（报告出品方/作者：申万宏源研究，宋涛、赵飞）
1. 不断突破，从丙烯酸到乙烷、丙烷深加工龙头1.1 深耕 C3 产业链，从丙烯酸延伸至高附加值新材料
碳二碳三布局齐头并进，产业链一体化优势显现。经过多年发展，公司已形成碳二碳 三全产业链一体化经营格局，并保持国内最大、全球前列丙烯酸及酯制造商的龙头地位。 公司布局长远，在美国布局码头和运输管道等资产，订购乙烷专用 VLEC 运输船只，切入 上游乙烷原料供应，在国内形成供应链壁垒，并以上游原料乙烷和丙烷为立足点，向下游 延伸至 EAA、DMC、POE 等高附加值新材料，形成全产业链布局。同时，顺应绿色低碳 发展要求，今年公司配套建设的绿色新材料产业园项目投产在即，为公司打开新的成长空 间。 公司成立于 2005 年，以丙烯酸及酯业务起家，高分子乳液产销量居国内首位。公司 于 2011 年上市，上市募集资金用于向下游延伸建设高吸水性树脂及扩建丙烯酸，并于 2012 年 2 月通过收购聚龙石化（后改为卫星能源）向上游延伸建设 45 万吨/年丙烷脱氢 项目，2017 年通过定增募集 30 亿元建设丙烷脱氢二期及 6 万吨/年高吸水性树脂技改二 期项目。公司提升 C3 产业链竞争力的同时推进 C2 产业链构建，建设连云港石化 320 万 吨轻烃综合利用加工项目，打造国内第一套乙烷裂解制乙烯装置，并于 2018 年与美国公 司签订乙烷采购协议。且积极推进氢气的综合利用，于 2018 年建成 22 万吨/年氢气利用 制双氧水项目。
加快布局下游新材料新能源项目，打开公司成长空间。连云港石化项目一阶段已于 2021 年 5 月正式投产，二阶段已于 2022 年 8 月 27 日顺利建成投产，标志着该项目由开 车试运行阶段正式投产运营，下游产品包括 40 万吨/年 HDPE、73 万吨/年环氧乙烷、60 万吨/年苯乙烯。配套的绿色新材料产业园项目一期 10 万吨/年乙醇胺、40 万吨/年聚苯 乙烯、15 万吨/年电池级碳酸酯等，电池级碳酸酯系列包括电池电解液 4 种溶剂，6 万吨 DMC、5 万吨 EC、4 万吨 DEC/EMC，上述装置预计将分别于 2022 年三、四季度陆续建 成试生产。公司利用副产氢气生产电子级双氧水等新能源材料，现有 G1、G2 标准的 22 万吨/年双氧水供应给华东市场的光伏生产企业，在建的 25 万吨产能可达到 G3、G4 电子 级标准。
截至目前，公司已经形成 C3 产业链布局：丙烯 90 万吨/年、丙烯酸 66 万吨/年、丙 烯酸酯 75 万吨/年、聚丙烯 45 万吨/年、高分子乳液 21 万吨/年、高吸水性树脂 SAP 15 万吨/年、颜料中间体 2.1 万吨/年和 22 万吨/年双氧水；C2 产业链布局：乙烯 250 万吨/ 年、HDPE 80 万吨/年、环氧乙烷 217 万吨/年、乙二醇 182 万吨/年、聚醚大单体 50 万 吨/年。在建项目方面，平湖基地 18 万吨/年丙烯酸及 30 万吨/年丙烯酸酯项目和 25 万吨 双氧水（含 2 万吨电子级）预计年内建成投产；平湖独山港新材料新能源项目规划的 80 万吨/年 PDH、80 万吨/年丁辛醇和 12 万吨/年新戊二醇装置，以及与韩国 SK 综合化学 合资建设的 4 万吨/年 EAA 预计将于 2023 年底建成。此外，公司拟投资 11 亿元在平湖 基地建设 20 万吨精丙烯酸项目，预计将于 2024 年投产，10 万吨α-烯烃与 POE 产品研 发也在持续推进中。
1.2 持续专注研发，C2 项目投产助力业绩释放
受油价高位和疫情影响，2022 上半年营收和利润增速均有放缓。近年来，公司营业 收入和净利润保持较为稳定的增长，其中 2016-2020 年期间，公司营收和净利润的年均 复合增速分别保持在 19.1%、52%。而得益于连云港石化 C2 一阶段项目顺利投产及主营 产品丙烯酸及酯迎来景气周期，2021 年公司实现营业收入 285.57 亿元，同比增长 165%， 实现归母净利润 60.07 亿元，同比增长高达 262%。但 2022 年 3 月底以来，油价大幅冲 高对公司成本端造成压力，叠加国内疫情反复影响下游需求，带动产品价差有所收窄。截 至 2022H1，公司实现营收 188.1 亿元，同比增长 75%，实现归母净利润 27.8 亿元，同 比增长 30.9%；其中 2022Q2 实现净利润 12.6 亿元，同比下滑 7.25%。
销售毛利率不断提升，未来新材料板块占比有望提升。具体业务构成来看，公司主营 业务可分为功能化学品、高分子材料和新能源材料三大板块，2022 半年报营收占比分别 为 59%、15%、1%。毛利率情况来看，得益于丙烯酸主业优势及不断扩张的经营战略， 公司整体销售毛利率从 2018 年的 20.7%持续提升至 2021 年的 31.7%，但 2022 年受到 原料成本高位和需求不振影响，毛利率回落至 24.5%。分业务来看，2022 年中公司功能 化学品、高分子材料和新能源材料板块毛利率分别为 30.9%、34.9%、38.0%.。其中丙烯 酸及酯、环氧乙烷等功能化学品板块贡献大部分毛利，占比高达 74%。目前新能源材料领 域营收占比仍较低，但随着后续新材料项目的逐步投产，未来公司新材料板块占比有望持 续提高。
加大研发投入，公司资产使用效率高，固定资产周转率高于行业可比公司。公司上市 以来坚持“科技创造未来”的理念，注重人才培养，不断加大研发投入，2015-2021 年 期间研发投入费用从 1.9 亿元提升至 10.9 亿元，经过十余年持续的研发投入与坚持创新， 公司 SAP 产品实现国产替代，具备根据客户要求快速定制的能力，并成为宝洁、金佰利 等国内外知名品牌的供应商。α-烯烃及 POE 项目已完成中试设计，为公司自主研发，并 获得发明专利授权，当前α-烯烃及 POE 产品主要依赖国外进口，预计建成投产后将进一 步增强公司竞争力。截至 2022H1，公司投入研发费用 6.5 亿元，同比增长 72.6%。公司 计划在其第二个五年计划内，引进 2 名院士和 100 名博士，完成卫星全球研发中心建设。 石油化工行业属于相对重资产，公司历史上一直保持着较快的产能及业绩增长，资产规模也不断提高，从固定资产周转率的角度，公司资产的使用效率高于行业平均。公司精细化 管理能力强，同等规模的产能投资成本低于行业平均。公司从原有的丙烯酸行业，逐渐切 入到市场容量更大的丙烯、乙烯领域，以及顺应绿色发展的新材料领域，更有利于发挥公 司快速扩张的优势。
1.3 持股结构较为集中，开展长期股权激励计划
公司持股结构较为集中，杨卫东、杨亚珍夫妇为公司实控人。公司控股股东为浙江卫 星控股股份有限公司，实际控制人为杨卫东、杨亚珍夫妇，直接或间接持有公司 30.6%的 股份。公司股权结构较为集中，有利于长期稳定发展。
