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丙烯行业研究报告
2021年丙烯行业研究报告
1.丙烯
1.1.丙烯工艺
1.1.1.丙烯工艺综述
目前,丙烯的生产制备主要有四种工艺,分别是原油催化裂化、石脑油蒸汽裂解、原煤制甲醇后MTO或者直接CTO、丙烷脱氢,据卓创资讯统计,2020年度四种工艺占比分别为28%、29%、24%和19%,较上一年度分别上升-4%、+4%、-2%、+2%。
随着炼化一体化恒力石化和浙江石化产能的逐步释放,蒸汽裂解工艺产能占比显著提升;MTO/CTO产能投放不多,占比下滑;PDH(含混烷脱氢MDH,下同)产能因天津渤化、浙江华鸿新材料等装置的投产有所提升,且未来随着大量丙烷脱氢装置释放,其产能占比有较大提升空间。
未来丙烯新增产能将主要释放于石脑裂解和丙烷脱氢两种工艺上。
1.1.2.石油催化裂化以及其衍生多产丙烯技术
催化裂化FCC是传统炼油工艺,主要产物为汽油、柴油等燃料油成品油,丙烯作为副产品,收率较低。
为提升丙烯收率,UOP公司的PetroFCC工艺和RxPro工艺、中国石化石油化工科学研究院的深度催化裂化(DCC)、新日本石油公司和沙特阿美公司的高苛刻度催化裂化(HS-FCC)技术等工艺被逐步开发,以VGO(减压柴油等重质组分)为原料生产出来的丙烯收率分别可达20%以上、15-25%、接近20%的水平。
1.1.3.石脑油蒸汽裂解
蒸汽裂解是目前生产烯烃的主要工艺之一,石脑油经750℃以上高温,在水蒸气环境中经过管式加热炉发生分子链断裂和脱氢反应,从而制得乙烯、丙烯等轻烃。
蒸汽裂解技术乙烯产率较高,但随着石脑油分子质量的提升,丙烯收率会出现正向增长。
1.1.4.基于FCC或蒸汽裂解的其他路径
考虑到石脑裂解和原油裂化FCC装置丙烯产率的不足,烯烃催化裂解和烯烃歧化可用于进一步大幅增产丙烯。
催化裂解增产丙烯工艺可使得C4-C8的烯烃进一步裂解,常见的工艺有鲁奇公司的Propylur工艺、道达尔公司和UOP公司的烯烃裂解工艺和KBR公司的Superflex工艺等。
烯烃歧化是将C4等烯烃产物进一步裂解,常见的歧化工艺有ABBLummus的OCT工艺、Axens的Meta-4工艺和BASF的自歧化工艺等。
1.1.5.丙烷脱氢
丙烷脱氢,可以在高温和相对低压的条件下获得显著较高丙烯收率,工艺路径短,固定资产投资成本低,技术经过20余年的发展目前已经炉火纯青,目前全球范围主要有八种工艺,催化剂多选用Pt或者Cr系金属催化剂,反应产生的氢气,可用于燃料,从而尽可能提升副产品利用率。
八种工艺整理如下:
八种工艺中应用最为广泛的是UOP的Oleflex和ABBLummus的Catofin,自我国第一套PDH,60万吨天津渤化投产至今,我国PDH装置基本采用这两种工艺。
1.1.6.煤制烯烃
煤制烯烃工艺又可有CTO、MTO、MTP等,海外发展较早,但目前海外制烯烃重心已转为油头和气头,故中国逐步占据主流煤头工艺市场占有率。
CTO主要依托我国丰富的煤炭资源,从而形成原料煤到烯烃甚至烯烃下游聚烯烃等产品的一体化;而MTO、MTP等则侧重于从甲醇到烯烃或者烯烃下游,其中MTO主产品为乙烯丙烯双烯,而MTP主产品更侧重丙烯。
MTO、MTP等工艺中的甲醇可以外采,但当甲醇价格偏高时,外采甲醇经济性将会显著走弱。
因我国多煤贫油少气的能源结构,目前我国煤头装置采用的工艺品种较多。
1.2.丙烯工艺经济性对比:
目前MTO利润整体弱于其他工艺
