1、 原油：新減產協議落地&疫苗有望普及，油價將整體抬升
1.1、 油價復盤：價格至暗低點已過，油價有望走出震蕩區間
2020 年油價總體呈「先深 V，後震蕩」的走勢。年初疫情全面發生前，布倫特 原油價格最高超 65 美元/桶，而後伴隨疫情在全球擴散，油價快速走低，疫情至暗時 刻一度斷崖式下跌至負值，但隨著疫情得以控制，油價緩慢修復並長期震蕩於 40 美 元關口。至疫情後期，疫情的改善或惡化對油價的影響相較前期均已明顯減弱，市場 更關注基本面的修復情況，隨疫苗研製利好頻出，油價開始向沙特石油價格戰前水 平靠攏，若疫苗如期投放市場，則油價可能在需求復甦刺激下 2021 年油價有望抬升 至 55~60 美元/桶。
復盤 2020 年的 1-11 月，油價主要經歷了六個階段：
美國原油累庫期：原油產量處於高位，油品庫存攀升。2020 年 1 月以來， 美國國內原油產量連續 3 周維持在 1300 萬桶/日的紀錄高位，油品庫存持 續攀升。雖中東緊張局勢下伊拉克和利比亞兩國的原油產量嚴重受限，對油 價小幅支撐，但油市整體偏空。
國內疫情發生期：疫情在中國發生，需求擔憂情緒加深。1 月底，疫情在中 國發生，武漢正式封城，全國 30 餘個省市啟動重大突發公共衛生事件一級 響應，經濟停擺及出行限制等為需求前景蒙陰。進入 2 月份，中國以外地 區的疫情開始呈擴散趨勢，市場擔憂情緒持續升溫，油價震蕩下行。
海外疫情發生期：OPEC+談判失敗，油價跌至負值。3 月 6 日 OPEC+部長 級會議上俄羅斯與 OPEC 談判破裂：未就任何減產協議達成一致。隨後， OPEC 主力國沙烏地阿拉伯主動打響原油價格戰，沙特阿美宣布將把原油最大 持續產能從每天 1200 萬桶提升至每天 1300 萬桶並大幅調低官方售價，阿 聯酋以及其他歐佩克產油國紛紛跟進加大產量，根據 3 月份 OPEC 月報數據，OPEC 合計產量 2584 萬桶/日，環比增加 103 萬桶/日。油價持續大跌， 深度擊穿 40 美元/桶的地板價。4 月 12 日 OPEC+達成減產協議：減產協 議以 2018 年 10 月產量為基準（沙特、俄羅斯以 1100 萬桶/日為基準）， 減產分三階段：（1）2020 年 5-6 月減產 970 萬桶/日；（2）2020 年 7 月 -2020 年 12 月，減產 770 萬桶/日；（3）2021 年 1 月-2022 年 4 月，減 產 580 萬桶/日。協議達成後，供給縮緊預期短期支撐油價。4 月 21 日美 油跌至負值：隨著疫情在全球擴散加速，世界各國陸續採取封鎖措施，全球 石油需求斷崖式下跌，4 月份 OPEC 月報顯示，預計 2020 年全年全球原油 需求同比下降 690 萬桶/日，原油需求將降至 30 年來的最低水平。且在庫存 方面，美國油品庫存飆升幅度觸及紀錄高位，美國能源部的數據顯示位於俄 克拉荷馬州庫欣的儲油罐的儲存量在四周內由 49%升至 69%，可能面臨脹庫風險。WTI 原油期貨下跌 305.97%收於-37.63 美元。
解封快速改善期：國內外疫情控制良好，基本面改善下油價復甦。步入 5 月， OPEC+減產協議正式實施，且中國已基本恢復正常生產，國外各國也相繼 解封，原油需求量迎來復甦。6 月 8 日，OPEC+同意將日均 970 萬桶的原油 減產規模延長至 7 月底；5 月和 6 月未能百分百完成減產配額的國家，將在 7 月至 9 月額外減產作為彌補。且沙烏地阿拉伯提高了 7 月份原油出口的官 方價格，為近 20 年來最大漲幅。原油市場基本面快速改善，推動油價進入 復甦期。
全球動態防疫期：疫情防控進入動態防疫階段，油價震蕩於 40 美元關口。第三季度，海內外疫情基本得到控制，各國經濟數據開始好轉，但需求邊際 改善效果相較前一季度減弱，油價小幅震蕩上行。進入 8 月颶風季節，多 輪颶風相繼登陸美國，導致近 300 萬桶/日原油產量關停，推動油價延續上 漲走勢。但在 9 月份，全球各地新冠病例激增，疫情反覆且有二次發生之 勢，再度打壓需求前景，加之利比亞即將解除不可抗力恢復生產的預期，油 價震蕩下跌。
二次疫情反撲期：歐美各國再次啟動封鎖措施，但疫苗積極進展提振油價。10 月 2 日，川普確診新冠病毒，加劇市場對疫情的擔憂，全球資本市場 隨之陷入恐慌，油價一度重挫逾 8%，但隨著川普迅速康復出院，疊加挪 威油氣公司罷工、颶風登陸等供給端利好支撐油價收回跌幅。10 月底，歐 洲主要經濟體重新採取了全國性封鎖和宵禁舉措以應對感染新冠病例數的 激增，再度打擊燃料需求復甦進程。進入 11 月，因美國大選的進行，整體 市場風險偏好降低，但 11 月中後旬，三款疫苗研發均相繼取得重大突破， 疫苗有效性得以驗證並有望在年底投放，大幅提振油價至 3 月沙特俄羅斯 石油價格戰前的水平。
