三大化工路线成本比较：

化工成本构成中原材料占比最高，其次就是能耗、生产费用和三费。油煤气约 80%用于燃料，只有 20%用作有机化工原料，因此一直都是能源定价。本质上燃料用氢、材料用碳，所以煤炭在原料价格上有很大优势。但其缺点是碳转化效率低、且单位投资是油气化工的数倍，
导致折旧和财务成本很高。所以依照我们对油煤气远期价格的假设，在油煤气路线竞争最激烈的 C2、C3 领域，从成本看美国乙烷裂解<中国乙烷裂解<西北煤化工<丙烷脱氢<华东油头<沿海 MTO。
炼化一体化正在解体：

目前全球油煤气在 C2、C3 领域原料占比为 56%、5%和 39%，油头占据绝对领导地位。但从成本看，我国西北煤化工不但完全成本低于油化工，现金成本也不输气化工。更关键的是煤化工扩产没有资源瓶颈，即使全部烯烃都转为煤头，也不过增加 2 亿多吨需求，对煤炭供需影响微乎其微，占比提升的潜力极大。另外气头未来几年在乙烯、丙烯上也各有 1000 万吨的扩产能力。因此目前全球以炼化一体化为主体的有机化工格局正在面临解体，这也将带来巨大的投资机会！

各类化工产品格局分析：

从综合竞争力看，C1 产品未来将主要以煤化工和资源地气化工为主，美国气头成本虽低，但考虑运费后也难以出口到东亚；C2-C3 化工中气头和煤头的新增产能将进一步侵蚀油头产能现有份额，尤其是煤化工产能提升潜力极大。届时大多数高成本炼厂都将被迫退出化工领域，这也将造成 C4 及更高碳链化工品的供给收缩，长期看利好以芳烃为主、在聚酯产业链具备极强竞争力的民营大炼化。另外我国气化工中的卫星石化和万华化学也有阶段性成长的空间。
最为看好煤化工：从资源和技术禀赋看，煤炭是最适合我国的有机化工原料。尤其是近两年随着技术突破，煤化工行业已经接近全面爆发的临界点。长期我们建议关注兼具资源禀赋和化工生产能力的西北民营企业宝丰能源。该公司既有扩张的意愿也有扩张的能力，未来很可能会发展成为中国版陶氏或利安德巴塞尔式的世界级大宗商品供应商！

. 三大路线将展开惨烈竞争！

化工产业的主体就是以油煤气为原料的有机化学工业，其国内总产值约 15 万亿元，全球更是在 37万亿元以上，即使在整个工业体系中也是绝对的支柱型产业。展望未来，我国有机化工行业正在经历着格局性的巨变，史无前例的出现了油煤气三大工艺路线同步大幅扩产。首先随着国家放松炼化行业准入管制，民营资本都在大手笔涌入该行业，新建的千万吨级装置比比皆是，甚至出现了浙石化这种远期规划高达 6000 万吨的世界顶级产能；其次近两年由于新型煤化工技术的成熟，煤制烯烃和乙二醇扩产幅度也很大，如宝丰能源规划 5 年内烯烃产量达 300 万吨，已与 4000 万吨炼化对应的烯烃产能相当；最后就是随着页岩油气革命逐步扩散到我国，无论是丙烷脱氢还是乙烷裂解规划产能规模都接近千万吨，代表企业万华化学两期气头化工总计烯烃产能约 230 万吨，也相当于 2000 万吨大炼化。而需求端显然无法承接如此之多的新增供给，产能过剩和惨烈洗牌已不可避免。而且有机化工原料种类的多样性必然造成不同路线在成本端有显著差异，而产品端又几乎完全同质，在不同产品上油煤气哪种工艺路线在成本端更具优势就决定了谁能在未来的激烈竞争中胜出，这无疑也将带来巨大的投资机会！

