【华泰证券】机械行业周报：复苏与分化，聚焦景气向上领域.pdf

2018-02-04

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1. 需求转弱景气或分化，碳中和政策明朗化带来新机遇

1.1. 化工宏观景气高位，终端市场走弱

近十年来，据 wind 和 Bloomberg，全球化工业经历 09-11H2、13H2-15H1、17H1-18H2 三轮景气周期（每轮景气~2 年），基本都与全球制造业 PMI 波动一致，本轮景气周期自 20H2 启动以来，随着全球疫情常态化处理下供给侧逐步恢复，叠加天量货币与财政政策刺激影响拉动需求端快速修复，21H1 全球化工 PMI 均处于景气高位，对应的全球大宗、特种、农资化工上市公司营收同比增速受益于 2020 年低基数大幅回升，然而 21H2 以来终端市场逐步走弱，化工 PMI 开始有所下滑。

地产链销售年内持续降温，国内市场面临转折。20H2-21H1 期间，海外房贷市场低利率叠加 “宅家抗疫”催生的住宅升级需求推动了住房销售市场的异常热度，下半年以来开始持续降温，相比之下，国内地产今年表现堪称冰火两重天，短期内商品房销售面积持续下行，带动房屋新开工和土地购臵下滑，而房屋竣工面积累计同比又处于相对高位，此消彼长下 21H2 以来国内商品房库销比持续走高，二线城市尤甚，目前未见拐点；中长期看，我司首席经济学家高善文指出，近年来随着去杠杆措施的不断推进，特别是以 2021 年 10 月份以后房地产行业流动性危机的爆发为标志和转折点，房地产行业高周转模式可能已经走到了终点，房地产企业周转率和杠杆率的降低必然需要销售净利率的抬升来对冲，而销售净利率的抬升需要房价走高、地价下降以及成本压缩来实现，这必然建立在行业供给侧出清的基础上，无疑会带来行业竞争格局改善、市场份额向稳健的龙头企业集中的趋势。

碳中和浪潮下新能源车需求高速增长。汽车方面，全球市场同样出现了两极分化局面，21H2 乘用车销量同比全面转负，一方面新冠病毒变种肆虐对交通出行带来了持续的负面影响，另一方面碳中和大趋势既定下，对现有燃油车，无论是尾气排放要求越来越严格，抑或是欧美要求强制掺混生物燃料带动碳积分持续涨价，间接抬升了燃油成本，相应的限制越来越多，而新能源车中，国内近年来锂电产业链配套的逐步完善为锂电池电动车的大规模量产打下了坚实基础，在各国碳中和政策利好加持下，2021 年新能源车产销迎来大爆发，反过来带动上游各细分产业链进入高度景气。

其他消费方面，直接财政补助使美国社会零售额相对走强，贸易逆差扩大。据 Wind，对主要经济体的社会零售额作扣除汽车处理，欧洲日本终端消费社零额增速在 21H2 后基本恢复至疫情前水平，国内相对弱（21H2 增速均值 5.9%，19H2 为 8.6%），美国消费复苏更为强劲，究其原因，中美欧应对疫情的财政政策侧重点不同是关键。中国侧重于增加政府投资与稳企业，更有利于生产恢复，欧洲侧重于企业就业补助和支持产业转型升级，两头兼顾，而美国消费占 GDP 的比例近七成，又恰逢 2020 年美国大选，财政刺激目的无论是出于复苏消费或拉选票的需要，美国最终选择了侧重对居民部门的救助和纾困，特别是直接的现金补贴，据 OBC，2020 年 3 月特朗普签署通过的 2 万亿美元《关爱法案》中直接用于居民部门的支出比例约占 27%，而 2021 年 3 月拜登政府的 1.9 万亿美元财政法案中用于向个人和家庭提供经济援助占到~50%。

