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2022年04月10日[Table_InvestInfo]投资评级优于大市维持市场表现[Table_QuoteInfo]-15.07%-8.94%-2.81%3.32%9.45%15.58%2021/42021/72021/102022/1石油化工海通综指资料来源：海通证券研究所相关研究[Table_ReportInfo]《降油增化，推动我国石化产业向强国迈进》2022.04.08《增强油气供应能力，加强战略技术储备》2022.03.23《2月OPEC日产量环比增加44万桶——OPEC月报点评》2022.03.16[Table_AuthorInfo]分析师:邓勇Tel:(021)23219404Email:dengyong@htsec.com证书:S0850511010010分析师:朱军军Tel:(021)23154143Email:zjj10419@htsec.com证书:S0850517070005分析师:胡歆Tel:(021)23154505Email:hx11853@htsec.com证书:S0850519080001分析师:刘威Tel:(0755)82764281Email:lw10053@htsec.com证书:S0850515040001节能减碳、布局新能源产业链——碳中和下石化行业转型升级之路[Table_Summary]投资要点：核心结论：碳中和背景下，石化企业节能降碳，布局新能源产业链，包括新能源供应（光伏、风电、氢能等）、新能源产业链上游材料生产等。（1）上游油气企业：打造综合能源供应商；（2）轻质化：布局氢能产业链；（3）炼化企业：节能降碳，布局新材料。上游：能源结构调整。根据中共中央、国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，我国非化石能源消费比重在2025年、2030年、2060年分别达到20%左右、25%左右、80%以上。天然气作为最清洁的化石能源，我们预计未来十年将成为重要的过渡能源；预计石油消费“十五五”进入峰值平台期。氢能产业链有望加快发展。下游：积极布局新材料。炼化企业拥有上游大化工平台，其产品（乙烯、丙烯、PX等）为炼化企业延伸新材料产业链提供原料基础。目前，行业龙头已经着手往新材料领域延伸，提高产品附加值。就新能源上游材料来看，主要集中在光伏、锂电、风电等产业链方向。其中，光伏原材料主要包括EVA（东方盛虹、荣盛石化）、POE（万华化学、中国石化）；锂电原材料包括锂电隔膜（恒力石化）、DMC（荣盛石化、卫星化学）等；风电产业链包括碳纤维（上海石化）等。节能降碳，绿色发展。2020年，我国二氧化碳排放总量98.94亿吨，占全球31%，居全球首位；其中，石油和化工行业排放量约14亿吨，占14%。为推动石化重点行业绿色低碳转型，2021年10月21日，国家发改委发布《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021-2025年）》，提出到2025年，炼油、乙烯、合成氨、电石行业达到能耗标杆水平的产能比例超过30%，行业整体能效水平显著提升，碳排放强度明显下降。投资建议：碳中和背景下，石化行业推动能源结构转型、下游新材料布局，建议关注：（1）轻质化路线龙头卫星化学；（2）天然气龙头新奥股份；（3）能效水平行业领先，且积极布局新材料的民营炼化龙头，恒力石化、荣盛石化、桐昆股份、东方盛虹等；（4）布局新能源、打造综合能源供应商的上游油气企业，中国海洋石油、中国石油、中国石化。风险提示：碳减排进度不及预期；天然气需求增速不及预期；低碳节能及新材料技术发展不及预期。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目录1.上游：布局新能源，打造综合能源供应商.................................................................61.1全球能源结构调整：清洁能源快速发展...........................................................61.2天然气：未来十年重要过渡能源......................................................................81.2.1上游供给端：国内产量稳步增长，进口来源多元化...............................81.2.2中游管道：管道与接收站建设加速......................................................111.2.3下游需求端：看好城市燃气和发电用气的后续增长.............................131.3氢能：有望加快发展......................................................................................151.3.1上游：未来将以清洁能源和可再生能源制氢为主.................................171.3.2中游：液态氢储运或将成为发展重点...................................................191.3.3下游：燃料电池汽车作为氢能利用的先导............................................221.3.4轻质化龙头：积极布局氢能产业链......................................................241.4国内三桶油的新能源转型布局：打造综合能源供应商...................................252.下游：布局新材料...................................................................................................263.节能减碳，绿色发展................................................................................................284.投资建议..................................................................................................................305.风险提示..................................................................................................................30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图目录图1全球各地区一次能源消费结构（2020年）.........................................................6图21980-2020年全球能源消费结构变化.................................................................6图31995-2050E全球能源消费结构变化趋势...........................................................7图4我国化石能源储量分布（2020年）...................................................................7图5我国一次能源消费结构与全球主要国家对比（2020年）...................................7图61965-2030E我国一次能源消费及结构（百万吨油当量）..................................8图72015-2021年我国天然气产量............................................................................9图82015年我国天然气产量及结构...........................................................................9图92020年我国天然气产量及结构...........................................................................9图102015-2021年我国页岩气产量..........................................................................10图11我国天然气供需缺口扩大..................................................................................10图122016我国管道气进口结构................................................................................11图132021我国管道气进口结构................................................................................11图14我国管道天然气进口量（亿立方米）................................................................11图15我国LNG进口量（亿立方米）........................................................................11图16我国LNG进口国占比情况（2015）................................................................11图17我国LNG进口国占比情况（2021）................................................................11图18“十三五”末我国已建成储气库............................................................................13图19我国规划建设储气库情况..................................................................................13图20我国天然气消费量及增速..................................................................................14图21我国天然气表观消费量与对外依存度................................................................14图222015年我国天然气消费结构............................................................................14图232020年我国天然气消费结构............................