1.2、 供給端：2021 年新減產協議好於預期，擾動因素無礙大局
1.2.1、 OPEC 達成新減產協議，供給端仍有序可控
2021 年新減產協議抑制產量快速回彈。12 月 4 日 OPEC+部長級會議上，OPEC+ 就 2021 年減產力度的協議達成一致：自 2021 年 1 月起，將減產量由 770 萬桶/日縮 小至 720 萬桶/日，並從 2021 年 1 月起每月召開 OPEC+部長級會議，評估市場狀況 並據此進一步調整產量，每月調整不超過 50 萬桶/日。根據原減產計劃，OPEC+將從 2020 年 1 月起將目前 770 萬桶/日減產幅度縮小 200 萬桶/日至 570 萬桶/日，新協議對供給端形成利好，目前市場仍面臨疫情二次發生及利比亞復產等風險因素，無法 承受供給驟增的衝擊。此次協議雖未達到市場關於推遲增產計劃三個月的預期，但 仍為需求的復甦提供一定緩衝空間，供給得以順應需求趨勢靈活調整，有助於油價 修復上漲。
OPEC 10 月減產執行率達 104%。根據 11 月份 OPEC 最新月報數據，10 月 OPEC 原油產量為 2414 萬桶/天，其中參與減產的 10 個 OPEC 國家產量為 2161 萬桶/日， 執行率為 104%；在全球經濟尚處於復甦的大背景下，OPEC 產油國一改 3 月會議上 增產搶佔市場份額的激進情緒，通過督促產油國落實減產，達到提高油價和保住市 場份額的目的。OPEC 減產計劃的達成及順利實施對 2020 年油價形成「託底」作用。
目前減產計劃執行基本到位。雖然各國執行情況不一，但 OPEC 整體減產執行率達標，主要得益於沙特主動超額減產，彌補了其他產油國超產部分：從 5 月到 10 月，OPEC 成員中伊拉克平均超產 10.7 萬桶/天，加彭超 4.2 萬桶/天，奈及利亞超 4.7 萬桶/天，剛果超 2.0 萬桶/天；而沙特則平均超額減產 19.8 萬桶/天，原油產量由 4 月 份的 1164 萬桶/天下降至 10 月份的 895.6 萬桶/天，減產幅度超 OPEC 總減產額的一 半。補償減產推進順利：10 月 OPEC+產油國部長級會議重申，所有參與國需在 12 月前提交補償減產計劃以彌補此前的生產過剩，並於 12 月 OPEC+部長級會議上將 補償減產期限由 2020 年 12 月延長至 2021 年 3 月底，確保充分補償。目前補償減產 推進情況較好，其中阿聯及安哥拉補償減產力度較大，10 月份減產履行率分別達 到 126%、125%。
1.2.2、 拜登清潔能源執政理念或讓頁巖油復產存一定壓力
油價回歸盈虧平衡區間，頁巖油大規模復產仍需時日。美國頁巖油生產主要集 中在 7 大油氣區，其開採現金成本集中在 35-45 美元區間。頁巖油生產商會根據油價 快速反應，當油價長期低於開採現金成本時，頁巖油生產商無法維持資本投入，導致 開採計劃大幅縮減。2020 年二季度，受低油價影響，上千家頁巖油生產商在債務壓 力下面臨破產，活躍鑽機數創下自 2009 年的歷史低位，被動減產約 200 萬桶/日。當 前油價已回升至盈虧平衡線，美國活躍鑽機數量確實環比增長，但目前仍處於底部， 在前期有企業破產的背景下，大規模復產仍需要更多時間的觀察以及期待油價大幅 上漲。
拜登執政理念有望壓制頁巖油生產的反彈。拜登主張以清潔能源取代化石能源，計劃重回巴黎氣候協定，並意圖淘汰水力壓裂技術、阻止在聯邦土地上發放新的鑽 探許可。拜登的上臺將使美國石油勘探生產的阻力加大，未來可能通過一系列稅收 及監管政策提高石油生產成本，美國石油產量恢復往年水平難度較大。
總體來看，本次 OPEC+達成的新減產協議將給予需求端足夠的緩衝空間，對市 場不構成壓力，且沙特對各 OPEC 產油國仍起到較強的約束作用，目前補償減產及 減產計劃推進進程良好，奠定 2021 年供給端產量釋放有序可控的基調。此外美國頁 巖油在沒有大幅盈利的利好驅使下，大規模復產也需要時日，拜登清潔能源執政理 念也會壓制頁巖油的產出。
1.3、 需求端：疫苗投放在即，需求有望快速復甦
疫情反彈導致海外第二輪封鎖，但需求已經見底。進入冬季，疫情再度席捲歐 美地區，全球範圍內單日新增確診病例數屢創疫情發生以來的新高，單日因新冠死 亡人數已接近第一波疫情高峰時期，目前歐洲超 12 個國家包括英國、德國、法國等 主要經濟體，及美國超 24 個州均已開啟新一輪封鎖措施，世界經濟再度出現明顯停 滯態勢，但也預示著需求的見底。
疫苗研發獲重大突破，利好消息推動油價上漲。輝瑞/BioNTech、Moderna 及牛 津大學/阿斯利康等三家製藥商相繼發布新冠疫苗三期實驗的有效性數據，推動油價 三次「波浪形」上漲，雖每次上漲均伴隨市場的冷靜消化，但整體油價中樞仍顯著抬 高，有力突破近半年來的震蕩區間。其中，首支公布的輝瑞/BioNTech 當日油價漲幅 逾 7%，對油價的推動最為明顯，而後公布的疫苗對油價作用邊際效用遞減。