1.1 路线差异将带来巨大投资机会！
回望历史我们可以看到，对于有多种原料路线的化工行业而言，工艺选择的重要性要远远大于努力。一旦路线选错了，后面就很难再有翻身的机会。例如过去几年，沿海外购甲醇制烯烃的企业就一直深陷开车亏现金、停车亏折旧的泥潭，而丙烷脱氢行业则即使最平庸的企业都能获得很好的盈利。前者之所以选择在沿海建 MTO，肯定也不是抱着主动亏损服务社会的目的，核心还在于其规划时，油价高甲醇价格低，两者套利空间非常可观。但对于周期性化工品来说，唯一不变的就是价格永远在变，因此仅靠当期价格做判断就很容易犯致命的错误。对于有机化工这种涉及多种原料来源的复杂体系，做决策时除了传统供需分析的周期研究框架外，还需要与化学结合，即从化学源头上想清楚哪种产品用哪种原料生产才能做到能耗、物耗和运输等综合成本最优化，再结合长周期的油煤气合理价格比，推算出哪种工艺路线的完整生命周期盈利能力最强。从这个角度看，沿海 MTO 不但相比油头产能毫无优势，相比西北 MTO 更是劣势明显，可以说赚钱是偶然，亏钱是必然。而丙烷脱氢则天然就比较适合我国沿海地区，所以一直盈利很好也就不足为奇。自古小富靠勤，大富由天，不是沿海 MTO 企业不努力，也不是丙烷脱氢企业有多优秀，根本原因还在于两者在源头路线选择上的差异，造成了最终结果上的天壤之别。
有机化工整体上虽已不属于成长性行业，更多的是存量产能的份额博弈。但介于其产值规模足够大，市场又极度分散，对于任何身处其间的企业来说，面对的都是近乎于无限大的海量市场，哪怕单纯是因为原料路线不同建立起成本优势，仅凭这个简单粗暴的逻辑就可以不断扩产、持续成长。这在过去几年丙烷脱氢行业的东华能源身上就体现的非常明显，作为一个并无化工基础的贸易公司，公司转型进入丙烷脱氢行业后，短短 5 年利润体量就翻了 10 倍，最高点股价涨幅也在 10 倍以上，充分体现了周期性行业择之于势、不责于人的特点。只要把握住大的趋势，就能如临万仞之渊推千钧之石，任何公司都可能带来可观的超额收益。那么虽然我们判断未来石化大周期向下，但由于煤头和气头成本显著低于油头，还是会在其中涌现出成长股的投资机会。尤其是新型煤化工近几年技术出现了重大进步，我国又坐拥资源禀赋优势，发展潜力巨大，未来有望大幅挤占油头市场份额。
可以说目前全球以炼化一体化为根基的有机化工体系正在解体，这也将带来巨大的投资机会！

1.2 炼化一体化格局正在解体
从化学角度看，油煤气最大的区别就是碳氢比不同，煤炭几乎全部由 C 原子组成，石油可以近似为 CH2，天然气则为 CH4。氢单位热值高，更适合用作燃料、碳则更适合用作骨架材料，即燃料用氢、材料用碳。而从油煤气的下游用途看，燃料消费占比在 80%以上，材料占比则只有 15-20%，因此能源属性决定了油煤气价格。由于氢含量不同，油气能量密度要显著高于煤炭，是后者的 3 倍左右。而且石油本身为液态，简单加工后就可以用于汽车等交通领域，应用场景更为高端且难于替代，煤炭和天然气则主要用于发电和城市燃气，因此油相对煤气还有进一步的溢价。整体而言，油气更适合用作燃料，煤炭则更适合作为化工原料。但现实却是全球有机化工原料一直以石油为主，以至于也经常被等同于石油化工。近两年随着北美页岩气革命，气头占比也显著提升，但煤头则基本只局限于我国。从油煤气竞争最为激烈的 C2-C3 领域原料占比看，目前我国为 69%：18%：13%，而全球为 56%：5%：39%，油头都是占据压倒性的优势。但展望未来，我们认为以炼化一体化为主体的有机化工格局正在解体，气化工、尤其是煤化工占比将显著提升。长期看，美国乙烷还有约1000万吨增量可用于乙烷裂解，凭借极低的成本最终应该都能完全兑现。

在丙烯下游液体化工品上，丙烷脱氢相比油头化工有投资低和收率高的优势，市占率也会继续提升。更为关键的是，西北煤制烯烃和乙二醇在完全成本，尤其是现金成本方面相比目前占主导地位的油化工有显著优势。而且不像气化工原料乙烷和丙烷作为伴生气，全球化工用供给只有千万吨级别，体量上不但无法完全替代油化工，并且随着用量提升还会带来价格的持续上涨。煤炭作为基础能源，我国产量就在 40 亿吨以上，即使以完全替代油头测算，对煤炭增量需求也不过约 2 亿吨，对价格体系的冲击可以忽略不计，因此煤化工有近乎于无限的低成本扩产能力。因此我们判断，未来油化工下游产品将更多的向 C4 及以上的芳烃集中，除了沿海新建民营大炼化这类具备芳烃全产业链优势的企业之外，大多数高成本内陆炼厂都将被迫退出化工领域，收缩为纯炼油企业。届时油头退出的聚烯烃将主要转给煤化工，丙烯下游液体化工品则主要转给丙烷脱氢，乙烷裂解凭借低成本也会占据应有的市场份额。随着油头占比下降带来的 C4 及以上产品的供给减少，11-14 年轻质化逻辑将再度重演，这对于高产芳烃的炼化一体化企业也构成结构性利好。个股层面，我们建议关注煤制烯烃领域具备低成本扩张能力和意愿的宝丰能源，气头化工领域的万华化学、卫星石化以及油头化工受益于轻质化逻辑的荣盛石化、恒力石化和恒逸石化。

