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国际油价：预计 2020 年布油价格在 60-70 美金波动
2019 年走势回顾：多空切换，布伦特油价在 60 美金附近徘徊
2019 年国际油价走势基本上保持了震荡态势。2018 年 Q4 以来，由于 OPEC 及美国增产，同时美国阶段性 豁免伊朗制裁，导致全球供给增加，油价大幅下跌；2018 年底，OPEC+达成新的一轮减产协议，供需根据好转， 2019 年 1-4 月国际油价持续回升；进入 5 月份之后，中美贸易摩擦持续升级，市场对原油需求产生悲观预期， 同时美国原油产量持续增长，油价随之下跌；2019 年下半年，6 月份霍尔木兹海峡争端，以及 9 月份沙特遇袭， 分别在短时间内催动油价的大幅上涨，但全球经济增长悲观预期又对油价进行了压制，整体在 60 美金附近震荡。
长期来看，全球原油市场的供需格局将对原油价格产生深刻影响，从需求来看，美国、欧洲、以及以中国、 印度为代表的新兴经济体的经济增速决定着国际原油市场的需求；从供给来看，原油供给趋向政治主导，美国、 沙特、俄罗斯“三强鼎立”，控制着全球产国三分之一的原油供给，美国页岩油产量的快速增长将扩大其在全球 原油市场中的话语权。另外，地缘政治对原油市场的边际影响正在加强，美国、俄罗斯、沙特之间的政治博弈 将对油价产生深层次影响，伊核问题、ISIS 武装、委内瑞拉政治经济局势同样会在短期内对油价产生剧烈波动。 另外，原油同样具备一定的金融属性，金融市场的波动也会对原油价格产生一定影响
美国：原油产量继续提升，但后续增长乏力
美国原油持续增产。2010 年以来，随着页岩油革命成功，美国国内油气产量大幅提升，原油出口量大幅增 长，进口量也在不断下降。2018 年美国原油总产量达到 1327 万桶/日，相对于 2008 年的产量低点基本上已经 翻倍，其中根据 EIA 的估算，2018 年页岩油在美国原油产量中的占比已经达到 59%。根据 Rystad Energy 数据， Permian Midland 地区的页岩油盈亏平衡成本已经从 2013 的 98 美金下降至 2016 年的 39 美金。从 2016 年下半 年开始，尽管 WTI 油价还在 50 美元左右徘徊，但是页岩油区域的钻井数和产量已经开始止跌回升。根据最新数 据，截至 2019 年 11 月底，美国原油产量为 1290 万桶/日，相对于 2019 年初的 1170 万桶/日，增长了 120 万桶 /日，增长势头依然强劲。
对美国来说，美国原油生厂商开采原油的盈利平衡区间对应的原油价格为 47-55 美元/桶（而考虑到米德兰 与库欣区域的 5 美元/桶价差，实际成本线对应的美油价格为 52-57 美元/桶，市场容量与物流瓶颈制约也造成 了 WTI 原油与布伦特原油油价倒挂）；而各个生产商普遍在 50 美元以下是不愿意进行资本开支的；因此 50 美 元/桶以下的美油价格中长期将缩减美国原油产量。
油气产量持续增长，但钻机数量正在减少。回顾 2019 年，一个有趣的现象是，尽管美国钻机数量大幅下降， 但石油和天然气产量今年继续增长。截至 2019 年 12 月 6 日，美国钻机数量为 799 部，相对于一年之前下降 26%， 其中原油钻机数量为 663 部，下降 24%，天然气钻机为 133 部，下降 33%。
DUCs 消耗保障了原油产量持续增长。考虑到钻探活动的持续下降，但石油产量竟然持续增长，其中很大一 部分石油增产是 DUCs（由新钻未完工井）带来的，根据 EIA 数据，2019 年 10 月美国 DUCs 为 7642 口，而在 2019 年 5 月这一数字曾达到 8374 口，下降幅度达到 9%；而新钻井口数为 1148 口，相对于一年之前下降 373 口，这 与钻机数量下降的规律基本一致；完工井口数为 1373 口，相对于一年之前增加 149 口。因此，原油产量的增长 很大程度上是由于 DUCs 的消耗所保障的。
如果原油价格维持目前状态，美国原油产量或者 2020 年底停止增长。在石油价格没有上涨的情况下，预计 钻机数量及新钻井数将继续保持目前的下降状态，因此未来一段时间的石油产量增长仍将由 DUCs 的消耗所保障， 预计石油增产的趋势将会持续到 2020 年。但当 DUCs 数量下降到一定程度，不足以继续保障石油产量增长时， 美国石油增产的趋势或将停止，或产量转头向下。如果想刺激更多的新钻井投放，那么则需要更加强势的原油 价格。
另外，从技术角度来看，美国页岩油的新井单口油气产量正在迎来瓶颈。经过多年技术进步，伴随水平段 长度、射孔和压裂密度等持续增加，美国页岩油单口井产量持续增长。但目前页岩油勘探开采技术基本上进入 瓶颈阶段，单井产量增速明显下降，这也成为未来美国页岩油增产的重要限制因素。
综上所述，在目前的油价之前，美国原油产量预计在 2020 年仍将保持增长态势，但是随着 DUCs 的消耗， 以及新钻井数目的减少，若油价不出现大幅度上涨，美国页岩油产量的增长态势或将终结。
OPEC：短期内继续实施减产刺激国际油价，长期局势尚不明朗
OPEC 成员国是减产的既得利益者。在参与原油减产的三年之后，减产参与国的原油产量虽然大幅下降，但 所获得的收入却高于 16Q4 达成最初协议之前的水平。目前，欧佩克平均日收入为 19 亿美元，比 2016Q4 增加了 3.5 亿美元/日，而其产量却减少了近 300 万桶/日。到目前为止，沙特阿拉伯的收入为 6.3 亿美元/日，比去年 第四季度增加了 1.25 亿美元/日。与此同时，OPEC+原油产量与 2016Q4 相比，日产量下降了约 74 万桶。俄罗斯 的收入增长了 1.7 亿美元/日，达到了 6.7 亿美元/日，其产量仅比 16Q4 降低了 7.5 万桶/天。在 OPEC 成员国中， 只有委内瑞拉和伊朗的收入不升反降，主要原因是，这两个国家的石油产量大幅下降。
OPEC+达成短期减产协议。2019 年 12 月 5 日，OPEC+成员国在维也纳举行会议，以沙特和俄罗斯为首的产 油国同意，在现有减产协议的最后三个月增加减产 50 万桶/日，以限制石油供应，但没有对明年 3 月以后的行 动进行承诺，油价受此消息提振出现上涨。OPEC+减产额度从之前的 120 万桶增加至 170 万桶。与此同时，沙特 表态仍自愿维持超过配额的减产力度，将延续 40 万桶/日的自愿减产，这意味着 OPEC+的总减产量达到 210 万 桶/日。
长期来看减产协议能否继续执行尚不明朗。2020 年 3 月的减产期限届满之后，能否达成延长减产协议的共 识可能会很棘手。之前，许多俄罗斯生产商已经表示，进一步减产可能会影响对上游新开发项目的投资，并破 坏长期供应目标；另外，在 OPEC 内部，伊拉克和阿联酋也正在推进产能提升计划。
沙特财政收入高度依赖石油，对高油价有强烈诉求。沙特坐拥全球 16%的原油储量，是全球最大的原油生 产国和出口国。沙特经济结构单一，约有 70%财政收入来自原油出口。根据沙特财政部的数据，预计 2019 年财 政赤字将缩减 4.2%，达 1310 亿里亚尔（349.3 亿美元），连续第六年财政赤字；其中支出为 1.106 万亿里亚尔 （2949.3 亿美元），同比增长 7.3%，为史上最高；收入为 9750 亿里亚尔（2600 亿美元），同比增长 9%，而与 此同时，沙特目前也有削减财政赤字和在动荡的中东扩张军费预算的需求，其预算支出的原油基准为 75-80 美 元/桶，显然过低的原油价格沙特并不愿意接受。
沙特是减产政策的坚定执行者。在本轮轮减产中，沙特表现积极，在减产执行之前的一个月，即 2018 年 12 月，沙特已经大幅减产 42 万桶/日。进入 2019 年以来，其原油产量持续降低，已经从 2018 年 12 月的 1059 万桶/日下降至 2019 年 10 月的 989 万桶/日，而在 6 月份，其产量曾达到过 969 万桶/日。沙特在减产中的积极 态度，给与国际油价以较强支撑。
俄罗斯同样对油价上涨有诉求。对俄罗斯而言，2018 年俄罗斯联邦预算盈余约占国内生产总值(GDP)的 2.1%。 这是自 2015 年以来，俄首次出现盈余。我们前述报告也明确提出即使俄罗斯财政结构有所调整，但是要实现其 财政收支平衡，60-65 美元/桶以上的原油价格仍然不可缺少。
俄罗斯同样是世界重要产油国之一，年原油产量占到全球的 14%。2018 年俄罗斯原油产量达到 1035 万桶/ 日，出口量达 506 万桶/日，出口占比为 49%，仅一半的原油用于自用。欧盟超过 30%的石油和天然气来自俄罗 斯，俄罗斯 60%的原油和 75%的天然气都出口到欧洲。但近年来，伴随电动汽车的推广，以及经济增速放缓，欧 洲特别是欧盟国家在石油消费上呈现萎缩趋势。在政治上，北约的东扩和欧盟成员国的扩充，使得欧盟和俄罗 斯双边关系紧张。因此，俄罗斯选择逐步加强其能源的东向输出，并加紧建设新的东部和北部出海口，以缓解 对欧洲市场的过度依赖。