超常规货币政策+财政“直升机撒钱”式组合拳对消费拉动的效果立竿见影，据 Wind， 20Q2-21Q2 间，美国前后六轮财政刺激使居民储蓄率飚增，而后又逐步恢复至补贴前水准，这与 2008 年相对低的储蓄率水平形成鲜明对比，尽管彼时金融危机爆发后美联储资产负债表也曾大幅扩表。相应的美国个人消费商品支出物量指数在 2021 年再创新高，耐用品消费同比增速显著高于疫情前，非耐用品消费也基本恢复，这点在各类细分行业零售和食品销售额上也有所体现，而工业生产主要受疫情防控、人员隔离以及供应链和产业链的不确定性限制，加之美国疫情防控不力，制造业应对疫情冲击所展现出的脆弱性并不足以应对短期内旺盛的消费需求，因此尽管总体失业率逐步走低，但制造业职位空缺率却持续上行（产业空心化积重难返），这与 20Q2 以来持续扩大的商品贸易逆差相对应，供需失衡叠加疫情反复对航运的扰动进一步导致通胀高企，即使后续补贴退出居民需求水平恢复正常，美国生产恢复也难言乐观，对商品的进口依赖也可能继续维持甚至强化。

1.2. 中国化工景气短期或分化

1.2.1. 全球化工供需失衡格局修复

2021 年全球化工生产量增速前高后低，上半年区域性供需失衡格局修复。主要经济体疫情期间的财政刺激政策还是富有成效的，据 ACC 数据，全球化工品产量同比增速在 20Q3-21Q2 间均大幅增长，其中大宗、农资和消费化工品等 21Q2 增速一度突破 10%，Q3 以来总量受需求端拖累增速有所回落，供需失衡格局缓解；进一步分地区看，中欧化工生产端复苏较快，国内 21H1 化工品产量增速同比在+20~40%，生产量指数、新订单指数与 PPI 均高度景气，化工原料、制品及纤维制造业出口端同比增速也创近五年新高，而化工行业高景气又是后疫情时代下中国制造业产品“出口替代”的坚实基础；相比之下，美国生产恢复较慢，同比增速直到 5 月份才转正，这主要受疫情防控不力和年初的 Uri 寒潮影响。然而下半年随着各主要经济体化工生产逐渐恢复，且需求侧走弱，叠加国内供给侧受能耗双控政策影响，化工 PMI 和产量增速快速回调，新订单指数下行。

1.2.2. 能耗双控驱动价格景气分化

进一步对国内化工品价格变化进行分析，2021 年化工行业总体量价波动幅度在十年维度内达到了极值，上半年 PPI 修复更多是基于 2020 年低基数和需求复苏影响，下半年化工产出和出口增速回落，但年内随着碳中和政策预期的持续发酵，供给侧受能耗双控限电停产影响，叠加煤价飙升形成共振，导致 Q3 化工 PPI 加速走强，直到 11 月出现回调。

从供给侧看，自 8 月国家发改委发布《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》以来，全国多个省份“拉闸限电”现象频发，包括浙江、江苏、宁夏、四川、山东、辽宁、内蒙古、云南等 19 个省份面临电力短缺、限电停产，化工作为高耗能行业首当其冲，工业增加值及各子行业用电增速也逐步回落，而限电原因不外乎以下几点：

1）上半年出口旺盛，用电用能不少，结果到了下半年，不少省份能耗双控指标完成度开始亮红灯，不得已“拉闸限电”；

2）全球碳中和进程加速，能源结构转型过程中极端天气等突发因素放大了市场波动，国内也未能幸免，旧的煤炭电力能源产能压下去了，新能源发电不稳定+储能配套不完善导致接力没续上，例如云南、四川水电比重大+遭遇干旱，辽宁风电骤减拉大电力缺口等等；

3）滞胀预期下，全球原材料和能源价格飙升，据新华社，国内又赶上某些地区之前专项巡查倒查二十年，煤企只得按照额度生产，且过去几年又无实际大规模资本开支，碰上上半年用电需求大增，电力供需失衡加剧，导致煤炭价格在 8-10 月期间加速上行，这又反过来降低了火电厂补库和发电意愿，形成恶性循环。

