石化行业专题报告:寻找碳中和背景下石化行业投资机会

  • 来源:海通证券
  • 发布时间:2021/11/19
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1.能源转型、节能降碳

1.1 能源结构调整

大力发展新能源:力争2025年非化石能源消费占比由2020年16%提升至20%左右,2030年达25%左右,2060年达80%以上。 清洁利用化石能源。推进煤炭消费替代和转型升级,保持石油消费处于合理区间,有序引导天然气消费。我们预计天然气作为最清洁的化石能源,将成为未来十年重要的过渡能源。天然气单位热值排放的二氧化碳量分别为煤炭、原油的61%、77%,是最清洁的化石能源,我们预计未来十年将成为重要过渡能源。2020年,我国天然气消费量3250亿立方米,预计2025年天然气消费达到4300-4500亿立方米,2030年达5500-6000亿立方米,2040年前后进入发展平台期。

我国石油下游需求主要包括成品油(汽油、柴油、航空煤油)和化工品,2020年占原油需求分别为51%、49%。在成品油中,汽油、柴油、航空煤油分别占原油消费21%、25% 、5%。我们预计2021-2030年我国石油消费比重稳定在20%左右。成品油需求见顶回落:受新能源汽车等因素影响,我们预计成品油消费于2025年左右逐步见顶回落;化工需求成主要增长动能:2019年后炼化项目开始新一轮建设,支撑石油消费稳定。

1.2 石化化工

2020年,我国二氧化碳排放总量98.94亿吨,占全球31%,居全球首位;其中,石油和化工行业排放量约14亿吨,占14%。根据化工企业碳排放核算方法,化工企业碳排放主要包括燃料燃烧、工业生产过程、外购热电、回收利用四个环节产生(或扣减)的CO2量。从主要化工品能耗、电耗水平看,(1)吨产品综合能耗较高的产品:煤制烯烃、黄磷、甲醇、合成氨。(2)吨产品电耗较高的产品:黄磷、煤制烯烃、电石、烧碱、PVC、合成氨(以优质无烟煤作为原料)。

部分高耗能化工品产能集中省份面临双控压力。9月11日,国家发改委发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》,指出完善能耗双控指标管理,将能耗强度指标作为五年规划的约束性指标,合理设臵消费总量指标。2021H1,全国9省(区)能耗强度不降反升,为一级预警;10省能耗强度降低率未达到进度要求,为二级预警。黄磷、工业硅、甲醇、电石、PVC、合成氨、烧碱等高耗能产品在预警省份中产能占比超过50%。为推动石化重点行业绿色低碳转型,2021年10月21日,国家发改委发布《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案(2021-2025年)》,提出到2025年,炼油、乙 烯、合成氨、电石行业达到能耗标杆水平的产能比例超过30%,行业整体能效水平显著提升,碳排放强度明显下降。

2.天然气:重要过渡能源

近十年天然气消费量维持较快增速,进口依存度持续提高。2000年以来。我国天然气产销量快速增长,但产量增速不及消费量增速,2010-2020年,产量CAGR约7.1%,表观消费量CAGR约11.7%,供需缺口持续扩大。2020年,我国天然气产量和表观消费量分别为1889亿立方米和3250亿立方米,同比增速分别为8.8%和6.8%,供需缺口达1362亿立方米,进口依存度高达43%。我国天然气消费占能源结构比例逐步提升,但较全球平均水平仍存空间。2010-2020年,天然气消费量在我国一次能源消费总量中占比从3.8%提高至8.2%,但较2020年全球平均25%的水平仍有较大差距。

在天然气下游消费中,城市燃气、工业燃料为最主要的用途,占比基本持平,均在37%~38%,发电、化工用气分别占比 16%、9%。在碳中和背景下,我们预计 2021-2030年天然气消费将维持较快增长,预计到 2030 年占一次能源比例达 15%,城市燃气和发电用气增长空间较大。LNG进口量持续上升。进口气已经形成管道气和LNG多渠道供应格局,2016-2020年间,国内LNG进口量持续上升,截止2020年底,国内LNG进口量占天然气总进口量的66.51%,达到940亿立方米,同比增长10.94%。截至2019年3月,我国已经有21座接收站处于运行状态,总接收能力达到8862万吨(约1241亿立方米)。我们认为LNG接收站的建设有助于保障天然气进口规模,补充国内天然气供给。

LNG接收站盈利来自两个方面。LNG接收站的盈利主要来自:1)服务费,即 LNG接收站为用户提供气化、运输和储存等服务所收取的费用。根据能源界援引中国能源报,据金联创统计,当前国内接收站服务费用一般在0.18-0.35元/方,我们认为这是LNG接收站固定收益,一般情况下可以覆盖LNG接收站的成本。2)进口贸易差,即利用国内LNG与国外天然气价格差获得盈利。在LNG进口价差扩大的情况下,LNG接收站的盈利能力一般也会增强。

LNG接收站投资大、审批周期长(从规划到运营达8-10年)、基本都需要填海、对优质海岸线资源依赖比较大,我们认为未来建设LNG接收站难度较大,LNG接收站有望成为石化行业核心稀缺资产。

2020年,我国页岩气、煤层气探明储量分别为4026亿立方米、3316亿立方米。从潜在资源量看,我国埋深4500米以浅页岩气可采资源量约22万亿立方米,埋深2000米以浅煤层气可采资源量约12.5万亿立方米,非常规气潜在储量丰富,我们认为随开采技术不断突破,有望成为未来天然气重要增产动力。