1.3 我们为什么看好煤化工？
今年以来我们已经发表多篇报告反复强调了我们对煤化工行业的看好，这在目前行业中无疑是一种很不主流的观点。我们之所以如此看好煤化工就如前文所述，煤炭相比油气在碳氢比上其实天然就比较适合作材料，价格上也有很大优势，这也使得煤制烯烃和乙二醇成本都显著低于油化工。更为重要的是，煤炭是我国唯一具备全球禀赋优势，可以自给的基础能源，发展煤化工有利于我国能源安全，以聚烯烃全部替代测算将减少约 4000 万吨石油消费，并降低约 10%的进口依存度。并且煤化工具备极强的自发扩张能力，过去几年我国 MTO、煤制乙二醇都呈现了爆发性增长，即使 15年油价暴跌后也没有停止产能扩张的步伐，可以说煤炭是最适合我国的有机化工原料。发展煤化工对我国的意义将不亚于页岩气革命后带来的美国气头化工崛起。煤化工以前一直不被重视，近两年甚至还受到政策层面的诸多限制，根源还在于目前各地严控用煤指标，煤化工作为以煤炭为原料的化工路线，在不区分材料和燃料用途的情况下，自然容易被限制。另外煤化工技术难度大，又有太多不专业的企业贸然进入该行业，投资了很多诸如煤制气、煤制油、西北煤制甲醇之类毫无路线优势、缺乏经济性的产品，造成了相关企业的经营困难，严重影响了行业形象。但我们判断上述这些问题都在好转，尤其是随着行业发展机会向优势企业集中，我国煤化工行业有望涌现出与美国陶氏和利安德巴塞尔类似的世界级大宗商品生产商。

长期看，我们认为没有哪个会限制自己优势产业的发展，煤化工最终区分原料用煤与能源用煤，放开审批限制是大势所趋。由于煤化工投资强度大，海外建设成本又高，所以一直对煤化工都缺乏投入，造成其工艺成熟度上远不及油气化工。但随着我国的大力发展，煤化工技术进步正在加速。以历史最为悠久的氨醇联产工艺为例，近几十年工艺都出现了几次跃升。先是于上世纪 90 年代，通过水煤浆工艺实现了用低成本烟煤对高成本无烟煤的替代；再是通过多喷嘴和水冷壁实现了水煤浆技术的升级；三是气化炉日投煤量不断放大，从 08 年的 750 吨到 14 年的 3000 吨，最大单套造气规模已经近百万吨，这些技术进步都带来了成本的大幅下降。而对新型煤化工来说，第一套神华煤制烯烃距今也不过 10 年，煤制乙二醇则更是近两年才有成熟装置投产，技术上都还有很大的提升空间。未来随着成本不断优化，其相对油气化工的竞争力还将增强。作为我国少数技术不输欧美，研发能力和原料供给都能自主可控的化工领域，煤化工理应获得更快的发展。

