2023年荣盛石化研究报告 横纵双向打造强α石化平台

1、 荣盛石化：中国石化行业核心资产，有望成长为世界级化工巨头

1.1、 公司拥有全球最大单体炼厂，横纵双向打造强 α 石化平台

公司是国内石化龙头企业之一，依托全球最大单体炼厂—浙江石化，积极推动 一体化、多产业链布局。1995 年，公司前身萧山市荣盛纺织有限公司成立，设立之 初，公司主营业务为制造、加工化纤布、涤纶丝等。 第一次转型：1997 年，公司前瞻性地从日本引进先进的 PET 切片纺涤纶长丝及 加弹设备，同时主动放弃织布业务，实现从传统纺织业向上游化纤行业的转型。 第二次转型：2002 年，浙江荣盛化学纤维有限公司“年产 20 万吨聚酯及直纺长 丝项目”建成投产，标志着公司主营业务由 PET 切片纺长丝及加弹，向聚酯、熔体 直纺长丝、加弹一体化生产转变；2004 年底，荣翔化纤“两套单线年产 20 万吨聚酯 和熔体直纺涤纶长丝项目”投产，同时引进先进设备，技术水平及产能大幅提升。

第三次转型：2005 年，公司控股子公司浙江逸盛 PTA 项目投产，公司成功切入 PTA 领域，产业链进一步完善。随后，公司多基地持续扩充 PTA 产能。2009 年，公 司控股子公司逸盛大化 PTA 项目投产。2010 年，公司成功登陆深交所上市。 第四次转型：2015 年，公司全资子公司宁波中金有限公司芳烃项目投产，公司 进一步将产业链向上延伸至 PX 环节。期间，公司积累了宝贵的炼厂运营、管理经 验，培养了相关人才，为后续浙石化炼化项目的成功建设、投产打下良好基础。 第五次转型：2019 年，公司控股子公司浙石化 4,000 万吨/年炼化一体化项目（一 期）投产；2022 年初，该项目全面投产。自此，浙江石化一举成为全球最大单体炼 厂、全球最大 PX 生产基地。公司依托浙江石化，横纵双向多产业链布局，实现从 一家织布厂，到平台型石化企业的华丽转身。

公司多产业链布局高端新材料，叠加权益产能弹性较大，未来成长空间广阔。 2022 年 8 月 17 日，公司公告拟以浙江石化为主体，投资建设高端新材料项目（预计 总投资额 641 亿元）、高性能树脂项目（预计总投资额 192 亿元）、140 万吨/年乙烯 及下游化工装置（二期工程产品结构优化）项目（预计总投资额 345 亿元），三大项 目投资额总计接近 1200 亿元。此外，公司拟以全资子公司荣盛新材料（舟山）为主 体，在舟山市投资建设金塘新材料园区项目，预计于 2025 年底建成投产；拟以全资 子公司荣盛新材料（台州）为主体，在台州市投资建设“年产 1000 万吨高端化工新 材料项目”，以加速在新能源材料、工程塑料、高性能树脂、特种橡胶及弹性体、可 降解塑料、高端聚烯烃等高端新材料领域的布局。公司战略规划清晰敏锐，依托浙 江石化 4000 万吨炼化产能，不断挖潜增效，横纵双向布局高端化学品，产品结构高 端优质。未来随着在建项目的陆续投产，产能增长叠加产品结构优化有望带动公司 业绩持续提升。此外，公司现有的权益产能弹性较大，未来增长空间广阔。

1.2、 沙特阿美高溢价入股，彰显国际金融市场对公司的价值认可

公司股权结构清晰稳定，沙特阿美高溢价入股，彰显国际金融市场对公司的价 值认可。截至 2023 年 3 月 31 日，公司控股股东为浙江荣盛控股集团有限公司，持 股比例为 61.46%；公司实际控制人为李水荣先生，直接、间接合计持有公司总股本 的 45.39%。此外，浙江石油化工有限公司为公司控股子公司，截至 2023 年 3 月 31日，公司持股比例为 51%，浙石化拥有全球最大单体炼厂，也是全球最大 PX 生产 基地；中金石化为公司全资子公司，与浙石化互联互通，协同效应明显。2023 年 3 月 27 日，公司发布公告：荣盛石化控股股东浙江荣盛控股集团有限公司于 2023 年 3 月 27 日与 Saudi Arabian Oil Company（沙特阿美）的全资子公司 Aramco Overseas Company B.V.（AOC）签署了《股份买卖协议》。根据该协议，荣盛控股拟将其所持 有的荣盛石化 1,012,552,501 股（占截至该协议签署之日公司总股本的 10%加一股股 份）无限售流通股份以 24.3 元/股的价格转让给 AOC。

据荣盛石化公告，2023 年 3 月 27 日，公司与沙特阿美确定建立战略合作关系， 并签订《战略合作协议》，协议有效期为二十年。此外，荣盛石化及下属子公司与沙 特阿美及其关联方签署了《原油采购协议》、《救济契据》、《母公司担保》、《ATS 框 架协议》、《原料供应框架合同》、《化学品框架协议》、《精炼和化工产品框架协议》、 《原油储存框架协议》、《技术分享框架协议》等一揽子协议，双方就原油采购、原 料供应、化学品销售、精炼化工产品销售、原油储存及技术分享等方面进行合作。

1、《原油采购协议》：沙特阿美、浙石化和荣盛石化（新加坡）私人有限公司将 签订一份原油采购协议（COSA），关于沙特阿美向浙石化供应承诺数量为每天四十 八万（480,000）桶的阿拉伯原油，供浙石化位于中国浙江省舟山市的炼油厂加工， 采购价格基于公开原油市场指标确定；协议初始固定期限为二十（20）年，后续以五（5）年为期延长，除非根据协议约定另行终止；各方将同时签订包括救济契据以 及母公司担保（PCG）在内的相关协议。 2、《ATS 框架协议》：Aramco Trading Singapore Pte. Ltd（ATS，阿美新加坡贸易 公司）和荣盛新加坡将签订框架协议，主要内容为在 COSA 有效期内，除 COSA 项 下的原油供应外，ATS 可向荣盛新加坡额外供应至多八万（80,000）桶/日的阿拉伯 和/或非阿拉伯原油，该协议系有待各方进一步商谈和确认的框架性安排。 3、《原油储存框架协议》：浙石化或其关联方向沙特阿美提供位于舟山市的指示 性容量为 300 万立方米的原油储罐及相关设施；（a）沙特阿美或其关联方将储罐中 的原油库存维持在 150 万公吨的指示性最低水平，并承担相应的补足义务；（b）如 果储罐的原油库存低于 150 万公吨，沙特阿美或其关联方应在出现短缺之日起 42 天 内将库存补充至少 150 万公吨；（c）且如果储罐的库存低于 75 万公吨，储罐的原油 不得供应给除浙石化以外的任何客户。该协议系框架性安排。 我们认为，公司引入沙特阿美作为战略投资者并签订相关协议，将帮助公司有 效稳定原油供应、拓宽化工产品海外销售渠道，同时为引入沙特阿美在炼油、石化 等领域的先进技术奠定良好基础。目前，公司估值处于历史低分位值，沙特阿美高 溢价入股公司，彰显国际金融市场对公司的价值认可，有望引领公司走向价值重估。

