2025年石化化工行业投资策略：化工景气有望改善，资源行业盈利上行

1、核心观点展望

2025 年，受宏观经济修复、政策驱动、阶段性补库、供给端优化等因素驱动，化工品内需和外需均有提振空间，部分化工品景气有望回暖。但由于化工中游行业的供给端资本性开支规模仍较大，且下游行业对于传统化工品的需求增速有所放缓，化工中游细分行业供需矛盾依然较为突出，利润水平处于历史较低分位。因此，我们更看好中长期供需格局改善以及具有稀缺资源属性的化工品投资方向，建议关注原油、天然气、钾肥、制冷剂、磷化工、油脂化工、SAF 等细分方向。

需求端，国内需求方面，今年央行及全国多地出台多项地产刺激政策，国务院印发《推动大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案》，财政部发行30 年超长期特别国债，国内投资和消费有望得到有效提振，国际货币基金组织（IMF）预计中国 2024 年 GDP 增速为 4.8%。今年 3 月及 4 月我国制造业PMI 均位于50%的景气临界点以上，5 月由于季节性因素回落至 49.5%，6 月制造业PMI 较5 月持平，7、8月相继回落至低点 49.10%，而自 9 月开始又开始上涨，10 月及11 月制造业PMI回升至 50%的景气临界点以上，制造业总体保持较平稳态势，波动向好。中长期看化工行业整体景气度有望企稳回升。 海外需求方面，2024 年 10 月美国整体 CPI 环比上涨0.2%，核心CPI 环比上涨0.3%；10 月美国个人消费支出价格指数（PCE）环比增速为0.24%，核心PCE 指数环比增速为 0.27%，略微上涨。此外，11 月标普全球美国制造业PMI 初值录得48.8（前值 49.7），服务业 PMI 初值录得 57（前值 56.1），综合PMI 初值录得55.3（前值 54.9），PMI 小幅增长。IMF 认为美国消费和非住宅投资表现较为强劲，预计2024 年美国 GDP 增速将达到 2.8%。从中国出口数据看，2024 年1 月至10月，以人民币计价的中国出口金额累计同比+6.7%，其中向美国出口金额累计同比+4.9%，今年以来海外需求持续回暖，对中国化工品需求形成了有力提振。

供给端，5 月 29 日，国务院印发《2024-2025 年节能降碳行动方案》，文件指出要严控炼油、电石、磷铵、黄磷等行业新增产能，石化、磷化工等行业供给侧落后产能有望逐步出清，中长期供需格局有望改善。行业资本开支方面，2024年1-9月，SW 石油石化、基础化工板块“购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金”同比增速分别为-8.37%、-16.55%，资本开支放缓，行业供需格局有望得到优化。 化工产品价格指数：12 月 6 日中国化工产品价格指数CCPI 报4314 点，较年初1月 2 日的 4621 点下跌 7%，说明主要化工品出厂价格回落。2024 年，原油及煤炭价格整体震荡下行，化工行业细分领域普遍面临产能过剩的问题，化工产品价格中枢走低。2024 年 3 月至 5 月，经济活动回暖、工业生产增加以及能源价格上涨，中国化工产品价格指数（CCPI）一度呈现上涨趋势；随后受市场需求减少、库存累积等因素影响而回落。

2024 年，化工行业 PPI 延续弱势，库存同比增加。2024 年，受市场需求偏弱以及供给过剩等因素影响，化工 PPI 整体呈现同比下降。其中，2024 上半年各主要子行业中，石油和天然气开采业 PPI 同比增幅最高，其次是石油、煤炭及其他燃料加工业，反映出石油、煤炭及天然气等能源的开采及加工行业供需格局相对较好，产品价格提升，部分受益于全球能源市场供应偏紧和需求增加。而2024下半年化工行业 PPI 整体下降，其中石油、煤炭及其他燃料加工业及石油和天然气开采业降幅降幅最大，其次是化学原料及化学制品制造业；化学纤维制造业、橡胶和塑料制品业市场也相对疲弱，产品价格面临下行压力。从库存情况看，2024年上半年化工行业总体处于补库存阶段，各主要子行业产成品存货同比提升为主，且增速呈现提升态势；2024 年下半年，除橡胶和塑料制品业外，各主要子行业产成品存货同比增速有所下滑。

资本开支增速放缓，供需格局有望改善。2024 年，化工各主要子行业固定资产投资完成额总体保持增长态势，同比增幅较为平稳，资本开支扩张速度较2021年高点有所放缓。预期在原材料成本回落、下游需求逐步复苏的背景之下，化工行业供需格局有望改善，景气度回升。 房地产市场较为疲弱，需求有待提振。2024 年 10 月，国内房屋新开工和竣工面积同比下滑 23%和 24%，商品房销售面积同比下滑 16%。2024 年内国内房屋新开工、竣工及销售面积整体均呈同比下滑趋势，市场需求疲软，以房地产为主要下游的传统化工大宗商品需求随之收缩。预期短期内房地产行业景气度仍在底部震荡，整体行业仍面临较大挑战，政策见效仍需时间，对相关产业链的化工产品需求拉动有限。

经营业绩情况：2024 年 1-9 月超过 60%的化工上市公司营收实现同比增长，但盈利受到需求疲弱、能源及原料成本高企等因素的不利影响。据Wind 数据，SW基础化工行业的 428 家上市公司中，269 家公司 2024 年1-9 月营业收入实现了同比正增长，占比 62.9%；204 家公司 2024 年 1-9 月归母净利润实现了同比正增长，占比 47.7%。SW 石油化工行业的 49 家公司中，22 家公司2024 年1-9 月营业收入实现了同比正增长，占比 44.9%；28 家公司 2024 年1-9 月归母净利润实现了同比正增长，占比 57.1%。展望未来，能源、原料成本压力缓解，同时化工品需求有望边际改善，化工企业盈利有望修复。 化工各细分板块分化程度较大。2024 年 1-9 月，石油石化行业的营业收入同比下降 2.0%，归母净利润同比增长 1.5%，毛利率同比增长0.1 个百分点至18.9%，行业盈利能力较为稳定；ROE（净资产收益率）同比下降0.3 个百分点至8.8%，资本效率略有下降；今年初至 12 月 8 日，总市值加权平均的区间涨幅为22.2%。与此同时，基础化工行业的营业收入同比增长 1.9%，归母净利润同比下降7.3%，毛利率同比下降 0.1 个百分点至 16.4%，行业盈利能力面临一定的压力；ROE同比下降 0.4 个百分点至 5.3%，资本效率有所下降；今年初至12 月8 日，总市值加权平均的区间涨幅为 11.1%，低于 SW 石油石化行业。化工二级行业中，2024 年 1-9 月，炼化及贸易的营收和归母净利润都实现了较高增长，同比增速分别达到了 6.0%和 18.8%，其毛利率和ROE 也有所提高，在各化工二级行业中领先，表明盈利能力和资本效率较高且实现同比提升，但油服工程、油气开采Ⅱ行业营收均同比下降。石油石化二级行业总市值加权平均的区间涨幅在 15%-35%之间，以涨为主。基础化工二级行业中，橡胶行业依然表现较为亮眼，实现了营收和归母净利润的同比双增，营收同比增长8.9%，归母净利润同比增长13.0%，毛利率和 ROE 也有所提高，表明该行业的盈利能力有所增强。轮胎是橡胶行业的主要下游应用之一，海外半钢胎需求旺盛推动轮胎企业利润提升。而其余基础化工二级行业中，仅有化学原料实现营收和归母净利润的同比双增以及毛利率和 ROE 的增长。

化工三级行业中，粘胶、氯碱、炭黑、纺织化学制品、锦纶等板块2024年1-9月归母净利润增幅靠前，而非金属材料Ⅲ、农药、膜材料、其他化学纤维、其他塑料制品等行业归母净利润降幅靠前。石油石化行业中炼油化工、油品石化贸易、其他石化表现较好，而基础化工行业中，锦纶、改性塑料、煤化工、涂料油墨、食品及饲料添加剂、合成树脂、钛白粉、胶粘剂及胶带、炭黑、氨纶、橡胶助剂、粘胶、氮肥等行业实现营业收入和归母净利润的同比双增。煤炭价格的波动下降缓解了煤化工行业的成本压力，农业需求稳定增长助力氮肥盈利提升，纺服行业需求提升催化部分化纤行业盈利修复。总体而言，化工行业下游需求增长有限，企业盈利水平仍有待回暖。

2、2025 年度投资组合

【中国石油】国内最大油气生产和销售商； 中国石油是中国油气行业占主导地位的油气生产商和销售商，是中国销售收入最大的公司之一，也是世界最大的石油公司之一。勘探开发板块，随着公司增储上产的不断推动，以及新油田的大力开发，实际桶油成本有望实现下降。炼化及销售板块，公司持续推进炼化转型升级，新材料产销量快速增长。公司非油业务的经营质量和效益持续提升，未来将一定程度上带动销售板块的业绩提升。公司天然气产量在国内具有龙头地位，占比将近 60%，预计未来随着国内天然气需求的不断增长，公司天然气销量仍将持续提升。

