2021年丙烯行業(yè)研究報告_2021數(shù)據(jù)分析研究洞察完整版行業(yè)報告

1、2021年丙烯行業(yè)研究報告報告綜述：丙烯作為 C3 產(chǎn)業(yè)的中流砥柱，其產(chǎn)業(yè)鏈長，產(chǎn)品豐富度高，價格和 生產(chǎn)利潤往往同時受多個環(huán)節(jié)影響、制約。1、成本端：大體上行，略有分化具體而言，油質(zhì)工藝方面，原油受聯(lián)合減產(chǎn)和疫情修復(fù)的帶動，供需 延續(xù)緊平衡態(tài)勢，疊加期限結(jié)構(gòu)從 contango 向 flat contango 再向 back 過渡，非商業(yè)凈多頭持倉青睞，以及美元下行通道等因素，綜合考慮 原油價格有一定上升空間。但是天花板或受到頁巖油復(fù)產(chǎn)或供給增量 的制約。石腦和原油走勢聯(lián)動密切，本文不做趨勢探討。氣制工藝方 面，受原料輕質(zhì)化影響，PDH 工藝盛起，貢獻(xiàn)了很大丙烯產(chǎn)能增量， 天然氣和 LPG

2、雙重增量帶動丙烷供應(yīng)或維持在 15-20%較高的水平， 但丙烷需求同步跟進(jìn)，疊加政策上巴拿馬加征通行費(fèi)和加征關(guān)稅排除 基本相抵，PDH 成本端在剖除原油的影響下持穩(wěn)，假設(shè)我們認(rèn)為原 油對丙烷和丙烯以及丙烯下游的影響趨同，則 PDH 生產(chǎn)利潤中樞波 動有限。煤制方面，2021 年成材受去產(chǎn)量和碳中和影響，原煤供需 基本面轉(zhuǎn)弱，而長期能源結(jié)構(gòu)改變又會雪上加霜，煤炭價格重心較 2020 年 4 季度或會出現(xiàn)下移，CTO 利潤呈增厚預(yù)期。2、下游產(chǎn)品：國產(chǎn)替代趨勢明顯以主要產(chǎn)品聚丙烯為例，內(nèi)盤聚丙烯增速更為強(qiáng)勁，2020 年、2021E 年產(chǎn)能分別達(dá)到 28950 千噸和 33860 千噸，較上一年分

3、別增長 3700 千噸和 4910 千噸，產(chǎn)能增速分別為 15.7%和 16.9%。而其他下游， 諸如環(huán)氧丙烷、丙烯腈、丙酮同樣呈現(xiàn)產(chǎn)能釋放、國產(chǎn)替代的情況。經(jīng)對下游各產(chǎn)品產(chǎn)能處理，2020 和 2021E 丙烯下游產(chǎn)能綜合加權(quán)增 速分別為 14.9%和 14.2%。整體看下游產(chǎn)品目前依舊進(jìn)口依存度偏高， 故國產(chǎn)替代進(jìn)口導(dǎo)致的產(chǎn)能增量仍會實現(xiàn)。3、丙烯利潤或迎增厚在成本支撐 vs 下游國產(chǎn)替代之際，我們認(rèn)為下游國產(chǎn)替代更勝一籌， 供給端定性看價格總體上行，略帶分化。增速角度，預(yù)計 2021E 原油、 石腦、丙烷、煤和甲醇供應(yīng)增速分別為 5.7%、5.7%（假定同原油）、 16%、3.5%、4.

4、6%，加權(quán)綜合增速 2021E 約為 7.3%。綜合考慮，需求 端或影響更大，丙烯生產(chǎn)利潤存增厚預(yù)期。1. 丙烯1.1. 丙烯工藝1.1.1. 丙烯工藝綜述目前，丙烯的生產(chǎn)制備主要有四種工藝，分別是原油催化裂化、石腦油蒸汽裂解、 原煤制甲醇后 MTO 或者直接 CTO、丙烷脫氫，據(jù)卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計， 2020 年度四種 工藝占比分別為 28%、29%、24%和 19%，較上一年度分別上升-4%、+4%、-2%、 +2%。隨著煉化一體化恒力石化和浙江石化產(chǎn)能的逐步釋放，蒸汽裂解工藝產(chǎn)能占 比顯著提升；MTO/CTO 產(chǎn)能投放不多，占比下滑；PDH（含混烷脫氫 MDH，下同） 產(chǎn)能因天津渤化、浙江華鴻

5、新材料等裝置的投產(chǎn)有所提升，且未來隨著大量丙烷脫 氫裝置釋放，其產(chǎn)能占比有較大提升空間。未來丙烯新增產(chǎn)能將主要釋放于石腦裂 解和丙烷脫氫兩種工藝上。1.1.2. 石油催化裂化以及其衍生多產(chǎn)丙烯技術(shù)催化裂化 FCC 是傳統(tǒng)煉油工藝，主要產(chǎn)物為汽油、柴油等燃料油成品油，丙烯作為 副產(chǎn)品，收率較低。為提升丙烯收率，UOP 公司的 PetroFCC 工藝和 RxPro 工藝、 中國石化石油化工科學(xué)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( HSFCC) 技術(shù)等工藝被逐步開發(fā)，以 VGO（減壓柴油 等重質(zhì)組分）為原料生產(chǎn)出來的丙烯收率分別可達(dá) 20%以上、15-

6、25%、接近 20%的 水平。1.1.3. 石腦油蒸汽裂解蒸汽裂解是目前生產(chǎn)烯烴的主要工藝之一，石腦油經(jīng) 750以上高溫，在水蒸氣環(huán) 境中經(jīng)過管式加熱爐發(fā)生分子鏈斷裂和脫氫反應(yīng)，從而制得乙烯、丙烯等輕烴。蒸 汽裂解技術(shù)乙烯產(chǎn)率較高，但隨著石腦油分子質(zhì)量的提升，丙烯收率會出現(xiàn)正向增 長。1.1.4. 基于 FCC 或蒸汽裂解的其他路徑考慮到石腦裂解和原油裂化 FCC 裝置丙烯產(chǎn)率的不足，烯烴催化裂解和烯烴歧化可 用于進(jìn)一步大幅增產(chǎn)丙烯。催化裂解增產(chǎn)丙烯工藝可使得 C4-C8 的烯烴進(jìn)一步裂解，常見的工藝有魯奇公司的 Propylur 工藝、道達(dá)爾公司和 UOP 公司的烯烴裂解工藝和 KBR 公司