1.3、 浙石化投产提振业绩，公司期间费用控制能力优异

浙石化投产助力公司进入营收高增期，但油价高位运行叠加下游需求不振，拖 累公司 2022 年全年业绩。浙石化炼化一体化项目投产后，公司营业收入及毛利主要 来自于化工、炼油板块。2019 年，浙石化 4,000 万吨/年炼化一体化项目（一期）投 产，带动公司业绩高速增长：据 Wind 数据，2020、2021 年公司分别实现营业收入1072.65 亿元、1770.24 亿元，同比增长 30.02%、65.03%；公司 2020、2021 年分别 实现归母净利润 73.09 亿元、128.24 亿元，同比高增 231.17%、75.45%。浙石化炼 化项目的投产进一步延伸公司产业链，上下游的相互配套有效降低了公司的生产成 本：2020、2021 年公司销售毛利率分别提升至 19.71%、26.51%；ROE 也分别提升 至 26.34%、29.95%，盈利能力大幅增强。2022 年初，浙石化炼化一体化项目全面 投产。据公司年报，2022 年公司实现营业收入 2890.95 亿元，同比高增 57.91%；但 由于 2022 年原油价格高位运行，叠加下游需求不振，2022 年度公司销售毛利率下滑 至 10.81%，归母净利润为 33.40 亿元，同比减少 74.76%。据 Wind 数据，2023Q1 公司实现营收 697.21 亿元，环比增长 8.98%；归母净利润亏损 14.68 亿元，环比大 幅减亏，业绩修复明显。未来随着下游需求逐步复苏，公司利润向上弹性充足。

公司期间费用控制能力优异，现金流充沛。浙石化作为目前全球规模最大的单 体炼厂及 PX 生产基地，能最大化生产和回收轻质化组分，实现主要物料互供、主体 装置互备、单一装置检修不影响整体装置的生产负荷，能有效保障工厂的错时检修 和长周期连续运行。同时，规模化优势、长周期连续运行也帮助公司塑造优异的期 间费用控制能力：据 Wind 数据计算，2022 年度，公司期间费用率仅为 3.94%，其 中销售费用率仅为 0.06%。据 Wind 数据，2021 年、2022 年度公司经营活动现金净 流量高达 335.65 亿元、190.58 亿元，公司现金流充沛。此外，2022 年公司投资活动 现金净流量、筹资活动现金净流量的绝对值均同比缩窄。

2、 α：浙石化是全球炼厂的“皇冠明珠”，具备规模、工艺、 配套工程、综合成本、产品结构等多重竞争优势

2.1、 规模：全球最大单体炼厂，一体化、规模化优势明显

浙石化是全球最大单体炼厂，在规模化基础上实现一体化。炼化装置大型化是 全球炼厂的发展趋势，据论文《规模化炼厂一体化绿色线路规划研究》：如果工艺流 程相同，炼化产能为 1000 万吨/年的炼厂，其单吨完全成本比 500 万吨/年的炼厂低 约 10%。目前，炼化装置大型化在成本端的摊薄作用，对炼厂的经济效益、市场竞 争力尤为重要。中小型炼厂在降低成本、向下游延伸、整合资源等方面均难以与规 模化炼厂竞争。浙石化是全球最大单体炼厂，且已实现炼化一体化：通过常减压蒸 馏、加氢裂化、轻烃回收、芳烃联合等多套装置的整体化布局和“分子炼油”先进 理念，最大限度地提高石油资源利用效率，不仅能够降低投资成本、生产成本，而 且具有较强的加工灵活性、高端产品延展性：在实际运行过程中可以针对油品、化 工品的需求变化，灵活调整产品结构，做到“宜油则油、宜烯则烯、宜芳则芳”；且 凭借“三烯三苯”原料，具备向下游布局、延伸各类高端化工新材料的能力。

2.2、 原料：适配全球 80%-90%以上的原油品类，便于采购机会油种

浙石化原料方案按高硫原油设计，同时具备低硫原油加工能力，原料选择自由 度高。一般来说，低硫轻质原油加工流程简单，投资、维护轻，但原油适应性相对 较差、原油成本高；高硫重质原油加工流程复杂，投资、维护重，但原油的适应性 高，且成本相对较低。浙石化一期两系列进料为高硫中质原油和高硫含酸原油分级 处理。高硫中质系列：按伊朗轻质原油、沙特中质原油 1：1 比例进料，混合 API 为 31.6，该系列混合原油属高硫中间基，减压渣油金属含量不高，送去固定床进行 渣油加氢脱硫。高硫含酸系列：按伊朗重质原油、巴西 Frade 原油 7：3 进料，混合 API 为 26.7，伊朗重质原油金属含量高，而巴西 Frade 原油是典型高酸重质油种，该 系列渣油固定床难以直接处理，送去延迟焦化脱碳，以提高原油适应性。浙石化炼 厂按高硫原油设计，同时具备低硫原油加工能力，原料选择灵活度高。运行时，在 设计方案的基础上，浙石化可根据各类原油供应价格，对原料采购做灵活调整，可 加工全球 80%-90%以上的原油品类，为采购机会油种预留了充足空间。

2.3、 重油加工：“固定床+浆态床”双工艺，高油价背景下效益显著

中国原油的对外依存度长期处于高位。2019 年，中国原油的对外进口量首次超 过 5 亿吨，进口依存度高达 72.6%；2020 年、2021 年我国原油的对外依存度分别为 73.6%、72.0%。为高效利用短缺的原油资源，原油中，重质馏分（特别是渣油）的 高效加工利用至关重要。 渣油的加工主要采用脱碳和加氢两种工艺路线。与脱碳工艺相比，加氢工艺通 常能更高效地利用原油资源。渣油加氢路线主要包括固定床渣油加氢、沸腾床渣油 加氢、浆态床（浆状床或悬浮床）渣油加氢。目前工业上应用最广泛的渣油加氢工 艺为固定床加氢工艺。 延迟焦化：延迟焦化技术是比较可靠的、能处理超劣质渣油的热裂化技术，操 作不易受原料性质影响，因对原料的适应性好、工艺可靠性高、投资与加工成本较 低而得到广泛的应用。