【中国海油】经营管理优异的海上油气巨头；公司是全球领先的海上油气开采公司，公司始终坚持增储上产，近年来均维持千亿量级资本支出，使得公司净证实储量、储量替代率与净产量均维持较高水平。公司将成本管控贯穿于勘探、开发、生产的全过程，并积极推动技术和管理创新，增强成本竞争优势，未来仍有降本空间。国内处于天然气的快速发展期，需求量增长潜力巨大。公司通过加强海上天然气和陆地非常规气的勘探开发力度，新项目开发将有力助推公司实现 2025 年天然气产量占比达到35%的目标。，公司注重股东回报，累积分红位居港股能源类企业第一，根据公司战略规划，未来公司全年股息支付率预计将不低于 40%，全年股息绝对值预计不低于0.70 港元／股（含税）。

【海油发展】多元化海上油服企业，受益于中海油增储上产；公司以海洋石油生产技术服务为核心，公司工作量/收入与中国海油油气产量正相关，与油价、资本开支相关性较小。中国未来海上油气成为我国油气的主要增量，同时随着海上油气田开发进入中后期，稳产增产工作量加大，公司能源技术服务业务收入增速高于海油产量增速。随着海油国内及海外新增油气田从近海/浅海向深海拓展，油气生产方式从平台到 FPSO 的模式转变，FPSO 及FLNG 长期需求增长。能源物流及贸易产品量也保持增长趋势。

【广汇能源】新疆民营能源巨头，煤、气、油核心资产快速扩张；公司在新疆及中亚拥有丰富的煤炭、天然气、石油资源，马朗煤矿已投入生产，预计 2025 年公司煤炭产量将超 8000 万吨，后续东部矿区产能释放有望在十四五末期完成，公司煤炭产能增长具备可持续性，看好煤炭产量上行带动公司盈利向上；公司将持续发布三年分红计划，未来公司高分红将延续，看好公司高股息属性。

【巨化股份】氟化工龙头企业，看好制冷剂景气度和氟化液市场前景；公司是国内氟化工龙头，二代、三代氟制冷剂生产配额居国内首位，四代制冷剂产能全国领先。此外公司向上布局了氟化工原材料、向下布局了氟聚合物，整体产业链布局完善、成本与配套优势显著，且公司财务结构健康。

【三美股份】投资布局四代制冷剂，制冷剂产品不断完善；公司专注氟制冷剂产业，三代制冷剂配额全国领先；公司纵向投资布局四代制冷剂，产品结构不断完善。随着三代制冷剂产品供给侧结构性改革不断深化，行业竞争格局趋向集中，三代制冷剂有望保持长期的景气周期，公司作为行业领先企业将持续受益。未来，公司将积极布局新材料、新能源等业务领域，并通过子公司向氟化工下游高附加值领域延伸。

【云天化】磷矿储量丰富，磷化工一体化优势显著；磷矿具有刚需属性，考虑国内磷矿普遍品位偏低、新磷矿开采难度增加、环保政策趋严以及落后产能不断出清后，我们预计磷矿石的供需紧平衡有望维持较长时间，磷矿石的资源稀缺属性将持续凸显。云天化现有磷矿储量近8 亿吨，原矿生产能力 1450 万吨/年，是我国最大的磷矿采选企业之一，同时拥有完善的磷化工全产业链配套，公司现有磷肥产能 555 万吨/年，位居全国第二、全球第四，并持续向高附加值的精细磷化工领域延伸升级。此外，云天化作为云南省支柱国企，有望受益于国企改革、市值管理等工作推进带来的投资价值提升。

【赞宇科技】原产国布局油脂化工产能、国内表面活性剂产能领先企业；赞宇科技为国内油脂化工、表面活性剂、洗护加工领先企业，油脂化学品产能超过 100 万吨/年、表面活性剂超 120 万吨/年产能、OEM/ODM 达110 万吨/年。当前公司主要原材料棕榈油进入价格上行周期，公司具备棕榈油库存收益以及在印尼的杜库达工厂的关税优势，预计公司油脂化工及表面活性剂产品价格及利润率将持续改善；此外预计公司 OPO 等油脂化学品、OEM/ODM 洗护产能将于2025年逐步爬坡、印尼杜库达新增产能将有序释放，共同带动公司盈利向上。

【卓越新能】国内生物柴油行业龙头； 公司专业从事以废油脂为原料生产生物柴油，同时将副产物提炼为工业甘油，并延伸产业链生产生物酯增塑剂、水性醇酸树脂等深加工产品。公司已成为国内最大的生物柴油生产、废油脂处置企业，生物柴油出口量稳居国内第一。公司现有生物柴油产能 50 万吨，在建产能 30 万吨，具备完整的海外销售网络，有望受益于一代生物柴油供需格局改善、2025 年欧洲生物航煤强制添加政策的实施。

【万华化学】全球化化工新材料公司，聚氨酯行业巨头；万华化学业务涵盖聚氨酯、石化、精细化学品及新材料三大板块，2024 年上半年营收占比分别为 40%、45%、15%，毛利占比分别为 71%、13%、16%，聚氨酯仍是公司盈利主力业务。其中，MDI 产品是聚氨酯业务的重心，MDI 下游应用广泛，涵盖地产、家电、汽车等多个下游领域，地产需求持续疲弱部分影响其盈利水平，而家电、汽车等行业在政策补贴等因素推动之下需求有所提升。目前万华化学拥有350 万吨 MDI 产能，市占率位于全球首位（超 30%）。同时公司依托在规模、技术、经营效率等方面的优势，实现 MDI 成本控制全球最优。叠加MDI 良好的市场格局，即全球 CR5 超过 90%，公司 MDI 产能稳步扩张助力业绩稳健增长。

【卫星化学】低碳化学新材料公司，产业链不断补强；公司是国内轻烃一体化产业链行业龙头，主要包括C2、C3 产业链。C2 产业链以乙烷作为原料生产乙烯及下游衍生物，公司规划C2 三、四期项目，有望于2026-2027 年投产，具备显著成长性。公司 C3 产业链以丙烷为原料生产丙烯及下游衍生物，原油-烷烃价差为公司盈利提供稳定护城河。公司依托C2、C3产业链带来的丰富基础化学品，加速布局α-烯烃及 POE、电池级碳酸酯、SAP、EAA、PAA等各类新材料，打开未来长期成长空间。

【宝丰能源】煤制烯烃龙头，产能不断扩张。宝丰能源以煤炭采选为基础，煤、焦、气、化、油、电多联产，形成了较为完整的煤化工循环经济产业链。公司具备烯烃、焦化和精细化工品三大核心产品线，2024 年上半年，烯烃、焦化产品业务板块营收占比分别达到58%、31%。公司烯烃产能规模大幅提升，贡献业绩成长性。公司现有宁夏基地烯烃产能220 万吨，内蒙基地 300 万吨烯烃项目第一系列 100 万吨/年烯烃生产线已投产，预计明年烯烃总产能将达 520 万吨，产能位于国内煤制烯烃行业首位。煤制烯烃相对于国内主流的油制烯烃工艺依然存在成本优势，同时公司单吨投资额较低、技术领先、区位优势显著等。

3、重点行业研究

3.1 原油：供给端托底油价，预计布伦特油价中枢65-75美元/桶

2024 年国际原油受宏观经济与地缘政治影响波动较大，价格中枢震荡下行。截至 2024 年 12 月 13 日，2024 年布伦特原油均价80.2 美元/桶，较2023全年均价 81.9 美元/桶下跌 1.7 美元/桶，同比下跌 2.0%，2024Q1-Q4 均价分别为81.8/85.0/78.1/74.1 美元/桶；2024 年 WTI 原油均价76.0 美元/桶，较2023全年均价 77.3 美元/桶下跌 1.3 美元/桶，同比下跌1.6%，2024Q1-Q4 均价分别为76.8/80.6/75.3/70.3 美元/桶。 从 1 月初至 5 月上旬，受地缘局势及基本面利好支撑，国际油价大涨至年内高点。全球地缘政治冲突频发驱动油价上行。一是年初红海危机持续发酵导致大量船舶改道绕行，增加石油运输的成本和时间，市场对原油供应中断的担忧升温，二是乌克兰频繁袭击俄罗斯炼厂，俄乌升级担忧加剧；三是巴以冲突扩大，以色列袭击伊朗驻叙利亚大使馆导致地缘风险外溢担忧骤增。供应紧缩为油价上涨提供动力。年初美国极寒天气及利比亚油田关闭导致原油产量下降，且原油库存减少，叠加 3 月 OPEC+将自愿减产政策延长至年中，供应端利好支撑油价上涨。美油、布油价格最高点分别突破 85、90 美元/桶。

从 5 月上旬至 6 月底，地缘局势缓和、需求担忧加剧，国际油价震荡下行。5月上旬巴以达成停火协议的希望增强，地缘风险溢价回吐，美国公布的非农数据降温，美联储降息时间推迟，市场担忧经济放缓及需求疲软；加之欧佩克+成员国减产执行力度不佳，且 6 月欧佩克+会议延长减产协议不及预期，国际油价震荡下行，美油、布油在 6 月底分别跌破 75、80 美元/桶。 从 7 月上旬至 8 月上旬，以黎冲突升级，市场对夏季出行旺季推动需求上升预期乐观，叠加欧洲央行降息及美联储降息预期升温，抵消了此前的跌幅，油价总体震荡上行。 8 月上旬至今，三大机构下调需求预测，国际油价宽幅下行。加沙停火达成希望再次增强，地缘风险溢价缓解，美国公布的 7 月非农数据大幅降温，引发市场恐慌情绪，加重市场对经济衰退及需求疲软担忧，中国经济数据表现偏弱，三大机构不断下调 2024 年全球原油需求增速预期，市场对需求担忧的悲观情绪加重，美油和布油最低价格分别跌破 65、70 美元/桶。

