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石化行业2022年投资策略:低估值龙头开拓成长机遇

2022-01-11 19:59:59 作者:旧街凉风 浏览次数:7 字号: T T T

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一、供需矛盾加大,2022年油价中枢下移

1、新冠疫情的冲击与修复

2020 年疫情爆发至今的油价变化可大致分为 7 个阶段:

第一阶段:2020 年 1-5 月,疫情爆发,全球生产消费需求因疫情骤降,原油市场崩溃。

第二阶段:2020 年 5-9 月,OPEC+形成减产联盟,大幅减产,约束原油供给,油价中枢回升。

第三阶段:2020 年 9-11 月,原油稳定减产,全球疫情缓和,布伦特油价在 40 美金/桶左右震荡调整。

第四阶段:2020 年 11 月-2021 年 3 月,疫苗研发推广进程加速,沙特决定额外减产,原油市场去库存,布 伦特油价攀升至 60 美金/桶。

第五阶段:2021 年 3-8 月,IMF、IEA、OPEC、EIA 等组织机构态度乐观,OPEC+由减产转为温和增产, 疫苗接种进度加快,成品油消费提升,布伦特油价攀升至 70 美金/桶以上。

第六阶段:2021 年 9-10 月,国际天然气和煤炭价格暴涨,引发能源危机担忧,布伦特油价迈入 80 美元/桶。

第七阶段:2021 年 11 月,拜登当局宣布释放 5000 万桶美国战略石油储备并与日本、韩国、印度和英国用 于冷却油价,叠加欧洲疫情再次反弹,布伦特油价震荡下行至 80 美元/桶以下。

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2、OPEC+:按现有计划增产额度达 520 万桶/日

OPEC+在 2020 年 5 月-2022 年 9 月具备明确的原油生产规划。首先,自 2020 年 5 月开始联合减产 970 万桶/ 日,期间逐渐减少减产规模并实现逐渐增产,到 2021 年 11 月相对 2018 年 10 月减少 415.9 万桶/日,较 2021 年 10 月环比增加 40 万桶/日。在减产基线基础上,OPEC+产量先大幅骤 降、后逐月增产,到 2022 年 9 月达到 2018 年 10 月份水平。在这个过程当中,每月环比增加的 40 万桶原油存 在一定的分配规则,同时在 2022 年 5 月后,俄罗斯、沙特、阿联酋、伊拉克、科威特 5 国会上调减产基准 163 万桶/日。根据目前的增产规则,OPEC-10 成员国在 2022 年 1~9 月的增产量约为 340 万桶/日,加上俄罗斯等 非 OPEC 国家的增产量约为 180 万桶/日,整体 OPEC+联盟在 2022 年 9 月相比 2022 年初可增加原油产量 520 万桶/日。

2010-2020 年间,全球原油储量增长有限,资本开支相对平衡,甚至在 2015 年后大幅下滑,OPEC-13 国总体 剩余产能呈下降趋势。截至 2021 年 10 月,OPEC-13 剩余产能约为 550 万桶/日左右,根据油价水平也位于 80 美元/桶的 2018 年同期情况,OPEC-13 国底部剩余产能约为 250 万桶/日左右。剔除利比亚、委内瑞拉、伊朗三 个减产豁免国后,参与减产的 OPEC-10 国剩余产能为 450 万桶/日左右,2018 年底部剩余产能约 150 万桶/日,, OPEC-10 国目前具备快速释放产量的能力,但到 2023 年以后,OPEC-10 国产量供给弹性将下降。

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受资本开支不足影响,2016 年后沙特产能出现下降。而阿联酋是过去 5 年内 OPEC 联盟中唯一产能增长的国 家,也是该国在 2021 年 7 月提议提高减产基准,并最终导致沙特等 5 国减产基准在 2022 年 5 月提升 163 万桶 /日。阿联酋和沙特的产能变化形成对冲,使得 OPEC-10 国产能基本稳定。我们认为,2021 年,全球原油产能 较为充裕,产量可实现快速释放,但到 2022 年,受产能限制,安哥拉、刚果、赤道几内亚、伊拉克、科威特、 尼日利亚 6 国大概率无法达到预计增产目标。