开展多次股权激励计划与长期事业合伙人计划，推动员工与公司共同成长。上市以来， 公司分别于 2014 年、2016 年、2018 年及 2021 年开展四次股权激励计划，四次股权激 励共计计划授予限制性股票 1486.7 万股。其中公司在 2021 年 1 月宣布推出第四期股权 激励计划，公告披露 2021 年股权激励计划将面向连云港石化董事、高级与中层管理人员、 技术骨干、技术（业务）骨干等 105 人，授予限制性股票 337.7 万股，约占本公告日公司股本总额的 0.28%。与此同时，2021 年 9 月公司推出为期十年的事业合伙人计划，主要 面向公司核心员工及高管。该持股计划以 2020 至 2029 年为考核年度，以上一年度的净 利润作为基数计算，依据各年度的净利润增幅，确定从专项基金里提取的比例。公司上市 以来开展持续性的股权激励计划，有利于提高管理人员与团队的积极性，提升公司员工的 凝聚力，推动员工与公司共同进步。
2. 完善碳三产业链，一体化布局巩固龙头优势2.1 国内丙烯产能持续扩张
2.1.1 全球丙烯主要供应来源及下游应用
丙烯作为全球第二大石化产品，目前全球丙烯产能超 1.4 亿吨/年，需求约 1.1 亿吨， 其中中国产能为 5094 万吨/年，约占全球产能的 36%。传统的丙烯工艺路线包括蒸汽裂 解、炼厂催化裂化 FCC 分离、重度催化裂解 DCC 等；另外为 On-Purpose 的工艺，包括 丙烷脱氢 PDH、烯烃歧化、MTP 等。截至 2021 年，中国丙烯产量约 4150 万吨，净进 口量 249 万吨，表观需求约 4390 万吨，受下游聚丙烯和环氧丙烷产品的需求拉动，我国 丙烯表观需求同比增长 10.1%。 依据纯度，丙烯分为炼厂级 RG（纯度：65-80%）、化学级 CG（纯度：94-97%）、 聚合级 PG（纯度 99%以上）；炼厂级丙烯一般很少直接使用，海外相对多用于烷基化， 国内一般是经过分离提纯至化学级和聚合级，其中：化学级可用于生产溶剂、化工中间产 品等；聚合级用于生产聚丙烯 PP。
历史上，丙烯的价格走势与乙烯价格有较强相关性，但近年来出现景气周期与乙烯相 反的情况。乙烯、丙烯的下游应用中有超 60%是聚乙烯、聚丙烯，二者在塑料改性应用中 有一定的重叠性，价格低时需求增速相对较快。丙烯的下游消费属性相对较强，如聚丙烯 在食品包装、无纺布等应用的可替代性较弱；环氧丙烷在表面活性剂、润湿剂、日化等领 域的精细化工应用潜力较大；丁辛醇主要用于涂料溶剂、增塑剂等领域。目前聚丙烯、环 氧丙烷及丁辛醇需求占比分别为 68.9%、7.3%、6.4%，聚丙烯作为丙烯最大的下游消费 产品，其应用领域广泛，因此丙烯下游配套装置多以聚丙烯为主。
2.1.2 未来我国丙烯缺口将持续减少
丙烯下游需求稳定，随着未来丙烯一体化率继续提升，未来我国丙烯货源缺口将有所 减少。我们假设 2022 年国内丙烯的年新增需求量约为 556 万吨，由于我国丙烯行业的持 续扩产，且未来丙烯行业的新增产能仍将主要来自中国，未来我国丙烯缺口将持续减少。
1. 裂解乙烯副产：裂解乙烯装置对于丙烯的影响较为复杂，从全球的角度，乙烯装 置趋于原料的轻质化，如果以乙烷为原料基本上很少有丙烯产出。美国在页岩气 革命带来大量乙烷供应后，对原有以石脑油路线的装置改造后，均以乙烷加工为 主。国内新投产的炼化一体化对于乙烯原料来源进行优化，增加了乙烷、丙烷、 LPG 等原料的裂解比例，对应的丙烯产出也会减少。
2. 炼油厂催化裂化 FCC：由于国内成品油需求增速放缓，炼油装置开工率承压，新 建炼厂以多产化工品为设计目标，丙烯产量增长受限。FCC 作为目前第二大丙烯 供应路线，因为较少分摊折旧、摊销，是成本较低的丙烯生产路线。炼厂的产出 以成品油为主，但每家炼厂加工的油种以及对应的加工工艺设计不同，对于丙烯 的产量影响也不同。炼厂中丙烯收率的影响因素包括：原油的种类影响、催化裂 化工艺影响（催化剂）、加氢裂化的影响、成品油需求对炼厂开工率的影响等。 比如恒力石化位于大连的 2000 万吨/年炼油项目中，并没有设置 FCC，而是通过 加氢裂化的手段将渣油进行充分转化；项目炼油部分不产丙烯，但专门配置混合 脱氢装置进行丙烯的 on-purpose 生产。
3. 丙烷脱氢 PDH：丙烷脱氢虽然流程简单，但是有建设中的装置施工难度大，运行 操作要求高等特点，海外 PDH 装置的运行优势不大，未来 PDH 新增产能几乎集 中在国内。目前丙烷脱氢工艺相对于石脑油裂解装置仍有成本优势，但仍需要考 虑丙烷原料的来源。一般而言，国内炼厂的丙烷一般自用为主，也可作为液化气 销售，或为裂解乙烯原料。国内大多数独立的 PDH 生产商仍需大量进口丙烷， 丙烷的主要来源地为中东和北美，中东属于油田伴生气，未来新增的产量有限； 北美丙烷分离自页岩油、气开发过程中的副产湿气，产量将随页岩油、气波动。
4. 煤化工路线：一般把煤制烯烃（CTO）及甲醇制烯烃（MTO）归类于煤化工。我 国 CTO/MTO 自 2014 年以来得到快速发展，目前已经占我国乙烯产能的约 22%。 需要关注原料来源与规格、水资源的消耗、装置能耗、催化剂消耗、产品的水处 理、C4 烯烃处理、二甲醚脱除等因素。CTO 一般多是重资产，建在煤炭的资源 地。MTO 以外购甲醇为主，多是在沿海港口地区，需要考虑外购甲醇与下游烯 烃的经济性之间平衡。
5. 烯烃岐化：烯烃歧化是在炼厂或者乙烯厂对于传统生产路线的补充。因为对 2-丁 烯的纯度要求，很多工厂对于混合碳四进行选择性加氢。烯烃歧化的经济可行性 取决于乙烯、丙烯和丁烯的相对价值。当丙烯值相对于乙烯值较高，而丁烯的替 代值相对较低时，这种技术更有吸引力。
未来丙烯行业的新增产能投放仍将主要来自中国，从供应路线来看，PDH 工艺路线 的占比将持续提升。PDH 凭借其流程简单、原料单一、丙烯收率高、副产品少和清洁环 保等优势，成为近几年较为新兴的工艺路线。据我们统计，2022 年我国丙烯规划的新增 产能共计 870 万吨，其中包括东华能源、华谊集团等在内的 12 家企业采用 PDH 工艺路 线，PDH 工艺新增产能共计 675 万吨，其余 195 万吨则分别采用蒸汽裂解和甲醇制烯烃 （MTO）的工艺路线。
2.2 上游丙烷原料供应充足，PDH 路线具备成本优势
2.2.1 PDH 扩产潮持续，生产路线具备成本优势
PDH 装置产能快速扩张，国内产能建设、规模、配套优势提升在全球的竞争力。 2013 年，天津渤化的 60 万吨 PDH 装置成功投产标志我国迈入了丙烷脱氢制丙烯的新时 代。截止 2021 年底，我国已投产 PDH 装置达到 19 套，产能约为 1004 万吨/年。根据 统计的在建 PDH 项目来看，2022 年期间我国仍将约 870 万吨/年的 PDH 产能投放，但 鉴于近几年 PDH 产能扩张迅速，利润压缩严重，企业投产时间将有所拉长，部分产能或 将延迟至 2023 年投产。美国作为 PDH 技术、原料、市场的发祥地，但是目前仅有三套 PDH 装置，海外在建项目整体投资及运行成本远高于国内。目前国内 PDH 的发展趋势有：