疫苗審批進程加速，有望年底投放市場。輝瑞/BioNTech、Moderna 已分別於 11 月 20 日、11 月 30 日向 FDA 遞交疫苗緊急授權申請，預計輝瑞將於 12 月 10 日獲 EUA，並在授權後在 24 小時內在各州開始分發，Moderna 則會晚 7-10 天，目前，輝瑞/BioTech 疫苗已於英國率先批准使用，美國即將快速跟進。若獲批順利，則年底兩 家生產商可以生產出足夠 4000 萬人接種的疫苗。麥肯錫預測，基於全球目前的研發 管線根據歷史成功率推算，至少有 7 個疫苗有望在未來幾年中獲得審批，預計 2021年底疫苗總供應量可達 90 億劑，基本實現全球疫苗的供應充分。對於主要發達經濟 體如美國、英國、歐盟而言，政府已訂購大量疫苗，屆時每位公民將獲得高於所需的 多劑疫苗，疫情有望得到良好控制，提升原油需求復甦前景。
樂觀預測 2021 年全球原油需求有望接近或突破 1 億桶/日。進入 10 月，因全球 疫情二度發生、歐美多個國家及地區重啟封鎖措施，影響了燃料需求復甦進程，導致 EIA、OPEC 兩大機構相繼下調 2021 年全球需求預測，即 9626-9880 萬桶/日。然而 11 月份全球幾種疫苗相繼獲得重大進展，有望在 2021 年獲得實施和普及，將有效遏 制病毒的傳播和擴散，2021 年尤其是下半年經濟復甦將帶動原油的需求，樂觀預測 全球原油需求有望接近或突破 1 億桶/日，恢復至疫情前水平。
1.4、 去庫趨勢已現，油價有望抬升至 55~60 美元/桶
美國油品去庫趨勢已現，有望恢復往期庫存水平。隨需求的緩慢復甦，及供給 端減產的有力推進，全球油品庫存正在由庫存過剩轉向穩定均衡，美國油品總庫存 自 7 月份以來已出現明顯的去庫存趨勢，根據 EIA 最新數據，2020 年 11 月 20 日當 周，美國商業原油和油品總庫存為 13.54 億桶，周環比減少 107.0 萬桶，其中，商業 原油庫存為 4.89 億桶，周環比減少 75.4 萬桶，目前已降至接近過去 5 年水平區間內， 預計 2021 年有望回歸 5 年均值水平。
綜合考慮，雖然供給端存在其他擾動，比如美國頁巖油的恢復苗頭等，但供給 端基本在 OPEC+的新減產協議可控範圍之內，疊加疫苗在 2021 年大概率落地遏制 新冠疫情的擴散從而帶來的需求改善，我們預計 2021 年油價有望抬升至 55~60 美元 /桶。
2、 煉化化纖產業鏈：一體化優勢凸顯，享受油價上行利好
2.1、 煉化：民營大煉化成本領先，受益產能釋放&油價上行
2.1.1、 民營大煉化成本優勢託底業績
民營大煉化逆周期實現盈利增長。2020 年初，在全球疫情和原油價格歷史性下 跌雙重衝擊下，煉化企業經歷大幅庫存減值、以航煤為首的成品油需求大幅下滑，進 入行業歷史景氣底部。對比傳統煉廠，中石化和中石化半年營收同比下降 732 億（同 比-27.2%），歸母淨利潤累計虧損 528 億元。已投入使用的民營大煉化標的（榮盛石 化、恆力石化、恆逸石化、桐昆股份）2020H1 營收為 1784 億元（同比+20.4%），歸 母淨利潤為 116.4 億元（同比+50.4%），民營大煉化逆周期實現了 50%的利潤增長。
民營大煉化的核心競爭力是成本優勢。煉化行業本質上是以石油為原料，生產 成品油與化工品的加工行業。可以簡單理解為：煉廠利潤=產品綜合價格①（成本油+ 化工品）-原油價格② -加工成本③。我們認為，公司在行業底部仍維持盈利持續性的原 因主要是來自於多方的優勢：
① 產品綜合價格優勢：高化工品收率：我國傳統煉化行業的成品油收率高、化 工品收率低，當下我國面臨成品油供給過剩、部分化工品供給不足的現狀。 以浙石化為例的民營大煉化項目中，煉油能力均在 1000 萬噸/年以上，乙烯 收率基本在 6%-8%，PX 收率可達 20%以上，成品油收率明顯降低，化工品 相較於成品油擁有較高的附加值，可提高煉化綜合產出的價值；產品架構豐 富：民營大煉化項目設計產品架構豐富、應用分散，且依託煉化裝置所提供 的基礎化工原料，產品設計上往精細化工方向發展。以浙石化為例，項目設置了 PC、PMMA、共聚聚丙烯等產品，一方面能夠降低單一產品周期波動 的風險，另一方面實現進口替代獲取高附加值。
② 原油成本優勢：原油適用能力強：以浙石化為例，多套常減壓裝置，一期項 目按「高硫中質」和「高硫含酸」兩種原油類型考慮，其中系列一按典型的 高硫沙中和伊朗(輕)原油（各 50%），系列二按典型伊朗重油和高酸巴西 Frade 原油（70%:30%）作為煉廠設計原油；二期項目按「高硫中質」類型，按典 型沙輕和沙重原油（各 50%）考慮。同時，在原油罐區設置上按照輕、中、 重質以及含酸原油分類儲存，分輸分煉，採用原油調和手段，具備可以加工 全球 80~90%以上的原油和凝析油。可根據原油供應情況和市場價格靈活選 擇油種，並同時保證裝置常年開工穩定。原油進口保障：沙特阿美與浙江自 貿區籤訂諒解備忘錄，推進沙特阿美收購浙石化 9%股份的計劃，其中包括 一份長期原油供應協議和對浙石化油庫的使用權。此外，公司計劃與中船租 賃合作，組建 VLCC 船隊保障原油進口。
