大炼化行业分析报告文档格式.docx

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2015年-2020年，我国成品油表观消费量年均复合增速为3.6%。

考虑到“十四五”我国将持续加大对新能源汽车的推广，成品油消费量增速或将放缓。

大炼化项目在这样的大环境下拥有两方面的优势：

首先，在存量的炼油产能竞争中，更加复杂和规模化的装置能够降低原料和生产成本，在与落后产能的竞争中获取优势。

其次，大炼化项目能够对油品进行精细深加工，“降油增化”达到从根本上减少油品产出。

“碳中和”强势来袭，大炼化核心向化工。

综合国内和全球碳中和的大趋势，炼油端，大炼化项目凭借规模化优势，顺应供给侧改革，市场份额将持续扩大。

化工品端，全球碳中和加速能源巨头转型，化工品进口替代加速，或将对外输出。

尽管碳中和给石化产业带来了系统性风险，但对于稀缺大炼化项目而言也是重要的发展机遇，“降油增化”是产业结构升级的必然结果和大炼化的核心竞争力。

2019年我国PX产能超过东北亚地区，占全球PX产能比例33%，促进我国PX供需由高进口依赖度切换至进口替代加速的新格局。

国内石化生产业逐渐从石脑油这类重质化的产品向轻质化的轻烃、石油气、天然气等污染更少，更加多样化的石化产品转变。

目前国内聚烯烃产品主要是中低端产品，高端的轻烃聚合物仍然依赖于进口，未来国内烯烃产业链在高端化方面仍然大有可为。

民营领衔炼化基地，石化产能升级序幕拉开。

大炼化项目规划建设规模达到1.06亿吨/年的规模。

总的来看，大炼化项目从前期规划、审批、建设到投产所花费的时间需要4年或更长。

对于完成一期项目建设的民营大炼化企业来说，在抢占先机的同时，后来者想要赶超进度的概率极低。

4家民营大炼化项目投产后，均能够实现资产总量的翻倍。

项目都借助了上百亿的银团贷款、非公开发行股票的方式，辅以发行债券的方式筹措资金。

要成功投建一个炼化一体化项目，对于民营企业的项目运营能力和企业质量要求颇高。

目前成功建设和投产的民营大炼化企业都是石油化工板块中的优质标的。

整体来看，大炼化项目在成品油上的规划基本在30%-40%的水平，化工品方面进口依赖度较高的PX仍然是必备工艺，其次轻烃及其化合物的产出仍有扩大和加深的潜力，未来企业还能够依托于大炼化核心项目打造更多的炼油和化工品产业链的业务。

目前平稳回升的油价水平有利于炼化下游产品的利润修复，随着国内经济大环境的复苏，成品油和化工品的行业利润均向YQ前的水平回归，2021年将是大炼化项目证明其业绩可持续性的关键一年。

一、国内大炼化装置更复杂，重油加工成本更低

在供给侧改革和结构化产能升级的双重考量下，大炼化项目的规划建设是我国石油化工产业大迈步的集中体现。

回顾我国石油化工行业的发展，炼油和化工技术不断革新，产能不断落地。

借着供给侧去产能和再升级的东风，将石油化工行业中上游炼油装置和中下游化工装置进行组合，原来分散化的石化产能集中至同一园区、同一项目内实现原油投入到产出数十种化工品的大规模一体化生产，结构化重塑带来的规模协同效应超出单纯的将各环节盈利水平加总，且下游数十种化工品并存的产品结构能够有效对冲利润波动，大炼化平抑周期波动的能力往往容易被市场所忽略。