................................................14图24城市天然气供应量与增速..................................................................................15图25我国用气人口及增速.........................................................................................15图26我国社会用电量及增速.....................................................................................15图272020年我国发电能源结构................................................................................15图28我国天然气发电装机容量及增速.......................................................................15图29我国天然气发电量及增速..................................................................................15图30氢能行业产业链概况.........................................................................................16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31全球制氢工艺原料占比.....................................................................................18图32我国制氢工艺原料占比（2020）......................................................................18图33电解槽成本.......................................................................................................19图34全球加氢站数量（座）.....................................................................................20图35我国每年建成加氢站数量（座）.......................................................................20图36我国各地区加氢站分布.....................................................................................21图37加氢站建设成本................................................................................................21图38我国氢燃料电池车运行情况（截至2019年底）..............................................22图392015-2021年6月中国燃料电池汽车年产量情况（辆）..................................23图40中石油低碳转型路径.........................................................................................25图41恒力石化新材料布局.........................................................................................27图42部分高耗能产品综合能耗（千克标准煤/吨产品）............................................28图43部分高耗电产品电耗（千瓦时/吨产品）...........................................................28图44部分高耗能产品在2021H1能耗双控预警省份中产能占比...............................29图45石化化工重点行业能耗基准水平和标杆水平.....................................................29图46民营炼化部分石化产品能效水平.......................................................................30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表目录表1各种能源碳排放参考系数..........................................................................................8表2我国“十四五”期间基干管道建设展望.......................................................................12表3我国目前主要LNG接收站......................................................................................12表4不同制氢技术的优缺点...........................................................................................17表5典型制氢技术的成熟度、生产规模和碳排放强度对比............................................18表6不同氢气储运方式优缺点对比................................................................................19表7全球建成投运加氢站情况（截至2021年底）........................................................20表8部分省市加氢站建设规划........................................................................................21表9中国加氢站建设参与主体........................................................................................22表10不同动力燃料交通工具百公里耗能量....................................................................23表11氢燃料电池在非道路交通领域的国内项目和技术储备情况...................................24表12不同工艺路线二氧化碳排放（吨）.......................................................................24表13轻质化企业副产氢气情况......................................................................................24表14轻质化企业氢能产业链布局..................................................................................25表15中石化能源转型布局.............................................................................................26表16中石油能源转型布局.............................................................................................26表17民营炼化增量项目布局.........................................................................................28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碳中和背景下，石化企业节能降碳，积极转型升级，布局新能源产业链，包括新能源供应（光伏、风电、氢能等）、新能源产业链上游材料生产等。（1）上游油气企业：提高天然气产量占比，保障能源安全；积极布局新能源，打造综合能源供应商；（2）轻质化龙头企业：利用副产氢优势，布局氢能产业链；（3）炼化企业：节能降碳，布局新能源上游原材料。1.上游：布局新能源，打造综合能源供应商1.1全球能源结构调整：清洁能源快速发展全球能源结构：石油、天然气、煤炭及其他能源四分天下。当前全球一次能源消费仍以化石能源为主，2020年石油、天然气、煤炭消费占比分别为31%、25%、27%，非化石能源占比17%（其中核能、水能、其他可再生能源分别占比4%、7%、6%）。分地区看，中东油气资源丰富，98%的能源消费依赖石油、天然气，能源结构单一；北美、中南美、独联体国家、非洲地区以油气资源为主，其他能源为辅；亚太地区煤炭资源丰富，煤炭消费占比较大；欧洲能源结构相对最为均衡。图1全球各地区一次能源消费结构（2020年）31%36%41%34%22%43%39%26%25%34%20%25%52%55%30%12%27%9%6%12%14%1%22%48%17%20%34%29%12%1%10%14%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%全球北美中南美欧洲独联体国家中东非洲亚太地区石油天然气煤炭其他资料来源：《BP世界能源统计年鉴（2021）》，海通证券研究所全球能源结构：石油消费占比下降，天然气等清洁能源快速发展。从1980-2020年的历史数据来看，全球能源消费结构呈现出石油降、煤炭稳、清洁能源快速发展的趋势。其中，石油消费占一次能源比例由46%下降至31%，煤炭消费占比稳定在25%-27%，天然气消费占比由18%提高至25%，非化石能源（如核能、水能、风能、热能、太阳能、生物质能等）占比由9%提高至17%。分地区来看，除亚太地区煤炭占比提升明显外，其他地区表现均与全球趋势一致。亚太地区由于印尼、菲律宾、马来西亚等国煤炭占比提升，整体煤炭消费占比由1980年42%提高至48%。图21980-2020年全球能源消费结构变化46%18%27%9%39%22%25%14%31%25%27%17%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%石油天然气煤炭其他198020002020资料来源：《BP世界能源统计年鉴（2021）》，海通证券研究所行业研究〃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全球能源结构：预计2050年非化石能源占比提升至60%。