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报告摘要 走势评级：液化石油气：看涨 报告日期：2020年12月29日 ★化工原料需求崛起，进口增长补足需求量和国产量缺口 明年多套丙烷脱氢（PDH）装置投产带动丙烷进口需求增长。在疫情好转油价上升的预期下，调油利润有望修复，醚后碳四量价齐升。全年来看国内液化气产量维持平稳释放，PDH装置的投产会驱动国内液化气进口量的增加。液化气是需求定供给的特征使得它一般都是供需大致平衡的，我们测算2021年表观消费量增速在7%左右，国产量和进口量增速分别在3.5%和17.5%左右。 ★全球供需双增运能趋紧，远东地区进口成本上升 OPEC减产政策梯度退出叠加其他气田开发导致的伴生气增长，明年中东地区液化气供给整体的增幅可能超过今年减产的降幅。随着页岩油产量回升和液化气出口瓶颈改善，美国液化气出口量增长的趋势还在继续。化工原料消费和燃料消费共同驱动全球液化气需求，尤其是在亚洲地区。液化气主要产销地之间的不匹配性将使得全球液化气海运量继续上升，VLGC运能吃紧使得远东地区运费处于高位，进口成本增加。 ★化工原料需求提升是长期趋势，未来价格高位制约因素增多 在目前供需结构下，进口成本给到价格底部的支撑并形成季节性波动，码头进口利润过高和化工原料替代给到价格顶部的信号。拉长时间段来看，尽管燃料消费目前仍然是国内最大的细分市场，但在化工原料需求的崛起是长期趋势。由于液化气需求定供给的特征，这种供需格局的变迁可能意味着液化气的定价中加工利润和原料比价的参考性在加强，国内价格高位制约因素增多，进口成本利润率中枢下移。 ★投资建议 明年化工原料需求的崛起将带动进口量高速增长，全球供需双增运能吃紧预计使得远东地区进口成本上升，我们预计明年液化气现货价格重心上移，可能在3200-4800元/吨的区间波动。市场对供需基本面的预期叠加交割规则的交易可能使得PG期价较现货价格的波动区间更大。 ★风险提示 新冠疫苗不及预期导致油价大跌，PDH装置投产不及预期，美国货关税豁免意外取消。 报告全文 1 液化气现货较为惨淡，期货上市以来波动明显 低油价和新冠疫情的共同冲击导致今年液化气现货价格较为惨淡。由于油价中枢大幅回落，液化气现货价格创下近5年来新低，夏季跌破3500元/吨，冬季刚刚站上4000元/吨上方。调油需求的萎缩使得山东液化气需求整体比华南下滑得更厉害，在地区价差上山东-华南地区价差一反往年常态出现长时间负值，在品种价差上，醚后碳四价格也罕见得在很长一段时间里低于民用气。
液化气期货上市以来，基于基本面和交割规则的交易PG期价轮番走出上涨和下跌几波行情。由于挂牌首个合约对应今年11月份，市场首先交易液化气需求旺季预期，华南基差和盘面内外价差一度走到非常夸张的程度。此外，市场认为上市初期库容较小和期货仓储费低于现货仓储费为正套创造了有利条件，多头氛围浓厚。随着PG合约逐月轮换，期价与现货价格联动性明显加强，旺季预期向现实修正、山东地炼纳入厂库抑制多头接仓单意愿等等因素都使得基差较此前收敛。临近年底，在现货强劲驱动下PG期价再度迎来大涨，突破7月底的高点。不过近期随着主力合约月份转入淡季，远期曲线结构从contango转为backwardation终结正套移仓，盘面最便宜可交割品漂移到山东使得期货对现货从升水转为贴水，本轮上涨过后预计将迎来季节性下跌。 今年海外掉期价格出现较大波动，一度打开地区套利和品种套利机会。从绝对值来看，CP、FEI、NWE和MB掉期首行都跟随油价走出深V，在春季探底后逐步回升，在转入旺季后较油价表现更强。从地区价差和品种价差上来看，年中内盘PG炒涨时PG-FEI价差拉出1000元/吨的空间。近期由于巴拿马航道拥堵运力紧张，东北亚掉期价格表现偏强EW价差明显升高。PN价差今年走出两个高峰，春季主要是因为石脑油跟原油的相关性比丙烷更紧密拉开了价差，秋冬则是丙烷季节性需求走强。