7、的 Superflex 工藝等。烯烴歧化是將 C4 等烯烴產(chǎn)物進(jìn)一步裂解，常見的歧化工藝有 ABB Lummus 的 OCT 工藝、Axens 的 Meta-4 工藝和 BASF 的自歧化工藝等。1.1.5. 丙烷脫氫丙烷脫氫，可以在高溫和相對低壓的條件下獲得顯著較高丙烯收率，工藝路徑短， 固定資產(chǎn)投資成本低，技術(shù)經(jīng)過 20 余年的發(fā)展目前已經(jīng)爐火純青，目前全球范圍主 要有八種工藝，催化劑多選用 Pt 或者 Cr 系金屬催化劑，反應(yīng)產(chǎn)生的氫氣，可用于 燃料，從而盡可能提升副產(chǎn)品利用率。八種工藝整理如下：八種工藝中應(yīng)用最為廣泛的是 UOP 的 Oleflex 和 ABB Lummus 的 Cat

8、ofin，自我國 第一套 PDH，60 萬噸天津渤化投產(chǎn)至今，我國 PDH 裝置基本采用這兩種工藝。1.1.6. 煤制烯烴煤制烯烴工藝又可有 CTO、MTO、MTP 等，海外發(fā)展較早，但目前海外制烯烴重 心已轉(zhuǎn)為油頭和氣頭，故中國逐步占據(jù)主流煤頭工藝市場占有率。CTO 主要依托我 國豐富的煤炭資源，從而形成原料煤到烯烴甚至烯烴下游聚烯烴等產(chǎn)品的一體化；而 MTO、MTP 等則側(cè)重于從甲醇到烯烴或者烯烴下游，其中 MTO 主產(chǎn)品為乙烯丙 烯雙烯，而 MTP 主產(chǎn)品更側(cè)重丙烯。MTO、MTP 等工藝中的甲醇可以外采，但當(dāng) 甲醇價格偏高時，外采甲醇經(jīng)濟(jì)性將會顯著走弱。因我國多煤貧油少氣的能源結(jié)構(gòu)，

9、目前我國煤頭裝置采用的工藝品種較多。1.2. 丙烯工藝經(jīng)濟(jì)性對比：目前 MTO 利潤整體弱于其他工藝供給側(cè)改革來，隨著煤炭行業(yè)產(chǎn)能的清退，供給環(huán)比縮量，煤化工原料煤價格中樞 下跌幅度有限，煤制利潤近年出現(xiàn)下移；反觀油頭工藝，隨著頁巖油革命后，美國 原油產(chǎn)量的急劇上升，油頭成本端重心大幅下移，疊加 2020 年新冠影響，原油更是 創(chuàng)造新低，油頭成本降低，油制路線不再成為邊際成本，2020 年利潤首度超過 CTO；步入2021年隨著聯(lián)合減產(chǎn)的持續(xù)進(jìn)行以及煤價持續(xù)回落，CTO利潤再度實現(xiàn)反超。此外，由于丙烯油制定價更為主導(dǎo)，丙烯價格和原油正向聯(lián)動較大，當(dāng)原油價格上 漲時，煤制烯烴利潤走擴(kuò)，當(dāng)原油下跌

10、時，煤制烯烴利潤走縮。據(jù)本數(shù)據(jù)模型測算， 考慮到加工費(fèi)用，CTO 在油價 30 美元/桶以上時可實現(xiàn)盈利；在油價達(dá)到 45 美元/ 桶時，其利潤基本和油制持平；在油價超過 72 美元/桶時，每生產(chǎn)一噸丙烯，煤制 利潤將會超出油制 2000 元。油頭方面，原油催化裂化和石腦裂解難分伯仲，利潤走勢相似，且近三年中樞主要圍繞 500-2500 元/噸波動，這很大程度源于石腦油和布倫特價格的高度聯(lián)動。煤頭對比來看，CTO 工藝單耗 4.8 動力煤和 1.5 燃料煤，MTO 工藝單耗約 3 甲醇， 再考慮催化劑、折舊、財務(wù)費(fèi)用等，CTO 利潤明顯好于 MTO，故我們認(rèn)為煤頭工 藝?yán)麧欀饕杏诿?合成氣

11、-甲醇，即 CTM 一段，沒有上游的外采甲醇制烯烴裝置， 利潤微薄。丙烷脫氫方面，單耗丙烷 1.2，外盤丙烷利潤整體略高于內(nèi)盤 200-400 元/噸。近三 年，我國 PHD 工藝?yán)麧欀袠姓w維持在 500-2500 元/噸水平，但 2019 年 Q2 中期和 2019 年 Q4 后期因成本端原料的上揚(yáng)，PDH 利潤打入階段性虧損，進(jìn)入 2020 年 H1 因新冠疫情導(dǎo)致的成本降低，使得 PDH 利潤大幅回暖，步入 Q4 后隨著丙烷價格的 大幅上行，利潤再度驟降。敏感性來看，MTOPDH催化裂化蒸汽裂解CTO，MTO 成本和利潤對原材料價 格敏感度顯著大于其他工藝，這主要源于 MTO 原料成本

12、占總成本的比重過高。以 MTO、CTO 為例，典型 CTO 項目原料成本占全部成本僅為 32%，而 MTO 項目卻 高達(dá) 74%。1.3. 丙烯市場1.3.1. 全球丙烯市場：產(chǎn)能增速顯著放緩近年，全球丙烯市場規(guī)模呈現(xiàn)逐年增加態(tài)勢，2019 年全球丙烯市場規(guī)模已達(dá) 7659 億元，同比上年增加 9.7%。隨著近年丙烯市場規(guī)模的擴(kuò)大和需求的顯著增長，傳統(tǒng)丙烯生產(chǎn)工藝中乙烯收率高， 丙烯收率低的問題丞待解決，而原料輕質(zhì)化后，PDH 工藝逐步興起，很好的解決了 這一問題，近年 PDH 貢獻(xiàn)了全球丙烯增量中重要的一部分。全球產(chǎn)能方面，2019 年，丙烯產(chǎn)能為 107797 千噸，產(chǎn)能增速為 1.5%，

13、低于 2018 年 2.8%，低于近十年 CAGR3.8%，產(chǎn)能增速已處于下行通道。區(qū)域增速來看，除了南美、中歐和東歐產(chǎn)能增速近年呈現(xiàn)放量外，其余地區(qū)基本均 呈現(xiàn)不同程度下滑，不過亞洲因為絕對增速整體處于較高水平，2019 年絕對增速依 然顯著高于全球。2019 年，全球、西歐、中國、東亞、北美、亞太、中東和非洲、 南美、中歐和東歐產(chǎn)能增速分別為 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%）。產(chǎn)能分布來看，2019 年，全球