1. 单套装置的规模化：海外原有装置多在 40 万吨/年以下，国内新建产能规模化。 2016 年万华化学的 75 万吨/年 PDH 装置产能为当时全球最大，2021 年金能科 技的 90 万吨/年 PDH 投产成为全球最大的单套装置。
2. 外购原料为主，大炼化自身也配套，完善氢气利用：由于原料的纯度和供应稳定 性原因，PDH 多以外购海外的丙烷为主。大型炼化一体化如恒力石化、浙江石化 投产后，可以利用炼油装置副产的 LPG 中丙烷进行脱氢，同时副产氢气用于炼厂 加氢环节，实现循环利用。
3. 混合脱氢：恒力石化的 130 万吨/年丙烷/异丁烷混合脱氢装置是目前全球最大的 混合脱氢装置，采用了鲁姆斯 CATOFIN 脱氢工艺，具有进料灵活、转化率和选 择率高等优点，该装置设计年处理 50 万吨丙烷（59.5 吨/小时）和 80 万吨异丁 烷（95.2 吨/小时）。
4. 氢气综合利用：由于副产氢气难以运输，且之前的 PDH 装置很多是独立运行。 未来 PDH 装置将会更多附属于园区化、大型炼化装置一体化中，氢气的综合利 用附加值有望提升。
PDH 路径长期仍具有成本优势。从制备丙烯原材料成本端来看，MTO 成本长期处于 高位，CTO 成本具备显著优势，PDH 成本与石脑油成本不相上下。但 2020-2021 年， 煤炭价格拉升至高点，CTO 的工艺路线成本快速上升，与 PDH 和石脑油路径相比并不再 具备明显优势，甚至一度高于 MTO 工艺成本。除此之外，PDH 制丙烯途径的流程最短且 投资成本、运营成本最低，同时原材料丙烷供应充足，长期来看具备了较强的成本优势。
PDH 装置根据下游配套不同的产品，将导致利润差异。目前，国内大部分 PDH 装置 下游配套为聚丙烯，且多为中低端通用料，以拉丝、注塑和纤维料为主。其中除东明石化 和万华化学因生产工艺不同可生产共聚类产品以外，其余生产企业均已均聚为主，整体产 品抗风险能力偏弱。相比之下，卫星下游配套以丙烯酸为主，且进一步向下游延伸做 SAP、 高分子乳液和 EAA 等，向丙烷下游的深度延伸布局提升整条产业链产值，结合产品的景 气度和供需格局来看，未来仍能保持较好的盈利水平。
2.2.2 丙烷的市场价格体系，预计长期丙烷与石脑油价差将价值回归
对于东北亚地区的丙烷价格，我们的理解为：东北亚地区到岸价=MB 市场价格 管 输至码头费用 液化费 船运费 码头操作 巴拿马运河过闸费 关税等。
1. 丙烷价格具有明显的季节波动性。以丙烷为主的液化石油气（LPG）下游需求以 居民用为主，约占总需求的 44%。而居民用气季节性明显，冬季供暖需求将大 幅增加丙烷需求，这一趋势可以从美国丙烷库存的波动直观地得到。因此历史上 2、3 季度的丙烷平均价格要比 1、4 季度低 42 美元/吨。 2. 丙烷的需求量大后，可以用多种计价公式对冲。 3. 今年上半年受到俄乌冲突影响，叠加全球疫情导致运输不畅，进口丙烷价格涨幅 超过石脑油，3 月均价一度达到 1004 美元/吨，创近十年新高，导致丙烷价格 相对石脑油转为劣势。长期来看，丙烷价格将价值回归，丙烷价格相对石脑油仍 将具有优势。
2.2.3 美国丙烷货源供应增长，供给端弹性较强
历史上国内炼厂的 LPG 多作为民用气销售，海外的 LPG 主要来自于油田伴生气以及 页岩气副产的 NGL，对其中的丙烷和丁烷进行分离，因为纯度较高，非常适合化工品用途。 中东和美国是中国主要的丙烷进口来源地，其中美国是近年来全球丙烷供应的主要增长来 源，俄罗斯因为开发北极圈天然气也将带来副产 LPG 的资源。 高油价背景下，短期内美国丙烷供应将随页岩油开采力度的加大而有所提升，保障长 期充足供应量。美国丙烷的供应主要来自于天然气湿气中分离的 NGL，高油价驱动下美国 页岩企业开采力度加大，受此影响，短期内丙烷产量将随页岩油增产而有所提升；但考虑 到页岩井产量的衰竭速度较快，页岩油产量增幅有限，长期来看丙烷供应量仍将回归平稳 增长。根据 EIA 数据，2021 年来自 NGL 分离的丙烷产量为 173 万桶/天，同比增长 5 万 桶/天；来自炼厂副产的丙烷产量为 28 万桶/天，历史上产量波动不大。根据 2022 年 8 月 EIA 月报预计，2022 年丙烷产量为 187 万桶/天，2023 年产量为 196 万桶/天，今明 两年产量保持高速增长。
我国丙烷需求增长较快，海外原料供应长期向好。中国是世界上最大的丙烷消费国， 占全球份额约为 20%。随着烯烃深加工的发展，PDH 工厂日益增长的丙烷需求推动了我 国进口丙烷需求进一步提升。PDH 装置需要高纯度的丙烷（纯度 97%及以上）作为原材 料，而国内油 田伴生丙烷 匮乏；石油 炼制过程 中产生的副 产品丙烷纯 度低，无 法满足 PDH 装置需求，只能转向国外进口。据海关总署统计，2022 年 6 月我国进口液化丙烷量 创下月度新高—187.05 万吨，近七年我国液化丙烷进口量年均复合增速高达 10.2%。美 国的页岩气革命以及中东的油气资源增产推动伴生乙烷、丙烷产量快速增长。目前，美国 丙烷供应稳定增长到高位且长期趋势向好，有利于保障我国丙烷进口需求。
2.3 丙烯酸龙头地位稳固，C3 价差有望迎来底部修复
全球丙烯酸行业集中度较高，卫星在建产能巩固龙头地位。目前，全球丙烯酸产能接 近 900 万吨，丙烯酸行业集中度高，全球前四大丙烯酸生产企业行业集中度达到 46%。 从全球主要的生产企业来看，巴斯夫拥有最大的丙烯酸产能，达到 150 万吨/年，其次是 阿科玛 108 万吨/年产能，日本触媒 88 万吨/年。公司平湖基地的 18 万吨丙烯酸和 30 万 吨丙烯酸丁酯在建产能，预计正式投产后公司的丙烯酸和丙烯酸酯总产能将分别达到 84、98 万吨/年，超过陶氏（81 万吨/年）和 LG 化学（70 万吨/年）成为全球第四大丙烯酸生 产企业，以及全球第二大丙烯酸丁酯企业。 国内丙烯酸行业供给格局持续向好。国内丙烯酸行业的主要生产企业包括卫星化学、 台塑、扬子巴斯夫、万华化学等，其中卫星作为国内第一大丙烯酸生产商，拥有 66 万吨 丙烯酸产能和 18 万吨在建产能。国内丙烯酸行业 CR5 达到 62%，行业集中度较高，仅 有约 59 万吨产能在 10 万吨以下，且行业中自配丙烯原料的仅卫星化学、扬子巴斯夫、台 塑及万华化学四家，占比较低。根据隆众数据显示，2017-2021 年期间，我国丙烯酸产 能从 326 万吨增长至 342 万吨，年均复合增速仅 1.2%，随着新增产能的释放及需求增长， 这期间我国丙烯酸产量从 157 万吨增长至 229 万吨，9.9%的年均产量复合增速远高于产 能增速。截至 2021 年，我国丙烯酸产能为 342 万吨/年，同比增长 1.9%，开工率为 66.8%，同比增长 3.4 个百分点。