根据《BP世界能源展望2020》，全球能源需求增速放缓，预计2018-2050年平均增速0.3%-0.7%，相比1965年以来年均2%以上的增速明显下降。从能源结构看，未来全球能源消费结构将更加多元化，其中可再生能源是增长最快的能源。根据BP中性预测，到2050年，化石能源消费占比由2019年84%降至40%，其中，石油、天然气、煤炭占比分别降至14%、21%、4%；非化石能源消费占比提升至60%。图31995-2050E全球能源消费结构变化趋势0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%50%1995200020052010201520192025E2030E2035E2040E2045E2050E石油天然气煤炭核能水电其他可再生能源资料来源：《BP世界能源展望（2021）》，海通证券研究所我国能源结构：富煤、贫油、少气的基本国情决定我国当前能源消费结构。从我国化石能源储量分布看，2020年煤炭、石油、天然气分别占比88%、4%、8%，资源禀赋决定煤炭是我国历史上最主要的能源。2020年，在我国一次能源消费总量34.74亿吨油当量中，煤炭消费占比57%。其次，石油、天然气及其他非化石能源分别占比20%、8%、16%。与全球主要国家相比，我国煤炭消费占比较高，天然气消费占比远低于全球平均25%的水平。图4我国化石能源储量分布（2020年）煤炭88%石油4%天然气8%资料来源：《BP世界能源统计年鉴（2021）》，海通证券研究所图5我国一次能源消费结构与全球主要国家对比（2020年）20%31%37%23%38%28%38%35%8%25%34%52%22%7%10%26%57%27%10%12%27%55%5%15%16%17%18%14%13%10%47%24%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%中国全球美国俄罗斯日本印度巴西德国石油天然气煤炭其他资料来源：《BP世界能源统计年鉴（2021）》，海通证券研究所我国能源结构：在碳达峰、碳中和目标下，未来我国鼓励优先发展非化石能源。根据中共中央、国务院《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，我国非化石能源消费比重在2025年、2030年、2060年分别达到20%左右、25%左右、80%以上；照此测算，我们预计2021-2030年非化石能源消费年均增长6.6%。我们认为化石能源在未来十年仍将为我国主体能源，其中天然气作为清洁能源，将作为我国从化石能源向非化石能源发展的重要过渡能源，我们预计2021-2030年天然气消费年均增速8.1%，到2030年占一次能源消费比例达15%。此外，原油在化工需求支撑下，我们预计2021-2030年消费增速平均1.8%，在一次能源消费中占比维持20%左右，相对稳定。煤炭消费下降，我们预计2021-2030年消费增速-1.8%，到2030年消费占比降至40%左右。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图61965-2030E我国一次能源消费及结构（百万吨油当量）0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%1965197019751980198519901995200020052010201520202025E2030E石油天然气煤炭非化石能源资料来源：《BP世界能源统计年鉴（2021）》，海通证券研究所测算1.2天然气：未来十年重要过渡能源天然气碳排放量低，是未来十年重要的过渡能源。我们认为化石能源在未来十年仍将为我国主体能源。其中，天然气单位热值二氧化碳排放量仅为55.5吨二氧化碳/TJ，在常用化石能源中最低，煤炭单位热值下二氧化碳排放量是天然气的1.60-1.77倍，原油是天然气的1.30倍。因此现阶段，我们认为提升天然气占比是在保障能源安全的同时，进行减碳的现实选择。表1各种能源碳排放参考系数能源名称单位热值含碳量（吨碳/TJ）碳氧化率单位热值二氧化碳排放量（吨/TJ）二氧化碳排放系数（以天然气为1）无烟煤27.40.9494.41.70烟煤26.10.9389.01.60褐煤280.9698.61.77原油20.10.9872.21.30燃料油21.10.9875.81.37汽油18.90.9867.91.22煤油19.50.9870.11.26柴油20.20.9872.61.31液化石油气17.20.9861.81.11天然气15.30.9955.51资料来源：碳排放交易网，《省级温室气体清单编制指南_国家发改委等》，海通证券研究所（注：二氧化碳排放系数表示单位热值某能源二氧化碳排放量是天然气二氧化碳排放量的倍数）“十三五”期间政策频发，促进天然气消费。在控制碳排放等因素驱动下，国家近年来发布了多项政策，促进天然气消费。我们将这些政策划分为两类，一类是针对“量”，要求天然气消费量要达到一定水平，并发展非常规气，促进产量增长；另一类是针对“价”，在“管住中间、放开两端”的整体思路下，通过气价改革，降低终端气价，促进天然气消费。2017年国家发改委发布《加快推进天然气利用的意见》，提出到2030年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到15%左右。2020年，天然气在一次能源消费中占比仅8%。1.2.1上游供给端：国内产量稳步增长，进口来源多元化产量：稳步增长。2021年，我国天然气产量达2052亿立方米，同比增长8.7%，2015-2021年年均复合增速达8.3%。根据《中国天然气发展报告（2021）_国家能源局等》，预计2025年国内天然气产量达到2300亿立方米以上，其后继续稳步增长，预计在2040年及以后较长时期稳定在3000亿立方米以上水平。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图72015-2021年我国天然气产量0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10%0501001502002502015201620172018201920202021产量（十亿立方米，左轴）增速（右轴）资料来源：Wind，海通证券研究所非常规天然气有望成为未来重要增产力量。非常规天然气是指由于各种原因在特定时期内无法用常规技术开采、还不能进行盈利性开采的天然气，非常规天然气在一定阶段可以转换为常规天然气。我们认为，非常规天然气，尤其是页岩气的产出仍有很大增长空间。（1）非常规天然气产量快速增长：2015-2020年，我国非常规天然气（页岩气、煤层气、煤制气）产量从90亿立方米增长至314亿立方米，增长249%；产量占比从6.69%增长至16.31%，已经翻倍。图82015年我国天然气产量及结构93.31%3.42%3.27%-20%0%20%40%60%80%100%0200400600800100012001400常规天然气页岩气煤层气产量（亿立方米，左轴）比例（右轴）资料来源：《中国天然气发展报告（2016）_国家能源局等》，海通证券研究所图92020年我国天然气产量及结构83.79%10.39%3.48%2.44%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%020040060080010001200140016001800常规天然气页岩气煤层气煤制气产量（亿立方米，左轴）比例（右轴）资料来源：《中国天然气发展报告（2021）_国家能源局等》，海通证券研究所（2）页岩气产量占比显著提升：2015-2020年，我国页岩气产量从46亿立方米增长至200亿立方米，占天然气产量总量占比从3.42%增长至10.39%。2021年我国页岩气产量达230亿立方米，同比增长15%，其产量占总产量的11.95%。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102015-2021年我国页岩气产量0%10%20%30%40%50%60%70%80%0501001502002502015201620172018201920202021页岩气产量（亿立方米，左轴）产量YOY（右轴）资料来源：wind，中国政府网，海通证券研究所（3）页岩气产区较为集中：目前为止，我国页岩气田数量仍然只有个位数，而且主要集中在西南地区，特别是四川、重庆等地，但这些气田的开采技术取得突破，投入也在加大。（4）资源禀赋与政策加持：由于页岩气开采难度大，前期投入较高，我国自2012年开始对页岩气按0.4元/立方米进行补贴；“十三五”将继续实施页岩气财政补贴政策，2016年至2018年的补贴标准为0.3元/立方米；2019年至2020年补贴标准为0.2元/立方米。另外，自2018年4月1日至2021年3月31日，对页岩气资源税（按6%的规定税率）减征30%。进口管道气多元格局形成，短中期供需缺口呈扩大趋势。我国天然气需求增速长期高于产量增速，国内供需缺口不断扩大，2015年以来，供需缺口呈加速扩大趋势，2021年国内供需缺口约1670亿立方米，对外依赖度为45%，较2015年增长12个百分点。图11我国天然气供需缺口扩大-20020406080100120140160180050100150200250300350400200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021产量（十亿立方米，左轴）消费量（十亿立方米，左轴）消费量-产量（十亿立方米，右轴）资料来源：《BP世界能源统计年鉴（2021）》，wind，海关总署，海通证券研究所目前，我国已经初步形成管道天然气进口格局，形成中国-中亚A、B、C三条管道、中缅管道以及中俄东线管道，主要管道气进口国为土库曼斯坦、乌兹别克斯坦、缅甸、哈萨克斯坦和俄罗斯。2016-2021年以来，我国管道气进口结构中，哈萨克斯坦和俄罗斯的比重显著提升，分别从1.1%和0%增长至10.9%和17.9%；进口管道气中土库曼斯坦的比重从77.4%下降至56.3%，下降达21个百分点。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122016我国管道气进口结构土库曼斯坦77.4%乌兹别克斯坦11.3%缅甸10.2%哈萨克斯坦1.1%资料来源：wind，海通证券研究所图132021我国管道气进口结构土库曼斯坦56.3%乌兹别克斯坦7.7%缅甸7.2%哈萨克斯坦10.9%俄罗斯17.9%资料来源：wind，海通证券研究所进口LNG保持高速增长。2016年来我国LNG进口量加速增长，2016-2021年复合增速25%；进口量从2016年365亿立方米增长至2021年1105亿立方米，增长203%；进口占比从48%增长至65%。我们认为LNG进口量保持较快增长，是管道气进口的增速无法覆盖高速增长的需求所导致，同时也得益于LNG现货价格低廉，国内进口商积极采购。图14我国管道天然气进口量（亿立方米）0100200300400500600700资料来源：wind，海通证券研究所图15我国LNG进口量（亿立方米）020040060080010001200资料来源：wind，海通证券研究所2021年我国进口LNG进口国占比前五分别占39.5%、11.7%、10.4%、6.5%和5.7%。剔除前五后，我国从其余国家进口了剩余26.5%LNG，较2015年7%有所提升。值得注意的是，2021年自俄罗斯进口LNG453.2万吨（占比5.74%），2019年仅为169.81万吨。2020年自美国进口LNG320.44万吨（占比5%），2019年仅为27.6万吨。