供给端：资本开支增速下降，油气产量增长动力不足

上游油气投资增长缓慢，北美、亚太资本开支增速大幅下降。根据IEF 和S&P数据，2023 年上游油气资本开支达到 5770 亿美元，同比增长12.3%，预计2024年上游油气资本开支 6030 亿元，同比增速降低至 4.5%。分区域来看，2024年拉美地区油气资本开支增幅由 2023 的 40 亿美元进一步增加至90 亿美元，主要受益于巴西、圭亚那近年大量新增的海上油气资源储量；2024 年北美、亚太地区油气资本开支增幅出现大幅下滑，北美地区油气资本开支增幅由2023 的230 亿美元下降至 70 亿美元，而亚太地区 2024 年油气资本开支较2023 下降40 亿美元。

OPEC+、美国合计生产全球 65%原油产量，具备定价话语权。根据EIA 数据，2024年全球石油液体产量为 102.59 百万桶油当量/天，其中OPEC+合计产量为42.63百万桶油当量/天，占比 41.6%；美国产量为 22.65 百万桶油当量/天，占比22.1%；除美国外的非 OPEC+国家合计产量为 37.31 百万桶油当量/天，占比36.4%。2024年全球原油产量为 76.45 百万桶油当量/天，其中 OPEC+合计产量为35.70百万桶油当量/天，占比 46.7%；美国产量为 13.24 百万桶油当量/天，占比17.3%；除美国外的非 OPEC+国家合计产量为 27.51 百万桶油当量/天，占比36.0%。

OPEC+继续延长减产时间，将 366 万桶/天减产延长至2026 年底，将220万桶/天自愿减产延长至 2025 年 3 月底。 2022 年以来，OPEC+合计宣布三次减产，包括一次联合减产和两次自愿减产：（1）2022 年 10 月第 33 届 OPEC+部长级会议，OPEC+宣布从2022 年11 月起联合减产200 万桶/日；（2）2023 年 4 月第 48 届 JMMC 会议，OPEC+宣布从2023 年5月起自愿减产 166 万桶/天；（3）2023 年 11 月第 36 届OPEC+部长级会议，OPEC+宣布从 2024 年 1 月起再次自愿减产 220 万桶/天。

2024 年 6 月第 37 届 OPEC+召开部长级会议决定将200 万桶/日集体减产、166万桶/日自愿减产目标延长至 2025 年底。 2024 年 12 月第 38 届 OPEC+召开部长级会议决定将200 万桶/日集体减产、166万桶/日自愿减产目标延长至 2026 年底。将 220 万桶/日自愿减产计划再延长3个月至 2025 年 3 月底，随后这部分 220 万桶/日的自愿减产将和阿联酋增加的30万桶/日产量将从 2025 年 4 月至 2026 年 9 月底，18 个月时间内逐步恢复。

OPEC+主要成员国财政平衡油价较高，对油价托底意愿强烈。根据2024年10月IMF 数据，2025 年中东地区主要 OPEC+成员国的财政平衡油价大多高于70美元/桶，并且较 2024 年 4 月预测数据进一步提高。 沙特阿拉伯、伊朗、伊拉克、科威特、哈萨克斯坦、阿尔及利亚的石油液体合计产量占全球的 25%左右，2024 年 10 月 IMF 预测其2025 年财政平衡油价分别为90.9、124.1、92.4、81.8、115.9、119.0 美元/桶，较2024 年4 月IMF预测数据分别+6.2、+0.2、+2.4、+3.5、+6.6、-0.4 美元/桶。

美国原油产量增速放缓，美国页岩油边际成本在 64 美元/桶，低油价下不具备大幅增加资本开支的条件。根据 EIA 在 2024 年 12 月报的数据，2024 年美国原油产量为 13.24 百万桶/天，较 2023 年增长 0.31 百万桶/天，预计2025 年美国原油产量为 13.52 百万桶/天，较 2024 年增长 0.28 百万桶/天，产量增速进一步放缓。

美国活跃钻机数、活跃压裂车队数量下降，但钻机钻井效率、油井生产效率有所提升，使得页岩油产量保持增长。根据贝克休斯数据，截至2024 年11 月，美国活跃钻机数为 478 部，为 2021 年 12 月以来的最低水平，较2024 年10月减少2部，比去年同期减少 20 部；截至 2024 年 11 月，北美活跃压裂车队平均数量为221 支，为 2021 年 5 月以来的最低水平，较 2024 年10 月减少17 支，比去年同期减少 53 支。 美国活跃钻机数、活跃压裂车队数量自 2022 年以来持续下降，对油井生产造成制约。但是一方面钻机效率呈现出显著提升，另一方面油井生产率不管提高，比如通过更长的水平井长度、优化井距和增强压裂设计，使用更先进的钻井和完井技术等，使得美国页岩油产量仍旧能够保持增长。

在页岩油成本方面，根据达拉斯联储 2024 年第一季度对页岩油企业的调查问卷结果来看，美国页岩油盆地现有油井运营成本处于 31-45 美元/桶，平均价格为39美元/桶，较 2023 年第一季度的 37 美元/桶增加 2 美元/桶。

美国页岩油盆地新打井-完井成本处于 59-70 美元/桶区间，从全样本统计来看，企业实现盈利性钻探的平均成本为 64 美元/桶，较2023 年第一季度的62美元/桶增加 2 美元/桶，如二叠纪盆地的盈亏平衡油价为65 美元/桶，较2023年第一季度的 61 美元/桶增加 4 美元/桶。其中大型公司盈亏平衡油价为58 美元/桶，而小型公司盈亏平衡油价为 67 美元/桶。 美国页岩油企业钻探成本上升的主要原因为政治法规，根据《通胀削减法案》，针对油气开采环节的甲烷排放从 2024 年起收费 900 美元/吨，2025 年提高至1200美元/吨。根据达拉斯联储调查问卷结果，有 46%的勘探与生产企业选择“略有负面影响”，有 34%的勘探与生产企业选择“有重大负面影响”。在特朗普新一任期中，或将在勘探开采、环保费用补贴、税收等多方面降低原油开采成本，但我们认为美国页岩油厂商的生产经营决策，或为被动接受油价的结果，而非主动干预油价的因素，因此低油价下资本开支意愿较低，不具备大幅增产的条件。

我们认为美国页岩油厂商的生产经营决策，或为被动接受油价的结果，而非主动干预油价的因素，因此低油价下资本开支意愿较低，并不具备大幅增产的条件。需求端：总体原油需求温和复苏，国际主要能源机构预测2025 年原油需求小幅增长，需求增速较 2024 年有所增长。 OPEC 预计 2024 年全球石油需求将增长 161 万桶/天至103.82 百万桶/天，2025年全球石油需求将增长 145 万桶/天至 105.27 百万桶/天；IEA 预计 2024 年全球石油需求将增长 84 万桶/天至102.80 百万桶/天，2025年全球石油需求将增长 110 万桶/天至 103.90 百万桶/天；EIA 预计 2024 年全球石油需求将增长 88 万桶/天至103.03 百万桶/天，2025年全球石油需求将增长 130 万桶/天至 104.33 百万桶/天。

2025 年上半年全球原油存在供需缺口，2025 年下半年全球原油逐渐转为供需过剩。根据 EIA 在 2024 年 12 月报的预测，2025Q1-Q4 全球石油液体供给量分别为103.14/103.91/104.70/105.19 百万桶油当量/天，2025Q1-Q4 全球石油液体消费量分别为 103.83/103.96/104.48/104.81 百万桶油当量/天，2025Q1-Q2 供需缺口分别为 69 万桶/天、5 万桶/天，2025Q3-Q4 则分别供需过剩3 万桶/天、38万桶/天。

3.2 天然气：天然气需求增长空间广阔，非常规气是重要增量

天然气需求前景：目前在能源消费结构中偏低，预计需求高增15 年后才能达峰

我国天然气在一次能源中占比较低。由于资源禀赋原因，天然气在三种化石能源中占比最小，但发展速度很快，在一次能源中占比由1990 年的1.47%增长至2020年的 7.57%，2023 年天然气消费占比进一步增长至8.5%。与世界平均水平相比，我国天然气在一次能源中占比较低，未来天然气在我国有着广阔的发展空间。

我国天然气峰值消费量有望达到 6000-7000 亿立方米左右。目前中国天然气市场仍处在快速发展期，按照十四五现代能源体系规划，2025 年天然气消费量将达到4200-4600 亿立方米，天然气的消费峰值预计出现在2040 年，约为6000-7000亿立方米，中国将成为世界天然气发展的主要引擎。

工业燃料：“煤改气”继续推动需求增长

在玻璃、金属热处理、陶瓷及热风机等领域，以天然气为燃料时具有升温速度快、可达到 800℃以上高温、对温度控制精度高、清洁等优点，会显著提高产品品质、提高产量，其他燃料替代性较差，天然气在这些领域的消费具有刚性。在锅炉燃料领域，天然气、燃料油和煤互为替代，假设按照燃煤锅炉热效率65%、燃油锅炉热效率 75%、燃气锅炉效率 85%来测算，在大多数情况下天然气较燃料油更具经济性，但与煤相比经济性不足，工业领域气代煤还需要政策推动。