供给侧改革来,随着煤炭行业产能的清退,供给环比缩量,煤化工原料煤价格中枢下跌幅度有限,煤制利润近年出现下移;反观油头工艺,随着页岩油革命后,美国原油产量的急剧上升,油头成本端重心大幅下移,叠加2020年新冠影响,原油更是创造新低,油头成本降低,油制路线不再成为边际成本,2020年利润首度超过CTO;步入2021年随着联合减产的持续进行以及煤价持续回落,CTO利润再度实现反超。
此外,由于丙烯油制定价更为主导,丙烯价格和原油正向联动较大,当原油价格上涨时,煤制烯烃利润走扩,当原油下跌时,煤制烯烃利润走缩。
据本数据模型测算,考虑到加工费用,CTO在油价30美元/桶以上时可实现盈利;在油价达到45美元/桶时,其利润基本和油制持平;在油价超过72美元/桶时,每生产一吨丙烯,煤制利润将会超出油制2000元。
油头方面,原油催化裂化和石脑裂解难分伯仲,利润走势相似,且近三年中枢主要围绕500-2500元/吨波动,这很大程度源于石脑油和布伦特价格的高度联动。
煤头对比来看,CTO工艺单耗4.8动力煤和1.5燃料煤,MTO工艺单耗约3甲醇,再考虑催化剂、折旧、财务费用等,CTO利润明显好于MTO,故我们认为煤头工艺利润主要集中于煤-合成气-甲醇,即CTM一段,没有上游的外采甲醇制烯烃装置,利润微薄。
丙烷脱氢方面,单耗丙烷1.2,外盘丙烷利润整体略高于内盘200-400元/吨。
近三年,我国PHD工艺利润中枢整体维持在500-2500元/吨水平,但2019年Q2中期和2019年Q4后期因成本端原料的上扬,PDH利润打入阶段性亏损,进入2020年H1因新冠疫情导致的成本降低,使得PDH利润大幅回暖,步入Q4后随着丙烷价格的大幅上行,利润再度骤降。
敏感性来看,MTO>PDH>催化裂化>蒸汽裂解≈CTO,MTO成本和利润对原材料价格敏感度显著大于其他工艺,这主要源于MTO原料成本占总成本的比重过高。
以MTO、CTO为例,典型CTO项目原料成本占全部成本仅为32%,而MTO项目却高达74%。
1.3.丙烯市场
1.3.1.全球丙烯市场:
产能增速显著放缓
近年,全球丙烯市场规模呈现逐年增加态势,2019年全球丙烯市场规模已达7659亿元,同比上年增加9.7%。
随着近年丙烯市场规模的扩大和需求的显著增长,传统丙烯生产工艺中乙烯收率高,丙烯收率低的问题丞待解决,而原料轻质化后,PDH工艺逐步兴起,很好的解决了这一问题,近年PDH贡献了全球丙烯增量中重要的一部分。
全球产能方面,2019年,丙烯产能为107797千吨,产能增速为1.5%,低于2018年2.8%,低于近十年CAGR3.8%,产能增速已处于下行通道。
区域增速来看,除了南美、中欧和东欧产能增速近年呈现放量外,其余地区基本均呈现不同程度下滑,不过亚洲因为绝对增速整体处于较高水平,2019年绝对增速依然显著高于全球。
2019年,全球、西欧、中国、东亚、北美、亚太、中东和非洲、南美、中欧和东欧产能增速分别为1.5%(-1.3%)、-6.3%(-3.2%)、4.4%(-3.8%)、1.7%(0.9%)、-0.4%(-2.5%)、3.8%(-4.0%)、1.2%(0.9%)、4.7%(12.1%)、5.4%(5.9%)。
产能分布来看,2019年,全球丙烯产能依旧集中于亚洲,其产能占据全球产能57%左右,而亚洲中产能又集中于东南亚和东北亚,其中中国、韩国和日本分别占据东南亚和东北亚合计产能的64%、13%和9%。
贸易方面,全球丙烯贸易运距较短。
中国虽然为亚洲最大产能国,但中国依旧为亚洲最大丙烯进口市场,中国和日本、韩国以及东南亚等国存在大量丙烯双向流动。
1.3.2.中国丙烯市场:
原油带动价格上涨,产能增速仍不容小觑
首先简要回顾下2020年内盘丙烯行情:
一季度,一月因受春节期间物流放缓和累库压力,丙烯生产企业多采取主动降库策略,价格稳中有跌;春节后,受疫情影响,下游复工放缓,需求走弱,且物流恢复慢于往年,故市场成交清淡,价格中枢持续下行。
