【天风Morning Call】晨会集萃20210326

【天风纺服】H&M、NIKE抵用新疆棉或激发国货购买热情，利好下游国产品牌

H&M、NIKE先后发布声明，以强迫劳动等理由拒绝与新疆地区服装厂合作，不从新疆地区采购产品/原材料；其所在BCI（良好棉花发展协会，拥有超过400名会员单位组织，涉及Nike、Adidas、优衣库、Zara等多个国际品牌）曾于20年10月宣布不再给新疆棉花提供该机构的国际认证。

■点评：

①制裁对新疆棉价格及销售影响较小。2020年新疆棉产量516.1万吨，占我国棉花总产量87.3%。疫情后我国反超美国成为全球服装消费最大单体市场且持续复苏；我们棉花内销为主，出口较低，因此对国内棉价影响可控。

②利好国产品牌：HM产品目前已被多家电商下架，同时国货安踏表示退出BCI，后续预计或有更多国内品牌将继续使用新疆棉；我们认为将效激发国内市场对国货消费热情；此外近几年国人对洋品牌崇尚度有所降低，对国货认可逐步提升，更青睐品质与时尚结合而非一味选择舶来品；本事件后国货品牌力、消费力或将进一步系统性加强。

③对代工生产企业：部分生产企业，譬如申洲国际此前为应对TPP已将美国订单（占15%）转移至越南基地，其棉花供应商主要来自澳美印等地；欧洲市场订单（占20%）由柬埔寨基地生产；而国内产能主要生产内销商品，同时公司优先使用进口棉，故整体影响较低。

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【天风Morning Call】晨会集萃20210325

中金 | 汽车芯片：自动驾驶浪潮之巅

化工碳中和系列报告三：碳中和背景下大炼化和煤化工如何发展

我们在碳中和系列报告二中指出，化工过程的二氧化碳排放可分为能源相关排放和工业过程排放，随着未来可再生能源替代的推进，能源相关排放会大大缩减，过程排放或将成为决定产品碳排放压力的核心因素。产品形成过程中的碳排放主要来自于煤制氢过程。目前市场最担心的问题就是碳减排政策会限制化工行业的增长，不仅限制能源的使用，甚至连原料使用都进行限制，特别是大炼化和煤化工这两个耗氢大户，如果没有足量的氢气支持，生产将会受到很大影响。但是我们分析认为大炼化和煤化工的氢气需求即使未来不能用煤制氢来支撑，也有较好的可持续解决方案。虽然生产成本难免会有一定提升，但在满足碳排放的同时，仍能获得增长的空间。

2018年全球氢气消费量高达1.15亿吨，大炼化的氢气消费量为3800万吨，占比33%，煤化工涉及的合成氨和甲醇分别占氢气需求的27%和10%。从供给端来看，天然气制氢在全球的占比最大，达45%，其次是工业副产氢，占比41%，煤炭制氢占比13.6%。但煤制氢因其极其廉价的成本在我国占比达62%。

世界能源理事会将氢气划分为灰氢、蓝氢和绿氢，分别指化石燃料制氢、工业副产氢和可再生能源电解制氢，只有绿氢才是真正零排放制氢方式。化石燃料制氢方式中，煤制氢排放最大，生产1吨氢气将排放11吨二氧化碳，其次是石油制氢，生产1吨氢气将排放7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。因此，在“碳中和”背景下，大炼化和煤化工中常用的煤制氢将受到限制，亟需寻找新的制氢方式。

根据我们的测算，煤炭价格在500元/吨，煤制氢生产1kg氢气的成本约10.2元；天然气价格在2.5元/Nm³时，天然气制氢生产1kg氢气的成本约15.3元；可再生能源发电的成本在0.23元/kWh时，可再生能源发电制氢生产1kg氢气的成本约17.1元。工业副产氢属于副产物，一般不单独核算成本，但以PDH和乙烷裂解为代表的轻烃裂解项目投资巨大，一套60万吨/年的PDH项目总投资约36亿元。

不考虑碳税的情况下，天然气价格需降低到1.65元/Nm³时才可与煤制氢的成本打平（煤价500元/吨），可再生能源发电的成本需降低至0.1元/kWh时才可与煤制氢的成本打平。若考虑碳税成本，参考欧洲40欧元/吨的碳税，约人民币300元/吨，天然气价格需降低到1.92元/Nm³时可与煤制氢的成本打平，可再生能源发电的成本需降低至0.16元/kWh时可与煤制氢的成本打平。按300元/吨的碳税计算，当前的可再生能源制氢的成本已与天然气制氢成本相当。我们判断，越接近2060年“碳中和”承诺期，碳排放权会越稀缺，碳税的价格会越高，可再生能源电解水制氢的成本将越有竞争力，天然气制氢只是权宜之计。

许多国家已经宣布未来将禁止生产化石燃料汽车，成品油的需求在达峰后将逐步减少，我国汽油产量增速明显放缓，柴油产量自2017年后开始下降，炼厂面临从燃油型向化工型的转型。分别为渣油和蜡油加氢裂化后可提升乙烯、丙烯和低碳芳烃的产率。因此炼厂转型后对氢气的需求将会提升。以美国为例，美国炼油厂的二次加工装置中加氢裂化和加氢精制占比分别达12.5%和89.2%，相比之下，国内的加氢装置仍有很大的提升空间，国内加氢裂化占比10.8%，加氢精制占比44.0%，低于世界平均水平的55.0%。

民营大炼化中，恒力石化2000万吨/年炼化一体化项目需额外制氢24万吨/年，循环回收纯氢54万吨，一年煤制氢装置消耗原料煤260万吨/年。而规模相等的浙石化4000万吨/年炼化一体化一期项目，需额外制氢10万吨/年，消耗原料煤200万吨/年。我们认为，恒力石化的氢气用量大于浙石化有两点原因：1.恒力石化的加氢装置规模更大；2.恒力石化的渣油加氢裂化使用的是沸腾床，而浙石化一期使用的是固定床，沸腾床的氢气用量更大。

目前浙石化一期成品油收率为41.8%，汽油378.85万吨/年（其中催化汽油185.97万吨/年），煤油284.41万吨/年，柴油172.81万吨/年。要提高化工品的产率需提高催化裂化和加氢裂化的装置规模，将成品油组分转化为石脑油，其中加氢裂化需要大量氢气，而催化裂化几乎不需要氢气。参考浙石化柴油加氢装置，柴油的转化率为57.2%，重石脑油收率43.7%，而重石脑油可经过连续重整得到芳烃原料和副产氢，一套400万吨/年的连续重整装置副产15万吨/年的氢气。假设浙石化一期炼厂成品油下降至10%，意味着需减少636.1万吨/年的成品油，扣除搭配连续重整产生的副产氢，如果全部通过加氢裂化转化，将额外产生12.08万吨/年的氢气需求。如果搭配催化裂化（DCC）技术，则氢气增量需求会少于12.08万吨/年。

我国规划了大连长兴岛、河北曹妃甸、江苏连云港、浙江宁波、上海漕泾、广东惠州、福建古雷建设七大炼化基地，在这七大炼化基地附近建有或计划建设多个轻烃裂解项目，通过管道运输氢气，可实现区域内的氢气循环，达到减碳目的。一般60万吨/年的PDH装置可副产约2.3万吨氢气，对于浙江石化这样的装置，增加不过4套60万吨PDH就可以使成品油收率降低至10%。

其次对于东部炼厂来说，港口是其优势，且国内企业在进口轻烃方面有一定经验。例如，万华化学在中东LPG市场采购方面拥有一定的话语权，拥有CP定价推荐权，且建有地下洞库用于储存丙烷，平抑LPG价格的季节性。卫星石化租赁超大型乙烷运输船（VLEC）从美国进口乙烷用于乙烷裂解制乙烯。

和其他制氢方式相比，轻烃裂解装置产生的氢气属于蓝氢，几乎不产生碳排放，而且不考虑氢气收益的情况下本身就有很好的投资回报。PDH项目的单吨丙烯投资强度约在6000元左右，过去长期的行业ROA基本都维持在10%以上。国内乙烷裂解项目单吨乙烯投资强度约1.2万元，预期的ROA约15%。如果按氢气折算，PDH和乙烷裂解的单吨氢气投资强度分别为16万元和19万元。而目前可再生能源电解水制氢的投资强度还很高，西部某I类资源区的年产1.4万吨氢气的太阳能电解水制氢储能项目的投资规模高达14亿元，单吨投资强度10万元，且没有其他收益。天然气制氢的投资强度虽然比光伏制氢低，约8000元/吨，但也没有其他收益，还产生二氧化碳排放。所以我们认为配套轻烃裂解是未来大炼化补充氢气、压减成品油的最佳选项。

煤制烯烃反应过程中的碳排放主要来自煤制甲醇（MTO）中的合成气变换反应，以常见的航天炉为例，粗煤气中的CO：H2为2.6，为了满足生产甲醇的要求，需要通过变换反应将CO：H2比例调为0.45，这一过程中就会产生大量CO2排放。如果从外部补充氢气，来降低CO：H2比例，理论上可将MTO的煤炭单耗从5吨降低至2.1吨，且C元素将全部转化到甲醇中，不产生碳排放。以50万吨/年MTO项目为例，原料煤消耗量为246万吨/年，反应过程产生约300万吨/年碳排放。当MTO单耗下降至2.1吨煤/吨烯烃时，50万吨/年MTO项目耗煤量将下降至104万吨/年，需要额外补充氢气16.5万吨/年，折合18.3亿Nm³/年。

国内煤制烯烃产能集中在西北部地区，很难像上述炼油企业一样配套轻烃裂解来补充氢气，但是西北地区地广人稀、日照充足，非常适合布局光伏项目，以光伏发电电解水产氢与煤气化配合也可以生产烯烃。在煤炭用量不变的情况下，以光伏发电补氢可以多生产约140%的聚烯烃产品。

我们测算了在当下采用光伏电解水制氢补充到粗煤气制烯烃的成本，按17173元/吨氢气的成本，煤制烯烃的单吨烯烃成本将增加3514元，严重挤压煤制烯烃的盈利空间。但若光伏电解水制氢成本下降至7000元/吨氢气的成本，煤制烯烃的单吨成本与当前成本相当，仍可保持煤制烯烃的竞争力。随着技术的进步，新能源发电成本以及电解水能耗下降是大概率事件。

正如我们在碳中和系列报告二中指出的，聚乙烯等产品的进口依赖度仍旧处于较高水平，煤头聚烯烃除了经济价值外，更多承担了战略意义，我们并不认为因为“碳中和”目标的提出就会将煤制烯烃一棍子打死，更为实际的是通过绿氢对灰氢的替代，降低煤制烯烃的单耗和碳排放，这也正是宝丰等龙头企业正在布局的。

根据年等效利用小时数，全国的太阳能资源区被划分为三类，年等效利用小时数大于1600小时为I类资源区，年等效利用小时数大于1300小时间的为II类资源区，其余为III类资源区。西部省份，如宁夏、青海、甘肃、新疆、内蒙古，大部地区为I类资源区，发展可再生能源具有先天优势。目前I类地区的新建光伏项目的发电成本已经可以达到0.23元/kWh，而且未来还有下降的空间和潜力。在本文的第一部分我们已经测算过，当可再生能源发电的成本下降至0.1元/kWh时，可再生能源电解水制氢的成本与煤制氢（原料煤500元/吨）的成本相当。如果考虑300元/吨的碳税，那光伏发电成本降至0.16元/kWh就可以与煤制氢成本打平。

西部煤化工的甲醇和聚烯烃产能在全国占比很高，煤制甲醇占全国甲醇产能的82%。而且西部地区由于自身用电规模有限，新能源甚至还存在消纳问题，电解水可以有效解决西部地区风电、光伏就地消纳问题。因此，我们认为可再生能源电解水搭配煤化工是西部煤化工企业未来应对碳中和的较好转型方向。

“碳中和”提出后，大炼化和煤化工企业的碳排放权将会变得稀缺，企业必将针对减碳排放进行资本开支。龙头企业因为实力雄厚，可选择合适的减排措施，而小企业大概率只能选择用天然气制氢工艺去替代煤制氢以减少碳排放。我们认为，大炼化龙头企业宜选择轻烃裂解配套炼化，利用副产氢达到“减碳”目的，同时轻烃裂解项目还可为大炼化企业带来新的利润。西部煤化工企业通过可再生能源电解水搭配煤化工可解决当地可再生能源就地消纳问题，同时额外的氢可降低煤化工的煤炭单耗，相互协同。长期看可再生能源发电成本仍有较大下降空间，若发电成本降至0.1元/kWh，则电解水制氢成本将与煤制氢相当。当碳税为300元/吨二氧化碳时，若发电成本降至0.16元/kWh，则电解水制氢成本将与煤制氢相当。建议关注恒力石化(600346，买入)、荣盛石化(002493，买入)、宝丰能源(600989，买入)的投资机会。原创  东方看化工

【天风Morning Call】晨会集萃20210324

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中金：碳中和背景下，聚焦钢铁行业新格局与投资机会

市场认为钢铁板块的投资机会只源于环保政策边际收紧背景下，市场对供给收缩及产品涨价预期的强化，不具有持续性。而我们认为在碳中和背景下，钢铁行业的供需格局、竞争格局及所处产业链格局都会出现深刻积极的变化，超市场预期。新格局下钢铁行业集中度提升趋势加速，龙头钢企吨钢盈利有望持续扩张，强者恒强。目前仍处于低预期、低估值阶段的钢铁板块龙头有望迎戴维斯双击。

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金安国纪：FR-4覆铜板步入提价周期，有望释放盈利弹性

报告摘要

金安国纪是经由国纪电子材料改制的外商投资有限公司，实际控制人为韩涛先生。金安国纪主业是覆铜板业务，公司成立于2000年，前身是上海国纪电子材料有限公司，2008年整体改制为外商投资股份有限公司，并更名为“金安国纪科技股份有限公司”。公司实际控制人韩涛先生通过直接及间接控制东临投资、香港金安及致安电子，间接持有公司86.0%的股权。2011年11月，公司于深交所挂牌上市。

自2011年上市以来，公司经历两轮覆铜板大规模扩产，目前正在进行第三轮扩张。第一轮（2011-2013年），首次发行募投项目，扩产珠海部分产线；第二轮（2014-2016年），正式投产临安项目、宁国项目，向上游整合电子级玻纤布产能，2016-2019年，公司追加临安、宁国的项目投资，但整体产能扩张不大；第三轮（2020年-至今），公司进入新一轮扩张周期，规划扩产宁国项目，新建“年产3000万张高等级覆铜板项目”，投资总额为6亿元人民币，是现有年化产能3900万张的76.9%。