作为一个加工行业，石化产业链各环节的利润（包括生产企业、下游贸易商和终端零售商）来源于炼化产品价格与生产成本的差值。

生产成本包含原料成本（原油、天然气等化石原料）和非原料成本（燃料成本、加工费、折旧摊销、三费、税费等所有费用的总和）。

从简单盈利模型可以看出，炼化项目扩大盈利的方式主要有两方面：

一方面从收入端来看，选择差异化、高端化和精细化发展炼化输出的产品类型，可以对原油物尽其用，获取更高的产品附加值；

另一方面从成本端来看，可以通过提升加工工艺来降低非原料成本，采用更便宜的重油和渣油加工以降低原料成本。

简而言之，完成产业链的简单整合是炼化一体化的最初目的，而持续提升大炼化盈利能力的核心在于对炼厂装置复杂性和产品多样性的提高。

我们认为，大炼化项目是在供给侧改革降本增效的政策下，传统化工行业中的一匹引领产业结构革新的黑马。

尼尔森复杂系数（NelsonComplexityIndex，NCI）是目前国际最公认的衡量炼厂复杂性的指标。

通常来讲，加氢炼厂的复杂系数大概为2，裂解炼厂复杂系数大概为5，焦化炼厂的复杂系数为9左右，炼油设备的复杂性越高，NCI越高。

尽管美国近年来没有新增炼厂，但是通过加大对炼厂工艺提升和增加焦化装置，不断提升平均NCI，美国始终是全球炼油厂装置复杂程度最高的国家。

截止2015年，世界平均尼尔森复杂系数为11，而美国墨西哥湾地区炼厂的平均尼尔森复杂系数达到12，其中复杂系数最高的炼油厂是马拉松公司位于德克萨斯城的炼油厂，尼尔森复杂系数为15.3。

国内大炼化项目中恒力石化和浙江石化一期项目采用最新的工艺包，通过配置更加复杂的炼油装置，加大重油在原料油中的比例，其尼尔森复杂系数分别为13.9和11.9，高于美国前十大炼厂的尼尔森系数平均值，远高于“三桶油”炼厂。

不同品质的原油其组成成分和物理性质存在一定差别。

轻质原油中含有更大比例的短链烃，比如汽油、石脑油等；

一般而言，重油的硫含量相比轻油更高，对炼厂设备的要求也会更高。

加工复杂度越高的油品市场更小，因此其价格更低。

我们选取沙特的原油现货价格和销往亚洲的OSP价格进行对比，2020年以前，沙特重油OSP价格相较于轻油OSP价格平均低2美元/桶左右，2020年由于YQ原因导致轻油和重油的价格差减少至0.2美金/桶左右。

委内瑞拉作为重油的主要产出国2019年被美国制裁后，出口仍未恢复；

加拿大油砂因为环保和加工成本等问题产能释放有限。

在低油价环境下，加工成本较高的重油供给量有所减少。

另外，2019年末对重油需求较大的恒力石化和浙江石化项目投产，推动亚洲市场重油需求增加。

综合因素导致了2020年沙特轻油和重油OSP价格差大幅收缩。

长期来看，重油的供需关系较2019年之前有所改善，但考虑到亚洲地区环保政策升级，对包括船用低硫燃料油在内的清洁燃油需求增加，重油的加工规模或将出现收缩，且供给侧委内瑞拉的重油出口可能会在中长期再次放开。

综合来看，重油的平均销售价格仍然会低于轻油。

对于采用重油生产的企业来讲，其年均原材料成本相较于轻油装置更低。

API度作为国际通用的对原油产品密度的量度标准，API数值越大，表明原油越轻，价格越贵。

对4大民营大炼化项目（恒逸文莱、东方盛虹、浙江石化和恒力大连）所使用的原油API度进行分析发现，4个项目的平均API分别为37.25、30.45、28.58和27.61，恒力石化项目所用油品最重，浙石化项目相比之下稍轻，恒逸文莱项目所用油品最轻。

根据4个项目可行性研究报告和环境评估报告中披露的原油使用情况，我们分析了各项目轻质油、中质油和重质油的占比，恒逸文莱项目轻质油占比58.75%，重质油占比41.25%，其他3个项目是中质油和重质油的原料结构。

而恒力大连项目重质油占比70%，浙江石化和东方盛虹项目重质油占比均为50%。

我们对2014年-2020年各项目原油使用量进行加权平均得到的平均原油成本，与布伦特原油价格进行差值回测，4个项目的吨油成本均低于布伦特原油价格，布伦特与浙江石化吨油成本的价差最大，平均为410.44元/吨，最大时价差为1412.15元/吨。

恒力石化和东方盛虹的成本价差相对较小，平均为199.17元/吨和160.21元/吨。

由于轻油使用比例较大，恒逸文莱成本平均价差为76.31元/吨。

综合来看，按照各公司可研和环评报告给出的原料油采购方案，浙江石化的吨油成本最低。

恒力石化重油比例高于浙江石化，但平均成本高于浙江石化，主要是因为恒力大连采购的卡塔尔马林原油价格较浙江石化采购的沙特和伊朗的原油价格更高。

2008年至今，沙特重油、沙特中油和沙特轻油的平均价格分别为72.14美元/桶、73.90美元/桶和75.31美元/桶，卡塔尔马林的平均价格为75.06美元/桶。

卡塔尔重油的销售价格与沙特轻油的销售价格相差无几，导致恒力石化使用更大比例重油，但成本却高于浙江石化。

在2020年上半年原油价格处于低位期间，各项目吨油成本均出现了高于布伦特原油的情况，这主要是因为主要原油销售商在油价低迷时期仍要保持部分盈利，整个上半年期间，除了恒逸文莱的采购成本略高于布伦特原油，其他各项目成本仍能维持低于布伦特原油的水平。

