2021年丙烯行業(yè)研究報告_2021數據分析研究洞察完整版行業(yè)報告

1、2021年丙烯行業(yè)研究報告報告綜述：丙烯作為 C3 產業(yè)的中流砥柱，其產業(yè)鏈長，產品豐富度高，價格和 生產利潤往往同時受多個環(huán)節(jié)影響、制約。1、成本端：大體上行，略有分化具體而言，油質工藝方面，原油受聯(lián)合減產和疫情修復的帶動，供需 延續(xù)緊平衡態(tài)勢，疊加期限結構從 contango 向 flat contango 再向 back 過渡，非商業(yè)凈多頭持倉青睞，以及美元下行通道等因素，綜合考慮 原油價格有一定上升空間。但是天花板或受到頁巖油復產或供給增量 的制約。石腦和原油走勢聯(lián)動密切，本文不做趨勢探討。氣制工藝方 面，受原料輕質化影響，PDH 工藝盛起，貢獻了很大丙烯產能增量， 天然氣和 LPG

2、雙重增量帶動丙烷供應或維持在 15-20%較高的水平， 但丙烷需求同步跟進，疊加政策上巴拿馬加征通行費和加征關稅排除 基本相抵，PDH 成本端在剖除原油的影響下持穩(wěn)，假設我們認為原 油對丙烷和丙烯以及丙烯下游的影響趨同，則 PDH 生產利潤中樞波 動有限。煤制方面，2021 年成材受去產量和碳中和影響，原煤供需 基本面轉弱，而長期能源結構改變又會雪上加霜，煤炭價格重心較 2020 年 4 季度或會出現下移，CTO 利潤呈增厚預期。2、下游產品：國產替代趨勢明顯以主要產品聚丙烯為例，內盤聚丙烯增速更為強勁，2020 年、2021E 年產能分別達到 28950 千噸和 33860 千噸，較上一年分

3、別增長 3700 千噸和 4910 千噸，產能增速分別為 15.7%和 16.9%。而其他下游， 諸如環(huán)氧丙烷、丙烯腈、丙酮同樣呈現產能釋放、國產替代的情況。經對下游各產品產能處理，2020 和 2021E 丙烯下游產能綜合加權增 速分別為 14.9%和 14.2%。整體看下游產品目前依舊進口依存度偏高， 故國產替代進口導致的產能增量仍會實現。3、丙烯利潤或迎增厚在成本支撐 vs 下游國產替代之際，我們認為下游國產替代更勝一籌， 供給端定性看價格總體上行，略帶分化。增速角度，預計 2021E 原油、 石腦、丙烷、煤和甲醇供應增速分別為 5.7%、5.7%（假定同原油）、 16%、3.5%、4.

4、6%，加權綜合增速 2021E 約為 7.3%。綜合考慮，需求 端或影響更大，丙烯生產利潤存增厚預期。1. 丙烯1.1. 丙烯工藝1.1.1. 丙烯工藝綜述目前，丙烯的生產制備主要有四種工藝，分別是原油催化裂化、石腦油蒸汽裂解、 原煤制甲醇后 MTO 或者直接 CTO、丙烷脫氫，據卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計， 2020 年度四種 工藝占比分別為 28%、29%、24%和 19%，較上一年度分別上升-4%、+4%、-2%、 +2%。隨著煉化一體化恒力石化和浙江石化產能的逐步釋放，蒸汽裂解工藝產能占 比顯著提升；MTO/CTO 產能投放不多，占比下滑；PDH（含混烷脫氫 MDH，下同） 產能因天津渤化、浙江華鴻

5、新材料等裝置的投產有所提升，且未來隨著大量丙烷脫 氫裝置釋放，其產能占比有較大提升空間。未來丙烯新增產能將主要釋放于石腦裂 解和丙烷脫氫兩種工藝上。1.1.2. 石油催化裂化以及其衍生多產丙烯技術催化裂化 FCC 是傳統(tǒng)煉油工藝，主要產物為汽油、柴油等燃料油成品油，丙烯作為 副產品，收率較低。為提升丙烯收率，UOP 公司的 PetroFCC 工藝和 RxPro 工藝、 中國石化石油化工科學研究院的深度催化裂化( DCC)、新日本石油公司和沙特阿美 公司的高苛刻度催化裂化( HSFCC) 技術等工藝被逐步開發(fā)，以 VGO（減壓柴油 等重質組分）為原料生產出來的丙烯收率分別可達 20%以上、15-

6、25%、接近 20%的 水平。1.1.3. 石腦油蒸汽裂解蒸汽裂解是目前生產烯烴的主要工藝之一，石腦油經 750以上高溫，在水蒸氣環(huán) 境中經過管式加熱爐發(fā)生分子鏈斷裂和脫氫反應，從而制得乙烯、丙烯等輕烴。蒸 汽裂解技術乙烯產率較高，但隨著石腦油分子質量的提升，丙烯收率會出現正向增 長。1.1.4. 基于 FCC 或蒸汽裂解的其他路徑考慮到石腦裂解和原油裂化 FCC 裝置丙烯產率的不足，烯烴催化裂解和烯烴歧化可 用于進一步大幅增產丙烯。催化裂解增產丙烯工藝可使得 C4-C8 的烯烴進一步裂解，常見的工藝有魯奇公司的 Propylur 工藝、道達爾公司和 UOP 公司的烯烴裂解工藝和 KBR 公司

