国家为民营放开大炼化项目，激发了两桶油的活力，也纷纷上马大型炼化一体化项目，并提出“油转化”战略。我们认为未来几年“油转化”将是国内炼化行业的主旋律，但过程中还存在一些结构性的问题。
“油转化”是未来主旋律
2015年国家发改委提出了发展七大石化产业基地的规划，旨在提升国内炼化行业的竞争力，2017年浙石化、恒力石化和盛虹炼化等一批民营大炼化项目获批，民营企业作为主力登上了国内炼油产业的舞台。我们认为国家放开炼化项目的初心是希望通过民企对盈利的追求、对新技术的尝试、对人才的重视来激活国营炼化企业的活力。随着2019年底，民营大炼化项目陆续投产，在释放利润为投资者创造价值的同时，也确实实现了它们的历史使命。两桶油开始纷纷上马炼化一体化项目，2025年前投产的新增炼油产能中，有7700万吨来自国企或国企参与的合资项目。
在这轮炼化行业国民同进的浪潮中，除了原油加工能力快速提升之外，还有一个重要趋势就是减油增化。在“碳中和”和电动车革命的双重驱动下，成品油需求必然达峰后进入下降的过程，但化工品需求仍将保持长期增长，根据《中国能源化工产业发展报告》预计，国内乙烯、丙烯需求在“十四五”期间将保持5.7%和6.5%的年化增速。因此未来炼化项目将关注如何提高化工品收率，以提升项目竞争力。目前，中石油和中石化的存量炼厂的平均成品油收率分别为66%和57%，恒力石化和浙石化的成品油收率分别下降至50%和42%，而新规划的裕龙岛炼化项目更是只有12%。两桶油也在持续投资对存量产能进行产品结构改造，希望将成品油尽量转化为化工品。可以看出未来几年“油转化”将是国内炼化行业的主旋律，但我们分析认为实际过程中存在一些结构性问题，将对炼厂的长期竞争力造成很大影响。
芳烃产业链掣肘“油转化”
“油转化”指的是将炼厂产品中的成品油转化为三烯三苯等化工品（乙烯、丙烯、丁二烯、苯、甲苯、对二甲苯），化工型炼厂相对燃油型炼厂增加的装置主要就是石脑油裂解（生产三烯）和连续重整和芳烃联合（生产三苯）以及为了获得裂解和重整装置所需原料的适应性改造装置。根据现代石化“宜烯则烯、宜芳则芳”的原则，应当将轻石脑油用于裂解，重石脑油用于重整。由于原油一次加工无法获得足够的石脑油原料，所以需要对原料进行加氢处理，而其中氢气主要就来自连续重整装置。可以说理想情况下的“油转化”就是一个芳烃将氢交给烯烃的过程，芳烃装置规模越大，烯烃装置也越容易做大。反过来说，芳烃生产会限制烯烃生产，如果芳烃装置规模较小，要把烯烃装置规模做大就只能依靠一些经济性上不理想的手段。
以前国内芳烃限制烯烃的情况并没有发生，主要是由于整体产品结构中化工体量较小，即使是镇海炼化这样先进的项目，2300万吨炼油也只配套100万吨乙烯，原油加工的基数较大，相对容易凑齐裂解原料。但现在烯烃的相对规模越来越大，已经有多套2000万吨炼油甚至1500万吨炼油配套150万吨乙烯的项目。这种情况下，生产裂解原料的氢气用量就比较大，理论上就需要很大规模的重整装置来匹配氢气需求，但实际操作中并没有那么容易。
我们之所以认为国内“油转化”面临一些问题的第一个原因就是芳烃需求不如烯烃范围广。2020年我国PX需求3200万吨，而乙烯和丙烯需求分别为5915万吨和4570万吨，预计到2025年我国PX需求将增长至3750万吨，复合增速为3.2%，但乙烯和丙烯需求则将分别增长至7800万吨和6250万吨，复合增速为5.7%和6.5%。由于芳烃增速不如烯烃，如果只依靠芳烃装置的氢气，那烯烃的产能就无法快速扩张。
新项目如何解决问题
情景一：牺牲原料经济性多产烯烃