利比亚、委内瑞拉、伊朗作为 OPEC 三个减产豁免国,利比亚近 3 年从战争中逐步恢复,原油产能和产量随之 提升,但剩余产能几乎用完。委内瑞拉在过去 5 年内的产能由从 300 万桶/日急速下滑到 50 万桶/日,这主要受 其国内政治及经济压力影响,上游资本开支几乎为零。委内瑞拉可作为一个在没有资本开支情况之下,产能衰减 速度的典型证明。受伊核问题和美国制裁影响,伊朗自 2018 年后产量大幅下降,累积了大量剩余产能,如今全 球油价大涨,美国为冷却油价有望放松对伊朗的制裁,伊朗或可加大原油出口,快速释放产能,这将是 2022 年 全球油价下行的主要风险之一。

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3、美国:EIA 预计全年增产 77 万桶/日

2016 年后,油价持续处于 50 美元/桶以上,美国原油产量经历了年增加 100-150 万桶/日的快速增长阶段,期间 原油产量会因为冬季寒冬或者夏季飓风有干扰。截至 2020 年疫情之前,美国原油产量已达到了 1300 万桶/日, 超过沙特和俄罗斯成为第一大原油生产国。但是,新冠疫情后,原油价格再次跌破其现金成本,美国原油生产商 受损严重。在 2020-2021 年间,美国原油生产的恢复速度缓慢。这一期间,国际油价已从 20-30 美元/桶恢复至 70-80 美元/桶,而钻机恢复水平有限,截至 2021 年 11 月,美国活跃钻机数仅为 2018 年的一半不到。目前,美 国原油产量约 1140 万桶/日,页岩油总体产量约 830 万桶/日,占美国原油总产量的 73%左右。

2020 年下半年油价回升,美国油气公司没有充足的资金支持新井挖掘,美国页岩油企业优先选择单产高区块, 另外加大对库存井的完井操作,完井率最高超过 200%,库存井数量大幅下 滑,但也只是使得新增页岩油产量能够对冲其他老井的衰减量,维持页岩油产量的稳中略增。

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当前,美国页岩油产量距其疫情前的顶峰时期仍有 150 万桶/日的差距,我们认为 2020-2021 年页岩油生产恢复 缓慢与页岩油公司的资金压力大、融资难有关。根据美国一家律师机构 Haynes Boone 列举的 15 家银行向石油 公司放贷时所参考的油价水平数据,可以发现不同银行贷款参考油价的区间范围较大,区 间波动也很大。从均值来看,在 2021 年 Q3,美国银行在放贷时只按照 2021 年 60 美元/桶的油价标准进行相应 评估,而 2021 年 Q3 期间油价基本处于 75 美元/桶左右,银行贷款参考油价远低于于 3 季度实际油价水平,可 见银行在进行贷款评估时较为保守谨慎,美国页岩油公司的贷款环境较为严苛。

根据 Haynes Boone 统计的美国页岩油企业破产数量及债务情况,2020 年 Q2-Q3 期间,美国油气公司破产数量 再次达到近年高位,与 2015-2016 年的单季企业破产水平持平,同时美国油气公司债务水平也在这一时期达到 高位。在 2020 年疫情环境下,无论破产与否,美国页岩油公司的债务压力都非常大,资金流状况恶化,融资成 本高企。

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根据 EIA 预测,2022 年美国原油生产将逐步恢复,相比 2021 年增加 77 万桶/日,但增产弹性下降。主要原因:经济性:一方面油价已达到 70 美元以上,美国原油开采成本为 55 美元,从现金流角度来看,美国页岩油 公司进行原油开采活动是有经济效益的,但页岩油公司的生产活动资金受限。政策性:拜登意在发展清洁能 源,对页岩油支持力度有限。

综合来看,进入 21 世纪后,国家石油公司迅速崛起,国际石油公司的话语权与竞争力被不断削弱。这一阶段内, 以沙特为代表的 OPEC 组织、以俄罗斯为代表的非 OPEC 国家、以美国为代表的西方石油势力等多方鼎立。

我们预计 2022 年 OPEC+和美国合计可增加原油产量约 600 万桶/日,主要有三大增产力量:1、参与减产联盟的以沙特为首的 OPEC-10 产油国有增产额度 340 万桶/日。2、参与减产联盟的以俄罗斯为首的 NON-OPEC 产油国有增产额度 180 万桶/日。3、EIA 预计美国增产 77 万桶/日。而美国何时解除对伊朗的制裁将给 2022 年原油供给端带来较大的不确定性,一旦伊朗 100-150 万桶/日原油重 新进入市场,全球供给压力将进一步加大。

