公司 2024年上半年归母净利润 10至 11.5亿元， 同比大增。 桐昆股份发布2024年半年度业绩预告， 预计归母净利润将达到 10至 11.5亿元， 同比+849.4%至+991.8%， 增长显著。 此外， 公司预计扣除对联营企业和合营企业的投资收益部分后的净利润为 6至 7.5亿元， 同比+31.9%至+64.8%。 其中，2024年二季度公司归母净利润为 4.2至 5.7亿元。利润同比增长主要来自于国内稳增长政策的推动， 涤纶长丝下游需求的边际改善， 供给端优化和产业集中度提升等。 行业协同作用明显， 产品销量与价差增大， 行业整体复苏。 浙石化投资收益逐步改善。 公司持有浙石化 20%股份， 浙石化依托全球特大型炼化一体化装置， 通过技术改进和生产能力提升， 化工产品品种丰富， 毛利改善。 预期后续浙石化在建项目陆续投产， 产品景气逐渐恢复， 将为公司带来更高的投资收益。 2024年二季度涤纶长丝价格同比提升， 行业整体处于复苏状态。 据 Wind 数据， 2024年二季度 POY/FDY/DTY 市场主流价格分别为 7691/8184/9105元/吨， 同比+3%/+1%/+3%， 环比-0.1%/-2%/+1%； 价差同比+2%/-7%/+3%， 环比-2%/-8%/+4%。 涤纶长丝供给端优化， 集中度提升之下， 预期未来涤纶长丝利润中枢有望继续上移。 涤纶长丝供需边际改善， 预期盈利继续修复。 供应端， 据 Wind 数据， 2024年二季度江浙地区涤纶长丝开工率平均为 88%； 需求端， 江浙地区下游化纤织造综合开机率 70%； 库存端， 涤纶长丝平均库存同环比提升。 供需及库存同环比均有增长， 而国内下游坯布平均库存同比下降。 2024年 1-5月， 中国服装鞋帽、 针、 纺织品类零售额 3378亿元， 同比+3%， 下游需求有所提升。 总体而言， 2024年二季度涤纶长丝下游化纤织造综合开机率提升， 尽管涤纶长丝同比存在累库， 但下游坯布库存同比下降， 纺织品零售额提升， 需求有所增加， 涤纶长丝景气度有望上行。 延伸产业链至上游， 成本有望继续优化。 据 Wind 数据， 2024年二季度公司主要原材料 PX/PTA/MEG 市场均价同比有所提升。 随着聚酯涤纶企业炼化一体化发展， 我国 PX 进口依存度较高的劣势有望逐渐解决， 同时原料 PTA 和MEG 处于产能高速增长期， 供需趋于宽松， 公司成本有望继续优化。 投资建议： 公司主营产品涤纶长丝价格及价差波动带来的业绩波动较大，2024年二季度涤纶长丝景气度仍在修复当中， 需求未完全释放； 另外浙石化投资收益波动也较大， 尽管预期向好， 但需要时间复苏。 我们下调公司2024-2026年 归 母 净 利 润 预 测 为 24.7/33.4/42.1亿 元 （原 值 为32.2/46.0/46.2亿元） ， 对应 EPS 为 1.03/1.38/1.75元， 当前股价对应 PE为 14.8/11.0/8.7X， 维持“优于大市” 评级。

事项：近日，我国首个页岩油水力压裂试验场在长庆庆城油田正式建成，为提高单井产量及下一步页岩油效益开发提供坚实基础。 国信化工观点：1）页岩油分布广泛，美国凭借页岩油革命实现能源独立：页岩油主要分布在北美和欧亚大陆，截至2017年底，全球页岩油地质资源总量为9368亿吨，技术可采资源量为618亿吨，可采资源量排名前三的分别为美国、俄罗斯和中国。美国页岩油开发最为成功，2000年以来，随着水平井和分段压裂等技术在页岩油勘探开发中的探索应用，美国页岩油开发成本不断降低，实现了多个页岩油项目的商业性开发。美国页岩油的快速发展使曾经全球最大的油气进口国美国实现了“能源独立”，深刻改变了世界油气供给格局。据EIA预测，在基准情景下，2040年美国的页岩油产量将达到154.4万立方米，约占美国石油总产量的67.3%。 2）我国页岩油赋存条件复杂，目前处于效益建产阶段，未来前景广阔。中国的页岩油资源主要赋存于陆相地层中，与北美地区相比中国富有机质页岩具有“一深、二杂、三多”的特点。这些特点决定了中国页岩油气的资源特征与美国广泛发育的海相页岩油气的资源特征有着显著的差别。我国鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地和四川盆地等5大盆地的页岩油地质资源量均超过20亿吨，合计在我国页岩油地质资源量占比超过95％。中国的页岩油开发起步较晚，还处于总体规划到技术突破的阶段，离实现工程巨大变革和全面规模效益开发阶段尚有差距，但从资源基础、工程技术能力和产量预期来看，中国具备页岩油革命能够取得成功的基本条件。2022年我国页岩油产量首次突破340万吨，较2018年产量翻了两倍。 3）中国石油不断推进技术创新与管理创新，页岩油开发成果不断涌现。经过多年技术攻关和实践，中石油已初步形成适合中国陆相页岩油地质开发特征的页岩油开发评价方法与技术。中国石油坚持“全生命周期管理”理念，探索形成了“一全六化”页岩油勘探开发模式，推进“五提产、五降本”系统工程，建立多个市场主体共同参与、平等竞争的市场机制，推动内部市场承包商联动创效，搭建油气生产物联网系统，促进了规模增储、效益开发。庆城油田是我国目前探明储量规模最大的页岩油油田，预计2025年页岩油产量超300万吨；吉庆油田是我国首个国家级陆相页岩油示范区，预计2025年产量页岩油产量达140万吨；大庆油田长期探索页岩油力争2025年产油量达100万吨；大港油田目前处于效益开发先导阶段，2025年产量有望达25万吨。 1）4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1735/1863/2029亿元的预测，摊薄EPS分别为0.95/1.02/1.11元，对于当前A股PE为11.2/10.5/9.6x，对于H股PE为7.8/7.3/6.7x，维持“优于大市”评级。评论：页岩油概述与美国页岩油革命页岩油是指已经生成但仍滞留于富有机质泥页岩微米、纳米级储集空间中的石油。从页岩油的概念而言，国外油气行业所界定的页岩油具有广义性，泛指了含泥页岩层系中页岩、砂岩、碳酸盐岩等各层位石油资源的统称，更接近国内所指的致密油的概念。EIA和USGS有关研究和报告中页岩油和致密油相互替代的情况也非常普遍。从严格意义上讲，美国实际勘探开发的页岩油大致包括了国内业界所指的页岩油和部分类型的致密油。中国将致密油和页岩油进行了区分，简单来说，页岩油无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量，而致密油在一定经济条件和技术措施下可以获得商业石油产量。 全球页岩油资源丰富，分布广泛。截至2017年底，全球页岩油地质资源总量为9368.4亿吨，技术可采资源量为618.5亿吨，主要分布在北美和欧亚大陆。