图16我国LNG进口国占比情况（2015）澳大利亚28%卡塔尔25%马来西亚17%印尼15%巴布亚新8%其他7%资料来源：卓创资讯，海通证券研究所图17我国LNG进口国占比情况（2021）澳大利亚39.5%卡塔尔11.4%马来西亚10.4%印尼6.5%俄罗斯5.7%其他26.5%资料来源：wind，海通证券研究所1.2.2中游管道：管道与接收站建设加速行业研究〃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天然气管道建设里程有望保持高速增长。截止2020年底，我国天然气管道总里程达10.2万千米，较2015年底增长3万千米，增幅达42%。其中，干线增长1.02万千米，支线增长1.98万千米，新增里程中支线占比66%。我国2020年管网设计运力流量约6014亿方，实际剩余能力约1337亿立方，实际使用率不到80%，短中期天然气管网运力总体充裕。根据发改委《中长期油气管网规划》，2025年我国天然气长输管道要达到16.3万公里，较2020年底增长6.1万公里，还有60%的增长空间。《中国天然气发展报告（2021）_国家能源局等》预计到2025年，我国天然气消费量将达到4300-4500亿立方米以上，对管网设施的需求也将持续增加。表2我国“十四五”期间基干管道建设展望管线名称输气量（亿方）备注青宁管道72青岛-南京，东部沿海天然气大通道，促进华北、华东地区天然气资源灵活调度新粤浙管道300起点新疆，煤制天然气外输，满足中东部天然气需求西气东输四线400西气东输工程，基本与西二、三线并行北京LNG接收站外输通道45保障首都地区天然气供应，开辟国际现货市场，降低供应成本中俄东线天然气管道380北段已经投产，中段、南段预计“十四五”期间全部完成中亚D线300中亚管道的一部分资料来源：段天宇等著《“十四五”中国天然气管网发展趋势分析》，发改委，海通证券研究所LNG接收站加速建设。根据我们统计，截至2022年3月，我国主要有22座接收站处于运行状态，总接收能力达到9430万吨（约1320亿立方米）。表3我国目前主要LNG接收站所属单位项目名称设计能力（万吨/年）国家管网集团辽宁大连LNG项目600国家管网集团天津LNG项目600国家管网集团海南LNG项目300国家管网集团北海LNG项目600国家管网集团广东粤东LNG项目200国家管网集团深圳迭福400国家管网集团防港城LNG项目60中海油广东大鹏LNG项目680中海油福建莆田LNG项目630中海油上海洋山LNG项目300中海油浙江宁波LNG项目600中海油珠海金湾LNG项目350中石油江苏如东LNG项目650中石油河北曹妃甸LNG项目650中石油海南深南30中石化山东青岛LNG项目700中石化天津南港600新奥集团新奥舟山800新疆广汇江苏启东LNG项目300九丰集团广东东莞150申能集团上海五号沟150深圳燃气深圳燃气大鹏LNG项目80资料来源：国家管网集团官网，中海油气电集团官网，《中石油经研院能源数据统计》，LNG接收站专栏微信公众号等，海通证券研究所储气库建设迫在眉睫。储气库是天然气调峰的主要方式，国内外主要的天然气调峰方式包括地下储气库调峰，LNG接收站调峰和气田调峰等。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（1）优质库源缺乏，建库成本高：储气库作为调峰的主要方式，一般应分布在资源地或者消费市场。但我国东部沿海区域地质构造破碎、陆相沉积环境复杂，优质建库目标十分稀缺，建库成本和调峰成本远高于美国和欧洲国家。目前国内已建成的储气库90%为油气藏储气库，主要分布在北方，而南方作为主要消费市场，建设储气库以盐穴和油气藏为主，含水层储气库尚无建设实例。（2）过去5年我国储气库建设较缓慢：根据中石油规划总院的报告，截至“十三五”末我国累计建成地下储气库群14座，总设计工作气量236亿立方米，形成工作气量159亿立方米，与2021年我国3726亿立方米消费量相比，工作气量占消费量比例只达4.3%，与国际行业公认的标准12%-15%还有较大差距。图18“十三五”末我国已建成储气库资料来源：重庆石油天然气交易中心，王倩等著《干线管网独立后我国储气库的新变化》，海通证券研究所（3）政策加持下，储气库建设亟待增长：根据国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快储气设施建设和完善储气调峰辅助服务市场机制的意见》，供气企业2020年要拥有不低于年合同销售量10%的储气能力；城镇燃气企业形成不低于年用气量5%的储气能力；地方政府至少形成日均3天需求量的储气能力。这意味着若要达标，我们还应配套增长一倍工作气量水平，而在我国能源清洁转型的背景下，我们认为天然气的需求还将保持中高速增长，因此对应的储气设施有保持同步增长的需要。图19我国规划建设储气库情况资料来源：重庆石油天然气交易中心，王倩等著《干线管网独立后我国储气库的新变化》，海通证券研究所1.2.3下游需求端：看好城市燃气和发电用气的后续增长行业研究〃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天然气消费量保持较快增长。2021年我国天然气消费量达到3726亿立方米，过去5年保持12.3%的高速复合增长率。2020年我国天然气消费占一次能源比例为8.2%，较2017年前提升1.7个百分点。消费量高速增长的同时进口规模对应提升，2021年我国进口1687亿立方米天然气，较5年前增长124%，进口依赖度从36.1%增加至45.3%。根据《中国天然气发展报告2021》，2025年天然气消费规模达到4300-4500亿立方米，2030年达到5500-6000亿立方米，其后天然气消费稳步可持续增长，2040年前后进入发展平台期。图20我国天然气消费量及增速0.0%5.0%10.0%15.0%20.0%25.0%0500100015002000250030003500400020012003200520072009201120132015201720192021消费量（亿立方米，左轴）增速（右轴）资料来源：wind，海通证券研究所图21我国天然气表观消费量与对外依存度-10%0%10%20%30%40%50%0.00500.001000.001500.002000.002500.003000.003500.004000.00表观消费量（亿立方米，左轴）进口依存度（右轴）资料来源：wind，海通证券研究所城市燃气与发电用气占比保持增长。2020年，我国天然气消费中，工业燃料和城镇燃气用气占比基本持平，均在37％～38％，发电用气占比16%，化工用气占比9%最低。相较于2015年，城市燃气与发电占比略有提升，工业燃料占比基本维持不变，工业用气占比下降5个百分点。图222015年我国天然气消费结构工业燃料38%城市燃气32%发电15%化工用气15%资料来源：《中国天然气发展报告（2016）_国家能源局等》，海通证券研究所图232020年我国天然气消费结构工业燃料37.5%城市燃气37.5%发电16.0%化工用气9.0%资料来源：《中国天然气发展报告（2021）_国家能源局等》，海通证券研究所化工用气发展受限，工业燃料用气相对稳定。我国化工原料用气占总消费量比例为10%左右，相对美国（4%）、德国（6%）、日本（7%）较高。2012年，国家发改委出台《天然气利用政策》，将天然气用户分为优先类、允许类、限制类和禁止类，允许类包含工业燃料和发电用气，限制和禁止类中多为天然气化工项目。因此政策上，化工用气受限最显著；而工业燃料用气受益于“十三五”以重点城市“煤改气”工程，有替代煤炭作为工业燃料的空间，结构上能够保持稳定。城市燃气和发电用气比例有进一步提高空间。我们认为我国消费模式将呈现城市燃气、工业燃料用气、发电燃气三足鼎立的局面。我国天然气资源并不匮乏，只是储量较高的非常规天然气当前开采难度较大，但随着技术进步，这一问题将会有所改善。因此不会形成日韩单一部门消费过重的模式，但也难以与美国这一资源富余国相比，即全面均衡模式可能性也不大。综上，我们认为城市燃气和发电用气比例有进一步提升空间。（1）城镇燃气仍有提升空间：第一，用气人口、用气量保持高速增长。2015-2020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年我国城市天然气供应量年化复合增长率8.5%；用气人口年化复合增长率8.3%。第二，城镇化建设稳步推进，提高城镇用气增长空间。2019年，我国城镇化率达60.6%，较2014年增长5.8%。第三，城镇化率、气化率仍有增长空间。中国经营报援引中国科学院农村发展研究所预测，到2035年我国城镇化率有望达72%。图24城市天然气供应量与增速-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%45%02004006008001000120014001600180020102011201220132014201520162017201820192020城市天然气供应量（亿立方米，左轴）增速（右轴）资料来源：wind，海通证券研究所图25我国用气人口及增速0%2%4%6%8%10%12%14%16%18%20%010000200003000040000500006000020102011201220132014201520162017201820192020用气人口（万人，左轴）增速（右轴）资料来源：wind，海通证券研究所（2）天然气发电潜在提升空间最大：首先，社会用电量稳步增长，燃气发电比例相对较低。在我国发电量中，2020年燃气发电仅占3.2%。其次，装机与发电量同步增长，发电机组利用率逐步提升。2016-2021年燃气发电装机与2015-2020年燃气发电量分别年均增长8.6%和8.2%。再者，燃气发电设备领域的技术正在突破，卡脖子问题将得到解决。最后，国家政策支持不断延续。图26我国社会用电量及增速0%2%4%6%8%10%12%14%16%0123456789201020112012201320142015201620172018201920202021社会用电量（万亿千瓦时，左轴）增速（右轴）资料来源：wind，海通证券研究所图272020年我国发电能源结构燃气发电3.2%燃煤发电63.2%水电17.0%核能发电4.7%其他11.9%资料来源：《BP世界能源统计年鉴（2021）》，海通证券研究所图28我国天然气发电装机容量及增速0%5%10%15%20%25%30%35%40%020004000600080001000012000201020112012201320142015201620172018201920202021天然气发电装机容量（万千瓦,左轴）增速(右轴）资料来源：wind，海通证券研究所图29我国天然气发电量及增速0%5%10%15%20%25%30%35%40%05001000150020002500300020102011201220132014201520162017201820192020燃气发电量（亿千瓦时，左轴）增速(右轴）资料来源：wind，海通证券研究所1.3氢能：有望加快发展氢能作为一种可储存、可移动、能控制的二次清洁能源，被认为是最有希望取代传行业研究〃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统的化石燃料的能源载体，更被众多科学家视为“21世纪终极能源”，其特点如下：（1）氢能储量大，氢是地球上第三大元素，主要以水的形式存在，原材料易得；（2）氢气本身无毒，燃烧产物只有水和少量氨气，属于清洁能源，生产和使用形成可循环的闭环，有利于实现绿色经济。（3）氢气比能量高，氢气的热值在常见燃料中最高（142kJ/g），约为石油的3倍，煤炭的4.5倍；对比目前容量最高的两种电池正负极材料计算（负极Si:4200mAh/g;正极LiMn2O4:320mAh/g），其比能量是锂电池的7倍多。