作为丙烯酸的主要下游，丙烯酸酯用途广泛，其中丙烯酸丁酯可用于橡胶、塑料、涂 料、胶带-胶黏剂、纺织助剂和皮革加工等。其中胶黏剂是丙烯酸丁酯下游最大的市场之 一，随着我国物流快递业务的发展，胶黏剂需求快速增加，带动了丙烯酸丁酯的需求。近 年来，我国丙烯酸及酯需求稳定增长，截至 2021 年我国丙烯酸丁酯消费量约为 157 万吨， 同比增长 5.8%。
今年以来丙烯酸丁酯价格持续走低，价差有望在下半年需求旺季迎来底部修复。受海 外需求提振和原料价格推动影响，2021 年开始丙烯酸酯价格持续走高，丙烯酸丁酯单吨 价格一度超过 2 万元。而 2022 年 4 月以来，受下游需求走弱影响持续走弱，但丙烯酸酯 价差持续收窄。截至 9 月 30 日当周，丙烯酸丁酯与丙烷、丁醇价差为 4339 元/吨，环比 提升 434 元/吨，历史分位数在 53%，考虑到下半年下游需求有望步入旺季，且未来我国 丙烯酸酯行业供给增量有限，竞争格局稳定，预计丙烯酸及酯价差将迎来底部修复。
3.1 我国乙烯存供应缺口，轻烃裂解路线优势凸显
乙烯作为石油化工行业中重要的化工原料之一，是聚乙烯、环氧乙烷、乙二醇、苯乙 烯等重要化工产品的基础原料，也可运用于塑料、制药、纺织品、涂料等多个行业，其中 聚乙烯是乙烯下游最主要的应用领域，需求占比约 60%。
目前全球市场上，较为常见乙烯生产路线主要有蒸汽裂解路线、煤化工路线和轻烃裂 解路线。我国乙烯生产以石脑油等混合裂解为主，产能占比达 73%；煤制烯烃在我国乙烯 生产中占重要地位，原因在于我国富煤贫油少气、煤炭来源更为广泛，其中 CTO 路线占 比 10%，MTO 路线占比 8%；因为轻烃裂解原料大部分来自天然气，而目前我国自产天 然气量较少，所以轻烃裂解运用并不广泛，占比约为 9%。
石脑油裂解工艺作为裂解烯烃主流路线，在以石脑油为主要原料的基础上增加液化气、 加氢尾油、轻柴油、碳五，经蒸汽热裂解或催化剂催化裂解生产乙烯，同时会产生大量副 产碳四、碳五。但是石脑油裂解路线能耗大、装置投资成本高。煤化工路线主要分为煤制 烯烃（CTO）和甲醇制烯烃（MTO）两种路径，虽然缓解了对石油资源的依赖，但存在 原材料及能耗大，水耗高，污染重等问题。 轻烃裂解路线以乙烷为原料进行裂解生产乙烯。天然气可分离出液化天然气（LPG） 和天然气凝液（NGL），NGL 进一步可分离出乙烷、丙烷等轻烃，经过进一步裂解脱氢 得到乙烯。相比于石脑油裂解制乙烯，乙烷为原料由于组分轻、副产品少，具备收率高、 投资和生产成本低、能耗小和碳排放少等特点： 1. 乙烯收率高达 78%。从收率来看，乙烷裂解工艺远远高于其他传统工艺的乙烯 收率；随着原料由轻到重，乙烯产率逐渐下降，而裂解副产物占比却逐渐增加。 丙烷为原料乙烯收率约为 42%，石脑油为原料收率约为 34%。 2. 装置投资小、能耗低。乙烷裂解工艺由于产品结构单一、副产品少且没有 C8 以 上的重组分，相比于其他生产工艺更易优化装置流程，所以生产相同规模乙烯所 需要的原料消耗和装置规模均低于传统石脑油裂解等工艺。 3. 碳排优势明显。从碳排放情况来看，乙烷裂解制单吨乙烯排放二氧化碳仅 0.8 吨， 而石脑油路线和煤制烯烃路线单吨碳排放量分别为 1.2、5.9 吨，乙烷裂解路线 碳排放优势明显。且考虑到未来石化行业可能将被纳入碳交易市场，碳中和背景 下，公司乙烷项目具有发展优势。
国内乙烯需求当量仍有缺口。2021 年我国乙烯产量 2825.7 万吨，同比增长 30.8%； 考虑到乙烯进口量，从表观需求角度我国还有超过 6%的乙烯缺口。但是，由于乙烯存在 运输瓶颈、商品量少，多是以下游衍生品的形式进口，如聚乙烯、乙二醇、苯乙烯等；我 们对于主要衍生品的净进口量进行折算成相应的乙烯当量，估计我国乙烯当量需求超过 5000 万吨，则对应我国的乙烯自给率仅 56%。
3.2 美国乙烷原料供应充足，价格中枢紧贴天然气
全球乙烷的主要产地有中东和美国。中东乙烷主要来自于油田伴生气，对下游乙烯生 产商主要是以配额制供应。由于中东新的大规模油气田开发进度慢，目前乙烷产量已经不 足以供应当地乙烯厂商；全球新增的供应主要来自美国，而美国乙烷产量的增长主要来自 于页岩革命后带来的天然气液 NGL 的增长。2010-2021 年期间，美国乙烷产量从 317 百 万桶增长至 784 百万桶，年均复合增速高达 8.6%，乙烷供应量较为充足。
3.2.1 切入上游乙烷供应渠道，独有运输布局彰显原料供应优势
充分利用美国原料供应的优势，项目进度等方面掌握先机。虽近年来美国乙烷产量保 持高速增长，但本土码头、运输管道的建设不足和乙烷专属 VLEC 船的订购等原因制约美 国乙烷出口量。与丙烷、天然气不同的是，乙烷在出口市场中并没有商品交易，多采用的是点对点供应的模式。公司为了保障乙烷供应，2018 年 3 月 15 日公司旗下子公司卫星化 学美国有限公司与美国能源传输伙伴公司（ETP）旗下子公司 SPMT 达成合作协议建立新 合资公司 ORBIT，并在德克萨斯州建设美国第三大乙烷出口终端，同时建设输送管道、烷 烃设施和储罐等基础设施。公司凭借其雄厚的实力和提前布局的战略眼光，目前国内实现 乙烷运输链条自上而下全面打通的仅卫星一家，打造卫星独有的产业链壁垒。
1. 码头方面，美国乙烷出口能力一直受限，原因有二：首先乙烷出口终端需要搭配 储罐、管道、深冷设备，前期投资很大；其次全球并没有形成成熟的乙烷贸易体 系，在没有“take-or-pay“合约锁定下风险较大，而且乙烷在美国国内需求量 较大，因此并不存在很强的新建出口终端的激励。目前，能出口乙烷的码头为 Marcus Hook 码头、Morgan’s Point 码头与 Orbit Ethane Export Terminal 码头。 目前卫星专属码头仍有余量，其他两个码头接近满负荷运转。其中，Marcus Hook 码头乙烷装货能力约 140 万吨/年，其服务于 INEOS（115 万吨）与 Borealis（25 万吨）公司的乙烷合同，设施使用接近饱和。Morgan’s Point 乙烷码头的乙烷装货能力约为 401 万吨/年，目前港口的乙烷合同已经达到 360 万吨，趋于饱和。Orbit Ethane Export Terminal 作为公司的专用码头，目前出 口能力 15 万桶/天，约合 300 万吨/年，给公司两套 125 万吨的乙烷裂解制乙 烯装置提供乙烷原料出口，未来码头还有约 600 万吨余量可供公司利用。同时公 司与美国方面已签署排他性协议，即使未来乙烷出口出现供不应求的情况，码头 也会优先满足公司的需求。 美国审批项目速度较慢、周期比长。因此，若国内同类企业公司没有稳定的客户， 美国方面将缺乏新建基础设施的积极性。同时，在美国铺设运输管道需要征求户 主同意，其中谈判过程艰难且耗
