石油石化行业调研报告-PDF版

版权归属 上海嘉世营销咨询有限公司石油行业简析报告商业合作/内容转载/更多报告01.全球石油市场格局处于变革期数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络近年来随着疫情的结束，俄乌冲突的不断升级，世界经济压力骤增以及欧佩克对原油产量的大调整，原全球石油市场格局正在受到挑战，大有冲突与变革之势。石油市场受地缘政治因素的影响较大，石油生产国之间的政治紧张关系、战争和地缘政治冲突等都可能对市场供应和价格产生重大影响。全球石油市场价格波动性较大，受多种因素的影响，包括供需关系、地缘政治局势、天气变化和金融市场等。这种价格变动对全球经济产生了深远的影响。美国OPEC欧洲中国利益冲突，通过减产回击，寻找稳定的消费市场希望降低通胀，通过NOPEC法案等施加压力从美国获得LNG替代俄气，但对高价不满加强经贸往来寻找稳定市场，逐渐推进人民币石油贸易结算通过联合欧洲制裁俄罗斯限制俄罗斯收入，但价格上限高于此前市场预期寻找稳定的能源供应解决能源安全问题02.GDP增速与石油需求增速同步数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络石油需求增速与GDP高度相关，历史上石油需求增速不到GDP增速的一半。各大权威机构对于2023年石油需求的增速预测，高于历史上与GDP增速的线性关系。历史上高油价往往伴随着经济增速的下降，而油价从底部向上的过程通常是经济增速最快的时期，契合“复苏、繁荣、衰退、萧条”的经济周期走势。原油价格与GDP增速GDP增速与石油需求增速同步-10%-8%-6%-4%-2%0%2%4%6%8%石油需求增速%GDP增速%-不变价020406080100120140-6%-4%-2%0%2%4%6%88019821984198619881990199219941996199820002002200420062008201020122014201620182020GDP增速%-不变价经2021年美国CPI调整后布伦特现货（美元/桶）右轴03.全球原油需求创出历史新高数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络根据OPEC，2023Q1全球原油需求已经创出历史新高，在淡季回落后，Q3-Q4将继续创出需求新高。历史上，只要OPEC 内部没有分歧，其供给策略就是“保价而非保供”。2023年6月，OPEC宣布将366万桶/天的减产措施从2023年底延长至2024年底；7月，沙特宣布将把自愿的百万桶每日减产行动延长至8月，俄罗斯也宣布8月额外减少石油出口每天50万桶，同时削减产量每天50万桶。截至6月30日，美国原油库存（包括战略库存）接近16.1亿桶，降至近20年低点。2023年Q1OPEC剩余产能 297万桶/日，也处历史偏低水平。OPEC 剩余产能处历史偏低水平原油需求突破历史高位0204060801001202013年12月2014年5月2014年10月2015年3月2015年8月2016年1月2016年6月2016年11月2017年4月2017年9月2018年2月2018年7月2018年12月2019年5月2019年10月2020年3月2020年8月2021年1月2021年6月2021年11月2022年4月2022年9月2023年2月2023年7月2023年12月2024年5月全球石油需求量（百万桶/天）全球石油需求量（OPEC预测）0.01.02.03.04.05.06.07.08.09.010.01993199419951996199719981999200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023OPEC剩余产能（百万桶/天）04.中国原油产量增速创十年新高数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络2019年，国家能源局正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”，强调油气企业要落实增储上产主体责任，中国原油产量当年实现止跌回升；2022年，中国原油产量以2.9%的十年新高增速，重回20000万吨以上，油气自给能力有效提升。根据中国石油企业协会等发布的中国油气产业发展分析与展望报告蓝皮书（20222023）数据，2022年中国新增石油探明地质储量超过14 亿吨，新增天然气探明地质储量超过1.2万亿立方米，为中国油气的增储上产提供了更大潜力。中国油气储量持续增长2022年中国原油产量增速创十年新高300003500040000450005000055000600006500032.033.034.035.036.037.038.02013201420152016201720182019202020212022中国石油探明储量（亿吨）中国天然气探明储量（亿立方米）右轴-10.0%-8.0%-6.0%-4.0%-2.0%0.0%2.0%4.05001800018500190001950020000205002100021500220002013201420152016201720182019202020212022中国原油产量（万吨）同比增速05.“三桶油”原油产量占国内之比达 91%数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络国务院国资委指出，央企是我国能源供应的主力军，承担了90%以上的油气供应，60%以上的电力供应，25%以上的煤炭供应，在能源保供中肩负重任；能源保供也成为相关央企的主要考核指标，并且实行“一票否决”。2013年以来，以中国石油、中国石化、中国海油（“三桶油”）为代表的石油石化央企不断加强油气勘探、提升资源禀赋，油气产量保持稳中有升，2022年油气产量分别上升至 1685、489、603 百万桶油当量，产量十年累计增速分别达 20.4%、10.4%、46.5%。2022 年国内原油产量分布2013-2022年“三桶油”油气当量（百万桶油当量）0200400600800100012001400160018002013201420152016201720182019202020212022中国石油中国石化中国海油51.0#.0.0%9.0%中国石油中国海油中国石化其他06.“三桶油”的总市值、总资产合计占比为 77.5%、77.2%数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络2018年以来，国务院国资委遴选了中国石油等11家基础条件较好、主营业务突出、竞争优势明显的央企开展创建世界一流示范企业工作。2023年4月，创建世界一流示范企业名单再次扩围，中国石化、中国海油等10家央企和7家地方国企入选。与A股石油石化行业整体相比，“三桶油”的总市值、总资产合计占比为77.5%、77.2%，但2022年“三桶油”的净利润与分红金额合计分别占全行业的93%以上，充分体现了中国石油、中国石化、中国海油作为创建世界一流示范企业，在我国石油石化行业中的压舱石地位以及价值创造能力。2022年“三桶油”的财务表现407C9I!.30.10&.009.60.50&.80.70.90.60%5.004.60.20%0 0Pp0%总市值总资产净资产总营收净利润分红中国石油中国石化中国海油07.中国原油对外依存度高达72.0%数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络2022年俄乌冲突及其引发的全球能源危机，引发我国对于能源安全的高度关注；全球地缘政治局势的复杂多变，也让能源安全上升为我国国家安全的重要组成部分。二十大报告提出：“深入推进能源革命”“加大油气资源勘探开发和增储上产力度”“加强能源产供储销体系建设，确保能源安全”，明确将确保能源资源安全作为维护国家安全能力的重要内容。其中，油气安全是能源安全的核心。截至2023年4月，尽管中国原油及天然气的对外依存度已较高点有所回落，但仍分别达72.0%、37.9%。在能源的对外高依存度现状下，能源安全的保障既需要在“双碳”目标下加速新能源的增量替代，也需要全力推进油气的增储上产，充分发挥油气资源生产自给的压舱石作用。2001-2022 中国油气对外依存度-20%-10%0 0Pp 0120022003200420052006200720082009201020122013201420152016201720182019202020212022原油天然气08.2000年以来油价走势的六个阶段数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络2001-2007年，油价持续上涨。以中国为代表的新兴国家经济迅速增长，有效地拉动了石油需求。2008-2010年，油价暴跌后“深V型”反弹。金融危机引发需求恐慌，油价断崖式下跌，但随着各国强力救市和OPEC限产等多个正面因素的刺激，油价逐步回升。2011-2014H1，美国致密油产量爆发式增长，中东北非原油持续减产，“阿拉伯之春”导致风险溢价上升，油价高位窄幅运行。期间全球处于低利率时期，同时美国制裁伊朗，以及中东的局势不稳定加剧了油价上涨。2014H2-2016H1，油价暴跌，页岩油革命爆发导致供应过剩，之后OPEC采用增产保份额的策略，持续扩产，导致油价接连暴跌。出于对市场份额的争夺，期间出现了油价越下跌，产量越增加的现象。2016H2-2019年，触底震荡反弹，全球进入逐渐加息的周期，但由于OPEC与俄罗斯为代表的产油国冻产预期推高油价，原油市场逐步走向供需再平衡。2019年原油供需两弱，OPEC 致力于持续减产，美国扩大市场份额。2020年至今，全球原油供需平衡打乱，从负油价至重回高点。2020年新冠病毒疫情导致需求萎缩，但全球资本开支放缓，OPEC 定价权增加。2021年需求恢复后，加之地缘政治因素，持续推高油价。油价持续上涨以中国为代表的新兴国家经济迅速增长，有效地拉动了石油需求，同时全球流动性泛滥，金融投机空前兴盛，共同推升油价创下历史高点。2001-2007油价跌后“深V型反弹，重回高位以中国为代表的新兴国家经济迅速增长，有效地拉动了石油需求，同时全球流动性泛滥，金融投机空前兴盛，共同推升油价创下历史高点。2008-2010油价平静期一方面美国致密油产量爆发式增长，另一方面中东北非原油持续减产，“阿拉伯之春”导致风险溢价上升，油价高位窄幅运行。2011-2014H1油价持续下跌页岩油革命爆发导致供应过剩，之后OPEC采用增产保份额的策略，持续扩产，导致油价接连暴跌。2014H2-2016H1触底震荡反弹OPEC与俄罗斯为代表的产油国冻产预期推高油价，原油市场逐步走向供需再平衡。2016H2-2019负油价重回高点新冠疫情打乱全球供需平衡，2020年-度出现负油价，但资本开支不足加地缘冲突,油价重回高点。2020年至今09.原油价格是石油企业盈利的主要因素数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络一般来说，短期影响油价的因素有三点：一是供需预期的边际变化，一般是各类事件引发，如疫情、增减产、流动性冲击等；二是库存，我们可以将库存水平视 为原油“估值”，当供给既定，若库存下降就说明需求强于预期，库存回升就说 明需求不及预期；三是反映市场情绪的原油持仓结构，一般情况下原油价格与原油期货非商业净多单占比趋势正相关。原油价格是石油石化企业盈利的主要决定因素，高中枢油价的维持将有利于相关企业盈利能力与股东回报能力的延续。2013年以来，中国石油、中国石化、中国海油的归母净利润与布伦特原油价格呈现较强的正相关关系。2022年俄乌冲突催化下，布伦特原油价格创近年新高，除中国石化受下游炼化业务拖累外。原油价格与石油企业归母净利润的关系020406080100120020040060080010001200140016002013201420152016201720182019202020212022中国石油（亿元）中国石化（亿元）中国海油（亿元）原油价格（美元/桶）右轴10.石化行业整体经营状向好数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络2022年，石化行业整体实现营业收入83753亿元，同比 23.9%；实现归母净利润3819.92亿元，同比 30.5%。2023年一季度，石化行业整体实现营业收入19606亿元，同比 5%，环比-7%；实现归母净利润 1033.92 亿元，同比-11.7%，环比 62%。2022年，石化行业毛利率和净利率上下半年分化，毛利率先于净利率在2022年第四季度开始修复，2023年一季度达到 18.47%；净利率则于2023年一季度大幅反弹，达到 5.46%。2018-2023Q1 单季度石油化工行业归母净利润2018-2023Q1 单季度石油化工行业营收-40%-30%-20%-10%0 0P000100001500020000250002018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1营业收入（亿元）YOY-右轴-300%-200%-100%00 0000P0%-600-400-20002004006008001000120014002018Q12018Q22018Q32018Q42019Q12019Q22019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1营业收入（亿元）YOY-右轴11.2023年油价中枢在80-100美元/桶之间数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络基于2020年二季度随着复工的持续和供给的不断削减，供需平衡表发生暴力再平衡，全球原油在 2020 年三季度开始去库，根据 EIA 的供需平衡预测，2022年之后去库或将结束。展望2023年，油价中枢在中国需求有望复苏以及紧供给背景下仍将在80-100美元/桶之间震荡。未来油价是否大幅波动取决于以下三点：1.俄乌冲突形势得到缓和，或者西方国家对俄罗斯石油出口的实质制裁力度不及预期；2.美国需求受到通胀影响较大或中国从疫情之后复苏的需求并不明显；3.伊核谈判快于市场预期，伊朗释放出部分产量。全球原油供需平衡表-4-20246810808590951001052019Q32019Q42020Q12020Q22020Q32020Q42021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1 2023Q2E 2023Q3E 2023Q4E供给-需求（右）全球供给（百万桶/天）全球需求（百万桶/天）12.2023年全球石油需求将超过1亿桶数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络由于担心原油需求因全球经济放缓降低，OPEC 2022年10月宣布自11月起至2023年12月减产200万桶/日。根据OPEC在2022年12月发布的石油市场月报数据，11月OPEC的石油产量较10月减少量是74.4万桶/日，至2882.6万桶/日，可见OPEC想提前缩减产量。通过减产OPEC使油价始终维持在80美元/桶以上，对油价有部分托底作用，若未来油价不进一步走低，OPEC后续不具有减产的强烈意愿。中国经济复苏以及全球地缘政治局势缓解将对全球石油需求进行修复。OPEC预计2023年全球石油需求增长220万桶/日，达到1.02亿桶/日。IEA也预测2023 年全球石油需求将超过1亿桶。在全球油品需求不出现大幅锐减的情形下，OPEC石油产量或维持稳定状态。OPEC预测2023全球石油需求（mb/d）86889092949698100102104201820192020202120222023E13.上游资本支出不足促进行业长期景气数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络据OPEC数据，2020年因疫情影响，上游资本开支大幅下降，同比降幅约29%；2021年在需求复苏的刺激下，资本支出仅增长6%，这也表明当前上游企业在资本开支方面态度逐渐谨慎；2022年同比增长将超 20%，但仍低于疫前水平。长期来看，上游资本开支将在2023-2025年温和回升，并在2025年达到顶峰，但峰值远低于2014年的水平。考虑到上游市场过去几年的资本开支都比较低，可投产的新区块有限，且随着在产井逐步枯竭，供给端增长乏力将难以改变供需紧平衡的态势。全球石油行业上游资本开支增长有限2017-2021年期间石油企业现金产生和支出演变（亿美元）010203040506070800100200300400500600200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024202520262027上游投资（亿美元）非OPEC供应（mb/d）-300.00-250.00-200.00-150.00-100.00-50.000.0050.00100.00150.00200.00250.0020172018201920202021业务活动的现金流量债务资本投资股息和股票回购14.页岩气是未来油气增储上产最现实资源和主要增长点数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络我国页岩气资源潜力位居全球前列，勘探开发力度将持续加快，预计未来四川盆地天然气生产将占国内总产量三分之一。油气增储上产要求下，页岩气、页岩油和致密油气等非常规资源成为增储上产最现实的资源和主要增长点。2021年页岩气产量达到230亿立方米，同比增长14.77%。国务院能源发展战略行动计划明确提出，2030年力争实现页岩气产量8001000亿立方米。中国页岩气产量（亿立方）10309013016020022095020142015201620172018202020212030E15.未来二十年，油气依然是全球主要的消费能源数据来源：公开数据整理；嘉世咨询研究结论；图源网络由于可再生能源的替代速度有限，且天然气作为清洁能源受到各国的鼓励发展，未来20年，石油和天然气仍将是全球主要的两大消费能源。据OPEC估计，预计至2045年，石油和天然气在能源消费中的比重依然高达28.66%和24.30%，相比 2021年分别下滑2.25和上升1.06个百分点。截至 2045 年油气需求量仍在增长（百万桶油当量/日）截至2045年油气依旧是主要的消耗能源202120252030203520402045石油煤天然气核能氢能生物物质其他可再生能源202120252030203520402045石油煤天然气核能氢能生物物质其他可再生能源本报告为简版报告，内容均从嘉世咨询原有完整报告中精炼提取，如需了解详细内容，请联系：.本报告中的所有内容，包括但不限于文字报道、照片、影像、插图、图表等素材，均受中华人民共和国著作权法、中华人民共和国著作权法实施细则及国际著作权公约的保护。本报告的著作权属于上海嘉世营销咨询有限公司所有，如需转发、转载、引用必须在显著位置标注出处，并且不得对转载内容进行任何更改。本报告是免费报告，任何机构和个人不得将本报告用于收费为目的经营活动。版权说明版权归属 上海嘉世营销咨询有限公司

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敬请参阅最后一页特别声明1S1130519040001S1130522060004投资逻辑,1,美美国核心页岩油产区钻井国核心页岩油产区钻井完井强度回落完井强度回落,2023年原油产量增量或年原油产量.

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行业行业报告报告,行业专题研究行业专题研究请务必阅读正文之后的信息披露和免责申明1石油石化石油石化证券证券研究报告研究报告2023年年07月月27日日投资投资评级评级行业行业评级评级强于大市,维持评级.

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有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。石油化工行业 行业研究|深度报告 市场规范化利好成品油供给市场规范化利好成品油供给。自 2014 年后，供给过剩成为成品油市场的核心问题，特别是放开地炼原油进口资质后，国内成品油供给明显增加，且以两桶油为代表的国营炼厂成品油产量份额被逐步压缩。部分非正规调油厂家更是通过逃交消费税的手段进行低价竞争。近年来，国家通过加强成品油消费税征收监管、扩大消费税征收范围等方式来对成品油非正规市场进行出清，随后两桶油生产环节份额明显反弹，而近几年来消费税扩围影响的汽柴调油组分市场空间约 4000 万吨，占 2022 年汽柴油消费量的 13.4%。我们认为，未来成品油市场监管仍将趋严，带来成品油市场供给端增速收紧预期，包括国营炼厂在内的正规厂家份额也有望提升。看看好正规厂家好正规厂家成品油成品油业务利润业务利润增长增长。非正规厂家逐步出清后，成品油生产环节份额有望向正规厂家转移，同时低价竞争减少，生产环节的利润空间有望被打开，正规炼厂将受益于成品油市场份额以及利润的双重提升。对于生产与零售一体化的国营炼厂来说，其零售价参考国家基准价，自产自销的炼油利润给定且有上升趋势；而外购成品油的零售业务利润则可能被压缩。综合来看，国营炼厂的生产和零售环节份额有望提升，且其自产自销比例可能有所提升，同样能够带来成品油整体业务利润增长。看好未来汽油供需趋紧看好未来汽油供需趋紧。除了市场监管外，成品油供给端还受到各炼厂“油转化”趋势利好，根据我们对未来炼厂“油转化”升级改造项目及新建一体化项目测算，未来国内成品油供给增量实际非常有限。且对于汽油品类来说，由于目前仍有较大的燃油汽车保有量基数，根据我们预测，中长期内燃油车保有量仍有望保持增长，而汽油需求可能相对受到单车年均用油量下降影响，我们预计汽油表观消费量见顶时间可能在 2027 年前后，目前看尚有时日。国家通过税收政策加强对成品油非正规市场的监管，带来成品油供给端的相对收紧，成品油生产环节份额将逐步向正规炼厂转移，成品油供需差得到改善，炼油价差扩大。展望未来，“油转化”趋势将进一步收紧成品油供给增速，同时汽油消费仍将受燃油汽车保有量增加带动而继续增长，我们相对更看好未来汽油供需的持续改善。正规炼油企业有望受益于成品油份额与炼油利润双重提升，建议关注中国石化(600028，增持)、中国石油(601857，未评级)、荣盛石化(002493，买入)、恒力石化(600346，买入)、东方盛虹(000301，未评级)。风险提示风险提示 政策风险；汽油需求不及预期；炼厂项目风险；假设条件变化。投资建议与投资标的 核心观点 国家/地区 中国 行业 石油化工行业 报告发布日期 2023 年 07 月 23 日 证券分析师 倪吉 021-63325888*7504 执业证书编号：S0860517120003 联系人 顾雪莺 联系人 李跃 MTBE 和烷基化油将迎景气周期 2023-05-10 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 看好（维持）石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。2 目 录 1、前言.4 2、市场规范化利好成品油供给.4 2.1 供给问题是成品油市场核心矛盾.4 2.2 出口增长贡献有限.6 2.3 税收监管趋严，非正规供给有望出清.7 2.4 正规厂家有望受益.10 3、预计汽油供需持续改善.11 3.1“油转化”收紧成品油供给.11 3.2 汽油需求见顶尚需时日.13 4、投资建议.14 5、风险提示.15 EZnUtZgUhUdUtRnPnO9PcMaQpNpPoMpMlOqQtMjMmOrN9PmNmMxNmRoOvPqQoM 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。3 图表目录 图 1：国内汽柴油裂解价差（去除消费税，单位：元/吨）.4 图 2：20002020 年中国成品油供需差变化情况.5 图 3：国内汽柴煤油产量结构（百万吨/年）.5 图 4：两桶油成品油产量占全国比例.5 图 5：两桶油及非两桶油成品油产量年增速.6 图 6：聚乙烯及各成品油表观需求复合增速.6 图 7：汽柴油出口量及出口占产量比例（万吨/年）.6 图 8：成品油出口配额（万吨）.6 图 9：月度汽柴油出口量（万吨）.7 图 10：汽油生产和零售环节市场格局.7 图 11：2018-2021 年成品油地炼出厂价和国家发展改革委基准价之间价差变化.7 图 12：我国成品油消费税征收政策历史发展.8 图 13：混合芳烃进口量及进口单价（万吨、元/吨）.9 图 14：轻循环油进口量及进口单价（万吨、元/吨）.9 图 15：税收监管趋严背景下，非正规成品油供给出清示意图.10 图 16：汽油零售价-原油价差以及原油价格（元/吨、美元/桶）.11 图 17：汽油市场价-原油价差以及原油价格（元/吨、美元/桶）.11 图 18：汽油表观消费量累计值同比增速.13 图 19：汽油表观消费量（万吨/年）及燃油汽车保有量（万辆/年），以及两者比值.13 图 20：美国乘用车拥有量与平均行驶里程变化.13 图 21：汽车表观需求增速及燃油车保有量增速对比.13 表 1：汽油消费税征收历程.4 表 2：起征消费税产品的基本情况.9 表 3：广西石化炼化一体化转型升级项目建设对成品油收率的影响.11 表 4：广西石化炼化一体化转型升级项目的裂解原料构成，以及对成品油、烯烃、芳烃产量的影响（万吨/年）.12 表 5：国内“油转化”升级改造项目（不完全统计）.12 表 6：配套炼油产能的炼化一体化项目（万吨/年）.12 表 7：国内成品油未来供给增量测算（万吨/年）.13 表 8：国内燃油汽车保有量测算（万辆/年）.14 表 9：国内汽油消费量测算（万吨/年）.14 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。4 1、前言前言 从 22年年中开始，国内汽柴油裂解价差明显走高，特别是汽油价差，目前仍然处于历史高位水平，在化工品需求表现疲软的时候为两桶油贡献了相当一部分的利润增量。市场大多把本轮成品油景气提升解释为疫情放开后的出行恢复，但我们认为，成品油市场之所以能够在这个需求恢复时点表现出色，还有很大一部分原因来自于过去几年供给方面的变化。此外，生产及零售一体化的两桶油成品油销售利润还一定程度上受到国内成品油定价机制影响。对于汽油来说，由于其需求仍尚未见顶，再叠加国内炼厂“油转化”升级改造，我们相对更看好未来汽油供需的持续改善，我们的分析如下：图 1：国内汽柴油裂解价差（去除消费税，单位：元/吨）数据来源：Wind，东方证券研究所 2、市场规范化利好成品油供给市场规范化利好成品油供给 2.1 供给问题是成品油市场核心矛盾 对于市场化商品来说，供需一直都是影响商品景气度的关键，成品油也不例外，但由于受到包括零售调价限价、税收政策等多因素的影响，成品油盈利实际情况往往更加复杂。从供需情况来看，2014 年之前国内经济快速发展先后带动了柴油、汽油需求高速增长，国内成品油产能产量跟随需求尚且同步增长，成品油供需处于平衡偏紧状态，然而2014年之后供给增速开始明显加速，供需格局迅速转变为供应过剩。与此同时，在 14 年年底 15 年年初，国内成品油消费税三连上调，能够通过逃避缴纳消费税带来的非法利润空间变大，成品油的非正规灰色交易市场不断扩大，更是进一步加重了供给过剩问题，并引发了后续一系列的监管及税收政策改革。表 1：汽油消费税征收历程 执行日期执行日期 1994 2009 年 1 月 1 日 2014 年 11 月 29 日 2014 年 12 月 13 日 2015 年 1 月 13 日（元元/升升）0.2 1.0 1.12 1.4 1.52 数据来源：财政部，国家税务总局，东方证券研究所 05001,0001,5002,0002,5002014201520162017201820192020202120222023汽油柴油 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。5 图 2：20002020 年中国成品油供需差变化情况 数据来源：中国成品油供需关系演进二十年回顾与“十四五”展望(邢治河等)，东方证券研究所 我们认为过去近十年来成品油市场的供给高增速主要来自地炼原油加工能力的快速增长，特别是2015 年放开地炼原油进口资质后，地炼原料供应受限的问题得到一定程度解决，无论是开工率还是新项目规划都开始提升/提速，2015 年非两桶油汽油产量增速高达 25%。而对比两桶油的成品油产量占全国比例却在逐年下降，一直到 18年地炼整治和加强成品油消费税征收管理等政策出台后，占比才开始有所提升。另一方面，由于国内化工品需求近年来仍然保持较高增速，而成品油需求增速在2014年后相对放缓，在满足化工品需求增长的同时，不免会产生更多的成品油富余产能。图 3：国内汽柴煤油产量结构（百万吨/年）图 4：两桶油成品油产量占全国比例 数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：Wind，东方证券研究所 050100150200250300350400两桶油非两桶油60epu%两桶油产量占比 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。6 图 5：两桶油及非两桶油成品油产量年增速 图 6：聚乙烯及各成品油表观需求复合增速 数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：Wind，东方证券研究所 2.2 出口增长贡献有限 我国成品油出口存在配额制度，因此成品油出口量成为了调节国内供供需的重要手段。在 14 至19 年国内成品油出现过剩的情况下，国内成品油出口量开始快速提升。2020 年开始，成品油出口量开始下滑，2021年成品油出口配额比同期减少2142万吨，伴随着的是从21年开始国内成品油价差出现好转。到 2023 年初，国内前两批出口配额较 2022 年前两批明显增长，23 年 1-5 月汽柴油出口量也明显增加。这主要是由于2022年下半年开始海外成品油出现紧缺，我国增加出口可以享受海外红利。不过此外，从双碳角度看，我国大量进口原油又出口成品油，该模式的本质是将加工污染环节留在了国内，并不符合长期双碳规划，因此成品油出口主要发挥的是调节机制。我们认为近几年发挥更大作用的还是对于成品油消费税的整治。图 7：汽柴油出口量及出口占产量比例（万吨/年）图 8：成品油出口配额（万吨）数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：商务部，东方证券研究所 -30%-20%-10%0 0P%两桶油非两桶油-10%-8%-6%-4%-2%0%2%4%6%8%聚乙烯汽油柴油煤油成品油2005-20142015-2022近三年0%5 001,0001,5002,0002,50020032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022汽油出口柴油出口汽油出口依赖度-右轴柴油出口依赖度-右轴01000200030004000500060007000 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。7 图 9：月度汽柴油出口量（万吨）数据来源：Wind，东方证券研究所 2.3 税收监管趋严，非正规供给有望出清 近三年来，国内成品油市场在出口减少以及疫情影响出行波动的情况下，仍然有不错的价差表现，我们认为其背后的原因更多是来自对非正规市场的监管加强，非法调油供给正在逐步出清。我国对成品油生产、委托加工、进口环节征收消费税，一吨汽油需缴消费税约 2100 元，按市场价8000 元计算，消费税约占市场价的 26%，因此不少生产/进口商会想方设法去逃避交税从而来获取更大的利润空间。逃避油品消费税最常见的手段就是将成品油当作不需要缴消费税的化工品销售，开化工品增值税发票。而且由于调油过程所用到的性质相近的调油组分过去并不归入成品油税目，商家可以假借此名目出货。这种“变票”主要存在于非正规调油商以及部分地炼厂家。与此同时，由于这类非法操作使得其利润空间远大于正常交税的厂家，故非正规厂家还可以选择降价的方式来抢占成品油市场，对正规企业形成恶性竞争。根据中国石油规划总院的相关价格跟踪数据，2018 年以来，地炼的汽油出厂价一直低于国家发展改革委制定的基准价，其背后的原因就在于此。2021 年汽油生产端地炼和调油商份额 29%，零售端民营加油站份额 48.1%，非法市场就藏匿其中，但实际体量却难以估量。图 10：汽油生产和零售环节市场格局 图11：2018-2021年成品油地炼出厂价和国家发展改革委基准价之间价差变化 数据来源：2022 年中国成品油市场分析预测(孔劲媛等)，智研咨询，东方证券研究所 数据来源：中国地方炼厂发展现状分析与展望(孔劲媛等)，东方证券研究所 18 年年初国税总局发布一号公告关于成品油消费税征收管理有关问题的公告，地炼整治也几乎同步启动，成品油市场进入强监管的规范化进程。18 年一号公告从消费税征收管理的角度严防050100150200250300中国:出口数量:汽油:当月值中国:出口数量:柴油:当月值 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。8 我们上面提到的“变票”交易，打击非法成品油的变相成本优势，而地炼整治则从上游炼油环节收紧了成品油的富余供给。十三五期间山东省整合转移及淘汰炼能 4447 万吨，2018-19 年国内非两桶油厂家的成品油产量分别下滑 13%和 18%，减少近 3000 万吨产量，而同期国内汽柴油裂解价差也有上行趋势。图 12：我国成品油消费税征收政策历史发展 数据来源：财政部，税务总局，东方证券研究所 从 21年开始，国税总局进一步通过扩大消费税征收范围的方式来打击成品油非法市场，主要针对对象就是我们上面提到的过去以化工品为税目的调油组分，即从汽柴油的调油原料这一源头开始间接打击下游调油环节的非法市场。这些调油组分主要是用于提升汽油辛烷值，无论是调油商还是炼厂，都需要经过调油过程来生产更高牌号的汽油。因此调油组分符合最早 2012 年国税总局47号、50号文件中提到的“用于非连续生产应征消费税产品”，应按规定缴纳消费税。然而过去考虑到这些调油组分下游存在一定体量的化工市场，因而一直未对其征收消费税。21 年 6 月，国税总局最先从进口调油组分入手，对混合芳烃以及轻循环油开始征收消费税（分别调和汽油和柴油），而我们认为这次起征的原因主要是由于 20年国际油价暴跌，国内成品油地板价机制下的调油利润可观，导致低价调油组分进口量激增，从而引发了监管的注意。这两个产品进口量从 19 年 1167 万吨增长至 20 年 2230 万吨，而征收消费税后进口量则骤降，22 年进口量不到 80 万吨，变相为国内汽柴油供应市场腾出了空间。另外 21 年 6 月同一批征收消费税的还有稀释沥青，与前面两个直接调油的产品不同，稀释沥青是地炼加工原料来源的一种补充，不交消费税也不占用原油进口配额，但加工产出沥青的同时还会产出部分蜡油、柴油、石脑油等油品，对其征收消费税实际上也是从原料供给端加强了对地炼的打压。石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。9 图 13：混合芳烃进口量及进口单价（万吨、元/吨）图 14：轻循环油进口量及进口单价（万吨、元/吨）数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：Wind，东方证券研究所 除了进口环节外，今年 6 月 30日成品油消费税范围再次扩大至国内生产环节的调油组分，且调油品不限于汽柴油，用于润滑油调和的部分组分也被纳入征收。汽油组分方面，包括异辛烷和混合芳烃在内的多个产品开始征收消费税，其中以异辛烷和混合芳烃市场体量最大，22 年总产量近2000 万吨。对于先前搞低价竞争且逃交消费税的非法调油厂商来说，一方面原料端的消费税无法通过销售端抵扣，因此徒增成本，失去低价竞争优势；另一方面又因为没有炼厂的一体化生产成本竞争力，调油厂家规模最终必将有所缩减，进一步加强了国内成品油供给端的收紧。21 年和今年两次消费税征收扩围涉及到的产品市场空间达 6000 万吨以上，其中直接涉及汽柴油约 4000 万吨（混合芳烃、轻循环油、异辛烷），占到汽柴油 22年消费量的13.4%，其对汽柴油供给市场的影响不可谓不大。表 2：起征消费税产品的基本情况 征收对象征收对象 征税参考对象征税参考对象 消费税消费税 元元/升升 征收前一年进口量征收前一年进口量/产量产量 万吨万吨 进口环节（21 年 6 月 12 日起征）混合芳烃 石脑油 1.52 618 轻循环油 石脑油 1.52 1612 稀释沥青 燃料油 1.20 1640 国内生产环节（23 年 7 月 1 日起征）异辛烷 汽油 1.52 952 石油醚 溶剂油 1.52 近百万吨 粗白油 溶剂油 1.52 183（白油）轻质白油 溶剂油 1.52 部分工业白油 溶剂油 1.52 混合芳烃 石脑油 1.52 1023 重芳烃 石脑油 1.52 几十万吨 混合碳八 石脑油 1.52-稳定轻烃 石脑油 1.52-轻油 石脑油 1.52-轻质煤焦油 石脑油 1.52 几百万吨 数据来源：国税总局，百川盈孚，东方证券研究所 02004006008001000120014001600180002040608010012014016018020015-0115-0716-0116-0717-0117-0718-0118-0719-0119-0720-0120-0721-0121-0722-0122-0723-01进口量进口单价 右轴0200400600800100012001400160005010015020025015-0115-0716-0116-0717-0117-0718-0118-0719-0119-0720-0120-0721-0121-0722-0122-0723-01轻循环油进口量进口单价-右轴 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。10 与进口环节征收消费税有所不同的，我们认为今年针对国内调油组分征收消费税长期看不一定会大幅影响应税调油组分的需求。进口环节消费税是为了平衡调节国内外调油组分的市场供给结构，而国内组分生产环节消费税是为了平衡调节下游非法调油商与正规生产商之间的市场供给结构。长期看，组分的需求主要是跟随下游成品油份额的变化而转移到正规成品油厂家产品中。总结来说，消费税征收政策确实是一项调节成品油市场供给结构的有效工具之一，伴随国内税收监管趋严，非正规供给有望出清，正规厂家份额提升，将带来成品油供给端利好。图 15：税收监管趋严背景下，非正规成品油供给出清示意图 数据来源：东方证券研究所绘制 2.4 正规厂家有望受益 通过打击非正规成品油市场，生产环节的正规厂家份额有望得到提升，低价竞争现象减少，成品油市场价表现也有望向好发展，自然也就会带来正规生产厂家的成品油利润扩大，我们认为这正是近年来国内成品油市场价与原油之间的价差大多时间表现优异的主要原因。对于成品油生产环节的正规炼厂来说，未来仍有望受益于成品油市场份额以及利润的双重提升。对于以两桶油为代表的国营炼厂来说，成品油盈利方面的利好则相对复杂。国营炼厂一体化布局成品油生产到零售，零售环节包括自产和外购成品油两类产品。对于自产自销部分的成品油来说，由于其零售价参考国家基准价，其加工利润是给定的，不大受到成品油生产环节供需变好的影响。不过从历史汽油零售价与一揽子原油价差情况来看，其加工利润在多次零售调价、税收政策变化后是呈现一定上升趋势的。而对于外购成品油（多从地炼买入）的零售业务来说，由于成品油生产环节供需趋紧，外购成品油价格大概率有所提升，则零售利润可能被压缩。但考虑到非正规生产厂家份额减少后，成品油市场的生产和零售环节份额都有望部分转移到国营炼厂，且自产自销比例有所提升，同样能够带来成品油整体业务利润增长。石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。11 图16：汽油零售价-原油价差以及原油价格（元/吨、美元/桶）图17：汽油市场价-原油价差以及原油价格（元/吨、美元/桶）数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：Wind，东方证券研究所 3、预计汽油供需预计汽油供需持续持续改善改善 我们统计了目前国内在建拟建炼化一体化及“油转化”升级项目中的汽柴油规划，并结合未来汽油需求变化预测，预期未来国内汽油供需差将下降，汽油供需情况持续改善。3.1“油转化”收紧成品油供给 从目前的炼厂项目来看，主要分为炼油炼化一体化项目以及“油转化”升级项目。其中“油转化”项目主要利用炼厂自产的轻、重石脑油分别用于增产乙烯裂解、连续重整制芳烃的原料，相当于将成品油的原料转为“三烯三苯”的原料，因而相对减少了成品油的产出。一般来说乙烯裂解原料偏轻质而芳烃原料偏重质，故分别对汽油、柴油产出影响较大。不过由于轻质石脑油资源相对紧张，也不排除使用较大比例重质原料作为乙烯裂解原料。以广西石化炼化一体化转型升级项目为例，在不增加原油加工能力的情况下新建 120 万吨/年乙烯裂解装置，所需的 330 万吨裂解原料中约有97万吨来自原油炼油区的石脑油，154万吨来自非芳柴油，汽煤柴最终产量分别减少83、44、167 万吨，共计 284 万吨成品油，整体汽煤柴收率下降了 28.4%。据不完全统计，目前国内现有炼厂的在建拟建“油转化”升级改造项目的乙烯产能约1240万吨，裂解原料主要来源于自身炼厂的石脑油或其他轻烃原料，另有外购石脑油作为补充，影响合作炼厂成品油产出。参考广西石化成品油产量减少比例，我们估算这些“油转化”项目减少约2926万吨左右成品油产量，其中汽油损失产能约 868 万吨，柴油损失产能约 1724 万吨。表 3：广西石化炼化一体化转型升级项目建设对成品油收率的影响 改造前改造前 改造后改造后 变化变化 汽油收率 29.2 .8%8.4%煤油收率 14.6.4%3.3%柴油收率 31.0.2.7%总计总计 74.8F.4(.4%数据来源：广西石化环评，东方证券研究所 02040608010012014005001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,500200920102011201220132014201520162017201820192020202120222023汽油零售价-原油价差原油-右轴02040608010012014005001,0001,5002,0002,500汽油市场价-原油价差原油-右轴 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。12 表 4：广西石化炼化一体化转型升级项目的裂解原料构成，以及对成品油、烯烃、芳烃产量的影响（万吨/年）乙烯乙烯裂解裂解原料原料 部分部分产品变化产品变化 石脑油石脑油 非芳柴油非芳柴油 其他轻烃其他轻烃 乙烯乙烯 丙烯丙烯 芳烃芳烃 汽油汽油-煤油煤油-柴油柴油-广西石化 98 154 79 120 57 52 84 33 167 对应乙烯当量 2.76 1.00 0.48 0.43 0.70 0.27 1.39 数据来源：广西石化环评，东方证券研究所 表 5：国内“油转化”升级改造项目（不完全统计）项目名称项目名称 乙烯乙烯产能产能 万吨万吨/年年 海南炼化 100 天津石化 120 广西石化 120 中海壳牌惠州 160 杨子-杨巴 100 中沙古雷炼化 150 兰州石化 120 塔河炼化 100 独山子石化塔里木 120 中石化岳阳 150 合计合计 1240 数据来源：各公司环评，东方证券研究所 “油转化”趋势同样影响着新建炼油炼化一体化项目的成品油收率。2022 年中石化和中石油的成品油收率分别为 58%和 64%，而目前新建炼化一体化项目的收率则相对较低。特别是裕龙石化成品油收率仅 12.5%左右，其中汽油收率只有 6%。根据我们测算，这部分成品油增量约 3141 万吨，其中汽油增量约 1013 万吨，柴油增量约 1425 万吨。同时考虑上述“油转化”项目和新建一体化项目，成品油的整体增量可能只有 215 万吨，其中汽油增量约 145 万吨，柴油减少 298 万吨，与亿吨级的产量相比，成品油的供给增量相当有限。表 6：配套炼油产能的炼化一体化项目（万吨/年）项目项目 配套炼油能力配套炼油能力 乙烯乙烯 汽油汽油 柴油柴油 总成品油总成品油 乙烯收率乙烯收率 成品油收率成品油收率 裕龙石化 2000 300 129 37 250 15%中科炼化 1500 120 165 430 735 7I%华锦阿美 1500 150 230*307*690*10F%*古雷二期 1600 150 249*332*746*9G%*镇海炼化 1500 120 240*320*720*8H%*合计合计 8100 840 1013 1425 3141 数据来源：各公司环评，东方证券研究所*：缺少环评数据，假设乙烯和成品油总收率 56%，通过乙烯收率推算成品油收率，并以汽煤柴产出比例 1.5:1.0:2.0 估算 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。13 表 7：国内成品油未来供给增量测算（万吨/年）成品油成品油 汽油汽油 柴油柴油 煤油煤油“油转化”升级项目-2926-868-1724-335 新建一体化项目 3141 1013 1425 703 总计总计 215 145-298 368 数据来源：东方证券研究所测算 3.2 汽油需求见顶尚需时日 根据国家统计局及海关总署公告的汽油产量及进出口数据测算，2022年国内汽油表观消费量1.33亿吨，同比 21 年下滑 5.4%，市场对汽油需求见顶的担忧不绝。在分析汽油需求趋势之前，我们先对汽油需求进行拆分。汽油需求分析中燃油汽车保有量和平均单车用油是重要指标，而平均单车用油和汽车保有量呈一定反向关系，同时还受到技术进步的影响。有数据表明，美国在 1913-1925 年期间，其单车年均行驶里程跟随汽车千人拥有量而降低，并趋于稳定。虽然过去两年由于各方面原因导致成品油消费的波动很大，不过这并不是长期情况。我们简单忽略非车用汽油需求市场，从国内汽油表观消费量及燃油汽车保有量的比值中可以看出，单车年均用油量很大可能是趋势向下的。但所幸的是，无论是年均行驶里程还是耗油量大概率都存在下限极值，未来的下降趋势也将放缓，对汽油需求的影响也将越来越小。图 18：汽油表观消费量累计值同比增速 图 19：汽油表观消费量（万吨/年）及燃油汽车保有量（万辆/年），以及两者比值 数据来源：Wind，东方证券研究所 数据来源：Wind，东方证券研究所 图 20：美国乘用车拥有量与平均行驶里程变化 图 21：汽车表观需求增速及燃油车保有量增速对比 数据来源：“十四五”期间乘用车市场发展及对汽油消费的影响分析(齐超等)，东方证券研究所 数据来源：Wind，东方证券研究所-25%-20%-15%-10%-5%0%5 %0 19-022019-052019-082019-112020-022020-052020-082020-112021-022021-052021-082021-112022-022022-052022-082022-112023-022023-050.00.20.40.60.81.01.205000100001500020000250003000035000200520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022汽油表观消费量燃油汽车保有量两者比值-10%-5%0%5 % 0520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022汽油表观需求增速燃油汽车保有量增速 石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。14 在燃油汽车保有量方面，最大威胁则来自于新能源汽车的替代。根据中汽协数据显示，国内新能源汽车销量市场占有率从 20年 5.4%增长至 22年25.6%，导致燃油汽车销量下滑。但实际上由于新能源汽车保有量占比仍然较低，且我国燃油汽车报废率较低，燃油汽车保有量仍然保持每年增长趋势。我们参考未来国内新能源汽车销量相关假设，并假设汽车总销量稳定以 2%较低增速增长，燃油汽车报废率 1%、新能源汽车报废率 6%，我们预计国内燃油车保有量中长期内仍有望保持增长。表 8：国内燃油汽车保有量测算（万辆/年）2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 燃油汽车保有量燃油汽车保有量 30200 31900 33445 34824 36040 37108 38046 38869 yoy 7.5%5.6%4.8%4.1%3.5%3.0%2.5%2.2%汽车总销量 2625 2685 2739 2793 2849 2906 2964 3024 其中，燃油汽车销量 2273 1996 1864 1713 1564 1429 1309 1203 新能源汽车销量 352 689 875 1080 1285 1478 1655 1821 新能源汽车销量市占率 13.4%.62.08.7E.1P.8U.8.2%新能源汽车保有量渗透率 2.5%3.9%5.9%8.1.4.7.0.3%数据来源：Wind，东方证券研究所 假设：燃油汽车、新能源汽车报废率分别为 1%、6%；汽车总销量年增速 2%；新能源汽车销量参考新能源汽车组预测数据。同时考虑燃油汽车保有量及单车平均用油量（汽油消费量与汽车保有量比值），在我们给到的假设背景下，预计国内汽油消费量在 2027 前后见顶，且从 2023 年到 2027 年期间汽油消费量仍有295万吨需求增量。对比上文提及到2026年国内汽油可能仅有145万吨供给增量来看，我们预计未来汽油供需情况仍将继续改善。表 9：国内汽油消费量测算（万吨/年）2021 2022 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 燃油汽车保有量 30200 31900 33445 34824 36040 37108 38046 38869 汽油消费量与燃油汽车保有量比值 0.46 0.42 0.45 0.44 0.42 0.41 0.40 0.39 汽油消费量汽油消费量 14039 13281 15050 15200 15291 15335 15345 15332 yoy 20.8%-5.4.3%1.0%0.6%0.3%0.1%-0.1%数据来源：东方证券研究所 假设：燃油汽车、新能源汽车报废率分别为 1%、6%；汽车总销量年增速 2%；新能源汽车销量参考新能源汽车组预测数据。4、投资建议投资建议 国家通过税收政策加强对成品油非正规市场的监管，带来成品油供给端的相对收紧，成品油生产环节份额将逐步向正规炼厂转移，成品油供需差得到改善，炼油价差扩大。展望未来，“油转化”趋势将进一步收紧成品油供给增速，同时中长期内汽油消费仍将受燃油汽车保有量增加带动而继续增长，我们相对更看好未来汽油供需的持续改善。正规炼油企业有望受益于成品油份额与炼油利润双重提升，建议关注中国石化(600028，增持)、中国石油(601857，未评级)、荣盛石化(002493，买入)、恒力石化(600346，买入)、东方盛虹(000301，未评级)。石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。15 5、风险提示风险提示 1）政策风险：）政策风险：成品油非正规市场的监管很大程度依赖于政策，若消费税等政策发生变动，则可能影响成品油非正规市场的收紧情况。2）汽油需求不及预期：）汽油需求不及预期：若新能源汽车替代进程大幅加快，或者全球经济衰退，则会对汽油需求量造成较大影响，汽油消费量见顶时间可能提前。3）炼厂项目风险炼厂项目风险：“油转化”是成品油供给增速收紧的重要因素之一，若后续相关炼厂项目有所变化，则会导致成品油供给收紧不及预期。4）假设条件变化：）假设条件变化：文中在测算未来燃油汽车保有量以及汽油消费量时作了较多假设，若假设条件与未来实际情况存在一定偏差，将影响对汽油消费量见顶时间的判断。石油化工行业深度报告 非正规市场份额退出，看好成品油高景气 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。16 分析师申明 每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师薪酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来，均与其在本研究报告中所表述的具体建议或观点无任何直接或间接的关系。投资评级和相关定义 报告发布日后的 12个月内行业或公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准（A 股市场基准为沪深 300 指数，香港市场基准为恒生指数，美国市场基准为标普 500 指数）；公司投资评级的量化标准公司投资评级的量化标准 买入：相对强于市场基准指数收益率 15%以上；增持：相对强于市场基准指数收益率 5%；中性：相对于市场基准指数收益率在-5% 5%之间波动；减持：相对弱于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级 由于在报告发出之时该股票不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该股票的研究状况，未给予投资评级相关信息。暂停评级 根据监管制度及本公司相关规定，研究报告发布之时该投资对象可能与本公司存在潜在的利益冲突情形；亦或是研究报告发布当时该股票的价值和价格分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确投资评级；分析师在上述情况下暂停对该股票给予投资评级等信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该股票的投资评级、盈利预测及目标价格等信息不再有效。行业投资评级的量化标准行业投资评级的量化标准：看好：相对强于市场基准指数收益率 5%以上；中性：相对于市场基准指数收益率在-5% 5%之间波动；看淡：相对于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级：由于在报告发出之时该行业不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该行业的研究状况，未给予投资评级等相关信息。暂停评级：由于研究报告发布当时该行业的投资价值分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确行业投资评级；分析师在上述情况下暂停对该行业给予投资评级信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该行业的投资评级信息不再有效。免责声明 本证券研究报告（以下简称“本报告”）由东方证券股份有限公司（以下简称“本公司”）制作及发布。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告的全体接收人应当采取必要措施防止本报告被转发给他人。本报告是基于本公司认为可靠的且目前已公开的信息撰写，本公司力求但不保证该信息的准确性和完整性，客户也不应该认为该信息是准确和完整的。同时，本公司不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的证券研究报告。本公司会适时更新我们的研究，但可能会因某些规定而无法做到。除了一些定期出版的证券研究报告之外，绝大多数证券研究报告是在分析师认为适当的时候不定期地发布。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。本报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的收入可能会波动。过去的表现并不代表未来的表现，未来的回报也无法保证，投资者可能会损失本金。外汇汇率波动有可能对某些投资的价值或价格或来自这一投资的收入产生不良影响。那些涉及期货、期权及其它衍生工具的交易，因其包括重大的市场风险，因此并不适合所有投资者。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告主要以电子版形式分发，间或也会辅以印刷品形式分发，所有报告版权均归本公司所有。未经本公司事先书面协议授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、转发或公开传播本报告的全部或部分内容。不得将报告内容作为诉讼、仲裁、传媒所引用之证明或依据，不得用于营利或用于未经允许的其它用途。经本公司事先书面协议授权刊载或转发的，被授权机构承担相关刊载或者转发责任。不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。提示客户及公众投资者慎重使用未经授权刊载或者转发的本公司证券研究报告，慎重使用公众媒体刊载的证券研究报告。HeadertTable_Address东方证券研究所 地址：上海市中山南路 318 号东方国际金融广场 26 楼 电话：传真：021-63325888 021-63326786 东方证券股份有限公司经相关主管机关核准具备证券投资咨询业务资格，据此开展发布证券研究报告业务。东方证券股份有限公司及其关联机构在法律许可的范围内正在或将要与本研究报告所分析的企业发展业务关系。因此，投资者应当考虑到本公司可能存在对报告的客观性产生影响的利益冲突，不应视本证券研究报告为作出投资决策的唯一因素。