7、的 Superflex 工藝等。烯烴歧化是將 C4 等烯烴產物進一步裂解，常見的歧化工藝有 ABB Lummus 的 OCT 工藝、Axens 的 Meta-4 工藝和 BASF 的自歧化工藝等。1.1.5. 丙烷脫氫丙烷脫氫，可以在高溫和相對低壓的條件下獲得顯著較高丙烯收率，工藝路徑短， 固定資產投資成本低，技術經過 20 余年的發(fā)展目前已經爐火純青，目前全球范圍主 要有八種工藝，催化劑多選用 Pt 或者 Cr 系金屬催化劑，反應產生的氫氣，可用于 燃料，從而盡可能提升副產品利用率。八種工藝整理如下：八種工藝中應用最為廣泛的是 UOP 的 Oleflex 和 ABB Lummus 的 Cat

8、ofin，自我國 第一套 PDH，60 萬噸天津渤化投產至今，我國 PDH 裝置基本采用這兩種工藝。1.1.6. 煤制烯烴煤制烯烴工藝又可有 CTO、MTO、MTP 等，海外發(fā)展較早，但目前海外制烯烴重 心已轉為油頭和氣頭，故中國逐步占據主流煤頭工藝市場占有率。CTO 主要依托我 國豐富的煤炭資源，從而形成原料煤到烯烴甚至烯烴下游聚烯烴等產品的一體化；而 MTO、MTP 等則側重于從甲醇到烯烴或者烯烴下游，其中 MTO 主產品為乙烯丙 烯雙烯，而 MTP 主產品更側重丙烯。MTO、MTP 等工藝中的甲醇可以外采，但當 甲醇價格偏高時，外采甲醇經濟性將會顯著走弱。因我國多煤貧油少氣的能源結構，

9、目前我國煤頭裝置采用的工藝品種較多。1.2. 丙烯工藝經濟性對比：目前 MTO 利潤整體弱于其他工藝供給側改革來，隨著煤炭行業(yè)產能的清退，供給環(huán)比縮量，煤化工原料煤價格中樞 下跌幅度有限，煤制利潤近年出現下移；反觀油頭工藝，隨著頁巖油革命后，美國 原油產量的急劇上升，油頭成本端重心大幅下移，疊加 2020 年新冠影響，原油更是 創(chuàng)造新低，油頭成本降低，油制路線不再成為邊際成本，2020 年利潤首度超過 CTO；步入2021年隨著聯(lián)合減產的持續(xù)進行以及煤價持續(xù)回落，CTO利潤再度實現反超。此外，由于丙烯油制定價更為主導，丙烯價格和原油正向聯(lián)動較大，當原油價格上 漲時，煤制烯烴利潤走擴，當原油下跌

10、時，煤制烯烴利潤走縮。據本數據模型測算， 考慮到加工費用，CTO 在油價 30 美元/桶以上時可實現盈利；在油價達到 45 美元/ 桶時，其利潤基本和油制持平；在油價超過 72 美元/桶時，每生產一噸丙烯，煤制 利潤將會超出油制 2000 元。油頭方面，原油催化裂化和石腦裂解難分伯仲，利潤走勢相似，且近三年中樞主要圍繞 500-2500 元/噸波動，這很大程度源于石腦油和布倫特價格的高度聯(lián)動。煤頭對比來看，CTO 工藝單耗 4.8 動力煤和 1.5 燃料煤，MTO 工藝單耗約 3 甲醇， 再考慮催化劑、折舊、財務費用等，CTO 利潤明顯好于 MTO，故我們認為煤頭工 藝利潤主要集中于煤-合成氣

11、-甲醇，即 CTM 一段，沒有上游的外采甲醇制烯烴裝置， 利潤微薄。丙烷脫氫方面，單耗丙烷 1.2，外盤丙烷利潤整體略高于內盤 200-400 元/噸。近三 年，我國 PHD 工藝利潤中樞整體維持在 500-2500 元/噸水平，但 2019 年 Q2 中期和 2019 年 Q4 后期因成本端原料的上揚，PDH 利潤打入階段性虧損，進入 2020 年 H1 因新冠疫情導致的成本降低，使得 PDH 利潤大幅回暖，步入 Q4 后隨著丙烷價格的 大幅上行，利潤再度驟降。敏感性來看，MTOPDH催化裂化蒸汽裂解CTO，MTO 成本和利潤對原材料價 格敏感度顯著大于其他工藝，這主要源于 MTO 原料成本

12、占總成本的比重過高。以 MTO、CTO 為例，典型 CTO 項目原料成本占全部成本僅為 32%，而 MTO 項目卻 高達 74%。1.3. 丙烯市場1.3.1. 全球丙烯市場：產能增速顯著放緩近年，全球丙烯市場規(guī)模呈現逐年增加態(tài)勢，2019 年全球丙烯市場規(guī)模已達 7659 億元，同比上年增加 9.7%。隨著近年丙烯市場規(guī)模的擴大和需求的顯著增長，傳統(tǒng)丙烯生產工藝中乙烯收率高， 丙烯收率低的問題丞待解決，而原料輕質化后，PDH 工藝逐步興起，很好的解決了 這一問題，近年 PDH 貢獻了全球丙烯增量中重要的一部分。全球產能方面，2019 年，丙烯產能為 107797 千噸，產能增速為 1.5%，