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4、全球原油需求分析

2020 年由于新冠疫情的爆发,全球经济受影响严重,全球原油需求相比 2019 年大幅下降约 900 万桶/日,2021 年原油需求快速恢复 550 万桶/日左右,根据 IEA 预计,2022 年将继续恢复约 350 万桶/日左右,其中国际航班 放开后航空煤油将加快恢复 120 万桶/日,整体来看,恢复速度放缓,到 2022 年末,全球原油需求将回到疫情前 水平。

5、全球原油价格趋势

根据全球三大能源研究机构 OPEC、IEA、EIA 对全球原油供给和需求的测算,2021 年在 OPEC+大规模减产、 美国页岩油恢复缓慢以及全球经济快速恢复下,2021 年全球原油去库速度达到 150 万桶/日,全年油价处于向上 通道,Brent 原油从年初 50 美元/桶涨至年末 80 美元/桶,年内涨幅达 60%,全年均值 70 美元/桶。

从供给端来看,三家机构均预测 2022 年全球原油生产将加快恢复,同比增量 600-700 万桶/日,主要有沙特、 俄罗斯和美国这三大增产力量,这与我们上文对全球原油供给分析是一致的。从需求端来看,全球原油恢复速度 放缓,同比增量 300-400 万桶/日左右。从库存变化来看,全球将从 2021 年去库转向 2022 年累库,2022 年全 球累库速度将达到 200-300 万桶/日。在供需基本面反转的变化下,我们预计 2022 年油价中枢将下移至 65 美元 /桶左右。若 2022 年美国解除伊朗制裁,那么累库速度还将进一步恶化,油价中枢还有进一步下移的风险。

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二、石化龙头抢占先机,积极抓住新材料机遇

1、双碳政策严控炼油产能,降油增化成产业趋势

2021 年以来,盛虹炼化 1600 万吨/年炼化一体化项目已于 6 月 30 日完成常减压等首批核心装置中交,盛虹计 划 2021 年末投料试车。2021 年包含浙石化二期项目完全投产在内,仅有 3600 万吨/年原油加工能力投产。另 外中国石化古雷石化 80 万吨乙烯和镇海炼化改扩建项目的 120 万吨/年乙烯装置于 2021 年顺利投产。按照“十 三五”对大炼化项目的审批和实际建设情况,2022 年及以后还有 1 亿吨/年左右的大炼化产能在建或规划中,十 四五将迎来投产高峰。

根据三大民营炼化龙头披露数据,大炼化的表现亮眼。荣盛石化 2020 年归母净利润同比上年实现翻倍,恒力石 化业绩大幅提升,恒逸石化在周期触底的 2020 年归母净利润基本与 2019 年全年持平。国内两大民营大炼化龙 头企业大炼化板块的净利润均超过百亿。从单季业绩来看,在 2020 年 Q3- 2021 年 Q3,原油价格趋势性上涨行情下,大炼化企业的业绩表现最佳。且随着项目投产和顺周期油价回升的背景下,大炼化企业单季盈利能力稳定 向上释放。对于主营业务为中下游聚酯的民营石化企业来说,向上游炼化项目发展并且最终实现全产业链一体 化布局使得企业从成本、产品种类和生产效率等各方面均优势完备,彻底改变了行业的竞争力要素和投资逻辑。

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根据石油和化学工业规划院给出的“十四五”石油化工行业规划指南,十四五期间,中国将持续推动炼油企业“降 油增化”,并且将炼油厂分为大、中、小三类,分别研判了其向下游发展化工产业的能力。对于条件齐备的小型 炼厂和中型炼厂,可以向“特色炼油+特色化工”的精细一体化模式发展。对于具有优化条件的企业,可以通过 炼厂改扩建配置规模化的乙烯和芳烃装置,向稀缺性较高的化工品范畴发展。对于炼油规模小于 500 万吨/年的 小型炼厂,基本不具备向下游发展精细化工的能力,应当推动对小型炼厂的产能整合和产能置换,并建设具有规 模优势的炼化一体化装置。

淘汰整合思路中的代表是山东裕龙岛炼化一体化装置,山东省关停 13 家“小炼油”产能,同时组织 10 家地炼 企业签订产能整合转移协议,推动 2,790 万吨炼油产能整合转移。通过收购整合省内中小型地炼企业的炼油指 标,置换出炼化一体化项目产能,一方面是获得了大炼化的稀缺指标,另一方面是将原本没有深加工和精细化工 能力的中小型炼厂产能置换出为可以大体量生产精细化工品的产能,在不增加本省炼油负担的情况下做到产业 链价值延伸,符合“十四五”国家对于石油化工行业的规划思路。这也将是未来五年中石油化工行业关于大炼化 项目新批新建的参考对象和重要方向。