固定床渣油加氢：在固定床渣油加氢过程中，原料在临氢高压下通过装有催化 剂的反应器床层，其中的金属以沉积在催化剂上的方式被脱除，因此催化剂的容金 属能力决定加氢装置的操作周期。氢在原料与沥青质中的溶解与扩散速率决定加氢 的效率，因此反应效率对原料黏度有要求。但固定床加氢装置的原料通常需使用约 50%的稀释油来降低黏度，使固定床加氢的效率大幅降低。此外，催化剂设计与固定 床加氢的反应特性也决定此技术难以转化沥青质，这是固定床渣油加氢技术，与渣 油延迟焦化技术共存的根本原因。相较于渣油焦化，该工艺能获得更高的轻质油品 与高附加值产品收率，在较高油价背景下能取得较好的经济效益。 沸腾床渣油加氢：该技术的反应床层呈“膨胀床状态”，可消除固定床渣油加氢 的热点问题，但是氢耗高、返混严重，其脱硫率、脱氮率、降残炭率、脱金属率稍 低于固定床渣油加氢，劣质尾渣的产率约为 25%-40%。典型的沸腾床渣油加氢技术 路线的加工流程为：劣质减压渣油经过沸腾床渣油加氢处理后，蜡油馏分与减压蜡 油、焦化蜡油一起经过重油加氢装置处理后作为催化裂化装置原料。

浆态床渣油加氢：浆态床渣油加氢技术的核心是沥青质的转化，而“均相”催 化剂的研发是技术关键； 此工艺适用于高沥青质、高金属含量、高残炭的超重质、 超劣质原料。典型的浆态床渣油加氢路线的加工流程为：劣质减压渣油经过浆态床 加氢处理后，采用溶剂脱沥青技术分离尾油得到脱沥青油，将其与浆态床渣油加氢 的蜡油馏分一起经过加氢装置精制后作为催化裂化装置进料。

4 种渣油加工方案的比较： （1）在轻质油品、高附加值产品的产出上，据中国石化石油化工科学研究院论 文《不同原油价格下重油加工工艺路线的选择》，对于沙中渣油的加工，轻质油品与 高附加值产品（汽油+柴油+石脑油+液化气+丙烯）的产量，各方案按由小到大依次 为：渣油焦化方案＜固定床加氢方案＜沸腾床加氢方案＜浆态床加氢方案。相比沸 腾床渣油加氢方案，浆态床渣油加氢方案的氢耗虽然稍高，但是其轻质油品产量与 高附加值产品产量有较大的提升，柴汽比显著降低。 （2）在经济效益上，据中国石化石油化工科学研究院论文《不同原油价格下重 油加工工艺路线的选择》：对于常规原油（固定床渣油加氢装置可以处理的各类原油）， 在原油价格高于 45 美元/桶时，固定床渣油加氢方案的经济效益优于渣油焦化方案， 也明显领先于沸腾床渣油加氢方案，因此在原油价格为 45-80 美元/桶时，推荐采用 固定床渣油加氢方案。对于较劣质原料如伊重渣油，在原油价格高于 80 美元/桶时， 浆态床渣油加氢方案的经济效益优于固定床渣油加氢技术；对于非常劣质的原料如 塔河渣油，浆态床渣油加氢方案的经济效益明显大于常规原油固定床渣油加氢方案； 而无论对于常规原油还是非常规原油，沸腾床渣油加氢技术的经济效益均逊于浆态 床渣油加氢方案，因此在原油价格为 80 美元/桶以上时，推荐采用浆态床渣油加氢 方案。同时，在中海石油炼化有限责任公司论文《悬浮床加氢裂化—劣质重油直接 深度高效转化技术》中，作者也得到类似结论：无论原油价格是否高于 50 美元/桶， 浆态床工艺的利润净现值与 IRR 均优于沸腾床加氢裂化工艺；当原油价格高于 50 美 元/桶时，浆态床技术的净现值与 IRR 均优于焦化技术。 综上，我们可以发现：相较于固定床渣油加氢工艺、沸腾床渣油加氢工艺，浆 态床的渣油转化率更高，轻质油品和高附加值产品的产出也更高；在原油价格为 45-80 美元/桶时，固定床渣油加氢方案的经济效益更好；在原油价格在 80 美元/桶以 上时，浆态床渣油加氢方案的经济效益可能更好。

根据我们在本报告 2.1 章节的梳理，浙石化一期采用的重油加工方案为“320 万 吨延迟焦化+500 万吨固定床渣油加氢+450 万吨重油催化裂化”系列装置；浙石化二 期采用的重油加工方案为“600 万吨浆态床渣油加氢+300 万吨重油催化裂化”系列 装置，二期 300 万吨/年重油催化裂化装置的原料由加氢重油改为蜡油。 按照浙石化一期的重油加工规划，50%的减压渣油和催化油浆作为 320 万吨/年 延迟焦化装置的原料，用以生产焦化干气、焦化液化气、焦化汽油、焦化柴油、焦 化蜡油和石油焦。而另外 50%的减压渣油与焦化蜡油、直馏重蜡油作为 500 万吨/年 固定床渣油加氢装置的原料，生产石脑油、加氢柴油和加氢重油。渣油加氢装置产 出的加氢重油作为 450 万吨/年重油催化裂化装置的原料，用以生产催化干气、催化 液化气、催化汽油、催化柴油、催化油浆等轻质油品。

1、延迟焦化装置：浙石化一期项目配置 320 万吨/年延迟焦化装置。延迟焦化装 置以来自于常减压蒸馏装置的减压渣油、来自于重油催化裂化装置的催化油浆为原 料，主要产出焦化石脑油、焦化柴油和焦化蜡油。其中，焦化石脑油、焦化柴油被 送至柴油加氢裂化装置，用于生产芳烃的上游原料：重石脑油；焦化蜡油被送至渣 油加氢脱硫装置；副产的石油焦送至煤焦制气装置。

2、渣油加氢装置：以来自于常减压装置、延迟焦化装置的渣油和蜡油作为原料， 其产出的柴油送至柴油加氢裂化装置，产出的加氢重油送至重油催化裂化装置。

3、重油催化裂化装置：以来自于渣油加氢装置产出的加氢重油为原料，其产出 的催化汽油被送至催化汽油加氢装置，处理后分为轻重汽油馏分，其中轻汽油去醚 化提高辛烷值后用于调和汽油，重汽油则直接调和汽油；产出的催化柴油被送至柴 油加氢裂化装置，用于生产芳烃的上游原料—重石脑油。

综上，我们发现：浙石化通过综合配置 “320 万吨延迟焦化+500 万吨固定床渣 油加氢+450 万吨重油催化裂化”+“600 万吨浆态床渣油加氢+300 万吨重油催化裂 化”系列装置，大幅提升对重油的加工深度，以产出更多的轻质油品并提高油品质 量，以匹配内燃机不断改进对轻质油品数量、质量的更高需求。同时，浙石化重油 加工系列装置产出的焦化石脑油、焦化柴油、催化柴油等也为柴油加氢裂化装置提 供了充足原料，用以产出更多的芳烃原料—重石脑油。此外，浙石化一二期渣油加 氢方案采用固定床及浆态床双工艺，在当前较高的油价背景下具备显著的经济效益。