二季度,国内外口罩订单,叠加熔喷布炒作后价格暴涨,带动聚丙烯需求,从而利多进一步传导至丙烯,丙烯价格于四月中急剧上行;而与此同时丙烯其他下游成本压力骤增,逐步对丙烯形成负反馈,叠加市场对熔喷布小作坊进行管理,熔喷布炒作热情衰退,丙烯价格再度骤降;但随着国内内循环,以及疫情的显著好转,丙烯价格开始稳中有升走势。
三季度,随着内盘需求进一步恢复以及众多C3下游的金九银十季节性旺季,丙烯酸、环氧丙烷、聚丙烯、辛醇等陆续迎来涨价潮,丙烯价格受需求端带动价格进一步走高。
四季度,上半程,伴随着沙特下调原油现货价格,以及美国汽油需求转入淡季等因素导致的原油回调,丙烯价格跟随回调;而下半程受拜登当选、联合减产等因素导致的原油企稳回升,丙烯价格再度走强;而进入月末,下游订单走弱,业内对需求透支预期增强,市场出现回调。
之后再来看下我国丙烯产能产量情况:
2020年我国丙烯产量3587万吨,较2019年增长9.1%;表观需求量3836万吨,较2019年增长6.6%;供需基本平衡,产能产量增速逐步放缓。
进口方面,2020年进口丙烯250万吨,较2019年增加-19.8%,进口依存度6.5%,进口依存度重心整体呈现下移趋势。
一方面,由于炼化一体化装置和PDH装置的大量投产,我国丙烯产能增速2010年来均稳步高于全球,丙烯自给率进一步提升,进口替代仍在进行;另一方面,不可否认,去年海外丙烯装置检修、意外临停显著增多,比如近期的韩国LG、日本JX等,导致外盘开工出现下移,从而对我国丙烯进口量造成影响。
区域分布来看,我国丙烯产能主要集中于华东、山东、西北、华北等地,2019年产能占比分别为27%、16%、16%、13%,分别同比2019年增加3%、-1%、0%、-1%。
华东产能较2018年有显著增量,主要归功于中安联合、南京志诚等装置的产能释放。
从目前2020年的投产计划来看,随着浙江石化、华鸿新材料等装置投产,华东地区产能占比或有进一步增量。
2021年,有中国石化海南炼油化工有限公司50万吨等产能释放。
2.丙烯上游:
大体上行,略有分化
2.1.“十四五”期间油化工、煤化工何去何从
在分析上游情况前,先对“十四五”期间产业发展方向进行简单梳理。
2.1.1.油化工
石油和化学工业规划院的白颐副院长在《“十四五”我国石化和化工行业高质量发展分析》一文中对“十三五”和“十四五”石化和化工行业的发展进行了对比。
白副院长整理了“十三五”期间发展的七大特点,即“行业一直在保持高速增长”、“行业处于内在质量成长期”、“新材料和高端专用化学品成为投资关注点”、“全行业已经形成了绿色发展的理念”、“产业集聚程度越来越高”、“多元化资本正积极进入石化化工领域”、“技术创新成为发展重要动力”。
“十三五”期间,行业已对高质量和绿色发展有深刻认识,而“十四五”期间,该认识还需更进一步,行业发展需要更加强调“高质量”,高质量需要突出高端化和选择性,同时还要注重发展的内涵,及“绿色、升级和开放”。
此外,吴文龙等石油和化学工业规划院的工作人员,在《“十四五”时期我国炼化产业高质量发展模式研究》一文中结合我国现行油化工市场、政策情况,对油化工主要的三个板块,炼油、烯烃、芳烃,高速发展模式进行了概括和研究,提出了:
“炼油产业,控炼增化、多烯少芳、存量优化、整合集聚;乙烯产业,炼烯一体、科学多元、原料轻质、产品高端。
芳烃产业,炼芳一体、芳纤一体、上下贯通、竞争有力”。
这和我们对市场中逐步投产的炼化一体化装置,我国成品油过剩等市场现状的理解相互印证。
2.1.2.煤化工
中国煤炭科工集团有限公司煤炭科学研究总院(煤化工)首席科学家徐振刚在《中国现代煤化工近25年发展回顾·反思·展望》一文中对煤化工行业的现状和“十四五”期间可能面临的挑战和问题进行了总结,他认为,目前我国煤化工还存在诸如生产安全事故时有发生、环保措施仍有不足、装置稳定连续生产仍需进一步长期验证、部分项目成本优势质量竞争力不够,产品同质化低端化普遍、部分关键技术仍存攻克瓶颈等问题。