2 化工原料需求崛起，进口增长补足需求量和国产量缺口 2.1、化工原料需求受益于丙烷脱氢投产和调油利润修复 明年多套丙烷脱氢（PDH）装置投产带动丙烷进口需求增长。明年预计新增PDH装置产能（包括乙丙烷脱氢装置）342万吨/年。由于PDH工艺路线长期挣钱，明年PDH装置可能仍将维持和以往相当的高开工率，根据投放节奏全年预计新增丙烷进口需求超过300万吨。
在疫情好转油价上升的预期下，明年调油利润有望修复，醚后碳四量价齐升。今年全球新冠疫情蔓延的蔓延打击了汽油的内需和出口，国内调油需求相应萎缩。随着疫苗推广疫情有望得到控制，人口流动恢复交通需求上升将带动汽油消费复苏，汽油价格上升有助于修复调油利润，进而反映到醚后碳四量价齐升，形成一个正循环。明年地炼、炼化一体化项目以及主营炼厂配套的烷基化油装置扩能预计有一两百万吨，独立的深加工企业暂未看到投产计划，因而对醚后碳四的供需格局几乎没有改变。
2.2、国内液化气产量维持平稳释放，进口量持续增长 明年国内炼能扩张，但炼厂开工率和液化气收率可能略有下滑，全年来看国内液化气产量维持平稳释放。在油价向上和成品油需求恢复的预期之下，一方面炼厂开工率很难向地板价保护时期那么高，另一方面成品油经济效益相对提升会减少液化气放量的概率。2021年预计投产的炼能主要是浙江石化二期和盛虹石化，作为炼化一体化项目基本都配套了乙烯裂解、烷基化、MTBE等炼厂气深加工装置。从全年来看国内液化气产量增加约150万吨，但外放量增量可能非常有限。当然在短期内，蒸汽裂解路线上根据液化气/石脑油的比价炼厂可能会在短期内调节炼厂气的内供需求和外放量。
考虑到原料保供和纯度要求，PDH装置的投产会驱动国内液化气进口量的增加。前文提到的300多万吨的进料需求构成了明年进口增量的大头。在今年3月企业可以申请豁免美国货的进口关税之后，相对低价的美国货快速回归，尤其是去往华东、华北和山东PDH装置的美国货不少，国内和日韩的丙烷冷冻货现货价差开始回落。市场预计明年3月到期的豁免政策大概率可以得到延续，美国货在国内的份额可能进一步增加。
2.3、需求定供给使得全年供需大致平衡，节奏上供需增量集中在下半年 从历史供需情况和明年基本面展望中可以看到，液化气是需求定供给的特征使得它一般都是供需大致平衡的。我们测算2021年表观消费量增速在7%左右，国产量和进口量增速分别在3.5%和17.5%左右。PDH装置投产的进料需求对应到进口气的增长，大炼化项目和主营炼厂的配套装置投产相应消化前端炼能扩张带来的国产气增量，与液化气比较危险难以储存的性质密切相关。从节奏上来看，如果第二、三季度浙江石化二期、宁波福基石化二期、金能科技、华泰盛富等装置如期投产将显著提升下半年的供需规模。