2.4、 加氢能力：综合设置多套加氢裂化装置，大幅拔高芳烃产出率

重油加工平衡是炼厂二次加工的制约因素。通常，重油加工平衡会直接影响到 炼厂整体的渣油平衡；同时，重油加工平衡也会影响到炼厂的石脑油平衡，进而对 炼厂的原油选择、各类油化产品的加工量造成重要影响。我们在本报告 2.3 部分通过 复盘浙石化的重油加工路径，分析了“延迟焦化+渣油加氢+重油催化裂化”系列装 置对渣油处理、轻质油品产出的影响；同时，我们也提到了浙石化重油加工系列装 置为柴油加氢裂化装置提高多种原料。我们将在 2.4 部分聚焦浙石化的轻重石脑油平 衡，进一步分析浙石化的加氢能力及芳烃产出。 PX 是公司的优势产品，且 PX 在华东地区有较大市场需求，因此，浙石化通过 综合设置多套加氢裂化装置，尽可能地强化炼厂整体的加氢能力，以增产重石脑油， 进而扩大芳烃产出量。

根据中国石化出版社出版的《石油炼制工艺学》，炼化厂可分为“燃料型”、“燃 料-润滑型”、“燃料-化工型”三大类。其中，常规的“燃料-化工型”炼厂如若生产 芳烃，其芳烃加工路线通常为：常压蒸馏+催化重整+芳烃抽提+芳烃分离，其炼厂重 油深加工程度低、加氢能力较弱，PX 原料来源较为单一、产出相对不足。

根据我们在本报告 2.1 章节的梳理，我们可以发现：浙石化一二期项目整体配 备有“4000 万吨常减压+320 万吨延迟焦化+500 万吨固定床渣油加氢+600 万吨浆态 床渣油加氢+800 万吨蜡油加氢裂化+1450 万吨柴油加氢裂化+750 万吨重油催化裂化 +200 万吨催化汽油加氢+180 万吨 S-Zorb 装置+720 万吨石脑油加氢+1520 万吨连续 重整+1180 万吨芳烃”等一系列装置。 与常规的“燃料-化工型”炼厂不同，浙石化通过配置“800 万吨/年蜡油加氢裂化 装置+1450 万吨/年柴油加氢裂化装置”，大幅提升炼厂整体的加氢能力，以增产连续 重整装置的原料—重石脑油，进而拔高炼厂整体的芳烃产出率。此外，浙石化的“延 迟焦化+渣油加氢+重油催化裂化”重油加工系列装置为柴油加氢催化装置提供了充 足的原料。

1、柴油加氢裂化装置：浙石化一二期项目合计配置 1450 万吨/年的柴油加氢裂 化装置。柴油加氢裂化装置以来自于常减压装置的直馏柴油、催化裂化装置的催化 柴油、渣油加氢装置的柴油、延迟焦化装置的焦化柴油和焦化石脑油、芳烃装置的 重芳烃为原料，产出重石脑油、轻石脑油等。其中，重石脑油被送往连续重整装置， 用于生产芳烃装置的原料：重整生成油。

2、蜡油加氢裂化装置：浙石化一二期项目合计配置 800 万吨/年的蜡油加氢裂化 装置。蜡油加氢裂化装置以常减压装置提供的减压轻蜡油为原料，新氢由氢气管网 统一提供，经过加氢裂化最大限度生产轻重石脑油、中间馏分油等。其中，重石脑 油被送往连续重整装置，用于生产芳烃装置的原料：重整生成油。

3、连续重整装置：浙石化一二期项目合计配置 1520 万吨/年的连续重整装置。 浙石化一期项目的连续重整装置分两系列，第一系列进料为来自于石脑油加氢装置、 蜡油加氢裂化装置的重石脑油，第二系列进料为柴油加氢裂化装置、蜡油加氢裂化 装置产出的重石脑油，主要产出芳烃装置的原料：重整生成油。

4、芳烃装置：浙石化一二期项目合计配置 1180 万吨/年的芳烃联合装置，现有 PX 产能约 900 万吨/年。芳烃装置主要以来自于连续重整装置的重整生成油（重整 脱戊烷油）、来自于催化汽油加氢装置的加氢裂解汽油为原料，主要产出 PX、PX 干 气、纯苯、重芳烃等芳烃产品，并副产汽油调和组分等。

综上，我们发现：相较于常规的“燃料-化工型”炼厂，浙石化通过提高重油深 加工程度，并综合配置多套蜡油加氢裂化装置、柴油加氢裂化装置，尽可能地强化 炼厂整体的加氢能力（据论文《规模化炼厂一体化绿色线路规划研究》，浙石化加氢 能力占原油加工能力的 135%以上），进而增产重石脑油，并实现更高的芳烃产出率 （其中浙石化单厂 PX 产能即高达 900 万吨/年）。此外，公司通过扩大连续重整装置 规模，也为炼厂提供了充足的、廉价的氢气原料。

2.5、 氢气：自制氢气并充分利用重整氢、富氢，拥有多种低成本氢源

如我们在本报告 2.4 部分所陈述，浙石化的蜡油加氢裂化装置、柴油加氢裂化装 置通过提高重质石脑油的产量，进而拔高下游芳烃产出率。

此外，炼厂同样需要氢气对柴油、蜡油、减压渣油等原料进行加氢裂化反应， 从而产生足够的轻质石脑油作为裂解制烯烃的原料。 据论文《规模化炼厂一体化绿 色线路规划研究》，炼厂最廉价的氢气来源通常是重整装置，在主产芳烃原料的同时 副产氢，因此重整装置规模越大，烯烃装置也容易同步做大。公司以纺织、化纤行 业起家，已实现“炼化—PX—PTA—聚酯—长丝”产业链一体化布局，因此公司能 在充分利用大规模重整装置副产氢气为烯烃提供裂解原料的同时，也不必担心 PX 的 外销问题，一体化协同优势非常显著。 根据我们在本报告 2.1 章节的梳理，我们发现：浙石化一期配置 68 万 Nm3 /h 煤 焦制气装置（其中氢气规模为 20 万 Nm3 /h），浙石化二期配置 20 万 Nm3 /h 天然气制 氢装置。此外，浙石化一二期还合计配置 30 万 Nm3 /h 富氢提浓装置，以及 100 万 Nm3 /h 重整氢提浓装置，以提高氢气利用率。

据浙江石油化工有限公司论文《规模化炼厂一体化绿色线路规划研究》，浙石化 加氢能力占原油加工能力的 135%以上。根据氢气用户压力等级及氢气纯度要求，设 置 2 个氢气管网系统，分别为 4.8MPa 混合氢气管网以 2.3MPa 重整氢气管网。 2.3MPa 重整氢气管网：部分作为芳烃异构化单元和硫磺回收装置用氢，富余部 分和乙烯氢一起作为重整氢提浓装置原料。 4.8MPa 混合氢气管网：主要供渣油加氢装置、蜡油加氢裂化装置、柴油加氢裂 化装置、煤油加氢装置、芳烃装置歧化单元用氢。 公司在自制氢气的基础上，充分发挥炼化一体化的优势，将重整装置、乙烯裂 解装置、丙烷脱氢（PDH）装置、苯乙烯脱氢装置副产的氢气，经统一设置的两级 提浓装置提浓后汇入氢气大管网，再循环供给各套加氢裂化装置，成本优势显著。

