【石化化工行业2024年8月投资策略 | 看好原油、煤层气、维生素、电子气体的投资方向】-国信证券

（以下内容从国信证券《【石化化工行业2024年8月投资策略 | 看好原油、煤层气、维生素、电子气体的投资方向】-国信证券》研报附件原文摘录）
　　国信证券化工团队 杨林 CPA 执业证号S0980520120002 薛 聪 执业证号S0980520120001 余双雨 执业证号S0980523120001 张歆钰 执业证号S0980123050087 王新航 执业证号S0980123070037 【石化化工行业2024年7月投资策略 | 看好原油、煤层气、制冷剂、煤制烯烃的投资方向】-国信证券 【石化化工行业2024年6月投资策略 | 看好石化化工行业景气度继续复苏】-国信证券 【石化化工5月策略 |化工景气有所复苏，推荐行业景气方向】-国信证券 【化工行业2024年4月投资策略 | 行业月报：看好油气、制冷剂、煤制烯烃、民爆的投资方向】-国信证券 【2024年度化工行业投资策略|布局上游核心资源品，推荐下游新兴化学品】-国信证券 核心观点 石化化工行业8月投资观点： 受宏观经济修复、政策驱动、阶段性补库、供给端优化等因素驱动，化工品内需和外需均有提振空间，部分化工品景气回暖。7-8月份由于季节性需求进入淡季，化工行业整体景气度有所回落，但我们中长期仍然看好景气度的整体回升。由于化工中游行业供给端资本性开支规模较大，且下游行业对于传统化工品的需求增速有所放缓，化工中游细分行业供需矛盾依然较为突出。因此，我们更看好中长期供需格局改善以及具有稀缺资源属性的化工品投资方向，建议关注原油、煤层气、维生素、电子气体等具备资源稀缺、涨价属性、需求改善属性的化工产品。 8月，我们重点推荐原油、煤层气、维生素、电子气体等领域投资方向。 油气板块，原油整体供需偏紧，布伦特油价有望维持在75-85美元/桶的较高区间。供给端OPEC+继续加大减产力度，延长自愿限产时间至三季度末，而俄罗斯、伊拉克、哈萨克斯坦等国在三季度执行补偿性减产；美国战略石油储备进入补充阶段，且页岩油资本开支不足，整体增速缓慢，供给偏紧。需求端随着全球经济不断修复，逐渐进入季节性需求旺季，油价有望继续维持较高区间。 煤层气板块，中长期角度我国天然气需求增长较快，非常规天然气是增产重要力量。我国煤层气目前在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘成功建立了两大产业基地，未来发展方向为中浅层新区域开发及深层煤层气规模化开发，规划2030年实现煤层气产量达300亿立方米，长远时期逐步实现1000亿立方米年产量。我国能源大省山西省大力实施煤层气增储上产专项行动，持续加大煤层气关键技术攻关，在薄煤层、深煤层等新领域、新层系的煤层气勘探开发不断取得重大突破，实现煤层气规模化开发迈上新台阶，2024年6月山西省煤层气产量13.7亿立方米，同比增加49.4%，创单月煤层气产量历史新高，2024年上半年，山西省共计生产煤层气67.2亿立方米，约占全国产量的81.4%。 维生素板块，5月以来，根据饲料巴巴，多家海内外维生素企业停产维修，其中帝斯曼-芬美意于5月21日起VE工厂停产2个月，新和成山东VE工厂计划自7月上旬至9月上旬停产检修，浙江医药计划自7月中旬起停产检修2个月，供给端大厂停产检修、前期价格超跌、行业低库存等多重因素使得各维生素品类价格上涨。近期，2024年7月29日，巴斯夫位于德国西南部的路德维希港的生产基地发生爆炸，该基地拥有4万吨柠檬醛（维生素A/E的重要原料），约占全球产能的66%、1.44万吨维生素A，约占全球产能27%、4万吨维生素E产能，约占全球有效产能的17%，受巴斯夫爆炸事故影响，维生素各品类价格继续冲高。根据百川盈孚，2024年8月1日，VA市场价为150元/kg，同比增长174%，距年初增长117%；VE市场价为115元/kg，同比增长169%，距年初增长102%；VC市场价为27.5元/kg，同比增长138%，距年初增长31%；VD3市场价为230元/kg，同比增长397%，距年初增长342%；VB1市场价为190元/kg，同比增长176%，距年初增长38%；VB2市场价为93元/kg，同比增长78%，距年初持平；VB6市场价为155元/kg，同比增长115%，距年初增长12%；VB12市场价为107元/kg，同比增长114%，距年初增长19%。 电子气体板块，在下游晶圆厂新一轮扩产潮来临，刺激需求提振的背景下，我国电子气体国产化进程将持续推进，国有企业电子气体本土供应占比不断提升。 风险提示： 原材料价格波动；产品价格波动；下游需求不及预期等。 具体推荐标的及投资组合请参见下面具体研究报告： 研报信息 国信证券化工团队 研报名称：《石化化工行业2024年8月投资策略：看好原油、煤层气、维生素、电子气体的投资方向》 分析师：杨林 S0980520120002 /薛 聪 S0980520120001/余双雨 S0980523120001 联系人：张歆钰/王新航 发布日期：2024年8月01日 报告页数：28页 相关投资组合及推荐标的详见 研报部分内容摘选 1 本月核心观点：看好原油、煤层气、维生素、电子气体的投资方向 受宏观经济修复、政策驱动、阶段性补库、供给端优化等因素驱动，化工品内需和外需均有提振空间，部分化工品景气回暖。