考虑自身体量较大，降负荷外采会立马提振市场，意义不大。对于聚烯烃后市看法，认为年底可能行情大概率就最近这一波了，下个月就开始对供需逐步悲观，对线性不太看好。聚烯烃生产企业(MTO)G公司于13年开始建设，15年12月25日投料，一次成功，2016年就达成投产超产前期，当年产量63万吨。公司MTO采用的是DMTO-1，设计产能为30万吨PP ，以及30万吨高压聚乙烯，没有转产EVA。设计可生产PE14个牌号，PP157个，已经生产的是22个。聚烯烃加工成本2000左右。前期连续2年亏损。设备国产化率达到90%。空分、压缩均为国产。上游前期没有甲醇配套装置。现在即将投产设计产能180万吨甲醇，同时联产40万吨乙二醇。有4个甲醇罐，共计12万立方。前期最多放过超9万吨，安全液位大约在80%。聚烯烃库容很低，8000吨就到预警线。下游要加可降解塑料PGA，今年刚立项，同时集团要求在明年12月投产，建设周期极短。MTO单耗为2.97-2.98，曾经开到过负荷110% 目前是105%左右。今年预计全年产量57万吨。主要因为今年四月经历了57天的一次检修。甲醇投产后聚烯烃负荷不会提升。一小时进料238吨。前期甲醇外采基本全是长约，采用第三方平台的月度价格结算，短期出现极端价格也会考虑周均价结算，但仍然参考第三方报价。92以上的粗醇就可以，新投产的甲醇也是粗醇。（目前外采的999甲醇，甚至买回来后还需要加水）采购甲醇在300公里以内，最远到过新疆广汇，之前大概有过一年左右的长约，汽车发货2000多公里，当时汽车的运费不比铁路高，甚至还更灵活一些。甲醇前期外采基本全是长约，采用第三方平台的月度价格结算，短期出现极端价格也会考虑周均价结算，但仍然参考第三方报价。MTO检修方面，基本每年会有小修，时间跨度在10天至一周左右，自己有罐容，基本对市场没有影响。15年开工到今年，就在今年4月检修了一次。根据这次走访情况来看，国内MTO装置运行目前都很稳定。聚烯烃排产原则以销定产，主要参考利润和客户需求，可能每年的产品结构都会改变。PP的K8003、S1003拉丝料是主产品。另外要在公司开户，竞拍最小单位是30吨（一车），提货期为一周内，基本在异地库提货。集团共有30个左右的异地库，厂库提货很少。聚烯烃销售上首先考虑销路畅通，目前价格较高，但下游抗性不大。定价上神华榆林、包头、新疆统一定价统一销售，上方有统一的销售公司协调资源。销售主要30%-40%直销代理，剩下的以网络竞拍为主。180万吨甲醇新装置动态方面，目前计划12月中下旬试车，达到满负荷需要一个过程，试车负荷6成，试车负荷到满负荷的时间不好判断。目前市场对冬季开车有担心，但表示对冬季开车很有经验，认为外界传闻的需要到3月才开车的说法站不住脚。前期空分、锅炉、气化炉等分段试车已经完成，即将开始联动试车。装置共3+2个气化炉，因此神华也是目前全国最大的单台气化炉。甲醇开产后外采订单会慢慢退出。乙二醇明年5-6月投产，也是集团内唯一一套。成本大约在3300左右，现在已经在建立销售与贸易团队。乙二醇投产后不会影响甲醇产量，不是共用合成气。测算过明年乙二醇的投产后的情况，至华东铁路运输与汽车运输成本只差几十块钱，销售至华东运费大约800元（EG的罐子要求特别高，不能混装，不能像甲醇一样返程拉油，只能空返，因此成本高。）根据现在华东将近3800的价格，已经做好了投产即亏钱的心理准备。DAY 5聚烯烃生产企业(MTO)H公司成立于2005年12月31日，位于内蒙古自治区包头市西南的九原工业园区科技园内，距离包头市中心约30公里，项目是世界首套、国家级煤制烯烃示范项目，总投资147.6亿元，占地面积约250公里。一期除了MTO装置其余装置全部依靠进口。年设计生产主产品聚乙烯30万吨、聚丙烯30万吨和部分副产品，包括硫磺、戊烯、甲基叔丁基醚（MTBE）、2-丙基庚醇等，项目有5台气化炉(每台日耗煤量1500吨)，产品统一销售，销售总部在包头。聚烯烃主要销往华北和华东市场，以华北为主。2PH（二丙基丁醇）、MTBE、C4、C5等副产品主要在天津，山东等地区销售。近年产量突破设计能力，开工率逐年提升，至今累计生产聚烯烃591.58万吨，向集团上缴利润23.5亿。今年前期计划生产63.5万吨，目前已经完成生产任务，截至目前产量为（11月底）为64.17万吨，销售64.28万吨，产销基本平衡，预计年底可以生产70万吨左右。70万吨产量中PE产量略微会高2万吨左右。预计到月底8700万盈利，预计到年底盈利1亿以上。（1-6月基本全面亏损）。策略上会根据利润情况选择甲醇还是烯烃装置降负，甲醇外售与临时采购都有发生。目前公司正在积极推进二期工程项目的论证。二期大致200万吨的甲醇已经确定，50万吨的PGA（生物可降解塑料）以及107万吨乙二醇确定（与PGA原料联产），剩余终端路线尚未确定，另外神华榆林5万吨可降解塑料计划明年9月生产。论证大约需要到2024年左右，实际投产可能需要到2026年之后，二期计划产品从单一化向多元化发展，二期准备继续做全国示范，气化炉、空分等装置计划全套国产。C4、C5计划转聚烯烃。MTO单耗为2.94，一个小时进料260吨。今年3-4月降负荷，主要因为疫情需求不佳以及运输受阻导致胀库，负荷降到8成，导致成本提高（折合一吨聚烯烃成本上升500-600元/吨），全面亏损。去年10月份检修过一次，明年检修计划预计在10月份，具体还要考虑运行情况，但大概率是全厂区全部停车。今年原计划有16天的检修，由于今年效益不好，以零星检修的方式完成。装置早期基本是每1年半检修一次，目前慢慢放长至每2年检修一次。公司聚烯烃金属元素含量控制的很好，杂质方面优于石化企业。总体考虑，在原油60美元以上，煤制烯烃企业才比油制有优势。聚烯烃销售价格比较灵活，参照石化行业做比价，与榆林不同，基本没有长协长约。全密度装置HD与LL的年产量，以线性7042为主，销售竞拍为主。HD、LD与LL的成本大致相同，牌号不同有差别。全密度装置调整不按需求调整，也不参考价差和利润，工厂会在年初定下生产计划，全年贯彻。（主要考虑物料平衡，每吨全密度装置调整不按需求调整，也不参考价差和利润会在年初定下生产计划，全年贯彻，主要考虑物料平衡（每吨HD和LLD丁烯单耗差距0.08），个别时候会考虑高附加值产品。今年生产纤维料S2040共1.8万吨，体现了国企担当，目前想开发一个新的技术，S2040H。异地库与整个集团共用。曾与下游企业对接过，考虑直接在厂区内直接建塑料膜厂，但是由于是国企，这样的合作形式审批难度极大。DAY6甲醇生产企业 I目前该集团拥有甲醇年生产能力212万吨，稳定轻烃年产20万吨（2018年底投产，2019年8月8日开，与易高装置相同，开工不太稳定，去年只开过2次，大约1-2个月）。该企业后续有年产15万吨的有机硅项目（明年6月投产，15万吨有机硅消化甲醇12万吨）、年产12万吨的甲醇钠项目（明年3-4月份投产），以及石墨烯项目，还有20万吨DME项目。后续随着MA下游产业链的完善，MA自用消耗量预计能达60%以上。除此以外，近期准备投产两个新技术装置（加氢气化、催化气化），属于煤制气，主产品是LNG，年产量大约产量2亿立方。开工后会减少甲醇的合成气来源，之后每开一套大约会影响甲醇300吨-500吨日产量。内蒙厂区实际产量能达到160万吨（也是今年年初的计划产量）。但今年由于疫情与较多的故障，最终年产品估计在140多万吨。（由于设计时长是7200小时，因此明显开工率表现会比较高。极限开到130%）。厂区现有6万立交割厂库（以前是2万立方），明年还有2万立的新规划，交割库贴水太大，交割库有些形同虚设的感觉。销售端70-80%交付给长约，目前库存是负的。在东盛配有800万吨的煤矿。但热值比较尴尬，为4800左右，作原料煤不够，作燃料煤浪费。因此甲醇的原料、燃料煤主要外够为主。（燃料煤使用4500，单耗1.6+，原料煤5500，单耗0.6+，由于燃料煤热值低，单耗略高）厂区位置不好，离煤矿较远，距离主力原料煤矿240公里，动力煤矿距离100公里（与世林同一个煤矿）。自己的煤炭发秦皇岛。厂区共15个鹤位，一个车40分钟（与大多工厂相同），装运西北荣信最快（管道粗），25分钟就好。明年4月有大检修计划（换催化剂），25天左右，2套60万吨的装置轮修，先修二期。今年前期故障确实很多。甲醇装置一般合成和空分的问题比较多，检修概率比较大，尤其是空分。开停车一次400-500万成本（短停），利润不好会考虑降负荷。检修配件方面，国企喜欢用进口的（会考虑最好的），但是新奥这些私企，会考虑性价比，用国产。销售方面，主要给附近MTO供货有长约，大约一个月4万吨左右。山东盛德源25万吨的二甲醚近期在内蒙古周围新建厂区，将给与长期供货（管道运输）。内蒙古整体配套服务以及环保政策上面有优势（环保要求没那么高）。认为明年开始西北压力会很大，外省方面跟渤化有合作倾向，认为渤化5月份会投产。认为目前市场有较高的隐形的需求，延安能化每周外采几千吨。燃料方面，目前主要使用的主流危化品燃料有甲醇、杂醇油、混油、渣油、废油等，近期环保查的越来越严，现在只要烧出来有味道的，有废气的都没法使用。因此目前对甲醇燃料需求反而越来越大。另外今年烯烃开工率高，利润太好，是今年甲醇隐形需求最大的增量。另外还有不少甲缩醛、草甘膦新建的工厂，公司当下也在考虑MTA装置。公司认为西北价格能挺住，主要认为公司库存低，了解到的下游库存也不高，尤其是山东库存也不高。同时认为明年神华榆林、鄂能化投产后必然会影响西北供需格局，认为发货至少发到鲁南，但是到华东与进口货竞争压力很大，往南最多到只能到连云港。DAY 7乙二醇、甲醇生产企业 J公司成立于2006年；2010年10月甲醇装置建成，2011年4月正式投产，2个月后满负荷。企业拥有年产20万吨甲醇（多元料浆煤气化, 早期计划是30万吨甲醇，最高时候达到33万，由于乙二醇合成气来源与甲醇共用，乙二醇装置投产后，甲醇产量下降至20万吨。）、14万吨MTG（甲醇制稳定轻烃装置）及一期12万吨的MEG项目（2018年4月份投产，本来计划为24万吨，乙二醇市场较差，取消改为DMC）。其中MA装置可开满年产可至33万吨，MTG装置停车许久暂无重启计划；MEG采用上海浦景化工的技术。甲醇单煤耗大约在2左右。甲醇满负荷可日产1050吨。乙二醇现金流成本约在3600元/吨，甲醇在1700元/吨，装置偏小，单耗高，由于甲醇也亏损，所以合成气的使用没有调整。目前三台锅炉轮检，停一台会使得蒸汽不够，无法精馏，目前甲醇日产650吨。目前甲醇、乙二醇都处于零库存，周边销售情况略紧。销售方面基本就是最原始的现货销售方式，没有长约，但附近MTO会稳定每天拿一些。销售主要靠汽运。乙二醇有三个装卸台，甲醇有一个装卸台。甲醇有两个大罐，一个合理容量约1.2万吨，乙二醇只有一个1万吨。因为日产量低，疫情期间罐容压力也不大。乙二醇往华东大约550的运费，海运汽运都有。乙二醇还可以发铁路（因为华东距离远，1000公里以上铁路运输划算），其中海运相对成本低一些。冬季销售中会有一半会卖给燃料市场，觉得燃料市场对冬季需求支撑很强，今年价格低，以及环保因素，甲醇价格比天然气合适，今年燃料需求会表现特别强。主要终端是直接烧锅炉和醇基燃料。说起为什么甲醇性价比比天然气高但是下游不优先考虑甲醇锅炉，说是主要处于安全考虑，甲醇是危化品，甲醇锅炉仍然处于灰色地带。检修方面，目前基本维持两年一大检修一年一小检。4-7月的时候乙二醇价格太差，因此曾经合成气全部转为甲醇。全年计划25万吨左右。乙二醇从成本考核，最低负荷也得开到85%，不然就不如不开。目前仍然优先考虑优先生产乙二醇。有机硅主要工艺为合成气制草酸二甲酯制DMC，因此DMC上市后EG量会减少大约一半，目前市场对DMC预期利润很可观。对后市觉得近期基本调整到位，短期可能会稳一稳。前期下游本身库存低，需要补至安全库存，近期涨价太猛，目前心态上比较偏观望。甲醛、醋酸还不错。就MTBE差一些。公司对于盘面套期保值基本不参与，上市风险把控比较严，目前没有专业团队，尚无参与期货打算。甲醇生产企业K公司有一期年产60万吨甲醇（前期规划120万吨）项目于2012年10月份投产，集团拥有煤矿约3000万吨。累计投资170亿元建设沙圪堵循环经济化工园区、大路煤制甲醇化工园区和乌兰察布市旗下营氯碱化工园区，就地转化煤炭700多万吨，形成年产440万吨煤化工产能。厂区3套锅炉（2开1备），2套空分。副产品有硫磺硫酸。目前情况看前期计划的二期60万吨甲醇装置可能不建了，目前正在考虑其他装置，未来考虑煤制乙醇35万吨，已上报，尚在讨论中。上游有自己的煤矿，原料煤燃料煤都有，原料煤基本热值采用大于5500大卡的煤种。共有4个甲醇罐，平时用3个，1个备用（疫情的时候也没有启用），每个有2万方的罐容。厂区共8个鹤位，只白天装货。甲醇实际年产量在70万吨以上，一天约在2200吨左右。主要发货山东、河北以及周边，（周边占约20%，主要是附近MTO，外省占比约80%。）其中长约占比约80%。河北主要供二甲醚企业，长约大多在年底商谈。长约量如果没有拿满，基本依靠双方协商，没有销售的量依靠其他的客户消化。今年销售情况还不错，基本每月完成计划。定价参考大路园区企业。运输主要靠第三方车队，其余依靠返途的回程车。目前销售基本保持0库存的状态，现产现销，不会根据价格形式判断对库存进行调整。厂区离久泰MTO距离非常近，一般直接按出厂价报价，运输按趟计价。运费MTO出，每周二定价，每年供MTO大约3-4万吨。往港口会供浙江MTO，通过天津港走船。提货周期最长14天。历年检修大体平均参考13-14个月大检修一次，时常大约1个月左右。明年大检修计划在3月份。认为冬天涨价与冬季燃料关系比较大。近期荣信停售，周边下游需求挺好。认为国庆后传统需求还是比较稳定，但比起前期提升并不明显。总体而言对未来行情态度谨慎偏乐观。