北美地区页岩油技术可采资源量为185.5亿吨，占比30%；其次为包括俄罗斯在内的东欧地区，技术可采资源量为117.5亿吨，占比19%；亚太地区可采资源量为111.3亿吨，占全球的18%，技术可采资源量排名前三的国家依次为美国（21%）、俄罗斯（14%）和中国（7%）。美国页岩油开发最为成功，加拿大、中国、俄罗斯等国紧随其后。2000年以来，随着水平井和分段压裂技术在页岩油勘探开发中的探索应用，美国实现了多个页岩油项目的商业性开发。2020年，美国页岩油产量达3.5亿吨，占其石油总产量的50%以上，石油年产量超过沙特阿拉伯，居世界第一。此外，加拿大的页岩油产量也在不断增加，其他国家如中国、俄罗斯、阿根廷等，对页岩油的开发仍然处于早期阶段。 美国页岩油快速发展，使美国实现了能源独立。美国在近50年的发展中，页岩油气异军突起，使曾经全球最大的油气进口国美国实现了“能源独立”，深刻改变了世界油气供给格局。全美页岩油资源分布呈东多西少、主要赋存区占主导、其他区域零星分布的特点，Bakken、EagleFord页岩区带、Permian盆地是美国主要的页岩油产区，总技术可采储量高达262亿吨，占全美页岩油总量的80%。其中Permian盆地为美国丰度最好、产量最高的页岩油富集带，Bakken和EagleFord页岩区带位居二、三位，而Wolfcamp、Spraberry及Fortworth等盆地虽也有页岩油发现，但受储量、地质环境等条件的限制，开发价值不高。 Bakken盆地最早实现页岩油成功开发。美国的页岩油发展大致可划分为3个阶段，分别为发现探索阶段、转变思路和技术突破阶段以及快速发展阶段。 发现探索阶段（1999年之前）：1953年发现了Antelope油田，建立了Bakken组和ThreeForks组油气生产系统，1961年Shell公司在Billings鼻状构造区发现了较好的沉积区带，认识到Bakken组上段页岩可以生成油气。Bakken组上段页岩的第一口水平井于1987年开钻，水平段长794米，该井的成功钻探揭开了Bakken组上段页岩水平井钻井的新时代。到20世纪90年代，有超过20家公司参与了相关的勘探开发活动。但随着20世纪90年代油价的显著下降，以及Bakken组上段页岩产量不稳定及产量衰减等问题影响，Bakken组重新回到次要勘探开发目的层的状态。 思路转变与技术突破阶段（2000-2008年）：Bakken组中段的水平井钻井开始于2000年，发现了ElmCoulee油田，对每口水平井均进行了加砂或水力压裂，估计整个油田的最终可采储量大于3180万立方米，截至2011年底，该油田完钻水平井已超过4000口。随着水平井和水力压裂技术的成功应用，页岩油产量得以迅速提高。 快速发展阶段（2009年至今）：由于2009年起美国国内天然气价格持续低迷，因此各公司纷纷转向页岩油领域，Bakken页岩区的作业量和产量快速提升。以水平井分段压裂技术的应用为标志，页岩油勘探开发工作进一步向其他页岩区拓展，美国页岩油正式进入快速发展阶段。EagleFord、二叠纪盆地成为新的页岩油勘探开发热点地区，每年页岩油新钻井数及单井产量持续攀升，页岩油产量占比迅速增大。根据EIA统计数据，2011年美国页岩油产量首次突破5000万吨，2012年达1亿吨，2014年达2亿吨，2018年美国页岩油产量达到3.2亿吨，占美国石油总产量的58.7%，据EIA预测，在基准情景下，2040年美国的页岩油产量将达到154.4万立方米，约占美国石油总产量的67.3%。美国页岩油开发通过复制页岩气开发技术实现了产量的跨越式突破，其中两个关键技术为水平井钻井技术和水力压裂技术。美国统计数据中页岩油是致密油的重要组成部分，2004年美国仅有约15%的致密油通过水平井生产，2018年大幅增加至97%。据ENVERUS数据，2010年美国Permian盆地水平井平均长度为3879英尺，2022年增加至10000英尺。2015-2016年的全球油价暴跌后，美国油气公司优化了水平井压裂技术，提高了页岩油的单井产量。持续的技术进步促持续的技术进步促进美国页岩油开发成本不断下降。美国页岩油开发技术包括选区与甜点评价、超长水平井、“一趟钻”钻井、立体井网（多分支）布井、细切割及重复水力压裂等技术。美国页岩油开发采取“工厂式”密集钻水平井的方法，目前美国生产页岩油的水平井超过10万口，钻井规模化降低了生产成本；由于钻头等技术的改进，从过去钻完一口水平井要更换多次钻头，发展到不用更换钻头“一趟钻”即可完成钻井，最长水平段可一次钻进近6000米。钻井用时从2008年的35-40天，减少到2018年的10天左右，效率提高了3-4倍；完井设计从最初的裸井一段压裂，发展到目前水平井压裂分30-65段；压裂完井时间从原来的3-4周，发展到目前的不到2周，如果同时考虑到压裂段的增加，单段压裂完井效率提高了5-6倍。在不断增加完井难度和复杂性的前提下，整体钻完井周期从原来的7-8周降低到目中国页岩油资源页岩油是未来我国原油稳产的重要资源领域。中国是一个“富煤、少油、缺气”的国家，我国实现“双碳”目标的基本路径是减煤、稳油、增气，大力发展可再生能源。在可再生能源具备足够规模，形成有效接替之前，国内2亿吨原油年产量的硬稳定是中国深入推进能源革命、建设新型能源体系的必要条件。目前，中国东部陆上油气勘探处于中高勘探程度阶段，且老油田进入开发后期阶段，面临高含水、储量动用难度大等问题，给原油产量硬稳定的目标带来了诸多挑战。页岩油开发利用对稳定国内原油产量，实现“双碳”目标意义重大。 我国陆相页岩油资源潜力大、分布广，具备加快发展的基础。2017年EIA发布中国页岩油技术可采资源量为43.9亿吨，位居世界第三位。近年来，随着勘探开发技术的进步，页岩油产量快速增长，中国石油企业“十四五”规划均将页岩油作为重点开发领域，预计2025年中国可实现页岩油年产量650万吨。未来5-10年是页岩油发展关键期，对于缓解我国油气供给形势、保持我国原油2亿吨稳产具有重要意义。中国页岩油主要分布在鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔和四川五大盆地。中国页岩油在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、柴达木、渤海湾、四川、三塘湖、酒泉等盆地均有分布。据中国石油勘探开发院数据，全国10大盆地的页岩油地质资源总量为319.0亿吨，技术可采资源总量为22.8亿吨。鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地和四川盆地5大盆地的页岩油地质资源量均超过20亿吨，在页岩油地质资源量中的总占比超95％。目前我国主要开发中高成熟度页岩油，中低页岩油资源总量巨大，前景可期。按照有机质热成熟度的高低，我国陆上页岩油分为中低成熟度和中高成熟度两大类。根据2019年自然资源部初步评价，中高成熟度页岩油地质资源量为145亿至215亿吨，中低成熟度页岩油技术可采资源量为200亿至250亿吨。