三代制冷剂HFCs即将进入配额制度的第一年

核心观点

1月份化工行业投资观点：

展望2024年，考虑到全球宏观相对韧性和美联储加息周期预计结束，以及国内房地产行业支持政策，我们认为国内外化工产品需求预计将恢复增长，化工行业整体繁荣预计将触底反弹，但考虑到中游行业大规模供应端资本支出，化工下游行业对传统化工产品需求增长放缓，因此，化工中游细分行业供需矛盾突出，利润水平仍将处于历史较低水平。因此，我们对上游核心资源品子产业和下游需求有望持续增长的新兴化学品的投资方向更加乐观。

今年1月，我们重点推荐油气、煤化工、氟化工、天然食品添加剂等领域的投资方向。最近，受中东局势的干扰，沙特阿拉伯继续自愿减产，库存仍然很低，美联储加息逐渐结束，国际油价继续高，12月布伦特原油价格波动80美元/桶，12月28日78.39美元/桶，我们认为国际油价预计1月份将继续高运行。近日，国内终端民用天然气价格开始密集调整，天然气价格上下游联动开放，对油气行业的投资机会持乐观态度。同时，在国际原油价格持续高运行的背景下，我们对煤化工企业的低成本比较优势和煤化工行业的投资机会持乐观态度。三代制冷剂HFCs即将进入配额制度的第一年，行业供应长期收缩，行业集中度不断提高，未来四代制冷剂进入商业化进程开放国内新市场，氟精细化学品和聚合物材料也将进入需求快速增长期，我们对氟化工行业繁荣持乐观态度，推荐氟化工行业的投资机会。需求驱动功能性健康甜味剂和膳食纤维的生产能力显著提高。同时，阿洛酮糖的推广进程预计将加快，对天然食品添加剂行业的投资机会持乐观态度。

风险提示：

原材料价格波动；产品价格波动；下游需求低于预期。

具体推荐标的及投资组合请参见以下具体研究报告：

摘选研报部分内容

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本月核心观点:对油气、煤化工、氟化工、天然食品添加剂的投资方向持乐观态度

展望2024年，考虑到全球宏观相对韧性和美联储加息周期预计结束，以及国内房地产行业支持政策，我们认为国内外化工产品需求预计将恢复增长，化工行业整体繁荣预计将触底反弹，但考虑到中游行业大规模供应端资本支出，化工下游行业对传统化工产品需求增长放缓，因此，化工中游细分行业供需矛盾突出，利润水平仍将处于历史较低水平。因此，我们对上游核心资源产品子行业和下游需求有望持续增长的新兴化学品的投资方向更为乐观，这些产品被低估，股息高，繁荣程度高。

今年1月，我们重点推荐油气、煤化工、氟化工、天然食品添加剂等领域的投资方向。最近，受中东局势的干扰，沙特阿拉伯继续自愿减产，库存仍然很低，美联储加息逐渐结束，国际油价继续高，12月布伦特原油价格波动80美元/桶，12月28日78.39美元/桶，我们认为国际油价预计1月份将继续高运行。近日，国内终端民用天然气价格开始密集调整，天然气价格上下游联动开启油气行业投资机会。同时，在国际原油价格持续上涨的背景下，我们对煤化工企业的低成本比较优势和煤化工行业的投资机会持乐观态度。三代制冷剂HFCs即将进入配额制度的第一年，行业供应长期收缩，行业集中度不断提高，未来四代制冷剂进入商业化进程开放国内新市场，氟精细化学品和聚合物材料也将进入需求快速增长期，我们对氟化工行业繁荣持乐观态度，对氟化工行业的投资机会持乐观态度。需求驱动功能性健康甜味剂和膳食纤维的生产能力显著提高。同时，阿洛酮糖的推广进程预计将加快，对天然食品添加剂行业的投资机会持乐观态度。

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重点行业研究

2.1 原油行业深度跟踪：预计油价将保持在中高水平，油气开采企业预计价格将上涨

根据IEA、EIA等机构预测，未来布伦特油价预计将保持在80-90美元/桶的较高范围内，整体供需紧张。供应方OPEC+继续加大减产力度，沙特阿拉伯将减产延长至2023年底；原油将继续受到制裁的影响，实际产量变化趋势不确定；美国战略石油储备进入补充阶段，页岩油资本支出不足，产量增长有限；供应方整体紧张。随着全球经济的不断修复，中美炼油厂开工积极，石油需求温和复苏。因此，整体供需相对紧张，预计油价将继续保持较高范围。