DAY 8聚烯烃生产企业(MTO)L西北极具潜力的大型民营化工企业，公司前身最早成立于2002年，是中国最早的煤化工企业之一。新公司成立于2007年，装置于2010年10月份投产，11月销售至19年5月直至二期MTO装置投料，60万吨的MTO项目立项于13年，19年6月正式投产。目前已经投产的有100万吨的甲醇和60万吨 MTO装置， MTO装置甲醇消耗量在180-200万吨，大约有80万吨左右的缺口。前期有延期的200万吨甲醇和配套100万吨乙二醇项目，其中甲醇明年年底前必须投产，乙二醇进度上大约会相对慢半年左右。（200万吨的甲醇装置预计甲醇年产量可以达到230万吨，乙二醇的甲醇单耗大约在1.5吨甲醇左右，因此100万吨的乙二醇可以消耗150万吨甲醇，剩余富裕甲醇用于弥补MTO甲醇缺口，全部投产后整体企业可以完成内部甲醇平衡，但是乙二醇投产有推迟，明年年底甲醇将会出现大量外售）另外三期计划了100万吨的甲醇和50乙二醇，时间相对不确定，后续还有PTA（煤制PTA，即MTA技术）和PET（PTA和MEG落地后，最终完成一块煤到一匹布）。另外还有规划在临沂临港区上PDH装置。是全国唯一一家通过甲醛法量化产MEG的公司，能够适用于长纤（普通煤制乙二醇通常只能掺混油制去使用），纯度比较高，杂质比较小。同时如果未来MTA装置投产也将是内地唯一一套PTA装置。MTO目前开工率在110%左右，目前只产标品7042与2080。PE端是全密度装置，19年产了部分8007、8008等低压产品。排产主要根据利润考虑，没有特别大变动的话，基本产7042为主，明年MTO有规划检修，技改后可以投产低压管材和低压中空。聚烯烃主要销售面向华北，没有向华东辐射。主要汽运，没有异地库，整体运输距离比较近，最南端到河北山东。（1000公里以内，一般发货后24小时内可以到）。近期下雪发货有影响，一般影响0.5天-1天。甲醇与烯烃成交基本都是以招标的形式（送到价）。直销比例在10%左右（主要通向改性料、塑编、BOPP），其余90%通过贸易商消化。今年西北大的甲醇厂基本都检修完了，明年甲醇春检量不会太大。下游反馈方面，认为BOPP订单没有问题，可以维持到年底。塑编这边有一些压力，加工利润比较低，终端基本是月度订单，因此12月初下游塑编可能会调价，了解下来整体成本还是可以向下传导的，塑编制品库存前期有积压，随着这波 PP上涨，已经消化的差不多了。对于后续PP行情，认为前期的主要逻辑盘面已经兑现，短期可能会有一个回调，但以对目前的下游反馈，认为下跌空间不会很大。小 结聚烯烃供应端从我们本次调研情况来看PP拉丝排产回升至中性偏高水平，LL排产比例同样处在中性偏高水平，非标来看LD依然强势，HD相对弱势，从全密度装置的排产情况来看，大部分均已转产LLDPE，故非标转产压力已相对前期有所缓解。近期石化库存压力初显，石化价格出现下调，但从整体显性库存水平来看仍显健康，新增产量与进口缩量部分抵消，PP和L估值也逐渐回调至合理水平。关于后市看法，PP拉丝由于前期上涨过快，下游塑编企业利润不加相对抵触，但由于价格月结算，原料价格上涨也可以传导到下游，压力不大；BOPP利润较好，目前订单多维持到明年1月，但从BOPP企业原料备货情况来看，多数备货25天到1个月，锁定利润，时间上来看与下游订单也比较符合，上周BOPP原料采购有所放缓，多消化库存为主，后续需要观察下游订单的持续性，总体来看，下游有边际走弱的迹象，但短期难言拐点。LL下游农地膜整体需求季节性走弱，部分区域如西北地区农地膜需求较好，另外双十二、圣诞节前包装膜需求仍然较好，包装膜需求支撑仍存。预计回调幅度有限。甲醇情况内地情况整体好于预期，厂家上游普遍库存极低，预售情况较好，不少企业实际库存为负，由于提货期的存在，资讯网站的内地库存实际不能表现真正的厂家销售情况，需要结合预售数据来综合判断，目前上游库存结构非常健康，且确实存在超预期的统计外需求，比如有机硅、甲醇燃料等，我们判断短期内地价格比较中性，结合近期伊朗与国内西南装置的限气问题，同时港口整体高库存低流通的格局综合判断，01合约下方回调空间有限。但另一方面，明年鄂能化（元旦后投料）、神华榆林（根据走访情况，12月下旬如预期投产相对可能性较大）、久泰装置投产之后，内地确实压力较大，整体陕北、内蒙地区甲醇需要向山东大量流出以达到新的平衡。乙二醇煤制工艺迅速发展，已建和在建的煤制装置逐渐增多。工艺不同，各生产厂家的生产策略有所不同，通常一头多用的装置会根据经济效益调节产量，若乙二醇经济性较好，会满产乙二醇；若乙二醇经济效益差，则会转产其他化工品。西北地区尽管煤炭资源丰富有一定的成本优势，但由于主要销区在华东地区，运费相对较高，在现货价格低位运行时西北厂家还是比较煎熬；且从品质上考虑，煤制和油制乙二醇还是有一定的差距，仅有部分煤制乙二醇属于聚酯级。传统工艺来看，目前西北地区部分前几年计划投产的小装置已经取消，按原计划投产的装置，产能相对较大。展望后市，乙二醇整体投产压力仍然较大，供需格局难有明显改善，但目前估值已经处在偏低水平，整体估值逻辑仍然受成本端主导，近期原油受OPEC+谈判利好支撑，乙二醇价格重心预计随着成本的上移，继续做空性价比不高。作者：南华期货咨询服务部 戴一帆Z0015428

调研初衷自2020年以来，我国焦化新旧产能转换加速，国内煤焦钢产业链供需格局发生转变，围绕着焦化产能释放、下游粗钢产量压减情况，焦炭产量增加与下游需求减少矛盾逐渐突出。在此背景下，Mysteel煤焦团队于3月15-19日组织Mysteel西北（内蒙古）地区焦化产能新增实况调研活动，对蒙宁两地冶金焦主产产销存、物流、新增产能在建和待建等情况开展了实地探访和调研。摘要一、价格表现：推动焦炭价格自2020年8月20日至2021年2月1日连涨十五轮合计涨幅1000元/吨。而今年2月下旬开始焦炭首轮跌价至今已下跌六轮合计600元/吨。截止笔者发稿，已有山西、河北两地钢厂提降焦炭采购价第七轮，蒙宁两地二级冶金焦场地结算价1800元/吨，个别焦企已超跌第七轮寻求消化库存通道。据不完全统计，蒙宁两地焦企合计39家场地冶金大焦堆存约61万吨左右。详见表1。二、调研小结：宁蒙煤焦产能今年内增量不及预期，就上半年来看，新产能出焦宁夏地区共计165万吨，内蒙古地区480万吨，但产能陆续在二季度集中释放。Mysteel周度统计全国焦化淘汰和新增产能数据显示，2021年一季度计划新增产能预计3050.25万吨，宁蒙两地今年一季度新增产能645万吨，占比约21.15%，但理论烘炉和出焦时间及最终出焦时间存在错配，且受地方环保、能耗等影响，645万吨完全释放或将延迟到今年年中。而内蒙古地区出台文件明令要求全区域在2023年之前4.3米焦炉必须淘汰，蒙焦作为下游钢厂降本增效的配焦，未来三年内整体供应总体基本持平。具体从表2可略见一斑。三、高度关注：内蒙能耗双控政策可视同为环保2.0版，对整个内蒙的工业生产均造成不同程度的影响。目前已波及当地合金、洗煤行业，内蒙古巴彦淖尔市乌拉特中旗乌不浪金泉加工园区十五家洗煤厂须停产到3月底。而煤矿、焦企集中的乌海、鄂尔多斯棋盘井等地焦企、洗煤厂均被通知减产。截止笔者发稿，乌海及周边焦企减产范围扩大。综合来看蒙宁两地的焦化新增产能建设不及预期，后期新建产能落地规模不及预期。建议关注对供给影响重大的硅铁、电解铝、炼焦煤行业。表1表2以下是本次调研企业部分纪要：煤矿A：动煤产能6500万，实际产量6100万，在产矿井14个。受宁夏贺兰山环保、资源枯竭等诸多因素的影响，整个宁夏未来几年都没有煤矿的新增产能，公司在产矿井挖完就关。宁夏政府一直和中央协商增产事宜，但都没达成。目前每年外采动煤3000万吨，主要来源陕北、内蒙、晋北，意向开拓疆煤资源，但受运费困扰目前进展不大。外采动煤主要供国能旗下火电厂用，也会视煤炭质量轮仓自产煤炭，择劣供火电，优质煤做煤化工用。预计未来几年外采量将增到4000万吨。国能旗下火电发电量占宁夏火电量72%-75%，占宁夏发电总量60%。目前动煤吨价成本220，4500K坑口价360元/吨。焦化B：420万吨煤炭产能，800万吨洗选产能（二期还有200万吨在建），590万吨焦化产能（乌海2个厂区300和170，巴彦淖尔市1个厂区120），其中4.3m产能270万吨，这部分政府要求2023年底前淘汰，目前看2023年完成产能置换的概率不高，50万吨甲醇产能，2*20万千瓦电厂。目前在巴彦淖尔建设二期120万吨焦化项目，预计2022年投产。乌海本地5.5米焦炉配套干熄焦项目在建，预计2022年投产。经了解2020全年实际产焦540-550万吨，销往河北、东北钢厂用户，及天津港零星贸易商。年外采焦煤约700万吨。内蒙古能耗指标严格管控，乌海本地2021年新开工的焦化项目需重新审批能耗指标，而之前计划兴建或原厂扩建焦化项目，若无备案的，基本停止批复。同时认为内蒙古今年无新增焦煤项目，因此对焦煤乐观。焦化C：公司与鄂托克旗棋盘井的HY煤焦化同属于内蒙古HN煤业集团公司，产能合计110万吨。2020全年HY煤焦化实际产量123万吨，超产15%。GNMJH目前日产2500吨焦炭，消耗焦煤4500吨。目前库存情况为：焦炭4.5万吨，焦煤20万吨。折合吨煤成本1100元。对于焦煤采购节奏，以每年的六、七月为时间节点，基本频率为上半年降库，下半年增库，到春节前达到峰值20万吨。目前二期500万吨（8*6.25m捣固）焦化项目已开工，预计首座焦炉在2021年底出焦。预估乌海地区焦化总产能在1800-2000万吨，其中有产能置换预期（4.3m换6.25m）的产能占比40%。但当地刚开始进行，属探索阶段，因此不确定今年置换比例和置换方式等细节问题。根据最新政策要求，当地2023年前干熄焦要求全部配套。能耗双控方面，内蒙政府没做准备，两会期间被中央约谈后，仓促出台政策，地方不知该怎么执行，暂时一刀切，把新建项目全停了，生产行业全部限产。焦化D：五年前注资本地停产60万焦化产能，新厂600万产能，分三期建设。一期300万（4*6.25m捣鼓）于今年正月初五开工建设，1#、2#焦炉计划理论出焦时间在10月15日前后，最迟今年四季度投产150万吨。二期300万在2023-2024年投产，三期化产项目受政策影响存不确定性。据介绍，2020年底前内蒙古备案的焦化项目仅其和内蒙古HM两家拿到环评手续正式开工，其余项目均受环评手续、碳排放等指标影响暂时搁浅。焦化E：公司拥有120万吨焦煤产能、300万吨洗煤产能、100万吨焦化产能。目前在建60万吨还原铁项目属国家高科技项目，预计今年六月投产。公司去年实际产焦115万吨，以钢厂协议供货方式通过河北某大型焦企作为营销总代理，代销费58-60元/吨不等。后期公司意向将100万吨4.3m焦炉置换，与前期备案的新增260万吨焦化产能合并建设两个180万吨焦化项目（炉型不确定，6.78m捣固或气化炉）。公司属国家级高新科技项目，不同于内蒙古自治区定义的高耗能行业，但焦化项目也因能耗指标暂时被卡，目前和有关部委协调和争取启动时间，不确定因素较多。焦化F：公司为内蒙古本地20年老焦企，隶属于ZGQH集团，有400万焦化产能，一、二、三期300万吨均集中在内蒙古阿拉善盟阿拉善经济开发区乌斯太镇国家循环经济园，四期的100万吨焦化在内蒙古阿拉善盟左旗腾格里精细化工园。其中一、二期小计200万吨焦化均为4.3m焦炉，三、四期小计200万吨焦化均为5.5m焦炉。4.3m计划置换成6.78m捣固，该项目计划本月启动，预计2023年投产。据悉，产能置换项目归内蒙古自治区发改委管，新建项目的能耗指标须找相关部委审批。此项目属等量置换，后期新置换比例可能有变化。目前公司即时利润200元/吨，入炉煤成本1150-1200元/吨，焦炭库存15万左右。集团公司领导于2018年初把四期400万吨焦化项目以焦化承包方式，吸引了包括原公司销售部门在内的六到七家统销。据不完全统计，内蒙古乌海及周边地区焦企2020全年平均超产10%，今年预计焦炭增量来自于鄂尔多斯棋盘井的JYMJH的420万吨新增。关于焦化新建项目，内蒙古自治区二十年备案的80%基本取消，目前开工的有鄂尔多斯棋盘井的XBMHG的100万吨、巴彦淖尔市乌拉特后旗的HMMHG一期的剩余的130万吨、GJXCL的300万吨、SHBN的120万吨、HMTX的项目批复300万吨，但能耗只给其司100万吨，因此该项目未来发展存在诸多变数。而HMMHG的二期880万吨还处于远景规划。关于能耗双控，内蒙古自治区率先关停合金厂、独立洗煤厂，不论产能大小，一刀切，全部停产。而对自有煤矿，同时配套焦化的洗煤厂仅是要求限产并未要求停产。焦企收到文件要求限产，但执行范围和幅度较小，焦化吨价尚存盈利空间的今日，各家基本满产。焦化E：公司目前有500万吨捣固焦、500万吨焦煤产能、800万吨洗煤产能，其中4.3m产能100万吨，6.25m产能420万吨。420万吨其中的280万吨已于去年十月达产，最后两个140万烘炉已到尾声，预计理论出焦时间在4月15日左右。因内蒙古地区政策要求最低新建6.25m焦炉捣固，技术难度比山西6.7m焦炉小，因此从出焦到达产仅需2-2.5个月。今年以来内蒙古有两个冲突性政策，年初环保厅发文要求4.3m焦炉在2022年底前退出，3月9日内蒙古自治区发改委文件要求4.3m焦炉在23年底前退出。因此地方涉及企业有些迷离，多以观望态势居多。焦化新建项目上，20年底前备案的统一要求增加能耗指标后才予以审批，但目前实际拿不到能耗指标，因此理论上要全停，但不排除有违规开工存在。能耗双控政策在焦化行业暂无全面落地，因焦炭吨价利润空间较为宽绰，目前普遍满产，当地各职能办并没对此出台惩罚措施文件。