13、低于 2018 年 2.8%，低于近十年 CAGR3.8%，產能增速已處于下行通道。區(qū)域增速來看，除了南美、中歐和東歐產能增速近年呈現放量外，其余地區(qū)基本均 呈現不同程度下滑，不過亞洲因為絕對增速整體處于較高水平，2019 年絕對增速依 然顯著高于全球。2019 年，全球、西歐、中國、東亞、北美、亞太、中東和非洲、 南美、中歐和東歐產能增速分別為 1.5%（-1.3%）、-6.3%（-3.2%）、4.4%（-3.8%）、 1.7%（0.9%）、-0.4%（-2.5%）、3.8%（-4.0%）、1.2%（0.9%）、4.7%（12.1%）、5.4% （5.9%）。產能分布來看，2019 年，全球

14、丙烯產能依舊集中于亞洲，其產能占據全球產能 57% 左右，而亞洲中產能又集中于東南亞和東北亞，其中中國、韓國和日本分別占據東 南亞和東北亞合計產能的 64%、13%和 9%。貿易方面，全球丙烯貿易運距較短。中國雖然為亞洲最大產能國，但中國依舊為亞 洲最大丙烯進口市場，中國和日本、韓國以及東南亞等國存在大量丙烯雙向流動。1.3.2. 中國丙烯市場：原油帶動價格上漲，產能增速仍不容小覷首先簡要回顧下 2020 年內盤丙烯行情：一季度，一月因受春節(jié)期間物流放緩和累庫壓力，丙烯生產企業(yè)多采取主動降庫策 略，價格穩(wěn)中有跌；春節(jié)后，受疫情影響，下游復工放緩，需求走弱，且物流恢復 慢于往年，故市場成交清淡，

15、價格中樞持續(xù)下行。二季度，國內外口罩訂單，疊加熔噴布炒作后價格暴漲，帶動聚丙烯需求，從而利 多進一步傳導至丙烯，丙烯價格于四月中急劇上行；而與此同時丙烯其他下游成本 壓力驟增，逐步對丙烯形成負反饋，疊加市場對熔噴布小作坊進行管理，熔噴布炒 作熱情衰退，丙烯價格再度驟降；但隨著國內內循環(huán)，以及疫情的顯著好轉，丙烯 價格開始穩(wěn)中有升走勢。三季度，隨著內盤需求進一步恢復以及眾多 C3 下游的金九銀十季節(jié)性旺季，丙烯 酸、環(huán)氧丙烷、聚丙烯、辛醇等陸續(xù)迎來漲價潮，丙烯價格受需求端帶動價格進一 步走高。四季度，上半程，伴隨著沙特下調原油現貨價格，以及美國汽油需求轉入淡季等因 素導致的原油回調，丙烯價格跟隨

16、回調；而下半程受拜登當選、聯(lián)合減產等因素導 致的原油企穩(wěn)回升，丙烯價格再度走強；而進入月末，下游訂單走弱，業(yè)內對需求 透支預期增強，市場出現回調。之后再來看下我國丙烯產能產量情況：2020 年我國丙烯產量 3587 萬噸，較 2019 年增長 9.1%；表觀需求量 3836 萬噸，較 2019 年增長 6.6%；供需基本平衡，產能產量增速逐步放緩。進口方面，2020 年進 口丙烯 250 萬噸，較 2019 年增加-19.8%，進口依存度 6.5%，進口依存度重心整體 呈現下移趨勢。一方面，由于煉化一體化裝置和 PDH 裝置的大量投產，我國丙烯產 能增速 2010 年來均穩(wěn)步高于全球，丙烯自給

17、率進一步提升，進口替代仍在進行；另 一方面，不可否認，去年海外丙烯裝置檢修、意外臨停顯著增多，比如近期的韓國 LG、日本 JX 等，導致外盤開工出現下移，從而對我國丙烯進口量造成影響。區(qū)域分布來看，我國丙烯產能主要集中于華東、山東、西北、華北等地，2019 年產 能占比分別為 27%、16%、16%、13%，分別同比 2019 年增加 3%、-1%、0%、-1%。華東產能較 2018 年有顯著增量，主要歸功于中安聯(lián)合、南京志誠等裝置的產能釋 放。從目前 2020 年的投產計劃來看，隨著浙江石化、華鴻新材料等裝置投產，華東 地區(qū)產能占比或有進一步增量。2021 年，有中國石化海南煉油化工有限公司

18、 50 萬 噸等產能釋放。2. 丙烯上游：大體上行，略有分化2.1. “十四五”期間油化工、煤化工何去何從在分析上游情況前，先對“十四五”期間產業(yè)發(fā)展方向進行簡單梳理。2.1.1. 油化工石油和化學工業(yè)規(guī)劃院的白頤副院長在“十四五”我國石化和化工行業(yè)高質量發(fā)展 分析一文中對“十三五”和“十四五”石化和化工行業(yè)的發(fā)展進行了對比。白副 院長整理了“十三五”期間發(fā)展的七大特點，即“行業(yè)一直在保持高速增長”、“行 業(yè)處于內在質量成長期”、“新材料和高端專用化學品成為投資關注點”、“全行業(yè)已 經形成了綠色發(fā)展的理念”、“產業(yè)集聚程度越來越高”、“多元化資本正積極進入石 化化工領域”、“技術創(chuàng)新成為發(fā)展重