中高成熟度页岩油在我国起步较早，现实性强，已开展相关工业试验。中低成熟度页岩油资源总量巨大，需要通过地下原位加热，把多类有机物降质改造，产生轻质油和天然气。中低成熟度页岩油开发目前正在进行先导试验研究，一旦取得技术和经济突破，有望在我国油气增储上产建设中发挥重要支撑作用，前景可期。我国页岩主要为陆相页岩，赋存条件复杂。根据页岩沉积环境，将页岩划分为海相、海陆过渡相和陆相页岩。中国的页岩油资源主要赋存于陆相地层中，与北美地区相比，中国富有机质页岩具有“一深、二杂、三多”的特点。“一深”指富有机质页岩的埋深大（埋深在3500米以深的页岩约占65%）；“二杂”指富有机质页岩的形成演化历史复杂、地表条件复杂；“三多”指富有机质页岩的类型多样、页岩的形成与分布时代广泛（多期）、页岩油气富集及成藏的控制因素众多。这些特点决定了中国页岩油气的资源特征与美国广泛发育的海相页岩油气的资源特征有着显著的差别。 中国页岩油资源主要分布在白垩系、上三叠统和古近系，埋深大部分小于3500米。中国页岩油的主要分布层系按照地层从新到老依次为新近系、古近系、白垩系、侏罗系、上三叠统和二叠系，页岩油资源主要集中分布在白垩系、上三叠统和古近系。中国重点盆地的页岩油资源主要富集在浅层（埋深＜2000米）和中—深层（埋深为2000-3500米）页岩中，浅层页岩油地质资源量和技术可采资源量分别为61.8亿吨、3.3亿吨，中—深层页岩油地质资源量和技术可采资源量分别为107.7亿吨、8.5亿吨。中国陆上页岩油勘探大致经历3个主要阶段：1）勘探探索阶段（1970-1998年）：相继在渤海湾盆地、江汉盆地、松辽盆地等泥页岩裂缝获得突破，同时鄂尔多斯盆地直井压裂砂岩获得工业油流，但受限于钻井和压裂工艺技术，未获实质性勘探突破。 2）快速突破阶段（2009-2018年）：鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地相继获得突破，水平钻井、体积压裂技术逐步应用，单井产量提升，实现了夹层型与混积型页岩油勘探快速突破。 3）多类页岩油规模勘探、逐步效益建产阶段（2018年至今）：松辽盆地古龙凹陷的历史性突破，揭开页岩型页岩油的勘探序幕。同时夹层型和混积型页岩油规模勘探不断扩大，效益建产逐渐实现。相继建成鄂尔多斯盆地陇东页岩油示范区、准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组国家级陆相页岩油示范区、大庆古龙陆相页岩油国家级示范区以及渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组国家级示范区，页岩油勘探开发进入新阶段。2022年页岩油产量首次突破340万吨，较2018年的产量翻了两番。其中长庆油田庆城页岩油初步实现规模效益开发，已形成200万吨生产规模。对比美国页岩油发展历史，中国页岩油开发大体需要经历3个阶段：第一阶段：资源边际开发阶段，以油藏评价、技术攻关配套、开发先导试验及小规模开发为主，投资成本较高（高于常规油），负向拉动作用明显；第二阶段：可规模开发、产能正向拉动阶段，技术明显进步、大幅度提高单井可采储量（EUR），投资成本大幅度下降，百万吨产能投资低于特低渗透储层或致密油，实现正向拉动，从而进入大规模开发；第三阶段：进一步提高采收率阶段，不同于美国页岩油资本市场的短周期、高衰竭开采模式，中国页岩油开发要着眼于将资源最大化转为产量，要以提高采收率为核心，采收率要达到20%-30%。 目前中国页岩油处于资源边际开发阶段，但中国具备页岩油革命成功的条件。中国的页岩油开发起步较晚，还处于总体规划到技术突破的阶段，离实现工程巨大变革和全面规模效益开发阶段尚有差距，但从资源基础、工程技术能力和产量预期来看，中国具备页岩油革命能够取得成功的基本条件。关键在于技术进步大幅度提高单井EUR，美国二叠盆地单井EUR从初期的2万吨提高至目前的8万吨以上，极大地促动了桶油完全成本的降低，从2014年的101.5美元降低至2022年的36.6美元。我国页岩油革命要成功，必须要有理念突破和管理创新，坚持全生命周期管理模式、一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数字化管理、绿色化发展的“一全六化”非常规发展管理理念。中国石油天然气集团公司（中国石油）页岩油地质资源量约201亿吨，主体分布于鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔4大盆地（地质资源量共计172亿吨），年产量自2010年的2.5万吨增至2023年的391.6万吨，呈现了良好开发前景。中石油页岩油技术工艺创新：经过多年技术攻关和实践，中石油已初步形成适合中国陆相页岩油地质开发特征的页岩油开发评价方法与技术，主要包括岩相评价、储集性表征、可动性评价、可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析技术。 页岩油地球物理“甜点”识别与预测技术：应用三维地震高精度曲率、井控地震相、高分辨率反演等技术精细刻画微构造和页岩分布，形成了三维地震岩性、含油性、变系数脆性等多信息融合甜点预测技术，水平井甜点段钻遇率提高10.5%，单井产量提升86%；综合页岩油储层厚度、物性、视电阻增大率等参数构建了视储能系数模型，进行测井产能预测，庆城油田82口试油井图版符合率达到81.7%，有效支撑了庆城油田探明储量提交。 长水平井段优快钻完井技术与大平台丛式井立体开发技术模式：地质工程一体化全生命周期管理，已成为页岩油规模效益开发的重要理念。水平井与大规模体积压裂成为中高熟陆相页岩油开发重要手段。针对大面积连续分布的页岩油资源丰度较低和储层物性较差特征，创新采用三维地震多属性精细刻画与旋转地质导向相结合技术，实现了长水平井段钻探控制更大面积的目标。中国石油在鄂尔多斯盆地实施的华H90-3井水平井段长达5060米，刷新亚洲陆上最长水平井纪录；针对中国复杂的地表地貌条件和地下构造特征，以及陆相页岩油层段多、厚度大的特点，创新形成了水平井小井距、大平台和丛式井立体开发技术模式；庆城页岩油田华H100平台布井数达31口，纵向上实现了单平台三层系的一次性动用，节约土面积217.84平方千米，平均钻井周期降至18天，为庆城300万吨页岩油产能建设提供了有力支撑。 细分切割体积压裂技术工艺与“一段一策”差异化压裂模式：中石油长庆油田针对鄂尔多斯盆地长7段页岩储层裂缝条带状分布和低压特点，研发了以“多簇射孔密布缝+可溶球座硬封隔+暂堵转向软分簇”为核心的细分切割压裂技术工艺，创建了“造缝、补能、渗吸”一体化体积压裂模式，单井平均初期产量由前期的9.6吨/天提升到18.6吨/天，单井EUR由前期1.8万吨提升2.6万吨；针对页岩油储层物性差、非均质性强的特点，通过精细评价储层岩石力学参数和可压性指数，制定了“一段一策”差异化压裂施工模式，采用超密切割、连续铺砂和多级暂堵转向等工艺技术，提高裂缝导流能力，实现致密页岩油储层的有效改造。