2. 船运方面，乙烷专属 VLEC 运输船投资大、建设周期长。乙烯运输条件相对于其 他产品更加苛刻，无法像丙烷在室温下储存在高压罐里进行运输。若需要以液态 形式船运，则需要在零下 90℃下完全液化或高压压缩。乙烯、LNG、丙烷是专 用贸易，商品量大，船的互相使用以及换货很常见，但是乙烷属于点对点运输， 因此必须建造专业运输船 VLEC（超大型乙烷运输船）。同时，由于 VLEC 是专 用船，运费可以基本确定，不存在大幅波动的风险。卫星连云港项目一、二阶段 共订购 12 艘船，可以保障其 300 万吨/年的乙烷需求：一阶段公司与马来西亚 国际船运公司（MISC）签订 6 艘 VLEC 船已全部交付使用；二阶段公司与西南 海运、新加坡 EPS 公司共签订 6 艘 VLEC 船租赁协议，其中首艘也已于 2022 年 5 月交船。乙烷运输船每艘价格约为 1.1 亿美元，建设周期为 28 个月，VLEC 船 的建设具有投资大、建设周期长的特点，因此需提前布局订购。
3.2.2 美国本土乙烷需求增量有限，未来维持供应宽松状态
美国天然气来自于传统的天然气田或页岩气开采，以及一部分的油田伴生气。天然气 （Natural gas）由各种烃类气体的混合物组成，地质的不同会导致气体含量有所差异， 一般而言甲烷作为天然气的主要成分占比在 70%-90%，另外还有 10%-30%的 NGPLs （Natural gas plant liquids）。根据 EIA 定义，天然气中分离出来的 NGPLs 加上一部 分炼厂气（LRG）组成液化烯烃（HGL），HGL 中包含了天然气凝析液（NGL）和炼厂烯 烃。随着天然气产量的增长，美国 NGL 的产量也得到了快速增长。 NGPLs 产量主要受页岩革命带动。从数据上看，NGPLs 虽然是天然气分馏得到的副 产品，但美国自页岩革命以来 NGPLs 产量增速要明显高于天然气干气，整体呈现结构式 增长。根据 EIA 数据显示，预计美国天然气产量将从 2012 年的 69.3 十亿立方英尺/天增 长至 2022 年的 105.1 十亿立方英尺/天，年均复合增速 4.3%，其中预计美国 NGPLs 产 量将从 2.4 百万桶/天增长至 6.0 百万桶/天，年均复合增速 9.5%，NGPLs 产量增速明显 高于天然气。预计未来天然气产量增长将进一步推动 NGL 产量提升，提高乙烷的潜在供 给量。
高油价背景下，美国页岩商反应迅速，推动乙烷潜在供应量不断增长。页岩油（致密 油）是嵌在低渗透页岩、砂岩和碳酸盐岩地层中的石油，具有产量反应快速灵活的特点， 近十年来随着技术进步、成本下降，产量也在迅速提升。但是页岩油也存在容易衰减、需 要不断的增加资本开支的特点。受今年高油价推动，美国本土页岩商加大勘探开发力度， 截至 10 月 14 日当周，美国采油钻机数为 610 台，同比增加 165 台，推动美国页岩油产 量持续走高。2022 年 5 月以来美国页岩油产量显著上升，截止 9 月美国本土页岩油产量 约为 968 万桶/天，环比增加 32 万桶/天，占美国原油产量的 80%。据 EIA 最新月报预测， 2022 年美国原油产量将达到 1190 万桶/天，2023 年将增至 1270 万桶/天，创下历史新 高。预计在美国钻井活动和原油产量持续增长的背景下，未来乙烷供应将维持宽松状态。
乙烷的生产需要经过两道分离过程，首先是天然气干气（Dry Gas）与 NGPLs 的分 离，然后对 NGPLs 进行组分分离得到乙烷等产品。烷烃的热值随着分子量的增大而增大， 而天然气管道对于热值有一定限制，NGPLs 中仅乙烷热值与甲烷相对接近，所以需将部 分乙烷以及其他组分分离进入 NGL 管道运输。天然气开采后经过油气分离以及最初的除 杂纯化，运输至矿井附近的天然气处理厂（Gas Processing Plant）将 NGL 分离后得到 较 为纯 净 的 甲烷 。 而 NGL 则 进 入专 用 运 输管 道 集 中送 至 分 馏工 厂 （Fractionation Plant），得到纯净的乙烷、丙烷、丁烷（包括异丁烷）以及戊烷。
乙烷价格以及基础设施的限制下，部分乙烷回注入天然气销售。美国能源生产商分为 上中下游三个部分，中游厂商（Midstream Companies）负责投资建设天然气处理厂、 NGL 管道、NGL 分馏设施，等于控制了乙烷的国内供应和出口通道，他们能够决定乙烷 是回注还是运输与销售。当乙烷价格减去分离和运输成本低于天然气时，中游厂商会在分 离 NGL 的过程中，在满足天然气管道热值限制的条件下选择性地回注一部分乙烷到天然 气中，并按其热值销售。因此乙烷回注量体现乙烷的富余情况，余下分离出的乙烷将用于 出口销售与本土乙烷裂解项目。
此外，美国乙烷价格还与当地化工企业的需求有关。乙烷作为生产乙烯的原料之一， 其价格走势决定了乙烷裂解装置的盈利性。受天然气价格走高影响，今年 5 月开始美国乙 烷 MB 价格站上 400 美元/吨的高位，叠加亏损的乙烯陆续开始清仓，价格进一步下探， 压缩美国本土乙烷裂解装置盈利。今年 7 月美国乙烷裂解价差降至-21 美元/吨，可能导 致部分公司降低装置开工率，带动美国乙烷需求下降、价格回落。不考虑加工费，美国乙 烷裂解装置在今年 6-8 月持续亏损 3 个月后，倒逼乙烷价格快速回调，9 月乙烷 MB 价格 环比回落 105 美元/吨，当月乙烷乙烯价差扭亏为盈。因此，美国乙烷裂解装置盈亏平衡 线对应的乙烷价格为其价格上限。
未来美国乙烷裂解装置投产增速趋缓。油价上涨后，虽美国页岩油公司资本开支不断 上升，但从乙烯项目的规划来看，2021-2025 年，乙烷需求的增速明显放缓，并逐渐进 入到下一轮产能扩张周期中。具体项目来看，道达尔和北欧化工合资的海湾聚合物公司， 投资的 100 万吨/年乙烷裂解项目已于今年 7 月开始运行；埃克森美孚和沙比克合作的 180 万吨乙烷裂解项目预计将于年内投产；壳牌在宾夕法尼亚的 160 万吨项目预计在 2023 年前后投产；雪佛龙 200 万吨的乙烷裂解装置项目预计将延迟至 2025 年投产；台 塑石化原计划于 2023 年在路易斯安那州投产的 120 万吨乙烷裂解项目因疫情影响，将推 迟项目建设；泰国 PTT 全球化工公司计划在俄亥俄州投产 150 万吨的乙烷裂解项目已经延迟多年，因此前合资伙伴韩国大林公司宣布退出，该项目延期投产。美国本土乙烷裂解 项目的推迟，将使得乙烷原料的需求增量更为有限。
