需求扩张红利下，原料锁定与高端替代，乙烯行业“剩者为王”。
我国人均乙烯消费量较北美仍有差距，下游高端产品“卡脖子”与国产替代仍需时日。截至 2021 年，我国人 均年乙烯消费量为44kg/年，相较北美地区仍有差距，而受制于乙烯下游高端产品的“卡脖子”环节，部分产品 仍需要依赖进口。根据《高端聚烯烃材料专利申请状况分析》，美国、日本、欧洲高端聚烯烃专利申请占比分别 为 43%、22%、17%，中国仅占 10%。伴随近年来我国高端聚烯烃产业发展，国内高端聚烯烃专利数量整体呈 增长态势，但聚烯烃核心领域如聚合技术、催化剂技术以及加工改性技术等主要为美、日、欧等发达国家所垄 断。2021 年我国高端聚烯烃自给率为 58%，其中己烯共聚聚乙烯、辛烯共聚聚乙烯、乙烯-醋酸乙烯酯共聚物 （EVA）、茂金属聚乙烯、超高分子量聚乙烯等产品的进口总量占我国聚乙烯进口量接近50%，保障自给水平和 破除高端产品的外部技术约束是需求端放量的关键动力。
我们根据 2023-2025 年 IMF 对中国的 GDP 增速预测*人均乙烯消费量与经济增速的弹性系数作为人均乙烯消费 量增速，结合联合国对中国人口预测量，测算得到 2023-2025 年中国乙烯当量需求分别为 7114、7561、8033 万吨/年。我们根据 Globaldata Oil 数据，预计 2023-2025 年中国新增乙烯产能将达到 1840 万吨，年均产能增 速为 12%，通过测算，我们预计 2023-2025 年中国乙烯供给缺口或将分别达到 1887、1722、1513 万吨。我们 认为，一方面中国的人均乙烯消费仍有增长空间，叠加中国疫情防控政策优化，国内经济持续回暖，2023 年一季度国内 GDP 同比增长 4.5%，整体经济开局良好，同时居民出行、日常接触式消费进一步复苏，中国乙烯供 需偏紧格局或将持续；另一方面下游高端产品进口替代仍需时日，技术迭代或将推动新增需求创造，乙烯市场 扩张有望进一步打开。
政策端发力支撑高端聚烯烃进口替代，自给水平有望持续提升。2021 年中国石油和化学工业联合会发布的《化 工新材料产业“十四五”发展指南》提出要攻克一批面向重大需求的“卡脖子”技术，如开发高碳 α-烯烃、聚烯 烃弹性体(POE)、茂金属聚烯烃等，提高高端聚烯烃塑料国产化能力，目标是 2025 年自给率提升至 70%，在外 商投资产业引导中，也明确了对于高端聚烯烃开发生产的内容，进一步强化高端聚烯烃的技术自研和产业协同 作用。
能源成本通胀+疫情打压需求，乙烯产业周期底部加剧落后产能生存压力。从油基路线的价差来看，2022 年受 俄乌冲突、美联储加息等多重因素影响，国际原油价格大幅波动，叠加新冠疫情背景下国内需求明显萎缩，乙 烯-原油价差出现大幅缩窄，2022年乙烯-原油价差平均为 294 美元/吨，同比下滑 44%，中国乙烯产业盈利水平 进入周期底部。我们认为，在成本端和需求端双重打压下，乙烯行业盈利大幅下滑将进一步推动高成本的落后 产能出清，行业竞争格局有望持续改善，而具备一体化优势和规模优势的企业或将受益。
北美、中东成本优势显著，海外产品冲击推动国内落后产能淘汰。从生产成本上看，中东、美国的乙烯装置主 要由乙烷等轻烃作为原料，其生产成本较欧洲和中国的石脑油路线具有明显优势，但从趋势上看，中国乙烯生 产成本较北美和中东有所收窄。从进口端看，由于乙烯下游多配备聚乙烯装置，近年来，中东和美国等地的聚 乙烯产品单价较中国油制聚乙烯成本差距逐渐缩窄，我们认为，由于早期国内聚乙烯存在产能缺口，对海外聚 乙烯进口依赖度较高，导致海外聚乙烯产品单价处于高位。伴随国内新增聚乙烯产能投产，国内聚乙烯生产成 本与北美、中东地区进口价差缩窄，因此海外进口聚乙烯价格主要受供需影响而非原料成本。根据我们测算， 由于未来北美、中东等地供给富余量或将逐渐增加，海外乙烯产品出口或将对国内落后乙烯产能带来冲击，从 而进一步推动产能出清。