③加工成本優勢：後發優勢細節取勝：繼鎮海煉化、上海石化等傳統大煉化 項目普遍投產於 2006 年以前，民營大煉化規劃於十三五時期，於 2019 年起 陸續投入使用。後發優勢使民營大煉化借最新裝置工藝與先前的經驗做到細 節取勝。規模優勢發揮極致：根據《煉油廠經濟評價_中國石化出版社》（李 國清、趙文忠等），最具經濟效益的煉廠單線加工規模為 800-2000 萬噸/年。 中石油、中石化平均規模不足 700 萬噸/年，90%的地煉產能不足 500 萬噸/ 年，民營大煉化 2000 萬噸/年以上的規模優勢突出。在設備工藝差異不大的 情況下，土地建設、工程安裝、公用工程等多個環節貢獻成本優勢。
2.1.2、 大煉化項目受益於國家政策支持紅利
大煉化項目正處當前政策紅利窗口。從「十三五」規劃以來，國務院常務會議提 出我國石化發展要遵循科學布局，出臺《石化產業規劃布局方案》，方案提出將重點 打造七大產業基地。自 2019 年起，我國煉化產能迎來釋放期，煉油能力過剩問題將 進一步加劇，國家或將重新收緊對煉化項目的審批，比如裕龍島石化 2000 萬噸項目 為「退五進四」規劃，「減量置換」和「存量置換」或為未來的方向；且八大石化基 地的剩餘煉油配額有限，未來增量空間可見。民營大煉化至少十年內具競爭力：因為 裝置更新周期長，新裝置投產後能夠保持較強的競爭力，以鎮海煉化百萬噸乙烯裝 置為例，2009 年投產後使用至今，2019 年仍然獲得所羅門績效的「世界領先水平」 評級。民營大煉化規模優勢顯著，複雜程度更高，因此我們預計民營大煉化裝置至少 在 15 年內保持競爭優勢。
民營大煉化產能仍有翻倍空間。從當前已披露擴充計劃計算（不包括浙石化三期 和東方盛虹二期項目），當前僅處於產能釋放的中期，後續仍有 4000 萬噸/年的煉化 一體化產能、904 萬噸/年的 PX 產能、2530 萬噸/年的 PTA 產能和 610 萬噸的長絲產 能，即便不考慮景氣復甦，產能翻倍仍能提供對應利潤翻倍空間。
2.1.3、 油價中樞上行庫存受益
由於民營大煉化項目投產投產於 2019 年，沒有完整穿越原油周期，因此我們通 過回溯上海石化歷年單季業績情況分析煉化企業的周期情況：
高位築頂期：油價高過 80 美元/桶，高企的油價無法向下遊傳導抑制需求， 擠壓加工利潤空間，煉廠利潤縮窄；油價高過 130 美元/桶，成品油提價空 間受限，煉廠加工利潤幾乎為零，甚至虧損，高企油價也變相反應了經濟過 熱，此時政策偏空。
衰退周期：原油企業庫存通常為50天左右，油價趨勢性下跌調值庫存減值； 同時屯庫需求減弱，企業盈利中樞下滑，此時往往伴隨著產能出清。
低位築底期：油價低於 40 美元/桶，觸發地板價機制，成品油零售價不再降 低，未調金額納入風險準備金；低迷油價本身也會刺激需求，盈利較衰退期 有大幅改善。
復甦周期：油價趨勢性上漲帶來原油和化工品庫存增值，價差縮窄刺激屯 庫需求大增，企業盈利中樞上揚，此時往往伴隨著產能擴張。
我們通過浙石化可行性研究中的數據模擬該歷史在 2014 年至今的盈利表現，盈 利趨勢的變化情況符合我們對於油價四周期的判斷。我們認為當下時點處於復甦周 期開啟階段，在 2021 年油價中樞上抬的階段，民營大煉化有望進入最佳盈利階段， 具備強β屬性。
2.2、 化纖：產業鏈利潤向下轉移趨勢明顯，RCEP 利好化纖需求
2.2.1、 PX 國內產能擴張有望實現完全自給，定價話語權不再受制於人
近十年來 PX 共經歷了兩輪產能擴張周期：
上輪周期：國內產能釋放緩慢，進口依存度高：2010 年以來，我國對應 PX 的需求逐年遞增，但由於 PX 行業技術工藝要求嚴格、資金門檻較高等因 素，發展受到較強局限，產能僅集中在中石化、中石油等大型國企中。另外， PX 的安全性受民間廣泛討論，使得 PX 國內產能釋放進度緩慢，進口依賴 程度長期處於較高水平。國外產能釋放，驅動價差短暫縮窄：2013 年全球 和亞洲地區 PX 產能釋放效果明顯，PX 價差出現了明顯的下滑，但是由於 國內 PX 需求仍持續旺盛，供給仍存大量缺口，產能集中投放的效果短暫 導致價差下滑後快速的反彈提升。