（4）氢的使用方式多样，氢能的存储状态可以是气态、液态或固态，可以适用于不同要求下的储存和运输以及使用。从整个产业链来看，氢能的利用主要包括上游氢气制备、中游氢能的储运及运输和下游发电、供热、燃料电池及燃料电池汽车等应用。现阶段，制氢的手段多样，制氢的方法较为成熟，可以从不同的资源中制取氢气，但不同的制氢技术其成本和优劣性均不相同。目前，按照制氢的技术路线不同，制氢方法可以分为5种：工业副产氢、电解水制氢、天然气制氢、煤制氢及新型制氢方法等。储运方面从目前主要技术看，又可分为气态、液态、固态和有机液氢储运。氢能的下游应用，目前主要以工业应用和氢氧燃料电池发电为主。图30氢能行业产业链概况资料来源：单彤文等著《制氢、储运和加注全产业链氢气成本分析》、前瞻经济学人、《中国氢能产业发展报告2020_张永伟等》，海通证券研究所当前，全球多国已经出台氢能顶层设计和战略路线。根据国际氢能委员会与麦肯锡公司合作发布的最新氢能洞察更新，在全球已有30多个国家在国家层面提出了氢能相关战略。综合来看，海外各国的国家氢能战略，首要目标在于尽快脱碳，其次才是增加能源种类，其中澳大利亚、俄罗斯、加拿大等国还有扩大氢能出口的战略目标。而重点技术领域上，主要集中在降低氢价、发展氢燃料交通和工业脱碳上。根据《全球氢能产业政策现状与前景展望》援引国际可再生能源署发布的《Hydrogenfromrenewablepower：technologyoutlookfortheenergytransition》报告，到2050年氢能源将占全球能源消耗总量的18%，全年的二氧化碳排放量较现在减少60亿吨，催生年产值2.5万亿美元的产业。我国双碳政策助力氢能源发展。2019年全国“两会”期间，我国首次将氢能源写入《政府工作报告》，提出“推进充电、加氢等设施建设”，氢能源进入国家能源战略。同年5月工信部发布《2019年新能源汽车标准化工作要点》，氢燃料电池成为重点工作，对燃料电池汽车及加氢站技术领域标准提出了要求，其中主要包括：加快燃料电池电动汽车等标准子体系建设；加快车载氢系统、加氢口、加氢枪、加氢通信协议等标准的制修订等。2020年9月22日，我国在第七十五届联合国大会上正式提出，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。根据西安交通大学官网援引《佛山日报》专访郭烈锦院士，实现双碳目标，在我国当今的工业体系、生产模式下，主要有两条路径：一是转变终端用能的生产工艺，从技术上、源头上减少甚至消除二氧化碳的排放；二是大幅提高可再生能源在一次能源中的占比。氢能将承担这一历史使命。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氢可以帮助人类脱碳、固碳，甚至实现负碳。对于终端用能来说，可以把氢作为主要能源，通过氢电互补体系实现工业用能领域二氧化碳排放量的减少甚至消除。在交通等方面，以氢能代替柴油、汽油等能源，也可以实现减排。2021年10月，中共中央、国务院印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，是碳达峰碳中和“1＋N”政策体系中能源领域发布的综合性政策文件。根据《意见》，到2030年，经济社会发展全面绿色转型取得显著成效，重点耗能行业能源利用效率达到国际先进水平。到2060年，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。10月26日，为贯彻落实碳达峰、碳中和的重大战略决策，国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，指出应积极扩大氢能等新能源、清洁能源在交通运输领域应用。根据《意见》和《方案》的有关要求，国家发展改革委和国家能源局于2022年1月30日发布《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》。其中氢能方面指出：推行氢能等清洁能源交通工具，完善加氢、加气（LNG）站点布局及服务设施，降低交通运输领域清洁能源用能成本；探索输气管道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式，鼓励传统加油站、加气站建设油气电氢一体化综合交通能源服务站；依托合作平台，持续支持可再生能源、氢能等清洁低碳能源相关技术人才合作培养；健全清洁低碳能源相关标准体系，加快研究和制修订可再生能源发电、储能、氢能、清洁能源供热以及新型电力系统等领域技术标准和安全标准等。随着我国政策的引导以及大批氢能项目落地，氢能技术不断突破，产业体系逐步完善，我国氢能发展已进入产业化的快车道。1.3.1上游：未来将以清洁能源和可再生能源制氢为主全球目前人工制氢工艺仍然以化石燃料制氢为主，未来清洁能源和可再生能源制氢将发挥积极作用。自1975年以来，全球对氢的需求增长了三倍以上，且仍在继续增长。目前全球人工产氢约11500万吨，化石燃料制氢和工业副产氢占比约99%，仅1%来自电解水。大宗制氢方式主要是天然气制氢和煤制氢。从能源转换效率和排放量来看，可再生能源，如电解水制氢，能从制氢源头上推动双碳经济，但目前高耗能（4.5~5kWh/m3），高耗水（生产1kgH2需耗水约9L，约是天然气制氢水耗的2倍）等成本因素及较小的经济规模限制了其发展。未来随着风电、光电成本的降低，我们预计电解水制氢成本有望进一步降低。表4不同制氢技术的优缺点制氢技术工艺复杂度成本（元/kg）优点应用规模碳排放（kgCO2/kgH2）煤制氢复杂8-10技术成熟、成本低、产量高大规模应用22-35天然气制氢复杂20-24技术成熟、H2纯度高大规模应用10-16工业副产氢复杂10-16投资低、H2纯度高工业化应用-生物质制氢复杂-清洁环保、产量高小规模应用-电解水制氢简单48（商业用电）23（谷电）14（可再生能源弃电）清洁环保、H2纯度高工业化应用33.75-43.41（商业用电）0.4-0.5（可再生能源弃电）资料来源：孟照鑫著《我国氢能产业发展现状与思考》，武魏楠著《绿氢的未来》，海通证券研究所工业副产氢有望成为重要氢供给来源。短期内我国获得大宗、低价氢气的主要方式是化石能源制氢。我国已成为世界第一产氢大国，氢能产业链布局已基本完善，初步形成从基础研究、应用研究到示范应用的全方位格局。从上游制氢端来看，2020年我国行业研究〃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18H2年产量约2500万吨。由于我国丰富的煤炭资源和煤制氢成本低、工艺简单以及可大规模量产等特点，使得H2生产主要依靠石化和煤化工企业。《我国氢能产业发展现状与思考》援引中国煤炭工业协会数据显示，2020年我国的煤制氢量占比约62%，天然气制氢量占比约19%，工业副产氢量占比约18%，电解水制氢量占比约1%。我国工业副产氢气主要来自焦炉煤气、氯碱工业及PDH项目等。目前这些副产氢气很多都排放到空气中，污染环境的同时也成为危险因素。若能充分利用好这些低品位能源，化工副产氢气将成为我国的重要氢气源，对氢能源发展有着重要意义。图31全球制氢工艺原料占比煤炭23%天然气43%工业副产氢33%电解水1%资料来源：武魏楠著《绿氢的未来》，海通证券研究所图32我国制氢工艺原料占比（2020）煤炭62%天然气19%工业副产氢18%电解水1%资料来源：孟照鑫著《我国氢能产业发展现状与思考》，海通证券研究所碳中和目标，推动技术路线由“灰氢”转向“绿氢”。依据制取方式和过程中碳排放量的不同，氢气可分为由化石能源燃烧产生、且不对释放二氧化碳进行处理的灰氢，通过碳捕集和封存技术（CarbonCaptureandSequestration,简称CCS）来减少二氧化碳排放的蓝氢，以及由清洁能源和可再生能源电解或光解制取的绿氢。即使是电解水制氢，考虑到目前电力系统的脱碳比例，依然无法统称为绿氢。从能源转换效率和排放量来看，无疑低排放、高效率的绿氢，才是符合全球碳中和目标的发展方向。表5典型制氢技术的成熟度、生产规模和碳排放强度对比氢气工艺路线技术成熟度生产规模（标准立方米/小时）碳排放（千克CO2/千克H2）灰氢煤制氢成熟1000~20×10419天然气制氢成熟200~20×10410蓝氢煤制氢+CCS示范论证1000~20×1042天然气重整制氢+CCS示范论证200~20×1041甲醇裂解制氢成熟50~5008.25芳烃重整副产氢成熟-有焦炉煤气副产氢成熟-有氯碱副产氢成熟-有绿氢水电解制氢初步成熟0.01~4×104-核能制氢基础研究--生物质制氢基础研究--光催化制氢基础研究--资料来源：徐硕著《中国氢能技术发展现状与未来展望》，海通证券研究所目前，全球氢能产量中，有23%是煤制氢，43%是天然气制氢，这些大多数属于灰氢，部分属于蓝氢，中国光完全属于灰氢的煤制氢占比就超过60%。国际可再生能源署（IRENA）发布《全球可再生能源展望：能源转型2050》显示，绿氢成本由可再生能源（用于制造绿色氢）的成本、电解槽的成本和性能，以及电解槽的负载因子决定。目前在许多国家和地区，太阳能光伏和风能正逐渐成为最便宜的电力来源，预计在未来十年内大部分可再生能源将在成本上极具竞争力。具体而言，到2030年，集中太阳能发电的平均成本对比2018年下降35%，太阳能光伏平均成本下降58%；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19陆上风电平均成本下降55%，海上风电平均成本下降25%。电解槽成本预计将由2020年的770美元/kW，降至2030年的540美元/kW、2040年的435美元/kW，直至2050年达到370美元/kW。预测到2030年，绿氢的生产成本有望降至每公斤2-3美元。图33电解槽成本01002003004005006007008009002020203020402050成本（美元/kW）资料来源：IRENA著《GlobalRenewablesOutlook:EnergyTransformation2050》，海通证券研究所根据《清洁氢能的成本竞争力》，当前可再生能源制氢成本高于化石燃料，在采用最低成本风电（23美元千瓦时）和最低成本电解槽（200美元/千瓦）时，绿氢有望与蓝氢成本相当。2050年电解槽成本将大幅下降，配备CCS的化石燃料制氢成本则基本不变。因此，利用低成本光伏和风电制氢将在未来5年内具备与化石燃料制氢相当的成本，尤其与配备CCS的天然气制氢相比。彭博新能源财经在报告《„Green‟HydrogentoOutcompete„Blue‟Everywhereby2030》中预测，2030年即使在美国等天然气供应廉价国家，或韩国和日本等可再生能源成本昂贵国家，化石燃料为基础结合碳捕集技术生产的蓝氢可能比可再生氢（绿氢）更昂贵；同时预计部分国家纯化石燃料生产的灰氢价格将高于绿氢。1.3.2中游：液态氢储运或将成为发展重点与传统石油相比，国内氢能的储运技术在能效性、安全性上尚未完全解决。氢气储运的技术路线主要有高压气态储运、低温液态储运、液氨/甲醇储运和吸附储运（氢化物/液体有机氢载体（LOHC））以及金属合金储运。目前我国氢气主要以高压气态或低温液态储运，压缩氢气的高压和液氢的低温、易气化等特点都限制了氢气的储运规模和储存时间，使储运成本较高，降低了氢气相比于其他燃料的竞争力。气态储运存在储氢密度低、压缩能耗高的缺点，而液氢的体积约是气态氢的1/800，大大提高了运输效率。然而，长距离运输液氢需要解决液氢不断气化，压力升高的问题。