双碳政策加码约束炼能供给，落后产能或逐步出清，大炼化竞争格局有望迎来优化。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（国发〔2021〕23 号）》，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（2021-2025 年）》，推 动石化行业碳达峰，严控新增炼油能力，到 2025 年国内原油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 年我国炼油产能已达到 9.2 亿吨，在双碳政策约束下，国内炼能新增存在上限， 而供给限制或将带来石脑油供给的进一步紧张。2022 年我国进口石脑油累计达到 926 万吨，同比增长 40.49%， 进口依赖度达到 14.47%，同比提升 3pct，但大炼化企业能够充分利用其一体化优势，把握各环节利润，有效 抵御石脑油价格波动的风险。
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 大型炼厂和中型炼厂，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。以山东裕龙岛炼化一体化装置为例，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 2790 万吨炼油产能整合转移。我们认为，“十四五”石油化工 行业规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，而在此过程中，大炼化建设的长周期特点也进一步延伸了行业景气周期，以山东裕龙岛项目为例，其建 设周期为两年，而自 2015年筹备至今，已数度被搁浅推迟。在双碳政策约束和国内落后炼能淘汰背景下，具备 多元化产业链布局的炼化企业将具有更强竞争优势，行业格局或将优化。
民营大炼化下游产品丰富度高，集成多元化产品竞争优势。当前各大民营炼化企业通过大炼化一体化部署，将 炼油厂与化工厂统筹规划，产出丰富多样的化工原料。由乙烯装置生产的乙烯、丙烯、丁二烯、乙炔、苯、甲 苯、二甲苯是下游合成树脂、合成纤维、合成橡胶三大合成材料的基础原料。伴随技术革新和产业链的发展， 以石油化工原料生产的新材料产品开始逐渐发力，进一步延伸了石化下游的产业链布局，提升了产品的附加值 属性，其中较为典型的包括以聚碳酸酯、尼龙 66、聚甲醛为代表的工程塑料；以聚苯乙烯、ABS 为代表的高性 能树脂材料；以 PBAT/PBS 为代表的可降解塑料产品；以 EVA、POE、锂电隔膜为代表的新能源新材料产品等。 民营大炼化集成多元化产品，赋能下游新材料产业链持续延伸，竞争优势凸显。
我们认为，在节能降碳长期加严的趋势下，落后炼能或将逐步淘汰转化，行业出清或将持续加速，具备一体化 和规模化优势的炼能将优先受益，未来伴随乙烯下游进口替代进一步提升，高端聚烯烃需求放量，叠加行业竞 争格局持续优化，在乙烯景气周期来临时，行业龙头或将优先受益。
油基路线或仍为中国乙烯生产主流工艺。2021 年中国的乙烯原料结构中，以石脑油为原料的油基生产路线占比 达到 73%，以煤为主要原料的 CTO/MTO 路线占比为 21%，油基路线是当前乙烯生产的主流。从已宣布的未来 新增产能趋势看，2023 年后中国乙烯新增产能中，石脑油裂解占比达到 79%，CTO/MTO路线占比为 10%，从 产能分布看，我们预计未来油基路线仍为乙烯产业发展主线。
3.1 乙烷制乙烯优势显著，资源获取困难高筑行业壁垒