但由于化工中游行业的供给端资本性开支规模较大，且下游行业对于传统化工品的需求增速有所放缓，化工中游细分行业供需矛盾依然较为突出，利润水平或仍将处于历史较低分位。因此，我们更看好中长期供需格局改善以及具有稀缺资源属性的化工品投资方向，建议关注原油、煤层气、维生素、电子气体等具备资源稀缺、涨价属性、需求改善属性的化工产品。 化工品价格方面，7月26日中国化工产品价格指数CCPI报4631，较年初1月2日的4621上涨0.22%。2024年6月中国化学原料及化学制品制造业PPI同比-0.7%，环比+0.2%，PPI环比转正且同比降幅收窄，说明主要化工品出厂价格存在一定修复。 需求端，国内需求方面，近期央行及全国多地出台多项地产刺激政策，国务院印发《推动大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案》，财政部发行30年超长期特别国债，国内投资和消费有望得到有效提振，国际货币基金组织（IMF）也将中国2024年GDP增长预期上调至5%，中长期看化工行业整体景气度有望企稳回升。海外需求方面，美国通胀呈现缓慢回落趋势，2024年6月美国整体CPI环比持平，核心CPI环比上涨0.1%，涨幅均低于近12个月平均值。6月美国个人消费支出价格指数（PCE）环比增速为0.1%，核心PCE指数环比增速为0.2%，均符合预期。此外，7月美国制造业PMI初值录得49.5（前值51.6），服务业PMI初值录得56.0（前值55.3），综合PMI初值录得55.0（前值54.8），反映出美国经济增长强劲，IMF预计美国2024年的实际GDP增速将达到2.6%；从中国出口数据看，2024年1月至6月，以人民币计价的中国出口金额累计同比+3.6%，其中向美国出口金额累计同比-0.8%，今年以来海外需求持续回暖，对中国化工品需求形成了有力提振。 库存方面，据国家统计局数据，2024年6月我国化学原料和化学制品制造业产成品存货4354.1亿元，同比去年上涨2.6%，较今年2月4432.3亿元的阶段性高点下降1.8%，化工下游行业在传统“金三银四”需求旺季主动补库，拉动了中游需求回暖。3月及4月制造业PMI均位于50%的景气临界点以上，5月由于季节性因素回落至49.5%，6月制造业PMI较5月持平，但6月制造业PMI同比去年提升0.5个pct，制造业总体保持平稳复苏态势。 供给端，5月29日，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，文件指出要严控炼油、电石、磷铵、黄磷等行业新增产能，石化、磷化工等行业供给侧落后产能有望逐步出清，中长期供需格局有望改善。行业资本开支方面，2024年一季度，SW石油石化、基础化工板块“购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金”同比增速分别为6.54%、-11.95%，资本开支明显放缓，行业供需格局有望得到优化。 7-8月份由于季节性需求进入淡季，化工行业整体景气度有所回落，但我们中长期仍然看好化工行业景气度整体回升。综上所述，我们认为部分化工品仍有一定景气度上涨空间，展望未来，我们更看好中长期供需格局改善以及具有稀缺资源属性的化工品，建议关注原油、煤层气、电子气体等具备资源稀缺及需求改善属性的化工产品。 8月，我们重点推荐原油、煤层气、维生素、电子气体等领域投资方向。 油气板块，原油整体供需偏紧，布伦特油价有望维持在75-85美元/桶的较高区间。供给端OPEC+继续加大减产力度，延长自愿限产时间至三季度末，而俄罗斯、伊拉克、哈萨克斯坦等国在三季度执行补偿性减产；美国战略石油储备进入补充阶段，且页岩油资本开支不足，整体增速缓慢，供给偏紧。需求端随着全球经济不断修复，逐渐进入季节性需求旺季，油价有望继续维持较高区间。 煤层气板块，中长期角度我国天然气需求增长较快，非常规天然气是增产重要力量。我国煤层气目前在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘成功建立了两大产业基地，未来发展方向为中浅层新区域开发及深层煤层气规模化开发，规划2030年实现煤层气产量达300亿立方米，长远时期逐步实现1000亿立方米年产量。我国能源大省山西省大力实施煤层气增储上产专项行动，持续加大煤层气关键技术攻关，在薄煤层、深煤层等新领域、新层系的煤层气勘探开发不断取得重大突破，实现煤层气规模化开发迈上新台阶，2024年6月山西省煤层气产量13.7亿立方米，同比增加49.4%，创单月煤层气产量历史新高，2024年上半年，山西省共计生产煤层气67.2亿立方米，约占全国产量的81.4%。 