虽然俄罗斯本身并不在 OPEC 之中，却是非 OPEC 国家中最大的原油输出国，为了实现高油价，仍然可以在 “OPEC+”的框架之下与沙特带领的 OPEC 就共同限产实现合作。2018 年 11 月以来，以沙特为首的 OPEC 国家和 俄罗斯为首的非 OPEC 国家在 OPEC+的框架之下执行减产。2019 年 10 月，俄罗斯原油和凝析油产量下降了 3.5 万桶/日，其中 Rosneft（-3.6 万桶/日）、Gazpromneft（-2.1 万桶/日）、Slavneft（-2.1 万桶/日），另有 小生产商产量有所增加。目前俄罗斯的产量为 1123 万桶/日，比一年前减少了 190 万桶/天，但比 OPEC+协议规 定的减产配额仍高出 40 万桶/日。
总体来说，在短期内，OPEC 成员国以及俄罗斯将继续保持减产举措以应对国内财政压力，这将给与国际油 价一定支撑。
需求端：全球经济增长放缓压制原油需求
长期来看，全球石油消费仍较保持增长态势。全球人口预计将从 2018 年的约 76 亿增长到 2040 年的 92 亿， 预计 2040 年的全球经济规模将是 2018 年的两倍。另外，目前在全球范围内仍在一定程度上存在能源贫困，亟 待解决，近 10 亿人仍然无法使用电力，30 亿人无法使用清洁燃料做饭。根据 OPEC 预测，预计在 2018 年至 2040 年期间，一次能源总需求将增长 25%，其中可再生能源的增长速度最快，但到预测期结束时，石油和天然气仍 将满足全球 50%以上的能源需求，类似的趋势也可以在其他组织的长期能源展望预测中看到。
中国和印度将保持较快经济增长。分区域来看，根据预测，OECD 美洲仍将是人均国内生产总值最高的区域， 其次是 OECD 亚洲、大洋洲、欧洲，中东和非洲地区的人均 GDP 仍为最低，预计 2040 年将是唯一一个平均收入 低于 1 万美元（2011 年购买力平价）的地区。印度和中国预计将出现最大的变化，中国的平均收入将升至接近 经合组织 OECD 成员国的水平，并超过俄罗斯。全球人均收入预计将从 15300 美元（2011 年购买力平价）增长 至 2040 年的超过$25000（2011 年购买力平价）。
从中短期来看，全球经济增长放缓正在压制石油需求。在 OPEC 最新发布的《世界石油展望》中，其预测 2024 年 OPEC 组织石油需求仅有 3280 万桶/日，远低于去年的估计值 3500 万桶/日。预计未来非 OECD 国家的需 求仍将增长，但可能在 2020 年达到峰值。OPEC 秘书长穆罕默德·巴金多在报告中称：“考虑到最近全球经济 出现的压力迹象，以及全球经济增长前景，至少在中短期内，2040 年全球石油需求略微下降至 11060 万桶/日。
从短期数据来，EIA、IEA、OPEC 分别预测 2020 年全球石油需求将达到 10214、10150、10088 万桶/日，相 对于 2019 年增速分别为 1.43%、1.20%、1.08%，需求量增加值分别为 143、120、108 万桶/日。
展望未来，预计 2020 年布油价格在 60-70 美元/桶区间波动
综上所述，我们在短期内仍维持国际油价中枢在 60-70 美元/桶的判断。从需求端来看，受到中美贸易争端 预期、全球经济增速放缓等因素影响，全球原油需求受到压制，这在一定程度上影响了原油价格的上行空间。 从供给端来看，美国页岩油产量虽然仍在持续增长，但是在当前油价之下，2020 年之后页岩油产量增长或将明 显放缓；由于沙特和俄罗斯财政收入严重依赖石油，双方在 OPEC+框架之下仍在积极推进原油减产，这在一定 程度上给与油价支撑。另外，中东局势持续紧张，同样也给与油价一定不确定性。整体来看，预计 2020 年布伦 特油价将在 60-70 美金波动。
天然气：需求快速增长，国家管网公司成立带来行业机遇
能源结构升级+环保需求，中国天然气需求保持高速增长
我国能源消费结构与发达国家相比仍有较大差异。中国具有“富煤，贫油，少气”的资源禀赋特征，2017 年煤炭在我国一次能源消费中的占比高达 60.4%，石油占比为 19.4%，天然气占比仅为 6.0%。与发达国家同 期相比，我国煤炭消费比例仍然过高，天然气消费比例则偏低。2017 年天然气在一次能源消费中的占比，世界 平均水平为 24%，美国为 32%，俄罗斯为 52%；加拿大、法国、意大利、英国和瑞士的原煤消耗维持在 10% 以下的水平，大多数国家中天然气的消费比例均不低于 15%。
煤炭是造成空气污染的重要来源。煤炭在燃烧时会产生包括二氧化硫、氮氧化物、颗粒物、一氧化碳在内 的气体污染物，同时所排放的烟尘中有许多难以去除的超细颗粒，是 PM2.5 的主要来源；二氧化硫和氮氧化物， 进一步与空气中其他污染物进行复杂的大气化学反应，形成硫酸盐、硝酸盐二次颗粒，由气体污染物转化为固 体污染物，加剧大气污染。近年来各省市环保部门加快对大气污染源的解析工作，观察空气质量排名较差的前 10 位城市的 PM2.5 来源可以发现，燃煤污染首当其冲。
提高以天然气等清洁能源使用占比，是发达国家大气污染治理的成功经验。天然气洁净环保，几乎不含硫、 粉尘和其他有害物质，其作为工业燃料使用时所产生的二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放仅为煤炭的 1.7%、15.8% 和 8.7%，污染物排放量明显著减少。使用天然气在部分消费场合对煤进行替代已经成为大气减排的一项重要途 径。部分发达国家在历史上也经历过大气重度污染阶段，加大推广以天然气为代表的清洁能源使用占比，进行能 源结构调整，是大气污染治理的重要成功经验。
从顶层设计角度敦促能源结构升级，提高天然气消费占比。2016 年底由国家发改委、国家能源局发布的《能 源发展十三五规划》及《天然气发展十三五规划》提出“进行能源消费结构，将天然气作为煤、石油之后的新 一代主体能源，2020 年天然气消费量占一次能源消费比例从 2016 年的 6.3%提升到 8%到 10%，煤炭消费比重 降低到 58%以下。”除此之外，还对能源供应能力提出目标“要求国内一次能源生产量约 40 亿吨标准煤，其中 煤炭 39 亿吨，天然气 2200 亿方。 ”
2018 年 9 月 15 日，国务院印发《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，这是到迄今为止针对天然气 行业发展所发布的最高规格指导政策，由此可见，提高天然气使用占比已经上升至国家战略高度，将是未来相 当长时间的发展趋势。
《天然气发展“十三五”规划提出》提出，到 2020 年，天然气产量、供应保障能力分别达到 2070、3600 亿方；常规天然气、页岩气、煤层气产量分别达到 1670、300、100 亿方；气化人口 4.7 亿人；管输里程 达到 10.4 万公里，输气能力达 4000 亿方。《中长期油气管网规划》对我国天然气产业的发展指定了具体 目标，规定了天然气管网总里程、天然气管道进口能力、LNG 卸载能力等天然气行业重要指标。
《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》提出，“力争到2020年底国内天然气产量达到2000亿方以上”， 通过“健全天然气多元化海外供应体系”，“构建多层次储备体系”，“研究将中央财政对非常规天然气补贴 政策延续到‘十四五’时期，将致密气纳入补贴范围。”等措施推进天然气产业稳定发展，在国家顶层政策 层面为产业发展奠定信心。
天然气本身是深具发展潜力的清洁能源。相较于煤和石油两种传统化石能源，天然气具有清洁环保、安全 性高、燃烧效率高等特点，近年来发展深受关注，无论是在全球还是国内，其需求增长潜力巨大。根据埃克森 美孚石油公司预测，2030年之前，天然气消费需求年均增长率有望保持在2%，而煤和石油年均增长率仅为0.7%； 且到 2035 年，天然气占世界一次能源消费的比重有望达到 25%，超过煤和石油。未来我国天然气消费量的高速 增长（特别是相对于石油、煤炭的增速）仍是大势所趋。包括 BP、中国石油、EIA、IEA、IHS 等在内的组织均预 期在未来 20-30 年内，中国将是全球天然气消费量增长的主要驱动力之一。
中国天然气增速有所放缓，但增量依旧可观
天然气消费增速有所放缓，但增量依旧可观。2018 年我国天然气表观消费量达到 2803 亿立方米，同比增 长 17.5%，日高峰用气量首次突破 10 亿立方米，全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至 10 个。从区 域消费看，各省天然气消费水平都有明显提升。浙江、河北、河南、陕西四省的消费规模均首次超百亿立方米， 全国天然气消费规模超过百亿立方米的省份增至 10 个。预计，2019 年我国天然气表观消费量将达到 3100 亿立 方米左右，同比增长约 10%。
我国天然气的下游消费主要集中在工业燃料、城市燃气、发电、化工和交通运输五大领域。截至 2016 年， 天然气消费结构中工业燃料、城镇燃气、燃气发电、天然气化工、交通运输所消费天然气的比重分别为 34%、 28%、13%、13%、12%。具体来说，工业燃料用气主要用于两个领域，一是工业企业将天然气作为燃料使用， 二是城市中锅炉、窑炉的天然气使用；城市燃气主要包括城市和乡镇居民用气、商业用气、供暖等公共服务用 气；发电用气主要用在热电联产、调峰电站和分布式能源项目中；化工用气主要是以天然气作为原来进行相关 产品的生产，包括生产合成氨、甲醇、氢气等；交通运输用气主要指以 CNG 和 LNG 发动机为动力源的汽车、 重卡车、船舶等所使用的天然气。