公司在内资覆铜板厂商中排名前三。根据Prismark统计，公司FR-4覆铜板产品全球市占率达到4%，在内资厂商中仅次于生益科技、华正新材。

2.1、公司小客户为主的模式，受益覆铜板提价弹性

公司营业收入与归母净利润随覆铜板产品价格变动呈现明显的周期性。2016-2017年，铜箔提价推动覆铜板价格上涨，公司营业收入由2015年的25.5亿元增长至2016年的30.5亿元，归母净利润由0.54亿元增长至3.41亿元，YoY+530.2%，2017年公司营业收入增长至36.8亿元，YoY+20.4%，归母净利润达到5.37亿元，YoY+57.54%。2018-2019年，覆铜板价格步入下行期，带动公司营业收入与归母净利润回落，2020年前三季度公司营业收入实现23.4亿元，YoY+2.7%，归母净利润0.92亿元，YoY-28.9%。

覆铜板业务是公司收入及毛利的主要构成。2016-2019年公司覆铜板业务占营业收入比例超过九成、毛利占比超过八成。2019年1月与9月，公司并购医药企业，分别收购了广西禅方药业有限公司100%股权、承德天原药业有限公司80%的股权，覆铜板业务收入占比稀释至94.2%，毛利占比稀释至78.0%。

公司单季度毛利率与净利率受益于覆铜板提价带来的盈利增厚，盈利表现滞后于覆铜板提价一个季度。2016Q2覆铜板启动提价，由于提价初期，成本端原材料铜箔价格上涨，覆铜板环节还未充分转移价格，2016Q3，覆铜板环节提价增厚利润，单季度毛利率由2016Q2的18.9%上升至2016Q3的19.3%，单季度净利率由2016Q2的6.5%提高至2016Q3的9.6%，随着覆铜板提价持续，2016Q4单季度毛利率及净利率达到33.5%及18.7%，创历史新高。2017年覆铜板价格整体维持高位，毛利率水平维持在23.4-31.6%，净利率水平维持在13.1-18.0%，高于覆铜板价格启动前的平均水平。

公司以小客户为主的商业模式，在覆铜板提价周期中相比于同行有更强的议价能力。公司以国内中小客户为主，2019年前五大客户集中度仅为4.8%，而2019年可比公司生益科技/华正新材/南亚新材前五大客户集中度分别为15.5%/22.2%/42.5%。公司覆铜板产品平均单价由2016年的80元/张提高至2017年平均单价102元/张，提价幅度达到27.5%，而生益科技等以大客户协议方式批量供应的厂商，2017年相较于2016年的平均单价提升幅度为19.5%。

2.2、覆铜板步入新一轮提价周期，价格高点有望超越2017年

2020Q4以来，PCB景气度旺盛叠加原材料价格上涨推动覆铜板进入新一轮涨价周期。FR-4覆铜板产品对原材料价格敏感，但因议价能力强于PCB，在下游PCB环节景气度旺盛时，能够顺利传导原材料成本上涨的压力并增厚自身环节的利润。FR-4覆铜板产品对原材料价格敏感度高，参考南亚新材，2019年覆铜板三大原材料电子铜箔、玻纤布、树脂占成本比例分别达到42%/19%/26%（不同厂商之间覆铜板产品结构差异或导致成本结构略有不同）。2020Q4以来，下游PCB厂商订单周期拉长，海外经济复苏推动消费电子（PC为代表的产品）、家电、工控类PCB的需求回升，产品结构上以覆铜板厚板为主的需求加剧了产能端的紧张，为覆铜板价格上涨奠定基础。

本轮三大原材料普涨奠定FR-4成本高于2017年，FR-4产品定价亦有望超越上一轮。本轮铜箔价格由铜价上涨推动，往后看铜箔加工费亦有上涨空间，铜箔价格有望维持高位；环氧树脂价格自冬季旺季之后回落，但因部分工厂海外产能受限，价格持续上涨。整体来看，本轮覆铜板价格将超越2017年。

公司逐步向上游垂直整合，扩张电子玻纤布产能。2014-2016年公司合计扩产电子级玻纤布产能，本轮玻纤因需求回暖推动价格上升，公司通过垂直整合，有望实现盈利提升。2020年公司通过全资子公司安徽金瑞电子玻纤有限公司使用自筹资金2.0亿元投资建设6000万米电子级玻纤布项目，投建完成后合计将实现1.43亿米电子玻纤布的自供产能。

公司进入产品升级周期，投资高等级覆铜板项目。公司于2020年12月通过《关于投资年产3000万张高等级覆铜板项目的议案》，项目预计于2021年上半年开工建设，2022年上半年投产，预计项目达产后将新增年产3000万张高等级覆铜板的生产能力，实现年销售额30亿元。

4.1、关键假设

公司以覆铜板为主业，以医疗器械、医药制造业务为辅业。核心假设如下：

（1） 假设公司2020-2022年覆铜板出货量分别为3885/4400/5800万张，平均单价为93/158/150元，毛利率为16.1%/29.2%/25.0%；

（2） 假设公司2020-2022年PCB业务收入维持2800/2800/2800万元，毛利率为5.0%/5.0%/5.0%；

（3） 假设公司2020-2022年公司医疗器械业务收入为6000/6000/6000万元，毛利率为76.0%/76.0%/76.0%;

假设公司2020-2022年公司医疗制造业务收入为10000/10000/10000万元，毛利率为51.0%/51.0%/51.0%。

4.2、盈利预测与估值

原材料成本加速上升导致公司毛利率下降；公司产品结构改善不及预期；下游PCB景气度下降导致公司覆铜板产品价格下滑；覆铜板行业竞争加剧。

开源刘翔团队|

【天风Morning Call】晨会集萃20210323

研究分享 

被动元件持续涨价，国内企业投资机会几何

来源：吉森电子研究

【面板深度】关于LCD面板行业的三个判断

投资要点

判断一：面板供需紧张将贯穿2021全年，我们判断LCD涨价将持续至2021Q3。从需求端来看，TFT-LCD主要下游应用为TV、Monitor、Notebook等，其中，TV大尺寸化是推动TFT-LCD需求提升的主要动力。考虑到TV销量和平均尺寸上升等因素影响，根据我们测算数据，2021年全球TV-LCD需求面积将增长4.24%，从中长期看，我们认为TV、PC、车载等将驱动LCD行业需求持续稳健增长；从供给端来看，全球面板产能持续向中国大陆转移，DIGITIMES预计，2021年中国大陆大尺寸LCD面板产能将占全球68.2%，我们判断未来几年全球LCD产能将没有明显增长；从面板价格来看，考虑到玻璃基板和驱动IC缺货仍在持续，叠加面板需求端淡季不淡，整机厂库存水位持续偏低，我们判断TV面板涨价将延续至2021Q3，液晶面板供需紧张贯穿2021年全年。

判断二：我们判断LCD行业周期性将逐步减弱，估值中枢有望提升。考虑到全球LCD面板需求增长通常比较稳定，波动较小，面板供给的集中式扩产和退出，是面板周期波动的最大影响因素。我们认为最近几年面板价格剧烈波动是由于国内面板厂商大量扩产所致，当前随着大陆厂商高世代LCD产线的逐步爬坡完成以及韩国厂商逐步的退出，行业洗牌将逐步完成，竞争格局有望大幅优化。我们判断国内厂商后续不会有明显扩产计划，由于国内厂商扩产导致的LCD周期波动也会因此逐步弱化，最后的行业赢家有望迎来行业集中度提升、周期性变弱带来的行业长期盈利红利，行业估值中枢有望逐步提升。

判断三：寡头垄断下，行业龙头迎来盈利大时代。自2020M6以来，LCD面板价格连续10个月持续上涨，面板行业龙头业绩2020Q3快速增长，并预期2020Q4环比加速增长。展望后续面板价格我们依然乐观，再加上国内全球面板厂商加速整合、折旧高峰逐步过去，我们判断国内面板行业龙头将迎来盈利大时代，2021年季度业绩环比将快速增长。

行业评级：液晶面板行业景气度持续上行，我们判断TV面板涨价态势将延续至2021Q3，行业景气有望贯穿全年，随着面板行业洗牌结束，行业周期性逐渐减弱，行业盈利能力逐步提升，面板龙头将持续受益，给予行业“推荐”评级。

风险提示：新冠疫情海外扩散导致下游需求不及预期；面板产能大幅释放风险；贸易战持续恶化风险。

重点关注公司及盈利预测

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判断一：面板供应紧张将贯穿全年，LCD涨价将延续至2021Q3

1.1、需求分析：TV、PC、车载将驱动LCD面板需求稳健增长

1.1.1、TV：电视大尺寸化是面板需求增长的最大推动力

TV是全球大尺寸TFT-LCD的主要下游应用领域，TV出货量整体处于稳定状态。根据Statista数据，2018年全球TFT-LCD面板销售面积约为1.978亿平方米，其中，TV面板销售面积为1.547亿平方米，占比78%，因此我们可以把来自TV端的需求看作是大尺寸LCD面板下游需求的基本盘。根据奥维睿沃数据，2010年以来全球液晶TV销量整体进入了存量市场竞争的态势，年出货量在2-2.5亿台之间波动。2020年新冠疫情爆发，宅经济应运而生，液晶TV作为室内交互的重要大屏受到拥趸，根据群智咨询数据，受益于后疫情时代北美液晶TV需求大幅回暖，2020年全球液晶TV出货量达到新高的2.44亿台，同比增长2.95%，考虑到2020年TV旺盛的销量对2021年奥运会等赛事带来的需求产生了提前透支效应，预计2021年液晶TV市场将下滑至2.34亿台。

TV整体销量处于稳定状态，电视大尺寸化趋势显著。根据Omdia数据，2018年全球LCD-TV平均尺寸为44.1英寸，2019年增长至45.4英寸，同比增长1.3英寸，预计2020年增长1.6英寸至47英寸，2021年增长2英寸至49英寸，到2026年，平均尺寸将增长至51.5英寸。从终端销售占比来看，大尺寸TV的占比正在持续提升，小尺寸TV占比持续下降，根据群智咨询数据，32寸TV面板出货占比从2018H1的32.1%下降到了2020H1的26.9%，而65寸面板占比从2017H1的4.3%上升至了2020H1的8.9%，尽管销量处于存量市场，但TV大尺寸化趋势显著，体现终端用户对高端产品的需求正持续提升。

2020年全球电视面板出货量同比下降5.4%，出货面积同比上升3.6%，TV大尺寸化是面板需求增长的最大推动力。2020年在疫情影响下，电视面板产业链加速变革，供需关系重塑，2020年上半年电视面板供需关系先紧后松，面板价格呈现出先涨后跌的变化，下半年电视面板供需持续紧张，面板价格一路上涨。根据AVC奥维睿沃数据，2020年全球电视面板出货量272.2M，同比下降5.4%，与此同时，受益于大尺寸化推动，2020年全球电视面板出货面积169.9百万平方米，同比增长3.6%，而2018、2019年得出货面积也分别同比增长了11.1%和6.1%，可以看出当前TV面板市场的最大推动力是TV大尺寸化趋势。

TV面板需求测算：2021年全球TV-LCD出货面积将同比增长4.24%。根据Omdia对2021年TV平均尺寸增加2英寸的假设，我们做出了如下表的测算，根据群智咨询数据2020、2021年液晶TV出货量分别为2.44/2.34亿台，此外假设TV面板平均长宽比为16：9，不考虑切割损耗，在此基础上，2020年TV-LCD面积需求约为1.49亿平方米，2021年TV-LCD面积需求约为1.55亿平方米，意味着在TV销量下滑4.1%的情境下，TV面板尺寸从47英寸增长增长至49英寸仍之至少能带来约630万平方米的TFT-LCD面板需求增量，同比净增长4.24%，若考虑切割损耗，需求增量则将更高。

当前下游整机厂商库存持续处于低位，预示未来采购需求将保持旺盛。电视面板供不应求不只引发了面板持续涨价，也让中国电视厂商面临供应链困境。2020年1-10月，中国传统电视厂商面板采购同比增长4%，而全球出货(含自有品牌+ODM)增长了12%，根据奥维睿沃最新数据显示，截至2020年11月初中国传统电视厂商企业库存(面板+整机)只有4.3周，远低于5周的安全库存，年底前库存紧张局面也难以得到缓解，我们认为在2021年初终端需求淡季不淡，而上游供应链缺货持续的大环境下，整机厂商库存水位仍将持续处在低位。

1.1.2、 IT：线上化强势拉动Monitor/Notebook需求快速增长

线上化助推PC市场二次增长，显示器和笔记本LCD出货量同比快速上涨。受疫情在全球范围内影响时间持续，教育、办公线上化对PC的需求持续旺盛，推动PC市场二次增长，PC市场（含笔记本电脑）与TV市场类似，整体也处于一个存量市场竞争的状态，下游品牌集中度很高，联想、戴尔、惠普、苹果几大厂商占据了绝大部分市场份额。根据群智咨询数据，2020年全球显示器出货量达到1.4亿台，同比增长7.69%，2020年笔记本电脑出货量达2.1亿台，同比大增24.26%，我们认为，即使后续全球新冠疫苗接种乐观，疫情对人类生活习惯产生的影响不会迅速消失，线上化需求仍将长期存在，根据群智咨询预测，2021年显示器和笔记本电脑出货量预计分别为1.44亿台和1.98亿台，增速虽大幅放缓，但较疫情前水平仍有明显增量。

显示器面板同样存在大尺寸化的趋势，面板需求快速成长。根据奥维睿沃数据，显示器面板同样存在大尺寸化的趋势，2017-2020年，显示器面板的平均尺寸从22.7英寸增长到了24.3英寸，平均每年增长0.53英寸，且增速有所提升。显示器面板主流尺寸为21.5寸、23.8寸和27寸，2017-2020年，21.5寸面板出货占比从24%下降至18%，23.8寸面板占比从16%迅速增长至33%，27寸面板占比则从10%增长至20%，大尺寸化趋势显著。当前面板企业在产能紧缺的情况下，以盈利作为主要考量进行供应优先级排序，助推显示器面板尺寸结构加速大型化，2020年平均尺寸增幅创下新高。

显示器面板需求测算：2021年显示器面板面积将同比增长11.14%。根据奥维睿沃显示器面板平均尺寸增长的数据，我们假设2021年显示器面板平均尺寸增加0.7英寸，根据群智咨询数据，2020、2021年显示器出货量分别为1.60/1.68亿台，同样假设显示器面板平均长宽比为16：9，不考虑切割损耗，在此基础上，2020年显示器面板总需求为2604.55万平方米，2021年总需求将增长至2894.61万平方米，带来290万平方米的显示器LCD增量，同比增幅达11.14%。