14、丙烯產(chǎn)能依舊集中于亞洲，其產(chǎn)能占據(jù)全球產(chǎn)能 57% 左右，而亞洲中產(chǎn)能又集中于東南亞和東北亞，其中中國、韓國和日本分別占據(jù)東 南亞和東北亞合計產(chǎn)能的 64%、13%和 9%。貿(mào)易方面，全球丙烯貿(mào)易運(yùn)距較短。中國雖然為亞洲最大產(chǎn)能國，但中國依舊為亞 洲最大丙烯進(jìn)口市場，中國和日本、韓國以及東南亞等國存在大量丙烯雙向流動。1.3.2. 中國丙烯市場：原油帶動價格上漲，產(chǎn)能增速仍不容小覷首先簡要回顧下 2020 年內(nèi)盤丙烯行情：一季度，一月因受春節(jié)期間物流放緩和累庫壓力，丙烯生產(chǎn)企業(yè)多采取主動降庫策 略，價格穩(wěn)中有跌；春節(jié)后，受疫情影響，下游復(fù)工放緩，需求走弱，且物流恢復(fù) 慢于往年，故市場成交清淡，

15、價格中樞持續(xù)下行。二季度，國內(nèi)外口罩訂單，疊加熔噴布炒作后價格暴漲，帶動聚丙烯需求，從而利 多進(jìn)一步傳導(dǎo)至丙烯，丙烯價格于四月中急劇上行；而與此同時丙烯其他下游成本 壓力驟增，逐步對丙烯形成負(fù)反饋，疊加市場對熔噴布小作坊進(jìn)行管理，熔噴布炒 作熱情衰退，丙烯價格再度驟降；但隨著國內(nèi)內(nèi)循環(huán)，以及疫情的顯著好轉(zhuǎn)，丙烯 價格開始穩(wěn)中有升走勢。三季度，隨著內(nèi)盤需求進(jìn)一步恢復(fù)以及眾多 C3 下游的金九銀十季節(jié)性旺季，丙烯 酸、環(huán)氧丙烷、聚丙烯、辛醇等陸續(xù)迎來漲價潮，丙烯價格受需求端帶動價格進(jìn)一 步走高。四季度，上半程，伴隨著沙特下調(diào)原油現(xiàn)貨價格，以及美國汽油需求轉(zhuǎn)入淡季等因 素導(dǎo)致的原油回調(diào)，丙烯價格跟隨

16、回調(diào)；而下半程受拜登當(dāng)選、聯(lián)合減產(chǎn)等因素導(dǎo) 致的原油企穩(wěn)回升，丙烯價格再度走強(qiáng)；而進(jìn)入月末，下游訂單走弱，業(yè)內(nèi)對需求 透支預(yù)期增強(qiáng)，市場出現(xiàn)回調(diào)。之后再來看下我國丙烯產(chǎn)能產(chǎn)量情況：2020 年我國丙烯產(chǎn)量 3587 萬噸，較 2019 年增長 9.1%；表觀需求量 3836 萬噸，較 2019 年增長 6.6%；供需基本平衡，產(chǎn)能產(chǎn)量增速逐步放緩。進(jìn)口方面，2020 年進(jìn) 口丙烯 250 萬噸，較 2019 年增加-19.8%，進(jìn)口依存度 6.5%，進(jìn)口依存度重心整體 呈現(xiàn)下移趨勢。一方面，由于煉化一體化裝置和 PDH 裝置的大量投產(chǎn)，我國丙烯產(chǎn) 能增速 2010 年來均穩(wěn)步高于全球，丙烯自給

17、率進(jìn)一步提升，進(jìn)口替代仍在進(jìn)行；另 一方面，不可否認(rèn)，去年海外丙烯裝置檢修、意外臨停顯著增多，比如近期的韓國 LG、日本 JX 等，導(dǎo)致外盤開工出現(xiàn)下移，從而對我國丙烯進(jìn)口量造成影響。區(qū)域分布來看，我國丙烯產(chǎn)能主要集中于華東、山東、西北、華北等地，2019 年產(chǎn) 能占比分別為 27%、16%、16%、13%，分別同比 2019 年增加 3%、-1%、0%、-1%。華東產(chǎn)能較 2018 年有顯著增量，主要歸功于中安聯(lián)合、南京志誠等裝置的產(chǎn)能釋 放。從目前 2020 年的投產(chǎn)計劃來看，隨著浙江石化、華鴻新材料等裝置投產(chǎn)，華東 地區(qū)產(chǎn)能占比或有進(jìn)一步增量。2021 年，有中國石化海南煉油化工有限公司

18、 50 萬 噸等產(chǎn)能釋放。2. 丙烯上游：大體上行，略有分化2.1. “十四五”期間油化工、煤化工何去何從在分析上游情況前，先對“十四五”期間產(chǎn)業(yè)發(fā)展方向進(jìn)行簡單梳理。2.1.1. 油化工石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院的白頤副院長在“十四五”我國石化和化工行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展 分析一文中對“十三五”和“十四五”石化和化工行業(yè)的發(fā)展進(jìn)行了對比。白副 院長整理了“十三五”期間發(fā)展的七大特點，即“行業(yè)一直在保持高速增長”、“行 業(yè)處于內(nèi)在質(zhì)量成長期”、“新材料和高端專用化學(xué)品成為投資關(guān)注點”、“全行業(yè)已 經(jīng)形成了綠色發(fā)展的理念”、“產(chǎn)業(yè)集聚程度越來越高”、“多元化資本正積極進(jìn)入石 化化工領(lǐng)域”、“技術(shù)創(chuàng)新成為發(fā)展重

19、要動力”?！笆濉逼陂g，行業(yè)已對高質(zhì)量和 綠色發(fā)展有深刻認(rèn)識，而“十四五”期間，該認(rèn)識還需更進(jìn)一步，行業(yè)發(fā)展需要更 加強(qiáng)調(diào)“高質(zhì)量”，高質(zhì)量需要突出高端化和選擇性，同時還要注重發(fā)展的內(nèi)涵，及 “綠色、升級和開放”。此外，吳文龍等石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院的工作人員，在“十四五”時期我國煉化產(chǎn) 業(yè)高質(zhì)量發(fā)展模式研究一文中結(jié)合我國現(xiàn)行油化工市場、政策情況，對油化工主 要的三個板塊，煉油、烯烴、芳烴，高速發(fā)展模式進(jìn)行了概括和研究，提出了：“煉 油產(chǎn)業(yè)，控?zé)捲龌⒍嘞┥俜?、存量?yōu)化、整合集聚；乙烯產(chǎn)業(yè)，煉烯一體、科學(xué) 多元、原料輕質(zhì)、產(chǎn)品高端。芳烴產(chǎn)業(yè)，煉芳一體、芳纖一體、上下貫通、競爭有 力”。這和我們