工业燃料：我国燃煤锅炉技术装备落后，大多数燃煤工业锅炉容量较小，单台平均容量仅为 3.8 吨/时，其 中 2 吨/时以下台数占比达 66.5%，并且有部分老旧锅炉仍在使用。10 吨/时以下的燃煤工业锅炉大多没有 配置有效的除尘装置，基本没有脱硫脱硝设施，排放超标严重。自 2013 年起，国家针对燃煤小锅炉发布 一系列政策，旨在淘汰高污染、高煤耗的小型燃煤锅炉，禁止新建，淘汰、改造存量。相关政策包括 2013 年发布的《大气污染防治计划》中对小型燃煤锅炉的整治要求，2016 年发布的《”十三五”规划》中的“煤 改气”工程燃煤锅炉改造要求，以及 2017 年发布的《清洁取暖规划》中对北方地区的小型燃煤锅炉未来规划。《能源发展”十三五”规划》中提出，在“十三五”期间以天然气锅炉替代燃煤锅炉 18.9 万蒸吨； 《清洁供暖规划》中提出，到 2021 年，城区实现全部清洁取暖，35 蒸吨以下燃煤锅炉全部拆除，县城和 城乡结合部地区 20 蒸吨以下燃煤过滤全部拆除，燃气锅炉新增用气 56 亿方，新建/改造 5 万蒸吨。
城市燃气：居民用气需求主要来自两个方面，一是天然气供暖，二是烹饪、热水等过程所消耗的天然气， 在北方一些完成了天然气改造的地区，这两种天然气使用需求一般可以同时满足。未来城镇及农村居民用 气的发展方向主要有两个： 1）城市化进程稳步推进，城镇气化人口不断增长，带来天然气居民消费量增长； 2）北方地区煤改气政策持续落地，北方重点区域集中供暖中天然气供暖比例增加，北方农村地区散烧煤清 洁化供暖改造继续进行，以燃气壁挂炉为代表的散烧煤供暖替代品成为农村地区清洁供暖主要方式。
燃气发电：天然气发电具有清洁、高效等特点，是我国电力能源结构调整中的重要环节，未来在电力一次 能源清洁化发展中占有一席之地，气电在电力行业中的占比将不断增长。2017 年 6 月发布的《电力发展“十 三五”规划》明确提出了未来五年内天然气发电发展目标，在“十三五”期间气电装机量将增长 5000 万 千瓦，到 2020 年，气电总装机量达到 1.1 亿千瓦，占比超过 5.7%。中石油经济技术研究院预测，到 2020 年天然气发电用气量将从 2015 年的 321 亿立方米增加到 605 亿立方米，2025 年达到 948 亿立方米，预 计年复合增速 13.5%。
交通运输用天然气：20 世纪 80 年代末至 21 世纪初，中国天然气汽车先实现了从无到有的突破，随后经 历了从有到多的跨越，在 20 多年时间里稳步增长至 100 万辆，2010 年以后更是进入爆发式增长时期。2010 年至 2018 年，中国天然气汽车保有量从 110 万辆辆迅猛发展至年约 670 万辆（其中 CNG 汽车 626 万辆， LNG 汽车约 44 万辆），成为全世界天然气汽车保有量的第一大国。与汽油和柴油相比，天然气单位热值 更高，且燃烧产物主要为水和二氧化碳，几乎不含硫化物、氮氧化物和铅，对环境污染（雾霾和温室气体） 更小。相对于电动汽车等其他新能源汽车，天然气汽车在整车技术成熟度、续航里程、安全性、冷启动等 方面表现更加出色。预计未来伴随我国天然气供给渠道增加，价格市场化改革的进行，天然气汽车行业将 继续保持增长态势。
天然气价格理性回落，利于长期发展。从天然气价格来看，进入 2019 年来，由于宏观经济放缓、LNG 进口 量增加等原因，国内 LNG 市场价在淡季基本上维持在 3500 元左右，低于 2018、2017 年淡季 4000 元左右的价 格；进入供暖季之后，LNG 价格升至 4000 元左右，同样低于之前两年。整体来看，2019 年 LNG 价格走低主要 是由于国内天然气来源多元化，以及天然气储气力度增加，管网互联互通工作更加完善所致，长期来看有利于 下游产业发展，推进天然气应用场景拓展。
从天然气产业链来看，我国天然气行业上中下游均处在高速发展阶段：1）上游勘查开采：由三桶油主导的 常规天然气开采稳步提升；非常规天然气带来边际增量，致密气、页岩气、煤层气等开采量迅速扩大；民营企 业快速切入非常规天然气开采并布局海外气源。2）中游输运：境内长输天然气管线规模保持增长；同时为满足 日益增长的进口需求，近年来全国 LNG 接收站数量及规模均迅速增长，大量民营企业布局 LNG 接收站（下文有 梳理）。3）下游：居民煤改气虽然遇到波折，但随着我国城市化进程继续推进，城镇气化人口不断增长，仍持 续带来天然气居民消费量的不断增长。在这一背景下，自上而下推动天然气行业改革、释放政策红利，成为保 障我国天然气市场高效发展的必由之路。
国家管网公司挂牌，长期利好中国天然气产业发展
万众瞩目之下，国家管网公司终于挂牌成立，虽然资产注入、资本运作、管网建设等具体业务尚未开展， 但此次挂牌标志着从“三桶油时代”到“三油一网时代”的过渡已经开始。中央政府持续推动油气体制改革， 激发市场活力的决心坚定不移，长期来看，“管网独立”必将对中国油气市场格局产生深刻影响。
回顾新中国成立后中国石油工业 70 年的发展历程，油气体制改革一直在向前推进。其中，1988 年和 1998 年的体制改革和机构重组是两次重要时间节点，特别是 1988 年的体制改革，奠定了之后 30 余年中国油气工业 的雏形。十三五以来，以市场化为主线新一轮油气改革步伐明显加快。进入 21 世纪以来，国内经济增长迅速， 中国在全球市场及国际政治格局中的地位也日益凸显。在快速变化的国内及国际环境中，在作为国民经济命脉 的油气行业持续深化改革也势在必行。而进入十三五以来，新一轮油气改革明显提速。 2017 年 5 月，中国中央、 国务院印发《关于深化油气体制改革的若干意见》，明确了我国新一轮油气改革的八大重点任务，对目前我国油 气行业面临的主要问题以及正在推进的改革措施做出了精要的概括。从《意见》中可以明显看到，更深层次的 市场化仍是新一轮油气改革的主线：
- 上游勘探开采：《意见》特别提出多种经济共同参与勘察开采体系；完善民营企业探矿权、采矿权招标制度 及退出机制；
- 中游运输：推动管网独立，使得管网公平地向第三方市场主体开放。
- 下游：在炼化领域完善市场化的准入和淘汰机制，加快天然气下游市场的培育、促进配售环节公平竞争； 推动非居民用气价并轨及市场化。
- 公司治理：推进国有油气企业改革，发展股权多元化和多种形式的混合所有制。
“管网分离”是新一轮油气改革中的核心任务。如前文所述，管网剥离，即分拆当前三桶油持有的油气管 线资产、纳入统一的管网运营，是新一轮油气改革中的重要任务之一。而事实上国家自 2010 年前便开始规划管 网独立，并先后多次组织座谈及面向社会公众征求意见。今年 3 月 19 日，中央全面深化改革委员会第七次会议 审议通过了《石油天然气管网运营机制改革实施意见》，会议明确指出要组建国有资本控股、投资主体多元化的 石油天然气管网公司，同时强调推动形成上游油气资源多主体多渠道供应、中间统一管网高效集输、下游销售 市场充分竞争的油气市场体系，提高油气资源配置效率，保障油气安全稳定供应。这一文件首次提出了管网剥 离的具体实施方案。管网剥离已箭在弦上。
借此，中国石油工业经营格局也将从过去的“三桶油”演变为“三油一网”。伴随油气管网运营机制的改革 落地，本轮油气体制改革八大重点任务中最核心、最受关注的一项将在今年完成。
管网剥离将重塑我国石油工业经营格局，且与油气产业上中下游均密切相关，在本次油气改革中居于核心 位置。其意义包括：
其一，加速全国油气管网投资，提升油气管网运行效率。我国油气管网资产主要是长输天然气、原油及成 品油管网。而随着我国能源需求量的迅速增长，管网负荷量迅速增加，加速全国范围内的建设也显得尤为重要。 根据 2017 年 5 月能源局、发改委发布的《中长期油气管网规划》，十三五期间（到 2020 年）目标将全国油气管 网里程扩展到 16.8 万千米、十四五期间（到 2025 年）目标扩展 24 万公里。而据国家统计局，2018 年国家油气 管网总里程 12.23 万千米，无论在绝对里程还是增速上都与目标有较大差距。而油气管网独立，一方面使得管 网系统脱离三桶油各自为政的管辖范围、纳入与三桶油平级的统一管网公司中，一方面可在未来引入社会资本， 加速油气管线固定资产投资。对加速全国油气管网投资，提升油气管网运行效率意义重大。
其二，理顺天然气产业链上的价值分布，迈出天然气价格市场化改革的关键一步。21 世纪以来，可以说我 国始终在自上而下推进天然气价格市场化改革。自 2011 年底天然气价格改革方案在两广试点以来，天然气价改 开始加速推进，目前已在天然气产业链上下游各环节均取得了相当进展：以“管住中间，放开两头”为主线， 在上游放开 LNG、煤层气、页岩气等非常规气价格；中游依靠成本加成原则为管输费用定价、推进城市门站价 市场化等。