本輪周期：國內產能激增，進口替代進程加快：2019 年成為我國 PX 行業 格局的分水嶺，民營大煉化開啟後，七大石化基地項目陸續投產，PX 產能 進入激增期，進口替代進程加快。2019 年我國 PX 產能增至 2053 萬噸，同 比增長 47%，表觀消費達 2958 萬噸，進口依賴度大幅下降至 50.5%。產能 投放仍在繼續：2020 年我國新增投產 680 萬噸，其中包括括浙石化一期 400 萬噸、中化泉州 80 萬噸、東營威聯化學 100 萬噸；2021-2022 年新增產能 預計 2180 萬噸，其中包括浙石化二期 400 萬噸、盛虹煉化一期 280 萬噸、 旭陽化工 350 萬噸、中委廣東石化 260 萬噸等。
日韓已失去 PX 定價權。ACP（亞洲合同價）指日韓賣家公布下月倡導價，賣家 進行還盤，最後價格一致則宣布 ACP 達成的定價模式，曾長期作為亞洲 PX 基準價 格。根據中國紡織網數據，自 2019 年 ACP 價格僅達成 3 次，2020 年 1-10 月無達成 記錄，標誌著日韓產能事實上已經失去了 PX 定價權。
2022 年我國 PX 有望實現完全自給，定價權增強。從國內表觀消費量來看，2013- 2019 年複合增速為 10%，假設 2020-2021 年我國 PX 表觀消費量維持相同增速，我 們預測 2020/2021/2022 年我國 PX 需求量為 3254/3579/3937 萬噸。從供給端看，2020 年至 2022 年預測 PX 產能增速維持在高位，產能有序投放，明後兩年我國 PX 裝置 將陸續投產約 2180 萬噸，2021/2022 年我國預計產量為 2424/3884 萬噸，隨著產能不 斷增加，2022 年我國 PX 將基本實現自給自足，世界話語權進一步提升。
2.2.2、 PTA 產能持續過剩，利潤向下轉移可能性較大
近十年來 PTA 共經歷了兩輪產能擴張周期：
上輪周期：2009-2010 年，由於聚酯行業產能大量釋放，原料 PTA 供不應 求，利潤快速提升；2011 年起，我國 PTA 行業迎來一輪產量急速擴張周期， 由於高利潤、技術進步等因素驅使，PTA 產能集中投放，供需格局逐漸演 變為產能過剩的局面，盈利跌入深淵；2015-2019 年，PTA 價格低迷，國內 PTA 產能投放相對緩慢，行業落後產能逐步出清，供需回歸至相對平衡狀 態；
本輪周期：PTA 行業經歷大規模洗牌，隨著新鳳鳴 220 萬噸/年於 2019 年 底正式投產，PTA 產能迎來新一輪投放期，在本輪周期中產能持續釋放， 且集中於龍頭企業：2020 年 PTA 預計新增投產 1390 萬噸，2021-2022 年新 增產能預計 3600 萬噸，且產能均集中在大煉化龍頭企業。
與 PX 環節主要依靠大煉化整體裝置實現規模化不同，PTA 成本優勢的來源於 設備工藝的迭代，後發企業投放先進產能更具優勢。技術的進步體現在三個方面： 1）單臺反應器產能規模增大，從 20 世紀 70 年代的幾萬噸增加至目前的 250 萬噸； 2）對氧化工藝的改進，主要是降低溫度，以減少原料 PX 和溶劑醋酸的消耗，同時 通過調整催化劑用量和延長氧化時間來達到反應深度。英威達P8+和 BP Gen4 技術 均較上一代技術實現了更低的原料消耗，從單位原料消耗上來能夠減少 100-150 元 成本。3）簡化和優化工藝流程，反應漿料的後處理工藝得到了簡化。
本輪周期行業洗牌，利潤向下轉移可能性較大。2020 年預計我國 PTA 新增投產 1390 萬噸/年，2021-20022 年新增產能預計 3600 萬噸，年不考慮落後產能退出的話， 年平均增速超 20%，產能持續過剩。根據卓創資訊 2019 年統計的數據顯示，第一代 產能有 536 萬噸/年，第二代產能有 915 萬噸/年，新增產能遠超於退出產能，有利於 加速對落後產能的替換，且新增產能多集中於化纖龍頭企業，我們預計在產能替換 的過程中，PTA 的盈利或受到擠壓，上遊 PX 環節競爭格局更為激烈，利潤有望傳 導至下遊更具差異化與消費品屬性的長絲環節。
2.2.3、 長絲產能出清加速，龍頭話語權不斷增強
長絲產能增速趨於平穩。2019 年年底我國滌綸長絲產能約為 3192 萬噸，產能佔世界約70%。根據 CCFEI 數據，截止至 11 月底，2020 年累計投產產能為 308 萬噸， 較 2019 年國內產能增速 10%，同期 PX 與 PTA 產能增速超 20%（均不考慮產能退出 的情況）；此外，化學纖維製造業的固定資產投資完成額的自 2019 年以來始終處於 負增長狀態，也體現了長絲環節的產能增速趨於平緩
龍頭話語權進一步增強。2020 年新投產 308 萬噸/年的產能中，來自 CR5（桐昆 股份、恆逸石化、新鳳鳴、東方盛虹、恆力石化）中的產能為 235 萬噸，佔總產能的 76%。當前長絲前五大企業佔市場總產能超六成，且形成一定的產能投放默契，有充 分決定投產進程及規模的自由空間，行業話語權不斷增強。