2. 三大化工路线成本比较
就如上文所言，有机化工行业的核心竞争力就在于成本。而从化工成本构成看，主要就是原材料、能耗、生产费用和三费。具体到这三种路线，最重要的差别就在于原材料成本不同。这背后就涉及到生产相同产品使用不同原料的碳转化效率不同，即吨耗不同，另外就是单吨油煤气的价格差别也很大。能耗上，普遍煤化工>油化工>气化工，但就影响级别而言要远小于原材料的影响。且新型煤化工大体都在西北，电力和蒸汽成本很低，而油气化工则以东部沿海为主，很多都是外购电，尤其是气化工因为都是近两年才投产，也少有配套热电，往往蒸汽也要外购，此消彼长在能源成本上差别不是太大。生产费用主要就是折旧和人工，其中最核心的区别就在于折旧。以烯烃为例，煤化工单位投资是油化工和气化工的 5 倍，在折旧上要高很多，由于海外化工项目的投资要远大于我国，所以全球煤化工都集中在中国也就不足为奇。三费端的核心区别就在运费和财务费用。因为煤化工普遍在西北，产品要销往东部，所以运费占比很高。气化工虽看似产品运费占比不高，但由于原料为气体，采购成本中运费占比也很高。财务费用上，煤化工单位投资大，油化工则需要配套上游炼油，全产业链投资也很大，所以财务费用占比都不低。具体分析如下文：
2.1 从碳转化率角度比较
石油是长碳链烷烃和芳烃组成的复杂混合物，因此只要通过裂解或者重整工艺，就可以生产乙烯、丙烯、PX 等化工品，其碳原子转化率可以做到 90%以上。天然气化工也不涉及碳链转变，基本是甲烷用于氨醇联产，乙烷用于裂解制乙烯，丙烷则脱氢制丙烯，碳原子转化效率也很高。煤炭由于完全不含氢，因此生产各类下游含氢化工品就需要通过煤气化反应来转化，用一个 C 原子来置换两个 H 原子，并生成无用的 CO2，相当于浪费了一个 C 原子。如果以甲醇为中介，通过脱水反应来生产烯烃，相当于又多浪费了一个 C 原子。因此从碳转化率角度看，通过一步反应生产甲醇、尿素等 C1 产品，煤化工要优于油化工，并与气化工等价；如果再增加一步反应生产乙烯与丙烯，则油煤气化工完全等价，因此三种路线的竞争也主要集中于这个领域，我们下文也将重点分析。C4及以上化工中，煤化工的碳转化率损失太大，气化工的选择性又太低，因此除了部分煤头焦化苯外，几乎就都是油头的一统天下了。

相比油煤气之间的成本比较，运费影响更大的其实是各工艺路线内部的成本比较，进而影响到各自产业的合理区位布局。石油作为最大宗的商品，都是 30 万吨 VLCC 油轮运输，哪怕跨洲际贸易，运费占比一般也在 5%以内，但石油下游产品基本以液态的汽柴煤为主，甚至还有部分气态液化气，运输成本很高，所以建在消费地的综合运输成本要远低于产地。即使资源禀赋强如沙特，也很少有专门以外销为目的的炼厂。煤炭作为干散货，运输成本并不高，但问题在于下游产品的单吨耗煤量差异很大，且产品自身的运费占比也差异很大，所以到底适合建在资源地还是消费地，还要具体产品具体分析。如果通过一步反应生产尿素或甲醇，其吨耗煤量为 1 吨和 1.5 吨，而产品端单吨运费尿素和煤炭接近，甲醇则为 1.5 倍左右，所以建在消费地和资源地基本等价。但如果将甲醇进一步加工为聚烯烃，则相当于煤单耗提升至 4.5 吨，固体聚烯烃又和煤炭运费差距不大，此时西北资源型企业优势就非常明显。煤制乙二醇情况则介于两者之间，其单耗原料煤约 2 吨，考虑产品运费后西北企业略有优势，但由于稳定开车的技术难度很大，所以目前成本最低的反而是东部的技术领先型企业华鲁恒升。

气化工由于需要低温液化运输，运费占比很高。其中天然气、乙烷和丙烷液化所需温度分别为161.5℃、-88.6℃和-42.1℃，所以储运成本差异很大。以美国至我国为例，其单吨运费分别为 80美元、120 美元、80 美元，对应当前产品价格的运费占比为 17%、30%和 16%。产品端 C1 化工的尿素、甲醇从美国至我国的运费分别为 60、80 美元/吨，由于产品单价很低，占比都在 25%以上。乙烯下游的聚乙烯和乙二醇虽然运费和尿素、甲醇类似，但由于产品单价高，占比也降至 8%左右。丙烯下游的聚丙烯运费占比与聚乙烯类似，其他产品都为液体化工品，甚至是危险化工品，储运成本极高，也基本没有大体量的跨洲贸易。因此丙烷脱氢建在消费地，原料端的运费劣势可以很轻松的被产品端运费优势弥补。所以整体而言，丙烷脱氢和油化工都适合建在消费地，尤其是考虑到建设和人工成本后，我国上述产能相比资源地还更具优势。天然气化工、乙烷裂解由于原料运费占比太高，比较适合建在资源地。煤化工中煤制烯烃适合建在西北资源地，其他如尿素、甲醇和乙二醇等，建在消费地和资源地应该说各有千秋，还是要结合企业的具体情况分析。