2.6、 干气、液化气：秉持“分子炼油”充分回收，为烯烃装置提供原料

从组分层面认识石油及其炼制规律，最大化利用石油中原生态分子，为特定组 分量身定制合理的炼制路线和加工技术，可以帮助石化企业在低成本、低排放前提 下实现产品结构的升级。 根据我们在本报告 2.3、2.4 章节的梳理，我们发现：延迟焦化、催化裂化、蜡 油加氢裂化、柴油加氢裂化、连续重整、联合芳烃等装置在运行过程中均会产生各 类干气（富含各类烯烃、氢气等）。

炼厂干气根据来源的不同，可简单分为以下几种： 1、不饱和干气（催化裂化装置）：以来自催化裂化装置的催化干气为代表的不 饱和干气，其特点是含有约 20v%的乙烯和乙烷，其中乙烷和乙烯含量相近，同时还 含有对乙烯装置分离单元来说的危险杂质组分：如 As、Hg、O2、NOX、H2S 等。 2、饱和干气（延迟焦化装置）：以来自延迟焦化装置的焦化干气、来自 PSA 单 元的 PSA 解析气为代表的饱和干气，其特点是含有约 10-20v%的乙烷，而乙烯、丙 烯含量较低。 3、富烃干气（重整装置、芳烃装置）：以来自重整装置、芳烃歧化、异构化装 置的芳烃干气为代表的富烃干气，其特点是碳二及更重组分含量较高，可以直接通 过压缩冷却的方式将其中的部分碳二及更重组分冷凝下来。

传统炼厂存在干气回收设施欠缺、饱和液化气回收能力不足的问题，使得干气、 液化气没有被充分分离和回收利用，造成效益损失。 而浙石化基于“分子炼油” 理念，按照“细分物料，细分装置，精心匹配”的 优化思路，将一次、二次加工资源充分利用，尽可能分离为单体烃组分，充分发挥 炼化一体化的优势，提升轻烃综合利用水平，努力实现效益最大化。 根据我们在本报告 2.1 章节的梳理，我们发现：浙石化一二期合计配置气分装 置 160 万吨/年、C1/C2 分离装置 250 万吨/年、C3/C4 分离装置 280 万吨/年。

C1/C2 分离装置：浙石化 C1/C2 分离装置内设置有两套浅冷油吸收单元，分别 用于提纯不饱和干气和饱和干气中的碳二及更重组分。其中： （1）不饱和干气：经过浅冷油吸收单元提浓碳二后，经过进一步精制脱除微量 杂质，之后送往乙烯装置中的裂解气分离单元生产乙烯。 （2）饱和干气：经过浅冷油吸收单元提浓乙烷后，得到的碳二提浓气经过压缩 机升压后送往装置内的乙烷塔，分离其中的乙烷和碳三以上重组分。从乙烷塔顶得 到纯度高于 93v%的富乙烷气，送往乙烯装置的乙烷裂解炉做原料。从乙烷塔塔釜分 离出来的碳三及更重组分经过轻烃塔脱重后，得到的轻烃产品在下游 C3/C4 分离装 置进一步提浓丙烷后，送往丙烷脱氢（PDH）装置作为原料。 （3）富烃干气：经过压缩冷却后进行气液分相，冷凝下来的液相直接送往乙烷 塔，富烃干气中的轻组分（含氢气、甲烷等）随压缩气相并入饱和干气，进行浅冷 油吸收流程。

据浙江石油化工有限公司论文《规模化炼厂一体化绿色线路规划研究》：C1/C2 分离装置，将炼油环节产生的的歧化干气、异构化干气、重整干气等中的 C2 加以回 收，分离出富乙烷气和富乙烯气；其中富乙烷气送入乙烷乙烯裂解装置，乙烷的乙 烯转化率接近 80%，是良好的裂解原料，经济效益显著；富乙烯气体中乙烯含量高 达 60%以上，与化工区乙烯裂解装置的粗乙烯混合，经精馏后直接得到乙烯单体。 C3/C4 分离装置：将催化、焦化、重整液化气、轻烃回收等装置的液化气作为 C3/C4 分离装置的原料，在装置内分离，得到高纯度的丙烷、正丁烷和异丁烷。其 中丙烷送丙烷脱氢（PDH）装置，得到高附加值的丙烯单体；正丁烷送达乙烯裂解 装置作为裂解原料，正丁烷的双烯收率高达 57%左右；异丁烷主要供全厂燃料系统。

MTBE 装置、烷基化装置：MTBE 装置使液化气中的异丁烯与甲醇反应，以生 产甲基叔丁基醚（MTBE）产品；烷基化装置将液化气中其他不饱和 C4 与异丁烷反 应，得到烷基化油产品。这两套装置有效地将液化气中的气体转化为油品，大幅提 高了产出汽油的辛烷值和质量，增效显著。 我们认为，浙石化通过配置 C1/C2 分离装置、C3/C4 分离等装置，将延迟焦化、 渣油加氢、催化裂化、蜡油加氢裂化、柴油加氢裂化、连续重整、芳烃装置等产出 的各类干气、液化气加以充分的回收利用，进而为乙烷裂解装置、PDH 装置提供低 成本、高转化率的优质原料，大幅提升了浙石化在烯烃生产环节的经济效益。

2.7、 电力：能源成本占比约为 3%-4%，未来能源成本下降空间充足

据公司环评报告：浙石化基地设计建设 1 座动力中心：一期配置 3×45MW 抽背 机组+2×50MW 抽凝机组，二期配置 3×60MW 抽背机组+2×50MW 抽凝机组，浙石化 自建动力中心的理论供电功率合计为 515MW。

此外，据公司环评报告：浙石化近、中期工程合计用电负荷约为 1649MW，则 我们可粗略估算出：浙石化一二期项目的理论电力自备率或为 31%。 若浙石化各装置运行时间按照 8000 小时/年计，则我们可粗略计算出：浙石化二 期优化项目完全投产后，浙石化年耗电量或在 130 亿千瓦时以上。 若以 31%的理论电力自供率计算，浙石化二期优化项目完全投产后，浙石化非 动力中心自备、纯外采的电力量或在 90 亿千瓦时/年以上。 据舟山网数据，浙江省大工业用电，电压等级在 220 千伏及以上的，电度电价 为 0.5547 元/千瓦时，叠加基础电费及电调电费，我们可粗略计算出，浙石化二期优 化项目完全投产后，浙石化电力成本接近 76 亿元/年。

2022 年公司石化板块的能源成本约为 77.30 亿元，占该板块总成本的 3.25%。 浙石化炼化一体化项目一期于 2019 年投产，因此我们对 2019-2022 年公司石化板块 （不包括聚酯化纤产品）的营业成本进行拆分：据公司年报披露，2019-2022 年公司 石化板块的能源成本分别为 12.44 亿元、21.03 亿元、30.43 亿元、77.30 亿元，分别 占公司石化板块总成本的 3.44%、3.38%、3.18%、3.25%，公司石化板块的能源成本 占比约为 3%-4%。

