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乐彩网官网【半年度报告――液化石油气】化工

作者:admin发布时间:2021-08-21 06:56

  全球供需双增但维持紧平衡格局,而且区域间供需不平衡性加大,尤其是亚洲供需差预计会扩大。根据投产进度推算未来一段时间化工原料需求增量将集中在亚洲;印度燃烧需求在PMUY计划驱动下有望继续增长。中东液化石油气的出货量预计温和增长;美国自身的补库需求和基础设施扩能变慢两个因素共同作用下,2H21出口量大概率与去年基本持平。

  中国市场本身是亚洲需求版图的重要组成部分,国内液化石油气的化工原料需求将保持增长,尤其PDH装置投产带动丙烷投料需求增长。新投产项目后端所配套的可灵活切换原料乙烯裂解装置可以帮助消化前端炼能扩张带来的国产气增量。国内需求增速快于供给增速使得需求缺口会对应到国内的净进口气增量上。我们上调2021年表观消费量、国产量和进口量增速预期。

  国内期价的绝对价格和外盘类似有旺季合约强淡季合约弱的变化,但最便宜可交割品漂移的可能性使得期价波动的季节性较外盘更复杂。国内首行月差从趋势上来说也有淡季走弱旺季走强的趋势,不过由于交割因素扰动加大了月差波动幅度。多外空内是符合国内实货流转方向的跨市场套利,在内盘交割规则下内外套利窗口往往在淡季打开在旺季收敛。

  在基本面上我们的观点和年报中基本一致,全年液化石油气现货价格预计随国际价格重心上移。我们的最新原油报告已经上调油价中枢,相应的我们预测今年FEI丙烷掉期价格高点可以达到780美元/吨,把国内液化石油气期价高点预期上调至5500元/吨。我们推荐投资者下半年重点关注单边逢低做多、月差正套策略、多外空内策略等交易机会。

  液化石油气的化工原料需求随着全球烯烃扩能周期增加,根据投产进度推算未来一段时间增量将集中在亚洲。丙烷脱氢(PDH)装置投产直接带动丙烷需求,乙烯裂解扩能会有间接带动效果。PDH装置目前在亚洲的产能居多,尤其是中国。今年国内已经有宁波福基石化(东华能源002221))、福建美得石化2套装置投产,金能科技603113)、山东滨华等多套装置有望在未来一年内投产,更有大量装置开工建设扩能不停歇。在海外,越南一套PDH新装置年中投产在即,而北美和西北欧的多套装置会延期。在乙烯扩能方面,从2021年开始投产浪潮从北美转移到亚洲。而亚洲的技术路线恰好区别于北美的乙烷裂解,以蒸汽裂解和轻烃裂解为主。在原料轻质化的大趋势下,亚洲新增乙烯产能大多可灵活切换原料,在液化石油气对石脑油价格更有经济性时增加前者的进料。今年全年来看亚洲地区新增可灵活切换原料的乙烯装置预计超5套。总结起来,未来一段时间里液化石油气的化工原料需求主要看亚洲。

  印度燃烧需求在Pradhan Mantri Ujjwala Yojana (PMUY)计划驱动下有望继续增长。在2021年印度政府宣布PMUY计划将增加1000万受益人,且印度本身约90%的液化石油气需求是燃烧需求。全年来看产销缺口可能延续扩大的趋势,依赖进口补足。

  在国内碳达峰碳中和大背景下,智能微管网的推广在未来有望深挖农村燃料需求潜力,但对短期燃烧需求影响较小。中国在今年一号文件中提出推进燃气下乡,支持建设安全可靠的乡村储气罐站和微管网供气系统。目前中国村镇是多种能源共存的局面,建制镇和乡一级的燃气普及率在2019年仅略超过50%和25%,多年来进展缓慢。液化石油气智能微管网的安全性相比瓶装气更高,丙烷储罐相比液化天然气气化站可以建得更靠近终端用户,相应的管网铺设成本也比管道天然气更低。推广清洁能源的愿景很美好,如果在实践中可以解决企业的盈利性问题、投建资金门槛和居民能源消费经济性等问题的话,智能微管网可能是打开农村燃烧需求增长空间的长期变革措施。