2.3 从单位投资角度比较

油头产能下游配套化工产品种类很多，以最为标准的百万吨级乙烯为例，其对应的化工品为 100 万吨乙烯+50 万吨丙烯+30 万吨碳四+70 万吨芳烃等，总投资规模一般为 100 亿元，相当于单吨烯烃投资额为 4400 元。气头产能则产品比较单一，标准的 120 万吨乙烷裂解下游主要为 90 万吨乙烯及 30 万吨 C3、C4 等其他产品，以总投资 50 亿元测算对应的单吨乙烯产能投资为 4500 元；标准的 60 万吨丙烷脱氢下游主要为 45 万吨丙烯，以总投资为 24 亿元测算对应的单吨丙烯产能投资为 4600 元。西北煤头 MTO 主要产品为 30 万吨乙烯+30 万吨丙烯，对应单位烯烃产能投资为 3 万元，MTP 因为综合收率更低，单位投资还要更大。煤头乙二醇 20 万吨（折纯为 12 万吨乙烯）的投资规模为 30 亿元，对应单位烯烃产能投资 2.5 万元。上述投资如果以 10 年计提折旧，70%为债务融资，贷款利率为 7%测算，则油头、乙烷裂解、丙烷脱氢、MTO、煤制乙二醇的单吨烯烃折旧+财务成本分别为 656 元、671 元、685 元、4470 元和 3725 元。另外需要指出的是，对于油头产能来说还需要配套上游低盈利的炼油环节，相当于单位投资要翻倍。而乙烷裂解则由于目前全球贸易量很小，基础设施极不完善，涉足该行业要补齐上游基建和专有船舶短板，这些都是上述产业不可忽视的隐形成本。

2.4 从原料价格角度比较
相比以上三点，更为重要的无疑还是对未来油煤气比价关系的判断。对于油价来说，全球各地差异不大，即使近两年因北美页岩油革命导致 WTI 明显低于 Brent 价格，但年底随着新建外输管网的开通，预计两者价差也会再次收窄，因为我们选取最具代表性的 Brent 油价作为基准。全球气价则各地差异很大，资源地气价普遍很低，但因为运输成本很高，且最大的增量资源地美国存在很大的外输瓶颈，短期还无法解决，所以跨洲际套利难度很大。相比将北美天然气运至我国，出口尿素和甲醇至少还存在物流上的可能性。因此我们下文将仍然以北美气价为基准，并据此计算北美尿素和甲醇是否具备出口成本竞争力。煤炭我们则选取秦皇岛 5500 大卡动力煤做为东部尿素和甲醇的原料价格基准；而对于西北煤化工产能来说，由于投资主体都是资源型企业，如神华、中煤、陕煤等，其本质上是通过煤化工来变现上游资源价值，赚取的是从煤到化工品的全产业链利润，因此原料价格基准采用坑口煤价。现有乙烷裂解主要在北美，由于绝大部分都用于燃料，其价格基本按照热值比稳定在北美气价的 1.15 倍左右。丙烷脱氢则主要在我国，其化工占比接近 50%，所以定价上半油半气。15 年油价暴跌以后，我国单吨油气价格基本接轨，相应 16 年至今丙烷和石脑油价格比也收敛至 0.97。所以我们选取北美天然气*1.15 和我国石脑油价格作为远期乙烷和丙烷价格替代。

目前我国沿海石油、煤炭、丙烷，北美天然气和乙烷的价格分别为 59 美元/桶、575 元/吨、3584元/吨和 0.52 元/方、1916 元/吨。如果以过去 10 年的历史均价测算，则上述产品价格为 81 美元/桶、557 元/吨、4571 元/吨和 0.82 元/方、2452 元/吨。考虑到北美页岩油气革命后，全球油气供给结构和成本曲线发生了根本性变化，过去 10 年均价存在着系统性高估。而目前作为主要边际产能的页岩油气生产企业自由现金流又持续入不敷出，长期看目前价格可能也存在系统性低估。因此我们依照主要页岩油气企业在较为合理盈利情况下（假设 ROE 为 10%）测算，对应的油价和气价分别为 55 美元/桶和 0.8 元/方、对应丙烷和乙烷价格为 3350 元/吨和 1300 元/吨。对于煤价来说，我们偏向于认为目前国内供给侧改革带来了一定程度上的价格虚高，预计 500 元/吨可能是更为合理的长期东部煤价假设。而坑口煤价主要为成本定价，基本稳定在 200 元/吨。那么在上述价格体系下，北美和我国氨醇联产的成本比较，以及油煤气竞争最为激烈的产品聚乙烯、聚丙烯和乙二醇的成本比较分别如下表所示