据《岱山鱼山电厂项目社会风险评估公告》：浙石化拟投资约 60 亿元，在浙江 省舟山市岱山县鱼山岛，建设 2*660MW 超超临界一次再热燃煤供热机组（统调电厂）。该项目计划于“十四五”末期投产，机组投产间隔为 3 个月。 舟山市发展和改革委员会在发布的《2023 年舟山市扩大有效投资政策（征求意 见稿）》中提到：1、全力保障重大项目用能要素。全年力争保障重大产业项目新增 能耗指标 100 万吨标准煤以上；对国家能耗单列的重大项目和原料用能、可再生能 源电力消费量不纳入地方能耗强度和总量考核；对新上“先立后改”超超临界燃煤 机组的能耗、用煤指标实行单列；优化拓展能耗指标来源，全年力争腾出存量用能 空间 1 万吨标准煤以上；对通过淘汰落后产能、节能改造等腾出的规模以下企业存 量用能空间，经第三方机构确权后，可用于平衡重大产业项目用能需求。2、加快基 础性电力项目建设。加快建设舟山电厂三期、六横电厂二期等电源项目，加快推进 鱼山 2*660MW 超超临界燃煤机组前期工作，提升本地电力供应能力；重点推进远 景岱山储能电站、龙源电力定海共享储能电站等新型电力基础设施项目建设，提升 我市电网调峰能力；鼓励工商业用户利用峰谷分时电价政策建设新型储能电站。

此外，浙江省发展和改革委员会在《关于“先立后改”清洁高效支撑性电源前 期项目的公示》中提到：拟将浙能嘉兴电厂四期、浙能台州第二电厂二期、岱山鱼 山电厂项目和临海头门港电厂项目纳入“先立后改”清洁高效支撑性电源前期项目。 我们在上文中粗略计算出：浙石化动力中心的理论电力自供率或为 31%；浙石 化二期优化项目完全投产后，浙石化电力成本或超 76 亿元/年（其中动力中心自备 电力的采购成本仅为 23 亿元/年，而动力中心之外的电力采购成本约为 53 亿元/年）。 因此，我们认为浙石化的能源成本具备充足的下降空间：未来受益于岱山鱼山 电厂（统调电厂）的建成投产，浙石化在动力中心自备电力之外的电力采购环节或 将享受更好的经济效益，公司能源成本有望持续下探、盈利能力或将显著增强。

2.8、 物流：金塘原油储运基地如火如荼，运输成本或将稳步下探

（1）鱼山基地岛内码头（浙石化自行建设）：浙石化炼化项目位于舟山市岱山 县的鱼山岛绿色石化基地内，岛内自行配套的码头包括：1、多用途码头：4 个 5 万 吨级泊位，设计通过能力为 700 万吨/年。2、干散货码头：3 个码头共 5 个泊位，设 计通过能力为 990.6 万吨/年。3、液体化工码头：4 个 5 万吨级泊位，设计通过能力 872 万吨/年。4、油品码头：3 个 5 万吨级油品泊位，设计通过能力为 976 万吨/年。

鱼山基地岛外码头（部分为浙石化建设）： 1、舟山实华原油码头（册子岛，中石化建设）：一期为 30 万吨级原油码头，2018 年底，二期 45 万吨级原油码头交工验收。 2、光汇油品码头（外钓岛，舟港公司建设）：30 万吨级，2022 年 6 月正式投运。 3、宁波—舟山港外钓 30 万吨级油品码头（浙石化建设）：2022 年 1 月，宁波 —舟山港外钓 30 万吨级油品公共码头工程项目，获交通运输部港口岸线使用批复。 4、黄泽山油品储运基地（黄泽山，广厦能源建设）：现有 1 个 30 万吨级原油泊 位、1 个 8 万吨级原油泊位、2 个 1 万吨级成品油泊位。 5、金塘原油储运基地项目（金塘岛，浙石化在建中）：规划建设 3 座 30 万吨级 以上原油码头，480 万立方罐区，3 条直径 813 毫米输油管道。截至 2023 年 4 月， 罐区工程完成 20%；西堠门水道定向钻 3#线完成 80%，地面管线完成 60%。

（2）油库（浙石化自行建设）： 1、马目油库：马目油库已建成 300 万立方米中转油库；规划的浙石化马目油库 扩容工程项目的建设规模为 100 万立方米，包括 8 套储罐，截至 2023 年 4 月，开始 前期手续报备、场地平整，4 套罐组完成 50%。 2、金塘油库：规划建设 3 座 30 万吨级以上原油码头，480 万立方罐区，3 条直 径 813 毫米输油管道。截至 2023 年 4 月，罐区工程完成 20%；西堠门水道定向钻 3#线完成 80%，地面管线完成 60%。 3、鱼山油库：浙石化在鱼山岛上已建成 160 万立方米的接收油库。

（3）管道（浙石化自行建设）： 1、马目—鱼山输油管道：2019 年，浙石化马目至鱼山输油管线已建成投用。 2、马目—鱼山天然气管道：2021 年 12 月，浙石化天然气输配工程马目—鱼山 天然气管道正式通气投产。 3、册子—马目输油管道：2021 年 10 月，浙石化岙册-马目线正式投入使用。 4、金塘—册子原油管道：浙石化规划输送量为 6000 万吨/年，预计最晚 2025 年之前建成并投入使用。 综上，我们发现：公司在鱼山岛内配备有油库和多类码头，在鱼山岛外的外钓 设有 30 万吨级油品接收码头，在马目建有 300 万立方米的油库（规划扩容 100 万立 方米），且已打通“册子—马目—鱼山”的输油管道。 公司在建的金塘原油储运基地（规划 3 座 30 万吨级以上原油码头，480 万立方 罐区，3 条直径 813 毫米输油管道）正在稳步推进，建设完成后，浙石化将在鱼山 岛外的金塘新增 90 万吨级以上的原油接收码头和油库，并将打通“金塘—册子—马 目—鱼山”输油管道路线。 我们认为，随着浙石化在建物流工程的持续推进，未来物流成本或将稳步下探。