表6不同氢气储运方式优缺点对比氢气储运技术优点缺点高压气态成本较低、耗能低、易脱氢、工作条件较宽、发展最成熟、最常用质量储氢密度低、耐压容器笨重低温液态储能密度高、液氢密度高耗能大、易泄露、不能长期储存LOHC储氢密度高、形成封闭碳循环、实现跨洋运输脱氢温度高、尚未工业应用液氨/甲醇储氢储氢密度高、安全性较好、储运方便涉及化学反应、技术操作复杂、含杂质气体、往返效率较低金属合金储氢储氢密度大、成本低、安全可靠技术尚未成熟，不适合大规模储氢资料来源：徐硕著《中国氢能技术发展现状与未来展望》，张永伟等著《中国氢能产业发展报告2020》，海通证券研究所氢气管道：目前规模较小。全球目前氢气管道总长度约5000km，超过50%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（1600miles）位于美国，主要用于向炼化和化工输送氢气。氢气专输管道单位长度投资约是天然气管道的3倍，获得批准的难度也比天然气管道更高。根据人民网援引中国能源网，截至2017年底，我国氢气管道总里程约400公里，主要分布在环渤海湾、长三角等地。相比之下，我国油气管网是以„万公里‟为单位，而氢气管网却仅是以„百公里‟为单位，规模差距巨大。加氢站：迎来快速发展期。加氢站是氢能商用的基石，将H2压缩并储存在高压储气罐中，通过加氢机完成加注服务。截止至2021年全球已建成685座加氢站，日本、拥有159座加氢站，位居世界第一，占比23.2%；我国排名第二，已建成加氢站105座，占比为15.3%；德国、韩国分别以101、95座位居第三、第四，占比分别为14.7%和13.9%。根据《我国加氢站现状与商用化进程展望》援引中国汽车工程学会发布的《节能与新能源汽车技术路线图》，到2025年我国建成加氢站将达350座，2030年将达到1000座。图34全球加氢站数量（座）21518618121427432836943456068501002003004005006007008002012201320142015201620172018201920202021资料来源：H2-stations，海通证券研究所图35我国每年建成加氢站数量（座）资料来源：H2-stations，张永伟等著《中国氢能产业发展报告2020》，海通证券研究所表7全球建成投运加氢站情况（截至2021年底）国家及地区加氢站数量（座）占比日本15923.2%中国10515.3%德国10114.7%韩国9513.9%北美8612.6%法国416.0%英国192.8%瑞士121.8%荷兰111.6%其他568.2%合计685100.0%资料来源：H2-stations，海通证券研究所在政策红利驱动下，国内地方政府对于氢能产业布局加快了速度，布臵多地氢能发展规划，着力加强对加氢站配套设备和建设运营按建设规模进行补贴，并在加氢站建设方面做出了明确的数量规划，政策支持有力的推动了加氢站建设发展。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表8部分省市加氢站建设规划省/市2020年2025年2030年上海5~10座50座苏州10座40座天津10座（2022年）宁波10~15座（2022年）20~25座武汉5~20座30~100座佛山28座43座57座山东20座200座500座（2035年）山西3座13座23座8省市累计91~116座393~468座全国规划100座300座1000座资料来源：殷伊琳著《我国加氢站发展现状及未来展望》，海通证券研究所我国加氢站已建设数量和未来规划的数量基本达到其他主要氢能应用国家和地区同等水平，但是各地区数量分布不均，主要集中在京津冀、珠三角和长三角等经济发达地区，这与当地产业链优势和经济实力密切相关。图36我国各地区加氢站分布京津冀11%长三角19%珠三角25%其他地区45%资料来源：殷伊琳著《我国加氢站发展现状及未来展望》，海通证券研究所图37加氢站建设成本压缩机32%加氢机14%储氢罐11%建设成本16%其他管阀13%设备安装调试7%冷却设备7%资料来源：孟照鑫等著《我国氢能产业发展现状与思考》，海通证券研究所我国加氢站发展存在的不足：（1）加氢站建设运营成本高。（2）国内对加氢站建设审批验收缺乏标准体系。（3）加氢站核心设备仍然依赖进口。（4）国内外加氢站建设技术和标准不统一。（5）知识推广不到位。从加氢站建设参与主体来看，中国加氢站建设前期以行业标杆企业为主，如亿华通、舜华新能源、液空厚普、派瑞华氢、海德利森、国富氢能等公司。随着近年氢能行业发展逐渐加快，加氢站建设参与主体呈现多样化发展，氢能产业各环节的企业都有参与加氢站建设的案例，包括上游的能源、化工和气体公司以及专业的加氢站建设运营商和设备供应商，中游的燃料电池电堆和系统企业，下游的整车企业和车辆运营企业。大型能源化工企业大都是从2018年开始有实质性动作，凭借自身强大的资源背景，参与加氢站建设的进程明显快于其他参与者。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表9中国加氢站建设参与主体产业链位臵主体性质企业名称上游加氢站投资建设运营企业舜华新能源、国富氢能、氢枫能源、海德利森、派瑞华、中极氢能、液空厚普、雄韬股份、液空厚普上游气体公司浦江气体、美国AP、法国液化空气集团上游化工企业华昌化工、鸿达兴业上游能源企业国家能源集团、中石油、中石化、美锦能源、嘉化能源、四川燃气中游燃料电池系统（电堆）企业亿华通、南通百应、明天氢能、大洋电机、新源动力、国鸿氢能下游车企宇通客车、中通客车、丰田、上汽集团、潍柴下游车辆运营企业国联氢能、沐与康、雄川氢能资料来源：《中国氢能产业发展报告2020_张永伟等》援引车百智库，海通证券研究所1.3.3下游：燃料电池汽车作为氢能利用的先导氢能的利用途径主要有三种：（1）直接燃烧；（2）核聚变；（3）通过燃料电池转化为电能。其中最安全高效的使用方式是通过燃料电池将氢能转化为电能。氢燃料电池是一种把燃料的化学能直接转化为电能的电化学发电装臵，发电的基本原理是电解水的逆反应，能量转换率可达60%～80%，而且污染少、噪声小。其工作过程不涉及燃烧，因此无机械损耗及腐蚀。氢燃料电池所产生的电能可以直接用于驱动电机，从而省略了内燃机机械传动装臵。同时，可以采用加注氢气的方式实现长距离运输。在氢能产业链中，燃料电池系统处于下游应用的核心环节。交通运输领域：燃料电池汽车作为氢能交通的主要载体，是氢能利用的先导。国内氢能的应用遵循氢燃料电池商用车先发展，氢燃料电池乘用车后发展。以氢燃料为动力，可以实现车辆使用端的零碳排放。相比电动力，氢动力可以实现更长续航，在低温环境下有很好的适应力，同时氢气加注速度远高于充电速度。因此，氢燃料电池汽车被视为带动氢能实现突破式、全面发展的关键。在过去的十年里，中国氢燃料电池客车、物流车等商用车的应用已领先于其他氢燃料电池车型。根据《中国氢能产业发展报告2020》援引新能源汽车国家监测与管理平台及车百智库的统计数据，截止2019年底，国内平台已接入氢燃料电池汽车3712辆，其中物流车占比达到60.5%，公交客车、公路客车、通勤客车等客车占比达到39.4%，乘用车只用于租赁，占比仅为0.1%，当前氢燃料电池汽车的示范应用主要集中在物流、客车等商用车领域。图38我国氢燃料电池车运行情况（截至2019年底）物流特种车60.5%公交客车24.9%公路客车8.1%通勤客车6.4%租赁乘用车0.1%资料来源：张永伟等著《中国氢能产业发展报告2020》，新能源汽车国家监测与管理平台、车百智库，海通证券研究所（1）氢燃料电池客车：目前交通领域最主要的细分应用场景之一。其中公交客车行业研究〃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是主要用途，占比达60%以上。随着燃料电池和储氢系统技术性能的提升，氢燃料电池客车的续航能力、低温适应性、能源补给时间等方面的优势逐渐凸显，在长距离公交大巴领域具备较大的发展前景。（2）氢燃料物流车：主要应用于城市或城际中长距离货运领域。考虑到货运所需的载荷能力和续航里程要求，与纯电动物流车相比，氢燃料物流车因其加注时间短、装载空间大而更具优势。（3）氢燃料电池重卡：重卡领域减排脱碳的重要替代方案。目前国内已有多款车型问世，随着氢燃料电池动力系统的技术发展，氢燃料电池重卡的动力性能和续航能力将在干线或支线重载长途物流领域发挥较大的优势。（4）我国氢燃料电池乘用车：还未实现量产与销售。其主要应用场景是提供汽车共享服务，与国际上氢燃料电池乘用车商业化程度存在一定差距。发展乘用车市场，降低整车购臵成本，关键在于降低氢燃料电池系统和储运系统的价格。预计氢燃料电池乘用车在未来中国的智能共享出行市场具有较大的发展潜力。表10不同动力燃料交通工具百公里耗能量动力燃料燃料单价百公里耗能量单位30吨级重卡客车乘用车燃油6.76元/升（柴油）7.08元/升（汽油）升35-4825-306.5-7.5电1-1.8元/千瓦时千瓦时20012020氢气50-80元/千克千克7-83.5-51注：1）燃料单价参考北京2021年7月12日车用燃料价格。2）车辆百公里耗能量取市场上车辆的典型运行数据。资料来源：郭思敏著《我国加氢站现状与商业化进程展望》，海通证券研究所我国燃料电池汽车产业发展与全球主要发达经济体的燃料电池汽车和我国纯电动汽车相比，相对起步略晚且进展较慢。但从2016年以来，我国燃料电池汽车销量开始逐渐上升，呈现快速发展态势。2019年，燃料电池汽车销量达到2737辆，较2018年度同比增长79%，2016年-2019年4年复合增长率达到63.26%。2020年受疫情影响产销双降，截至2020年底，我国燃料电池车保有量为7352辆，市场规模约3600亿元，但对比美国等国家仍有一定差距。根据中国经济时报文章《氢燃料电池汽车是氢能发展的重要方向之一》援引《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》显示，到2035将实现大规模商业化推广累计130万辆，加氢站建成1500座，行业产值将达到5万亿元。图392015-2021年6月中国燃料电池汽车年产量情况（辆）1062912751527283311996320500100015002000250030002015201620172018201920202021年1-6月资料来源：吴小员著《燃料电池汽车地方政策研究》，海通证券研究所氢燃料电池车具有较大发展空间。根据人民日报文章《氢燃料电池汽车步入快车道》援引中国氢能联盟预测，到2030年，中国氢气需求量将达到3500万吨，在终端能源体系中占比为5%；到2050年，需求量有望达到6000万吨。在终端能源体系中占比为10%，预计产业链年产值将达12万亿元。其中，交通运输领域用氢2458万吨，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约占该领域用能的19%。这意味着氢能产业链未来有望与锂电产业链形成“双雄”市场格局。非交通运输领域：氢燃料电池重型工程机械、轨道交通、船舶、无人机等领域已有项目和技术储备。氢动力叉车凭借其灵活性和快充性能已实现推广使用。氢动力飞机、氢动力船舶以氢代替传统燃油，在保证续航和载重能力的同时更加清洁环保，相关研究正在如火如荼进行中。此外，氢动力在使用过程中仅产生水，且避免了噪音和高温的产生，是军事交通的优选动力来源。作为低温推进剂，液氢在航天领域已有多年应用历史。表11氢燃料电池在非道路交通领域的国内项目和技术储备情况领域国内项目和技术储备情况重型工程机械叉车：成立燃料电池智能叉车联合创新中心矿车：200吨以上氢燃料电池矿用卡车自卸车下线，单车单日往返45趟，每天可节油20吨，减少CO2排放约57吨有轨电车中车四方推出第二代氢燃料有轨电车，续驶里程100km，已开通线路6.5km，载客限度270人中国中铁首辆氢燃料有轨电车已完成静态调试工作船舶中国船舶七一二所发布全国首台500KW级船用氢燃料电池系统，补给时间<1h，续航200-500km,与储能量相当的锂电池方案相比，减重70%，占地面积仅为1/6，成本基本持平航空领域无人机：代表企业有新研氢能、北京晟泽、武汉众宇、首航国翼、同济大学、上海攀业、清能股份等，覆盖航段在2km以内高空，燃料电池功率在百瓦到千瓦级。