而在推进更深一步天然气价格市场化的过程中，必须要做的就是理顺整条天然气产业链上的价值分布，尤 其是在以中石油为首的国有油气占据垄断地位的天然气生产和运输领域。而管网独立将使得垄断油企掌握的这 两个重要环节彼此分离，使得政策能够更有效地介入、使得社会公众能获得足够信息，最终实现天然气产业链 价格充分市场化、各环节企业均获得合理利润的良性生态。
其三，使油气管线接口脱离三桶油的直接控制，从而让民营企业更易切入上游油气勘探开采。当前的长输 油气管网几乎全部三桶油控制，这使得切入上游油气勘探开采的民营企业在将油气外运时面临困难。管网独立 后，管网系统有望实现“无差别的公平开放”，有助于消除以上困难。
当前明确要纳入国家管网公司的资产主要有“三桶油”的油气管网，另外部分储气库及 LNG 接收站也有可能进入国家管网公司体内。目前，全国油气管网及其它油气储运基础设施可以分为以下几类：
1）长输天然气管线：承担全国范围内天然气输送的省际管线，未来应会全部装入国家管网公司。将是未来 装入国家管网公司的最大一块资产。
2）省级天然气管网：承担省内天然气输送的管网，绝大多数为地方政府下属天然气公司所有，部分管网有 三桶油参股。未来这部分资产很可能会是属于地方政府的股权不动、属于三桶油的股权装入国家管网公司体内。
3）城市燃气管网：满足城市居民或非居民用气需求的管网，绝大部分为当地政府下属的燃气公司所有，属 于未来不会进入到国家管网公司的资产。
4）全国原油、成品油管线：运输原油、成品油的管道规模相比天然气管道小，未来预期装入管网公司。
5）油气进口管线的中国段：中国油气高度依赖进口，且很大一部分油气从俄罗斯及中亚地区通过管道运 输至境内。这些进口管线的境内段股权全部在中石油，未来同样预期装入管网公司体内。
6）天然气储气库：用于调峰的 LNG 储气库同样主要由三桶油运营，未来可能装入管网公司。
7）LNG 接收站：国内 LNG 进口接收站主要为三桶油所有，也有部分为民营企业建设，未来其中属于国有 油气、且易于剥离的资产可能装入管网公司。
8）油品码头：进口原油使用的码头，部分为三桶油下属，其余为其他国有企业或合资企业所有，绝大部分 应不会装入管网公司。
管网公司虽然目前尚未挂牌，尚不清楚其具体实施方案和股权结构。但可预期其股权结构具有以下特征：
1）最终股权结构中不能由国有油企控股：管网独立本身就意味着管网脱离三桶油的直接控制，且新设管 网公司与三桶油并列、为副部级单位，三桶油最多以一定比例参股。
2）三桶油按注入管网公司的评估资产比例持股：全国油气管网等相关资产数额巨大，不太可能完全以现 金形式收购，而是在完成相关资产评估后，依靠国家管网公司以“现金+股权”方式收购。届时预计国资委下属 公司将成为控股股东，而中石油、中石化、中海油很可能以持有相关资产的数额为比例持有管网公司股权（约 为 7:2:1）进行参股。
3）引入其他战略投资者及社会资本（包括可能在未来上市）：引入社会资本、推动国有油企公司治理模式 变革本身就是我国新一轮油气改革的重点任务，也是实现“管网独立”及加速全国管网设施投资的必要方法。
同时，在实践中，管网公司的成立方法和股权结构很可能与中国铁塔的设立及股权演变过程类似。中国铁 塔从我国三大通信运营商中分拆出各自的塔类业务和室分业务，与国家管网公司承担的使命相似。其自成立至 今已顺利完成了“三步走”战略。
1）出资成立至形成业务：2014 年 7 月，中国移动、中国联通、中国电信分别出资 40、30.1、29.9 亿元成 立“中国通信设施服务股份有限公司”，后更名为中国铁塔。11 月，第一批员工招聘完毕，800 余名员工全部来 自三大运营商，同期，完成“开门第一单”，实现第一步“快速形成新建能力”。
2）资产注入：2014 年 12 月，三大运营商启动资产清查，2015 年底，资产评估基本完成，支付办法确定。 中国铁塔以“现金+股权”的方式完成对存量铁塔的收购。其中支付三大运营商现金合计 789.07 亿元、股份合 计 1115.84 亿元，同时为弥补资金的不足并引入战略股东，公司同时向中国国新发行 77.61 亿元股份。
3）港股上市：2018 年 5 月，公司提交上市申请；同年 8 月，公司完成港股 IPO，募集资金 543.25 亿港币。 完成了三步走的最后一步，并实现了三大运营商为大股东、同时引入战略投资者和社会资本参与的股权结构。
为实现管网剥离和管网独立，国家管网公司很可能会将三桶油合计股权压至 50%左右或 50%以下。其余的 出资设立、资产注入及谋求上市方面则很可能效仿中国铁塔。
投资建议方面，对于上游油气勘探开采来说，国家管网公司的成立将鼓励多种主体参与上游油气勘探开采； 对于下游城市燃气运营商来说，管网独立将为多元化气源选择提供便利；另外，管网公司成立之后，预期管网 建设将进一步加速。标的方面，建议关注拥有上游天然气资源的中国石油、中国石化、新奥股份等；油服行业 公司中油工程、石化机械、石化油服等；以及下游城市燃气运营商华润燃气、中国燃气等。
能源安全引起关注，油服行业迎来机遇
我国油气对外依存度逐年攀升，能源安全问题引起关注
我国油气对外依存度逐年攀升。2018 年我国原油表观消费量为 6.48 亿吨，进口量为 4.62 亿吨，出口量 263万吨，对外依存度高达 71%；与此同时，我国天然气表观消费量继续保持高速增长，达到 2833 亿方，进口量为 1257 亿方，出口量 34 亿方，对外依存度达到 43%，创下历史新高。整体来看，对外依存度持续升高。
从能源安全角度出发，油气对外依存度亟待降低。 “缺油、少气、富煤”是我国资源禀赋现实情况，油气进 口量不断创新高源于两方面的共同作用：1）近年来我国经济快速发展，带来了油气消费量持续增长；2）国内 油气资源产量增长不能适应经济社会发展对油气的需求，近年来产量保持相对稳定，甚至出现了下降。在这种 背景之下，一旦国际局势出现不利于我国油气供给的因素，将会对我国能源化工产业造成严重影响。因此从国 家能源安全角度考虑，需要进一步提高原油、天然气国产供给，降低对外依存度。
上游资本开支增加，油服行业订单兑现
石油公司资本开支增加，带动油服行业订单。作为油气行业的上游行业，油服行业景气度与油价高低、油 气公司资本支出变动关系密切。当油价上涨时，相应的油气公司业绩也会增长，二者正相关；若油气公司业绩 表现良好，相应资本开支也会增加，从而带来上游油服公司的订单增加，对油服企业业绩形成利好。
“三桶油”上游资本开支增加。从近年来中国石油、中国石化、中国海油三家大型石油公司的资本支出数据来看，油价与资本支出变化趋势一致，当油价走高时，“三桶油”勘探与生产方面的资本支出也相应增高，当 油价走低时，资本支出呈下降趋势。而本轮油服行业景气周期的“启动因素”与以往有所不同，从 2019 年开始 “三桶油”在中央要求“降低油气对外依存度”的指示之下大幅增加上游板块资本开支，这势必也将带来油服 行业的业绩兑现。与以往的“油价推动”相比，本轮油服行业景气更多的来自于“政策推动”。
中国石油 2019 年计划勘探与生产板块资本支出 2282 亿元，同比增长 16.36%，勘探工作的重点在松辽、鄂 尔多斯、塔里木、四川、渤海湾等重点盆地，加大页岩气等非常规资源开发力度。中国石化计划 2019 年勘探与 生产板块资本支出 596 亿元，同比大幅增长 41.38%，投资重点将安排在胜利原油、涪陵页岩气等油气产能建设 项目，推进天然气管道和储气库以及境外油气项目建设等。中国海油在年初公布的 2019 年经营策略和发展计划 中，预计 2019 年资本支出总额为人民币 700-800 亿元，其中勘探、开发和生产资本化支出分别占约 20%、59% 和 19%，预计同比增长 20%以上。
油服公司股价走势具有明显周期性，与油价及上游资本开支强相关。观察近 10 年来油服公司股价走势可以 总结出以下特点：1）油服公司股价波动具有周期性，究其原因，主要是由于业绩波动的周期性所造成；2）股 价走势与油价及资本开支具有较强相关性，可以明显看出，2010-2011 年油价大幅上涨周期中，油服公司股价同 样出现大幅增长，同样的情况在 2018 年也出现过。
选取综合型油服公司的代表中海油服以及设备型公司的代表杰瑞股份进行观察，伴随 2011-2013 年的国家 油价上涨，油服公司上游资本开支明显增加，两家公司业绩随之显著提升；伴随 2014 年油价的大幅回调，上游 资本开支削弱，两家公司的营收和净利润均出现下跌，体现出油服公司业绩和油价、上游资本开支具有非常强 的相关性。
综上所述，在目前国际局势之下，中央层面直接批示，要求加大油气勘探开发力度，降低油气对外依存度； 与此同时，中国三大石油公司积极响应中央指示，2019 年用于上游勘探开发的资本开支计划大幅增加，未来一 段时间内上述资本开支将逐步兑现，带动国内油服行业公司业绩提升。另外，从油价层面来看，考虑到沙特及 俄罗斯对石油财政的高度依赖，以及美国页岩油生产商的成本，布油价格在 60 美金附近有强力支撑，这对整个 油服产业也起到一定支撑作用。投资建议方面，建议关注中油工程、石化油服、中海油服、石化机械等。
原料轻质化大势所趋，看好乙烷裂解制乙烯
丙烷—丙烯产业链：整体平稳健康发展，供需基本平衡