19、要動力”。“十三五”期間，行業(yè)已對高質量和 綠色發(fā)展有深刻認識，而“十四五”期間，該認識還需更進一步，行業(yè)發(fā)展需要更 加強調“高質量”，高質量需要突出高端化和選擇性，同時還要注重發(fā)展的內涵，及 “綠色、升級和開放”。此外，吳文龍等石油和化學工業(yè)規(guī)劃院的工作人員，在“十四五”時期我國煉化產 業(yè)高質量發(fā)展模式研究一文中結合我國現行油化工市場、政策情況，對油化工主 要的三個板塊，煉油、烯烴、芳烴，高速發(fā)展模式進行了概括和研究，提出了：“煉 油產業(yè)，控煉增化、多烯少芳、存量優(yōu)化、整合集聚；乙烯產業(yè)，煉烯一體、科學 多元、原料輕質、產品高端。芳烴產業(yè)，煉芳一體、芳纖一體、上下貫通、競爭有 力”。這和我們

20、對市場中逐步投產的煉化一體化裝置，我國成品油過剩等市場現狀的 理解相互印證。2.1.2. 煤化工中國煤炭科工集團有限公司煤炭科學研究總院（煤化工）首席科學家徐振剛在中 國現代煤化工近 25 年發(fā)展回顧反思展望一文中對煤化工行業(yè)的現狀和“十 四五”期間可能面臨的挑戰(zhàn)和問題進行了總結，他認為，目前我國煤化工還存在諸 如生產安全事故時有發(fā)生、環(huán)保措施仍有不足、裝置穩(wěn)定連續(xù)生產仍需進一步長期 驗證、部分項目成本優(yōu)勢質量競爭力不夠，產品同質化低端化普遍、部分關鍵技術 仍存攻克瓶頸等問題。之后我國煤化工需要解決這些問題，并且要在諸如煤氣化、 煤液化、煤制烯烴、煤制乙二醇、煤制芳烴等工藝研發(fā)上再有所突破。2

21、.2. 原油及其他石油組分：聯(lián)合減產加需求恢復預期，中樞上行，但空 間受 OPEC 增產預期和頁巖油復蘇抑制2.2.1. 2010-2019 供需概況：頁巖革命改變供需結構，但產量增速已趨放緩2010 年-2019 年，全球來看，石油產量呈現顯著增長，2019 年石油產量分別達到 100608 和 82347 千桶/天，較 2018 年分別下降 0.13%和 0.07%，產量增速近年呈現 逐步放緩的趨勢。2010 年-2019 年，近年隨著頁巖氣的開發(fā)，NGPL 量上升顯著，復合增長率 3.32%顯 著高于原油 1.06%，NGPL 在石油中占比顯著提升，導致原油（含凝析油）占比從 2010

22、年 84.6%下降至 2019 年的 81.8%。分地區(qū)來看，全球石油產量依舊主要集中于北美和中東，兩者占比過半，同時近年 北美產量增速迅猛，成為全球產量重心上行的主要貢獻力量。石油需求結構來看，汽油、柴油（餾分油）依舊是絕對主力，2010 年占比分別為 25.6% 和 28.7%，2018 年占比分別為 26.1%和 28.6%。十年周期看，汽柴占比波動有限。其他組分來看，隨著國際物流的發(fā)展和洲際之間的聯(lián)動，LPG 和航燃近年發(fā)展較快， 增速處于上行通道，2018 年增速分別為 3.0%和 2.2%，高于其他石油組分的增速水 平。2.2.2. 2020、2021E 供需與價格分析：聯(lián)合減產是

23、油價上行最直接驅動油價因受新冠導致的供需矛盾，布油和美油均出現大幅下挫，故 2020 年 4 月 OPEC 與減產同盟國商定了聯(lián)合減產計劃。在聯(lián)合減產協(xié)議中，OPEC 以及參與聯(lián)合減產 計劃的非 OPEC 協(xié)議從 2020 年 5 月 1 日起實施聯(lián)合減產計劃，聯(lián)合減產共分為三 個階段。一階段，減產原油供應量 970 萬桶/天，時間為 5 月初至 6 月底（后延長至7 月底）；二階段，減產原油供應量 770 萬桶/天，時間為 7 月初（后延長至 8 月初） 至 12 月底；三階段，減產 580 萬桶/天，時間為 2021 年 1 月初至 2022 年 4 月。12 月 3 日，在探討三階段聯(lián)合

24、減產計劃實施問題的 OPEC 與非 OPEC 會議上，經多方 妥協(xié)商議，將原計劃 2021 年 1 月執(zhí)行的減產 580 萬桶/天提升至 720 萬桶/天，且自 2021 年 1 月起每月舉行一次 OPEC 與減產同盟國的部長級會議，以商定下個月減產 幅度，同時次月增產幅度規(guī)定波動在 50 萬桶/天之內。由于聯(lián)合減產計劃的實施，2021 年 Q1、Q2、Q3、Q4 石油產量預計分別為 9535、 9643、9902、9948 萬桶/天。產量同比增速分別為-7.3%、4.3%、8.9%、7.2%，產量 環(huán)比增速分別為 0.6%、3.3%、2.7%和 0.5%。需求端，隨著疫苗兌現后疫情的好轉，2