20、對市場中逐步投產(chǎn)的煉化一體化裝置，我國成品油過剩等市場現(xiàn)狀的 理解相互印證。2.1.2. 煤化工中國煤炭科工集團(tuán)有限公司煤炭科學(xué)研究總院（煤化工）首席科學(xué)家徐振剛在中 國現(xiàn)代煤化工近 25 年發(fā)展回顧反思展望一文中對煤化工行業(yè)的現(xiàn)狀和“十 四五”期間可能面臨的挑戰(zhàn)和問題進(jìn)行了總結(jié)，他認(rèn)為，目前我國煤化工還存在諸 如生產(chǎn)安全事故時有發(fā)生、環(huán)保措施仍有不足、裝置穩(wěn)定連續(xù)生產(chǎn)仍需進(jìn)一步長期 驗證、部分項目成本優(yōu)勢質(zhì)量競爭力不夠，產(chǎn)品同質(zhì)化低端化普遍、部分關(guān)鍵技術(shù) 仍存攻克瓶頸等問題。之后我國煤化工需要解決這些問題，并且要在諸如煤氣化、 煤液化、煤制烯烴、煤制乙二醇、煤制芳烴等工藝研發(fā)上再有所突破。2

21、.2. 原油及其他石油組分：聯(lián)合減產(chǎn)加需求恢復(fù)預(yù)期，中樞上行，但空 間受 OPEC 增產(chǎn)預(yù)期和頁巖油復(fù)蘇抑制2.2.1. 2010-2019 供需概況：頁巖革命改變供需結(jié)構(gòu)，但產(chǎn)量增速已趨放緩2010 年-2019 年，全球來看，石油產(chǎn)量呈現(xiàn)顯著增長，2019 年石油產(chǎn)量分別達(dá)到 100608 和 82347 千桶/天，較 2018 年分別下降 0.13%和 0.07%，產(chǎn)量增速近年呈現(xiàn) 逐步放緩的趨勢。2010 年-2019 年，近年隨著頁巖氣的開發(fā)，NGPL 量上升顯著，復(fù)合增長率 3.32%顯 著高于原油 1.06%，NGPL 在石油中占比顯著提升，導(dǎo)致原油（含凝析油）占比從 2010

22、年 84.6%下降至 2019 年的 81.8%。分地區(qū)來看，全球石油產(chǎn)量依舊主要集中于北美和中東，兩者占比過半，同時近年 北美產(chǎn)量增速迅猛，成為全球產(chǎn)量重心上行的主要貢獻(xiàn)力量。石油需求結(jié)構(gòu)來看，汽油、柴油（餾分油）依舊是絕對主力，2010 年占比分別為 25.6% 和 28.7%，2018 年占比分別為 26.1%和 28.6%。十年周期看，汽柴占比波動有限。其他組分來看，隨著國際物流的發(fā)展和洲際之間的聯(lián)動，LPG 和航燃近年發(fā)展較快， 增速處于上行通道，2018 年增速分別為 3.0%和 2.2%，高于其他石油組分的增速水 平。2.2.2. 2020、2021E 供需與價格分析：聯(lián)合減產(chǎn)是

23、油價上行最直接驅(qū)動油價因受新冠導(dǎo)致的供需矛盾，布油和美油均出現(xiàn)大幅下挫，故 2020 年 4 月 OPEC 與減產(chǎn)同盟國商定了聯(lián)合減產(chǎn)計劃。在聯(lián)合減產(chǎn)協(xié)議中，OPEC 以及參與聯(lián)合減產(chǎn) 計劃的非 OPEC 協(xié)議從 2020 年 5 月 1 日起實施聯(lián)合減產(chǎn)計劃，聯(lián)合減產(chǎn)共分為三 個階段。一階段，減產(chǎn)原油供應(yīng)量 970 萬桶/天，時間為 5 月初至 6 月底（后延長至7 月底）；二階段，減產(chǎn)原油供應(yīng)量 770 萬桶/天，時間為 7 月初（后延長至 8 月初） 至 12 月底；三階段，減產(chǎn) 580 萬桶/天，時間為 2021 年 1 月初至 2022 年 4 月。12 月 3 日，在探討三階段聯(lián)合

24、減產(chǎn)計劃實施問題的 OPEC 與非 OPEC 會議上，經(jīng)多方 妥協(xié)商議，將原計劃 2021 年 1 月執(zhí)行的減產(chǎn) 580 萬桶/天提升至 720 萬桶/天，且自 2021 年 1 月起每月舉行一次 OPEC 與減產(chǎn)同盟國的部長級會議，以商定下個月減產(chǎn) 幅度，同時次月增產(chǎn)幅度規(guī)定波動在 50 萬桶/天之內(nèi)。由于聯(lián)合減產(chǎn)計劃的實施，2021 年 Q1、Q2、Q3、Q4 石油產(chǎn)量預(yù)計分別為 9535、 9643、9902、9948 萬桶/天。產(chǎn)量同比增速分別為-7.3%、4.3%、8.9%、7.2%，產(chǎn)量 環(huán)比增速分別為 0.6%、3.3%、2.7%和 0.5%。需求端，隨著疫苗兌現(xiàn)后疫情的好轉(zhuǎn)，2

25、021 年 Q1、Q2、Q3、Q4 石油需求量預(yù)計分 別為 9522、9704、9861、9912 萬桶/天。需求同比增速分別為 0.1%、14.2 %、5.7%、 3.9%，需求環(huán)比增速分別為-0.2%、1.9%、1.6%和 0.5%。季度供需平衡表來看，步入 2021 年后，一季度初屬于原油傳統(tǒng)需求性季節(jié)性淡季， 不過沙特超預(yù)期 100 萬桶/天減產(chǎn)縮量，使得供應(yīng)緊張，從而去庫延續(xù)；步入二、三 季度后，北半球氣溫逐步回暖，汽柴油需求跟進(jìn)，需求出現(xiàn)進(jìn)一步增量，但供給增 量傳統(tǒng)季節(jié)性較為迅猛，疊加 OPEC 和 OPEC+可能的增產(chǎn)預(yù)期，預(yù)計供需延續(xù)緊平 衡，庫存去化但幅度收窄；步入四季度后，