创新形成了以“水平井+体积压裂”为核心的页岩油“甜点”优选、三维丛式水平井优快钻完井等五大技术系列，催生了10亿吨规模页岩油探明储量顺利发现，建成了亚洲陆上最大水平井平台华H100平台，与常规井相比，平台占地面积减少6成以上，实现了以最少的用地动用地下最多的储量。在地面仅占30多亩地，但在地下实际开采储层面积达4万多亩，打造了隐形“采油航母”。中石油页岩油运营模式创新中国石油坚持“全生命周期管理”理念，探索形成了“一全六化”页岩油勘探开发模式，推进“五提产、五降本”系统工程，建立多个市场主体共同参与、平等竞争的市场机制，推动内部市场承包商联动创效，搭建油气生产物联网系统，促进了规模增储、效益开发。大庆古龙按照“会战传统+项目管理+市场化模式”，成立页岩油勘探开发会战前线指挥部，构建“六化”全生命周期管理体系，建设形成了以“精确甜点预测与靶层优选、立体开发井网设计与排采制度优化、水平井优快钻完井、缝控体积改造2.0”为核心的地质工程一体化技术体系，建立“百万吨百人”高效模式。吉木萨尔构建“新型油田作业区+项目经理部”综合管理体制，做实责任主体。长庆油田建立油气田勘探开发一体化事业部，成立页岩油开发分公司，创新大项目组产建开发模式，构建“中石油队伍、社会化资源、内部模拟市场主体”三位一体的市场化体系，推行物资采购“工厂到现场”直达，实施智能化配套工程，促进了页岩油效益开发。 庆城油田页岩油开发庆城油田是我国目前探明储量规模最大的页岩油油田。庆城油田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，其行政区隶属于甘肃省庆城县、合水县及华池县。2019年，中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部庆城地区长7油岩层组的生油岩层系内发现了10亿吨级源内非常规大油田-庆城油田，至2022年底，评价资源量35亿吨，累计落实地质储量18.4亿吨，探明地质储量11.5亿吨。该地区整体呈层薄、非均质性强等特点，堪称“磨刀石中的磨刀石”，开发难度极大。 庆城油田目前处于规模开发示范区建设阶段。鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油的早期勘探和基础地质研究可以追溯到20世纪70年代。勘探开发过程以2011年和2017年为界可划分为3个阶段：2011年之前为生烃评价和兼探认识阶段；2011-2017年为勘探评价、探索技术和提产提效阶段；2018年以来为整体勘探与水平井规模开发示范区建设阶段。通过技术研发，庆城油田实现了规模效益开发。通过自主研发技术，庆城油田长7油层组页岩油储层实现了“千方砂、万方液、十方排量”的水平井体积压裂目标。井下微地震监测结果表明，体积压裂后形成的复杂裂缝体系有利于提高单井产量。创新形成了高密度细分切割、压裂前注水补能、提升油水置换率3项核心设计，研发了长水平段细分切割体积压裂技术，研制了可溶球座多功能驱油型滑溜水2项关键工具材料，集成了关键参数经济优化、多簇裂缝精细控制、工具材料自研自产3项降本措施，攻关形成了特色的长水平井细分切割体积压裂技术，实现了庆城油田页岩油规模效益开发。庆城油田建设国内首个水力压裂试验场，对推广非常规油气开发技术意义重大。2024年6月20日，在庆城油田，国内首个水力压裂试验场顺利完成2口检查井现场取心工作，并完成了岩心基础资料及各项配套测试资料的搜集整理，这标志着我国首个页岩油水力压裂试验场正式建成。该试验场集成光纤、微地震、示踪剂等多种先进测试分析手段，并开展取心验证，进而分析水力压裂裂缝特征，深化认识不同压裂工艺的裂缝扩展形态、支撑裂缝分布、支撑剂运移等关键问题，为井网井距优化、段簇设计、压裂顺序及提高采收率研究等提供依据，为后续工程地质方案优化调整提供了直观可靠的第一手资料，对助推非常规油气开发技术升级及实现页岩油规模效益开发具有重大意义。庆城油田预计2025年页岩油产量超300万吨。通过页岩油试验区的技术探索和庆城油田的勘探开发实践，中国石油长庆油田公司在地震、测井、储层改造等方面已形成一系列关键配套技术，实现了页岩油规模勘探开发的实质性突破。2022年庆城油田年产量达到164万吨。预计“十四五”末，庆城油田页岩油产能将超过500万吨，产量超300万吨，相当于增加一个中型油田。 吉庆油田页岩油开发吉庆油田是我国首个国家级陆相页岩油示范区，目前处于技术定型和规模化扩产阶段。由新疆油田公司吉庆油田作业区开发管理的新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区，是中国首个国家级陆相页岩油示范区。 吉庆油田作业区位于准噶尔盆地东部，面积1278平方千米，资源储量估算超过10亿吨。2023年，吉木萨尔凹陷页岩油产量达到63.5万吨。吉木萨尔页岩油的勘探开发可以划分为3个阶段:（1）勘探及开发先导试验阶段（2011-2015年）：2011年，吉25井在芦二段获得产量为18.3吨/天的工业油流，提交预测地质储量6115万吨。在这一阶段通过开展不同完井方式和不同压裂工艺的开发先导性试验，试验井在初期的井均产油量为21.0吨/天，一年期产油量仅2110吨，生产效果未达预期。主要原因是一类油层钻遇率低(平均为33.9%)，储层改造的加砂强度较低(平均为0.9m3/m)。 （2）评价及工业化试验阶段（2016-2020）：通过强化“甜点”选区、优化水平井设计、精细控制钻井轨迹，2016年在“上甜点段”部署实施了JHW023井、JHW025井两口水平井，其优质储层的钻遇率达85%以上。采用套管完井、密切割、大排量、大砂量压裂工艺进行储层改造，加砂强度达2.0m3/m，两口井投产后一年期的累积产油量均突破万吨。该阶段累积探明石油地质储量为1.53亿吨，预测储量为2.76亿吨。2020年3月，国家能源局、自然资源部联合，在吉木萨尔凹陷设立了“新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区”。 （3）技术定型及规模化建产阶段（2021年至今）：该阶段水平井立体开发模式形成，钻井、压裂工艺技术实现了成熟配套，降本提产效益明显。单井评估的最终可采储量(EUR)提高到3.82万吨，单井的钻压成本下降了42.7%，油藏进入规模化建产阶段。截至2023年底，吉木萨尔凹陷昌吉页岩油田累计完钻水平井252口，开井181口，产油量为2423吨/天，含水率为55.7%。昌吉页岩油田累计新建产能157.5万吨，产油量达63.5万吨，累积产油量为216.0万吨，预测最终采收率可达12.6%。公司通过科研攻关，提高了“黄金靶体”钻遇率，有效降低了开发成本。