“丙烷-丙烯-下游”整体产业链健康发展: 丙烯的上游原料是煤、石油和天然气，丙烯最主要的下游产品是 聚丙烯，由此延伸到塑料行业。第二大下游产品为环氧丙烷，由此延伸到玻璃钢和聚氨酯行业。丙烯的下游产 品还有丁辛醇、丙烯腈、环氧氯丙烷、丙烯酸、丙酮等，下游产品广泛，丙烯的市场宽容度非常高。2019 年丙 烯绝大多数下游产品处于盈利状态，聚丙烯毛利率可以达到 10%以上，环氧氯丙烷毛利率甚至达到 50%以上， 仅有丙烯酸、丙酮和辛醇略微亏损。
丙烷国内供需：液化丙烷进口主要来自于中东和美国
液化丙烷进口主要来自于中东和美国：截止 2018 年底，全球共有 27 套 PDH 装置正在运营（含混合脱氢装 置，通常称为 MDH），全球产能约 1250 万吨。中国已有 470 万吨/年的纯 PDH 装置在运行，按照丙烯和丙烷 1： 1.2 的比例计算，一年需要消耗的进口丙烷数量为 560 万吨。我国进口丙烷主要来源国是中东和北美，16-17 年 中东和北美货源大约占据了中国 80%-95%的丙烷进口量，受中美贸易战影响，中国对美国进口的丙烷征收 25% 关税，19 年上半年中国丙烷进口量有所下滑。
全球丙烯供需基本平衡，国内丙烯供需稳定
世界丙烯供需基本平衡，产能增长来自亚洲。2010-2018 年，全球丙烯产能需求复合增速为 4%左右，全球 丙烯处于弱平衡状态。2019 年全球产能将超过 1.4 亿吨；装置开工率继续小幅回落，2017 年开工率为 78.5%， 2018 年装置开工率为 78.3%。从 2019 年世界丙烯产能区域分布开看，东北亚占据全球 37%的产能，位列第一， 其次是北美（21%）和西欧（8%）。
约 9%；产量从 2011 年的约 1500 万吨增至 2018 年的约 3000 万吨，年复合增速约 9%，开工率由 2013 年的 77% 逐步回升至 2018 年的 85%；表观消费量从 2011 年的约 1700 万吨增至 2018 年的约 3300 万吨，年复合增速 9%。 丙烷供需较为平衡，然而丙烯市场仍存在一定的缺口：2018 年我国丙烯净进口量约 175 万吨，丙烯对外依存度 为 8.6%，国产丙烯仍有一定的替代空间。
石脑油裂解价差为负值，油头制备烯烃利润压缩。2019 年下半年，石脑油裂解价差（价差=0.34*乙烯+0.17* 丙烯+0.05*丁二烯+0.09*纯苯-石脑油）在-70 美元/吨附近震荡，通过石脑油裂解的方式制备烯烃存在一定上升 空间。
烯烃扩能主要依赖煤化工和 PDH 路线，PDH 投产进入新周期
目前中国烯烃扩能仍主要依赖煤化工和 PDH 路线。石化原料多元化是国家石化政策重点推进方向。2013 年天津渤化第一套 PDH 装置成功试运行，标志着我国 PDH 进入一个崭新的开端，从 2014 年 154 万吨 PDH 装 置横空出世，到 2019 年有超过 600 万吨的 PDH 产能，已经占据全球 PDH 产能的 50%。截止 2019 年下半年， 丙烯最大的来源途径仍然是催化裂化，占到丙烯产能的 31%左右；煤制烯烃产业近年来发展迅猛，占比由 2013 年 11%提升到了 27%，已经超过蒸汽裂解排名第二；蒸汽裂解工艺占到丙烯产能的 25%，位列第三；丙烷脱氢 （PDH）工艺虽然占比不高，但是发展势头迅猛，从 2013 年天津渤化第一套 PDH 装置占到 3%左右，提升到 2019 年的 17%。
从中国的 PDH 经济模型来看，原料是最主要的成本，项目的盈利关键是稳定、廉价的原料：丙烷成本为 PDH 成本的主要部分，占比 7 成左右，因此廉价、稳定丙烷原料供给对 PDH 盈利的空间和稳定性至关重要。 丙烷的燃料属性决定了丙烷价格的上限，历史上，除受美国页岩气革命新增丙烷供给的影响，丙烷价格和油价 产生了较大的偏离，其他时段，丙烷价格维持了油价同等级的水平，以燃料为主要用途的特性限制了丙烷的价 格上限。
从 PDH 行业历史来看，必须存在配套下游才能使企业盈利。2013 年 10 月天津渤化 60 万吨 PDH 装置的投 产，标志着我国 PDH 进入一个崭新的开端。2014 年 7-9 月，华东地区 3 号丙烷脱氢装置、卫星石化、绍兴三圆、 宁波海越的 PDH 装置投产，加上 2014 年 9 月的油价大跌和天津突发事件，丙烯价格出现断崖式下跌。丙烯价 格暴跌最主要的原因是 PDH 装置没有做下游配套，于是从 2015 年 10 月开始，下游产品的配套陆续进行，其中 丙烯最主要的下游产品是聚丙烯。随后丙烯价格几乎一路上涨，并且丙烯价格走势在这两年超过了乙烯。丙烯 在 2019 年的表观需求量预计达到 3600 万吨，产能接近 3900 万吨，开工率均在 90%以上，远远超过 2019 年初 预期。随着 2020 年丙烯产能的继续扩张，加之预测国际油价将在低位区间震荡，因此预测丙烯价格波动缩小并 在低位区间震荡（6000-8000 元/吨），价格重心下移（年均价预计 7100-7400 元/吨），预计 2020 年丙烯价格比 2019 年会出现小幅下滑。
丙烷价格上升，丙烯价格下降，价差缩窄。2019 年 12 月丙烷价格约为 3800 元 /吨，丙烯价格约为 6600 元/吨，丙烯价差（丙烯价差=丙烯-1.2*丙烷）约为 2000 元/吨，处于较低位置。丙烷的燃料属性决定其价格上 限，丙烯价格距离预期的 7000 元/吨仍有反弹空间，价差存在扩大可能。
世界乙烷供需格局：美国乙烷供应加大，中国乙烷裂解制乙烯前景可期
页岩气革命推升美国乙烷供给
从天然气到乙烷主要过程： （1）原始油气经过分离器分理出天然气湿气；2）湿气分离出干气和天然气处理 液 NGPL；3）NGPL 进一步处理得到 NGL（天然气凝析液—乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和天然汽油混合物）； 4）NGL 混合组分通过管道运输至 NGL 分馏中心，分离出相对纯组分的乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷和戊烷等 组分。最终进一步进行硫醇脱除等处理后，通过管道或卡车运往储罐、下游工厂或港口终端。
美国本轮天然气产量扩张始于页岩气革命：美国天然气主要来源于气井气、油井气、煤层气和页岩气，页 岩气革命后美国页岩气产量迅速扩张，截止 2017 年 12 月已经占到天然气总产量的 58.3%。在供给端大扩张背 景下，美国 2017 年天然气出口量反超进口量。
美国为全球唯一乙烷净出口国：受益于页岩气革命后美国油气资源供给大幅提升，美国乙烷供给也趋于过 剩，为全球其他国家进口乙烷制乙烯成为可能。2016 年美国乙烷出口量达到 345 万吨，全球乙烷出口占比高达 98%，预计 2021 年美国乙烷出口量将达到 732 万吨，全球占比 100%。
从美国乙烷出口国家来看，美国乙烷出口地不断分散化：2016 年以前加拿大为美国乙烷唯一进口国,从 2013 年 12 月开始，加拿大东部 Ontario 省开始接收 MarinerWest 管道从美国 Marcellus 产区运来的乙烷，该管道具有 5 万桶/日乙烷运力，而拥有 6 万桶/日运力的 Vantage 管道则从 2014 年 5 月起，将美国 Bakken 产区的乙烷输送 到加拿大西部的 Alberta 省。2016 年之后美国两大出口终端相继投入运营，美国乙烷得以通过海运至西欧和亚 洲：第一个乙烷出口港口位于 MarcusHook,宾夕法尼亚州，出口能力为 140 万吨/年，2016 年 3 月开始投入使用。 第二个港口位于 Morgan’sPoint,德克萨斯州，出口能力为 410 万吨/年，自 2016 年 9 月开始投入使用。随着 2017 年美印乙烷订单交付，印度进口美国乙烷异军突起成为美国乙烷第一大进口国：根据 EIA 数据，美国年出口至 印度乙烷量从 2016 年的 4.7 万吨激增至 2017 年的 159 万吨，占美国乙烷出口总量比例由 2016 年的 2.4%增至 2017 年 36%，印度由此成为美国乙烷第一大美国乙烷进口国。未来随着中国乙烷裂解制乙烯装置的大量投产， 中国对美国乙烷进口需求将不断增加。
乙烷裂解制乙烯大势所趋
页岩气革命催生烯烃原料轻质化浪潮。美国页岩气大规模开发和下游产能建设滞后导致其乙烷大量过剩， 低价的乙烷引发了美国乃至全球烯烃原料从石脑油向低碳烷烃转变的轻质化浪潮。2017 年，全球以石脑油为原 料生产乙烯的比例从 2010 年的 51%下降到 41%左右，乙烷的比例从 32%上升至 38%左右。
全球乙烯产能进入新一波产能投放期，需求稳步增长，供需紧平衡。全球乙烯新增产能在 2011-2016 年期 间维持较低水平, 2017 年开始,随着美国迎来乙烷裂解装置建成投产第一个高峰期,同期我国高油价推动下 MTO、 CTO 项目也陆续投产,近三年全球乙烯新增产能保持高位。2018 年全球乙烯产能为 1.79 亿吨，2010-2018 年复合 年均增长率为 2.82%；2018 年全球乙烯需求量为 1.58 亿吨，2010-2018 年复合年均增长率为 3.29%，需求量增 速略高于产能增速，未来全球乙烯供需将处于紧平衡的格局。全球乙烯开工率在 2013 年-2017 年间保待了上升 态势, 2018 年随着美国大量乙烷裂解装置开工，开工率快速下降为 88.0%，较 2017 年下降 1.4 个百分点，预计 开工率下降趋势将维持到 2021 年。