天然气作为工业燃料其消费增速与 GDP 增速、第二产业增加值增速、全社会用电量增速有着密切的相关关系，随着中长期国际天然气供需逐渐走向宽松，天然气价格将有所下降，且中国经济稳步恢复，2022 年工业燃料用气量为1533亿立方米，预计 2025 年中国工业燃料天然气消费量 1700 亿立方米。

城市燃气：气化率逐步提升

居民用气量与城镇化进程紧密相关，2023 年我国城镇化率为66.16%，预计到2030年有望达到 70%。随着我国不断推进新型城镇化向纵深发展，城镇人口规模将持续扩大，从而作为清洁高效能源的天然气需求有望提升。随着第三产业在经济中占比不断提高，餐饮、旅游、住宿等产业快速发展将有力拉动商业领域燃气用量。

“十四五”期间，居民“煤改气”将在东北、西南及中部地区重点推进。2022年城镇人口 5.36 亿，气化率为 58%，预计 2025 年气化人口增加至6 亿，城镇居民用气量为 400 亿立方米；城镇采暖方面，2022 年天然气采暖面积为23 亿平方米，预计 2025 年天然气采暖面积为 26 亿平方米，城镇采暖用气260 亿立方米；2022农村采暖户约为 1000 万户，新增 150 万户，随农村“煤改气”逐渐进入尾声，预计 2025 年农村采暖户数为 1200 万户，天然气需求量为240 亿立方米。预计2025年工服用气为 280 亿立方米；交通用气 320 亿立方米；综上2025 年居民领域天然气消费量 1500 亿立方米。

发电用气：低碳转型背景下，气电需求有望较快增长

近年来中国气电保持稳步增长态势，但装机及发电量占比仍处于较低水平。截至2023 年底，中国天然气发电装机容量达 12562 万千瓦，近十年气电装机年均增速约 11.4%，但由于基数偏低，气电装机整体规模占比较低，仅占总装机规模的4.3%，远低于世界平均水平（25%左右），与美国 40%以上的气电装机占比相比差距较大。从发电量看，中国天然气发电量也保持了稳定增长，2023 年燃气发电量达3016亿千瓦时，近十年年均增速约 10.2%，发电利用小时数保持在2500-3000小时之间，但燃气发电量占总发电量比重始终未突破 3.5%，远低于世界平均水平（23%），显著低于美国（43%）、欧洲（17%）、日本（32%）等国家和地区。从清洁能源利用和减排的角度，未来中国天然气发电存在巨大发展空间。

化工用气：天然气制氢带动需求增长

在化工领域，由于政策调控，用气保持低增长。“十四五”时期天然气制合成氨、甲醇、尿素、氮肥还要进行去产能和总量调控。但随着氢能产业快速发展，天然气制氢有望拉动化工领域天然气消费量。

目前我国尿素、甲醇的产量相对稳定，天然气制氨仅在天然气产地仍会有一些发展，导致天然气在化工领域的应用保持稳定。2020 年国民经济和社会发展计划的主要任务中首次提出要制定国家氢能产业发展战略规划。目前天然气制氢最能平衡经济效益和环境效益，氢能产业为天然气化工带来重要利好，预计2025年天然气化工用量可达 350 亿立方米。

天然气供给：非常规气预期产量快速增长，进口天然气量增可期

我国天然气类型多样，资源较为丰富。截止 2021 年，我国天然气总地质资源高达280.76×10 12m 3，其中常规气地质资源量为 146.96×10 12m 3，技术可采资源量为83.46×10 12m 3，页岩气地质资源量为 105.72×10 12m 3，其中技术可采资源量为19.36×10 12m 3，煤层气地质资源量为 28.08×10 12m 3，其中技术可采资源量为8.70×10 12m 3。截止 2020 年底，全国天然气探明率仅为 7.00%，可见我国天然气勘探仍处于早期阶段，未来有发现大中型气田的条件。

页岩气：据 EIA 数据显示，我国页岩气技术可采储量为31.6 万亿立方米，居全球第一位，是全球最有潜力的页岩气生产国。我国页岩气主要分布在四川、松辽、渤海湾、江汉、准噶尔、塔里木等地区。目前，全国仅有四川和重庆实现了页岩气规模化商业开采，中石化涪陵页岩气田是我国最大的页岩气田。

相比于引领页岩气革命的美国，我国页岩气面临着一些亟待解决的问题。（1）我国相关地质理论及储层评价水平较低。中国页岩气聚集规律较为复杂，地质评价和预测技术仍然需要深入研究；（2）我国页岩气埋藏较深，川南地区埋深超过3500 米的气藏超过 50%，部分超过 5000 米。目前我国基本实现3500 米以浅页岩气的开采技术及开采装备的自主化，但开发成本较高，约为美国的两倍以上；（3）由于页岩气单井投资大，产量递减快，第一年的产量自然递减率可达60%，气田稳产需大量钻井进行井间接替,导致成本回收周期长，不稳定因素多；（4）页岩气往往与常规气、煤层气和致密气共生，开发潜力区垂直重叠。中国矿业权有强排他性，这导致页岩矿权市场化较为艰难。 煤层气：煤层气是与煤伴生、共生的气体资源，俗称"瓦斯"。中国的能源禀赋具有“富煤贫油少气”特点，所以中国的煤层气资源储备非常丰富，约有36.8万亿立方米，居世界第三位，约占全球资源储量的 14%左右。

我国煤层气产量快速增长，山西省是我国最主要煤层气生产地区。2023 年，我国煤层气产量为 139.4 亿立方米，同比增长 17.8%，其中山西省煤层气产量112.7亿立方米，同比增长20.0%，占全国煤层气总产量的80.9%。

管道天然气增量可期：中国目前主要有三条天然气进口管道：中国-中亚管道、中俄管道、中-缅管道。 中国-中亚管道：目前中国-中亚管道 A/B/C 三条支线已经启用，A 线于2009年开始运营，B 线于 2010 年上线,两条线路的总容量为每年300 亿立方米，气源地为土库曼斯坦；C 线的年产能为 250 亿立方米。D 线在2014 年9 月开工，气源地为土库曼斯坦，境外管线长度超过 1800 公里，年输量300 亿立方米。中俄管道：中俄东线管道 2014 年 5 月签约，期限30 年。管道供气能力380亿立方米。2023 年该管道对我国输气超 230 亿立方米，预计2024 年提前达到380亿立方米输气规模。此外中国与俄罗斯还在规划远东和西伯利亚-2 天然气管道。LNG 长协订单不断增加：据中国能源报消息，截至2024 年10 月，中国海油已签署 LNG 长协 12 份，锁定资源 3224 万吨/年，通过优化LNG 历史长协、引入新增长协，长协挂钩油价的平均斜率大幅下降。LNG 现货来源遍及25 个以上国家和地区，通过持续优化资源结构，LNG 资源中现货比例由 2016 年的7%增至近年的20%-30%。

3.3 钾肥：全球钾肥价格触底，需求推动下看好价格复苏

钾是农作物生长三大必需的营养元素之一，具有增强农作物的抗旱、抗寒、抗病、抗盐、抗倒伏的能力，对作物稳产、高产有明显作用，因此几乎每种作物都需要适量施用钾肥。钾肥主要品种包括氯化钾、硫酸钾、硝酸钾以及硫酸钾镁，其中氯化钾由于其养份浓度高，资源丰富，价格相对低廉，在农业生产中起主导作用，占所施钾肥数量的 95%以上。

钾肥资源属性强，全球资源寡头垄断。全球仅有 14 个国家有钾资源储备，探明钾盐（折 K2O）资源量大约 2500 亿吨，探明储量（折K2O）大约36 亿吨。其中加拿大、白俄罗斯和俄罗斯为全球储量最高的 3 个国家，合计探明储量约25 亿吨，约占全球钾盐资源总探明储量的 69.4%，加拿大、白俄罗斯和俄罗斯占比分别达到30.6%、20.8%、18.1%，中国仅占比 5.0%。

国际钾肥市场仍由少数处于支配地位的企业所垄断，全球海外前八大钾肥生产企业加拿大 Nutrien（加钾、加阳 2017 年合并）、美国美盛、乌拉尔钾肥、白俄罗斯钾肥、德国 K+S、以色列 ICL、欧洲化学 Eurochem、约旦APC 的产量占比高达86%。 钾肥的主要消费国有中国、巴西、美国和印度等，其中中国钾肥消费量占比约25%。根据 IFA 的预测，钾肥需求从 2020 年至 2024 年仍将保持年均3.3%的增长，预计2023 年全球钾肥消费量将回升 4%。而亚洲地区作为新兴经济体的经济增速快于主要欧美国家，其钾肥需求增速也超过全球平均水平，根据Argus 的统计，东南亚、东亚及南亚地区氯化钾需求合计 3000 万吨，过去10 年亚洲地区钾肥需求复合增速为 4.35%，随着该地区经济快速发展带来的消费升级以及人口增加，即使在现有高价格的基础上，未来亚洲地区钾肥需求增速仍有望继续保持在4%-5%。