25、021 年 Q1、Q2、Q3、Q4 石油需求量預計分 別為 9522、9704、9861、9912 萬桶/天。需求同比增速分別為 0.1%、14.2 %、5.7%、 3.9%，需求環(huán)比增速分別為-0.2%、1.9%、1.6%和 0.5%。季度供需平衡表來看，步入 2021 年后，一季度初屬于原油傳統(tǒng)需求性季節(jié)性淡季， 不過沙特超預期 100 萬桶/天減產縮量，使得供應緊張，從而去庫延續(xù)；步入二、三 季度后，北半球氣溫逐步回暖，汽柴油需求跟進，需求出現進一步增量，但供給增 量傳統(tǒng)季節(jié)性較為迅猛，疊加 OPEC 和 OPEC+可能的增產預期，預計供需延續(xù)緊平 衡，庫存去化但幅度收窄；步入四季度后，

26、上半段需求再度轉弱，但是隨著步入 Q4 后期，取暖油需求提升，供需或步入平衡模式，庫存企穩(wěn)為主。高頻數據自聯(lián)合減產后庫存也呈現去化態(tài)勢，并且自汽柴油步入淡季后，庫存也并 未出現明顯累庫，不過近期隨著聯(lián)合減產松動，庫存開始邊際積累。此外值得一提 的是，盆地石油管道、百夫長管道、大鹽平原管道等多條管道交匯的“世界管道十 字路口”和 WTI 定價權的庫欣地區(qū)庫存去化已經出現一定壓力。庫存自 2021 年 2 月起并未出現進一步去化。2.2.3. 期限結構與價差：供應端寬松后，back 結構或不具備持續(xù)性近期，無論美油還是布油，從去年至今均呈現了 contango -flat contango-bac

27、k 的轉變， 最近的一次深度反向結構主要是受沙特額外減產等供應端縮量所致帶動近月走強， 隨著供應端逐步趨于寬松，我們對 back 結構的持續(xù)性存疑。近遠月價差來看，美油首行、六行價差近期已出現拐點，而布油目前首行、六行價 差反向結構仍在持續(xù)，中短期原油整體強勢，布油或先于美油步入被動去庫周期。從近月美油、布油價差也可以進一步驗證剛才觀點，WTI-Brent 首行價差已由 10 月 的-1.99 美元/桶的高點逐步回落至當前半年內新低-3.01 美元/桶，隨著歐洲、美國疫 情差異，和美元重心的下移，布倫特升水或仍有上行空間。從近月美油、布油價差也可以進一步驗證剛才觀點，WTI-Brent 首行價

28、差已由 10 月 的-1.99 美元/桶的高點逐步回落至當前半年內新低-3.01 美元/桶，隨著歐洲、美國疫 情差異，和美元重心的下移，布倫特升水或仍有上行空間?；罘矫?，如不再出現疫情全面惡化或系統(tǒng)性風險，預計中短期現貨大幅貼水情況 將難以重現，布油基差情況目前整體好于美油，對盤面支撐力度或好于美油，截止 至 3 月 12 日，美油、布油基差分別為 0.05 和 0.15 美元/桶。2.2.4. 非商業(yè)持倉：多頭對近月青睞仍存2020 年來持倉情況來看，投機性凈多頭持倉年初顯著下滑，而聯(lián)合減產計劃確定后， 投機性多頭帶動凈多頭逐步回升企穩(wěn)，凈多頭已于 10 月中后開始逐步回升。截止至 202

29、1 年 3 月 9 日，NYMEX 美油投機性凈多頭 537438 張，環(huán)比上周上升 18419 張；IPE 布油投機性凈多頭 340159 張，環(huán)比上周上升-4816 張。季節(jié)性來看，近年整體季節(jié)性存在但并不顯著，二季度和四季度后半程分別因為汽 油和取暖油的需求，受到多頭資金的青睞，凈多頭多環(huán)比提升。此外同比來看，今 年 Q1 凈多頭已較 2019 年 2020 年出現一定增量，同比多頭帶來的持倉方面的利多 存在一定利好。2.2.5. 匯率：美元走強預期壓制原油上方空間匯率方面，由于原油以美元結算，美元和原油走勢整體呈現出負相關性，即美元弱 則原油強，尤其在震蕩市時，該因子的作用表現更為明顯

30、。去年，在美國疫情防控 不利的情況下，美國經濟增速大幅下滑，而同時為了刺激經濟，美國又大幅使用諸 如量化寬松、低利率等寬松貨幣政策，再加上近年美國持續(xù)的貿易逆差以及逐步擴 大的美國國債規(guī)模這樣的基礎背景，市場對美元失去信心，美元在去年和今年 Q1 早 期處于下行通道。截止至 3 月 22 日（本章節(jié)今天指），美元指數年初至今已從 89.8778 上行至 91.8031， 美元指數的大幅上行主要源于美債利率的上行，美債10年期利率已較年初上升76bp， 而實際利率也較年初上升 44bp，市場對流動性收緊有所擔憂。美元指數走強源于美國和歐洲主要經濟體的國債利差的走擴。年初至今，美英利差、美法利差和

31、美德利差分別走擴 10.79bp、45.20bp 和 48.00bp。而利差美歐利差走擴的支撐源于疫情進展表現的差異。2.2.6. 總結：行情看漲但擔憂仍存在聯(lián)合減產以及氣溫回暖后，汽油需求持續(xù)回升，同時疫情好轉下，航運的提升也 會帶動柴油和航煤的增量，且煉化生產企業(yè)開工的提升也會帶動石腦油等需求，需 求增量確定，Q2 預計延續(xù)去庫，Q3、Q4 延續(xù)緊平衡，庫存持穩(wěn)，油價仍存上升空 間。不過與此同時利空點也不容忽視。隨著原油價格的逐步恢復，尤其是當油價抬升至 50 美元/桶之上時，產量恢復可能會非常迅速，即使是在 40 多美元/桶，成本較低的 頁巖油產區(qū)，比如二疊紀盆地，也會出現大幅增產。不過