吉木萨尔凹陷的页岩油为源-储一体，决定水平井产能高低的关键因素是“甜点”中的“黄金靶体”，即一、二类“甜点”的油层。吉木萨尔凹陷页岩油“黄金靶体”的厚度为1.5-2.0米，井轨迹的控制难度很大，中国石油新疆油田公司为提高其钻遇率进行了技术攻关，“黄金靶体”钻遇率从43.4%提升至83.6%，资源动用程度由50%提高至89%，单井综合投资降至4500万元，实现了效益建产。 吉庆油田产能建设加快，预计2025年产量页岩油产量达140万吨。截至2024年一季度，吉庆油田围绕页岩油开发已取得1项理论创新与7项技术突破，陆相页岩油开发技术整体达到国际领先水平。截至2023年底，吉庆油田作业区页岩油累计完钻产能井252口，建成产能129.3万吨，2023年吉木萨尔页岩油产量达到63.5万吨，2024年页岩油计划产量突破90万吨，较2023年增加30万吨。按照计划，吉庆油田作业区今年将完成钻井100口，压裂井110口，2025年页岩油年产量将达到140万吨。大庆古龙页岩油开发大庆油田长期探索页岩油，2020年获得突破。松辽盆地是世界十大超级盆地之一，大庆油田位于松辽盆地北部，20世纪80年代开始探索页岩油。2016年以来，中国地质调查局联合大庆油田实施了松辽盆地陆相页岩油科技攻坚战，针对青山口组部署实施的7口钻井均获工业油气流，其中，松辽盆地北部松页油1HF井、松页油2HF井日产页岩油分别为14.37立方米、10.06立方米，松辽盆地南部吉页油1HF井日产页岩油16.4立方米，引领带动了松辽盆地的页岩油勘查。2020年4月，为探索古龙凹陷深部青山口组泥页岩油气富集规律而钻探的古页油平1井试油，试油期间最高日产油30.52吨，日产气13032立方米，成为古龙凹陷陆相页岩油勘探的战略突破井。 古龙页岩油资源禀赋好，价值高。与国内“非常规”油气开采成本高、递减快相比，古龙页岩油具有“三高”特点，游离烃的含量高、气油比高、压力系数高，因此流动性较好，易高产。油的品质好、密度低、黏度低、烃质组分高，一吨油可以产出27%的轻烃，天然气里面还有大量乙烷，价值较普通页岩油气更高。 能源局批准古龙油田设立国家级示范区，力争2025年产油量达100万吨。2021年公司提交石油预测地质储量12.68亿吨，开辟了5个先导试验井组。经国家能源局批准正式设立大庆油田古龙陆相页岩油国家级示范区。2023年成功交规模探明储量超2亿吨，青山口组Q9油层新部署的水平井全部达产达效，截至2023年底，示范区累产油27.8万。庆油田古龙陆相页岩油国家级示范区覆盖面积2778平方公里，设计水平井井位500口，建设产能300万吨，力争2025年年产油量100万吨以上。古龙页岩油是大庆油田战略接替资源，发展前景广阔。古龙页岩油地质储量30亿吨为目标，推动页岩油成为油田新的战略增长点。中长期规划致力于解决剩余储采比低、储采失衡的问题，支撑油田稳产，建成页岩油勘探开发国家示范区，引领中国陆相页岩油革命。 大港油田页岩油开发大港油田目前处于效益开发先导阶段。大港油田探区内页岩油资源丰富，主要分布在沧东凹陷孔二段和歧口凹陷沙三段、沙一段，早在2013年就开始陆相页岩油探索。经历研究探索、勘探突破、产能评价、先导试验4个阶段，目前基本实现效益开发。 （1）2013年开始，在常规油气勘探开发研究成果的基础上，中国石油大港油田开始进行页岩油的基础地质研究，以落实页岩油富集规律。同时，公司对对沧东凹陷老井复查与改造，通过压裂改造与试油测试，有13口井获得工业油流；（2）2017年以后，大港油田设计了两口先导试验水平井，均稳定生产700天以上，累计产油量达2万吨以上，实现了页岩油水平井高产稳产的重大突破，为后期页岩油水平井的部署和经济化勘探开发奠定了重要基础；（3）2019-2021年，在勘探获得突破基础上，总结形成了适合黄骅坳陷的页岩油开发模式，页岩油日产油量3年上了3个台阶，2021年建成10万吨/年生产能力，率先在渤海湾盆地实现湖相页岩油工业化开发；（4）2022年至今，沧东凹陷孔二段页岩油正处于效益开发先导试验阶段，依靠地质认识和工程技术进步，逐步提高单井产量。2022年，在产能评价的基础上，优选沧东凹陷页岩油5号平台开展先导试验，测试单井峰值产量为39.6-122.3吨，单井评估的最终可采储量（EUR）为4.34-4.47万吨，建成了10万吨级效益开发示范平台。2024年大港油田新建成效益开发试验平台，试采实现产量效益达标。至此，大港油田在沧东、歧口两个凹陷均建立效益开发先导试验平台，形成了陆相纹层型页岩油效益建产技术序列。大港油田依靠地质认识和工程技术进步，逐步提高单井产量。大港页岩油2025年产量有望达25万吨。大港油田页岩油走过10年艰辛探索历程，沧东凹陷孔二段形成一套可复制的效益开发技术序列，公司结合大港油田页岩油复杂小断块、纵向甜点多的特点，制定了“以效益开发为中心，边评价边实施”开发原则，按照“成熟区拓展效益建产规模、接替区加强效益建产试验、潜力区加大勘探评价力度”整体思路，力争实现2025年25万吨、2030年50万吨和2035年100万吨页岩油上产目标。 2025年我国页岩油产量预计为650万吨，公司产量占据大部分，2030年我国页岩油产量预计达到1000万吨，成为我国原油稳产2亿吨重要保障。预计2025年我国页岩油产量为650万吨，中国石油庆城油田页岩油产量预计超300万吨；吉庆油田作业区岩油年产量将达到140万吨；2025年吉木萨尔页岩油原油产量预计将达到140万吨；古龙页岩油力争2025年年产油量100万吨以上；大港页岩油产量达到25万吨。2023年中国石油和化学工业联合会副会长孙伟善表示，2026年-2030年通过升级和优化技术，持续降低成本，中国页岩油产量预计达到1000万吨/年以上，成为中国原油年产2亿吨以上稳定的重要保障。投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1735/1863/2029亿元的预测，摊薄EPS分别为0.95/1.02/1.11元，对于当前A股PE为11.2/10.5/9.6x，对于H股PE为7.8/7.3/6.7x，维持“优于大市”评级。风险提示原油价格大幅波动的风险；自然灾害频发的风险；新项目投产不及预期的风险；地缘政治风险；政策风险等