另一方面，对于化工行业而言，油煤气有能源+原料双重属性，价格抬升又形成成本支撑，推动 PPI 持续上涨，但由于下游需求走弱，弹性远不及原料端大。四季度开始整体能源价格承受“高压”，煤价尤甚。一方面前期由能源价格自上而下带动的工业品涨价在需求端相对疲软的状态下支撑乏力，特别是在地产信用风险的发酵之下，愈加导致工业品价格预期的悲观情绪蔓延。另一方面政策端限价叠加产能核增使得价格煤价应声回落，化工品价格指标 CCPI 也环比下行。

双碳政策预期下，各类化工品价格年内出现景气分化。进一步分产品看，据百川、隆众数据，对 21Q1vsQ4 的化工品价格价差历史分位进行跟踪，21Q1 价格历史分位中枢在 27%，Q4 已大幅提升至 63%，对应近 9 成化工品上涨，总体呈现高度景气，但从各产品偏离 45°中轴的幅度上看，左上角不仅偏离值大，而且气泡也较大，表明 Q4 环比 Q3 价格快速上行，这部分产品主要是双碳政策受益+需求迎来高速增长的锂电材料（正负极、碳酸锂等，涨幅前 20 中占一半），其次还包括近期受能耗双控政策影响的高能耗大宗化工原材料及下游，如工业硅（叠加光伏需求驱动+云南水电受限）、煤化工链、电石链、氯碱、磷化工（下游农药）等产品；从价差看，21Q1 历史分位中枢在 37%，Q4 在 47%，对应近 6 成品种上涨，原料价格加速上行后，价差传导幅度受到需求侧影响分化则较为明显，因此价差分位中枢波动的弹性相对弱于价格分位。

10 月煤价快速回落成为年内化工品价格景气分水岭，据百川、隆众数据，10 月价格历史分位中枢在 73%，12 月为 50%，近 6 成产品价格下跌，工业硅、煤化工、电石、氯碱链跌幅居前（偏离 45°中轴幅度较大），锂电材料（正负极、碳酸锂等）价格依然坚挺，价格景气再度分化，但这更多是原料端价格崩塌所致，对产业链下游产品价差影响有限（12 月价差中枢 46%，10 月 42%，反而略有上升），盈利端短期看部分企业或面临 Q4 原料库存减值压力。

1.2.3. 外力作用出清，未来原料价格有望合理

站在当前时点判断 2022 年原料价格，我们偏向于认为原料高位时间已过，对于多数化工大宗品而言，其价格变动主要逻辑将逐渐从成本支撑转向自身供需格局带来的利润弹性变化。在油煤气三大原料中，油、煤对下游各类产成品影响较为显著，而我国天然气由于其价格市场化程度相对较弱以及进口气在消费总量中占比较小，故而对下游影响并不显著。需要注意的是，虽然原料端景气高点已过，但行业供应端的修复尚需时日，传统化石能源由于供应端的大幅增量导致价格回落的可能性相对较小（碳中和政策基调和产业升级导向也会避免该情况发生），故而我们认为化石能源回归后的价格中枢可能维持在历史较高位臵。

煤炭方面高点已过但低价运行依据不足。供应方面核增产能虽多，但产量贡献较晚，2022 全年行业供给端同比改善，但新增产能超可贡献增量仍相对有限。此外需注意保供产能计划改变带来市场预期变化导致的价格波动。虽然发改委在 2021 年分四批次核增煤炭产能，涉及煤矿 238 个，增量产能超 2 亿吨（其中内蒙 9385 万吨，山西 5530 万吨，第四批陕、蒙、晋、新共 7800 万吨），假设核增产能在今年年底全部释放，2022 年新增产能可贡献增量预计仅为 1100 万吨。虽然增产保供措施已初见成效，但整体上仍未改变煤炭供应端相对“真空”的状态（保供产能调节性较强）。