在油价低迷时期，生产企业享受的价差水平大幅缩窄，在下半年油价反弹时期，价差水平则快速向正常水平回归。

轻油占比较高且使用卡塔尔原油的恒逸文莱采购成本波动程度较其他项目更大。

考虑到大炼化原油采购的灵活性，我们排除采购油品采购国间同品质油品的价格差异，将大炼化项目使用的轻质油、中质油和重质油统一采用沙特轻油、沙特中油、沙特重油计算，则成本价差符合前文所述重油装置吨油成本价差更低的结论。

二、成品油严重过剩，炼油产能亟待转型

1、“十四五”规划新方向，炼油规模化提升

尽管2016年以来，国家大力进行供给侧改革、加大税收政策和环保政策的管控力度，推动部分中小炼油产能退出，但中国炼油产能过剩的问题依然存在。

截止2019年，我国炼油产能为1,620万桶/日，原油需求量为1,406万桶/日，冗余产能为214万桶/日。

冗余产能较2015年的峰值回落约200万桶/日。

根据我国炼化企业的竞争格局来看，目前仍然是以“三桶油”为主，传统地炼由于加速落后产能淘汰的原因而出现收缩，其份额逐渐被新兴的民营大炼化企业抢占。

由于炼厂产能过剩，我国炼厂开工率长期处于较低水平，2015年以前，中国炼厂开工率在75%-80%左右，山东地炼开工率在40%-45%左右。

2015年，我国放开原油进口权和进口原油使用权，降低市场准入门槛，炼油生产及流通领域主体多元化竞争格局开始形成。

此后山东地炼产能从40%提升至70%-75%左右。

对比西方国家的炼厂开工率，近20年西方国家炼厂开工率平均为82%，其中美国的炼厂开工率自2010年以来平均在90%-95%水平，中国的炼厂开工率高于意大利，但低于美国、英国、法国等西方国家。

我们认为这主要还是因为我国炼厂产能冗余产能过多，下游成品油批发利润微薄，倒逼中小炼厂降低开工负荷。

截至2019年底，全国炼油单企业最大规模为2,350万吨/年，1,000万吨/年以上的炼厂占比46.3%。

现有的常减压单系列装置最大规模为1,300万吨/年，在建的盛虹炼化1,600万吨/年是最大产能。

“十三五”期间，我国千万吨级炼厂从25座增至28座，我国炼厂平均规模从511万吨/年上升至600万吨/年，其中中国石化千万吨级炼厂占半数。

根据《2021中国能源化工产业发展报告》，到2025年，我国千万吨级炼厂将增至33家，平均规模增加至702万吨/年。

根据美国《油气杂志》的数据，截止2019年底，全球炼厂平均规模为644万吨/年，且由于转型升级和落后产能的淘汰，全球平均规模有所下滑。

“十四五”结束后，中国炼厂平均规模将超过全球水平，主要贡献来源于“十三五”期间集中获批的大炼化项目。

根据国内民营大炼化项目炼油装置情况，最小的装置规模为恒逸文莱项目800万吨/年的常减压蒸馏装置，该装置规划时期较早，考虑到大炼化项目开工率可以达到125%的水平，文莱项目也可以达到1,000万吨/年的产量。

在其项目之后进行规划的国内大炼化项目单套产能均在1,000万吨/年，盛虹炼化在建的1,600万吨/年的单套装置将成为国内单套产能最大的常减压装置。

相比之下，山东省作为我国第一炼油大省，炼厂数量众多，但主要以中小产能为主。

目前山东省原油一次加工能力为2.1亿吨/年，占全国原油总加工能力的28%，其中地方炼油产能高达1.3亿吨/年，占全国地炼总产能的70%。

山东地炼企业共有53家，一次原油加工能力1.3亿吨/年，其中原油加工能力300万吨（含）一下企业占60%，产能5,070万吨；

300万吨以上的企业产能为7,870万吨。

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，我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。

整合的代表为山东裕龙岛炼化一体化项目，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2,790万吨炼油产能整合转移。

2020年山东省共退出地炼产能1,176万吨。

对于条件齐备的小型炼厂和中型炼厂，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。

究其根本，“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，提升我国石油化工生产的效率，减少生产环节对油品的浪费，做到对资源“吃干榨尽”。