乙烷裂解制乙烯低成本、高收率，具有明显竞争优势。轻烃裂解制乙烯以乙烷作为原材料为主，在乙烷制乙烯 路线中，其乙烯产品收率高达 77.73%，远高于传统石脑油 49.15%的烯烃收率，且副产物较少，具备流程短、 能耗低、高收率等优势。美国页岩气革命后，乙烷价格大幅降低，低价乙烷大量涌现，我们以美国进口乙烷裂 解制乙烯场景为例，假设乙烷运输成本为 135 美元/吨，加工费为 100 美元/吨，测算得到 2011-2022 年进口美 国乙烷制乙烯平均成本为 473 美元/吨，相比之下，中国油制乙烯平均成本为 766 美元/吨，中国煤制烯烃（50 万吨）平均成本为 752 美元/吨，乙烷制乙烯具有明显竞争优势。
全球乙烷资源主要来源于美国，未来乙烯新增产能的乙烷来源基本依赖美国进口。乙烷主要存在于石油气和天 然气中，化学工业中主要用于裂解生产乙烯和作为制冷剂。乙烷在页岩气中的占比在12-35%之间，在美国马塞 勒斯和尤蒂卡地区，天然气凝析液中乙烷含量已高达 60%。从产能分布看，全球乙烷主要集中在美国和中东地 区，但由于近年来中东乙烷资源的减少和裂解装置持续投产，目前乙烷主要出口国来自美国。美国乙烷生产来 自油气田和炼厂，油气田是乙烷产能的主要来源，近年来，美国乙烷持续处于供过于求状态，2022 年 12 月美 国乙烷产量达到 217 万桶/日，富余供给量达到 36 万桶/日。根据美国能源信息署数据，2013 年前，美国乙烷价 格与原油价格保持较强的相关性，但伴随页岩气的大量开发，乙烷价格逐渐与原油价格脱钩而与天然气价格波 动较为一致。从工艺路线上看，由于乙烷主要由天然气中分离得到，若天然气价格高于乙烷，供给端则直接将 天然气进行销售，该种工艺属性使天然气成为乙烷价格底。
美国乙烷出口持续增长，超大型乙烷运输船（VLEC）为关键原料供给竞争力。美国乙烷陆运出口始于 2014 年， 由管道将乙烷输送至加拿大工厂，2016 年美国开始乙烷水运出口。根据 EIA 数据，2022 年 12 月美国乙烷净出 口达到 1.72亿桶/年，同比增长 4.44%，受益于美国国内富余乙烷供给的持续抬升，美国乙烷出口持续增长。超 大型乙烷运输船（VLEC）的运输能力在 110 万桶，与其它类型乙烷运输船相比，VLEC 能够满足远洋运输能力， 是原料供给的关键竞争力。近年来受乙烷国际航运的需求拉动叠加 VLEC 的持续交付，推动乙烷出口总量的显 著增长。
乙烷出口终端建设周期长，是贸易关键制约因素之一。乙烷出口终端需要建造储罐和码头，美国现有 3 个海运 乙烷出口码头，分别是位于宾夕法尼亚州的 Marcus Hook、得克萨斯州的 Morgan’s Point 和得克萨斯州的 Nederland Terminal，其中，Marcus Hook 码头乙烷装货能力约 140 万吨/年，其服务于英力士（115 万吨）与 北欧化工（25 万吨）公司的乙烷合同，设施使用已基本饱和；Morgan’s Point 乙烷码头的乙烷装货能力约为 410 万吨/年，目前港口的乙烷合同已经达到 360 万吨，富余供给量为 50 万吨/年，亦趋于饱和；Nederland Terminal 是浙江卫星的专用码头，目前出口能力约为 355 万吨/年，该港口提供给浙江卫星两套 125 万吨的乙烷 裂解制乙烯装置提供乙烷原料出口。美国现有出口终端设施能力趋近满负运转，只能找寻新地方建设终端设施， 这涉及到各方许可、环境许可、当地居民协调、土地使用等问题，同时美国乙烷终端设施审批项目速度较慢、 周期较长，综合来看，码头建设需要 5-6 年时间，出口终端设施建设或是制约美国乙烷出口最大的瓶颈。我们 认为，乙烷裂解虽具成本优势，但由于其资源获取受到航运、出口终端能力等多因素的明显制约，且资源获取 对手方较为单一，易受到地缘政治等不可控因素影响，而具备稳定乙烷供应企业将有明显的竞争优势。
3.2 油价中枢高位背景下，煤制烯烃规模化优势明显