32、去年低油價對頁巖油企業(yè) 打擊很大，故因頁巖油增產導致的原油供應增量將會很大程度抑制油價上漲幅度是 潛在利空點，但是短期或難以充分兌現。中短期最大的利空點依舊是強美元預期和 后續(xù)供給端聯(lián)合減產策略的制定。美元走勢將對整個大宗重新定價；而減產方面， 由于俄羅斯油價財政盈虧平衡較低，故可能更青睞于較高的增產力度從而搶占原油 市場份額，雖然沙特等中東國家或仍維持一定減產幅度以確保油價在健康水平甚至 更高水平運行，但 4 月會議后縮量減產的大勢或難以改變，沙特的額外減產不可能 長期存在，并且何時談判觸及雙方的底線也仍存潛在的超短期的利空。此外，因石腦和原油走勢相關性高，該文對石腦不做趨勢分析。2.3.

33、丙烷:2.3.1. 我國丙烷市場：主要依存于美國和中東的進口貨源2019 年，我國丙烷產量 220 萬噸，產量增速 20.2%；表觀消費量 1657 萬噸，表需 增速 11.7%；進口量 1494 萬噸，進口依存度 87.2%，環(huán)比減少 0.8%，實現 2015 年 來，首度負增長。進口上，美國和中東依舊是我國丙烷主要的進口來源國，具體看，2020 年 1-10 月 我國進口貨源中美國、阿聯(lián)酋、卡塔爾、阿曼、科威特和沙特分別占比，27.1%、 16.1%、15.9%、10.6%、6.6%、4.3%。2.3.2. 天然氣綜述丙烷的來源主要是天然氣、頁巖氣副產物或者精煉原油的副產物。天然氣（含頁巖

34、氣等非傳統(tǒng)天然氣），通常分為干氣和濕氣，干氣主要成分是甲烷， 經過氣體分離單元得到重質組分天然氣廠凝液（natural gas liquids，NGPL），NGPL 主要成分是乙烷、丙烷、丁烷和含 C5C10 烴類及少量含硫化合物的天然汽油（又 名天然氣凝析油，natural gasoline）。而通過煉油廠精餾單元出來的是輕質組分煉廠氣，液化處理后得到液化煉廠氣 （liquefied refinery gases，LRG），其主要組分為 NGPL 所包含主要物質加上乙烯、 丙烯丁烯等輕質烯烴。NGL 是 NGPL 和 LRG 之和 HGL 中扣除烯烴的部分，而其可以進一步劃分為 LPG 和

35、C5+烷烴，故邏輯關系梳理如下：NGPL+LRG=HGL=NGL+ refinery olefins=LPG+ pentanes plus (natural gasoline)+refinery olefins各地的天然氣中丙烷含量差異顯著，但仍有一定規(guī)律。氣田丙烷含量顯著小于油田 伴生氣。氣田中丙烷含量普遍處于 3%以下，而油田伴生氣中丙烷含量多處于 3%- 10%之間。氣田中輕烴多處于 5-10%，而油田伴生氣中輕烴比例多超過 15%。此外， 氣田中甲烷比例顯著高于油田伴生氣。2.3.3. 美國天然氣市場：頁巖氣革命使美國完成了天然氣凈進口國往出口國的轉變天然氣產量方面，2021 年預計美

36、國干天然氣管道生產量約為 81.37bcf/d，其中美國 本土和阿拉斯加分別為 80.63bcf/d 和 0.74bcf/d，美國本土方面，陸地和海上分別為 74.90bcf/d 和 5.72bcf/d，全美合計產量增速 2021 年預計達到 2.1%，較 2020 年下降 1.1%。而至 2025 年，預計全美產量 87.3bcf/d，當年產能增速 1.4%。產能的增長終將帶來美國國內產能的過剩，從數據中可以發(fā)現實際供應增速整體低 于干天然氣管道生產量，頁巖氣革命使美國完成了天然氣凈進口國往出口國的轉變， 且隨著產能的持續(xù)釋放，產能過剩敞口拉大，出口量持續(xù)上升，這部分出口終將被 海外市場所消

37、耗。需求端，美國天然氣三大主要消費源分別是電力、工業(yè)和民用，2020 年消費量分別 為 24.13、22.15、和 12.22bcf/d，占比分別為 32.5%、29.9%和 16.5%。需求端 2020 年增速 1.4%，略大于天然氣供應量增速，顯著小于干天然氣管道生產增速，庫存輕 微去化。頁巖氣革命以來，美國頁巖氣產量急劇上升，產能增速基本維持在 2 位數，2020 年 干頁巖氣產量 55.1bcf/d，干頁巖氣/干天然氣管道生產比例提升至 69%，頁巖氣已逐 步取代傳統(tǒng)天然氣，成為美國主要的天然氣來源。2.3.4. LPG：美 LPG 供應增速迅猛，中國進口依存或逐步增高LPG 是天然氣