我们认为,“十四五”石油化工行业规划划的重点在于淘汰小产能,整合炼油指标,建设流程更长、开工率更高、 产品更加多样化的炼化一体化项目,提升中国石油化工生产的效率,减少生产环节对油品的浪费,做到对资源 “吃干榨尽”。按照设计时间对大炼化装置成品油和化工品收率进行研究可以发现,设计时间较早的项目成品油 收率远高于设计时间较晚的项目。

2019 年投产的 3 个民营大炼化项目根据可研设计方案测算的成品油收率均高于 35%,最高的恒力大连项目在 50% 左右。主要是因为这些项目规划在“十三五”初期,当时的主要目标是响应供给侧改革,建设大规模的先进产能 集合项目。随着国家政策方向的发展和实际运营过程中不断发掘出来的下游化工品的精细化和差异化的价值,东 方盛虹对其装置配套按照“降油增化”的目标进行了改良,随后设计的山东裕龙岛项目更是将成品油收率降至 12.49%,是目前设计方案中最大程度压降成品油产出的项目。

结合政策和实际,“十四五”和“碳中和”为石化产业的未来发展指出了明确方向:减少生物化石燃料,建设大 规模炼化项目,保障高端化、精细化的化工品自给自足。而产业的行动力往往快于市场投资者所能看到的政策面 趋势的,国内民营大炼化企业往往都是下游聚酯企业向上游布局投资,通过市场化的自下而上的产能布局需求引 导大炼化项目从过剩的炼油型转向利润空间更大的化工型炼厂。

2021 年 9 月以来,中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》, 国务院发布《关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知》,国家发展改革委发布《关于 严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》和《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案 》,推动石化行业碳达峰,严控新增炼油能力,到 2025 年国内一次加工能力控制在 10 亿吨以 内,主要产品产能利用率提升至 80%以上。2021 年 12 月,中央经济会议指出新增可再生能源和原料用能不纳 入能源消费总量控制。我们认为,在供给侧发展受限的环境下,恒力石化采用全加氢工艺流程,依托“少油多化” 的炼化一体化装置,优化能源利用率,降低单位能耗强度助推产业链实现低碳发展,在中国炼化行业中的竞争力 进一步增强。

2、轻烃进口替代有序进行,高端化烯烃仍待拓展

考虑到污染、能耗、成本等各方面因素,石化原料轻质化是大势所趋。轻质化原料的生产路线具有产品收率高、 成本低、能耗少、污染小等优势。国内石化产业逐渐从石脑油这类重质化的产品转向轻质化的轻烃、石油气、天 然气等污染更少、更加多样化的石化产品转变。乙烯和丙烯为代表的 C2 和 C3 产业链发展是未来大炼化下游化 工板块的核心,同时在这些板块中的发展又以从传统大宗商品的普通标号聚烯烃向精细化、高端化的高端聚烯烃 发展为主,以获取更大的利润空间。

近年中国乙烯项目规划建设和项目投产有序进行,2021 年,卫星石化 125 万吨/年烷烃裂解项目一阶段投产、浙 石化二期 140 万吨/年、兰州石化 80 万吨/年、古雷石化 80 万吨/年和镇海炼化 120 万吨/年乙烯装置投产,2021 年及以后新增乙烯产能约 1195 万吨/年。因此随着 2019 年以来国内乙烯产能的投产,实际上是在进口抢占落后 产能市场份额后,国内先进产能投产后进口再替代的过程。

乙烯供给方面,2020 年国内乙烯产能 3466 万吨,产量 3177 万吨,开工率 91.7%,近 5 年开工率一直维持在 90%以上的水平,乙烯消费当量达 6314 万吨,进口依赖度一直维持在 50% 左右的水平,供需缺口呈逐年放大至 3137 万吨/年,乙烯行业有望维持高景气。国内乙烯消费市场中,聚乙烯占比达到 63.7%,其他为环氧乙烷、乙二醇、苯乙烯、聚氯乙烯和醋酸乙烯等。按 照应用场景来划分,聚乙烯主要应用于薄膜、注塑制品、管材等,还可以通过吹塑、注射成型等工艺制成瓶、罐、 盆、桶、电线电缆的包覆材料等日用杂品、家具和工业用品等,涉及人类生活的方方面面。