维生素板块，5月以来，根据饲料巴巴，多家海内外维生素企业停产维修，其中帝斯曼-芬美意于5月21日起VE工厂停产2个月，新和成山东VE工厂计划自7月上旬至9月上旬停产检修，浙江医药计划自7月中旬起停产检修2个月，供给端大厂停产检修、前期价格超跌、行业低库存等多重因素使得各维生素品类价格上涨。近期，2024年7月29日，巴斯夫位于德国西南部的路德维希港的生产基地发生爆炸，该基地拥有4万吨柠檬醛（维生素A/E的重要原料），约占全球产能的66%、1.44万吨维生素A，约占全球产能27%、4万吨维生素E产能，约占全球有效产能的17%，受巴斯夫爆炸事故影响，维生素各品类价格继续冲高。根据百川盈孚，2024年8月1日，VA市场价为150元/kg，同比增长174%，距年初增长117%；VE市场价为115元/kg，同比增长169%，距年初增长102%；VC市场价为27.5元/kg，同比增长138%，距年初增长31%；VD3市场价为230元/kg，同比增长397%，距年初增长342%；VB1市场价为190元/kg，同比增长176%，距年初增长38%；VB2市场价为93元/kg，同比增长78%，距年初持平；VB6市场价为155元/kg，同比增长115%，距年初增长12%；VB12市场价为107元/kg，同比增长114%，距年初增长19%。 电子气体板块，在下游晶圆厂新一轮扩产潮来临，刺激需求提振的背景下，我国电子气体国产化进程将持续推进，国有企业电子气体本土供应占比不断提升。 2 重点行业研究 2.1 原油行业深度跟踪：油价有望维持中高区间，油气开采企业有望量价齐升 原油市场回顾及展望：7月原油价格震荡下跌 截至7月28日收盘，WTI原油现货价格为77.16美元/桶，较上月末下跌4.38美元/桶，跌幅为5.4%；布伦特原油现货价格为81.35美元/桶，较上月末下跌5.59美元/桶，跌幅为6.4%。7月上旬，欧佩克将2024年全球经济增长预期上调0.1个百分点至2.9%，对原油需求预期乐观，EIA原油去库超预期，并上调2025年全球原油需求增长预期，对油价形成支撑，但市场对加沙停火谈判乐观，地缘长冲突溢价缓解，国际油价震荡为主；7月中下旬，美国通胀数据低于预期，失业金人数超过预期，令美联储9月降息预期升温，市场预期美国经济放缓，同时中国经济数据表现疲弱，宏观、需求两方面令油价承压，此外市场预计OPEC+在8月JMCC会议上不会更改原油限产政策，国际油价震荡大跌。三季度是成品油需求旺季，原油在三季度有望出现大幅供需缺口，原油持续去库为油价形成支撑，我们预计年内布伦特原油价格有望维持75-85美元/桶，价格中枢有望持续上行。 我们认为原油整体供需偏紧，未来布伦特油价有望维持在75-85美元/桶的较高区间。根据OPEC、IEA、EIA最新7月月报显示，2024年原油需求分别为104.46、102.87、102.92百万桶/天（上次预测分别为104.46、102.86、103.00百万桶/天），分别较2023年增加225、97、111万桶/天（上次预测分别增长225、96、110万桶/天）。EIA将2025年原油需求增速由150万桶/天上调至177万桶/天。 供给端OPEC+继续加大减产力度，6月2日OPEC+召开部长级会议，会议决定将200万桶/日集体减产、166万桶/日自愿减产目标延长至2025年底，将220万桶/日自愿减产目标延长3个月至2024年9月底。俄罗斯、伊拉克、哈萨克斯坦等国在三季度执行补偿性减产；美国战略石油储备进入补充阶段，且页岩油资本开支不足，增产有限，供给端整体偏紧。需求端随着全球经济的不断修复，逐渐进入季节性需求旺季，我们认为石油需求温和复苏，整体供需相对偏紧，油价有望继续维持较高区间。 供给端：2024年OPEC+继续减产，供应或将维持低位 由于中东各国及俄罗斯的财政盈亏平衡油价大部分处于65美元/桶以上，出于对高油价的诉求，2022年10月第33届OPEC+部长级会议，OPEC+产能配额削减200万桶/天，（OPEC减产127万桶/天，其他国家减产73万桶/天），该产量政策一直延续至2025年底。 从2023年开始，OPEC调价频率也将放缓，不再召开高频的月度会议调整产量政策，而是每6个月举行一次部长级会议（ONOMM），每两个月举行一次欧佩克+联合部长级监督委员会（JMMC）会议，从而更加保证减产政策的稳定性。 2023年5月起，OPEC+自愿减产166万桶/天（沙特、俄罗斯各自愿减产50万桶/天），该产量政策一直延续至2025年底；7月起沙特再次自愿额外减产100万桶/天原油。两次减产后，沙特原油日均产量已减至900万桶，为数年来的最低水平。OPEC+同意2024年1月1日起至2024年12月31日将产量目标调整为4046万桶/天。2023年11月第36届OPEC+部长级会议，OPEC+再次自愿减产220万桶/天，该产量政策目前延续至2024年9月底。 2024年6月2日OPEC+召开第37届部长级会议，会议决定将200万桶/日集体减产、166万桶/日自愿减产目标延长至2025年底，将220万桶/日自愿减产目标延长3个月至2024年9月底，从2024年10月开始至2025年9月逐步取消减产。 