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请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2023.07.14 绿氢：从绿氢：从 0 到到 1，构建新老能源绿色纽带，构建新老能源绿色纽带 绿氢专题研究绿氢专题研究 杨思远杨思远(分析师分析师)孙羲昱孙羲昱(分析师分析师)鲍雁辛鲍雁辛(分析师分析师)021-38032022 021-38677369 0755-23976830 证书编号 S0880522080005 S0880517090003 S0880513070005 本报告导读：本报告导读：氢能是零碳绿色能源，是理想的新老能源连接媒介。受多因素驱动绿氢发展从氢能是零碳绿色能源，是理想的新老能源连接媒介。受多因素驱动绿氢发展从0 0到到1 1，2 2030030 年绿氢用量有望达年绿氢用量有望达 7 76060 万吨。万吨。摘要：摘要：投资建议：投资建议：氢能兼具能源与化工原料属性，是理想的连接新老能源的媒介。“碳中和”目标推进，碳税方案落地预期，以及保障能源安全等因素助力绿氢发展。我们推荐在绿氢产业链布局的石化龙头公司：中国石化中国石化、中国石油中国石油、中国海油中国海油，绿氢绿电先行者宝丰能源宝丰能源，轻烃龙头卫星化学卫星化学。其他受益标的包括具备电解槽制造能力的石化机械石化机械、兰兰石重装石重装、昇昇辉科技辉科技、双良节能双良节能以及相关阀门供应商江苏神通江苏神通等。国内氢气年产量超国内氢气年产量超 3300万吨，化工行业是需求大户万吨，化工行业是需求大户：根据中国煤炭行业协会数据，2021 年国内氢气产量约 3342 万吨，其中炼化、煤化工、合成甲醇以及合成氨需求占比达到 85%以上。氢气是合成氨和合成甲醇的关键原料，减油增化趋势下增加石油化工领域用氢需求。通过绿氢的掺补可以优化碳、氢比例，大幅降低化工生产单耗和碳排，提高产品转化率。国内氢能供给以煤制氢为主，绿氢国内氢能供给以煤制氢为主，绿氢发展从发展从 0到到 1：供给端来看氢气供给分为灰氢、蓝氢和绿氢。以煤制氢为代表的灰氢凭借是当前主流制氢方式。当前煤制氢/天然气制氢成本约在 810 元/kg 以及 12 元/kg，但叠加潜在碳税成本其中远期成本曲线或上升。随着技术进步，风光发电成本 LCOE 进一步下降，利用小时数增加，以电解水制氢为代表的绿氢成本呈现下降趋势，未来 5 年绿氢成本有望实现与灰氢的平价。当前国内化工用氢可替代量 2250 万吨，按照 2030 年绿氢渗透率25%测算，2030 年绿氢用量超过 760 万吨，潜在市场空间 1160 亿。中东以及欧盟推进绿氢战略，全球需求超 1000 万吨。国内化工龙头加码氢能布局，迎接国内化工龙头加码氢能布局，迎接“碳中和碳中和”：目前石化行业龙头企业陆续加码氢能布局未来。中国石化目标“打造中国第一氢能公司”，通过布局制备，储运以及加氢应用的关键环节力争成为世界领先的氢能公司；中国石油发布中国石油绿色低碳发展行动计划 3.0，计划2050 年占据国内 30%供氢市场；中国海油积极探索海上风电制氢项目，煤制烯烃龙头宝丰能源前瞻布局绿电绿氢项目实现煤制烯烃和绿氢“耦合”，目标 20 年实现“碳中和”；卫星化学作为国内轻烃龙头工业副产氢储备丰富，与法液空等合作探索氢气下游应用新方向。风险提示：风险提示：技术进展低于预期的风险，可再生发电高波动特性影响绿氢制备的风险。评级：评级：增持增持 上次评级：增持 细分行业评级 石油与天然气 增持 其它 增持 相关报告 石油能源市场在天气与弱美元下反弹 2023.07.13 石油 市场对年内继续加息二次的预期上升 2023.07.03 石油能源领域的新格局 2023.06.27 石油 俄罗斯瓦格纳风波缓和，LPR首降推动经济回升向好 2023.06.27 石油政策预期提升风险偏好 2023.06.20 行业专题研究行业专题研究 股票研究股票研究 证券研究报告证券研究报告 石油石油 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 2 of 29 目目 录录 1.氢能：零碳绿色能源，脱碳目标驱动需求.3 1.1.氢能：零碳绿色能源，新老能源的连接媒介.3 1.2.驱动力：多重要素驱动氢能行业发展.4 1.2.1.驱动力 1：“碳中和”目标、碳税法案陆续落地加速脱碳.4 1.2.2.驱动力 2：氢能是传统企业转型升级的抓手.5 1.2.3.驱动力 3：发展氢能符合我国保障能源安全的发展方向.7 2.需求侧：氢为工业领域重要原料，2021 年需求超过 3300 万吨.8 2.1.煤化工：氢为合成氨以及合成甲醇关键原料.9 2.1.1.煤制甲醇：碳氢配比是关键，空分补氢是核心.9 2.1.2.合成氨：补氢量高于甲醇，远期前景广阔.10 2.2.石油化工：油品升级、减油增化增加用氢需求.11 3.供给端：化石能源制氢为主导，绿氢发展从 0 到 1.12 3.1.化石能源制氢为主流，多种制氢方式并存.12 3.2.用电费用影响绿氢成本，考虑碳税等因素逐渐具备经济性.13 3.1.绿电降本以及技术进步推动绿氢产业从 0 到 1.16 3.1.1.风光发电成本（LCOE）仍处于下降通道.16 3.1.2.可再生能源发电占比提升，风光大基地带来绿氢机遇.16 3.1.3.2030 年国内绿氢需求量有望超600 万吨，全球需求或超1000万吨 18 4.化工龙头加速布局氢能产业链.19 4.1.中国石化：打造中国第一氢能公司，远期力争成为世界领先氢能公司 19 4.2.中国石油：计划 2050 年占据国内 30%供氢市场.22 4.3.中国海油：探索海上风电制氢.22 4.4.宝丰能源：绿电绿氢引导者.23 4.5.卫星化学：轻烃领域龙头，工业副产氢储备丰富.25 5.投资建议.27 6.风险提示.27 4WlWbUnYaXbVwVeXmR7NcM8OtRrRtRpMkPoOpQjMoPrP9PsQnMxNnMwPMYrNqQ 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 3 of 29 1.氢能：零碳绿色能源，脱碳目标驱动需求氢能：零碳绿色能源，脱碳目标驱动需求 1.1.氢能：零碳绿色能源，新老能源的连接媒介氢能：零碳绿色能源，新老能源的连接媒介 氢能作为一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的高热值二次能源，在当前传统化石能源面排碳排压力增加，全球面临能源转型的背景下重要性持续提升。随着可再生能源的发展，LCOE 度电成本的逐低，通过可再生能源进行低成本绿氢制备替代灰氢已经成为大势所趋。氢能发展符合能源发展的必然规律氢能发展符合能源发展的必然规律。复盘人类能源利用史，即是碳和氢元素的综合利用历史，是从高碳比例能源向低碳比例能源转变的过程。人类用能形态从最初的薪柴到化石燃料，能源形态发生改变，产生第一次能源革命，随后热力向电力的转变带来产品形态的改变产生二次能源革命。而今天第三次能源革命则带来风光等可再生能源向电力-氢能-储能-化学品的变化带来能源形态和产品形态的变化。氢能则是实现能源真正零碳排放的最终路径，被誉为“终极能源”。氢能兼具能源和化工熟悉，氢能是连接传统能源和新能源，摆脱地域资氢能兼具能源和化工熟悉，氢能是连接传统能源和新能源，摆脱地域资源约束的理想媒介。氢兼具能源属性和原料属性。源约束的理想媒介。氢兼具能源属性和原料属性。当前第三次能源革命，碳、氢、电是 3 个重要的基本单元。碳元素、碳氢化合物可作为化工原料，电力、氢能作为能源提供社会需求的动力。通过大规模可再生能源制氢一方面可以作为化工生产的原料生产合成氨、合成甲醇，氢也在煤化工、钢铁等行业应用广泛。另一方面也可以通过储存的方式作为能源存储的方式。氢实现了原料和能源的跨界，构建起传统能源和新能源之氢实现了原料和能源的跨界，构建起传统能源和新能源之间耦合的通道，成为推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源间耦合的通道，成为推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的理想媒介。大规模发展的理想媒介。图图 1 氢能是连接煤炭和电力理想媒介氢能是连接煤炭和电力理想媒介 数据来源：绿氢耦合煤化工烯烃的性能分析及发展建议数据来源：绿氢耦合煤化工烯烃的性能分析及发展建议（王明华）（王明华）行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 4 of 29 1.2.驱动力：多重要素驱动氢能行业发展驱动力：多重要素驱动氢能行业发展 1.2.1.驱动力驱动力 1：“碳中和碳中和”目标、碳税法案陆续落地加速脱碳目标、碳税法案陆续落地加速脱碳 碳中和的目标推动氢能加速发展。碳中和的目标推动氢能加速发展。为达到 2016 年 巴黎协定 提出的在本世纪中叶前努力将全球温度控制较前工业化时期温度上升幅度限制在1.5的目标，碳中和已经成为全球的共同愿景和一致行动碳中和已经成为全球的共同愿景和一致行动。目前全球已有包括欧盟、英国、加拿大、日本等多个国家和地区超过 130 个国家和地区提出了“碳中和”或“零碳”目标且大部分计划在 2050 年实现。中国也提出自己的“碳中和”目标，即氧化碳排放力争 2030 年前达到峰值，2060 年前实现碳中和。通过氢能实现深度脱碳是实现碳中和的必然选择。图图 2 中国计划中国计划 2060 年实现年实现“碳中和碳中和”数据来源：CNKI、国泰君安证券研究 欧盟欧盟 CBAM征税或大幅推进国内各行业碳减排进程。欧盟碳边境调节征税或大幅推进国内各行业碳减排进程。欧盟碳边境调节机制（机制（CBAM）协议（也称碳关税）通过加速推进中国）协议（也称碳关税）通过加速推进中国“碳中和碳中和”进程。进程。2023 年 2 月 9 日，欧洲议会环境、公共卫生和食品安全委员会（ENVI）正式通过了欧洲碳边界调整机制（CBAM）协议，CBAM 协议预计于 2023年 10 月 1 日生效。CBAM 当前还需要跟欧洲理事会进行谈判和批准和等待 4 月份欧洲议会最终通过。CBAM 将按照委员会的提议涵盖钢铁、水泥、铝、化肥和电力，并扩展到氢气、特定条件下的间接排放、某些前体以及一些下游产品，例如螺钉和螺栓以及类似的物品铁或钢。新的协议扩大加入氢气（欧盟很多国家把绿氢纳入脱碳主要燃料，而非欧盟国家主要是用煤炭生产灰氢）、若干化学前驱物、一些钢铁下游产品（例如螺丝、螺栓等），以及在特定条件下的范畴二间接排放。我国是欧盟第一大贸易伙伴和最大商品进口来源国，受欧盟隐含碳税影我国是欧盟第一大贸易伙伴和最大商品进口来源国，受欧盟隐含碳税影响大响大。我国出口欧盟的中间产品中 80%的碳排放来自金属、化学品和非金属矿物，属于欧盟碳市场高泄露风险部门，一旦纳入碳边境调节会对出口产生巨大影响。基于 2015-2019 年数据统计，我国出口受影响的贸易额将占出口欧盟总额 12%，约 427.5 亿美元。其中石油化工和钢铁两石油化工和钢铁两者合计贸易出口分别占受影响贸易额的者合计贸易出口分别占受影响贸易额的27%，受影响较大。化工和钢铁2025单位国内生产总值能耗比2020年下降13.5%单位国内生产总值单位国内生产总值CO2CO2排放比排放比20202020年下年下降降18%非化石能源消费比重达到20%左右森林覆盖率达到24.1%森林蓄积量达到180亿立方米2030碳达峰单位国内生产总值CO2排放比2005年下降65%以上非化石能源消费比重达到25%左右风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上森林覆盖率达到25%左右森林蓄积量达到190亿立方米2060碳中和绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立能源利用效率达到国际先进水平非化石能源消费比重达到80%以上生态文明建设取得丰硕成果,开创人与自然和谐共生新境界 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 5 of 29 行业减碳势在必行。图图 3 我国出口受影响的贸易额将占出口欧盟总额我国出口受影响的贸易额将占出口欧盟总额 12%图图 4 化工行业占受影响贸易额的化工行业占受影响贸易额的 27%数据来源：联合国统计署 数据来源：联合国统计署 我国碳减排压力大任务重。我国碳减排压力大任务重。从总量来看，中国是全球碳排放第一大国，根据（BP）发布的 世界能源统计年鉴（第 70 版）统计数据显示，2020年，亚太地区碳排放量占全球总排放量的一半以上，合计占比达 52%。2020 年，我国能源消费总量为 49.8 亿吨标准煤，能源相关的 CO2 排放量约 99 亿吨，占全球比例为 30.7%，是北美地区的一倍。图图 5 2020 年中国碳排放是北美的年中国碳排放是北美的 2 倍倍 图图 6 2020 年中国年中国 CO2 排放占全球的排放占全球的 30%数据来源：BP、碳中和逻辑体系于技术需求、国泰君安证券研究 1.2.2.驱动力驱动力 2：氢能是传统企业转型升级的抓手：氢能是传统企业转型升级的抓手 以钢铁、水泥、工业制造业是碳排放大户面临压力。以钢铁、水泥、工业制造业是碳排放大户面临压力。2020年我国单位GDP能耗为 3.4 吨标准煤/万美元，单位 GDP 碳排放量为 6.7 吨 CO2/万美元，均远高于世界平均水平及美国、日本、德国、法国、英国等国家。其中石化化工、煤化工、钢铁、有色冶炼、水泥等工业制造业合计碳排放占比 29%。亚洲地区（中国外）21%中国31%北美地区17%欧洲11%其他地区200100150200250300350400中国世界二氧化碳排放量（亿吨）行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 6 of 29 图图 7 中国单位中国单位 GDP 能耗远高于全球平均能耗远高于全球平均 图图 8 工业制造业碳排放占比工业制造业碳排放占比 29%数据来源：碳中和目标下我国能源发展战略探讨、wind、国泰君安证券研究 数据来源：碳中和目标下我国能源发展战略探讨、国泰君安证券研究 氢作为能源，更是重要的载体，实现传统化石能源与可再生能源的连接，氢作为能源，更是重要的载体，实现传统化石能源与可再生能源的连接，实现两者平稳过渡。实现两者平稳过渡。在双碳目标和 ESG 背景下以传统企业为主的电力、交通、建筑、工业企业陆续通过布局氢能加速绿色低碳转型。工业领域的氢冶金，化工行业的绿氢耦合，电力领域的天然气官网掺氢，园区领域热电联供成为各传统企业布局方向。绿氢，作为能源载体和物料起始的小分子，已经开始在能源和石油化工两条路线进行渗透，将来将成为替代煤炭石油天然气等化石能源，作为未来无碳循环物料和能源体系的基石。图图 9 氢能作为中心连接各终端领域氢能作为中心连接各终端领域 数据来源：氢能产业发展之困局“源”与“汇”（王明华）012345678单位GDP能耗（吨标煤/万美元）单位GDP碳排放量（吨CO2/万美元）电力45%交通11%建筑7%其他8%水泥5%铝冶炼1%石化化工5%煤化工4%钢铁14%工业制造业29%行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 7 of 29 图图 10 通过氢的调节使得煤化工具备生产多节点多点控碳能力通过氢的调节使得煤化工具备生产多节点多点控碳能力 数据来源：现代煤化工碳中和路径和方案 1.2.3.驱动力驱动力 3：发展氢能符合我国保障能源安全的发展方向：发展氢能符合我国保障能源安全的发展方向 2020 年 12 月国务院新闻办公室 21 日发布 新时代的中国能源发展 白皮书提出走新时代能源高质量发展之路，并提出新时代的中国能源发展要贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，围绕推动能源消费革命、能源供给革命、能源技术革命、能源体制革命，全方位加强国际合作，实现开放条件下能源安全。同时，党的二十大报告指出，要“以新安全格局保障新发展格局”。能源是保障社会发展和国家安全的重要物质基础，保障能源安全是发展的底线。地缘冲突背景下能源波动性加剧，能源安全重要性凸显。地缘冲突背景下能源波动性加剧，能源安全重要性凸显。2022年的俄乌地缘冲突，全球公共卫生事件等综合因素导致全球能源市场出现供需错配，全球能源市场波动加剧。能源安全重要性凸显。当前我国主要能源石油和天然气大量依赖进口，2022 年石油和天然气对外依赖度 71.2%和40.2%，高依赖度始终是国内能源供应格局所面临的挑战。可再生能源的发展符合能源安全大方向。可再生能源的发展符合能源安全大方向。“十四五”期间，可再生能源发电量取得新突破，根据国家能源局数据，2022 年国内风电光伏发电量首次突破 1 万亿千瓦时，达到 1.19 万亿千瓦时，同比增长 21%，占全社会用电量的 13.8%，同比提高 2 个百分点，可再生能源整体发电量达到 2.7万亿千瓦时，占全社会总用电量 31.6%，较 2021 年提升 1.7%。行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 8 of 29 图图 11 2022我国原油和天然气进口依赖度为我国原油和天然气进口依赖度为71.2%和和40.2%图图 12 2022年碳酸锂进口量年碳酸锂进口量 13.6万吨，占表观需求万吨，占表观需求28%数据来源：wind、国泰君安证券研究 数据来源：电池百人会、国泰君安证券研究 构建可再生能源构建可再生能源氢能产业链助力实现能源自主可控：氢能产业链助力实现能源自主可控：风电、光伏等可再生能源不可避免的存在间歇性大，季节性强，波动性高的特点，这些特点给电网调峰填谷造成挑战。通过可再生能源电解水制氢的方式可以促进大规模可再生能源整合发电，能源消纳，并在跨地区能源分发，新增能源弹性缓冲，工业能源脱碳化等 7 个领域发挥重要作用。2023 年3 月国家发改委发布的氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）首次明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，同时确立工业副产氢确立工业副产氢和可再生制氢就近利用的氢能利用体系和可再生制氢就近利用的氢能利用体系。确立确立 2025年可再生能源制氢年可再生能源制氢量达到量达到 10-20 万吨万吨/年，实现年，实现 CO2 减排减排 100-200 万吨万吨/年的，年的，2023 年形成年形成多元化氢能应用生态的目标。多元化氢能应用生态的目标。2.需求侧：氢为工业领域重要原料，需求侧：氢为工业领域重要原料，2021年需求超过年需求超过3300 万吨万吨 根据中国煤炭工业协会数据，在 2017-2021 年中国氢气产量逐渐增长，2021 年氢气产量约 3342 万吨，较 2020 年增长 33.68%。其中炼化和煤化工需求约 820 万吨，合成氨需求 1080 万吨，甲醇需要 910 万吨，三者合计占比 85%以上。将绿氢替代当前作为原料用于煤化工、炼化、甲醇、合成氨的灰氢是节能减碳的重要路径。综合中国氢能联盟的数据，参考综合中国氢能联盟的数据，参考结合各行业的脱碳减排目标，结合各行业的脱碳减排目标，2025年中国氢气需求量约年中国氢气需求量约 3500万吨，其万吨，其中可再生氢约中可再生氢约 200万吨，万吨，2030年碳达峰情境下氢气年达到需求年碳达峰情境下氢气年达到需求 3715万万吨，其中可再生绿氢量达吨，其中可再生绿氢量达 550 万吨。万吨。024681012141620152016201720182019202020212022进口量（万吨）出口量（万吨）行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 9 of 29 图图 13 化工领域是当前氢气消耗大户化工领域是当前氢气消耗大户 数据来源：中国氢能联盟、国泰君安证券研究 表表 1：2030 年化工用氢达到年化工用氢达到 3700 万吨万吨 合成氨 合成甲醇 粗钢 原油加工 单位耗氢（kgH2/吨产品）190 172 100 15 产品加工量（万吨）5909 7947 103280 70000 实际利用率 1000%40%理论需求量（万吨）1123 1367 413 1050 数据来源：中国氢能联盟、国泰君安证券研究 全球工业用氢量近亿吨，体量近亿吨。全球工业用氢量近亿吨，体量近亿吨。放眼全球，合成氨、钢铁、甲醇、炼厂精炼都是氢气消纳大户，根据国际氢能署的数据，2021 年全球合成氨/钢铁/甲醇/精炼的需求量分别为 33.8/5.2/14.6/39.8 百万吨，合计 9340 万吨。表表 2 全球氢气需求全球氢气需求 9340 万吨，主要来自化工行业万吨，主要来自化工行业 合成氨合成氨 钢铁钢铁 甲醇甲醇 精炼精炼 氢气需求（百万吨）33.8 5.2 14.6 39.8 数据来源：国际氢能署、国泰君安证券研究 2.1.煤化工：氢为合成氨以及合成甲醇关键原料煤化工：氢为合成氨以及合成甲醇关键原料 2.1.1.煤制甲醇：碳氢配比是关键，空分补氢是核心煤制甲醇：碳氢配比是关键，空分补氢是核心 空分单元和水煤气变换单元，是整个煤制甲醇过程中是最主要的空分单元和水煤气变换单元，是整个煤制甲醇过程中是最主要的CO2排排放单元放单元。煤制甲醇主要包括煤气化、变换和甲醇合成三个单元。煤气化制合成气，合成气含有 CO、H2 及 CO2。合成甲醇反应 H2 和 CO 的比例是 2:1。水煤气变换，煤气中的 CO 通过水蒸气转化成 H2 和 CO2 来调整氢碳比。在水煤气交换过程中水煤气变换产生一分子的 H2，就会产生一分子的 CO2，这就是整个煤化工过程中产生高浓度 CO2 的地方，占整个煤化工过程 CO2 排放 70%，并且 CO2 的浓度非常高，可以达到95%。此外 30%的 CO2 来源是煤炭燃烧产生的用于空分消耗和煤化工厂加热所需的蒸汽。氢耦合降低煤化工生产单耗和碳排。氢耦合降低煤化工生产单耗和碳排。在合成甲醇的过程中补充H2，一方面可以通过直接加氢到变换单元达到氢碳比 2:1 的合成甲醇理想比例。通过电解水制氢分解出的 O2 可满足空分中氧的需求。电解水制氢将煤化工过程中两个最耗能的单元、排放最大的单元替代掉，增加自产甲醇量，实现减碳。“绿氢”也作为气化原料降控分负荷，减少蒸汽消耗量，炼化和煤化工25%合成氨32%合成甲醇27%其他16%行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 10 of 29 进而减少燃料煤消耗实现碳减排。参考 绿氢耦合煤化工系统的性能分参考 绿氢耦合煤化工系统的性能分析及发展建议，析及发展建议，60万吨煤制烯烃总需要万吨煤制烯烃总需要 24万吨氢气，按照绿氢完全满万吨氢气，按照绿氢完全满足变换需求大约需要足变换需求大约需要 16-17万吨绿氢，可将原先万吨绿氢，可将原先 660万吨万吨 CO2排放降排放降至至 200 万吨，煤炭消耗量减半至万吨，煤炭消耗量减半至 200 万吨原万吨原料煤和料煤和 50 万吨燃料煤。万吨燃料煤。根据 绿氢耦合煤化工系统的性能分析及发展建议，根据 绿氢耦合煤化工系统的性能分析及发展建议，2022年国内甲醇年国内甲醇产量超过产量超过 8000万吨，其中万吨，其中 80%采用煤制甲醇工艺，该部分体量氢气需采用煤制甲醇工艺，该部分体量氢气需求求 750 万吨。此外万吨。此外根据钢联数据，根据钢联数据，当前国内煤制烯烃产能当前国内煤制烯烃产能 1538万吨，万吨，按照原煤替代量按照原煤替代量 50%极限假设，所需额外补氢极限假设，所需额外补氢 400 万吨。万吨。图图 14 绿氢可以在现代煤化工工艺中实现耦合降碳绿氢可以在现代煤化工工艺中实现耦合降碳 数据来源：“双碳”背景下现代煤化工发展路径研究 2.1.2.合成氨：补氢量高于甲醇，远期前景广阔合成氨：补氢量高于甲醇，远期前景广阔 煤制合成氨通过煤气化、变换、氨的合成三个单元。因为氨最终的反应物是 H2O 和 N2，因此煤制合成氨中所有的碳都需要通过变换反应转化成氢气。生产一吨氨的二氧化碳排放量更大，也减排压力更大。但因为氨从构成来看最终不需要碳，因此流程上相对独立，电解水制出来的氢，跟空气分离过程出来的氮，直接合成就可以得到氨，也使得流程上的完全的绿氨更具备可行性。根据国家统计局数据，2022 年合成氨产量在5300 多万吨，其中四分之三即 4500 多万吨是通过煤制氨来生产的。若该部分完全由绿氨生产，则需要 800 万吨绿氢。此外，氨也适合作为储氢媒介发展。通过构建氢-氨-氢产业链将大幅利于碳减排。按照 2022 年5364 万吨合成氨，其中煤制合成氨约其中煤制合成氨约 4500 万吨，该部分所需氢气万吨，该部分所需氢气 800万吨万吨。因合成氨的运输成本远低于氢，未来若采用氢-氨的能源路径，则氨的成长空间将大幅拓展氨的成长空间。行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 11 of 29 图图 15：2022 年合成氨产量年合成氨产量 5364 万吨万吨 图图 16：2022 年合成甲醇产量年合成甲醇产量 8031 万吨万吨 资料来源：钢联数据，国泰君安证券研究 资料来源：钢联数据，国泰君安证券研究 2.2.石油化工：油品升级、减油增化增加用氢需求石油化工：油品升级、减油增化增加用氢需求 石脑油是生产炼厂化工品的关键原料，但通常要通过对原油加氢处理推动优质燃料升级。石油化工最主要是常减压过程，把硫分离出来后，后续包括生产汽柴油、生产其他高端化工品，都是加氢精制的过程。氢气主要作用包括加氢精制和加氢裂化。加氢精制主要将高纯氢与油品中硫、氮、氧以及金属杂质硫、氮、氧以及金属杂质结合成为各类化合物从而使油品中留存为碳氢化合物，同时保护催化剂防止其中毒失去活性的过程。加氢裂化则是利用高纯氢在长链碳烃化合物裂解成短链碳烃化合物过程中将不饱和的烃转化为饱和烃从而提高轻质油的收率和产品饱和度并且降低杂质。在“减油增化”趋势下，化工品的比例提升带来更大的加氢量。重整氢气、富氢气体提纯、制氢装置氢气生产。其中重整制氢可以满足炼厂原油精制过程 60%-70%的氢气需求，但额外 30%-40%的氢气则通过其他方式补充，当前一般通过煤制氢或天然气制氢等方式获取。该部分氢为未来绿氢替代的主要空间。“双碳”目标下，未来炼厂制氢环节将是控碳的焦点之一，而可再生能源制氢与炼厂集成，实现绿氢炼化有望成为传统炼厂减碳的方向。图图 17 石油炼化中加氢脱氮过程石油炼化中加氢脱氮过程 图图 18 石油炼化加氢饱和过程石油炼化加氢饱和过程 数据来源：10 知识点：加氢处理过程化学反应 数据来源：10 知识点：加氢处理过程化学反应 氢气管理能力是影响炼厂效益的核心。目前国内几家民营炼化均具备较01000200030004000500060007000合成氨产量（万吨）0.001000.002000.003000.004000.005000.006000.007000.008000.009000.00合成甲醇产量（万吨）行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 12 of 29 强的加氢能力，浙石化一期加氢规模 2350 万吨，二期具备加氢规模 2435万吨，恒力石化加氢规模 2400 万吨，盛虹炼化加氢规模 1920 万吨。民营炼化大规模加氢能力提升了其化工品收率水平。根据中国石化联合会数据，2022 年国内炼油产能 9.2 亿吨/年，按照 1%的原油加氢比例测算，氢气需求在 920 万吨，其中约 300 万吨氢气需要额外提供。3.供给端：化石能源制氢为主导，绿氢发展从供给端：化石能源制氢为主导，绿氢发展从 0到到 1 3.1.化石能源制氢为主流，多种制氢方式并存化石能源制氢为主流，多种制氢方式并存 目前根据不同的制氢方式分为灰氢（化石燃料制氢）、蓝氢（化石燃料重整制氢）、绿氢（再生能源制氢），根据中国煤炭工业协会 2020 年的数据，国内工业制氢产能为 2500 万吨/年，主要来源于化石能源制氢（煤制氢、天然气制氢）；其中，煤制氢占我国氢能产量的 62%，天然气制氢占比 19%，电解水制氢占比仅为 1%。从全球 2020 年的制氢结构来看，化石能源是最主要的制氢方式，其中天然气制氢占比 59%，煤制氢占比19%。工业副产氢占比 21%，此外化石燃料制氢 CCUS 的制氢方式占比有望提升。图图 19 煤制氢占国内氢供应煤制氢占国内氢供应 60%图图 20 天然气制氢是全球主流制氢方式天然气制氢是全球主流制氢方式 数据来源：中商情报网，国泰君安证券研究 数据来源：IEA，国泰君安证券研究 氢气来源从灰氢往绿氢过渡。氢气来源从灰氢往绿氢过渡。由于碳减排等要求的长期约束，绿氢成为未来替代当前灰氢的主要方向。图图 21 当前制氢方式从灰氢向绿氢过渡当前制氢方式从灰氢向绿氢过渡 数据来源：CNKI 煤制氢62%天然气制氢19%工业副产氢18%电解水制氢1%天然气制氢59%工业副产氢21%煤制氢19%化石燃料 CCUS1%石油0%行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 13 of 29 表表 3 绿氢替代灰氢和蓝氢是方向绿氢替代灰氢和蓝氢是方向 工艺 色码 原料 能源 煤制氢 灰氢灰氢 煤 天然气、煤炭 工业副产氢 蓝氢蓝氢 乙烷、丙烷等 天然气、煤炭 电解水制氢 绿氢绿氢 水 可再生能源 数据来源：CNKI、国泰君安证券研究 根据中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2020 年版）的数据，参考550 元/吨煤炭或天然气价格在 3 元/m3 时，化学能源制氢成本在 812元/kg，工业副产氢提纯后的综合成本通常在 1016 元/kg，相比化石能源制氢在碳排放上更具优势。图图 22 当前煤价下氢气约当前煤价下氢气约 11 元元/kg 图图 23 不同天然气价格下氢气价格（单位：元不同天然气价格下氢气价格（单位：元/kg）数据来源：现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展现状及展望（阳国军）、国泰君安证券研究 数据来源：现代煤化工与绿电和绿氢耦合发展现状及展望（阳国军）、国泰君安证券研究 表表 4 化石能源制氢及工业副产氢成本与碳排放化石能源制氢及工业副产氢成本与碳排放 制氢种类制氢种类 制氢方式制氢方式 原料价格原料价格 制氢成本制氢成本（元（元/kg）碳排放碳排放（kgCO2/kg 氢气）氢气）优点 缺点 化石能源制氢化石能源制氢 煤制氢 550 元/吨 8 22-35 成本低 碳排高，高杂质 天然气制氢 3 元/立方米 12 10-16 流程成熟 成本高于煤制氢，高碳排 工业副产氢工业副产氢-10-16-低成本，纯度高 分布式 数据来源：中国氢能源及燃料电池产业白皮书（2020 年版）、国泰君安证券研究 3.2.用电费用影响绿氢成本用电费用影响绿氢成本，考虑碳税等因素逐渐具备经济性，考虑碳税等因素逐渐具备经济性 利用小时数、电价、电耗是是影响利用小时数、电价、电耗是是影响“绿氢绿氢”成本关键。成本关键。参考蒋珊绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比的数据，以制氢规模 1000Nm3/h 的电解水制氢为例，假设年运行时间 8000 小时，当电价为 0.56 元/kWh，电解水设备、安装、土建总投资 1410 万元，对应氢气成本为 3 元/Nm3（约 34 元/kg）。00.20.40.60.810000煤价（元/吨）#REF!0.0010.0020.0030.0040.0023456天然气价格（元/标方）氢气价格（元/kg)行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 14 of 29 表表 5 用电费用占电解水制氢成本用电费用占电解水制氢成本 80%以上以上 数据来源：绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比（蒋珊）图图 24：度电成本是影响绿氢成本的关键：度电成本是影响绿氢成本的关键 数据来源：绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比（蒋珊）、国泰君安证券研究 我们假设 1000Nm3 碱性电解槽价格不变，人工、财务、维修等其他费用不变，随着绿电 LCOE 度电成本降低或利用小时数增加，根据我们的敏感性分析，当度电成本低于 0.2 元/kWh 时，绿氢成本可以低于 20元/kg，可以与灰氢展开竞争。若电价低于 0.1 元/kWh，则绿氢具备足够竞争力。表表 6 绿氢价格敏感性分析分析绿氢价格敏感性分析分析 利用小时（hr）电价（元/kWh）8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 0.6 37.26 37.77 38.45 39.39 40.81 43.18 47.92 0.5 31.64 32.15 32.83 33.78 35.20 37.57 42.30 0.4 26.03 26.53 27.21 28.16 29.58 31.95 36.69 用电费用89%设备折旧6%用水费用0%维修费用1%人工费用3%财务费用1%行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 15 of 29 0.3 20.41 20.91 21.59 22.54 23.96 26.33 31.07 0.2 14.79 15.30 15.97 16.92 18.34 20.71 25.45 0.1 9.17 9.68 10.36 11.30 12.72 15.09 19.83 数据来源：国泰君安证券研究 图图 25 2030 年考虑到碳税煤制氢或不具备价格优势年考虑到碳税煤制氢或不具备价格优势 图图 26 2030年考虑到碳税天然气制氢已失去价格优年考虑到碳税天然气制氢已失去价格优势势 数据来源：绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比（蒋珊）数据来源：绿氢制取成本预测及与灰氢、蓝氢对比（蒋珊）“绿氢绿氢”有望在有望在 2025-2030年内实现与年内实现与“灰氢灰氢”平价。平价。随着可再生能源发电成本下降，以及电解槽等设备成本进一步下降，未来“绿氢”成本仍有较大下降空间。当电费下降至 0.10.13 元/k Wh，电解水制氢可以与当前煤制氢成本相当。根据我们预计，综合考虑风光等可再生能源度电成本下降，利用小时数提升，电解槽设备成本、碳税的推进进一步下降，预预计计 20252030 年之间绿氢有望实现年之间绿氢有望实现“绿氢绿氢”与与“灰氢灰氢”成本的持平。成本的持平。据IRENA 与 Hydrogen Council 预测，到 2050 年可再生能源制氢成本将降至 1 美元/kg（6.5 元/kg）。图图 27 2019 年煤化工各子行业年煤化工各子行业 CO2 碳排放占比碳排放占比 图图 28 2020-2050 年期间绿氢成本变化趋势年期间绿氢成本变化趋势 数据来源：IRENA，（注：2020 年产氢能耗 51.2 kWh/kg，2050年产氢能耗 43.8 kWh/kg，折旧率 8%，电解槽寿命 80 000 h，2020年电解槽设备成本为 650-1000 美 元/kW，2050年成本为130307美元/kW，且部署容量为 1-5 TW。）数据来源：IRENA，（注：天然气价格 2.5-6.4 美元/GJ，平准化电力成本 25-73 美元/MWh（2020 年）、13-37 美元/MWh（2030年）、7-25美元/MWh（2050 年）行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 16 of 29 3.1.绿电降本以及技术进步推动绿氢产业从绿电降本以及技术进步推动绿氢产业从 0 到到 1 3.1.1.风光发电成本（风光发电成本（LCOE）仍处于下降通道）仍处于下降通道 可再生能源发电随着技术进步、规模经济、供应链竞争日益激烈和开发商经验日益增长的推动，在过去 10 年间可再生能源发电成本急剧下降。根据 IRENA 数据，2010 年至 2021 年，新投产的公用事业规模太阳能光伏项目的全球加权平均平准化电力成本下降了88%至 0.067 美元/kWh，而陆上风电下降 68%至 0.039 美元/kWh，聚光太阳能发电下降 68%，海上风电下降了 60%。2019 年，在所有新近投产的并网大规模可再生能源发电容量中，有 56%的成本低于最便宜的化石燃料发电。图图 29 过去十年可再生能源发电成本骤降过去十年可再生能源发电成本骤降 数据来源：IRENA（数据为投产年份数据，粗线为全球加权平均 LCOE，来自每个投产工厂，项目级LCOE通过实际加权平均WACC计算而得）3.1.2.可再生能源发电占比提升，风光大基地带来绿氢机遇可再生能源发电占比提升，风光大基地带来绿氢机遇 随着可再生能源技术进步进一步降本增效，电网改革推进，输配电技术突破，发电装机容量不断扩大，中国可再生能源地位将愈加突出。“十四五”我国进入构建现代能源体系新阶段，根据国家能源局“十四五”现代能源体系规划，“十四五”期间将力争在能源保障、能源转型、系统效率、创新能力以及服务水平取得进展。其中目标到 2025 年非化石能源消费比重提高至 20%左右，非化石能源发电量占比达到 39%左右，该目标较“十三五”末期非化石能源 15.9%的消费占比进一步提高。行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 17 of 29 图图 30 2010 年来风电、光伏发电量占比快速提升年来风电、光伏发电量占比快速提升 数据来源：国家能源局、国泰君安证券研究 绿氢助力西北风光大基地的落地，示范项目陆续建设。绿氢助力西北风光大基地的落地，示范项目陆续建设。风光大基地是构建“以新能源为主体的新型电力系统”的关键一环，承载着中国能源结构调整的重任。西北地区风光大基地建关系着国内碳达峰进程。根据国家能源局数据，截至 2021 年底，中国风电光伏装机已超 6亿千瓦，装机规模全球最大。预计 2030 年底风光大基地建成后中国风光装机量将再翻一番，达到 12 亿千瓦以上的装机目标。2030 年，也是中国向世界承诺的碳达峰年。特高压建设滞后或影响风光大基地建设。根据规划，风光大基地绝大部分以外送为主（3.15 亿千瓦）。集中于西部、北部的风光大基地不可避免的存在远离东部、南部消费市场问题，东西部资源禀赋不均衡需要特高压输电来解决。而根据国家电网发布的“碳达峰、碳中和”行动方案，2025 年，公司经营区跨省跨区输电能力将达到 3.0 亿千瓦，输送清洁能源占比达到 50%。2030 年，跨省跨区输电能力将提升到 3.5 亿千瓦。因此即便国家电网特高压跨省输电能力做到 100%清洁能源输送，也难以满足西部、北部地区风光发电外输需求。根据中国电力科学研究院新能源中心总工程师迟永宁的看法：“目前国内特高压直流外送能力大概在4.5 亿千瓦左右，但 2030 年前仅风光大基地新增的装机规模就达到约5.5亿千瓦”。表表 7“十四五十四五”期间风光大基地预计建设规模超期间风光大基地预计建设规模超 200GW 项目项目 容量容量 涉及省份涉及省份 进展进展 1 第一批大型风电光伏发电基地 97.05GW（沙漠戈壁 43GW）沙漠戈壁地区 23 个，其他地区 35 个，内蒙古、青海、甘肃、陕西、宁夏、新疆、辽宁、吉林、黑龙江、河北、山西、山东、四川、云南、贵州、广西、安徽、湖南等省份和新疆生产建设兵团 全部开工、部分建成投产 2 第二批大型风电光伏发电基地 库布齐、乌兰布和、腾格里、巴丹吉林沙漠基地规划装机 2.84 亿千瓦，采煤沉陷区规划装机 0.37 亿千瓦，主要分布在内蒙古、宁夏、新疆、青海、甘肃等三北区域 陆续开工建设 0 0Pp0 10 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022火电水电核电风电光伏 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 18 of 29 其他沙漠和戈壁地区规划装机 1.34亿千瓦。3 第二批大型风电光伏发电基地 未披露 部分省级大基地 申报陆续启动，陆续开工建设源网荷储、离网制氢以及 100%消纳项目成为重点 数据来源：北极星光伏网、国泰君安证券研究 图图 31 风光互补制氢系统示意图风光互补制氢系统示意图 数据来源：鹏芃科技 3.1.3.2030年国内绿氢需求量有望超年国内绿氢需求量有望超 600万吨，全球需求或超万吨，全球需求或超1000万万吨吨 受产业政策支持，技术进步推动的经济性提升，“碳减排”目标下减排时间约束，国内风光建设进步节奏的匹配，我们预计 2022 年起绿氢渗透率从 2021 年 1%提升至 2025 年 25%。根据我们测算，当前化工行业潜在补氢需求 2250 万吨，假设 2030 年绿氢在化工行业外需求 100 万吨，则2030 年绿氢总市场规模有望达 784 万吨。假设当前绿氢均价 30 元/kg，未来绿氢价格按照年 10%水平下降，2030 年均价 15 元/kg，则对应 2030年绿氢市场空间 1176 亿元。表表 8 化工行业潜在补氢需求化工行业潜在补氢需求 2250 万吨万吨 2022 年产能（万吨）年产能（万吨）潜在补氢需求（万吨）潜在补氢需求（万吨）煤制甲醇 6400 750 煤制烯烃 1538 400 煤制合成氨 4500 800 炼油 92000 300 总计（万吨）2250 数据来源：钢联数据、国泰君安证券研究 表表 9 预计预计 2030 年绿氢市场空间年绿氢市场空间 1176 亿元亿元 2022E 2023E 2024E 2025E 2030E 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 19 of 29 化工用氢空间（万吨）2250 2363 2481 2605 2735 渗透率 1%3%5%8%其他场景 30 39 51 66 100 总计（万吨）总计（万吨）53 110 175 274 784 绿氢均价（元/kg）30 27 24.3 21.87 15 市场空间（亿元）158 297 425 600 1176 数据来源：钢联数据、国泰君安证券研究 欧盟计划绿氢进口量欧盟计划绿氢进口量 1000 万吨，中东各国制定绿氢路线。万吨，中东各国制定绿氢路线。为了摆脱对俄罗斯的化石燃料依赖并加速绿色能源转型，欧盟委员会正式公布了“REpowerEU”能源转型行动方案。在氢能方面，欧盟计划到 2030 年可再生氢产量达到 1000 万吨，再生氢进口量达到 1000 万吨。中东各国开展绿氢机会应对“油达峰”，沙特、阿曼、阿联酋等国光照强度、光照时长好于中国西北地区，制氢成本更具优势。国内光伏、电解水制氢设备、能源建设企业有望充分受益海外绿氢市场爆发 表表 10 中东各国陆续制定绿氢规划中东各国陆续制定绿氢规划 国家国家 目标目标 沙特 拟 2030年生产和出口 400万吨绿氢，成为全球最大的氢燃料供应国 阿曼 目标 2030年成为中东最大的氢出口国，全球第六大氢出口国，目标 2030年 100万吨，2040年 375万吨，2050年 850万吨 阿联酋 目标拿到低碳氢 25%市场份额 摩洛哥 2030年占全球 4%绿氢需求 埃及 计划投入 400亿美元用于绿氢项目建设 数据来源：中国化工报、赶碳号科技公众号、国泰君安证券研究 4.化工龙头加速布局氢能产业链化工龙头加速布局氢能产业链 化工行业是氢能下游应用大户，同时化工行业也是工业副产氢主要提供方。在氢能首次被纳入为国内能源体系的重要构成，碳达峰目标的推进，传统化工企业在油达峰背景下面临的转型压力的背景下，以三桶油为代表的化工龙头加速氢能领域布局。此外，国内化工行业氯碱，PDH，乙烷脱氢等产能释放出大量工业副产氢仍未被充分利用。此类企业多分布于华东、华南等经济发达地区接近下游市场，可作为经济性良好的制氢方式，中短期内其可作为下游需求的有力补充，化工副产氢亦具备较大提升应用空间。4.1.中国石化：打造中国第一氢能公司，远期力争成为世界领中国石化：打造中国第一氢能公司，远期力争成为世界领先氢能先氢能公司公司 中石化是中国最大的成品油和石化产品供应商、第二大油气生产商，是世界第一大炼油公司、第三大化工公司。中石化具备大量化工副产氢产能，这让中石化在发展氢能产业上拥有绝对优势。中国石化是国内最大的氢气生产企业，目前年生产氢气约 390 万吨。“十四五”期间，公司将大力发展新能源业务，加快打造“中国第一氢能公司中国第一氢能公司”。公司计划公司计划 2025年年 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 20 of 29 计划建成油氢合建站、加氢站计划建成油氢合建站、加氢站 1000 座。座。当前中石化布局氢能有五大路径：1）在制氢端推进绿电制氢和工业副产氢；2）布局氢气储运的技术、管线；3）统筹发展加氢站网络；4）以设子公司、成立合资公司、参股企业等方式深化布局；5）以强强联合方式与多家企业签约战略合作关系，探索多领域合作共赢。图图 32 中国石化布局从制氢、储运、应用全场景中国石化布局从制氢、储运、应用全场景 数据来源：中国石化、国泰君安证券研究 布局全球最大光伏制氢新疆库车项目，推动石化产业绿色转型。布局全球最大光伏制氢新疆库车项目，推动石化产业绿色转型。2021年11 月中国石化新疆库车绿氢示范项目正式启动建设，项目总投资 30 亿元，包括光伏发电、输变电、电解水制氢、储氢、输氢五大部分。项目将新建装机容量 300MW，年均发电量 6.18 亿千瓦时的光伏电站，年产能 2 万吨的电解水制氢厂，储氢规模约 21 万标立方的储氢球罐，输氢能力每小时 2.8 万标立方的输氢管线及配套输变电等设施。当前项目陆续投产试运行，生产的绿氢将供应中国石化塔河炼化替代现有天然气化石能源制氢。预计每年可减少二氧化碳排放 48.5 万吨，将为当地 GDP年均贡献 1.3 亿元、创造税收 1800 余万元。该项目已经成为全球绿氢和化工耦合的先导，在行业具备引领作用。表表 11 中石化以设子公司、成立合资公司、参股企业等方式布局全链中石化以设子公司、成立合资公司、参股企业等方式布局全链 时间 领域 标的 具体项目 持股比例 增资比例 2022 年 3 月 氢能装备 石化机械 中石化成立中石化石油机械公司，建设中石化氢能装备研发、制造和服务基地。52.53 22 年 2 月 核心材料 中石化催化剂(天津)有限公司 中石化成立中石化催化剂(天津)有限公司，推进催化剂业务。100 22 年 1 月 氢能装备 上海舜华新能源系统有限公司 中石化旗下中石化资本投资舜华新能源，布局氢能装备。10.00 22 年 1 月 氢能装备 康明斯恩泽(广东)氢能源科技有限公司 中石化旗下恩泽基金与康明斯按照 50：50 比例共同出资成立合资公司一一康明斯恩泽(广东)氢能源科技有限公司，在广东省佛山建设一座 1GR 的 PEM 电解槽厂。100%制氢 工业副产氢 电解水制氢 电解水制氢设备（碱性/PEM电解槽）制氢催化剂等材料储运 氢气官网储运 储运装备应用 加氢站 终端运营 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 21 of 29 2021 年 12 月 氢能基础设施建设 中石化雄安新能源公司 中石化雄安新能源公司正式注册成立，注册资本为 1 亿元，该公司主要负责氢能基础设施建设、加氢站运营、氢气储运、氢气管道建设运营、氢能科技研发等，远期还将规划修建氢气管道、探索布局液氢产业。100 21 年 11 月 氢能装备 中鼎恒盛气体设备（芜湖）股份有限公司 中石化向国内氢气隔膜压缩机头部企业中鼎恒盛进行增资。15.625 21 年 8 月 终端运营 中石化氢能源(天津）有限公司 中石化天津石油分公司与天津港保税区管委会、轻程(上海)物联网在空港投资服务中心签署合作协议，共同组建中石化氢能源(天津）有限公司，未来将重点开展氢燃料电池汽车示范运营、加氢站建设运营业务。60.00 21 年 7 月 氢能基础设施建设 中石化(安徽）绿氢能源有限公司 中石化与奇瑞商用车（安徽）在安徽成立了中石化(安徽）绿氢能源有限公司，主要从事电动汽车充电基础设施运营、换电设施销售、加氢站加氢及储氢设施销售等，中国石化持股95%。95.00 21 年 3 月 氢能装备 中石化新星内蒙古绿氢新能源有限公司 中石化在内蒙古自治区鄂尔多斯市成立了中石化新星内蒙古绿氢新能源有限公司，从事制氢设备、电能变换及控制设备生产及销售等。100%数据来源：中国石化、全球氢能、国泰君安证券研究 表表 12 中国石化在制氢和供氢方面加速布局中国石化在制氢和供氢方面加速布局 细分领域细分领域 时间时间 地区地区 项目布局项目布局 2021 年 5 月 鄂尔多斯 中石化第一个绿氢炼化项目-鄂尔多斯 1 万吨/年绿电制氢项列入内蒙古自治区 2021 年重点项目，规划 2022 年全面建成投产。2021 年 8 月 云南丽江 中石化签署四方协议，在云南丽江打造电解水制氢项目。制氢方面 2021 年 9 月 河南濮阳 中石化首个 MW 级电解水制氢示范项目在中原油田正式启动。该项目预计 2022 年 9 月建成投产。2021 年 11 月 新疆 中石化宣布我国首个万吨级光伏绿氢示范项目-中国石化新疆库车绿氢示范项目正式启动建设。这一项目是全球在建的最大光伏绿氢生产项目，投产后年产绿氢可达 2 万吨。项目预计 2023 年 6 月建成投产，生产的绿氢将供应中国石化塔河炼化，替代现有天然气化石能源制氢。2020 年 3 月 北京 中石化燕山石化的氢气提纯装置一次开车成功，设计规模达 2000 标准立方米/小时，氢气纯度达 99.999%。2020 年 9 月 上海浦东新区 中石化首套拥有自主知识产权的高纯氢”性产示范装置在中石化高桥石化成功投产。供氢及氢纯化 2020 年 12 月 广州 中石化正式投产中石化广州石化氢燃料电池供氢中心一期项目，氢纯度高达 99.99%。2021 年 8 月 广东茂名 开工建设中石化茂名石化氢燃料电池供氢中心项目，建成后供氢可覆盖粤西地区半径 200 公里地区的用氢需求。行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 22 of 29 2021 年 9 月 天津 中石化天津石化燃料电池氢项目投产，该项目为华北地区最大氢燃料电池供氢项目，氢年产能力达 2250 吨。2021 年 9 月 上海 中石化建成中石化上海地区的首座供氢中心，日供氢能力达 2500 公斤。2021 年 11 月 青岛 中石化建成中石化青岛炼化氢能资源基地项目，一期投产后可实现燃料电池氢出厂 3200kg/d。数据来源：中国石化、全球氢能、国泰君安证券研究 4.2.中国石油：计划中国石油：计划 2050 年占据国内年占据国内 30%供氢市场供氢市场 中国石油是油气业务、工程技术服务、石油工程建设、石油装备制造、金融服务、新能源开发等为主营业务的综合性国际能源公司，是国内最大的炼化企业，在全球能源公司榜单中位居头部。公司 2022 年实现原油产量 767.8 百万桶，天然气产量 4471.3 十亿立方米，总油气当量产量1512.6 百万桶，同比增长 3.8。作为油气公司，公司拥有成熟的制氢用氢、气液储运经验和危化品储运管理资质及完善的销售系统，同时具备一定的氢能消纳能力。截止 2021 年底，公司氢气总产能已超过 260 万吨/年，在环渤海、陕甘宁、华南、西南、新疆、黑龙江、吉林等 7 个区域部署建设 19 个氢提纯项目，发挥现有制氢能力和副产氢资源与二氧化碳捕集利用相结合，实现“蓝氢”供应，同时满足北京冬奥会在内的城市多元化交通用氢需求。2022 年 6 月 5 日，中石油发布中国石油绿色低碳发展行动计划 3.0，计划按照按照“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署，中石油氢能产业链与天然气产业链及可再生能源协同发展，计划 2050 年占据国内 30%供氢市场。表表 13 中石油在氢能领域加速布局中石油在氢能领域加速布局 时间时间 中国石油中国石油 2022 年在氢能领域布局年在氢能领域布局 2022 年 1 月 冬奥会火炬台绿氢供应商 2022 年 2 月 中石油古城油氢合建站投运，日加氢能力 1 吨 2022 年 3 月 玉门油田绿氢项目启动 2022 年 5 月 广东石化炼化一体化项目 300 万吨/年加氢装置中交 2022 年 6 月 发布中国石油绿色低碳发展行动计划 3.0，计划 2050 年占据国内 30%供氢市场 2022 年 7 月 与山西鹏飞集团签约合建 30 座加氢综合能源站 2022 年 8 月 中油工程西南分公司与浙江能签订天然气管道掺氢、输送、分离应用技术研究及浙能先导示范项目合同 2022 年 8 月 乌海液氢制储运加一体示范工程 2022 年 11 月 与华为数字能源签署战略合作协议加强能源领域合作 2023 年 1 月 中石油管道局：规划建设京津冀氢能管网 数据来源：中国石油、全球氢能、国泰君安证券研究 4.3.中国海油：探索海上风电制氢中国海油：探索海上风电制氢 中国海油是以上游油气开采为主的综合能源的国际能源公司。公司持续增储上产，降本增效，为保障国家能源安全发挥突出作用。公司 2022 年油气产量 623.8 百万桶，净证实储量 6238.6 百万桶，重点新项目陆续开工，桶油成本 30.39 美元/桶，成本管控良好。公司强调自主创新，在绿 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 23 of 29 色产业上有序推进，围绕海上风电，陆上风光因地制宜发展绿色产业，探索发展多能互补综合能源供应系统，正在努力实现中国海油“十四五”末新能源新产业收入占比达到 10%的目标。目前中国海油在海上制氢领域进行布局。表表 14 中国海油在氢能领域布局进展中国海油在氢能领域布局进展 时间时间 进展进展 2021年 1月 成立清洁能源公司，探索分布式能源、地热能、氢能等 2021年 12月 中海油（海南）新能源有限公司成立，以风电建设为主，以光伏和气电融合并举，分布式能源补充，发挥比较优势，建设具有中国海油特色的综合能源公司 2022年 4月 成立中海石油（中国）有限公司北京新能源分公司，开展海陆风光发电、CCUS 科技攻关、探索培育氢能业务；2022年 6月 全资子公司气电集团牵头完成 250Nm3/h 小型天然气制氢装备，同年鉴定 2022年 9月 中海石油掺氢发电取得进展 2022年 11月 与清华长三角研究院就海上风电制氢签署战略合作协议，共同推动海上风电制氢相关技术研究和科研示范项目与落地 数据来源：中国海油、全球氢能、国泰君安证券研究 4.4.宝丰能源：绿电绿氢引导者宝丰能源：绿电绿氢引导者 公司自上而下布局公司自上而下布局“煤炭煤炭-焦化焦化-甲醇甲醇-烯烃烯烃”产业链，一体化协同性强：产业链，一体化协同性强：公司产品布局 C2-C5 各类精细化工产品，通过集约化运营和高效管理，公司吃干榨净原材料并实现了资源的高效综合利用。公司具备 700 万吨/年焦炭，440 万吨/年甲醇，120 万吨/年烯烃产能，配套 720 万吨/年煤矿产能。宝丰能源通过规模化、一体化、集约化建设以及精细化管理打造低成本优势取得显著成效。公司一期产能相较同期中煤榆林、神华包头同等项目投资成本较同行业节省 30%以上，折算吨产品折旧和吨财务费用低约 700-1200 元/吨，毛利率显著高于同行。图图 33 宝丰能源毛利率高于同行业宝丰能源毛利率高于同行业 数据来源：wind、国泰君安证券研究 宁东三期、内蒙一期项目陆续落地，打开成长确定性宁东三期、内蒙一期项目陆续落地，打开成长确定性：公司宁东三期100 万吨/年聚烯烃（配套 25 万吨 EV A）以及内蒙一期 300 万吨/年聚烯烃项目预计将在 2023 年下半年以及 2024 年下半年陆续建成投产，届时公司聚烯烃产能将从当前的 120 万吨增加至 520 万吨，项目落地打开公 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 24 of 29 司成长空间；表表 15 公司聚烯烃产能从当前公司聚烯烃产能从当前 120 万吨万吨/年增加至年增加至 2025 年年 520 万吨万吨/年年 产区产区 分类分类 产品产品 2021 2022E 2023E 2024E 宁东基地宁东基地 烯烃 聚乙烯 60 60 110 110 聚丙烯 60 60 110 110 精细化工 EV A 25 25 苯乙烯 20 20 针状焦 10 10 焦化产品 焦炭 400 700 700 700 煤炭 720 720 812 1002 内蒙古基地内蒙古基地 烯烃 聚乙烯 150 聚丙烯 150 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 前瞻布局前瞻布局“绿氢绿氢”目标目标 20年实现碳中和。年实现碳中和。2019年起公司启动在宁东基地的电解水制氢储能及综合应用“国家级太阳能电解制氢示范项目”，示范项目包括 10 万千瓦自发自用光伏复合发电装置、10 台 1000 标方/小时电解水制氢装置，每小时可生产 1 万标方绿氢，5000 标方绿氧。项目2021 年初开始送电调试，项目综合“绿氢”成本在 1.34 元/标方，所产氢气成功进入公司烯烃生产系统，实现新能源替代化石能源，开辟经济可行的碳减排的科学路径。公司二期项目也已于 2022 年建成投产，合计达到 3 万标方每小时绿氢产能。公司规划 2022 年起每年增加绿氢产能 3 亿标方/年，年新增消减化工碳排总量的 5%，目标用 10 年时间完成 50%碳减排，20 年时间实现企业碳中和。图图 34 宝丰能源光伏发电及电解水制氢储能与应用示范项目宝丰能源光伏发电及电解水制氢储能与应用示范项目 数据来源：宝丰能源环评报告 内蒙古宝丰一期有望成为全球首个绿氢耦合碳减排项目。内蒙古宝丰一期有望成为全球首个绿氢耦合碳减排项目。内蒙古宝丰煤基新材料有限公司一期 260 万吨/年煤制烯烃和配套 40 万吨/年植入绿氢耦合制烯烃项目获得环评批复，该项目采用绿氢与现代煤化工协同生产工艺，烯烃总产能 300 万吨/年，其中 40 万吨是通过配套建设风光制氢 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 25 of 29 一体化示范项目，用绿氢替代煤炭进行生产，是目前为止全球单厂规模最大的煤制烯烃项目。根据环评规划，该项目需补入绿氢 25.15 亿标立方/年。根据电解槽供应能力，技术水平限制等多方面原因，项目计划按照 5 年周期渐进式补氢实施完成。本项目静态总投资为 449.48 亿元，其中可再生能源部分静态投资 366.93万元，氢能系统部分静态投资 82.55 亿元。需配套建设 8.5GW 风光制氢一体化示范项目，其中 7GW 光伏、1.5GW 风电。该项目纳入列入鄂尔多斯氢能产业规划。根据规划五年后碳排放量以及碳排放强度将显著降低。根据测算本项目五年后通过补氢减少生产过程中 CO2排放量 162.26 万吨，降低空分负荷减少燃料排放 44.11 万吨，外购电量降低减少外购电力导致的 CO2减少4.14 万吨，整体降碳 210.52 万吨，占基础工况 CO2排放量的 11.92%。表表 16 测算下补氢第五年单位产品碳排放强度以及单位工业总产值碳排放强度大幅下测算下补氢第五年单位产品碳排放强度以及单位工业总产值碳排放强度大幅下降超过降超过 11%序号序号 项目名称项目名称 基础工况基础工况 补氢第五年补氢第五年 绝对值绝对值 占标率占标率 1 CO2排放量（万吨）1765.44 1554.92-210.52-11.92%2 单位产品碳排放强度（吨 CO2/吨烯烃）6.07 5.35-0.72-11.86%3 单位工业总产值碳排放强度（吨 CO2/吨烯烃）8.30 7.31-0.99-11.93%4 单位工业增加值碳排放强度（吨 CO2/吨烯烃）13.61 12.77-0.84-6.17%数据来源：宝丰能源环评报告、国泰君安证券研究 低成本优势叠加绿氢耦合先发优势构筑公司低成本优势叠加绿氢耦合先发优势构筑公司“碳中和碳中和”护城河。护城河。双碳背景下龙头企业强者恒强，中远期看没有优势的企业或不得不通过购买碳权指标维持生产，碳价的上涨将倒逼落后产能出清。双碳政策将严格限制新建产能，建设项目需要落实替代源碳排放削减量，提高行业进入壁垒。公司的低成本优势为当前探索“绿氢”减碳模式提供充足的安全垫，而未来若碳排价格更高时“绿氢”或可完全替代煤制氢贡献正收益，公司有望通过出售碳排放价格取得正收益。公司有望凭借绿氢布局的先发优势成为构筑低碳循环，建设清洁高效生产体系，成为“碳中和”标杆的煤化工企业。4.5.卫星化学：轻烃领域龙头，工业副产氢储备丰富卫星化学：轻烃领域龙头，工业副产氢储备丰富 公司以 C3 产业链丙烯酸及酯起家，纵横双向持续从上游大宗品生产商向下游高附加值材料拓展。公司 C3 产业链行业龙头地位稳固，为是全球前三，国内最大的丙烯酸酯生产企业，目前实现 C3 产业链生产一体化。公司以 PDH 丙烷脱氢装置为核心形成“丙烷-丙烯-丙烯酸及酯-SAP-高分子乳液”一体化产业链。2017 年起公司切入 C2 产业链，2021 年 5 月连云港石化乙烷裂解制乙烯一期项目投产并开始贡献业绩。2022 年 6 月公司连云港石化二期项目投产。乙烷裂解制乙烯壁垒高，乙烷裂解制乙烯工艺在中高油价背景下具备成本优势，工艺上看具备高收率、低投资强度等优势。公司通过锁定 ETP 美国乙烷出口码头设施供应权保障原料供应。行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 26 of 29 截止目前公司具备 90 万吨 PDH，2022 年丙烯酸产能由 66 万吨/年扩至105 万吨/年。C2 产业链公司具有 250 万吨乙烷裂解制乙烯以及下游化工品。公司近期公告拟投资建设-烯烃高端新材料产业园项目，布局-烯烃、POE、茂金属聚乙烯、超高分子量聚乙烯等高附加值产品，进一步扩大乙烷裂解制乙烯产能，卡位-烯烃产业链第一梯队。表表 17 卫星化学围绕卫星化学围绕 C2 产业链布局大批新材料产业链布局大批新材料 石化项目石化项目 产品产品 产能（万吨产能（万吨/年）年）投产时间投产时间 连云港石化一期 乙烯 125 2021年 5 月已投产 EO/EG联产 146/182 HDPE 40 聚醚大单体 50 连云港石化二期 乙烯 125 2022年 8 月投料开车成功 HDPE 40 苯乙烯 60 环氧乙烷 73 绿色化学新材料产业园 聚苯乙烯 80 2022年 3 月开工 乙醇胺 20 碳酸酯 75-烯烃与配套 POE 10-烯烃高端新材料产业园 乙烯 250 预计 2026年底前完工-烯烃 50 POE 60 茂金属聚乙烯 100 PVC 80 超高分子量聚乙烯 5 聚-烯烃 1.5 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 公司轻烃副产氢气具备零碳排，高纯度的特性。公司目前是华东地区副产氢气规模最大（目前产量 17.6 万吨/年，最大产能可达 20 万吨/年），成本最低的公司。目前公司在嘉兴、连云港积极探索氢能下游的应用模式，公司充分利用富余氢气资源，解决公司氢能一体化项目原料问题；当前液空中国依托公司丰富的氢气资源，在独山港区管委会区域设立公司，建设氢气充装站、氢气液化装置，双方达成氢能战略合作生态圈，共同推动长三角地区氢能产业发展。此外公司富余氢气作为原料供给园区周边化工企业，协助其降碳减排，实现“碳中和”目标。中期公司有望结合自身产业链优势，利用碳捕捉技术制备绿色甲醇，并利用富余氢气生产合成氨。远期公司有望依托长三角氢能产业链的成熟实现氢源配套，享受产业爆发的红利。行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 27 of 29 表表 18 卫星化学当前副产氢气卫星化学当前副产氢气 17.6 万吨万吨 产能（万吨）产能（万吨）副产氢（万吨）副产氢（万吨）PDH 90 3.6 乙烷裂解 250 14 数据来源：公司公告、国泰君安证券研究 5.投资建议投资建议 我们继续推荐在绿氢产业链布局的石化龙头公司：中国石化、中国石油、中国石化、中国石油、中国海油中国海油，绿氢绿电先行者宝丰能源宝丰能源，轻烃龙头卫星化学卫星化学。其他受益标的包括具备电解槽制造能力的石化机械、兰石重装、石化机械、兰石重装、昇昇辉科技、双良节辉科技、双良节能能以及相关阀门供应商江苏神通江苏神通。表表 19 投资建议以及公司估值表投资建议以及公司估值表 代码代码 公司名称公司名称 7/7/2023 (EPS，元，元)PE（X）投资评级投资评级 最新股价最新股价 2023E 2024E 2025E 2023E 2024E 2025E 600989.SH 宝丰能源宝丰能源 12.75 1.23 1.56 2.09 10.37 8.17 6.1 增持 002648.SZ 卫星化学卫星化学 15.01 1.35 1.99 2.39 11.12 7.54 6.28 增持 600938.SH 中国海油中国海油 19.1 2.68 2.51 2.46 7.13 7.61 7.76 增持 601857.SH 中国石油中国石油 7.73 0.79 0.75 0.73 9.78 10.31 10.59 增持 600028.SH 中国石化中国石化 6.55 0.62 0.65 0.7 10.56 10.08 9.36 增持 数据来源：Wind，国泰君安证券研究（股价取2023 年7 月 7 日收盘价）6.风险提示风险提示 技术进步低于预期的风险技术进步低于预期的风险：若技术进步低于预期使得绿氢成本下降路径低于预期，下游应用推广将受到影响；可再生电力高波动性影响可再生电力高波动性影响绿氢制备的风险绿氢制备的风险：风电光伏等可再生能源高波动性。低稳定性特点不利于电解水制氢设备稳定运行，应用的稳定推广取决于两者的系统耦合水平，高度依赖示范项目的探索，若制氢设备难以匹配高波动绿电，则恐对下游需求造成影响。行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 28 of 29 本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格 分析师声明分析师声明 作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明免责声明 本报告仅供国泰君安证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明评级说明 评级评级 说明说明 1.1.投资建议的比较标准投资建议的比较标准 投资评级分为股票评级和行业评级。以报告发布后的 12 个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深 300 指数涨跌幅为基准。股票投资评级股票投资评级 增持 相对沪深 300 指数涨幅 15%以上 谨慎增持 相对沪深 300 指数涨幅介于 5%之间 中性 相对沪深 300 指数涨幅介于-5%5%减持 相对沪深 300 指数下跌 5%以上 2.2.投资建议的评级标准投资建议的评级标准 报告发布日后的 12 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300 指数的涨跌幅。行业投资评级行业投资评级 增持 明显强于沪深 300 指数 中性 基本与沪深 300 指数持平 减持 明显弱于沪深 300 指数 行业专题研究行业专题研究 请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分 29 of 29 国泰君安证券研究所国泰君安证券研究所 上海上海 深圳深圳 北京北京 地址 上海市静安区新闸路 669 号博华广场 20 层 深圳市福田区益田路 6003 号荣超商务中心 B 栋 27 层 北京市西城区金融大街甲 9 号 金融街中心南楼 18 层 邮编 200041 518026 100032 电话（021）38676666（0755）23976888（010）83939888 E-mail：

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中泰证券研究所专业领先深度诚信证券研究报告2023,07,09产能转移,出海拉动,石化装备迎来上行期石化装备行业深度报告中泰机械首席分析师,王可中泰机械首席分析师,王可执业证书编号,执业证书编号,S0.