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近 5 年,中国聚乙烯消费量快速增长到 2020 年的 3,860.25 万吨,近 5 年的年均复合增速为 9.83%。而国内聚 乙烯产量近 5 年的年均复合增速仅为 6.86%,远低于消费量增速。从供需格局来看,中国聚乙烯产量仅占全年消 费量的 52.64%,占比位于 5 年同期低位,导致聚乙烯进口依赖度逐年攀升。下游烯烃衍生物的供不应求更加说 明 C2 全产业链存在整体产能不足的问题,导致中国 C2 下游产品进口依赖度较高,乙烯及其下游产品仍有较大 发展空间,未来需要加强乙烯及其衍生物装置配套,利好现有拥有大规模乙烯产能的石化企业。

丙烯供给方面,2020 年国内丙烯产能 4421 万吨,产量 3826 万吨,开工率 86.5%,近 5 年开工率一直维持在 80%以上的水平,丙烯消费当量达 4829 万吨,进口依赖度逐年降至 20%, 2020 年供需缺口为 1003 万吨,供需缺口趋稳。从丙烯消费结构来看,聚丙烯占比 73%,其他用途占比较为平均,主要是环氧丙烷、丙烯酸、正丁醇/辛醇、丙 烯腈和丙酮等。

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下游消费品方面,占比最大的聚丙烯供需基本平衡,2016-2020 年聚丙烯表观消费量年均复合增速为 7.55%,产 量方面由于 PDH 等装置投产较多,5 年平均复合增速为 7.63%,略高于表观消费量增速,中国聚丙烯的进口依 赖度基本保持稳定且较低水平。目前国内聚烯烃产品主要是中低端产品,部分高端的轻烃聚合物仍然依赖于进口, 未来国内烯烃产业链在高端化方面仍然大有可为。

整体来看,大炼化项目在成品油上的规划基本在 30%-40%的水平,化工品方面进口依赖度较高的 PX 仍然是必 备工艺,其次轻烃及其化合物的产出仍有扩大和加深的潜力。就 2020 年稳定运营的浙江石化和恒力石化的一期 2,000 万吨/年项目进行对比,恒力石化下游化工品集中于乙二醇、聚烯烃、甲苯、重芳烃等。浙江石化化工品下 游的精细化工品种类更多,包含丙烯腈、MMA、苯酚、EVA、聚碳酸酯和丙酮等产品。现有的大炼化项 目与未建成的大炼化项目在时间和成本上均拉开了差距,占据行业竞争的领先优势。依赖于其已建成的千万吨级 原油加工能力的红利,利用大炼化项目柔性装置的特点,大炼化未来在化工品领域仍有想象空间,且既定的产能 结构也可以根据化工品细分领域景气度灵活调整装置可行范围内的产出品,实现大炼化项目盈利能力的持续性 和业绩最大化。

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3、碳中和拉动新能源需求,EVA 供需格局紧平衡

乙烯-醋酸乙烯共聚物由乙烯和醋酸乙烯酯共聚得到。与聚乙烯相比,EVA 透明度、表面光 泽度和化学稳定性良好,抗老化和耐臭氧强度高,与填料的掺混性好,易于着色和成型加工,用途广泛。EVA 树 脂一般是指 VA 含量为 5%-40%的共聚物。根据 VA 含量的不同,决定了 EVA 的性能和用途。VA 含量越低,EVA 特性越接近低密度高压聚乙烯;VA 含量越高,EVA 特性越接近橡胶。

目前,EVA 树脂的主要下游消费领域为发泡材料、太阳能光伏、电线电缆、涂覆、热熔胶及农膜等。随着光伏和 电缆产业的发展,发泡、电线电缆及光伏胶膜已成为 EVA 下游的主要消费领域,占比达到 82%。未来“碳中和” 持续推进,光伏胶膜及电线电缆等领域对高端 EVA 的需求仍有显著的增长空间。

根据中国光伏行业协会的数据,2020 年全球光伏新增装机量 130GW,同比增速 13%;中国光伏新增 装机量 48.2GW,同比增速 60%。中国光伏协会预测,未来 5 年,全球及中国光伏新增装机量将维持保持高速 增长。2021 年全球光伏年均新增装机量预计为 150GW-170GW,中国光伏年均新增装机量预计为 55GW-65GW。到 2025 年,中国光伏新增装机量保守将达到 90GW,乐观将达到 110GW,占到全球的三分之一。