同时OPEC+宣布2025年原油产量目标定为3972.5万桶/日，2024年目前为3942.5万桶/日，其中，阿联酋产量配额提升30万桶/日至351.9万桶/日，其增产将从2025年1月开始分阶段进行直至2025年9月底。 根据IEA最新发布的月度报告统计，2024年6月OPEC+产量为4144万桶/天，已经减产576万桶/天，减产总体履行率较高，沙特、俄罗斯产量分别为885、922万桶/天，均基本兑现了之前的减产承诺。2024年6月OPEC 9国合计原油产量相比2024年5月减少约16万桶/天，依旧维持较好的减产力度。出于对高油价的诉求，OPEC+减产约束力仍在，对于油价可以起到良好的托底作用。 美国页岩油增速缓慢，战略石油储备进入补充周期。在页岩油方面，美国目前资本开支意愿仍然较低，仍不具备大幅增产的条件。截至7月19日当周，美国原油产量为1330万桶/天，较上周持平；截至7月26日当周，美国活跃石油钻机数量为482部，较上周增加5部；北美活跃压裂车队数量为237支，较上周增加9支。 2024年7月，美国原油平均产量为1330万桶/天，较上月增加10万桶/天（+0.8%）；美国活跃石油钻机平均数量为479部，较上月减少7部（-1.4%）；北美活跃压裂车队平均数量为236支，较上月减少9支（-3.6%）。2024年4月，美国开钻未完钻区域油井数为4510口，较上月增加6口（+0.1%）。 根据EIA最新月报数据，2023年美国原油产量增长102万桶/天至1293万桶/天，并预计2024-2025年美国原油产量分别为1325、1376万桶/天（上次预测为1324、1371万桶/天），分别增长32、51万桶/天（上次预测为增长31、47万桶/天），2024年供给增速大幅放缓。 美国战略储备原油持续库存，商业原油库存大幅下降。自2021年下半年开始，为应对石油紧缺以及石油价格快速高涨，美国曾两次宣布释放战略石油，2021-2022年美国释放战略石油储备共计2.35亿桶，截至2023年底石油战略储备为3.54亿桶以下，几乎降至近年来最低水平。而在2022年大规模释放战略石油储备的同时，美国政府也在考虑战略石油储备的补充问题。2023年，美国能源部正式开始了战略石油储备的采购补充工作。 截至7月19日当周，美国原油总库存为8.11亿桶，较上周减少305.1万桶（-0.4%），较上月减少2199.6万桶（-2.6%）。其中战略原油库存为3.74亿桶，较上周增加69.0万桶（+0.2%），较上月增加221.5万桶（+0.6%）；商业原油库存为4.36亿桶，较上周减少374.1万桶（-0.9%），较上月减少2421.1万桶（-5.3%）；库欣地区原油库存为3095.6万桶，较上周减少170.8万桶（-5.2%），较上月减少294.0万桶（-8.7%）。 上游油气投资增长缓慢，主要以页岩行业投资为主。油田项目投资效果逐渐减弱，2022年上游油气投资增长了11%，预计到2023年增长7%，达到5000亿美元。但根据IEA的测算，全球油气项目成本也有所提升，达到增加的油田项目投资额50%及以上。2019-2021年油气项目开发呈现下跌趋势，直到2021年以后才触底小幅反弹。油气项目投资主要以页岩气为主。因此我们认为即使未来油气资本开支不断增长，但由于油田投资成本的提升，实际带来的投资效果将逐步减弱。 需求端：总体原油需求温和复苏 国际主要能源机构预测2024年原油需求小幅增长，但需求增速有所放缓。OPEC、IEA、EIA分别在最新的月报中预测2023年原油需求为102.21、101.90、101.81百万桶/天；2024年原油需求分别为104.46、102.87、102.92百万桶/天（上次预测分别为104.46、102.86、103.00百万桶/天），分别较2023年增加225、97、111万桶/天（上次预测分别增长225、96、110万桶/天）。EIA将2025年原油需求增速由150万桶/天上调至177万桶/天。 国内原油产量、加工量稳步增长。2024年7月，中国主营炼厂平均开工负荷为78.4%，较上月提高1.1个百分点；山东地炼装置平均开工负荷为49.3%，较上月降低2.5个百分点。截至7月25日，主营炼厂开工率为78.9%，较上周提高0.1个百分点，较上月提高1.3个百分点；山东地炼开工率为49.1%，较上周降低1.0个百分点，较上月降低1.8个百分点。 美国炼厂受飓风影响减弱，开工率维持高位。2024年7月，美国炼厂原油平均加工量为1681万桶/天，较上月减少6.3万桶/天（-0.4%），美国炼厂平均开工率为93.6%，较上月降低0.4个百分点。截至7月19日当周，美国炼厂原油加工量为1641万桶/天，较上周减少52.1万桶/天；美国炼厂开工率为91.6%，较上周降低2.1个百分点。 2024年7月，美国汽油平均需求量为1017.9万桶/天，较上月增加18.5万桶/天（+1.9%）；美国柴油平均需求量为506.9万桶/天，较上月增加7.1万桶/天（+1.4%）。