之后我国煤化工需要解决这些问题,并且要在诸如煤气化、煤液化、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃等工艺研发上再有所突破。
2.2.原油及其他石油组分:
联合减产加需求恢复预期,中枢上行,但空间受OPEC增产预期和页岩油复苏抑制
2.2.1.2010-2019供需概况:
页岩革命改变供需结构,但产量增速已趋放缓
2010年-2019年,全球来看,石油产量呈现显著增长,2019年石油产量分别达到100608和82347千桶/天,较2018年分别下降0.13%和0.07%,产量增速近年呈现逐步放缓的趋势。
2010年-2019年,近年随着页岩气的开发,NGPL量上升显著,复合增长率3.32%显著高于原油1.06%,NGPL在石油中占比显著提升,导致原油(含凝析油)占比从2010年84.6%下降至2019年的81.8%。
分地区来看,全球石油产量依旧主要集中于北美和中东,两者占比过半,同时近年北美产量增速迅猛,成为全球产量重心上行的主要贡献力量。
石油需求结构来看,汽油、柴油(馏分油)依旧是绝对主力,2010年占比分别为25.6%和28.7%,2018年占比分别为26.1%和28.6%。
十年周期看,汽柴占比波动有限。
其他组分来看,随着国际物流的发展和洲际之间的联动,LPG和航燃近年发展较快,增速处于上行通道,2018年增速分别为3.0%和2.2%,高于其他石油组分的增速水平。
2.2.2.2020、2021E供需与价格分析:
联合减产是油价上行最直接驱动
油价因受新冠导致的供需矛盾,布油和美油均出现大幅下挫,故2020年4月OPEC与减产同盟国商定了联合减产计划。
在联合减产协议中,OPEC以及参与联合减产计划的非OPEC协议从2020年5月1日起实施联合减产计划,联合减产共分为三个阶段。
一阶段,减产原油供应量970万桶/天,时间为5月初至6月底(后延长至7月底);二阶段,减产原油供应量770万桶/天,时间为7月初(后延长至8月初)至12月底;三阶段,减产580万桶/天,时间为2021年1月初至2022年4月。
12月3日,在探讨三阶段联合减产计划实施问题的OPEC与非OPEC会议上,经多方妥协商议,将原计划2021年1月执行的减产580万桶/天提升至720万桶/天,且自2021年1月起每月举行一次OPEC与减产同盟国的部长级会议,以商定下个月减产幅度,同时次月增产幅度规定波动在50万桶/天之内。
由于联合减产计划的实施,2021年Q1、Q2、Q3、Q4石油产量预计分别为9535、9643、9902、9948万桶/天。
产量同比增速分别为-7.3%、4.3%、8.9%、7.2%,产量环比增速分别为0.6%、3.3%、2.7%和0.5%。
需求端,随着疫苗兑现后疫情的好转,2021年Q1、Q2、Q3、Q4石油需求量预计分别为9522、9704、9861、9912万桶/天。
需求同比增速分别为0.1%、14.2%、5.7%、3.9%,需求环比增速分别为-0.2%、1.9%、1.6%和0.5%。
季度供需平衡表来看,步入2021年后,一季度初属于原油传统需求性季节性淡季,不过沙特超预期100万桶/天减产缩量,使得供应紧张,从而去库延续;步入二、三季度后,北半球气温逐步回暖,汽柴油需求跟进,需求出现进一步增量,但供给增量传统季节性较为迅猛,叠加OPEC和OPEC+可能的增产预期,预计供需延续紧平衡,库存去化但幅度收窄;步入四季度后,上半段需求再度转弱,但是随着步入Q4后期,取暖油需求提升,供需或步入平衡模式,库存企稳为主。