（获取报告请百度搜索“未来智库”，登录下载。）投资聚焦研究背景距上一轮煤化工高速发展期已有 10 年，历史上行业“三高一低”问题 严重，导致 2009 年政府停止批复煤化工试点项目。资源禀赋与能源、化工 消费需求决定了我国发展煤化工的必要性。煤化工行业经过多年出清和进 步，在当前油价高位以及能源安全背景下，有望迎来新一轮发展机遇。2016-18 年烯烃行业景气度较高吸引了大量社会资本进入，包括中国在内的 全球聚乙烯市场正处于新一轮产能扩张期，聚乙烯生产原料呈现出多元化、 轻质化、低成本趋势。对于煤制聚乙烯来说，所面临的挑战既来自传统石脑 油路线，也包括快速发展的轻烃路线。我们的创新点我国聚乙烯产能结构具有“以油为主、以煤为辅”特征，中石油、中海 油、中石化主导下的石脑油路线产能占比在 60%以上。由于煤头聚乙烯占比 较低，市场并未给予足够关注。我们认为煤炭后供改时代，煤价下行与原油 价格高企将增加煤炭聚乙烯经济性。另一方面，中美贸易摩擦增加了聚乙烯、 乙烷进口不确定性，煤制聚乙烯为我国能源及化工战略资源安全提供了一条 具有中国特色的现实路线。本篇报告从聚乙烯上游原料乙烯入手，分析了美国页岩气革命以及乙烷 出口政策变化对全球聚乙烯价格的影响。中东地区受油气田伴生乙烷增量放 缓，定价权正在向美国转移。中国作为全球最大的聚乙烯消费国，是未来美 国乙烷主要出口目的地。当前我国尚无以单一乙烷为原料的乙烯裂解装置，在建产能依赖美国乙 烷进口。我们对煤制、乙烷裂解、石脑油制三大技术路线盈利性进行模拟测 算，认为前两者优于传统油头路线，提高产品覆盖密度有利于企业应对下游 市场价格波动。1、煤制聚乙烯是现代煤化工潜在增长点1.1、煤制聚乙烯具有良好经济性煤制聚乙烯即煤基甲醇制聚乙烯，过程主要包括煤气化、合成气净化、 合成气制甲醇以及甲醇制乙烯几个环节。其中煤炭到甲醇的过程属于传统煤 化工，技术较为成熟，而甲醇到乙烯的过程属于现代煤化工，技术壁垒较高。 目前主要的甲醇制聚乙烯技术包括 UOP/HydroMTO、DMTO、SMTO 以及 FMTP 等。 2018 年末全国煤（甲醇）制烯烃总产能 1302 万吨/年，产能利用率 83.3%。2018 年煤制聚乙烯平均利润 3688 元/吨，较 2017 年平均利润基本 持平，且高于同期石脑油制聚乙烯（2797 元/吨）。成本方面，2018 年煤制 聚乙烯平均生产成本 5750 元/吨，比油制低 19%。截至 2018 年末，煤制聚 乙烯企业总产能为 451 万吨/年（不含甲醇制聚乙烯）。煤（甲醇）制聚乙烯的生产路线可以分为三个步骤，第一步为煤制甲醇， 存在三种生产技术路线，其中最为先进的技术路线为煤气化制甲醇工艺路 线；第二步为甲醇制乙烯，主要采用 MTO 技术；第三步为乙烯经过聚合反 应生成聚乙烯。1.2、煤气化是未来主流技术路线目前国内煤制甲醇工艺路线主要有三种，在产煤制烯烃装置中最常见的 为煤气化制甲醇工艺。该工艺甲醇单产高，生产流程短，适合大规模制甲醇。1.2.1、煤气化(合成气)制甲醇煤与焦炭是制造甲醇粗原料气的主要固体原料，同时也是提供生产的动 力保障。按照流程，煤经煤气化制取合成气，再由合成气在催化剂条件下合 成甲醇，工艺过程包括空气分离、煤气化、一氧化碳变换、合成气净化、甲 醇合成和精馏、废物处理单元。通过煤气化生产甲醇是目前的大型煤制甲醇的最主要生产工艺，该工艺 生产直接，以煤为原料直接转化为甲醇，另外两种工艺都是利用副产物来生 产甲醇，因此煤转化成甲醇的转化率低，且单产低。用该工艺制 1 吨甲醇大 约需要 1.5 吨的原料煤，以 300 元/吨煤价作为假设条件，吨甲醇生产成本大 约在 1530 元/吨左右。目前煤气化制甲醇新增装置都要求配套下游产品生产设备（甲醇制烯 烃，甲醇制轻烃等）且政策上对新增甲醇产能门槛提高。大型煤气化制甲醇 装置比重将进一步增加，向煤炭资源地布局趋势会更加明显。1.2.2、焦炭副产物焦炉煤气制甲醇中国作为世界上钢铁、焦炭最大的生产国，每年会副产大量的焦炉煤气。 通常 1.35 吨的原料煤可以生产 1 吨的焦炭，1 吨焦炭大约副产 400-450m 的焦炉煤气。该气体是一种富氢气体，含有 55%-69%的氢气、23%-27%的 甲烷、5%-8%的一氧化碳，是理想的化工原料。用焦炉煤气制甲醇工艺的主要特点将焦炉煤气与气化煤气按照一定比 例混合，在重整单元进行 CO2+CH4=2CO+2H2重整反应，将惰性组分 CO2 和 CH4转化为 CO 和 H2，既利用了焦炉煤气中氢资源，也利用了气化煤气 中碳资源，生产合成甲醇所需的合成气。焦炉煤气制甲醇经济性存在两面问题：首先，焦炉煤气作为焦化副产物， 成本分配标准不统一，容易被过分低估；其二，焦炉煤气制甲醇只适合小规 模生产，如果需要生产大量甲醇，例如生产 180 万吨/年甲醇，则需要配套 大量焦炉和其他设备，经济性反而不高。理论上一吨甲醇大约需要 2150m 的焦炉煤气，按此推算需要大约消耗 6.8 吨原料煤，该工艺主要为了实现焦炭副产物的充分利用，转化率并不十分显著。此外我国焦炉煤气制甲醇主要 集中在山西、河北等省份，产能利用率容易受到环保限产因素的影响。1.2.3、与合成氨联合生产甲醇联醇作为合成氨联合生产甲醇工艺，以合成氨生产中需要脱除的 CO、 CO2以及原料气中的 H2为原料，合成基础化工产品甲醇。20 世纪 60 年代， 我国相继开发了联醇生产工艺。合成氨装置增设联醇后，节省了变换与脱碳 的能耗，醇后气中 CO、CO2 含量下降，既减少了原料气精制的消耗，又增 产甲醇提高经济性。随着我国市场经济的发展，产品品种单一的小化肥厂难以适应市场的变 化，抗风险能力较差，因此在当时很多企业增设联醇装置，以最大限度地利 用气体资源，灵活调整液氨、甲醇的产量，克服化肥行业产品销售随季节性 变化波动较大的缺陷。联醇企业的开工率受化肥行影响较大，当化肥需求低迷时，装置整体负 荷较低。目前我国氮肥产能严重过剩，所以联醇企业开工率较低，无效产能 占比较大。联醇生产既有串联又有并联，二者工艺流程类似。由于联醇装置通常作 为无烟煤生产合成氨的净化装置，联醇装置产能布局与无烟煤制合成氨产能 分布重合度较高。目前我国联醇装置存在较多局限性：联醇装置规模较小、 开工率低；能耗偏高，环境污染严重；控制系统复杂，运行稳定性差。未来 联醇制甲醇产能占比将减小。1.2.4、煤制甲醇三种工艺未来发展趋势分析国内煤制甲醇为主要生产工艺，2018 年天然气制甲醇仅占甲醇总产能 的 13%，煤制甲醇中，联醇占比逐年降低，单醇产能占比 89%。未来联醇 产能占比下降趋势将延续；焦炉煤气制甲醇由于单产规模小且部分设备老 旧，技术落后，再加上环保限产等因素也将逐步收缩；大型煤气化制甲醇设 备占比将提升。2007 年至今甲醇产业有三个核心规划文件，通过政策历史变化我们可 以看出：（1）由于我国天然气资源有限，政府已经禁止天然气制甲醇路线； （2）煤制甲醇投资门槛已经提高，新增产能以百万吨以上规模为主。联醇、 焦炉煤气制甲醇装置规模较小，难以符合政策对新建项目的产能规模限制， 因此煤气化未来将成为主要技术路线。（3）环保重视度日益提升，煤制甲 醇产能地理分布越来愈向煤炭资源丰富，水资源充足、环境承载能力强的地 区靠拢。2、乙烯原料：轻质化提速，煤制占比提升2.1、国内乙烯原料呈现多元化、轻质化趋势国内聚乙烯生产以油制为主，而国内原油高度依赖进口，同样轻烃（乙 烷）裂解制聚乙烯原料也高度依赖进口。受原油资源禀赋条件和上游投资不 足等影响，我国原油产量自 2015 年以来连续下降。2018 年全年原油产量 1.89 亿吨同比下降 1.3%。净进口量 4.6 亿吨同比增长 10.9%，对外依存度 较上年提升 2 个百分点，“进口-自产增速差”处于高位。我国聚乙烯产能、产量呈逐年增长态势。2018 年国内聚乙烯产能达到 1868 万吨/年产能增幅为 6.4%，产量 1593 万吨增幅达 8.2%。现阶段聚乙 烯产能结构具有“以油为主、以煤为辅”特征，中石油、中海油、中石化产 能占比为 60.4%，煤制聚乙烯产能占比为 24.1%。制乙烯的原料有石油、煤炭和生物质乙醇等。由于生物质乙醇不能大规 模产乙烯，主要原料还是煤炭和石油。其中石油包括石油的各个馏分，如乙 烷、丙烷、石脑油、碳四至碳八烃类、加氢尾油、蜡油、渣油等为原料生产 乙烯再制聚乙烯。蒸汽热裂解技术是石油化工制烯烃最重要的工艺技术。该 工艺技术原料包括石脑油、乙烷、丙烷、丁烷、LPG、炼厂干气、柴油和加 氢尾油等。轻质原料和重质液体原料均可采用该工艺技术制乙烯。中东地区 和美国制乙烯多用轻质原料为主，石脑油占比低。国内制乙烯原料以重质液 体石脑油为主。未来制乙烯原料将向多元化、轻质化进一步发展。以乙烯为 例，2018 年国内炼厂继续优化乙烯原料，石脑油、瓦斯油和加氢尾油的占 比较上年下降 3 个百分点；油田/炼厂轻烃、煤基的占比有所提升。从销售区域来看，国内聚乙烯产能主要集中在西北地区，其次是华南和东北地区。2018 年三者产能分别为 607/324/322 万吨，占比分别为 32.5%/17.3%/17.2%。西北地区煤炭资源丰富，依托其地理优势，煤制企业 在该地区产能占比较大。聚乙烯消费端具有较强地域性特征。2018 年国内聚乙烯表观消费量 2927 万吨，消费地主要集中在华东、华北、华南三大地区，三者总占比高 达 64.9%。我们根据各地区产能和消费量预测局部区域市场供需缺口：东部 地区（华东、华北、东北）供需缺口 1138 万吨，西北地区供给过剩 363 万 吨。海外进口与跨区域运输是平衡国内聚乙烯供需逆向分布的主要方式。2.2、国内聚乙烯进口主要来自中东，依赖度较高我国聚乙烯进口量呈逐年递增态势。2018年聚乙烯进口量为1402万吨， 进口依存度高达 46%。2018 年起随着国内禁止进口废旧塑料政策的实施， 对原材料的需求加大，导致同期聚乙烯进口量大增。聚乙烯进口来源地众多， 主要来源于中东地区占比为 53.3%，排名前三的国家分别为沙特/伊朗/阿联 酋，进口占比分别为 22.5%/13.4%/10.6%。美国占比较小，仅有 5.0%。中东地区和北美轻烃资源丰富，主要使用乙烷裂解制乙烯生产工艺。中 东乙烷来自于石油伴生气，即油气田天然气。通过将油气田天然气分离后得 到天然气凝析液 NGL，其主要成分为乙烷、丙烷和丁烷等烷烃，进一步分离 后可得乙烷。正因为初始原料为石油伴生气，中东聚乙烯价格与原油挂钩。 近年来随着美国页岩气革命带来的廉价乙烷原料大幅增长，北美乙烯产能再 次进入扩张周期，在满足区域内需求外大量用于出口。2.3、乙烷等轻质化原料具有成本优势从生产成本来看，乙烯收率高低除了与操作参数有关外，还与原料自身 特性相关。如前所述乙烯原料包括石脑油、乙烷、丙烷、LPG 等，选择最经 济的原料对降低成本有重要意义。原料相对分子质量越大，乙烯收率就越低， 乙烷和丙烷由于具有较高的收率，因此在吨成本相比其他原料更具优势。全球聚乙烯产能主要集中在东北亚、北美和中东地区，2017 年三个地 区的产能分别占全球总产能的 25.7%、22.2%和 19.9%。虽然中国是东北亚地 区最大乙烯生产、消费国，但并不具有聚乙烯定价权，国内聚乙烯现货价和进口价格高度相关，主要原因包括： （1）东北亚聚乙烯供不应求，进口依赖 度高。 （2）聚乙烯产业链上游供应商集中度高，下游应用领域广泛且加工企 业较为分散。（3）中东、北美地区掌握聚乙烯原料——油气资源，并且具有 开采成本优势。3、美国出口政策引发定价权变化3.1、页岩气革命后美国乙烷供给过剩加剧页岩气是赋存于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气。美 国最早在上世纪 90 年代末开始对页岩气资源进行研究和勘探开发。依靠成 熟的开发生产技术以及完善的管网设施，美国成为全球最大页岩气商业性开 采国家。2018 年美国页岩气日均产量 525 亿立方英尺，占其天然气总产量 的 59%。美国页岩气成分与常规天然气不同，乙烷含量较高。根据新罕布什尔、 巴尼特、费耶特维尔等主要页岩气产地取样数据，加工前乙烷含量最高可达16.1%。2018 年美国乙烷产量 6.2 亿桶，同比增加 19.6%。随着美国页岩气 技术的不断成熟，乙烷产量激增由此引发了乙烷供应过剩问题。3.2、出口已成为消纳本土过剩产能主要方式为了降低用户成本、提高服务质量，实现等热值交换和共建管网的需要， 美国统一天然气热值标准为 8900kcal/Nm，实际天然气热值大约为 9198 kcal/Nm。相比于其他烷烃热值乙烷热值较高，比天然气高出约 6000 kcal/Nm。由于管输热值存在上限，乙烷热值较高不宜直接接入管道运输， 需要与其他热值较低的气体混合，导致乙烷在美国国内无法被大量用作燃 料。出口成为消纳美国过剩乙烷的主要方式，与西欧乙烷相比其价格具有明 显的竞争优势，2019 年三季度美国、西欧乙烷均价分别为 130/413 美元/吨。自页岩气革命以来美国乙烷价格大幅度降低，美国乙烷在国际市场上逐 渐具有竞争力。为了解决过剩乙烷产量，美国化工生产企业在 2017-19 年投 产了大量乙烷裂解制聚乙烯产能。2017/2018 年美国乙烯产能 3167/3784 万 吨/年，同比增速为 11.2%/19.5%。根据在建项目规划 2019/2020 年将有 324.4/300 万吨乙烷裂解制乙烯装置投产，合计规模相当于 2018 年新增产 能。低成本乙烷使美国聚乙烯产量激增，导致北美地区聚乙烯供给过剩。 2018 年北美聚乙烯供需差 519 万吨，较上年同期增长 196 万吨。由于地区 内缺乏足够的下游生产企业消纳过剩产能，出口乙烷成为美国解决过剩产能 的主要方式。2014 年以来美国乙烷出口量持续提升，2019 年 9 月出口量高 达 24.6 万桶/天。3.3、美国将加大对中国的乙烷出口力度美国在 2014 年开始出口乙烷，为了满足逐渐增多的出口贸易， Sunoco Logistics 、Enterprise Procts 公司分别建立了乙烷出口终端设施，合计 出口能力为 27 万桶 / 天（约合 560 万吨 /年）。