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根据中国光伏行业协会的统计,2020 年全球太阳能电池的产量约 163.4GW,同比增长 16.6%,中国 太阳能电池产量约 134.8GW,同比增长 22.2%,占全球总产量的 82.5%。根据 CPIA 对全球新增光伏装机量的 预测,按照每 GW 光伏组件封装使用 1000 万平方米光伏胶膜,光伏组件安装量和生产量的容配比按照 1:1.2 计 算。

根据 中国光伏行业协会的预测,2021 年-2025 年 EVA 胶膜使用将稳步发展,POE 胶膜 占比逐渐上升,假设共挤型 POE 胶膜中 2/3 为 EVA 胶膜,随着光伏胶膜的需求量提升,其对应的胶膜材料 EVA 和 POE 的需求也将稳步提升,预计 2021-2025 年光伏胶膜中 EVA 用量占比约为 85%左右。由于 EVA 胶膜的制 作材料为 EVA 树脂和改性剂,EVA 树脂的重量约为 0.5kg/平方米。我们取保守和乐观情况的均值进行测算, 2021-2025 年全球光伏 EVA 粒子需求量约为 81、103、121、136 和 151 万吨,年需求增速高达 18.39%,光伏 EVA 粒子呈紧缺格局。

对应供给侧来看,尽管中国目前拥有 149 万吨 EVA 产能,但国内仅有三家企业可以生产光伏用 EVA,2020 年国内光伏 EVA 产能约 20 万吨/年,斯尔邦石化产能占三分之二左右。由于光伏用 EVA 中 VA 含量在 28%-33%,高于发泡及电线电缆用 EVA 中的 VA 含量,对装置生产工艺要求较 高。对于后续建设 EVA 产能的企业而言,越快产出光伏用 EVA 的企业能够更快的分割光伏料的蛋糕。

根据目前 中国建设及规划的产能情况,建设和规划中的 EVA 产能约 156.8 万吨,根据采用的技术专利和装置的特征,我们预计到 2025 年国内光伏 EVA 粒子产能 109 万吨,海外产能约 40 万吨,考虑到 EVA 装置实际生产情况和开 工率,我们认为到 2025 年全球光伏 EVA 粒子基本实现供需紧平衡。因此,从光伏 EVA 的长期格局来看,“碳中 和”的持续仍将维持光伏的高增速,尽管随着国内光伏料的增加,利润较目前的绝对高位可能将出现回落,但光 伏 EVA 作为高进口依赖的化工品,在解决“卡脖子”、实现大部分自给之前,仍然会维持较为可观的利润水平。

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4、C2-C4 下游深加工,打造大化工平台

苯酚是丙烯的重要衍生物之一,是重要的有机化工原料,下游领域应用广泛,主要用于生产双酚 A、酚醛树脂、 己内酰胺,同时也广泛运用于医药、农药、燃料和炼油工业等领域,其中双酚 A 是苯酚消费中占比最大的类别。苯酚的生产方法主要有异丙苯法、甲苯-苯甲酸法以及苯直接氧化法。近年来国内新上项目主要以异丙苯法的苯 酚/丙酮联合装置为主。丙酮的应用范围相较于苯酚更加分散,主要是直接作为有机溶剂,用于炸药、塑料、橡 胶、纤维、制革、油脂、喷漆等行业中,此外还可用于制造丙酮氰醇、甲基丙烯酸甲酯、甲基异丁基酮、双酚 A 等,最终应用于涂料、医药、农药等领域。

苯酚、丙酮下游最主要应用为双酚 A,主要用于生产聚碳酸酯和环氧树脂。PC 是一种非晶体工程塑料, 具有良好的抗冲击强度、热稳定性、光泽度、抑制细菌特性、阻燃特性以及抗污染性,典型应用范围包括电气和 商业设备、家用电器和运输业。PC 的主要生产工艺主要是界面缩聚法和熔融酯交换法,但由于界面缩聚法的原料光气是有毒气体,因此在环保日趋 严格的政策环境下,新建项目多采取酯交换法生产。浙石化项目采用环氧乙烷生产碳酸二甲酯 和乙二醇,以碳酸二甲酯为原料的酯交换法工艺路线生产聚碳酸酯。

中国高端 PC 市场对进口依赖较强,高端 PC 应用领域多采取改性的方法提高性能,以共聚硅 PC 为例,可应用 于 5G 通讯、人工智能、虚拟现实设备等中,在改性过程之中,通过引入有机硅基团,提升产品耐腐蚀性、耐黄 变性等性能。未来中国在产能增量过程中,也需要进一步提升差异化 PC 改性技术,方能实现高端产品的有效进 口替代。