各类化工产品格局分析
结合上文的分析，我们认为全球 C1 产品将主要以煤化工和资源地气化工为主，气化工虽成本更低，但考虑到运费后也不具备大规模向我国输出的可能。而在下游的醋酸、己内酰胺上我国则更具成本优势，甚至全球市占率还有望继续提升。C2 化工中聚乙烯资源地气头产能最具成本优势，我国西北煤化工以市场煤价测算略好于油化工，但现金成本优势明显。如果以坑口煤价测算，则完全成本优势也很明显。因此未来北美气头和我国西北煤头的新增产能还将进一步侵蚀油头产能现有份额。
乙二醇虽是本轮油煤气同步扩产的焦点产品，但在目前极低价格下，长期看中东气头产能有望转产为盈利性更好的聚乙烯，而国内民营大炼化的新增油头产能更多是挤占原有油头的市场份额，所以煤头产能占比还是会有显著提升。PVC 随着乙烯价格大跌，东部乙烯法 PVC 将重夺成本优势，并成为未来主要增量产能。C3 化工中的聚丙烯格局与聚乙烯类似，只是我国气头产能相比资源地更具优势。而其他丙烯下游液态化工品由于产品运费占比太高，所以竞争将主要集中在沿海油头与丙烷脱氢之间。但两者在原料端价格差别并不大，此时企业的技术实力和产业链配套要显得更为关键。
整体而言，受煤头和气头在 C2-C3 领域的挤压，油头产能盈利将更多的取决于其在 C4 及以上高碳链产品上的竞争力。届时具备芳烃全产业链优势的民营聚酯巨头最有望在洗牌中胜出，并享受到新一轮原料轻质化带来的 C4 及以上产品盈利改善的结构性红利。
3.1 C1 化工各类产品
C1 化工最主要的产品为氨醇联产制尿素、甲醇，其次为通过羰基化反应制醋酸、丁辛醇，最后是合成氨下游的己内酰胺，其不同路线的竞争优势具体分析如下：
1. 尿素：全球产能为 2.3 亿吨，主要集中于我国和中东，体量分别为 7000 万吨和 4500 万吨，且大量产品出口，印度则为最大进口国。从成本端看，中东和北美资源地的气头产能成本最低，分别为 760 元和 1050 元，以运至印度测算，其到岸成本约为 865 元和 1299 元，而我国至印度平均到岸成本约 1478 元。中东虽成本优势明显，但新建产能成本极高，且建设速度缓慢，
近几年天然气又缺乏新增供给，所以产能扩张已趋于停滞。我国低成本水煤浆虽有一定全球成
本优势，但受限于国内严控新增产能，短期也很难增长。美国的问题则在于远离主要消费区域，运输成本太高。所以近两年虽有扩产，但主要是以进口替代满足国内需求为主，未来也很难有大规模针对亚太地区的出口产能。
2. 甲醇：全球产能为 1.5 亿吨，主要集中于我国、中东和北美，体量分别为 9200 万吨、1800 万吨和 700 万吨，其中我国是最大进口国，后两者都有大量产能出口至我国。从成本端看，中东和北美资源地的气头产能成本最低，分别为 758、1038 元，运至我国的到岸成本为 968 元和1248 元。我国水煤浆和固定床产能至东部的平均成本约为 2000 元和 2600 元，平均约 2300元。虽然目前中东和北美的气头产能成本优势还是比较明显，但我国大量西北新建甲醇产能都是配套下游 MTO，极大的降低了综合运费成本，相比北美产能成本劣势已经不明显，中东产能与尿素类似也少有扩产规划。所以未来随着我国沿海外购甲醇制 MTO 产能大量退出，我国煤头产能还有望通过西北一体化制烯烃的方式实现进口替代和全球占比提升。

3. 醋酸、丁辛醇：醋酸全球产能为 1600 万吨，主要集中于我国和北美。中东产能较少主要因为醋酸技术难度要大于甲醇，且作为甲醇深加工品种，单位投资也大于甲醇，对其来说不如生产更为简单的甲醇直接变现资源优势。而从中美比较看，我国依托于建设成本和管理费用率低的优势，代表企业华鲁的成本与北美主要企业梅思恩基本打平。另外醋酸主要市场也在亚洲，考虑到运费后，我国综合成本优势会更为明显。丁辛醇行业格局与醋酸类似，我国优势也比较明显，就不再展开分析。
4. 己内酰胺：全球产能为 750 万吨，我国占比接近 50%。其生产过程为一吨苯+一吨合成氨等煤气化产品和硫酸，合成出一吨己内酰胺+一吨硫酸铵（化肥），属于典型的煤油结合品种。从合成氨看，虽然中东和北美成本更低，但其化工主体走气头路线，苯产量极低。美国是全球最大的苯进口国，中东不但缺苯，本地农业也很难就地消化副产的低价硫酸铵。而欧洲和日韩等油头化工为主的国家虽苯产量尚可，但合成氨产能有限，且成本很高。我国则兼具苯与煤化工两大优势，尤其是苯的来源不但有油头苯，还有我国独有的焦化苯路线，可谓极其丰富。更为关键的是，己内酰胺下游主要用来做锦纶，我国又是纺织的全产业链大国，可比的涤纶和上游PTA 都占到了全球 70%以上的市场份额。仅从原料优势看，我国己内酰胺的全球竞争力还要更胜纯油头下游的 PTA，因此未来大概率产能还会向我国继续集中。