3 全球供需双增，运能趋紧 3.1、中东供给随原油恢复，美国出口受到基础设施能力支撑 在今年大减产期间，中东整体液化气供给减量小于原油减量，因为中东几个主要的液化气出口国“国情”各不相同。沙特和科威特的液化气来源以油田伴生气为主，因此受欧佩克减产的影响比较明显，尤其是沙特作为OPEC带头大哥是减产模范生，液化气减量明显。阿联酋尽管是OPEC成员但减产执行率不太达标，卡塔尔退出OPEC以后就不受减产配额的制约，而且这两个国家本身的天然气资源也不少，因而港口发货量在年中就出现企稳的迹象。阿曼可能是承接了部分特殊货源，港口发货量不太规律。 OPEC减产政策梯度退出叠加其他气田开发导致的伴生气增长，明年中东地区液化气供给整体的增幅可能超过今年减产的降幅。根据OPEC最新确定的减产计划，从明年1月起减产规模从770万桶/日调整为720万桶/日，此后每月评估市场来决定次月产量调整，而且调整幅度不超过50万桶/日。我们认为之前来源偏油头的国家液化气产量会环比回升。但根据2020年4月确定的大减产框架，2021年原油合规产量水平低于2019年，相应的液化气供给量预计也略低于2019年。卡塔尔等来源偏气头的国家液化气供给可能随气田扩建而阶梯式增加，中东的液化气供给呈现减得慢增得快的局面。
随着页岩油产量回升和液化气出口瓶颈改善，美国液化气出口量增长的趋势还在继续。今年页岩油的减量没有完全传导给天然气凝析液（NGL）和丙烷。一方面可能是PADD1和PADD2中Appalachia盆地Marcellus、Utica等页岩层产气为主而且伴生气多湿气，它们减产程度小于页岩油。另一方面今年美国 多个分馏装置和港口扩建项目的投产，之前受到出口压制的过剩液化气得到释放。在明年油价回升的预期下，我们预计美国将利用扩能后的基础设施来加大液化气的产量和出口量。
3.2、全球需求双轮驱动，亚洲地区是火车头 化工原料消费和燃料消费共同驱动全球液化气需求，尤其是在亚洲地区。液化气燃料消费在印度保持增长，受益于为贫困线以下的家庭提供清洁家庭能源的PMUY（Pradhan Mantri Ujjwala Yojana）计划，而且印度新建Haldia, Kochi和 Paradip等码头提高了自身的进口接收能力。明年亚洲有多个乙烯裂解装置计划投产，增加了液化气作为化工原料的需求。欧洲地区今年累库较多，我们预计随着需求逐渐恢复将先进行去库再反映到西北欧到港量的增长中。
3.3、全球运能吃紧运费上升，远东地区进口成本上升 液化气主要产销地之间的不匹配性将使得全球液化气海运量继续上升，VLGC运能吃紧使得远东地区运费处于高位，进口成本增加。明年投入使用的VLGC仅较今年增加十几艘，另外美国出口量快速增长，美湾-远东航线运距又长占用VLGC时间多，从BLPG远期曲线来看市场预期阿拉伯湾到远东运费在上半年居高难下。在寡头垄断的航运市场，亚太国家进口商都相对缺乏议价能力，可能造成进口成本增加和地区价差拉大。
4 化工原料需求提升是长期趋势，未来价格高位制约因素增多 国内液化气相对复杂的供需结构使得其现货定价逻辑较为复杂，供给端国产气和进口气占比约为二比一，需求端能源和化工原料参半。在目前供需结构下，进口成本给到价格底部的支撑并形成季节性波动，码头进口利润过高和化工原料替代给到价格顶部的信号。在国内外液化气消费量都受到气温的影响，据草根调研国内液化气作为燃料的消费量在淡旺季相差20-30%。全球来看燃料消费在总消费中的占比约70%，较国内占比更高，海外价格受气温波动更加明显。这两年液化气进口依赖度接近35%，尤其是在燃料气定价基准地华南地区，进口气和国产气比例大致在6:4左右，海外价格对国内的传导不容小觑。据了解华南码头长约货占比不像PDH企业那么高，码头进口利润倒挂往往反馈到30-60天后的采购减量上，进口成本支撑一般比较牢固，尤其在秋冬旺季量价变化更敏感（如果油价过低跌破国内陆板价，也存在炼厂气外放太多进口成本阶段性失效的特殊情况）。