另外,国内丙烯腈主要用于生产聚 AN 纤维、ABS 树脂/塑料、AS 树脂、聚丙烯酰胺等行业,下游产品 广泛应用于家电、服装、汽车等国民经济中的各个领域。MMA 最重要的下游消费领域为生产 PMMA。PMMA 也 被称为“有机玻璃”,是 MMA 的第一大下游产品。作为一种重要的塑料,PMMA 以其良好的透光性、耐冲击性、 优良的电性能、适宜的刚性和密度而使其应用范围越来越广泛,并且不断地向高端产业链条扩进,如液晶显示器 导光板、光学纤维、太阳能光伏电池等。受限于高端类型产品的产能不足,一直以来中国均为 PMMA 的净进口 国,对外依存率较高,产品自给率有限,特别是高端有机玻璃产品存在一定供给缺口,PMMA 增长前景较为广 阔,进而带动对上游 MMA 原料的需求增长。

荣盛和桐昆持股的浙江石化一二期 4000 万吨/年炼化项目,不仅打通了原油-PX-PTA-聚酯链,还成功实现了 EVA、 酚酮、丙烯腈、MMA 等 C2-C4 下游深加工板块。东方盛虹拟收购的斯尔邦石化,是国内光伏 EVA 龙头企业。而恒力石化在大连长兴岛产业园区集中实现 “炼化+煤化工+乙烯+PTA”四大产业集群后,积极布局己二酸,另 外电子级 DMC、PC、ABS 等高附加值产品的烯烃下游精细化工园项目也在加快规划和审批,预计将进一步提 升上游 C2-C4 产业链的原料支撑厚度与产品附加值。卫星石化在深耕 C3、布局 C2 的基础上,加快步伐向下游 化学新材料产品延伸,积极推进连云港基地环氧乙烷下游聚醚大单体、乙醇胺、乙烯胺、EAA 等项目以及 EC、 DMC、DEC、EMC 等生产装置建设,巩固自身精细化及高端化龙头地位。

三、海运费压制出口有望缓解,长丝需求边际改善

2020 年受新冠疫情影响,在 3 季度淡季期间,由于终端订单减少,织机开工率和坯布库存情况持续恶化,叠加 成本端油价攀升,长丝价格大幅下行,单吨净利润跌入负值区间,2020 年疫情无疑使长丝景气度跌入底部。2020 年 4 季度开始,国内外疫情管控的突出差异使得长丝供给侧出现产能转移,海外终端纺织订单转移至国内,坯布 去库存带动长丝价格和利润持续反弹。2021 年 1 季度,成本端油价持续回升至 60 美元/桶上方,春节假期后, 油价一度升至 70 美元/桶,对涤纶长丝价格支撑非常大。下游坯布厂商在春节假期前和节后复工的时点提前囤货 或者补充原料,长丝大幅去库存。

根据国家统计局公布的纺织服装零售额和海关总署公布的化纤及纺织品出口金额累计同比增速,我们发现,在 2020 下半年-2021 年上半年,纺服国内外需求同比大幅改善,但进入 2021 年下半年后,纺服国内零售额和出口 金额累计同比增速大幅下滑。与此同时,根据国家统计局统计的化纤制造、纺服业、制造业企业景气指数,2021 年 3 季度也见顶向下。

石化行业2022年投资策略:低估值龙头开拓成长机遇

我们认为,进入 2021 年下半年,海运价格过快上涨,叠加海外疫情出现反复,削弱了中国纺服出口动力,而 9- 11 月限电限产政策迫使长丝企业大幅降负荷,供给端限制驱动长丝价格和盈利大幅提升,但随着限产放开供给 回归,传统 9-10 月金九银十行情惨淡,下游织机开工率底部运行,长丝单吨净利润水平相比 2021 年上半年有 所回落。

中国是全球最大进口国,美国是全球最大的进口国,疫情期间得益于我国优秀的疫情管控,中国在全球供应链中 地位突出,对外出口强劲连续多月正增长,中国强劲的出口引发了全球海运的紧张,运费从疫情开始增长了 5-6 倍。但 10 月以后亚洲到美东和美西的运价有了明显的回落,11 月下旬后由于新变异病毒引起的疫情恐慌情绪, 运价有短暂的上升趋势,但是并不改运价回落的总趋势。价格迅速回落是由于海运市场看到美国港口堵港困境出 现疏解预期,港口的周转率在提升,货物堆压的问题正在解决。另外 2022 年的防控预期会更加稳定,新冠特效 药也已经审批上市,疫情对海运费的影响预期是逐渐降低的。我们认为,2021 年纺服出口较疫情前仍有恢复空 间,海运费缓解将有利于纺服企业获取并落实出口新订单,拉动长丝需求边际改善。