为了进一步提升出口能力， 美国乙烷公司将在德克萨斯州博蒙特的马丁码头建设一个年出口能力达 1000万吨的液态乙烷出口终端，主要用于向中国出口乙烷。该项目已于 2019 年 1 月 14 日举行奠基仪式，预计三年后将投入使用。美国乙烷公司已与 4 家中国企业签署乙烷合作协议，包括南山集团、聚 能集团和阳煤集团、永荣控股集团。其中，具有约束力的协议有 3 个，根据 协议，美国乙烷公司每年将向中国出口 720 万吨乙烷，合约期限 20 年，按 照项目签约之时美国乙烷价格计算，合同总金额超过 600 亿美元。9 月 17 日美国乙烷公司宣布超大型乙烷运输船采购计划，17 艘运输船 将在中国造船厂沪东中华和江南建造。这些新船将根据美国乙烷与招商局集 团之间的长期合同签订造船合同，向中国三家化工企业提供由页岩气伴生的 乙烷产品，三家化工企业为：南山集团，聚能集团和阳煤集团，货物将被运 送到新的码头终端及新的气体裂解装置，目前设施的建设尚未开始。截至 2018 年末，国内在建、规划的乙烯项目多达 17 个，合计产能 2170 万吨/年。这类项目投资主体大多为民营企业，基本处于前期准备阶段。项目 原料乙烷需要从美国进口，中美贸易摩擦可能对原料供应带来风险，项目落 地存在不确定性。3.4、中东竞争优势下降，定价权向美国转移廉价油气田伴生乙烷资源推动了中东地区乙烯产能快速扩张。但该地区 目前乙烷产量增长放缓，已不能满足乙烯产能大规模扩张的原料需求，新建乙烯装置中以石脑油或混合原料进料情况明显增加。2018 年中东地区乙烯 产能比 2017 年下降了 10.4%。如前所述乙烷主要来源于天然气凝析液，自 2017 年 12 月起 OPEC 天然气凝析液产量下降，使得中东地区制乙烯成本变 高。过去中东地区凭借低廉原料成本主导全球乙烯市场，其主要以石油伴生 气轻烃裂解制成乙烯，因此乙烯与原油价格高度相关。由于美国乙烯原料乙 烷主要来自页岩气，相比原油其与天然气价格相关性更高。如前所述，2017 年以来美国乙烯产能投放速度大幅提升，聚乙烯作为其最大下游产品供给水 涨船高，因此在价格规律上聚乙烯与原油价格相关度趋弱。历史上中东地区聚乙烯价格相比北美具有较大竞争优势，二者价差过去 长期维持在 100 美金/吨左右。但这一情况在 2018 年下半年开始逆转，中东 聚乙烯对北美不再具有价格优势，当前北美聚乙烯价格比中东低 50 美金/吨 左右。随着未来美国乙烯产能的投放，北美聚乙烯生产成本降进一步降低， 聚乙烯定价权正在发生转移。4、如何在新一轮产能周期中胜出？4.1、多维度看煤制、乙烷、石脑油制企业竞争力4.1.1、盈利能力从盈利性能力角度看，进口乙烷裂解＞煤制＞石脑油裂解。2018 年煤 制聚乙烯平均利润 3688 元/吨，传统石脑油工艺制聚乙烯平均利润 2797 元/ 吨。对于进口乙烷裂解制聚乙烯，我们假设生产 1 吨聚乙烯需要乙烷 1.33 吨，海运费 100 美元/吨，加工费+折旧 1500 元/吨；对于 MTO，我们假设 生产 1 吨烯烃需要 3 吨甲醇，聚乙烯和聚丙烯售价相近。根据测算，2018 进口乙烷裂解制聚乙烯吨利润 4906 元。煤制企业的主要工艺路线为，煤经过气化制成甲醇，再由甲醇制成乙烯， 最后乙烯聚合生产聚乙烯。煤制与 MTO 的区别在于乙烯原料甲醇是生产企 业自产或外购。由于外购甲醇成本较高 MTO 盈利能力应是煤制聚乙烯盈利 能力的下限。根据测算，2018 年 MTO 平均吨利润在-728 元/吨。4.1.2、盈利稳定性国内制聚乙烯工艺按盈利稳定性由小到大排序：石脑油制＜进口乙烷裂 解＜煤制。煤制聚乙烯成本结构中固定资产折旧占比高达 58%，而其他工艺 的固定资产折旧占比都在 20%以内。因此煤制聚乙烯盈利水平受原料价格波 动有限，更多取决于聚乙烯产品售价。从图 34 也可以看出，煤制聚乙烯和 油制聚乙烯（石脑油裂解）相比盈利波动性更小。石脑油作为油头企业成本 端，随着油价与聚乙烯价格进一步脱钩，其盈利波动性将更大。4.1.3、现金成本国内制聚乙烯工艺按现金成本排序：煤制＜进口乙烷裂解＜石脑油裂解 ＜MTO。从现金成本的角度来看，油制企业的原材料采购成本占比较大，可 以达到 80%，而煤制企业的成本结构以设备折旧为主，现金成本极低，可以 和北美、中东气头相抗衡。根据测算煤制聚乙烯的现金成本大约为 2108 元/ 吨，进口乙烷裂解制聚乙烯现金成本大约在 2800-3000 元/吨。4.1.4、现金周期从产业链现金周期的角度来看煤制＜进口乙烷裂解制＜石脑油制。资产 负债表中应收、预付类项目与应付、预收类的关系体现了企业在产业链的强 弱地位。一般情况下，拥有基础资源的企业在产业链中更为强势，现金周期 较短。和石油化工相比，煤化工除了降低资源对外依存度以外，还有现金流 压力较小的优势。主要原因是原油和乙烷需要远洋运输，会占用约 1.5 个月 或更长时间的资金沉淀，但煤的备货仅为 5-7 天，因此煤制企业流动资金占 用较小、回款周期较短。4.2、提高覆盖密度有利于企业应对价格波动聚乙烯依聚合方法、分子量高低、链结构之不同，聚乙烯可以分为三大 品种：HDPE(高密度聚乙烯) 、LLDPE(线型低密度聚乙烯)、LDPE(低密度 聚乙烯)，在实际使用时三者存在一定的替代关系。从历史价格走势看三类聚 乙烯产品价格相关度较高。2008 年以后不同产品之间阶段性价差的波动频率和幅度加大，主要是由于下游细分市场需求分化加大，从而放大阶段性价 格波动。高密度聚乙烯（HDPE）和线型低密度聚乙烯（LLDPE）的分子结构相 似。通过改变催化剂和共聚单体生产 HDPE 和 LLDPE 的生产装置称为全密 度 PE 装置，该装置多数是以生产 LLDPE 为主，兼可生产 HDPE。对于生 产企业来说，在不同品种聚乙烯产品价差波动加大的情况下，提高产品覆盖 密度可以更加灵活应对下游市场波动。截至 2018 年末，煤制烯烃企业生产 装置以全密度为主，HDPE、LDPE 单一生产设备合计产能仅 196 万吨/年。5、投资建议现代煤化工产业将煤炭产能转化为稀缺的清洁油品和化工品，是推动供 给侧改革的重要举措，也是实现石化产品原料多元化、保障我国能源安全的 重要途径。煤化工子板块中，煤制烯烃或是现代煤化工短期最大增长点。乙 烷裂解、煤制乙烯相比国内主流石脑油制乙烯在成本竞争中处于优势地位。 应关注具有优质煤矿资源，积极布局煤制烯烃企业，投资方面建议关注中煤 能源、宝丰能源、山西焦化。……（报告来源：光大证券）（获取报告请百度搜索“未来智库”，登录下载。）

（报告出品方/作者：中金公司，贾雄伟、傅锴铭）一、资本开支三阶段：无序扩张、聚于龙头、再上台阶我们将 2011 至今化工行业的资本开支分为两个阶段：1）无序扩张：2011-2015 年期间整体 银行信贷规模增长较快以及化工行业进入门槛相对较低，化工企业数量持续增加，行业资 本开支无序扩张；2）聚于龙头：2016 年至今，供给侧改革背景下行业落后产能逐步淘汰， 同时环保安全政策、投资规模等层面提高行业准入壁垒，化工企业数量不断下降，行业资 本开支低速增长或负增长，而龙头企业基于高标准的环保、安全能力，完善的一体化产业 链以及持续推进产业升级等，盈利能力明显提升且现金流充裕，叠加民营大炼化准入放开 吸引资本加入，2016 年至今化工行业资本开支向龙头聚集现象明显。第一阶段：2011-2015 年化工行业产能无序扩张，行业下行周期较长2011-2015 年化工企业数量明显增加，行业固定资产投资快速增长。2009-2013 年银行信贷 规模扩张背景下资金容易获得，同时化工生产技术得到广泛应用，以及各地区对化工项目 环评审批等相对宽松，化工行业进入壁垒相对较低，2011-2015 年期间化工生产企业数量明 显增加，行业固定资产投资快速增长，导致化工品产能快速扩张。根据国家统计局数据， 2012-2015 年我国化学原料和化学制品固定投资增速分别为 31%/17%/11%/3%；2015 年底我 国化学原料和化学制品生产企业数量近 2.5 万家，较 2011 年初增长 16.5%（+2,342 家）。从 具体化工品看，2011-2016 年期间我国 MDI、环氧丙烷、己二酸、氨纶、PTA、乙二醇、甲醇产能年均复合增速超过 10%，有机硅、钛白粉、涤纶长丝、粘胶短纤、醋酸、味精产能 年均复合增速超过 5%。2011-2015 年产能无序扩张，行业下行周期较长。2011-2015 年期间化工行业固定资产投资 快速增长，产能无序扩展现象明显，主要是：1）化工行业新进入者较多，化工生产企业数 量持续增加；2）上市公司资本开支增速从低速增长到负增长，而行业固定资产投资保持较 快增速，化工品产能呈现“发散式”扩张，行业竞争格局恶化；3）化工品产能快速增长导致部分化工品供应过剩。由于化工行业无序的资本开支，导致行业下行周期较长，2011-2015 年期间化工价格指数趋势下行，化工行业利润率逐步下行后处于低位。第二阶段：资本开支向龙头集聚，民营大炼化异军突起多种因素约束化工行业资本开支增长受环保政策、资金等多种因素约束，2016 年后化工行业投资进入低速增长阶段。2015 年以 来国务院、工信部、发改委以及各地方政府等先后出台多项关于化工园区、化工产业发展 的环保政策，通过环境容量、环境准入、化工园区认定、以及强化环保标准约束和提升资 金门槛等提高化工项目投资门槛和淘汰落后产能，深入推进石化和化工行业供给侧改革。 受环保政策、资金等多种因素约束，2016 年以来化工行业固定资产投资增速处于低速增长 甚至负增长。龙头企业盈利增强、现金流充裕，为加大资本开支奠定基础2016 年以来龙头企业盈利增强，现金流充裕。2015 年供给侧改革以来，环保及安全标准提 升导致化工品及其上游中间体和原料等供应收缩，处于化工品生产成本曲线右侧的小产能 生产成本明显提升，进而推升化工品边际成本和价格；龙头企业基于较高的环保和安全能 力、工程化能力，完善的一体化产业链优势，以及较好的成本控制能力等，生产成本相对 平稳。龙头企业与小产能之间成本差距的拉大，导致化工品生产成本曲线逐步陡峭化，龙头盈利能力进一步增强，2016 年以来龙头企业经营活动现金流净额大幅提升，中证细分化 工成分股（50 家市值较高的代表性化工上市公司）的经营活动现金流净额占全部化工上市 公司的比例不断提升，充裕的现金流也为龙头公司的资本开支奠定良好基础。民营大炼化准入放开吸引大规模资本进入国家对民营大炼化准入放开吸引大规模资本进入。2014-2017 年，国家准入了一批由民营企 业牵头的大型炼化一体化项目，包括恒力大连长兴岛 2,000 万吨/年炼化一体化项目，浙江 石化 4,000 万吨/年炼化一体化项目和盛虹连云港 1,600 万吨/年炼化一体化项目。恒力项目 和浙江石化一期项目分别于 2019 年 5 月和 2019 年 12 月全面投产，我们预计盛虹项目将于 2021 年底投产。民营大炼化项目由于较高的杠杆和盈利能力，项目投产后实现了较高的 ROE。 这一批获得大炼化项目准入的民营企业抓住机遇，公司规模和利润上了一个大台阶；我们 认为在实现几百亿元每年的现金流回流后，这些公司有能力撬动下一个大炼化项目和多个 大型化工项目。轻烃资源可得性。相比于国内炼化项目的严格控制，轻烃裂解项目的批复较为容易，PDH 项目的审批权在地方，2013 年 10 月至 2021 年 1 月，国内已经投产 14 个 PDH 装置，我们 预计 40 套以上的新装置在建或在前期规划中。得益于全球丙烷贸易大市场的存在，以及 PDH 项目较好的回报率，在沿海建设 PDH 装置成为很多化工企业切入烯烃大化工的理想选 择。乙烯项目的审批难度相比 PDH 较高，选址限定在大型石化基地。对乙烷裂解制乙烯项 目而言，由于原料乙烷单一来自美国，在国内设立乙烷裂解装置需要打通从北美管输、液 化、航运、国内码头接收等一系列流程，相比丙烷裂解制乙烯难度更高。资本开支向龙头集中，促进竞争格局优化及加快成长2016 年以来资本开支向龙头企业集中，行业竞争格局优化。由于化工项目投资的环保和安 全标准、资金等门槛提升以及环境容量指标等的限制，2016 年后化工全行业固定资产投资 低速增长甚至负增长，但是化工上市公司的资本开支快速增长，而且龙头上市公司由于较高的环保和安全能力和充裕的现金流支持，以及民营大炼化准入放开和轻烃资源可得等吸 引社会资本加入，龙头企业资本开支增速加快，行业资本开支向龙头企业集中的趋势明显。 龙头企业加大资本开支使得其产品产能扩增，叠加行业落后产能逐步淘汰，多数化工品行 业集中度提升，行业竞争格局优化。我们梳理了 18 种化工品 2016 和 2020 年前五大企业产 能占比数据，2020 年 DMF、味精、有机硅、己二酸、草甘膦、氨纶、粘胶短纤、涤纶长丝 等多数化工品行业集中度提升明显。资本开支助力龙头企业加快成长。基于化学原料及化学制品行业、化工上市公司以及代表 化工龙头的中证细分化工的资本开支增速、营收增速及利润总额增速数据对比，2016 年以 后龙头公司基于其较强的盈利能力和较大的资本开支规模，营收和利润增速领先于化工行 业和化工上市公司，龙头企业基于其核心竞争优势、盈利能力和较高的资本开支规模实现 了加速成长。第三阶段：龙头资本开支规模再上台阶，优质公司向全球化工龙头迈进我们将未来三年化工行业的资本开支分为第三阶段：未来三年国内主要化工龙头企业均有 大规模资本开支的计划，我们预计将继续推动龙头企业加快成长及促进产业转型升级，一 些优质的龙头公司有望向全球化工龙头迈进。中国是全球最大化工市场，为诞生全球化工龙头孕育机遇中国化工行业营收、资本开支位居全球第一，市场份额持续扩大。根据欧洲化工协会统计， 2018 年中国化工企业资本开支 871 亿欧元，2008-2018 年资本开支复合增速 10.6%，全球领 先的资本开支规模及增速推动中国化工市场份额持续扩大，2018 年全球化工品销售额 3.35 万亿欧元，其中中国化工品销售额 1.2 万亿欧元，占全球化工品销售额的 35.8%，是全球最 大的化工市场，巴斯夫预计到 2030 年中国在全球化工市场的份额将扩大至近 50%。