  OPEC+减产退出表现得较为克制,中东液化石油气的出货量预计温和增长。根据现有减产框架,2021年OPEC+预计退出200万桶/天的减产配额,而目前累计已经退出了160万桶/天,叠加沙特额外自愿减产的100万桶/天在7月退完,目前来看OPEC+剩余空间有限。如果沙特与俄罗斯达成的初步协议被OPEC+成员接受,那么今年8月-12月每月可能增产40万桶/天但减产可能延长到2022年底,换言之在新框架下虽然今年减产退出额度增加了但整体节奏上还是非常缓和克制的。近期中东地区多个天然气项目投产,包括科威特KPC 5th Gas Train(1H21)、乐彩网官网伊朗Bid-Boland(1Q21)、Parsian Sepehr Gas Refinery (2Q21)、阿曼OQ Salalah(2Q21)等,有助于提高湿气的收集和分馏能力。根据阿拉伯石油投资公司(Apicorp)的统计,2021~2025年中东北非地区计划中的天然气投资相对稳定,理论上可以进一步提高液化石油气出口的潜力。整体上液化石油气的港口发货量累计同比好于原油,未来预计维持温和增长。

  美国天然气凝析液(NGL)产量有望在2H21随页岩油一起恢复。尽管目前油价水平已经超过页岩油开采的盈亏平衡价格,但受制于资本开支纪律,油气产量的修复预计较为温和,不会像前一轮反弹得那么快。根据EIA短期能源展望报告,到2021年底美国原油和NGL产量将回到5.5百万桶/天。

  美国液化石油气的消费尽管会有正常的季节性走强,但从天气和谷物情况推断强度可能不及去年。在家用取暖需求上,美国采暖度日数(HDD)偏离5年均值越多,相应的丙烷价格越高,一般在拉尼娜现象出现时冬季气温容易偏冷使得HDD增加。根据NOAA最新预测,目前是中性天气,到2021/22冬季出现拉尼娜的概率略超50%,相比去年同期下降不少,因此我们推断取暖需求可能不及去年同期。在谷物干燥需求上,根据NOAA的旱情监测,今年旱情比较严重,可能出现和去年类似的情形,收获的玉米含水量较低使得谷物不太需要烘干。

  下半年美国国内可能出现供给增速略大于需求增速的情况,但在美国自身的补库需求和基础设施扩能变慢两个因素共同作用下,2H21出口量大概率与去年基本持平。2021年美国新增分馏能力和港口出口能力较少,不如前两年的投产高峰,之前基础设施瓶颈解除所增加的液化石油气出口空间基本被消化了,出口增量应该较小。

  全球供需双增但维持紧平衡格局,而且区域间供需不平衡性加大,尤其是亚洲供需差预计会扩大。亚洲由化工原料和清洁燃料双轮驱动需求表现强劲,中东和美国的供给由于上游油气产量温和修复释放得相对克制。从全球主要产销地的库存水平上来看,中东去年减产后库存一路走低;美国在去年秋冬旺季明显去库,目前仍低于过去5年均值在淡季累库速度较慢。东北亚地区在需求持续攀升的情况下预计很难大幅累库,库存环境有利于国际价格推涨。

  中国市场本身是亚洲需求版图的重要组成部分,国内液化石油气的化工原料需求将保持增长,尤其PDH装置投产带动丙烷投料需求增长。上半年国内新增PDH产能132万吨和需要进口丙烷的轻烃裂解产能60万吨。PDH装置今年毛利润一直为正,随着春检结束预计将维持高开工率水平。油价上涨和疫情好转使得调油利润修复,带动原料醚后碳四量价齐升,在油价坚挺的情况下下半年C4深加工路线有望维持正反馈。

  在大炼化的趋势下,新投产项目后端所配套的可灵活切换原料乙烯裂解装置可以帮助消化前端炼能扩张带来的国产气增量。2021年上半年浙江石化二期的乙烯装置开始试车增加炼厂自用量,下半年主要有古雷炼化一体化项目投产。近年来化工链条日渐完备,液化石油气产量和商品量之间的缺口越来越大。不过今年有一个不确定性因素是地炼第二批原油进口配额削减和税收检查是否会在4Q21导致炼厂开工率被动下降让国产气产量增长不足预期,需要持续跟踪。

  国内需求增速快于供给增速使得需求缺口会对应到国内的净进口气增量上。液化石油气作为危化品难以储存的性质使得它有需求定供给的特征,从年度来看一般都是供需大致平衡的。根据今年上半年产业情况,我们更新了国内供需平衡表,上调2021年表观消费量增速预期到9.1%,国产量和进口量增速预期分别在5.8%和24.4%左右。