2.9、 小结：浙石化作为全球头部炼厂，具备多重核心竞争力，α 显著

我们认为，浙石化是具备强α的石化龙头白马，具备多重核心竞争优势： （1）规模：浙石化是全球最大单体炼厂，综合炼能位居全球第五，且已实现炼 化一体化；也是全球最大的 PX 生产基地。在实际运行过程中可以针对油品、化工品 的需求变化，灵活调整产品结构；且具备向下游延伸各类高端化工新材料的能力。 （2）工艺设计： 2.1、重油加工：浙石化通过“延迟焦化+固定床/浆态床渣油加氢+重油催化裂化” 系列装置实现对重油的深度加工，对原油利用效率高，高油价背景下经济效益好； 2.2、加氢能力：浙石化通过综合配置多套蜡油加氢裂化、柴油加氢裂化装置， 大幅提升炼厂加氢能力（加氢能力占原油加工能力的 135%以上），进而增产重石脑 油，并实现更高的芳烃产出率（单厂 PX 产能高达 900 万吨/年）； 2.3、氢气循环：浙石化在自制氢气（煤焦制气+天然气制氢）的基础上，将重整装置、乙烯裂解装置、丙烷脱氢（PDH）装置等副产的氢气，经提浓装置提浓后 汇入氢气大管网，再循环供给各套加氢裂化装置，成本优势显著； 2.4、干气、天然气回收：浙石化通过配置 C1/C2 分离装置、C3/C4 分离装置， 将炼厂运行中产出的各类干气、液化气加以回收，进而为乙烷裂解装置、PDH 装置 提供低成本、高转化率的优质原料，大幅提升烯烃生产环节的经济效益。

（3）配套工程： 3.1、电力配套：目前浙石化动力中心的理论电力自供率或为 31%；未来随着岱 山鱼山电厂的建成投产，浙石化的能源成本仍有较大的下降空间。 3.2、物流配套：公司在鱼山岛外的外钓设有 30 万吨级油品接收码头，在建的金 塘原油储运基地正在稳步推进，建设完成后将在金塘新增 90 万吨以上的原油接收码 头，并将打通“金塘—册子—马目—鱼山”输油管道路线，物流成本下探空间充足。 （4）综合成本：浙石化凭借规模化在固定成本端的摊薄作用、炼化一体化实现 的物料相互利用，以及氢气循环、干气及天然气回收、自备电力、配套码头等一系 列的工艺设计和精细管理，构筑显著的成本优势。 （5）产品结构：浙石化产业链设计遵循“少油多化”：二期工程优化后成品油 收率将由 41.7%降低至 29.4%，化工品收率高且具备较高的芳烃产出率。未来随着高 端新材料项目、高性能树脂项目、二期优化项目的稳步推进，产品结构将持续升级。 我们认为，浙江石化是全球炼厂的“皇冠明珠”，具备多重核心竞争优势，且能 源成本、物流成本仍有较大的下探空间，产品结构有望持续升级。未来随着公司在 建项目的持续推进、下游需求的稳步复苏，我们认为公司业绩的向上弹性充足，我 们坚定看好公司稳步成长为世界级化工巨头企业。

3、 β：2023Q1，芳烃产业链修复明显，未来或将走出底部区间， 向上弹性充足；POE 等高端新材料打开成长空间

3.1、 PX：2023Q1，国内 PX 价格一路上扬，盈利能力恢复明显

供给端：公司 PX 产能（1060 万吨/年）位居国内首位，浙石化是全球最大的 PX 生产基地。据我们统计，目前国内企业的 PX 产能约为 4069.5 万吨/年，其中公 司 PX 产能（浙石化+中金石化）约为 1060 万吨/年，占国内总产能的 26.05%；浙江 石化的 PX 产能约为 900 万吨/年，是目前全球最大的 PX 生产基地。此外，目前国内 企业的 PX 在建产能约为 850 万吨/年，其中有 650 万吨/年的 PX 产能规划在国内建 设，恒逸实业（文莱）有限公司在文莱（海外）二期投资建设的 200 万吨/年 PX 产 能则预计于 2024-2025 年投产。

需求端：2023Q1，国内 PX 消费量同比、环比均增长，且价格一路上扬、价差 修复明显。2023 Q1，成本端，原油价格高位震荡，为下游 PX 提供了较强的成本支 撑；需求端，PX 下游的 PTA 依旧有新产能投放市场，包括桐昆股份、恒力石化（惠 州）等的新增产能；据百川盈孚数据，受益于终端聚酯景气回升，PTA 行业开工率 从 2022 年 12 月的 61.17%快速拉升至 2023 年 5 月的 78.02%，为 PX 提供了有力的 需求支撑。据钢联数据：2023Q1，国内 PX 表观消费量约为 963.96 万吨，环比增长 8.39%，同比增长 4.32%，创近 5 年来新高。在需求、供给及成本等方面的多重作用 下，据百川盈孚数据，2023Q1 国内 PX 市场均价上涨至 7996.44 元/吨。受益于价格 上涨，2023Q1，PX 价差持续扩大，我们据 Wind 数据计算出：截至 2023 年 6 月 16 日，PX-石脑油价差约为 435.35 美元/吨，较 2023 年 1 月 1 日价差上涨 143.63 美元/ 吨，盈利能力修复明显。未来，随着宏观经济及下游需求的持续复苏，我们坚定看 好 PX 环节利润向上弹性充足。

3.2、 PTA：2023Q1，受益于下游长丝开工率回升，PTA 价差同步修复

供给端：公司 PTA 产能为 1900 万吨/年，其中权益产能约为 911 万吨/年。据我 们统计：目前国内企业 PTA 已有产能约为 7007.5 万吨/年。根据我们在本报告 1.1 部分的梳理，公司各控股子公司合计拥有 PTA 产能约 1900 万吨/年，占国内企业总产 能的 27.11%，市场地位领先；其中，按公司对各控股子公司的持股比例计算，公司 PTA 的权益产能约为 911 万吨/年，占国内企业总产能的 13%。此外，国内企业的 PTA 在建产能合计约 2760 万吨/年。

需求端：受益于下游涤纶长丝开工率明显回升，2023Q1，PTA 价差同步修复。 进入 2023 年，受益于下游聚酯端，尤其是涤纶长丝行业开工率的回升，PTA 需求得 以提振，扭转了连续多个季度的亏损局面。据我们测算，2023 年至今，PTA 价差高 点超过 600 元/吨；截至 2023 年 6 月 18 日，PTA 价差仍高达 404.50 元/吨。我们继 续看好芳烃产业链的向上弹性，当前涤纶长丝的价格、价差依旧处于低位，随需求 复苏向上弹性较大。外需方面，以美国为例，零售端和批发商服装及面料库存金额 正在降低，我们认为，当前海外服装库存正处于去库周期，2023 年下半年库存去化 完成后或将进行补库，将对涤纶长丝需求带来有力支撑。内需层面，国内纺服消费 持续回暖，我们继续看好 2023 年下半年内需持续走强，带动长丝需求向上。我们认 为，未来随着下游长丝需求的持续恢复，PTA 环节的利润仍具备一定的上行弹性。