需求方面在全年 GDP 预期 5%的背景下，用电需求或不悲观。一方面我们可以通过各产业用电量同比增速观察到其与 GDP 增速的较强相关性。另一方面从结构上发现第三产业用电弹性要显著高于其他产业。通过简单对比各子行业用电量同比增速和 GDP 增速，在疫情后期第三产业用电强度是 GDP 增速的 2 倍，对比全行业、制造业、建筑业的 1.56、1.65 和 1.62 倍较为突出。基于用电量结构化的变动我们认为即使在工业用电相对趋于稳态或略有下滑的状态下，第三产业用电也能提供一定韧性。

从 2022 年经济形势考虑，我们偏向于认为在逆周期调节下货币政策和财政政策的互相配合表现会愈加明显。数据上能够看到当前社融规模逐步扩大，PMI指数各成分也开始逐渐回暖，经济刺激政策开始逐渐显现成效。考虑到政策调节具有一定迟滞性，先期持续的积极政策有望延续至 2022 年，进而对用电需求形成一定支撑。

原油需求线性恢复，OPEC+为影响油价主要因素。原油我们趋向于认为疫情后需求端虽有所波动但整体仍保持线性恢复，故而影响油价的主线集中在供给端（从下图油价复盘可知）。需求端的边际变量主要来自于需求在疫情影响下的预期变化以及欧美两大经济体的需求恢复。对于 2022 年油价判断上，我们倾向于油价处于中高位臵波动，长期处于 60 美元/桶以下的概率较小。

OPEC+掌握定价权，后期需注意外力作用以及库存下需求超预期带来的价格弹性。美国当前仍是世界最大产油国，但从实际原油全球供应的角度看（原油出口量）OPEC+所代表国家仍在定价中起到关键作用。另一方面美国页岩油资本开支不足导致增产有限。美国页岩油资本开支不足以致于增产有限是一个现象，其原因我们归结为两方面：

1）页岩油资本回收较慢，投入风险较大。

2）拜登对传统能源态度并不友好，资本对传统能源青睐程度降低。基于以上两点原因，我们认为未来油价对美国页岩油增产的刺激作用或逐渐减少，定价主导依然掌握在 OPEC+手中。

美国市场中较直观能看到在油价回升的过程中，美国钻机数量回升并不显著，相同油价情况下当前钻机数量仅为 2014 年的 1/3，2018 年水平的 1/2。我们通过分析发现钻机减少的主要原因为页岩油企业资本开支的减少。我们选取了美国 10 家具有持续性资本开支的页岩油样本企业，通过观察其季度 CAPEX 发现同样油价水平下，页岩油样本企业的平均 CAPEX 强度逐渐减弱。这于我们传统认为油价上扬（特别是超过 Permian 盆地页岩油 35 美元/桶盈亏平衡线）会刺激页岩油企业加大资本开支进行增产的逻辑有悖。我们归纳主因集中在三个方面：

1）通过进一步观察发现企业自 2020 年三季度开始出现正向自由现金流，但前期自由现金流长期处于低位，资金回收周期较长，增加了不确定性（另一不确定性为页岩油井稳产集中在开采后的 2-4 年，油井稳定性较差），进而减弱了资本投资积极性。

2）我们将页岩油企业和美国 53 家化工企业平均固定资产周转率进行对比，页岩油企业固定资产利用效率远低于化工企业平均水平，其盈利能力也相对较弱。

3）拜登上台后推翻了特朗普政府对传统化石能源的青睐，积极推动可再生能源和减碳计划，导致投资者对页岩油行业信心减少。

根据以上三点原因，我们推断 2022 年美国页岩油大规模放量基础不在，实际增量有限。

需求边际变化集中在航煤，注意低库存状态下需求超预期的价格弹性

需求端在没有外力的作用下一般较为线性。疫情后原油需求的变化也呈现线性特征。当前世界主要国家原油消费基本回归至疫情前水平（经合组织欧洲国家尚有 93 万桶/日差距），其中我国石油消费已超疫情前。从结构上看，需求薄弱环节主要集中在航煤消费，主因各国疫情情况不一，国际通航条件未完全放开导致国际航班数量下行。从中美两大经济体数据观察，当前民航出行强度仍未恢复，在需求线性恢复的假设下，未来民航强度提升带来航煤需求的恢复或成为影响原油的边际因素。