疫情加快落後產能退出。2020 年在疫情的衝擊下，紡織服裝行業進入景氣谷底， 以滌綸長絲的龍頭桐昆股份為例，Q1-3 季度長絲業務基本不盈利，同理可以推測出 行業以 30 萬噸單套裝置及以下的小型企業出現虧損，根據百川盈孚的數據統計，截 至 11 月，暫時或永久關閉的產能 175.5 萬噸/年。以長絲周期的角度來看，2016-2018 年整體需求和盈利上揚，2019-2021 年為行業的調整期，落後產能的出清加快了行業 調整的速度，長絲景氣周期或提前到來。
2.2.4、 庫存恢復至健康水平，靜待「金三銀四」需求放量
庫存已恢復至健康水平。自 10 月國內外需求激增滌綸長絲去庫效果明顯，並一 直維持 15-20 天的健康水平。從歷史經驗看，四季度聚酯開工率整體呈現下降趨勢， 根據 CCFEI 預測，考慮 12 月底前浙江地區部分工廠因鍋爐改造將出現停車的情況， 實際減產量大概在150萬噸左右，加上往年可能會出現的提前減產和臨時停車的量， 滌絲整體開工率降幅預計在 6-7%上下。因此，我們預期庫存在未來 3 個月內將仍處 於相對舒適的位置，2021 年疫苗的普及將提振紡服終端需求，長絲作為紡織服裝的 上遊原料，反應更為敏感，「金三銀四」旺季行情值得期待。
2.2.5、 RCEP 拉動紡織服裝出口訂單，有望提振化纖需求
RCEP 正式籤署。2020 年 11 月 15 日東協十國以及韓國、日本、澳大利亞、新 西蘭、中國正式籤署「區域全面經濟夥伴關係協定」(RCEP)。協定涵蓋 20 個章節， 既包括貨物貿易、服務貿易、投資等市場準入，也包括貿易便利化、智慧財產權、電子商務、競爭政策、政府採購等大量規則內容，該協定的籤署將加強成員國之間的經貿 合作往來。簡單來說，正式協定包括以下幾個組成部分：
零關稅，中日首次雙邊關稅減讓：RCEP 各成員之間關稅減讓以立即降至零 關稅、十年內降至零關稅的承諾為主，當前中國東協自貿區零關稅已經覆蓋 雙方 90%以上的稅目產品；RCEP 籤署後，被納入零關稅的產品將達到 95%。 其中，中國和日本首次達成了雙邊關稅減讓安排，實現了歷史性突破。財政 部官網顯示，下一步，財政部將積極做好協定關稅減讓相關工作。
規則體系建立，減少不確定性風險：RCEP 協定將形成區域內統一的規則體 系，區域內企業一方面將降低經營成本，另一方面減少不確定性風險。
助力對外投資，促產業升級：協議將採用更高效的負面清單的方式進行投 資準入談判，這意味著中小企業進入域內「國家」的門檻將大大降低。據中 國社會科學院亞太與全球戰略研究院數據，2018 年，中國對 RCEP 其他 14 個國家的投資達到 160 億美元，佔對外總投資的 9%。隨著 RCEP 的實施， 中國得以將本國具競爭力的製造業產能轉移到區域內其他國家，將國內有 限生產資源集中在附加值與技術含量更高的產業上，促進國內產業升級。
有望提振化纖長絲需求。從關稅角度講我國紡織服裝出口的成本優勢，對比了 前十大出口國中 RCEP 成員的原關稅情況，未來人口大國孟加拉國、印度有望成為 外需的增長點。此外，RCEP 有望加強成員國貿易聯繫，我國對日本、韓國、澳大利 亞、紐西蘭等發達經濟體具有成本優勢，也有望給外需帶來增量貢獻。
3、 烯烴產業鏈：供需格局毋需過度擔憂，看好氣頭煤頭路線
3.1、 供需格局毋需過度擔憂，進口替代仍是主旋律
3.1.1、 PE 新一輪產能釋放，需求高增長有望完全消納
PE 迎來新一輪產能投放。由於年初疫情等不可抗因素，2020 年新裝置投產集中 於年底，使得短期內供給壓力增加。截至 11 月，2020 產能新增 420 萬噸至 2338 萬 噸/年，同比增長 22%；2021/2022 年仍有 445/810 萬噸產能釋放。PE 產能區域分布 集中，規模化市場格局凸顯。2020 年底，華東地區聚乙烯產能將一躍為首，佔比 23.1%。 西北、東北地區分別居於二、三位，佔比 22.2%、20.9%。往年西北地區由於煤炭資 源豐富而產能最高，而 2020 年的新增產能集中於華東、東北等沿海地區，PE 的消費 以華東、華北地區為主，中國聚乙烯產能市場格局逐漸規模化、合理化，向重要消費 區靠攏，進一步提高了消費區域與生產區域的匹配程度。
PE 進口依賴度高，產量增長難以滿足高速消費需求。2019 年我國淨進口量為 1638 萬噸，進口依賴度為 49%，假設我國 PE 表觀消費量維持 11%的增速，未來兩 年進口依存度仍維持在 50%左右。中國是全球聚乙烯消費增長最快的國家，儘管 2019 年以來我國 PE 迎來新一輪快速擴能潮，但由於國內聚乙烯產量不足，高端聚乙烯稀 缺，高速消費增長所致需求缺口只能靠進口彌補，國產替代的空間仍具大。
3.1.2、 PP 進口依存度下降，高端料仍有較大缺口