供给侧：2023年供给侧增长动力不足，整体供给紧张

OPEC+沙特阿拉伯和沙特阿拉伯继续加大减产力度，将减产延长到23年底。出于对高油价的需求，2022年12月4日的OPEC+会议决定保持200万桶/天的减产政策不变(OPEC减产127万桶/天，其他国家减产73万桶/天)，产量政策一直持续到2023年底。

自2023年5月以来，沙特阿拉伯自愿减产50万桶/日原油，7月以来，沙特阿拉伯自愿再减产100万桶/日原油。两次减产后，沙特阿拉伯原油日均产量已降至900万桶，是多年来的最低水平。2023年9月5日，沙特阿拉伯再次宣布将7月起减产100万桶/天的措施延长3个月至23年底，并将减少30万桶/天的石油出口，直至年底。两大原油供应商宣布，延长减产将有利于提振油市，供应方处于低位，国内外原油价格持续上涨。

自2023年以来，OPEC价格调整频率也将放缓，不再举行高频月度会议来调整产量政策，而是每六个月举行一次部长级会议（ONOMM），欧佩克+联合部长级监督委员会每两个月举行一次（JMMC）会议确保了减产政策的稳定性。

2023年11月30日，OPEC+第36届部长级会议在线举行，各国自愿减产。若各国严格按照自愿减产目标减产，到2024年第一季度，OPEC+原油产量将降至3706万桶/天，比2023年10月减少82万桶/天。出于对高油价的需求，OPEC+减产的约束力依然存在，对油价起到了很好的支撑作用。安哥拉政府已于2023年12月22日向欧佩克提交文件，并正式宣布将于2024年1月1日退出OPEC。

受制裁影响，供给预期下降。欧盟第六轮制裁结果为2022年12月5日禁运海运原油，2023年2月5日禁运海运石油产品。通过对海运保险的控制，原油设定了60美元的上限。后续原油供应仍存在较强的不确定性，正在积极通过贸易转移向亚洲销售原油。预计随着全球原油贸易模式的重塑，制裁的影响将逐渐减弱。因此，我们判断的产量将首先下降，然后逐步修复。

2023年，为稳定油价，配合OPEC减产，产量已降至1000万桶/日以下。截至2023年11月，原油产量下降至950万桶/天，比冲突前下降57万桶/天；在出口方面，受成品油禁运和限价措施影响，石油出口总量下降。截至2023年11月，石油出口总量为750万桶/天，环比持平，比冲突前下降50万桶/天。

美国页岩油增长缓慢，战略石油储备进入补充周期。就页岩油而言，美国目前的资本支出意愿仍较低，仍不具备大幅增产的条件。贝克休斯数据显示，截至12月21日当周，石油钻井数量减少了3至498个；当周天然气钻井数量增加了1至120个；油气钻井总数减少了3至620个。在美国战略石油储备方面，自2021年下半年以来，美国两次宣布释放战略石油，以应对石油短缺和石油价格快速上涨。从2021年到2022年，美国共释放了2.35亿桶战略石油储备。2023年，美国能源部正式开始采购和补充战略石油储备。截至2023年11月17日，美国原油总库存7.90亿桶，其中商业库存4.37亿桶，石油战略储备3.53亿桶，近五年平均下降1.99亿桶，处于近40年储备最低水平，美国战略石油储备继续补充。

上游油气投资增长缓慢，主要集中在页岩行业。油田项目投资效果逐渐减弱，2022年上游油气投资增长11%，预计2023年增长7%，达到5000亿美元。但根据IEA的计算，全球油气项目成本也有所上升，增加了油田项目投资的50%以上。油气项目开发在2019-2021年呈下降趋势，直到2021年以后才触底小幅反弹。页岩气是油气项目的主要投资。因此，我们认为，即使未来油气资本支出继续增长，由于油田投资成本的增加，实际投资效果也会逐渐减弱。

需求方：原油需求总体温和复苏

国际主要能源机构预计2024年原油需求将略有增长。12月的IEA、EIA月报对2023年全球石油需求分别下调30万桶/日、4万桶/日、2024年全球石油需求均小幅下调10万桶/日，OPEC月报需求预期保持不变。本月调整后，三大能源机构IEA、EIA、OPEC对2024年全球石油需求增长的预期分别为110万桶/日、134万桶/日、225万桶/日，其中OPEC仍最乐观，但均较2023年有所放缓。