就目前民营大炼化投产情况来看，最小的装置是恒逸文莱800万吨/年的炼油装置，因其规划于“十二五”期间，装置体量较小。

其后规划的大炼化装置均为1,000万吨级的大型装置，将原本需要分布在多个化工厂中的产能整合在同一个园区内，实现成套装置一种原料输入，数十种化工品输出，实现产能集合效应和精细化加工能力的升级。

淘汰整合思路中的代表是山东裕龙岛炼化一体化装置，通过收购整合省内中小型地炼企业的炼油指标，置换出炼化一体化项目产能，一方面是获得了大炼化的稀缺指标，另一方面是将原本没有深加工和精细化工能力的中小型炼厂产能置换出了可以大体量生产精细化工品的产能，在不增加本省炼油负担的情况下做到产业链价值延伸，符合“十四五”国家对于石油化工行业的规划思路。

这也将是未来五年中，石油化工行业关于大炼化项目新批新建的参考对象和重要方向。

由于我国对原油进口实行配额制度，炼厂只能在审批通过的额度下进行原料油的采购。

总体来看，2019年-2020年，我国进口原油允许总量变化不大，但实际对允许进口量额度的使用，2020年的使用量同比2019年增加了664万吨，尤其是在第一批时进口了超过当年使用量的一半。

这主要有两方面原因：

首先，2019年民营大炼化装置未达到满产，所需原料油品较少，2020年均全额使用了进口原油允许量。

其次，2020年上半年原油价格处于低位，市场普遍预期油价将复苏向上，因此在油价低位大量采购原油。

对比2021年和2020年首批原油进口量，在油价稳步回升的大环境下，炼厂仍期望在较早时候进行原油进口，降低成本。

尤其是大炼化项目逐步投产，油品在首批的进口同比逐年增加。

随着新的大炼化项目陆续投产，也将获得新增进口原油允许量。

就目前国内民营大炼化的情况，浙江石化二期项目2,000万吨和盛虹石化1,600万吨进口原油量还有待获得新的批复。

另外山东地炼企业进行原油产能置换后也将有部分炼厂退出原油进口审批，“十四五”期间我国原料油进口也将持续呈现进口量“此消彼长”的趋势。

2、成品油市场竞争加剧，炼油向化工转型

“十三五”以来，我国成品油市场经历两次重要的时间点。

2015年，“两权合并、配额放宽”政策实施后，国内地炼企业可以从国外进口原油，并且使用进口原料油生产，地炼企业生产成本大幅下降，成品油产量大幅提升，自给率升至110%以上的水平。

2019年，民营大炼化项目集中投产，千万吨级的产能投产将成品油自给率推高5个百分点。

但是从成品油消费端来看，2015年-2020年，我国成品油表观消费量年均复合增速为3.6%。

考虑到“十四五”我国将持续加大对新能源汽车的推广，成品油消费量增速或将放缓，但我国仍有接近1亿吨的炼油产能在建或规划中，供需端的错配将加大国内成品油批发市场的竞争，炼油企业盈利能力将持续被压缩。

三、“碳中和”强势来袭，大炼化核心向化工

由于成品油供给侧压力持续增加，国内炼厂纷纷通过降油增化转型寻求新的发展路径，主要分为两类：

一类是以催化裂解为核心的传统改进，主要关注的是丙烯和碳四的下游发展路线。

另一类是通过加氢裂化和催化重整提供化工原料，然后以配合建设蒸汽裂解和联合芳烃装置，下游发展烯烃芳烃等下游产业链为导向的转型路线。

后者的代表是大型炼化一体化项目。

按照设计时间对大炼化装置成品油和化工品收率进行研究可以发现，设计时间较早的项目成品油收率远高于设计时间较晚的项目。

2019年投产的3个民营大炼化项目成品油收率均高于35%，最高的恒力大连项目在50%左右。

主要是因为这些项目规划在“十三五”初期，当时的主要目标是响应供给侧改革，建设大规模的先进产能集合项目。

随着国家政策方向的发展和实际运营过程中不断发掘出来的下游化工品的精细化和差异化的价值，东方盛虹对其装置配套按照“降油增化”的目标进行了改良，随后设计的山东裕龙岛项目更是将成品油收率降至12.49%，是目前设计方案中最大程度压降成品油产出的项目。