3.2 C2 化工各类产品
C2 化工最主要的产品为聚乙烯，其次为乙二醇+EO、苯乙烯和 PVC，消耗乙烯占比分别为 64%、24%、5%和 3%，其不同路线的竞争优势具体分析如下：
1. 聚乙烯：全球产能约 1.2 亿吨，目前以油头和气头为主，我国有部分煤头产能。从成本端看，中东和北美资源地的乙烷裂解产能成本最低，吨成本分别约 3700 元、3900 元，全球各地油头产能成本类似，预计为 6100 元，我国西北煤头 MTO 产能运至东部的平均吨成本为 5700元，而东部沿海 MTO 则在 8500 元以上，潜在的国内乙烷裂解产能吨成本预计为 4700 元。
从供需格局看，我国是最大的进口国，如果以运至我国测算，中东和北美吨成本为 3950 元、

3.3 C3 化工各类产品
C3 化工最主要的产品为聚丙烯，占比接近 50%，涉及到油煤气三种产能的竞争。而其他丙烯下游则主要为液体化工品，运费占比很高，所以一般都以消费地产能为主。不但西北煤头产能少有涉及，未来跨国远距离贸易预计占比也不会太高。所以对我国来说，主要竞争将集中在东部油头与丙烷脱氢两种产能之间。就如我们下文分析，两者成本差距并不是太大，而丙烯很多下游产品的技术壁垒又很高，所以相比原料路线选择，企业的技术实力和产业链配套要更为关键。
从涉及三种路线竞争且最为大宗的聚丙烯看，目前全球产能以油头为主，兼有部分气头和煤头产能。与气头乙烯占比很高不同，全球气头丙烯产能占比不但不多，而且主要还集中于我国这样的消费地，而非中东或北美的资源地。其核心原因就在于丙烯下游产品运费普遍要大于原料丙烷运费，尤其是我国还有建设成本优势，所以在气头产能还是很具全球竞争力，其聚丙烯完全成本约为 6100 元。
而我国的油头产能主要分为炼油副产和乙烯裂解联产，占比基本是各为 50%。其中前者不但成本低，而且作为副产品产量也比较刚性。而后者从原料石脑油价格看，过去两年基本和丙烷接近，但由于收率低，综合成本要略高于丙烷脱氢，对应吨聚丙烯成本约为 6300 元。但两者最大的不同之处还在于丙烷脱氢下游产品更为单一，而乙烯裂解下游产品比较多样。所以前者对丙烯价格的弹性更大，后者则更为平衡，可以说不同的价格体系下各具优势，没有绝对的优劣之分。而我国西北煤头 MTO 联产和 MTP 专产丙烯的产能，以运至东部的吨成本测算，聚丙烯分别约为 5900 元和 5700元，而东部沿海 MTO 和 MTP 则在 8500 元和 8300 以上。因此未来主要竞争将集中在沿海油头、丙烷脱氢和西北 MTO 煤头三者之间，其他产能大概率会被逐步淘汰。
3.4 C4 及以上各类产品
C4 及更高碳链化工品以煤气化方式生产，碳转化率损失太大，缺乏合理经济性，而且 C4 以上也没有对应的气头原料，所以一直以来都以油头为主，甚少气头和煤头产能。主要前几年阶段性兴起过丁烯氧化脱氢制丁二烯和我国特色的焦化苯。但前者问题在于相比传统的炼化副产丁二烯成本要高很多，除非丁二烯价格很高，否则缺乏经济性。而后者成本虽然很低，但作为炼焦的副产品产量受主产品焦炭的制约，增产空间有限。其实同为炼焦副产品的焦炉气制甲醇、尿素等 C1 化工产品也是同样的问题，成本虽低但产量没法自主掌控，而且从投资角度看，煤焦化企业盈利最终还是取决于焦炭，对化工的弹性非常有限，探讨价值也不大。煤制油、煤制气和煤制乙醇等类油项目，
本质上都是一次能源内部转化，如果不考虑技术储备的战略价值，经济性并不强，也缺乏投资价值。

从投资角度看，最值得关注的还是随着油头产能退出会带来的 C4 及以上高碳链产品的供给紧张，这对于富产芳烃、且在聚酯产业链上具备极强竞争优势的新建民营大炼化无疑是长期利好。，