事项：公司公告：2024年7月9日，公司发布2024年半年度业绩快报。公告显示，2024年半年度，公司实现营业收入5.32亿元，同比增长28.83%，实现归母净利润1.14亿元，同比增长25.29%。基本每股收益为0.35元，同比下降5.41%，主要原因系公司2023年年度权益分派以资本公积金对全体股东每10股转增3股，总股本增加导致。 国信化工观点：1）公司膳食纤维、健康甜味剂新增产能于2024年二季度全面投产，有效缓解公司原有产能供不应求的局面，随着新增产能的不断爬坡，公司二季度营收利润持续上行；2）新产能释放后，公司产品矩阵不断完善，公司有余力继续扩大生产的产品品种、型号，满足不同客户对不同产品、型号的多样化需求。新产能提升了专线专产比例，减少公司原有产线因生产不同产品停工、调试产生的成本，降低生产难度，减少管理成本；3）泰国生产基地稳步推进，将有效降低生产成本，减少出口关税，提振公司产品的国际影响力。 公司在益生元、膳食纤维、健康甜味剂（阿洛酮糖）领域处于我国领先地位，产品定位中高端，终端客户包括农夫山泉、娃哈哈、QUEST等海内外食品饮料行业龙头企业，目前公司在产产品销售供不应求，价格稳定，3万吨膳食纤维、1.5万吨结晶糖项目的投产将在2024-2025年逐年增厚公司营收与利润。未来公司规划的泰国生产基地以及其他新品的投放也将继续保障公司成长。考虑到公司在行业领先地位以及中长期的持续增长，我们维持对公司2024-2026年营收分别为12.65/16.51/19.46亿元，归母净利润分别为2.81/3.83/4.66亿元的预测，当前股价对应PE分别为22.4/16.4/13.5X，维持“优于大市”评级。 评论：公司膳食纤维、健康甜味剂新增产能全面投产，二季度盈利稳步增长根据公司公告，公司2024年一季度实现营收2.52亿元，实现归母净利润5354.32万元；2024年二季度实现营收2.80亿元，同比增长28.44%，环比增长11.02%，实现归母净利润6059.74万元，同比增长29.89%，环比增长13.17%。预计随着新增产能的逐步爬坡，2024年三、四季度将持续保持环比、同比盈利增长。 我们认为，公司逐季实现营收与利润的稳步增长主要得益于两点：（1）膳食纤维及阿洛酮糖市场需求快速增长，公司不断加大原本产线的生产强度，超负荷运转下产量持续提升；（2）2024年二季度以来，公司新增3万吨膳食纤维产能，1.5万吨结晶糖产能全面投产，一方面缓解了原有产线的生产压力，另一方面新增产线产能持续爬坡，带动公司盈利上行。膳食纤维终端产品渗透率快速提升，海外阿洛酮糖需求快速增长，公司新产能释放有效缓解了原有产线的生产负荷压力，增厚公司营收与利润根据GrandViewResearch数据，2019年全球膳食纤维市场规模达180.64亿元，预计到2026年市场规模将达229.13亿元，CAGR达到8.9%。伴随食品健康化趋势发展，膳食纤维原料需求快速增长。公司2023年膳食纤维板块实现营业收入4.44亿元，同比增长31.1%；实现生产43216.37吨，同比增长53.26%；实现销量42622.79吨，同比增长58.32%。为应对下游需求的高速增长，2023年公司原产线开工负荷率高达约154%。随着3万吨膳食纤维新产能的投放，能有效缓解公司产能不足的问题。我们按照新老总产能全年利用率80%，销售均价1.3-1.5万元/吨计算，3万吨膳食纤维产能释放将带动公司营收增长36%-57%。 阿洛酮糖作为新一代健康天然甜味剂，在海外自获批使用至今已有10年历史，其在口感、健康、功能性等诸多方面具备显著优势，目前海外需求端主要运用于烘焙、糖果、饮品、调味品、药品等诸多领域。百龙创园于2019年首次实现阿洛酮糖的量产销售，是我国最早布局阿洛酮糖产品的企业。目前公司阿洛酮糖老产线已满产，为满足下游食品生产加工企业需求，公司投建了年产1.5万吨结晶糖项目，可用于生产阿洛酮糖结晶糖产品，项目已于今年二季度全面投产。我们按照新产能全年80%开工率，考虑到老产能的置换后，假设销售均价为2-2.5万元/吨计算，1.5万吨结晶糖新产能释放将带动公司营收增长1.2-1.5亿元，同比增长约88%-109%。 布局投建泰国生产基地，具备降低成本以及提升公司国际竞争力的优势2023年10月20日，公司发布“关于投资建设泰国生产基地的公告”，报告称公司将拟投资4.52亿元人民币在泰国投资建设功能糖生产基地项目，项目中阿洛酮糖生产线同时具备生产阿洛酮糖、结晶果糖、异麦芽酮糖等结晶糖产品；抗性糊精生产线可联产低聚果糖、低聚异麦芽糖、低聚半乳糖等益生元产品。 关于公司在海外布局健康功能糖产能的核心优势主要有3点：（1）落实“一带一路”倡议，进一步提升产品国际竞争力。公司核心产品以外销为主，本次投资建设泰国生产基地项目是公司深化国际化发展战略的一项重要举措，对公司未来发展具有重要意义，未来公司将以泰国生产基地为支点，与国际客户加深产品及市场开发力度，持续加强海外客户服务能力，不断提高海外市场开拓能力。 （2）降本增效，提升盈利水平。泰国具备明显的原材料成本优势，靠近原材料生产地建设项目有利于降低公司的生产成本及运输成本。公司主要原材料为蔗糖、淀粉及淀粉深加工产品，泰国巴真武及周边玉米淀粉和木薯淀粉供应充足且价格低廉。当地玉米淀粉价格和木薯淀粉价格折合人民币比国内低15-20%；其它糖质原料（如低聚果糖主要生产原料为蔗糖），当地价格仅为国内的70%左右。 （3）规避贸易风险，降低关税水平。美国是公司最重要的海外市场，公司未来部分出口至美国市场的业务仍有可能面临贸易政策变化等不利因素带来的挑战；此外美国针对公司部分产品会加征高额关税，而泰国生产基地的建设，相关产品出口到美国只征收基础关税。因此本项目在泰国投资建设将有效的降低部分产品的出口关税及未来面临的贸易正常变化带来的风险。 投资建议：公司在益生元、膳食纤维、健康甜味剂（阿洛酮糖）领域处于我国领先地位，产品定位中高端，终端客户包括农夫山泉、娃哈哈、QUEST等海内外食品饮料行业龙头企业，目前公司在产产品销售供不应求，价格稳定，3万吨膳食纤维、1.5万吨结晶糖项目的投产将在2024-2025年逐年增厚公司营收与利润。未来公司规划的泰国生产基地以及其他新品的投放也将继续保障公司成长。考虑到公司在行业领先地位以及中长期的持续增长，我们维持对公司2024-2026年营收分别为12.65/16.51/19.46亿元，归母净利润分别为2.81/3.83/4.66亿元的预测，当前股价对应PE分别为22.4/16.4/13.5X，维持“优于大市”评级。风险提示：新建项目爬坡进度不及预期的风险；原材料价格大幅波动的风险；市场竞争加剧的风险；产品价格大幅下降的风险；下游需求不及预期的风险。