2017~2019 年全球乙烯产能增长主要集中在中国和美国，3 年全球新增产能共计 2036 万吨。美国新增产能 主要以乙烷及轻烃为主，而中国新增产能主要为 MTO 和 CTO 为主。随着进口美国乙烷协议的签订，乙烷裂解 制乙烯会在国内慢慢兴起。
国内乙烯消费量显著增长，需求缺口大。2018 年国内乙烯当量消费量达 5010 万吨，较 2017 年增长 11.3%，而同年产量为 2372 万吨，当量自给率仅为 47.6%，当量乙烯缺口达到 2500 万吨，同比增长 13.6%。乙烯的消费 需求跟经济发展水平、人民生活水平等方面密切相关，所以只要中国还是在经济发展持续的增长过程当中，乙 烯消费量就还会保持一个相对比较高的水平。虽然不能每年都保持 11%的增长水平，但是平衡下来的话，20 年 的发展大体上接近一个年均增长率 9%的水平。所以对于中国，乙烯下游产业是重点之一。从总体来看，炼化行 业发展未来还是瞄准油制烯烃行业，而且必须推动。
从国内来看，乙烯产能产量均增加。2018 年国内乙烯总产能为 2550 万吨，产量达到 2372 万吨，2018 年中 国的乙烯增量大概 7%，2018 年国内乙烯行业共有 3 套新装置投产，合计新増乙烯产能 165 万吨，2019 年新增 产能 232 万吨，2020 年将比 2019 年再增加 35%。2014-2018 年中国乙烯产能、产量复合年均增长率分别为 5.2% 和 6.7%，仅次于美国，位居全球第二。随着中国的增加投产，预计到 2025 年，中国乙烯产能为 5880 万吨/年， 美国乙烯产能为 4737 万吨/年，中国将成为全球最大的生产乙烯的市场（不包括煤化工的项目）。由于 2018 年 甲醇价格偏高导致甲醇制烯烃行业开工率下滑，2018 年国内乙烯开工率为 93.0%，同比下降 3.6 个百分点。
从市场供应格局来看，我国乙烯产业目前形成了以中国石化和中国石油为主导，多方资本积极参与的市场 格局，其中中国石化和中国石油两大集团在我国乙烯产业中依然占据绝对优势地位。从市场竞争格局来看，两 大公司仍然占据市场竞争主体地位，但随着煤制烯烃、甲醛制烯烃等路线的发展，以及今后民营企业进入炼化 产业，主体多元化日益明显，竞争更为激烈。
我国乙烯原料和工艺路线结构将进一步丰富。2018 年蒸汽裂解、煤制烯烃、外购乙醇制烯烃、其他分别占 乙烯总产量的 78%、11%和 9%和 2%，新原料路线占烯总产能的 23%，总产量的 20%。2019-2025 年，多个石 脑油蒸汽裂解项目将投产，石脑油路线的乙烯产能增幅达到 80%。轻烃裂解、原油直接裂解项目将进一步丰富 乙烯原料和工艺路线结构，煤制烯烃仍有一定增长。2025 年，预计中国乙烯原料结构，其中煤基的乙烯产能占 15%、乙烷占 19%、石脑油占 66%，当前消费量将达到 6400 万吨。从竞争力的情况来看，中东和北美仍以轻烃 为原料，在乙烯生产成本上是最低的。国内的情况来看，我国的 PDH 跟煤制乙烯，甲烷、甲醛制乙烯，目前相 对来说竞争比较弱一些。并且进口的高附加值产品难以被完全替代，2025 年乙烯仍有 1200 万吨左右的当量进 口，国内高成本装置将面临“过剩”的压力。预计 2025 年美国聚乙烯出口将超过 1000 万吨，其中 50%出口目标 对准中国，这部分产品成本低而且约 55%的产品均为高性能 C6/8 共聚产品。
国家政策推进乙烷原料轻质化进程：在过去的高油价下，国内蒸汽裂解制乙烯缺乏竞争力，刺激了行业内 部的原料结构优化（即轻质化）和外部的多元化（如煤制烯烃、甲醇制烯烃等），初步形成了多种原料路线并行， 相互竞争的格局。此外，国家有关部门出台了一系列政策，大力推动化工原料的多元化和轻质化进程。《石化和 化学工业发展规划（2016-2020 年）》明确指出，要加快现有乙烯装置升级改造，优化原料结构，实现经济规模，
提升加工深度，提升非石油基产品在乙烯和丙烯产量中的比例，提高保障能力。2016 年 4 月发布的《石油和化 学工业“十三五”发展指南》也进一步明确了围绕原料多元化，加快现有乙烯装置的升级改造。
进口乙烷制乙烯成本优势显著：2013 年油价维持高位，平均油价为 108 美元/桶，此时使用 NGL 分馏的乙 烷的成本大大低于使用石脑油与混合气裂解的成本；即使未来中低油价成为常态，乙烷裂解制乙烯仍成本最优。 以 17 年 Brent 原油均价为 54 美元/吨（中低油价）为例，用石脑油法生产烯烃的成本在 5000 元/吨，而从美国 进口乙烷制备乙烯的可测成本仅为 3700 元/吨，相对于 MTO 成本要低 3000 元/吨以上，相对于 CTO 成本要低 1500-2000 元/吨。未来我国乙烯行业将会形成油头、煤头、乙烷裂解三种路线并存的竞争格局，进口乙烷制乙 烯较石脑油路径、CTO、MTO 优势明显。
卫星石化乙烷裂解项目盈利能力强：2018年3 月完成乙烷采购协议与美国乙烷出口设施合资协议正式签约， 实现项目原料供应保障。目前连云港石化项目有序推进，做好充分的前期准备工作，选择中端聚乙烯发展，符 合高质量发展要求。配套乙烷储罐及码头、美国 ORBIT 项目按计划推进，计划于 2020 年三季度建成。2019 年 3 月 7 日，卫星石化在浙江嘉兴举行与现代重工的 3 艘 98000 立方米 VLEC 造船合约签约仪式，未来共投资 50 亿订造 6 艘 VLEC 运输船，并于 2020 年底交付。2019 年 7 月，公司非公开发行募资约 30 亿元，用于连云港石 化产业基地 135 万吨 PE、219 万吨 EOE 和 26 万吨 ACN 联合装置项目的建设，公司连云港石化 320 万吨/年乙 烷裂解项目目前进度领先于同行。卫星石化连云港项目一期年产乙烯 125 万吨（两期共计 250 万吨），预计在 2020 年末建成投产，2020 年后 C2（乙烯）产业会成为公司另一个支持产业，即使考虑未来乙烯周期景气向下 保守测算乙烷裂解制备乙烯项目一期投产后将给公司带来 15-20 亿净利润。新加坡独资新浦化学（泰兴）110 万 吨轻烃项目已打通流程，于 19 年 8 月下旬正式投产试运行，为卫星石化乙烷裂解项目后续建设和投产提供重要 参考价值。
炼化市场进入“战国时代”，看好民营炼化一体化项目
全球炼油状况与发展
全球炼油能力持续增长。2000-2018 年全球炼油能力从 42.1 亿吨/年增长到 51.4 亿吨/年，平均净增约 4000 万吨/年。2018 年全球新增炼油能力 4500 万吨，其中亚太地区占新增产能的 82%，集中在中国、印度、越南、 伊朗、土耳其、伊拉克、马来西亚等国家。预计到 2030 年，全球产能分布情况为亚太占 36%，北美占 20%，欧 洲 15%，前苏联占 9%，中东占 9%，中南美洲占 8%，非洲占 3%。
提升炼化一体化水平，加快原油制化学品（COTC）的发展。石化产品出现在 20 世纪 40-50 年代，并在 20 世纪 60-70 年代及之后大规模扩张。起初，石化业务主要由石油公司的子公司承担，并随着炼油厂达到平衡， 石化产品子公司被作为独立公司剥离。但目前来看，这一状况正在转变，石油公司开始研究增加石化产品参与 度的方法，其中一种选择就是重新配置炼油厂以生产更多的烯烃或芳烃，提高 COTC 生产。转变原因主要是原 油的重要下游液体燃料的消耗增长预计至2030年后将停滞不前；根据IEA全球原油需求变化预测（2017-2040）， 石化产品相比于其他下游应用领域，表现出最高的成长性。为了今后可持续增长实现多样化战略，全球许多在 建和拟建的大型炼化项目都在提高炼化一体化水平，COTC 成为目前新建大型炼化项目的发展趋势。COTC 技 术的发展，反映了石化行业转向更大规模、更紧密一体化的发展趋势，石化行业的生产规模和一体化水平将被 提高到一个全新高度，将成为基础石化品生产的一个重要发展方向。
油价下降，石化行业经济效益维持合理区间。2019 年,全球柴油裂解价差从下半年开始迅速增长,其中美湾 地区涨势最为显著, 10 月中旬柴油裂解价差较年初上涨 15 美元桶,而亚太地区由于多家炼厂投入运行,炼油毛利 稍有回落。美国凭借低成本的页岩资源,成为全球炼油毛利最高地区。欧洲和亚太地区成品油需求相对低迷,裂解 价差处于较低水平。
中国炼油工业发展现状与趋势
民营企业崛起，炼油增量市场起主导作用
我国炼油能力、原油加工量持续增加。中国炼油能力增长快于全球平均水平，已经成为炼油第二大国。2018 年中国总炼能 8.3 亿吨/年，原油加工量 6.06 亿吨，同比增长 6.7%。成品油产量 3.65 亿吨，同比增加 1.8%。全 国炼厂平均开工率 72.9%，低于世界平均 83%水平。2019 年预计炼油能力净增 3200 万吨，成品油产量 3.79 亿 吨，同比增长 3.8%。2025 年预计炼油能力超过 9 亿吨，成品油供大于求 5000 万吨，产销压力较大。至 2030 年中国仍将有近 2 亿吨产能增加。