PP 產能有序投放，增速維持高位。截至 2020 年 11 月，我國已投產 PP 產能 310 萬噸，以油制路線為主，計劃年底還將投產 225 萬噸；年產能增速達 20%；2021 年 預計新增產能為 350 萬噸，由於我國 PP 供需差距仍較大，近年來我國煤制烯烴、煉 油、乙烯聯產項目都配備了 PP 裝置，未來頭部企業一體化進程加快，PP 產能也將 增加，同時落後裝置逐步被淘汰，我國 PP 生產能力將進一步提高。
PP 進口依賴度逐年下降，且高端料仍有較大成長空間。從供給端看，2019 年中 國產量為 2228 萬噸，根據卓創資訊預計，2020/2021 年我國 PP 產量預計為 2538/2938 萬噸；從需求端看，2019 年中國表觀消費量為 2663 萬噸，假設需求維持 9%的增速， 我們預測 2020/2021 年中國表觀消費量為 2906/3171 萬噸，進口依存度持續下降。高 端聚烯烴為未來發展方向。我國《石油和化工十四五規劃指南》中顯示，十三五期間 我國高端聚烯烴的表觀消費量為 1200 萬噸，自給率僅為 41%。二未來兩年新上的項 目中具有高附加值的高端聚烯烴牌號較少，未來高端聚烯烴的國產替代空間仍然廣 闊。
3.2、 煤化工、輕質化路線為未來發展方向
3.2.1、 不同油價下，不同路線制烯烴各有優勢
烯烴的工業製備方法一般分為石油路線和非石油路線兩大類。石油路線採用的 方法主要為石腦油裂解制烯烴；非石油路線主要採用煤（甲醇）制烯烴及輕質化烯烴 路線（乙烷裂解、PDH）。
石腦油裂解法：石腦油裂解法即石腦油在高溫條件下裂化成較小的分子，這些 小分子再通過自由基反應形成氣態輕質烯烴的製備過程，是目前最成熟的生產 技術。石腦油裂解法制烯烴存在能耗大、裝置投資成本高等問題，石腦油不同的 原料品質將極大地影響後續裂解產品的收率和質量。
煤（甲醇）制烯烴法：煤基路線制烯烴通過轉化中低階煤碳生成粗甲醇，進而合 成低碳烯烴，利用煤炭作為烯烴生產原料可以部分替代石油裂解，從而緩解油氣 供需不足的壓力。但該工藝涉及到的反應條件及產品分離條件比較嚴苛，存在能 耗大、成本高等問題。
輕質化制烯烴：乙烷裂解法：乙烷裂解制乙烯是將乙烷在高溫裂解爐中發生脫 氫反應生成乙烯，並副產氫氣。PDH：是丙烷在催化劑的作用下脫氫生成丙烯的工藝。相比於傳統原料裂解而言，輕質化制烯烴其副產物收率低而烯烴收率 高，分離裝置能耗相對較低，具有產品收率高、裝置投資小、原料成本低等優勢。
經過我們測算，不考慮成本管控較強的龍頭公司，僅對比原料價格波動對於成 本的影響，當油價高於 50 元/噸時，CTO 為最優路線；油價低於 30 元/噸時，油制 烯烴為最優路線；油價介於 30-50 元/噸時，大部分時候輕質化原料制烯烴（如 PDH） 為最優路線。
3.2.2、 煤制烯烴受益國家能源安全戰略，油價上漲價差彈性大
國家能源戰略指引。我國是典型的「富煤、貧油、少氣」國家，原油對外依存度 較高。用煤替代石油發展現代煤化工及煤基新材料產業，對於改變我國能源結構現 狀、保障國家能源安全具有重要戰略意義。為降低石化行業對原油的依賴，推動石化 原料多元化發展，實現產業結構優化升級，近年來我國政策對於 PDH 產能建設的支 持力度逐漸加大。工信部於 2016 年發布的《石化和化學工業發展規劃（2016－2020年）》中提到應適度發展煤制烯烴行業，提升非石油基產品在乙烯和丙烯產量中的比 例，提高保障能力。石油和化學工業規劃院在雙化行業「十四五」規劃指南中也進一 步強調加快烯烴等產業的轉型升級，以應對結構性短缺。
油價中樞上移趨勢下，煤制烯烴路線具備價差彈性。以煤制烯烴行業龍頭寶豐 能源為例，若價差增加 200/400/1000 元，則對應增厚利潤 1.81/3.61/9.03 億元，對應 EPS0.02/0.05/0.12 元。長期來看，石油價格波動劇烈，當油價高位運行時，石化產品 成本隨之升高，煤炭價格在供給側改革成果的鞏固之下更為穩定且存在中樞小幅下 行的趨勢，煤制烯烴路線優勢明顯。
3.2.3、 原料供應充足，輕質化制烯烴具備成本優勢
2010 年前後，美國頁巖氣革命愈演愈烈，伴隨著技術水平的進步和開採成本的 降低，頁巖氣的大規模開採致使美國國內天然氣產量高速增長，於 2010 年 5750 億 立方米快速增長至 2019 年 9209 億立方米的規模。與常規天然氣不同，頁巖氣的開 採常常伴隨著較高的乙烷、丙烷等產出，其中主要以乙烷為主，受制於美國管輸天然 氣熱值要求，頁巖氣中的其他烷烴需要分離，同時由於副產的乙烷、丙烷相較於天然 氣具備高附加值，驅使美國乙烷、丙烷產量大規模增長。美國的頁巖氣革命為 PDH 的發展帶來了兩大契機：1）蒸汽裂解原料輕質化，丙烯供給端逐步改善；2）丙烷價 格下行，PDH 原料成本明顯降低。