高频数据自联合减产后库存也呈现去化态势,并且自汽柴油步入淡季后,库存也并未出现明显累库,不过近期随着联合减产松动,库存开始边际积累。
此外值得一提的是,盆地石油管道、百夫长管道、大盐平原管道等多条管道交汇的“世界管道十字路口”和WTI定价权的库欣地区库存去化已经出现一定压力。
库存自2021年2月起并未出现进一步去化。
2.2.3.期限结构与价差:
供应端宽松后,back结构或不具备持续性
近期,无论美油还是布油,从去年至今均呈现了contango-flatcontango-back的转变,最近的一次深度反向结构主要是受沙特额外减产等供应端缩量所致带动近月走强,随着供应端逐步趋于宽松,我们对back结构的持续性存疑。
近远月价差来看,美油首行、六行价差近期已出现拐点,而布油目前首行、六行价差反向结构仍在持续,中短期原油整体强势,布油或先于美油步入被动去库周期。
从近月美油、布油价差也可以进一步验证刚才观点,WTI-Brent首行价差已由10月的-1.99美元/桶的高点逐步回落至当前半年内新低-3.01美元/桶,随着欧洲、美国疫情差异,和美元重心的下移,布伦特升水或仍有上行空间。
从近月美油、布油价差也可以进一步验证刚才观点,WTI-Brent首行价差已由10月的-1.99美元/桶的高点逐步回落至当前半年内新低-3.01美元/桶,随着欧洲、美国疫情差异,和美元重心的下移,布伦特升水或仍有上行空间。
基差方面,如不再出现疫情全面恶化或系统性风险,预计中短期现货大幅贴水情况将难以重现,布油基差情况目前整体好于美油,对盘面支撑力度或好于美油,截止至3月12日,美油、布油基差分别为0.05和0.15美元/桶。
2.2.4.非商业持仓:
多头对近月青睐仍存
2020年来持仓情况来看,投机性净多头持仓年初显著下滑,而联合减产计划确定后,投机性多头带动净多头逐步回升企稳,净多头已于10月中后开始逐步回升。
截止至2021年3月9日,NYMEX美油投机性净多头537438张,环比上周上升18419张;IPE布油投机性净多头340159张,环比上周上升-4816张。
季节性来看,近年整体季节性存在但并不显著,二季度和四季度后半程分别因为汽油和取暖油的需求,受到多头资金的青睐,净多头多环比提升。
此外同比来看,今年Q1净多头已较2019年2020年出现一定增量,同比多头带来的持仓方面的利多存在一定利好。
2.2.5.汇率:
美元走强预期压制原油上方空间
汇率方面,由于原油以美元结算,美元和原油走势整体呈现出负相关性,即美元弱则原油强,尤其在震荡市时,该因子的作用表现更为明显。
去年,在美国疫情防控不利的情况下,美国经济增速大幅下滑,而同时为了刺激经济,美国又大幅使用诸如量化宽松、低利率等宽松货币政策,再加上近年美国持续的贸易逆差以及逐步扩大的美国国债规模这样的基础背景,市场对美元失去信心,美元在去年和今年Q1早期处于下行通道。
截止至3月22日(本章节今天指),美元指数年初至今已从89.8778上行至91.8031,美元指数的大幅上行主要源于美债利率的上行,美债10年期利率已较年初上升76bp,而实际利率也较年初上升44bp,市场对流动性收紧有所担忧。
美元指数走强源于美国和欧洲主要经济体的国债利差的走扩。
年初至今,美英利差、美法利差和美德利差分别走扩10.79bp、45.20bp和48.00bp。
而利差美欧利差走扩的支撑源于疫情进展表现的差异。
2.2.6.总结:
行情看涨但担忧仍存
在联合减产以及气温回暖后,汽油需求持续回升,同时疫情好转下,航运的提升也会带动柴油和航煤的增量,且炼化生产企业开工的提升也会带动石脑油等需求,需求增量确定,Q2预计延续去库,Q3、Q4延续紧平衡,库存持稳,油价仍存上升空间。