截至7月19日当周，美国车用汽油需求量为1037.0万桶/天，较上周增加73.7万桶/天（+7.6）；美国柴油需求量为544.2万桶/天，较上周增加59.9万桶/天（+12.4%）。 我们认为原油整体供需偏紧，未来布伦特油价有望维持在75-85美元/桶的较高区间。根据OPEC、IEA、EIA最新7月月报显示，2024年原油需求分别为104.46、102.87、102.92百万桶/天（上次预测分别为104.46、102.86、103.00百万桶/天），分别较2023年增加225、97、111万桶/天（上次预测分别增长225、96、110万桶/天）。EIA将2025年原油需求增速由150万桶/天上调至177万桶/天。 供给端OPEC+继续加大减产力度，6月2日OPEC+召开部长级会议，会议决定将200万桶/日集体减产、166万桶/日自愿减产目标延长至2025年底，将220万桶/日自愿减产目标延长3个月至2024年9月底。俄罗斯、伊拉克、哈萨克斯坦等过在三季度执行补偿性减产；美国战略石油储备进入补充阶段，且页岩油资本开支不足，增产有限，供给端整体偏紧。需求端随着全球经济的不断修复，逐渐进入季节性需求旺季，我们认为石油需求温和复苏，整体供需相对偏紧，油价有望继续维持较高区间。 2.2 煤层气行业深度跟踪：煤层气属于非常规天然气，有望迎来快速发展 非常规天然气是指用传统技术无法获得自然工业产量、需用新技术改善储集层渗透率或流体黏度等手段才能经济开采的天然气，主要包括致密气、页岩气、煤层气等。 中长期角度我国天然气需求维持较快增长，非常规天然气成为增产重要力量。2023年我国天然气需求呈现恢复性增长，全年天然气消费量为3900亿立方米，同比增长7.2%。按照十四五现代能源体系规划，2025年天然气消费量将达到4200-4600亿立方米，复合增速达到7%左右，天然气的消费峰值预计出现在2040年，约为7000亿立方米。非常规天然气占全国天然气产量比例自2018年的35%上升至43%，成为天然气产量重要增长力量。目前我国非常规天然气处于勘探中早期，探明率明显偏低。未来，随着勘探开发不断拓展和工程技术进步，非常规天然气的产量和经济性有望继续提升，有望成为未来我国天然气供应的重要组成部分，是增储上产的主力。 煤层气是指在成煤过程中有机质经过生物化学热解作用、以吸附、溶解和游离状态赋存与煤层之中的天然气。煤层气空气浓度达到5%-16%时，遇明火爆炸，是煤矿瓦斯爆炸事故的根源。在采煤之前如果先开采煤层气，煤矿瓦斯爆炸率将降低70%-85%。因此开发利用煤层气，可以变害为利，保障煤矿的安全生产，整体改善煤炭生产的经济效益。 我国煤层气资源丰富，分布范围广。我国2000m以浅煤层气资源储量为30.05万亿立方米，资源总量位居世界第三。中国共有42个主要聚煤盆地，其中煤层气地质资源量超万亿立方米以上的有10个，按资源量大小排名分别是鄂尔多斯盆地、沁水盆地、滇东黔西盆地、准噶尔盆地、天山盆地、川南黔北盆地、塔里木盆地、海拉尔盆地、二连盆地以及吐哈盆地。从全国范围看，这10个盆地煤层气地质及可采资源总量占比均超过80%，地质资源总量近26万亿立方米，可采资源总量达11万亿立方米。地质资源量及可采资源量排名全国前三的依次为鄂尔多斯盆地、沁水盆地和滇东黔西盆地。煤层气在煤层厚度较大、资源丰富的地区，煤层气的储量较大，开发潜力也较大。我国煤层气产业经过30多年的探索攻关在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘成功建立了两大煤层气产业基地，煤层气产业初具规模。 我国煤层气开发主要分为3个阶段：（1）“十一五”期间（2006年-2010年）：主要发展钻完井技术和水平井分段压裂改造技术，提高钻井速率、完井质量以及压裂增产效果，研究欠平衡钻井技术、高效排水采气技术与煤层气测井技术。截止2010年，国内建成煤层气勘探区48个、开采与试采区6个，施工煤层气井约5400口，加快沁水盆地和鄂尔多斯盆地煤层气产业化基地建设。（2）“十二五”期间（2011 年-2015 年）：开发增产技术与设备研发，强化开发过程中排采安全监控与管理。截止2015年，国内新增煤层气井约11300口，新增煤层气探明地质储量3504亿立方米，形成沁水盆地和鄂尔多斯盆地煤层气商业化开发中心。（3）“十三五”期间（2016 年-2020 年）：煤层气开发迈向低阶煤储层评价与深部煤层增产改造，针对国内煤层纵向多层叠纸特征研究多煤层分压合采技术，结合互联网、人工智能等技术发展智能化压裂和排采技术，降低开发过程中对环境的影响。 能源大省山西省煤层气产量创历史新高。根据山西统计局，2024年6月山西省煤层气产量达13.7亿立方米，同比增加49.4%，创单月煤层气产量历史新高，2024年上半年，山西省共计生产煤层气67.2亿立方米，约占全国产量的81.4%。山西是我国煤层气资源富集程度高、开发潜力大的省份，根据《山西省煤层气资源勘探开发规划（2021-2025年）》显示，山西埋深2000米以浅的煤层气预测资源量约为8.31万亿立方米，约为全国的1/3。