3.2.3 高油价背景下，乙烷裂解路线仍有成本优势
MB 乙烷价格有望长期紧跟天然气走势。美国乙烯生产商从 2008 年开始逐步改用乙 烷为原料，因此当时乙烷价格贴近于原油。当 2012 年开始页岩气革命爆发乙烷产量暴增 后，乙烷价格逐渐摆脱原油价格和化工原料属性的影响，由于有较多乙烷注入天然气，其 燃料属性导致价格长期贴近于天然气。根据我们的统计，美国未来几年并不存在 NGL 运 输管道和分馏工厂生产能力的限制，而乙烷供大于求的趋势没有得到根本性的改变，因此 乙烷定价长期仍将趋向于天然气成本加成法。截至 10 月 12 日，天然气价格达到 6.6 美元/mmbtu，乙烷价格为 43.25 美分/加仑，折热值为 6.55 美元/mmbtu，与天然气价格的 比值为 0.99。而 2008 年至今，乙烷/天然气均值高达 1.54，说明目前乙烷价格较此前更 紧贴天然气价格。
考虑到 2024 年之前美国对欧洲 LNG 出口增量有限，TTF 价格波动难以传导至美国， 且 EIA 下调 Henry Hub 价格预测，未来乙烷价格仍有下降空间。今年 9 月，“北溪 1 号” 天然气管道由于设备故障停止供气，欧洲本土天然气供应紧张，带动欧洲天然气价格走高， 吸引美国加大对欧洲 LNG 的出口量。但从美国 LNG 的出口运转来看，受自由港事件的影 响，6 月美国 LNG 出口量较前五个月的均值下降 11%，带动上半年美国 LNG 出口设施负 荷降至 87%。考虑到目前美国 LNG 接收站保持接近满负荷运转，且欧洲在建的 LNG 接收 站投入运营仍需一定时间，2024 年之前美国想要大幅增加对欧洲 LNG 的出口量难度较大， 因此未来欧洲 TTF 天然气价格与美国 Henry Hub 价格相关性不大。根据 EIA 的最新月报， EIA 将 2022Q4 美国 Henry Hub 现货价下调 1.62 至 7.41 美元/mmbtu，将 2023 年 Henry Hub 现货价下调至 5.77 美元/mmbtu，有望带动美国乙烷价格进一步回落。
参考丙烷的价格体系，我们的理解为东北亚地区到岸价=MB 市场价格 管输至码头 费用 液化费 船运费 码头操作 巴拿马运河过闸费 关税等。由于当前油价维持高位， 尽管今年以来乙烷价格跟随天然气持续走高，但乙烷到岸价格仍明显低于石脑油，公司乙 烷裂解路线成本优势显现。我们认为在油价处于 40 美元/桶时，公司的乙烷路线与石脑油 路线成本相当，部分差异取决于副产品的市场价格。
今年以来，受天然气价格走高和乙烯价格走低影响，美国乙烷 MB 价格从年初的 279 美元/吨涨至 8 月中的 468 美元/吨，带动乙烷乙烯价差跌至近十年来的低位—346 美元/ 吨。但长期来看，美国本土乙烷供给过剩的格局不改，后续乙烷价格或随油气资源价格调 整会有所回落。
3.3 新能源汽车推动需求，电池级碳酸酯投产在即
在具备原料和工艺优势的基础上，公司投资建设绿色化学新材料产业园项目，向 C2 产业链下游高附加值产品延伸，增强 C2 业务盈利水平。以环氧乙烷和苯乙烯为基础，向 下游布局包括 50 万吨/年聚醚大单体、20 万吨/年乙醇胺、80 万吨/年聚苯乙烯和 75 万 吨/年电池级碳酸酯等高附加值化工品。其中，一期计划两套 15 万吨/年碳酸酯及电解液 添加剂装置；二期包括一套年产 15 万吨/年碳酸酯装置；三期计划两套 15 万吨/年碳酸酯 装置。 锂电电解液主要由溶剂、锂盐和添加剂三组分组成，按质量占比，溶剂占比在 80%- 85%。目前，电解液溶剂主要包括链状碳酸脂类（DMC、EMC）、状碳酸脂类（PC、EC） 以及羧酸酯类（MF、MA），主要以碳酸酯类为主。状碳酸脂极性强，介电常数高，但粘 度较大；而链状碳酸脂粘度低，适合离子迁移，且具有较宽的温度使用范围。因此，单一 溶剂难以满足电解液的需求，目前更多的是将两种及以上溶剂进行混合使用，目前卫星在 建产品结构已涵盖 DMC、DEC、EMC、EC 四种电解液溶剂。
溶剂产品布局完善，可进行有效碳捕捉。碳酸酯主要是 DMC 系列产品。DMC 下游 应用广泛，按照纯度不同，DMC 可以分为工业级和电池级，工业级 DMC 可用于涂料、 医药/农药中间体溶剂，也可以用作反应原料生产非光气法聚碳酸酯；电池级主要应用于 锂电池电解液材料。电池级 DMC、DEC、EMC、EC、PC 主要应用于锂电池材料，除了 应用于溶剂，也可以用于制备添加剂等。公司目前规划的碳酸酯产能包括 6 万吨 DMC、 5 万吨 EC、4 万吨 DEC/EMC，溶剂产品布局完善，公司拥有从乙烷到电解液溶剂的全产 业链，可实现规模化、连续化生产。此外，该项目符合新能源产业发展趋势，项目采用环 氧乙烷与环氧乙烷生产过程中排放二氧化碳反应制取碳酸酯，预计单吨碳酸酯可消耗约 0.6 吨二氧化碳，从而有效进行碳捕捉，实现循环经济。预计三期规划的 75 万吨/年碳酸 酯装置全部投产后，可回收利用约 40 万吨二氧化碳。
DMC（碳酸二甲酯）的下游主要应用集中在电解液溶剂和聚碳酸酯（PC）两大品种， 占下游总需求量的 70%左右。未来，随着电动汽车的高速发展，电解液溶剂需求有望持续 高速增长。聚碳酸酯（PC）产能扩张和进口替代也将拉动 DMC 需求。我国是 DMC 主要 生产国，截至 2021 年，国内 DMC 产能约 120 万吨，产量约 65 万吨，同比增长 38.7%， 国内产能主要集中在山东和华东地区，工艺以环氧丙烷酯交换法为主；海外产能约 25 万 吨，主要集中在日韩企业，且海外装置大多配套下游电解液和 PC 生产装置，以自用为主。 DMC 产能快速扩张，仅少数企业具备电池级 DMC 生产能力。电池级溶剂对于纯度 要求尤其高，至少需达到 99.99%，且由于催化剂选择要求高、提纯难度大，目前国内可 实现规模化生产的企业屈指可数。而卫星化学具备上游高纯度原料和一体化全产业链布局， 在电池级 DMC 的生产上将具备一定优势。
公司碳酸脂采取 EO 酯交换法的工艺路线。酯交换法具有工艺成熟、反应条件温和、 设备投资小、生产安全性高、反应效率高、产物纯度高等优点；且生产过程之中消耗二氧 化碳；同时，副产乙二醇或丙二醇。其中虽然丙二醇附加值较高，但其市场容量较小， 2021 年我国丙二醇下游消费量为 36.3 万吨，市场基本趋于饱和。乙二醇虽然附加值低于 丙二醇，但是市场空间更为可观，截至 2021 年，我国乙二醇表观消费量为 2051 万吨， 产量为 1198 万吨，进口依存度高达 41%。