作为涤纶长丝龙头企业,桐昆和新凤鸣也在积极扩建加速成长。其中,桐昆现有 PTA 产能 420 万吨/年、涤纶长 丝产能 830 万吨/年,江苏如东聚酯一体化项目共规划 PTA 产能 500 万吨/年、聚酯产能 240 万吨/年,聚酯长丝 装置将于 2021 年底陆续投产,后续聚酯长丝以及 PTA 装置桐昆计划将于 2023 年全部建成投产,此外,桐昆规 划了江苏沭阳 240 万吨/年长丝项目以及与福建古雷石化和福建漳州古雷港经开区管委会共建的 200 万 吨/年聚酯项目。待上述项目完成投产,桐昆 PTA 和聚酯产能将达千万级。新凤鸣已布局桐乡洲泉、湖州东林、 平湖独山、徐州新沂“两洲两湖”四大生产基地,目前共有聚酯产能 600 万吨和 PTA 产能 500 万吨,新凤鸣 2022 年计划新投产短纤 120 万吨,2024 年计划 PTA 产能达到 1200 万吨,长丝产能达 1000 万吨,短纤产能 达 200 万吨,实现中下游产能翻倍。

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四、2022年下半年布局油气开采上游的投资机会

我们将全球原油需求增速/全球 GDP 增速定义为“全球原油需求/GDP 弹性系数”,2000-2019 年期间弹性系数 在 0.25-0.90 之间,这 20 年平均值为 0.52,2020 年由于疫情对交通领域冲击过大,弹性系数高达 2.38,2021 年随着交通、化工等领域用油持续修复,弹性系数降低至 0.96,根据 IMF 对 2022 年全球 GDP 增速和 EIA 对 2022 年全球原油需求增速的预测,我们测算 2022 年弹性系数预计将继续降至 0.73。

考虑到 2022 年后全球原油需求将基本恢复至疫情前水平以及全球能源消费结构石油比例将逐步下降,我们预计 2023-2026 年原油需求/GDP 弹性系数将逐步回落至 0.4-0.5,低于 2000-2019 年中枢水平,根据对 IMF 对全球 2023-2026 年 GDP 的预测,我们预计全球原油需求增速将下滑至 1.35%-1.7%,对应每年原油需求增量约 150 万桶/日左右。

从中长期来看,油气供给是一个资本开支-产能-产量的过程,从 2015 年油价大幅下跌到 2020 年油价进一步下 跌,全球整体油气资本开支都出现了大幅下滑,2020 年资本开支再次腰斩。2021 年,全球资本开支呈小幅提升, 但是相比疫情之前以及 2010-2014 年高油价时期仍存在较大差距。

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考虑全球原油长期资本开支不足,OPEC+国家剩余产能濒临耗尽,传统油气资产开发生产周期较长,美国拜登 政府对页岩油支持力度有限,我们认为,2023 年往后全球原油供给弹性将下降,而 2023-2026 年每年全球原油 需求增量约为 150 万桶/日,2023 年往后全球有望处于紧平衡甚至局部时间大幅去库存阶段,2023 年后油价中 枢有望回到 75 美元/桶以上。

石油资源是油田服务行业发展的根本基础。石油资源的生成规律、地理分布、开采难度、国家储备计划、调运方案 等,都直接决定油气勘探开采的分布和规模。中国是富煤、贫油、少气的国家,从 2003 年起,中国已成为世界 第二大石油消费国和最大原油进口国。近十年中国原油产量增长缓慢,在 2015 年达到阶段性峰值 2.15 亿吨, 随后开始下降态势。2017 年,中国原油产量已下降到 1.92 亿吨,进口依赖度接近 70%,中国超越美国成为世界 第一大原油净进口国。到 2020 年,中国石油产量为 1.95 亿吨,进口量达到 5.4 亿吨,进口量同比增长 7%以上, 进口依赖度高达 81%。

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为降低中国石油、天然气的对外依存度,国家大力推进能源安全和增储上产。在七年行动计划的推动下,三桶油勘 探工作量和油气生产量进一步增加。鉴于 2023 年油价中枢抬升的预期,且三桶油致力于能源安全加大资本开支投 入,油气产量提速,我们认为,2022 年下半年可以关注油气开采上游板块的投资机会。

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