国内煤制烯烃以中小规模为主，大规模项目稀缺。在“富煤、贫油、少气”的背景下，我国走出了独具特色的 CTO/MTO/MTP 制取乙烯、丙烯的路线。从煤制烯烃产业发展历程看，2014-2016 年煤制烯烃行业快速发展， 主要来自神华宁煤二期、陕西延长中煤榆、中煤陕西榆林、宁夏宝丰、陕西蒲城清洁能源等项目集中投产， 2017-2018 年产业受原料大幅上涨及经济下行压力影响，部分项目推迟投产，增速明显放缓；2020-2021 年国内烯烃产业增速再次转缓，其中 2021 年在原料成本过高、其他工艺路线品种挤压等因素影响下，国内 CTO/MTO/MTP 整体经济性欠佳，多数时间处于亏损，对新项目投产的节奏形成明显制约。截至 2022 年，中 国煤制烯烃项目产能合计为 1692 万吨，其中 30-80 万吨规模装置合计产能达到 1195 万吨，占总产能比例为 71%，因此我国煤制烯烃项目以中小型装置为主，100 万吨以上产能主要为宁夏神华宁煤的 100 万吨、宁夏宝 丰 120 万吨和中天合创的 137 万吨产能。
煤制烯烃成本结构特殊，装置设备折旧占比较高。在煤制烯烃成本构成中，以煤为原料的 CTO 路线中原料煤费 用仅占总成本的 22%，但设备折旧与财务费用占比达到 49%；而在外购甲醇的 MTO 路线中，设备折旧与财务 费用仅占 9%，但原料甲醇费用占比高达 74%，因此在煤制烯烃工艺路线中，煤价变化是影响生产成本的相对 次要因素，主要由于煤制烯烃生产工艺流程长、一次性投资高，因此其设备折旧费用较高；而在外购甲醇制烯 烃的工艺路线中，生产成本主要取决于原料甲醇价格的变化。
大规模煤制烯烃项目成本优势明显，推动产能出清进一步加速。由于煤制烯烃项目固定资产投资在成本端占比 较大，因此产品的单吨投资额是项目盈利能力的核心变量。宝丰煤基新材料的绿氢与煤化工耦合碳减排创新示 范项目、中煤榆林二期煤制烯烃项目和神华包头的煤制烯烃升级示范项目具有相同的产品构成，主要产品都为 聚乙烯和聚丙烯，我们比较三个项目的聚烯烃产能和项目投资额，在项目具有相同产品结构时，大规模的煤制 烯烃项目其单吨投资额明显优于小规模的煤制烯烃项目，成本优势明显。我们认为，一方面大规模煤制烯烃项 目具备明显成本优势，有望推动行业落后项目的进一步淘汰，另一方面，在煤制烯烃过程中，每产出 1 吨烯烃， 就会排放约 5.8 吨二氧化碳(不包含烯烃的下游使用)，而乙烷制烯烃与石脑油制烯烃的排放量分别为 0.78 吨和 0.93 吨，在当前双碳政策约束背景下，煤制烯烃项目获批或将受到限制，从而进一步约束了行业新增产能供给， 在成本优势和碳排压力下，行业集中度有望持续提升。
高油价中枢背景下，煤制烯烃盈利能力显著增强。我们以聚烯烃年产能 300 万吨的宝丰煤基新材料的绿氢与煤 化工耦合碳减排创新示范项目为例，分别计算了在煤价为 100-1200 元/吨的多种情况下，其对应的烯烃成本和 国际油价区间。根据我们测算结果，当煤价在 200-300 元/吨区间内，其与对应 30-35 美元/桶油价为竞争价格， 若油价高于 35 美元/桶，则煤制烯烃具备成本优势；我们以此测算得到当煤价低于 700 元/吨，油价高于 50 美 元/桶时，煤制烯烃具备成本优势；当煤价低于 1000 元/吨，油价高于 60 美元/桶时，煤制烯烃具备成本优势。 此外，我们也测算了年产能为 50 万吨的宝丰煤制烯烃项目，相较于大规模的煤制烯烃项目，小规模项目成本对 煤价变动更加敏感，在高煤价下，成本波动更加剧烈。根据我们测算，原料端以内蒙古乌海动力煤车板价计算， 产品端为 25 万吨 EVA 和 30 万吨聚丙烯，2022 年平均煤价为 925 元/吨，宝丰 50 万吨煤制烯烃项目平均单吨 盈利达到 4852 元，高于同等产品情况下石脑油路线单吨盈利的 4154 元。由于煤制烯烃的高固定资产投资属性， 当油价处于高位中枢背景下，我们认为，大规模的煤制烯烃项目将具备明显成本优势。此外，若项目主体具备 煤矿资源，煤炭采购价格或有望下降，产品盈利空间或将进一步打开。