近年来山西省大力实施煤层气增储上产专项行动，持续加大煤层气关键技术攻关，目前在薄煤层、深煤层等新领域、新层系的煤层气勘探开发不断取得重大突破，开发技术与装备体系不断创新，单井产量大幅提升，实现煤层气规模化开发迈上新台阶，目前单井开采平均日产量已经超过3000立方米。 国内煤层气增长技术在钻完井、压裂改造、排水采气等方面取得重要突破。我国科研工作者通过借鉴、引进和研发，掌握了一套煤层气开发技术。我国煤层气勘探开发经历了借鉴常规油气资源开发技术、引进国外煤层气勘探开发技术和研究与国内煤层特征相适应的勘探开发技术三个阶段，在不断地探索与试验中，逐渐形成了适合我国煤层气效益开发的增产技术。由早期的直井裸眼洞穴完井、活性水/泡沫压裂、简单机械抽采，逐渐发展到可实现煤层气有效增产的以水平井、U型井和多分支水平井为核心的钻完井技术，以水平井分段压裂、直井水力波及压裂、直井分层压裂、转向重复压裂为主的压裂技术、以负压排采、平衡排采、合层排采为核心的排采技术，促进国内煤层气产业发展。 煤层气未来发展方向为中浅层新区域开发及深层煤层气规模化开发。中国煤层气地质资源量超过1万亿立方米的大型含煤层气盆地（群）共有10个，包括鄂尔多斯、沁水、滇东黔西、准噶尔、天山、川南黔北、塔里木、海拉尔、二连、吐哈等，总资源量25.55万亿立方米，占全国的85%。目前已投入规模建产并实现有效开发的产业基地主体位于沁水盆地和鄂尔多斯盆地，其他8个盆地（群）虽未开发但具有实现规模有效开发的资源基础，发展前景广阔。鄂尔多斯盆地东缘（简称鄂东缘）大宁—吉县区块吉深6-7平01井在2000 m以深的深部（层）煤储集层获日产10.1万立方米高产工业气流，标志着深部（层）煤层气勘探开发的重大突破，中国煤层气总资源量有望成倍增加，为煤层气产业规模快速发展提供了新动能。 地下煤气化合理协调了煤层气和煤炭开采，有望实现煤层气的增产。煤炭地下气化是一种集煤炭和煤层气开发于一体的安全、环保、高效、经济的能源开采技术，该技术将煤层作为气化炉，通入气化剂并合理控制煤原位燃烧产生甲烷、氢气、一氧化碳等可燃合成气体。作为煤炭原位开采的新技术，地下煤气化具有开采环境封闭、污染排放小等优点，突破传统煤层气“排水-降压-解吸-扩散-渗流”开采模式，有效实现煤层气的增产。截止目前，国内在山东孙村煤矿、山东肥城曹庄煤矿、山东新汶鄂庄煤矿、甘肃安口煤矿、黑龙江省依兰煤矿等多个矿区开展煤炭地下气化试验研究，逐渐发展形成了长壁式气流法气化、渗透式煤炭地下气化和控制后退注气点煤炭地下气化等多种成熟的煤炭地下气化工艺。 非常规地质理论引领煤层气域勘探开发突破 煤层气方面，创立中低阶煤层气（煤岩气）“多源成藏”富集、中深层煤层气（煤岩气）与煤系气“同源叠置”立体成藏等理论认识突破形成低成本勘探重大技术，创新高效开发重大技术，建成沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘国家级煤层气（煤岩气）产业基地。推动了从中浅层向深层开发拓展，在沁水盆地和鄂尔多斯盆地等建设7项煤层气（煤岩气）示范工程。 中国煤层气产业实施近期和长远“两步走”发展战略。第1步，将2030年之前分为两个阶段，第1阶段到2025年，实现理论与技术的新突破，完成国家“十四五”规划目标年产100亿立方米，坚定产业发展信心；第2阶段2025年到2030年，形成针对大部分地质条件的适用性技术，进一步扩大产业规模，实现年产300亿立方米，在天然气总产量中占有重要地位。第2步为2030年之后的长远时期，逐步实现1000亿立方米大产业战略。 2.3 电子气体行业深度跟踪：晶圆厂扩产，新需求放量，国产替代前景广阔 电子气体：工业气体“塔尖”产品，晶圆制造前三大材料之一 电子气体被称为半导体材料的“粮食”，是指用于半导体、显示面板及其它电子产品生产的气体品种。在整个半导体行业生产过程中，从芯片生长到最后器件的封装，几乎每一个环节都离不开电子气体，所用气体的品种多、质量要求高。电子气体可以分为电子大宗气体与电子特种气体。电子大宗气体多充当环境气、保护气、载气，用于高温热退火、保护气体、清洗气体等环节，常见气体包括氮气（N2）、氢气（H2）、氧气（O2）、氩气（Ar）、氦气（He）。电子特种气体贯穿半导体和微电子工业各个工艺流程，如清洗、沉积、光刻、刻蚀、离子注入、成膜、掺杂等环节，常见气体包括六氟化钨 (WF6)、三氟化氮（NF3）等。 据SEMI数据，2021年全球半导体材料销售额约为643亿美元，其中晶圆制造材料销售额为404亿美元，占比63%；2021年晶圆制造材料市场细分占比中，电子特气占比15%，是前三大晶圆制造材料之一，也是不可或缺的半导体材料。 据派瑞特气招股说明书及前瞻产业研究院数据，从全球来看，电子特种气体应用于集成电路行业的需求占市场总需求的71%，应用于显示面板行业的需求占市场总需求的18%；从我国来看，电子特种气体应用于集成电路行业的需求占市场总需求的42%，应用于显示面板行业的需求占市场总需求的37%。