民营炼厂在炼化增量市场起主导作用。2018 年全年新增产能 3390 万吨/年，中石油和中海油合计新增炼油 能力 1240 万吨/年，余下新增产能均来自于民营企业和地方炼厂。民营企业开始崛起，在炼油市场起主导作用， 其中恒力石化在大连长兴岛率先建成国内首家 2000 万吨级别炼厂。国内千万吨级炼厂数将增至 29 座，其中有 2 座来自民企，且规模均为世界级水平。2015-2018 年全国炼厂开工率连续 4 年回升，2018 年同比 2017 上升 1.9 个百分点达 72.9%，相对全球其他地区炼厂开工率我国炼厂开工率仍处于较低开工率区间。地方炼厂开工率尽 管小幅上升，但受政策、油价等因素影响，波动较为明显。
优化存量，整合集聚现有中小型炼厂，拓展资源化利用。2018 年，山东省政府发布《关于加快七大高耗能 行业高质量发展的实施方案》，推进全省 5000 万吨及以下地炼企业产能整合转移，加快地炼行业转型升级，实 现高质量发展，实行“上大压小、上高压低、上新压旧、上整压散”。整合目标为独立炼油企业产能由 1.3 亿吨 压减至 9000 万吨，目前已经有 10 家企业签约参与整合。同时建设炼化一体化项目，布局裕龙岛 2000 万吨、东 明 1200 万吨、东营 3000 万吨/年炼化项目。2022 年，将位于人口密集区和炼油能力在 300 万吨及以下的产能整 合。2025 年，将炼油能力 500 万吨及以下的产能整合。
七大石化基地炼化一体化项目建设加快，恒力石化一马当先。2015 年，国家发改委制定的《石化产业规划 布局方案》提出，将推动产业集聚化发展，建设上海漕泾、浙江宁波、广东惠州、福建古雷、大连长兴岛、河 北曹妃甸、江苏连云港七大世界级石化基地。2018 年，国内炼化一体化项目持续推进，多个项目落户惠州，各 个石化基地都加快进度布局。预计到 2025 年，七大石化基地的炼油产能将占全国总产能的 40%。除了这七大石 化基地外，茂湛、盘锦等石化基地也在有序推进中，山东也布局了千万吨级炼化项目。2019 年 5 月 17 日，恒 力石化在大连长兴岛举行 2000 万吨/年炼化一体化项目全面投产仪式，该项目是目前国家七大石化产业基地中 最早建成投产的世界级石化产业项目，随着项目顺利达产，恒力石化将向上游 PX、炼化领域延伸，实现“原油 -芳烃/乙烯-PTA/乙二醇-民用丝/工业丝/聚酯切片/工程塑料/聚酯薄膜”全产业链发展。
原油非国营贸易开放试点。2019 年，国务院出台相关政策，分别在舟山、山东和上海放宽原油、成品油资 质和配额限制（允许量），支持赋予符合条件的 2-3 家自贸试验区内企业原油进口和使用资质。
我国石化产业处在“由大向强”高质量发展迈进时期
2019 中国炼化市场进入“战国时代”。本轮石化项目发展的主要特点：大规模、一体化、自成产业链、同 质化。未来多寡头格局形成,市场版图重构，将导致大量落后产能被淘汰，尤其在炼油和聚酯产业链。实施上下 游全产业链发展战略，延伸产业链，从纺丝、聚酯、PTA 等化工产品逐步向上游延伸。规模化、一体化、基地 化进入炼油行业，增强企业竞争力。民营企业逆向一体化及外资的进入，将导致绝大部分产品供应过剩，竟争 将从通用产品蔓延到高端产品全线展开。市场竞争力强弱决定未来发展空间。在原油进口放开、审批权限下放 等一系列改革红利刺激下，国内炼油规模仍将快速增长。随着国内炼油结构的调整，在淘汰落后产能的同时， 国内炼油将进一步向化工转型。
从产能产量规模来看，我国原油加工量、乙烯、丙烯产量继续保持世界第二位，合成树脂、合成纤维、合 成橡胶产量位于世界之首。从企业竞争能力来看，国内龙头企业的竞争力页凸显出来，中国石化、中国石油等 国有大型石化化工企业产能规模已经位于世界石油化工前列，以浙江石化、恒力石化等新兴民营企业集团也将 形成一股大的炼化竞争力，以烟台万华、新合成等一批化工企业也已形成规模，成为行业领军企业。从全球行 业发展来看，规模化、一体化、基地化是炼化产业的总体发展趋势，而且我国炼化产业开放程度将进一步加大， 国内外市场一体化竞争趋势加强。从全球产业周期的角度，中国从落后追赶者向跟跑者的角色转变，并进一步 向领跑者的方向发展。我国已经基本形成完备的基本的石化化工产业体系，产业竞争力将在产业结构调整和行 业转型升级中进一步提升，石化化工产业将进入有“做大”向“做强”转变的阶段，加快高质量发展迈进。
中国炼油产品需求持续增长，系列政策利好民营炼化成品油
我国炼油产品产量总体持续提高。2018 年成品油产量为 3.60 亿吨，比 2017 年成品油产量 3.47 亿吨，同比 增长 3.6%；汽油产量为 1.39 亿吨，同比增长 8.1%；煤油产量为 4770 万吨，同比增长 12.7%；柴油产量为 1.74 亿吨，同比减少 1.9%。燃料油产量为 2000 万吨，同比减少 16.0%；石油焦产量为 2600 万吨，同比减少 0.6%； 沥青产量为 4000 万吨，同比增长 2.1%。预测到 2020 年，乙烯产能达到 3200 万吨，年产量约 3000 万吨，其中 煤（甲醇）制乙烯所占比例达到 20%以上；乙烯当量自给率将显著提升，将大幅上升到 2020 年的 67%； PX 产能将从 2015 年的 1380 万吨/年增加到 3070 万吨/年。
中国人均消费潜力巨大。中国人均乙烯当量消费预计在2018-2019年间追平日本和欧洲，达43公斤/人左右， 但相比韩国同类外向型经济体，和美国大人口基数国家的 80-90 公斤而言，仍处于其 70-80 年代的水平，提升空 间巨大。如果未来中国人均乙烯消费水平沿着美国水平发展，预计国内人均乙烯消费的峰值将出现在 2050 年前 后。中国合成树脂、合成纤维和合成橡胶消费规模分别占全球消费的 40%、70%和 25%，2000 年以来消费年均 增速达 10%左右，中国已成为世界石化产品最大的消费地；预计到 2025 年，三者消费规模还将提高至 13500 万吨、6000 万吨和 3200 万吨。从总体来看，今后还会有 3%左右原油需求性增加。
国内成品油产量有望进一步提高，消费量维持低速增长态势。2018 年，国内成品油（含汽油、柴油、煤油） 产量总计 3.6 亿吨，同比增长 3.6%，2015-2018 年复合年均增速为 1.5%。未来，随着炼化一体化项目的陆续投 产，国内成品油产量有望保持 3%-4%的增速。2018 年，国内成品油消费量约为 3.2 亿吨，同比增长 0.5%，增速 回落 2.8 个百分点。2018 年，宏观经济稳中趋缓，经济结构转型升级继续推进，汽车工业发展与市场趋于成熟， 汽车产销量进入低速增长新常态，对国内成品油消费产生了一定的影响
成品油市场准入更加宽松，给予民营企业成品油出口政策。2019 年 8 月 27 日国务院出台《关于加快发展 流通促进商业消费的意见》，第十七条：扩大成品油市场准入。2019 年 10 月 8 日，山东省商务厅出台《关于取 消和下放石油成品油资格审批权限有关事项的通知》。取消成品油批发资质后，市场拥有更多贸易商，赋予炼厂、 加油站的协调功能，市场将更加平衡。随着原油进口和成品油两权下发，石化项目审批权下发等一系列政策利 好，吸引了大量民营企业进入。
船舶燃料不再垄断。2017 年 5 月，浙江省舟山市政府出台《中国（浙江）自由贸易试验区国际航行船舶保 税油经营管理暂行办法》，明确规定了保税油经营资格管理办法和保税油经营规范。 2019 年 8 月，《中国（山东） 自由贸易试验区总体方案》发布：支持具备相关资质的船舶供油企业开展国际航行船舶保税油供应业务。浙江 省已经批准的船舶燃料油资格的公司有舟山浙能石油化工有限公司、华信国际（舟山）石油有限公司、中油泰 富船舶燃料有限公司、舟山港综合保税区能源化工有限公司、舟山国家远洋渔业船舶燃料供应有限公司、信力 石油（舟山）有限公司。
石油领域的终端消费环节将全面对外开放。2018 年 6 月 28 日，商务部和国家发改委联合发布《外商投资 准入特别管理措施（负面清单）》，自今年 7 月 28 日起施行。本次负面清单取消了同一外国投资者设立超过 30 家分店、销售来自多个供应商的不同种类和品牌成品油的连锁加油站建设、经营须由中方控股的限制条款。未 来外资可以在中国独立经营加油站业务，对进一步推动石油领域的对外开放和市场化定价机制改革起到积极作用，这将有助于构建充分竞争的成品油终端销售市场格局，激发市场的活力。
全球 PX 将进入宽松局面，2020 年涤纶长丝格局向好
国内 PX 加速投产, 全球 PX 将进入宽松局面
全球 PX 将进入宽松局面。整体来看, PX 供需情况逐渐趋于宽松,预计 2019 年全球 PX 能力将提高 700 万吨, 2020 年供需不平衡将进步扩大,当年预计新增 740 万吨年的新产能,而需求增长预计仅有约 200 万吨。全球 PX 开 工率在 2019 年下降至 80%左右,并在 2020 年继续下降， 2019 年韩国乐天化学等非一体化装置由于亏损已降负运 行。