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施耐德电气化工油气行业应用白皮书https:/ D.Sharma摘要在全球从化石燃料过渡到可再生能源的过程中，新技术将奠定良好的基础。绿氢是一种新兴的能源技术，它有助于降低对碳氢化合物的依赖。不过，该技术目前仍处于起步阶段，如何实现高效益的生产，是绿氢行业面临的一个艰巨的挑战。为了实现高效的绿氢生产，需要新技术和新理念。行业的发展孕育着大量的机会，但为了实现共同的远景目标，我们还必须充分发挥数字化技术在推动变革方面的重要作用。目录引言 5估算绿氢的成本 6增加绿氢产量所面临的挑战 7有助于解决大规模氢气生产难题的技术 8结语 12如何借助技术推动绿氢倡议 5 施耐德电气化工油气行业应用白皮书在从碳基能源向可再生能源过渡的过程中，人类面临诸多挑战。而如果能充分利用可再生能源制造的绿氢，将可以大大推动这一进程。目前的大多数氢都是用化石燃料生产的，其工业用途包括炼油，生产氨、甲醇和钢铁等。随着绿氢技术近来取得的进步，这种能源对其他行业的吸引力也在不断增加。绿氢是通过可再生能源电解水来生产的，这种工艺过程不会产生碳排放。氧气是电解制氢工艺产生的另一种气体，这些氧气可以释放到空气中，也可以用于其他用途，如图 1 所示。目前，与直接使用可再生电力相比，制造和使用氢气发电的效率较低。据国际能源署的数据，现在只有不到 0.1%的氢是通过水电解产生的，不过这种情况可能会在不久的将来发生变化。1为了使绿氢具有竞争力，需要进行大量投资，一些公司正在着手解决这方面的难题。预计未来十年将有 5000 亿美元投入到相关的研发项目中，其中约 70%将用于绿氢的生产。预计到 2030 年，这些投资会促进超过 1000 万公吨/年的低碳氢产能。2 1IEA,The Future of Hydrogen,June 20192NS Energy:Global hydrogen investment pipeline surges to$500bn,By Andrew Fawthrop,15 Jul 2021引言图 1什么是绿氢图片来源：Fuelcellworks如何借助技术推动绿氢倡议 6 施耐德电气化工油气行业应用白皮书在作出关于绿氢的投资决策时，首先要确定氢气的生产成本。绿氢的成本取决于能源总需求量、能源总成本、电解槽及其配套系统的成本以及运营成本。根据这个简单的公式，电解槽生产企业应该提供一套估算方法，从而为开发商和工程单位提供一个清晰的概念，使其了解生产一千克氢气或者每小时生产一立方米氢气，需要多少原料/电力/耗材，折合为成本是多少。不过，目前最常见的方法还无法估算得足够精确。如果我们重点关注决定绿氢总成本的最关键变量，则可以提高估计精度：资本支出：电解槽的投资费用（包括制氢厂房配套设施）。运营支出：运行电解槽的费用。主要是电费，还有一些系统运维费用和水费。寿命：为了评估氢的总成本，必须考虑系统寿命。“寿命”表示从系统性能的角度来看，应该在合适的时间更换装置，而不是运行到系统无法再使用为止。效率：电解槽的效率取决于生产一定量的氢气所需的电量。效率越高，运营成本越低。绿氢装置通常包括电解槽、高/中/低压电气设备、整流器、气体分离装置、气体干燥装置、加工设施、压缩机、冷却风机、控制和安全系统。该装置可以分为电解槽组和工厂配套设施（BOP）。根据可持续工艺技术研究院（ISPT）的估算，在千兆瓦规模制氢厂的直接成本中，采用碱性电解槽技术时，电解槽组和BOP的成本分别占23%和77%，采用聚合物电解质膜（PEM）技术时，电解槽组和 BOP 的成本分别为 48%和 52%。可以看出，制氢厂配套设施成本对项目的总体成本有重大影响。根据上述变量和成本因素，在估算、设计、建造和运营绿氢设施的过程中，应该满足如下条件：1.拥有关于绿氢装置的设计和安全操作知识。2.了解影响生产效率的因素。3.最大限度缩短停运时间。估算绿氢的成本3 可持续工艺技术研究院如何借助技术推动绿氢倡议 7 施耐德电气化工油气行业应用白皮书扩大绿氢生产规模所面临的挑战走向绿氢是大势所趋，但为了实现向绿氢能源的转变，需要完成如下三个方面的工作：1.提高相关知识水平，以提升设计和工程效果。2.确保安全和效率，以优化操作。3.明确和实现绿色认证要求。1.提高相关知识水平，以提升设计和工程效果。电解水制氢技术由来已久。但到目前为止，这项技术落地实施的规模还远远不及去年各国、各地宣称的那样。与绿氢一样，很多新技术面临的最大障碍之一都是如何扩大生产规模。为了从小规模的可行性论证发展到大规模的工业生产，需要有效克服各种科学和技术障碍，并解决物流、经济甚至政治难题。电解制氢装置属于电力密集型设施，缺乏安装和连接大型电解槽的必要知识，是设计大规模的电解制氢装置的一个障碍。目前几乎没有任何数据可以帮助投资者了解这项技术的投资回报率。在缺乏此类信息的情况下，投资者很难放心地进行投资。2.确保安全和效率，以优化操作。众所周知，氢气存在安全风险，我们需要持续关注与氢气相关的安全保护措施，然而氢气应用本身也具备优势，在正确的使用下，氢气与汽油和柴油等传统燃料相比，其操作过程反倒更加安全。作为一种高热值的能源载体，氢气能够广泛应用于直接为燃料电池供电或进行可再生能源消纳。大量氢气能够以高压气体的形式储存在气罐中,也可以在低压和低温条件下以液态形式储存。氢气（H2）由两个氢原子组成，每个氢原子只有一个质子和一个电子，由于这种化学结构非常简单，所以它不稳定且易发生燃烧。也正是因为储存氢气存在一定的风险，所以阻碍了氢气的大规模使用。用于处理氢气的任何系统都必须首先解决与氢气材料特性相关的安全隐患。虽然绿氢为难以减排的行业提供了一种能源解决方案，但迄今为止，在这些行业中几乎没有使用绿氢的经验。因此，研究氢气的安全问题对于我们未来推动经济发展具有更重要的作用。3.明确和实现绿色认证要求。在通过电网获取可再生能源时，会面临更多复杂的问题，欧洲宣布推出的很多项目就是如此。生产商需要确保生产的所有氢气都是绿氢，并向承购商提供认证。因为氢气的处理方式类似于天然气，所以可以借鉴石油和天然气行业长期以来积累的技术解决方案来解决相关难题。在此过程中，数字化技术将发挥重要作用，并促进更有效、更快捷的合作。如何借助技术推动绿氢倡议 8 施耐德电气化工油气行业应用白皮书借助目前可用的新数字技术，可以在很大程度上克服大规模生产绿氢所面临的挑战。我们可以借助在石油和天然气行业积累的经验，来解决工艺安全和能效难题。在绿氢的生产中，几个关键的技术解决方案将发挥重要作用，其中包括：基于数字孪生的工艺流程建模和一体化工程设计 实现一体化的安全、能源和过程控制系统 通过人工智能和机器学习改进分析，优化资产性能 通过区块链实现可验证的绿色认证动态工艺流程仿真和动态电力系统仿真：绿氢行业目前正在从试点和小规模生产快速发展到大规模生产。在这个背景下，需要制造更大的电解槽，以满足一些生产商规划的千兆瓦级生产规模的需求。绿氢的整个价值链正在为此类大规模生产进行准备，其中包括提供可再生能源、水处理设施、气体处理设施，以及下游工艺装置对氢气的使用。有助于解决大规模氢气生产难题的技术图 2动态流程仿真模型的实例来源：AVEVA如何借助技术推动绿氢倡议 9 施耐德电气化工油气行业应用白皮书使用动态流程仿真模型（图 2），在大型装置的设计中，可以更好地理解和解决随着电解槽规模的放大对于相关工艺流程带来的难题。仿真模型或者说数字孪生模型，能够简化对电解槽（组）类型和尺寸的选择，并且能更深入地了解对相关的静设备、工艺流程和电气设备（如泵、电机、储罐、管道等）的需求，从而加快概念设计阶段的工作。仿真模型使用现有数据来模拟可再生能源发电、水处理和其他工艺参数，全面分析装置运行中各种可能出现的状况。一个完整的仿真模型还会基于项目开发目标，考虑存储因素，并模拟下游工业的使用情况。绿氢生产属于电力密集型工艺，在系统设计中需要功能强大的的电力仿真模型。根据电解槽的电流要求，通过对断路器、变压器等电气设备的模拟，优化电气设备和电缆的选型。一体化的电力系统仿真和工艺流程仿真可以对装置设计提供完整的端到端分析。在保证工艺流程和电气设备之间设计完整性的基础上，对各个方面进行设计优化。数字孪生模型是基于实时工艺流程和设备数据创建的虚拟系统，借助该模型，能够开发可针对不同业务场景进行优化的功能设计方案。采用数字孪生模型来设计生产装置，可以使用完整的资产数据库对电力系统进行优化和基准测试。三维渲染功能（图 3）。在数字孪生模型中，单个设备相关的各类数据都可以被映射到这个设备上，从而构成关于这个设备的单一数据源。这些数据可以在这个设备的整个生命周期中被使用和丰富（从概念设计阶段移交到工程设计阶段，最后移交到运营维护阶段）。利用数字孪生来整合工程设计工具：各类工程设计工具被用来简化项目团队内部各方的工作流程，并促进与外部各方的互动。借助于数字孪生技术，这些工具可以在制氢装置的整个生命周期中得以应用（从概念设计到工程设计到运营维护）。运用数字孪生技术，设计师可以利用所有可用的数据和设备信息，创建装置的 3D 模型，生成管道仪表流程图（P&IDs）、工艺流程图（PFDs）、单线图（SLDs）和设备设计数据表，从而简化设计过程。图 3数字孪生模型三维渲染的实例来源：AVEVA如何借助技术推动绿氢倡议 10 施耐德电气化工油气行业应用白皮书一体化的安全仪表系统、配电系统和过程自动化系统绿氢工艺是具有特殊性，因为生产绿氢需要大量电力，而且必须确保安全。因此，制氢装置最适合采用一体化的安全仪表系统、配电系统和过程自动化系统。这种由分布式控制系统（DCS）、能源管理与控制系统（EMCS）以及安全仪表系统（SIS）构成的一体化系统，可以提高装置的控制能力和安全性，如图 4 所示。该一体化系统能够更高效地利用设计阶段所生成的数字孪生模型，可节省最多 20%的资本支出，4其中包括减少硬件、缩短系统设计时间、加快测试、节约调试和投运时间。一体化系统采用行业标准协议，与配电系统的通信采用 IEC 61850 等规约，与工艺设备的通信采用 OPC、现场总线、MODBUS 等规约，支持无线仪表和有线仪表。采用数字孪生技术，可以更方便地对一体化系统进行功能测试，并且在设计和工程执行阶段可以实施完整的远程评估。图 4基于施耐德电气EcoStruxure 架构的DCS、SIS 和 EMCS一体化实例一体化系统的益处：电气和自动化设备的资本支出最大可以降低 20%加快项目设计、调试和投运?Ecostruxure Foxboro DCS EMCS?(iFLS?)Triconex?FCP280?I/O?/?/?IO?Foxboro?MCC?IED?IED?IEC 61850IEC 61850Modbus TCP4 引用的白皮书-提升企业盈利能力的八个策略。如何借助技术推动绿氢倡议 11 施耐德电气化工油气行业应用白皮书资产性能和分析对于千兆瓦级的绿氢项目而言，规模大而且采用了电力密集型工艺，必须使用分析工具来优化资产性能。变压器、开关设备和整流器等电气设备的健康状况会直接影响生产性能，而温度、水流和电解液流量等变量会影响生产效率和所产氢气的质量。电解槽组里的电极容易因为老化、水质和电能质量等因素以及频繁启停操作而产生磨损。利用数字孪生模型、一体化的安全仪表系统、配电系统和过程自动化系统等技术，可以将工厂配套设施的资本支出和运营支出降低 15%到 20%。借助性能数据可以简化资产管理，并确保系统各个部分的性能符合设计要求。通过持续监控，可以发现性能下降的情况，并安排相应的维护，从而防止效率下降和生产损失。在资产性能管理解决方案中，可以利用数字孪生模型来分析和报告设备性能，并根据测量结果判断设备是否满足设计基准要求。设备专家们可以通过访问云端的设备数据，并采用基于预测性分析的机器学习算法来识别和预测关键设备（例如电解槽、变压器、开关设备、压缩机和泵）存在的问题，从而避免不必要的停机，最大限度增加生产时间。使用区块链技术跟踪端到端的绿色生产过程：生产商如果使用网电生产绿氢，就必须确保氢气是由绿电制得的，并向终端用户证明这一点。政府部门向绿氢用户提供的政策倾斜或补贴，都需要此类证明。如果使用传统的工具，很难证明氢是由绿电制得的。区块链技术使用通过加密方式连接在一起的区块作为记录列表，可以避免系统欺诈，这种技术很适合为端到端的绿色能源生产提供证据。当然，这需要电力公司、绿氢生产商、绿氢用户和政府部门普遍接受这项新技术。如何借助技术推动绿氢倡议 12 施耐德电气化工油气行业应用白皮书因为制氢需要消耗大量电力，所以电力能效至关重要。使用预测性分析和先进过程控制等工具，可以帮助生产商最大限度地增加工厂的正常运行时间和提高效率。如果将本文所述的技术和解决方案结合起来，在绿氢项目的设计和运营阶段加以优化，可以加快向可再生能源的转型。根据可持续工艺技术研究院(ISPT)的技术研究，在一个典型制氢项目的直接成本中，电解槽占23%-48%，工厂配套设施占 77%-52%5。电解槽生产成本的优化需要制造商通过采用数字化技术来提高生产质量、降低成本。对于制氢工厂的配套设施而言，一体化的安全仪表系统、配电系统和过程自动化系统解决方案，可以将整体资本支出和运营支出（TotEx）降低最多 15%至20%6。结语 作者简介作者：Rajesh D.Sharma 是施耐德电气石油石化行业的全球营销总监。他负责为施耐德电气石油石化行业的一体化数字化解决方案开发相关的战略、营销策略和新业务模式。Rajesh 在能源行业拥有 30 多年的经验，曾担任中东地区阿布扎比 Telvent Energia SA分公司的董事总经理以及印度 Reliance Industries 总经理。Rajesh 发表了关于各种主题的多篇文章和论文，其中包括一体化技术、数字化、可持续性和能源转型。他拥有印度的仪表工程学士学位。责任编辑：李萌萌5 可持续工艺技术研究院6 引用的白皮书-提升企业盈利能力的八个策略。由于标准和材料的变更，文中所述特性和本资料中的图像只有经过我们的业务部门确认以后，才对我们有约束。2022.11Schneider Electric Building,No.6,East WangJing Rd.,Chaoyang District Beijing 100102 P.R.C.Tel:(010)8434 6699Fax:(010)8450 1130北京市朝阳区望京东路6号 施耐德电气大厦邮编:100102电话:(010)8434 6699传真:(010)8450 1130施耐德电气（中国）有限公司 Schneider Electric(China)Co.,Ltd.

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Bloomberg Terminal亚太地区油业年中展望彭博专业服务0203050710表现和估值亚洲的油需求中国需求的转变全球经济衰退的威胁OPEC 减产目录年中展望：亚太油产商全球经济饱受衰退和通胀担忧困扰之际，亚洲油产商的利润或临幅波动。OPEC 转向价格观察模式（从 4 意外减产中就可以看出），原油供应受到的短期束缚为油价提供了额外持。美联储对抑制通胀的度关注、系列加息带来的经济衰退担忧，以及疫后中国经济复苏乏，仍然是前全球经济增临的明显威胁，且很有可能抑制原油需求。油价可能在 2023 年下半年持续下跌，直到 2024 年才可能出现转机。截 5 19，MSCI 亚太能源板块的市净率为 1.1 倍，与其 10 年均值致。2表现和估值需求受限 亚洲油板块或跑输基准指数美联储利率企、银业动荡和中国经济复苏乏可能阻碍全球经济增并抑制原油需求，亚洲油和天然板块今年下半年或将跑输盘。该板块的市净率处于 1.1 倍的10年均值平，表明市场对其收益前景持中性场。亚洲能源板块或再度表现不佳今年下半年，亚洲油板块或跑输 MSCI 亚太地区指数(MXAP)。尽管由于市场预期 OPEC 将减产以提振原油价格，油公司股价在 3 开始上涨，但在 OPEC 4 宣布减产后，美国债务上限危机、银业动荡以及中国经济复苏乏等不确定因素开始影响该板块。这些都可能促使投资者减少股票和宗商品等险资产的敞，从令油价承压，并使能源板块再次跑输盘。5 10 5 19，MSCI AC 亚太地区能源指数(MXAP0EN)跑输 MXAP 约 2.2%。亚洲油公司的市净率处于 10 年均值平亚洲油板块的市净率为 1.1 倍，与其 10 年均值平相当，这表明在全球经济前景恶化和利率的环境下，市场认为该板块的潜在表现存在不确定性。根据我们的计算，WTI 原油价格每变动 1 美元，亚洲油公司的每股收益或将变动 0.8%。在极端情况下，如果下半年 WTI 原油平均价格为每桶 60 美元，低于市场对 2023 年每桶 72 美元的普遍预期，则亚洲油公司的期内收益或市场普遍预期低10%。价格表现：MXAP0EN vs.MXAPSource:Bloomberg IntelligenceMSCI 亚太能源板块的市净率（倍）Source:Bloomberg Intelligence3亚洲的油需求四张原油需求图表绘出亚洲经济困境中国产者价格指数(PPI)和油进的不断下降表明，中国重新开放后的能源需求岌岌可危。开往印度的油轮运价暴跌，韩国的出增幅下滑，这些均证实了该地区出现的经济困境。政府持或将是保持增和能源消费的关键所在。油价 2023 年或将下跌。中国 PPI 下降或暗油需求疲弱随着经济增乏可能给中国政府带来更挑战，中国有了新的担忧。4，中国 PPI 同增速跌-3.6%，2021 年 10 的峰值为 13.5%-这是 1995 年以来的最快增速。4，中国制造业 PMI 指数从 3 的 51.9 放缓 49.2，表明未来经济增可能出现停滞，同时国内较弱的负担能恐将对经济和原油消费的复苏造成影响。2008 年以来，中国 PPI 指数和 WTI 原油价格的度势直度相关。如果以史为鉴，那么油价和油需求或将下降，同时中国 PPI 将保持在负值区域。中国 PPI vs.WTI(%)Source:Bloomberg Intelligence中国原油进数据指向需求复苏陷停滞事实可能会证明，去年 11 中国重新开放后的油需求复苏冀望恐将难以实现。根据截 5 13 的彭博每原油进数据，我们的计算结果显，中国 5 原油进量或达 1,330 万桶/，与去年同期持平。这表明，中国重新开放后，原油需求仍然低迷，未来个，需求还可能因全球经济动荡进步弱。中国油进增情况(%)Source:Bloomberg Intelligence4油轮运价随亚洲原油需求放缓暴跌亚洲复苏乏，导致该地区的原油需求下降。5 12，阿拉伯湾-印度航线的油轮运价暴跌 80.6#,752 美元/，表明亚洲油需求 3 以来直在持续下滑，特别是在中国和印度。美联储加息、银业动荡和债务上限之争带来的全球经济逆，导致增前景趋于黯淡、能源消费下滑和油轮运价下跌。开往印度的油轮运价Source:Bloomberg Intelligence韩国出下滑对亚洲需求不是个好兆头韩国的出情况是更泛的全球经济的向标，它的起伏与油价的变化密切相关，反映出该国在全球业活动中的突出地位以及其规模的出总量。韩国的出已连续七个呈负增，这是全球经济放缓的个明显征兆，有可能在下滑 20%左右的平底。这样的情况此前曾在 2001年、2009 年和 2020 年发过三次。从历史经验来看，基于其与韩国出增的相关性，油需求或将下降，油价或在第三季度前下滑每桶 50-60 美元的区间。韩国出的同变化情况(%)Source:Bloomberg Intelligence5中国原油表观需求增速/GDP 增速Source:Bloomberg Intelligence中国需求的转变中国净零目标或抑制原油需求 对 OPEC 不是好兆头中国产者价格指数(PPI)和油进的不断下降表明，中国重新开放后的能源需求岌岌可危。开往印度的油轮运价暴跌，韩国的出增幅下滑，这些均证实了该地区出现的经济困境。政府持或将是保持增和能源消费的关键所在。油价 2023 年或将下跌。中国的原油需求增速较 GDP 增速弹性下降中国正在从制造业经济模式转向更以服务为驱动的经济模式，这已使该国减少了对原油和其他化燃料的依赖以促进经济增。2018-2023 年，中国原油需求增速与 GDP 增速之（即弹性系数）平均为 0.25，低于 2003-2008 年的 0.71，这表明中国正在更多地转向天然和可再能源等清洁能源资源。本和韩国等其他亚洲发达经济体也出现了这种趋势。6中国能源独或撼动能源格局中国政府或将继续推进实现能源独和净零排放标。我们认为，政策制定者可能会对中国的能源结构进调整，更多地天然、核能和可再能源来代替原油和煤炭。根据我们的情景分析，由于清洁燃料抢占市场份额，到 2025 年，进能源占中国次能源总消费量的例可能会平均下降17%，这占在 2022 年为22%。到 2025 年，原油在该国能源结构中的占或从 2022 年的19%跌15%。随着中国政府致于加强能源安全和减少碳排放，可再能源有望成为最受益者，天然则可能取代煤炭，占据更多份额。中国能源安全最薄弱的环节：原油进中国对原油进的过度依赖是国家能源安全的险，在原油供应受影响的情况下尤其如此。2022 年，中国表观原油消费量中有 71%来进。尽管对美国的险敞有限，但若产油国联合起来限制出或封锁航道，对中国买家来说就可能是场后勤噩梦。中国政府在四五规划中强调需要重新绘制中国的能源安全路线图，以通过推动电以及其他形式的能源给来降低对进的依赖。我们的分析显，到 2025 年，进原油在国内原油消费量中的占将降 50%，甚可能低 35%，天然和可再能源或将填补这空缺。中国 2022 年次能源消费结构Source:Bloomberg Intelligence中国 2022 年原油进构成Source:Bloomberg Intelligence7全球经济衰退的威胁纽约联储的衰退指标预油价将在 2024 年第季度前经历暗时期2024 年第季度之前，油价可能临更剧烈的波动，因为美国利率企及中国复苏乏对全球经济增和原油需求造成的寒蝉效应令交易员感到担忧。纽约联储预测的美国经济衰退概率达到 40 年来的最平，中国 4 制造业 PMI 低于 50，预着宗商品市场将出现硬着陆。衰退概率达到 40 年来最平油前景黯淡4，纽约联储预测的美国经济衰退概率达到 40 年来的最平，预着美国经济将在 12 个内（即2024 年 4 之前）硬着陆。这指标再次引发了对经济期放缓的担忧，给油需求带来巨阻。历史显，在过去 62 年中，只有 1974 年和 1980 年两次纽约联储的经济衰退概率超过 47%，随后1975 年和 1982 年出现了 GDP 萎缩。4的衰退概率为 40 年来最，预着油需求将幅下降，价格也将弱。纽约联储的经济衰退概率Source:Bloomberg Intelligence8中国制造业 PMI 下降或暗油需求疲弱中国制造业采购经理指数(PMI)在 3 环下降后，4 继续下，对原油和其他宗商品需求发出明显预警。除了疫情和俄罗斯侵乌克兰期间外，两者的需求直与 PMI 保持正相关。4 中国制造业PMI 指数从 3 的 51.9 降 49.2，意味着未来经济可能陷停滞，尽管中国经济重新开放，油 需求增速也会放缓。4 制造业 PMI 指数为 56.4，但该指数已从 3 的 58.2（12 年来最平）回落，表明服务业 PMI 的反弹已经疲软。美债收益率曲线倒挂预经济衰退、油价下跌收益率差为负表明，经济衰退险隐现且全球油需求趋疲软；者都可能对全球油价构成实质威胁。2022 年 10 25，3 个期与 10 年期美国国债的利差次转为负值，徘徊在零值下，且 11 8 以来直为负值。此前在 2022 年 7 5，2 年期和 10 年期美债的收益率差曾出现负值。收益率曲线倒挂表明投资者担忧美联储加息，这恐将引发下轮经济衰退。油价 vs.中国 PMISource:Bloomberg Intelligence2 年期-10 年期美债收益率差 vs.经济衰退Source:Bloomberg Intelligence9中国信贷脉冲或预原油需求和油价疲软2022 年初以来，中国信贷脉冲（私营领域的新增信贷占 GDP 的百分）直在 24%-27%的范围内波动。这表明决策者直保持谨慎，努避免加剧通胀和助投机。我们的分析显，基于每收盘价，信贷脉冲与 WTI 原油商业期货净持仓（滞后六个）2012 年以来有很强的相关性。在此期间，这两个变量在 2015 年和 2019 年两次同步底，当时信贷脉冲在 21%-23%的区间底。如果新增信贷没有增，原油需求及 WTI 的商业期货净持仓可能会停滞不前。如果中国在下半年或 2024 年第季度推出更多的经济刺激措施，油价也有可能反弹。中国信贷脉冲与 WTI 商业期货净持仓Source:Bloomberg Intelligence10WTI 原油平均价格Source:Bloomberg IntelligenceOPEC 减产中国复苏乏及绿转型考验供应 OPEC 临决断尽管中国经济复苏乏令需求前景黯淡，但减产仍是 OPEC 成员国增收的有策略，可通过推油价来吸引更多油美元。油价有助于海湾国家为系列超型项提供资，并在推进绿转型的过程中重塑的经济。沙特阿拉伯需要油价保持在每桶 76 美元才能维持财政盈亏平衡。OPEC 预转向价格观察模式OPEC 在 5 减产 160 万桶/的决定（包括俄罗斯减产的 50 万桶/），显了该组织将油价维持在 70-80 美元的明确意图，特别是在原油需求临美联储收紧政策、银业动荡以及中国经济增形势出现裂缝等多重威胁的情况下。OPEC 尚未对外公布其价格标，但截 5 19，WTI 原油的 1 个、2 个和 3 个平均期货价格跌 72.81-75.43 美元/桶。该组织已表准备调整产量，捍卫价格。仅在需求持续存在，或者 OPEC 进步减产以缓解即将到来的经济动荡冲击的情况下，WTI 原油价格才会徘徊在 76 美元上下。OPEC 对油价的捍卫是项艰巨的任务，这需要该组织内部保持最强的凝聚，并愿意将市场份额拱让给美国岩油。11沙特阿拉伯的财政平衡Source:Bloomberg Intelligence世界原油库存变化以及 OPEC 减产分配情况Source:Bloomberg Intelligence,OPEC,EIA,IEA油价要保持在 76 美元 沙特才能维持财政盈亏平衡对沙特阿拉伯，油价需要达到 70-80 美元的平，该国才能够在 2025 年前为经济转型（摆脱对化燃料的依赖）提供资，并改善财政状况。根据我们的分析以及国际货币基组织的估计，71.55 美元/桶的油价（5 19 的收盘价）将使沙特2023年的预算盈余占到 GDP 的 4.5%以上，2014-2020 年的平均年度字为 GDP 的 10.57%。新冠疫情后的收反弹显著加强了沙特阿拉伯的财政状况，其他 OPEC 成员国也迫切地想将油价转化为国内经济增。惠誉预计沙特阿拉伯 6,200 亿美元的主权财富基将继续增，这是该国期规划的核，旨在彻底改其依赖油的经济结构。OPEC 减产或可避免供应过剩随着 OPEC 从 5 起累计减产 160 万桶/（包括俄罗斯 3 起减产的 50 万桶/），原油市场或将在下半年重回短缺状态。我们的库存-价格模型显，假如全球需求保持稳定，那么美国原油库存或将在下半年减少约 5,000 万桶。不过，即使美国出现经济衰退，或是中国经济复苏陷停滞，原油市场下半年可能仍将处于供应短缺状态（尽管在收窄），这可能需要 OPEC 提供更多的持。这种情况可能导致油价出现更波动，并重新引发对通胀险的担忧，从给美联储的利率平衡作增添了些许不稳定性。关于彭博行业研究彭博业研究（Bloomberg Intelligence,BI）以独的视角提供全球 2000 多家公司、135 个业和市场的交互式数据和投资研究。我们的团队拥有 350 多名研究专家，帮助客户在快速变化的投资环境中信地做出决策。BI 分析 拥有来彭博的实时透明数据和 500 家第三数据的持，客户可以借助我们的这些数据 来完善及持他们的构想。彭博业研究仅 可通过彭博终端或彭博专业服务应获取。如需了解更多信息，请联系彭博客户代表或 申请产品介绍及演。14The data included in these materials are for illustrative purposes only.The BLOOMBERG TERMINAL service and Bloomberg data products(the“Services”)are owned and distributed by Bloomberg Finance L.P.(“BFLP”)except (i)in Argentina,Australia and certain jurisdictions in the Pacific islands,Bermuda,China,India,Japan,Korea and New Zealand,where Bloomberg L.P.and its subsidiaries(“BLP”)distribute these products,and(ii)in Singapore and the jurisdictions serviced by Bloombergs Singapore office,where a subsidiary of BFLP distributes these products.BLP provides BFLP and its subsidiaries with global marketing and operational support and service.Certain features,functions,products and services are available only to sophisticated investors and only where permitted.BFLP,BLP and their affiliates do not guarantee the accuracy of prices or other information in the Services.Nothing in the Services shall constitute or be construed as an offering of financial instruments by BFLP,BLP or their affiliates,or as investment advice or recommendations by BFLP,BLP or their affiliates of an investment strategy or whether or not to“buy”,“sell”or“hold”an investment.Information available via the Services should not be considered as information sufficient upon which to base an investment decision.The following are trademarks and service marks of BFLP,a Delaware limited partnership,or its subsidiaries:BLOOMBERG,BLOOMBERG ANYWHERE,BLOOMBERG MARKETS,BLOOMBERG NEWS,BLOOMBERG PROFESSIONAL,BLOOMBERG TERMINAL and BLOOMBERG.COM.Absence of any trademark or service mark from this list does not waive Bloombergs intellectual property rights in that name,mark or logo.All rights reserved.2019 Bloomberg.504912 0619了解更多如需了解更多信息，请在彭博终端 上按 键两次。北京 86 10 6649 7500上海 86 21 6104 3000法兰克福 49 69 9204 1210香港 852 2977 6000伦敦 44 20 7330 7500孟买 91 22 6120 3600纽约 1 212 318 2000旧金山 1 415 912 2960圣保罗 55 11 2395 9000新加坡 65 6212 1000悉尼 61 2 9777 8600东京 81 3 4565 data included in these materials are for illustrative purposes only.The BLOOMBERG TERMINAL service and Bloomberg data products(the“Services”)are owned and distributed by Bloomberg Finance L.P.(“BFLP”)except(i)in Argentina,Australia and certain jurisdictions in the Pacific islands,Bermuda,China,India,Japan,Korea and New Zealand,where Bloomberg L.P.and its subsidiaries(“BLP”)distribute these products,and(ii)in Singapore and the jurisdictions serviced by Bloombergs Singapore office,where a subsidiary of BFLP distributes these products.BLP provides BFLP and its subsidiaries with global marketing and operational support and service.Certain features,functions,products and services are available only to sophisticated investors and only where permitted.BFLP,BLP and their affiliates do not guarantee the accuracy of prices or other information in the Services.Nothing in the Services shall constitute or be construed as an offering of financial instruments by BFLP,BLP or their a affiliates,or as investment advice or recommendations by BFLP,BLP or their affiliates of an investment strategy or whether or not to“buy”,“sell”or“hold”an investment.Information available via the Services should not be considered as information sufficient upon which to base an investment decision.The following are trademarks and service marks of BFLP,a Delaware limited partnership,or its subsidiaries:BLOOMBERG,BLOOMBERG ANYWHERE,BLOOMBERG MARKETS,BLOOMBERG NEWS,BLOOMBERG PROFESSIONAL,BLOOMBERG TERMINAL and BLOOMBERG.COM.Absence of any trademark or service mark from this list does not waive Bloombergs intellectual property rights in that name,mark or logo.本材料中所包含数据仅供说明之。2023 彭博 2482002 0623

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请阅读最后一页免责声明及信息披露,贸易流向转移放缓,月俄罗斯石油出口下降,年月日,左前明能源行业首席分析师执业编号,联系电话,邮箱,胡晓艺石油化工行业研究助理邮箱,信达能源,产能周期下油服行业机遇渐显.

20人已浏览 2023-06-16 45页 5星级

请务必阅读正文之后的免责条款部分请务必阅读正文之后的免责条款部分Table,MainInfo2023,06,132023,06,13全球贸易重构全球贸易重构深化深化,油运油运景气破晓在望景气破晓在望油.

16人已浏览 2023-06-14 26页 5星级

石化央企估值修复,石化央企估值修复,一带一路,迎能源合作新机遇,一带一路,迎能源合作新机遇证券研究报告证券研究报告,优于大市,维持,优于大市,维持,分析师,邓分析师,邓勇,勇,SAC号码,号码,S08.

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目录引言.4一、石油石化行业 A 股上市公司发展指数.5二、石油石化行业 A 股上市公司高质量发展排行榜.6（一）石油石化行业 A 股上市公司综合排名.6（二）石油石化行业 A 股上市公司细分维度排名.8维度一、规模.81、总市值接近 3 万亿.82、总资产规模有所增长.93、营收规模大幅增长.104、净利润规模大幅增长.11维度二、成长性.125、多数企业销售规模实现增长.126、半数以上企业毛利润实现增长.137、半数以上企业核心利润增长.14维度三、股东回报.158、半数企业 ROE 下滑.15维度四、盈利性.169、半数以上企业毛利率下滑.1610、多数企业经营活动盈利性下滑.17维度五、研发投入.1811、行业研发费用率较低.18维度六、运营效率.1912、多数企业资产利用率提高.19维度七、利润质量.2013、多数企业经营活动变现能力减弱.2014、多数企业对上下游议价能力减弱.21维度八、造血能力.2215、中国石油、中国海油、中国石化造血能力明显优于其他公司.22维度九、投资活动.2316、中国石油、中国石化以绝对优势占据战略性投资规模前二.2317、23%的企业产能有所扩张.24维度十、筹资能力.2518、多数企业金融资产负债率提高.25附件一：发展指数说明.27附件二：排行榜说明.28引言引言2022 年度，石油石化行业 A 股上市公司整体发展质量略低于 A 股平均水平，较 2021 年度有所下降。具体看，行业 A 股上市公司的成长能力虽大幅下滑，但仍明显好于 A 股平均水平，但盈利能力与 A 股平均水平仍有不小的差距。截至 2022 年 12 月 31 日，石油石化行业 A 股上市公司共计 47 家（剔除银行及非银金融机构），总市值接近 3 万亿，市值超过 5000 亿的企业有中国石油、中国海油和中国石化 3 家，其中，中国石油市值接近 1 万亿，几乎占到了整个石油石化行业市值的 1/3。整体看，石油石化行业 A 股上市公司 2022 年度营收规模增长、净利润大幅提升，但主要由中国石化以及中国石油等公司贡献；个体来看，行业内大多数企业产品销售和盈利均实现增长，但大多数企业经营盈利性下滑，行业上市公司成长性有待进一步提高。2022 年度，多数石油石化行业 A 股上市公司资产利用率提高，运营效率有所改善。但行业 A 股上市公司的“日子”并没有改善，内多数企业经营活动变现能力减弱、对上下游的议价能力也在减弱。和恒咨询围绕“高成长、高效率、能赚钱”，对石油石化行业 A 股上市公司的高质量发展数据进行了加权计算，发现了排名前十的企业：中国海油、宇新股份、新潮能源、广汇能源、通源石油、石化油服、海油工程、中国石油、中曼石油以及泰山石油。一、石油石化行业一、石油石化行业 A A 股上市公司发展指数股上市公司发展指数截至 2022 年 12 月 31 日，石油石化行业 A 股上市共计 47 家，整体发展指数为 95.7，低于 A 股平均水平，环比下降 6.1，较去年同期下降。图 1：石油石化行业 A 股上市公司发展指数数据来源：和恒咨询分维度看，2022 年度石油石化行业 A 股上市公司发展指数 7 个能力维度指数中有 4 个指数大于临界值 100,3 个指数小于临界值 100。其中：1.成长能力指数、运营能力指数、投资能力指数和上下游议价能力指数高于临界值 100；2.研发能力指数、盈利能力指数和财务压力指数小于临界值 100。图 2：2022 年度石油石化行业 A 股上市公司发展指数各维度表现数据来源：和恒咨询2022 年度各维度指数环比 4 升 3 降。其中:1.研发能力指数保持稳定，四季度上升；2.成长能力指数高于临界值 100，四季度下降明显；3.盈利能力指数低于临界值 100；4.运营能力指数高于临界值 100；5.投资能力指数高于临界值 100，四季度上升明显。图 3：石油石化行业 A 股上市公司发展指数分项数据来源：和恒咨询2022 年度石油石化行业 A 股上市公司发展指数反映出所包含的上市公司运行情况有以下主要特点：行业 A 股上市公司研发能力指数远低于 A 股平均水平；成长能力指数在 2022 年第四季度下降明显，高于 A 股平均水平，行业经营活动造血能力增速低于 A 股平均水平；盈利能力指数低于 A 股平均水平；运营能力指数高于 A 股平均水平；财务压力指数低于 A 股平均水平；上下游议价能力指数高于 A 股平均水平，于 2022 年第四季度环比上升。二、二、石油石化行业石油石化行业 A A 股上市公司高质量发展排行榜股上市公司高质量发展排行榜（一）（一）石油石化行业石油石化行业 A 股上市公司综合排名股上市公司综合排名围绕“高成长、高效率、能赚钱”，通信行业 A 股上市公司综合排名前十的企业分别是：中国海油、宇新股份、新潮能源、广汇能源、通源石油、石化油服、海油工程、中国石油、中曼石油以及泰山石油。图：石油石化行业 A 股上市公司综合排名（2022 年报）（二）（二）石油石化行业石油石化行业 A 股上市公司细分维度排名股上市公司细分维度排名维度一、维度一、规模规模1、总市值总市值接近接近 3 万亿万亿总市值计算公式为：总市值=收盘价总股本。2022 年 12 月 31 日，石油石化行业 A 股上市公司总市值 29870 亿元。2050亿区间的上市公司 19 家，占比（40%）最多；50100 亿 5 家，占比 11%；超过1000 亿的上市公司有 5 家。图 1：2022 年 12 月 31 日石油石化行业 A 股上市公司市值分布（单位：家）图 2：石油石化行业 A 股上市公司总市值排行榜2、总资产总资产规模有所增长规模有所增长2022 年度石油石化上市公司整体总资产合计 71,974.29 亿元，同比增长7.94%，资产规模有所增长。其中，8 家石油石化行业 A 股上市公司总资产规模超过 1000 亿。榜单前三未发生改变，2022 年总资产第一名是中国石油（26,737.51 亿元），第二名是中国石化（19,486.40 亿元），第三名是中国海油（9,290.31 亿元）。此外，34 家石油石化企业总资产实现增长，其中 2 家增速超过 50%。图 3：石油石化行业 A 股上市公司总资产排行榜3、营营收规模大幅增长收规模大幅增长2022 年度石油石化上市公司整体营业收入合计 83,752.84 亿元，同比增长24.18%，营收规模增长。其中，6 家石油石化行业 A 股上市公司营业收入规模超过 1000 亿元。榜单前三未发生变化，2022 年营业收入第一名是中国石化（33,181.68 亿元），第二名是中国石油（32,391.67 亿元），第三名是中国海油（4,222.30 亿元）。此外，37 家石油石化行业 A 股上市公司营业收入实现增长，其中 9 家企业实现了 50%以上的增长，3 家营收增速超过 100%。图 4：石油石化行业 A 股上市公司营业收入排行榜4、净利润净利润规模大幅增长规模大幅增长2022 年度石油石化上市公司整体净利润合计 4,092.90 亿元，同比增长20.27%，净利润规模大幅增长。其中 4 家企业净利润规模突破 100 亿元。榜单前三未发生改变，2022 年净利润第一名是中国石油（1,639.77 亿元），第二名是中国海油（1,416.77 亿元），第三名是中国石化（757.58 亿元）。此外，21 家石油石化企业净利润实现增长，14 家净利润下滑，7 家出现亏损，其中 14 家企业实现了 50%以上的高速增长，9 家企业净利增幅更是超过 100%。图 5：石油石化行业 A 股上市公司净利润排行榜维度二、维度二、成长性成长性5、多数企业销售规模实现增长多数企业销售规模实现增长2022 年度石油石化行业 A 股上市公司 37 家实现营业收入增长，10 家营业收入出现下滑。多数石油石化行业 A 股上市公司销售规模实现增长。图 6：石油石化行业 A 股上市公司营业收入增速排行榜6、半数以上企业半数以上企业毛利润毛利润实现增长实现增长2022 年度石油石化行业 A 股上市公司 25 家实现毛利润增长，20 家毛利润出现下滑，石油石化过半数上市公司毛利润增长。图 7：石油石化行业 A 股上市公司毛利润增速排行榜7、半数以上企业核心利润增长半数以上企业核心利润增长核心利润是指企业自身开展经营活动所产生的经营成果，剔除投资收益、政府补贴等非经营活动的影响，还原企业经营活动真实的盈利能力。核心利润=营业收入-营业成本-税金及附加-研发费用-销售费用-管理费用-利息费用。2022 年度石油石化行业 A 股上市公司 20 家核心利润增长，13 家核心利润出现下滑。图 8：石油石化行业 A 股上市公司核心利润增速排行榜维度三、维度三、股东回报股东回报8、半数企业半数企业 ROE 下滑下滑股份巴菲特曾经说过，如果非要我选择用一个指标进行选股，我会选择 ROE。公司能够创造并维持高水平的 ROE 是可遇而不可求的，这样的事情实在太少了。因为当公司规模扩大的时候，维持高 ROE 是极其困难的事情。ROE，即净资产收益率，是净利润与平均股东权益的百分比，反映了股东权益的收益水平，衡量了公司运用自有资本的效率。通常来说，ROE 越高，说明每单位净资产带来的收益越高。2022 年报石油石化行业 A 股上市公司中 5 家公司 ROE 超过 20%。其中，榜单前三发生改变，2022 年 ROE 第一名是仁智股份（63.78%），第二名是广汇能源（45.53%），第三名是中国海油（26.29%）。较去年同期，24 家公司 ROE 改善，23 家 ROE 降低。图 9：石油石化行业 A 股上市公司 ROE 排行榜维度四、维度四、盈利性盈利性9、半数以上企业半数以上企业毛利率毛利率下滑下滑毛利率=（营业收入-营业成本）营业收入，代表了企业产品的市场竞争力，一般来讲，毛利率越高，产品的市场竞争力越强，同时也与企业的销售策略有关。2022年度石油石化行业A股上市公司中毛利率超过50%的有4家。其中，2022年毛利率第一名是 ST 洲际（67.48%），第二名是新潮能源（65.53%），第三名是中国海油（53.05%）。较去年同期，18 家公司毛利率改善，29 家毛利率下滑。图 10：石油石化行业 A 股上市公司毛利率排行榜10、多数企业经营活动盈利性下滑多数企业经营活动盈利性下滑核心利润率=核心利润营业收入，剔除了投资活动、政府补助等非经营活动的影响，反映了企业经营活动的盈利性。一般来讲，核心利润率越高，企业经营活动的盈利性就越强。2022 年度石油石化行业 A 股上市公司有 2 家公司核心利润率超过 30%，35家低于 5%。其中，榜单前三发生改变，2022 年核心利润率第一名是新潮能源（49.54%），第二名是中国海油（45.20%），第三名是中曼石油（24.60%）。较去年同期，17 家公司经营活动盈利性改善，30 家公司经营活动盈利性下滑。图 11：石油石化行业 A 股上市公司核心利润率排行榜维度五、研发投入维度五、研发投入11、行业行业研发费用率研发费用率较低较低研发费用是指研究与开发某项目所支付的费用，反映了企业对研发的重视程度。一般来讲，研发费用越高，企业对研发的重视程度越高，但也与企业自身的资金实力以及对研发投入的费用化与资本化的选择有关。2022 年度研发费用第一名是中国石油（200.16 亿元），第二名是中国石化（127.73 亿元），第三名是荣盛石化（43.67 亿元）。2022 年研发费用率第一名是贝肯能源（5.18%），第二名是博迈科（5.12%），第三名是恒泰艾普（4.65%）。图 12：石油石化行业 A 股上市公司研发费用率排行榜维度六、维度六、运营效率运营效率12、多数企业资产利用率提高多数企业资产利用率提高总资产周转率是企业一定时期的销售收入净额与平均资产总额之比，它是衡量资产投资规模与销售水平之间配比情况的指标。总资产周转率是考察企业资产运营效率的一项重要指标，体现了企业经营期间全部资产从投入到产出的流转速度，反映了企业全部资产的管理质量和利用效率。一般情况下，该数值越高，表明企业总资产周转速度越快，销售能力越强，资产利用效率越高。2022 年度石油石化行业 A 股上市公司中 0 家公司总资产周转率低于 0.2。2022 年总资产周转率第一名是大庆华科（3.70），第二名是岳阳兴长（2.50），第三名是 ST 实华（2.10）。较去年同期，29 家公司资产利用效率提高，18 家公司资产利用效率降低。图 13：石油石化行业 A 股上市公司总资产周转率排行榜维度七、维度七、利润质量利润质量13、多数企业经营活动变现能力减弱多数企业经营活动变现能力减弱核心利润获现率=经营活动产生的现金流量净额（核心利润 其他收益），反映企业经营活动会计处理的利润数字转变为真金白银的能力。一般来讲，核心利润获现率越高，经营活动利润的含金量越高，核心利润获现率在 1.21.5 属于较好，但也与行业/区域特性有关。2022 年度石油石化行业 A 股上市公司 19 家公司核心利润获现率超过 1.2。榜单前三发生改变，2022 年核心利润获现率第一名是 ST 实华（55.69），第二名是渤海化学（30.59），第三名是泰山石油（4.91）。较去年同期，16 家公司经营活动变现能力增强，23 家公司经营活动变现能力减弱。图 14：石油石化行业 A 股上市公司核心利润获现率排行榜14、多数企业对上下游议价能力减弱多数企业对上下游议价能力减弱经营活动变现能力主要受经营活动盈利能力、存货政策和两头吃能力三方面的影响，其中上下游资金占用比例是反映两头吃能力的重要指标。上下游资金占用比例=（上游资金占用规模 下游资金占用规模）营业收入，表示单位收入可以占用上下游/需要为上下游垫付的资金量，反映企业对上下游的议价能力。该比例为正值且越大，表示占用上下游越多的资金，该比例为负值且越小，表示被上下用占用越多的资金。2022 年度石油石化行业 A 股上市公司 22 家公司能够占用上下游资金，25家公司被上下游占用资金。榜单前三未发生改变，2022 年对上下游议价能力第一名是潜能恒信（36.30%），第二名是蓝焰控股（32.64%），第三名是泰山石油（26.58%）。较去年同期，21 家公司对上下游议价能力增强，26 家公司对上下游议价能力减弱。其中，对上游，上市公司中 42 家公司能占用上游资金，有 5 家被上游占用资金；对下游，上市公司中有 11 家公司能够占用下游资金，其余 36 家企业全部被下游占用资金。图 15：石油石化行业 A 股上市公司上下游资金占用比例排行榜维度八、维度八、造血能力造血能力15、中国石油、中国海油、中国石化中国石油、中国海油、中国石化造血能力造血能力明显优于其他公司明显优于其他公司企业主要有两大造血点，一个是经营活动，通过经营活动产生现金流量金额反映，另一份是投资活动，通过投资收益产生的现金反映。一般来讲，造血能力规模越大，反映企业的造血能力越强。2022 年度石油石化行业 A 股上市公司榜单前三发生改变，2022 年造血能力规模第一名是中国石油（4,075.09 亿元），第二名是中国海油（2,114.26 亿元），第三名是中国石化（1,302.38 亿元）。图 16：石油石化行业 A 股上市公司造血能力排行榜维度九、维度九、投资活动投资活动16、中国石油、中国石化以绝对优势占据中国石油、中国石化以绝对优势占据战略性投资规模战略性投资规模前二前二企业的投资分为战略性与非战略性，其中战略性投资反应企业的战略与发展潜力，而非战略性投资主要为企业短期的盈利行为。其中战略性投资主要包括两点，一个是用于产能的建设，在报表中一般列示为在购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金，一个是用于对外并购或企业战略性股权投资，报表中一般列示为取得子公司及其他营业单位支付的现金净额。一般来讲，该数值越大，公司与战略相关的投资规模越大，未来的发展潜力越大。2022 年度石油石化行业 A 股上市公司榜单前三未发生改变，2022 年战略性投资规模第一名是中国石油（2,442.12 亿元），第二名是中国石化（1,804.08亿元），第三名是中国海油（947.54 亿元）。图 17：石油石化行业 A 股上市公司战略性投资排行榜17、23%的企业的企业产能产能有所有所扩张扩张产能扩张比例=长期经营资产净投入期初长期经营性资产，反映公司长期性资产扩张的投资决策，公司采取的是扩张、维持还是收缩战略。一般来讲，该数值越大，企业表现出越明显的产能扩张。2022 年度石油石化行业 A 股上市公司中有 3 家产能扩展比例大于 100%。榜单前三发生改变，2022 年产能扩张比例第一名是润贝航科（169.90%），第二名是岳阳兴长（141.06%），第三名是宇新股份（127.15%）。图 18：石油石化行业 A 股上市公司产能扩张比例排行榜维度十、维度十、筹资能力筹资能力18、多数企业多数企业金融资产负债率金融资产负债率提高提高负债主要包括金融负债（如短期借款等）与经营负债（如应付票据和应付账款等），其中金融负债反映企业的输血能力，经营负债反映企业的造血能力。金融资产负债率=金融性负债总资产总计，反映企业对输血的依赖。该数值越大，企业对输血的依赖越大，偿债压力越大。2022 年度石油石化行业 A 股上市公司中有 6 家金融资产负债率高于 50%。榜单前三发生改变，2022 年金融资产负债率第一名是东方盛虹（63.98%），第二名是恒逸石化（60.20%），第三名是统一股份（60.13%）。较去年同期，28 家公司金融负债率增加，19 家公司金融负债率减少。图 19：石油石化行业 A 股上市公司金融资产负债率排行榜附件一：发展指数说明附件一：发展指数说明行业上市公司发展指数是反映行业上市公司运行状况的综合指数。统计数据来源于行业上市公司 2022 年报公开数据，通过对相应行业的 A 股上市公司进行调查，根据行业上市公司对 A 股（剔除金融类与类金融上市公司）的相对运行表现编制而成，是反映行业上市公司经济运行状况的综合指数。行业上市公司发展指数的取值范围为 0200 之间：（1）100 作为指数的质量临界值；（2）100200 为优质区间，表明该行业上市公司相对于 A 股上市公司经营发展质量更高或更加健康，越接近 200 质量越高；（3）0100 为质量存疑区间，表明该行业上市公司较 A 股上市公司存在经营发展质量差距或风险更高，越接近 0 质量越低。行业上市公司发展指数具体包括七大维度：研发能力、成长能力、盈利能力、运营能力、投资能力、财务压力和上下游议价能力，根据不同维度的重要程度赋予不同权重。图：分维度指数解释附件二：排行榜说明附件二：排行榜说明和恒咨询围绕“高成长、高效率、能挣钱”，利用核心利润增速（权重25%）、经营资产报酬率（权重 30%）、ROE（权重 10%）、核心利润获现率（权重 25%）、金融负债率（权重 10%）五个指标，对行业内上市公司高质量发展数据进行综合加权打分，最终得出综合排名。除此以外，和恒咨询还通过 9 个维度 18 个财务指标对行业内上市公司进行排名（截取排名前 30），通过细分维度“排行榜”体现企业发展变动。图：图：排行榜指标说明其中，总市值计算公式为：总市值=收盘价总股本。核心利润是指企业自身开展经营活动所产生的经营成果，剔除投资收益、政府补贴等非经营活动的影响，还原企业经营活动真实的盈利能力。核心利润=营业收入-营业成本-税金及附加-研发费用-销售费用-管理费用-利息费用。ROE，即净资产收益率，是净利润与平均股东权益的百分比，反映了股东权益的收益水平，衡量了公司运用自有资本的效率。通常来说，ROE 越高，说明每单位净资产带来的收益越高。毛利率=（营业收入-营业成本）营业收入，代表了企业产品的市场竞争力，一般来讲，毛利率越高，产品的市场竞争力越强，同时也与企业的销售策略有关。核心利润率=核心利润营业收入，剔除了投资活动、政府补助等非经营活动的影响，反映了企业经营活动的盈利性。一般来讲，核心利润率越高，企业经营活动的盈利性就越强。研发费用是指研究与开发某项目所支付的费用，反映了企业对研发的重视程度。一般来讲，研发费用越高，企业对研发的重视程度越高，但也与企业自身的资金实力以及对研发投入的费用化与资本化的选择有关。总资产周转率是企业一定时期的销售收入净额与平均资产总额之比，它是衡量资产投资规模与销售水平之间配比情况的指标。总资产周转率是考察企业资产运营效率的一项重要指标，体现了企业经营期间全部资产从投入到产出的流转速度，反映了企业全部资产的管理质量和利用效率。一般情况下，该数值越高，表明企业总资产周转速度越快，销售能力越强，资产利用效率越高。核心利润获现率=经营活动产生的现金流量净额（核心利润 其他收益），反映企业经营活动会计处理的利润数字转变为真金白银的能力。一般来讲，核心利润获现率越高，经营活动利润的含金量越高，核心利润获现率在1.21.5 属于较好，但也与行业特性有关。经营活动变现能力主要受经营活动盈利能力、存货政策和两头吃能力三方面的影响，其中上下游资金占用比例是反映两头吃能力的重要指标。上下游资金占用比例=（上游资金占用规模 下游资金占用规模）营业收入，表示单位收入可以占用上下游/需要为上下游垫付的资金量，反映企业对上下游的议价能力。该比例为正值且越大，表示占用上下游越多的资金，该比例为负值且越小，表示被上下用占用越多的资金。企业主要有两大造血点，一个是经营活动，通过经营活动产生现金流量金额反映，另一份是投资活动，通过投资收益产生的现金反映。一般来讲，造血能力规模约大，反映企业的造血能力越强。企业的投资分为战略性与非战略性，其中战略性投资反应企业的战略与发展潜力，而非战略性投资主要为企业短期的盈利行为。其中战略性投资主要包括两点，一个是用于产能的建设，在报表中一般列示为在购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金，一个是用于对外并购或企业战略性股权投资，报表中一般列示为取得子公司及其他营业单位支付的现金净额。一般来讲，该数值越大，公司与战略相关的投资规模越大，未来的发展潜力越大。产能扩张比例=长期经营资产净投入期初长期经营性资产，反映公司长期性资产扩张的投资决策，公司采取的是扩张、维持还是收缩战略。一般来讲，该数值越大，企业表现出越明显的产能扩张。负债主要包括金融负债（如短期借款等）与经营负债（如应付票据和应付账款等），其中金融负债反映企业的输血能力，经营负债反映企业的造血能力。金融资产负债率=金融性负债总资产总计，反映企业对输血的依赖。该数值越大，企业对输血的依赖越大，偿债压力越大。