事项：公司公告：2024年7月7日，公司发布2024年半年度业绩预告公告，2024年1月1日至2024年6月30日，公司实现归母净利润5.1-5.7亿元，同比增长102.09%-125.87%；实现扣非后净利润4.05-4.65亿元，同比增长96.36%-125.45%。 国信化工观点：1）主营产品量价齐升，公司业绩实现高速增长；2）公司稳步推进多种资源布局，具备生产原料优势；3）专注主营业务发展，产业集中度持续提升。 公司为磷肥、氮肥行业龙头，资源优势显著，二季度以来，伴随公司主营产品的量价齐升，公司业绩高速增长。此外，“节能降碳方案”持续推进，公司产品PVC、合成氨、磷酸二铵、电石等行业格局或会有持续改善的空间。我们曾在上篇深度报告中预计公司2024-2026年归母净利润分别为9.8/10.7/12.7亿元，考虑到二季度以来公司产品价格上行且保持相对稳定，三四季度为公司化肥产品的传统旺季，价格向下风险较低，我们向上调整2024-2026年公司归母净利润为10.9/11.9/14.2亿元（相比上次预测结果增加11%/11%/12%），EPS分别为1.03/1.12/1.34元，当前股价对应PE分别为12/11/9X。考虑到公司的行业领先地位以及成长性，维持“优于大市”评级。 评论：u主营产品量价齐升，公司业绩实现高速增长湖北宜化是我国化肥、聚氯乙烯塑料龙头，主营产品包括尿素、磷酸二铵、PVC、烧碱等。公司具有126万吨磷酸二铵产能（权益产能96万吨），216万吨尿素产能（权益产能126万吨）。 磷酸二铵方面，2024年4月7日，根据公司公告，公司投资金额3亿元回购了宜化肥业32.43%股权，对应磷酸二铵年化权益产能提升了31.33万吨，对应少数股东损益将减少。此外，公司年产46万吨合成氨项目已于今年三月达产达标，该项目采用先进的水煤浆气化技术，运行能耗达到行业领先水平，既保障了公司磷复肥原料供给，同时大幅提升了下游产业竞争力，促进煤化工、磷化工等产业耦合发展。产品价格方面，二季度磷酸二铵国内价格延续了一季度旺季价格走势，此外产品出口价格不断上行，盈利能力稳定提升，三季度为磷酸二铵传统旺季，预计产品价格将持续保持高位。 尿素方面，公司尿素装置于今年1-2月例行停产检修，二季度起实现满产满销，二季度起尿素现货价格持续上行，预计二季度盈利能力大幅提升。公司稳步推进多种资源布局，具备生产原料优势公司及控股股东层面具有丰富的煤矿、磷矿资源。煤矿方面，子公司新疆宜化拥有3000万吨/年的煤矿产能，该煤矿探明煤炭储量约为28.2亿吨，煤品质量稳定，露天开采成本极低。2023年新疆宜化实现净利润22.42亿元，当前上市公司持有新疆宜化35.6%股权，控股股东宜化集团持有新疆宜化40%股权，国资委曾承诺解决新疆宜化与湖北宜化同业竞争问题，后续公司利润中枢将持续增厚。磷矿方面，宜化集团自有磷矿目前总产能为330万吨/年，后续磷矿规划产能为140万吨/年；公司间接参股的江家墩矿业有磷矿开采权，其保有资源储量1.3亿吨，目前东、西部矿段分别有磷矿产能150万吨/年、30万吨/年，可用于公司磷铵产品的生产。江家墩矿区东部矿段P2O5平均品位23.00%，属于中品位磷矿，采矿许可证已于2023年11月27日办理完成。公司以磷矿资源为依托形成了“采选加一体化”优化配置的产业链，磷矿实现全层开采，选矿实现低品位磷矿高精度分选，加工实现梯级利用，高品位磷矿用于磷精细化工和高浓度磷复肥生产，中低品位磷矿用于普通磷肥生产和选矿，副产品磷石膏用于生产水泥缓凝剂或建材，形成了符合循环经济思想和绿色发展要求的产业群。丰富的上游资源可有效满足公司原料需求。专注主营业务发展，产业集中度持续提升近年来，公司通过回购股权、置换产能、剥离低相关度资产等方式，持续提升公司在主营业务化肥、煤化工等核心产品产能的集中度。其中根据2024年6月24日公司公告，为优化资源配置、提升公司盈利水平，公司拟通过公开挂牌方式转让全资子公司湖北宜化降解新材料有限公司（以下简称“降解新材料”）100%股权，转让底价不低于1.5亿元。本次交易完成后，降解新材料不再纳入公司合并报表范围。2023年降解新材料核心产品PBAT市场景气度较低，根据公司公告，2023年降解新材料亏损9207万元，2024年1-4月亏损2622万元，影响了上市公司Q1利润水平。我们认为，随着后续子公司股权的成功转让，将有效为上市公司减亏约1亿元。投资建议：公司为磷肥、氮肥行业龙头，资源优势显著，二季度以来，伴随公司主营产品的量价齐升，公司业绩高速增长。此外，“节能降碳方案”持续推进，公司产品PVC、合成氨、磷酸二铵、电石等行业格局或会有持续改善的空间。我们曾在上篇深度报告中预计公司2024-2026年归母净利润分别为9.8/10.7/12.7亿元，考虑到二季度以来公司产品价格上行且保持相对稳定，三四季度为公司化肥产品的传统旺季，价格向下风险较低，我们向上调整2024-2026年公司归母净利润为10.9/11.9/14.2亿元（相比上次预测结果增加11%/11%/12%），EPS分别为1.03/1.12/1.34元，当前股价对应PE分别为12/11/9X。考虑到公司的行业领先地位以及成长性，维持“优于大市”评级。风险提示原材料价格大幅波动的风险、主营产品价格大幅下跌的风险、安全生产的风险、安全环保政策趋严的风险、公司内控的风险。

鲁西化工2024年上半年归母净利润11至12亿元，同比大增。鲁西化工发布2024年半年度业绩预告，预计归母净利润将达到11至12亿元，同比+467.04%至+518.59%，扣非归母净利润预计为11.2至12.2亿元，同比+539.74%至+596.86%，增长显著。基本每股收益预计为0.578元/股至0.630元/股，而上年同期为0.102元/股。其中，2024年二季度公司归母净利润为5.32至6.32亿元，同比扭亏为盈，环比-6%至+11%。 公司主营业务包括化工新材料、基础化工、化肥产品及其他业务。化工新材料和基础化工是鲁西化工的主要营收和利润来源，2023年两项业务合计营收占公司总营收的88%，合计毛利占总毛利的94%。而化肥业务占比较小，2023年化肥业务营收占10%，毛利仅占5%，毛利率也相对处于较低水平。 公司归母净利润增长主要来自开工率提升及部分产品毛利提升。公司严抓安全环保节能管控，生产装置高效运行，开工率同比提升幅度较大。同时，受市场供求关系等因素影响，部分产品售价同比上涨，原材料采购价格同比下降，故部分产品毛利增加。 部分主营产品价差走扩，丁辛醇助力上半年盈利提升。2024年二季度，正丁醇/辛醇/聚碳酸酯/烧碱市场均价分别为8229/9822/15317/975元/吨，同比+11%/-16%/+2%/-1%，环比-2%/-1%/+4%/+2%；价差同比+20%/+4%/-0.5%/-9%，环比-5%/-32%/+5%/+10%。丁辛醇景气度提升是公司上半年盈利增长的主要动力之一。2019-2023年我国正丁醇和辛醇产量复合增速均为6%，表观消费量复合增速分别为5%和7%。2023年国内多元醇行业新增产能较少，加之企业集中停车检修，导致市场供应偏紧，库存持续保持在较低水平，需求稳定，带动2023年下半年正丁醇和辛醇价格的高位运行。进入2024年以来，市场供应端逐渐宽松，正丁醇和辛醇价格相对于2023年的高位有所回调。预期随着房地产、家电、汽车等行业需求回暖，正丁醇和辛醇需求量将保持增长。 目前拥有75万吨多元醇产能，其中正丁醇30万吨，辛醇45万吨，均在国内厂商中位列前茅，市场份额分别占到11%和15%。 风险提示：下游需求不及预期；原材料价格上涨；行业竞争加剧风险；项目投产不及预期；安全环保风险；政策风险等。 投资建议：公司产业链丰富，盈利弹性较大，我们维持公司2024-2026年归母净利润预测为16.99/19.28/23.94亿元，每股收益分别为0.89/1.01/1.25元，对应当前股价PE为13.2/11.6/9.3X，维持“优于大市”评级。