PX 国际贸易在 2019 年发生转折，日韩逐步退出 PX 舞台。在 2020 年之前，随着恒力、浙江石化等国内 大型 PX 项目投产，预计当年日韩，印度以及中东对中国市场的出口规模都将出现 5-10%的下滑，东南亚得 益于恒逸文莱项目的试车投产，当年贸易规模没有出现下降；2020 年之后，得益于成本较低，仅中东对华出口 维持增长，而东南亚和东北亚传统出口国家和地区出口规模将出现不同程度的负增长，日韩等部分不具竞争 力装置负荷降低，外销减少，逐步退出 PX 舞台，东北亚地区来自印巴地区的数量明显减少。
PX 产能增量主要来自中国，国内大型 PX 装置竞争优势显著。2019-2020 年 PX 产能连续两年大幅扩张， 其中 PX 产能增量 80%来自中国。从 PX 装置的建设情况来看，2018 年中国 PX 产能 1422 万吨，表观消费量 2690 万吨，进口 1590 万吨，按目前项目规划到 2022 年产能将达 4500 万吨，表观消费量 3330 万吨，未来将成为 PX净出口国。从 PX 行业竞争力来看，国内新建大型 PX 竞争力较强，具备规模效应、能耗低、上下游一体化接近 消费中心区域等特点，未来在与进口产品竞争中能够占据优势，2020 年东北大规模小成本高的芳烃装置将退出 或转向调和油市场。
PTA 经历 18-19 年高盈利，2020 年进入比拼成本竞争时代
产能方面，10-11 年 PTA 处于暴利状态，进口依赖度比较大，在利益的驱动下，国内 PTA 产能从 2010 年 的 1600 万吨激增至 2012 年的 3200 万吨， 2 年全行业产能翻一倍，行业很快由暴利状态进入亏损状态；还有 1000 多万吨推迟到 14 年才投产，14 年达到 4320 万吨，产能增长率也达到 33%，从 12 年开始 PTA 行业进入了漫长 的熊市；15-17 年产能投放明显放缓，2017 年 PTA 产能增速为 4%。2019 年底中国 PTA 产能为 5766 万吨/年， 2019-2022 年新建 PTA 项目合计产能 3620 万吨/年，全球 PTA 新建产能主要集中在中国，仅美国、印度各一套 装置，合计产能 240 万吨/年。2020 年以后中国大型 PTA 聚酯一体化企业继续加大投资规模。
开工率方面，自 2015 年起，落后产能逐步出清，开工率稳步提升，2018 年开工率为 76%，相对于 15 年的 65%开工率已有大的提高。2019 年全球 PTA 行业周期性回升，PTA 成本效益比较好，开工率回升至 85%。
产能投放主要来自龙头企业，行业竞争有序，成本为王。PTA 行业历经长达 5 年亏损后，从 17 年下半年开 始盈利了景气复苏。PTA 集中度提升，CR3 有效市场占有率已经达到近 50%；历经 5 年洗牌后，当前 PTA 有效 开工率已经达到 85%以上，下游聚酯产能投放速度维持在 6-7%，而 PTA 在 19 年新增产能投放较少，供需格局 将继续优化；下游需求稳定增长，纺织服装是人类必须品，在消费升级下需求稳定增长；19 年上游 PX 产能大 规模投产，进口依赖度下降，部分 PX 利润向下游转移到 PTA。但是随着 19 年四季度新凤鸣一期 220 万吨、中 泰石化 120 万吨和恒力石化第四套 PTA 250 万吨产能投产，合计约 600 万吨在 2019 年四季度投产，PTA 再度进 入行业亏损状态；预计在 2020 年能投产的 PTA 产能仍在 800 万吨（有些产能会推迟），2020 年 PTA 行业高成 本 PTA 生产企业进入亏损状态几乎已成定局，但是 PTA 龙头企业凭借较低的加工成本和产业链一体化优势有望 在这一波产能投放周期中获取一定的利润，赚取逆势扩张的超额利润。
乙二醇产能迎来爆发式增长，2020 年油头乙二醇将进一步冲击市场
2018 年乙二醇投产 300 多万吨，产能增幅 40%，达到 1200 万吨产能，随着国内煤制乙二醇和乙烯制乙二 醇的技术全面突破， 2019 年以来，受到煤制乙二醇产能投放冲击，乙二醇市场价格下跌 40%，随着 2020 年民 营大炼化配套乙二醇出来将进一步冲击市场，2020 年乙二醇高成本企业面临极大生存压力，2025 年国内乙二醇 总产能将达 2360 万吨/年，近 70%来自煤化工路线，产能/需求比将上升到 105%。
长丝需求刚性，行业集中度提升
受经济及人口增长的拉动，未来全球纤维消费及人均消费量还将保持增长势头。预计 2020 年全球人均纤维 消费量超 13.5 公斤/人，比 2015 年提高 0.8 公斤/人。全球经济风险：一是贸易摩擦一发多发，冲击全球经济； 二是债务水平居高，增大了金融市场的风险；三是国际经济政策协调的难度加大，影响全球的复苏进程。人口 方面：联合国预计 2020 年全球人口 77.6 亿，较 2015 年净增 4.1 亿，年均增长 1.09%；预计 2020-2030 年间还将 净增 8.1 亿人至 8.5 亿人，年均增长 0.9%；2050 年达到 97 亿，90%左右的新增人口在亚洲及非洲。
国内涤纶长丝供需：产能方面，从 2013 年的 2900 万吨增长到 2018 年的 3880 万吨，复合年均增长率为 6%， 2018 年较 2017 年产能增加 290 万吨，增幅达 8.1%；需求方面，从 2016 年 2349 万吨增加至 2017 年 2739 万吨， 增幅达 16.6%，2018 年国内涤纶长丝表观消费量为 3078 万吨，较 2017 年 2739 万吨增长 339 万吨，增长率达 12.4%，超过 2018 年的产能增量。出口方面，近三年维持在 150-180 万吨之间；产能利用率从 2014 年 71%稳步 上升，目前维持在 82%左右，涤纶长丝行业供需基本平衡。
国内涤纶长丝行业集中度不断提升。2016 年浙江地区长丝的产能占比为 59%，其他省份为江苏省（28%） 和福建省（12%），三省合计占比为 99%，涤纶长丝的地域分布非常集中，同时这些地区也是上游 PTA 和下游 纺织服装比较集中的地带，表现很强的产业集群现象，物流和交易成本低，也是浙江、江苏地区化纤产业链核 心竞争力所在。企业方面，涤纶长丝产能向大企业集中。国内涤纶长丝行业产能前五的企业分别为桐昆股份、 恒逸石化、新凤鸣、东方盛虹和恒力石化，2012 年 CR5 为 32.1%，2017 年 CR5 为 39.3%， 2018 年 CR5 为 44.3%。 2019 年涤纶长丝新增产能主要来自桐昆股份、恒逸石化和新凤鸣，三家企业共计新增产能 229 万吨，占总新增 产能的 80%，2020 年长丝新增产能主要是集中在桐昆股份、恒逸石化、新凤鸣和恒力石化大厂投产。特别是在 POY 产品上，桐昆、新凤鸣、恒逸为行业前三，有效市占率达 70%，行业议价能力极强。
2020-2021 年“PX→PTA→长丝”产业链利润将向下游长丝转移。19-20 年是 PX 的产能扩张期，国内 PX 产能实现翻番；18 年是国内煤制乙二醇的投产大年，2020 年民营大炼化油头乙二醇投向市场对高成本煤制乙二 醇形成巨大冲击；19 年末-2020 年预计有 1500 万吨左右 PTA 投向市场，PTA 行业再度走弱，加速高成本 PTA 企业淘汰出局。2020-2021 年“PX→PTA→长丝”产业链利润将向下游长丝转移，中短期来看长丝头寸大的企业 受益显著，长期来看“PX-PTA-长丝”全产业链布局企业竞争力更强。
投资建议和标的公司
美国页岩气革命推升乙烷、丙烷供给，催生烯烃原料轻质化浪潮。全球乙烷、丙烷供需格局趋于改善，主 要来源 NGL 与 LPG 价格或将长期低位徘徊，乙烷裂解制烯烃与 PDH 技术成本优势明显，盈利能力强。看好卫 星石化（现有 PDH 产能 90 万吨，包括 2019 年 2 月开车成功的年产 45 万吨 PDH 二期装置，乙烷裂解制乙烯一 期项目 125 万吨预计在 2020 年底投产）与东华能源（PDH 产能 120 万吨，2020 年上半年再投产 66 万吨 PDH）。
国内一批化纤产业相关民营企业（主业为 PTA 和涤纶长丝）大炼化项目于 2019 年陆续投产，其中恒力 2000 万吨炼化一体化项目 2019 年上半年率先达产，实现民营炼化项目投产开门红。此外，恒逸文莱 PMB 一期 800 万吨炼化一体化项目于同年 11 月打通全流程，浙江石化预计将在 2020 年上半年打通全流程，盛虹炼化也在开 工积极建设之中。随着大炼化项目的投产，民营化纤企业不仅可以实现产业链向原油延伸，而且炼化带来了丰 富的原材料，有利于后续发展 C2、C3 产业链以及我国高度依赖进口的精细化学品和新材料；预计 19 年下半年 油价处于中等偏下水平，炼化项目盈利可期，完全达产后相关公司盈利有望迎来大幅提升。持续看好四大民营 炼化项目及相关公司：恒力石化、恒逸石化、荣盛石化和东方盛虹。
国内大量 PX、MEG 产能投放在即，预计 19 年聚酯产业链产能结构日趋合理，供需结构也趋于良性疏导， 产业链上下游价格传导更加顺畅，“PX→PTA、乙二醇→聚酯”产业链利润有望向中下游 PTA 和聚酯转移，利 好长丝和 PTA 环节，看好长丝行业三巨头新凤鸣、桐昆股份和恒逸石化。
（报告来源：中信建设证券）
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