在现有的政策环境下，原油需求仍未达到峰值，需求增长仍将继续。伴随着经济复苏，政府的各种刺激措施将刺激经济增长，能源需求将逐步多样化，需求方预计将恢复。IEA未来原油需求分为三种情况:当前政策情况、气候承诺情况、2050年净零排放情况。在目前的政策情况下，2023年全球石油需求超过2019年水平，2030年代中期需求达到峰值，为1.03亿桶/天。直到2050年，油价才会从2022年的高水平温和下降到2030年每桶82美元左右，然后继续上涨。在气候承诺的情况下，更强有力的政策行动导致2020年代中期全球石油需求达到峰值，略高于2019年的需求水平。2030年降至9300万桶/天，2030年油价降至65美元/桶以下。此后，随着需求的下降，油价继续缓慢下跌。2050年净零排放情况下，2021-2030年平均需求下降2.5%，2030-2050年平均需求下降不到6%。油价越来越由边际项目的运营成本决定，2030年降至35美元/桶左右，2050年降至24美元/桶。

中国和美国是全球石油需求量大的国家。在分析了中美原油需求后，我们发现原油需求正在复苏。

中国原油进口量和主要炼油厂开工率稳步提高，国内对航煤的需求显著增加。根据国家统计局和海关总署的数据，2023年1月至11月，中国原油累计产量为1.91万吨，同比增长1.8%，进口总量为5.16亿吨，同比增长12.1%。截至2023年12月28日，国内主要炼厂开工率为78.5%，同比增长4.8pcts，2019年以来，主要炼油厂平均开工率达到79.0%，达到新高，同比增长6.5pcts。2023年1月至11月，原油累计加工量为6.76亿吨，同比增长10.1%。

国内汽油消费和航煤在终端需求水平上的需求显著增加。2023年1月至11月，国内汽油累计表观消费量为13687.1万吨，同比增长11.2%。随着2023年初疫情控制全面放开，国内旅游业迎来报复性反弹，航空商务出行增多，民航运输周转激增。2023年1月至11月，民航旅客累计周转值达9414.7亿人公里，同比飙升161.1%。受此影响，我国航煤需求显著增加。2023年1月至11月，国内航煤累计表观消费量为3211.3万吨，同比增长121.8%。

美国炼油厂的加工量和积极性保持在较高水平，美国原油需求具有较高的强度韧性。截至2023年12月22日当周，美国能源信息署数据显示，美国炼油厂开工率为93.3%，比上周提高了0.8个百分点。自2022年4月以来，美国石油产品出口明显增加，成为炼油产品的重要去向。今年，美国炼油厂的生产热情（开工负荷率）一直保持在较高水平，加工量也保持在相对较高水平，反映了美国原油需求的高强度韧性。可以看出，经济低迷仍处于预期水平，并没有对原油需求产生重大影响。消费韧性将进一步成为供应紧张促进油价上涨的动力。

最近，在OPEC+深化减产协议和早期国际油价大幅下跌的背景下，近期国际油价开始反弹。与此同时，红海地区海运紧急情况也推动了原油价格的上涨。12月的IEA、EIA月报对2023年全球石油需求分别下调30万桶/日、4万桶/日、2024年全球石油需求均小幅下调10万桶/日，OPEC月报需求预期保持不变。本月调整后，三大能源机构IEA、EIA、OPEC对2024年全球石油需求增长的预期分别为110万桶/日、134万桶/日、225万桶/日，其中OPEC仍最乐观，但均较2023年有所放缓，因此2024年全球原油需求将保持1.1-2%的增长。EIA最新数据显示，截至12月22日当周，美国原油产量为1330万桶/天，较上周环比持平，达到历史新高。美国原油加工量为1656万桶/天，较上周增加6万桶/天；炼油厂开工率为93.3%，较上周增长0.9个百分点，美国商业原油库存为4.44亿桶，较上周减少771万桶。美国战略原油库存SPR增长79.3万桶至3.53亿桶；库欣地区原油库存3397.3万桶，比上周增长151万桶。汽油库存为2.27亿桶，比上周减少了67万桶。美国汽油库存2.27亿桶，比上周减少67万桶。根据贝克休斯的数据，截至12月21日当周，石油钻井数量减少了3至498个；当周天然气钻井数量增加了1至120个；油气钻井总数减少了3至620个。我们认为，OPEC+目前对国际原油价格的声音进一步增强，红海航运紧急情况增加了原油运输成本，美联储加息周期的结束将支持明年国际原油价格保持高位。