26、上半段需求再度轉(zhuǎn)弱，但是隨著步入 Q4 后期，取暖油需求提升，供需或步入平衡模式，庫存企穩(wěn)為主。高頻數(shù)據(jù)自聯(lián)合減產(chǎn)后庫存也呈現(xiàn)去化態(tài)勢，并且自汽柴油步入淡季后，庫存也并 未出現(xiàn)明顯累庫，不過近期隨著聯(lián)合減產(chǎn)松動，庫存開始邊際積累。此外值得一提 的是，盆地石油管道、百夫長管道、大鹽平原管道等多條管道交匯的“世界管道十 字路口”和 WTI 定價權(quán)的庫欣地區(qū)庫存去化已經(jīng)出現(xiàn)一定壓力。庫存自 2021 年 2 月起并未出現(xiàn)進(jìn)一步去化。2.2.3. 期限結(jié)構(gòu)與價差：供應(yīng)端寬松后，back 結(jié)構(gòu)或不具備持續(xù)性近期，無論美油還是布油，從去年至今均呈現(xiàn)了 contango -flat contango-bac

27、k 的轉(zhuǎn)變， 最近的一次深度反向結(jié)構(gòu)主要是受沙特額外減產(chǎn)等供應(yīng)端縮量所致帶動近月走強(qiáng)， 隨著供應(yīng)端逐步趨于寬松，我們對 back 結(jié)構(gòu)的持續(xù)性存疑。近遠(yuǎn)月價差來看，美油首行、六行價差近期已出現(xiàn)拐點，而布油目前首行、六行價 差反向結(jié)構(gòu)仍在持續(xù)，中短期原油整體強(qiáng)勢，布油或先于美油步入被動去庫周期。從近月美油、布油價差也可以進(jìn)一步驗證剛才觀點，WTI-Brent 首行價差已由 10 月 的-1.99 美元/桶的高點逐步回落至當(dāng)前半年內(nèi)新低-3.01 美元/桶，隨著歐洲、美國疫 情差異，和美元重心的下移，布倫特升水或仍有上行空間。從近月美油、布油價差也可以進(jìn)一步驗證剛才觀點，WTI-Brent 首行價

28、差已由 10 月 的-1.99 美元/桶的高點逐步回落至當(dāng)前半年內(nèi)新低-3.01 美元/桶，隨著歐洲、美國疫 情差異，和美元重心的下移，布倫特升水或仍有上行空間?；罘矫妫绮辉俪霈F(xiàn)疫情全面惡化或系統(tǒng)性風(fēng)險，預(yù)計中短期現(xiàn)貨大幅貼水情況 將難以重現(xiàn)，布油基差情況目前整體好于美油，對盤面支撐力度或好于美油，截止 至 3 月 12 日，美油、布油基差分別為 0.05 和 0.15 美元/桶。2.2.4. 非商業(yè)持倉：多頭對近月青睞仍存2020 年來持倉情況來看，投機(jī)性凈多頭持倉年初顯著下滑，而聯(lián)合減產(chǎn)計劃確定后， 投機(jī)性多頭帶動凈多頭逐步回升企穩(wěn)，凈多頭已于 10 月中后開始逐步回升。截止至 202

29、1 年 3 月 9 日，NYMEX 美油投機(jī)性凈多頭 537438 張，環(huán)比上周上升 18419 張；IPE 布油投機(jī)性凈多頭 340159 張，環(huán)比上周上升-4816 張。季節(jié)性來看，近年整體季節(jié)性存在但并不顯著，二季度和四季度后半程分別因為汽 油和取暖油的需求，受到多頭資金的青睞，凈多頭多環(huán)比提升。此外同比來看，今 年 Q1 凈多頭已較 2019 年 2020 年出現(xiàn)一定增量，同比多頭帶來的持倉方面的利多 存在一定利好。2.2.5. 匯率：美元走強(qiáng)預(yù)期壓制原油上方空間匯率方面，由于原油以美元結(jié)算，美元和原油走勢整體呈現(xiàn)出負(fù)相關(guān)性，即美元弱 則原油強(qiáng)，尤其在震蕩市時，該因子的作用表現(xiàn)更為明顯

30、。去年，在美國疫情防控 不利的情況下，美國經(jīng)濟(jì)增速大幅下滑，而同時為了刺激經(jīng)濟(jì)，美國又大幅使用諸 如量化寬松、低利率等寬松貨幣政策，再加上近年美國持續(xù)的貿(mào)易逆差以及逐步擴(kuò) 大的美國國債規(guī)模這樣的基礎(chǔ)背景，市場對美元失去信心，美元在去年和今年 Q1 早 期處于下行通道。截止至 3 月 22 日（本章節(jié)今天指），美元指數(shù)年初至今已從 89.8778 上行至 91.8031， 美元指數(shù)的大幅上行主要源于美債利率的上行，美債10年期利率已較年初上升76bp， 而實際利率也較年初上升 44bp，市場對流動性收緊有所擔(dān)憂。美元指數(shù)走強(qiáng)源于美國和歐洲主要經(jīng)濟(jì)體的國債利差的走擴(kuò)。年初至今，美英利差、美法利差和

31、美德利差分別走擴(kuò) 10.79bp、45.20bp 和 48.00bp。而利差美歐利差走擴(kuò)的支撐源于疫情進(jìn)展表現(xiàn)的差異。2.2.6. 總結(jié)：行情看漲但擔(dān)憂仍存在聯(lián)合減產(chǎn)以及氣溫回暖后，汽油需求持續(xù)回升，同時疫情好轉(zhuǎn)下，航運(yùn)的提升也 會帶動柴油和航煤的增量，且煉化生產(chǎn)企業(yè)開工的提升也會帶動石腦油等需求，需 求增量確定，Q2 預(yù)計延續(xù)去庫，Q3、Q4 延續(xù)緊平衡，庫存持穩(wěn)，油價仍存上升空 間。不過與此同時利空點也不容忽視。隨著原油價格的逐步恢復(fù)，尤其是當(dāng)油價抬升至 50 美元/桶之上時，產(chǎn)量恢復(fù)可能會非常迅速，即使是在 40 多美元/桶，成本較低的 頁巖油產(chǎn)區(qū)，比如二疊紀(jì)盆地，也會出現(xiàn)大幅增產(chǎn)。不過