  我们维持年报中提出的现货定价逻辑,认为短期和长期的定价可能是有差别的。在目前供需结构下国内现货价格一般是在海外价格的基础上结合国内基本面进行利润调整。国际液化石油气价格变化决定了国内进口采购成本,成为现货价格成本参考并形成了一定的季节性波动,进口分销利润水平可以帮助判断现货价格的相对强弱。虽然在目前的供给结构中国产气和进口气2:1看似国产气体量大,但正如前文提到的近年来国产气外放比例越来越小,其定价影响力有削弱。进口气采购量和码头分销利润之间的联动较为灵敏,可以发挥出边际调节作用,相应的海外价格对国内市场的影响就不容小觑。在化工原料需求崛起的长期趋势下,加工利润和原料比价对现货定价的参考性在加强,国内价格高位制约因素增多,进口成本利润率中枢下移。在近几年随着化工深加工装置不断投产,价格季节性波动有减弱。在更远的将来,如果PDH装置大量投产后出现加工利润亏损的情形,PDH加工利润可能会取代传统进口分销利润成为改变平衡表的边际变量。

  由于化工原料之间的比价关系,我们认为目前自供的那部分国产气本质上相当于隐性库存,绝大多数时候不参与定价,只在某些时刻在边际上发生影响。更具体的来说,如果丙烷相对石脑油太贵导致自供向外放进行切换,相当于隐性库存显性化,对码头分销利润造成极大的冲击(如2020年夏季);如果丙烷相对石脑油有很大的经济性优势使得炼厂增加液化石油气的进料比例,相当于炼厂的隐性库存增加了可以支撑现货价格底部。今年夏季丙烷相对石脑油并没有经济性优势但也没贵到离谱,既没有出现大规模的丙烷对石脑油原料切换,也没有出现明显的外放增加,所以我们认为今年不用太担忧国产气对现货价格定价的扰动。

  液化石油气具有下游需求复杂、季节性波动明显、贸易量大等特点,使得投资者可以考虑形式多样的交易策略。国内液化石油气期货合约上市一年多以来实现了连续12月合约挂牌和连续活跃,为实现交易策略多样性提供了基础。通过内外盘差异可以更深刻地理解交割制度如何影响国内期货定价。

  如果剔除油价影响看FEI/Brent spread,裂解价差一般有秋冬涨春夏跌的趋势(2020年春夏疫情冲击是例外)。目前FEI掉期的flat price已经处于历史高位但FEI/Brent spread仍处于历史均值附近,结合油价水平来看目前FEI并没有显著高估。从FEI/Brent Spread Rolling Q4可以看到,市场会随着时间推移对旺季预期重新定价,在淡季看旺季一般会低估远月价格,因此用远端价格倒退论证近端高估往往是危险的。当然这不难理解,站在淡季看旺季不免受到现货的影响,对远期价格的数学期望不会给的特别高。随着时间向旺季进展基本面强劲的信号逐步确认,市场会不断给予确定性的溢价。一种例外情况是油价剧烈波动使得油价影响盖过液化石油气自身基本面的影响,如2018年秋冬旺季油价崩盘带崩液化石油气冬季价格。如果油价正常波动通过FEI/Brent spread一般可以反映液化石油气自身基本面强弱。

  丙烷和石脑油之间的替代关系产生Propane/Naphtha spread交易机会。石脑油与油价的关系非常密切,通过Propane/Naphtha spread可以了解丙烷估值,正常情况下也是秋冬涨春夏跌(2020年春夏疫情冲击是例外)。2Q21在东北亚地区化工装置的投建的带动下丙烷需求相对坚挺,即便在高油价背景下Propane/Naphtha spread处于历史同期偏高位置,尤其是东北亚地区丙烷对石脑油折价50美元/吨体现出经济性的时候很少。

  丙烷季节性消费特点带来了月差交易机会。FEI spread M1大体上呈现春夏跌秋冬涨的趋势,反套和正套的切换主要受库存拐点的影响,相对强弱则与基本面预期有关。从前文的东北亚(除中国)库存季节图来看,一般从秋季开始去库时FEI spread M1逐渐开始走强,如果冬季需求超预期则可能狂飙。库存对5年均值偏离度可以反映供需格局,与FEI spread M1相对强弱有关。今年夏季月差在0美元/吨附近波动较往年同期相对偏强,主要因为市场预计亚洲供需格局紧平衡,随着化工原料需求释放今年夏季可能累库不太明显。

  丙烷的全球贸易流向带来跨市场套利机会,结合运费可以计算套利窗口开闭,一般在旺季套利窗口打开的机会要多一些。从前文的基本面展望来看,亚洲地区需求相对欧美增长较快,进入秋冬旺季后EW和MB/FEI价差一般会走阔。从VLGC订单量来看2021年和2022年运能增量可能略低于2020年,而亚洲净进口需求增加推升了全球海运需求,VLGC预计维持极高的利用率。一旦秋冬旺季航运出现扰动,跨市场价差就可能飙升。