1、“全球碳中和”，大炼化机遇挑战并存

长期来看，已有的和建设规划中的大炼化项目向化工路线发展是必然趋势，这不仅符合国家政策规划的方向，同时也能发挥碳中和大背景下大炼化项目的供给侧竞争优势。

后者可以分为国内和全球两种情况进行讨论。

（1）国内碳中和

2060年实现“碳中和、碳达峰”的目标从根本上来说将冲击以石油为原料的石油化工行业。

“碳达峰、碳中和”工作部署方向主要是调整优化产业结构、能源结构，建设全国用能权、碳排放权交易市场。

我们认为“碳中和”的方向是以能源清洁化为目标的2016年供给侧改革“升级版”。

对于石化行业企业存在两方面的挑战和机遇：

首先是对存量炼油产能的挑战。

未来加大力度发展新能源汽车，汽柴油增速大概率将持续放缓甚至出现下行拐点，将加重国内炼油市场的竞争，出现对炼油产能的逆向淘汰。

叠加产业结构的去化和革新加速，落后产能及不存在转型能力的炼厂将逐步被淘汰，但成品油和化工品是人类生产生活中无法完全消除的需求，一体化装置低成本、规模化、深加工的特点能够帮助大炼化企业登上“诺亚方舟”，成为“能源革命”中的“幸存者”。

其次是对绿色产能的需求。

根本上石化产业是碳排放大户，在用能和生产流程方面均会有气体排放，因此碳减排和碳捕集是石化产业在“碳中和”中的主要参与方式。

碳减排方面，国外大型石油公司和“两桶油”等央企均提出了具体的措施，包括提高燃料使用效率，加强炼油化工过程中的能耗管理，加大低碳清洁能源的投资和生产力度，采用先进手段减少泄露排放，逐步熄灭非应急状态的火炬排放等。

对于大炼化企业而言，其工艺复杂程度处于世界前列，对于废气废能的循环利用和排放的管理能力更强。

碳捕集方面，“两桶油”广泛开展了碳捕集利用与封存技术（CCUS）的应用，将尾气中的二氧化碳收集后注入地下，用于提升油气采收率，或永久封存于地下，以达到碳中和的目的。

国内共有3个碳捕集与封存项目，分别为中石化中原油田碳捕集与封存项目、克拉玛依敦化石油CCUSEOR项目和中石油吉林油田二氧化碳EOR项目，吉林油田项目运行多年，累积封存二氧化碳150余万吨。

碳捕集对石化企业综合实力要求较高，只有拥有技术开发能力的企业（两桶油等央企）和资金实力的大型石化企业（民营大炼化企业）才能通过碳捕集实现绿色石化，中小企业则很难从碳捕集下手交换用能权或排放权。

未来对石化企业的“碳中和”管理主要从两方面入手：

第一，划定产能规模最低线，淘汰小型企业；

第二，设置碳排放权和用能权，淘汰落后产能。

由政策发展的可能性对标大炼化项目本身来看，在产能的淘汰中，大炼化项目单线产能以千万吨计，是目前国内市场中的“最终赢家”。

尼尔森复杂系数（NCI）位于世界前列的大炼化产能是符合政策鼓励方向的，将优先获得排放权和用能权。

综合来看，国内碳中和进程中石化产业整体受冲击较大，但在存量产能中，大炼化企业凭借规模化和先进性受影响程度最小，且在产业结构调整完成后，大炼化项目市场份额将进一步提高。

（2）全球碳中和

目前全球范围内已经有30余个国家陆续设立了碳中和或净零排放目标，全球碳中和时代拉开帷幕。

美国拜登政府也做出了“到2035年，通过向可再生能源过渡实现无碳发电；

到2050年，让美国实现碳中和”的承诺。

随后，多家国际能源巨头企业开始加大布局绿色能源。

壳牌、埃克森美孚、雪佛龙、bp、道达尔和埃尼以及康非石油和挪国油等大型石油公司已共同承诺出售680亿桶石油资源，资产标价达1,110亿美元，约占所有企业总市值的12%。

一方面出于对全球需求大幅下降的预期，另一方面随着全球碳减排目标推进，低碳资产将更具竞争性。

海外企业对石油资产的剥离和关停在未来10-30年期间将持续开展，与国内碳中和的基本逻辑相仿，全球炼油资产总量将不断压缩，包括海外炼化下游的化工品生产也将呈收缩态势。

就我国对芳烃和烯烃进口依赖度较高的情况而言，我国大炼化项目将逐步实现内生产能替代海外进口，甚至创造海外加速淘汰，国内产品逆向输出的格局翻转。

2、民营炼化产能落地，进口替代有序进行

截止2018年底，中国共有PX产能约1,400万吨/年，进口PX约1,590万吨/年，PX进口依赖度达到峰值的61.17%。

民营炼化一体化项目投产前，我国PX产能集中于“三桶油”及其子公司，截止2020年末，中石化PX总产能约626万吨/年；

中石油PX总产能约289万吨/年；

中海油95万吨/年；