1.1.3、 汽车：智能化是大势所趋，新兴应用是面板需求增长重要看点

疫情大幅冲击汽车市场，疫情后有望快速复苏。全球汽车市场在2017年达到顶峰后进入存量市场阶段，根据中国乘联会数据，2017年全球汽车销量达9408万辆，2019年为9302万辆。2019年全球汽车销量约为9000万辆，受疫情冲击2020年大幅降至7650万辆，汽车预测机构LMC Automotive预计2021、2022年将分别回升至8400万辆和9000万辆。群智咨询预测2020年全球车载面板出货量将由2019年的1.59亿片下降至1.33亿片，同比下降16.35%，我们认为，当前汽车智能化是大势所趋，以特斯拉、理想、蔚来为代表的纯电动新能源车正在使用越来越大的车载显示屏，且渗透率不断提升，叠加后续疫情恢复，汽车销量逐步复苏，车载面板需求也将以较快的速度成长。

汽车智能化、电动化提速将带动车均面板数量、平均面积提升。过去高解析度、大尺寸显示屏往往被用在高级车款，不过随着车载面板单价下滑，以及市场需求增加，车载面板也开始走向标准化。从需求上看，显示屏在汽车上的应用越来越广，需求数量强劲成长。从供给面来看，越来越多的面板厂商投注资源在车载面板上。在中小尺寸面板应用当中，平板电脑、智能手机都进入了成长高原期，而车载面板是少数增长潜力较大的细分类别，随着车联网、新能源车、无人驾驶等因素的推动，车载面板需求将快速回暖。

1.2、供给分析：LCD产能不断向大陆转移，全球后续无明显产能扩张

1.2.1、 大陆新增产能有限，韩企退出是大趋势

液晶面板产能进入存量时代，2021年全球产能将净缩减。根据DSCC数据，2017-2019年，我国高世代产线的陆续投产大幅抬升了液晶面板产能，2017年全球总产能为2.64亿平方米，到2019年已达到3.11亿平方米，两年时间17.95%的产能增量远远超过了终端市场需求的增长速度，直接导致LCD面板行业进入了两年多的寒冬，此后韩国三星、LG在退出LCD产能方面动作不断，DSCC预计2021年全球面板产能将净缩减约1000万平方米，根据全球其余面板产线的产能规划情况来看，未来五年内面板产能不会大规模的净增长，预计到2025年将缓慢增长至3.28亿平方米，较2020年仅增长约1262万平方米。

资金壁垒不断提升，三星、LG已退出的LCD产能重开的风险较低。LCD产线一旦关闭，重新开启难度较大，主要原因为面板行业是典型的资本密集型行业，越高世代对应产线投资越大，以一条月产能6万片玻璃基板的产线为例，5代线投资金额约为100亿元，而10代线则需要约380亿元，因此高世代产线的投产与老旧产线的退出也进一步抬高了行业的准入门槛，我们认为韩厂退出LCD产能将是永久性退出，下表是三星和LG退出LCD产线的历史及当前的规划情况，经过我们计算，若不考虑切割损耗，三星和LG在2019-2020年宣布开始退出的五条产线折算成玻璃基板面积约为3957万平方米。

短期来看，LG盈利需求旺盛，而三星自家TV品牌对面板的需求难以满足，韩厂延后关闭剩余产线在情理之中。当前LG延迟退出LCD产能主要是出于面板价格上涨有望弥补此前产线的明显亏损，而三星情况略有不同，2020年三星TV整机的面板需求为4850万片，而自身供给仅为2540万片，本身需要较大的外采来维持，若在当前缺货严重的情境下关闭LCD产线则有可能导致整机端无法优先拿到面板，导致三星整机品牌份额被蚕食，对集团业务产生更多压力。

长期来看，高世代产线对老旧产线形成降维打击，三星、LG退出剩余产线是大势所趋。面板行业存在“高世代打击低世代的逻辑”，高世代线的最优经济切割尺寸高于低世代线，能触及低世代线触碰不到的大尺寸市场，对低世代线应用市场形成打击;其二，高世代线能灵活决定产品尺寸大小，对低世代线生产成本形成打击。以京东方为例，其6代线(B3)最初是按照生产大中尺寸的需要设计的，在改造和追加新设备进行转型后，转产中小尺寸面板，以其更高的切割效率对生产小尺寸产品的成都4.5代线造成了较大的压力。因此我们判断韩厂退出LCD行业是大势所趋，当前韩厂剩余的产线为7代线和8.5代线，随着TV、显示器面板平均尺寸的提升，我国10.5代线不断爬坡，老产线切割效率的劣势将逐渐显露，最后转变为制造成本的劣势。

我国已主导LCD面板产能，未来格局趋于稳定。随着优质产线不断向龙头厂商集中，根据DIGITIMES数据，未来全球液晶面板产能将继续向中国集中，预计到2025年，我国将占据全球71.6%的液晶面板产能，中国台湾份额缓慢下降至22.6%，而韩国和日本份额则将迅速缩小至10%以内。

展望未来，LCD供给端BOE+华星光电双寡头格局已定。具体到企业来看，根据群智咨询预测，2020年开始全球产能将呈现以下趋势：1. 未来三年内，中国大陆依然有新的高世代面板产线陆续量产，产能持续增加，全球液晶电视面板产能面积高度向中国大陆厂商聚集；2. 韩厂将加快关停大尺寸液晶面板产能，预计未来2年内将关闭其韩国的所有液晶电视面板产能，且其在中国大陆的产线，也将分散到其他应用。根据群智咨询的测算，若韩厂持续退出，预计从2021年开始LGD和SDC的液晶电视面板产能全球占比均将减少到10%以内；3. 台湾面板厂投资保守，对于获利性较差的液晶电视面板产能将会持续收缩，市占率逐步下降。预计到2023年，不考虑产线并购，京东方和华星光电将分别占据23%和18%的液晶面板产能，若算上中电熊猫和三星苏州厂，BOE和华星光电双巨头的份额将超过50%。

京东方并购中电熊猫优质产线影响分析：京东方收购中电熊猫两条产线后，产能方面，产能集中度和市场主导权将提升，根据DISCIEN数据，收购完成后京东方LCD面板年产能TV面板份额将提升约3.5%，Monitor领域将提升6%，Notebook领域将提升4.5%；产品方面，京东方在50寸产品线较为空白，中电熊猫成都8.6代线有望填补这条产品线上的空白；客户结构方面，京东方客户主要为品牌客户，而中电熊猫以小客户乃至白牌客户为主，收购后有望进一步增加自身在下游客户的影响力；技术方面，中电熊猫主要使用Oxide（IGZO）技术，专利布局深厚，有望提升京东方Oxide产品良率，IGZO技术同时可应用到OLED等下一代显示技术，是大尺寸OLED绕不过的坎。

1.2.2、 TV-LCD：强者恒强，国内面板龙头优势愈加明显

TV面板方面，2020年京东方、华星光电TV-LCD出货面积位居前二。根据奥维睿沃数据，2020年京东方、华星光电的TV-LCD出货量分别为4640万片和3970万片，分别同比下降12%和2%，受益于TV面板大尺寸化趋势，两者的TV面板出货面积分别同比上升了3%和26%，尽管华星光电出货量略逊于群创，但由于华星光电大尺寸产品占比较高，在出货面积上仍大幅领先于群创光电。

2021年我国企业数条产线产能仍在继续爬坡。2020年京东方依旧在TV面板的供给端保持出货量和出货面积的行业第一，收购中电熊猫后，产能将得到进一步扩充，此外，华星光电表现亮眼，2020年出货面积大幅增长26%，收购三星苏州产线后其产能也将进一步提升。其余厂商的变动主要体现在韩厂的退出方面，其中LG在2020年的出货面积同比减少了30%，三星则减少了14%。

韩日系厂商产品结构相对高端，我国厂商产品结构有持续优化空间。从产品结构来看，我们根据各大厂商2020年液晶TV面板出货面积与出货量得出了各家厂商的平均单片TV面板出货面积，假设TV面板平均长宽比为16：9，得出各家TV面板厂商2020年TV液晶面板的平均出货尺寸如下图所示，从图中看可以看出，日韩厂商平均尺寸显著大于大陆厂商，说明产品结构相比大陆厂商更优，高端产品占比更高，对应有更好的盈利水平，大陆厂商仍有较大追赶空间。

1.2.3、 Monitor-LCD：供应短缺加剧，BOE稳居第一

显示器面板方面，2020年陆企和韩企出货量同比大增，京东方稳居第一，华星光电快速追赶。根据奥维睿沃数据，2020年京东方依旧稳居显示器面板行业出货量第一，出货量为4280万台，同比增长23%，其余企业中华星光电表现亮眼，2020年华星光电显示器面板出货量达620万台，同比大增343%。

2021年显示器面板出货规划预示供给端分化加大：从对2021年的显示器面板出货规划来看，三星退出的意愿明显，预计2021年出货量将下降87%，华星光电依旧保持高增速的目标，预计到2021年显示器面板将达到1500万台，同比增长142%，此外，惠科产能充裕，将2021年的目标定为1800万台，较2020年大幅增长718%，要完成该目标惠科需要在技术、品质和客户方面继续提升。

1.3、价格判断：供需紧张持续，面板价格将延续至2021Q3

TV：2020年5月开始涨价，正经历最长涨价周期。2020M5至今TV面板价格上涨幅度明显，随着二季度末电视面板需求的持续增长，电视面板一直供不应求，2020M6开始面板价格一路上涨，根据奥维睿沃数据，相比5月份的价格最低点，中小尺寸32 / 39.5 / 43 / 50 / 55英寸Open cell面板价格年内涨幅50%-100%，而大尺寸65英寸、75英寸Open cell面板价格也分别上涨33%、15%。

当前TV面板价格已涨至2017年高点水平。根据wind和奥维睿沃的32寸液晶面板价格数据显示，2021M2 32寸液晶TV面板价格为71美元，回顾历史价格我们可以看到当前价格已回升至2016年底到2017年的周期高点，面板价格仅用半年多的时间就收复了2017-2019年长达两年多的失地。

Monitor/Notebook：2020Q3起步涨价，价格涨幅弱于TV面板。主流尺寸的笔记本电脑用面板（11.6TN / 13.3IPS / 14TN / 14IPS / 15.6 IPS）12月结算价分别为28 / 51.9 / 29 / 42.3 / 42.2美元，环比涨幅分别为4.87% / 1.96% / 3.94% / 2.42% / 2.93%，预计2021年1月环比涨幅将达到5.00% / 2.31% / 4.48% / 2.84% / 3.08%，涨幅持续扩大。价格方面，主流尺寸显示器面板(21.5TN / 21.5IPS / 23.6TN / 23.8IPS / 27IPS)11月结算价格分别为44.3 / 45.7 / 47.6 / 50.6 / 68.4美元，环比涨幅分别为3.50% / 3.39% /  2.15% / 3.05% / 0.74%，预计12月环比涨幅将达到5.64% / 5.47% /  4.20% / 3.95% / 1.46%，涨幅显著提升。

考虑到玻璃基板和驱动IC缺货仍在持续，叠加面板需求端淡季不淡，整机厂库存水位持续偏低，我们判断TV面板涨价将延续至2021Q3，液晶面板供需紧张贯穿2021年全年。展望2021年，从面板供给端来看，玻璃基板、驱动IC、偏光片的缺货仍在持续，而疫情对大陆面板产能爬坡产生了推迟的影响，加剧了供给净收缩的局面，需求端来看，面板需求淡季不淡，导致整机渠道库存依旧紧张，主流整机厂商正积极提升备货计划，根据Omdia数据，韩国电视厂商2021Q1的面板采购数量预计环比增长5%，同比增长16%，我国电视厂商2021Q1采购预计环比增长6%，同比增长13%，且二季度采购计划涨幅将扩大，我们结合omdia对2021年glut值的预测，叠加近期上游供应链缺货加剧的影响，判断2021年四个季度的glut值分别为1%、2%、4%、5%，2021全年供需关系仍偏紧，我们判断TV面板涨价态势将至少延续至2021Q3，而面板供需偏紧将持续，行业景气趋势有望贯穿2021年全年，价格下跌风险较低。

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判断二：LCD行业周期性将逐步减弱，估值中枢有望提升 

2.1、行业议价能力提升，盈利能力长期改善

过去液晶面板制造在LCD产业链中议价能力低，毛利率水平较弱。液晶面板制造在整个产业链中处于中游的位置，上游主要为材料制造（主要包括玻璃基板制造、滤光片、偏光片、PCB板、背光模组等），下游主要为产品应用。和中游环节相比，上游环节因为技术水平高容易形成行业垄断，因而可以获得较高的毛利率，下游环节中的整机拥有品牌和渠道优势，则毛利率相对较高。具体来看，上游玻璃基板毛利率范围约为50%-60%，偏光片毛利率约为40%，化学物品毛利率范围为35%-40%，驱动IC格局较为分散，毛利率区间为8%-12%，下游行业来看，OEM代工技术含量较低，在全产业链中地位最低，毛利率范围在5%-10%的区间，品牌商、渠道商对下游客户具有较强的议价能力，毛利率分别为20%-25%、20%-30%。

行业格局向好，面板制造环节议价能力有望提升，盈利能力将长期改善，面板涨价或将最终由消费者买单。展望未来，随着液晶面板制造行业洗牌结束，行业内由少数几家企业寡头垄断后，对下游整机厂商的议价能力将快速提升，以友达、群创2020Q4业绩为例，二者的单季度毛利率分别为16.9%和20.4%，显著突破了5%-15%的毛利率区间，随着面板景气度在2021年的继续上行，面板厂商的盈利能力仍有进一步提升空间，面板产业链利润分配格局将显著变化。

2.2、周期性正在减弱，行业估值中枢有望提升

面板行业竞争格局将长期改善。根据波特五力模型，我们可以看到面板制造环节的竞争格局改善具备持续性的基础，行业内竞争者和潜在进入者方面，中小厂商很难再冒着大幅扩充产能、打乱市场供需关系的风险去新建高世代产线， LG、三星等显示大厂已把研发力量全面转向OLED、QLED领域，对他们而言，效仿日本厂商的做法，在液晶面板领域巩固自身在显示材料和设备领域的优势更为合理，面板行业投资周期长，门槛相对高，目前并无行业外潜在进入者；替代品方面，激光电视、VR当前对液晶TV替代能力有限，成本和体验还未达到理想状态，短期内造成的威胁较小，下游整机厂方面，品牌客户掌握较大渠道优势，但相对而言缺乏技术壁垒和资金壁垒，面板厂对购买者的议价能力有望提升；供应商方面，大多数面板材料技术壁垒仍较高，具有较强的议价能力，以玻璃基板为例，NEG、康宁和AGC三家企业占据了市场绝大部分产能，垄断力较强，综合来看，我们认为我国面板龙头竞争优势将持续扩大，而面板制造环节在产业链中地位也将提升，享受长期盈利红利。