我国非常规天然气产量正在快速增长。“十三五”期间,我国不断加大非常规气开发力度,产量从2015年109亿立方米增长至2020年318亿立方米,增长192%,CAGR达24%。从结构上来看,我国非常规天然气产量占比从 8.06%增长至 16.52%。页岩气成为非常规天然气增长最大亮点,产量占比显著提升。2015-2020 年,页岩气占天然气产量总量占比从 3.4%增长至 10.6%,产量从 46 亿立方米增长至 204 亿立方米,CAGR约35%,增长最为迅速。

3.轻质化:推动化工原料轻质化

在石脑油、轻质化、煤化工三条工艺路线中,轻质化路线单位烯烃排放的二氧化碳量最低,约为2吨二氧化碳/吨烯烃,碳中和背景下具有低排放优势;而煤制烯烃、石脑油制烯烃分别为10.5、2.6吨二氧化碳/吨烯烃。国务院碳达峰行动方案明确提出,拓展富氢原料进口来源,推动石化化工原料轻质化。通过比较不同油价背景下各工艺路线的生产成本,我们发现轻质化路线(乙烷裂解制乙烯、PDH等)由于原料成本低、产品收率高等优势,在油价高于40-50美 元/桶时,成本相比原油路线、煤化工路线具有优势。(报告来源:未来智库)

现阶段,受制于储运等因素,PDH部分副产氢气仅作为燃料,用于工厂的蒸汽热值补充,价值尚未充分体现。2021年以来单吨氢气出厂价最低约1.9万元(1.73元/立方米),而同等热值的燃料气价格(以天然气门站价为例)仅0.8万元。我们认为在碳中和背景下,随着氢能全产业链逐步发展,氢气附加值有望逐步体现。目前,轻质化企业积极布局氢能产业链,包括氢气销售、加氢站(或充装站)等基础设施建设。

4.民营炼化:龙头地位巩固

目前,民营炼化龙头企业在炼油方面已达到能效标杆水平,并在PX、PTA等产品上能效水平领先。截至2020年,我国炼油能力8.9亿吨,炼厂平均规模仅443万吨/年,低于全球平均水平;而恒力炼化、浙石化等民营炼化项目规模基本在2000万吨/年以上,规模全球领先。

根据国务院碳达峰行动方案,到2025年,国内原油一次加工能力控制在10亿吨以内;国家发改委要求200万吨及以下炼油装臵逐步淘汰,并严禁新建1000万吨/年以下装臵。根据隆众资讯统计,截至2021年10月底,全国拥有200万吨/年以下常减压装臵的炼厂共53家,原油一次加工能力4480万吨,约占全国炼油能力5%。我们预计随着落后产能逐步淘汰,行业集中度有望提升,民营炼化龙头地位有望巩固。

民营炼化依托上游炼化项目的大化工平台,不断往下游新材料延伸布局(如可降解塑料、锂电材料、光伏材料、新型工程塑料等),我们预计将为公司提供未来业绩增量,一体化布局也有助于降低公司的周期性波动。

5.煤化工:有序发展现代煤化工

煤化工是以煤为原料,经化学加工使煤转化为气体、液体和固体燃料以及化学品的过程,主要包括煤的气化、液化、干馏、焦油加工和电石乙炔化工等。传统煤化工主要包括“煤-焦炭”、“煤-电石-PVC”、“煤-合成氨-尿素”这三条产业路线,为农业、钢铁等行业提供原材料。现代煤化工主要以清洁能源和精细化工品为目标产品,包括煤制油、煤制天然气、煤制甲醇、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制乙二醇等,具有装臵规模大、技术含量高、能耗低、环境友好、产品市场潜力大等特点。

我国具有“富煤、贫油、少气”的资源禀赋特点,主要以煤炭为主,原油及天然气资源对外依存度较高。2020 年,我国进口原油 5.42 亿吨,进口依存度高达 74%;进口天然气1414 亿方,进口依存度为 43%;煤炭进口3.04亿吨,进口依存度仅7%。我们认为现代煤化工的发展有助于促进实现能源多元化,有效控制能源进口依赖,对保障我国能源安全具有战略意义。

数据统计,2015-2020年,我国煤制油产能从318万吨增至823万吨,增长158.8%; 煤制天然气产能从31.05亿立方米增至51.05亿立方米,增长64.4%; 煤(甲醇)制烯烃产能从828万吨增至1672万吨,增长101. 9%;煤(合成气)制乙二醇产能从230万吨增至597万吨,增长159.6%;煤制甲醇(包含煤制烯烃配套的甲醇产能)产能从6500万吨增至9230万吨,增长42%。从煤炭消费比重来看,现代煤化工用煤量占比从“十三五”初期约1.6%上升至“十三五”末期约3.9%,比重持续上升。

根据中国煤炭加工利用协会测算,“十四五期间”,煤制油产能将增至1500万吨,CAGR为10.6%;煤制气产能将增至110亿立方米,CAGR为7.2%;代表性低阶煤分质利用产能将增至3000万吨,CAGR为24.6%;煤制烯烃(不包括甲醇制烯烃)产能将增至1050万吨,CAGR为2.4%;煤制乙二醇产能将增至1000万吨,CAGR为7.9%。

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(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。)

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