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Table_yemei1 观点聚焦 Investment Focus Table_yejiao1 本研究报告由海通国际分销，海通国际是由海通国际研究有限公司，海通证券印度私人有限公司，海通国际株式会社和海通国际证券集团其他各成员单位的证券研究团队所组成的全球品牌，海通国际证券集团各成员分别在其许可的司法管辖区内从事证券活动。关于海通国际的分析师证明，重要披露声明和免责声明，请参阅附录。(Please see appendix for English translation of the disclaimer)研究报告 Research Report 15 May 2023 中国石油石化中国石油石化 China Petroleum and Petrochemical 行业专题报告：氢能系列报告之二：氢的制取 Hydrogen Energy Report II:Hydrogen Production Table_Info 股票名称 评级 股票名称 评级 中国石油 Outperform 华润材料 Outperform 中国石化 Outperform 东华能源 Outperform 中国海油 Outperform 九丰能源 Outperform 荣盛石化 Outperform 石大胜华 Outperform 恒力石化 Outperform 华锦股份 Outperform 东方盛虹 Outperform 维远股份 Outperform 新奥股份 Outperform 滨化股份 Outperform 广汇能源 Outperform 海优新材 Outperform 中海油服 Outperform 卓然股份 Outperform 卫星化学 Outperform 卓越新能 Outperform 桐昆股份 Outperform 同益中 Outperform 上海石化 Outperform 德美化工 Outperform 中油工程 Outperform 蒙泰高新 Outperform 齐翔腾达 Outperform 万凯新材 Outperform 纳微科技 Outperform 鹿山新材 Outperform 新凤鸣 Outperform 和顺科技 Outperform 资料来源：Factset,HTI Related Reports 汽车涂料概述（Overview of Automotive Coatings）(9 May 2023)加强中东能源合作，关注石化投资机会（Enhance Energy Cooperation In The Middle East And Focus On Investment Opportunities In Petrochemicals）(23 Apr 2023)坚持增储上产，加强化石能源清洁高效利用（Persist In Increasing Reserves and Production&Strengthen The Clean And Efficient Utilization Of Fossil Energy）(16 Apr 2023)(Please see APPENDIX 1 for English summary)核心结论。核心结论。氢的制取主要有三种较为成熟的技术路线。一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；三是电解水制氢。据中国氢能联盟，氢能产业发展初期，增量侧，将以工业副产氢就近供给为主；中期（2030 年），将以可再生能源发电制氢、煤制氢等大规模集中稳定供氢为主；远期（2050 年），将以可再生能源发电制氢为主。煤气化过程中碳与水蒸气反应产生煤气化过程中碳与水蒸气反应产生 H2，该反应为煤化工制，该反应为煤化工制氢关键。氢关键。煤的气化过程是热化学过程。它是以煤或焦炭为原料，以氧气、水蒸气等为气化剂，在高温条件下，通过化学反应把煤或焦炭中的可燃部分转化为气体的过程。这些反应中，碳与水蒸气反应的意义最大，它参与各种煤气化过程，此反应为强吸热过程。气化生成的混合气称为水煤气，水煤气的主要成分为CO 和 H2。天然气水蒸气转化过程中甲烷与水蒸气反应产生天然气水蒸气转化过程中甲烷与水蒸气反应产生 H2，该反，该反应为天然气制氢关键。应为天然气制氢关键。目前工业上由天然气制合成气的技术主要有蒸汽转化法和部分氧化法。其中，蒸汽转化法为天然气制合成气的技术的主要方法。蒸汽转化法是在催化剂存在及高温条件下，使甲烷等烃类与水蒸气反应，生成 H2、CO 等混合气，该反应为强吸热反应，需要外界供热。此法技术成熟，目前广泛应用于生产合成气、纯氢气和合成氨原料气。工业副产氢主要分为：煤干馏副产氢；烃类热裂解副产工业副产氢主要分为：煤干馏副产氢；烃类热裂解副产氢；氯碱工业副产氢。氢；氯碱工业副产氢。煤干馏是在隔绝空气条件下加热煤，使其分解生成焦炭、煤焦油、粗苯和焦炉气（H2和 CH4）的过程。烃类热裂解法是将石油系烃类燃料经高温作用，使烃类分子发生碳链断裂或脱氢反应，生成相对分子质量较小的烯烃、烷烃和其他相对分子质量不同的轻质和重质烃类。氯碱副产氢气，品质高，直接适用于氢燃料电池使用。采用氯碱氢能绿电自用新模式，可直接节约电解用电量的 1/4 左右。电解水制氢技术未来将成为主流。电解水制氢技术未来将成为主流。碱性水电解，质子交换膜电解和固体氧化物电解是目前电解水制氢的三种技术方法。而低温技术下，碱水制氢和PEM具备较高的技术成熟度，高温SOE技术仍处于实验室阶段。碱水制氢使用浓缩碱液作为电解质，需要将产物气体分离，以防止产物气体混合。PEM 使用润湿聚合物膜作为电解质，贵金属如铂和铱的氧化物作为电催化剂。SOE 技术是将气态水被转化为氢气和氧气，且反应温度在 700到 900之间。Table_Author Junjun Zhu Xin Hu Borong Li 7085100115130May-22Aug-22Nov-22Feb-23May-23HAI China Petroleum and PetrochemicalMSCI China 15 May 2023 2 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 投资建议。投资建议。我们认为，传统能源企业发展“绿电制绿氢”具有可持续发展驱动力和产业、技术等方面优势。建议关注：（1）氢能全产业链企业，中国石化；中中国石化；中国石油国石油（2）绿电制绿氢企业，宝丰能源宝丰能源；（3）制氢领域开展低成本副产氢多元耦合项目企业，卫星化学，东华能源卫星化学，东华能源。风险提示：风险提示：氢能技术发展不及预期；政策支持力度不及预期。FZiXYZjZ9Y4WlY0XlXdUaQ9RaQnPqQnPoNkPpPrMeRnMoR7NnNwPwMqNrQxNnRtP 15 May 2023 3 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 1.氢能供应体系重塑氢能供应体系重塑 氢的制取主要有三种较为成熟的技术路线。氢的制取主要有三种较为成熟的技术路线。一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；三是电解水制氢，主要包括碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢和固体氧化物电解水制氢。生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术路线仍处于实验和开发阶段，产收率有待进一步提升，尚未达到工业规模制氢要求。据中国氢能联盟，氢能产业发展初期（至 2025 年），作为燃料增量有限，工业副产制氢因成本较低，且接近消费市场，将以工业副产氢就近供给为主，同时积极推动可再生能源发电制氢规模化、生物制氢等多种技术研发示范；中期（2030年），将以可再生能源发电制氢、煤制氢配合 CCS 等大规模集中稳定供氢为主，工业副产氢为补充手段；远期（2050 年），将以可再生能源发电制氢为主，煤制氢配合 CCS 技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充。氢能供应体系将逐步以绿氢为基础进行重塑。氢能供应体系将逐步以绿氢为基础进行重塑。2021 年，我国氢气产能约为 4100 万吨，产量约为 3300 万吨，其中化石能源制氢和工业副产氢为主，而绿氢在氢能供应结构中占比很小（电解水制氢占比仅为 1%）。在消费侧，氢气主要作为原料用于化工（如合成甲醇、合成氨）、炼油等工业领域。着眼中长期，我们预计2060 年我国氢气需求量 1.3 亿吨，氢能占终端能源消费的比重约为 20%。在碳中和情景下，若基于目前以化石能源制氢为主体的氢能供应体系，氢气生产的碳排放量我们预计为 10 亿吨/年，远高于碳汇所能中和的碳排放量。因此，在推动实现碳中和目标的过程中，氢能供应体系需逐步以绿氢为基础进行重塑，辅以加装碳捕集装置的化石能源制氢方式，才能改变氢能生产侧的高碳格局。图图1 当前氢流图（万吨）当前氢流图（万吨）资料来源：杜忠明我国绿氢供应体系建设思考与建议，HTI 图图2 碳中和愿景下氢流图（万吨）碳中和愿景下氢流图（万吨）资料来源：杜忠明我国绿氢供应体系建设思考与建议，HTI 2.国内外氢能制备的历程国内外氢能制备的历程 煤制氢历史悠久，通过气化技术将煤炭转化为合成气，再经水煤气变换分离处理以提取高纯度的氢气，是制备合成氨、甲醇、液体燃料、天然气等多种产品的原料。天然气制氢技术中，蒸汽重整制氢较为成熟，也是国外主流制氢方式。工业副产氢气主要分布在钢铁、化工等行业，提纯利用其中的氢气，既能提高资源利用效率和经济效益，又可降低大气污染，改善环境。电解水技术来自于航天科技，最早是为了生产航空燃料。15 May 2023 4 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 煤化工。煤化工。煤气化制氢技术已有一百余年发展历史，可分为三代技术：第一代技术是德国在 20 世纪 20-30 年代开发的常压煤气化工艺，典型工艺包括碎煤加压气化 Lurgi 炉的固定床工艺、常压 Winkler 炉的流化床和常压 KT 炉的气流床等，这些工艺都以氧气为气化剂，实行连续操作，气化强度和冷煤气效率得到较大提高。第二代技术是 20 世纪 70 年代由德国、美国等国家在第一代技术的基础上开发的加压气化工艺。我国煤气化制氢工艺主要用于合成氨的生产，多年来开发了一批具有自主知识产权的先进煤气化技术，如多喷嘴水煤浆气化技术、航天炉技术、清华炉技术等。第三代技术主要有煤催化气化、煤等离子体气化、煤太阳能气化和煤核能余热气化等，目前仍处于实验室研究阶段。天然气化工。天然气化工。世界上约有 50 个国家不同程度地发展了天然气化工。天然气化工比较发达的国家有美国、俄罗斯、加拿大等。美国发展天然气化工最早，产品品种和产量目前居首位。在世界合成氨产量中，约 80%以天然气为原料。世界甲醇（甲醇生产以合成气为原料，合成气成分为H2和CO）生产中70%以天然气为原料。天然气为原料的乙烯装置生产能力约占世界乙烯生产能力的 32%。中国天然气化工始于 20 世纪 60 年代初，现已初具规模，主要分布四川、黑龙江、辽宁等地。我国天然气制氢主要用于生产氮肥，其次是生产甲醇、甲醛、乙炔等。电解水制氢。电解水制氢。碱性水电解在 20 世纪前后开始实现碱性水电解制氢技术的工业化应用，在经历了单极性到双极性、小型到大型、常压型到加压型、手动控制到全自动控制的发展历程后，碱性水电解制氢技术已逐步进入成熟的工业化应用阶段。20世纪70年代起，质子交换膜（PEM）水电解制氢技术开始获得发展，并以其制氢效率高、设备集成化程度高及环境友好等特点成为水电解技术的研究重点，逐步实现从小型化到兆瓦级的发展。未来电解水制氢技术将成为主流。未来电解水制氢技术将成为主流。美国、日韩和欧洲均将电解水制氢技术视为未来的主流发展方向，聚焦碱水制氢技术规模化和 PEM 制氢技术产业化，重点围绕“电解效率”、“耐久性”和“设备成本”三个关键降本性能指标推进整体技术研发，电解水制氢成本结构与关键技术分析。目前，PEM 制氢技术的瓶颈在于设备成本较高、寿命较低，且实际的电解效率还远低于理论效率（其制氢效率潜力有望超出碱水制氢技术），因此欧美发达国家正重点开展技术攻关以突破技术瓶颈，实现PEM 制氢技术的更大发展。固体氧化物制氢技术采用水蒸气电解，高温环境下工作，理论能效最高，但该技术尚处于实验室研发阶段。3.化石能源制氢向清洁低碳转型化石能源制氢向清洁低碳转型 3.1 合成气合成气 变换反应是化石能源制氢的核心基理变换反应是化石能源制氢的核心基理 合成气（合成气（CO H2）是有机原料）是有机原料之一，也是氢气和一氧化碳的来源。之一，也是氢气和一氧化碳的来源。合成气（Syngas）系指一氧化碳和氢气的混合气。合成气中 H2与 CO 的比值随原料和生产方法的不同而异，其 H2/CO 的摩尔比为 1/2 至 3/1。合成气是有机合成原料之一，也是氢气和一氧化碳的来源，在化学工业中有着重要作用。制造合成气的原料多样，许多含碳资源如煤、天然气、石油馏分、农林废料、城市垃圾等均可用来制造合成气。利用合成气可以转化成液体和气体燃料、大宗化学品和高附加值的精细有机合成产品，实现这种转化的重要技术是 C1化工技术（凡包含一个碳原子的化合物，如CH4、CO、CO2、HCN、CHOH 等参与反应的化学，称为 C1化学，涉及 C1化学反应的工艺过程和技术称为 C1化工）。自从 20 世纪 70 年代后期以来，C1化工得到世界各国较大重视，以天然气和煤炭为基础的合成气转化制备化工产品的研究广泛开展。15 May 2023 5 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 变换反应进一步调节合成气（变换反应进一步调节合成气（CO H2）中的碳氢比，是工业制氢的重要）中的碳氢比，是工业制氢的重要反应。反应。水煤气变换反应(water gas shift，英文缩写 WGS)，是以 CO 和 H2O 为原料，在催化剂的作用下生成 H2和 CO2的过程。该反应是工业制氢过程中的一个重要反应，亦可用于调节合成气加工过程中的 H2/CO 比例，在合成氨、合成甲醇等传统工业领域及燃料电池领域均有广泛应用。一氧化碳变换反应是可逆放热反应，而且反应热随温度升高而减小。变换过程要看对合成气具体使用目的来决定取舍。变换是 CO 和 H2O 反应生成H2和 CO2的过程，可增加 H2量，降低 CO 量，当需要 CO 含量高时，应取消变换过程，当需要 CO 含量低时，则要设置变换过程。如果只需要 H2而不需要 CO 时，需设置高温变换和低温变换以及脱除微量 CO 的过程。表表 1 由合成气合成一些有机物所需要的由合成气合成一些有机物所需要的 H2与与 CO 摩尔比摩尔比 产品产品 总反应式总反应式 H2/CO 摩尔比摩尔比 产品产品 总反应式总反应式 H2/CO 摩尔比摩尔比 甲醇 CO 2H2CH3OH 2/1 甲基丙烯酸 4CO 5H2CH2C(CH3)COOH 2H2O 5/4 乙烯 2CO 4H2C2H4 2H2O 2/1 醋酸乙烯 4CO 5H2CH3COOCHCH2 2H2O 5/4 乙醛 2CO 3H2CH3CHO H2O 3/2 醋酸 2CO 2H2CH3COOH 1/1 乙二醇 2CO 3H2HOCH2CH2OH 3/2 醋酐 4CO 4H2(CH3CO)2O H2O 1/1 丙酸 3CO 4H2CH3CH2COOH H2O 4/3-资料来源：米镇涛化学工艺学，HTI 合成气主要有煤制，天然气制，和油制三种生产方法。合成气主要有煤制，天然气制，和油制三种生产方法。合成气分为三种方法，分别为以煤为原料的生产方法，以天然气为原料的生产方法，以重油或渣油为原料的生产方法。（1）以煤为原料的生产方法。）以煤为原料的生产方法。有间歇和连续操作两种方式。连续式生产效率高，技术较先进，它是在高温下以水蒸气和氧气为气化剂，与煤反应生成 CO 和 H2等气体，这样的过程称为煤的气化。因为煤中氢含量相当低，所以煤制合成气中H2/CO 比值较低，适于合成有机化合物。（2）以天然气为原料的生产方法。）以天然气为原料的生产方法。主要有转化法和部分氧化法。目前工业上多采用水蒸气转化法，该方法制得的合成气中 H2/CO 比值理论上为 3，有利于用来制造合成氨或氢气；用来制造其他有机化合物时（例如甲醇、醋酸、乙烯、乙二醇等），比值需要再加调整。（3）以重油或渣油为原料的生产方法。）以重油或渣油为原料的生产方法。主要采用部分氧化法，即在反应器中通入适量的氧和水蒸气，使氧与原料油中的部分烃类燃烧，放出热量并产生高温，另一部分烃类则与水蒸气发生吸热反应而生成 CO 和 H2，调节原料中油、H2O 与 O2的相互比例，可达到自热平衡而不需要外供热。合成气主要合成气主要应用于合成氨，合成甲醇等。应用于合成氨，合成甲醇等。工业合成气主要应用于合成氨，合成甲醇，合成醋酸，烯烃的氢甲酰化产品，合成天然气、汽油和柴油等。其中，合成气制甲醇，再由甲醇制乙烯，是煤制烯烃的主要途径。（1）合成氨。）合成氨。合成氨工艺由含碳原料与水蒸气、空气反应制成含 H2和 N2的粗原料气，再经精细地脱除各种杂质，得到 H2:N2体积比为 3:1 的合成原料气，使其在400-450、8-15MPa 及铁催化剂条件下进行。氨的最大用途是制氮肥，氨还是重要的化工原料，它是目前世界上产量最大的化工产品之一。15 May 2023 6 Table_header2 中国石油石化中国石油石化（2）合成甲醇。）合成甲醇。将合成气中 H2/CO 的摩尔比调整为 2.2 左右，在 260-270，5-10MPa 及铜基催化剂作用下可以合成甲醇。甲醇可用于制醋酸、醋酐、甲醛、甲酸甲酯、甲基叔丁基醚（MTBE）等产品。（3）合成其他产品。合成醋酸：）合成其他产品。合成醋酸：首先将合成气制成甲醇，再将甲醇与 CO 基化合成醋酸。合成烯烃的氢甲酰化产品：烯烃与合成气或一定配比的 CO 及 H2在过渡金属配位化合物的催化作用下发生加成反应，生成比原料烯烃多一个碳原子的醛。合成天然气：合成天然气：在镍催化剂作用下，合成气进行甲烷化反应，生成甲烷，称之为合成天然气（SNG），热值比 CO 和 H2高。图图3 由合成气为原料生产的主要化工产品由合成气为原料生产的主要化工产品 资料来源：米镇涛化学工艺学，HTI 整理 3.2 煤制氢煤制氢 3.2.1 煤化工工艺路线煤化工工艺路线 煤是由含碳、氢的多种结构的大分子有机物和少量硅、铝、铁、钙、镁的无机矿物质组成。由于成煤过程的时间不同，有泥煤、褐煤、烟煤和无烟煤之分。按质量分数计，泥煤含碳量为 60%-70%，褐煤含碳量为 70%-80%，烟煤含碳量为 80%-90%，无烟煤含碳量高达 90%-93%。煤中氢和氧元素的含量顺序是：泥煤褐煤烟煤无烟煤。煤的综合利用可同时为能源、化工和冶金提供有价值的原料。煤化工加工路线主要有以下几种。（1）煤干馏（）煤干馏（coal carbonization）。）。是在隔绝空气条件下加热煤，使其分解生成焦炭、煤焦油、粗苯和焦炉气的过程。煤干馏过程又分为煤的高温干馏和煤的低温干馏两类。煤的高温干馏（炼焦）：煤的高温干馏（炼焦）：在炼焦炉中隔绝空气于 900-1100进行的干馏过程。产生焦炭、焦炉气、粗苯、氨和煤焦油等。煤的低温干馏：煤的低温干馏：在较低终温（500-600）下进行的干馏过程，产生半焦、低温焦油和煤气等产物。煤干馏也是工业副产氢的来源。15 May 2023 7 Table_header2 中国石油石化中国石油石化（2）煤气化（煤气化（coal gasification）。）。是指在高温（900-1300）下使煤、焦炭或半焦等固体燃料与气化剂反应，转化成主要含有 H2、CO 等气体的过程。生成的气体组成随固体燃料性质、气化剂种类、气化方法、气化条件的不同而有差别。气化剂主要是水蒸气、空气或氧气。煤干馏制取化工原料只能利用煤中一部分有机物质，而气化则可利用煤中几乎全部含碳、氢的物质。煤气化生成的 H2和 CO 是合成氨、合成甲醇以及 C1化工的基本原料，还可用来合成甲烷，称为替代天然气（SNG），可作为城市煤气。煤气化是化石能源制氢的主要来源之一。（3）煤液化（）煤液化（coal liquefaction）。）。可分为直接液化和间接液化两类过程。煤的直接液化是采用加氢方法使煤转化为液态烃，所以又称为煤的加氢液化。液化产物亦称为人造石油，可进一步加工成各种液体燃料。加氢液化反应通常在高压高温下，经催化剂作用而进行。氢气通常用煤与水蒸气汽化制取。煤的直接液化氢耗高、压力高，因而能耗大，设备投资大，成本高。煤的间接液化是预先制成合成气，然后通过催化剂作用将合成气转化为烃类燃料、含氧化合物燃料。图图4 煤化工工艺链上的氢气足迹煤化工工艺链上的氢气足迹 资料来源：米镇涛化学工艺学，HTI 整理 3.2.2 煤气化制氢煤气化制氢 煤气化技术是煤炭清洁转化的核心和关键技术。煤气化技术是煤炭清洁转化的核心和关键技术。中国的化石能源以煤为主，天然气资源稀缺，目前氢气的来源也是以煤制氢为主（以煤气化为主）。煤制氢技术包括煤的焦化制氢和煤的气化制氢。煤的焦化是在制取焦炭过程中，焦炉煤气作为副产品，含氢量约 60%（体积分数）。煤焦化所得的煤气，目前大多作为城市煤气使用。煤气化制氢在我国主要作为生产原料气用于合成氨的生产；近些年来，煤气化的原料气向合成甲醇、二甲醚、醋酐和醋酸等方向发展。我国每年约有5000 万吨煤炭用于气化。在各种煤转化技术中，特别是开发洁净煤技术中，煤的气化是最有应用前景的技术之一。煤气化技术是煤炭清洁转化的核心和关键技术。15 May 2023 8 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 煤气化过程中碳与水蒸气反应产生煤气化过程中碳与水蒸气反应产生 H2，该反应为煤制氢工艺的关键。，该反应为煤制氢工艺的关键。煤的气化过程是热化学过程。它是以煤或焦炭为原料，以氧气、水蒸气等为气化剂，在高温条件下，通过化学反应把煤或焦炭中的可燃部分转化为气体的过程。这些反应中，碳与水蒸气反应的意义最大，它参与各种煤气化过程，此反应为强吸热过程。碳与二氧化碳的还原反应也是重要的气化反应。气化生成的混合气称为水煤气。以上反应总过程为强吸热反应。煤气化的生产方法及主要设备。煤气化的生产方法及主要设备。煤气化过程需要吸热和高温，工业上采用燃烧煤来实现。气化过程按操作方式来分有间歇式和连续式，前者的工艺较后者落后，现在逐渐被淘汰。目前最通用的分类方法是按反应器分类，分为固定床（移动床）、流化床、气流床和熔融床。至今熔融床还处于中试阶段，而固定床（移动床）、流化床和气流床是工业化或建立示范装置的方法。图图5 煤制氢工艺流程图煤制氢工艺流程图 资料来源：Hydrogen as an Energy Source，DAC，HTI 3.3 天然气制氢天然气制氢 3.3.1 天然气化工工艺路线天然气化工工艺路线 天然气的主要成分是甲烷，甲烷含量高于 90%的天然气称为干气，C2-C4烷烃含量在 15%-20%或以上的天然气称为湿气，天然气与石油共生称为油田伴生气。我国已有陕甘宁、新疆地区、四川东部三个大规模气区，此外，煤矿中吸附在煤上的甲烷（煤层气）、海上油田天然气等，储量也非常客观。天然气的热值高、污染少，是一种清洁能源，在能源结构中的比例逐年提高。（1）天然气制氢气和合成氨。）天然气制氢气和合成氨。2021 年从消费结构看，工业用气占天然气消费总量的 40%；发电用气占比 18%；城市燃气占比 32%；化工化肥用气占比 10%。天然气在化工领域的用途是制造氨和氮肥，尿素是当今世界上产量最大的化工产品之一。氨也是制造硝酸及许多无机和有机化合物的原料。由天然气制氢是当前工业制氢的主要工艺之一。目前工业上由天然气制氢气的技术主要有蒸汽转化法和部分氧化法。15 May 2023 9 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图6 2021 年中国天然气需求结构年中国天然气需求结构 资料来源：自然资源部中国自然资源报，HTI 图图7 2021 年中国年中国 LNG 需求结构需求结构 资料来源：百川盈孚，HTI（2）天然气经合成气路线的催化转化制燃料和化工产品。）天然气经合成气路线的催化转化制燃料和化工产品。由天然气制造合成气（CO H2），再由合成气合成甲醇开创了廉价制取甲醇的生产路线。以甲醇为基本原料，可合成汽油、柴油等液体燃料和醋酸、甲醛、甲基叔丁基醚等一系列化工产品。合成气还可以经过改良费托合成制汽油、煤油、柴油等。合成气直接催化转化为低碳烯烃、乙二醇的工艺正在开发。（3）天然气直接催化转化成化工产品。）天然气直接催化转化成化工产品。天然气中甲烷直接在催化剂作用下进行选择性氧化，生成甲醇和甲醛；在有氧或无氧条件下催化转化成芳烃，甲烷催化氧化偶联生成乙烯、乙烷等。（4）天然气热裂解制化工产品。）天然气热裂解制化工产品。天然气在 9301230时，裂解生成乙炔和炭黑。从乙炔出发可制氯乙烯、乙醛、醋酸、氯丁二烯、1，4-丁二醇、1，4-丁炔二醇、甲基丁烯醇、醋酸乙烯、丙烯酸等乙炔化工产品。炭黑作橡胶的补强剂和填料，也是油墨、电极、电阻器、炸药、涂料、化妆品的原材料。（5）甲烷的氯化、硝化、氨氧化和硫化制化工产品。）甲烷的氯化、硝化、氨氧化和硫化制化工产品。可分别制得甲烷的各种衍生物例如氯代甲烷、硝基甲烷、氢氰酸、二硫化碳等。（6）湿性天然气）湿性天然气 C2-C4 烷的利用。烷的利用。湿性天然气中 C2-C4可深冷分离出来，是优良的制取乙烯、丙烯的热裂解原料，许多国家都在提高湿性天然气在制取烯烃原料中的比例。城市燃气,32%工业用气,40%发电用气,18%化工化肥,10%工业（发电、陶瓷、玻璃、车用）,51%运输,31%居民,19 May 2023 10 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图8 天然气化工工艺链上的氢气足迹天然气化工工艺链上的氢气足迹 资料来源：米镇涛化学工艺学，HTI 整理 3.3.2 天然气水蒸气转化制氢天然气水蒸气转化制氢 天然气水蒸气转化法为天然气制合成气的技术的主要方法。天然气水蒸气转化法为天然气制合成气的技术的主要方法。天然气中甲烷含量一般大于 90%，其余为少量的乙烷、丙烷等气态烷烃，有些还含有少量氮和硫化物。其他含甲烷等气态烃的气体，如炼厂气、焦炉气、油田气和煤层气等均可用来制造合成气。目前工业上由天然气制合成气的技术主要有蒸汽转化法和部分氧化法。其中，蒸汽转化法为天然气制合成气的技术的主要方法。转化过程中甲烷与水蒸气反应产生转化过程中甲烷与水蒸气反应产生 H2，该反应为制氢工艺的关键。，该反应为制氢工艺的关键。蒸汽转化法是在催化剂存在及高温条件下，使甲烷等烃类与水蒸气反应，生成 H2、CO 等混合气，该反应为强吸热反应，需要外界供热。此法技术成熟，目前广泛应用于生产合成气、纯氢气和合成氨原料气。甲烷水蒸气转化反应必须在催化剂存在下才有足够的反应速率。倘若操作条件不适当，析碳反应严重，生成的碳会覆盖在催化剂内外表面，致使催化活性降低，反应速率下降。析碳更严重时，床层堵塞，阻力增加，催化剂毛细孔内的碳遇水蒸气会剧烈汽化，致使催化剂崩裂或粉化，迫使停工，经济损失巨大。所以，对于烃类蒸汽转化过程要特别注意防止析碳。15 May 2023 11 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图9 天然气水蒸气重整制氢工艺流程天然气水蒸气重整制氢工艺流程 资料来源：A Review of the CFD Modeling of Hydrogen Production in Catalytic Steam Reforming Reactors，Nayef Ghasem，HTI 整理 催化剂在天然气水蒸气转化过程中具有重要作用。催化剂在天然气水蒸气转化过程中具有重要作用。天然气水蒸气转化，在无催化剂时的反应速率很慢，在 1300以上才有较快的反应速率。然而在此高温下大量甲烷裂解，没有工业生产价值，所以必须采用催化剂。催化剂的组成和结构决定了其催化性能，而对其使用是否得当会影响其性能的发挥。工业上一直采用镍催化剂（在贵金属中价格相对平便宜，转化效率高），并添加一些助催化剂以提高活性或改善诸如机械强度、活性组分分散、抗结碳、抗烧结、抗水合等性能。催化剂的促进剂有铝、镁、等金属氧化物。目前，工业上采用的镍催化剂有两大类，一类是以高温烧结的-Al2O3或 MgAl2O4尖晶石为载体，用浸溃法将含有镍盐和促进剂的溶液负载到预先成型的载体上，再加热分解和煅烧，称之为负载型催化剂。另一类转化催化剂以硅铝酸钙水泥作为黏结剂，与用沉淀法制得的活性组分细晶混合均匀，成型后用水蒸气养护，使水泥固化而成，称之为黏结剂催化剂。催化剂在使用中出现活性下降现象的原因主要有老化、中毒、积碳等。老化，老化，催化剂在长期使用过程中，由于经受高温和气流作用，镍晶粒逐渐长大、聚集甚至烧结，致使表面积降低或某些促进剂流失、导致活性下降。中毒，中毒，许多物质，例如硫、砷等的化合物，都是催化剂的毒物；最重要、最常见的毒物是硫化物，极少量的硫化物就会使催化剂中毒，很快就完全失活。积碳，积碳，甲烷-水蒸气转化过程伴随有析碳副反应，同时也有水蒸气消碳反应。析出的碳是否能在催化剂上积累，要看析碳速率与消碳速率之比，当析碳速率小于消碳速率时，则不会积碳。这与温度、压力、组分浓度等条件有密切关系。3.4 煤炭、天然气制氢技术经济性分析煤炭、天然气制氢技术经济性分析 煤炭原料成本为煤炭原料成本为 4.75 元元/kg H2；仅天然气原料成本为；仅天然气原料成本为 10.08 元元/kg H2。我们计算得出：当前煤炭价格为 950 元/吨，生产 1 吨氢气，仅煤炭原料成本为 4750元；生产 1kg 氢气，仅煤炭原料成本为 4.75 元；标准状态下氢气密度 0.089 kg/m3，生产 1 mH2仅煤炭原料成本为 0.423 元。标准状态下天然气密度 0.717 kg/m3，当前天然气价格为 3 元/m，生产 1kgH2仅天然气原料成本为 10.08 元；标准状态下氢气密度 0.089 kg/m3，生产 1 mH2仅天然气原料成本为 0.897 元。15 May 2023 12 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 成本假设：（1）天然气到厂价为 3 元/m3，煤炭 950 元/t。（2）氧气外购 0.5元/m3；3.5MPa 蒸汽 100 元/t，1.0MPa 蒸汽 70 元/t；新鲜水 4 元/m3；电 0.56 元/kW h。（3）煤制氢采用水煤浆技术，建设投资 12.4 亿元、天然气制氢建设投资 6亿元。人员费用统一。装置 10 年折旧后残值 5%；修理费 3/a，财务费用按建设资金 70%贷款，年利率按 5%计。（4）比较范围为装置界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设施。该假设下，我们通过计算得出：煤制氢成本为 11.5 元 kg-1，天然气制氢成本为 15.6 元 kg-1。即在煤炭价格为 950 元/t，天然气价格为 3 元/m时，煤制氢成本明显低于天然气制氢成本。表表 2 天然气制氢和煤制氢成本测算结果天然气制氢和煤制氢成本测算结果 项目项目 单位制氢成本单位制氢成本（元 Nm-3）煤制氢煤制氢 天然气制氢天然气制氢 原料（天然气煤炭）0.423 0.897 氧气 0.210 燃料及动力 0.181 0.382 直接工资 0.012 0.012 制造费用 0.135 0.065 财务及管理费 0.060 0.029 体积成本/（元 Nm-3）1.021 1.385 质量成本/（元 kg-1）11.5 15.6 折吨成本/（元 t-1）11500 15600 资料来源：张彩丽煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，HTI 测算 由上述，我们得出经验公式：煤制氢成本：y=0.005x 6.72 其中，y 为单位质量制氢成本（元/kg）；x 为煤炭价格（元/吨）;天然气制氢成本：y=3.35x 5.48 其中，y 为单位质量制氢成本（元/kg）；x 为天然气价格（元/m3）由下图看出，煤制氢成本随煤价增加而增长较慢，天然气制氢成本随气价升高而增长较快，且天然气制氢成本整体高于煤制氢成本。图图10 煤制氢成本、天然气制氢成本随煤炭价格、天然气价格变化关系煤制氢成本、天然气制氢成本随煤炭价格、天然气价格变化关系 资料来源：HTI 测算 20030040050060070080090010001100120013001400150016001700180019000.02.04.06.08.010.012.014.016.018.020.00.02.04.06.08.010.012.014.016.018.020.01.51.71.92.12.32.52.72.93.13.33.53.73.94.14.34.54.74.9煤炭价格（元/吨）天然气价格（元/m）天然气制氢成（元/kg氢气）煤炭制氢成本（元/kg氢气）15 May 2023 13 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 3.5 煤炭清洁路线煤炭清洁路线 2023 年，我国将“推进煤炭清洁高效利用和技术研发，加快建设新型能源体系推进煤炭清洁高效利用和技术研发，加快建设新型能源体系”列入两会政府工作报告工作重点。我国富煤贫油少气的能源资源禀赋特点决定了煤炭的主体能源地位短期内不会发生根本性变化。2022年，我国煤炭消费超40亿吨，在一次能源消费中占比仍高达 56.2%，同比 0.3 个百分点。煤炭利用产生的碳排放约占化石能源消费碳排放 70%以上。当前形势下，加快煤炭清洁高效利用是支撑能源转型、确保国家能源安全和实现“双碳”目标的必然选择和坚强基石。实现煤炭清洁高效利用主要分为两个维度。实现煤炭清洁高效利用主要分为两个维度。从源头上，需积极推动煤炭发电向清洁低碳和灵活高效转型。如现役机组的“三改联动”和新建高参数大容量机组，从而进一步提升煤电清洁高效发电能力，同时满足经济快速发展过程中对电力的需求。从治理上来说，需大力开展超低排放和减污降碳技术研发。4.工业副产氢工业副产氢 4.1 煤干馏副产氢煤干馏副产氢 煤干馏（coal carbonization）是在隔绝空气条件下加热煤，使其分解生成焦炭、煤焦油、粗苯和焦炉气（H2和 CH4）的过程。随着我国煤炭产业的发展，煤的焦化制氢工艺已较为成熟，但其还存在投资成本大、反应过程中需用纯氧、产氢效率较低、副产物 CO2产量大等缺点。并且煤的炼焦过程以制取焦炭为主，焦化过程只是其中的一步，含有氢气的煤焦炉气（H2和 CH4）为该过程的副产物。煤干馏过程主要经历如下变化。煤干馏过程主要经历如下变化。当煤料温度高于 100时，煤中的水分蒸发；温度升高到 200以上时，煤中结合水释出；高达 350以上时，粘结性煤开始软化，并进一步形成粘稠的胶质体（泥煤、褐煤等不发生此现象）；至 400-500时，大部分煤气和焦油析出，称为一次热分解产物。在 450-550时，热分解继续进行，残留物逐渐变稠并固化形成半焦，高于 550时，半焦继续分解，析出余下的挥发物（主要成分是氢气），半焦失重同时进行收缩，形成裂纹；温度高于800，半焦体积缩小变硬形成多孔焦炭。当干馏在室式干馏炉内进行时，一次热分解产物与赤热焦炭及高温炉壁相接触，发生二次热分解，形成二次热分解产物（焦炉煤气和其他炼焦化学产品）。因此，煤干馏过程又分为煤的高温干馏和煤的低温干馏两类。（1）煤的高温干馏（炼焦）。煤的高温干馏（炼焦）。在炼焦炉中隔绝空气于 900-1100进行的干馏过程。产生焦炭、焦炉煤气、粗苯、粗氨水和煤焦油。1）焦炭是最传统的煤化工产品，可以作为还原剂、能源和供炭剂用于高炉炼铁、冲天炉铸造、铁合金冶炼和有色金属冶炼，也可以应用于电石生产、气化和合成化学等领域。我国拥有完整的焦化工业体系，在规模、产量、技术和管理等方面均处于世界领先水平，为我国钢铁、化工、有色冶炼和机械制造等领域的国民经济发展做出了较大贡献；2）焦炉煤气主要成分是氢气（体积分数 54%-63%）和甲烷（体积分数 20%-32%）；少量乙烯和 CO。焦炉煤气可用做气体燃料及化工原料。煤化工工艺利用焦炉煤气氢多碳少（氢碳比约为 2.21）、粉煤气化生产的净合成气碳多氢少（氢碳比约为1.73）的特点，将二者进行混合，经过合成工艺生产甲醇。15 May 2023 14 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图11 煤炭炼焦过程氢气足迹煤炭炼焦过程氢气足迹 资料来源：Dspmuranchi，HTI 整理 3）粗苯中主要含苯、甲苯等单环芳烃，以及少量不饱和化合物，还有很少量的酚类和吡啶等；4）粗氨水可以进一步合成铵盐；5）煤焦油中含有多种重芳烃（沥青）、酚类等及杂环有机化合物（如萘等），是制取塑料、农药、医药等的原料。其中含量最大且应用广的是萘，目前工业萘来源仍以煤焦油为主。煤焦油中的沥青是可用于筑路和制造碳素电极。（2）煤的低温干馏。）煤的低温干馏。在较低终温（500-600）下进行的干馏过程，产生半焦、低温焦油和煤气等产物。由于终温较低，分解产物的二次热解少，故产生的焦油中除含较多的酚类外，烷烃和环烷烃含量较多而芳烃含量很少，是人造石油的重要来源之一，早期的灯用煤油即由此制造。半焦可经气化制合成气。表表 3 煤干馏过程分类煤干馏过程分类 项目项目 条件及产物条件及产物 煤的高温干馏（炼焦）条件：在炼焦炉中隔绝空气于 9001100。产物：产生焦炭、焦炉煤气（H2和 CH4，中热值）、粗苯、粗氨水和煤焦油。煤的低温干馏 条件：在较低终温（500600）下进行。产物：半焦、低温焦油和煤气（H2和 CH4，低热值）。资料来源：米镇涛化学工艺学，HTI 我国焦炭产地分布十分广阔，除西藏与海南外，其他省份都有产焦，年产量都在 150 万吨以上，山西、河北、陕西、山东与内蒙古等地的年产量均在 3000 万吨以上。而每生产 1 吨焦炭，可产生约 430 m的焦炉煤气，其中一半用于回炉助燃，另外一半可用来生产天然气等。2022 年，我国焦炭产量 47344 万吨，同比 1.3%。对应焦炉煤气产量 2036 亿 m焦炉煤气，按焦炉煤气含氢气照体积分数 60%，扣除助燃部分，副产氢气为 610.8 亿立方米（543.5 万吨）。2022 年，我国焦煤均价 2356元/吨，我们按照热值折算的焦炉煤气副产氢气成本为：1m焦炉煤气含 60%体积分数的氢气，30%体积分数的甲烷）折算后氢气成本为 0.64 元/m（7.19 元/kg）。15 May 2023 15 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 4.2 烃类热裂解（脱氢或断链）烃类热裂解（脱氢或断链）烷烃裂解是工业副产氢气的主要来源。烷烃裂解是工业副产氢气的主要来源。乙烯、丙烯和丁二烯等低级烯烃分子中具有双键，化学性质活泼，能与许多物质反应，生成一系列重要的产物，是化学工业的重要原料。工业上获得低级烯烃的主要方法是将烃类热裂解。烃类热裂解法是将石油系烃类燃料（天然气、炼厂气、轻油、柴油、重油等）经高温作用，使烃类分子发生碳链断裂或脱氢反应，生成相对分子质量较小的烯烃、烷烃和其他相对分子质量不同的轻质和重质烃类。烃类裂解分为：烷烃裂解（正构和异构），烯烃裂解，环烷烃裂解和芳烃类裂解分为：烷烃裂解（正构和异构），烯烃裂解，环烷烃裂解和芳烃裂解等。烃裂解等。其中，烷烃裂解分为正构烷烃裂解和异构烷烃裂解。正构烷烃。正构烷烃。正构烷烃的裂解反应主要有脱氢反应和断链反应，对于 C5以上的烷烃还可能发生环化脱氢反应（生产环烷烃和 H2）。我们计算，乙烷脱氢反应，生成1 吨乙烯可副产 0.071 吨 H2。丙烷脱氢反应，生成 1 吨丙烯可副产 0.045 吨 H2。其中：脱氢反应是 C-H 键断裂的反应，生成碳原子数相同的烯烃和 H2；断链反应是 C-C 键断链的反应，生成碳原子数少于氢原子数的烷烃和烯烃。异构烷烃。异构烷烃。异构烷结构各异，其裂解反应差异较大，与正构烷烃相比有如下特点：1）C-C 键或 C-H 键的键能较正构烷的低，故容易裂解或脱氢。2）脱氢能力与分子结构有关，难易顺序为叔碳氢仲碳氢伯碳氢。3）异构烷烃裂解所得乙烯、丙烯收率远较正构烷烃裂解所得收率低，而 H2、CH4、C4及 C4以上烯烃收率较高。表表 4 各族烃的裂解反应特性各族烃的裂解反应特性 烃类烃类 总反应式总反应式 主要产物主要产物 特点特点 是否产生氢气是否产生氢气 烷烃 正烷烃 脱氢反应：CnH2n 2 CnH2n H2 断链反应：CnH2n 2 CmH2m CkH2k 2 氢、甲烷、乙烯、丙烯等 是生产乙烯、丙烯的理想原料 是 异构烷烃 断链反应：乙烯、丙烯的收率比正烷烃裂解稍少，而氢、甲烷、C4烯烃收率较多 是生产烯烃的较好原料，丙烯对乙烯的比率较正烷烃为原料时高 是 烯烃 大分子烯烃生成乙烯、丙烯、丁二烯；乙烯、丙烯、丁二烯进而生成环烯烃 一般裂解原料中不含烯烃,烯烃是在反应过程中生成的。小分子烯烃是裂解的目的产物且不希望进一步反应 是 资料来源：米镇涛化学工艺学，HTI 烃类裂解过程中，不断分解出气态烃和烃类裂解过程中，不断分解出气态烃和 H2，液态产物最终由于含氢量，液态产物最终由于含氢量下降而结焦。下降而结焦。在 9001100以上主要是通过生成乙炔的中间阶段，而在 500900主要是通过生成芳烃的中间阶段。生碳结焦反应是典型的连串反应，随着温度的提高和反应时间的延长，不断释放出氢，残物（焦油）的氢含量逐渐下降，碳氢比、相对分子质量和密度逐渐增大。随着反应时间的延长，单环或环数不多的芳烃，转变为多环芳烃，进而转变为稠环环芳烃，由液体焦油转变为固体沥青质，再进一步可转变为焦炭。15 May 2023 16 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图12 丙烷脱氢（丙烷脱氢（C3H8C3H6 H2）氢足迹）氢足迹 资料来源：Sk advanced 官网，HTI 整理 2022 年我国乙烯（当量）产能 4986 万吨，副产氢气 354 万吨；丙烯产能 5540万吨，副产氢气 249 万吨。至 2025 年，乙烯（当量）产能预计增加至 7100 万吨，副产氢气 504 万吨；丙烯产能预计增加至 7751 万吨，副产氢气 349 万吨。表表 5 我国乙烯我国乙烯（当量）（当量）、丙烯年产能（单位：万吨、丙烯年产能（单位：万吨/年）年）年份年份 乙烯乙烯 副产氢气副产氢气 丙烯丙烯 副产氢气副产氢气 2018 2475 176 3560 160 2019 2837 201 3927 177 2020 3431 244 4477 201 2021 4151 295 5000 225 2022 4986 354 5540 249 2023E 5391 383 6486 292 2024E 6271 445 7131 321 2025E 7100 504 7751 349 资料来源：卓创资讯，HTI 4.2 氯碱尾气副产氢氯碱尾气副产氢 氯碱行业是以盐和电为原料生产烧碱、氯气、氢气的基础原材料产业。行业氯碱产品种类多，关联度大，下游产品达到上千个品种，具有较高的经济延伸价值，广泛应用于农业、石油化工、轻工、纺织、建材、电力、冶金、国防军工等国民经济各个部门，在我国经济发展中具有举足轻重的地位，并与人民生活密切相关。此外，氯碱行业为含氯消毒剂的主要生产来源，氯碱企业所生产的各类含氯消毒用品原料和产品，为疫情防控提供消杀物资保障。15 May 2023 17 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图13 氯碱产业链氢足迹氯碱产业链氢足迹 资料来源：航锦科技公司年报，2021 年，HTI 整理 在氯碱生产过程中，主要工序包括整流、盐水精制、电解、氯氢处理、蒸发等几大工序，其中电解、蒸发和固碱工序是主要用能工序，合计能耗占比达到 90%以上。由于各企业烧碱产品结构不同，蒸发和固碱工序不是必配工序。加强烧碱蒸发和固碱加工先进技术研发应用对于行业整体节能降碳具有重要意义。氯碱副产氢气，品质高，直接适用于氢燃料电池使用。采用氯碱氢能绿电自用新模式，可直接节约电解用电量的 1/4 左右。氯碱工业的要工序是电解。工业上采用隔膜电解法、水银电解法和离子膜电解法。当前应用较多的是隔膜电解法。图图14 氯碱工业生产过程氯碱工业生产过程 资料来源：Chlor Alkali Process，Open PR，HTI 整理 我们计算，生产 1 吨烧碱副产 H2为 0.025 吨，副产 Cl2为 0.89 吨。2022 年我国烧碱产能 4610 万吨，产量 3981 万吨，副产氢气总量达 99.5 万吨。根据上海氯碱化工股份有限公司，每生成 1 吨烧碱的单位成本为 1456.6 元。15 May 2023 18 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 表表 6 烧碱产品成本分析表烧碱产品成本分析表 项目项目 金额金额/销量销量 成本（万元）成本（万元）102664.2 直接材料 86111.6 直接人工 642.3 动力 7812.9 制造费用 8097.4 烧碱年销售量（万吨）烧碱年销售量（万吨）70.48 单位成本（元（元/吨）吨）1456.6 资料来源：上海氯碱化工股份有限公司 2022 年年度报告，HTI 测算 5.电解水制氢电解水制氢 5.1 核心问题核心问题 反应原理。反应原理。在电极两端施加足够大的电压时，水分子将在阳极发生氧化反应产生氧气。在阴极发生还原反应产生氢气。因此，电解水反应分为：阳极析氧反应（OER）和阴极析氢反应（HER）两个半反应。纯水作为弱电解质，电离程度低，导电能力较差，在电解水制氢过程中通常会加入一些容易电离的电解质以增加电解液的导电性。碱性电解质制氢效果强，且不会腐蚀电极和电解池等设备，通常采用浓度为 20%-30%的 KOH 或者 NaOH 溶液作为电解质。（1）在碱性和中性介质中：阳极反应为：4OH-4e-=2H2O O2；阴极反应为：4H2O 4e-=4OH- 2H2；总反应为：2H2O=2H2 O2。（2）在酸性介质中：阳极反应为：2H2O 4e-=4H O2；阴极反应为：4H 4e-=2H2；总反应为：2H2O=2H2 O2。图图15 电解水反应原理示意图电解水反应原理示意图 资料来源：蔡昊源电解水制氢方式的原理及研究进展，HTI 图图16 电极极化对电动势产生影响电极极化对电动势产生影响 资料来源：贾飞宏TMSs 催化剂用于电解水制氢技术研究进展，HTI 15 May 2023 19 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 能量转化问题。能量转化问题。制氢过程所需要的总能量（焓变 H）可由电能（电能提供吉布斯自由能变 G）与热能（TS）共同提供。从热力学角度，根据水分解热力学性质与温度的关系，高温操作条件（500-800）使电解水反应能够在热中性电压下进行。这意味着如果制氢现场有高质量的废热源，通过合理的热回收，从而降低了电能的需求，电效率大大提升。此外，从动力学上，较高的操作温度也大大降低了析氧、析氢两个半反应的过电位，使高温电解制氢具有天然的高效率优势，也避免了贵金属催化剂的使用。即 H=G TS 其中：H 为反应焓变，S 为反应熵变，T 为热力学温度。（1）理论分解电压。）理论分解电压。某电解质水溶液，如果认为其欧姆电阻很小而可忽略不计，在可逆情况下使之分解所必须的最低电压，称为理论分解电压。电极的平衡电极电位是可以根据电解过程实际发生的电极反应、电解液组成和温度等条件，按能斯特公式进行计算，这就是说，某一电解质的理论分解电压是可以通过计算而知的。理论状态下，电解池发生电解水反应时，只需要提供水分解的吉布斯自由能（G=237.13kjmol-1）。G=反应所需电能（由 Urev提供），即 Urev=G/nF 其中，n：每摩尔水分解所转移的电子摩尔数（n=2）；F：法拉第常数（96485Cmol-1）；由此得出，水在标况下分解成氢气和氧气的标准电压 Urev为 1.23V。但在水分解时会产生部分熵，因此更适合采用焓变（H）代替 G 进行电势计算。在标准状态下，H 为 285.83kJ/mol。此时水电解所需的最小电压为 U=H/nF，U=1.48V。（2）实际分解电压）实际分解电压。当电流通过电解槽，电极反应以明显的速度进行时，电极上的反应电位已偏离平衡状态，而成为不可逆状态，这时的电极电位就不是平衡电极电位，阳极电位偏正，阴极电位偏负。这样，能使电解质溶液连续不断地发生电解反应所必须的最小电压叫作电解质的实际分解电压。显然，实际槽电压比理论分解电压大，有时甚至大很多。实际槽电压的大小直接影响电解时所消耗的电能，因为电能是以一定电荷数量通过一定的电位降（电压）来度量的。能量损失主要是由于：（1）欧姆过电位。它与离子在通过电解质和隔膜时的电阻、气泡形成、电极和外电路中电子转移的电阻有关；（2）激活过电位。激活电压与两个电极的电化学反应动力学相关；（3）浓度过电位。通过两个电极孔隙扩散的分子传输而引起的扩散过电压。极化曲线是电极两端的电压和电流密度的曲线。极化曲线的斜率反应出电位的损失情况。即 U=Urev ohm act diff 其中，ohm 为欧姆过电位 act 为激活过电位 diff 为浓度过电位 由两个电极各自的两相界面所造成的电阻要远大于：溶液电阻造成的电压降、外部导线电子转移造成的电压降。对电极反应界面的探讨也是电化学的核心。实际工业电解水时，槽电压通常为 1.8-2.0V。15 May 2023 20 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图17 电解水过程中的电能需求电解水过程中的电能需求 资料来源：Sustainable Energy Science and Engineering Center，Michal ingliar，HTI 图图18 三种电解水方法下能量效率随成本变化关系三种电解水方法下能量效率随成本变化关系 资料来源：Renewable Routes for the Conversion of Non-Fossil Feedstocks into Gaseous Fuels and Their End Uses，Elena Rozzi，HTI 单位耗电成本问题。单位耗电成本问题。槽电压的大小直接影响电解时所消耗的电能，因为电能是以定电荷数量通过一定的电位降（电压）来度量的。由于电解水无副反应，电流效率几乎 100%。理论分解电压 1.23V，由法拉第定律知每生产 1molH2（标准状况下体积为 22.4L）需要电量 2F，我们计算得出：（1）每生产）每生产 1m3H2理论耗能为理论耗能为 2.9kwh（2.9度电），实际耗能度电），实际耗能 4.79kwh（4.79度电）度电）若实际槽电压取 2.0V，每生产 1m3H2则实际能量为 4.79kwh（4.79 度电），每生产1m3H2能量效率为 61%（2）每生产）每生产 1kgH2理论耗能为理论耗能为 32.58kwh（32.58度电），实际耗能度电），实际耗能 53.9kwh（53.9度度电）电）若实际槽电压取 2.0V，每生产 1kgH2则实际能量为 53.9 度电。弃水、弃风和弃光。弃水、弃风和弃光。我国目前的可再生能源发电的利用率不高，大量存在弃水、弃风和弃光。2020 年，全国弃水、弃风、弃光达 520 亿 kWh。其中弃水 301 亿kWh，弃风 166 亿 kWh，弃光 53 亿 kWh。弃水、弃风、弃光的经济损失 213 亿元。弃水、弃风、弃光的主要原因是电力市场化改革滞后，电网建设不配套，电力系统调节能力不足，消纳不畅。若将这部分电能转化为氢能存储，可制氢总量为 96.4 万吨。系统内部关联及关键技术问题。系统内部关联及关键技术问题。电解系统：涉及应用场景，决定了电解槽类型及设计特性；重点是电源系统及耦合控制。电解堆：涉及电解系统性能，决定了电解池关键参数设计；重点是结构、密封及集成。单个电解池：涉及电解堆性能，决定了关键部件的性能、成本和耐久性。重点是膜、催化剂、电极材料及制备。电解水制氢的核心问题是：（1）以膜、催化剂和电极为核心的材料及制备问题。（2）以气泡产生和脱出为核心的结构及控制问题。15 May 2023 21 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图19 电解水制氢系统内部关联电解水制氢系统内部关联 资料来源：Green hydrogen cost 2020，Based on IRENA analysis，HTI 整理 5.2 电解水制氢技术分类电解水制氢技术分类 在技术层面，电解水制氢主要分为碱槽、PEM 水电解、固体氧化物（SOE）水电解。其中，碱槽是最早工业化的水电解技术，已有数十年的应用经验，最为成熟；PEM 电解水技术近年来产业化发展迅速，固体氧化物水电解技术处于初步示范阶段。从时间尺度上看，碱槽技术在解决近期可再生能源的消纳方面易于快速部署和应用；但从技术角度看，PEM 电解水技术的电流密度高、电解槽体积小、运行灵活、利于快速变载，与风电、光伏（发电的波动性和随机性较大）具有良好的匹配性。我们认为，随着 PEM 电解槽的推广应用，其成本有望进一步下降，而 SOE 等水电解的发展则取决于相关材料技术的突破情况。5.3 碱性水电解制氢碱性水电解制氢 原理。原理。碱性液体水电解技术是以 KOH、NaOH 水溶液为电解质，如采用石棉布等作为隔膜，在直流电的作用下，将水电解，生成氢气和氧气。产出的气体需要进行脱碱雾处理。碱性电解槽以含液态电解质和多孔隔板为结构特征。通常，碱性液体电解质电解槽的工作电流密度约为 0.25A/cm2，能源效率通常在 60%左右。碱性液体水电解于 20 世纪中期就实现了工业化。该技术较成熟，运行寿命可达 15 年。现状。现状。根据电解水制氢技术研究进展与发展建议俞红梅等，我国碱槽装置的安装总量为 1500-2000 套，多数用于电厂冷却用氢的制备，国产设备的最大产氢量为 1000Nm3/h。国内代表性企业有中国船舶集团有限公司第七一八研究所、苏州竞立制氢设备有限公司、天津市大陆制氢设备有限公司等，代表性的制氢工程是河北建投新能源有限公司投资的沽源风电制氢项目（4MW）。15 May 2023 22 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 优点。优点。碱水制氢在碱性条件下可使用非贵金属电催化剂（如 Ni、Co、Mn等），因而电解槽中的催化剂造价较低。缺点。缺点。（1）产气中含碱液、水蒸气等，需经辅助设备除去。（2）在液体电解质体系中，所用的碱性电解液（如 KOH）会与空气中的 CO2反应，形成在碱性条件下不溶的碳酸盐，如 K2CO3。这些不溶性的碳酸盐会阻塞多孔的催化层，阻碍产物和反应物的传递，大大降低电解槽的性能。（3）碱性液体电解质电解槽也难以快速的关闭或者启动，制氢的速度也难以快速调节，因为必须时刻保持电解池的阳极和阴极两侧上的压力均衡，防止氢氧气体穿过多孔的石棉膜混合，进而引起爆炸。因此，碱性液体电解质电解槽就难以与具有快速波动特性的可再生能源配合。（4）碱性电解槽电流密度低，产氢压力仅为 2.5-3MPa，不利于直接储运，需要进一步纯化加压。图图20 碱水制氢系统示意图碱水制氢系统示意图 资料来源：Green hydrogen cost 2020，Based on IRENA analysis，HTI 整理 图图21 碱水电解槽示意图碱水电解槽示意图 资料来源：Alkaline Water Electrolysis Powered by Renewable Energy:A Review，mdpi，HTI 图图22 碱水电解单个电解池示意图（两种设计方案）碱水电解单个电解池示意图（两种设计方案）资料来源：Alkaline Water Electrolysis Powered by Renewable Energy:A Review，mdpi，HTI 15 May 2023 23 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 碱槽制氢的核心问题在于如何同可再生能源耦合。碱槽制氢的核心问题在于如何同可再生能源耦合。氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）提出，要充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系。安全问题。安全问题。将氢能系统同新能源电网耦合是一项非常具有挑战的任务，需要确保系统的稳定性。由可再生能源供电的碱水电解槽的主要问题是由于低载荷负下引起的气体杂质（氢氧混合），当外来气体污染达到 2vol.%时，可能会导致安全停机。因此，系统只能在可再生能源充足的时间段运行，碱性电解水制氢系统的年运行时间受到限制。有限的运行时间会导致系统的启停次数增加，这可能超过制造商预先设定的最多启停次数，因此可能会降低预期的系统寿命。电极失效。电极失效。更重要的是，受到重复启停的影响，电极失效加速。已知镍电极在 5000 至 10000 次启停循环后会明显失效。当制氢系统耦合光伏发电时，在 20 至30年内就已经达到7000至11000次循环。可再生能源的波动性加速了电极的失效。重复启停导致电极失效的问题需要通过开发稳定的电极组合物或自修复电极表面来解决。应应对方案。对方案。采用若干能源组合的方式，可以避免由于制氢系统耦合单项可再生能源造成的波动，从而提高整体效率。仅使用光伏发电时，法拉第效率大约为40%；仅使用风力发电时，法拉第效率约为 80%；但两种技术的结合可将法拉第效率提高到 85%以上。为了防止气体杂质达到爆炸下限，大多数碱性电解槽的部分负荷范围限制在其标准负荷的 10%至 25%。最小负载以下的波动可以通过储能装置来补充平衡；光伏电池板和风力涡轮机为碱水电解槽供电的同时，储存的氢气可以通过燃料电池转化回电力。利用额外的储能装置可以将波动降为最低，从而使得整套氢能系统可以用于电网调节。然而，在某些情形下补充储能不够充足，当气体杂质仍处于可容忍区域时，可以允许较短时间内的无电极极化。阴极在低于约 0.25V 的电压时开始明显退化，因此，可以在达到该电压前，系统可以一直保持关闭状态。该时间段的长短取决于电极材料，目前在实验上已经可以实现大约 10 分钟的时间跨度。15 May 2023 24 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图23 碱槽制氢与风光耦合碱槽制氢与风光耦合 资料来源：Alkaline Water Electrolysis Powered by Renewable Energy:A Review，mdpi，HTI 整理 5.4 质子交换膜电解制氢（质子交换膜电解制氢（PEM）原理。原理。由于碱性液体电解质电解槽仍存在着诸多问题需要改进，促使固体聚合物电解质（SPE）水电解技术快速发展。首先实际应用的聚合物电解质为质子交换膜（PEM），因而也称为 PEM 电解水制氢。PEM 以质子交换膜替代石棉膜，传导质子，并隔绝电极两侧的气体，同时，PEM 电解水池采用零间隙结构，电解池体积更为紧凑精简降低了电解池的欧姆电阻，大幅提高了电解池的整体性能。现状。现状。国际方面，由于 PEM 电解槽运行更加灵活、更适合可再生能源的波动性，许多新建项目开始转向选择 PEM 电解槽技术。过去数年，欧盟、美国、日本企业 纷 纷 推 出 了 PEM 电 解 水 制 氢 产 品，促 进 了 应 用 推 广 和 规 模 化 应 用，ProtonOnsite、Hydrogenics、Giner、西门子股份公司等相继将 PEM 电解槽规格规模提高到兆瓦级。其中，ProtonOnsite 公司的 PEM 电解水制氢装置的部署量超过 2000套（分布于 72 个国家和地区），拥有全球 PEM 电解水制氢 70%的市场份额，具备集成 10MW 以上制氢系统的能力；Giner 公司单个 PEM 电解槽规格达 5MW，电流密度超过 3A/cm2，50kW 水电解池样机的高压运行累计时间超过 1.5105h。我国 PEM 电解水制氢技术正在经历从实验室研发向市场化、规模化应用的阶段变化，逐步开展示范工程建设。国内的 PEM 电解水技术研究起步于 20 世纪 90 年代，针对特殊领域制氢、制氧的需求，主要研发单位有中科院大连化学物理研究所、中船重工集团 718 研究所、中国航天科技集团公司 507 所。中国科学院大连化学物理研究所从 20 世纪 90 年代开始研发 PEM 电解水制氢，在 2008 年开发出产氢气量为 8Nm3/h 的电解池堆及系统，输出压力 4.0MPa、纯度为 99.99%。2010 年大连化学物理研究所开发出的 PEM 水电解制氢机能耗指标优于国际同类产品。从单机能耗上看，国内的 PEM 制氢装置较优，但在规模上与国外产品还有距离。2022 年 7月，由国网安徽省电力有限公司兆瓦级氢能综合利用示范站建成投产，标志着我国首次实现兆瓦级制氢-储氢-氢能发电的全链条技术贯通，该示范站采用先进的质子交换膜水电解制氢技术，年制氢可达 70 余万标立方、氢发电可达 73 万千瓦时。光伏风电并网储能碱槽电解水制氢燃料电池 15 May 2023 25 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 优点。优点。相比碱性电解槽，PEM 电解槽的电流密度更大，通常在 10000A/m2以上，远高于传统碱性电解槽的电流密度（通常在 3000-4000A/m2）。一方面，由于PEM 电解槽使用的质子交换膜相较碱性电解槽中使用的隔膜更薄，这提供了优秀的质子传导能力：另一方面，PEM 电解槽采用零间距结构，电解槽内部结构更为紧凑。这些优势都有助于降低 PEM 电解槽运行时的欧姆电阻，借此提高电流密度，优化工作效率。PEM 的压力调控范围大，氢气输出压力可达数兆帕，适应快速变化的可再生能源电力输入。总之，PEM 具有效率高、气体纯度高、绿色环保、能耗低、无碱液、体积小、安全可靠、可实现更高的产气压力等优点，被公认为制氢领域极具发展前景的电解制氢技术之一。缺点。缺点。PEM 电解水制氢技术目前设备成本较高，PEM 电解槽的单位成本仍然远高于碱性电解槽。由于 PEM 电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，因此设备对于价格昂贵的贵金属材料如铱、铂、钛等更为依赖，导致成本过高。目前中国的 PEM 电解槽发展和国外水平仍然存在一定差距。国内生产的 PEM 电解槽单槽最大制氢规模大约在 200Nm3/h，而国外生产的 PEM 电解槽单槽最大制氢规模可以达到 500Nm3/h。相比于国外，国内利用可再生能源合 PEM 电解水制氢的项目也相对偏少。国内大多数工业级可再生能源电解水制氢应用项目仍然以碱性水电解为主。图图24 PEM 系统流程图系统流程图 资料来源：Green hydrogen cost 2020，Based on IRENA analysis，HTI 整理 15 May 2023 26 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 图图25 PEM 单槽示意图单槽示意图 资 料来源：Proton Exchange Membrane Electrolyzer Modeling for Power Electronics Control，HTI 图图26 PEM 电解单个电解池示意图电解单个电解池示意图 资料来源：Proton Exchange Membrane Electrolyzer Modeling for Power Electronics Control，HTI PEM 电解水制氢的核心问题在于成本。电解水制氢的核心问题在于成本。PEM 电解池单池核心部件是膜电极（MEA），由质子交换膜、阳极和阴极催化层、气体扩散层组成。膜电极组件是电化学反应发生的场所，膜电极特性与结构直接影响 PEM 电解池的性能和寿命。除了膜电极外，PEM 电解池中造价较高的部件还包括双极板。PEM 关键部件技术的研究可以分为五方面的内容：质子交换膜的材料改进及优化；电极催化剂的研究；膜电极结构优化及制备；双极板的性能提升及表面改进；电解池传热传质、流场结构及其他问题。当前 PEM 国际先进水平为：单电池性能为 2A cm-2，2V，总铂系催化剂载量为 2至 3mg/cm2，稳定运行时间为 6104至 8104h，制氢成本约为每千克氢气 3.7 美元。降低 PEM 电解槽成本的研究集中在以催化剂、PEM 为基础材料的膜电极，气体扩散层 GDL，双极板 BP 等核心组件。质子交换膜。质子交换膜。质子交换膜是 PEM 电解槽的核心零部件之一。在 PEM 电解槽中，质子交换膜即充当质子交换的通道，又作为屏障防止阴阳极产生的氢气和氧气互相接触，并为催化剂涂层提供支撑。因此，质子交换膜需要具备极高的质子传导率和气密性，极低的电子传导率。与此同时质子交换膜还需要具备良好的化学稳定性，可以承受强酸性的工作环境，较强的亲水性也必不可少，这可以预防质子交换膜局部缺水，避免干烧。质子交换膜的性能好坏，直接影响着 PEM 电解槽的运行效率和寿命。质子交换膜的加工上仍然存在难度。和燃料电池使用的质子交换膜（厚度 10 微米左右）相比，PEM 电解槽使用的质子交换膜更厚（150-200 微米），在加工的过程中更容易发生肿胀和变形，膜的溶胀率更高，加工难度更大。目前使用的质子交换膜大多采用全氟磺酸基聚合物作为主要材料。国内外使用最为广泛的主要为杜邦（科慕）的 NafionTM系列,例如 Nafion115 和 Nafion117 系列质子交换膜，其他膜产品包括陶氏 XUS-B204 膜以及旭硝子 Flemion 膜等。电催化剂。电催化剂。阴、阳极催化剂是 PEM 电解槽的重要组成部分。由于阴、阳极催化剂是电化学反应的场所，催化剂需要具备良好的抗腐蚀性、催化活性、电子传导率和孔隙率等特点，才能确保 PEM 电解槽可以有稳定运行。和燃料电池相比，PEM电解槽在催化剂的使用上更加依赖贵金属材料。在 PEM 电解槽的强酸性运行环境下，非贵金属材料容易受到腐蚀，并可能和质子交换膜中的磺酸根离子结合降低质子交换膜的工作性能。15 May 2023 27 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 目前常用的阴极催化剂为以碳为载体材料的铂碳催化剂在酸性和高腐蚀性的环境下，铂仍然可以保持较高的催化活性，确保电解效率，而碳基材料即为铂提供了载体,也充当着质子和电子的传导网络。催化剂中的铂载量约在 0.4-0.6g/cm2，铂的质量分数约在 20%-60%之间。阳极的反应环境比阴极更加苛刻，对催化剂材料的要求更高。由于阳极电极材料需要承受高电位、富氧环境和酸性环境的腐蚀，燃料电池常用的碳载体材料容易被析氧侧的高电位腐蚀降解，因此一般选用耐腐蚀且析氧活性高的贵金属作为 PEM电解槽阳极侧的催化剂。结合催化活性和材料稳定性来看，铱，钌及其对应的氧化物（氧化铱和氧化钌）是目前最适合作为 PEM 阳极侧催化剂的材料。相比氧化铱，虽然氧化钌的催化活性更强，但在酸性环境下氧化钌容易失活，稳定性比氧化稍差。因此，氧化铱是目前应用最广泛的阳极催化剂。催化剂中的载量约为 1-2g/cm2。目前，应用于析氧侧的含铱催化剂主要分下列三大类的氧化物：传统的氧化铱产品，在应用过程中粉末颗粒容易解析，影响使用寿命；氧化铱/氧化钛，相较单纯的氧化铱而言，加入氧化钛提升了催化活性，但由钛于本身的特性，耐久仍然受到影响；氧化铱/氧化铌，目前市场上少数可以兼顾催化活性和耐久性的产品。PEM 电解槽催化剂对贵金属的依赖是阻碍 PEM 快速推广的因素之一。应用于PEM 电解槽的催化剂铂、铱、钌等贵金属产量稀少、成本高昂。铱作为 PEM 电解槽阳极最重要的催化剂材料，供应上存在很大的制约。目前全球铱产量约为 7 吨/年，远远少于其他贵金属（2021 年铂的年产量在 180 吨左右），其中 85%左右的铱产自南非。铱的价格也相当高昂，目前已经达到 1000 元/g 以上。降低催化剂中贵金属的含量已经成为了目前催化剂技术开发的主要方向。针对阴极催化剂，开发方向集中于降低铂在催化剂中的用量。在催化剂中加入非贵金属基化合物，例如非贵金属的硫化物、氮化物、氧化物等，可以在保持催化活性的前提下，降低铂的使用量。阳极催化剂的技术开发方向包括使用载体材料或设计新的催化剂结构：（1）使用高比表面积的材料作为的载体，可以将颗粒高度分散在载体材料上，从而提高的利用率和活性，借此减少的负载量。由于阳极的反应条件苛刻，为了确保催化剂的耐久性，阳极材料需要具备耐腐蚀性、导电性和高比表面积等特性。（2）设计新的催化剂结构，例如采用核壳式结构，也是可以减少铱的用量。由于催化反应集中于材料表面的活性电位，阳极催化剂可以采用核-壳式结构，从而在外层的壳上使用，在内层的核使用非贵金属材料。这样既可以减少的用量，也不会影响的催化活性。国内已经有少数企业有能力生产 PEM 电解槽使用的催化剂，包括中科科创、济平新能源等。国外企业有优美科、贺利氏等。气体扩散层（气体扩散层（GDL）。）。气体扩散层(国外简称 GDL 或 PTL)，又称集流器，是夹在阴阳极和双极板之间的多孔层。气体扩散层作为连接双极板和催化剂层的桥梁，确保了气体和液体在双极板和催化剂层之间的传输，并提供有效的电子传导。在阳极，液态水通过气体扩散层传导至催化剂层，被分解为氧气、质子和电子。生成的氧气通过气体扩散层反向汇流至双极板，质子通过质子交换膜传导至阴极，电子则通过气体扩散层传导至阳极侧双极板后进入外部电路。在阴极，电子从外部电路通过气体扩散层进入阴极催化剂层，和质子反应后产生氢气。产生的氢气通过气体扩散层汇流至双极板。因此，为了确保气、液运输效率和导电性能，气体扩散层既需要拥有合适的孔隙率，也需要拥有良好的导电性，确保电子传输效率。15 May 2023 28 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 PEM 电解槽的气体扩散层材料选择和燃料电池的气体扩散层选择有所不同。燃料电池通常选择碳纸作为阴极和阳极的气体扩散层材料。在 PEM 电解槽中，由于阳极的电位过高，高氧化性的运行环境足以氧化碳纸材料，通常选择耐酸耐腐蚀的基材料作为 PEM 电解槽阳极气体扩散层的主要材料，并制作成钛毡结构以确保气液传输效率。钛基材料在长时间的使用下容易钝化，形成高电阻的氧化层，降低电解槽的工作效率。为了防止钝化现象的发生，通常会在钛基气体扩散层上涂抹一层含有铂或者的涂层进行保护，确保电子传导效率。PEM 电解槽的阴极电位较阳极更低，碳纸或钛毡都可以作为气体扩散层的材料。钛毡式气体扩散层的制作工艺较为复杂。高纯的钛材料需要经过一系列的工艺，包括钛纤维制作、清洗、烘干、铺毡、裁剪、真空烧结、裁剪、涂层等一系列的工艺，才可以入库保存。未来，气体扩散层优化的关键在于保持系统的动态平衡。随着水电解反应的持续推进阳极生成的氧气会逐渐积聚在气体扩散层的通道内，阻塞流道，对液态水的运输产生潜在的影响。这可能会导致气液运输效率下降，对 PEM 电解槽的工作效率产生负面影响。在气液逆流的情况下，减少气液阻力，及时移除阳极产生的氧气，并将液态水及时运输至阳极催化层将是气体扩散层优化的方向。孔隙率、孔径尺寸和厚度等指标都是未来需要研究的重点。国内目前可以生产钛基气体扩散层的企业较少。工业级的质子膜电解槽产品国内仍以进口品牌使用为主，国产产品已在民用领域取得应用，气体扩散层国产化率会逐步提升。双极板（双极板（BP）。）。双极板不仅是支撑膜电极和气体扩散层的支撑部件，也是汇流气体（氢气和氧气）及传导电子的重要通道。阴阳极两侧的双极板分别汇流阴极产生的氢气和阳极产生的氧气，并将它们输出。因此，双极板需要具备较高的机械稳定性、化学稳定性和低氢渗透性。阳极产生的电子经由阳极双极板进入外部电路，再通过阴极双极板进入阴极催化层。因此，双极板还需要具备高导电性。PEM 电解槽双极板和燃料电池双极板的结构和使用材料有很大的区别。在结构方面，PEM 电解槽双极板不需要加入冷却液对设备进行冷却，使用一板两场的结构就可以满足运行需求，相比于燃料电池双极板两板三场的结构更为简单。在材料方面，PEM 电解槽中阳极的电位过高，燃料电池常用的石墨板或者不锈钢制金属板容易被腐蚀降解。使用钛材料可以很好的避免金属腐蚀导致的离子浸出，预防催化剂的活化电位收到毒害。但由于钛受到腐蚀后，容易在表面形成钝化层，增大电阻，通常会在板上涂抹含铂的涂层来保护钛板。钛基双极板目前有三种加工工艺，分别是冲压工艺、蚀刻工艺和使用钛网加板组合制造工艺。相比之下，冲压工艺的单位加工成本更低，更适合于大规模化生产，可能会成为未来主要工艺路线。国内目前能制造 PEM 电解槽双极板的企业数量相对较少。上海治臻和金泉益都已经搭建了 PEM 电解槽双极板的生产线，并已经开始出货。5.5 固体氧化物电解制氢（固体氧化物电解制氢（SOE）与核能制氢）与核能制氢 SOE（solid oxide electrolysis）是高温固体氧化物电解池的简称，是在高温下将电能和热能转化为化学能的电解设备。相比常温电解水，SOE 高温电水解可以提供更高的能源转化效率。随着温度的不断上升，水电解需要的总能量增加幅度较小，但对电能和热能的需求则产生了比较大的变化。在高温下，SOE 电解水对电能的需求量逐渐减小，对热能的需求量逐渐增大。这意味着，SOE 电解设备在高温下工作 15 May 2023 29 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 时，可以有效减少对高品质能源-电能的需求，并提升对低品质能源一废热的利用率。在未来，当可再生能源或者先进核能供应充足时，SOE 可以成为大规模制氢的技术路线之一。从技术原理上进行分类，SOE 可分为氧离子传导型 SOE 和质子传导型 SOE。SOE 制氢分类。制氢分类。由于质子传导型 SOE 在技术层面的要求更高，尤其是材料选择上存在很多障碍，目前的发展进度远远落后于氧离子传导型 SOE。在市场上，对SOE 的商业化尝试主要集中于氧离子传导型 SOE。氧离子传导型 SOE 在电解质中传导氧离子。和质子传导型 SOE 有所区别的是，氧离子传导型 SOE 从阴极（氢电极）处供给水蒸气。水分子在得到电子后生成氢气，并电离出氧离子。氧离子经过电解质传导至阳极后，经氧化形成氧气。SOE 制氢原理。制氢原理。水电解所需能量随温度变化而变化。SOE 电解的能量来源由电能和热能两部分构成即：H=G TS 电解需要的 G 随着温度的升高而降低；在100时 G 在整个所需能量 H 中的比重约为 93%，而温度升高到 1000时只有约72%。随着 G 的降低，水的理论分解电压也随温度的升高而降低，即高温下（600-1000）电解水可以降低制氢过程中电能的消耗，增加热能的比例。从热力学角度，高温电解相对低温电解具有更高的能量转化效率优势。目前的低温电解方式如碱性电解和聚合物电解，由于其电解质为液态和聚合物，其工作温度一般在 100左右,而采用固体氧化物电解质完全可满足高温操作的要求。从动力学的角度，高操作温度可以加快电极反应速率，使阴极和阳极的过电位显著降低，有效地减少了电解过程的能量损失。SOE 采用氧离子导体材料作为电解质，其离子电导率随着温度的升高而增加，进一步降低了其欧姆损失。图图27 SOE 三种分类三种分类 资料来源：Electrocatalysts for the generation of hydrogen oxygen and Synthesis gas，Foteini M.Sapountzi，ScienceDirect，HTI 图图28 电解水系统温度对所消耗电能的影响电解水系统温度对所消耗电能的影响 资料来源：Electrocatalysts for the generation of hydrogen oxygen and Synthesis gas，Foteini M.Sapountzi，ScienceDirect，HTI 核能制氢对实现我国未来能源战略转变具有重大意义。核能制氢对实现我国未来能源战略转变具有重大意义。核能是清洁的一次能源，核电已经成为世界电力生产的主要方式之一。正在研发的第四代核能系统除了要使核电生产更经济和更安全之外，还要为实现核能在发电之外的领域的应用开辟途径。核能制氢就是以来源丰富的水为原料，利用核能实现氢的大规模生产。热化学循环工艺和高温蒸汽电解都是有望与核能耦合的先进制氢工艺，世界上的许多国家，如美国、日本、法国、加拿大都在大力开展核能制氢技术的研发工作。中国正在积极发展核电，在大力开展核电站的建设的同时，也非常重视核氢技术的发展。高温气冷堆能够提供高温工艺热，是最适合用于制氢的反应堆堆型。15 May 2023 30 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 在国家“863 计划”支持下，我国 10MWt 高温气冷试验堆已在清华大学核能与新能源技术研究院建成并实现满功率运行。在国家科技重大专项支持下，200MWe 高温气冷堆核电站示范工程的建设正在进行；核能制氢和氦气透平等前瞻性技术的研发已开展。在可用于核能制氢的反应堆堆型中，高温气冷堆因其高出口温度和固有安全性等优势，被认为是最适合用于制氢的堆型。核能制氢是高温气冷堆发电外最重要的用途，将为未来高温堆的应用拓展新的领域。核能制氢技术研发既有利于保持我国高温气冷堆技术的国际领先优势，也为未来氢气的大规模供应提供了一种有效的解决方案，同时可为高温堆工艺热应用开辟新的用途，对实现我国未来的能源战略转变具有重大意义。图图29 高温气冷堆碘硫循环制氢原理示意图高温气冷堆碘硫循环制氢原理示意图 资料来源：张平等中国高温气冷堆制氢发展战略研究，HTI 整理 5.6 电解水制氢技术经济性分析电解水制氢技术经济性分析 电解水制氢成本经验公式。电解水制氢成本经验公式。一般制氢成本分为固定成本和可变成本，固定成本包括设备折旧、人工、运维等，可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。由此得公式：制氢成本=电价单位电耗 （每年折旧 每年运维）/每年制氢总量 单位水耗水价。图图30 电解水制氢成本随电价变化情况（元电解水制氢成本随电价变化情况（元/kg 氢气）氢气）资料来源：HTI 注：不同设备造价下，假设两种方式年产氢量均为 200 万 Nm3 0.020.060.100.140.180.220.260.300.340.380.420.460.500.540.580.620.660.700.05.010.015.020.025.030.035.040.045.050.00.05.010.015.020.025.030.035.040.045.050.00.020.060.100.140.180.220.260.300.340.380.420.460.500.540.580.620.660.70电价（元/kWh)）电价（元/kWh)碱性电解水制氢成（元/kg氢气）PEM电解水制氢成本（元/kg氢气）15 May 2023 31 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 碱性电解水制氢成本。碱性电解水制氢成本。一般碱性电解槽的成本与其制氢能力有关，制氢能力越大，成本越高。其中 1000Nm3/h 的制氢能力是当前碱性电解槽单台设备制氢能力的上限，其价格在 700 万-1000 万元之间。我们假设：（1）1000Nm3/h 碱性电解槽成本 850 万元，不含土地费用，土建和设备安装 150 万元；（2）每 1m3氢气消耗原料水 0.001t，冷却水 0.001t，水费 5 元/t；（3）设备折旧期 10a，土建及安装折旧期 20a，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧 10%，土建和安装每年折旧 5%；（4）工业用电价格 0.4 元/kWh，每 1m3氢气耗电 5kWh；（5）每年工作 2000h，每年制氢 200 万 Nm3；（6）人工成本和维护成本每年 40 万元。通过计算我们得出：碱性电解水制氢电耗成本占比为 74.9%，设备折旧费用占比为 15.7%，单位体积制氢成本为 2.67 元/mH2，单位质量制氢成本为 30.00 元/kgH2。降低碱性电解水制氢成本的主要途径是降低电价。表表 7 碱性电解水制氢成本测算碱性电解水制氢成本测算 项目项目 单位体积制氢成本（元单位体积制氢成本（元 m-3）项目项目 单位质量制氢成本（元单位质量制氢成本（元 kg-1）单位体积电耗成本 2 单位质量积电耗成本 22.47 单位体积折旧成本 0.42 单位质量折旧成本 4.72 单位体积人工运维成本 0.2 单位质量人工运维成本 2.25 单位体积水耗成本 0.05 单位质量水耗成本 0.56 合计 2.67 合计 30.00 资料来源：张轩电解水制氢成本分析，HTI 测算 根据国家发改委的中国 2050 年光伏发展展望（2019）的预测，至 2035 年和 2050 年光伏发电成本相比 2019 年预计约下降 50%和 70%，达到 0.2 元/kWh 和0.13 元/kWh。我们对碱性电解水制氢成本进行敏感性分析建模，在电价为 0.2 元/kWh 时，年产氢量为 200 万 Nm3情况下，碱槽制氢的成本为 18.8 元/kgH2；在电价为 0.13 元/kWh 时，年产氢量为 200 万 Nm3情况下，碱槽制氢的成本为 15.4 元/kgH2。伴随设备产氢量的增加，制氢成本还会进一步降低。若两项参数进入图中蓝色部分，碱槽制氢则具备同其他制氢方式竞争能力。图图31 碱槽单位质量制氢成本敏感性分析（元碱槽单位质量制氢成本敏感性分析（元/kg）资料来源：HTI 注：横轴为电价：元/kWh，纵轴为年产氢量：万 Nm3 15 May 2023 32 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 PEM 电解水制氢成本。电解水制氢成本。我们假设:（1）500Nm3/h 的 PEM 电解槽成本 3000 万元，不含土地费用，土建和设备安装 200 万元；（2）每 1m3氢气消耗原料水0.001t，冷却水 0.001t，水费 5 元/t；（3）设备折旧期 10a，土建及安装折旧期20a，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧 10%，土建和安装每年折旧 5%；（4）工业用电价格 0.4 元/kWh，每 1m3氢气耗电 4.5kWh；（5）每年工作 2000h，每年制氢 100 万 Nm3；（6）人工成本和维护成本每年 40 万元。通过计算我们得出：PEM 电解水制氢电耗成本占比为 50%，设备折旧费用占比为 43%，单位体积制氢成本为 5.25 元/mH2，单位质量制氢成本为 58.99 元/kgH2。设备折旧成本占比电解水制氢成本较大，除降低电价外，降低设备成本也是降低PEM 电解水制氢成本的主要途径。表表 8 PEM 电解水制氢成本测算电解水制氢成本测算 项目项目 单位体积制氢成本（元单位体积制氢成本（元 m-3）项目项目 单质量制氢成本（元单质量制氢成本（元 kg-1）单位体积电耗成本 1.80 单位质量积电耗成本 20.22 单位体积折旧成本 3.00 单位质量折旧成本 33.71 单位体积人工运维成本 0.40 单位质量人工运维成本 4.49 单位体积水耗成本 0.05 单位质量水耗成本 0.56 合计 5.25 合计 58.99 资料来源：张轩电解水制氢成本分析，HTI 测算 我们对 PEM 电解水制氢成本进行敏感性分析建模，在电价为 0.2 元/kWh 时，年产氢量为 100 万 Nm3情况下，碱槽制氢的成本为 48.9 元/kgH2；在电价为 0.13 元/kWh 时，年产氢量为 100 万 Nm3情况下，碱槽制氢的成本为 45.8 元/kgH2。若两项参数进入图中蓝色部分，PEM 电解水制氢则具备同其他制氢方式竞争能力。图图32 PEM 单位质量制氢成本敏感性分析（元单位质量制氢成本敏感性分析（元/kg）资料来源：HTI 注：横轴为电价：元/kWh，纵轴为年产氢量：万 Nm3 6.投资建议投资建议 关注传统能源企业动力转型关注传统能源企业动力转型“绿电制绿氢绿电制绿氢”带来的投资机会。带来的投资机会。2023 年，我国将“推进煤炭清洁高效利用和技术研发加快建设新型能源体系”列入两会政府工作报告工作重点。我国富煤贫油少气的能源资源禀赋特点决定了煤炭的主体能源地位短期内不会发生根本性变化。传统能源企业实现“清洁高效”需要大力发展“绿电制绿氢”，调整氢原料获取途径，同时减少 CO2排放，长期有助于企业降本提效，ESG 可持续发展。15 May 2023 33 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 当前，全球氢能产业仍处于全产业链关键技术研发初期和商业模式探索阶段。我们认为，从原料端氢替换和能源端需求换两个路径看，传统能源企业发展“绿电制绿氢”具有可持续发展驱动力；传统能源企业融资能力强，可以长远布局产业未来，在技术研发、资源整合等方面都有丰富经验，具备产业、技术等方面优势。建议关注：（1）氢能全产业链企业，中国石化；中国石油中国石化；中国石油（2）绿电制绿氢企业，宝丰宝丰能源；能源；（3）制氢领域开展低成本副产氢多元耦合项目企业，卫星化学，东华能卫星化学，东华能源源。6.1 中国石化中国石化 中国石化是国内最大的氢气生产企业，氢气年产能力超 390 万吨，约占全国氢气产量的 11%。中国石化加快构建“一基两翼三新”产业格局，抢抓氢能发展的重大战略机遇，落好关乎发展大局的关键一子，把氢能作为公司新能源业务的主要发展方向，逐步培育并壮大中国石化氢能产供销一体化产业链，推进打造中国第一氢能公司。2022 年 12 月，中国石化华南最大氢燃料电池供氢中心茂名石化氢燃料电池供氢中心产出合格的 99.999%高纯氢。该项目日产氢能力达 6400 公斤，每年可向社会供应高纯氢 2100 吨。至此，中国石化建成燕山石化、天津石化、齐鲁石化、青岛炼化、高桥石化、上海石化、广州石化、海南炼化、茂名石化等 9 个氢燃料电池供氢中心，引领我国氢能产业链高质量发展。风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期。6.2 中国石油中国石油 2022 年，公司新能源业务全面实施碳达峰行动方案，持续优化海上风电、CCS/CCUS、气电等发展规划，加快推进新能源基地建设，全力参与“沙戈荒”大基地和深远海风电大基地项目建设，加强绿电、地热、氢能等项目布局实施。坚持绿色低碳转型，推进油气和新能源融合发展，着力打造“油气热电氢”综合能源公司。2023 年，公司预计油气和新能源分部的资本性支出为人民币 1955 亿元，主要是继续加强国内松辽、鄂尔多斯、准噶尔等重点盆地的规模效益勘探开发，加大页岩气、页岩油等非常规资源开发力度，推进清洁电力、CCUS、氢能示范等新能源工程。2023 年，公司预计销售分部的资本性支出为人民币 70 亿元，主要用于国内油气氢电非综合能源站建设，优化终端网络布局，以及海外油气储运和销售设施建设等。风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期。6.3 宝丰能源宝丰能源 2022 年宝丰能源实施节能降碳项目 28 项，截止 2022 年已完成 15 项，累计实现二氧化碳减排 7.4 万吨/年。同时，宝丰能源通过太阳能生产绿色电能，利用绿电制取绿氢、绿氧，首创将“绿氢”“绿氧”直供化工系统，用绿氢替代原料煤、绿氧替代燃料煤生产高端化工产品，实现新能源与现代煤化工融合协同发展，降低现代煤化工装置综合能耗，提高碳资源转化率，开创了一条新能源替代化石能源的“碳中和”科学路径，从源头破解了化工企业的碳减排难题。15 May 2023 34 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 公司本部位于中国能源化工“金三角”之一的宁东国家级能源化工基地，新投资建设的内蒙古宝丰煤基新材料有限公司一期 260 万吨/年煤制烯烃和配套 40 万吨/年植入绿氢耦合制烯烃项目位于“金三角”的另一核心区内蒙古鄂尔多斯，“金三角”地区煤炭资源非常丰富，产业链原料供给充足、便利，原料成本更低；内蒙子公司更加靠近华北、华东等主要产品销售区域，物流运输发达便利，运输成本更低。风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期。6.4 卫星化学卫星化学 公司拥有美国乙烷三个出口设施其中之一的股权并具有优先使用权。在乙烯生产工艺中，乙烷裂解工艺的乙烯收率高达 83%左右；综合能耗不到 300kg 标油，远低于石脑油 580-640kg 标油，运行成本低。同时大量副产氢气，连云港年产 250 万吨乙烷裂解装置氢气副产量约 14 万吨。此外，公司年产 90 万吨 PDH 装置的氢气副产量约 7.2 万吨。氢气纯度高，可直接作为氢能源使用。目前合计年产氢气 21.2 万吨。公司将充分利用轻质化原料生产过程中副产的绿色氢能，一是规划园区内氢能利用示范项目。二是打造园区的循环经济和可再生能源利用。三是谋划以氢为原料的化学品发展：1）电子级双氧水。电子级双氧水。公司现有年产22万吨双氧水装置，能达到G1G2标准，是华东地区主要的光伏硅片清洗液供应商。年产 25 万吨双氧水装置正在建设中，计划做到 G3G4 级，将作为电子级化学品销售；2）合成氨。合成氨。利用环氧乙烷生产中的氮气反应为丙烯腈提供合成氨；3）合成甲醇。合成甲醇。利用环氧乙烷生产中的二氧化碳制甲醇为 DMC 提供原料等。风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期。6.5 东华能源东华能源 2022 年 9 月，公司发布“东华能源股份有限公司关于与中国核工业集团有限公司签署战略合作协议的公告”，全方位合作助力公司转型升级。2022 年 10 月，公司拟与中国核能电力股份有限公司共同出资设立茂名绿能，打造高温气冷堆与石化产业耦合的新发展理念样板工程项目茂名绿能项目的建设与运营主体，其中公司拟出资 24500 万元，持有茂名绿能 49%的股权。其中，双方共同推进高温气冷堆项目，未来五年内预计投资超千亿元。表表 9 东华能源与中核集团战略合作内容东华能源与中核集团战略合作内容 项目项目 内容内容 高温气冷堆项目 高温蒸汽供能 热化学制氢及氢气固态储存材料研发 双方联合成立氢能联盟，设立研究院、中试装置，主攻绿氢制备环节中热化学制氢技术路线，并研发氢气的固态储存材料和装备。“央企 民企”混合所有制改革典范 积极推动中核集团成为东华能源的战略投资者（占股比例 5%-15%）助力东华能源降低动力成本 中核按照“保量优价优先”原则，向东华能源（宁波、张家港）提供经济、零碳电力供应。资料来源：东华能源股份有限公司关于与中国核工业集团有限公司签署战略合作协议的公告，HTI 风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期；（4）制氢产业降本提效不及预期。15 May 2023 35 Table_header2 中国石油石化中国石油石化 7.风险提示风险提示 氢能需求低于预期；氢能技术发展不及预期；政策支持力度不及预期。