有人飞机：代表企业有大连化物所、中国商飞等2017年大连化物所研制国内首架有人驾驶氢燃料电池试验机试飞成功资料来源：《中国氢能产业发展报告2020_张永伟等》援引车百智库，海通证券研究所1.3.4轻质化龙头：积极布局氢能产业链轻质化碳排放优势明显。在石脑油、轻质化、煤化工三条工艺路线中，轻质化路线单位烯烃排放的二氧化碳量最低，约为2吨二氧化碳/吨烯烃，碳中和背景下具有低排放优势；而煤制烯烃、石脑油制烯烃分别为10.5、2.6吨二氧化碳/吨烯烃。国务院碳达峰行动方案明确提出，拓展富氢原料进口来源，推动石化化工原料轻质化。表12不同工艺路线二氧化碳排放（吨）单吨烯烃二氧化碳排放过程排放燃料排放外购电力排放回收利用合计煤制烯烃5.134.880.49010.51轻质化2.0石脑油2.6资料来源：《现代煤化工产业碳减排、碳中和方案探讨_刘殿栋等》，《石油化工经济学——碳约束时代的技术选择_DuncanSeddon》，煤炭信息交易网等，海通证券研究所轻质化具有副产氢优势。丙烷脱氢（PDH）、乙烷裂解、氯碱等化工生产过程中副产氢气，其中1吨PDH约产生氢气0.04-0.05吨。现阶段，受制于储运等因素，PDH部分副产氢气仅作为燃料，用于工厂的蒸汽热值补充，价值尚未充分体现。2021年以来单吨氢气出厂价最低约1.9万元（1.73元/立方米），而同等热值的燃料气价格（以天然气门站价为例）仅0.8万元。我们认为在碳中和背景下，随着氢能全产业链逐步发展，氢气附加值有望逐步体现。表13轻质化企业副产氢气情况上市公司装臵副产氢气（万吨）单吨烯烃副产氢气（万吨）卫星化学90万吨PDH装臵3.60.040250万吨乙烷裂解制乙烯装臵140.056合计17.6-东华能源180万吨PDH装臵90.050资料来源：卫星化学2021半年报，东华能源2020年报，海通证券研究所行业研究〃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国内轻质化龙头企业积极布局氢能产业链。国内轻质化龙头企业充分利用轻质化副产氢优势，积极布局氢能开发与利用，包括加氢站、充装站建设，可再生能源制氢等。表14轻质化企业氢能产业链布局上市公司氢产业链布局卫星化学成立氢能科技公司，加入“长三角氢能基础设施产业联盟”东华能源（1）实现氢气销售稳步增长：2021H1销售氢气0.91亿方（约0.82万吨），实现收入0.82亿元；（2）建设基础设施：建成加氢站（固定站）、氢气充装站。滨化股份（在建PDH）（1）与亿华通合资成立滨华氢能源公司，从事动力氢制备；（2）充装站建设等资料来源：卫星化学《关于加入长三角氢能基础设施产业联盟的公告》，东华能源2021半年报，滨化股份《关于氢能源项目试车的公告》等，海通证券研究所1.4国内三桶油的新能源转型布局：打造综合能源供应商作为传统油气生产企业，三桶油在增储上产、保障能源安全同时，积极布局新能源，转型综合能源供应商，中石化、中石油在2020年ESG报告中均提出力争2050年实现碳中和。图40中石油低碳转型路径资料来源：中国石油2020年ESG报告，海通证券研究所中石化：积极打造“油气氢电非”综合能源服务商，重点布局氢能全产业链，有序推进光伏发电、生物质燃料（生物航煤、生物柴油）等业务发展，加快布局加氢站、充换电站等新能源配套设施建设。目前，公司现有制氢能力350万吨/年，占全国14%以上，并在燕山石化、广州石化、高桥石化分别建成高纯氢提纯装臵3套，合计能力9000千克/天，向市场供应纯度为99.999%的高品质氢气产品。在基础设施方面，到2020年末，公司在全国建设充换电站281个，充电桩984个；并依托3万多座加油站，累计在上海、广东、浙江、河南等地区建成并投用油氢合建站10座。十四五期间，中石化规划布局1000座加氢站或者油氢合建站。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表15中石化能源转型布局低碳转型方向2020年进展天然气提高天然气在国内一次能源消费占比。2020年天然气产量304亿方，境内天然气占油气比例41%；2021年计划天然气产量341亿方（+12%），占油气比例44%。新能源氢能新能源业务的主要方向，构建自有的氢能生产、提纯、运输和销售全产业链。制氢：现有制氢能力350万吨/年，占全国14%以上。与相关企业在可再生能源电解水制氢技术研发和应用等领域进行合作探索。提纯：在燕山石化、广州石化、高桥石化分别建成高纯氢提纯装臵3套，合计能力9000千克/天，向市场供应纯度为99.999%的高品质氢气产品。标准制定：研究油氢合建站国家标准完成起草和报批，燃料电池用氢气分析检测实验室建成并获得国家CMA认证。生物质能源推进生物燃料发展，加大生物质能源生产、推广、供应。生物航煤：利用餐饮废油、动植物油脂等可再生资源生产，产能10万吨/年。生物柴油：继续在上海等地扩大生物柴油供给，B5生物柴油调和能力40万吨以上，覆盖上海240多家加油站。乙醇汽油：2020年销售1475万吨。基础设施布局充电站、加氢站等配套设施。充电站：到2020年末，全国建设充换电站281个，充电桩984个。加氢站：依托3万多座加油站，累计在上海、广东、浙江、河南等地区建成并投用油氢合建站10座。十四五期间规划布局1000座加氢站或者油氢合建站。资料来源：中国石化2020年ESG报告，海通证券研究所中石油：提出构建“油、气、热、电、氢”五大能源平台，大力推进地热能、风能、太阳能等清洁能源对传统生产用能的替代。2020年，公司光伏发电3000万千瓦时，并开工建设2座示范加氢站，规划“十四五”末建成可再生能源制氢示范工程。表16中石油能源转型布局低碳转型方向2020年进展天然气推进常规气以及致密气、页岩气、煤层气等非常规气的勘探开发，多渠道引进国外天然气。2020年，天然气国内产量1131亿方，在国内油气产量中占比47%；国内销量1726亿方。新能源地热加快地热资源精细评价、形成经济适用热储增产改造技术、探索中高温地热发电技术及干热岩勘探开发利用技术。在华北、辽河、冀东、大港等油田周边推进地热供暖及生产用能替代，新增地热供暖面积184.6万平方米，地热利用替代标准煤22.2万吨。太阳能利用油田资源与社会力量建设光伏发电替代传统生产用能。光伏装机容量31.5兆瓦，2020年光伏发电3000万千瓦时。氢能重点发展可再生能源制氢、低成本氢制取、氢液化及储运等技术。开工建设2座示范加氢站。正在进行可再生能源制氢示范工程的前期论证工作，规划“十四五”末建成可再生能源制氢示范工程。资料来源：中国石油2020年ESG报告，海通证券研究所中海油：公司将不断提升天然气产量占比（2022年计划占比22%），推动油气田开发全过程节能减碳，推进海上CCS和CCUS示范工程项目。在新能源布局上，公司加快发展海上风电，择优发展陆上风光一体化，计划5%-10%资本支出用于新能源发展，到2025年获取海上风电资源500-1000万千瓦，装机150万千瓦；获取陆上风光资源500万千瓦，投产50-100万千瓦。公司首个风电项目（江苏海上风电项目）2020年9月正式并网发电，装机容量300MW。2.下游：布局新材料炼化企业拥有上游大化工平台，其产品（乙烯、丙烯、PX等）为炼化企业延伸新材料产业链提供原料基础。目前，行业龙头已经着手往新材料领域延伸，提高产品附加值。就新能源上游材料来看，主要集中在光伏、锂电、风电等产业链方向。其中，光伏原材料主要包括EVA（东方盛虹、荣盛石化）、POE（万华化学、中国石化）；锂电原材料包括锂电隔膜（恒力石化）、DMC（荣盛石化、卫星化学）等；风电产业链包括碳纤维（上海石化）等。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图41恒力石化新材料布局资料来源：恒力石化2021半年报，海通证券研究所恒力石化：引进生产线，进军锂电池隔膜领域。公司规划发展包括可降解新材料、锂电、光伏、新型工程塑料产业链等高增长新材料市场，规划包括PS、丙烯腈、ABS、电池级DMC、PC、聚醚多元醇等产能。2021年12月26日恒力石化官方微信称公司旗下康辉新材料将引进日本芝浦机械株式会社和青岛中科华联新材料股份有限公司的湿法锂电池隔膜生产线共12条，年产能16亿平方米，标志着恒力石化正式进军锂电隔膜领域，加码化工新能源材料市场。荣盛石化：光伏级EVA顺利产出。2021年12月30日荣盛石化公告称年产30万吨EVA装臵于2021年12月28日一次投料成功，目前已顺利产出光伏料产品，VA含量28%。东方盛虹：斯尔邦资产过户完成，加码新材料布局。斯尔邦是国内最大的光伏级EVA生产商。公司拥有240万吨/年甲醇制烯烃装臵，主要产品包括30万吨/年EVA（其中光伏级EVA20万吨/年）、78万吨/年丙烯腈、17万吨/年MMA、42万吨/年环氧乙烷及其衍生物。十四五期间，公司将布局百万吨EVA、百万吨丙烯腈、百万吨可降解塑料三大百万吨级项目。卫星化学：布局乙烯下游新材料项目。2021年12月28日卫星化学公告称拟投资新建绿色化学新材料产业园项目，主要包括年产20万吨乙醇胺（EOA）、年产80万吨聚苯乙烯（PS）、年产10万吨α-烯烃与配套POE、年产75万吨碳酸酯系列生产装臵及相关配套工程。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表17民营炼化增量项目布局现有炼化项目后续主要增量项目规划卫星化学125万吨乙烷制乙烯一期项目（2021年5月20日开车成功）乙烷制乙烯（二期）125万吨项目（预计2022年中期投产）、35万吨聚丙烯及25万吨双氧水项目、连云港下游化工品（聚醚大单体、乙醇胺、乙烯胺、EAA、电解液DMC等）、平湖新能源新材料一体化项目（80万吨PDH+80万吨丁辛醇，计划2023年建成）东方盛虹收购斯尔邦（30万吨/年EVA、78万吨/年丙烯腈、17万吨/年MMA、42万吨/年环氧乙烷及其衍生物）1600万吨炼化项目，百万吨级EVA、丙烯腈、可降解塑料等荣盛石化浙石化一期2000万吨炼化项目（控股51%）浙石化二期2000万吨/年炼化项目（二期2000万吨第一批装臵于2020年11月投运）、300万吨/年PTA项目（参股50%）、聚酯薄膜扩建、盛元化纤二期等恒力石化2000万吨炼油+150万吨乙烯500万吨/年PTA项目、拟新增聚酯产能（含民用丝、工业丝、聚酯薄膜、可降解塑料）合计约660万吨/年，规划包括PS、丙烯腈、ABS、电池级DMC、PC、聚醚多元醇等产能桐昆股份浙石化一期2000万吨炼化项目（参股20%）浙石化二期2000万吨/年炼化项目（二期2000万吨第一批装臵于2020年11月投运）、500万吨/年PTA项目、582万吨/年涤纶长丝（短纤，权益产能）恒逸石化文莱炼化一期800万吨炼油（控股70%）拟新增参控股1400万吨/年文莱炼化二期炼油、PTA产能300万吨/年、聚酯纤维产能185万吨/年资料来源：卫星化学2021半年报，卫星化学《调研活动信息20211104》，盛虹集团官方微信，恒力石化2021半年报等，海通证券研究所3.节能减碳，绿色发展2020年，我国二氧化碳排放总量98.94亿吨，占全球31%，居全球首位；其中，石油和化工行业排放量约14亿吨，占14%。根据化工企业碳排放核算方法，化工企业碳排放主要包括燃料燃烧、工业生产过程、外购热电、回收利用四个环节产生（或扣减）的CO2量。从主要化工品能耗、电耗水平看：（1）吨产品综合能耗较高的产品：煤制烯烃、黄磷、甲醇、合成氨。（2）吨产品电耗较高的产品：黄磷、煤制烯烃、电石、烧碱、PVC、合成氨（以优质无烟煤作为原料）。