38、行業(yè)和丙烷行業(yè)的連接樞紐，無論是天然氣廠出來的 NGPL 還是煉油 廠出來的 LRG，均會經過去烯烴和 C5+烷烴后，歸入 LPG。2014 年來，美國產 LPG 中丙烷含量占比基本維持在 35%-40%區(qū)間，LPG 產量增速較高，尤其近兩年有進一 步增量，2019 年美國 LPG 產量增速約為 10.4%，丙烷產量增速 13.4%，LPG 供給增 速顯著高于全球 LPG3-4%的需求增速。我國是 LPG 最大進口國，進口依存度常年維持在 30-35%之間，美國作為全球最大 出口國，其過剩的 LPG 會通過兩種途徑給予中國丙烷增量預期，途徑一是直接出口 LPG，途徑二是過量的 LPG 在美國加

39、工后，出口丙烷給中國，此外需要強調的是， 這種進出口關系并不一定是指美國、中國的直接對接，也包含增量通過全球市場再 平衡的影響。2.3.5. 丙烷關稅的加征與排除：運河通行費提升或抵消部分加征關稅排除利好自 2018 年 8 月 23 日中國對美丙烷加征 25%關稅后，CFR 中國和 CFR 日本丙烷價 差顯著走擴。這主要源于關稅加征后，中方企業(yè)對非美貨源青睞增加，而海外轉口 貿易或置換美貨需要成本，故外盤借機挺價，CFR 中國價格拉漲。自 2016 年巴拿馬運河通航首艘 VLGC 大型液化氣體運輸船來，美國丙烷至東亞的 航程顯著縮短 1/3 以上，故巴拿馬運河通暢度，便成為影響國內進口美國丙

40、烷的重 要變量。而2020年3月2日國務院關稅稅則委員會正式開始接受對美加征關稅排除申請后， 中方企業(yè)開始積極申請并對接美方貨源，丙烷 CFR 華東升水迅速收窄。這將大幅縮 減 PDH 企業(yè)原料成本。但與此同時，2020 年 4 月 1 日巴拿馬運河運河通行費提升 17%，墨西哥灣至遠東航 運的美東 AAE1/2/3 線運費成本大幅增加，這也是丙烷 2020 年二季度后價格走高的 因素之一。2.3.6. PDH 利潤的探討：多空因素并存，PDH 利潤中樞或穩(wěn)總的來說，無論天然氣的增量還是其下游 LPG 的增量均會增加國內丙烷的供應，丙 烷供應增速預計仍維持在 15-20%較高的水平，不過 PD

41、H 產能增量同樣較高，預計 丙烷仍不會出現過剩局面，政策上巴拿馬加征通行費和加征關稅排除基本相抵， PDH 成本端在剖除原油的影響下持穩(wěn)，假設我們認為原油對丙烷和丙烯以及丙烯下 游的影響趨同，則 PDH 生產利潤中樞波動有限。2.4. 原煤:去產量和碳中和或抑制原料價格，CTO 利潤有增厚預期煤化工用煤動力煤居多，動力煤直接氣化，經脫硫工藝后與水蒸氣反應生成合成氣， 制得甲醇后進入 MTO 環(huán)節(jié)。焦煤主要用于煉焦，焦化過程副產物焦爐氣因成分和 煤氣化的成分相似，故也可以生產甲醇。2016 年受供給側改革影響，煤炭產能進一步顯著去化，當年產量增速僅為-8.7%， 產能清退后，2017-2018

42、年我國煤炭產量又開始出現緩慢增長，產量增速在 2-3%之 間，2019 年產量增速開始小幅增長，2020 年受新冠疫情影響，預計產量增速將再度 回撤至 0.2%的水平。由于我國煤炭自給率相對較高，內循環(huán)較強，隨著 2021 年疫 情的好轉或疫苗的兌現，供需都會好轉；當然也由于供給側改革后，產業(yè)結構的優(yōu) 化、長協(xié)價格、進口煤相關政策以及澳煤窗口指導的執(zhí)行，也不會出現 2011 年前動 輒供給增速 10%以上大水漫灌的情形。據汾渭能源預計，2021 年新增產能約為 1 億 噸，淘汰產能 4900 萬噸，有效產能增加 5900 萬噸，原煤產量或達到 38.8 億噸，這 么算來，產量增速約 3.5%，

43、基本符合我們預期。即使新冠過后，之所以對煤炭產能增速偏保守，還有一個重要原因就是我國一次能 源結構的改變。從 2010 起至 2019 年，非石化能源（包括清潔能源）消費量占一次 能源消費總量的占比從 9.4%提升至 15.3%，而原煤從 69.3%下降到 57.7%；非石化 能源（包括清潔能源）生產量占一次能源生產總量占比從 10.4%上升至 18.8%，而 原煤從 76.2%下降到 68.6%。在占比日趨減少的情況下，原煤產量增長率很難給出 較高預測值。需求方面，原煤最大兩個用途一個是發(fā)電（動力煤），一個是焦化煉鋼（焦煤），2021 年隨著疫情進一步好轉，整體或會走強，但利空點仍存。發(fā)電方

44、面，火電發(fā)電從 2014 年最高點 19.1%逐步下降至 2019 年 16.1%；六大發(fā)電 集團月日均耗煤量并沒顯著增長，僅處于同期中位水平。焦化方面，鋼材產量當前雖然有所提升，但是 2021 年經濟復蘇大勢，基建逆周期調 節(jié)力度應該有所下滑，同時三條紅線嚴格規(guī)范房企融資，房地產新開工或也會走弱， 新基建雖然受國家支持，但單位成材用量較低，疊加鐵水去產量和碳中和，成材需 求偏弱或環(huán)比增速下滑或會對焦化產生負反饋，而隨著疫情和運輸的恢復，蒙煤進 口通關顯著加快，年內進口增量或呈大概率，煤炭價格或被進一步抑制。綜合考慮，2021 年原煤供需基本面轉弱，而長期能源結構改變又會雪上加霜，煤炭 價格重