今年底产能就将翻倍增长到 120 万吨，3 年内还计划扩产至 300 万吨产能。整体上公司
扩张逻辑清晰，没有明显的资源和资金瓶颈，具备成长股的基本特征。长期看以公司的财务能力，基本可以支撑本轮扩产翻倍增长。相比之下，东部煤化工龙头华鲁恒升虽在技术和资金上也很有优势，但短期还是受限于煤炭指标限制无法扩产，且公司行事风格比较谨慎，投资规模一直都极为克制，在成长性上就要更为逊色一些。

万华化学
本轮上市公司中扩产丙烷脱氢的企业极多，万华的优势在于产业链最为健全，下游烯烃产品多达 10余种，尤其是在重点产品 PO 上具备较高技术壁垒、且和主业 MDI 还有很强的协同效应，在行业中有望获得 3-4%以上的超额收益。虽然石化业务相比原有 MDI 的盈利能力要弱，一定程度上会拖累公司的 ROE 中枢。但对万华来说，其资金积累的速度太快，新材料业务短期也无法承受更大体量资金的投入，石化业务还是最为现实的可投资方向。毕竟作为资金壁垒很高的行业，其 ROE 中枢有望维持在 8-10%，再结合万华的一体化优势，ROE 中枢有望保持在 13%左右。相比分红，长期看投资石化还是对股东权益的增厚更大。只是短期石化景气下行阶段，加大该领域投资力度会降低公司业绩的确定性，虽对长期投资影响不大，但会增加短期博弈业绩的难度。展望未来，万华如果还想在石化领域发展，继续延续目前丙烷脱氢或者裂解路线恐怕会比较困难。毕竟丙烷全球资源量有限，国内一轮接一轮的扩产加大了远期获取资源的难度并可能会推升丙烷价格。更关键的是，丙烷脱氢下游产品比较单一，可延展性不强，因此世界级化工企业几乎都是以油头为根基。在本轮扩产后，万华大概率还是要走向油气混合，通过丙烷+石脑油来提供全谱系的上游化工原料。
4.3 卫星石化卫星石化也是近几年气头化工中比较有代表性的企业，公司最早从丙烯酸起家，并通过丙烷脱氢进入上游，本轮又作为国内第一家上市公司大手笔进入乙烷裂解行业。由于乙烷价格很低，即使考虑到进口运费和潜在的乙烯跌价后，我们预计卫星新项目的利润规模还是有 15 亿左右。但主要的风险在于新增投资规模较大，一期预计在 160 亿元左右，如果再加上配套造船投资，总投资将达到200 亿元以上，财务压力很大。另外乙烷进口全球现有贸易规模较小，公司作为吃螃蟹的企业需要自主打通整个进口流程，难度要大于已有成熟贸易体系的丙烷脱氢产业。最后乙烷裂解本身技术壁垒并不高，短期虽有较好盈利预期，但受限于原料供给的资源限制和产业配套相对单薄，也很难建立起持续的成长性。只不过由于投资规模相对于市值比很大，且短流程的产业特征也使得业绩预测的波动区间很大，在市场环境配合的情况下，公司还是可能阶段性会获得很好的投资回报。
4.4 荣盛石化
虽然我们认为未来油头占比会被煤头和气头侵蚀，但其产业多样性与可延展性是煤气化工无法替代的。从长期看，最合理的有机化工产业布局其实是以油头为根基，气头和煤头为辅助，最大限度的发挥各类能源的优势，达到综合成本效益最优化，这点在以荣盛石化为主体的浙江石化身上就体现的非常明显。作为国内首个按照 4000 万吨统筹规划、远期还有望扩产 6000 万吨的一体化项目，浙石化拥有 120 万吨丙烷脱氢产能，仅就规模而言已经可以排进国内前三。而且与其他企业依靠进口不同，浙石化原料丙烷全部来自于自身的炼厂副产气。这不但使供应更有保障且运输成本更低，而且将低价副产气转化为高价值丙烯也可以获得巨大的产业链附加值提升。另外从同为 6000万吨的印度信越看，未来浙石化的炼厂副产气足以支撑上马 120 万吨乙烷裂解产能，其价值提升的空间还要更大于丙烷。在气化工之外，炼油的加氢环节天然就和煤制氢气有结合基础，另外煤制甲醇也可以进一步加工为汽油添加剂 MTBE。近期公司还规划与全球醋酸巨头 BP 合作，利用甲醇生产 PTA 的重要原料醋酸，油煤产业链的结合越发深入。因此虽然公司所在行业周期景气有下行
可能，但我们认为荣盛石化还是非常值得做长期跟踪与研究