面板需求稳中有升，供给端波动有限，行业周期属性减弱，估值中枢有望上调。面板行业过去是个周期性极强的行业，每隔数年就会形成一个明显的周期，当某种尺寸的面板获得市场认可后，需求增加，企业利润大幅增长，接着扩大投资，于是产品迅速供过于求，价格大跌，各家企业利润又大幅减少，甚至陷入亏损，面板价格下跌使得液晶显示产品应用范围进一步扩大，这又会导致供不应求，价格上涨，一个完整的周期包括供大于求、产业景气度衰退、供不应求、产业景气度上升，如此反复。展望未来，液晶面板行业格局已定，京东方、华星光电双寡头格局已定，行业需求稳中有增的前提下，供给端主要企业不会有动力进行更大规模的资本开支，过去供给端大规模增长（2011年后大陆高世代产线投产）或者大规模减少（三星2016年关停LCD转产OLED、韩厂2019年宣布陆续退出LCD产能）的情况再发生的概率将下降，即使供需失衡那么失衡的幅度也将大幅缩小，最终体现为行业周期性的逐步减弱。

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判断三：行业寡头垄断下，行业龙头迎来盈利大时代 

3.1、LCD行业规模、盈利水平呈现周期波动

近十年液晶面板行业经历了四次周期上行。过去十年我们看到面板行业呈现较为显著的周期性特征，根据wind数据，2011年-2020年全球TFT-LCD销售额分别为853 / 915 / 845 / 852 / 762 / 680 / 762 / 697 / 674 / 709亿美元，可以观察到2011年至今全球TFT-LCD销售额经历了四轮较为显著的周期上行以及两轮显著的周期下跌，而2011年以后TFT-LCD的终端需求呈现缓慢上升的态势，因此行业呈现周期性的主要原因在于面板供给周期性的扩张和收缩。

行业盈利能力与面板价格周期走势相关性极高。2017年面板价格进入景气周期，以群创、友达、LG为待变的液晶面板巨头净利率均达到了两位数水平，此后随着大陆高世代产线迅速投产，行业景气度迅速转跌，面板行业进入了长达两年多的寒冬，通过下图我们可以看到各家面板巨头的GAAP净利率连续数个季度处于负值。我们将32寸液晶面板价格走势作为参照，可以看到行业内企业盈利水平与面板价格走势基本一致，面板价格与行业内企业盈利能力相关度极高，2019Q4以后随着行业供需向好，面板价格迅速上涨，行业盈利水平也迅速回升。

3.2、行业景气上行，面板龙头业绩兑现确定性强

友达、群创：2020Q4业绩强劲，其盈利能力对行业具有参照意义。台湾两大面板制造商已公布2020Q4业绩，且都实现了近三年多以来最好业绩，尽管受2020年上半年液晶面板量价齐跌带来冲击，但受益于下半年行业景气度迅速上行带来的积极对冲，两家企业全年都还是实现了正的净利润。友达和群创产线年限较久，已经不会受到折旧的影响，且两家企业主营业务均为LCD面板，因此他们的财报数据对LCD行业情况的判断有更好的参照价值。

友达2020Q4单季度毛利率为16.9%，净利率为11.0%。友达光电2020Q4整体营收为28.27亿美元，实现净利润3.12亿美元，大超市场预期，2020年全年实现营收92.29亿美元，净利润1.42亿美元。盈利能力方面，2020Q4单季度友达实现毛利率16.9%，实现净利率11.0%。

群创2020Q4实现单季度毛利率20.4%，净利率13.0%。群创2020Q4业绩同样大幅增长，推动全年业绩扭亏为盈，2020Q4群创收入达27.4亿美元，净利润为3.56亿美元，大超市场预期，2020全年公司实现营业收入91.93亿美元，实现净利润0.73亿美元，盈利能力方面，2020Q4单季度群创实现毛利率20.4%，实现净利率13.0%，随着行业景气度继续上行，我们预计台湾两家面板巨头的盈利能力仍有持续提升空间。

京东方A：周期与成长共振，BOE问鼎全球

公司LCD面板产线资本开支高峰已过，后续在LCD方面没有明显扩产计划。自2011年开始，京东方在LCD产线端的资本开支迅速提升，通过不断投产高世代产线抢占市场份额， 2018年公司资本开支达到了约544亿元的高峰，随后逐步走低，2019年降至约494亿元，2020年前三季度公司资本支出约为314亿元，同比继续下降。

2021年京东方液晶面板产线折旧高峰将过。除了价格因素外，产线折旧也是影响面板企业盈利的重要因素。液晶面板产线方面，当前京东方A还剩余6条产线未折旧完毕，其中，2021年合肥和鄂尔多斯的两条产线将折旧完毕，预计公司的液晶面板产线折旧高峰区间估将在2021年过去，展望未来，随着面板行业景气度提升以及周期性变弱，LCD面板产线将加速为公司贡献利润。此外，当前京东方在几条优质产线的股权占比仍较低，公司正积极通过定增募资的方式收购自身优质产线的股权以提升业绩规模。

寡头垄断下，液晶面板龙头持续盈利的大幕已开。2011年-2019年，京东方A业绩从127.41亿元增长至1160亿元，复合增长率为31.80%，2020年公司归母净利润业绩预告区间为48-51亿元，同比大幅增长。受益于对面板价格在2021年景气度高企的预期，叠加公司LCD、OLED产能持续提升的影响，2021年京东方A 的wind一致预测（2021.03.05）营收达1745.96亿元，归母净利润达118.87亿元，液晶面板龙头的盈利大时代大幕已开。

3.3、上游缺货加剧产能紧缺，对成本端影响有限

当前上游原材料短缺将加剧面板产能紧缺。在面板上游原材料中，玻璃基板、驱动IC、偏光片均遭到了供给短缺的情况，过去的六个月中，三大主要显示屏玻璃制造商都遇到了生产问题，根据群智咨询信息，NEG停电事件对2021年第一季度产能供应影响程度为2.5%，相当于G8.5代产能损失95K。此外，显示驱动IC市场整体供应偏紧，上游8寸晶圆代工产能偏紧，致使显示驱动IC供货缺口达15%~20%；偏光片方面，由于补偿膜供不应求，面板厂积极抢料，从需求面来看，电视、监视器都大尺寸化，特别是10.5代厂产能增加，吃掉很多偏光片产能，使得面积需求大幅增加。

上游供应链缺货对面板制造企业成本提升影响有限。根据IHS数据，典型的40-42寸TFT-LCD液晶面板成本构成中，滤光片/PCB/偏光片/玻璃基板/驱动IC/液晶的成本占比分别为31% / 18% / 15% / 13% / 6% / 6%，2020年下半年开始的全球8寸晶圆缺货潮使得驱动IC缺货严重，玻璃基板领域由少数几家龙头公司寡头垄断，日本NEG断电叠加地震影响使得玻璃基板的供给受到影响，偏光片缺货的问题则长期存在，我们根据市场信息假设驱动IC涨价20%，偏光片和玻璃基板分别涨价10%和5%，在此情境下液晶面板总成本将上涨3.4%。

面板价格涨幅远高于成本端涨幅，上游缺货对成本端影响有限。2020年6月到2021年2月，以主流的55寸液晶TV面板为例，价格累计涨幅高达70.54%，偏光片、驱动IC以及玻璃基板的缺货导致的成本上涨远不及面板价格涨幅，其中缺货相对最为严重的IC驱动在TFT-LCD成本占比极低，因此我们判断上游成本端的涨价对面板企业盈利能力影响有限，面板行业盈利仍将持续上行。来源吉森电子研究

化工碳中和系列报告二：化工行业碳排放压力有多大？（股）

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碳中和无疑是近期资本市场关注度最高的话题之一。实际上，我国减碳目标的提出与落地并非突然袭击，而是经历了不断的推进过程。“达峰”不是一蹴而就，“中和”更非一日之寒。2009年我国就首次提出2020年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%~45%的量化目标。从强度目标到总量目标，从达峰再到净零，减排目标向更高难度的演进见证了我国在应对气候变化上长期且持续的投入。碳中和对包括新能源在内的新兴产业的利好简单易懂，但对于传统行业的影响却难以一概而论，尤其是对化工这种传统意义上的高耗能行业，市场将其解读为又一轮的供给侧改革，但“改革”的对象究竟是谁？尤其是近期内蒙古宣布除部分豁免项目外“十四五”期间不再新批现代煤化工项目，更加剧了市场对化工行业尤其是煤化工行业未来的担忧。我们认为，化工行业碳排放的特点可以总结为：1）排放总量有限但强度突出。2）煤化工过程排放的压力较大，但提前布局提效和减排的龙头企业具有充足的生存空间以及发展主动权。

目前我国二氧化碳年排放量达到100亿吨，化工行业（石油加工及炼焦业与化学原料和化学制品制造业）的碳排放量不到5亿吨，远小于电力、钢铁、水泥等排放大头，也就是说从总量看化工并非首当其冲的行业。但从强度看，化工的单位收入碳排放量高于工业行业平均水平；且不同区域由于经济结构、能源结构及发展水平的不同，面临差异化的压力，使得化工行业在部分地区可能会面临来自碳排放的发展桎梏。

首先，从全社会碳排放总量看，19年全球二氧化碳排放总量达342亿吨，我国排放量达98亿吨。我国碳排放占比随着中国的经济发展同步提升，尤其是加入WTO之后排放量增速出现拐点，通过深度参与国际分工承接了全球碳排放的转移。过去十年，全球碳排放量复合增速为1.4%，而国内增速为2.5%，快于全球平均水平。目前我国占全球排放量近30%，已成为全球碳排放量最大的国家。我国在全面建成小康社会、消除贫困的壮举和成就有目共睹，然而碳排放的议题一直是中国与西方发达国家在未来发展权问题上角力的重点。在这一背景下，我国主动提出达峰和净零，把握气候治理主动权的必要性和前瞻性就显而易见了。

从碳排放产生的机理可将排放大致分为两类：能源相关排放和工业过程排放。前者比较好理解，主要就是化石能源直接燃烧造成的碳排放，根据核算边界的不同也会包含购入电力、热力的排放；后者则与能源消耗无关，而是特定的化学反应产生的排放，比如水泥玻璃生产过程中石灰石分解散逸、金属冶炼、合成气变换制氢等，其中水泥生产的过程排放占我国总工业过程排放的75%左右。

那么从我国碳排放的一次来源看，煤炭占据了75%的份额，其次是石油、过程排放以及天然气。而一次能源消费结构来看，煤炭占比仅为58%，说明煤炭单位排放强度也高于一次能源的平均水平。我国“富煤少油缺气”的资源现状以及煤炭的高单位排放量，导致了煤炭下游行业成为我国减碳工作的关注重点。

我们基于学术界具有较高权威性的CEADS数据库对国内分部门排放结构进行分析，原始数据包含47个国民经济行业，17项化石能源燃烧排放和1项过程排放。值得一提的是，对于过程排放，CEADS数据库仅考虑水泥生产相关的排放，而化石能源投入转化带来的过程排放则主要计入了能源相关。从产生碳排放的终端部门来看，17年我国工业部门（不含电力和热力部门）的碳排放量为36.7亿吨，占总排放量的39%，是继电力和热力领域外的第二大碳排放行业。进一步在工业部门内部，化工（石油加工及炼焦业+化学原料和化学制品制造业）的碳排放量约为4亿吨，仅占到工业总排放量的10.2%，占国内总排放量的4%。工业领域中的碳排放主要还是来自于非金属矿物及黑色金属冶炼，直接占到了工业碳排放总量的78%，国内碳排放总量的30%。

同时结合碳排放的能源结构和消费下游来看，煤炭消费作为碳排放的主力，其能源消费的73%用于电力和钢铁用途，化工消费仅占8%。而化工在原油和天然气下游消费结构中的占比分别是49%和10%。因此，从全国维度下的排放总量及占比看，化工行业的排放贡献非常有限。

虽然从全国维度看，化工行业的碳排放总量贡献不大，但在区域层面由于地区经济结构、能源结构及发展水平的不同依然面临差异化的压力。尤其是作为煤炭大省的内蒙古今年2月受到了国家发改委对未能完成能耗总量和强度“双控”考核的通报批评。我们根据部分省市统计年鉴中工业以及其细分化工行业的规模以上收入与能源消耗，简单测算了每万元收入对应的能源消耗以及碳排放。利用各省市煤炭、原油、天然气的消费占比计算出单位能源消费的碳排放量，以建立从能源消耗数据到碳排放量的转换。我们根据最新公布的分省（区、市）万元地区生产总值能耗降低率指标，选取了其中表现最差的三个省市（内蒙古、宁夏、辽宁）以及表现最好的三个省市（北京、河北、甘肃），并与全国测算数据进行比较。首先从行业的单位排放量来看，化工的单位收入碳排放量高于工业行业的平均水平。其次地区差异上，对于万元能源消耗指标表现较差的省市，单位收入的碳排放代价也明显较高。所以从排放强度看，化工行业减排还是面临一定的挑战，并且在地区上的差异化非常明显。

总体而言，化工行业排放存在着总量有限但强度突出的特点。而且由于化工行业产品种类繁多，厘清产生碳排放的核心工艺对于识别未来的风险和机遇就非常重要。那么第一步就是明确化工行业碳排放的来源和核算方式。我国碳排放清单的建立是基于和算法而非在线监测，与IPCC的国际标准一致。根据我国官方的碳排放核算指南，化工生产中的碳排放来源主要可以细分为五个方面，分别是燃料燃烧排放、废气的火炬燃烧排放、工业生产过程排放、CO2回收利用量、净购入电力和热力隐含的CO2排放。本文我们将燃料燃烧排放和净购入电力和热力隐含排放归为公用工程排放，工业生产过程排放单列，废气的火炬燃烧排放和CO2回收利用量（除合成尿素消耗外）暂不考虑。

化工企业的公用工程排放主要就是能源相关排放。生产过程中能源消耗可以是一次能源和二次能源。不同的燃料在燃烧过程中的碳排放量不尽相同。电力属于二次能源，但因为产生电力的过程仍然需要发电厂的燃料燃烧，在核算指南中，电力也拥有碳排放系数，本文中我们以北京2020年新标准0.604吨CO2/MWh计算。一般我们将燃料燃烧排放、电/热力隐含的碳排放、火炬燃烧排放统称为公用工程排放，本文中我们重点计算燃料燃烧和电/热力隐含的碳排放。

过程碳排放测算是利用物质质量守恒原则，IPCC发布的《2006年IPCC国家温室气体清单指南》就假设了过程排放中所有损失的C元素都转换为CO2排出，原料与产物（包括次级产物）的碳含量差值就是该产品生产过程中CO2过程排放。过程排放和公用工程排放共同组成了化工制备中的所有碳排放。

此外，由于海外多以油气路线为主，工艺成熟且拥有完备的过程排放数据，因此我们可以直接利用IPCC和欧盟公布的油气路线排放因子来直接进行计算。对于我国的重要煤化工路线，我们将补充较为详细的碳排放量计算过程。