2.2 天然气行业深度跟踪:在顺价机制的推动下，龙头企业有望量价齐升

天然气市场化改革历程

自中华人民共和国成立以来，中国的天然气定价模式经历了政府定价、双轨定价、成本加成定价和市场净回报定价的变化，并逐渐转变为市场定价。特别是自2015年以来，天然气上下游价格逐步自由化，天然气市场化进程逐步加快。

第一阶段：新中国成立至1982年。在计划经济下，天然气由国家统一定价，上游企业无权独立定价，在国家价格稳定的情况下，天然气价格保持整体稳定。

第二阶段:1982年至2005年，天然气实行计划垄断定价和市场定价的双轨定价机制。现阶段，天然气实行包干制。包干内的天然气由国家统一分配定价，包干外的天然气由企业自主销售定价，但不得超过最高限价。

第三阶段：2005年至2011年，双轨制逐步取消，采用成本加成定价。天然气基准价格由原油、液化石油气和煤炭的加权平均价格决定。出厂价格由供需双方协商，基准价格可上涨10%、下浮不限。

第四阶段：2011年至2015年，实行市场净回报定价，将出厂价格管理模式改为门站价格管理。门站价格可以代替能源价格，实行政府指导价。供需双方可以在不超过最高门站价格的范围内协商门站价格，并在此基础上扣除管理费，计算各环节的价格。

第五阶段：自2015年以来，天然气市场化改革加快，通过最高门站价格管理到基准门站价格管理、居民用气和非居民用气门站价格整合、管理费监督、建立国家管网公司等一系列改革手段，促进天然气市场化进程。

天然气市场化改革效果显著，价格机制逐步理顺

随着天然气市场化改革的不断推进，顺价机制也在不断完善。2017-2018年，在国内“煤改气”政策的推动下，国内天然气需求快速增长。当时，国内天然气供需存在一定的不匹配。以市场为导向的液化天然气（液化天然气）价格超过1万元，价格中心显著提高。然而，尽管当时管道气价格也有所上涨，但由于涨幅有上限，事实上，资源方只承担保供的责任。从主要燃气企业的采购成本来看，其成本上涨波动不大（大部分成本来自中石油管道气），管道气价格仍受到很大控制。

自2018年以来，随着居民气与非居民气门站价格的融合，天然气市场化改革进一步推进。此前，由于政策要求，居民气门站的价格相对非居民气较低。因此，国内市场存在非法转售等行为，严重制约了天然气产业的发展。因此，在居民气和非居民气实现门站价格并轨后，资源方的利益得到保障，更有利于提高资源方的生产积极性。从头燃气公司的数据也可以清楚地看出，虽然合并后的销售价格有所上涨，但由于购买成本的增加，毛差下降，表明行业利润转移到上游。

自2020年以来，随着国家管网公司的成立，“控制中间，放开两端”成为当今天然气产业发展的主旋律。“十四五”深化价格机制改革行动计划，“到2025年，竞争领域和环节价格主要由市场决定，网络自然垄断环节科学定价机制，能源资源价格形成机制进一步完善”，上游企业价格机制相对成熟，上游企业可以通过基准门站价格波动和交易中心投标，反映天然气价格成本的变化。以中石油为例，即使在2022年下游需求表现不佳的情况下，公司仍然可以通过提价将高昂的进口成本传递给下游。

然而，目前，城市燃烧企业的顺利价格受到终端用户类型差异、地方控制等因素的影响。顺利价格仍有一定的限制，特别是在居民气方面。由于居民气价格的上涨需要通过听证会，顺利价格比合同定价的非居民气更难。

今年以来，天然气上下游价格联动工作正在积极推进。2023年2月，国家发改委价格司要求各地就如何确定综合采购成本、如何科学设置启动条件、调价周期、调价幅度等建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见和建议。目前，包括内蒙古、湖南在内的许多地方已经开始启动价格计划，其中内蒙古发布了《内蒙古自治区发改委关于调整居民和非居民管道天然气销售价格的通知》，并宣布自4月1日起，所有居民和非居民用气都将价格联动；湖南省发布《关于召开湖南省天然气上下游价格联动机制听证会的公告》，称当气源采购平均成本波动达到基准门站价格的5%时，天然气价格联动机制应及时启动，天然气终端销售价格同步同向调整。

目前天然气还是经济的，顺价有空间

从居民消费成本来看，国内家庭年用气量约为200-300平方米。根据300平方米的计算，如果气价上涨1元/平方米（乐观情况），相应家庭使用天然气的成本将增加100元/年。考虑到供暖情况，一般100平方米的供暖季节用气约1200平方米，气价上涨1元，对应家庭供暖成本增加1200元。目前，城乡居民的可支配收入分别为49283元/年和20133元/年。因此，对于居民来说，天然气价格上涨仍在可承受范围内。