3.3、 POE：光伏胶膜的重要原材料，公司有望打破国外垄断

POE 主要用于生产光伏胶膜，未来渗透率有望持续提升。聚烯烃弹性体（POE） 是一类由乙烯、α-烯烃无规共聚组成的聚烯烃材料，具备优异的机械性能、低温性 能、耐热氧老化和耐紫外光老化性能，兼具塑料和橡胶的双重特性，广泛应用于光 伏、汽车、线缆、发泡、家电等领域。目前，光伏封装胶膜已成为 POE 最大的应用 领域。据华经产业研究院数据，2021 年，我国光伏领域对 POE 的需求占比提升至 40%，成为 POE 最大的下游消费市场。单晶 PERC 双面电池的背面容易发生 PID（电 势诱导衰减）现象，而双玻组件中的 PID 衰减更为明显。与主流 EVA 胶膜相比，使 用 POE 制成的光伏封装胶膜具有更高的水汽阻隔率、更优秀的耐候性能和更强的抗 PID 性能，可以提升组件的长期可靠性。据 CPIA《中国光伏产业发展路线图（2021 年版）》，双玻组件通常使用 POE 胶膜及 EPE（共挤型 POE）胶膜进行封装，2021 年我国 POE 胶膜和 EPE 胶膜的市场占比已提升至 23.1%。此外，N 型电池薄片化 后需要更好的保护支撑，这就对封装材料提出更高要求，比如组件结构上采用塑料 边框、胶膜需要更高的透光、阻水性能。由于双玻组件和 N 型电池是太阳能电池组 件未来的发展趋势，未来 POE 在光伏胶膜中的渗透率有望持续提升。

2022 年我国 POE 进口量达 80.22 万吨，进口金额达 10.57 亿美元。目前国内企 业尚不具备 POE 的量产能力，我国 POE 消费基本全部依赖进口。近年来，随着我国 光伏组件产量的持续上涨，以及 POE 在光伏胶膜中的不断渗透，我国 POE 需求量稳 步增长：据百川盈孚数据，2022 年我国 POE 进口量为 80.22 万吨，2023 年 1-4 月， 我国 POE 进口量已达到 29.62 万吨；2022 年我国 POE 进口金额约为 10.57 亿美元， 2023 年 1-4 月，我国 POE 进口金额已达 3.62 亿美元。我们根据百川盈孚数据可计 算出：2022 年我国 POE 进口单价约为 1318 美元/吨。未来随着双玻组件和 N 型电池 渗透率的提升，我国 POE 进口替代空间广阔。

目前国内 POE 消费全部依赖进口，公司有望打破国外垄断、实现国产替代。由 于 POE 生产需要高壁垒的茂金属催化剂、高碳α-烯烃以及相应配合的聚合工艺，目 前 POE 供应市场被海外企业垄断，国内企业尚不具备量产能力。 据万华化学公告，2021 年公司的 POE 中试装置成功投产出合格产品，2022 年 8 月公司乙烯二期项目获山东省发改委核准批复，新的建设方案将 POE 规划产能提升 至 2*20 万吨/年。 据东方盛虹公告，2022 年 9 月 27 日，公司全资子公司斯尔邦石化投资建设的 800 吨/年中试装置成功实现了 POE 催化剂及全套生产技术完全自主化，项目一次性 开车成功，这标志着斯尔邦成为同时具备光伏级 EVA 和 POE 两种主流光伏胶膜材料 自主生产技术的企业，公司总体规划的 POE 年产能为 50 万吨（分期建设）。

据卫星化学公告，截至 2022 年底，公司子公司连云港石化的年产 1,000 吨 α-烯 烃工业试验装置（包括年产 1-辛烯 700 吨、1-己烯 300 吨）已基本建成。2023 年 3 月，公司 α-烯烃工业试验装置已实现稳定运行。其中，1-己烯产品质量达到国内行 业标准；1-辛烯为国内首创，对标进口样品质量均已达标，这标志着公司自主研发的 α-烯烃工业试验装置开车成功。2023 年 6 月 18 日，公司公告拟在连云港徐圩新区投 资新建“α-烯烃综合利用高端新材料产业园项目”，该项目总投资约为 257 亿元，建 设内容主要包括 250 万吨/年 α-烯烃轻烃配套原料、5 套 10 万吨/年 α-烯烃、3 套 20 万吨/年 POE、2 套 50 万吨/年高端聚乙烯（茂金属）、2 套 40 万吨/年 PVC 综合利用及配套装置、1.5 万吨/年聚 α-烯烃、5 万吨/年超高分子量聚乙烯、副产氢气降碳资 源化利用装置等。

据荣盛石化公告，2022 年 8 月公司宣布拟对控股子公司浙江石化 4000 万吨/年 炼化一体化项目的相关装置进行挖潜增效，其中包括：浙石化拟新建 35 万吨/年 α烯烃及 2*20 万吨/年 POE 装置。此外，据浙江省政务服务网文件，公司全资子公司 荣盛新材料（舟山）拟建设的金塘新材料项目中包括：20 万吨/年 POE 及 30 万吨/ 年 α-烯烃。公司子公司浙石化及荣盛新材料（舟山）规划的 POE 产能规模合计达 60 万吨/年，未来有望引领国产替代；此外，公司在加速在新能源材料、工程塑料、高 性能树脂、特种橡胶及弹性体、可降解塑料、高端聚烯烃等领域积极布局，我们认 为，未来 POE 等高端新材料的投产放量，有望助力公司打开广阔成长空间。

4、 盈利预测

化工产品：浙石化“140 万吨/年乙烯及下游化工装置项目”规划的各套装置预 计于 2023 年陆续投产并释放业绩，“高端新材料项目”及“高性能树脂项目”规划 的各套装置预计于 2023-2025 年陆续投产，为公司贡献业绩增量。此外，2023Q1， PX、纯苯等芳烃类化学品的盈利能力明显修复，EVA 继续保持高毛利，我们预计 2023-2025 年公司化工产品的营收增长率分别为 21.34%、24.49%、21.45%，销售毛 利率分别为 30.48%、28.91%、33.69%。

炼油产品：目前国际原油价格处于国内炼厂的较舒适区间，且浙石化具备珍贵 的成品油出口配额，我们预计2023-2025年公司炼油产品的营收增长率分别为8.48%、 5.71%、2.99%，销售毛利率分别为 9.04%、11.60%、12.46%。

PTA：受益于下游涤纶长丝开工率回升，2023Q1，PTA 价差明显修复：据我们 测算，2023 年至今，PTA 价差高点超过 600 元/吨，未来随着下游长丝端需求持续恢 复，PTA 环节的利润仍具备一定的上行弹性。我们预计 2023-2025 年公司 PTA 产品 的营收增长率分别为0.77%、4.09%、4.76%，销售毛利率分别为 2.09%、1.43%、1.63%。

聚酯化纤薄膜：2023 年 5 月 10 日，公司公告其子公司永盛科技的“年产 25 万吨功能性聚酯薄膜扩建项目”投产，该装置全部投产后，公司的聚酯薄膜产能将达 43 万吨，位居国内前四。此外，随着下游需求的稳步复苏，公司长丝产品的盈利能 力有望持续恢复，我们预计 2023-2025 年公司聚酯化纤薄膜产品的营收增长率分别为 -0.87%、5.00%、4.76%，销售毛利率分别为 3.55%、4.27%、4.41%。

（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。）