根据 OPEC+第 23 次部长级会议决定维持当前 40 万桶/日增产幅度，叠加前期 4 月会议决定的增产计划，理论上增产空间有 610 万桶/日（419 万桶/日有待回归，2022 年 5 月产量基线上调 160 万桶/日，5 月增产完和新一轮基准差距仍有 191 万桶/日），而目前 OPEC 国家客观剩余产能主要集中在沙特、阿联酋、科威特和伊拉克手中，所以我们认为 OPEC+对原油供应的影响主要集中在海湾四国的主观产量上（客观剩余产能影响意义不大）。对于海湾四国来说为保证利益最大化（稳固的市场份额以及较为充裕的财政资金），将油价控制在其 2022 年财政盈亏平衡位臵较为理想。在此背景下，我们有理由相信未来供应端增量是相对稳定的，进而库存的波动主要由需求贡献。低库存状态下，价格波动的主要矛盾为去库状态，后期我们需注意需求超预期导致低库存水平下的进一步去库对价格带来的影响。

1.2.4. 库存时钟：主动补库阶段或持续

从库存时钟看，21Q1 在经历快速去库存后，21Q2 步入主动补库（过热）阶段，上一轮补库周期为 17Q2-18Q4 阶段，历时一年半，启动的前臵条件是基于 16H2 的供给侧改革带来的量减价增叠加需求在 16 年前后有明显翻转，相比之下本轮补库阶段启动前提在于 20H1 疫情对全球生产的短期打击造成了供需失衡，21H2 需求逐步走弱，可以看到 6 月份 PPI 小幅度回拐，但 Q3 以来的能耗双控打击供给侧导致 PPI 增速再次回升，出现了累库和涨价共存的局面，且烈度远超上轮补库周期，但恐难持久，11 月以来随着煤油价格回落，PPI 预期回摆，考虑到上轮周期生产与需求侧的动态博弈过程，短期看主动补库阶段仍有望持续。

1.3. 科学考核能耗双控，利好化工龙头+合成生物学

据新华网报道，12 月 8 日至 10 日中央经济工作会议指出，要正确认识和把握碳达峰碳中和。要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗 “双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。

科学考核能耗双控缓解化工新增量“无米下锅”预期，利好龙头。2021H2 以来，国家发改委出台的能耗双控限制政策对化工行业未来增量带来了不确定性预期，一方面出于对化工行业“不够绿色”的刻板印象，另一方面，目前作为可再生能源主力的光伏、风电及绿电循环载体的锂电和储能，其发、储、用电主体和配套设备生产过程中所需的原材料和上游化工行业有千丝万缕的联系，这部分“新能源”标签的化工产能用能在能源消费总量控制预期下对化工其他子行业形成了类“挤出效应”。因此，对于化工行业而言，本次中央经济工作会议定调的“新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制”中的“原料用能”，无论理解为“可再生能源相关原料”，抑或是“煤油气等化工原料”，上文论述的类“挤出效应”都不复存在，这也缓解了未来化工部分行业新增量原料端可能“无米下锅”的预期。

但需要注意的是，在“新能源”新基建尚未完全成型的当下，能耗双控的限制依然存在，这点从 11 月 15 日国家发改委等部门关于发布《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021 年版）》的通知已可窥见，文件目的在于设立能效标杆和基准，引导炼油、煤制焦/ 烯烃/甲醇/乙二醇、烧碱、乙烯、黄磷、合成氨等一系列传统“两高”项目有序发展，新项目应对照能效标杆水平建设实施，对能效低于行业基准水平的存量项目，政策过渡期内要不改造升级，要不淘汰出局，亦即“能耗权”=“发展权”，而化工龙头企业由于生产规模和技术上的优势，能效水平优势更为明显，强者恒强的局面有望得到长期强化。