新能源汽车等终端消费提升带动产业链整体向好，预计电解液溶剂需求将持续高速增 长。受需求增长和政策支持等原因推动，截至 2021 年我国新能源汽车销量达到 352.1 万 辆，同比增速高达 157.5%，渗透率达到 13.4%。随着新能源汽车市场份额的不断扩张， 推动电解液溶剂需求持续增长。2021 年全球锂电池电解液需求量 72.7 万吨，同比增长 73.5%，同年我国锂电池电解液出货量达 50 万吨，同比增长 102%。据 GGII 数据，2021 年中国锂电池出货量 327GWh，同比增长 129%，预计 2022 年将超过 600GWh， 到 2025 年有望达到 1456GWh，年均复合增速高达 45%，预计未来锂电及电解液市场将 保持高速增长态势，进而带动电解液溶剂市场需求快速提升。
4. 新材料布局未来可期，氢能发展空间广阔4.1 α-烯烃与 POE 存国产替代空间，有望成为又一增长点
4.1.1 自主研发催化剂，α-烯烃有望成为卡脖子环节
POE 核心壁垒在于α-烯烃，未来有望成为卡脖子环节。热塑性弹性体 TPE 兼具塑料 热塑性和橡胶弹性特征，从结构上看它由含各类生胶的软链段和各类树脂的硬链段连接而 成，全球需求量在 650-700 万吨；TPE 是一类材料的统称，可以分为多种成分类型，其中聚烯烃类（TPE-O）的使用占比约为 30%左右。TPE-O 可以分为 2 类：共混型（将 PP、 PE 和 EPDM 等共混）、共聚型（POE、OBC）。其中 POE 作为一种通用热塑性弹性体， 主要分为两种：1）广义上的 POE，是指乙烯-辛烯共聚物、乙烯-丁烯共聚物、乙烯-己烯 共聚物等乙烯、α-烯烃共聚而成的聚烯烃类弹性体，一般用茂金属催化生产；2）狭义上 的 POE 是指乙烯-辛烯共聚物。 采用自主研发催化剂，预计 1000 吨α-烯烃年末出产品。卫星于 2021 年 12 月 30 日 发布公告，宣布投资约 150 亿元建设绿色化学新材料产业园项目，主要包括 20 万吨/年乙 醇胺、80 万吨/年聚苯乙烯、10 万吨/年α-烯烃与配套 POE、75 万吨/年碳酸酯等产品， 分为三期建设，其中α-烯烃与 POE 是目前亟待国产突破的材料之一。今年 6 月 10 日，连 云港石化 1000 吨/年α-烯烃工业试验装置项目环境影响评价一次公示，拟确定 1000 吨生 产规模，包括年产 1-辛烯 700 吨、1-己烯 300 吨，宣示着公司α-烯烃工业试验项目步入 落地实施阶段，项目具备施工条件，预计今年建成并产出产品。POE 研发持续推进中，争 取能够配套自建的 α-烯烃项目尽快实现工业化。本项目拟采用卫星化学研究院自主研发的 催化剂，及先进连续溶液聚合法α-烯烃的生产技术。截至 2022 上半年，公司投入研发费 用 6.45 亿元，同比增长 72.6%。
α-烯烃指在分子链端部具有双键的单烯烃，一般指 C4 及 C4 以上的高碳烯烃，其碳 数范围分布很宽（C4-C40）。其中，应用最为广泛的品种是 C4、C6 和 C8 等组分。α烯烃按其碳链长度有不同的应用，有广泛用途的是碳数范围为 C6-C18（或 C20）的直链 α-烯烃，有 83%左右需求用来做聚乙烯共聚单体，生产具备高抗撕裂和拉伸强度的 HDPE 或者 LLDPE。
1-丁烯（C4）：目前加工企业趋于用 1-己烯、1-辛烯代替 1-丁烯作为共聚单体， 用已开发出单体含量更高、性能更优异的茂金属聚乙烯产品。当前，我国 1-丁 烯总产能达到约 78 万吨/年，生产方式以混合 C4 分离为主，，部分装置采用乙 烯二聚和丁烯-2 异构化法。
1-己烯（C6）：与丁烯牌号产品相比，己烯-1 的拉伸强度和抗冲击强度提高一 半、撕裂强度提高五分之一。此前国内高端己烯-1 主要依赖进口，而如今我国 有燕山石化、大庆石化、茂名石化和独山子石化四家企业共计 9.5 万吨/年产能， 预计 2023 年将进一步提升至 13.5 万吨/年。
1-辛烯（C8）：目前我国 1-辛烯完全依赖进口，本土尚无大规模的生产装置。
全球供给及需求仍集中在发达地区，未来国内供需有望同步放量。截至 2019 年全球 线性α-烯烃的产能 803.2 万吨，其中北美地区生产能力最高，产能为 353.6 万吨。同时， 全球线性α-烯烃的消费量为 590.9 万吨，北美仍拥有最大消费量 213.5 万吨。 目前α-烯烃生产技术仍掌握在少数企业中。从 2019 年全球产能统计来看，壳牌是全 球最大的线性α-烯烃生产企业，占全球总产能 17%，全球 CR3 为 43%，CR5 为 56%， 集中度较高。
4.1.2 下游光伏行业需求推动，POE 国产替代空间可观
POE 作为狭义上的乙烯-辛烯共聚弹性体，一般不作为主料使用，主要用于改性增韧 PP/PE/PA 等材料，形成共混 TPO，少部分也会直接当做弹性体材料使用，且下游应用领 域广泛。全球来看：1）汽车是应用最多的下游，经过 POE 改性的基础塑料可以用于制作 保险杠、挡泥板、方向盘、垫板等，全球占比 24.8%；2）消费品可应用于家电、玩具、 运动用品等，也可应用于纸尿布卫生用品，改善无纺布的弹性和韧性，占比 19.3%；3） 在胶粘剂、电线电缆、手术袋等多个方面也有相关的应用。国内方面：POE 的使用几乎全 部依赖进口，集中在汽车工业领域。根据 IEK 数据，POE 使用主要集中在发达国家，北美、 西欧、日本合计占比超过 60%，中国需求占比 16.2%。
POE 胶膜具有高抗 PID 性，未来国产替代空间广阔。透明 EVA 胶膜为传统主流封装 产品，仅起到透光、耐黄变、粘接等封装作用，而白色 EVA 胶膜具有高反射率，减少光 线折损率，从而提高组件整体对太阳光电的利用率。部分客户偏向在双玻组件的下层封装 层中用白色 EVA 胶膜，但透明 EVA 胶膜仍会被配套在上层使用，市场需求相对稳定。与 EVA 胶膜相比，POE 胶膜主要用于封装双面及 N 型组件，抗 PID 性能更优，即电势诱导 衰减，降低光伏电池发电性能。组件在使用过程中，水汽和高温交替，很难长时间保持完 全密封状态，一旦水汽渗透至组件内部，会导致大量电荷聚集在电池片表面，造成组件效 率下降，衰减程度可达 50%。而 POE 由于自身阻水性和耐水解性优于 EVA，具有高水汽 阻隔率和高耐候性，因此可以有效减少 PID 现象的发生。以单晶 PERC 双面电池组件为代 表的高效组件发展迅速，且新型太阳能电池技术大多采用 N 型硅片，具有更高的抗 PID 性能要求，因此 POE 胶膜的潜在需求提升。考虑到 POE 价格较 EVA 更高，且目前国内 尚未形成规模化生产，未来国产替代空间广阔。