我国集成电路行业电子特种气体的需求相对较低，主要原因为我国的集成电路产业技术水平和产业规模与世界先进国家和地区还存在一定差距，而我国在显示面板与光伏产业经过多年持续发展，已成为全球最大的产业基地。 电子大宗气体下游应用领域包括集成电路制造、半导体显示、光纤通信等行业。电子大宗气体和电子特种气体在电子半导体领域的用量可通过在成本的占比计算。在集成电路制造、半导体显示等生产环节更多、生产要求更严苛、制程更先进的细分领域，电子大宗气体占全部气体成本的比例更高。 产业配套逐步完善，国内电子气体市场规模快速增长 在国家政策的支持下，国内电子特气产业初具规模，产业发展所需配套技术、原料、工程等越来越成熟，人才储备和知识产权布局收效明显，并不断得到下游客户广泛认可，这在根本上提高了客户实现材料本地化发展的源动力和紧迫性，结合本地化物流、仓储、服务等优势，推动我国半导体产业自主、快速发展。另一方面，集成电路制造技术节点推进，所带来的材料指标要求提高、电子特种气体材料多元化发展要求等，结合本地化发展需要，电子特气未来的市场空间和增长潜力巨大。 根据中国半导体工业协会数据，我国电子特种气体市场规模由2017 年的109.30亿元增长至2020年的173.60亿元，预计2025年将增长至316.60亿元，2020年至2025年的年均复合增长率将达12.77%。根据广钢气体招股说明书，我国电子大宗气体市场规模由2017年的59亿元增长到2021年的86亿元，预计2025年中国电子大宗气体市场规模将超过122亿元，CAGR达9.51%。 国产替代与国际化发展趋势，为国内电子气体企业带来发展契机 2018年以来，国际政治经济环境复杂多变，贸易摩擦不断升级，集成电路产业作为战略发展的支柱产业，从设备、原材料等，深受影响，严重制约我国集成电路制造业的发展，自主可控的国产化替代发展之路势在必行，上下游客户广泛共识。经过多年追赶，国内电子特种气体企业在部分产品的生产上实现突破，成功进入集成电路制造产业链，初步具备了参与全球竞争的实力。根据ICMtia数据，2021年，我国集成电路制造用材料中，国产化程度达到约26%，而同时在国际市场占有率较低，潜在市场空间广阔。随着国内企业相继突破多项行业壁垒，国产电子特气质量的不断提升，多家国内企业也相继通过行业权威认证，进入到一些国际知名半导体企业供应商名列，未来成长空间可期。 近年来我国先后推出了一系列产业政策，对集成电路及其配套产业链的发展予以重点推动支持，电子特种气体也列入了鼓励发展的新型产业。集成电路、显示面板等产业扩张以及新需求出现带动电子特种气体需求强劲。随着我国经济由高速增长阶段转向高质量发展阶段，高端制造业成为国家重点鼓励发展的方向，整体市场规模快速增长。5G、人工智能、云计算等新一代信息技术的发展大幅增加了芯片、显示面板等硬件的需求。 现阶段国际电子特气供应仍为发达国家公司所主导 国际市场份额被四大公司垄断。据派瑞特气招股书，全球电子气体主要生产企业林德等前十大企业，共占据全球电子气体90%以上市场份额。其中，林德、液化空气、大阳日酸和空气化工4大国际巨头市场份额超过70%。该等国际大型电子气体企业一般同时从事大宗电子气体业务和电子特种气体业务，从事大宗电子气体业务的企业需要在客户建厂同时，匹配建设气站和供气设施，借助其较强的技术服务能力和品牌影响力为客户提供整体解决方案，具有很强的市场竞争力，为后进入者设置了技术壁垒和专利壁垒。 国内企业供应本土电子气体市场份额同样被外资公司控制。具体到电子特种气体领域，全球主要生产企业为SK Materials、关东电化、昭和电工、派瑞特气等，该等企业在总体规模上均与4大国际巨头存在差距，但在细分领域具有较强的竞争力；国内电子特种气体企业主要有派瑞特气、南大光电、昊华科技等。我国电子气体供应“卡脖子”现象依然十分严重，据《提升我国电子工业气体供应能力的对策》，目前，国内市场电子特气自给率只有12%。发展我国电子气体产业，尤其是高端电子气的自主产业化已经刻不容缓。 多家国内企业打破认证壁垒，国内下游厂商认证周期缩短 电子特气认证周期长，客户粘性较强。作为关键性材料，特种气体的产品质量对下游产业的正常生产影响巨大，因此，极大规模集成电路、新型显示面板等精密化程度非常高的下游产业客户对气体供应商的选择均需经过2轮严格审核，其中集成电路领域审核认证周期长达2-3年，显示面板领域认证周期通常1-2年，光伏能源、光纤光缆领域认证周期0.5-1年。为了确保气体供应的稳定性，客户在与气体供应商建立合作关系后，不会轻易更换，这使得客户的忠诚度大大提升。 部分国内企业凭借过硬的产品品质通过权威认证，限制政策对电子特气国产化率提升的驱动作用显著。华特气体拼接多年技术积累，率先通过了ASML和GIGAPHOTON的认证，进入了英特尔、中芯国际、台积电等厂商供应链，而一旦气体企业某一产品通过认证，后续其他品类的认证时间可节省约一半。此外，在限制政策下，国内下游厂商优先选择国内电子特气企业进行配套，认证周期有望缩短。 