能耗双控向碳排放总量和强度双控转变，长期利好合成生物学。第二个重点在于“创造条件尽早实现能耗双控向碳排放总量和强度双控转变，加快形成减污降碳的激励约束机制”，这也意味着化工行业要有刀刃向内，改造“不够绿色”刻板印象的举措，毕竟原料用能不纳入总量控制并不意味着多干快上，而风光储电作为碳排放“总量”和“强度”双控的基础，中长期看维持高增长已成为共识，对上游化企而言，产能扩张的同时，垒厚资源、技术、渠道等优势才是长久之计，此外，用能本身通过可再生能源绿色化，以及生产流程涉及的碳排放强度也要考虑：

1）一方面，开发二氧化碳吸收、再利用技术是最直接有效的办法，但考虑到当前国内 CCUS 大规模应用技术尚未成熟，油藏条件复杂且成本较高，而二氧化碳分子化学键又过于稳定，通过化学还原的手段合成对应的基础化学品往往对催化体系有相当严苛的要求，因此对化企而言，短期看，制造工艺的优化（如低成本绿氢取代水煤气变换）和生产更高附加值产品（单位排放强度下更高工业增加值产出）也是优选，这点行业龙头凭借完备的产业链和技术研发实力往往更具优势；中长期看，随着合成生物学技术在化工生产中不断突破和推广，过程排放有望得到进一步削减。

2）另一方面，碳交易体系的配额制度有望带来发展新机遇，参考 2020 年底环境部发布的发电行业碳交易实施方案，由于免费碳排放配额的存在，能耗标杆和单位排放更少的化工龙头企业有望避免碳配额机制带来的更高额外成本，早期甚至有可能通过免费配额盈余获利，而合成生物学企业亦有望从 CCER 中获益（产品减排量>过程排放量），长期看随着社会碳成本预期上行，碳交易机制最终有望形成成本端准入壁垒，亦即“排放权”=“发展权”，对合成生物学赛道而言，长期来看，一旦碳交易机制带来的成本削减+技术成熟后规模化降本增效对比传统石化路线出现成本端的比较优势，合成生物学路径将成燎原之势，化工脱碳也将迈入新纪元。

2. 核心资产：立足优势产能，进军新材料

2.1. 万华化学：MDI 扩能看好建材保温长期需求，POE 有望成为另一超级赛道

异氰酸酯项目扩能持续巩固行业龙头地位。据天天化工，MDI 供给侧未来确定性增量主要来自万华（宁波 60 万+福建160 万），其余来自科思创（美国 Baytown 41 万吨+西班牙 Tarragona5 万吨，Baytown 选址未定）、巴斯夫（上海漕泾 9 万吨，2021 年 Geismar 新增 30 万吨产能爬坡需要时间）和韩国锦湖（20 万吨）；需求侧方面，预计 2021 年行业开工负荷近八成，考虑到近年来全球 MDI 需求增速在 5~6%，未来三四年 MDI 的新产能投放与需求增量基本匹配，总的来说，据公司公告，二十年来，万华每次 MDI 技术突破都伴随产能放量和成本大幅下降，市场份额一路攀升，并给公司带来超额利润，未来福建 MDI 扩能落地后，公司全球 MDI 产能占比有望从 27%攀升至 37%，“一超多强”的行业格局将持续强化。

炼化业绩兑现之后，企业盈利稳定性和能力显著增强。民营炼化从“一根丝”不断向上拓展到“一滴油”，充分发挥规模性、装臵先进性、集群化、一体化等后发优势绘出业绩新增长曲线。对比炼化投产后业绩波动的方差，民营炼化方差为 0.18，国营炼化方差为 5.66，证明了其优于行业的盈利稳定性。