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请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 Table_MainInfo 行业研究/化工/石油化工 证券研究报告 行业专题报告行业专题报告 2023 年 05 月 12 日 Table_InvestInfo 投资评级 优于大市优于大市 维持维持 市场表现市场表现 Table_QuoteInfo-5.79%3.69.17.642.12A.60 22/42022/72022/102023/1石油化工海通综指 资料来源：海通证券研究所 相关研究相关研究 Table_ReportInfo 大宗商品月报（2023 年第 3 期）2023.04.17 能源材料国企有望迎来中国特色估值重塑中特估值”探究系列 42023.03.24 大宗商品月报（2023 年第 2 期）2023.03.11 Table_AuthorInfo 分析师:邓勇 Tel:(021)23219404 Email:证书:S0850511010010 分析师:朱军军 Tel:(021)23154143 Email:证书:S0850517070005 分析师:胡歆 Tel:(021)23154505 Email:证书:S0850519080001 分析师:刘威 Tel:(0755)82764281 Email:证书:S0850515040001 联系人:张海榕 Tel:(021)23219635 Email:氢能系列报告之氢能系列报告之二二：氢的制取氢的制取 Table_Summary 投资要点：投资要点：核心结论。核心结论。氢的制取主要有三种较为成熟的技术路线。一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；三是电解水制氢。据中国氢能联盟，氢能产业发展初期，增量侧，将以工业副产氢就近供给为主；中期（2030 年），将以可再生能源发电制氢、煤制氢等大规模集中稳定供氢为主；远期（2050 年），将以可再生能源发电制氢为主。煤气化过程煤气化过程中中碳与水碳与水蒸蒸气反应气反应产生产生 H2，该反应该反应为为煤化工煤化工制氢制氢关键关键。煤的气化过程是热化学过程。它是以煤或焦炭为原料，以氧气、水蒸气等为气化剂，在高温条件下，通过化学反应把煤或焦炭中的可燃部分转化为气体的过程。这些反应中，碳与水蒸气反应的意义最大，它参与各种煤气化过程，此反应为强吸热过程。气化生成的混合气称为水煤气，水煤气的主要成分为 CO 和 H2。天然气水蒸气天然气水蒸气转转化化过程中过程中甲烷甲烷与与水水蒸蒸气气反反应应产产生生 H2，该反应该反应为为天然气天然气制氢制氢关键关键。目前工业上由天然气制合成气的技术主要有蒸汽转化法和部分氧化法。其中，蒸汽转化法为天然气制合成气的技术的主要方法。蒸汽转化法是在催化剂存在及高温条件下，使甲烷等烃类与水蒸气反应，生成 H2、CO 等混合气，该反应为强吸热反应，需要外界供热。此法技术成熟，目前广泛应用于生产合成气、纯氢气和合成氨原料气。工业副产氢工业副产氢主要分为：主要分为：煤干馏副产氢煤干馏副产氢；烃类；烃类热裂解热裂解副产氢；氯碱工业副产氢。副产氢；氯碱工业副产氢。煤干馏是在隔绝空气条件下加热煤，使其分解生成焦炭、煤焦油、粗苯和焦炉气（H2和 CH4）的过程。烃类热裂解法是将石油系烃类燃料经高温作用，使烃类分子发生碳链断裂或脱氢反应，生成相对分子质量较小的烯烃、烷烃和其他相对分子质量不同的轻质和重质烃类。氯碱副产氢气，品质高，直接适用于氢燃料电池使用。采用氯碱氢能绿电自用新模式，可直接节约电解用电量的 1/4 左右。电解水制氢技术未来将成为主流。电解水制氢技术未来将成为主流。碱性水电解，质子交换膜电解和固体氧化物电解是目前电解水制氢的三种技术方法。而低温技术下，碱水制氢和 PEM 具备较高的技术成熟度，高温 SOE 技术仍处于实验室阶段。碱水制氢使用浓缩碱液作为电解质，需要将产物气体分离，以防止产物气体混合。PEM 使用润湿聚合物膜作为电解质，贵金属如铂和铱的氧化物作为电催化剂。SOE 技术是将气态水被转化为氢气和氧气，且反应温度在 700到 900之间。投资建议投资建议。我们认为，传统能源企业发展“绿电制绿氢”具有可持续发展驱动力和产业、技术等方面优势。建议关注：（1）氢能全产业链企业，中国石化；中国中国石化；中国石油石油（2）绿电制绿氢企业，宝丰能源，美锦能源宝丰能源，美锦能源；（3）制氢领域开展低成本副产氢多元耦合项目企业，卫星化学，东华能源卫星化学，东华能源。风险提示：风险提示：氢能技术发展不及预期；政策支持力度不及预期。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 2 目目 录录 1.氢能供应体系重塑.7 2.国内外氢能制备的历程.7 3.化石能源制氢向清洁低碳转型.8 3.1 合成气 变换反应是化石能源制氢的核心基理.8 3.2 煤制氢.10 3.2.1 煤化工工艺路线.10 3.2.2 煤气化制氢.11 3.3 天然气制氢.12 3.3.1 天然气化工工艺路线.12 3.3.2 天然气水蒸气转化制氢.13 3.4 煤炭、天然气制氢技术经济性分析.14 3.4 煤炭清洁路线.16 4.工业副产氢.16 4.1 煤干馏副产氢.16 4.2 烃类热裂解（脱氢或断链）.17 4.2 氯碱尾气副产氢.19 5.电解水制氢.21 5.1 核心问题.21 5.2 电解水制氢技术分类.23 5.2 碱性水电解制氢.24 5.3 质子交换膜电解制氢（PEM）.26 5.4 固体氧化物电解制氢（SOE）与核能制氢.30 5.5 电解水制氢技术经济性分析.31 6.投资建议.33 6.1 中国石化.33 6.2 中国石油.34 6.3 宝丰能源.34 6.4 卫星化学.34 6.5 东华能源.35 4WlY2VkWeXBVkZ2VkWdUbRcM7NpNmMnPmPjMnNsPlOpOtO7NnNuNuOpNtRNZnNwP 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 3 7.风险提示.35 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 4 图目图目录录 图 1 当前氢流图（万吨）.7 图 2 碳中和愿景下氢流图（万吨）.7 图 3 由合成气为原料生产的主要化工产品.10 图 4 煤化工工艺链上的氢气足迹.11 图 5 煤制氢工艺流程图.12 图 6 2021 年中国天然气需求结构.12 图 7 2021 年中国 LNG 需求结构.12 图 8 天然气化工工艺链上的氢气足迹.13 图 9 天然气水蒸气重整制氢工艺流程.14 图 10 煤制氢成本、天然气制氢成本随煤炭价格、天然气价格变化关系.15 图 11 煤炭炼焦过程氢气足迹.17 图 12 丙烷脱氢（C3H8C3H6 H2）氢足迹.19 图 13 氯碱产业链氢足迹.20 图 14 氯碱工业生产过程.20 图 15 电解水反应原理示意图.21 图 16 电极极化对电动势产生影响.21 图 17 电解水过程中的电能需求.22 图 18 三种电解水方法下能量效率随成本变化关系.22 图 19 电解水制氢系统内部关联.23 图 20 碱水制氢系统示意图.24 图 21 碱水电解槽示意图.25 图 22 碱水电解单个电解池示意图（两种设计方案）.25 图 23 碱槽制氢与风光耦合.26 图 24 PEM 系统流程图.27 图 25 PEM 单槽示意图.27 图 26 PEM 电解单个电解池示意图.27 图 27 SOE 三种分类.30 图 28 电解水系统温度对所消耗电能的影响.30 图 29 高温气冷堆碘硫循环制氢原理示意图.31 图 30 电解水制氢成本随电价变化情况（元/kg 氢气）.31 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 5 图 31 碱槽单位质量制氢成本敏感性分析（元/kg）.32 图 32 PEM 单位质量制氢成本敏感性分析（元/kg）.33 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 6 表目录表目录 表 1 由合成气合成一些有机物所需要的 H2与 CO 摩尔比.9 表 2 天然气制氢和煤制氢成本测算结果.15 表 3 煤干馏过程分类.17 表 4 各族烃的裂解反应特性.18 表 5 我国乙烯（当量）、丙烯年产能（单位：万吨/年）.19 表 6 烧碱产品成本分析表.20 表 7 碱性电解水制氢成本测算.32 表 8 PEM 电解水制氢成本测算.33 表 9 东华能源与中核集团战略合作内容.35 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 7 1.氢能氢能供应供应体体系系重塑重塑 氢的氢的制取制取主要有主要有三种三种较为较为成熟的技术路线成熟的技术路线。一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；三是电解水制氢，主要包括碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢和固体氧化物电解水制氢。生物质直接制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术路线仍处于实验和开发阶段，产收率有待进一步提升，尚未达到工业规模制氢要求。据中国氢能联盟，氢能产业发展初期（至 2025 年），作为燃料增量有限，工业副产制氢因成本较低，且接近消费市场，将以工业副产氢就近供给为主，同时积极推动可再生能源发电制氢规模化、生物制氢等多种技术研发示范；中期（2030 年），将以可再生能源发电制氢、煤制氢配合 CCS 等大规模集中稳定供氢为主，工业副产氢为补充手段；远期（2050 年），将以可再生能源发电制氢为主，煤制氢配合 CCS 技术、生物制氢和太阳能光催化分解水制氢等技术成为有效补充。氢氢能能供应体系将逐步供应体系将逐步以绿氢为基础进行重以绿氢为基础进行重塑塑。2021 年，我国氢气产能约为 4100万吨，产量约为 3300 万吨，其中化石能源制氢和工业副产氢为主，而绿氢在氢能供应结构中占比很小（电解水制氢占比仅为 1%）。在消费侧，氢气主要作为原料用于化工（如合成甲醇、合成氨）、炼油等工业领域。着眼中长期，预计 2060 年我国氢气需求量 1.3亿吨，氢能占终端能源消费的比重约为 20%。在碳中和情景下，若基于目前以化石能源制氢为主体的氢能供应体系，氢气生产的碳排放量预计为 10 亿吨/年，远高于碳汇所能中和的碳排放量。因此，在推动实现碳中和目标的过程中，氢能供应体系需逐步以绿氢为基础进行重塑，辅以加装碳捕集装臵的化石能源制氢方式，才能改变氢能生产侧的高碳格局。图图1 当前当前氢流图氢流图（万吨万吨）资料来源：杜忠明我国绿氢供应体系建设思考与建议，海通证券研究所 图图2 碳中和愿景下氢流图碳中和愿景下氢流图（万吨万吨）资料来源：杜忠明我国绿氢供应体系建设思考与建议，海通证券研究所 2.国国内外氢能制备的历程内外氢能制备的历程 煤制氢历史悠久，通过气化技术将煤炭转化为合成气，再经水煤气变换分离处理以提取高纯度的氢气，是制备合成氨、甲醇、液体燃料、天然气等多种产品的原料。天然气制氢技术中，蒸汽重整制氢较为成熟，也是国外主流制氢方式。工业副产氢气主要分布在钢铁、化工等行业，提纯利用其中的氢气，既能提高资源利用效率和经济效益，又可降低大气污染，改善环境。电解水技术来自于航天科技，最早是为了生产航空燃料。煤化工。煤化工。煤气化制氢技术已有一百余年发展历史，可分为三代技术：第一代技术是德国在 20 世纪 20-30 年代开发的常压煤气化工艺，典型工艺包括碎煤加压气化 Lurgi炉的固定床工艺、常压 Winkler 炉的流化床和常压 KT 炉的气流床等，这些工艺都以氧气为气化剂，实行连续操作，气化强度和冷煤气效率得到较大提高。第二代技术是 20 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 8 世纪 70 年代由德国、美国等国家在第一代技术的基础上开发的加压气化工艺。我国煤气化制氢工艺主要用于合成氨的生产，多年来开发了一批具有自主知识产权的先进煤气化技术，如多喷嘴水煤浆气化技术、航天炉技术、清华炉技术等。第三代技术主要有煤催化气化、煤等离子体气化、煤太阳能气化和煤核能余热气化等，目前仍处于实验室研究阶段。天然天然气化工。气化工。世界上约有 50 个国家不同程度地发展了天然气化工。天然气化工比较发达的国家有美国、俄罗斯、加拿大等。美国发展天然气化工最早，产品品种和产量目前居首位。在世界合成氨产量中，约 80%以天然气为原料。世界甲醇（甲醇生产以合成气为原料，合成气成分为 H2和 CO）生产中 70%以天然气为原料。天然气为原料的乙烯装臵生产能力约占世界乙烯生产能力的 32%。中国天然气化工始于 20 世纪 60 年代初，现已初具规模，主要分布四川、黑龙江、辽宁等地。我国天然气制氢主要用于生产氮肥，其次是生产甲醇、甲醛、乙炔等。电解水制氢电解水制氢。碱性水电解在 20 世纪前后开始实现碱性水电解制氢技术的工业化应用，在经历了单极性到双极性、小型到大型、常压型到加压型、手动控制到全自动控制的发展历程后，碱性水电解制氢技术已逐步进入成熟的工业化应用阶段。20 世纪 70 年代起，质子交换膜（PEM）水电解制氢技术开始获得发展，并以其制氢效率高、设备集成化程度高及环境友好等特点成为水电解技术的研究重点，逐步实现从小型化到兆瓦级的发展。未来未来电解水制电解水制氢技术氢技术将成将成为主流为主流。美国、日韩和欧洲均将电解水制氢技术视为未来的主流发展方向，聚焦碱水制氢技术规模化和 PEM 制氢技术产业化，重点围绕“电解效率”、“耐久性”和“设备成本”三个关键降本性能指标推进整体技术研发，电解水制氢成本结构与关键技术分析。目前，PEM 制氢技术的瓶颈在于设备成本较高、寿命较低，且实际的电解效率还远低于理论效率（其制氢效率潜力有望超出碱水制氢技术），因此欧美发达国家正重点开展技术攻关以突破技术瓶颈，实现 PEM 制氢技术的更大发展。固体氧化物制氢技术采用水蒸气电解，高温环境下工作，理论能效最高，但该技术尚处于实验室研发阶段。3.化化石能源制氢石能源制氢向清洁低碳向清洁低碳转型转型 3.1 合成气合成气 变换反应变换反应是是化石能源化石能源制氢制氢的核的核心心基基理理 合成气合成气（CO H2）是是有有机机原料之一，原料之一，也也是是氢气和一氧化碳的来源氢气和一氧化碳的来源。合成气（Syngas）系指一氧化碳和氢气的混合气。合成气中 H2与 CO 的比值随原料和生产方法的不同而异，其 H2/CO 的摩尔比为 1/2 至 3/1。合成气是有机合成原料之一，也是氢气和一氧化碳的来源，在化学工业中有着重要作用。制造合成气的原料多样，许多含碳资源如煤、天然气、石油馏分、农林废料、城市垃圾等均可用来制造合成气。利用合成气可以转化成液体和气体燃料、大宗化学品和高附加值的精细有机合成产品，实现这种转化的重要技术是 C1化工技术（凡包含一个碳原子的化合物，如 CH4、CO、CO2、HCN、CHOH 等参与反应的化学，称为 C1化学，涉及 C1化学反应的工艺过程和技术称为 C1化工）。自从 20 世纪 70 年代后期以来，C1化工得到世界各国较大重视，以天然气和煤炭为基础的合成气转化制备化工产品的研究广泛开展。变换反应变换反应进一步调节合成气进一步调节合成气（CO H2）中的碳氢比中的碳氢比，是工业制氢是工业制氢的的重要反重要反应应。水煤气变换反应(water gas shift，英文缩写 WGS)，是以 CO 和 H2O 为原料，在催化剂的作用下生成 H2和 CO2的过程。该反应是工业制氢过程中的一个重要反应，亦可用于调节合成气加工过程中的 H2/CO 比例，在合成氨、合成甲醇等传统工业领域及燃料电池领域均有广泛应用。一氧化碳变换反应是可逆放热反应，而且反应热随温度升高而减小。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 9 变换过程要看对合成气具体使用目的来决定取舍。变换是 CO 和 H2O 反应生成 H2和 CO2的过程，可增加 H2量，降低 CO 量，当需要 CO 含量高时，应取消变换过程，当需要 CO 含量低时，则要设臵变换过程。如果只需要 H2而不需要 CO 时，需设臵高温变换和低温变换以及脱除微量 CO 的过程。表表 1 由合成气由合成气合成一些合成一些有机物所有机物所需要的需要的 H2与与 CO 摩尔比摩尔比 产品产品 总总反反应式应式 H2/CO 摩尔比摩尔比 产品产品 总反应式总反应式 H2/CO 摩尔比摩尔比 甲醇 CO 2H2CH3OH 2/1 甲基丙烯酸 4CO 5H2CH2C(CH3)COOH 2H2O 5/4 乙烯 2CO 4H2C2H4 2H2O 2/1 醋酸乙烯 4CO 5H2CH3COOCHCH2 2H2O 5/4 乙醛 2CO 3H2CH3CHO H2O 3/2 醋酸 2CO 2H2CH3COOH 1/1 乙二醇 2CO 3H2HOCH2CH2OH 3/2 醋酐 4CO 4H2(CH3CO)2O H2O 1/1 丙酸 3CO 4H2CH3CH2COOH H2O 4/3-资料来源：米镇涛化学工艺学，海通证券研究所 合成气合成气主要主要有有煤煤制，天然气制，和油制三种制，天然气制，和油制三种生产生产方法。方法。合成气分为三种方法，分别为以煤为原料的生产方法，以天然气为原料的生产方法，以重油或渣油为原料的生产方法。（1）以煤为原料的生产方以煤为原料的生产方法法。有间歇和连续操作两种方式。连续式生产效率高，技术较先进，它是在高温下以水蒸气和氧气为气化剂，与煤反应生成 CO 和 H2等气体，这样的过程称为煤的气化。因为煤中氢含量相当低，所以煤制合成气中 H2/CO 比值较低，适于合成有机化合物。（2）以天然气为原料的生产方法以天然气为原料的生产方法。主要有转化法和部分氧化法。目前工业上多采用水蒸气转化法，该方法制得的合成气中 H2/CO 比值理论上为 3，有利于用来制造合成氨或氢气；用来制造其他有机化合物时（例如甲醇、醋酸、乙烯、乙二醇等），比值需要再加调整。（3）以重以重油或油或渣油为原料的生产方法渣油为原料的生产方法。主要采用部分氧化法，即在反应器中通入适量的氧和水蒸气，使氧与原料油中的部分烃类燃烧，放出热量并产生高温，另一部分烃类则与水蒸气发生吸热反应而生成 CO 和 H2，调节原料中油、H2O 与 O2的相互比例，可达到自热平衡而不需要外供热。合成气合成气主要主要应用于合成氨，合成甲醇应用于合成氨，合成甲醇等。等。工业合成气主要应用于合成氨，合成甲醇，合成醋酸，烯烃的氢甲酰化产品，合成天然气、汽油和柴油等。其中，合成气制甲醇，再由甲醇制乙烯，是煤制烯烃的主要途径。（1）合成合成氨氨。合成氨工艺由含碳原料与水蒸气、空气反应制成含 H2和 N2的粗原料气，再经精细地脱除各种杂质，得到 H2:N2体积比为 3:1 的合成原料气，使其在400-450、8-15MPa 及铁催化剂条件下进行。氨的最大用途是制氮肥，氨还是重要的化工原料，它是目前世界上产量最大的化工产品之一。（2）合成甲醇合成甲醇。将合成气中 H2/CO 的摩尔比调整为 2.2 左右，在 260-270，5-10MPa 及铜基催化剂作用下可以合成甲醇。甲醇可用于制醋酸、醋酐、甲醛、甲酸甲酯、甲基叔丁基醚（MTBE）等产品。（3）合成合成其他其他产产品品。合成醋合成醋酸酸：首先将合成气制成甲醇，再将甲醇与 CO 基化合成醋酸。合成烯烃的氢甲酰化产品：烯烃与合成气或一定配比的 CO 及 H2在过渡金属配位化合物的催化作用下发生加成反应，生成比原料烯烃多一个碳原子的醛。合成天然合成天然气气：在镍催化剂作用下，合成气进行甲烷化反应，生成甲烷，称之为合成天然气（SNG），热值比 CO 和 H2高。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 10 图图3 由合成气为原料生产的主要化工产品由合成气为原料生产的主要化工产品 资料来源：米镇涛化学工艺学，海通证券研究所整理 3.2 煤煤制氢制氢 3.2.1 煤煤化工工艺路线化工工艺路线 煤是由含碳、氢的多种结构的大分子有机物和少量硅、铝、铁、钙、镁的无机矿物质组成。由于成煤过程的时间不同，有泥煤、褐煤、烟煤和无烟煤之分。按质量分数计，泥煤含碳量为 60%-70%，褐煤含碳量为 70%-80%，烟煤含碳量为 80%-90%，无烟煤含碳量高达 90%-93%。煤中氢和氧元素的含量顺序是：泥煤褐煤烟煤无烟煤。煤的综合利用可同时为能源、化工和冶金提供有价值的原料。煤化工加工路线主要有以下几种。（1）煤干馏煤干馏（coal carbonization）。是在隔绝空气条件下加热煤，使其分解生成焦炭、煤焦油、粗苯和焦炉气的过程。煤干馏过程又分为煤的高温干馏和煤的低温干馏两类。煤的高温干煤的高温干馏馏（炼炼焦焦）：在炼焦炉中隔绝空气于 900-1100进行的干馏过程。产生焦炭、焦炉气、粗苯、氨和煤焦油等。煤煤的的低低温温干馏干馏：在较低终温（500-600）下进行的干馏过程，产生半焦、低温焦油和煤气等产物。煤干馏也是工业副产氢的来源。（2）煤气化煤气化（coal gasification）。是指在高温（900-1300）下使煤、焦炭或半焦等固体燃料与气化剂反应，转化成主要含有 H2、CO 等气体的过程。生成的气体组成随固体燃料性质、气化剂种类、气化方法、气化条件的不同而有差别。气化剂主要是水蒸气、空气或氧气。煤干馏制取化工原料只能利用煤中一部分有机物质，而气化则可利用煤中几乎全部含碳、氢的物质。煤气化生成的 H2和 CO 是合成氨、合成甲醇以及 C1化工的基本原料，还可用来合成甲烷，称为替代天然气（SNG），可作为城市煤气。煤气化是化石能源制氢的主要来源之一。（3）煤液化煤液化（coal liquefaction）。可分为直接液化和间接液化两类过程。煤的直接液化是采用加氢方法使煤转化为液态烃，所以又称为煤的加氢液化。液化产物亦称为人造石油，可进一步加工成各种液体燃料。加氢液化反应通常在高压高温下，经催化剂作用而进行。氢气通常用煤与水蒸气汽化制取。煤的直接液化氢耗高、压力高，因而能耗大，设备投资大，成本高。煤的间接液化是预先制成合成气，然后通过催化剂作用将合成气转化为烃类燃料、含氧化合物燃料。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 11 图图4 煤煤化工工艺链化工工艺链上的氢上的氢气气足迹足迹 资料来源：米镇涛化学工艺学，海通证券研究所整理 3.2.2 煤煤气化气化制制氢氢 煤气化技术是煤炭清煤气化技术是煤炭清洁转化的核心和洁转化的核心和关键技术。关键技术。中国的化石能源以煤为主，天然气资源稀缺，目前氢气的来源也是以煤制氢为主（以煤气化为主）。煤制氢技术包括煤的焦化制氢和煤的气化制氢。煤的焦化是在制取焦炭过程中，焦炉煤气作为副产品，含氢量约 60%（体积分数）。煤焦化所得的煤气，目前大多作为城市煤气使用。煤气化制氢在我国主要作为生产原料气用于合成氨的生产；近些年来，煤气化的原料气向合成甲醇、二甲醚、醋酐和醋酸等方向发展。我国每年约有 5000 万吨煤炭用于气化。在各种煤转化技术中，特别是开发洁净煤技术中，煤的气化是最有应用前景的技术之一。煤气化技术是煤炭清洁转化的核心和关键技术。煤气化过程煤气化过程中中碳与水碳与水蒸蒸气反应气反应产生产生 H2，该反应该反应为为煤煤制氢工艺的制氢工艺的关键关键。煤的气化过程是热化学过程。它是以煤或焦炭为原料，以氧气、水蒸气等为气化剂，在高温条件下，通过化学反应把煤或焦炭中的可燃部分转化为气体的过程。这些反应中，碳与水蒸气反应的意义最大，它参与各种煤气化过程，此反应为强吸热过程。碳与二氧化碳的还原反应也是重要的气化反应。气化生成的混合气称为水煤气。以上反应总过程为强吸热反应。煤气化的生产方法及主要设备煤气化的生产方法及主要设备。煤气化过程需要吸热和高温，工业上采用燃烧煤来实现。气化过程按操作方式来分有间歇式和连续式，前者的工艺较后者落后，现在逐渐被淘汰。目前最通用的分类方法是按反应器分类，分为固定床（移动床）、流化床、气流床和熔融床。至今熔融床还处于中试阶段，而固定床（移动床）、流化床和气流床是工业化或建立示范装臵的方法。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 12 图图5 煤煤制制氢工艺流程图氢工艺流程图 资料来源：Hydrogen as an Energy Source，DAC，海通证券研究所 3.3 天然气天然气制氢制氢 3.3.1 天然气天然气化工化工工艺工艺路线路线 天然气的主要成分是甲烷，甲烷含量高于 90%的天然气称为干气，C2-C4烷烃含量在 15%-20%或以上的天然气称为湿气，天然气与石油共生称为油田伴生气。我国已有陕甘宁、新疆地区、四川东部三个大规模气区，此外，煤矿中吸附在煤上的甲烷（煤层气）、海上油田天然气等，储量也非常客观。天然气的热值高、污染少，是一种清洁能源，在能源结构中的比例逐年提高。（1）天然天然气气制制氢气和氢气和合成氨合成氨。2021 年从消费结构看，工业用气占天然气消费总量的 40%；发电用气占比 18%；城市燃气占比 32%；化工化肥用气占比 10%。天然气在化工领域的用途是制造氨和氮肥，尿素是当今世界上产量最大的化工产品之一。氨也是制造硝酸及许多无机和有机化合物的原料。由天然气制氢是当前工业制氢的主要工艺之一。目前工业上由天然气制氢气的技术主要有蒸汽转化法和部分氧化法。图图6 2021 年中国天然气需求结构年中国天然气需求结构 城市燃气,32%工业用气,40%发电用气,18%化工化肥,10%资料来源：自然资源部中国自然资源报，海通证券研究所 图图7 2021 年年中国中国 LNG 需需求求结构结构 工业（发电、陶瓷、玻璃、车用）,51%运输,31%居民,19%资料来源：百川盈孚，海通证券研究所（2）天然气经合成气路线的催化天然气经合成气路线的催化转化转化制燃制燃料和化工产品料和化工产品。由天然气制造合成气（CO H2），再由合成气合成甲醇开创了廉价制取甲醇的生产路线。以甲醇为基本原料，可合成汽油、柴油等液体燃料和醋酸、甲醛、甲基叔丁基醚等一系列化工产品。合成气还可以经过改良费托合成制汽油、煤油、柴油等。合成气直接催化转化为低碳烯烃、乙二醇的工艺正在开发。（3）天然天然气气直直接接催催化转化成化工产品化转化成化工产品。天然气中甲烷直接在催化剂作用下进行选 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 13 择性氧化，生成甲醇和甲醛；在有氧或无氧条件下催化转化成芳烃，甲烷催化氧化偶联生成乙烯、乙烷等。（4）天然气热裂解制化工产天然气热裂解制化工产品品。天然气在 9301230时，裂解生成乙炔和炭黑。从乙炔出发可制氯乙烯、乙醛、醋酸、氯丁二烯、1，4-丁二醇、1，4-丁炔二醇、甲基丁烯醇、醋酸乙烯、丙烯酸等乙炔化工产品。炭黑作橡胶的补强剂和填料，也是油墨、电极、电阻器、炸药、涂料、化妆品的原材料。（5）甲烷甲烷的氯化、硝化、氨氧的氯化、硝化、氨氧化和硫化制化工产品化和硫化制化工产品。可分别制得甲烷的各种衍生物例如氯代甲烷、硝基甲烷、氢氰酸、二硫化碳等。（6）湿性天然气湿性天然气 C2-C4烷的利用烷的利用。湿性天然气中 C2-C4可深冷分离出来，是优良的制取乙烯、丙烯的热裂解原料，许多国家都在提高湿性天然气在制取烯烃原料中的比例。图图8 天然气天然气化工工艺链化工工艺链上的氢上的氢气气足迹足迹 资料来源：米镇涛化学工艺学，海通证券研究所整理 3.3.2 天然气天然气水蒸气转化水蒸气转化制氢制氢 天然气水蒸气天然气水蒸气转化法转化法为为天然气制合成气的技术天然气制合成气的技术的主要方法的主要方法。天然气中甲烷含量一般大于 90%，其余为少量的乙烷、丙烷等气态烷烃，有些还含有少量氮和硫化物。其他含甲烷等气态烃的气体，如炼厂气、焦炉气、油田气和煤层气等均可用来制造合成气。目前工业上由天然气制合成气的技术主要有蒸汽转化法和部分氧化法。其中，蒸汽转化法为天然气制合成气的技术的主要方法。转转化化过程过程中中甲烷甲烷与与水水蒸蒸气反应气反应产生产生 H2，该反应该反应为为制氢工艺的制氢工艺的关键关键。蒸汽转化法是在催化剂存在及高温条件下，使甲烷等烃类与水蒸气反应，生成 H2、CO 等混合气，该反应为强吸热反应，需要外界供热。此法技术成熟，目前广泛应用于生产合成气、纯氢气和合成氨原料气。甲烷水蒸气转化反应必须在催化剂存在下才有足够的反应速率。倘若操作条件不适当，析碳反应严重，生成的碳会覆盖在催化剂内外表面，致使催化活性降低，反应速率下降。析碳更严重时，床层堵塞，阻力增加，催化剂毛细孔内的碳遇水蒸气会剧烈汽化，致使催化剂崩裂或粉化，迫使停工，经济损失巨大。所以，对于烃类蒸汽转化过程要特别注意防止析碳。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 14 图图9 天然气天然气水蒸气水蒸气重整制氢重整制氢工艺工艺流流程程 资料来源：A Review of the CFD Modeling of Hydrogen Production in Catalytic Steam Reforming Reactors，Nayef Ghasem，海通证券研究所整理 催化剂在催化剂在天然天然气水气水蒸气蒸气转化转化过程中具有重要过程中具有重要作用。作用。天然气水蒸气转化，在无催化剂时的反应速率很慢，在 1300以上才有较快的反应速率。然而在此高温下大量甲烷裂解，没有工业生产价值，所以必须采用催化剂。催化剂的组成和结构决定了其催化性能，而对其使用是否得当会影响其性能的发挥。工业上一直采用镍催化剂（在贵金属中价格相对平便宜，转化效率高），并添加一些助催化剂以提高活性或改善诸如机械强度、活性组分分散、抗结碳、抗烧结、抗水合等性能。催化剂的促进剂有铝、镁、等金属氧化物。目前，工业上采用的镍催化剂有两大类，一类是以高温烧结的-Al2O3或 MgAl2O4尖晶石为载体，用浸溃法将含有镍盐和促进剂的溶液负载到预先成型的载体上，再加热分解和煅烧，称之为负载型催化剂。另一类转化催化剂以硅铝酸钙水泥作为黏结剂，与用沉淀法制得的活性组分细晶混合均匀，成型后用水蒸气养护，使水泥固化而成，称之为黏结剂催化剂。催化剂在使用中出现活性下降现象的原因主要有老化、中毒、积碳等。老化老化，催化剂在长期使用过程中，由于经受高温和气流作用，镍晶粒逐渐长大、聚集甚至烧结，致使表面积降低或某些促进剂流失、导致活性下降。中毒中毒，许多物质，例如硫、砷等的化合物，都是催化剂的毒物；最重要、最常见的毒物是硫化物，极少量的硫化物就会使催化剂中毒，很快就完全失活。积碳，积碳，甲烷-水蒸气转化过程伴随有析碳副反应，同时也有水蒸气消碳反应。析出的碳是否能在催化剂上积累，要看析碳速率与消碳速率之比，当析碳速率小于消碳速率时，则不会积碳。这与温度、压力、组分浓度等条件有密切关系。3.4 煤炭、煤炭、天然气天然气制氢制氢技技术术经济性分析经济性分析 煤炭原料成本为煤炭原料成本为 4.75 元元/kg H2；仅天然气原料仅天然气原料成本成本为为 10.08 元元/kg H2。我们计算得出：当前煤炭价格为 950 元/吨，生产 1 吨氢气，仅煤炭原料成本为 4750 元；生产 1kg氢气，仅煤炭原料成本为 4.75 元；标准状态下氢气密度 0.089 kg/m3，生产 1 mH2仅煤炭原料成本为 0.423 元。标准状态下天然气密度 0.717 kg/m3，当前天然气价格为 3元/m，生产 1kgH2仅天然气原料成本为 10.08 元；标准状态下氢气密度 0.089 kg/m3，生产 1 mH2仅天然气原料成本为 0.897 元。成本假设：（1）天然气到厂价为 3 元/m3，煤炭 950 元/t。（2）氧气外购 0.5 元/m3；3.5MPa 蒸汽 100 元/t，1.0MPa 蒸汽 70 元/t；新鲜水 4 元/m3；电 0.56 元/kW h。（3）煤制氢采用水煤浆技术，建设投资 12.4 亿元、天然气制氢建设投资 6 亿元。人员费用统一。装臵 10 年折旧后残值 5%；修理费 3/a，财务费用按建设资金 70%贷款，年利率按 5%计。（4）比较范围为装臵界区内，建设投资不含征地费以及配套储运设施。该假设下，我们通过计算得出：煤制氢成本为 11.5 元 kg-1，天然气制氢成本为 15.6元 kg-1。即在煤炭价格为 950 元/t，天然气价格为 3 元/m 时，煤制氢成本明显低于天 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 15 然气制氢成本。表表 2 天然气制氢和天然气制氢和煤制氢成本测煤制氢成本测算结果算结果 项目项目 单位制氢单位制氢成本成本（元 Nm-3）煤制氢煤制氢 天然气制氢天然气制氢 原料（天然气煤炭）0.423 0.897 氧气 0.210 燃料及动力 0.181 0.382 直接工资 0.012 0.012 制造费用 0.135 0.065 财务及管理费 0.060 0.029 体积成本/（元 Nm-3）1.021 1.385 质量成本/（元 kg-1）11.5 15.6 折吨成本/（元 t-1）11500 15600 资料来源：张彩丽煤制氢与天然气制氢成本分析及发展建议，海通证券研究所测算 由上述，我们得出经验公式：煤制氢成本：y=0.005x 6.72 其中，y 为单位质量制氢成本（元/kg）；x 为煤炭价格（元/吨）;天然气制氢成本：y=3.35x 5.48 其中，y 为单位质量制氢成本（元/kg）；x 为天然气价格（元/m3）由下图看出，煤制氢成本随煤价增加而增长较慢，天然气制氢成本随气价升高而增长较快，且天然气制氢成本整体高于煤制氢成本。图图10 煤制氢成本、天然气制氢成本煤制氢成本、天然气制氢成本随煤炭价格、天然气价格随煤炭价格、天然气价格变化关系变化关系 20030040050060070080090010001100120013001400150016001700180019000.02.04.06.08.010.012.014.016.018.020.00.02.04.06.08.010.012.014.016.018.020.01.51.71.92.12.32.52.72.93.13.33.53.73.94.14.34.54.74.9煤炭价格（元/吨）天然气价格（元/m）天然气制氢成（元/kg氢气）煤炭制氢成本（元/kg氢气）资料来源：海通证券研究所测算 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 16 3.4 煤炭煤炭清洁路线清洁路线 2023 年，我国将“推进煤炭清洁高效利用和技术研发推进煤炭清洁高效利用和技术研发，加快建设新型能源体系加快建设新型能源体系”列入两会政府工作报告工作重点。我国富煤贫油少气的能源资源禀赋特点决定了煤炭的主体能源地位短期内不会发生根本性变化。2022 年，我国煤炭消费超 40 亿吨，在一次能源消费中占比仍高达 56.2%，同比 0.3 个百分点。煤炭利用产生的碳排放约占化石能源消费碳排放 70%以上。当前形势下，加快煤炭清洁高效利用是支撑能源转型、确保国家能源安全和实现双碳目标的必然选择和坚强基石。实现煤炭清洁高效利用实现煤炭清洁高效利用主要分为主要分为两个维度两个维度。从源头上，需积极推动煤炭发电向清洁低碳和灵活高效转型。如现役机组的“三改联动”和新建高参数大容量机组，从而进一步提升煤电清洁高效发电能力，同时满足经济快速发展过程中对电力的需求。从治理上来说，需大力开展超低排放和减污降碳技术研发。4.工业工业副产副产氢氢 4.1 煤干馏煤干馏副产氢副产氢 煤干馏（coal carbonization）是在隔绝空气条件下加热煤，使其分解生成焦炭、煤焦油、粗苯和焦炉气（H2和 CH4）的过程。随着我国煤炭产业的发展，煤的焦化制氢工艺已较为成熟，但其还存在投资成本大、反应过程中需用纯氧、产氢效率较低、副产物CO2产量大等缺点。并且煤的炼焦过程以制取焦炭为主，焦化过程只是其中的一步，含有氢气的煤焦炉气（H2和 CH4）为该过程的副产物。煤干馏过程主要煤干馏过程主要经历如下变化经历如下变化。当煤料温度高于 100时，煤中的水分蒸发；温度升高到 200以上时，煤中结合水释出；高达 350以上时，粘结性煤开始软化，并进一步形成粘稠的胶质体（泥煤、褐煤等不发生此现象）；至 400-500时，大部分煤气和焦油析出，称为一次热分解产物。在 450-550时，热分解继续进行，残留物逐渐变稠并固化形成半焦，高于 550时，半焦继续分解，析出余下的挥发物（主要成分是氢气），半焦失重同时进行收缩，形成裂纹；温度高于 800，半焦体积缩小变硬形成多孔焦炭。当干馏在室式干馏炉内进行时，一次热分解产物与赤热焦炭及高温炉壁相接触，发生二次热分解，形成二次热分解产物（焦炉煤气和其他炼焦化学产品）。因此，煤干馏过程又分为煤的高温干馏和煤的低温干馏两类。（1）煤的高温干馏煤的高温干馏（炼焦炼焦）。在炼焦炉中隔绝空气于 900-1100进行的干馏过程。产生焦炭、焦炉煤气、粗苯、粗氨水和煤焦油。1）焦炭是最传统的煤化工产品，可以作为还原剂、能源和供炭剂用于高炉炼铁、冲天炉铸造、铁合金冶炼和有色金属冶炼，也可以应用于电石生产、气化和合成化学等领域。我国拥有完整的焦化工业体系，在规模、产量、技术和管理等方面均处于世界领先水平，为我国钢铁、化工、有色冶炼和机械制造等领域的国民经济发展做出了较大贡献；2）焦炉煤气主要成分是氢气（体积分数 54%-63%）和甲烷（体积分数 20%-32%）；少量乙烯和 CO。焦炉煤气可用做气体燃料及化工原料。煤化工工艺利用焦炉煤气氢多碳少（氢碳比约为 2.21）、粉煤气化生产的净合成气碳多氢少（氢碳比约为 1.73）的特点，将二者进行混合，经过合成工艺生产甲醇。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 17 图图11 煤炭炼焦过程煤炭炼焦过程氢气足迹氢气足迹 资料来源：Dspmuranchi，海通证券研究所整理 3）粗苯中主要含苯、甲苯等单环芳烃，以及少量不饱和化合物，还有很少量的酚类和吡啶等；4）粗氨水可以进一步合成铵盐；5）煤焦油中含有多种重芳烃（沥青）、酚类等及杂环有机化合物（如萘等），是制取塑料、农药、医药等的原料。其中含量最大且应用广的是萘，目前工业萘来源仍以煤焦油为主。煤焦油中的沥青是可用于筑路和制造碳素电极。（2）煤的煤的低温低温干馏干馏。在较低终温（500-600）下进行的干馏过程，产生半焦、低温焦油和煤气等产物。由于终温较低，分解产物的二次热解少，故产生的焦油中除含较多的酚类外，烷烃和环烷烃含量较多而芳烃含量很少，是人造石油的重要来源之一，早期的灯用煤油即由此制造。半焦可经气化制合成气。表表 3 煤干馏过程煤干馏过程分类分类 项目项目 条件条件及产物及产物 煤的高温干馏（炼焦）条件：在炼焦炉中隔绝空气于 9001100。产物：产生焦炭、焦炉煤气（H2和 CH4，中热值）、粗苯、粗氨水和煤焦油。煤的低温干馏 条件：在较低终温（500600）下进行。产物：半焦、低温焦油和煤气（H2和 CH4，低热值）。资料来源：米镇涛化学工艺学，海通证券研究所 我国焦炭产地分布十分广阔，除西藏与海南外，其他省份都有产焦，年产量都在 150万吨以上，山西、河北、陕西、山东与内蒙古等地的年产量均在 3000 万吨以上。而每生产 1 吨焦炭，可产生约 430 m 的焦炉煤气，其中一半用于回炉助燃，另外一半可用来生产天然气等。2022 年，我国焦炭产量 47344 万吨，同比 1.3%。对应焦炉煤气产量 2036 亿 m 焦炉煤气，按焦炉煤气含氢气照体积分数 60%，扣除助燃部分，副产氢气为 610.8 亿立方米（543.5 万吨）。2022 年，我国焦煤均价 2356 元/吨，我们按照热值折算的焦炉煤气副产氢气成本为：1m 焦炉煤气含 60%体积分数的氢气，30%体积分数的甲烷）折算后氢气成本为 0.64 元/m（7.19 元/kg）。4.2 烃类热裂解（烃类热裂解（脱氢脱氢或断链或断链）烷烃烷烃裂解裂解是工业副产氢气的主要来源是工业副产氢气的主要来源。乙烯、丙烯和丁二烯等低级烯烃分子中具有双键，化学性质活泼，能与许多物质反应，生成一系列重要的产物，是化学工业的重要原料。工业上获得低级烯烃的主要方法是将烃类热裂解。烃类热裂解法是将石油系烃类燃料（天然气、炼厂气、轻油、柴油、重油等）经高温作用，使烃类分子发生碳链断裂或脱氢反应，生成相对分子质量较小的烯烃、烷烃和其他相对分子质量不同的轻质和重质烃类。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 18 烃类裂解烃类裂解分分为：烷烃裂解为：烷烃裂解（正构正构和异构和异构），烯，烯烃裂烃裂解解，环烷烃裂，环烷烃裂解解和和芳芳烃裂解烃裂解等。等。其中，烷烃裂解分为正构烷烃裂解和异构烷烃裂解。正构烷烃正构烷烃。正构烷烃的裂解反应主要有脱氢反应和断链反应，对于 C5以上的烷烃还可能发生环化脱氢反应（生产环烷烃和 H2）。我们计算，乙烷脱氢反应，生成 1 吨乙烯可副产 0.071 吨 H2。丙烷脱氢反应，生成 1 吨丙烯可副产 0.045 吨 H2。其中：脱氢反应是 C-H 键断裂的反应，生成碳原子数相同的烯烃和 H2；断链反应是 C-C 键断链的反应，生成碳原子数少于氢原子数的烷烃和烯烃。异构烷烃异构烷烃。异构烷结构各异，其裂解反应差异较大，与正构烷烃相比有如下特点：1）C-C 键或 C-H 键的键能较正构烷的低，故容易裂解或脱氢。2）脱氢能力与分子结构有关，难易顺序为叔碳氢仲碳氢伯碳氢。3）异构烷烃裂解所得乙烯、丙烯收率远较正构烷烃裂解所得收率低，而 H2、CH4、C4及 C4以上烯烃收率较高。表表 4 各族烃的裂解各族烃的裂解反应特性反应特性 烃类烃类 总反应式总反应式 主主要要产物产物 特点特点 是否产生氢气是否产生氢气 烷烃 正烷烃 脱氢反应：CnH2n 2 CnH2n H2 断链反应：CnH2n 2 CmH2m CkH2k 2 氢、甲烷、乙烯、丙烯等 是生产乙烯、丙烯的理想原料 是 异构烷烃 断链反应：乙烯、丙烯的收率比正烷烃裂解稍少，而氢、甲烷、C4烯烃收率较多 是生产烯烃的较好原料，丙烯对乙烯的比率较正烷烃为原料时高 是 烯烃 大分子烯烃生成乙烯、丙烯、丁二烯；乙烯、丙烯、丁二烯进而生成环烯烃 一般裂解原料中不含烯烃,烯烃是在反应过程中生成的。小分子烯烃是裂解的目的产物且不希望进一步反应 是 资料来源：米镇涛化学工艺学，海通证券研究所 烃类烃类裂解过裂解过程中，程中，不断分解不断分解出出气态烃和气态烃和 H2，液态产物最终，液态产物最终由于含氢量下由于含氢量下降而结焦。降而结焦。在 9001100以上主要是通过生成乙炔的中间阶段，而在 500900主要是通过生成芳烃的中间阶段。生碳结焦反应是典型的连串反应，随着温度的提高和反应时间的延长，不断释放出氢，残物（焦油）的氢含量逐渐下降，碳氢比、相对分子质量和密度逐渐增大。随着反应时间的延长，单环或环数不多的芳烃，转变为多环芳烃，进而转变为稠环环芳烃，由液体焦油转变为固体沥青质，再进一步可转变为焦炭。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 19 图图12 丙烷丙烷脱氢脱氢（C3H8C3H6 H2）氢足迹氢足迹 资料来源：Sk advanced 官网，海通证券研究所整理 2022 年我国乙烯（当量）产能 4986 万吨，副产氢气 354 万吨；丙烯产能 5540 万吨，副产氢气 249 万吨。至 2025 年，乙烯（当量）产能预计增加至 7100 万吨，副产氢气 504万吨；丙烯产能预计增加至 7751 万吨，副产氢气 349 万吨。表表 5 我国我国乙烯乙烯（当量当量）、丙烯、丙烯年年产能（单位：万吨产能（单位：万吨/年年）年份年份 乙烯乙烯 副产氢气副产氢气 丙丙烯烯 副产氢气副产氢气 2018 2475 176 3560 160 2019 2837 201 3927 177 2020 3431 244 4477 201 2021 4151 295 5000 225 2022 4986 354 5540 249 2023E 5391 383 6486 292 2024E 6271 445 7131 321 2025E 7100 504 7751 349 资料来源：卓创资讯，海通证券研究所 4.2 氯碱尾气氯碱尾气副产氢副产氢 氯碱行业是以盐和电为原料生产烧碱、氯气、氢气的基础原材料产业。行业氯碱产品种类多，关联度大，下游产品达到上千个品种，具有较高的经济延伸价值，广泛应用于农业、石油化工、轻工、纺织、建材、电力、冶金、国防军工等国民经济各个部门，在我国经济发展中具有举足轻重的地位，并与人民生活密切相关。此外，氯碱行业为含氯消毒剂的主要生产来源，氯碱企业所生产的各类含氯消毒用品原料和产品，为疫情防控提供消杀物资保障。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 20 图图13 氯氯碱产业链碱产业链氢足迹氢足迹 资料来源：航锦科技公司年报，2021 年，海通证券研究所整理 在氯碱生产过程中，主要工序包括整流、盐水精制、电解、氯氢处理、蒸发等几大工序，其中电解、蒸发和固碱工序是主要用能工序，合计能耗占比达到 90%以上。由于各企业烧碱产品结构不同，蒸发和固碱工序不是必配工序。加强烧碱蒸发和固碱加工先进技术研发应用对于行业整体节能降碳具有重要意义。氯碱副产氢气，品质高，直接适用于氢燃料电池使用。采用氯碱氢能绿电自用新模式，可直接节约电解用电量的1/4 左右。氯碱工业的要工序是电解。工业上采用隔膜电解法、水银电解法和离子膜电解法。当前应用较多的是隔膜电解法。图图14 氯碱氯碱工业生产过程工业生产过程 资料来源：Chlor Alkali Process，Open PR，海通证券研究所整理 我们计算，生产 1 吨烧碱副产 H2为 0.025 吨，副产 Cl2为 0.89 吨。2022 年我国烧碱产能 4610 万吨，产量 3981 万吨，副产氢气总量达 99.5 万吨。根据上海氯碱化工股份有限公司，每生成 1 吨烧碱的单位成本为 1456.6 元。表表 6 烧碱烧碱产品产品成本成本分析表分析表 项项目目 金额金额/销量销量 成本（成本（万万元元）102664.2 直接材料 86111.6 直接人工 642.3 动力 7812.9 制造费用 8097.4 烧碱年销售量烧碱年销售量（万吨万吨）70.48 单位成本（元元/吨吨）1456.6 资料来源：上海氯碱化工股份有限公司 2022 年年度报告，海通证券研究所测算 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 21 5.电解水制氢电解水制氢 5.1 核心问题核心问题 反应原理。反应原理。在电极两端施加足够大的电压时，水分子将在阳极发生氧化反应产生氧气。在阴极发生还原反应产生氢气。因此，电解水反应分为：阳极析氧反应（OER）和阴极析氢反应（HER）两个半反应。纯水作为弱电解质，电离程度低，导电能力较差，在电解水制氢过程中通常会加入一些容易电离的电解质以增加电解液的导电性。碱性电解质制氢效果强，且不会腐蚀电极和电解池等设备，通常采用浓度为 20%-30%的 KOH 或者 NaOH 溶液作为电解质。（1）在碱性和中性介质中：阳极反应为：4OH-4e-=2H2O O2；阴极反应为：4H2O 4e-=4OH- 2H2；总反应为：2H2O=2H2 O2。（2）在酸性介质中：阳极反应为：2H2O 4e-=4H O2；阴极反应为：4H 4e-=2H2；总反应为：2H2O=2H2 O2。