在本章节中，我们将较为详细地对重要的几类能化产品的单位碳排放量进行计算，以梳理主要化工生产流程中碳排放的主要来源以及具有较高环境代价的化工产品。在前期《炼化一体化正在解体，未来油煤气化工谁能胜出？》报告中，我们从碳原子经济性的角度比较了油煤气三条能源化工路线，在此我们进一步以这个视角分析各路线碳排放的强度及考虑放成本后的经济性。三条路径主要是在C1和C2领域有一定的竞争性；C3中主要是丙烯，与C2乙烯类似就不再单列。对于碳排放的两个核心来源，能源相关的排放未来能通过动力替代大幅缩减甚至归零，但过程排放因为反应机理和转化效率的因素则各有千秋。碳氢转化带来的碳排放是能化产品生产流程中最重要的过程排放。

由于煤炭主要由碳元素组成，氢碳摩尔比仅约0.2~1，需要牺牲一部分C来从其他原料中置换出氢，碳转换率比不上油气。从具体反应过程来看，煤炭是通过煤气化过程转换为煤气再进行后续的制备任务。在理想的水煤气制备反应中，一份C和水生成了一份CO和氢气。然而这个反应过程是强吸热反应，在实际煤气化过程中并不会单独存在，而是必须配合另外的碳氧化放热反应来给这一过程供热。这些放热反应消耗了C，却并没有从水分子中置换出等比例的氢气，从而导致了最终产物的碳氢比例大于1，甚至还生成了一些CO2。此外，以重要的化工中间产品甲醇为例，其原料的碳氢比例低至0.5，对氢气的消耗明显大于CO。因此，煤气化过程后往往会加一步变换反应来调节CO和氢气的比例。在这个过程中，消耗了一份CO和水分子，生成了一份氢气和CO2。这些煤化工路线中的主要CO2过程排放来源。另一方面，油的氢碳比为1.6-2，天然气的氢碳比则都在2以上，含氢量皆显著高于煤炭。以天然气的C1化工为例，由于甲烷本身氢碳比达到4，从最核心的反应方程式看，其第一步蒸汽重整制合成气过程产生的H2与CO的比例高达3倍，远大于煤化工路线中1倍，因此下游产品的过程排放量也会相对较低。

C1产业链我们列举甲醇、合成氨及相应下游短流程产品。

煤制甲醇主要由两个工艺流程组成，分别是煤气化和甲醇生产。每份甲醇合成大致需要1份CO和2份H2，即氢碳比为2。而代表性的先进煤气化工艺水煤浆和粉煤气化的粗煤气中，氢碳比的分别在1和0.5以下，所以必须通过变换过程来补氢。可以看出，如果将粗煤气中的碳氢比调成变换气中的1份CO和2份H2，无论是水煤浆还是粉煤气化，都会产生1.5-1.6份左右的CO2排放，我们简化以1份甲醇带来1.55份的CO2排放计算，即煤制甲醇过程排放为2.13吨CO2/吨甲醇。

燃烧排放方面，主要由提供蒸汽的燃煤工业锅炉、提供电力的燃煤电站锅炉、火炬排放等。国内某22.4万吨/年煤制甲醇项目，年燃料煤消耗19.44万吨，以排放系数1.9003吨CO2/吨煤计算，其燃料燃烧单位排放量约为1.65吨CO2/吨甲醇。电力部分，以0.21MWh/吨甲醇计算，每吨甲醇CO2排放量为0.13吨CO2/吨甲醇。煤制甲醇的公用工程碳排放量约为1.78吨/吨甲醇，煤制甲醇的总CO2排放量约为3.91吨/吨甲醇。

气头路线的过程排放量可参考IPCC发布的排放因子0.67吨CO2/吨甲醇，加上根据相关环评工程数据得出0.92吨CO2/吨的公用工程排放量（以天然气作为燃料），气头路线甲醇的总排放量为1.59吨CO2/吨。

合成氨需要洁净的1：3氮氢混合气进行合成。在煤化工合成氨路线中，氢气来自于煤的气化过程并经过变换过程以及各种净化方法后得到，而氮气则可以直接从空气中液化分离制得。氨气不含碳，含碳的副产品粉煤灰是产成品中主要的含碳物质。

过程排放方面，每份氨气要消耗1.5份H2，假设每份H2都是通过煤气变换反应以1份CO2排放得来的，即每份合成氨产生1.5份CO2，则每吨氨气的CO2排放量为3.88吨，这是理想的理论排放值。根据文献中50万吨年产量合成氨项目的工艺数据计算和质量守恒计算，吨氨的单位过程排放为4.22吨CO2，，相当于每份合成氨产生1.6份CO2，比理论值稍大。公用工程碳排放方面，该项目燃料煤的每年消耗量为44.9万吨，其含碳量由低位发热量19.570GJ/吨与单位热值含碳量26.18×10^-3吨/GJ可得0.5126吨C/吨燃料煤，碳氧化率为93%，则总CO2排放量为78.48万吨，即单吨合成氨的燃料燃烧排放1.57吨CO2。项目年购电量为21.7万MWh，计算得到单吨合成氨的电力隐含排放量为0.26吨CO2。热力部分，该企业蒸汽均为燃料燃烧得到，故不再另外计算。基于实际工程数据，煤制合成氨的单位碳排放约为6.05吨CO2/吨氨。

除了煤炭原料外，天然气也是合成氨的重要路线之一。IPCC给出的天然气制氨的过程排放量为2.10吨CO2/吨氨。相当于每份合成氨带来0.81份的CO2。我们根据相关资料算得公用工程排放为1.0吨CO2/吨氨，总排放量3.10吨CO2/吨氨，气头合成氨的碳排放优势明显。

合成氨企业大多通过回收CO2来制备尿素。每份尿素会消耗2份氨气和1份CO2，气头合成氨制过程中生成0.81×2份CO2，扣除消耗的1份CO2，气头尿素的过程碳排放量实际只有0.46吨CO2/吨尿素。公用工程的碳排放要同时考虑合成氨工序以及尿素工序，气头路线公用工程排放为1.06吨CO2/吨尿素，气头路线尿素总排放量约为1.52吨CO2/吨尿素。同理计算煤头尿素总排放量约为3.00吨CO2/吨尿素。

甲醇羰基化制备的醋酸也是甲醇的重要下游产品。全球40%的醋酸由该法生产，生成的每份醋酸消耗1份甲醇和1份CO。同时，甲醇羰基化工序的公用工程碳排放量约为0.36吨CO2/吨醋酸。煤头与气头甲醇路线下的单位质量醋酸总排放量约为2.45和1.21吨CO2/吨醋酸。

二甲胺羰基化是制备DMF原子经济性较高的路线（不会产生水之类的副产物），也是目前国外常用的合成方法。在该过程中，生成1份DMF需要消耗1份二甲胺和1份CO，二甲胺则可以通过甲醇氨化反应制的，即每份二甲胺消耗2份甲醇与1份氨气。结合煤化工路线中产生CO2的氨气（1.6份CO2）和甲醇（1.55×2份）的CO2份数相加，制备每份DMF将排出4.7份CO2，即其过程排放量为2.85吨CO2/吨DMF。公用工程方面，我们根据某年产10万吨DMF项目的公用工程消耗计算，以甲醇和氨气为原料从制备二甲胺工序开始，单吨DMF蒸汽用量9吨，耗电量600kWh，再加上煤制甲醇与氨气的工序，煤化工原料路线的公用工程碳排放量总计为5.43吨CO2/吨DMF，单位总碳排放量为7.69吨CO2/吨DMF。气头路线的排放差异在于甲醇和氨气制备过程，同理计算气头单位总碳排放量为5.56吨CO2/吨DMF。

C2产业链主要列举乙烯、乙二醇及PVC。

烯烃是甲醇的重要下游产品，主要有三条制备路线，分别是煤炭（甲醇）、石脑油和乙烷裂解和丙烷脱氢。在此着重讨论煤头MTO和石脑油、乙烷裂解路径。MTO的甲醇质量单耗按约2.8左右计，单吨煤制甲醇CO2工艺排放量为2.13吨，则单吨乙烯的过程排放量为5.97吨CO2/吨乙烯。丙烯与乙烯单位吨碳排放量基本一致。另外根据开滦集团60万吨煤烯烃项目（含煤气化过程）和宝丰宁夏三期的公用工程消耗计算，单吨煤制烯烃公用工程排放量为4.06吨，故煤制烯烃总排放量为10.03吨CO2/吨烯烃。

依据IPCC，石脑油裂解制乙烯的过程排放为1.73吨CO2/吨乙烯，乙烷裂解过程排放为0.95吨CO2/吨乙烯，基于国内项目测算的公用工程排放为0.94吨CO2/吨乙烯，故油头和气头裂解路径制乙烯的总排放分别为2.67和1.89吨CO2/吨乙烯。天然气中5%-10%的乙烷提供了气头裂解乙烯的主要原料，我国乙烷裂解制乙烯路线占比并不大，2019年仅占到乙烯总产能的2.4%，油头和煤头产能分别是73.1%和24.5%。

煤制乙二醇路线即草酸酯法制乙二醇，甲醇是中间产品。由于最后一步草酸二甲酯加氢会生出两个甲醇，因此生产甲醇隐含的CO2排放并不计算在内。根据草酸酯法的两步反应式，1份乙二醇需要消耗4份氢气，对应于煤化工变换反应的4份CO2排出，则煤炭原料下的乙二醇过程排放量为2.84吨CO2/吨乙二醇。

公用工程排放方面，从甲醇为原料走草酸酯路线制备的乙二醇消耗低压蒸汽5.2吨/吨乙二醇，以低压蒸汽折标系数0.1kgce/kg计算，每吨乙二醇蒸汽用煤的碳排放为1.44吨CO2/吨乙二醇。每吨电力消耗692KWh，即每吨乙二醇排放0.42吨CO2。则煤制乙二醇公用工程排放CO2约为1.86吨，煤制乙二醇的CO2总排放量为4.70吨/吨乙二醇。

油气制备乙二醇的路线中，普遍以乙烯为原料，通过乙烯氧化制环氧乙烷和环氧乙烷水合成乙二醇。其过程排放仍然以乙烯制备为主。基于IPCC的乙烯排放因子，油头、气头乙二醇过程排放为0.97和0.53吨CO2/吨乙二醇，而公用工程为1.31吨CO2/吨乙二醇，故油头、气头乙二醇总排放量分别为2.28和1.84吨CO2/吨乙二醇。

PVC的制备路线主要有煤头电石法和乙烯法。在电石法中，石油焦的制备、煅烧石灰石（碳酸钙）和用碳还原CaO这三个过程都会产生CO2。电石法的过程碳排放量为2.23吨CO2/吨PVC，公用工程碳排放量为5.14吨CO2/吨PVC，总排放量7.4吨CO2/吨PVC。乙烯法又可以分为煤基乙烯法和油气裂解乙烯法，它们的碳排放差异主要来自于制备乙烯过程。两个路线的总排放量分别根据相关文献以及IPCC的气头路线氯乙烯排放因子计算，煤头乙烯法为8.46吨CO2/吨PVC，气头约为2.25吨CO2/吨PVC。

不可否认的是，虽然化工行业排放总量占比不高，但是中游能化产品的碳排放强度还是较为突出。以单位收入排放的维度看，主要的能化产品排放强度基本都高于宏观数据所统计的化工行业平均排放水平。我们认为这其中很重要的原因来源于传统排放的统计和测算工作多集中在能源消费相关，而过程排放并不是关注的重点，尤其是对于化工这种流程长且产品门类极为复杂的行业更加难以做到完美覆盖。然而从能化产品全流程的排放看，过程排放往往能达到50%以上。而且随着未来可再生能源替代的逐步推进，能源相关排放还会大大缩减，那么过程排放将是决定产品碳排放压力的核心因素。所以客观来看，煤化工因为煤炭自身碳氢组分的原因自然会带来比油气路径更高的过程排放，另外也是因为转步骤更多流程更长带来了相应较高的能源相关排放。我们过去的报告曾经从生产成本的角度分析认为煤化工凭借中国的煤炭资源禀赋和持续的技术投入，在C1、C2领域有着极强的成本竞争力，但如果将碳排放的成本内部化，则有可能改变路径竞争性的格局。比如煤质烯烃全流程的CO2总排放达到10吨CO2/吨烯烃，其中过程排放就达到了6吨CO2/吨烯烃，以目前欧盟40欧元/吨CO2测算，碳排放的成本加成达到2800元/吨，占产品单价的30%以上，即使仅考虑过程排放，排放成本也占到近20%；煤头尿素的全流程碳排放成本占比甚至可达到产品价格的55%。从这个角度看，煤化工因为原料本身的“缺陷”，仿佛自带高排放的“原罪”，这也能部分解释前期市场上为何煤化工龙头明显杀跌。那么煤化工是不是开篇所说的“改革”的对象呢？我们认为，产业升级的必要性毋庸置疑，但绝不是一棒子打死。

首先，从产业结构看，C1产品主要是国内自给自足，其中合成氨、尿素与农业生产、粮食安全息息相关，煤头产能的经济性难以被取代，其供需结构经历前几年的环保主导供给侧改革已经修复至平衡甚至趋紧的状态；C2产品核心的烯烃进口依赖度还处于较高的水平，原料的供应安全需要牢牢把握在自己手里，所以煤头流程有更多的战略意义。

第二，煤头工艺上天生的“缺陷”无法改变，但我们认为龙头企业有充足的应对措施。即使过去没有“碳中和”的框架，龙头企业实际上也在不断地建立自己降耗减排的能力基础和产业布局。而随着达峰和中和的政策下压，它们也能有充足的生存空间并且把发展的主动权掌握在自己手里。从技术上看，能化产品过程排放的问题实际上就是碳原子利用率，即原料利用和转化率的问题；虽然从反应机理上难以短期逆转，但通过提升包括合成气等物料的利用效率，就能够降低无谓的碳原子损失，而这些则来自于企业长期在工程、技术上的积累以及对化学合成的深入理解。这一点在我们前期《华鲁恒升系列报告二：从公司成本竞争力看未来发展潜力》中就有过深入的分析，华鲁通过技术改造

实现不降负荷倒炉，实现了装置高负荷长周期运行，使得三大平台互联互通后合成气利用率提升。又如过程排放强度突出的煤制烯烃领域，宝丰能源去年4月投资14亿建设太阳能电解水项目，年产氢气1.6亿标方，用以耦合煤化工的氢气需求以降低过程排放。公用工程方面的举措就更加明显，龙头企业在蒸汽梯级利用方面的挖潜一直在持续，我们在基于环评的测算中也发现，宝丰煤制甲醇通过蒸汽利用，单吨甲醇公用工程排放CO2仅0.23吨，低于行业1.78吨的水平，若蒸汽均来自于副产，则实际排放可能更低。先进企业在节能减排上的布局实质上是与产业升级的方向高度一致的，类似于有些氮肥大省近年开始出政策要求退出固定床，然而华鲁在上市初就已经在积极进行水煤浆对固定床的替代。见微知著，龙头采取的措施都不是针对当下政策见招拆招，而是早有意识地进行了提前布局。总而言之，虽然市场偏向于将2060年碳中和的情景直接反向推延至当下，对存在潜在风险的版块“精确识别”，但事实上这一过程是双向的非线性的变化过程。但我们认为，即使在技术变革和路径选择上存在极大的不确定性，龙头企业在短、中、长期的维度下依旧是最具有生命力且掌握发展权的群体。