第一种情景是为了尽可能的多产乙烯而放弃“宜芳则芳，宜烯则烯”的原则，具有代表性的就是裕龙岛炼化一体化项目。目前主流的项目基本是2000万吨的炼油搭配150万吨的乙烯装置，但裕龙岛项目则是2000万吨的炼油搭配300万吨的乙烯装置。传统的裂解原料为轻石脑油，近年来为提升乙烯的收率，裂解原料逐步多元化，但趋势是原料轻质化，如浙石化的裂解料中包含了乙烷气、丁烷、正构C5等，实现了炼油区副产的吃干榨净。裕龙岛项目的裂解料则反其道而行，42%的进料选取的是重石脑油和柴油这样的重质原料，且炼油区的产品不能够满足裂解制乙烯的进料需求，仍需外购31.6万吨的石脑油。从产品收率的角度来看，由于原料“偏重”，后建的乙烯装置并未显示出优势，裕龙岛项目裂解装置的乙烯收率和丙烯收率分别为36%和15%，与浙石化、恒力石化和盛虹炼化相当。但裂解重质裂解料消耗更多的水、电、碱等公用工程和辅料，我们估算操作成本较浙石化一期高44元/吨。如果未来炼厂选取此路径推进“油转化”的话，必然会牺牲项目的原料经济性，拖累自身竞争力。
情景二：补齐芳烃下游PTA-聚酯产业链
我们认为第一种情景并不是理想的炼化加工思路，更合理的还是同时扩大重整、加氢裂化和裂解的规模，但这会导致芳烃过剩进一步加剧，陷入更加恶劣的竞争。未来四年明确规划的PX产能已高达2290万吨，且格局变得更加分散。2019年起每当有新的产能投放，都会对PX价差形成较大冲击。2019年恒力石化的450万吨投产后PX价差迅速下滑，2020年浙石化一期400万吨PX投产也冲击了供需平衡。未来一年内还有浙石化二期、盛虹炼化、中金石化、中海油惠州和华联石化总共1080万吨产能将要投产，PX盈利大概率仍不容乐观。
即使PX盈利不断恶化，但两桶油的炼化新建项目和扩能改造项目却还在不断建设芳烃联合装置。核心原因就是上文提到的，炼厂需要重整氢气供给加氢裂化，为裂解装置提供原料，而上了重整装置就都会配套PX，因为PX上游的混芳和重整汽油的市场空间都不大。以往国企存量炼厂的PX规模一般都小于100万吨，而新项目的PX规模则普遍超过200万吨。一味扩大PX，虽然短期解决了裂解原料问题，但随着PX供大于求情况加剧，两桶油未来不得不考虑PX的销售问题。
情景三：额外补充氢气加大加氢裂化规模
第三种情景是在不扩大重整规模的前提下，通过额外补充氢气扩大加氢裂化的规模。虽然目前还未有项目采用这一方案，但这是芳烃过剩后可能出现的一种“油转化”路径。我们对比浙石化一期和中石化体系内的中科炼化发现，浙石化一期的重整规模与加氢规模是相匹配的，但中科炼化的重整规模却无法满足其加氢裂化的需求。当前该项目采用化工区副产甲烷制氢的方式弥补氢气的需求缺口。假设不扩大连续重整规模，要将中科炼化的加氢裂化规模扩大至与浙石化一期同等比例的话，需要额外补充约15万吨氢气。若采用最为廉价的煤制氢，则需消耗112.5万吨煤炭，按煤制氢成本7000元/吨计算，成本将增加10.5亿元。若采用排放较低的天然气制氢，则需6.7亿Nm3/年的天然气，按天然气制氢成本约12000元/吨氢气计算，成本将增加18亿元。无疑将影响这种“油转化”项目的竞争力。
除成本外，这种“油转化”路径还将面临碳排放压力。根据我们在《碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展》中的测算，煤制氢生产1吨氢气将排放11吨二氧化碳，天然气制氢生产1吨氢气将排放5.5吨二氧化碳。2020年中石化和中石油的原油加工量分别为2.4亿吨和1.6亿吨，假设4亿吨炼油均按照额外补充氢气进行“油转化”，需400万吨氢气。若这些氢气全部采用煤制氢，则将造成4400万吨二氧化碳排放，若全部采用天然气制氢，则将造成2200万吨二氧化碳排放。在这种情景下，民营大炼化的自身优势将更加显现。
投资建议
聚酯龙头向上游炼化延伸时基于自身原料需求，选择了大规模连续重整，恰好满足了裂解原料的氢气需求。我们认为其他企业在芳烃产业链上没有一体化优势，导致新建炼化项目或“油转化”项目要么牺牲裂解原料经济性，要么需要补充额外氢气，提升了成本。因此恒力石化(600346，买入)、荣盛石化(002493，买入)、恒逸石化(000703，未评级)、桐昆股份(601233，买入) 等企业的炼化项目可能在“油转化”浪潮中长期获得结构性的盈利优势。
风险提示
1）炼化技术的革新：出现新的炼化技术，大幅提升烯烃收率同时降低芳烃收率。
2）原油与价格波动风险：油价是成品油和化工品的锚，短期大幅波动将影响整条产业链。
3）终端需求下滑：终端需求若下滑将传导至产业链上游，影响各环节利润。