图42部分高耗能产品综合能耗（千克标准煤/吨产品）26022160133013211198112910761004050010001500200025003000资料来源：石化联合会《石油和化工行业重点耗能产品2020年度能效领跑者标杆企业》，海通证券研究所注：产品能耗、电耗数据为《石油和化工行业重点耗能产品2020年度能效领跑者标杆企业》上榜企业平均水平图43部分高耗电产品电耗（千瓦时/吨产品）1129746183099217513671223020004000600080001000012000资料来源：石化联合会《石油和化工行业重点耗能产品2020年度能效领跑者标杆企业》，海通证券研究所注：产品能耗、电耗数据为《石油和化工行业重点耗能产品2020年度能效领跑者标杆企业》上榜企业平均水平行业研究〃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部分高耗能化工品产能集中省份面临双控压力。2021年9月11日，国家发改委发布《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，指出完善能耗双控指标管理，将能耗强度指标作为五年规划的约束性指标，合理设臵消费总量指标。2021H1，全国9省（区）能耗强度不降反升，为一级预警；10省能耗强度降低率未达到进度要求，为二级预警。黄磷、工业硅、甲醇、电石、PVC、合成氨、烧碱等高耗能产品在预警省份中产能占比超过50%。图44部分高耗能产品在2021H1能耗双控预警省份中产能占比55%64%40%50%38%21%26%35%20%24%13%23%37%26%00.10.20.30.40.50.60.70.80.91黄磷工业硅甲醇电石PVC合成氨烧碱一级预警省份占比二级预警省份占比资料来源：卓创资讯，海通证券研究所政策推动石化重点行业节能减碳。为推动石化重点行业绿色低碳转型，2021年10月21日，国家发改委发布《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021-2025年）》，提出到2025年，炼油、乙烯、合成氨、电石行业达到能耗标杆水平的产能比例超过30%，行业整体能效水平显著提升，碳排放强度明显下降。图45石化化工重点行业能耗基准水平和标杆水平产品名称指标单位基准水平标杆水平炼油千克标准油/吨·因数8.57.5乙烯石脑烃类千克标准油/吨640590合成氨优质无烟块煤千克标准煤/吨13501100非优质无烟块煤、型煤千克标准煤/吨15201200粉煤（包括无烟粉煤、烟煤）千克标准煤/吨15501350天然气千克标准煤/吨12001000电石千克标准煤/吨940805资料来源：国家发改委《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021-2025年）》，海通证券研究所民营炼化：能效水平行业领先。目前，民营炼化龙头企业在炼油方面已达到能效标杆水平，并在PX、PTA等产品上能效水平领先。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图46民营炼化部分石化产品能效水平资料来源：国家发改委《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021-2025年）》，中国石油和化学工业联合会《石油和化工行业重点耗能产品2020年度能效领跑者标杆企业》，《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平（2021年版）》，海通证券研究所4.投资建议碳中和背景下，石化行业推动能源结构转型、下游新材料布局，建议关注：（1）轻质化路线龙头卫星化学；（2）天然气龙头新奥股份；（3）民营炼化龙头，恒力石化、荣盛石化、桐昆股份、东方盛虹等；（4）布局新能源、打造综合能源供应商的上游油气企业，中国海洋石油、中国石油、中国石化。5.风险提示碳减排进度不及预期；天然气需求增速不及预期；低碳节能及新材料技术发展不及预期。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31信息披露分析师声明[Table_Analysts]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。分析师负责的股票研究范围[Table_Reports]重点研究上市公司：华峰化学,恒力石化,卫星化学,三力士,扬农化工,滨化股份,梅花生物,建龙微纳,玲珑轮胎,皇马科技,联瑞新材,润阳科技,会通股份,七彩化学,纳微科技,昊华科技,三联虹普,永太科技,东华能源,德美化工,三友化工,上海石化,东方盛虹,鲁西化工,长鸿高科,苏博特,洁美科技,卓越新能,赛轮轮胎,黑猫股份投资评级说明1.投资评级的比较和评级标准：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：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。类别评级说明股票投资评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。行业投资评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。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[Table_PeopleInfo]海通证券股份有限公司研究所路颖所长(021)23219403luying@htsec.com高道德副所长(021)63411586gaodd@htsec.com邓勇副所长(021)23219404dengyong@htsec.com荀玉根副所长(021)23219658xyg6052@htsec.com涂力磊所长助理(021)23219747tll5535@htsec.com余文心所长助理(0755)82780398ywx9461@htsec.com宏观经济研究团队梁中华(021)23219820lzh13508@htsec.com应镓娴(021)23219394yjx12725@htsec.com李俊(021)23154149lj13766@htsec.com联系人侯欢(021)23154658hh13288@htsec.com李林芷(021)23219674llz13859@htsec.com金融工程研究团队高道德(021)63411586gaodd@htsec.com冯佳睿(021)23219732fengjr@htsec.com郑雅斌(021)23219395zhengyb@htsec.com罗蕾(021)23219984ll9773@htsec.com余浩淼(021)23219883yhm9591@htsec.com袁林青(021)23212230ylq9619@htsec.com颜伟(021)23219914yw10384@htsec.com联系人孙丁茜(021)23212067sdq13207@htsec.com张耿宇(021)23212231zgy13303@htsec.com郑玲玲(021)23154170zll13940@htsec.com黄雨薇(021)23154387hyw13116@htsec.com曹君豪021-23219745cjh13945@htsec.com金融产品研究团队高道德(021)63411586gaodd@htsec.com倪韵婷(021)23219419niyt@htsec.com唐洋运(021)23219004tangyy@htsec.com徐燕红(021)23219326xyh10763@htsec.com谈鑫(021)23219686tx10771@htsec.com庄梓恺(021)23219370zzk11560@htsec.com谭实宏(021)23219445tsh12355@htsec.com联系人吴其右(021)23154167wqy12576@htsec.com张弛(021)23219773zc13338@htsec.com滕颖杰(021)23219433tyj13580@htsec.com江涛(021)23219879jt13892@htsec.com章画意(021)23154168zhy13958@htsec.com陈林文(021)23219068clw14331@htsec.com固定收益研究团队姜珮珊(021)23154121jps10296@htsec.com王巧喆(021)23154142wqz12709@htsec.com联系人张紫睿021-23154484zzr13186@htsec.com孙丽萍(021)23154124slp13219@htsec.com王冠军(021)23154116wgj13735@htsec.com方欣来021-23219635fxl13957@htsec.com策略研究团队荀玉根(021)23219658xyg6052@htsec.com高上(021)23154132gs10373@htsec.com李影(021)23154117ly11082@htsec.com郑子勋(021)23219733zzx12149@htsec.com吴信坤021-23154147wxk12750@htsec.com联系人余培仪(021)23219400ypy13768@htsec.com杨锦(021)23154504yj13712@htsec.com王正鹤(021)23219812wzh13978@htsec.com中小市值团队钮宇鸣(021)23219420ymniu@htsec.com潘莹练(021)23154122pyl10297@htsec.com王园沁02123154123wyq12745@htsec.com政策研究团队李明亮(021)23219434lml@htsec.com吴一萍(021)23219387wuyiping@htsec.com朱蕾(021)23219946zl8316@htsec.com周洪荣(021)23219953zhr8381@htsec.com李姝醒02163411361lsx11330@htsec.com联系人纪尧jy14213@htsec.com石油化工行业邓勇(021)23219404dengyong@htsec.com朱军军(021)23154143zjj10419@htsec.com胡歆(021)23154505hx11853@htsec.com医药行业余文心(0755)82780398ywx9461@htsec.com郑琴(021)23219808zq6670@htsec.com贺文斌(010)68067998hwb10850@htsec.com朱赵明(021)23154120zzm12569@htsec.com梁广楷(010)56760096lgk12371@htsec.com联系人孟陆861056760096ml13172@htsec.com周航(021)23219671zh13348@htsec.com彭娉(010)68067998pp13606@htsec.com汽车行业王猛(021)23154017wm10860@htsec.com曹雅倩(021)23154145cyq12265@htsec.com房乔华021-23219807fqh12888@htsec.com公用事业戴元灿(021)23154146dyc10422@htsec.com傅逸帆(021)23154398fyf11758@htsec.com吴杰(021)23154113wj10521@htsec.com联系人余玫翰(021)23154141ywh14040@htsec.com批发和零售贸易行业李宏科(021)23154125lhk11523@htsec.com高瑜(021)23219415gy12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