國內 PDH 產能進入快速擴張期。從 2013 年天津渤海化工率先投建國內首個 PDH 項目開始，我國 PDH 產能建設開始加速，2019 年開始進入快速擴張期。截至 2019 年末，已有約 676 萬噸/年產能正式投產；2020 年末預計將新增 427 萬噸/年產 能，總產能將達 1103 萬噸/年。除此之外，另有大量產能處於規劃階段。根據中國化 工信息中心預測，2020 年我國丙烯產能將達到 4600 萬噸/年，據此推算其中 PDH 產 能佔比可達 20%以上，比重進一步增加。
4、 天然氣：當下確定性最強的能源賽道，管網公司助力改革
4.1、 天然氣需求穩定增長期，LNG 為主要進口來源
4.1.1、 能源升級趨勢明顯，國家政策確定性強
天然氣為最清潔的化石能源：天然氣具有無色、無味、無毒，易散發，熱值高的 特徵。1 方天然氣燃燒熱值相當於 10kW·h電和1.25 kg 標準煤的熱值。等熱值下燃 燒天然氣，CO2、NOx、SO2、粉塵的排放量分別是煤的 50%～60%、10%、1/682、 1/1479，分別是石油的 70%～75%、20%、1/389、1/140，天然氣低碳環保，是最清潔 的化石能源。從我國能源結構優化的角度分析：根據 2019 年 BP 能源最新數據顯示， 我國一次能源消費量佔世界能源消費的 20%，為世界第一大能源消費國。但在能源 結構上仍以煤炭為主，佔比 57.6%，天然氣在一次能源使用中佔比 7.8%，遠低於亞 太的 12.2%、日本的 20.8%、全球的 24.2%及美國的 32.2%，天然氣的使用佔比提升 空間較大。
國家政策助力天然氣高質量增速發展。「煤改氣」政策：2013 年，國務院印發的 「大氣十條」政策提出「煤改氣」工程建設，要求全面整治燃煤小鍋爐，同時提出控制煤炭消費總量，並加大天然氣供應。在該政策驅動下，「2+26」城市所在省市煤炭 消費量穩中有降，天然氣消費量快速提升，2005-2017 年 CAGR=17.6%，「煤改氣」 政策成效明顯。「十三五」規劃：提出 2020 年天然氣佔一次能源消費比例力爭達到 8.3%-10%、天然氣產量力爭達到 2070 億立方米的目標，目前「十三五」目標基本達 成。2020 年《「十四五」天然氣發展路徑》中預測國家未來五年天然氣仍將延續上三 個五年計劃的快速發展態勢，消費年均增速約為 8%，「十四五」天然氣發展仍具廣 闊空間。
4.1.2、 天然氣產量有限，LNG 或為未來供應主體
我國天然氣高度依賴進口。2019 年我國天然氣消費量達 3073 億立方米，對外依 存度高達 42%；進口天然氣的構成中 36%為管道氣，64%為 LNG。管道氣增量空間 有限：根據中國石油勘探開發研究院的預測，根據中國石油勘探開發研究院的預測， 按照目前俄羅斯和中亞兩大管道氣進口路徑，2020、2030、2050 年的供給能力將分 別為 750 億立方米、1200 億立方米、1400 億立方米；若能成功開闢中東管道氣進口 路徑，2030、2050 年的供給能力將有望分別達到 1350 億立方米、1600 億立方米。 LNG 為填補需求缺口的主要途徑：根據 2019 年 BP 統計，我國當前進口氣量 64%來自於LNG，並且隨著更多 LNG 接受站的建立，在未來全球天然氣供給相對寬鬆的環 境下，多元化的 LNG 供給市場將有利於填補中國天然氣需求缺口。
4.2、 管網改革利好天然氣行業發展
4.2.1、 管網改革推動市場化，擁有 LNG 接受站的企業有望優先收益
天然管網改革的根本意義在於促進市場化定價。當前我國天然氣定價受國家管 控。中國天然氣價格從出廠環節到零售環節分為出廠價、門站價、零售價；其中出廠 價和門站價的定價機制目前由國家發改委制定核准，門站價格以下銷售價格則由省 級價格主管部門核准。而中遊管網設施的市場化改革通過引入「第三方準入制度」， 強制管網運營商公平無歧視地向管網投資方、運營方之外的「第三方」提供管道運輸 服務。通過向第三方開放管網設施，可以在天然氣全產業鏈引入更充分的市場競爭， 從而打破壟斷、提高供應效率、降低服務價格。
擁有 LNG 接收站資源與下遊客戶資源的企業最為受益。LNG 為未來我國最大 的天然氣資源增量來源。管網公司成立優化基礎設施建設，對於擁有 LNG 接收站的 沿海城市燃氣公司，在幹線管網公平接入後，低價氣源覆蓋面積顯著擴大，有利於城 市燃氣公司異地擴張。另外，在天然氣價格市場化背景下，擁有接收站資源意味著開 闢第二氣源，在與「三桶油」管道氣談判中具有一定優勢。下遊城燃企業：通過管網 公司，降低購氣成本，擴大毛利。
4.2.2、 管網進度加速，部分管網已正式投入運營
國家管網公司加快，部分管網已正式投入運營。國家管網公司自 2020 年 10 月 1 日正式投入生產運營以來，對全國主要油氣管道基礎設施進行統一調配、統一運營、 統一管理，並於 2020 年 10 月 23 日為中海油深圳與安徽能源集團完成了首單跨區域 託管服務。
（報告觀點屬於原作者，僅供參考。報告來源：開源證券）
如需完整報告請登錄【未來智庫官網】。