图图15 电解电解水水反应原理反应原理示意图示意图 资料来源：蔡昊源电解水制氢方式的原理及研究进展，海通证券研究所 图图16 电极极化对电动势电极极化对电动势产生影响产生影响 资料来源：贾飞宏TMSs 催化剂用于电解水制氢技术研究进展，海通证券研究所 能量能量转化转化问题问题。制氢过程所需要的总能量（焓变H）可由电能（电能提供吉布斯自由能变G）与热能（TS）共同提供。从热力学角度，根据水分解热力学性质与温度的关系，高温操作条件（500-800）使电解水反应能够在热中性电压下进行。这意味着如果制氢现场有高质量的废热源，通过合理的热回收，从而降低了电能的需求，电效率大大提升。此外，从动力学上，较高的操作温度也大大降低了析氧、析氢两个半反应的过电位，使高温电解制氢具有天然的高效率优势，也避免了贵金属催化剂的使用。即H=G TS-其中：H 为反应焓变，S 为反应熵变，T 为热力学温度。（1）理理论分解电压论分解电压。某电解质水溶液，如果认为其欧姆电阻很小而可忽略不计，在可逆情况下使之分解所必须的最低电压，称为理论分解电压。电极的平衡电极电位是可以根据电解过程实际发生的电极反应、电解液组成和温度等条件，按能斯特公式进行计算，这就是说，某一电解质的理论分解电压是可以通过计算而知的。理论状态下，电解池发生电解水反应时，只需要提供水分解的吉布斯自由能（G=237.13kjmol-1）。G=反应所需电能（由 Urev提供），即 Urev=G/nF 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 22 其中，n：每摩尔水分解所转移的电子摩尔数（n=2）；F：法拉第常数（96485Cmol-1）；由此得出，水在标况下分解成氢气和氧气的标准电压 Urev为 1.23V。但在水分解时会产生部分熵，因此更适合采用焓变（H）代替G 进行电势计算。在标准状态下，H 为 285.83kJ/mol。此时水电解所需的最小电压为 U=H/nF，U=1.48V。（2）实际实际分解分解电电压压。当电流通过电解槽，电极反应以明显的速度进行时，电极上的反应电位已偏离平衡状态，而成为不可逆状态，这时的电极电位就不是平衡电极电位，阳极电位偏正，阴极电位偏负。这样，能使电解质溶液连续不断地发生电解反应所必须的最小电压叫作电解质的实际分解电压。显然，实际槽电压比理论分解电压大，有时甚至大很多。实际槽电压的大小直接影响电解时所消耗的电能，因为电能是以一定电荷数量通过一定的电位降（电压）来度量的。能量损失主要是由于：（1）欧姆过电位。它与离子在通过电解质和隔膜时的电阻、气泡形成、电极和外电路中电子转移的电阻有关；（2）激活过电位。激活电压与两个电极的电化学反应动力学相关；（3）浓度过电位。通过两个电极孔隙扩散的分子传输而引起的扩散过电压。极化曲线是电极两端的电压和电流密度的曲线。极化曲线的斜率反应出电位的损失情况。即 U=Urev ohm act diff 其中，ohm 为欧姆过电位 act 为激活过电位 diff 为浓度过电位 由两个电极各自的两相界面所造成的电阻要远大于：溶液电阻造成的电压降、外部导线电子转移造成的电压降。对电极反应界面的探讨也是电化学的核心。实际工业电解水时，槽电压通常为 1.8-2.0V。图图17 电解水电解水过程中过程中的的电能电能需求需求 资料来源：Sustainable Energy Science and Engineering Center，Michal ingliar，海通证券研究所 图图18 三种三种电解水方法电解水方法下下能量效率能量效率随成本变随成本变化化关系关系 资料来源：Renewable Routes for the Conversion of Non-Fossil Feedstocks into Gaseous Fuels and Their End Uses，Elena Rozzi，海通证券研究所 单位耗电成本单位耗电成本问题问题。槽电压的大小直接影响电解时所消耗的电能，因为电能是以定电荷数量通过一定的电位降（电压）来度量的。由于电解水无副反应，电流效率几乎100%。理论分解电压 1.23V，由法拉第定律知每生产 1molH2（标准状况下体积为 22.4L）需要电量 2F，我们计算得出：（1）每生产每生产 1m3H2理论理论耗能耗能为为 2.9kwh（2.9 度电度电），实际耗，实际耗能能 4.79kwh（4.79 度电度电）若实际槽电压取 2.0V，每生产 1m3H2则实际能量为 4.79kwh（4.79 度电），每生产1m3H2能量效率为 61%（2）每生产每生产 1kgH2理论理论耗能耗能为为 32.58kwh（32.58 度电度电），实际耗能实际耗能 53.9kwh（53.9 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 23 度电度电）若实际槽电压取 2.0V，每生产 1kgH2则实际能量为 53.9 度电。弃水、弃水、弃风和弃光弃风和弃光。我国目前的可再生能源发电的利用率不高，大量存在弃水、弃风和弃光。2020 年，全国弃水、弃风、弃光达 520 亿 kWh。其中弃水 301 亿 kWh，弃风 166 亿 kWh，弃光 53 亿 kWh。弃水、弃风、弃光的经济损失 213 亿元。弃水、弃风、弃光的主要原因是电力市场化改革滞后，电网建设不配套，电力系统调节能力不足，消纳不畅。若将这部分电能转化为氢能存储，可制氢总量为 96.4 万吨。系统系统内部内部关联关联及关键技术问及关键技术问题题。电解系统：涉及应用场景，决定了电解槽类型及设计特性；重点是电源系统及耦合控制。电解堆：涉及电解系统性能，决定了电解池关键参数设计；重点是结构、密封及集成。单个电解池：涉及电解堆性能，决定了关键部件的性能、成本和耐久性。重点是膜、催化剂、电极材料及制备。电解水制氢的核心问题是：（1）以膜、催化剂和电极为核心的材料及制备问题。（2）以气泡产生和脱出为核心的结构及控制问题。图图19 电电解水制氢解水制氢系统系统内部内部关联关联 资料来源：Green hydrogen cost 2020，Based on IRENA analysis，海通证券研究所整理 5.2 电解水制电解水制氢技术分类氢技术分类 在技术层面，电解水制氢主要分为碱槽、PEM 水电解、固体氧化物（SOE）水电解。其中，碱槽是最早工业化的水电解技术，已有数十年的应用经验，最为成熟；PEM 电解水技术近年来产业化发展迅速，固体氧化物水电解技术处于初步示范阶段。从时间尺度上看，碱槽技术在解决近期可再生能源的消纳方面易于快速部署和应用；但从技术角度看，PEM 电解水技术的电流密度高、电解槽体积小、运行灵活、利于快速变载，与风电、光伏（发电的波动性和随机性较大）具有良好的匹配性。我们认为，随着 PEM 电解槽的推广应用，其成本有望进一步下降，而 SOE 等水电解的发展则取决于相关材料技术的突破情况。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 24 5.2 碱性水电解碱性水电解制氢制氢 原原理理。碱性液体水电解技术是以 KOH、NaOH 水溶液为电解质，如采用石棉布等作为隔膜，在直流电的作用下，将水电解，生成氢气和氧气。产出的气体需要进行脱碱雾处理。碱性电解槽以含液态电解质和多孔隔板为结构特征。通常，碱性液体电解质电解槽的工作电流密度约为 0.25A/cm2，能源效率通常在 60%左右。碱性液体水电解于20 世纪中期就实现了工业化。该技术较成熟，运行寿命可达 15 年。现状。现状。根据电解水制氢技术研究进展与发展建议俞红梅等，我国碱槽装臵的安装总量为 1500-2000 套，多数用于电厂冷却用氢的制备，国产设备的最大产氢量为1000Nm3/h。国内代表性企业有中国船舶集团有限公司第七一八研究所、苏州竞立制氢设备有限公司、天津市大陆制氢设备有限公司等，代表性的制氢工程是河北建投新能源有限公司投资的沽源风电制氢项目（4MW）。优点优点。碱水制氢在碱性条件下可使用非贵金属电催化剂（如 Ni、Co、Mn 等），因而电解槽中的催化剂造价较低。缺缺点点。（1）产气中含碱液、水蒸气等，需经辅助设备除去。（2）在液体电解质体系中，所用的碱性电解液（如 KOH）会与空气中的 CO2反应，形成在碱性条件下不溶的碳酸盐，如 K2CO3。这些不溶性的碳酸盐会阻塞多孔的催化层，阻碍产物和反应物的传递，大大降低电解槽的性能。（3）碱性液体电解质电解槽也难以快速的关闭或者启动，制氢的速度也难以快速调节，因为必须时刻保持电解池的阳极和阴极两侧上的压力均衡，防止氢氧气体穿过多孔的石棉膜混合，进而引起爆炸。因此，碱性液体电解质电解槽就难以与具有快速波动特性的可再生能源配合。（4）碱性电解槽电流密度低，产氢压力仅为 2.5-3MPa，不利于直接储运，需要进一步纯化加压。图图20 碱碱水水制氢系统示意图制氢系统示意图 资料来源：Green hydrogen cost 2020，Based on IRENA analysis，海通证券研究所整理 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 25 图图21 碱水电解槽碱水电解槽示示意图意图 资料来源：Alkaline Water Electrolysis Powered by Renewable Energy:A Review，mdpi，海通证券研究所 图图22 碱碱水电水电解解单个单个电解电解池示意图（池示意图（两两种种设计方案设计方案）资料来源：Alkaline Water Electrolysis Powered by Renewable Energy:A Review，mdpi，海通证券研究所 碱槽碱槽制氢制氢的的核心核心问题在于如何问题在于如何同同可再生能可再生能源源耦合耦合。氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）提出，要充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨季节优化配臵，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系。安全问安全问题。题。将氢能系统同新能源电网耦合是一项非常具有挑战的任务，需要确保系统的稳定性。由可再生能源供电的碱水电解槽的主要问题是由于低载荷负下引起的气体杂质（氢氧混合），当外来气体污染达到 2vol.%时，可能会导致安全停机。因此，系统只能在可再生能源充足的时间段运行，碱性电解水制氢系统的年运行时间受到限制。有限的运行时间会导致系统的启停次数增加，这可能超过制造商预先设定的最多启停次数，因此可能会降低预期的系统寿命。电极失效。电极失效。更重要的是，受到重复启停的影响，电极失效加速。已知镍电极在 5000至 10000 次启停循环后会明显失效。当制氢系统耦合光伏发电时，在 20 至 30 年内就已经达到 7000 至 11000 次循环。可再生能源的波动性加速了电极的失效。重复启停导致电极失效的问题需要通过开发稳定的电极组合物或自修复电极表面来解决。应对方案。应对方案。采用若干能源组合的方式，可以避免由于制氢系统耦合单项可再生能源造成的波动，从而提高整体效率。仅使用光伏发电时，法拉第效率大约为 40%；仅使用风力发电时，法拉第效率约为 80%；但两种技术的结合可将法拉第效率提高到 85%以上。为了防止气体杂质达到爆炸下限，大多数碱性电解槽的部分负荷范围限制在其标准负荷的 10%至 25%。最小负载以下的波动可以通过储能装臵来补充平衡；光伏电池板和风力涡轮机为碱水电解槽供电的同时，储存的氢气可以通过燃料电池转化回电力。利用额外的储能装臵可以将波动降为最低，从而使得整套氢能系统可以用于电网调节。然而，在某些情形下补充储能不够充足，当气体杂质仍处于可容忍区域时，可以允许较短时间内的无电极极化。阴极在低于约 0.25V 的电压时开始明显退化，因此，可以在达到该电压前，系统可以一直保持关闭状态。该时间段的长短取决于电极材料，目前在实验上已经可以实现大约 10 分钟的时间跨度。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 26 图图23 碱碱槽槽制氢制氢与风与风光耦光耦合合 光伏风电并网储能碱槽电解水制氢燃料电池 资料来源：Alkaline Water Electrolysis Powered by Renewable Energy:A Review，mdpi，海通证券研究所整理 5.3 质质子交换膜子交换膜电解电解制氢（制氢（PEM）原理原理。由于碱性液体电解质电解槽仍存在着诸多问题需要改进，促使固体聚合物电解质（SPE）水电解技术快速发展。首先实际应用的聚合物电解质为质子交换膜（PEM），因而也称为 PEM 电解水制氢。PEM 以质子交换膜替代石棉膜，传导质子，并隔绝电极两侧的气体，同时，PEM 电解水池采用零间隙结构，电解池体积更为紧凑精简降低了电解池的欧姆电阻，大幅提高了电解池的整体性能。现状。现状。国际方面，由于 PEM 电解槽运行更加灵活、更适合可再生能源的波动性，许多新建项目开始转向选择 PEM 电解槽技术。过去数年，欧盟、美国、日本企业纷纷推出了 PEM 电解水制氢产品，促进了应用推广和规模化应用，ProtonOnsite、Hydrogenics、Giner、西门子股份公司等相继将 PEM 电解槽规格规模提高到兆瓦级。其中，ProtonOnsite 公司的 PEM 电解水制氢装臵的部署量超过 2000 套（分布于 72 个国家和地区），拥有全球 PEM 电解水制氢 70%的市场份额，具备集成 10MW 以上制氢系统的能力；Giner 公司单个 PEM 电解槽规格达 5MW，电流密度超过 3A/cm2，50kW水电解池样机的高压运行累计时间超过 1.5105h。我国 PEM 电解水制氢技术正在经历从实验室研发向市场化、规模化应用的阶段变化，逐步开展示范工程建设。国内的 PEM 电解水技术研究起步于 20 世纪 90 年代，针对特殊领域制氢、制氧的需求，主要研发单位有中科院大连化学物理研究所、中船重工集团 718 研究所、中国航天科技集团公司 507 所。中国科学院大连化学物理研究所从20 世纪 90 年代开始研发 PEM 电解水制氢，在 2008 年开发出产氢气量为 8Nm3/h 的电解池堆及系统，输出压力 4.0MPa、纯度为 99.99%。2010 年大连化学物理研究所开发出的 PEM 水电解制氢机能耗指标优于国际同类产品。从单机能耗上看，国内的 PEM 制氢装臵较优，但在规模上与国外产品还有距离。2022 年 7 月，由国网安徽省电力有限公司兆瓦级氢能综合利用示范站建成投产，标志着我国首次实现兆瓦级制氢-储氢-氢能发电的全链条技术贯通，该示范站采用先进的质子交换膜水电解制氢技术，年制氢可达70 余万标立方、氢发电可达 73 万千瓦时。优点。优点。相比碱性电解槽，PEM 电解槽的电流密度更大，通常在 10000A/m2以上，远高于传统碱性电解槽的电流密度（通常在 3000-4000A/m2）。一方面，由于 PEM 电解槽使用的质子交换膜相较碱性电解槽中使用的隔膜更薄，这提供了优秀的质子传导能 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 27 力：另一方面，PEM 电解槽采用零间距结构，电解槽内部结构更为紧凑。这些优势都有助于降低 PEM 电解槽运行时的欧姆电阻，借此提高电流密度，优化工作效率。PEM的压力调控范围大，氢气输出压力可达数兆帕，适应快速变化的可再生能源电力输入。总之，PEM 具有效率高、气体纯度高、绿色环保、能耗低、无碱液、体积小、安全可靠、可实现更高的产气压力等优点，被公认为制氢领域极具发展前景的电解制氢技术之一。缺点缺点。PEM 电解水制氢技术目前设备成本较高，PEM 电解槽的单位成本仍然远高于碱性电解槽。由于 PEM 电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，因此设备对于价格昂贵的贵金属材料如铱、铂、钛等更为依赖，导致成本过高。目前中国的PEM 电解槽发展和国外水平仍然存在一定差距。国内生产的 PEM 电解槽单槽最大制氢规模大约在 200Nm3/h，而国外生产的 PEM 电解槽单槽最大制氢规模可以达到500Nm3/h。相比于国外，国内利用可再生能源合 PEM 电解水制氢的项目也相对偏少。国内大多数工业级可再生能源电解水制氢应用项目仍然以碱性水电解为主。图图24 PEM 系统流程图系统流程图 资料来源：Green hydrogen cost 2020，Based on IRENA analysis，海通证券研究所整理 图图25 PEM 单槽示意图单槽示意图 资料来源：Proton Exchange Membrane Electrolyzer Modeling for Power Electronics Control，海通证券研究所 图图26 PEM 电解电解单个单个电解池示意图电解池示意图 资料来源：Proton Exchange Membrane Electrolyzer Modeling for Power Electronics Control，海通证券研究所 PEM 电解电解水水制氢制氢的核的核心问题心问题在于在于成本成本。PEM 电解池单池核心部件是膜电极（MEA），由质子交换膜、阳极和阴极催化层、气体扩散层组成。膜电极组件是电化学反应发生的场所，膜电极特性与结构直接影响 PEM 电解池的性能和寿命。除了膜电极外，PEM 电解池中造价较高的部件还包括双极板。PEM 关键部件技术的研究可以分为五方面的内容：质子交换膜的材料改进及优化；电极催化剂的研究；膜电极结构优化及 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 28 制备；双极板的性能提升及表面改进；电解池传热传质、流场结构及其他问题。当前 PEM 国际先进水平为：单电池性能为 2A cm-2，2V，总铂系催化剂载量为 2至 3mg/cm2，稳定运行时间为 6104至 8104h，制氢成本约为每千克氢气 3.7 美元。降低 PEM 电解槽成本的研究集中在以催化剂、PEM 为基础材料的膜电极，气体扩散层GDL，双极板 BP 等核心组件。质子交换质子交换膜膜。质子交换膜是 PEM 电解槽的核心零部件之一。在 PEM 电解槽中，质子交换膜即充当质子交换的通道，又作为屏障防止阴阳极产生的氢气和氧气互相接触，并为催化剂涂层提供支撑。因此，质子交换膜需要具备极高的质子传导率和气密性，极低的电子传导率。与此同时质子交换膜还需要具备良好的化学稳定性，可以承受强酸性的工作环境，较强的亲水性也必不可少，这可以预防质子交换膜局部缺水，避免干烧。质子交换膜的性能好坏，直接影响着 PEM 电解槽的运行效率和寿命。质子交换膜的加工上仍然存在难度。和燃料电池使用的质子交换膜（厚度 10 微米左右）相比，PEM 电解槽使用的质子交换膜更厚（150-200 微米），在加工的过程中更容易发生肿胀和变形，膜的溶胀率更高，加工难度更大。目前使用的质子交换膜大多采用全氟磺酸基聚合物作为主要材料。国内外使用最为广泛的主要为杜邦（科慕）的NafionTM系列,例如 Nafion115 和 Nafion117 系列质子交换膜，其他膜产品包括陶式XUS-B204 膜以及旭硝子 Flemion 膜等。电催化剂电催化剂。阴、阳极催化剂是 PEM 电解槽的重要组成部分。由于阴、阳极催化剂是电化学反应的场所，催化剂需要具备良好的抗腐蚀性、催化活性、电子传导率和孔隙率等特点，才能确保 PEM 电解槽可以有稳定运行。和燃料电池相比，PEM 电解槽在催化剂的使用上更加依赖贵金属材料。在 PEM 电解槽的强酸性运行环境下，非贵金属材料容易受到腐蚀，并可能和质子交换膜中的磺酸根离子结合降低质子交换膜的工作性能。目前常用的阴极催化剂为以碳为载体材料的铂碳催化剂在酸性和高腐蚀性的环境下，铂仍然可以保持较高的催化活性，确保电解效率，而碳基材料即为铂提供了载体,也充当着质子和电子的传导网络。催化剂中的铂载量约在 0.4-0.6g/cm2，铂的质量分数约在 20%-60%之间。阳极的反应环境比阴极更加苛刻，对催化剂材料的要求更高。由于阳极电极材料需要承受高电位、富氧环境和酸性环境的腐蚀，燃料电池常用的碳载体材料容易被析氧侧的高电位腐蚀降解，因此一般选用耐腐蚀且析氧活性高的贵金属作为 PEM 电解槽阳极侧的催化剂。结合催化活性和材料稳定性来看，铱，钌及其对应的氧化物（氧化铱和氧化钌）是目前最适合作为 PEM 阳极侧催化剂的材料。相比氧化铱，虽然氧化钌的催化活性更强，但在酸性环境下氧化钌容易失活，稳定性比氧化稍差。因此，氧化铱是目前应用最广泛的阳极催化剂。催化剂中的载量约为 1-2g/cm2。目前，应用于析氧侧的含铱催化剂主要分下列三大类的氧化物：传统的氧化铱产品，在应用过程中粉末颗粒容易解析，影响使用寿命；氧化铱/氧化钛，相较单纯的氧化铱而言，加入氧化钛提升了催化活性，但由钛于本身的特性，耐久仍然受到影响；氧化铱/氧化铌，目前市场上少数可以兼顾催化活性和耐久性的产品。PEM 电解槽催化剂对贵金属的依赖是阻碍 PEM 快速推广的因素之一。应用于 PEM电解槽的催化剂铂、铱、钌等贵金属产量稀少、成本高昂。铱作为 PEM 电解槽阳极最重要的催化剂材料，供应上存在很大的制约。目前全球铱产量约为 7 吨/年，远远少于其他贵金属（2021 年铂的年产量在 180 吨左右），其中 85%左右的铱产自南非。铱的价格也相当高昂，目前已经达到 1000 元/g 以上。降低催化剂中贵金属的含量已经成为了目前催化剂技术开发的主要方向。针对阴极催化剂，开发方向集中于降低铂在催化剂中的用量。在催化剂中加入非贵金属基化合物，例如非贵金属的硫化物、氮化物、氧化物等，可以在保持催化活性的前提下，降低铂的使用量。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 29 阳极催化剂的技术开发方向包括使用载体材料或设计新的催化剂结构：（1）使用高比表面积的材料作为的载体，可以将颗粒高度分散在载体材料上，从而提高的利用率和活性，借此减少的负载量。由于阳极的反应条件苛刻，为了确保催化剂的耐久性，阳极材料需要具备耐腐蚀性、导电性和高比表面积等特性。（2）设计新的催化剂结构，例如采用核壳式结构，也是可以减少铱的用量。由于催化反应集中于材料表面的活性电位，阳极催化剂可以采用核-壳式结构，从而在外层的壳上使用，在内层的核使用非贵金属材料。这样既可以减少的用量，也不会影响的催化活性。国内已经有少数企业有能力生产 PEM 电解槽使用的催化剂，包括中科科创、济平新能源等。国外企业有优美科、贺利氏等。气体扩散层气体扩散层（GDL）。气体扩散层(国外简称 GDL 或 PTL)，又称集流器，是夹在阴阳极和双极板之间的多孔层。气体扩散层作为连接双极板和催化剂层的桥梁，确保了气体和液体在双极板和催化剂层之间的传输，并提供有效的电子传导。在阳极，液态水通过气体扩散层传导至催化剂层，被分解为氧气、质子和电子。生成的氧气通过气体扩散层反向汇流至双极板，质子通过质子交换膜传导至阴极，电子则通过气体扩散层传导至阳极侧双极板后进入外部电路。在阴极，电子从外部电路通过气体扩散层进入阴极催化剂层，和质子反应后产生氢气。产生的氢气通过气体扩散层汇流至双极板。因此，为了确保气、液运输效率和导电性能，气体扩散层既需要拥有合适的孔隙率，也需要拥有良好的导电性，确保电子传输效率。PEM 电解槽的气体扩散层材料选择和燃料电池的气体扩散层选择有所不同。燃料电池通常选择碳纸作为阴极和阳极的气体扩散层材料。在 PEM 电解槽中，由于阳极的电位过高，高氧化性的运行环境足以氧化碳纸材料，通常选择耐酸耐腐蚀的基材料作为PEM 电解槽阳极气体扩散层的主要材料，并制作成钛毡结构以确保气液传输效率。钛基材料在长时间的使用下容易钝化，形成高电阻的氧化层，降低电解槽的工作效率。为了防止钝化现象的发生，通常会在钛基气体扩散层上涂抹一层含有铂或者的涂层进行保护，确保电子传导效率。PEM 电解槽的阴极电位较阳极更低，碳纸或钛毡都可以作为气体扩散层的材料。钛毡式气体扩散层的制作工艺较为复杂。高纯的钛材料需要经过一系列的工艺，包括钛纤维制作、清洗、烘干、铺毡、裁剪、真空烧结、裁剪、涂层等一系列的工艺，才可以入库保存。未来，气体扩散层优化的关键在于保持系统的动态平衡。随着水电解反应的持续推进阳极生成的氧气会逐渐积聚在气体扩散层的通道内，阻塞流道，对液态水的运输产生潜在的影响。这可能会导致气液运输效率下降，对 PEM 电解槽的工作效率产生负面影响。在气液逆流的情况下，减少气液阻力，及时移除阳极产生的氧气，并将液态水及时运输至阳极催化层将是气体扩散层优化的方向。孔隙率、孔径尺寸和厚度等指标都是未来需要研究的重点。国内目前可以生产钛基气体扩散层的企业较少。工业级的质子膜电解槽产品国内仍以进口品牌使用为主，国产产品已在民用领域取得应用，气体扩散层国产化率会逐步提升。双极板双极板（BP）。双极板不仅是支撑膜电极和气体扩散层的支撑部件，也是汇流气体（氢气和氧气）及传导电子的重要通道。阴阳极两侧的双极板分别汇流阴极产生的氢气和阳极产生的氧气，并将它们输出。因此，双极板需要具备较高的机械稳定性、化学稳定性和低氢渗透性。阳极产生的电子经由阳极双极板进入外部电路，再通过阴极双极板进入阴极催化层。因此，双极板还需要具备高导电性。PEM 电解槽双极板和燃料电池双极板的结构和使用材料有很大的区别。在结构方面，PEM 电解槽双极板不需要加入冷却液对设备进行冷却，使用一板两场的结构就可以满足运行需求，相比于燃料电池双极板两板三场的结构更为简单。在材料方面，PEM电解槽中阳极的电位过高，燃料电池常用的石墨板或者不锈钢制金属板容易被腐蚀降解。使用钛材料可以很好的避免金属腐蚀导致的离子浸出，预防催化剂的活化电位收到毒害。但由于钛受到腐蚀后，容易在表面形成钝化层，增大电阻，通常会在板上涂抹含铂的涂层来保护钛板。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 30 钛基双极板目前有三种加工工艺，分别是冲压工艺、蚀刻工艺和使用钛网加板组合制造工艺。相比之下，冲压工艺的单位加工成本更低，更适合于大规模化生产，可能会成为未来主要工艺路线。国内目前能制造 PEM 电解槽双极板的企业数量相对较少。上海治臻和金泉益都已经搭建了 PEM 电解槽双极板的生产线，并已经开始出货。5.4 固体氧化物固体氧化物电解电解制氢（制氢（SOE）与核能与核能制氢制氢 SOE（solid oxide electrolysis）是高温固体氧化物电解池的简称，是在高温下将电能和热能转化为化学能的电解设备。相比常温电解水，SOE 高温电水解可以提供更高的能源转化效率。随着温度的不断上升，水电解需要的总能量增加幅度较小，但对电能和热能的需求则产生了比较大的变化。在高温下，SOE 电解水对电能的需求量逐渐减小，对热能的需求量逐渐增大。这意味着，SOE 电解设备在高温下工作时，可以有效减少对高品质能源-电能的需求，并提升对低品质能源一废热的利用率。在未来，当可再生能源或者先进核能供应充足时，SOE 可以成为大规模制氢的技术路线之一。从技术原理上进行分类，SOE 可分为氧离子传导型 SOE 和质子传导型 SOE。SOE 制氢制氢分类。分类。由于质子传导型 SOE 在技术层面的要求更高，尤其是材料选择上存在很多障碍，目前的发展进度远远落后于氧离子传导型 SOE。在市场上，对 SOE 的商业化尝试主要集中于氧离子传导型 SOE。氧离子传导型 SOE 在电解质中传导氧离子。和质子传导型 SOE 有所区别的是，氧离子传导型 SOE 从阴极（氢电极）处供给水蒸气。水分子在得到电子后生成氢气，并电离出氧离子。氧离子经过电解质传导至阳极后，经氧化形成氧气。SOE 制氢制氢原理。原理。水电解所需能量随温度变化而变化。SOE 电解的能量来源由电能和热能两部分构成即：H=G TS 电解需要的 G 随着温度的升高而降低；在 100时 G 在整个所需能量 H 中的比重约为 93%，而温度升高到 1000时只有约 72%。随着 G 的降低，水的理论分解电压也随温度的升高而降低，即高温下（600-1000）电解水可以降低制氢过程中电能的消耗，增加热能的比例。从热力学角度，高温电解相对低温电解具有更高的能量转化效率优势。目前的低温电解方式如碱性电解和聚合物电解，由于其电解质为液态和聚合物，其工作温度一般在100左右,而采用固体氧化物电解质完全可满足高温操作的要求。从动力学的角度，高操作温度可以加快电极反应速率，使阴极和阳极的过电位显著降低，有效地减少了电解过程的能量损失。SOE 采用氧离子导体材料作为电解质，其离子电导率随着温度的升高而增加，进一步降低了其欧姆损失。图图27 SOE 三种分类三种分类 资料来源：Electrocatalysts for the generation of hydrogen oxygen and Synthesis gas，Foteini M.Sapountzi，ScienceDirect，海通证券研究所 图图28 电解水电解水系统系统温度对所消耗温度对所消耗电能电能的影响的影响 资料来源：Electrocatalysts for the generation of hydrogen oxygen and Synthesis gas，Foteini M.Sapountzi，ScienceDirect，海通证券研究所 核能制氢对实现我国未来能源战略转核能制氢对实现我国未来能源战略转变具变具有有重重大意义。大意义。核能是清洁的一次能源，核电已经成为世界电力生产的主要方式之一。正在研发的第四代核能系统除了要使核电生 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 31 产更经济和更安全之外，还要为实现核能在发电之外的领域的应用开辟途径。核能制氢就是以来源丰富的水为原料，利用核能实现氢的大规模生产。热化学循环工艺和高温蒸汽电解都是有望与核能耦合的先进制氢工艺，世界上的许多国家，如美国、日本、法国、加拿大都在大力开展核能制氢技术的研发工作。中国正在积极发展核电，在大力开展核电站的建设的同时，也非常重视核氢技术的发展。高温气冷堆能够提供高温工艺热，是最适合用于制氢的反应堆堆型。在国家“863 计划”支持下，我国 10MWt 高温气冷试验堆已在清华大学核能与新能源技术研究院建成并实现满功率运行。在国家科技重大专项支持下，200MWe 高温气冷堆核电站示范工程的建设正在进行；核能制氢和氦气透平等前瞻性技术的研发已开展。在可用于核能制氢的反应堆堆型中，高温气冷堆因其高出口温度和固有安全性等优势，被认为是最适合用于制氢的堆型。核能制氢是高温气冷堆发电外最重要的用途，将为未来高温堆的应用拓展新的领域。核能制氢技术研发既有利于保持我国高温气冷堆技术的国际领先优势，也为未来氢气的大规模供应提供了一种有效的解决方案，同时可为高温堆工艺热应用开辟新的用途，对实现我国未来的能源战略转变具有重大意义。图图29 高温气冷堆碘硫循环制氢原理示意图高温气冷堆碘硫循环制氢原理示意图 资料来源：张平等中国高温气冷堆制氢发展战略研究，海通证券研究所整理 5.5 电解水制氢电解水制氢技术技术经济性经济性分析分析 电电解解水水制氢制氢成本成本经验公式。经验公式。一般制氢成本分为固定成本和可变成本，固定成本包括设备折旧、人工、运维等，可变成本包括制氢过程的电耗和水耗。由此得公式：制氢成本=电价单位电耗 （每年折旧 每年运维）/每年制氢总量 单位水耗水价。图图30 电解水电解水制制氢成氢成本随电价本随电价变变化情化情况况（元元/kg 氢气氢气）0.020.060.100.140.180.220.260.300.340.380.420.460.500.540.580.620.660.700.05.010.015.020.025.030.035.040.045.050.00.05.010.015.020.025.030.035.040.045.050.00.020.060.100.140.180.220.260.300.340.380.420.460.500.540.580.620.660.70电价（元/kWh)）电价（元/kWh)碱性电解水制氢成（元/kg氢气）PEM电解水制氢成本（元/kg氢气）资料来源：海通证券研究所 注：不同设备造价下，假设两种方式年产氢量均为 200 万 Nm3 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 32 碱性电解水制氢成本。碱性电解水制氢成本。一般碱性电解槽的成本与其制氢能力有关，制氢能力越大，成本越高。其中 1000Nm3/h 的制氢能力是当前碱性电解槽单台设备制氢能力的上限，其价格在 700 万-1000 万元之间。我们假设：（1）1000Nm3/h 碱性电解槽成本 850 万元，不含土地费用，土建和设备安装 150 万元；（2）每 1m3氢气消耗原料水 0.001t，冷却水 0.001t，水费 5 元/t；（3）设备折旧期 10a，土建及安装折旧期 20a，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧 10%，土建和安装每年折旧 5%；（4）工业用电价格 0.4 元/kWh，每 1m3氢气耗电 5kWh；（5）每年工作 2000h，每年制氢 200 万 Nm3；（6）人工成本和维护成本每年 40 万元。通过计算我们得出：碱性电解水制氢电耗成本占比为 74.9%，设备折旧费用占比为15.7%，单位体积制氢成本为 2.67 元/m H2，单位质量制氢成本为 30.00 元/kgH2。降低碱性电解水制氢成本的主要途径是降低电价。表表 7 碱性电解水碱性电解水制氢成本测算制氢成本测算 项目项目 单位体积制氢单位体积制氢成本成本（元元 m-3）项目项目 单单位位质量质量制氢成本制氢成本（元元 kg-1）单位体积电耗成本 2 单位质量积电耗成本 22.47 单位体积折旧成本 0.42 单位质量折旧成本 4.72 单位体积人工运维成本 0.2 单位质量人工运维成本 2.25 单位体积水耗成本 0.05 单位质量水耗成本 0.56 合计 2.67 合计 30.00 资料来源：张轩电解水制氢成本分析，海通证券研究所测算 根据国家发改委的中国 2050 年光伏发展展望（2019）的预测，至 2035 年和2050 年光伏发电成本相比 2019 年预计约下降 50%和 70%，达到 0.2 元/kWh 和 0.13元/kWh。我们对碱性电解水制氢成本进行敏感性分析建模，在电价为 0.2 元/kWh 时，年产氢量为200万 Nm3情况下，碱槽制氢的成本为18.8元/kgH2；在电价为0.13元/kWh时，年产氢量为 200 万 Nm3情况下，碱槽制氢的成本为 15.4 元/kgH2。伴随设备产氢量的增加，制氢成本还会进一步降低。若两项参数进入图中蓝色部分，碱槽制氢则具备同其他制氢方式竞争能力。图图31 碱碱槽槽单单位质量位质量制制氢氢成本成本敏感性敏感性分析分析（元元/kg）资料来源：海通证券研究所 注：横轴为电价：元/kWh，纵轴为年产氢量：万 Nm3 PEM 电解水制氢成电解水制氢成本。本。我们假设:（1）500Nm3/h 的 PEM 电解槽成本 3000 万元，不含土地费用，土建和设备安装 200 万元；（2）每 1m3氢气消耗原料水 0.001t，冷却水 0.001t，水费 5 元/t；（3）设备折旧期 10a，土建及安装折旧期 20a，采用直线折旧，无残值，设备每年折旧 10%，土建和安装每年折旧 5%；（4）工业用电价格 0.4 元/kWh，每 1m3氢气耗电 4.5kWh；（5）每年工作 2000h，每年制氢 100 万 Nm3；（6）人工成本和维护成本每年 40 万元。通过计算我们得出：PEM 电解水制氢电耗成本占比为 50%，设备折旧费用占比为43%，单位体积制氢成本为 5.25 元/m H2，单位质量制氢成本为 58.99 元/kgH2。设备 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 33 折旧成本占比电解水制氢成本较大，除降低电价外，降低设备成本也是降低 PEM 电解水制氢成本的主要途径。表表 8 PEM 电解水制氢成本测算电解水制氢成本测算 项目项目 单位体积制氢成本单位体积制氢成本（元元m-3）项目项目 单单质量质量制氢成本制氢成本（元元kg-1）单位体积电耗成本 1.80 单位质量积电耗成本 20.22 单位体积折旧成本 3.00 单位质量折旧成本 33.71 单位体积人工运维成本 0.40 单位质量人工运维成本 4.49 单位体积水耗成本 0.05 单位质量水耗成本 0.56 合计 5.25 合计 58.99 资料来源：张轩电解水制氢成本分析，海通证券研究所测算 我们对 PEM 电解水制氢成本进行敏感性分析建模，在电价为 0.2 元/kWh 时，年产氢量为 100 万 Nm3情况下，碱槽制氢的成本为 48.9 元/kgH2；在电价为 0.13 元/kWh时，年产氢量为 100 万 Nm3情况下，碱槽制氢的成本为 45.8 元/kgH2。若两项参数进入图中蓝色部分，PEM 电解水制氢则具备同其他制氢方式竞争能力。图图32 PEM 单位质量单位质量制制氢成本氢成本敏感性敏感性分析分析（元元/kg）资料来源：海通证券研究所 注：横轴为电价：元/kWh，纵轴为年产氢量：万 Nm3 6.投资建议投资建议 关关注注传统传统能源企业动力转型能源企业动力转型“绿绿电制绿氢电制绿氢”带来的带来的投资机会。投资机会。2023 年，我国将“推进煤炭清洁高效利用和技术研发加快建设新型能源体系”列入两会政府工作报告工作重点。我国富煤贫油少气的能源资源禀赋特点决定了煤炭的主体能源地位短期内不会发生根本性变化。传统能源企业实现“清洁高效”需要大力发展“绿电制绿氢”，调整氢原料获取途径，同时减少 CO2排放，长期有助于企业降本提效，ESG 可持续发展。当前，全球氢能产业仍处于全产业链关键技术研发初期和商业模式探索阶段。我们认为，从原料端氢需求和能源端氢替换两个路径看，传统能源企业发展“绿电制绿氢”具有可持续发展驱动力；传统能源企业融资能力强，可以长远布局产业未来，在技术研发、资源整合等方面都有丰富经验，具备产业、技术等方面优势。建议关注：（1）氢能全产业链企业，中国石化；中国石化；中国石油中国石油（2）绿电制绿氢企业，宝丰能宝丰能源源，美锦能源，美锦能源；（3）制氢领域开展低成本副产氢多元耦合项目企业，卫卫星化学星化学，东华能源，东华能源。6.1 中国中国石化石化 中国石化是国内最大的氢气生产企业，氢气年产能力超 390 万吨，约占全国氢气产量的 11%。中国石化加快构建“一基两翼三新”产业格局，抢抓氢能发展的重大战略机遇，落好关乎发展大局的关键一子，把氢能作为公司新能源业务的主要发展方向，逐步 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 34 培育并壮大中国石化氢能产供销一体化产业链，推进打造中国第一氢能公司。2022 年 12 月，中国石化华南最大氢燃料电池供氢中心茂名石化氢燃料电池供氢中心产出合格的 99.999%高纯氢。该项目日产氢能力达 6400 公斤，每年可向社会供应高纯氢 2100 吨。至此，中国石化建成燕山石化、天津石化、齐鲁石化、青岛炼化、高桥石化、上海石化、广州石化、海南炼化、茂名石化等 9 个氢燃料电池供氢中心，引领我国氢能产业链高质量发展。风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期。图 19 6.2 中中国国石油石油 2022 年，公司新能源业务全面实施碳达峰行动方案，持续优化海上风电、CCS/CCUS、气电等发展规划，加快推进新能源基地建设，全力参与“沙戈荒”大基地和深远海风电大基地项目建设，加强绿电、地热、氢能等项目布局实施。坚持绿色低碳转型，推进油气和新能源融合发展，着力打造油气热电氢综合能源公司。2023 年，公司预计油气和新能源分部的资本性支出为人民币 1955 亿元，主要是继续加强国内松辽、鄂尔多斯、准噶尔等重点盆地的规模效益勘探开发，加大页岩气、页岩油等非常规资源开发力度，推进清洁电力、CCUS、氢能示范等新能源工程。2023年，公司预计销售分部的资本性支出为人民币 70 亿元，主要用于国内油气氢电非综合能源站建设，优化终端网络布局，以及海外油气储运和销售设施建设等。风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期。6.3 宝宝丰能丰能源源 2022 年宝丰能源实施节能降碳项目 28 项，截止 2022 年已完成 15 项，累计实现二氧化碳减排 7.4 万吨/年。同时，宝丰能源通过太阳能生产绿色电能，利用绿电制取绿氢、绿氧，首创将绿氢绿氧直供化工系统，用绿氢替代原料煤、绿氧替代燃料煤生产高端化工产品，实现新能源与现代煤化工融合协同发展，降低现代煤化工装臵综合能耗，提高碳资源转化率，开创了一条新能源替代化石能源的碳中和科学路径，从源头破解了化工企业的碳减排难题。公司本部位于中国能源化工金三角之一的宁东国家级能源化工基地，新投资建设的内蒙古宝丰煤基新材料有限公司一期260万吨/年煤制烯烃和配套40万吨/年植入绿氢耦合制烯烃项目位于金三角的另一核心区内蒙古鄂尔多斯，金三角地区煤炭资源非常丰富，产业链原料供给充足、便利，原料成本更低；内蒙子公司更加靠近华北、华东等主要产品销售区域，物流运输发达便利，运输成本更低。风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期。6.4 卫星化学卫星化学 公司拥有美国乙烷三个出口设施其中之一的股权并具有优先使用权。在乙烯生产工艺中，乙烷裂解工艺的乙烯收率高达 83%左右；综合能耗不到 300kg 标油，远低于石脑油 580-640kg 标油，运行成本低。同时大量副产氢气，连云港年产 250 万吨乙烷裂解装臵氢气副产量约 14 万吨。此外，公司年产 90 万吨 PDH 装臵的氢气副产量约 7.2万吨。氢气纯度高，可直接作为氢能源使用。目前合计年产氢气 21.2 万吨。公司将充分利用轻质化原料生产过程中副产的绿色氢能，一是规划园区内氢能利用示范项目。二是打造园区的循环经济和可再生能源利用。三是谋划以氢为原料的化学品发展：1）电子级双氧水电子级双氧水。公司现有年产 22 万吨双氧水装臵，能达到 G1G2 标准，是 行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 35 华东地区主要的光伏硅片清洗液供应商。年产 25 万吨双氧水装臵正在建设中，计划做到 G3G4 级，将作为电子级化学品销售；2）合成氨。合成氨。利用环氧乙烷生产中的氮气反应为丙烯腈提供合成氨；3）合成甲醇。合成甲醇。利用环氧乙烷生产中的二氧化碳制甲醇为 DMC提供原料等。风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期。6.5 东华东华能源能源 2022 年 9 月，公司发布“东华能源股份有限公司关于与中国核工业集团有限公司签署战略合作协议的公告”，全方位合作助力公司转型升级。2022 年 10 月，公司拟与中国核能电力股份有限公司共同出资设立茂名绿能，打造高温气冷堆与石化产业耦合的新发展理念样板工程项目茂名绿能项目的建设与运营主体，其中公司拟出资24500 万元，持有茂名绿能 49%的股权。其中，双方共同推进高温气冷堆项目，未来五年内预计投资超千亿元。表表 9 东华东华能源与中核能源与中核集团战集团战略略合作内容合作内容 项项目目 内内容容 高温气冷堆项目 高温蒸汽供能 热化学制氢及氢气固态储存材料研发 双方联合成立氢能联盟，设立研究院、中试装臵，主攻绿氢制备环节中热化学制氢技术路线，并研发氢气的固态储存材料和装备。“央企 民企”混合所有制改革典范 积极推动中核集团成为东华能源的战略投资者（占股比例 5%-15%）助力东华能源降低动力成本 中核按照保量优价优先原则，向东华能源（宁波、张家港）提供经济、零碳电力供应。资料来源：东华能源股份有限公司关于与中国核工业集团有限公司签署战略合作协议的公告，海通证券研究所 风险提示：（1）氢能项目进展不及预期；（2）氢能产业上中下游技术进步低于预期；（3）国家补贴等鼓励政策不及预期；（4）制氢产业降本提效不及预期。7.风险提示风险提示 氢能需求低于预期；氢能技术发展不及预期；政策支持力度不及预期。行业研究石油化工行业 请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明 36 信息信息披披露露 分析师声明分析师声明 邓勇 石油化工行业 朱军军 石油化工行业 胡歆 石油化工行业 刘威 基础化工行业 本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告所采用的数据和信息均来自市场公开信息，本人不保证该等信息的准确性或完整性。分析逻辑基于作者的职业理解，清晰准确地反映了作者的研究观点，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。分分析师负责析师负责的股票的股票研究范围研究范围 重点研究上市公司：恒力石化,卫星化学,扬农化工,滨化股份,湘潭电化,百傲化学,华光新材,七彩化学,东华能源,上海石化,东方盛虹,鲁西化工,巨化股份,卓越新能,赛轮轮胎,桐昆股份,兴化股份,和邦生物,广汇能源,永东股份,华润材料,维远股份,中国石化,元利科技,新凤鸣,永和股份,中油工程,泰和新材,嘉化能源,华锦股份 投资投资评级评级说明说明 1.投资评投资评级级的比较和评级标的比较和评级标准：准：以报告发布后的 6 个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后 6 个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期市场基准指数的涨跌幅；2.市场基准指数的比较标准：市场基准指数的比较标准：A 股市场以海通综指为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普 500 或纳斯达克综合指数为基准。类别类别 评评级级 说明说明 股股票投资评票投资评级级 优于大市 预期个股相对基准指数涨幅在 10%以上；中性 预期个股相对基准指数涨幅介于-10%与 10%之间；弱于大市 预期个股相对基准指数涨幅低于-10%及以下；无评级 对于个股未来 6 个月市场表现与基准指数相比无明确观点。行业行业投资评投资评级级 优于大市 预期行业整体回报高于基准指数整体水平 10%以上；中性 预期行业整体回报介于基准指数整体水平-10%与 10%之间；弱于大市 预期行业整体回报低于基准指数整体水平-10%以下。法法律声明律声明 本报告仅供海通证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。市场有风险，投资需谨慎。本报告所载的信息、材料及结论只提供特定客户作参考，不构成投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在法律许可的情况下，海通证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。本报告仅向特定客户传送，未经海通证券研究所书面授权，本研究报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。如欲引用或转载本文内容，务必联络海通证券研究所并获得许可，并需注明出处为海通证券研究所，且不得对本文进行有悖原意的引用和删改。根据中国证监会核发的经营证券业务许可，海通证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。