钾肥主产地与需求地差异较大，钾肥资源严重错配，进出口贸易占比超过70%。钾肥产地主要位于东欧地区（俄罗斯、白俄罗斯）、北美地区（加拿大）、西亚地区（约旦、以色列），需求地主要位于东南亚地区（中国、印度、印度尼西亚）、拉丁美洲（巴西）、北美洲（美国），因此全球钾肥贸易量占比极高。2023年全球氯化钾表观消费量约 6928.6 万吨，进出口量约为5447.5 万吨，贸易量占比达到 78.4%。根据 Nutrien 预测，2024 年全球钾肥表观消费量约为6900-7200万吨，2025 年全球钾肥表观消费量约为 7000-7400 万吨，2030 年全球钾肥表观消费量约为 8000-8500 万吨。

我国钾盐资源严重不足，钾盐资源以含钾卤水为主，95%集中在青海柴达木盆地与新疆罗布泊。国内钾肥资源供给不足，进口依存度超过50%。2023 年，我国氯化钾产能约 950 万吨/年，产量约 650 万吨，同比降低16.7%，进口量1157万吨，同比增长 45.8%，出口量 50.5 万吨。我国是全球最大的钾肥需求国，对外依存度超过 50%，表观消费量达到 1757 万吨，同比增长 11.8%（此处未考虑库存变化）。根据隆众资讯统计，2024 年上半年我国氯化钾表观消费量达到915.7 万吨，同比增长 13.3%，预计 2024 年国内氯化钾的表观消费量或将达到1800-1900万吨。从生产企业来看，国内最主要钾肥生产企业为盐湖股份、藏格控股，合计占国内87.3%的钾肥产能。国内钾肥资源不足，每年产量基本稳定，但正是由于中国能够通过自产钾肥满足约 50%的需求，因此成为全球钾肥价格洼地。从库存情况看，截至 12 月 5 日中国港口钾肥库存约为 306.8 万吨，较去年同期下降6.5%。未来由于粮食生产安全愈发被重视，预计国内钾肥安全库存量将提升到400 万吨以上。

我国钾肥进口主要来自加拿大、俄罗斯、白俄罗斯，近年来老挝进口量快速增长。我国钾肥超过 70%进口量来自加拿大、俄罗斯、白俄罗斯三国，2023 年全年进口1173.3 万吨，其中来自加拿大、俄罗斯、白俄罗斯的进口量分别为197.9、300.4、343.7 万吨，分别占比 16.9%、25.6%、29.3%，合计占比71.8%。此外，来自以色列、约旦、老挝的进口量分别为 78.2、73.1、170.8 万吨，其中来自老挝的进口量同比大幅增长 181.4%。 2024 年 1-10 月，我国钾肥进口量达到 1019.9 万吨，同比增长10.0%，其中来自俄罗斯、加拿大的进口量占比有所提升，分别达到33.4%、18.3%，由于中欧班列运费成本较高，来自白俄罗斯的进口占比有所降低。老挝由于中资企业扩产投放，未来是海外进口的核心增量之一。

海外突发事件催化，寡头挺价诉求强烈。2023 年 10 月以来，巴以冲突升级迅速且未见明显缓和迹象，地区外溢风险不断加大，也对中东地区ICL（以色列化工集团，在以色列境内拥有约 400 万吨/年的钾肥产能）与APC（约旦阿拉伯钾肥公司，拥有约 250 万吨/年的钾肥产能）钾肥供应及运输产生潜在威胁。对此，ICL为避开红海地区的运输威胁，转而通过非洲好望角航线运输钾肥，此举增加了额外的物流成本。但其仍需从红海港口出口，因此 ICL 依然面临运输安全的威胁。2024 年 8 月，加钾 Nutrien 宣布暂停了扩大生产的计划。受俄乌冲突以及制裁的影响，俄罗斯面临物流、基础设施发展不足、出口及结算被限制等问题。根据 Argus 报告，白俄罗斯虽然转而通过铁路向中国及俄罗斯港口出口钾肥，但其运输成本显著增加。同时，由于白俄罗斯对俄罗斯的运输依赖，也使得俄罗斯在一定程度上控制了白俄罗斯钾肥的运输和关税，这可能也会对白俄罗斯钾肥产生负面影响。2024 年 11 月，白俄罗斯总统亚历山大·卢卡申科提议，与俄罗斯化肥生产商协调削减 10%-11%的钾肥产量，以提高市场价格。国内化肥冬储需求旺季将至，第四季度国内氯化钾价格开始上涨。2024 年第一季度，春节前老挝进口量及中欧班列到货量提升，氯化钾进口增加明显，市场供应量增加，而春节过后下游复合肥开工缓步提升，需求不及预期，导致价格于3月底最低跌至 2100-2200 元/吨。2024 年第二季度，3-5 月份中欧班列由于氯化钾价格较低，基本没有进口货源，而国内主要集中在中农、中化以及大贸易商手中，中农、中化挺价诉求强烈，而市场上现货流通较少。同时港口库存持续下降，流通市场现货库存处于低位，因此价格逐渐上涨，国内二季度末氯化钾价格上涨至2500-2600 元/吨。2024 年第三季度，由于氯化钾市场港口库存较为充足，同时国内钾肥生产企业开工率及产量维持稳定，整体市场供应充足。但需求端由于下游复合肥进入需求淡季，复合肥厂家开工率仅三成左右，导致国内氯化钾价格下行，国内三季度末氯化钾价格下跌至 2300-2400 元/吨。2024 年第四季度以来，下游复合肥市场进入冬储备肥阶段，边贸渠道到货量减少，国内大贸企业控制市场出货量，导致市场流通货源较为紧张，价格出现触底反弹。12 月国产青海盐湖60%氯化钾到站价为 2550 元/吨。截至 12 月 12 日，港口62%俄白钾报价2550-2620元/吨，60%老挝白粉报价 2450 元/吨左右；60%俄红粉报价2410 元/吨左右，60%大红颗粒报价 2650-2680 元/吨；边贸口岸 62%白晶报价2550 元/吨左右。海外巴西市场价格出现上涨，东南亚市场价格趋稳。截至12 月12 日，巴西CFR价格为 280 美元/吨，但其 2024 年 12 月及 2025 年 1 月上旬装运的粒状氯化钾CFR价格在 295-305 美元/吨，1 月底装运氯化钾 CFR 价格上涨至308 美元/吨，3月装运氯化钾 CFR 价格达到 310 美元/吨。东南亚地区钾肥价格趋稳，目前CFR价格为290 美元/吨。

全球钾肥价格触底，需求推动下看好价格复苏。根据Wind 数据，截至12月12日，温哥华 FOB 价格为 239 美元/吨，西北欧 FOB 价格为275 美元/吨，俄罗斯FOB价格为 224 美元/吨，约旦 FOB 价格为 281 美元/吨，以色列FOB 价格为274美元/吨。白俄罗斯由于受到欧盟及美国制裁，钾肥无法通过原有距离最近的立陶宛克达佩莱港口出口，绕道通过俄罗斯圣彼得堡港口、摩尔曼斯克港口出口，陆上运输距离由 600 公里增加至 2000 公里以上，运输成本大幅增长。目前白俄罗斯钾肥完全成本与俄罗斯 FOB 价格已经基本相当，我们认为全球钾肥价格已经基本见底，近期国内和国际市场部分地区价格已经有反弹趋势，我们认为钾肥价格有望持续上涨，2025 年预计国内钾肥价格在2400-2800 元/吨。

亚钾国际目前在老挝已投产 100 万吨产能，2023 年产量165 万吨，2025 年规划产能 300 万吨，完全投产后产量有望达到 400-500 万吨。公司远期规划700-1000万吨产能，具备成本优势及成长性，未来有望成为全球钾肥行业的重要供应商。

3.4 氟化工:制冷剂长期配额约束收紧，龙头有望保持长期高盈利水平

截至 12 月初（12 月 2 日），上证综指收于 3363.98 点，较年初的（1 月2日）的2962.28 点上涨 13.56%；沪深 300 指数报 3947.63 点，较年初的3386.35上涨16.57%；申万化工指数报 3483.66，较年初的 3455.32 上涨0.82%；氟化工指数报1362.90 点，较年初的 1440.87 下跌 5.41%。

据我们编制的国信化工价格指数，截至 2024 年 11 月30 日，国信化工氟化工价格指数、国信化工制冷剂价格指数分别报 1095.37、1427.76 点，分别较年初+15.30%、+62.62%。

氟化工产品价格方面，由于空调排产高速增长、汽车产量再创新高，制冷剂供给端实施配额约束，制冷剂 R22、R32、R125、R134a、R152a 涨幅凸显；氟聚合物由于产能扩张，短期处于供过于求格局，PTFE、PVDF 等产品价格出现不同程度的下滑。具体来看，截至 2024 年 11 月 29 日，R22 报盘 31500 元/吨，较年初上涨65.79%；R32 报盘 39500 元/吨，较年初上涨 135.82%；R125 报盘38000 元/吨，较年初上涨 40.74%；R134a 报盘 38500 元/吨，较年初上涨42.59%；R152a 报盘19000元/吨，较年初上涨 40.74%。