不过与此同时利空点也不容忽视。
随着原油价格的逐步恢复,尤其是当油价抬升至50美元/桶之上时,产量恢复可能会非常迅速,即使是在40多美元/桶,成本较低的页岩油产区,比如二叠纪盆地,也会出现大幅增产。
不过去年低油价对页岩油企业打击很大,故因页岩油增产导致的原油供应增量将会很大程度抑制油价上涨幅度是潜在利空点,但是短期或难以充分兑现。
中短期最大的利空点依旧是强美元预期和后续供给端联合减产策略的制定。
美元走势将对整个大宗重新定价;而减产方面,由于俄罗斯油价财政盈亏平衡较低,故可能更青睐于较高的增产力度从而抢占原油市场份额,虽然沙特等中东国家或仍维持一定减产幅度以确保油价在健康水平甚至更高水平运行,但4月会议后缩量减产的大势或难以改变,沙特的额外减产不可能长期存在,并且何时谈判触及双方的底线也仍存潜在的超短期的利空。
此外,因石脑和原油走势相关性高,该文对石脑不做趋势分析。
2.3.丙烷:
2.3.1.我国丙烷市场:
主要依存于美国和中东的进口货源
2019年,我国丙烷产量220万吨,产量增速20.2%;表观消费量1657万吨,表需增速11.7%;进口量1494万吨,进口依存度87.2%,环比减少0.8%,实现2015年来,首度负增长。
进口上,美国和中东依旧是我国丙烷主要的进口来源国,具体看,2020年1-10月我国进口货源中美国、阿联酋、卡塔尔、阿曼、科威特和沙特分别占比,27.1%、16.1%、15.9%、10.6%、6.6%、4.3%。
2.3.2.天然气综述丙烷的来源主要是天然气、页岩气副产物或者精炼原油的副产物。
天然气(含页岩气等非传统天然气),通常分为干气和湿气,干气主要成分是甲烷,经过气体分离单元得到重质组分天然气厂凝液(naturalgasliquids,NGPL),NGPL主要成分是乙烷、丙烷、丁烷和含C5~C10烃类及少量含硫化合物的天然汽油(又名天然气凝析油,naturalgasoline)。
而通过炼油厂精馏单元出来的是轻质组分炼厂气,液化处理后得到液化炼厂气(liquefiedrefinerygases,LRG),其主要组分为NGPL所包含主要物质加上乙烯、丙烯丁烯等轻质烯烃。
NGL是NGPL和LRG之和HGL中扣除烯烃的部分,而其可以进一步划分为LPG和C5+烷烃,故逻辑关系梳理如下:
NGPL+LRG=HGL=NGL+refineryolefins=LPG+pentanesplus(naturalgasoline)+refineryolefins各地的天然气中丙烷含量差异显著,但仍有一定规律。
气田丙烷含量显著小于油田伴生气。
气田中丙烷含量普遍处于3%以下,而油田伴生气中丙烷含量多处于3%-10%之间。
气田中轻烃多处于5-10%,而油田伴生气中轻烃比例多超过15%。
此外,气田中甲烷比例显著高于油田伴生气。
2.3.3.美国天然气市场:
页岩气革命使美国完成了天然气净进口国往出口国的转变
天然气产量方面,2021年预计美国干天然气管道生产量约为81.37bcf/d,其中美国本土和阿拉斯加分别为80.63bcf/d和0.74bcf/d,美国本土方面,陆地和海上分别为74.90bcf/d和5.72bcf/d,全美合计产量增速2021年预计达到2.1%,较2020年下降1.1%。
而至2025年,预计全美产量87.3bcf/d,当年产能增速1.4%。
产能的增长终将带来美国国内产能的过剩,从数据中可以发现实际供应增速整体低于干天然气管道生产量,页岩气革命使美国完成了天然气净进口国往出口国的转变,且随着产能的持续释放,产能过剩敞口拉大,出
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