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有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。石油化工行业 行业研究|深度报告 年初以来，市场对“中国特色估值体系”（以下简称“中特估”）的关注不断提高，投资热情日益高涨。中特估既是建设中国特色现代资本市场系统工程的重要一环，又是完善适合中国企业估值定价逻辑、发挥资本市场资源配置的功能所在。作为国民经济和资本市场重要组成部分的央企国企自然成为探讨中特估重要的着力点和落脚点。本篇报告是我们中特估研究的石化化工行业专题报告，从行业角度分析石化化工央企国企的投资逻辑，具体如下：“一利五率”考核带动价值重估“一利五率”考核带动价值重估：2023 年国资委对国企央企提出了新的考核方式，采用“一利五率”的考核方式替代原先的“两利四率”，国资委第一次用 ROE 指标替代净利润指标。在此背景下，若未来三桶油 ROE 提升，估值有望修复。三桶油在过去承担许多的社会责任，因此牺牲了一些业绩。我们认为，考核方式的转变也使得三桶油将重心转移到如何降本增效上。过去，市场的固有观念认为民营炼化的盈利能力高于国企，但 2022 开始，在国际油价大幅波动，炼油景气度下滑的背景下，中石油、中石化凭借一体化的优势、以及产业链上下游的协同，ROE 出现提升，ROE 也超过了民营炼化。再从分红的角度来看，三桶油向来注重股东回报，2018年后的股利支付率基本都在 50%以上，且在公司章程中做出分红比例的承诺。A 股三桶油的股息率高于 5%，H 股三桶油的股息率高于 8%。“创建世界一流示范性企业”行动“创建世界一流示范性企业”行动打开新空间打开新空间：未来企业价值的持续提升则需要寻找新的增量，我们认为近期提出的创建世界一流示范企业行动有望为中特估打开新的发展局面。创建世界一流示范企业对于三桶油体现在两个方面，一是加大研发投入，自主创新。事实上，我国石化行业的技术突破均能看到三桶油的身影，例如百万吨级乙烯技术、芳烃联产技术均离不开中石化的投入。第二个方面是依托“一带一路”倡议，着眼全球化。对于石化央企来说，不少业务实际已经发展到了在国内几乎饱和的水平。要进一步获得发展空间，走出国门是较好的选择。三桶油有许多走出去的成功案例，例如 2018 年中国石油成功在阿联酋获取乌姆沙依夫纳斯尔油田和下扎库姆油田，两个年产约 5000 万吨级特大型油田的权益，并参与项目运营。2016 年中国石化与沙特阿美共同投资建设了 2000 万吨/年产能的沙特延布炼厂。此外，中石油中石化在绿色低碳技术领域做出大量投资和储备，未来也有望实现对外输出，在服务国家“一带一路”、“构建人类命运共同体”倡议的同时，在海外开辟新的发展空间。我们认为三桶油估值的提升并非简单的“中特估”主题炒作，而是一来有“一利五率”考核机制变化触发的系统性价值重估；二来有“创建世界一流示范性企业”行动带来的投资回报提升和新发展空间。建议关注中国石油(601857，未评级)、中国石化(600028，增持)、中国海油(600938，买入)的投资机会。风险提示风险提示 油价大幅波动；市场风格切换；降本增效不及预期；假设条件变化影响测算结果。投资建议与投资标的 核心观点 国家/地区 中国 行业 石油化工行业 报告发布日期 2023 年 05 月 10 日 倪吉 021-63325888*7504 执业证书编号：S0860517120003 袁帅 执业证书编号：S0860522070002 顾雪莺 从估值折价走向世界一流示范企业 中国特色估值体系视角专题报告 看好（维持）石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。2 目 录 1.引言.4 2.“一利五率”考核带动价值重估.4 2.1 国资委转变考核方式.4 2.2 三桶油经营分析.6 2.3 分红与回购.10 3.走向世界一流示范性企业.11 3.1 自主创新，提升价值.12 3.2 依托“一带一路”，着眼全球化.13 4.投资建议.16 5.风险提示.16 TV9YvVhUiYoMpNmRaQcM8OpNmMnPsRiNnNrMlOmNqRbRnNwPMYsOtRMYnPtR 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。3 图表目录 图 1：中国石油、中国石化、中国海油、荣盛石化、恒力石化 ROE 对比.5 图 2：中国石油历年营收.6 图 3：中国石油历年归母净利润.6 图 4：中国石化历年营收.6 图 5：中国石化历年归母净利润.6 图 6：中国海油历年营收.7 图 7：中国海油历年归母净利润.7 图 8：中国石油扣非净利润与油价关系.7 图 9：中国石化扣非净利润与油价关系.7 图 10：中国海油净利润与油价关系.7 图 11：三桶油的销售净利率对比.8 图 12：三桶油的总资产周转率对比.8 图 13：三桶油的权益乘数对比.8 图 14：三桶油的销售费用率对比.8 图 15：三桶油的管理费用率对比.9 图 16：三桶油的桶油成本对比（美元/桶）.9 图 17：上海石化人力成本（元/吨）.9 图 18：荣盛、恒力人力成本.9 图 19：中国石油和中国石化员工人数.10 图 20：三桶油股利支付率.10 图 21：制造业人均产值对比（万元）.12 图 22：中国石化与中国石油研发费用（亿元）.13 图 23：宝钢绿色低碳厚板项目.15 表 1：“一利五率”具体内容.4 表 2：中国石油、中国石化、中国海油、荣盛石化、恒力石化估值对比（截至 20230505）.5 表 3：三桶油股息率（截至 20230505）.11 表 4：创建世界一流示范企业名单.11 表 5：主要石化产品技术突破情况.13 表 6：中西亚国家愿景.14 表 7：中国石化氢能投资布局.15 表 8：中国石油“四大六小”CCUS 项目.16 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。4 1.引言引言 年初以来，市场对“中国特色估值体系”（以下简称“中特估”）的关注不断提高，投资热情日益高涨。中特估既是建设中国特色现代资本市场系统工程的重要一环，又是完善适合中国企业估值定价逻辑、发挥资本市场资源配置的功能所在。作为国民经济和资本市场重要组成部分的央企国企自然成为探讨中特估重要的着力点和落脚点。本篇报告是我们中特估研究的石化化工行业专题报告，从行业角度分析石化化工央企国企的投资逻辑。我们认为石化化工行业在基本面演绎上可以分为两个层面：一是“一利五率”考核机制变化触发的系统性价值重估；二是“创建世界一流示范性企业”行动带来的投资回报提升和新发展空间。2.“一利五率”考核带动价值重估“一利五率”考核带动价值重估 2.1 国资委转变考核方式 2023 年国资委对国企央企提出了新的考核方式，1 月 5 日，国资委召开中央企业负责人会议，进一步优化央企经营指标体系为“一利五率”，替代原先的“两利四率”。所谓“一利五率”分别指的是利润总额、资产负债率、净资产收益率、研发经费投入强度、全员劳动生产率、营业现金比率。国资委明确“一利五率”目标为“一增一稳四提升”。其中，“一增”，就是确保利润总额增速高于全国 GDP 增速，力争取得更好业绩，增大国资央企稳定宏观经济大盘的分量。“一稳”，就是资产负债率总体保持稳定。“四提升”，就是净资产收益率、研发经费投入强度、全员劳动生产率、营业现金比率 4 个指标进一步提升。本次是国资委第一次用 ROE 指标替代净利润指标。3 月 3 日，国资委召开会议，对国有企业对标开展世界一流企业价值创造行动进行动员部署。国资委要求国企要突出效益效率，加快转变发展方式，聚焦全员劳动生产率、净资产收益率、经济增加值率等指标，有针对性地抓好提质增效稳增长，切实提高资产回报水平。进一步强调了对国企央企 ROE 的考察。表 1：“一利五率”具体内容 简称 具体指标 计算方式 考核重点 引导国有企业经营方向 一利 利润总额 利润总额 直观反映为社会创造的价值 要保持一定规模的利润增长以支撑 GDP 的增长 五率 营业现金比率 经营现金净流入/营业收入*100%要有利润的收入和要有现金的利润 更加关注现金流的安全，更加关注可持续投资能力的提升，从而全面提高企业经营业绩的“含金量”，真正实现高质量的发展。资产负债率 负债总额/资产总额*100%国有企业的经营稳定性及偿债能力 约束部分企业盲目扩张 净资产收益率 净利润/平均净资产*100%企业为股东创造价值的能力 引导中央企业更加注重投入产出效率，加大亏损企业治理力度，加快“两非”“两资”剥离处置，盘活存量资产，提高资产使用效率，提升净资产创利能力和收益水平。研发投入强度 研发经费投入/营业收入*100%衡量在科技创新方面努力程度 鼓励科技创新、推动技术转化、促进新型产业发展方面发挥了积极作用，也是解决创新能力不足的重要抓手 全员劳动生产率 劳动生产总值/全年平均从业人数*100%反映企业在国民经济中的社会贡献 提高劳动力要素的投入产出效率，鼓励国有企业提高劳动生产总值，主要在营业利润、职工人工成本和应交税费等方面进行优化提高，优化公司劳动用工结构。资料来源：国资委，东方证券研究所 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。5 石油石化是国民经济支柱产业，经济总量大、产业链条长、产品种类多、关联覆盖广，关乎产业链供应链安全稳定、绿色低碳发展、民生福祉改善，以三桶油为代表的国企央企发挥了中流砥柱的作用，也承担了很多的社会责任，例如我国的成品油定价机制，我国 1998 年开始成品油定价机制改革，03-08 年，成品油价格由发改委宏观调控，通过让国家和企业消化高油价成本，将国际油价波动对国内经济的影响降到最小，三桶油在其中发挥了重要作用。09 年开始，发改委推出新的成品油价格形成机制改革方案，当国际市场原油连续 22 个工作日平均价格变化超过 4%时，可相应调整国内成品油价格。但新方案仍存在调价边界条件较高、调价周期较长的问题。2013 年，发改委进一步完善成品油定价机制，将调价周期由 22 个工作日缩短至 10 个工作日，取消挂靠国际市场油种平均价格波动 4%的调价幅度限制，并调整了国内成品油挂靠的国际市场原油品种。市场化程度的提升也使国内成品油价差较 13 年前明显提升。16 年，发改委又设置了调控的上下限，即“地板价”对应原油 40 美元/桶，天花板价对应原油 130 美元/桶。还比如，国企承担了稳就业的作用，解决了大量劳动力就业，和民营企业比，炼油的单吨人力成本高许多，导致盈利能力受影响。民营炼化投产后的三年，由于其超高的 ROE，市场给予了很高的估值，PB 均超过 2 倍，而中石油、中石化却常年破净。不过，2022 开始，在国际油价大幅波动，炼油景气度下滑的背景下，中石油、中石化凭借一体化的优势、以及产业链上下游的协同，ROE 出现提升，ROE 也超过了民营炼化，因此，我们认为其估值的提升并非简单的“中特估”主题炒作，而是有业绩支撑的。图 1：中国石油、中国石化、中国海油、荣盛石化、恒力石化 ROE 对比 资料来源：Wind，东方证券研究所*2023Q1 数据为 2023Q1 ROE 的年化数据 表 2：中国石油、中国石化、中国海油、荣盛石化、恒力石化估值对比（截至 20230505）企业名称企业名称 公司代码公司代码 市值（亿）市值（亿）ROEROE（%）股息率（股息率（%）市盈率，市盈率，TTMTTM 市净率，市净率，LFLF 中国石油 601857.SH 13,884 11.3447 5.3%9.5 1.0 中国石化 600028.SH 7,377 8.4966 5.4.4 1.0 中国海油 600938.SH 5,397 26.2871 6.9%6.3 1.4 荣盛石化 002493.SZ 1,319 6.9515 1.2%-106.1 2.9-15%-10%-5%0%5 %05 1820192020202120222023Q1中国石油中国石化中国海油荣盛石化恒力石化 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。6 恒力石化 600346.SH 1,086 4.2115 0.0%-122.8 2.0 资料来源：Wind，东方证券研究所 2.2 三桶油经营分析 不可否认，三桶油的业绩与油价高度相关，其中中石油和中海油在高油价下更为受益，中石化炼油和化工板块占比较大，油价进入 60-80 美元/桶的“甜区”时更为受益。虽然上海期货交易所推出了人民币原油合约，部分原油贸易也采用了人民币结算，但在国际油价的定价权上我国的影响力还是不足。从三桶油自身的角度来看，还是要通过降本增效提升盈利能力。图 2：中国石油历年营收 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 3：中国石油历年归母净利润 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 4：中国石化历年营收 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 5：中国石化历年归母净利润 资料来源：Wind，东方证券研究所-30%-20%-10%0 0000100001500020000250003000035000营业收入（亿元）yoy（右轴）-200%-100%00 0000P000100015002000归母净利润（亿元）yoy（右轴）-40%-30%-20%-10%0 0000100001500020000250003000035000营业收入（亿元）yoy-100%-50%0P0000200300400500600700800归母净利润（亿元）yoy（右轴）石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。7 图 6：中国海油历年营收 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 7：中国海油历年归母净利润 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 8：中国石油扣非净利润与油价关系 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 9：中国石化扣非净利润与油价关系 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 10：中国海油净利润与油价关系 资料来源：Wind，东方证券研究所-40%-20%0 0002000300040005000201820192020202120222023Q1营业收入（亿元）yoy-100%-50%0P00 0004006008001000120014001600201820192020202120222023Q1归母净利润（亿元）yoy020406080100120-200-10001002003004005006002018/32018/62018/92018/122019/32019/62019/92019/122020/32020/62020/92020/122021/32021/62021/92021/122022/32022/62022/92022/122023/3扣非后归母净利润（亿元）布伦特原油（美元/桶，右轴）020406080100120-300-200-10001002003002018/32018/62018/92018/122019/32019/62019/92019/122020/32020/62020/92020/122021/32021/62021/92021/122022/32022/62022/92022/122023/3扣非后归母净利润（亿元）布伦特原油（美元/桶，右轴）0204060801001200100200300400500600700800净利润（亿元）布伦特原油（美元/桶，右轴）石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。8 三桶油估值提升的基础还是在于 ROE 的提升，根据杜邦分析法，我们认为三桶油提高 ROE 有如下方法：1.销售净利率：销售净利率：中海油的销售净利率远远高于中石油和中石化，中石油和中石化有很大的降本增效的空间。以上游的勘探开发业务为例，中国海油的桶油成本是三桶油中最低的，仅作业费上中石油和中石化较海油就高出了超 4 美元/桶的成本。销售费用率上中石油和中石化也较中海油高出约 1 个 pct，当然其中有成品油、化工品销售的原因，但其中也有一定的降本空间。2.总资产周转率总资产周转率：中石化和中石油的周转率高于中海油，我们认为这部分的改善较难，因为总资产周转率主要由三家的所处的产业链环节决定的。3.权益乘数权益乘数：中海油的杠杆率低于中石油和中石化，截至 2023Q1，中国海油的资产负债率仅34.77%，我们认为，如果中海油可适当提升资产负债率，加大低成本原油的开采量，则ROE 有望提高。图 11：三桶油的销售净利率对比 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 12：三桶油的总资产周转率对比 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 13：三桶油的权益乘数对比 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 14：三桶油的销售费用率对比 资料来源：Wind，东方证券研究所 0 0 1820192020202120222023Q1中国石油中国石化中国海油0.00.51.01.52.020182019202020212022中国石油中国石化中国海油1.01.21.41.61.82.02.2201820192020202120222023Q1中国石油中国石化中国海油0.0%1.0%2.0%3.0%4.0 1820192020202120222023Q1中国石油中国石化中国海油 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。9 图 15：三桶油的管理费用率对比 资料来源：Wind，东方证券研究所 图 16：三桶油的桶油成本对比（美元/桶）资料来源：Wind，东方证券研究所*中石油和中石化成本来自东方证券研究所测算 此外，三桶油作为央企在过去承担了过多的社会责任，人力成本上比民营企业高出许多。我们选取中石化旗下的上海石化为例，对比上海石化和两家民营炼化的人力成本，上石化单吨人工成本高出两家民营炼化约 140 元/吨，按 2000 万吨加工量测算，成本上能差出 28 亿元。图 17：上海石化人力成本（元/吨）资料来源：公司公告，东方证券研究所 图 18：荣盛、恒力人力成本 资料来源：公司公告，东方证券研究所 我们还观察到，随着许多有编制的员工到达退休年龄，中石油中石化的员工人数开始自然减员，一线生产人员的数量逐步下降，这一迹象表明未来中石油中石化的人工成本有望下降。0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%中国石油中国石化中国海油2530354045502013201420152016201720182019202020212022中石油中石化中海油050100150200250202020212022单吨人工（元/吨）05101520253020202021恒力炼化（元/吨）荣盛石化（元/吨）石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。10 图 19：中国石油和中国石化员工人数 资料来源：Wind，东方证券研究所 2.3 分红与回购 三桶油向来注重股东回报，2018 年后的股利支付率基本都在 50%以上，且在公司章程中做出分红比例的承诺。中石油和中石化在公司章程中承诺，在当年实现的归属于母公司股东的净利润及累计未分配利润为正，且公司现金流可以满足公司正常经营和可持续发展情况下，现金分红比例不少于当年实现的归属于母公司股东的净利润的 30%。中国海油 H 股承诺，在各年度建议股息或股东大会批准的前提下，20222024 年，公司全年股息支付率预计将不低于 40%；无论公司的经营表现如何，20222024 年，全年股息绝对值预计不低于 0.7 港元/股（含税）。A 股方面，中国海油承诺在满足现金分红条件的前提下，并且在公司能够持续经营和长期发展的基础上，公司未来三年（2022-2024）以现在方式累计分配的股利不少于该三年实现的年均可分配利润的 30%。图 20：三桶油股利支付率 资料来源：Wind，东方证券研究所 010000020000030000040000050000060000020182019202020212022中国石油中国石化0 00000 182019202020212022中国石油中国石化中国海油 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。11 表 3：三桶油股息率（截至 20230505）公司公司 公司代码公司代码 股息率股息率 中国石油 601857.SH 5.3%中国石化 600028.SH 5.4%中国海油 600938.SH 6.9%中国石油股份 0857.HK 9.2%中国石油化工股份 0386.HK 8.1%中国海洋石油 0883.HK 11.8%来源：Wind，东方证券研究所 回购方面，中国石化 2022 年在 A H 股完成了回购，其中 A 股于 2022 年 11 月 25 日完成回购，实际回购 A 股股份 4.423 亿股，并注销。H 股共计回购 7.33 亿股，并注销。同时，公司 2023 年3 月发布拟回购，授权董事会决定单独或同时回购不超过中国石化已发行的 A 股或 H 股各自数量的 10%的股份。中国石油 2023 年 3 月发布拟回购，授权董事会决定单独或同时回购不超过公司已发行的 A 股或 H 股各自数量的 10%的股份。中国海油公告，2022 年 9 月至 11 月期间，公司陆续回购港股股份并实施注销，截至 2022 年 12 月 31 日，公司合计注销回购的港股股份 7069.2万股。3.走向世界一流示范性企业走向世界一流示范性企业 我们认为上述经营效率提升、分红率提升、盈利能力改善等主要是在存量上做文章，可以帮助企业实现价值重估。而未来企业价值的持续提升则需要寻找新的增量，我们认为近期提出的创建世界一流示范企业行动有望为中特估打开新的发展局面。近期，发改委披露了第二批创建世界一流示范企业名单，总共确定了 28 家企业，其中央企 21 家，地方国企 7 家，石化化工相关的有四家，分别是中国石油、中国石化、中国海油和万华化学集团。在今年 4 月国资委召开的推进会上，要求未来重点在提升科技创新能力、价值创造能力、公司治理能力、资源整合能力、品牌引领能力等五种能力上狠下功夫，实现以点带面，全面提升。这既是压力也是动力，对于石化化工企业来说，我们认为未来会从两方面带来发展新动力：一是完善机制，保护激励自主创新，提升再投资的价值；二是配合国家战略，将标准、产品、技术等从内销转向出口，打开新的增长空间。表 4：创建世界一流示范企业名单 第一批第一批 第二批第二批 央企央企 央企央企 地方国企地方国企 航天科技 中国电科 上汽集团 中国石油 中国石化 安徽海螺集团 国家电网 中国海油 深圳市投资控股集团 中国三峡集团 中国华能 淮柴控股集团 国家能源集团 中国一汽 京东方科技集团 中国移动 中国远洋海运 万华化学集团 中国宝武 中粮集团 宁波舟山港集团 中航集团 招商局集团 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。12 中国建筑 华润集团 中国中车集团 中国建材 中广核 来源：国资委，东方证券研究所 3.1 自主创新，提升价值 虽然石化化工在资本市场视角中属于周期性行业，但在制造业之间横向比较，石化化工行业实际上是技术和资本密集度极高的行业。石化化工绝大部分技术都是由欧美国家所开发并产业化，尽管已经发展了百年时间，但对外输出的技术实际少之又少。“三桶油”（前身石油化学工业部）的成立，就承载了巨大的使命，即为国家建立完整的石油开采到化工材料的产业链。图 21：制造业人均产值对比（万元）资料来源：Wind，东方证券研究所“三桶油”的每一步发展，实际都是自主创新的突破。在油气开采上，我国从 1955 年在克拉玛依建成中国第一个大油田，到如今已经可以在陆上建设万米深的油气钻井，在海上建设 4000 米深的油气钻井。在石化化工上，我们经过几十年的努力，终于在 2013 年实现百万吨级乙烯技术的工业应用，在 2015 年实现芳烃联合生产技术的工业应用。尽管如今资本市场对于烯烃和芳烃抱有产能过剩的担忧，但目前为止包括中国在内，仍只有 3、4 个国家拥有乙烯和芳烃技术。从烯烃芳烃出发，下游大部分化工品的自主技术突破也都是由中石化和中石油实现的。这些突破都建立在“两桶油”每年大量的研发投入之上（2022 年合计超 300 亿），然而“两桶油”的研发投入并没有换来丰厚的财务回报，但并不是意味着这些投入没有价值。恰恰相反，这些技术突破的价值都十分巨大。只不过过去多年，“两桶油”扮演更多是技术“布道者”的角色，即开发出新技术之后，在国内以各种各样的形式扩散，使得每一种原本被欧美私营企业垄断的产品渐渐转变成完全竞争性产品。这一过程，尽管没有对“两桶油”带来明显的财务回报，但却创造了巨大的社会价值。01002003004005002010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021化学原料及化学制品化学纤维纺织服装有色金属采选食品制造计算机、通信及其他电子设备 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。13 图 22：中国石化与中国石油研发费用（亿元）资料来源：Wind，东方证券研究所 表 5：主要石化产品技术突破情况 产品技术产品技术 突破企业突破企业 产品技术产品技术 突破企业突破企业 百万吨乙烯 中国石化 环氧乙烷 中国石化 乙二醇 中国石化 苯乙烯 中国石化 丙烯腈 中国石化 丙烯酸 上海华谊 丁二烯抽提 中国石化 顺丁橡胶 中国石化 丁苯橡胶 中国石化 乙丙橡胶 中国石化 丁腈橡胶 中国石油 丁基橡胶 中国石化 芳烃联合技术 中国石化 MDI 万华化学 己内酰胺 中国石化 己二酸 中国石油 来源：国资委，人民网，东方证券研究所整理 不过，从近期国家层面的政策变化，我们认为石化化工的央国企以往这种研发投入重社会价值、轻经济价值的局面可能会发生扭转。4 月 26 日，中国石油和化学工业联合会在京召开“2023 年石油和化工行业知识产权宣传周主题论坛”。强调了在二十大精神要求下，石油和化学工业需要进一步强化知识产权保护，激发创新活力，以推动行业实现高质量发展。我们认为强化知识产权保护工作，一方面可以提升全员创新积极性，在新产品开发和成本挖潜上创造更多突破；另一方面可以健全制度，使有创新贡献的企业和个人都可以获得应有的回报。这将在长周期上提升石化化工央国企的再投资回报率，成为其估值水平提升的有力支撑。3.2 依托“一带一路”，着眼全球化 虽然中国是世界第一大单一国家市场，而对于石化央企来说，不少业务实际已经发展到了在国内几乎饱和的水平。要进一步获得发展空间，走出国门是较好的选择。因此国家也是在合适的时机提出了“一带一路”倡议，从提出“一带一路”至今，以两桶油为主的石化企业已经在海外参与05010015020025030035020182019202020212022中国石化中国石油 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。14 了不少项目。如油气开采上，2018 年中国石油成功在阿联酋获取乌姆沙依夫纳斯尔油田和下扎库姆油田，两个年产约 5000 万吨级特大型油田的权益，并参与项目运营；石化加工上，2016 年中国石化与沙特阿美共同投资建设了 2000 万吨/年产能的沙特延布炼厂，这都是两桶油依托“一带一路”倡议走出去的代表性项目。然而今年开始，我国的“一带一路”倡议又打开了新的篇章。进入 2023 年，我们首先在中东地区推进了阿拉伯国家的大和解，并与沙特阿拉伯等国家签订了战略合作协议。马上又要在西安召开中国-中亚五国峰会，未来我国与整个中西亚地区国家的合作水平将有望达到空前的高度。而正如我们在前期的深度报告中沙石油石化领域合作带来的投资机会中所分析，中西亚地区油气资源丰富，在产业链上与我们非常互补；同时这些国家也有自身的发展目标需要实现，这也需要借助我国强大的制造业实力。表 6：中西亚国家愿景 中西亚中西亚国家国家 愿景计划愿景计划 内容内容 沙特 2030 愿景计划 2016 年提出，明确了沙特成为阿拉伯与伊斯兰世界的核心国家、全球投资强国、以及连接亚欧非三大洲的世界枢纽的目标。愿景计划罗列了 300 多个具体转型目标，其中包括到 2030 年，沙特从世界第十九大经济体跻身全球前 15 强，将油气行业本地化水平从 40%提升至 75%，将非石油出口占非石油 GDP 的比例从 16%提高至 50%，将外国直接投资占 GDP 的比重从 3.8%提高至 5.7%，将私营部门对 GDP 贡献从 40%增至 65%，中小企业对 GDP 的贡献率从 20%升至 35%，女性在劳动力构成中的占比从 22%增长至 30%等。卡塔尔 2030 国家愿景 2008 年提出，大力发展多元化经济，到 2030 年将卡塔尔打造成为一个可持续发展、具有较强国际竞争力、国民生活水平高的国家，摆脱对油气资源的过度依赖。提出了国家所要应对的五大挑战，即平衡传统与现代化、兼顾当代和后代的需求、有控制地增长、外籍劳工问题、经济社会发展与环境保护，并围绕国民、社会、经济和环境四大支柱制定了发展战略，计划在 2030 年以前跻身发达国家行列。巴林 国家能源效率行动计划、国家可再生能源行动计划 2017 年通过，提出可再生能源在全国能源结构中的占比到 2025 年达 5%、2035 年达 10%的发展目标。阿联酋 国家创新战略 2014 年提出，在 7 个领域（包括交通、卫生、教育、水资源、可再生能源、空间和技术）中启动了国家创新战略。科威特 2035 愿景 再生能源发电量到 2020 年占总发电量的 10%，到 2030 年提升至 15%。来源：商务部，国复咨询，东方证券研究所整理 更重要的是，我国树立的世界一流示范企业，除了在自身传统业务上具有领导地位，在面向碳中和目标的新技术开拓上也是领跑者。我们认为央企开发和推广绿色低碳技术，在国内更多是用于存量替代的社会责任，而对于海外市场则是开拓业务增量的重要抓手。如近期宝钢宣布将与沙特阿美和和沙特公共投资基金共同投资设立沙特厚板公司，建设 150 万吨绿色低碳厚板项目。项目采用天然气直接还原铁炉和电弧炉，可以将碳排放降低 60%。未来还可以与氢气兼容，将碳排放降低 90%，成为宝钢首个海外绿地全流程钢铁项目。石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。15 图 23：宝钢绿色低碳厚板项目 资料来源：Wind，东方证券研究所 我国石化行业也已经开始积极应对双碳目标，特别是两桶油已经在绿色低碳技术领域做出大量投资和储备。如中国石化已经完成了对氢能技术各个环节的投资，并规划成为“中国第一氢能公司”，同时发改委也明确让中国石化成为央企氢能产业链的“链长”企业。中国石油则大力发展CCUS 技术，创新形成了 CCUS 全产业链技术体系，二氧化碳注入埋存规模保持国内领先水平，CCUS 技术整体达到国际先进水平。我们认为随着两桶油绿色低碳技术的发展和完善，未来也有望实现对外输出，在服务国家“一带一路”、“构建人类命运共同体”战略的同时，在海外开辟新的发展空间。表 7：中国石化氢能投资布局 环节环节 合作合作/投资公司投资公司 具体内容具体内容 制氢 法国液化空气集团 两座油氢合建站项目。2019 年 11 月初，签署合作备忘录，探讨加强氢能领域合作 康明斯恩泽制氢科技有限公司 康明斯公司与中国石化集团以 50:50 的比例组建的合资企业 运储 北京中科富海低温科技有限公司 中国石化集团资本投资入股，积极布局氢能及氦资源综合开发应用领域 燃料电池 一汽解放汽车有限公司 氢能交通战略合作框架协议，燃料电池产品 武汉绿动氢能能源技术有限公司 氢能产业链合作协议，氢燃料电池及制氢装备核心部件产品研发及生产 上海重塑能源集团股份有限公司 战略投资，专注于氢燃料电池系统及控制领域、电堆及膜电极领域和电力电子领域的技术研发和产品开发 氢能装备 中鼎恒盛气体设备（芜湖）股份有限公司 战略投资，国内氢气隔膜压缩机头部企业 上海舜华新能源系统有限公司 战略投资，氢系统整体解决方案、关键装备的提供商以及氢能供应生态系统的构建商 中石化雄安新能源有限公司 中石化全资子公司，主要负责氢能基础设施建设、加氢站运营、氢气储运、氢气管道建设运营、氢能科技研发、新能源科技综合服务平台搭建等项目，远期还将规划修建氢气管道，探索布局液氢产业 东方锅炉 东方锅炉与中石化江西石油分公司签署“氢能科技产业”合作框架协议 北京海德利森科技有限公司 战略投资，加氢站增压系统 江苏国富氢能技术装备股份有限公司 战略投资，氢能“制储运加用”装备的设计、制造与技术服务 加氢站及其他应用 福大紫金氢能科技股份有限公司“氨现场制氢加氢一体站”示范项目 福建雪人股份有限公司“氨现场制氢加氢一体站”示范项目 中石化销售氢能源(北京)有限责任公司 福田汽车、中国石化、轻程物联三大股东共同持股，共同构建以北京市为中心、逐步辐射至京津冀的氢能源应用场 石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。16 景 中石化氢能源（天津）有限公司 天津石油与天津港保税区管委会、轻程物联签署合作协议共同组建，重点开展氢燃料电池汽车示范运营、加氢站建设运营业务 广州氢驰微巴新能源汽车服务有限公司 正式签署战略合作协议，双方合作致力于氢燃料商业运营落地提供氢能源基础设施配套 河南机场集团 签署机场绿色能源战略合作框架协议，未来双方将就机场绿色能源项目开展合作 宝武清洁能源有限公司 氢能产业链合作协议，建设加氢站 中石化（安徽）绿氢能源有限公司 中国石化销售股份有限公司与奇瑞商用车（安徽）在安徽成立的合资公司，主要从事电动汽车充电基础设施运营、换电设售、加氢站加氢及储氢设施销售等，中国石化持股95%来源：中石化资本官网，东方证券研究所整理 表 8：中国石油“四大六小”CCUS 项目 项目名称项目名称 四大示范工程 辽西北煤炭-油田注气联合示范工程 抚顺长兴岛油田注气联合示范工程 鄂尔多斯盆地准格尔旗地区低渗透油田 OGA 改造示范工程 陇东地区 CCUS 示范工程 六个先导试验项目 北京油田天然气净化及利用示范 恒泰天然气净化及 CO2 回收、封存示范 云南鹤鸣山油田注 CO2 增油技术示范 大连水域注氧增殖治理示范 延长气田注二氧化碳聚驱增油示范工程 吐哈气田注二氧化碳聚驱增油示范工程 来源：中石油官网，东方证券研究所整理 4.投资建议投资建议 我们认为三桶油估值的提升并非简单的“中特估”主题炒作，而是一来有“一利五率”考核机制变化触发的系统性价值重估；二来有“创建世界一流示范性企业”行动带来的投资回报提升和新发展空间。建议关注中国石油(601857，未评级)、中国石化(600028，增持)、中国海油(600938，买入)的投资机会。5.风险风险提示提示 1）油价大幅波动油价大幅波动：三桶油的业绩直接受油价的影响，若油价大幅下跌，中国海油和中国石油的上游业务直接受影响。若油价波动很大，对于炼油业务的价格传导不利。2）市场风格切换市场风格切换：三桶油的估值与市场风格有关，过去三年三桶油的股息率也很高，但缺乏市场关注，若未来市场风格切换，也将影响三桶油估值。3）降本增效不及预期：降本增效不及预期：未来若三桶油降本增效不及预期，将影响到 ROE 的提升，从而拖累 PB估值的提升。石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。17 4）假设条件变化影响测算结果：假设条件变化影响测算结果：测算含有多处假设，假设的变化将导致结果的改变。石油化工行业深度报告 从估值折价走向世界一流示范企业 有关分析师的申明，见本报告最后部分。其他重要信息披露见分析师申明之后部分，或请与您的投资代表联系。并请阅读本证券研究报告最后一页的免责申明。18 分析师申明 每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：每位负责撰写本研究报告全部或部分内容的研究分析师在此作以下声明：分析师在本报告中对所提及的证券或发行人发表的任何建议和观点均准确地反映了其个人对该证券或发行人的看法和判断；分析师薪酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来，均与其在本研究报告中所表述的具体建议或观点无任何直接或间接的关系。投资评级和相关定义 报告发布日后的 12 个月内的公司的涨跌幅相对同期的上证指数/深证成指的涨跌幅为基准；公司投资评级的量化标准公司投资评级的量化标准 买入：相对强于市场基准指数收益率 15%以上；增持：相对强于市场基准指数收益率 5%；中性：相对于市场基准指数收益率在-5% 5%之间波动；减持：相对弱于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级 由于在报告发出之时该股票不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该股票的研究状况，未给予投资评级相关信息。暂停评级 根据监管制度及本公司相关规定，研究报告发布之时该投资对象可能与本公司存在潜在的利益冲突情形；亦或是研究报告发布当时该股票的价值和价格分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确投资评级；分析师在上述情况下暂停对该股票给予投资评级等信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该股票的投资评级、盈利预测及目标价格等信息不再有效。行业投资评级的量化标准行业投资评级的量化标准：看好：相对强于市场基准指数收益率 5%以上；中性：相对于市场基准指数收益率在-5% 5%之间波动；看淡：相对于市场基准指数收益率在-5%以下。未评级：由于在报告发出之时该行业不在本公司研究覆盖范围内，分析师基于当时对该行业的研究状况，未给予投资评级等相关信息。暂停评级：由于研究报告发布当时该行业的投资价值分析存在重大不确定性，缺乏足够的研究依据支持分析师给出明确行业投资评级；分析师在上述情况下暂停对该行业给予投资评级信息，投资者需要注意在此报告发布之前曾给予该行业的投资评级信息不再有效。东方证券股份有限公司经相关主管机关核准具备证券投资咨询业务资格，据此开展发布证券研究报告业务。东方证券股份有限公司及其关联机构在法律许可的范围内正在或将要与本研究报告所分析的企业发展业务关系。因此，投资者应当考虑到本公司可能存在对报告的客观性产生影响的利益冲突，不应视本证券研究报告为作出投资决策的唯一因素。免责声明 本证券研究报告（以下简称“本报告”）由东方证券股份有限公司（以下简称“本公司”）制作及发布。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告的全体接收人应当采取必要措施防止本报告被转发给他人。本报告是基于本公司认为可靠的且目前已公开的信息撰写，本公司力求但不保证该信息的准确性和完整性，客户也不应该认为该信息是准确和完整的。同时，本公司不保证文中观点或陈述不会发生任何变更，在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的证券研究报告。本公司会适时更新我们的研究，但可能会因某些规定而无法做到。除了一些定期出版的证券研究报告之外，绝大多数证券研究报告是在分析师认为适当的时候不定期地发布。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人作出邀请。本报告中提及的投资价格和价值以及这些投资带来的收入可能会波动。过去的表现并不代表未来的表现，未来的回报也无法保证，投资者可能会损失本金。外汇汇率波动有可能对某些投资的价值或价格或来自这一投资的收入产生不良影响。那些涉及期货、期权及其它衍生工具的交易，因其包括重大的市场风险，因此并不适合所有投资者。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。本报告主要以电子版形式分发，间或也会辅以印刷品形式分发，所有报告版权均归本公司所有。未经本公司事先书面协议授权，任何机构或个人不得以任何形式复制、转发或公开传播本报告的全部或部分内容。不得将报告内容作为诉讼、仲裁、传媒所引用之证明或依据，不得用于营利或用于未经允许的其它用途。经本公司事先书面协议授权刊载或转发的，被授权机构承担相关刊载或者转发责任。不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。提示客户及公众投资者慎重使用未经授权刊载或者转发的本公司证券研究报告，慎重使用公众媒体刊载的证券研究报告。HeadertTable_Address 东方证券研究所 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敬请参阅最后一页特别声明 1 S1130519040001 S1130522060004 投资逻辑：我们研判认为美国页岩油产量或逼近峰值，一旦上游资本开支增幅弱于勘探开发环节的成本通胀增幅，则美国页岩油气产量大概率将出现历史性达峰。通过对油气生产成本的拆解，我们发现上游资本开支增量冲抵能源开采成本通胀增幅后剩余的有效资本开支不足，导致实物工作量增速维持较低水平，是美国原油产量增速远低于市场预期的核心原因之一，而油气企业大比例提升分红回购金额更是昭示了股东回报才是头等要义，而非提升产量。我们统计的 36 家全球重点样本综合油企和页岩油企业 2023 年资本开支指引同比增长 19%，但产量指引仅增加了 4%，与此同时，样本美国页岩油企业分红及回购金额在 2022 年约为 266 亿美元，达到 2011-2020 年平均水平的近 6 倍，创历史记录。1、页岩油企业资本开支增幅远高于产量增幅，上游开发人工成本、物料成本成为通胀页岩油企业资本开支增幅远高于产量增幅，上游开发人工成本、物料成本成为通胀“重灾区重灾区”：我们统计了 23 家页岩油企业 2023 资本开支预算以及产量指引，发现较为明显的趋势是伴随 2022-2023 年疫情结束全球经济复苏，叠加地缘局势紧张和高油价引发的能源安全问题，样本页岩油企业仍存在着不小的资本开支增量，2022、2023 年样本页岩油企业资本开支分别有 27%、23%的增量；但与此同时，2022、2023 年样本页岩油企业产量增速仅有 4%、4%（指引）。与此同时，在疫情冲击下，劳动力短缺成为上游开发的限制性因素，2022 年每周工资同比上升约 10%，2023Q1 每周工资同比增加 7%，较 2022 年平均水平增加 4%，增加了页岩油企业的生产用工成本；上游开发所需要的部分物料成本也大幅上涨，如压裂井所需要的管状钢等，从 PPI 指数来看，2022 年水泥、钢铁 PPI 增速均保持在11-13%的范围区间，上游原材料成本上涨也是导致上游开发通胀严重的重要因素，严重限制了页岩油企业增产能力。2、油气企业开发意愿持续低下，、油气企业开发意愿持续低下，页岩油气企业页岩油气企业分红回购金额分红回购金额达达 2011-2020 均值近均值近 6 倍倍：通过我们的梳理，可以发现无论是页岩油企业还是传统油企的资本开支与经营活动现金流净额之比持续下降，虽然 2021-2022 年原油价格上涨带来更多的现金流，但是样本油企的资本开支占用现金比例较 2021 年并无显著提升，企业资本开支与原油价格出现显著背离。与此同时，油气企业更倾向于降低企业负债水平与提升股东投资回报，2022 年 36 家样本油气企业资产负债率同比降低 4pct，较 2020 年下降 8pct；2022 年 36 家样本油气企业分红及回购金额同比增幅接近 198%，其中 23家样本页岩油企业分红及回购金额约为 266 亿美元，同比增幅接近 243%，达到 2011-2020 年平均水平的近 6 倍。3、原油供给端偏紧，原油供给端偏紧，OPEC 高油价诉求显著高油价诉求显著，美国短期压制油价手段，美国短期压制油价手段 23 年年内或用尽年年内或用尽：OPEC 宣布自 5 月份起原油生产配额减少 164.9 万桶/天，持续至 2023 年底。经我们测算，OPEC 实质性减产量或约 111.5 万桶/天，OPEC 在原油价格出现下滑情景下提出额外自愿减产计划，高油价诉求较显著。与此同时，美国能源部宣布 2023Q2 出售2600 万桶战略库存，且本次将为美国能源部 2026 财年前的最后一次释储，当前美国战略库存仅为 3.65 亿桶，为保障能源安全，释储压制油价的手段几乎走到尾声。此外，美联储持续快速加息或步入末期，市场担忧情绪或缓解。4、原油需求端复苏，原油需求端复苏，存在存在需求需求边际增加可能性：边际增加可能性：整体海外出行强度持续维持复苏趋势，2023 年第一季度欧美出行指数基本维持或高于 2021-2022 年同期水平；东南亚及其他重点亚太国家出行强度持续维持强劲的恢复态势，其中印度出行强度已恢复至 2019 年同期水平，远超预期，其余重点亚太国家出行强度也仅次于 2019 年同期水平；中国疫情政策放开后，出行强度强劲复苏。截至目前中国出行指数、中国航空出行指数已超过 2019 年同期水平，仅低于 2021年。当前“五一”出行旺季也极大程度提振了中国出行强度复苏。全球油品需求存在边际增加可能性。投资建议 我们看好油企中长期业绩稳健增长及高股东回报，按市值排序相关标的包括：中国石油、中国石化、中国海油。风险提示（1）美国能源开采政策出现重大变革；（2）加息超预期抑制终端需求的风险；（3）地缘政治风险；（4）卫星定位跟踪数据误差对结果产生影响的风险；（5）其他第三方数据来源出现误差对结果产生影响的风险；（6）模型拟合误差对结果产生影响；（7）其他不可抗力因素 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 2 内容目录内容目录 1、能源通胀高企或将冲抵开发资本开支增量，美国原油产量或不及预期.4 1.1 页岩油企业产量增速远不及资本开支增速.7 1.2 降杠杆、提高股东回报成为页岩油企业首要选择.11 1.3 传统油企勘探开发意愿持续低迷.15 2、OPEC 高油价诉求明显，美国短期压制油价手段 23 年年内或用尽.20 2.1 OPEC 5 月自愿减产，高油价诉求明显.20 2.2 美国原油产量增幅有限，美国短期压制油价手段几乎用尽.22 3、出行回暖消费复苏，原油需求存在边际增加可能性.23 4、风险提示.28 图表目录图表目录 图表 1：样本企业产量与资本开支增速.4 图表 2：能源通胀与资本开支增长接近，限制原油产量增长.4 图表 3：2020 年至 2022 年服务价格累计变化.5 图表 4：2000-2023 年历史油价与通货膨胀率对比.5 图表 5：全球原油勘探资本开支（百万美元）.6 图表 6：全球原油开发资本开支（百万美元）.6 图表 7：全球原油产量（千桶/天）.7 图表 8：样本页岩油企业历史资本开支及 2023 年指引.7 图表 9：样本页岩油企业历史原油产量及 2023 年指引.8 图表 10：2022-2023E 样本页岩油企业产量增幅不及资本开支增幅.8 图表 11：2021-2022 年上游勘探开发成本通胀严重.9 图表 12：劳动力短缺成为限制上游开发的重要因素.9 图表 13：美国人力成本显著上涨.10 图表 14：上游开发物料成本有所上升.10 图表 15：2022 年以来美联储已陆续十次加息.11 图表 16：页岩油企资本开支增幅有限.12 图表 17：页岩油企业历史资本开支及 2023 年指引.13 图表 18：页岩油企倾向于加快降杠杆速度.13 图表 19：伴随油价上升页岩油企用于股东回报的现金流显著上升.14 图表 20：2022 年页岩油企用于股东回报的现金流显著上升.14 图表 21：2022 年页岩油企股利显著提升.15 图表 22：2022 年页岩油企股份回购显著提升.15 BViX2VlX8Z5XkZZYjZcVbRaO7NpNpPtRoNiNrRrMjMmMuN8OrQoOMYsQsQNZsPtP行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 3 图表 23：综合油企资本开支增幅低于原油价格涨幅.16 图表 24：综合油企资本开支并未伴随经营活动现金流显著提升而大幅增加.16 图表 25：综合油企近年来资产负债率有所降低.17 图表 26：2022 年综合油企回购额增幅较大.17 图表 27：综合油企用于股东回报的现金流维持高位.18 图表 28：2023 年样本综合油企资本开支指引略高于 2022 年资本开支.18 图表 29：2023 年样本综合油企原油产量指引较 2022 年原油产量有所增加.19 图表 30：2023 年样本综合油企资本开支预算增速远高于产量指引增速.19 图表 31：OPEC10 生产配额环比减少 103.1 万桶/天.20 图表 32：OPEC10 实际减产量测算（千桶/天）.20 图表 33：Non-OPEC 实际减产量测算（千桶/天）.21 图表 34：OPEC 实际减产量为 111.5 万桶/天.21 图表 35：2023 年 3 月 OPEC 原油出口量为 2031 万桶/天.22 图表 36：2023 年 3 月俄罗斯原油出口量为 487 万桶/天.22 图表 37：原油价格（美元/桶）.23 图表 38：美国战略库存 SPR 持续维持低位.23 图表 39：北美洲出行指数.24 图表 40：欧洲出行指数.24 图表 41：美国出行指数.25 图表 42：法国出行指数.25 图表 43：德国出行指数.25 图表 44：英国出行指数.25 图表 45：西班牙出行指数.25 图表 46：意大利出行指数.25 图表 47：亚洲出行指数.26 图表 48：大洋洲出行指数.26 图表 49：印度出行指数.27 图表 50：泰国出行指数.27 图表 51：日本出行指数.27 图表 52：菲律宾出行指数.27 图表 53：中国出行强度复苏趋势显著.27 图表 54：中国航空出行持续复苏.28 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 4 1、能源通胀高企或将冲抵开发资本开支增量，美国原油产量或不及预期 我们研判认为美国页岩油产量或逼近峰值，一旦上游资本开支增幅弱于勘探开发环节的成本通胀增幅，则美国页岩油气产量将出现历史性达峰。通过对油气生产成本的拆解，我们发现上游资本开支增量冲抵能源开采成本通胀增幅后剩余的有效资本开支不足，导致实物工作量增速维持较低水平，是美国原油产量增速远低于市场预期的核心原因之一。我们统计的 36 家全球重点样本综合油企和页岩油企业 2023 年资本开支指引同比增长 19%，但产量指引仅增加了 4%，参考油气企业资本开支指引与产量指引的差额以及美国工资增幅及油气开采涉及原料涨幅，2023 年油气开采成本或还有 15-20%的通胀，美国原油产量或将继续低于预期。图表图表1：样本企业产量与资本开支增速样本企业产量与资本开支增速 来源：各公司公告，国金证券研究所 注：由于样本中沙特阿美 2017 年以前未披露数据，导致 2017 年产量数据出现明显增量，同比增速过高从图中剔除。图表图表2：能源通胀与资本开支增长接近，限制原油产量增长能源通胀与资本开支增长接近，限制原油产量增长 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所-80-60-40-200204060201220132014201520162017201820192020202120222023E样本企业产量与资本开支增速36家样本企业原油产量同比增速（%）36家样本企业资本开支同比增速（%）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 5 图表图表3：2020年至年至2022年服务价格累计变化年服务价格累计变化 来源：Rystad Energy，国金证券研究所 图表图表4：2000-2023年历史油价与通货膨胀率对比年历史油价与通货膨胀率对比 来源：Rystad Energy，国金证券研究所 与此同时，通过对全球原油资本开支和产量预期的拆分，我们发现 2023 年预计全球原油资本开支相比 2022 年增长 13%，其中勘探类资本开支增长 5%，开发类资本开支增长14%，而原油 2023 年产量预计增速仅为 3%，相较于全球原油开发类资本开支增速约为11%的差额，因此再次印证了我们的观点：上游能源开采成本通胀冲抵资本开支增量，导致实物工作量增速维持较低水平，原油产量增速低于市场预期。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 6 图表图表5：全球原油勘探资本开支（百万美元）全球原油勘探资本开支（百万美元）来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 图表图表6：全球原油开发资本开支（百万美元）全球原油开发资本开支（百万美元）来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 7 图表图表7：全球原油产量（千桶全球原油产量（千桶/天）天）来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 1.1 页岩油企业产量增速远不及资本开支增速页岩油企业产量增速远不及资本开支增速 我们统计了 23 家页岩油企业 2023 资本开支预算以及产量指引，我们发现较为明显的趋势是伴随 2022-2023 年疫情结束全球经济复苏，叠加地缘局势紧张和高油价引发的能源安全问题，样本页岩油企业仍存在着不小的资本开支增量，2022、2023 年样本页岩油企业资本开支分别有 27%、23%的增量；但与此同时，2022、2023 年样本页岩油企业产量增速仅有 4%、4%。我们认为 2023 年资本开支预算增速远高于 2023 年原油产量指引同比增速的关键原因之一是上游开发成本通胀严重。图表图表8：样本页岩油企业历史资本开支及样本页岩油企业历史资本开支及2023年指引年指引 来源：各公司公告，国金证券研究所-60-40-200204060050001000015000200002500030000350004000045000500002011201220132014201520162017201820192020202120222023E样本页岩油气企业历史资本开支及2023年指引23家样本页岩油气企业资本开支（百万美元）YOY（%，右轴）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 8 图表图表9：样本页岩油企业历史原油产量及样本页岩油企业历史原油产量及2023年指引年指引 来源：各公司公告，国金证券研究所 图表图表10：2022-2023E样本页岩油企业产量增幅不及资本开支增幅样本页岩油企业产量增幅不及资本开支增幅 来源：各公司公告，国金证券研究所-10-505101520250500100015002000250030002011201220132014201520162017201820192020202120222023E样本页岩油气企业历史原油产量及2023年指引23家样本页岩油气企业原油产量（千桶/天）YOY（%，右轴）-60-40-200204060201220132014201520162017201820192020202120222023E样本页岩油气企业产量与资本开支增速23家样本页岩油气企业原油产量同比（%）23家样本页岩油气企业资本开支同比（%）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 9 图表图表11：2021-2022年上游勘探开发成本通胀严重年上游勘探开发成本通胀严重 来源：达拉斯联储，国金证券研究所 在疫情冲击下，劳动力短缺成为上游开发的限制性因素，在达拉斯联储的调研中，2020年疫情后员工数量出现显著下滑，偏紧的劳动力市场推动美国工人薪酬水平大幅提升，2022 年每周工资同比上升约 10%，2023Q1 每周工资同比增加 7%，较 2022 年平均水平增加 4%，而 2022 年 CPI 指数同比增加 8%，2023Q1 同比增加 6%，较 2022 年平均水平增加 3%，工人工资增速高于同期消费者价格指数 CPI 增速水平，增加了页岩油企业的生产用工成本。与此同时，上游开发所需要的部分物料成本大幅上涨，如压裂井所需要的管状钢等，从PPI 指数来看，2022 年水泥、钢铁 PPI 增速均保持在 11-13%的范围区间，上游原材料成本上涨也是导致上游开发通胀严重的重要因素，限制了页岩油企业增产能力。图表图表12：劳动力短缺成为限制上游开发的重要因素劳动力短缺成为限制上游开发的重要因素 来源：达拉斯联储，国金证券研究所 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 10 图表图表13：美国人力成本显著上涨美国人力成本显著上涨 来源：Wind，国金证券研究所 图表图表14：上游开发物料成本有所上升上游开发物料成本有所上升 来源：Wind，国金证券研究所 2023 年 5 月 4 日美联储宣布继续加息 25 个基点，此次加息为 2023 年第三次加息，也是去年以来的第十次加息。在此次加息之后，美联储本轮已经累计将利率调高了 500 个基点，联邦基金利率目标区间已升至 5%-5.25%，达到 2006 年 6 月以来的最高水平。美联储持续加息在一定程度上对通胀起到抑制作用，但继续加息对银行业、实体经济乃至国际油价造成的影响或将不可控制，2023 年美国通胀水平较 2022 年预计有所缓解，但仍大概率将维持较高水平。-2%0%2%4%6%804060801001201401601802002011201220132014201520162017201820192020202120222023Q1美国工人每周工资总额指数同比增速（右轴）-40%-30%-20%-10%0 0 0520062007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022水泥PPI：同比钢铁PPI：同比行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 11 图表图表1515：2 2022022 年以来美联储已陆续十次加息年以来美联储已陆续十次加息 来源：美联储，国金证券研究所 我们认为即使在高能源通胀情况有所缓解的情况下，资本开支所能带来的实物工作量提升仍有限。虽然 2023 年页岩油企业资本开支预算仍有较大增幅（约 23%），但是美国较高通胀水平带来上游开发成本上升将导致产量增长不及预期，页岩油企业 2023 年原油产量指引较 2022 年原油产量同比增幅仅为 4%左右，这一趋势与页岩油企业预计上游开发成本通胀严重相符。参考美联储预测 2023 年通货膨胀率有所回落，结合美国页岩油企业资本开支增量及实际产量指引增量，我们保守估计 2023 年上游开发成本通胀水平仍将保持在 15-20%的较高水平，将持续限制资本开支增量带来的实物工作量增长。1.2 降杠杆、提高股东回报成为页岩油企业首要选择降杠杆、提高股东回报成为页岩油企业首要选择 我们梳理了美国页岩油重点油企负债率、现金流、股东回报、资本开支等一系列数据，较为显著的趋势是，伴随 2022 年原油价格的上涨，美国页岩油企业在现金流显著改善后并未大力增加资本开支，而是大幅降低企业杠杆，以及提高股东回报。通过对样本公司的经营性净现金流以及资本开支数据的整理可以发现，页岩油企业资本开支经历了约 3 个阶段，2013-2016 年期间，页岩油企业资本开支远超企业经营活动现金流净额，该阶段油企通过加杠杆推高资本开支金额，而第二阶段为 2017-2019 年阶段，该阶段油企资本开支与油企经营活动现金流净额基本一致，油企逐步依靠内生性资金维持每年的资本开支。自 2020 年以后，受疫情、地缘局势问题、终端消费低迷等一系列影响，油企资本开支大幅下滑，资本开支在经营活动现金流净额占比从 2019 年的 109%左右下滑至 2022 年 40%区间，即使 2022 年全球原油需求持续改善以及油价维持较高水平，页岩油企资本开支依然增幅有限，开支意愿不足。0123456美国联邦基金目标利率（%）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 12 图表图表16：页岩油企资本开支增幅有限页岩油企资本开支增幅有限 来源：各公司公告，国金证券研究所 通常而言，上游油气企业资本开支与国际油价走势密切相关，但近几年页岩油企业资本开支在经营活动现金流净额的占比与原油价格出现显著背离。油价对页岩油企业的整体收入和利润影响显著，当油价上涨时，将直接增加页岩油企业的营业收入和利润，进而增加油公司的资本开支。但 2020-2022 年，原油价格与上游油气企业资本开支出现较为显著的背离情景，在 2021-2022 年高油价以及油价维持高位的预期下，页岩油企业资本开支并未出现显著的增长，甚至并未完全恢复疫情前水平，且资本开支在公司经营活动现金流净额占比逐年降低。同时，页岩油企受困于偿还长期债务与 2020 年低油价影响，2020-2021 年出现了页岩油破产潮，叠加融资难度及融资成本的上升或导致页岩油企业倾向于加快降杠杆速度，2022年23家样本页岩油企业资产负债率同比减少6pct，较2020年资产负债率高点减少14pct。因此，在油价上涨推动页岩油气企业经营活动现金流净额的充裕后，降杠杆，提高股东回报目前依然是页岩油企业优先选择。0204060801001201401601800100002000030000400005000060000700008000090000201120122013201420152016201720182019202020212022样本页岩油气企业经营活动现金流与CAPEX23家样本页岩油气企业经营活动现金流净额（百万美元，左轴）23家样本页岩油气企业CAPEX（百万美元，左轴）23家样本页岩油气企业CAPEX与经营活动现金流净额之比（%，右轴）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 13 图表图表17：页岩油企业历史资本开支及页岩油企业历史资本开支及2023年指引年指引 来源：各公司公告，国金证券研究所 图表图表18：页岩油企倾向于加快降杠杆速度页岩油企倾向于加快降杠杆速度 来源：各公司公告，国金证券研究所 与此同时，通过对美国页岩油企业用于股东回报的现金流追踪可以显著的发现，美国页岩油企业持续维持较为稳定的分红，即使在 2020 年低油价环境下，用于股东分红的现金流并未出现显著下滑，主要收缩了股东回购规模，2011-2020 年样本页岩油企业分红及回购平均金额约为 46 亿元。伴随 2021-2022 年原油价格的持续上升，美国页岩油企业大幅增加分红金额，回购规模也有显著的提升，用于股东回报的现金流（股利与企业回购之和）出现显著上升，达到了近 12 年以来最高水平，2022 年 23 家样本页岩油企业分红及回购金额约为 266 亿美元，同比增幅接近 243%，达到 2011-2020 年平均水平的近 6 倍。02040608010012005000100001500020000250003000035000400004500050000201120122013201420152016201720182019202020212022样本页岩油气企业历史资本开支及2023年指引23家样本页岩油气企业资本开支（百万美元）布伦特原油现货均价（美元/桶，右轴）010203040506070050000100000150000200000250000300000350000201120122013201420152016201720182019202020212022样本页岩油气企业资产负债情况23家样本页岩油气企业资产（百万美元，左轴）23家样本页岩油气企业负债（百万美元，左轴）23家样本页岩油气企业资产负债率（%，右轴）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 14 图表图表19：伴随油价上升页岩油企用于股东回报的现金流显著上升伴随油价上升页岩油企用于股东回报的现金流显著上升 来源：各公司公告，国金证券研究所 图表图表20：2022年页岩油企用于股东回报的现金流显著上升年页岩油企用于股东回报的现金流显著上升 来源：各公司公告，国金证券研究所 020406080100120050001000015000200002500030000201120122013201420152016201720182019202020212022样本页岩油气企业股利、回购额与原油价格23家样本页岩油气企业股利（百万美元，左轴）23家样本页岩油气企业回购（百万美元，左轴）布伦特原油现货均价（美元/桶，右轴）-100-50050100150200250300050001000015000200002500030000201120122013201420152016201720182019202020212022样本页岩油气企业股利与回购额23家样本页岩油气企业股利（百万美元，左轴）23家样本页岩油气企业回购（百万美元，左轴）YOY（%，右轴）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 15 图表图表21：2022年页岩油企股利显著提升年页岩油企股利显著提升 来源：各公司公告，国金证券研究所 图表图表22：2022年页岩油企股份回购显著提升年页岩油企股份回购显著提升 来源：各公司公告，国金证券研究所 1.3 传统油企勘探开发意愿持续传统油企勘探开发意愿持续低迷低迷 我们梳理了 13 家样本综合油企的资本开支、经营活动现金流、资产负债率、股利等一系列数据，可以发现样本企业的资本开支与经营活动现金流净额之比持续下降。虽然2021-2022 年原油价格上涨带来更多的现金流，但是样本综合油企的资本开支较 2021 年并无显著提升，样本综合企业负债水平持续维持较为健康状态，伴随着 2021-2022 年行业盈利能力增强，综合油企资产负债率下降，持续大幅增加了用于股东的回报现金流支出。-50050100150200020004000600080001000012000140001600018000201120122013201420152016201720182019202020212022样本页岩油气企业股利23家样本页岩油气企业股利（百万美元，左轴）YOY（%，右轴）-20002004006008001000120014001600020004000600080001000012000201120122013201420152016201720182019202020212022样本页岩油气企业回购23家样本页岩油气企业回购（百万美元，左轴）YOY（%，右轴）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 16 图表图表23：综合油企资本开支综合油企资本开支增幅低于增幅低于原油价格原油价格涨幅涨幅 来源：各公司公告，国金证券研究所 图表图表24：综合油企资本开支并未伴随经营活动现金流显著提升而大幅增加综合油企资本开支并未伴随经营活动现金流显著提升而大幅增加 来源：各公司公告，国金证券研究所 020406080100120050000100000150000200000250000201120122013201420152016201720182019202020212022样本综合油企资本开支及原油价格13家样本综合油企资本开支（百万美元，左轴）布伦特原油现货均价（美元/桶，右轴）0.0050.00100.00150.00200.00250.00300.00050000100000150000200000250000300000350000400000450000201120122013201420152016201720182019202020212022样本综合油企经营活动现金流与资本开支13家样本综合性油企经营活动现金流净额（百万美元/桶，左轴）13家样本综合性油企资本开支（百万美元/桶，左轴）样本企业资本开支与经营活动现金流净额之比（%，右轴）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 17 图表图表25：综合油企近年来资产负债率有所降低综合油企近年来资产负债率有所降低 来源：各公司公告，国金证券研究所 图表图表26：2022年综合油企回购额增幅较大年综合油企回购额增幅较大 来源：各公司公告，国金证券研究所 42444648505254565805000001000000150000020000002500000201120122013201420152016201720182019202020212022样本综合油企资产负债情况13家样本综合油企资产（百万美元，左轴）13家样本综合油企负债（百万美元，左轴）13家样本综合油企资产负债率（%，右轴）020406080100120050000100000150000200000250000300000350000400000450000201120122013201420152016201720182019202020212022样本综合油企股利与回购额13家样本综合油企股利（百万美元，左轴）13家样本综合油企回购（百万美元，左轴）布伦特原油现货均价（美元/桶，右轴）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 18 图表图表27：综合油企用于股东回报的现金流维持高位综合油企用于股东回报的现金流维持高位 来源：各公司公告，国金证券研究所 样本综合油企 2020-2023 年资本开支及指引持续维持稳定小幅增长，2022 年样本综合油企资本开支同比增加 22%，但对应 2022 年产量增幅仅有 8%；2023 年资本开支指引较2022 年增加 19%，2023 年产量指引增幅仅有 4%。与页岩油企业类似，综合油企上游开发成本通胀严重导致产量增速远低于资本开支增速，2023 年综合油企原油产量或将不及预期。图表图表28：2023年样本综合油企资本开支指引略高于年样本综合油企资本开支指引略高于2022年资本开支年资本开支 来源：各公司公告，国金证券研究所-100-50050100150200250300050000100000150000200000250000300000350000400000450000201120122013201420152016201720182019202020212022样本综合油企股利与回购额13家样本综合油企股利（百万美元，左轴）13家样本综合油企回购（百万美元，左轴）YoY（%，右轴）-80-60-40-200204060800500001000001500002000002500002011201220132014201520162017201820192020202120222023E样本综合油企历史资本开支及2023年指引13家样本综合油企资本开支（百万美元，左轴）YoY（%，右轴）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 19 图表图表29：2023年样本综合油企原油产量指引较年样本综合油企原油产量指引较2022年原油产量有所增加年原油产量有所增加 来源：各公司公告，国金证券研究所 注：由于样本中沙特阿美 2017 年以前未披露数据，导致 2017 年数据出现明显增量，同比增速过高从图中剔除。图表图表30：2023年样本综合油企资本开支预算增速年样本综合油企资本开支预算增速远高于远高于产量指引增速产量指引增速 来源：各公司公告，国金证券研究所 注：由于样本中沙特阿美 2017 年以前未披露数据，导致 2017 年数据出现明显增量，同比增速过高从图中剔除。-8-6-4-2024681005000100001500020000250002011201220132014201520162017201820192020202120222023E样本综合油企历史原油产量13家样本综合油企产量（千桶/天，左轴）YoY（%，右轴）-80-60-40-200204060201220132014201520162017201820192020202120222023E样本综合油企原油产量与资本开支增速对比13家样本综合油企产量YoY（%）13家样本综合油企资本开支YoY（%）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 20 2、OPEC 高油价诉求明显，美国短期压制油价手段 23 年年内或用尽 2.1 OPEC 5 月自愿减产，高油价诉求明显月自愿减产，高油价诉求明显 OPEC 宣布自 5 月份起原油生产配额减少 164.9 万桶/天，持续至 2023 年底，OPEC10大多数国家 2 月原油产量数据高于 5 月配额水平，是最新一轮的减产主力军，在仅考虑产量高于 5 月配额国家减产的情景下，OPEC10 国家 2 月产量与 5 月生产配额差异约为92.9 万桶/天；而 Non-OPEC 多个国家 2 月产量不及 5 月配额水平，无法在新一轮减产周期实现实质性减产，仅有哈萨克斯坦、阿曼、南苏丹、俄罗斯能提供少量的实质性减产，合计 Non-OPEC 国家与 5 月生产配额差异约为 18.6 万桶/天。3-5 月份 OPEC 实质性减产量约为 111.5 万桶/天。OPEC 在原油价格出现下滑情景下提出额外自愿减产计划，高油价诉求较为显著。图表图表31：OPEC10生产配额环比减少生产配额环比减少103.1万桶万桶/天天 来源：OPEC，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 图表图表32：OPEC10实际减产量测算（千桶实际减产量测算（千桶/天）天）OPEC10 2 月产量月产量（千桶（千桶/天）天）5 月生产配额月生产配额（千桶（千桶/天）天）2月产量与月产量与 5月生产配额差额月生产配额差额（千桶（千桶/天）天）阿尔及利亚 1017 959-58 安哥拉 1084 1455 371 刚果 276 310 34 赤道几内亚 63 121 58 加蓬 196 177-19 伊拉克 4387 4220-167 科威特 2683 2548-135 尼日利亚 1380 1742 362 沙特 10361 9978-383 阿联酋 3042 2875-167 合计实际减产量（千桶/天）-仅考虑减产-929 来源：OPEC，Rystad Energy，国金证券研究所 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 21 图表图表33：Non-OPEC实际减产量测算（千桶实际减产量测算（千桶/天）天）Non-OPEC 2 月产量月产量（千桶（千桶/天）天）5 月生产配额月生产配额（千桶（千桶/天）天）2 月产量与月产量与 5月生产配额差额月生产配额差额（千桶（千桶/天）天）阿塞拜疆 534 684 150 巴林 41 196 155 文莱 97 97 0 哈萨克斯坦 1669 1550-119 马来西亚 402 567 165 墨西哥 1675 1753 78 阿曼 836 801-35 俄罗斯 9984 9978-6 苏丹 65 72 7 南苏丹 150 124-26 合计实际减产量（千桶/天）-仅考虑减产-186 来源：国金证券研究所来源：OPEC，Rystad Energy，国金证券研究所 注：俄罗斯减产自 3 月份已经开始，预计持续到 2023 年底。图表图表34：OPEC 实际减产量为实际减产量为111.5万桶万桶/天天 来源：OPEC，Rystad Energy，国金证券研究所 当前 OPEC 原油对外出口量基本恢复至 2019 年疫情前水平，伴随 OPEC 计划维持 200万桶/天的原油减产配额及最新重点产油国自 5 月起至 2023 年年底的额外自愿减产，OPEC 原油出口或边际减少。俄罗斯原油供应自 2022 年开始逐步增加对亚洲供应量，而减少欧洲供应量，实际对外原油供应并未出现显著下滑，基本维持在历史中高位水平，但考虑到俄罗斯宣布 3 月减产 50 万桶/天并维持至 2023 年底，后续俄罗斯原油对外供应量或出现边际减少。2023 年 3 月 OPEC 原油出口量为 2031 万桶/天，环比减少 9.45%；俄罗斯 3 月原油出口量为 487 万桶/天，环比增加 7.03%。OPEC10实际减产量92.9万桶/天Non-OPEC实际减产量18.6万桶/天020406080100120140160180OPEC 名义减产量OPEC 实际减产量OPEC 名义减产量与实际件产量（万桶/天）行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 22 图表图表35：2023年年3月月OPEC原油出口量为原油出口量为2031万桶万桶/天天 来源：Refinitive，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 图表图表36：2023年年3月俄罗斯原油出口量为月俄罗斯原油出口量为487万桶万桶/天天 来源：Refinitive，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 2.2 美国原油产量增幅有限，美国短期压制油价手段几乎用尽美国原油产量增幅有限，美国短期压制油价手段几乎用尽 在全球原油供需持续偏紧情景下，IEA 和美国纷纷宣布释储，2022 年欧美持续通过联合释储抑制原油价格上涨，2022 年年底 IEA 结束释储，美国原油战略库存释储数量减少。2023 年 3 月 9 日美国能源部宣布自 4 月 1 日起至 6 月 30 日出售 2600 万桶战略库存，且本次将为美国能源部 2026 财年前的最后一次释储，此次释储结束后美国能源部将寻求以低于市场售价的方式补充战略库存，但 3 月 24 日美国能源部长表示在 2023 年以 70 美元/桶左右的价格进行补库将非常困难。截至 2023 年 4 月 28 日，美国战略库存仅为 364.94百万桶，处于 1983 年以来最低水平，此次释储目前已释放 664 万桶，仍有约 1900 万桶释储空间。美国结束原油战略库存的释储并转为补库，或说明美国为保障国家能源安全，释储压制油价的手段几乎失效。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 23 图表图表37：原油价格（美元原油价格（美元/桶）桶）来源：Wind，国金证券研究所 图表图表38：美国战略库存美国战略库存SPR持续维持低位持续维持低位 来源：EIA，国金证券研究所 3、出行回暖消费复苏，原油需求存在边际增加可能性 美联储连续 9 次加息，市场存在较为显著的需求悲观预期，但整体海外出行强度持续维持复苏趋势，2023 年第一季度欧美出行指数基本维持或高于 2021-2022 年同期水平，伴随美联储加息结束，需求预期回暖，海外原油需求或将持续维持较为稳健的态势。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 24 图表图表39：北美洲出行指数北美洲出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 图表图表40：欧洲出行指数欧洲出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 25 图表图表41：美国出行指数美国出行指数 图表图表42：法国出行指数法国出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 图表图表43：德国出行指数德国出行指数 图表图表44：英国出行指数英国出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 图表图表45：西班牙出行指数西班牙出行指数 图表图表46：意大利出行指数意大利出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 东南亚及其他重点亚太国家出行强度持续维持强劲的恢复态势，其中印度出行强度已恢复至 2019 年同期水平，远超预期，其余重点亚太国家出行强度也仅次于 2019 年同期水平，亚太地区出行强度恢复持续强劲或将推动亚太地区各类油品边际需求持续增加。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 26 图表图表47：亚洲出行指数亚洲出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 图表图表48：大洋洲出行指数大洋洲出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 27 图表图表49：印度出行指数印度出行指数 图表图表50：泰国出行指数泰国出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 图表图表51：日本出行指数日本出行指数 图表图表52：菲律宾出行指数菲律宾出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 来源：Rystad Energy，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 与此同时，中国疫情政策放开后，出行强度强劲复苏。截至目前中国出行指数、中国航空出行指数已超过 2019 年同期水平，仅低于 2021 年。当前“五一”旺季也极大程度提振了中国出行强度复苏，伴随市场需求持续回暖，中国油品市场需求或将出现显著增量。图表图表5353：中国出行强度复苏趋势显著中国出行强度复苏趋势显著 来源：Rystad Energy，国金数字 Lab，国金证券研究所 行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 28 图表图表5454：中国航空出行持续复苏中国航空出行持续复苏 来源：Rystad Energy，国金数字 Lab，国金证券研究所 4、风险提示 1 美国能源开采政策出现重大变革：美国能源开采政策对页岩油产量变化有重要的边际变化影响，假使美国能源开采政策出现重大变革，美国页岩油生产活动或出现显著变化，或对原油供需基本面产生重大影响；2 美联储加息或抑制终端需求：美联储加息或带动美元指数走强，而美元指数与原油价格通常为负相关走势，假使美联储加息或对原油价格产生扰动；3 地缘政治扰乱全球原油市场：地缘政治扰乱全球原油市场：俄乌局势变化、伊核协议推进以及委内瑞拉制裁解除等地缘政治事件或造成供应端的不确定性，扰乱全球原油市场；4 卫星定位跟踪数据误差对结果产生影响：卫星数据误差包括与卫星定位直接有关的定位误差，以及与卫星信号传播和接收有关的系统误差；5 其他第三方数据来源出现误差对结果产生影响：由于第三方数据来源涉及联合国，各类商业机构，各国政府组织等，数据准确程度不一，从而有可能出现误差；6 模型拟合误差对结果产生影响：由于数据体量较大，且数据并非完美，而模型也无法做到完美捕捉数据本身，从而导致误差。7 其他不可抗力因素。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 29 行业行业投资评级的说明：投资评级的说明：买入：预期未来 36 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 15%以上；增持：预期未来 36 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 5%；中性：预期未来 36 个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%5%；减持：预期未来 36 个月内该行业下跌幅度超过大盘在 5%以上。行业深度研究 敬请参阅最后一页特别声明 30 特别声明：特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告版权归“国金证券股份有限公司”（以下简称“国金证券”）所有，未经事先书面授权，任何机构和个人均不得以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。国金证券并不因收件人收到本报告而视其为国金证券的客户。本报告对于收件人而言属高度机密，只有符合条件的收件人才能使用。根据证券期货投资者适当性管理办法，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于 C3 级(含 C3 级）的投资者使用；本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。若国金证券以外的任何机构或个人发送本报告，则由该机构或个人为此发送行为承担全部责任。本报告不构成国金证券向发送本报告机构或个人的收件人提供投资建议，国金证券不为此承担任何责任。此报告仅限于中国境内使用。国金证券版权所有，保留一切权利。上海上海 北京北京 深圳深圳 电话：021-60753903 传真：021-61038200 邮箱：邮编：201204 地址：上海浦东新区芳甸路 1088 号 紫竹国际大厦 7 楼 电话：010-85950438 邮箱：邮编：100005 地址：北京市东城区建内大街 26 号 新闻大厦 8 层南侧 电话：0755-83831378 传真：0755-83830558 邮箱：邮编：518000 地址：中国深圳市福田区中心四路 1-1 号 嘉里建设广场 T3-2402