制冷剂价格与价差表现

2024 年，随配额细则方案的落地，叠加空调排产数据表现靓丽，部分企业停产检修，制冷剂延续景气上行趋势。1-2 月制冷剂价格较往年更早/提前性地出现了稳步上涨。3 月份涨价最明显的制冷剂品种是 R32 和 R410a，月度环比上涨14%和9%。4-5 月份价格上涨的制冷剂品种主要是 R22。6-8 月R22、R32 产品价格保持相对稳定，R125 由于空调需求逐步进入淡季，R410a 需求逐步进入低位，对于R125需求减少，价格逐步下调。9 月以来，R32 部分装置进入检修期，产品价格持续上涨，R134a 下游需求稳定，随着企业挺价意愿的逐步增强，刺激贸易市场部分刚需订单逢低补库，价格维持上涨。进入年底，企业剩余配额有限，12 月行业检修面扩大，货源紧张气氛持续蔓延；需求端年底空调排产保持双位数增长，在供给缩减、需求增加的背景下，制冷剂市场价格再次迈入增长阶段。

制冷剂出口数据跟踪

2024 年年初以来，我国不同制冷剂品种出口趋势有所波动，整体出口量仍不及往年同期水平。2024 年 1-10 月，我国 R22 出口 6.77 万吨，同比-17.54%；R32出口4.41 万吨，同比+10.78%；R125/R143a/R143 出口 1.34 万吨，同比-31.27%；R134a出口 10.26 万吨，同比-10.41%。截至 2024 年 10 月出口均价，R22、R32、R134a等产品外贸价格与内贸价格仍然倒挂，即外贸价格低于内贸价格。但近期外贸R22、R32、R134a 市场整体表现向好，R22、R32、R134a“国内-出口”价差明显收敛，根据氟务在线，R32 出口价格上涨至 39000-40000 元/吨，已与内贸价格持平。

2024 年 10 月 18 日，生态环境部发布《关于印发2025 年度消耗臭氧层物质和氢氟碳化物配额总量设定与分配方案的通知》。方案整体遵循目标导向、稳中求进、分段实施、分类施策的工作原则，二代制冷剂配额严格落实年度履约淘汰任务，三代制冷剂配额在综合考虑行业发展需求和2024 年度三代制冷剂（HFCs）配额实施情况下，对部分产品的配额发放进行了细微调整。我们认为，配额方案表明政策严肃性将持续，在供给端长期强约束的背景下，我们持续看好制冷剂产品的景气度延续。 根据《方案》，2025 年我国二代制冷剂（HCFCs）生产配额总量为16.36万吨，内用生产配额总量与使用配额总量为 8.60 万吨，2025 年度我国HCFCs生产和使用量分别削减基线值的 67.5%和 73.2%。细分产品来看，R22 生产配额/内用生产配额相比 2024 年分别削减 18%/28%，R141b 生产配额/内用生产配额削减57%/68%，R142b 生产配额/内用生产配额削减 64%/79%，R123 生产配额削减21%，R124 生产配额/内用生产配额削减 19%/28%。R22、R141b、R142b 内用配额削减量相对较大，产品将具备一定价格弹性。据测算，2025 年R22 内用生产配额分配为：巨化股份 2.53 万吨，东岳集团 2.24 万吨，梅兰化工1.99 万吨，三美股份 0.34 万吨，永和股份 0.22 万吨。

生态环境部根据 HCFCs 淘汰的替代需求、半导体行业R41 和R236ea 的增长需求，增发 4.5 万吨 R32 生产配额（内用生产配额为4.5 万吨）、8000 吨R245fa生产配额（内用生产配额为 8000 吨）、50 吨 R41 配额（内用生产配额为25吨）、50 吨 R236ea（内用生产配额 0 吨），其他品种配额与2024 年保持一致。在配额调整上，生产企业在满足不增加总 CO2当量且累计调整增量不超过分配方法核定品种配额量 10%的前提下，可在年中 4 月30 日与8 月31 日前提交同一品种或不同品种的配额调整申请，在限制条件未改变的前提下，利于制冷剂上下游企业根据实际的需求情况进行产能的灵活调配。在不考虑年内品种间配额调整的前提下，我们测算了2025 年R32 具体分配方案，其中巨化股份（含飞源化工）生产配额为 128039 吨，市占率为45.00%，东岳集团生产配额为 56131 吨，市占率为 19.73%，三美股份生产配额为32997吨，市占率为 11.60%，东阳光生产配额为 31638 吨，市占率为11.12%，行业竞争格局不变。

空调/汽车/冰箱排产数据及出口数据跟踪

2024 年上半年空调生产数据表现靓丽，四季度内外销排产保持双位数高速增长，家用空调产业进入新周期。2024 年，虽然房地产市场景气度依然低迷，且竣工端空调终端零售市场消费并未完全提振，但国家政策层面提出一系列促进经济增长的措施等政策发布为家电业（如白电空调等）带来重磅利好。四季度从排产数据看，家用空调内销进入了年底冲刺阶段，与前期旺季库存高企终端低迷的压力相比迎来回暖，双十一促销叠加以旧换新政策，各品牌将进行最后一轮冲刺；四季度海外市场进入备货期，出口排产增幅再创新高，欧美补库需求持续、美国降息刺激消费、欧洲夏季炎热，空调备货需求强烈。此外，新兴市场特别是东南亚和拉美地区的快速增长也将为中国空调出口提供新的增长点。国家统计局数据显示，2024 年 10 月中国空调产量 1620 万台，同比上涨18.00%；1-10月累计产量 18849 万台，同比增长 6.52%。据产业在线，2024 年10 月家用空调销售1286.9 万台，同比增长 37.9%，其中内销 628.9 万台，同比增长24.1%，出口658.0万台，同比增长 54.3%。据产业在线家用空调排产报告显示，2024 年12 月家用空调内销排产 702.2 万台，较去年同期内销实绩增长15.0%，出口排产1088万台，同比+48.5%。

2024 年我国汽车出口增长势头仍在延续。2023 年电动化和智能化浪潮等助推汽车行业稳定增长，我国成为全球最大汽车出口国。据中汽协数据，2024年1-10 月，汽车产销累计完成 2445.93 万辆和 2157.1 万辆，同比分别增长1.9%和 2.4%。海外市场方面，2024 年 1-10 月，汽车整体出口达到485.25万辆，同比增长 25.35%，汽车出口金额达到 983.04 亿美元，同比增长18.61%。

冰箱：得益于 2023 年需求大幅下滑导致的低基数、海外生产疲弱、新兴市场的需求增长，以及欧美的补库需求及订单回流，2024 年以来，冰箱外销已连续多月高速增长。现阶段，国内家电市场进入高端化和消费分级同步推进的时段。近几月来，随着各地区政策落地、更多网点加入、政策宣传影响的持续扩大，消费者对大容量以及一级能效冰箱产品关注度较高，以旧换新提振明显。从排产来看，继9 月内销排产上调之后，以旧换新、双十一叠加年底业绩冲刺，10 月冰箱排产继续走高，内销排产创年内新高。据产业在线预测，2024 年12 月冰箱内销排产443万台，较上年同期内销实绩增长 19.0%。12 月内销排产较11 月略有回落，但在双十二、年底业绩冲刺以及春节提前备货等多重利好下，全年内销规模创近五年新高。海外受黑五以及圣诞季大促影响，叠加部分采购商考虑到春节假期提前备货，中国冰箱出口四季度排产保持双位数增长，其中新兴市场增幅突出。根据产业在线预测，2024 年 12 月冰箱出口排产 417 万台，同比去年实绩增长12.5%。

冷柜/冰柜：中物联冷链物流专委会公布的数据显示，2023 年我国冷链需求总量预计达到 3.5 亿吨，同比增长 6.1%；冷链物流总收入预计达到5170 亿元，同比增长 5.2%。在冷链需求逐步企稳回升带动下，冷链相关物流基础设施也在加快发展。2023 年冷藏车保有量预计达到 43.1 万辆，同比增长12.8%；冷库总量预计达到 2.28 亿立方，同比增长 8.3%。随着 2024 年中央一号文件的发布，农产品冷链物流行业迎来了新的发展机遇。据国家统计局数据，2024 年10 月全国冷柜产量217.28 万台，同比增长 5.89%；1-10 月累计产量 1818.3 万台，同比增长4.3%。

供给端 2025 年制冷剂配额方案发放，二代制冷剂履约加速削减，三代制冷剂R32同比增发 4.5 万吨，R22、R32 等品种行业集中度高；需求端今年受以旧换新政策刺激、局部区域高温、欧美补库、东南亚等新兴区域需求增长等因素影响，海内外空调生产、排产大幅提升。二代制冷剂 R22 等品种在供给快速收缩、空调维修市场的支撑下，供需偏紧；三代制冷剂 R32 供给同比小幅提升，但需求端也呈现快速增长，预计将保持供需紧平衡。在制冷剂长期配额约束收紧、空调排产提振的背景下，我们看好 R22、R32、R125、R134a 制冷剂景气度将延续，供需格局向好发展趋势确定性强，二代、三代制冷剂配额龙头企业有望保持长期高盈利水平。

3.5 磷化工：下游需求持续增长，磷矿石长期价格中枢有望维持较高水平

磷化工行业的景气度取决于磷矿石价格的景气度，看好磷矿石长期价格中枢维持较高水平。近两年来，我国可开采磷矿品位下降，开采难度和成本提升，而新增产能投放时间周期较长，同时需求端以磷酸铁锂为代表的下游新领域需求不断增长，国内磷矿石供需格局偏紧，磷矿的资源稀缺属性日益凸显，30%品位磷矿石市场价格在 900 元/吨的高价区间运行时间已超 2 年。据百川盈孚截至2024年12月 12 日，国内 30%品位磷矿石市场均价为 1018 元/吨，较去年同期上涨1.09%。