32、去年低油價對頁巖油企業(yè) 打擊很大，故因頁巖油增產(chǎn)導(dǎo)致的原油供應(yīng)增量將會很大程度抑制油價上漲幅度是 潛在利空點，但是短期或難以充分兌現(xiàn)。中短期最大的利空點依舊是強(qiáng)美元預(yù)期和 后續(xù)供給端聯(lián)合減產(chǎn)策略的制定。美元走勢將對整個大宗重新定價；而減產(chǎn)方面， 由于俄羅斯油價財政盈虧平衡較低，故可能更青睞于較高的增產(chǎn)力度從而搶占原油 市場份額，雖然沙特等中東國家或仍維持一定減產(chǎn)幅度以確保油價在健康水平甚至 更高水平運(yùn)行，但 4 月會議后縮量減產(chǎn)的大勢或難以改變，沙特的額外減產(chǎn)不可能 長期存在，并且何時談判觸及雙方的底線也仍存潛在的超短期的利空。此外，因石腦和原油走勢相關(guān)性高，該文對石腦不做趨勢分析。2.3.

33、丙烷:2.3.1. 我國丙烷市場：主要依存于美國和中東的進(jìn)口貨源2019 年，我國丙烷產(chǎn)量 220 萬噸，產(chǎn)量增速 20.2%；表觀消費(fèi)量 1657 萬噸，表需 增速 11.7%；進(jìn)口量 1494 萬噸，進(jìn)口依存度 87.2%，環(huán)比減少 0.8%，實現(xiàn) 2015 年 來，首度負(fù)增長。進(jìn)口上，美國和中東依舊是我國丙烷主要的進(jìn)口來源國，具體看，2020 年 1-10 月 我國進(jìn)口貨源中美國、阿聯(lián)酋、卡塔爾、阿曼、科威特和沙特分別占比，27.1%、 16.1%、15.9%、10.6%、6.6%、4.3%。2.3.2. 天然氣綜述丙烷的來源主要是天然氣、頁巖氣副產(chǎn)物或者精煉原油的副產(chǎn)物。天然氣（含頁巖

34、氣等非傳統(tǒng)天然氣），通常分為干氣和濕氣，干氣主要成分是甲烷， 經(jīng)過氣體分離單元得到重質(zhì)組分天然氣廠凝液（natural gas liquids，NGPL），NGPL 主要成分是乙烷、丙烷、丁烷和含 C5C10 烴類及少量含硫化合物的天然汽油（又 名天然氣凝析油，natural gasoline）。而通過煉油廠精餾單元出來的是輕質(zhì)組分煉廠氣，液化處理后得到液化煉廠氣 （liquefied refinery gases，LRG），其主要組分為 NGPL 所包含主要物質(zhì)加上乙烯、 丙烯丁烯等輕質(zhì)烯烴。NGL 是 NGPL 和 LRG 之和 HGL 中扣除烯烴的部分，而其可以進(jìn)一步劃分為 LPG 和

35、C5+烷烴，故邏輯關(guān)系梳理如下：NGPL+LRG=HGL=NGL+ refinery olefins=LPG+ pentanes plus (natural gasoline)+refinery olefins各地的天然氣中丙烷含量差異顯著，但仍有一定規(guī)律。氣田丙烷含量顯著小于油田 伴生氣。氣田中丙烷含量普遍處于 3%以下，而油田伴生氣中丙烷含量多處于 3%- 10%之間。氣田中輕烴多處于 5-10%，而油田伴生氣中輕烴比例多超過 15%。此外， 氣田中甲烷比例顯著高于油田伴生氣。2.3.3. 美國天然氣市場：頁巖氣革命使美國完成了天然氣凈進(jìn)口國往出口國的轉(zhuǎn)變天然氣產(chǎn)量方面，2021 年預(yù)計美

36、國干天然氣管道生產(chǎn)量約為 81.37bcf/d，其中美國 本土和阿拉斯加分別為 80.63bcf/d 和 0.74bcf/d，美國本土方面，陸地和海上分別為 74.90bcf/d 和 5.72bcf/d，全美合計產(chǎn)量增速 2021 年預(yù)計達(dá)到 2.1%，較 2020 年下降 1.1%。而至 2025 年，預(yù)計全美產(chǎn)量 87.3bcf/d，當(dāng)年產(chǎn)能增速 1.4%。產(chǎn)能的增長終將帶來美國國內(nèi)產(chǎn)能的過剩，從數(shù)據(jù)中可以發(fā)現(xiàn)實際供應(yīng)增速整體低 于干天然氣管道生產(chǎn)量，頁巖氣革命使美國完成了天然氣凈進(jìn)口國往出口國的轉(zhuǎn)變， 且隨著產(chǎn)能的持續(xù)釋放，產(chǎn)能過剩敞口拉大，出口量持續(xù)上升，這部分出口終將被 海外市場所消

37、耗。需求端，美國天然氣三大主要消費(fèi)源分別是電力、工業(yè)和民用，2020 年消費(fèi)量分別 為 24.13、22.15、和 12.22bcf/d，占比分別為 32.5%、29.9%和 16.5%。需求端 2020 年增速 1.4%，略大于天然氣供應(yīng)量增速，顯著小于干天然氣管道生產(chǎn)增速，庫存輕 微去化。頁巖氣革命以來，美國頁巖氣產(chǎn)量急劇上升，產(chǎn)能增速基本維持在 2 位數(shù)，2020 年 干頁巖氣產(chǎn)量 55.1bcf/d，干頁巖氣/干天然氣管道生產(chǎn)比例提升至 69%，頁巖氣已逐 步取代傳統(tǒng)天然氣，成為美國主要的天然氣來源。2.3.4. LPG：美 LPG 供應(yīng)增速迅猛，中國進(jìn)口依存或逐步增高LPG 是天然氣

38、行業(yè)和丙烷行業(yè)的連接樞紐，無論是天然氣廠出來的 NGPL 還是煉油 廠出來的 LRG，均會經(jīng)過去烯烴和 C5+烷烴后，歸入 LPG。2014 年來，美國產(chǎn) LPG 中丙烷含量占比基本維持在 35%-40%區(qū)間，LPG 產(chǎn)量增速較高，尤其近兩年有進(jìn)一 步增量，2019 年美國 LPG 產(chǎn)量增速約為 10.4%，丙烷產(chǎn)量增速 13.4%，LPG 供給增 速顯著高于全球 LPG3-4%的需求增速。我國是 LPG 最大進(jìn)口國，進(jìn)口依存度常年維持在 30-35%之間，美國作為全球最大 出口國，其過剩的 LPG 會通過兩種途徑給予中國丙烷增量預(yù)期，途徑一是直接出口 LPG，途徑二是過量的 LPG 在美國加