中国化工企业迈向全球龙头具备市场基础。中国是全球最大的化工市场，但是呈现典型的 “大而不强”格局，2019 年全球化工品销售额前 50 的化工企业中，仅中石化、台塑、中 国石油、恒力石化、先正达及万华化学 6 家中国企业，这是中国化工行业目前发展面临的 短板但也孕育着机遇，我们认为依托于中国庞大的化工市场体量，未来将会有一批优秀的 中国化工企业不断做强做大，崛起成为全球化工龙头企业。“碳达峰、碳中和”不影响产能向优势企业集中的趋势2019 年化工行业碳排放量占比约 6%。从化工品消费结构看，化工品生产中石脑油及煤炭 消费量较高，其中煤炭既是原料，也是主要能源供应之一。从化工品制造过程看，涉及碳 排放的主要是：1）能耗排放，主要是设备运转需求的电力投入，以及维持产品生产环境的 蒸汽投入；2）反应碳排放，以煤气化为例，主要是碳转化率较难达到 100%，以及难以完 全转化成有效气体成分(CO+H2)。我们测算 2019 年化工行业碳排放量占中国约 6%，其中化 工行业中甲醇、合成氨、乙烯及丙烯等重要产品合计碳排放占化工行业约 60%。“碳达峰，碳中和”基本不影响产能向化工优质龙头集中的趋势。近期“碳达峰、碳中和” 议题得到市场广泛关注与讨论，我们认为：1）能源消费总量仍将适度增长支持经济社会发 展；2）化石能源消费总量和强度“双控”，加快推动能源绿色转型是未来的主旋律。我们 预计工业部门在新技术没有突破之前，将继续以节能减排为主要任务，碳达峰前化工行业 新增产能将继续向上，“碳达峰，碳中和”不影响产能向化工优质龙头集中的趋势。我们认 为可以从以下三个维度来理解：1）我们认为未来化石能源将作为重要生产要素制约新增产能，新增产能将集中至低能耗/ 低排放的龙头企业，减排技术成为扩产重要壁垒。我们认为在能源消耗总量和强度“双控” 要求下，化石能源作为重要的生产要素将成为制约行业新增产能的重要瓶颈，生产要素将 进一步向低能耗、低排放的龙头集中。在高能效、低二氧化碳排放方面，目前龙头企业仍 具有明显优势。2）产能和能耗减量置换将成为发展趋势。根据内蒙古《关于确保完成“十四五”能耗双控 目标任务若干保障措施（征求意见稿）》，内蒙古 2021 年全区能耗双控目标为单位 GDP 能 耗下降 3%，能耗增量控制在 500 万吨标准煤左右，能耗总量增速控制在 1.9%左右，单位工 业增加值能耗下降 4%以上。焦炭、电石等高耗能产业不再新增产能，确有必要建设的须在 区内实施产能和能耗减量置换。 3）多数化工品减排压力相对较低。从总量看，目前石化化工行业碳排放量仅 4-6 亿吨左右， 排放量和减排压力远低于钢铁、水泥等行业；从子行业看，目前煤制烯烃、煤制乙二醇、 电石法 PVC 及煤制油等碳排放量较高，但多数子化工品碳排放系数仅有 1-3，排放量相对较 低。先进能效、碳效将成为优势，未来 3-5 年成为行业资本开支重要时间窗口。我们预计在 2030 年实现碳达峰、2060 年实现碳中和的发展背景下，化工企业不仅新上产能难度提升，存量 产能都将面临能效和碳效的考验。在这个过程中，我们认为具备先进能效和碳效的一线石化化工龙头有望脱颖而出；同时我们认为未来 3-5 年可能将成为化工行业大规模资本开支 的重要时间窗口，未来几年有大规模资本开支计划的企业将占据明显的优势。龙头资本开支规模加大，优质公司有望崛起成为全球化工龙头我们梳理了未来三年资本开支规模较大的 20 家基础化工和 9 石化上市公司的资本开支规模 及主要投资项目情况。资本开支是化工制造业成长的核心投入要素之一。化工行业作为中游生产制造业，土地、 厂房机器和设备等是企业核心生产要素之一，企业通过资本开支构建长期资产，能够使产 能不断上台阶，因此资本开支是化工企业发展和成长的基础，而企业资本开支的产出效果 可以通过 ROIC 等盈利指标直观体现。化工各领域龙头核心竞争优势强，历史投资回报率较高。基于产品优势、产业链一体化及 工程化能力下的成本优势、规模优势等，聚氨酯、煤化工、钛白粉、农药、染料、食品和 饲料添加剂等化工各细分领域龙头公司盈利较强，2016-2019 年 ROE 和 ROIC 等指标领先于 化工上市公司平均水平，部分公司盈利指标远超上市公司均值水平。中长期核心竞争优势稳固+大规模资本开支驱动，龙头企业有望继续加快成长。基础化工板块，我们预计万华化学、宝丰能源未来三年资本开支有望超过 500 亿元；华鲁 恒升、鲁西化工、龙蟒佰利、中化国际、玲珑轮胎、华峰化学、合盛硅等公司未来三年资 本开支规模有望接近或超过百亿元；金禾实业、扬农化工、利尔化学、广信股份等公司未 来三年资本开支规模有望超过目前（3Q20）净资产的 60%。各领域龙头公司投资方向主要 是聚焦在原有产品产能扩张、产业链延伸以及向新材料、高端材料等领域的延展。石化化工领域，我们预计 9 家公司未来三年资本开支均有望超过 150 亿元，其中荣盛石化、 恒力石化、东方盛虹资本开支有望超过 1,000 亿元，恒逸石化和桐昆股份资本开支有望超 过 500 亿元，投资方向主要集中在大炼化项目、聚酯产业链、烯烃及下游材料配套项目。二、重点子行业资本开支2.1、MDI：全球新增产能向万华集中，低成本扩张增强万华成本优势低成本完成烟台园区技改扩能，MDI 龙头地位进一步稳固，未来三年内新增产能仍看万华。2 月 25 日万华发布公告完成烟台化工园区 MDI 装置技改扩能，从原有的 60 万吨/年增至 110 万吨/年，低成本扩建进一步增强成本优势，稳居成本曲线最左端，此次技改后万华全球产 能合计 260 万吨，市占率达 27.3%。未来三年，除 Covestro 漕泾 2021 年有 5 万吨/年破瓶颈新增产能外，2024 年前海外企业无其他扩产投放计划；而万华宁波园区 30 万吨/年技改 产能及福建园区 40 万吨/年新增产能预计在 2023/2024 年前后达到投产状态，将视市场需 求投放，全球新增产能仍看万华。同时，公司通过收购康乃尔和 Chematur Technologies AB （瑞典国际化工）100%股权，确保 MDI 等核心技术不外泄；又于2021 年 1 月以 4.2 亿元 收购中国化学子公司华陆工程 30%股权（华陆参与万华 MDIHDITDIPC 多个项目技术开发、 工程设计、流程管理等环节），进一步夯实技术壁垒，降低技术扩散风险，稳固龙头地位。疫情冲击下，万华逆势扩张，强资本开支支撑公司未来成长动力。自 2020 年初开始的疫情 仍未在全球范围内消弭，国内需求复苏强劲，海外巨头受到疫情冲击及不确定性，纷纷缩 减资本开支，万华依旧逆势扩张，福建基地 MDI/TDI 装置、烟台乙烯二期高端聚烯烃、尼 龙 12、柠檬醛、眉山改性塑料、PBAT/ BDO 一体化项目及 PLA、PC 一体化项目、新能源锂 电池项目等将持续打开公司成长空间，未来 3-5 年维持年资本开支 200 亿元，推动盈利再上台阶。2.2、钛白粉：龙蟒佰利成本竞争力最强，全球新增产能向国内龙头集中龙蟒佰利钛白粉成本竞争力、盈利能力全球领先。龙蟒佰利具备钒钛磁铁矿-钛精矿-钛白粉 完整的产业链，子公司龙蟒钛业拥有国内较大规模的钒钛磁铁矿资源，2017/18/19 年钛精 矿产量分别为 79/80/86 万吨；同时循环经济优势显著，通过利用联产法生产技术，相互嫁 接钛白粉等系列产品生产工艺，形成了完善的循环经济运行模式，并且开发硫氯耦合技术， 在实现为氯化法钛白粉提供原料的同时解决了硫酸法钛白粉工艺的废酸处理和石膏堆存问 题。受益一体化产业链及循环经济优势、规模化优势等，龙蟒佰利钛白粉生产成本远低于 竞争对手，钛白粉盈利能力全球领先。2010 以来全球钛白粉主要新增产能集中在中国。2019 年全球钛白粉产 能 869 万吨，中国钛白粉产能占比接近一半。2010 年以来全球新增产能基本集中在中国， 2019 年我国钛白粉产能约 400 万吨（有效总产能 380 万吨），较 2010 年产能翻倍。目前龙 蟒佰利钛白粉产能 101 万吨，仅次于科慕（125 万吨）和特诺（110 万吨）位居全球第三。全球钛白粉新增产能向中国龙头企业集中。根据产业结构调整目录，目前对国内新建硫酸 法装置存在一定限制；氯化法钛白粉由于技术壁垒高、投资规模大，并且先进技术基本被 海外企业垄断，国内自主开发能力较为薄弱，虽然国内规划建设氯化法钛白粉产线的企业 较多，但我们预计成功投产的不确定较大。龙蟒佰利是国内唯一掌握大型沸腾氯化法钛白 生产技术的企业，目前具备钛白粉产能 101 万吨/年，我们预计公司焦作二期 3 号线 10 万 吨/年氯化法钛白粉产能有望 2021 年底投产，云南基地 20 万吨/年钛白粉产能有望 2022 年 底投产，公司规划十四五期间钛白粉产能将突破 150 万吨，将成为全球产能最大的钛白粉 供应商。中核钛白主要以硫酸法产能为主，目前具备 33 万吨/年钛白粉粗品产能和 40 万吨 /年钛白粉成品产能，公司规划在十四五期间将继续扩增钛白粉粗品和成品产能。2.3、氨纶： 景气高涨，龙头加大资本开支计划行业景气度快速修复，2021 年氨纶行业景气度有望维持高位。2020 年 8 月至今，氨纶价格 从 2.85 万元/吨上涨至当前的 6.2 万元/吨，突破上一轮景气周期 2011 年高点。产品价格的 持续上涨，导致行业扩产加速。然而新增产能集中于 2021 年末至 2022 年投放，我们预计 今年行业景气度维持高位。2015 年至今氨纶行业供应格局变化整体分为三个阶段，未来可能形成双寡头格局。氨纶行业在 2014-2020 年的七年下行周期，行业格局不断洗牌，供应端也发生较大变化。2015-2018 年是一个群雄逐鹿的阶段，在此阶段除了华峰、晓星、新乡扩产外，华海、奥神、越华等 企业也在持续投资。2019-2020 年行业寡头初现，华峰、晓星、新乡、泰和加快做大做强， 一超三强格局基本形成。展望十四五，华峰重庆拟在重庆新增产能 30 万吨，晓星拟在宁夏 新增 36 万吨，我们预计行业未来可能逐步形成双寡头格局。投资强度差异大，华峰远低于同行。我们梳理了近年来氨纶项目的投资状况，单吨投资额 从 1.5 万元/吨到 5.1 万元/吨，若以十年折旧计算，则年度成本仅折旧一项就高达 3000 元/ 吨。华峰化学重庆基地与集团共享公共配套设施，目前扩产成本大幅低于同行，我们认为 公司未来将继续维持现有的规模及成本优势。2.4、农药：龙头企业加大资本开支，中长期成长确定性强农药企业的成长主要依托原有核心产品扩产能，或者不断丰富产品种类等方式。农药行业 由于产品种类较多，多数农药产品市场规模较小，难以支撑企业通过单个品类做大规模， 仅草甘膦、草铵膦、麦草畏等大品种除草剂以及康宽、拟除虫菊酯等大品种杀虫剂市场规 模较大，并且部分品种需求增长前景较好，能够支撑企业做大规模。沿着单一品种扩产能的模式能够使得企业竞争优势随着规模扩大不断提升，但是跨品种的扩张模式，需要企业 具备较强的化学合成能力、工程化能力、成本竞争能力。扬农化工、利尔化学、广信股份 等龙头企业基于较强的合成能力、工程化能力、研发能力以及围绕产业链一体化发展的模 式等，能够结合核心产品扩产能以及丰富产品种类等模式不断成长，因此随着龙头企业的 资本开支加大，我们预计龙头企业中长期有望实现稳健成长。扬农化工优嘉三、四期项目合计投资近 45 亿元。公司总投资 21 亿元建设的优嘉三期项目 中功夫菊酯、氯氰菊酯、苯醚甲环唑、丙环唑等产品均已稳定达产，逐步开始贡献利润。 公司优嘉四期项目将投资 23.5 亿元扩增拟除虫菊酯、苯醚甲环唑、丙环唑、氟啶胺等原有 品种产能以及新建 6,000 吨硝磺草酮、1,000 吨虱螨脲等产品。同时扬农化工已变更为先正 达控股子公司，我们预计先正达集团每年对外采购原药超过 200 亿元，2019 年扬农化工向 先正达集团销售产品金额仅 12.2 亿元，占先正达集团对外采购额的约 6%。得益于扬农化工 较高的投资回报率水平，以及先正达集团体系内扬农化工原药供应仍有较大的提升空间， 我们新项目的建设将助力公司持续成长。利尔化学在建及拟建项目合计固定资产投资近 38 亿元。利尔化学近年来围绕草铵膦相关产 业进行了多基地布局，其中广安基地一期项目草铵膦、丙炔氟环唑已经建设完成，氟环唑 暂时推迟。此外广安二期围绕核心中间体 MDP 及下一代产品 L-草铵膦进行了布局。荆州基 地是老工艺亚磷酸三乙酯的重要供应商，未来升级搬迁改造后将围绕磷化工继续深耕。广 安利华是公司和科迪华合资，围绕氯代吡啶类类产品布局的一个基地。我们测算公司未来 三年合计资本开支将达到 37.8 亿元。广信目前在建中间体及原药项目众多，三年资本开支有望达到 40 亿元左右。邻苯二胺技改 项目已经验收完成，我们测算可以增厚利润 3000 万元以上；对邻硝基氯苯二期有望于 1H21 投产，我们测算该项目将增厚利润 5000 万元以上；30 万吨氯碱项目有望于 2021 年一并投放，我们测算该项目将增厚利润 6500 万元以上；热电及码头项目今年将逐步运营，我们测 算该项目将增厚利润 4000 万元以上；噁唑菌酮已经试产，我们测算该项目将增厚利润 1.3 亿元左右。原药方面，我们预计肟草酮、噻嗪酮、茚虫威等有望于 2021-2022 年逐步投放， 此外公司嘧菌酯、康宽等产品也有远期规划。我们测算，公司三年期维度资本开支将达到 40 亿元。2.5、煤化工：煤炭指标成为稀缺资源，获批煤化工项目价值凸显2015 年后重点地区煤化工项目受到严格限制。2015 年发改委等部门联合印发《重点地区煤 炭消费减量替代管理暂行办法》，要求北京、天津、山东、江苏、浙江、河北及广东省珠三 角等重点地区通过淘汰落后产能、压减过剩产能、提高煤炭等能源利用效率直接减少煤炭 消费，2015 年以来山东、江苏及浙江等化工大省严格限制新建煤化工项目。