供给端：在建产能及进口磷矿石中长期难以扭转磷矿石供需偏紧格局

1-10 月我国磷矿石累计产量同比增长 9.60%,创 2018 年以来同期最大值。据国家统计局数据，2024 年 1-10 月我国磷矿石累计产量 9258.58 万吨，同比增长9.60%，产量创下 2018 年以来同期最大值，并超过 2020 年全年产量。据百川盈孚，截至2024 年 9 月，我国磷矿石名义产能 19447 万吨/年（有效产能11916 万吨/年），同比减少 1.2%，生产企业约 273 家，行业集中度较低，CR1、CR4、CR8 分别为10.99%、23.25%、33.36%。

新增产能短期难以扭转磷矿石供需偏紧格局。磷矿石新增与淘汰产能方面，据百川盈孚，预计 2024-2026 年国内每年各新增名义产能190、2285、3030 万吨/年，3 年合计新增 5505 万吨/年磷矿石产能。2016-2023 年我国合计淘汰3525.27万吨/年磷矿石产能，目前国内磷矿石名义产能与有效产能间仍有7531 万吨/年闲置产能，在近两年磷矿石价格高位运行背景下仍处于闲置状态，未来有望得到出清。此外，我国磷矿近 90.8%为中低品位矿石，平均品位仅约17%-18%，目前在产磷矿多面临开采时间较长导致的资源枯竭及磷矿石品位下降、开采成本较高等问题，我们预期未来几年国内部分中小、枯竭磷矿有望陆续关停。因此，考虑计划新增产能与淘汰产能相抵后，未来三年我国的磷矿石供需格局仍有望保持紧平衡状态。进口磷矿石难以扭转国内磷矿石供需偏紧的局面。据海关总署，1-10 月我国累计进口磷矿石 160.96 万吨，同比增长 61.19%；累计进口金额1.56 亿美元，同比增长 39.74%；平均进口均价 96.95 美元/吨，同比下降13.31%。总的来说，2023年以来虽然我国的磷矿石进口量大幅增长，但绝对数量较小，进口量/国内产量不足2%，再考虑我国的磷化工产业主要集中在鄂、云、贵、川四省，叠加长途运输成本后进口磷矿石的成本优势显著下降，因此进口磷矿石也难以扭转国内磷矿石供需偏紧的局面。

需求端：磷矿石表观消费量持续增长

据百川盈孚及海关总署数据，1-10 月我国累计磷矿石表观消费量达9542.47万吨，同比增长 10.86%；我国磷矿石表观消费量自 2020 年触底以来持续回升，2021-2023年每年表观消费量均突破 1 亿吨，下游需求平稳增长。分月度看，1-2 月国内磷矿石表观消费量基本与去年同期持平，3-5 月国内月度表观消费量均维持在900万吨以上，4-5 月同比增速在 10%左右，6 月以来国内月度磷矿石表观消费量均维持在 1000 万吨以上，其中 9 月表观消费量达 1165.02 万吨，同比增长12.98%，创下 2019 年以来最大单月表观消费量。总的来说，今年以来我国磷矿石表观消费量持续提升，考虑到四季度依旧是磷矿石的消费旺季，我们预计2024 年全年我国磷矿石表观消费量将创下 2019 年以来的最大值。

磷矿石下游需求表现回顾：磷肥产销量平稳增长，新能源领域边际需求持续提升

磷肥产量平稳增长，刚需属性持续凸显。2024 年1-11 月，我国磷酸一铵产量1011.11 万吨，同比增长 9.58%；磷酸二铵产量 1311.67 万吨，同比增长2.22%；一铵与二铵产量合计 2322.78 万吨，同比增长 5.30%。出口方面，1-10 月中国磷酸一铵累计出口量 166.18 万吨，同比减少 1.98%，同期磷酸二铵出口375.09万吨，同比减少 7.45%。整体来看，今年以来我国的磷肥国内需求保持平稳增长，抵消了出口量小幅下降带来的需求减量，保障了磷肥产量平稳增长，进而对磷矿石需求量起到压舱石作用。 农药去库周期渐进尾声，黄磷与草甘膦产量稳步增长。2024 年1-11 月，我国黄磷产量 77.98 万吨，同比增长 20.75%。2024 年黄磷下游消费中磷酸占35%、草甘膦占 31%、三氯化磷（除农药用）占 15%、五氧化二磷占3%、其他占16%。今年以来草甘膦对黄磷消耗增加，热法磷酸对黄磷需求相对平稳，三氯化磷对黄磷消耗量减少。今年以来，随着海外农药去库周期渐进尾声，海外的采购节奏逐渐恢复正常，草甘膦需求持续回暖，1-11 月我国草甘膦产量56.39 万吨，较2023年同期增长 16.81%。整体来看，受益于草甘膦等产品需求逐渐恢复，黄磷的产销量平稳增长，有力支撑了磷矿石需求。

新能源汽车产销量同比高增，磷酸铁锂在磷矿下游需求占比持续提升。据工信部，前三季度我国新能源汽车产销量同比分别增长 31.7%和32.5%，10 月份我国新能源汽车产量占汽车产量的比值已达 48.34%，其中磷酸铁锂动力电池销量占比更是达到 71.30%。受益于新能源汽车渗透率持续提升，正极材料磷酸铁锂的需求快速增长，2024 年 1-11 月国内磷酸铁锂产量 229.93 万吨，同比增长49.80%，折算成17%品位磷矿石需求量约 608.45 万吨，占我国磷矿石产量的约5.82%，而2020年这一比值仅为 0.42%。随着新能源汽车渗透率持续提升，我们预计未来几年磷酸铁锂在磷矿石下游需求中的占比将进一步提升，考虑其他需求多具有刚需属性，因此新能源领域对磷矿石的边际需求增量已成为决定磷矿石价格走势的关键因素，我们预计未来三年新能源领域对磷矿石的需求量仍具有相当可观的提升空间。

成本利润端：开采成本稳定，磷矿石利润率维持在较高水平

据百川盈孚，截至 12 月 12 日，国内露天开采及地下开采的磷矿石毛利润分别为540、520 元/吨，毛利率分别为 52%、50%；磷矿石的开采成本相对稳定，国内露天及地下开采的成本分别约为 500、520 元/吨，磷矿石的毛利率与价格同步波动，随着磷矿石价格在高位维持，磷矿石的利润率也维持在较高水平。

3.6 油脂化工：棕榈油供应放缓，棕榈油价格进入上升周期

棕榈油是由油棕树上的棕榈果压榨而成，果肉和果仁分别产出棕榈油和棕榈仁油。棕榈油经过精炼分提，可以得到不同熔点的产品，分别在餐饮业、食品工业和油脂化工业拥有广泛的用途。棕榈油是一种热带木本植物油，是目前世界上生产量、消费量和国际贸易量最大的植物油品种，与豆油、菜籽油并称为“世界三大植物油”。马来西亚及印度尼西亚是最大产出国，中国使用的棕榈油完全靠进口获得。根据 Wind 数据，今年以来，棕榈油价格（期货收盘价）在经历4 月中旬的短期回落后，于 8 月下旬起进入价格上行阶段，价格从 2024 年8 月14 日的7420元/吨上涨至 12 月 3 日的 10428 元/吨，价格上涨 3008 元/吨，涨幅达40.54%。棕榈仁油方面，根据百川盈孚数据，今年以来整体价格（华东市场价）呈现持续上涨行情，价格由年初的 7600 元/吨上涨至 12 月 9 日的15500 元/吨，价格上涨7900元/吨，涨幅达 103.95%。

棕榈油受自然天气、种植面积有限、树龄老化等因素影响，棕榈油供给端难以提振。棕榈油的主产国为印度尼西亚与马来西亚，近年来的天气变化对棕榈油产量出现较大影响，其中 2023 年的厄尔尼诺现象影响了2024 年棕榈油产量，今年产地一季度、四季度降水不理想，产地 2025 年产量恢复有限。树龄和种植面积方面，印尼棕榈油面积扩张放缓，除私人大型种植园外，其他种植园棕榈树老龄化加剧，当前印尼棕榈树整体老化占比高达 28%；马来西亚在2018 年则宣布不再扩张种植面积，当前老化树占比达 27%，重植推动进度则更慢，目前年重植率仅为1%-2%，棕榈油供应放缓格局确定。根据 Wind 数据，2024 年9 月印尼棕榈油产量为442万吨，同比减少 2.6%，与近五年均值比减少 5.6%；2024 年10 月马来棕榈油产量为 182 万吨，同比减少 6.2%。

棕榈油主产国与需求国库存偏低，支撑价格。根据光大期货数据，今年来，棕榈油主产国印尼及马来棕榈油库存大多低于 2023 年同期，略低于近五年来均值。棕榈油需求国中国库存也处于历史偏低位置。

需求端主要受益于印尼于明年推行生物柴油 B40。印尼将于2025 年起实施生物柴油 B40，将棕榈油基脂肪酸甲酯（FAME）的生物柴油占比提升至40%，其余为传统柴油。B40 分配目标 1608 万千升，较 2024 年的 1340 万千升增加20%，对应棕榈油消耗增量约 225 万吨。马来生物柴油政策目前是B10 全面执行，B20 部分地区执行，B30 推迟到 2030 年，2025 年生物柴油将无政策增量。根据美国农业部 USDA 预计，2024 年度全球棕榈油产量为79.63 百万吨，需求为78.32 百万吨，预测 2024 年度供给-需求缺口为 1.31 百万吨，同比增加0.15百万吨。