投资建议上，我们持续看好在技术、能效、环保上形成突出壁垒的龙头企业，推荐万华化学(600309，买入)、华鲁恒升(600426，买入)、宝丰能源(600989，买入)、金能科技(603113，买入)。尤其是煤化工龙头在前期市场反应中杀跌明显，我们认为随着政策推进节奏明朗以及市场对碳中和理解程度的加深，以华鲁恒升为代表的煤化工标杆企业的长期抗风险能力将得到认识，投资价值也将充分回归。原创-东方看化工

【天风Morning Call】晨会集萃20210322

【电石、有机硅、纯碱的短中长期演绎】-国信化工周观点

报告摘要

核心观点

本周国际油价呈下跌态势，布伦特和WTI原油期货连续五天累计下跌9%，截至 2021年3月18日收盘，WTI 区间58.28-66.02美元/桶，布伦特61.25-69.63美元/桶。美国商业原油库存连续四周的增长、欧洲疫苗接种放缓、部分国家增加原油供给预期、美元走强带来的通胀担忧等多种因素，均抑制了国际油价的上行。我们看到，目前的较高油价主要是由于OPEC+限制产量的结果，而这些措施都是暂时的，在新一轮OPEC+会议前，以及欧美疫情明朗之前，国际原油价格大概率将处于震荡走势，在市场恢复供需平衡之前，我们预计油价将主要由OPEC+减产力度和需求复苏决定。

本周重点行业跟踪

本周重点数据跟踪

【天风军工】“十四五”方向已确立 & 超跌后进入传统估值体系较低区域

• 两会2021年预算：
  

2021军费增长6.8%持续高于GDP预期增速，看好国防开支长期有序扩张

据中国网报道，我国2021年国防开支预算为13553.43亿元，近五年军费分别为2016年至2020年，中国国防预算增幅依次是7.6％、7％、8.1％、7.5％和6.6％，因此2021年6.8%的军费预算增幅结束了过去两年军费增速下滑的趋势，同时也延续了高于GDP预期增速的国防建设追赶态势。

我们认为我国国防开支将长期处于有序扩张状态，根据国防部11月26日发言我们可以知道，目前我国国防实力与经济实力还不匹配，通过国防开支占GDP比重可知，我国目前目前依然处于全球军费较低水平。近年，中国国防费用占ＧDP平均比重约1.3％，低于美国（3.5％）、俄罗斯（4.4％）、印度（2.5％）、英国（2.0％）、法国（2.3％）等，我们预计我国长期或将国防开支比例提升至印度、英、法等国的2%GDP占比水平，具备较大空间。

我国军费构成中装备采购费用占比预计持续提升，基础增速外关注结构变化

2010年我国装备采购费用占国防开支比重仅为33%，2017年提升至40%，我们认为由于退伍军人事务部的良好运转、军队文职人员体系的建立或持续推动我国装备采购费用占比长期处于提升阶段。参考俄罗斯60%的装备采购费用占比，我国依然存在较大空间。

• 《第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》：

从全面加强练兵备战，确定2027年建军目标新节点

根据新华社《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中国防部分内容的摘要显示，“加快机械化信息化智能化融合发展，全面加强练兵备战，提高捍卫国家主权、安全、发展利益的战略能力，确保2027年实现建军百年奋斗目标。”本次草案摘要内容提出了新的发展方向，即强调了加强练兵备战，提出了2027年新建军目标节点。我们认为，顶层文件的目标节点是计划型经济行业的权威发展阶段判断依据，因此2021-2027我国防建设或处于快速发展阶段。

装备换代或加速：“加快武器升级换代、智能化武器发展，加速战略性、颠覆性发展”

文中提出“加快武器装备现代化，聚力国防科技自主创新、原始创新，加速战略性前沿性颠覆性技术发展，加速武器装备升级换代和智能化武器装备发展。”我们认为现阶段的武器装备升级换代或得到进一步的加速，此外未来方向的武器装备发展也已提上日程，如战略性武器装备、智能化武器（智能弹药、新一代战机、无人机、信息对抗装备等）将进入长期成长轨道。

• 投资建议：交易性恐慌或为本周下跌主因，超跌后企稳反弹可期

目前板块PEG相对估值历史分位仅为17%，上游企业进入低估值且PEG<1区间，下游企业也已较大幅度对“十四五”预期的远期估值进行了调整，交易性恐慌或为本周下跌主因，关注超跌后机遇。

目前板块估值十年估值分位仅为41.1%，为2020年7月行情启动后首次低于50%分位值以下。

目前PEG相对估值的历史分位值仅为17%左右，因此目前板块估值相对未来成长水平处于低位状态。

投资方向持续强调，关注超跌后“十四五”预期重新建立带来的估值修复机遇：聚焦“十四五”方向，行业长期成长趋势已确立，核心主抓装备加速换代产业大机遇，行业快速成长期获得新中期时间节点——2027年，行业或将跨越“十四五”长期处于成长阶段。维持行业评级“强于大市”，推荐下游核心主机+上游白马企业的组合配置思路。目前经过调整，上游企业已进入传统估值体系意义下的较低估值区域。

十四五投资标的框架

重点关注方向：长期产业趋势方向下的机构化趋势赛道。

1. 持仓长期机构化的核心赛道：双优选，下游主机厂+上游企业

• 优选1：权重主机类企业， GDP占比长期提升逻辑的核心终端受益者。

中航沈飞（整机中唯一做完股权激励）；航发动力（航空发动机总装，具备军民后维修市场+前端市场）；航天彩虹（无人机龙头）；洪都航空（导弹+无人机总装）

• 优选2.a：长期保持迭代趋势、电子化率提升、受益大换装量产提升方——电子元器件

火炬电子/鸿远电子（MLCC）、宏达电子（钽电容）、中航光电/航天电器（连接器）、睿创微纳/和而泰（集成电路），上述标的中长期（3-5年）具备较大需求增长空间，其中MLCC\钽电容\连接器类2021年依然存在短期PEG下的估值空间，同时具备长期维度较大增长确定性和空间。

• 优选2.b：材料类

ST抚钢/钢研高纳（高温合金）、三角防务/爱乐达（金属加工工序）、光威复材/中简科技/中航高科/北摩高科（装备代次提升后的单机需求增长+民航逻辑）、菲利华/神剑股份（复材构件）；5、西部材料（航空钛材）、宝钛股份（航天+航发钛材）、西部超导（新机型钛材）。

2.高弹性新兴配套装备：*ST湘电（电磁弹射、综合电力推进系统）、天箭科技（导引头）、中科星图（指控系统）

【天风Morning Call】晨会集萃20210319

电石-PVC行业点评 | 内蒙能耗双控电石价格暴涨，利好PVC一体化企业

近期电石价格大幅上涨，受需求增加及电石供给受限影响

电石价格大幅上涨，突破历史价格高点。春节过后，电石价格连续快速上涨。截至3月15日，乌海电石出厂价涨至4600元/吨，较2月10日价格上涨1450元/吨，涨幅46.0%，较1月19日涨价前上涨1700元/吨，涨幅58.6%，预计近日出厂价仍将继续上调400-500元/吨。目前天津地区电石到厂价格达到5200元/吨，山东部分采购价突破5300元/吨。电石出厂价历史最高点出现在2010年11月底，乌海出厂均价最高在4350元/吨，电石采购价最高点出现在2008年7月下旬，天津送到价在4700元/吨左右，目前电石出厂价及采购价均已突破历史高点。

电石持续供需紧平衡，2月涨价受PVC需求增加影响。根据卓创资讯数据，目前国内电石产能约4000万吨/年，实际有效开工产能约3300万吨/年，根据电石工业协会统计，2020年国内电石产量2888万吨，同比增长3.3%，行业实际开工率87.5%，开工率处于高位，我国电石下游84.1%用于生产聚氯乙烯（PVC）。春节后由于美国寒潮导致PVC行情大好，价格快速上涨，PVC个别市场价格上涨超过1000元/吨，价格接近9000元/吨。由于PVC利润水平极佳，电石法PVC开工率接近90%的高位，对电石需求明显增加。再叠加电石时常出现的限电和生产不正常，使得供需紧平衡的电石市场出现了货源缺口，带动电石价格上涨。此阶段乌海出厂价上涨550元/吨，下游的单次涨幅在50-100元/吨之间。电石涨幅并未超过PVC涨幅，电石货源虽紧，但相对处于供需紧平衡阶段。

3月份电石受内蒙限产影响，供需缺口拉大价格出现暴涨。能耗双控制度是指能源消费总量（万吨标准煤）和能耗强度(万元产值能耗）的控制，内蒙古自治区已于2020年12月底提前下达各盟市2021年能耗双控目标任务，先行确定了2021年全区单位地区生产总值能耗降低3%，能耗增量控制在500万吨标准煤以内的目标任务，因此部分高能耗工业将面临被限电限产。2021年3月9日，内蒙古自治区发展改革委、工信厅、能源局联合印发《关于确保完成“十四五”能耗双控目标若干保障措施》的通知，涉及电石的相关政策包括：（1）控制高耗能行业产能规模：从2021年起，不再审批焦炭（兰炭）、电石、聚氯乙烯（PVC）等新增产能项目，确有必要建设的，须在区内实施产能和能耗减量置换；（2）提高产业准入标准：新建高耗能项目，在满足本地区能耗双控要求的前提下，工艺技术装备须达到国内先进水平、能源利用效率须达到国家先进标准；（3）加快淘汰化解落后和过剩产能：30000千伏安以下矿热炉，原则上2022年底前全部退出；符合条件的可以按1.25:1实施产能减量置换；（4）实施绿色电价政策；（5）实施节能量交易制度。

目前内蒙古地区在产电石企业总产能约1178万吨，占全国有效开工产能35.7%，2020年产量约1030万吨。据卓创资讯不完全统计，目前内蒙古地区因能耗双控停车、提前检修或限产限电企业涉及电石的日损失量约4200吨，约合150万吨/年，约占内蒙总产能的12.7%，约占全国总产量的5.3%。根据隆众资讯，2021年内蒙古单位地区生产总值能耗降低目标为5%，即单个企业的能耗总值较去年相比降低5%，2021年内蒙古的电石总产量预计减少55万吨。在能耗“双控”政策影响下，2021年预计整体电石行业体现为供应紧张局面。

此外内蒙古发改委及工信厅调整部分行业电价政策和电力市场交易政策，（1）电石行业自备电厂按自发自用电量缴纳政策性交叉补贴，蒙西、蒙东电网征收标准分别为每千瓦时0.01元、0.02元（含税）；（2）是严格按照国家规定对电石行业实行差别电价，2021年征收标准为限制类每千瓦时0.1元、淘汰类每千瓦时0.3元，2022、2023年差别电价在现行水平的基础上分别提高30%、50%；（3）电石用电量不参与电力市场交易。

根据《产业结构调整指导目录（2019年本）》，单台炉容量小于30000千伏安的电石炉及开放式电石炉被列入限制类目录，单台炉容量小于12500千伏安的电石炉及开放式电石炉被列为淘汰类目录。根据卓创资讯统计，目前在产的30000及30000千伏安以下电石炉共涉及产能170万吨左右，占全国总产能（含部分停车企业）的4.2%左右，若按照3000千瓦时/吨电石能耗计算，限制类电石炉的差别电价对于成本的影响为300元/吨电石。目前约有83.5%的产能均为自备电厂且配套下游的一体化企业，我们认为该影响因素目前对电石供应及成本影响较为有限。来源-国信证券化工团队

【天风Morning Call】晨会集萃20210318

重点推荐

安信证券：锂矿价格正当加速上涨时 锂板块配置吸引力大幅提升

核心观点

■动力电池和储能领域将驱动全球锂需求2021-2025年高速增长。我们的测算表明，2021-2025年全球锂需求将从43.4万吨增至92.43万吨，CAGR高达21%。最主要的驱动因素来自动力电池和储能领域，其中，动力电池领域2021-2025年锂需求CAGR高达35%，占比将从的26%提升至60%；储能领域2021-2025年锂需求CAGR为31%，占比将从5%提升至11.9%。

■全球新能源汽车需求大潮势不可挡。国内方面，“政策驱动”向“产品驱动”换挡是国内电动车的核心增长逻辑，随着爆款车型和新技术不断推出，电动车已表现出相对传统汽车的强劲竞争力。海外方面，“碳排放罚款+高补贴”驱动欧洲新能源汽车增长，未来碳排放罚款仍有望趋严；美国在政策转向后新能源汽车需求有望超出预期。我们预计2021-2025年全球新能源汽车销量分别为469万辆、669万辆、894万辆、1161万辆、1449万辆，CAGR为33%，对应全球锂需求量分别为17.1万吨、25.1万吨、34.5万吨、45.5万吨、56.9万吨，CAGR高达35%。

■碳中和大背景下，储能锂电空间可期。电力储能和通信储能将成为储能锂电领域的两大主要增量，一是碳中和目标打开电力储能成长空间，二是5G基站建设周期将带动通信储能增量需求。2020年磷酸铁锂大幅导入储能市场主因其相对铅酸电池已经体现出经济性，有望持续替代。根据我们测算，2021-2025年全球储能领域锂电需求分别为30Gwh、44Gwh、54Gwh、68Gwh、88Gwh，带动全球锂需求量分别为3.0万吨、4.5万吨、5.4万吨、6.8万吨、8.8万吨，CAGR为31%。

■2021-2023年供给增量有限，基本延续供需紧平衡的格局。一是澳矿新增产能仍需更高的价格激励，新增供给以建成产能为主；二是南美盐湖受疫情影响新产能投产全面延后，放量进度低于预期；三是国内锂矿及盐湖虽前期有一定资本开支，但增量对供给侧影响较小。我们的测算表明，2020-2021年锂行业将经历供需短缺，2022-2023年需求增长有望良好消化供给增量，预计2021-2023年全球锂动态供需平衡将分别-0.71万吨、+2.46万吨、+2.26万吨，基本维持紧平衡格局。

■受益于整体供需平衡延续抽紧趋势，前期大涨的锂盐价格在2021年仍将延续上涨趋势，但锂矿石相对滞涨；我们预计锂矿价格在2021Q1有望迎来加速上涨，涨幅和持续性有望超出市场预期。从价格上涨时间上看，本轮工碳、电碳、氢氧化锂、锂矿价格底部反转日期分别为2020年7月10日、8月14日、12月22日、10月27日，截至2021年3月15日，由底部涨幅分别为135%、113%、56%、17%，锂精矿从上涨时间到涨幅均相对滞后。