另一方面，国家住建部近期发布了《建筑节能与可再生能源利用通用规范》，自 2022 年4 月1 日起实施，新标准除了建筑能耗水平和节能效率要求提升，还首次强制性纳入了量化的建筑碳排放强度指标，要求平均降低 7kg CO2（m 2〃a）以上，据 CNKI，建筑物每使用 1Kg PU 材料，相当于其平均寿命期间减少 75.5Kg CO2排放量，对应 130 kg CO2（m 2〃a）（外保温厚度 3.4 cm PU 板替代 6 cm 聚苯板，使用寿命 25a，ρ PU=1.25g/cm3），是现标准的~19 倍，而 PU 板更好的保温特性也能解决目前外墙外保温体系的“厚脸皮”顽疾，随着建筑业政策新标准的逐步强化和量化，长期看 MDI 下游国内聚氨酯保温材料需求有望迎来持续增长。

光伏产业快速发展带来 POE 巨大增量需求，看好万华国产化替代。未来全球碳中和+新能源大趋势下，POE 光伏需求存在三重利好：一是陡峭的碳中和曲线放大了全球每年光伏新增装机预期；二是双面组件快速推广提振 POE 的中长期需求；三是光伏平价趋势下，组件性能和可靠性对光伏项目经济效益影响深远，POE 兼具良好抗 PID 性能和全天气耐候性于一身，成长空间巨大。

但与旺盛需求相对应，我国 POE 完全依赖进口，全球产能掌握在美日韩等几家外企手中，地缘政治不确定因素下，解决光伏供应链“卡脖子”问题迫在眉睫，近三十年来陶氏凭借 CGC 茂金属催化剂和环管溶液聚合技术出道即巅峰，POE 产能占据全球半壁江山，然而其核心专利自 2016 年来均已到期，目前是国内化企打翻身仗的绝佳时机。据公司环评，万华布局 20 万吨 POE，包含 9.2 万吨辛己烯配套。POE 自主研发的技术壁垒极高，但万华研发体系历经十余载磨砺如今羽翼已丰，再凭依石化一体化布局，实现关键原料辛己烯自给，成本端优势凸显。如今项目中试突破在望，工业化亦有望水到渠成，未来景气预期下盈利空间弹性巨大。因此，中长期看，考虑到未来 POE 潜在的庞大需求增量，万华布局 POE 不仅是龙头的责任担当，更是实现公司新材料板块价值重估的重要砝码。

2.2. 华鲁恒升：能效领跑，荆州基地+本部高端化开启第二成长曲线

我国资源禀赋决定了碳中和的脱煤≠“一刀切”去煤，能效优势有望转化为公司成本护城河。十四五时期在“30〃60”碳减排目标下，能源结构调整趋势使煤炭及下游行业承压。但从能源安全角度出发，我国石油、天然气对外依存度高，一定时期内，煤炭仍然是我国能源安全保障和经济发展的“压舱石”，煤油互补也有助于化工行业形成更合理的工业结构；另一方面，中国碳中和起点与欧美国家完全不同，资源禀赋、产业结构更是差异巨大，我国脱煤愿景若盲目按欧洲“去煤化”路线执行无异于削足适履。在 CO2处理技术层面上，目前国内碳捕获、利用与封存（CCUS）技术仍处于起步阶段，不利于大面积的推广，且解决传统水煤气变换排放问题的煤炭清洁转化、电解氢等技术离大规模推广尚需时日。以上种种均表明“脱煤”绝非一蹴而就，碳交易制度下，现阶段煤化工能效指标仍是制约企业发展的关键，而公司连续 7 年获得 “能效领跑者”称号。此外，华鲁领先行业十年提前布局水煤浆气化技术，精细化管理+技改提效不仅实现节能降耗，更是转化为成本护城河，外加灵活柔性生产模式，使公司在现代煤化工企业中脱颖而出。