山东省煤炭指标向重大项目和高效清洁利用企业集中。在煤炭消费总量继续压减的趋势下， 2020 年 4 月山东省发布《关于印发山东省能耗指标收储使用管理办法（试行）的通知》， 通过收储能源消费指标、煤炭替代指标、煤炭消费指标等方式腾挪出煤炭指标，以破解山 东省重大项目落地能耗指标瓶颈制约，在有限指标的约束下，山东省煤炭指标逐步向重大 项目和对煤炭高效清洁利用的龙头企业集中。内蒙古加快推进高耗能行业结构调整。2021 年 2 月，内蒙古发改委等部门起草《关于确保 完成“十四五”能耗双控目标任务若干保障措施（征求意见稿）》提出：1）将控制高耗能 行业产能规模：20201 年起不再审批焦炭、电石、PVC、合成氨、甲醇、乙二醇、烧碱、纯 碱等项目；2）提高产业准入标准：新建高耗能项目在满足能耗双控要求的前提下，工艺技 术装备须达到国内先进水平、能源利用效率须达到国家先进标准。华鲁恒升：1）德州基地定位高端化发展：公司规划德州基地未来将围绕新材料板块延伸拓 展以及提高效率等方向发展，目前德州基地所在化工园区大约 5 平方公里土地面积，16.7 万吨/年精己二酸项目已于 1Q21 投产，我们预计己内酰胺及尼龙 6 切片等新材料项目将于 2021 年中期到年底投产，酰胺及尼龙新材料项目建成后公司德州基地仍有 2,000 多亩空余 土地，我们预计未来德州基地仍有百亿元以上投资规模。2）荆州基地打开成长空间：基于 荆州基地便利的铁路、水路运输条件，便宜的地价、水价，以及贴近需求市场等，我们认 为荆州基地综合条件具备优势，能够复制公司在德州基地所建立的煤化工核心竞争优势。 荆州基地一期将投资百亿元以上规模建设尿素、醋酸及有机胺系列产品，我们预计有望于 2023 年底前投产，我们认为荆州基地有望再造一个华鲁，将打开公司远期成长空间。宝丰能源：投建内蒙 400 万吨/年烯烃项目，掀起新的发展续篇1）公司具备煤矿-焦炭-聚烯烃-精细化工的全产业链布局，成本优势明显。公司 2005 年成 立以来，依托宁东煤田优质资源，不断延伸自身产业链，已打造成型焦化、烯烃及精细化 工三大产业链的发展格局，成为国内一体化的煤化工龙头，并且高度垂直一体化的产业链以及卓越的成本控制能力带给公司明显的竞争优势。截至 2020 年底，公司有煤炭产能 750 万吨/年、焦化 400 万吨/年、甲醇 400 万吨/年、聚乙烯 60 万吨/年、聚丙烯 60 万吨/年、 苯加氢装置 10 万吨/年、焦油深加工装置 30 万吨/年、碳四深加工装置 20 万吨/年和重碳四 异构装置 12 万吨/年，受益于全产业链布局和精细化的经营策略，公司聚烯烃等产品成本 优势明显。2）持续资本开支，助力宁东基地全产业链布局继续完善，焦炭和烯烃产能进一步扩张。煤 矿：公司红四煤矿 2020 年 10 月正式投入试运转，公司煤炭自供率将提升至近 70%。随着 红四煤矿（240 万吨/年）的正式投产，后续马莲台煤矿（360 万吨/年）采矿区安全改造项 目的完成，以及丁家梁煤矿 90 万吨/年煤炭产能的陆续释放，公司煤炭总产能未来将提升 至 840 万吨/年，原料供应将获得充分保障。焦炭：公司在建 300 万吨/年煤焦化多联产项目，公司计划 2021 年底投产，建成后焦化产能达到 700 万吨/年，将成为国内最大的独立 焦化企业之一。烯烃：三期 100 万吨/年烯烃项目正处于建设中，我们预计 2022 年底投产， 除进一步扩大规模优势外，碳三以上组分的利用将继续降低公司烯烃成本。3）卡位乌审旗优质原料煤资源，有望复制宁东基地成功经验，未来成长性获保障：公司公 告拟于内蒙古扩建 400 万吨/年煤制烯烃示范项目，计划投资 673 亿元，项目选址同属能源 化工“金三角”的鄂尔多斯乌审旗，使用国家现代煤化工总体规划中的烯烃指标，仍定位 于延伸煤化工循环经济产业链，我们预计有望复制公司在宁东基地的成功经验，巩固在烯 烃行业的战略地位。中国特有的煤炭资源禀赋下煤基化工品是极具竞争优势的生产路线， 而能源结构转型、煤炭消费总量指标控制，以及煤化工行业快速发展的背景下，国内煤炭 行业从过去的数量型短缺转变为质量型短缺，适应于煤化工的低硫、低灰分、低微量、高 热值的原料煤资源的稀缺性将逐渐显现。我们理解公司的规模化扩张有效解决了对下一阶 段发展瓶颈的问题，从营收体量和现金流入来看具备了再造一个宝丰的基础，将为公司在 下游高端材料和精细化工产业的拓展提供更多的投入保障。我们认为公司在高端聚烯烃、 EVA 和针状焦等领域持续发力，未来在规模化和差异化的发展上并行不悖。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

（报告出品方/作者：开源证券，金益腾）1、 碳中和或将推进我国能源结构调整升级1.1、 碳中和：国家发展与绿色环保的时代交汇处碳中和是人类应对全球气候变化的时代选择。碳中和指的是国家、企业、产品、 活动或个人在一定时间内实现二氧化碳的净零排放，即通过植树造林、节能减排和 碳捕捉等形式抵消自身产生的二氧化碳排放量。从人类社会步入 21 世纪以来，全球 变暖的话题一直被社会各界所提及。据世界气象组织发布的公告，2020 年是有记录 以来全球平均温度最高的三个年份之一，全年的平均气温比全球工业化前水平高出 约 1.2℃。为应对全球变暖问题，2016 年 11 月 4 日正式生效的《巴黎协定》对 2020 年后的全球减碳行动作出安排，协议指出各方要将全球平均气温较工业化前的上升 幅度控制在 2℃以内，并努力限制升温在 1.5℃以内。联合国政府间气候变化专门委 员会（IPCC）于 2018 年 10 月 8 日发布的《IPCC 全球升温 1.5℃特别报告》进一步 提出将全球平均气温升高控制在 1.5℃的对策建议及其与可持续发展之间的联系。中国计划在 2030 年前实现碳达峰，争取 2060 年前实现碳中和。在全球各国积 极应对全球变暖的氛围下，我国也主动承担起应对气候变化的国际责任，为绿色环 保发展擘画了宏伟蓝图。在 2020 年 9 月 22 日的第 七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，明确提出我国二氧化碳排放力争 于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。2020 年 12 月 12 日，在气候雄心峰会上进一步宣布：到 2030 年前，我国单位国内生产总值二 氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25% 左右。2021 年 3 月 18 日，中国碳达峰碳中和成果发布暨研讨会在京举行，会上宣布 碳中和总体分为三个阶段：2030 年前尽早达峰、2030-2050 年加速脱碳、2050-2060 年全面中和。其中，2028 年有望实现达峰，力争 2055 年左右全社会碳排放净零。1.2、 中国 2019 年二氧化碳排放量居全球首位，煤炭仍是碳排放的首要来 源从总量上看，中国是目前全球最大的二氧化碳排放国。根据 Global Carbon Atlas 数据统计，中国、美国、印度、俄罗斯和日本是 2019 年全球二氧化碳排放量最高的 五个国家，其中中国 2019 年二氧化碳排放量为 101.75 亿吨，居全球首位，占全球总 排放量的 28%；美国居次席，占全球总排放量的 15%。2000-2019 年我国二氧化碳排 放量在 2014 年达到阶段性峰值后缓慢下降两年，2016-2019 年又呈缓慢升高的趋势， 预计未来 10 年内我国二氧化碳排放量将维持缓慢升高的趋势直至 2030 年碳达峰。从碳排放结构上看，我国电力的二氧化碳排放量居首位，工业的排放量居次席， 碳排放结构较为集中。根据 CEADs 数据统计，2019 年我国二氧化碳排放的结构可 分为 5 个部分，分别是电力、工业、地面运输、居民消费和国内航空，各部分占我 国二氧化碳总排放量的比重分别为 44.64%、38.92%、8.67%、7.22%、0.55%；其中 电力的碳排放量占比最高，工业的碳排放量占比其次，二者合计占总排放量的比重 超过 80%。从能源结构上看，煤炭是我国二氧化碳排放量的主要来源。根据 Global Carbon Atlas 数据统计，2019 年我国来源煤炭的二氧化碳排放量占全年总排放量的 71%，比重较 2012 年的阶段性高点有所下降，2000-2019 年，煤炭一直是我国碳排 放的主要来源；来源天然气的二氧化碳排放量自 2010 年来占总排放量的比重持续提 升。1.3、 未来能源消费结构或面临重大转型，化工行业将在调整中迎来机遇为实现 2030 年碳达峰，我国煤炭消费占比将持续下降，非化石能源将迎来发展 机遇。在能源消费的过程中，化石能源会产生碳排放，而非化石能源几乎不会产生 碳排放，因此我国想要实现碳达峰和碳中和的目标，需要在降低化石能源消费占比 的同时提升非化石能源消费占比。据国家统计局数据，2020 年我国能源消费总量为 49.8 亿吨标准煤；2025 年我国能源消费总量预计将超过 55 亿吨标准煤，2030 年我国能源消费总量将控制在 60 亿吨标准煤以内。据此我们预测，“十四五”期间 我国能源消费总量的年均复合增速为 2%，“十五五”期间我国能源消费总量的年均 复合增速为 1.75%左右。到 2030 年煤炭的需求占比将从 2020 年的 56.6%降至 40%左右，天然气和非化石能源的需求将合计占比 40%以上。同时，在气候雄心峰会上宣布，非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左 右。基于以上条件，我们预测到 2030 年煤炭占一次能源消费比重为 40%左右，石油 占比为 18%左右，天然气占比为 14%左右，非化石能源占比大约为 28%。经测算 我们得出，为实现 2030 年的碳达峰目标，2020-2030 年能源消费结构中的煤炭消费 总量大概率将呈现负增长态势；天然气和非化石能源的消费总量或将维持当前增长 态势。放眼世界，未来 30 年内全球煤炭消费量也将步入下行通道，能源缺口或由可再 生能源填补。2020-2050 年全球一次能源中的煤炭和石油的消费量将步入下行通道，而由此产生的一次能源 缺口或给非化石能源和可再生能源带来发展机会。预测显示截至 2050 年，全球煤炭 消费量占总一次能源的比重将小于 10%。高能耗的电力、钢铁行业已对未来能源消费结构的转型展开布局。国家电网在能源清洁低碳转型中正发挥着关键和引领作用，公司于 2021 年 3 月 1 日发布“碳达峰、碳中和”行动方案，方案提出公司将加快推进能源供给多元化、 清洁化、低碳化、能源消费高效化、减量化、电气化。据中国核电网消息，在国家 电网做出表率后，南方电网紧随其后于 3 月 18 日发布服务碳达峰碳中和的工作方案， 方案提出包括能源供应、配置、消费等五大方面的 21 项重点举措，公司计划将更大 规模推动新能源发展、更大力度推进“新电气化”进程等，构建以新能源为主体的 新型电力系统。钢铁行业方面，宝武集团于 1 月 20 日发布碳达峰、 碳中和目标：力争 2023 年实现碳达峰，2035 年实现减碳30%，2050 年实现碳中和。 为实现目标，宝武集团提出将走低碳冶金的发展路线，加大节能环保技术投入，不 断提高天然气等清洁能源比例，加大太阳能、风能、生物质能等可再生能源利用， 布局氢能产业，推进能源结构清洁低碳化等措施。对同属高能耗的化工行业而言，2013-2018 年化工行业的能源消费量或将维持波 动上升趋势。化工行业是传统的高耗能行业，其下的两个子行业石油加工、炼焦和 核燃料加工业以及化学原料和化学制品制造业也都属六大高耗能行业。据国家统计 局数据显示，2018 年我国石油加工、炼焦和核燃料加工业能源消费量为 2.87 亿吨标 煤、化学原料及化工品制造业能源消费量为 5.13 亿吨标煤、化学纤维制造业能源消 费量为 1,833万吨标煤、橡胶和塑料制品业能源消费量为 4,459 万吨标煤，合计占 2018 年能源消费总量的 18.45%。2013-2018 年，我国化工行业整体能源消费量呈波动上 升趋势，年均复合增速为 4.59%，且占能源消费总量的比重也呈现整体上升的趋势。基于化工行业固定资产投资额的占比趋势，我们预测短期内化工行业能源消费 量将维持上升趋势。据国家统计局数据，2020 年我国化学原料及化学制品制造业固 定资产投资额为 1.52 万亿元，占制造业总固定资产投资额 21.38 万亿元的比重为 7.10%。2016-2020 年化学原料及化学制品制造业固定资产投资额占制造业总固定资 产投资额的比重呈先下降再稳步提升的态势，其中 2016-2018 年占比下降是由于化工 行业的供给侧改革和环保督察的趋严，但 2018-2020 年占比呈稳步提升的趋势，且 2020 年受新冠疫情的影响，多数制造行业的固定资产投资额出现大幅下滑，而化学 原料及化学制品制造业的下降幅度远低于制造业整体下降幅度。基于此，我们预测 短期内化学原料及化学制品制造业固定资产投资额占制造业总固定资产投资额的比 重或将维持上升趋势，由于 2013-2018 年化工行业能源消费量仍然保持增长，进而 我们预测短期内化工行业能源消费量仍将继续上升。在未来零碳背景下，化工行业的能源消费结构也将面临调整。化工行业是承接 自然界原料和下游终端消费品的重要纽带，其对于国家经济体的重要性不言而喻， 这也是众多发达国家至今仍致力发展化工行业的原因之一，而中国是制造大国，化 工行业自然成为整体中的重要一环。从当前化工行业能源消费的双重趋势和重要性 来看，短期内我国化工行业的能源消费量很可能将维持上升趋势，且占比能源消费总量也将进一步提升至达峰。