印尼、马来调整出口关税结构，关税整体随棕榈油价格上行而上涨。印尼方面，印尼为实现能源安全而推行生物柴油，从印尼棕榈油出口税中收集资金对生物柴油生产企业进行补贴。当前印尼棕榈油出口分为duty 税与levy 税，其中duty税率随着棕榈油价格提升而上行，levy 税为棕榈油价格的7.5%。而印尼对于棕榈油加工品出口则不收取额外赋税。马来方面，棕榈油出口关税分为暴利税和出口税，主要用于补充财政，可以用于生柴、重植等补贴。其中暴利税方面，目前马来西亚对棕榈油价格征收 3%的暴利税，马来西亚半岛的棕榈油价格超过每吨3000林吉特，沙巴和沙捞越的价格超过每吨 3500 林吉特则开始征收。自2025年1月1 日起，触发马来西亚暴利税的原棕油价格门槛将提高至马来西亚半岛3150令吉/吨，沙巴和砂拉越 3650 令吉/吨。出口税方面，自今年11 月起，针对价格高于3450 马币/吨提出了更新的税率标准。

3.7 SAF 行业：欧洲 SAF 强制添加，带动需求高增

随着航空业的发展，其产生的温室气体排放绝对量和占比预计将不断增大，碳减排迫在眉睫，航空业最现实可行的碳减排措施或是推广应用可持续航空燃料（SAF）。在诸多措施中，研发飞机新技术及提高运营与基础设施效率这两项措施是一个需要长期持续且不断进步的过程。在过去十多年，机队的燃油效率在稳步提高，不过，常规技术领域的优化所能产生的碳减排效果相对有限。未来，最重要的碳减排措施或在于应用更大比例的 SAF。SAF 是指使用非化石燃料的可再生清洁原料生产的新型航空燃料，旨在促进碳排放减少以及航空业的可持续发展。

HEFA 是目前及中期最重要的 SAF 生产工艺。HEFA 工艺的原料来源广泛，从餐厨余油、植物油到动物脂肪，甚至藻类，都可以成为 HEFA 的原料；HEFA 生产工艺主要来自相对成熟的石油炼制技术。综合来看，由于HEFA 路线原料来源丰富且技术成熟，短期内是最具竞争力路线，目前 HEFA 路线的产品加氢植物油（HVO）在可持续航空燃料的市场份额可达 95%以上。预计到 2030 年，全球范围内SAF的生产技术路线仍将以 HEFA 工艺为主。 在 HEFA 技术路线下，SAF 产业链与生物柴油产业链高度重合。适用于HEFA的原料较多，主要以油脂为主，包括动物油、植物油、餐饮废弃油等，也包括藻类物质。产业链中游企业主要是 SAF 生产商和供应端，中游企业不仅包括传统石化企业，也包括生物合成企业（生物柴油等）、新能源企业（氢能等）等新兴企业。生产流程为利用动植物油脂及废弃食用油经加氢脱氧、异构化、裂化分馏等流程生成 SAF。其中，生物合成企业生产二代烃类生物柴油的技术路径与HEFA十分类似，只是生产 SAF 时需要对长链烷烃进行更深度异构化的裂解与分馏。目前商用飞机 SAF 是最主要的需求来源，占据市场大约 83.8%的份额，其次是军用飞机。此外，大型物流运输公司也积极布局，例如全球顶尖的物流企业DHL 致力于到2050年实现物流相关净零排放，并设立了到 2030 年将可持续航空燃料混合比提高到超过 30%的目标。

欧洲航煤中添加 SAF 比例明确，多国政策逐步跟进。欧盟制定了国家或地区层面的 SAF 应用目标和航空碳减排目标，2025 年开始强制添加2%的SAF，并不断提高添加比例；近年来很多国家正在加速推进和参与 SAF 产业发展和政策制定。

保守估计 2025 年欧洲 SAF 消费量为 140 万吨，2030 年SAF 消费超400 万吨。SAF行业自 2021 年进入市场拓展期以来至今已取得较为快速的发展，但其需求端长期以来受到成本较高、认证繁琐等因素限制，但这些因素在全球共同目标以及各国政策扶持的帮助下得到有效缓解，且需求量还因技术革新、旅客需求等积极因素逐步扩大。欧盟目前逐步提高 SAF 掺混目标，2023 年最新规定显示，2025年1月 1 日起，航空燃料最低添加 2%的 SAF，至 2050 年，SAF 掺混比例至少要提升至70%。新冠疫情前欧洲航空煤油消费量高峰为 2019 年，达6854 万吨。据IEA数据，2023 年欧洲航空煤油消费量为 1.46 百万桶/天，折合约6400 万吨。2024年4月IEA 数据显示欧洲航煤消费量为 1.51 百万桶/天，折合6800 万吨，欧洲航空煤油市场呈现较好的恢复态势。保守估计今后欧洲航空煤油消费量稳定在7000万吨/年，则 2025 年 SAF 最低消费量为 140 万吨，2030 年SAF 消费量达420 万吨。

国内 SAF 市场逐步开启

2023 年 7 月，民航局适航审定司《航空替代燃料可持续性要求（征求意见稿）》发布，2024 年 7 月，民航二所可持续航空燃料发展研究中心正式揭牌成立。2024年 9 月，中国发改委和中国民航局正式启动了 SAF 应用试点。国内 2025 年有望实现初步商业规模的 SAF 使用。2022 年《“十四五”民航绿色发展专项规划》发布，提出力争 2025 年 SAF 消费量达到2 万吨以上，“十四五”期间消费量累计达到 5 万吨。2023 年工业和信息化部、科技部、财政部、民航局联合印发《绿色航空制造业发展纲要（2023—2035 年）》，提出到2025年，实现使用 SAF 的国产民用飞机示范应用。 SAF 全球远期市场空间广阔。在政策引导和扶持下，已制定阶段性目标的欧盟2050年强制规定 SAF 混掺比例需超过 70%，预计远端需求空间超过4000 万吨，而根据国际民航组织（ICAO）主办的第三届航空替代燃料会议（CAAF/3）显示，截至2023年超过 50 家航空公司已承诺到 2030 年将 SAF 使用比例提升至燃料总用量的5-30%，其中大多数公司保证这一比例不低于 10%。基于以上需求测算以及IATA第 77 届年会批准全球航空运输业于 2050 年实现净零碳排放的决议，预计到2050年，航空领域 65%的减排将通过使用生物航煤来实现，则SAF 需求量将从2023年的 5 万吨阶段性大幅提升至 2030 年的 1800 万吨，占总燃料需求的5.2%，在长远目标中，2050 年达到 3.50 亿吨，占总燃料需求的65.0%。

我国 SAF 产能及原料优势逐步凸显，有望实现出口突破

目前，欧美是 SAF 主要的消费市场，也是生产商集中的地区，欧盟国家在2021年生产了 210 百万升（约 18 万吨）可持续航空燃料（SAF）。在欧洲各主要生产商已有产能和公开的新产能中，主要以 HEFA 路线为主。到2025 年，采用HEFA路线产能可达 720 万吨，这些产能最高可产 SAF 300 万吨/年。中国石化 2009 年启动 SAF 研发，其后开展了一系列示范性生产；中国石油于2011年完成首次生物航煤验证飞行，在“十三五”和“十四五”期间开发了生物航煤工艺包。据不完全统计，截至 2024 年，中国 SAF 已有产能仅有35 万吨/年，已签约待投产产能 353 万吨/年，其中大部分产能采用HEFA 路线。由于SAF 需求量受政策影响较大，当需求增长时，现有产能可能不能满足需求。

由于生产第二代生物柴油（尤其是烃基生物柴油，HVO）的企业一般也都具备转产SAF 的能力，可以根据市场需求调整产品线，目前具备第二代生物柴油产能的企业如海新能科也有望受益于 SAF 的大发展。

我国生物柴油出口欧洲受阻，工业级混合油(UCO)出口退税取消，我国SAF出口有望实现突破。2023 年 10 月，代表欧洲生物柴油生产商的欧洲生物柴油委员会(EBB)向欧盟委员会提起反倾销投诉，并于 2023 年12 月展开调查。2024年7月19 日，欧盟委员会提议对出口欧盟的中国生物柴油征收12.8%至36.4%的临时关税，并于 2024 年 8 月中旬实施。中国生物柴油出口遭到沉重打击，2024年1-10月，出口量下降 44%。2024 年 11 月财政部及国税局公告，自2024 年12 月1日起，化学改性的动、植物或微生物油、脂俗称废弃油脂、工业级混合油（UCO），取消13%的出口退税。UCO 是生产生物柴油和可持续航空燃料（SAF）的原料，具有显著的碳减排效益，长期享受出口 13%的退税政策。取消UCO 出口退税，有助于这将进一步保证我国油脂加工企业的原料自给能力，促使企业对UCO 进行加工后出口，进一步提高产品附加值。目前欧洲对我国可持续航空燃料（SAF）不征收反倾销税。在 SAF 需求高增的预期下，我国生物柴油企业转型生产SAF 并实现出口，有望实现客观利润。

编辑：火腿肠