锂电池电解液对电池级 DMC 需求高景气下，公司有望凭借低成本工艺+工程开发优势在长跑中胜出。近年来全球新能源汽车行业兴起带动锂电池需求爆发，作为锂电池电解液溶剂，电池级 DMC 需求有望迎来长期高速增长，但由于分离提纯壁垒极高，目前国内 DMC 产能虽有富裕，但能提供高纯度电池级 DMC 的企业寥寥。据中国招标采购网，公司于 2020 年 11 月就乙二醇车间碳酯改造项目土建施工进行公开招标，技改后公司乙二醇装臵能实现乙二醇、 DMC 和草酸生产的“三位一体”，相当于加了“旁路”，依然以 CO、O2 和甲醇为原料，相比传统的酯交换法，公司煤头路线更具成本优势。另一方面，电池级 DMC 提纯现阶段难以用常规精馏手段实现，参照 CNKI 数据及石大胜华公开授权专利，精馏+结晶提纯工艺双管齐下或是工业级 DMC 升级成电池级 DMC 的关键壁垒，这对企业的工程开发和优化能力提出更高要求，却也是华鲁优势之所在。综上所述，公司煤制 DMC 未来有望持续受益，成为下一个利润增长点。

荆州基地正式奠基+本部高端化，开启第二成长曲线可期。据公司官网，2021 年 11 月 5 日，公司荆州基地项目正式奠基，与本部相比荆州基地同样具备成本端综合优势，市场方面，煤化工产品需求端普遍分布在华东沿海地区，国内现有大型煤化基地与市场的空间错配，外加长江经济带与煤化工产品契合度高的特点给荆州基地提供了巨大的市场空间，能与德州基地形成空间上的辐射区域互补。随着项目逐步推进，荆州基地未来有望成为公司打开向上业绩空间的战略支点。德州本部高端化进程 DMC、己内酰胺-尼龙 6 项目作为先锋，公司持续对更高附加值的锂电溶剂 DEC、EMC、NMP、可降解塑料 PBAT 等进行布局，随着“走出去” +“高端化”战略纵深持续推进，公司有望开启第二增长曲线。风险提示：产品价格大幅波动，新建项目进度不及预期，政策变化超预期

3. 炼化：双碳之下炼化一体化稀缺资产积极布局新材料

高壁垒炼化一体化稳固盈利，新材料布局勾勒新成长曲线。国内民营炼化过去以优于行业的盈利稳定性证明其强α特征，在双碳政策背景下存量炼化一体化产能或成为稀缺资产。同时，民营炼化依托其大平台优势积极布局下游化工新材料，有望逐渐实现从规模扩张迈向质量发展的新台阶。

两大方案约束供给，存量民营炼化有望成为稀缺资产。从 2020 年开始，除国务院《石化产业规划布局方案》规划部署的国家重点基地和重大项目外，新建、扩建炼油项目以及新建 PX 和乙烯项目将一律严控，不得违规审批。行业准入门槛提高，供给侧小产能逐渐出清。2021 年国务院印发《2030 年前碳达峰行动方案》，要求化工行业需严格项目准入，严控新增炼油和传统煤化工生产能力，优化产能规模和布局，有效化解结构性过剩矛盾，到 2025 年，国内原油一次加工能力控制在 10 亿吨以内，主要产品产能利用率提升至 80%以上。两大政策性文件针对新增产能提出较高要求。存量产能方面有前文提及的《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021 年版）》文件约束，炼化企业单位能耗基准为 8.5 千克标准油/ 吨，标杆能耗为 7.5 千克标准油/吨，对于存量产能 3 年内无法达到能耗基准的进行淘汰。未来随着炼化行业进入壁垒不断增高，供给侧存量优胜劣汰，现有民营炼化一体化企业将依托自身强阿尔法特征在产业升级过程中不断受益。

新材料布局勾勒炼化成长新曲线。

前文提及民营炼化依托一体化大平台优势实现了较高的盈利能力和盈利稳定性。伴随着我国双碳政策的实施，其在稳定传统化工大宗品业务同时开始积极针对市场新生需求布局下游新材料项目。比如在太阳能光伏需求带动下，东方盛虹和荣盛石化布局的光伏级 EVA 项目；在新能源汽车锂电需求增长下，卫星化学布局电解液溶剂原料 DMC 项目；以及在“限塑令” 背景下，恒力石化布局的 PBAT 项目等。未来这些新材料项目落地或将逐渐解除景气度对企业估值的“封印”，勾勒民营炼化新的成长曲线。

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