反之如果某个月的码头进口利润高出一般水平，一般可以反馈到未来一两个月的采购增量上。此外炼厂气内供和外放之间的切换比较容易发生，丙烷-石脑油比价对判断价格高位有一定的参考性。当然醚后碳四-民用气、LPG-LNG这些品种之间在特定的时候发生替代关系也对液化气价格高低有一定的参考性。 拉长时间段来看，尽管燃料消费目前仍然是国内最大的细分市场，但在化工原料需求的崛起是长期趋势，燃料需求占比在今明两年跌破50%以后大概率还将继续滑落，化工原料需求占比节节攀升。由于液化气需求定供给的特征，这种供需格局的变迁可能意味着液化气的定价中加工利润和原料比价的参考性在加强，国内价格高位制约因素增多，进口成本利润率中枢下移。当过去液化气的燃料需求占据绝大部分份额时需求价格弹性比较低，尽管天然气看似是液化气的燃料替代品，但两者在适用场景上的差异使得液化气价格很贵了实际上的替代量不是特别多。然而如果液化气作为化工原料的需求量越来越多，丙烷-石脑油和醚后碳四-民用气比价不在具有经济性时外放流入民用气市场都可以比较快地发生。在更远的将来，如果PDH装置大量投产后出现加工利润亏损，以PDH进料的需求体量很可能会成为边际上的调节变量。相对燃烧需求而言化工需求对液化气的需求弹性高，传统进口分销的超额利润在未来可能越来越少见。
5 投资建议 明年化工原料需求的崛起将带动进口量高速增长，全球供需双增运能吃紧预计使得远东地区进口成本上升，我们预计明年液化气现货价格重心上移，可能在3200-4800元/吨的区间波动。市场对供需基本面的预期叠加交割规则的交易可能使得PG期价较现货价格的波动区间更大。根据前文对供需基本面的展望和定价逻辑的讨论，假设明年布伦特油价抬升到45-65美元/桶的区间，参考液化气历史价格、液化气/布伦特油价比值和沙特CP价格/布伦特油价比值，我们认为液化气现货价格中枢向上宽幅波动。从最便宜可交割品角度来看，随着油价不断回升，醚后碳四回到对民用气溢价的常态之后被拿去交割的概率会下降。但地区贴水不一定能覆盖实际的地区价差，淡季和旺季的最便宜可交割品可能会在华南和山东之间漂移。从交割规则上来看，全厂库交割制度和从华南到山东分散的交割厂库对空头更有利，多头接货的顾虑会比较多。但期货仓储费低于现货仓储费和仓单可以持有一年这两点也可以为多头所用。这些因素将会反映到市场对交割规则的复杂博弈中，在期现结构上预计出现淡季贴水华南现货旺季升水华南现货的情况。在估值上市场交易较多的基差和内外价差有助于判断盘面估值和情绪。 明年可以关注以下策略的机会：（1）逢高做空PG淡季合约，主要因为液化气需求转淡现货价格会走弱，考虑炼厂春检和疫苗接种节奏明年第一、二季度的油价大涨的可能性较低，预计油价上涨幅度难以抵消液化气本身的季节性下跌规律。（2）PG2109之后的旺季合约正套操作，主要因为期货仓储费较低和距离仓单到期还有大半年，只要月差能覆盖期货仓储费，正套就可以向后移仓。（3）逢高做空PN价差，主要因为石脑油对油价反弹更敏感和丙烷会季节性转弱。（4）逢低做多EW价差和MB-FEI价差，主要因为东北亚液化气需求增长相对较快和运力紧张，地区价差可能走阔。 4 风险提示 新冠疫苗不及预期导致油价大跌，PDH装置投产不及预期，美国货关税豁免意外取消。 作者：东证期货责任编辑：陈状 |
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