而在未来的零碳背景下，高耗能化工行业的能源需求 （非原料需求）也将面临调整，当前我国正处在能源结构调整的重要阶段，随着各 省市开始布局氢能、生物质能等清洁能源发展战略，未来化工行业的生产过程用能 有望从高耗煤高耗电的能源消费结构向消耗氢能、电能、天然气和生物质能转型， 且大部分电能有望由太阳能、水能、风能等可再生能源转化而来。届时，化工行业 对煤炭和石油的需求或将全部来源于化工原料。1.4、 海外化工企业已率先部署能源转型战略在全球加紧碳中和步伐的大环境下，一些国外化工龙头企业已开始布局落后产 能出清和能源转型战略。据英国石油公司（BP）官网资料，公司宣布为实现 2050 年前成为净零碳排放公司的目标，在 2030 年，公司年度低碳投资将增至 2019 年的 10 倍，石油和天然气的产量将比 2019 年的水平缩减至少 40％，以此计算，BP 公司 石油和天然气产量的年均复合增速约为-4.5%；同时，BP 公司已关停位于澳大利亚 的炼油厂，并以 50 亿美元的价格将旗下全球化工业务出售给英力士公司；BP 公司 还与丹麦沃旭公司共同开发工业规模的氢能项目，与挪威石油公司 Equinor 建立美国 海上风电领域的战略合作关系。据荷兰壳牌公司官网资料，公司宣布直至 2030 年， 公司将每年减少 1-2%的石油产量，并计划于 2030 年前停止常规燃烧天然气，同时， 公司还致力于研发年储量 2,500 万吨的二氧化碳捕获和封存技术。埃克森美孚承诺在 2025 年前实现运营温室气体排放“净零增长”，在 2030 年将不再 常规燃烧甲烷；公司于2021年2月宣布关闭位于澳大利亚的日产能9万桶的炼油厂。巴斯夫早已将节能减排纳入企业战略，正在推动可再生能源逐 步替代化石燃料以实现 2030 年之前二氧化碳净零排放的目标。公司与合作伙伴已开 发出将天然气直接分解为氢和碳组分，从天然气中生产氢气的新工艺技术；除此之 外，还提出了一种使用二氧化碳作为化学原料的新方法，已在实验室成功利用乙烯 和二氧化碳生产丙烯酸钠（超吸收剂的重要原料），与目前基于丙烯的超吸收剂生产 方法相比，此项新工艺中以二氧化碳为生产原料可取代约 30%的化石燃料原料。2、 在能源结构调整的压力下，化工行业“自上而下”供给侧改革势在必行2.1、 主要化工产品能耗梳理：工业硅、黄磷、氨纶、煤制甲醇、合成氨 等产品单吨生产综合能耗位居前列在能耗双控的政策背景下，单吨生产能耗较高的化工产品将率先面临产能重新 布局的挑战。因此，我们可以通过能耗指标梳理主要化工产品的生产能耗，从而判 断率先迈入产能重新布局的对应板块。一些化工产品的生产过程需要经过电解、汽 化、提纯等多道耗能工序，致使生产单吨产品的综合能耗才是判断化工产品能耗的 重要指标。基于此，我们参照《广州市产业能耗指南（2020）》、《上海产业能效指南 （2018）》以及各化工产品的能源消耗限额文件，对主要化工产品单吨生产综合能耗 的行业准入值和国内先进值进行梳理。同一产品的不同综合能耗值是由生产产品所 用原料的不同或产品生产过程的差异导致的，比如使用无烟煤制一吨甲醇的耗能低 于使用烟煤制一吨甲醇的耗能；使用乙烯氧化法制得一吨乙二醇的耗能远远低于以 煤为原料使用合成气法的耗能。另外值得注意的是，电石法 PVC 是利用原料电石和 水反应生成乙炔，将乙炔与氯化氢反应生成氯乙烯单体（VCM），再通过聚合反应生 成 PVC，因此，在计算电石法生产 PVC 整个工业过程的单吨生产综合能耗时，需加 上生产单吨电石原料的综合能耗。由此我们计算出电石法 PVC 整个工业过程的单吨 生产综合能耗行业准入值为 1,016 千克标煤，故电石法 PVC 属于高耗能化工产品。 据卓创资讯和百川盈孚统计的各化工产品产能数据，我们还梳理了所列化工产品的 主要生产省份产能占比，计算方式是用各省份生产企业的产品总产能除以该产品的 国内总产能。从上表可看出，煤制甲醇、合成氨、氨纶、工业硅、黄磷、纯碱、烧碱、电石、 电石法 PVC 等产品具有较高的单吨生产综合能耗，且高能耗产品的产能多数分布在 我国的西部地区。工业硅的单吨生产综合能耗行业准入值为 2,800 千克标煤，在主要 化工产品行业能耗准入值排序中与黄磷并列第一。生产工业硅能耗高的原因有两个： （1）电耗高，生产一吨工业硅需消耗约 13,000 千瓦时的电；（2）原料纯度不够，生 产工业硅所用的含氧化硅矿物中二氧化硅的含量要高于 99%，因为杂质会影响还原 反应的效率，降低产品质量且加大过程能耗。生产黄磷能耗高主要也是因为电耗高， 生产一吨黄磷需消耗约 13,000 千瓦时的电，加之生产黄磷的过程主要是以煤为燃料， 能源利用效率较低且会排放大量废气污染环境。由于我国的西部地区地广人稀且拥 有丰富的自然资源（矿产资源、油气资源等），高能耗产品的产能多数分布在西部地 区且较为集中地分布在西北地区。2.2、 作为高耗能产品的主要产能地，内蒙古一马当先严控新增高耗能项 目作为多个高耗能产品的重要产地，内蒙古自治区政府出台多项新政严控高耗能 的新增项目以确保完成“十四五”能耗双控目标。在国务院颁布《新时代的中国能 源发展》白皮书宣布实行能耗双控制度后，内蒙古自治区政府迅速作出回应，于 2021 年 2 月 25 日起草《关于确保完成“十四五”能耗双控目标任务若干保障措施（征求 意见稿）》向社会公开征求意见，并于 2021 年 3 月 9 日印发《关于确保完成“十四 五”能耗双控目标若干保障措施》。该文件确立了内蒙古全区 2021 年的能源消耗目 标，并宣布对化工领域的具体产业项目实施严控，相关政策如下：（1）严格落实目标责任。2021 年全区能耗双控目标为单位 GDP 能耗下降 3%， 能耗增量控制在 500 万吨标准煤左右，能耗总量增速控制在 1.9%左右，单位工业增 加值能耗（等价值）下降 4%以上。（2）严格节能审查约束。强化新建高耗能项目对“十四五”能耗双控影响评估 和用能指标来源审查，未落实用能指标的高耗能项目，节能审查一律不予批准。（3）控制高耗能行业产能规模。从 2021 年起，不再审批焦炭、电石、聚氯乙 烯（PVC）、合成氨、甲醇、乙二醇、烧碱、纯碱（内蒙古鼓励类项目除外）、磷铵、 黄磷等新增产能项目，确有必要建设的，须在区内实施产能和能耗减量置换。除国家规划布局和自治区延链补链的现代煤化工项目外，“十四五”期间原则上不再审批 新的现代煤化工项目。（4）提高产业准入标准。新建高耗能项目工艺技术装备须达到国内先进水平、 能源利用效率须达到国家先进标准。（5）加快淘汰化解落后和过剩产能。电石：30,000 千伏安以下矿热炉，原则上 于 2022 年底前全部退出；符合条件的可以按 1.25:1 实施产能减量置换。焦炭：炭化 室高度小于 6.0 米顶装焦炉、炭化室高度小于 5.5 米捣固焦炉、100 万吨/年以下焦化 项目，原则上 2022、2023 年底前全部退出；符合条件的可以按国家标准实施产能置 换。（6）加快重点高耗能行业节能技术改造步伐。2021 年-2023 年重点对钢铁、电 解铝、铁合金、电石、铜铅锌、化工、建材等高耗能行业重点用能企业实施节能技 术改造，各盟市分年度至少按照 40%、40%、20%的进度完成全部改造任务，加快火 电机组实施灵活性节能改造，力争改造后单位产品能耗达到国家能耗限额标准先进 值。内蒙古是我国的能耗大省，此番新政出台表明了内蒙古确保完成能耗双控目标 和紧跟政策提前布局碳中和的决心，也预示着内蒙古的化工行业即将迈向产能结构 重新布局的道路。2.3、 地方政府陆续制定能耗双控工作目标，化工行业亦成重点关注对象全国各省、直辖市先后制定政府工作目标，落实能耗双控计划，其中化工行业 备受关注。陕西省政府提出在 2030 年前实现碳达峰，推动能化产业高端化发展，加 快建设 1,500 万吨煤炭分质利用、80 万吨乙烷裂解制乙烯等项目，并推动发展精细 化工材料和终端应用产品。新疆维吾尔自治区政府计划在 2021 年实施新一轮传统产 业重大技术改造升级工程，其中包含石油石化、煤化工等资源密集型产业。山西省 政府计划重点推进生物降解聚酯项目的建设，促进现代煤化工走高端化、差异化道 路，并在全省加速布局甲醇汽车产能。2.4、 高能耗化工产业产能扩张受到制约，落后产能或将面临清出，行业 集中度有望获得提升碳中和政策将推动高能耗的化工产业首当其冲实施供给侧改革，落后产能或将 在政策压力下清出，各板块集中度将获得提升。各省、自治区颁布的能耗双控目标 对企业生产耗能提出更高的要求。在新项目审批难度加大和落后项目陆续退出的大 环境下，行业内的众多落后产能或将由于生产设备和单位能耗指标限制而受到发展 制约，相比之下各板块的龙头企业则具有五大优势：（1）龙头企业可借由规模效应 降低高耗能产品的能耗边际；（2）龙头企业具有较低的成本优势和较强的上下游议 价能力；（3）龙头企业生产工艺相对先进、环保规范程度较优；（4）龙头企业有能 力通过投资革新生产设备和研发先进的加工技术以进一步扩大行业领先地位；（5） 龙头企业具有技改和扩产的良好基础，能够较迅速地填补行业内落后产能出清造成 的产能空缺。从长期角度来看，碳达峰和碳中和或将推动新一轮化工行业的供给侧 改革，落后产能的出清将促进行业集中度进一步提升，各板块龙头企业的优质存量 资产将会在改革中充分受益。3、 化工各板块龙头企业或将在此轮供给侧改革中脱颖而出3.1、 煤化工：产能大幅扩张将大概率承压，龙头纵向发展优势凸显碳中和政策压力将推动未来煤化工走高端化、清洁化、市场化路线，在产能大 幅扩张承压的局势下，煤化工龙头企业将受益。在我国碳中和能耗双控政策和未来能源结构转型战略的背景下，作为传统化工板块的煤化工已经迈入深化供给侧结构 性改革的重要阶段，未来煤化工将向高端化、清洁化和市场化路线迈进。从市场上 的主流产品来看，煤化工产品主要分为煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制甲醇、 煤制乙二醇等，据中国煤炭工业协会发布的《煤炭工业“十四五”现代煤化工发展 指导意见（征求意见稿）》中的数据，截至 2019 年，我国已建成煤制油产能 921 万 吨、煤制气产能 51 亿立方米、煤制烯烃产能 1,362 万吨、煤制甲醇 6,000 万吨左右、 煤制乙二醇产能 478 万吨。由此可见煤化工现有产能规模较大，但受限于未来煤炭 消费总量或将步入缓慢下行通道，煤化工未来的产能大幅扩张将大概率承压，因此 在现有产能的基础上对设备实施高端化、清洁化改造并革新生产技术，推动传统煤 化工向现代煤化工转型将是煤化工企业下一阶段的发展重点。（煤制）甲醇：目前煤制甲醇行业集中度较低，产能较为分散。甲醇的下游用 途较为广泛，覆盖农药、醋酸、液化气、甲醇燃料、DMF 等领域，未来需求端仍可 能出现新的增长点。据百川盈孚数据，2020 年我国甲醇的总产能约为 9,202 万吨， 总产量为 6,717 万吨，产能利用率为 73%；2016-2020 年我国甲醇的产能利用率呈波 动上升趋势。据卓创资讯数据，2020 年我国煤制甲醇的产能约为 7,672 万吨；行业 集中度方面，目前煤制甲醇的产能较为分散造成行业集中度较低，以 CR5 计算，煤制甲醇行业集中度仅为 19%左右，未来煤制甲醇行业集中度提升空间较大。华鲁恒升或将凭借纵向发展优势在这一轮供给侧改革中充分受益。华鲁恒升是 煤化工行业的白马龙头，经过多年沉淀成本优势明显，从产品端来看，公司甲醇的 完全成本比固定床工艺公司低约 373 元/吨；从供给端来看，公司凭借先进的洁净煤 气技术能使用价格较低的烟煤。目前公司已实现上下游全产业链的纵向发展优势， 形成了以尿素、醋酸、DMF、己二酸、乙二醇等产品为主的多样化布局，未来在供 给侧改革的过程中有望进一步扩大公司全产业链的优势，打造“一头多线”柔性生 产的运营模式。3.2、 石油化工：油品为主的落后炼厂或将逐步淘汰，“少油多化”的民营 优质炼厂步入上升通道随着国内成品油需求承压，传统的油品型炼厂或将逐步退出，“小油头大化工” 的民营炼厂或将迎来发展机遇。据 Wind 数据，2010-2020 年，国内成品油的表观消费量从 2.5 亿吨提升至 2.9 亿吨，年均复合增速为 1.67%；2018 年-2020 年，成品油 消费量均呈负增长态势，其中 2020 年受新冠疫情影响成品油消费量增速为-6.7%。 未来国内新能源车市场占有率的提升，国内成品油需求或将承压。而 2010-2019 年国 内原油的表观消费量从 4.4 亿吨提升至近 7 亿吨，年均复合增速为 5.24%，且自 2015 年以来，原油消费量的增速也在不断提升。随着国内以油品为主的落后老旧炼油产 能逐步出清，占比出现下滑，且英国石油公司、荷兰壳牌公司、埃克森美孚等国外 石油巨头已宣布关停全球范围内多家落后炼厂，预示着传统的油品型炼厂或将逐步 退出历史舞台，而以生产化工品为主的“小油头大化工”民营大炼化企业或将由此 迎来良好的发展机遇。我国民营大炼化的龙头企业恒力石化、荣盛石化将在此轮供给侧改革中迎来发 展机遇。据恒力石化 2019 年年度主要经营数据公告，公司 2019 年成品油产量为 307.8 万吨，销量为 315.62 万吨，成品油的销售收入仅占公司总营收的 12.2%；其余营收 来自于销售公司所产的各类化工产品。由此可见，恒力石化是以生产化工品为主的 民营炼化企业，受成品油需求减缓的影响较小，且公司计划进一步向高端化工品和 下游新材料领域扩张布局。在此轮供给侧改革中，少油多化的民营大炼化龙头企业 有望进一步增强化工品的研发实力，稳固行业龙头地位，向平台型化工巨头迈进。3.3、 氯碱化工：各子板块集中度有望在供给侧改革中进一步提升3.3.1、 纯碱行业：未来新增产能较少，龙头产能弹性优势显著自 2011 年以来，纯碱产能利用率基本稳定，且产能集中度有望进一步向行业龙 头集中。