39、工后，出口丙烷給中國，此外需要強(qiáng)調(diào)的是， 這種進(jìn)出口關(guān)系并不一定是指美國、中國的直接對接，也包含增量通過全球市場再 平衡的影響。2.3.5. 丙烷關(guān)稅的加征與排除：運(yùn)河通行費(fèi)提升或抵消部分加征關(guān)稅排除利好自 2018 年 8 月 23 日中國對美丙烷加征 25%關(guān)稅后，CFR 中國和 CFR 日本丙烷價 差顯著走擴(kuò)。這主要源于關(guān)稅加征后，中方企業(yè)對非美貨源青睞增加，而海外轉(zhuǎn)口 貿(mào)易或置換美貨需要成本，故外盤借機(jī)挺價，CFR 中國價格拉漲。自 2016 年巴拿馬運(yùn)河通航首艘 VLGC 大型液化氣體運(yùn)輸船來，美國丙烷至東亞的 航程顯著縮短 1/3 以上，故巴拿馬運(yùn)河通暢度，便成為影響國內(nèi)進(jìn)口美國丙

40、烷的重 要變量。而2020年3月2日國務(wù)院關(guān)稅稅則委員會正式開始接受對美加征關(guān)稅排除申請后， 中方企業(yè)開始積極申請并對接美方貨源，丙烷 CFR 華東升水迅速收窄。這將大幅縮 減 PDH 企業(yè)原料成本。但與此同時，2020 年 4 月 1 日巴拿馬運(yùn)河運(yùn)河通行費(fèi)提升 17%，墨西哥灣至遠(yuǎn)東航 運(yùn)的美東 AAE1/2/3 線運(yùn)費(fèi)成本大幅增加，這也是丙烷 2020 年二季度后價格走高的 因素之一。2.3.6. PDH 利潤的探討：多空因素并存，PDH 利潤中樞或穩(wěn)總的來說，無論天然氣的增量還是其下游 LPG 的增量均會增加國內(nèi)丙烷的供應(yīng)，丙 烷供應(yīng)增速預(yù)計仍維持在 15-20%較高的水平，不過 PD

41、H 產(chǎn)能增量同樣較高，預(yù)計 丙烷仍不會出現(xiàn)過剩局面，政策上巴拿馬加征通行費(fèi)和加征關(guān)稅排除基本相抵， PDH 成本端在剖除原油的影響下持穩(wěn)，假設(shè)我們認(rèn)為原油對丙烷和丙烯以及丙烯下 游的影響趨同，則 PDH 生產(chǎn)利潤中樞波動有限。2.4. 原煤:去產(chǎn)量和碳中和或抑制原料價格，CTO 利潤有增厚預(yù)期煤化工用煤動力煤居多，動力煤直接氣化，經(jīng)脫硫工藝后與水蒸氣反應(yīng)生成合成氣， 制得甲醇后進(jìn)入 MTO 環(huán)節(jié)。焦煤主要用于煉焦，焦化過程副產(chǎn)物焦?fàn)t氣因成分和 煤氣化的成分相似，故也可以生產(chǎn)甲醇。2016 年受供給側(cè)改革影響，煤炭產(chǎn)能進(jìn)一步顯著去化，當(dāng)年產(chǎn)量增速僅為-8.7%， 產(chǎn)能清退后，2017-2018

42、年我國煤炭產(chǎn)量又開始出現(xiàn)緩慢增長，產(chǎn)量增速在 2-3%之 間，2019 年產(chǎn)量增速開始小幅增長，2020 年受新冠疫情影響，預(yù)計產(chǎn)量增速將再度 回撤至 0.2%的水平。由于我國煤炭自給率相對較高，內(nèi)循環(huán)較強(qiáng)，隨著 2021 年疫 情的好轉(zhuǎn)或疫苗的兌現(xiàn)，供需都會好轉(zhuǎn)；當(dāng)然也由于供給側(cè)改革后，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)的優(yōu) 化、長協(xié)價格、進(jìn)口煤相關(guān)政策以及澳煤窗口指導(dǎo)的執(zhí)行，也不會出現(xiàn) 2011 年前動 輒供給增速 10%以上大水漫灌的情形。據(jù)汾渭能源預(yù)計，2021 年新增產(chǎn)能約為 1 億 噸，淘汰產(chǎn)能 4900 萬噸，有效產(chǎn)能增加 5900 萬噸，原煤產(chǎn)量或達(dá)到 38.8 億噸，這 么算來，產(chǎn)量增速約 3.5%，

43、基本符合我們預(yù)期。即使新冠過后，之所以對煤炭產(chǎn)能增速偏保守，還有一個重要原因就是我國一次能 源結(jié)構(gòu)的改變。從 2010 起至 2019 年，非石化能源（包括清潔能源）消費(fèi)量占一次 能源消費(fèi)總量的占比從 9.4%提升至 15.3%，而原煤從 69.3%下降到 57.7%；非石化 能源（包括清潔能源）生產(chǎn)量占一次能源生產(chǎn)總量占比從 10.4%上升至 18.8%，而 原煤從 76.2%下降到 68.6%。在占比日趨減少的情況下，原煤產(chǎn)量增長率很難給出 較高預(yù)測值。需求方面，原煤最大兩個用途一個是發(fā)電（動力煤），一個是焦化煉鋼（焦煤），2021 年隨著疫情進(jìn)一步好轉(zhuǎn)，整體或會走強(qiáng)，但利空點仍存。發(fā)電方

44、面，火電發(fā)電從 2014 年最高點 19.1%逐步下降至 2019 年 16.1%；六大發(fā)電 集團(tuán)月日均耗煤量并沒顯著增長，僅處于同期中位水平。焦化方面，鋼材產(chǎn)量當(dāng)前雖然有所提升，但是 2021 年經(jīng)濟(jì)復(fù)蘇大勢，基建逆周期調(diào) 節(jié)力度應(yīng)該有所下滑，同時三條紅線嚴(yán)格規(guī)范房企融資，房地產(chǎn)新開工或也會走弱， 新基建雖然受國家支持，但單位成材用量較低，疊加鐵水去產(chǎn)量和碳中和，成材需 求偏弱或環(huán)比增速下滑或會對焦化產(chǎn)生負(fù)反饋，而隨著疫情和運(yùn)輸?shù)幕謴?fù)，蒙煤進(jìn) 口通關(guān)顯著加快，年內(nèi)進(jìn)口增量或呈大概率，煤炭價格或被進(jìn)一步抑制。綜合考慮，2021 年原煤供需基本面轉(zhuǎn)弱，而長期能源結(jié)構(gòu)改變又會雪上加霜，煤炭 價格重