  国内期价的绝对价格和外盘类似有旺季合约强淡季合约弱的变化,但最便宜可交割品漂移的可能性使得期价波动的季节性较外盘更复杂。随着油价回升,醚后碳四回到对民用气溢价的常态,乐彩网官网今年醚后碳四不太可能被拿去交割。但固定的地区贴水不一定能覆盖实际的地区价差,淡季和旺季的最便宜可交割品可能会在华南和山东之间漂移。淡季华南的燃烧需求较低,一般来说是现货价格洼地。到了旺季华南燃烧需求增加后现货价格往往随国际价格显著走强,而山东集中供暖后需求可能转弱,从现货价差历史情况来看,冬季山东燃料气对华南燃料气的折价是可以超过200元/吨。在旺季合约上,盘面可能会因为最便宜可交割品漂移到山东而减弱涨势,使得华南基差和内外价差转弱的时间提早出现。

  国内首行月差从趋势上来说也有淡季走弱旺季走强的趋势,不过由于众所周知的交割因素扰动加大了月差波动幅度。去年供暖季开始后最便宜可交割品切换使得月差上行趋势中出现过一段明显的回调。在今年3月和4月由于仓单集中注销的节点月差也出现大幅波动。我们预计今年旺季也会出现类似的情形。随着投资者对市场越发了解,月差打到-30元/吨以下给出无风险正套的机会可能很少,但通过关注库存拐点和基本面边际变化可以把握市场向旺季进展时的正套机会。

  多外空内是符合国内实货流转方向的跨市场套利,在内盘交割规则下内外套利窗口往往在淡季打开在旺季收敛。仔细观察内外盘结构可以发现两者有时候是不一样的。在淡季时间,外盘曲线结构相对平缓,近端从backwardation逐渐走平转为flat,直到冬季慢慢向contango转变;而内盘前端会走成contango后面backwardation更深。考虑到内盘的期货仓储费,这种内外结构上的不匹配相当于让远端被挤压的盘面进口利润在近端获得补偿。淡季内外价差容易偏高给内外套利打开了窗口,在旺季到来后随着仓单增加内外价差大概率会收敛,在旺季结束仓单临近尾声时,由于市场把仓单处理难度在盘面上计价甚至可能使得内外价差收敛到负值。我们认为盘面上大多数时候是以内外价差而非国内基差来衡量估值的。正如前文提到的,在现货定价中并不是因为国产气体量大就有享有定价权,期货定价中也是类似情况,并不是因为合约设计的基准交割品是燃料混气就锚定国产气现货进行定价。考虑到目前的厂库结构,大多数时候期价是在跟随外盘丙烷掉期价格的基础上针对燃料混气和丙烷之间的品质差异进行利润调整,国产气基本面预期对期价的影响较弱,只有当炼厂库的仓单量大幅增加时市场才会更侧重国内基差作为估值参考。从前文中也可以看到,国内基差比内外价差的波动范围更大一些。

  在基本面上我们的观点和年报中基本一致,全球供需双增但维持紧平衡格局,而且区域间供需不平衡性加大,尤其是亚洲供需差预计会扩大。中国市场本身是亚洲需求版图的重要组成部分,国内需求增速快于供给增速使得需求缺口会对应到国内的进口气增量上。全年液化石油气现货价格预计随国际价格重心上移。由于布伦特油价强势上行突破了我们年报中45-65美元/桶的假设区间,我们的最新原油报告已经上调油价中枢至80美元/桶,相应的我们预测今年FEI丙烷掉期价格高点可以达到780美元/吨,把国内液化石油气期价高点预期上调至5500元/吨。

  根据前文的供需基本面展望和交易策略分析,我们推荐投资者下半年重点关注以下交易机会:(1)单边逢低做多。由于这一轮海外价格是偏事件驱动的推涨,目前国内期价位置确实不低了,短期可能要防范消息反转的回调风险;不过后面供需基本面环比改善预计是直到旺季前半段市场的主要交易逻辑,我们认为即便有回调之后期价仍有上行的驱动。(2)月差正套策略。在现货从淡季转入旺季出现需求走强、库存下降时可以考虑正套入场,在旺季现实基本兑现后离场。(3)多外空内策略。考虑交割因素扰动下在淡季内外套利窗口打开时入场,随着市场逐渐转入旺季盘面内外价差收敛时了结,或者利用厂库资质和实货资源实现进割套利。

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