考虑到天然气和替代能源的经济性，在民生方面，天然气和电有替代关系。以上海为例，根据天然气价格3元/平方米，平均电价0.5元/kwh，居民使用天然气仍然比用电更经济；在工业方面，天然气与燃料油和LPG有替代关系。在相同的热值下，天然气的经济性仍然优于LPG，这与燃料油基本相同。因此，我们认为，从经济的角度来看，天然气与替代能源相比仍具有经济优势，天然气价格仍有空间。

今年以来，天然气上下游价格联动工作正在积极推进。2023年2月，国家发改委价格司要求各地就如何确定综合采购成本、如何科学设置启动条件、调价周期、调价幅度等建立健全天然气上下游价格联动机制提出具体意见和建议。目前，内蒙古、湖南、河北等地已开始启动价格计划，其中内蒙古发布了《内蒙古自治区发展改革委员会关于调整居民和非居民管道天然气销售价格的通知》，宣布自4月1日起居民和非居民天然气联动价格；湖南省发布了《关于湖南省天然气上下游价格联动机制听证会的公告》，当气源采购平均成本波动达到基准门站价格5%时，应及时启动气价联动机制，同时调整天然气终端销售价格；河北省有关政策明确指出，城市燃料企业气价倒置的，按照政府补贴标准执行 “综合采购成本+配气价”与居民终端销售价格的差额，即倒挂金额，给予财政补贴。

国家发展和改革委员会首次批准了跨省天然气管道运输价格。2023年12月5日，国家发改委发布《关于核定跨省天然气管道运输价格的通知》，明确了西北、东北、中东、西南地区跨省天然气管道运输价格率。这是天然气管网运行机制改革以来的首次定价，也是国家首次按照“一区一价”核定跨省天然气管道运输价格。

我们认为，随着天然气价格机制的不断推进，上游资源方的定价声音有望逐步提高。在提高气价中心的同时，也更有利于提高开采积极性。未来，资源方可能迎来量价上涨的发展趋势。推荐天然气上游龙头企业[中石油]、【中石化】2022年，中石油天然气产量1323.8亿平方米，销量2603亿平方米，2022年中石化天然气产量354亿平方米，销量308亿平方米。

2.3 煤化工行业深度跟踪：煤化工行业经济性高，煤制烯烃成本优势明显

煤化工有助于保障我国能源安全。中国的能源结构仍然是“富煤、贫油、少气”，油气对外依存度高。以乙烯和丙烯为主的低碳烯烃是重要的基本有机化学原料。传统的低碳烯烃生产技术主要是石脑油蒸汽裂解，强烈依赖石油资源。一般来说，一个100万吨的烯烃厂需要数千万吨的炼油厂来提供石脑油原料。发展煤化工替代石油资源，充分发挥国内煤炭资源优势，有利于保障国家能源战略安全。

煤化工行业经济性高，煤制烯烃成本优势明显

煤制烯烃（CTO）毛利润水平通常高于油制烯烃和气制烯烃。2022年和2023年下半年，原油价格高带动烯烃成本大幅上升，油制烯烃企业盈利压力大，产能利用率低。但相应的煤制烯烃工艺路线税前装置毛利明显高于油制烯烃，成本优势突出。一般来说，煤制烯烃的工艺路线包括CTO和MTO，其中全产业链的煤制烯烃，即煤制甲醇和甲醇制烯烃的配套建设，简称CTO；甲醇制烯烃，即无煤制甲醇，甲醇依赖外购，简称MTO。聚乙烯（PE）CTO生产工艺主要是CTO、MTO、乙烯裂解(油制烯烃)；聚丙烯（PP）生产工艺主要包括乙烯裂解，CTO、MTO、PDH(丙烷脱氢制烯烃，气制烯烃的代表工艺)和外部丙烯PP。在过去的五年里，CTO装置在生产聚乙烯和聚丙烯方面更有优势。

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跟踪关键数据

3.1重点化工价格涨跌

丙烯酸异辛酯(+17.92%)是12月化工产品价格涨幅前五的丙烯酸异辛酯、维生素B1(+13.58%)、MIBK（+13.46%）、维生素K3(+13.39%)、异丁醛(+12.50%)；液氯(-68.95%)是跌幅前五的、二氯丙烷-白料(-19.02%)、硝酸(-14.48%)、三氯化磷(-12.87%)、三氯乙烯(-11.92%)。-国信证券