我们预计，2021Q1将迎来锂精矿价格的加速上涨。一是锂盐价格受益于供需抽紧，仍在上行趋势中；二是锂盐的高景气已驱动上游澳洲锂精矿产销率大幅提升和库存加速去化，锂供应的瓶颈环节将从中游冶炼转移至上游，前期滞涨的锂精矿相对于中游锂盐的议价能力有望提升，这将驱动锂精矿出现超越锂盐的加速上行；三是当前455美元/吨的锂精矿价格刚到大体覆盖主流澳矿现金成本的水平，甚至还低于Bald Hill等新投产矿山现金成本，澳洲锂矿系统性复产仍需更高以及持续时间更长的价格激励，本轮锂精矿加速上涨的高度和持续性有望超出市场预期。

■经过前期权益市场的估值调整之后，蓦然回首，锂矿正当加速上涨时，锂板块配置吸引力已大幅提升。我们认为，当前新能源车上游的产业趋势仍在扎实提升中，特别是锂系产品中上游锂精矿将有望出现超越中游锂盐的涨幅。权益市场估值经过大幅调整之后，盈利兑现和变化趋势必将成为主导锂板块更为主要的力量。建议重点关注资源自给率高以及矿山并购预期强的锂矿标的，如天齐锂业、赣锋锂业，ST融捷、盛新锂能、川能动力、雅化集团、永兴材料等标的。

■风险提示：1）全球新能源汽车产销增长低于预期；2）全球5g智能手机产销不及预期；3）锂新增供应超预期；4）国外疫情的爆发影响供需等。

正文

1.2021年全球锂供需抽紧，2022-2023年维持供需紧平衡格局

1.1. 需求侧：动力电池和储能领域将驱动全球锂需求2021-2025年高速增长

新能源动力和储能领域将贡献主要需求增量，占比有望持续提升。根据我们测算，2021-2025年全球锂需求将达到43.4万吨、53.7万吨、64.9万吨、78.1万吨、92.43万吨，CAGR高达21%。锂需求根据应用场景的不同可分为四大领域，动力领域2021-2025年锂需求CAGR高达35%，需求占比将从40%提升至60%，储能领域2021-2025年锂需求CAGR为31%，需求占比将从7%提升至10%。3C和传统领域在下游需求复苏带动下将维持稳定增长，3C领域2021-2025年锂需求CAGR为5.1%，占比将从15%下降到9%，传统领域2021-2025年锂需求CAGR为2.7%，占比将从33%下降到17%。

1.1.1. 以疫情为转折，全球新能源汽车进入高速增长通道

1.1.1.1 “政策驱动”向“产品驱动”换挡是国内动力电池增长核心逻辑

政策补贴驱动2015-2018年新能源汽车加速导入市场。2014-2015年政策对于新能源汽车补贴额度、免税政策以及充电桩建设等政策的密集出台，刺激新能源汽车加速导入市场，从数据上看，2015-2018年中国新能源汽车销量翻了三倍有余，渗透率从1.3%大幅提升至4.7%。2019年在补贴退坡影响下新能源汽车产销增速显著回落，全年销量同比下降约4%，相应能源金属需求进入下行周期。

2020年中期国内疫情好转下新能源汽车需求重回增长轨道。2020年上半年新冠疫情封锁导致新能源汽车产销被强力压制，但下半年随着疫情影响减弱及高质量供给的推出，新能源汽车需求重回增长轨道。从数据上看，新能源汽车每月销量从9.2万辆增长至十二月22.6万辆的历史高点，且自七月以来持续大幅高于2019年同期。

“政策驱动”向“产品驱动”换挡是国内新能源汽车稳定高增长的核心逻辑。新能源汽车产品驱动逻辑表现为相对传统汽车的相对竞争力，一是高性价比爆款车型频出，特斯拉Model Y、Model 3等降价大超预期，其重要意义在于特斯拉将成为电车市场的价格标尺，倒逼国内厂商推出优质低价的供给。二是蔚来、比亚迪等国内车企持续发布高续航固态电池等新技术，供给侧质量不断优化，未来电车竞争力超越传统车型将是大势所趋。

根据我们测算2021-2025年国内动力电池装机量增长CAGR为40%。预计2021-2025年国内新能源汽车销量分别为213万辆、302万辆、409万辆、553万辆、707万辆，CAGR为35.03%，带动2021-2025年国内动力电池装机量分别为113Gwh、164Gwh、230Gwh、323Gwh、430Gwh，CAGR高达39.53%。

1.1.1.2. 碳排放+高补贴驱动欧洲电车增长，政策仍有望进一步趋严

欧洲车市2020年经历V型反转。欧洲新能源汽车市场在2020年二季度受到疫情大幅冲击，并在四月份跌入谷底，当月新能源汽车销量为3.15万辆，环比-63%，同比-15%。自六月开始已出现回暖迹象，当月新能源汽车销量为9.29万辆，同比环比皆实现正增长，自九月开始随着疫情影响冲淡及各国经济复苏，欧洲新能源汽车销售持续超预期，带动2020年全年累计销量超135万辆，同比增长超140%。

欧洲电车增长的核心驱动力在碳排放罚款和政策优惠。碳排放罚款方面，欧洲碳排放法规为全球最严，其碳排放目标为2021年95g/km，2025年降至81 g/km，2030年降至59 g/km，违反碳排放规定的罚款严重，不达标的企业强制性为每克超限的二氧化碳排放支付95欧元的罚款，乘以前一年在欧盟登记出售的汽车数量得出其罚款的总额。根据PA Consulting研究展示，欧洲主流的汽车厂商中没有一家能够实现欧盟2021年的碳排放目标，因此或将面临总计146.5亿欧元的巨额罚款。展望未来，根据欧盟2020年10月提出的目标未来碳排放政策仍有望趋严，进一步倒逼新能源汽车增长。

优惠政策方面，欧洲以税收优惠+政策补贴鼓励新能源汽车产业发展。从税收优惠看，登记税、所有权税和公司用车税等均有免除优惠。从政策补贴看，欧洲在高额罚款同时针对新能源汽车的优惠政策持续加码，一是欧洲主要国家用于新能源汽车补贴的金额有所上调；二是对于充电桩等基础设施建设补贴加码，对充电桩安装的补贴比率多在50%-75%左右。

我们认为，2021年后即使欧盟补贴力度出现退坡，对欧洲新能源汽车整体发展趋势的影响也相对有限，一是考虑大众等领头车企及配套产业在电动化方面大幅转向，欧洲供给侧质量将不断优化，二是欧洲节能环保意识深入人心，即使补贴力度有所衰减也难改电动化大势。

1.1.1.3. 美国新能源将迎政策拐点，需求增长空间广阔

拜登上台后美国新能源汽车有望迎来政策拐点。根据乘联会数据，2019年、2020年美国新能源汽车销量分别为35.4万辆、32.3万辆，同比分别-1.9%、-8.8%，近两年美国新能源汽车增长乏力一是因为2018年末新能源补贴的退坡，二是疫情的影响。根据Edmunds数据，2020年美国汽车销售量约1450万辆，为全球第二大汽车市场，但对应新能源汽车渗透率不足2.5%，拜登上台后新能源政策有望迎来大转向，政策催化下美国新能源汽车市场增长空间广阔。

特斯拉新增优质供给将引领美国电动车市场增长。根据Carsalesbase数据，2020年特斯拉在美国销量约23.5万辆，对应美国新能源汽车市场渗透率约73%，已经确立在美国电动车市场的引领的地位。从供给侧来讲，2020年Model Y上市后接过Model 3的主力产品大旗，四季度美国特斯拉注册2.2万辆，已经超过同期Model 3的1.5万辆，特斯拉Model Y以及后续Cybertruck等优质车型的放量将引领美国市场增长。

根据我们测算2021-2025年海外动力电池装机量增长CAGR为32%。预计2021-2025年海外新能源汽车销量分别为256万辆、368万辆、485万辆、608万辆、742万辆，CAGR为30.47%，带动2021-2025年海外动力电池装机量分别为116Gwh、171Gwh、234Gwh、294Gwh、351Gwh，CAGR高达31.99%。

综合国内与海外情况，全球动力电池领域需求带来2021-2025年锂需求CAGR高达35%。预计2021-2025年全球新能源汽车销量分别为469万辆、669万辆、894万辆、1161万辆、1449万辆，CAGR为32.60%。带动全球锂需求量分别为17.1万吨、25.1万吨、34.5万吨、45.5万吨、56.9万吨，CAGR高达35.00%。

1.1.2 成本替代逻辑正在演绎，碳中和带来储能锂电大机遇

电化学储能发展空间广阔。当前国内储能市场大规模商业化的储能技术主要有抽水储能和电化学储能两种路径，根据鑫椤锂电数据，2019年中国中国已投运储能项目累计装机规模180Gwh，其中抽水储能占比93.4%，仍为主要技术路线。电化学储能占比约4.5%，电化学储能主要以铅酸电池和磷酸铁锂电池为代表，相对抽水储能具有储能效率更高、配置灵活的优势，但当前成本经济性相对不足。

2020年磷酸铁锂大幅导入储能市场主因其成本经济性优势。根据鑫椤锂电数据，磷酸铁锂电池当前主流价格比铅酸电池贵约0.2元/wh，但磷酸铁锂循环寿命要长于铅酸，若计算全周期成本已经低于铅酸电池，这也是2020年磷酸铁锂电池开始大量替代铅酸导入储能市场的原因。磷酸铁锂电池在安装空间、充放电效率等方面相对铅酸电池优势明显，跨过成本拐点后有望持续替代铅酸电池。

电力储能和通信储能将成为储能锂电领域的两大主要增量，一是碳中和目标打开电力储能成长空间。努力争取2060年前实现碳中和，非化石能源占一次能源消费比重有望持续提升。光伏、风电等非化石能源发电将带动新能源并网的储能需求，根据我们测算2021-2025年全球新能源并网将新增储能需求26Gwh、40Gwh、59Gwh、85Gwh、118Gwh，CAGR高达46.0%。

二是5G基站建设周期将带动通信储能增量需求。相比4G基站，5G基站建设从建设数量到功耗上都将翻倍增长，对备用电池容量提出更高要求。假设：（1）单个5G基站功耗约3700W；（2）备电时长4个小时；（3）2020年后新增基站均配备锂电池，根据我们测算2021-2025年全球将新建5G基站122万个、168万个、133万个、98万个、73万个，带动通信领域储能需求18Gwh、25Gwh、20Gwh、15Gwh、11Gwh。

储能领域磷酸铁锂电池相对三元路径更优。根据鑫椤锂电数据，目前三元型电芯相比磷酸铁锂型电芯要贵0.12-0.15元/Wh，其主要优点在能量密度更高，而在能量密度要求较低的储能领域磷酸铁锂路径在成本及安全性等方面更具优势。从当前市场格局看，国内储能锂电以磷酸铁锂电池为主，海外以三元电池为主，磷酸铁锂电池在储能锂电市场占比有望持续提升，预计2021-2025年磷酸铁锂电池占比分别为45%、48%、51%、54%、57%，三元电池占比分别为55%、52%、49%、46%、43%。

储能电池领域需求带来2021-2025年锂需求CAGR高达31%。根据我们测算，2021-2025年全球储能领域锂电需求分别为44Gwh、65Gwh、79Gwh、100Gwh、129Gwh，带动全球锂需求量分别为3.0万吨、4.5万吨、5.4万吨、6.8万吨、8.8万吨，CAGR高达31%。

1.2. 供给侧：2021年供给低于预期，复产仍需时日

1.2.1. 2021年澳矿增量以建成产能为主

澳矿在旺盛需求下将恢复高负荷生产，2021年供给增量以建成产能为主。从澳矿端看，2021年主要供给增量来自两方面，一是泰利森二期（60万吨锂精矿）已建成产能的投产，当前二期产能富余主因两大股东配套锂盐产能尚未建成，天齐奎纳纳工厂的投产时间将取决于天齐的流动性及产线调试进度，预计21年增量有限；二是Mt Cattlin和Pilbara前期因需求低迷主动减产，21年在需求恢复背景下大概率将实现满产。

当前澳矿扩产及复产规划仍多处于融资阶段。近期澳矿企业普遍观察到中国锂盐价格大幅上涨，部分矿企已经开始做相关的扩产规划，一是Pilbara和银河资源进行融资以扩充产能，二是美国Austroid正在取得已破产矿山Bald Hill的所有权，并计划投资其设备更新和建设，三是Core公司通过定增募集资金推进Finniss矿山的项目进展。融资仅是扩产的初始阶段，从开始融资到投入市场仍需要经历必要周期，预计澳矿短期内增量有限。

预计2021-2023年澳洲锂矿供给将达到20.6万吨、25.7万吨、30.7万吨LCE，CAGR为22%。

1.2.2. 疫情影响2021年海外盐湖供给增量低于预期

受疫情拖累南美盐湖扩产进度不及预期。海外主要盐湖原扩产计划主要对应2021年投入市场以匹配需求增长，但2020年南美疫情严重影响盐湖扩产建设进度，一是雅宝、SQM、FMC、Orocobre等在产盐湖的扩产项目受疫情影响皆有所延后，二是C-O盐湖及Sal de Vida等新增盐湖产能受到疫情影响建设进度也慢于预期。

海外盐湖供给增量将在2022年后逐渐释放。根据公司指引，海外盐湖扩产产能将在2022年开始逐渐投入市场，南美盐湖供给的释放将呈现两大特点，一是不确定性相对较强，受疫情影响南美盐湖实际投产时间仍可能晚于预期，且新投产盐湖在提锂工艺上仍将面临挑战。二是新产能将分阶段逐步释放，盐湖产能达产所需时间一般要慢于硬岩锂矿且资本开支相对较高，如新投产盐湖Sal de vida将分阶段在两年内逐步达产。

预计2021-2023年海外盐湖供给将达到12.2万吨、17.0万吨、22.0万吨LCE，CAGR为34%。

1.2.3. 国内锂资源供给仍将作为补充产能

国内锂矿近年扩产相对积极，但仍将作为全球锂资源补充供给。国内锂矿对资源安全保障具有重要战略意义，近年虽经历锂价低谷但扩产相对积极。锂辉石方面，一是甲基卡扩产项目完工后其采选产能将扩张至105万吨/年，对应锂精矿15万吨以上，有望在21年投产。二是业隆沟一期7.4万吨/年锂精矿产能在2020年下半年投产，21年或将达产。锂云母方面江特、南氏、永兴及飞宇皆有扩产计划，但云母提锂从投产到达产仍存在一定不确定性。

国内盐湖方面供给增量有限。西藏盐湖虽自然禀赋优良，但因自然环境和基础设施原因产能释放难度较大，近期难以形成有效供给。青海盐湖方面，察尔汗及东台扩产相对积极，有望在2021年开始贡献一定增量。

预计国内锂矿2021-2023年供给将达到6.0万吨、8.3万吨、8.5万吨，CAGR为19%，国内盐湖2021-2023年供给将达到4.1万吨、5.0万吨、5.7万吨，CAGR为18%。