据卓创资讯数据，2020 年纯碱产能为 3,317 万吨，同比增长 2.16%，产量 为 2,759 万吨，同比减少 1.58%，2020 年产能利用率为 83%，纯碱近五年的产能利 用率基本维持在 85%左右。行业集中度方面，以 CR5 计算，2020 年纯碱行业集中度 为 37.9%，其中三友化工、河南金山、山东海化位居产能前三，三者合计占我国纯碱 总产能的 28.8%，目前来看纯碱产能较为集中，且未来有望进一步向龙头聚拢。未来纯碱新增产能较少，龙头企业有望凭借较高的产能弹性扩大领先优势。根 据百川盈孚和卓创资讯数据，2021 年 6 月，预计将有包括金昌化工 20 万吨/年、晶 昊盐业 20 万吨/年以及河南骏化 20 万吨/年纯碱新增产能投产；2021 年 12 月，预计 将有新都化工 50 万吨/年纯碱新增投产，但连云港碱业的 130 万吨/年纯碱产能将面 临淘汰。若仅考虑截至 2021 年 6 月新增的 60 万吨纯碱产能，预计 2021 年纯碱行业 产能为 3,377 万吨。在未来短期纯碱新增产能较少的情景下，龙头企业有望进一步 抢占市占率，快速填补行业内落后产能出清造成的产能空缺，从而稳固领先地位。三友化工纯碱产能位居行业第一。公司本部拥有纯碱产能 230 万吨/年，子公司 青海五彩碱业拥有纯碱产能 110 万吨/年，合计产能位居行业第一，是纯碱行业的龙 头标兵。经我们测算，若纯碱价格上涨 100 元/吨（含税），三友化工归母净利润有望 增厚 1.9 亿元，业绩弹性较大。公司作为纯碱龙头，有望在此轮供给侧改革中充分受 益，进一步扩大行业领先地位。目前纯碱行业其他上市企业还包括山东海化、和邦 生物、华昌化工、云图控股，分别拥有纯碱年产能 280、120、70、60 万吨，若纯碱 价格上涨，这些公司也将因此受益。3.3.2、 烧碱行业：行业集中度较低，龙头或凭成本和规模优势脱颖而出近年来，烧碱产能利用率基本维持在 85%的水平，行业集中度较低。据卓创资 讯数据和公司公告，2020 年烧碱产能约为 4,216.5 万吨，同比增长 1.16%，产量为 3643.2 万吨，同比增长 5.17%，2020 年产能利用率为 86.4%，烧碱近五年的产能利 用率基本维持在 85%左右。行业集中度方面，以 CR5 计算，目前烧碱行业集中度为11.3%，未来仍存在较大上升空间。滨化股份烧碱业务拥有一体化生产、循环经济与先进生产技术三大优势。公司现有烧碱产能 61 万吨，其中粒碱、片碱产能各 20 万吨， 公司可以根据市场行情变化在液碱、粒片碱产品间进行调节转换，进而实现灵活生 产，最大程度上实现公司利润。在烧碱生产方面，公司在上游配备自有的电厂、盐 场、水库等基础设施，可以最大程度降低生产成本。同时，生产过程中产生的氯气、 氢气也可以在环氧丙烷与盐酸装置中得到充分利用，从而进一步提高资源利用率。 目前行业内其他上市企业还包括拥有烧碱年产能 132 万吨的中泰化学、47 万吨的新 疆天业。由于烧碱行业产能十分分散、集中度低，预计在碳中和催生的供给侧改革 中将会出清大批落后产能，滨化股份、中泰化学、新疆天业或将凭借成本和规模优 势脱颖而出。3.3.3、 电石-PVC 行业：落后产能发展受限面临出清，电石-PVC 全产业链龙头迎来 发展机遇对比氯碱工业的其他化工品，电石的产能利用率较低，且行业集中度十分分散， 未来行业集中度存在较大的上升空间。据卓创资讯数据，2020 年电石产能为 4.1 亿 吨，同比增长 0.9%，产量为 2.79 亿吨，同比增长 7.88%，2020 年产能利用率为 68.2%。 2016-2020 年电石的产能和产量均呈现缓慢增长态势。行业集中度方面，以 CR5 计 算，目前电石行业集中度为 18.2%，存在进一步提升空间。电石是单位生产能耗极高 的化工品，也是能耗双控政策重点关注的对象，内蒙古已出台了一系列政策严控新 增的高能耗项目，新疆目前尚未出台此类严令，但新疆与内蒙古同为能耗大省，未 来或将效仿内蒙古出台政策管控高耗能项目。而在能耗管控下，众多零散产能由于 生产设备和单位能耗指标的限制而受到发展制约，龙头企业有望借此机会填补产能 空缺，扩大领先优势。中泰化学和新疆天业各自拥有 238 万吨和 134 万吨的电石年 产能，未来或将充分受益。自 2016 年以来，PVC 的产能和产量均逐年升高，2020 年电石法 PVC 产量约占 80%。据卓创资讯数据和公司公告，2020 年电石法 PVC 产能为 2,009.6 万吨，占 PVC 总产能的 80.4%。2020 年 PVC 产能（乙烯法+电石法）为 2,499 万吨，产量为 2,081 万吨，产能利用率为 83%左右，自 2016 年以来 PVC 产能利用率震荡上升。行业集 中度方面，以 CR5 计算，目前电石法 PVC 行业集中度为 24.3%，存在进一步提升空 间。电石法 PVC 是电石的下游产品，但若计算利用电石法生产 PVC 整个工业过程 （加上生产原料电石）的单吨生产综合能耗，电石法 PVC 也属于高耗能的化工产品。 中泰化学、君正集团、三友化工、新疆天业分别拥有电石法 PVC 年产能 183 万吨、 80 万吨、50.5 万吨、65 万吨，未来或将受益于碳中和催生的行业洗牌，进一步扩大 行业龙头优势。3.4、 其他基础化工子行业：高耗能行业龙头优势或愈发显著和稀缺3.4.1、 工业硅行业：行业产能集中在头部企业目前我国工业硅的产能利用率较低，行业产能集中在头部企业。据百川盈孚数 据，2020 年工业硅产能为 506.15 万吨，同比下降 8.4%，产量约为 222 万吨，产量与 2019 年基本持平，2020 年产能利用率仅为 43.9%。2016-2020 年，工业硅的产能利 用率一直维持在低位水平，这主要是由于生产工业硅的电耗很高，很多工业硅厂家 会选择以水电为主要能源，使得工业硅的生产会随上游来水量而呈现季节性，进而 拉低行业的平均产能利用率。行业集中度方面，以 CR5 计算，目前工业硅行业集中 度为 25.4%。工业硅的生产过程较为耗能，行业龙头企业生产一吨工业硅的综合能耗 约为 2,500 千克标煤。合盛硅业是工业硅行业龙头企业，目前拥有工业硅年产能 73 万吨，占国内工业硅总产能的 14.4%；根据公司公告，预计公司 2021 年石河子基地 有机硅项目顺利达产后，有机硅单体总产能将达到 93 万吨，公司在行业内是名副其 实的霸主地位。未来公司可依托自身成本优势向下游硅基新材料延伸，具有较强的 产业链一体化优势。3.4.2、 黄磷行业：“三磷”整治趋严，龙头一体化优势显著“三磷”整治趋势加剧，黄磷的产能呈现逐年下降的趋势。2020 年黄磷产能为 133.75 万吨，同比下降 3.0%，产量为 77.75 万吨，2020 年产能利 用率为 58.13%。2016-2020 年，黄磷的产能呈现逐年下降的趋势，这主要是因为黄 磷属战略性不可再生资源，我国已限制黄磷矿的开采。行业集中度方面，以 CR5 计 算，目前黄磷行业集中度为 32.7%。云图控股以复合肥为核心，构建“矿业、化工、 化肥”上下游完整的一体化产业链体系，在行业内具有较低的成本优势。公司的全 资子公司雷波凯瑞东段磷矿具备黄磷年产能 6 万吨，占国内黄磷产能的 4.4%。在高 耗能的黄磷行业实施严控的过程中，云图控股可充分依托一体化产业链的优势稳扎 黄磷行业。黄磷行业其他上市企业还包括兴发集团、云图控股和云天化，分别拥有 黄磷年产能 16 万吨、6 万吨和 3.8 万吨。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

一头多线，煤化工蓬勃发展。煤化工起源于18 世纪工业革命以后，大家习惯上把焦炭、化肥和甲醇等产品归为传统煤化工。现代煤化工是以煤炭为原料，将煤以气化、液化和加氢等方式深加工，得到各类附加值高、清洁环保化工原材料的过程。我国现代煤化工始于上世纪九十年代末，经过20 余年的发展，截至2019 年底，形成了煤制油产能921 万吨/年、煤制气产能51 亿立方米/年、煤制烯烃装置32 套，产能1582 万吨/年，配套聚烯烃产能1393 万吨/年;煤制乙二醇装置24 套，产能488 万吨/年。煤制油气项目投资较大，低油价区间时经济性不佳。从经济性分析，单套100万吨煤制油项目投资在150 亿元以上，单套40 亿立方米煤制气项目总投资在290 亿元，高投资意味着折旧费率较高，投资回收期较长。此外，新型煤化工对于水资源消耗大、环保要求高，环保设备投入占到了总投资的很大比例。以秦皇岛5800 卡动力煤550 元/吨测算，以只有布伦特原油价格位于60 美元/桶以上时，煤制油和天然气才具有经济价值。煤制烯烃和乙二醇的盈亏平衡点位于40-50 美元/桶之间。DMF 和醋酸供需偏紧，价格易涨难跌。DMF 和醋酸行业未来易出现供需紧平衡状态，不同之处在于，DMF 行业供给端出清，CR5 市占率高达87.5%，价格易涨难迭，后市仅需考虑涨价后下游企业的接受程度;醋酸行业未来供给增量有限，需求端易受PTA 增量需求拉动。电石供需平稳，尿素整体接近行业拐点。电石产能出清较为充分，需求端主要由PVC 带动，短期价格受环保限产和调峰限电影响较大，中长期看供需基本平衡，行业进入稳定发展期。尿素供给端持续优化，未来增量有限，需求端增速在持续下行5 年后，今年前三季度表需增速回稳至-0.6%，接近拐点，明年有望受农业和工业需求驱动继续上行。己二酸和乙二醇过剩，烯烃供给宽松压制甲醇价格弹性。己二酸和乙二醇处于供需偏宽松状态，新投产能大量达产，未来产品价格贴着成本线运行或常态。煤制甲醇方面，价格主要受烯烃价格影响较大，烯烃行业未来产能大量投放，行业将步入供需偏宽松状态，未来投资逻辑将以量为主。投资建议：周期行业景气度回升明显，市场对于顺周期行业产生配置性需求，我们建议按照行业龙头+景气度反转寻找煤化工标的：传统煤化工板块，建议关注华鲁恒升、鲁西化工、中泰化学和ST 宜化。现代煤化工板块，重点推荐宝丰能源和金能科技。风险提示：煤炭价格上涨，需求恢复不及预期。

我国能源结构特点“富煤、贫油、少气”,资源禀赋决定了我国是全球主要的煤炭输出国,而石油、天然气以 及整个石化产业链中的化工品则需要大量进口。如何解决对进口石油、天然气的过度依赖是涉及我国能源安全战略的重大问题。根据英国石油公司(BP)发布的《世界能源统计年鉴 2016》,截止 2015 年底,我国探明能源储量中,煤炭 约 1145 亿吨,石油约 25 亿吨,天然气约 3.8 万亿立方。其中,煤炭储量占世界总储量的 12.8%,石油占 1.1%, 天然气约占 2.1%。 由于石油、天然气储量占比低,我国每年消费的石油、天然气需要大量进口。截至 2015 年,我国原油表观消 费量达到 5.25 亿吨,其中进口量 3.45 亿吨,进口占比 61%;天然气消费量 1855 亿方,其中进口 668 亿方,进口 占比 33%。二者进口依存度远高于煤炭的 8%,解决石油、天然气的过度依赖进口问题对我国能源安全意义重大。本文完整报告《煤化工行业深度报告 》28页可在网站下载www.767stock.com此外,我国整个石化产业链中的化工品进口依赖度同样很高,乙二醇进口依赖度超过 70%,烯烃产品进口依赖 度也超过 40%。2015 年,我国乙烯单体、丙烯单体的表观需求分别为 1866 万吨、2587 万吨,年进口量分别为 152万吨、277 万吨,对外依存度为 8%、11%;聚乙烯、聚丙烯表观消费量 2378 万吨、2009 万吨,年进口量 987 万 吨、339 万吨,对外依存度 41%、17%。根据我们的测算,烯烃产品潜在进口替代空间 3287 万吨,该数字 2020年有望达到 5086 万吨。煤化工是以煤为原料,经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料及化学品,生产出各种化工产品的工业。煤化工包括传统煤化工和新型煤化工: 传统煤化工包括煤焦化、煤电石、煤合成氨(化肥)等领域。新型煤化工以生产洁净能源和可替代石油化工的产品为主,包括煤制甲醇、煤制烯烃、煤制天然气、褐煤提质、 煤制乙二醇和煤制油等。通过煤的气化、净化、甲烷化等过程,可将煤炭制成合成天然气。以煤为原料经过加压气化后,脱硫提纯 制得的含有可燃组分的气体,可供城市做民用燃料。此外,煤气中的一氧化碳和氢气还是重要的化工原料, 可用于合成氨、合成甲醇等。煤制油是以煤炭为原料通过化学加工过程生产油品和石油化工产品的一项技术。煤制油包括煤直接液化和 煤间接液化两种技术路线。煤的直接液化将煤在高温高压条件下,通过催化加氢直接液化合成液态烃类燃 料,并脱除硫、氮、氧等原子。煤的间接液化首先把煤气化,再将合成气转化为烃类燃料(合成气转化未 烃类燃料过程主要采用费拖合成工艺)。煤制油、煤制气是解决国内油气起源短缺的有效方式,是涉及国家能源安全重要战略。2016 年底,我国发布《能源发展“十三五”规划》,规划指出:按照国家能源战略技术储备和产能储备示范 工程的定位,合理控制发展节奏,强化技术创新和市场风险评估,严格落实环保准入条件,有序发展煤炭深加工, 稳妥推进煤制燃料、煤制烯烃等升级示范,增强项目竞争力和抗风险能力。严格执行能效、环保、节水和装备自主 化等标准,积极探索煤炭深加工与炼油、石化、电力等产业有机融合的创新发展模式,力争实现长期稳定高水平运 行。“十三五”期间,煤制油、煤制天然气生产能力达到 1300 万吨和 170 亿立方米左右。《规划》划定了“十三五”期间煤炭深加工建设重点项目:1)煤制油:宁夏神华宁煤二期、内蒙古神华鄂尔 多斯二三线、陕西兖矿榆林二期、新疆甘泉堡、新疆伊犁、内蒙古伊泰、贵州毕节、内蒙古东部;2)煤制天然气: 新疆准东、新疆伊犁、内蒙古鄂尔多斯、山西大同、内蒙古兴安盟。煤化工产业链投资逻辑:工程商和设备制造商最先受益