45、心較 2020 年 4 季度或會出現下移，CTO 利潤呈增厚預期。2.5. 甲醇:供需矛盾好于去年，重心上移甲醇 2020 年產能和產量增速分別為 8.1%和-1.7%，2021 年預計產能增速 4.6%，剖 除去年上半年因為疫情導致產量顯著下滑的因素，在維持往年正常開工的情況下， 再考慮近年上升的進口壓力，預計 2021 年的供給端增量環(huán)比高于 2020 年。而需求端，MTO 占甲醇總需求一半左右，作為甲醇最大下游需求，對甲醇市場整體 需求起著舉足輕重的作用。據百川資訊統(tǒng)計，MTO 方面，2021 年青海大美、華亭 煤業(yè)等都有大量新增烯烴產能；而傳統(tǒng)需求端，醋酸、甲醇裝置也有擴產。綜合來 看

46、，預計整體需求增速高于供給增速，供需平衡好于去年供過于求局面，甲醇重心 在絕對位置中等的情況下有上升空間。MTO 方面，甲醇自 2020 年中上游減產逐步增多，開工出現下移以來逐步低位企穩(wěn) 回升，MTO 利潤也隨之下滑，2021 年 1、2 月海外突發(fā)事件頻發(fā)導致國內 PP 價格 洼地，出口增多，MTO 利潤隨之再度走擴。2021 年全年看，隨著甲醇、聚烯烴產能 增速差（MA 小于 PP），以及 MTO 近年絕對水平和趨勢，MTO 雖然存在利空點， 但考慮油頭成本高企，MTO 利潤或反而進一步增厚。3. 丙烯下游：產能集中釋放引領國產替代主邏輯3.1. 下游綜述與 C3 產業(yè)鏈丙烯是三大合成材

47、料的基本原材料之一，具有相當廣泛的下游產品，從而形成 C3 產 業(yè)鏈。其主要用途是生產聚丙烯，此外也可以生產環(huán)氧丙烷、丙烯酸、丙烯腈等 C3 產業(yè)鏈的精細產品。2020 年，丙烯主要下游，PP 粒料、PP 粉料、環(huán)氧丙烷、丙烯 腈、辛醇、丙烯酸、正丁醇、丙酮、環(huán)氧氯丙烷、異丙烷需求占比分別為 62%（+1%）、 8%（-1%）、6%（0）、6%（0）、5%（+1%）、4%（0）、4%（0）、3%（0）、1%（+1%）、 1%（0）?？傮w看下游消費結構并未發(fā)現本質變化，聚丙烯粒料依舊是丙烯需求的絕 對主力，環(huán)氧丙烷、丙烯腈、辛醇、丙烯酸也是重要的丙烯消費者。具體看，2019 年，PP 粒料產能增

48、量主要由恒力石化、廣東巨正源等幾套裝置的投產而貢獻。PP 粉 料，投產衛(wèi)星石化 15 萬噸粉料一套裝置。環(huán)氧丙烷，南京紅寶麗投產，新增產能 12 萬噸。丙烯酸，新增一套裝置，為衛(wèi)星石化 PDH 下游配套。其余下游，無新增裝置 投產，但有部分產能擴能。經統(tǒng)計，2020 和 2021E 下游產能綜合加權增速分別為 14.9%和 14.2%。3.2. 聚丙烯市場：新的投產周期已經來臨3.2.1. 全球聚丙烯市場：亞洲逐步取代歐美供應，引領全球步入新的投產周期全球來看，預計聚丙烯產能將從 2010 年的 59337 千噸穩(wěn)步上升至 2021 年 97530 千 噸，其中 2020 年、2021E 年產

49、能分別為 90540 千噸和 98145 千噸，產能增速分別為 6.69%和 8.40%，顯著高于近 11 年來 CAGR4.68%和近 5 年 CARG5.18%，全球聚丙 烯已進入新一輪投產周期。分地區(qū)來看，十余年來，由于歐美更青睞發(fā)展高附加值的高端料或專用料，故歐美 市場聚丙烯通用料供給整體呈現產能清退或零增長的態(tài)勢；而通用料技術門檻相對 較低，再加上勞動密集，故亞洲市場產能擴充明顯，市場額分顯著提升。近年東北亞和前蘇聯(lián)地區(qū)產能增速超過全球產能增速，2020 年和 2021 年 E 產能增 速分別為，10.26%/11.68%和 13.17%/20.06%。但因前蘇聯(lián)地區(qū)產能基數小，故全球 擴產周期的貢獻主要源自于東北亞。3.2.2. 國內聚丙烯市場：進口替代進一步加強，油頭煤頭齊頭并進內盤方面，聚丙烯增速更為強勁，2020 年、2021E 年產能分別達到 28950 千噸和 33860 千噸，較上一年分別增長 3700 千噸和 4910 千噸，產能增速分別為 15.7%和 16.9%，顯著高于同期東北亞 10.26%和 11.68%的產能增速。產能分布方面，國內產能呈現一超多強局面，西北產能占全國 1/4 以上，此外