45、心較 2020 年 4 季度或會出現(xiàn)下移，CTO 利潤呈增厚預(yù)期。2.5. 甲醇:供需矛盾好于去年，重心上移甲醇 2020 年產(chǎn)能和產(chǎn)量增速分別為 8.1%和-1.7%，2021 年預(yù)計產(chǎn)能增速 4.6%，剖 除去年上半年因為疫情導(dǎo)致產(chǎn)量顯著下滑的因素，在維持往年正常開工的情況下， 再考慮近年上升的進(jìn)口壓力，預(yù)計 2021 年的供給端增量環(huán)比高于 2020 年。而需求端，MTO 占甲醇總需求一半左右，作為甲醇最大下游需求，對甲醇市場整體 需求起著舉足輕重的作用。據(jù)百川資訊統(tǒng)計，MTO 方面，2021 年青海大美、華亭 煤業(yè)等都有大量新增烯烴產(chǎn)能；而傳統(tǒng)需求端，醋酸、甲醇裝置也有擴(kuò)產(chǎn)。綜合來 看

46、，預(yù)計整體需求增速高于供給增速，供需平衡好于去年供過于求局面，甲醇重心 在絕對位置中等的情況下有上升空間。MTO 方面，甲醇自 2020 年中上游減產(chǎn)逐步增多，開工出現(xiàn)下移以來逐步低位企穩(wěn) 回升，MTO 利潤也隨之下滑，2021 年 1、2 月海外突發(fā)事件頻發(fā)導(dǎo)致國內(nèi) PP 價格 洼地，出口增多，MTO 利潤隨之再度走擴(kuò)。2021 年全年看，隨著甲醇、聚烯烴產(chǎn)能 增速差（MA 小于 PP），以及 MTO 近年絕對水平和趨勢，MTO 雖然存在利空點， 但考慮油頭成本高企，MTO 利潤或反而進(jìn)一步增厚。3. 丙烯下游：產(chǎn)能集中釋放引領(lǐng)國產(chǎn)替代主邏輯3.1. 下游綜述與 C3 產(chǎn)業(yè)鏈丙烯是三大合成材

47、料的基本原材料之一，具有相當(dāng)廣泛的下游產(chǎn)品，從而形成 C3 產(chǎn) 業(yè)鏈。其主要用途是生產(chǎn)聚丙烯，此外也可以生產(chǎn)環(huán)氧丙烷、丙烯酸、丙烯腈等 C3 產(chǎn)業(yè)鏈的精細(xì)產(chǎn)品。2020 年，丙烯主要下游，PP 粒料、PP 粉料、環(huán)氧丙烷、丙烯 腈、辛醇、丙烯酸、正丁醇、丙酮、環(huán)氧氯丙烷、異丙烷需求占比分別為 62%（+1%）、 8%（-1%）、6%（0）、6%（0）、5%（+1%）、4%（0）、4%（0）、3%（0）、1%（+1%）、 1%（0）。總體看下游消費(fèi)結(jié)構(gòu)并未發(fā)現(xiàn)本質(zhì)變化，聚丙烯粒料依舊是丙烯需求的絕 對主力，環(huán)氧丙烷、丙烯腈、辛醇、丙烯酸也是重要的丙烯消費(fèi)者。具體看，2019 年，PP 粒料產(chǎn)能增

48、量主要由恒力石化、廣東巨正源等幾套裝置的投產(chǎn)而貢獻(xiàn)。PP 粉 料，投產(chǎn)衛(wèi)星石化 15 萬噸粉料一套裝置。環(huán)氧丙烷，南京紅寶麗投產(chǎn)，新增產(chǎn)能 12 萬噸。丙烯酸，新增一套裝置，為衛(wèi)星石化 PDH 下游配套。其余下游，無新增裝置 投產(chǎn)，但有部分產(chǎn)能擴(kuò)能。經(jīng)統(tǒng)計，2020 和 2021E 下游產(chǎn)能綜合加權(quán)增速分別為 14.9%和 14.2%。3.2. 聚丙烯市場：新的投產(chǎn)周期已經(jīng)來臨3.2.1. 全球聚丙烯市場：亞洲逐步取代歐美供應(yīng)，引領(lǐng)全球步入新的投產(chǎn)周期全球來看，預(yù)計聚丙烯產(chǎn)能將從 2010 年的 59337 千噸穩(wěn)步上升至 2021 年 97530 千 噸，其中 2020 年、2021E 年產(chǎn)

49、能分別為 90540 千噸和 98145 千噸，產(chǎn)能增速分別為 6.69%和 8.40%，顯著高于近 11 年來 CAGR4.68%和近 5 年 CARG5.18%，全球聚丙 烯已進(jìn)入新一輪投產(chǎn)周期。分地區(qū)來看，十余年來，由于歐美更青睞發(fā)展高附加值的高端料或?qū)Ｓ昧?，故歐美 市場聚丙烯通用料供給整體呈現(xiàn)產(chǎn)能清退或零增長的態(tài)勢；而通用料技術(shù)門檻相對 較低，再加上勞動密集，故亞洲市場產(chǎn)能擴(kuò)充明顯，市場額分顯著提升。近年東北亞和前蘇聯(lián)地區(qū)產(chǎn)能增速超過全球產(chǎn)能增速，2020 年和 2021 年 E 產(chǎn)能增 速分別為，10.26%/11.68%和 13.17%/20.06%。但因前蘇聯(lián)地區(qū)產(chǎn)能基數(shù)小，故全球 擴(kuò)產(chǎn)周期的貢獻(xiàn)主要源自于東北亞。3.2.2. 國內(nèi)聚丙烯市場：進(jìn)口替代進(jìn)一步加強(qiáng)，油頭煤頭齊頭并進(jìn)內(nèi)盤方面，聚丙烯增速更為強(qiáng)勁，2020 年、2021E 年產(chǎn)能分別達(dá)到 28950 千噸和 33860 千噸，較上一年分別增長 3700 千噸和 4910 千噸，產(chǎn)能增速分別為 15.7%和 16.9%，顯著高于同期東北亞 10.26%和 11.68%的產(chǎn)能增速。產(chǎn)能分布方面，國內(nèi)產(chǎn)能呈現(xiàn)一超多強(qiáng)局面，西北產(chǎn)能占全國 1/4 以上，此外