光伏封装胶膜市场有望贡献重要增量。EVA 胶膜、POE 胶膜是目前主流的封装材料， 合计需求占比约为 97.1%，其中透明 EVA 胶膜、白色 EVA 胶膜、POE 胶膜 2021 年市占 率分别为 69.6%、15.5%、12.0%。从国内看，2010 年以前国内几乎没有 POE 的使用， 近 10 年需求快速增长，截止 2019 年中国 POE 消费量为 21 万吨，同比增长 10.4％，其 中 2015-2020 年的需求年复合增长率高达 6.7%。随着光伏组件厂商越来越重视封装材料 对于发电效率提升的作用，高品质胶膜（以白色增效 EVA 胶膜、多层共挤 POE 胶膜为主） 占比在逐步提升，与此同时双面电池及双玻组件的使用也进一步促进高品质胶膜市场占有 率提升，未来国内胶膜领域市场需求有望达到 30-50 万吨级别。
4.2 国内氢能发展前景广阔，副产氢气工艺路线优势凸显
我国氢能市场发展前景广阔。目前我国能源消费结构仍以化石能源为主，其中 2021 年煤炭消费占比高达 55%，其次为石油，占比 19%，两大化石能源消费占比合计超过七 成。在双碳政策指引下，我国能源结构面临转型升级，氢能作为高效清洁能源之一，市场 空间广阔。根据中国氢能联盟数据显示，2020 年我国氢气需求量约 3342 万吨，在 2030 年碳达峰情景下，我国氢气的年需求量将提高到 3715 万吨，2020-2030 年均复合增速为 1.1%，在终端能源消费中占比约 5%。到 2060 年，我国氢气的年需求量将增至约 1.3 亿 吨，2050-2060 年均复合增速为 3%，在终端能源消费中占比约 20%。届时，预计工业 领域仍将是最主要的氢气消费板块，需求占比六成，其次，是以氢燃料电池汽车为主的交 通领域，需求占比三成。在双碳发展背景下，预计 2050 年前我国氢能市场将维持高速增 长。
制氢工艺可大致分为三类： 1) 传统制氢：以煤炭、天然气等化石能源为原料，由于工艺成熟、应用规模大，目 前生产成本较低，但此路线的能耗和碳排放最高，因此传统化石能源制得的氢气 也被称为“灰氢”； 2) 工业副产氢：焦炉煤气、氯碱尾气、轻烃裂解等工艺副产提纯制氢，是目前制氢 成本最低的途径，符合低碳氢标准，产品运输半径短。由于工业副产氢主要依托 氯碱、轻烃裂解等项目，虽然源头来自化石能源，但其生产过程不额外产生碳排 放，因此工业副产氢气也被称为“蓝氢”； 3) 可再生能源、电解水制氢：由可再生能源通过电解水等方式获得的氢气。传统电 解水制氢使用的电力主要来自火电，且生产过程中会产生能耗损失，因此产生的 碳排放甚至高于化石能源直接重整制氢。而电解水制氢与可再生能源发电相结合， 可以有效降低成本，全流程几乎不产生碳排放，也被称为“绿氢”，是未来政策 主要支持的制氢工艺。
相比化石能源和电解水路线，工业副产氢气成本较低、不额外产生碳排放，是当前性 价比较高的制氢路线。考虑提纯成本，工业副产氢的综合生产成本在 10-16 元/公斤，要 低于电解水制氢以及结合 CCUS 技术的煤制氢成本；而由于工业副产氢不额外产生碳排放， 因此相比煤制氢和天然气重整制氢路线更为环保；同时，工业副产气提纯制纯氢的技术难 题目前也都突破，并得到工业化应用验证。因此，综合制氢成本、技术成熟情况、以及碳 排放与环境等因素，目前按来看工业副产氢是性价比较高的制氢途径。
公司副产氢气纯度高，可直接作为氢能源使用，2023 年公司副产氢气量有望达到近 30 万吨。截至 2021 年公司共有 14.2 万吨的副产氢气，其中平湖基地 90 万吨 PDH 装置 可副产氢气 7.2 万吨，连云港乙烷裂解制乙烯一阶段副产氢气 7 万吨。由于海外的丙烷和 乙烷均来自天然气伴生物，杂质相对较少，丙烷脱氢和乙烷裂解工艺副产出的氢气纯度以 达到 99.8%，通过高压吸附后可达到 99.999%，可直接作为氢能源使用。目前连云港 C2 二阶段已实现投产，加上规划的 80 万吨 PDH，预计到 2023 年公司氢气总产量将达到 30 万吨左右，有望成为长三角地区的主要氢气供应商。公司对于氢气的利用与规划： 1) 自用生产双氧水：目前产品为 G1-G2 标准，主要覆盖水处理剂、预电子级化学 品和用于光伏玻璃的清洗。公司仍有 25 万吨双氧水在建（含 G3-G4 电子级）。 2) 为园区内企业供氢：目前平湖基地已经实现氢气的外供，连云港基地待园区内企 业建成之后也可以具备供氢的条件。2021 年 3 月，公司与独山港区管委会、液 空中国签署《新材料新能源一体化项目合作框架协议》，液空中国负责建设年产 3000 吨的氢气充装站（一期）和年产 11000 吨的液氢装置及配套设施（二期）， 公司负责建设年产 80 万吨 PDH、年产 80 万吨丁辛醇和年产 12 万吨新戊二醇 及配套装置，为氢能一体化项目提供氢能保障。 3) 出售给其他企业：目前，随着氢能源产业的推动，部分国内外企业已经在与公司 洽谈氢气的采购意向。公司早在 2019 年就成立氢能科技公司，并于浙能集团就 氢能产业链签订战略合作，为未来的业务拓展准备条件。) 规划以氢气为原料的化工品，消耗二氧化碳：用环氧乙烷生产过程中的二氧化碳 和氮气分别与氢气反应，生成甲醇和合成氨，为生产 DMC 和丙烯腈提供原料， 形成产业链协同。
主要产品利润拆分
丙烷脱氢装置成本优势保障公司碳三产业链竞争力，长期来看聚丙烯盈利增速将放缓， 下游丙烯酸及酯、双氧水、高分子乳液等深加工产品毛利率将保持较高水平。目前公司拥 有 90 万吨/年丙烷脱氢装置，丙烯用作下游聚丙烯、丙烯酸及酯、高分子乳液等产品原料， 受益于全球丙烷供应量持续增长，丙烷脱氢装置将在长期内保持成本竞争力。今年受到原 料价格走高和下游需求不振影响，预计 C2、C3 主业毛利率都有所收窄。目前美国 HB 地 区丙烷价格在 270 美元/吨左右，预计油价从高位回落，后续丙烷价格将有一定下降空间。 2023-2024 年，随着下游需求复苏，预计丙烯酸及酯毛利将有所回升；SAP 业务经过多 年开拓，拥有较稳固的客户基础，预计毛利率将保持稳定增长；较其他产品，聚丙烯深加 工程度不高，预计毛利率将维持偏低水平。 连云港石化乙烷项目一、二阶段已分别于 2021 年 5 月和 2022 年 8 月顺利建成投产， 二阶段有望于 2022Q4 开始贡献业绩。近期美国 MB 乙烷价格在 370 美元/吨左右，受今 年美国天然气价格上涨带动，乙烷价格较去年同期上涨约 100 美元/吨，但考虑到美国本 土乙烷供应过剩的局面，且美国页岩企业今年加大资本开支力度，乙烷作为伴生气，产量 有望实现增长，长期乙烷价格仍将回落。且公司碳二产业链不断向下游延伸，规划包含 DMC、聚苯乙烯、POE 等高附加值产品，预计连云港石化项目毛利率将保持在 20%以上。
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精选报告来源：【未来智库】。
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