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敬请参阅最后一页特别声明 1 S1130519040001 S1130522060004 投资逻辑：2023 年原油价格或维持中高位持续震荡，在此情景下重点推荐两大投资主线：一是原油价格持续维持中高位水平从而业绩确定性较强的具有上游油气资源的石油开采板块，二是在 2022 年 Q4 业绩触及历史大底，伴随经济逐步回暖业绩出现边际修复的中下游石油化工板块，伴随行业龙头大体量新能源新材料产品的持续投建，产品-原油价差逐步走阔带来业绩成长确定性较强。1 1、石油开采板块：、石油开采板块：2022 年下半年受制于全球市场需求衰退预期的担忧，叠加美国大规模释放战略原油储备，原油价格一度呈现单边下跌的态势，布伦特原油价格从 2022 年峰值 128 美元/桶开启下跌，区间跌幅一度较大。伴随中国市场的需求恢复以及原油供应端边际增量有限，2023 年原油价格摆脱前期的单边下跌走势，进而维持中高位震荡，石油开采板块公司在业绩确定性较强，1 季度受益于上游龙头产量的增长，以及国企改革的推进卓有成效，2023 年 Q1 布伦特原油价格约为 82 美元/桶，虽然同比下降 16.14%，环比下降 7.37%，但是行业龙头公司，特别是央企的业绩十分强劲。2 2、石油化工板块：、石油化工板块：石油化工根据产品的不同出现了较为显著的分化趋势，炼油板块受益于全球炼厂产能近年来大规模退出叠加终端出行需求的较快恢复，价差维持中高位，而化工板块受制于终端需求，特别是地产竣工链修复尚处于初期，价差小幅修复。炼油板块：2022 年汽柴油裂解价差持续修复，2022 年第三季度柴油裂解价差走阔并维持高位震荡，第四季度伴随原油价格下跌，柴油裂解价差收窄；汽油裂解价差全年波动幅度较大，第三季度一度创历史记录。2023 年以来，汽柴油裂解价格伴随原油价格回升以及终端需求平稳恢复，汽柴油裂解价差持续修复，炼油业务表现突出。与此同时，PX-原油价差持续走强，2022 年 PX-原油价差为 2671 元/吨，同比增加 15.65%；2023Q1 PX-原油价差为 3002 元/吨，环比增加 19.12%。化工板块：2022 年 PTA 受产能投放过快等因素导致价差承压，2023 年 3 月底 PTA-PX价差出现显著走阔，虽然存在较强的回调预期，但是较 2022 年 PTA-PX 价差均值已有所修复。2022 年下半年聚烯烃等化工品价差跌至历史底部，2023Q1 聚烯烃-原油平均价差为 3192 元/吨，环比增加 15.13%。伴随市场需求回暖，炼化业务存在较大修复空间。2022 年终端需求持续萎靡，涤纶长丝产品价差收窄毛利承压，2022 年 POY/FDY/DTY 产品价差均价分别约为 1061/1531/2304 元/吨，分别同比减少 27%/6%/19%。伴随聚酯行业周期性修复，终端市场需求回暖，2023Q1 涤纶长丝市场价差略有走阔 2023Q1 POY/FDY/DTY 产品市场价差均值分别为 1172 元/1737 元/2267 元/吨，分别环比增加 13.91%/7.96%/6.8%。2023 年春节过后长丝终端需求持续回暖，下游织机开工负荷冲高后回落并维持在 54.29%左右。伴随下游需求好转，叠加价差水平持续修复，涤纶长丝行业产销情况逐步好转，产品持续去库，长丝开工率维持合理区间水平，截至 2023 年 4 月 28 日，POY/FDY/DTY 行业库存分别为 19/21/26 天，涤纶长丝开工率为 81.70%，涤纶长丝景气度季度环比持续修复。投资建议 由于 2023 年原油价格预期维持中高位震荡，且伴随中国经济回暖相关需求有望逐步修复，我们持续给予石油石化板块“买入”评级。我们推荐 1）具有上游油气资产业绩确定性较强且有修复空间的油气开采企业：中国石油、中国海油、中国石化；2）伴随经济回暖业绩出现环比修复的中下游石油化工企业：恒力石化、荣盛石化。风险提示（1）油气田投产进度不及预期；（2）地缘政治扰乱全球原油市场；（3）成品油价格放开风险；（4）终端需求不景气风险；（5）三方数据误差影响；（6）汇率风险；（7）其他不可抗力风险。行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 2 内容目录内容目录 1、上游资产持续稳健优势凸显，下游炼化周期底部环比改善.4 1.1 石油开采板块：油价中枢中高位震荡，上游存量资产业绩确定性强.5 1.2 石油化工板块：下游历经周期底部环比修复，业绩存在显著上升空间.10 2、风险提示.16 图表目录图表目录 图表 1：2022 年至 2023Q1 各石油化工公司业绩（亿元）.4 图表 2：石油开采板块营业收入同比增速减缓.5 图表 3：石油开采板块营业收入环比增速减缓.5 图表 4：中国石油营业收入及 YOY.5 图表 5：中国石油营业收入及环比变化.5 图表 6：中国海油营业收入及 YOY.5 图表 7：中国海油营业收入及环比变化.5 图表 8：中国石化营业收入及 YOY.6 图表 9：中国石化营业收入及环比变化.6 图表 10：石油开采板块净利润同比增速减缓.6 图表 11：石油开采板块净利润环比增速显著修复.6 图表 12：中国石油净利润及 YOY.6 图表 13：中国石油净利润及环比环比.6 图表 14：中国海油净利润及 YOY.7 图表 15：中国海油净利润及环比环比.7 图表 16：中国石化净利润及 YOY.7 图表 17：中国石化净利润及环比环比.7 图表 18：2022-2023Q1 布伦特原油期货结算价.7 图表 19：OPEC 在 2023 年原油边际供应增量较为有限.8 图表 20：2023 年俄罗斯原油对外供应量或出现边际减少.8 图表 21：美国战略库存 SPR 持续维持低位.9 图表 22：全球出行指数.9 图表 23：中国出行指数.9 图表 24：北美洲出行指数.9 图表 25：欧洲出行指数.9 图表 26：亚洲出行指数.10 图表 27：南美出行指数.10 5XiX2VmUfWBViXYZnV9YbR8Q9PpNoOpNoNkPpPtOiNoOtO9PrQqRxNqNzRvPqQyQ行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 3 图表 28：石油化工板块营业收入同比增速减缓.10 图表 29：石油化工板块营业收入环比增速有所修复.10 图表 30：石油化工板块归母净利润同比增速有所修复.10 图表 31：石油化工板块归母净利润环比增速显著修复.10 图表 32：汽柴油裂解价差持续修复.11 图表 33：PX-原油价差持续走阔.11 图表 34：PTA-PX价差持续修复.12 图表 35：聚烯烃-原油价差持续修复（元/吨）.12 图表 36：2023Q1 POY-PTA 市场价差环比有所修复.13 图表 37：2023Q1 FDY-PTA 市场价差环比有所修复.13 图表 38：2023Q1 DTY-PTA 市场价差环比有所修复.14 图表 39：下游织机开工率恢复至较高水平.14 图表 40：2023Q1 涤纶长丝 POY 持续去库.15 图表 41：2023Q1 涤纶长丝 FDY 持续去库.15 图表 42：2023Q1 涤纶长丝 DTY 持续去库.16 图表 43：涤纶长丝行业开工负荷率恢复至较高水平.16 行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 4 1、上游资产持续稳健优势凸显，下游炼化周期底部环比改善 2022 年至 2023Q1 上游稳健型央企受益于大体量优质稀缺资产，公司各项业务持续稳健发展，公司实现营业收入、归母净利润稳定或显著增长，且仍存在向上修复空间，相关标的：中国石油、中国海油、中国石化；同时下游民营石化企业历经 2022Q4 周期大底部后，环比出现显著改善，伴随产业链深加工的持续推进，公司未来成长确定性强，相关标的：恒力石化、荣盛石化、桐昆股份、新凤鸣，卫星化学。图表图表1：2022年至年至2023Q1各石油化工公司业绩各石油化工公司业绩（亿元）（亿元）来源：公司公告，国金证券研究所 行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 5 1.1 石油开采板块：石油开采板块：油价中枢中高位震荡，上游存量资产业绩确定性强油价中枢中高位震荡，上游存量资产业绩确定性强 2022 年下半年受制于全球市场需求衰退预期的担忧，叠加美国大规模释放战略原油储备，原油价格一度呈现单边下跌的态势，布伦特原油价格从 2022 年峰值 128 美元/桶开启下跌，区间跌幅一度较大，石油开采板块公司出现业绩环比下滑趋势。伴随中国市场的需求恢复以及原油供应端边际增量有限，2023 年原油价格摆脱前期的单边下跌走势，进而维持中高位震荡，石油开采板块公司在业绩确定性较强，1 季度受益于上游龙头产量的增长，以及国企改革的推进卓有成效，2023 年 Q1 布伦特原油价格约为 82 美元/桶，虽然同比下降 16.14%，环比下降 7.37%，但是行业龙头公司，特别是央企的业绩十分强劲。图表图表2：石油开采板块营业收入同比增速减缓石油开采板块营业收入同比增速减缓 图表图表3：石油开采板块营业收入环比增速减缓石油开采板块营业收入环比增速减缓 来源：Wind，国金证券研究所 来源：Wind，国金证券研究所 图表图表4 4：中国石油营业收入及中国石油营业收入及 Y YOYOY 图表图表5 5：中国石油营业收入及环比变化中国石油营业收入及环比变化 来源：公司公告，国金证券研究所 来源：公司公告，国金证券研究所 图表图表6 6：中国海油营业收入及中国海油营业收入及 Y YOYOY 图表图表7 7：中国海油营业收入及环比变化中国海油营业收入及环比变化 来源：公司公告，国金证券研究所 来源：公司公告，国金证券研究所-5%0%5 %05E0004000600080001000012000140001600018000200002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1石油开采板块营业收入合计及YOY石油开采营业收入（亿元）同比增速（右轴）-10%-5%0%5 0004000600080001000012000140001600018000200002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1石油开采板块营业收入合计及环比变化石油开采营业收入（亿元）环比增速（右轴）-10%0 0P,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,0002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国石油营业收入及YOY中国石油营业收入（亿元）同比增速（右轴）-10%-5%0%5 ,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,0002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国石油营业收入及环比变化中国石油营业收入（亿元）环比增速（右轴）0 0Pp0004006008001,0001,2002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国海油营业收入及YOY中国海油营业收入（亿元）同比增速（右轴）-15%-10%-5%0%5 %0004006008001,0001,2002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国海油营业收入及环比变化中国海油营业收入（亿元）环比增速（右轴）行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 6 图表图表8 8：中国石化营业收入及中国石化营业收入及 Y YOYOY 图表图表9 9：中国石化营业收入及环比变化中国石化营业收入及环比变化 来源：公司公告，国金证券研究所 来源：公司公告，国金证券研究所 图表图表10：石油开采板块净利润同比增速减缓石油开采板块净利润同比增速减缓 图表图表11：石油开采板块净利润环比增速显著修复石油开采板块净利润环比增速显著修复 来源：Wind，国金证券研究所 来源：Wind，国金证券研究所 图表图表1212：中国石油净利润及中国石油净利润及 Y YOYOY 图表图表1313：中国石油净利润及环比环比中国石油净利润及环比环比 来源：公司公告，国金证券研究所 来源：公司公告，国金证券研究所 0%5 %05,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,0002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国石化营业收入及YOY中国石化营业收入（亿元）同比增速（右轴）-10%-5%0%5 %,0002,0003,0004,0005,0006,0007,0008,0009,00010,0002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国石化营业收入及环比变化中国石化营业收入（亿元）环比增速（右轴）-10%0 0Pp004006008001,0001,2002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1石油开采板块净利润及YOY石油开采净利润（亿元）同比增速（右轴）-40%-20%0 00004006008001,0001,2002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1石油开采板块净利润及环比变化石油开采净利润（亿元）环比增速（右轴）0 0Pp002003004005006002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国石油净利润及YOY中国石油净利润（亿元）同比增速（右轴）-40%-20%0 00002003004005006002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国石油净利润及环比变化中国石油净利润（亿元）环比增速（右轴）行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 7 图表图表1414：中国海油净利润及中国海油净利润及 Y YOYOY 图表图表1515：中国海油净利润及环比环比中国海油净利润及环比环比 来源：公司公告，国金证券研究所 来源：公司公告，国金证券研究所 图表图表1616：中国石化净利润及中国石化净利润及 Y YOYOY 图表图表1717：中国石化净利润及环比环比中国石化净利润及环比环比 来源：公司公告，国金证券研究所 来源：公司公告，国金证券研究所 图表图表18：2022-2023Q1布伦特原油期货结算价布伦特原油期货结算价 来源：Wind，国金证券研究所 2023 年原油价格或将中高位震荡，全球原油边际供应增量较为有限，OPEC 原油对外出口量基本恢复至 2019 年疫情前水平，考虑到 OPEC 宣布自愿减产 165 万桶/日至 2023年底，OPEC 在 2023 年原油边际供应增量较为有限。俄罗斯原油供应自 2022 年开始逐步增加对亚洲供应量，而减少欧洲供应量，实际对外原油供应并未出现显著下滑，基本维-20%0 00001001502002503003504002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国海油净利润及YOY中国海油净利润（亿元）同比增速（右轴）-20%0 0001001502002503003504002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国海油净利润及环比变化中国海油净利润（亿元）环比增速（右轴）-50%-40%-30%-20%-10%0 01001502002503002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国石化净利润及YOY中国石化净利润（亿元）同比增速（右轴）-60%-40%-20%0 00001001502002503002021Q12021Q22021Q32021Q42022Q12022Q22022Q32022Q42023Q1中国石化净利润及环比变化中国石化净利润（亿元）环比增速（右轴）0204060801001201402022/12022/2 2022/32022/4 2022/52022/6 2022/72022/82022/9 2022/10 2022/112022/12 2023/12023/2 2023/32023/4布伦特原油期货结算价（美元/桶）2022Q1均值2022Q2均值2022Q3均值2022Q4均值2023Q1均值行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 8 持在历史中高位水平，后续伴随俄罗斯原油产量减少，俄油对外供应量或出现边际减少。图表图表19：OPEC在在2023年原油边际供应增量较为有限年原油边际供应增量较为有限 来源：Refinitive，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 图表图表20：2023年俄罗斯原油对外供应量或出现边际减少年俄罗斯原油对外供应量或出现边际减少 来源：Refinitive，国金数字未来 Lab，国金证券研究所 2022 年至今美国持续通过持续释放战略库存用以增加原油供应抑制油价，但当前美国战略石油储备库存仅为 3.67 亿桶，规模处于 1983 年以来最低水平，2023 年 3 月 9 日美国能源部宣布自 4 月 1 日起至 6 月 30 日出售 2600 万桶战略库存，且本次将为美国能源部2026 财年前的最后一次释储，为保障美国能源安全，释储压制油价的手段几乎失效。行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 9 图表图表21：美国战略库存美国战略库存SPR持续维持低位持续维持低位 来源：EIA，国金证券研究所 与此同时，全球出行强度持续维持稳健态势。中国疫情政策放开显著提振中国出行强度，当前已恢复至略低于 2021 年的水平；欧美出行强度持续稳健态势，亚洲、南美洲出行强度复苏趋势显著，当前已恢复超过至疫情前出行强度水平。伴随全球出行强度复苏，原油需求或将存在边际增量。图表图表22：全球出行指数全球出行指数 图表图表23：中国出行指数中国出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字 Lab，国金证券研究所 来源：Rystad Energy，国金数字 Lab，国金证券研究所 图表图表24：北美洲出行指数北美洲出行指数 图表图表25：欧洲出行指数欧洲出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字 Lab，国金证券研究所 来源：Rystad Energy，国金数字 Lab，国金证券研究所 行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 10 图表图表26：亚洲出行指数亚洲出行指数 图表图表27：南美出行指数南美出行指数 来源：Rystad Energy，国金数字 Lab，国金证券研究所 来源：Rystad Energy，国金数字 Lab，国金证券研究所 1.2 石油化工板块：下游历经周期底部环比修复，业绩存在显著上升空间石油化工板块：下游历经周期底部环比修复，业绩存在显著上升空间 2022 年下半年受制于终端需求不旺叠加原油价格单边下跌，价差收窄及库存损失持续抑制业绩，2022年Q4出现历史大底。伴随2023年中国经济好转以及成本端负面影响减弱，石油化工板块公司业绩出现显著环比修复趋势，伴随着终端需求的持续恢复，公司业绩有望持续修复。图表图表28：石油化工板块营业收入同比增速减缓石油化工板块营业收入同比增速减缓 图表图表29：石油化工板块营业收入环比增速有所修复石油化工板块营业收入环比增速有所修复 来源：Wind，国金证券研究所 来源：Wind，国金证券研究所 图表图表30：石油化工板块归母净利润同比增速有所修复石油化工板块归母净利润同比增速有所修复 图表图表31：石油化工板块归母净利润环比增速显著修复石油化工板块归母净利润环比增速显著修复 来源：Wind，国金证券研究所 来源：Wind，国金证券研究所（1）炼油板块：炼油板块：2022 年汽柴油裂解价差持续维持中高位，2022 年第三季度柴油裂解价差走阔并维持高位震荡，第四季度伴随原油价格下跌，柴油裂解价差收窄；汽油裂解价差全年波动幅度较大，第三季度一度创历史记录。2023 年以来，汽柴油裂解价格伴随原油价格回升以及终端需求平稳恢复，汽柴油裂解价差持续修复，炼油业务存在向上空间。0 0P001,0001,5002,0002,5003,0003,500石油化工板块营业收入及YOY石油化工营业收入（亿元）同比增速（右轴）-15%-10%-5%0%5 %001,0001,5002,0002,5003,0003,500石油化工板块营业收入及环比变化石油化工营业收入（亿元）环比增速（右轴）-300%-200%-100%00 0000P0%-200-150-100-50050100150200石油化工板块净利润及YOY石油化工净利润（亿元）同比增速（右轴）-300%-250%-200%-150%-100%-50%0P00 0%-200-150-100-50050100150200石油化工板块净利润及环比变化石油化工净利润（亿元）环比增速（右轴）行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 11 图表图表32：汽柴油裂解价差持续修复汽柴油裂解价差持续修复 来源：Wind，国金证券研究所 2023 年伴随终端需求复苏，布伦特原油价格中高位震荡且略有下滑，PX-原油价差得到修复。PX-原油价差持续走阔，2022 年 PX-原油价差为 2671 元/吨，同比增加 15.65%；2023Q1 PX-原油价差为 3002 元/吨，环比增加 19.12%。图表图表33：PX-原油价差持续走阔原油价差持续走阔 来源：Wind，国金证券研究所（2）化工板块：）化工板块：2022 年 PTA 受产能投放过快等因素导致价差承压。2023 年 3 月底 PTA-PX价差出现显著走阔，虽然存在较强的回调预期，但是较 2022 年 PTA-PX价差均值已有所修复；2022年下半年聚烯烃等化工品价差跌至历史底部，下半年聚烯烃-原油平均价差为2587元/吨，相比上半年 3046 元/吨下降 15%。2023Q1 聚烯烃-原油平均价差为 3192 元/吨，环比增加 15.13%。伴随市场需求回暖，炼化业务存在较大修复空间。-5000500100015002000250030002020/12020/42020/72020/102021/12021/42021/72021/102022/12022/42022/72022/102023/12023/4柴油裂解价差（元/吨）汽油裂解价差（元/吨）050010001500200025003000350040004500PX-原油价差（元/吨）2021全年均值2022全年价差均值2022Q4价差均值2023Q1价差均值行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 12 图表图表34：PTA-PX价差持续修复价差持续修复 来源：Wind，国金证券研究所 图表图表35：聚烯烃聚烯烃-原油价差持续修复（元原油价差持续修复（元/吨）吨）来源：Wind，国金证券研究所 2022年终端需求持续萎靡不振，涤纶长丝产品价差收窄毛利承压。2022年POY/FDY/DTY产品价差均价分别约为 1061/1531/2304 元/吨，分别同比减少 27%/6%/19%；伴随聚酯行业周期性修复，终端市场需求回暖，2023Q1 涤纶长丝市场价差略有走阔。2023Q1 POY/FDY/DTY 产品市场价差均值分别为 1172 元/1737 元/2267 元/吨，分别环比增加13.91%/7.96%/6.8%。0100200300400500600700800900PTA-PX价差（元/吨）2021全年均值2022全年价差均值2022Q4价差均值2023Q1价差均值01000200030004000500060002020/12020/22020/32020/42020/52020/62020/72020/82020/92020/102020/112020/122021/12021/22021/32021/42021/52021/62021/72021/82021/92021/102021/112021/122022/12022/22022/32022/42022/52022/62022/72022/82022/92022/102022/112022/122023/12023/22023/32023/4聚烯烃-原油价差（元/吨）行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 13 图表图表36：2023Q1 POY-PTA市场价差环比有所修复市场价差环比有所修复 来源：Wind，国金证券研究所 图表图表37：2023Q1 FDY-PTA市场价差环比有所修复市场价差环比有所修复 来源：Wind，国金证券研究所 0.00200.00400.00600.00800.001000.001200.001400.001600.001800.00POY-PTA产品价差走势（元/吨）2022年产品价差均值2022Q4产品价差均值2023Q1产品价差均值050010001500200025003000FDY-PTA产品价差走势（元/吨）2022年产品价差均值2022Q4产品价差均值2023Q1产品价差均值行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 14 图表图表38：2023Q1 DTY-PTA市场价差环比有所修复市场价差环比有所修复 来源：Wind，国金证券研究所 2023 年春节过后终端需求持续回暖，下游织机开工负荷冲高后回落并维持在 54.29%左右，伴随下游需求好转，叠加价差水平持续修复，涤纶长丝行业产销情况逐步好转，产品持续去库，长丝开工率维持合理区间水平，截至 2023 年 4 月 28 日，POY/FDY/DTY 行业库存分别为 19/21/26 天，涤纶长丝开工率为 81.70%。终端市场消费需求维稳，长丝产品持续去库叠加价差持续修复，涤纶长丝业务存在较大上升空间。图表图表39：下游织机开工率恢复至较高水平下游织机开工率恢复至较高水平 来源：Wind，国金证券研究所 0500100015002000250030003500DTY-PTA产品价差走势（元/吨）2022年产品价差均值2022Q4产品价差均值2023Q1产品价差均值0 0Pp%涤纶长丝下游织机开工率行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 15 图表图表40：2023Q1涤纶长丝涤纶长丝POY持续去库持续去库 来源：CCFEI，国金证券研究所 图表图表41：2023Q1涤纶长丝涤纶长丝FDY持续去库持续去库 来源：CCFEI，国金证券研究所 05101520253035涤纶长丝POY行业库存(天)2022年库存均值2022Q4库存均值2023Q1库存均值0510152025303540涤纶长丝FDY行业库存(天)2022年库存均值2022Q4库存均值2023Q1库存均值行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 16 图表图表42：2023Q1涤纶长丝涤纶长丝DTY持续去库持续去库 来源：CCFEI，国金证券研究所 图表图表43：涤纶长丝行业开工负荷率恢复至较高水平涤纶长丝行业开工负荷率恢复至较高水平 来源：CCFEI，国金证券研究所 伴随大炼化企业炼化一体化项目投产，龙头公司产业链得以延伸、补全、拓展，虽然经历2022Q4 历史大底，但当前业绩已出现显著修复，甚至扭亏为盈。龙头炼化企业持续推进产业链深加工项目，布局新能源新材料等高附加值产品，伴随 2023-2026 年产能持续投放，有望为公司带来较显著的业绩增长，民营炼化龙头业绩成长确定性强。2、风险提示 1）油气田投产进度不及预期：油气田从勘探到开采是一个漫长的过程，在此过程中可能会出现油气田投产时间延迟；0510152025303540涤纶长丝DTY行业库存（天）2022年库存均值2022Q4库存均值2023Q1库存均值40Pp0%涤纶长丝开工负荷率行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 17 2）地缘政治扰乱全球原油市场：俄乌局势变化、伊核协议推进以及委内瑞拉制裁解除等地缘政治事件或造成供应端的不确定性，扰乱全球原油市场；3）成品油价格放开风险：成品油价格假如放开，转变为由市场进行定价，汽油、柴油价格将存在频繁波动的风险，市场竞争加剧，中国石化和中国石油在成品油销售的垄断地位可能被撼动；4）终端需求不景气风险：标的公司业务及相关产品具有周期性的特点，存在行业景气度下行风险；5）三方数据误差影响：三方数据包含卫星数据及油轮定位等数据，数据误差包括与卫星定位直接有关的定位误差，以及与卫星信号传播和接收有关的系统误差；6）汇率风险：全球原油价格主要由美元计价，公司也有部分资产在海外市场经营，但公司财报通常以人民币结算，如果人民币与美元汇率出现较大波动，或对公司业绩汇算产生影响；7）其他不可抗力风险。行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 18 行业行业投资评级的说明：投资评级的说明：买入：预期未来 36 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 15%以上；增持：预期未来 36 个月内该行业上涨幅度超过大盘在 5%；中性：预期未来 36 个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%5%；减持：预期未来 36 个月内该行业下跌幅度超过大盘在 5%以上。行业研究 敬请参阅最后一页特别声明 19 特别声明：特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告版权归“国金证券股份有限公司”（以下简称“国金证券”）所有，未经事先书面授权，任何机构和个人均不得以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。国金证券并不因收件人收到本报告而视其为国金证券的客户。本报告对于收件人而言属高度机密，只有符合条件的收件人才能使用。根据证券期货投资者适当性管理办法，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于 C3 级(含 C3 级）的投资者使用；本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。若国金证券以外的任何机构或个人发送本报告，则由该机构或个人为此发送行为承担全部责任。本报告不构成国金证券向发送本报告机构或个人的收件人提供投资建议，国金证券不为此承担任何责任。此报告仅限于中国境内使用。国金证券版权所有，保留一切权利。上海上海 北京北京 深圳深圳 电话：021-60753903 传真：021-61038200 邮箱：邮编：201204 地址：上海浦东新区芳甸路 1088 号 紫竹国际大厦 7 楼 电话：010-85950438 邮箱：邮编：100005 地址：北京市东城区建内大街 26 号 新闻大厦 8 层南侧 电话：0755-83831378 传真：0755-83830558 邮箱：邮编：518000 地址：中国深圳市福田区中心四路 1-1 号 嘉里建设广场 T3-2402

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