1.3. 供需平衡：2021年全球锂供需抽紧逻辑清晰，2022年后需求将消化供给增量

需求端核心假设：

根据中国动力电池产业创新联盟，纯电乘用车及插混乘用车单车带电量分别为48.04kwh/辆、18.42kwh/辆，且逐年增长；

根据乘联会数据，2020年乘用车三元电池占比77%，铁锂电池占比23%，预计短期铁锂需求返潮，长期三元仍为主流；

考虑15%损耗，不同型号三元电池消耗碳酸锂或氢氧化锂碳酸锂当量0.65-0.93kwh/kg，磷酸铁锂电池平均消耗碳酸锂当量0.64kwh/kg。

从需求端看，全球锂行业将进入新能源需求拉动的大时代。一是全球新能源汽车需求正步入高速增长的通道，必将大幅拉动锂电池需求。根据我们测算，2021-2025年全球新能源汽车汽车销量分别为469万辆、669万辆、894万辆、1161万辆、1449万辆，带动全球锂需求量分别为17.1万吨、25.1万吨、34.5万吨、45.5万吨、56.9万吨，CAGR高达35%。

二是锂电池在通信基站及电力领域应用空间广阔，预计2021-2025年全球储能领域锂电需求分别为44Gwh、65Gwh、79Gwh、100Gwh、129Gwh。带动全球锂需求量分别为3.0万吨、4.5万吨、5.4万吨、6.8万吨、8.8万吨，CAGR为31%。

供给端核心假设：

我们选取全球27大锂矿及盐湖项目为样本，包括当前全球主力锂资源项目及国内及巴西等补充产能项目，具体数据主要来源公司官网公告及公开会议。矿石端6%品位锂精矿按1:8转换系数折算为碳酸锂当量，盐湖端氢氧化锂苛化产能按1：0.88转化系数折算为碳酸锂当量。

从供给端看，预计2021年供给增量相对有限，2022年后海外锂矿及盐湖将集中放量。一是疫情导致南美盐湖扩产进程不及预期，投产多将推迟到21年末之后；二是2021年澳矿供给增量以建成产能为主，当前锂精矿价格难以引起澳矿响应，弹性产能复产仍需更高价格激励；三是国内供给增量对全球供给影响相对较小。

从供给结构看，澳矿和南美盐湖仍将作为供给增量主力，预计2021年澳洲锂矿、南美盐湖、中国锂矿、中国盐湖分别占比48%、32%、11%、9%，2021-2023年锂资源端供给分别为43.4万吨LCE、56.5万吨LCE、67.4万吨LCE，CAGR为25%。

从全球锂供需平衡看，2020-2021年锂行业将经历供需抽紧，2022-2023年需求增长有望良好消化供给增量，整体维持紧平衡格局。预计2021-2023年全球锂动态供需平衡将分别-0.71万吨，+2.46万吨、+2.26万吨。这意味着锂系价格中枢在2021年仍有进一步上行动能，2022-2023年将维持较高水平。

2. 上游供给结构性紧缺，锂精矿正在迎来加速上涨

2.1. 锂精矿前期滞涨，2021Q1有望成为价格拐点

供需抽紧驱动本轮锂盐底部反转，锂精矿相对滞后。回顾供需平衡讨论，2020-2021年全球锂供需处于从过剩状态抽紧到略微短缺的状态，驱动锂盐价格底部反转。从价格上涨时间上看，本轮工碳、电碳、氢氧化锂、锂矿价格底部反转日期分别为2020年7月10日、8月14日、12月22日、10月27日，截止2021年3月15日，由底部涨幅至今分别为135%、113%、56%、17%，锂精矿从上涨时间到上涨幅度均相对滞后。

锂精矿前期上涨滞后原因主要有二，一是上游锂精矿企业库存去化需经历必要周期，二是一季度发货多为前期签订的合约价，需求景气度尚未充分反映在价格上，我们认为这两点因素在一季度将会充分消化。

下游景气度提升驱动主流澳矿库存加速去化。产销率方面，我们统计了除泰利森外主要在产澳矿2020Q4产销率，整体从Q3的81%大幅提升102%，去库趋势明显。库存数据方面，从两家已披露锂精矿库存的矿企看，银河资源Q4锂精矿库存约1.70万吨，环比下降72.6%，pilbara锂精矿库存3.09万吨，环比下降-14.9%，库存水平已经处于历史低位。

新价格正在敲定，一季度有望成为锂精矿上行拐点。从定价模式上，澳矿多根据其经营情况及中国碳酸锂市场价格进行定价，合约价敲定到货物交付需要经历约三个月的销售周期，因此景气度反映到价格上会存在一定时滞，一季度发货的锂精矿价格多在前期已经敲定。根据主流澳矿2020年四季度报告，行业已经观察到下游需求的明显复苏，但前期中国锂盐上涨过快导致矿企对新价格的签订仍处于观望态度，随着新合约价格逐渐签订完成，二季度锂精矿价格有望迎来上行。

2.2. 结构性供给紧缺下，看好锂精矿价格加速上行

澳矿供给紧缺仍将持续。一是澳矿大规模供给响应仍需要更高的价格水平激励，根据亚洲金属网，当前锂精矿价格在455美金/吨水平，仅覆盖主流澳矿现金成本，甚至低于Bald Hill等新投产矿山现金成本，从运营回报及锂矿石资源稀缺性看，在低价位放量并非最优决定。二是澳矿产能从建设到大量投放市场需经历必要周期，一般锂矿产能的建设约需6-12个月，产能爬坡仍需至少半年，新产能短期内难以大量投入市场。

从结构上看，锂资源供应的瓶颈环节将从中游冶炼转移至上游。供给方面，2021年锂精矿现货的增量将十分有限，当前国内现货市场的锂精矿主要来自澳洲，但面对除股东以外市场供货的在产澳矿仅剩Mt Cattlin和Pilbara两家，且其多数产能已被长单锁定。泰利森二期富余产能根据股东协议仅可以向两大股东供货，Mt Marion的全部产能由其股东赣锋锂业包销，澳矿前期出清的弹性产能恢复尚需时日，而国内的矿山供给增量仅能作为补充。需求方面，新能源汽车需求景气度维持高位，预计三月开始锂盐厂逐渐恢复正常生产，下游冶炼端需求有望进一步强化，这将带来一个重要变化，锂资源供应的瓶颈环节将从中游冶炼转移至上游。

锂产业链上游相对于中游的议价能力有望提升，锂精矿将迎加速上行。以主流澳矿现金成本中枢在455美金/吨，碳酸锂加工费在1.5万元/吨的水平模拟各环节利润，可以看出本轮锂价上涨行情中锂盐厂利润空间与澳矿利润空间走势出现了大幅偏离，在当前锂精矿的价格水平下，主流澳矿仅处于盈亏平衡状态。

锂盐厂的加工费反映上下游的相对议价能力，以电池级碳酸锂的价格与锂矿成本的差额模拟锂盐厂加工费，可得当前锂盐厂加工费水平已经处于近6万元/吨的历史高位，远高于3.1万元/吨的近两年均值。当前锂精矿供给的结构性紧缺将带来澳矿企业相对锂盐厂议价能力的相对提升，锂盐厂加工费水平将逐渐均值回归，在锂盐价格延续上涨的背景下，锂精矿价格有望以更陡峭的斜率上行。

3、锂矿价格加速上行背景下，资源自给率高的公司有望强者恒强

资源自给率高的公司有望强者恒强。一是锂精矿上行将压缩依赖外购矿石冶炼企业的盈利空间，具备上游优质资源的企业将减少矿价上涨对利润的侵蚀。二是再获取资源难度进一步提高，当前世界范围内优质锂矿已基本被分割殆尽，锂价上行将导致资源价格水涨船高，冶炼企业获取资源在寻找优质标的和收购成本上都将面临更大的挑战。建议关注天齐锂业、赣锋锂业，ST融捷、盛新锂能、川能动力、雅化集团、永兴材料等标的。

锂精矿价格上行背景下，资源垄断力将是锂业核心竞争力，建议关注以下两条主线：

第一，资源自给率高的企业。海外资源方面，国内锂价为全球锂价的领先指标，在国内锂价大涨的背景下海外锂价及矿价必将迎来上行，天齐锂业掌握全球顶尖的矿山和盐湖，其核心资源价值将在上游涨价背景下进一步凸显。国内资源方面，川能动力控股的李家沟锂矿及ST融捷控股的甲基卡134号脉资源禀赋皆可匹敌海外锂矿资源，作为国内锂资源的战略意义更应受重视。

第二，资源属性有望强化，矿山并购预期强的企业。赣锋锂业资源布局以绿地资源为主，未来C-O盐湖和黏土锂矿的投产将成为赣锋资源属性进化的两大拐点。川能动力背靠省属新能源控股平台，有望进一步整合四川锂矿资源，未来并入鼎盛锂业补充锂盐产能，盈利能力改善空间广阔。盛新锂能是少有的具备本土锂矿开发经验的企业，在资源获取上优势显著。

3.1. 天齐锂业：掌握全球核心锂资源，资源优势显著

天齐锂业掌握全球锂业核心资产，资源优势得天独厚。天齐资源布局包括了全球顶尖的锂矿及盐湖，以及四川锂辉石矿山，其中最核心的资源是泰利森，在保障天齐当前冶炼产能的同时积极扩产。盐湖端天齐通过参股SQM分享智利Atacama盐湖的收益，SQM近期扩产计划积极，成长性显著。国内资源方面天齐子公司持有雅江措拉矿权，当前仍作为战略供给储备。

泰利森以供给两大股东为主，富余产能蓄势待发。泰利森当前具有锂精矿产能135万吨（120万吨化学级、15万吨技术级），根据股东协议，其中化学级按协议不能外售，仅供给两大股东冶炼产能，技术级由两大股东划分市场销售。当前二期60万吨化学级锂精矿产能已经完工，但两大股东配套锂盐产能尚未建成，将配合两大股东锂盐产能放量。未来泰利森产能仍有继续拓展空间，其远期规划建设三期锂精矿产能，投产后总产能将达到195万吨。

参股SQM布局全球最优质盐湖资源，分享SQM量价齐升红利。当前天齐锂业持有SQM25.87%的股份，SQM扩产规划积极，根据公司公告，SQM计划2021年底将Atacama盐湖产能扩张到12万吨LCE，23年达到18万吨LCE。当前SQM在Atacama盐湖的提锂的旧配额已经用完，新配额将采用阶梯定价的方式，但即使计入权益金影响SQM盐湖提锂成本水平仍处于相对较低位置。

雅江措拉项目将作为天齐国内战略资源储备。天齐通过子公司天齐盛合锂业控制四川雅江措拉项目开采权。资源方面，雅江措拉锂矿资源量达1971万吨，平均氧化锂品位1.30%，伴生氧化铍及氧化铌。产能方面，雅江措拉一期规划60万吨/年的采选产能，13年短暂建设后暂缓，当前作为天齐国内储备资源仍无开发计划。

3.2. 赣锋锂业：布局精巧，资源属性有望持续强化

赣锋资源布局以绿地项目为主，后续资源属性有望持续强化。矿石端当前赣锋的资源供给以Mt Marion为主，Pilbara及Altura为辅，其锂精矿成本虽难以匹敌格林布什但仍位于澳矿中游，可提供稳定资源保障。盐湖端当前赣锋的潜力资源主要在阿根廷的Cauchari-Olaroz盐湖，其储量仅次于Atacama，另外赣锋墨西哥Sonora黏土矿也极具潜力，计入伴生金属成本可能低于矿石提锂。

矿石端以Mt Marion为主，三大矿山合力保障供给。赣锋当前持有Mt Marion矿山50%的股份，并全部包销其45万吨锂精矿产能，Mt Marion近期无扩产计划但预计将满产保障赣锋资源供给。赣锋参股Pilbara项目6.86%的股份且包销一期每年16万吨锂精矿并参与定增锁定二期15万吨锂精矿。根据赣锋公告，赣锋虽没有持股Altura，但签订了每年7万吨的包销协议，合计锁定了约83万吨锂精矿产能。

盐湖端C-O盐湖资源禀赋仅次于Atacama，其投产将是赣锋资源进化的重要一步。资源禀赋方面，C-O盐湖储量仅次于Atacama，且阿根廷盐湖不受智利的提锂额度制约，扩张潜力极大。成本方面，根据可研其碳酸锂运营成本为3579美金/吨，这一成本水平已经接近Atacama提锂成本，且阿根廷盐湖提锂权益金相对更低。根据可研报告，C-O盐湖原计划2021年投产，但受疫情影响或将有所延迟，投产后将极大增强赣锋资源属性。

3.3. 盛新锂能：金川奥依诺增储，积极寻求资源布局

业隆沟资源储量相对较小，但仍有增储潜力。盛新锂能于19年收购盛屯矿业100%的股权，通过金川奥依诺间接控制业隆沟采矿权。业隆沟资源储量相对较小，2020年10月盛新锂能发布公告宣布业隆沟储量从654万增加到865万，平均品位1.29%，折合氧化锂约11.2万吨，且仍有增储潜力。业隆沟一期产能（7.4万吨锂精矿）已经于2020年下半年投产，后续将持续为盛新提供资源供给。

积极寻求上游布局，自给率有望进一步提高。当前盛新锂能具备锂盐产能约4万吨，规划2022年底将达到6万吨，当前金川奥依诺7.4万吨锂精矿产能对应1万吨碳酸锂当量，约占2022年预期产能的17%。公司通过金川奥依诺积淀锂矿开发经验，具有独到优势，有望继续拓展上游锂资源并提高资源自给率。

3.4. 川能动力：四川省属资源平台，控股亚洲最大锂辉石矿山

控股亚洲具备开采权证最大锂辉石矿山，有望继续整合四川锂矿资源。川能动力通过控股四川能投锂业控制李家沟锂矿的采矿权，李家沟矿山具有资源量4036万吨，平均品位在1.30%，折合氧化锂51.2万吨。根据公开交流，李家沟具有采选产能45万吨，产出锂精矿主要市场化供应，目前采矿扩能项目已开工，投产后采选产能将达到105万吨/年，对应6%品位锂精矿约18万吨。川能动力股东为省属国资平台四川能投集团，在四川锂矿资源的整合上有望得到股东的大力支持。

拟收购鼎盛锂业，打造一体化锂电平台。锂盐产能方面，川能动力2020年11月发布公告称将以基金清算方式直接分配鼎盛锂业股权，清算后预计川能动力持股25.5%，四川能投持股21.42%，若鼎盛锂业业绩恢复四川能投股权将全部转让入上市公司。根据公司公告，鼎盛锂业计划在甘眉工业园分三期建设5万吨锂盐产能，目前已具备一期5000吨碳酸锂和5000吨氢氧化锂产能，公司计划以锂盐为切入点，进行“锂矿—碳酸锂/氢氧化锂—电池材料—锂离子动力电池”全产业链布局，发展空间广阔。齐丁有色研究原创