电子特气技术壁垒颇高，国内企业在部分工艺上已实现突破。在5G、人工智能、物联网等带动下，集成电路制造技术发展从摩尔定律到超越摩尔发展。逻辑芯片技术节点从传统0.35um开始延伸到3nm 特征尺寸，预计到2025年实现1.5nm技术突破；三维闪存芯片制造技术从32层发展到128层，预计到2025年突破到384层；动态记忆体制造技术，从19nm开始向15nm迈进，预计到2025年实现11nm技术突破。先进技术节点突破性发展要求包括电子特种气体在内的新材料技术发展作为支撑。高密度、低功耗的集成电路制造，对反应温度、纯度、杂质提出新的要求，对产品质量稳定性和一致性提出更高的要求。未来，电子特种气体需要针对性的加强提升合成技术、纯化技术、分析技术、充装技术和绿色环保技术。 电子特气生产技术不过关，总体供应呈现短缺状态，仅部分电子气实现自主供应能力；国内气体生产与国际差距主要表现在提纯净化、管路阀门及气瓶包装物等金属表面处理、气体检测技术等。但国内企已在核心技术上取得部分突破：在气体纯化环节能将部分电子特气实现9N纯度，在气体混配环节可使配气误差达到±2%以内，在气瓶处理环节可使粗糙度达到0.2μm以下，在气体分析检测环节对多种气体的检测精度可达0.1ppb。 晶圆厂迎来新一轮扩产潮，或将带动电子气体需求上行 根据SEMI数据，2023年全球半导体每月晶圆片产能为2960万片，同比2022年增长6.4%；预计2024年晶圆片产能将增长6.4%至3150万片/月，将由前沿逻辑及代工、生成式人工智能与高性能计算等产能增长带动芯片终端需求复苏；预计2025年将同比增长7%达到3370万片/月。 另外，根据SEMI，2022-2024年全球半导体行业将新增82座晶圆厂，其中2022年为29座，2023年11座，2024年将达到42座，晶圆尺寸从300mm-100mm不等。其中中国在大基金等资金支持下快速发展，预计2024年将新增运营18个项目，晶圆片产能将同比增长13%至860万片/月。 在当前电子气体需求稳定增长、下游晶圆厂扩产潮来临的需求刺激背景下，我国电子气体国产化进程将持续推进，国有企业电子气体本土供应占比不断提升。 3 重点数据跟踪 3.1 重点化工品价格涨跌幅 2024年7月化工产品价格涨幅前五的为维生素D3（158.82%）、硫酸（30.61%）、维生素VE（22.44%）、脂肪醇（22.31%）、维生素K3（20.69%）；化工产品价格跌幅前五的为液氯（-93.19%）、异丁醛（-30.65%）、新戊二醇（-21.05%）、钕分散染料（-19.05%）、异丁醇（-16.67%）。 4 风险提示 原材料价格波动；产品价格波动；项目进度不及预期；下游需求不及预期等。 证券投资评级与法律声明 国信证券投资评级 法律声明 本公众号（名称：【化工林谈】）为国信证券股份有限公司（下称“国信证券”）经济研究所【化工】组设立并独立运营的唯一官方公众号。 本公众号所载内容仅面向符合《证券期货投资者适当性管理办法》规定的专业投资者。国信证券不因任何订阅或接收本公众号内容的行为而将订阅人视为国信证券的客户。 本公众号不是国信证券研究报告的发布平台，本公众号只是转发国信证券发布研究报告的部分观点，订阅者若使用本公众号所载资料，有可能会因缺乏对完整报告的了解而对其中关键假设、评级、目标价等内容产生误解和歧义。提请订阅者参阅国信证券已发布的完整证券研究报告，仔细阅读其所附各项声明、信息披露事项及风险提示，关注相关的分析、预测能够成立的关键假设条件，关注投资评级和证券目标价格的预测时间周期，并准确理解投资评级的含义。 国信证券对本公众号所载资料的准确性、可靠性、时效性及完整性不作任何明示或暗示的保证。本公众号中资料、意见等仅代表来源证券研究报告发布当日的判断，相关研究观点可依据国信证券后续发布的证券研究报告在不发布通知的情形下作出更改。国信证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本公众号中资料意见不一致的市场评论和/或观点。 本公众号所载信息、意见不构成所述证券或金融工具买卖的出价或询价，评级、目标价、估值、盈利预测等分析判断亦不构成对具体证券或金融工具在具体价位、具体时点、具体市场表现的投资建议。该等信息、意见在任何时候均不构成对任何人的具有针对性的、指导具体投资的操作意见，订阅者应当对本公众号中的信息和意见进行评估，根据自身情况自主做出投资决策并自行承担投资风险。订阅者根据本公众号内容做出的任何决策与国信证券或相关作者无关。 本公众号发布的内容仅为国信证券所有。未经国信证券事先书面许可，任何机构和/或个人不得以任何形式转发、翻版、复制、发布或引用本公众号发布的全部或部分内容，亦不得从未经国信证券书面授权的任何机构、个人或其运营的媒体平台接收、翻版、复制或引用本公众号发布的全部或部分内容。国信证券将保留追究一切法律责任的权利。

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