事项： 公司公告： 2024年 7月 2日晚， 广东宏大发布公告《广东宏大控股集团股份有限公司重大资产购买预案》，广东宏大拟以支付现金的方式向新疆农牧投购买其所持有的雪峰科技 2.25亿股股份， 本次交易完成后，广东宏大将持有雪峰科技 21.00%的股权， 雪峰科技将成为广东宏大的控股子公司。 国信石化化工观点： 1） 我们认为， 本次交易完成后， 广东宏大的工业炸药产能规模将跃居全国第一， 矿山爆破服务业务的领先地位也将持续扩大， 同时打通“合成氨-硝酸铵-工业炸药-矿山爆破服务” 民爆上下游产业链， 成本控制能力有望得到加强， 看好公司中长期稳健成长。 本次交易仍有后续程序尚未履行， 暂不考虑本次交易对公司财务报表的影响， 我们维持此前对公司的盈利预测， 预计 2024-2026年公司归母净利润为 8.43/9.51/10.50亿元， 摊薄 EPS 为 1.11/1.25/1.38元， 当前股价对应 PE 为 18.4/16.3/14.8x， 维持“优于大市” 评级。 评论： 雪峰科技主要业务板块包括民爆板块和能化板块。 在民爆板块， 雪峰科技主要有民爆产品制造与工程爆破服务两大主业， 雪峰科技民爆产品包括工业炸药、工业雷管、 工业索类三大类， 以工程爆破一体化服务为核心， 业务涵盖工业炸药、 雷管、 索类的“产、 运、销” 和工程爆破的“钻、 爆、 挖、 运”， 具备爆破方案设计、 爆破工程监理、 矿山爆破一体化解决方案规划实施等专业化服务能力。 截至 2023年末， 雪峰科技已拥有工业炸药产能 11.75万吨/年， 电子雷管产能1890万发/年。 在能化板块， 雪峰科技主要业务包括 LNG 的生产、 销售、 运输以及管道气输送和以天然气为原料以及“一托四” 的产品生产工艺， 主要生产尿素、 三聚氰胺、 硝酸铵、 硝基复合肥等产品， 工艺路线一头多尾， 实现产品价值最大化。 目前已成为新疆唯一硝酸铵、 硝基复合肥生产企业。 截至 2023年末在新疆阿克苏沙雅地区和昌吉州阜康市建成投产 2个生产基地， 成为西北地区最大的三聚氰胺、 复合肥生产企业。 其中： 在阿克苏沙雅地区以当地生产的天然气为原料， 已建成年产 40万吨合成氨、 46万吨硝酸铵、 60万吨尿素、60万吨硝基复合肥、 11万吨三聚氰胺、 24万吨 LNG 的生产装置； 在昌吉州阜康市以周边企业生产的尿素、液氨为原料， 已建成年产 10万吨三聚氰胺、 20万吨硝酸铵、 30万吨硝基复合肥的生产装置。 2023年， 雪峰科技实现营业收入 70.21亿元， 实现归母净利润 8.54亿元。 从营收构成来看， 化工产品、爆破服务、 民爆产品为雪峰科技的三大主营业务， 营收占比分别为 40.32%、 35.9%、 8.89%。

事项：事件：万华化学一期20万吨/年聚烯烃弹性体（POE）项目一次性开车成功。2024年6月29日，万华化学新材料事业部一期20万吨/年POE项目实现了全流程贯通，并于当日产出合格产品，标志着中国首套大规模自主研发的POE工业化装置一次性高质量开车成功。 国信化工观点：1）POE技术壁垒高，过去我国主要依赖进口，此次我国首套大规模自主研发的POE装置开车，意味着我国POE自主化实现突破；2）POE下游主要为光伏及汽车行业，预计2023-2029年全球需求复合增速约为11%；3）国内多家企业正在规划和建设POE项目，预计未来几年将逐步实现国产化，降低进口依赖；4）公司作为聚氨酯行业龙头，存在稳固的利润保障，同时新项目稳步推进。我们维持公司2024-2026年归母净利润预测为193.84/224.73/233.37亿元，同比增速+15.3%/+15.9%/+3.8%，对应EPS为6.17/7.16/7.43元，当前股价对应PE为13.0/11.2/10.8X，维持“优于大市”评级。 评论：全球POE市场集中度高，我国依赖进口，正逐步推进自主化进程POE作为一种性能优异的高分子材料，下游应用领域广泛，最大下游领域为光伏和汽车行业。据《聚烯烃弹性体生产现状及发展前景》显示，POE的最大消费领域是光伏行业，约占总消费量的45%，这主要得益于POE作为太阳能电池封装膜的优良特性，如良好的力学性能、耐紫外光性能等。紧随其后的是汽车行业，消费量约占38%，POE在汽车行业中主要应用于保险杠、挡泥板、方向盘等部件，提供材料以增强韧性和耐冲击性。此外，电线电缆和发泡材料也是POE的重要应用领域，合计约占总消费量的10%，其中POE用于电缆护套料和发泡制品，展现出其耐高温和柔软性的特点。剩余的7%消费量分布在包装膜、医疗、热熔胶等多个领域。 QYResearch预计2023-2029年全球POE需求复合增速约为11%，我国增速或更高。QYResearch的研究报告指出，2022年全球聚烯烃弹性体（POE）市场规模大约达到225亿元人民币，并预测到2029年市场规模将增长至425亿元，预计在2023至2029年间的年复合增长率（CAGR）将为11.3%。而其中，我国或为消费增速较高的地区。据《我国POE行业发展现状及应用前景展望》，2021年全球POE的消费总量约136万吨，其中中国的消费量约为64万吨，占47%。预计到2025年，中国的POE需求量将达到125万吨，即2021年至2025年，年均复合增长率（CAGR）将约为18%。 根据收入计算，全球前五大公司占据了大约96%的市场份额，市场集中度高。全球主要的聚烯烃弹性体（POE）生产商包括陶氏化学、三井化学、LG化学、SABICSKNexleneCompany(SSNC)、埃克森美孚化工和北欧化工等。我国进口的POE主要来自于陶氏化学的Engage系列、三井化学的Tamfer系列、SABIC的Fortify系列、SK化学的Solumer系列、LG化学的Lucene系列以及埃克森美孚的Exact系列等产品。其中，陶氏化学拥有全球第一的POE产能。 高壁垒导致我国POE进口依赖度高，国产化正加速。技术方面，POE生产技术存在较高壁垒，特别是茂金属催化剂和高温溶液聚合工艺等，这些核心技术过去主要由国外企业掌握，中国未完全突破。原材料方面，高碳α-烯烃（尤其是1-辛烯）是生产POE的关键原材料，我国在该领域的供应能力有限，目前主要依赖进口。国内多家企业正在规划和建设POE生产项目，预计未来几年将逐步实现国产化，降低进口依赖。 目前我国规划及建设的POE项目共计约250万吨，万华化学此次成功开车的装置为我国首套大规模自主研发的POE装置，意味着我国POE自主化实现突破。 POE价格仍处于较高水平。自2018年以来，由于光伏装机需求的强劲增长和原材料成本上升，POE价格从大约1.5万元/吨上涨至2021年的超过2万元/吨。目前，POE价格维持在2万元/吨以上的相对较高水平。 主营产品聚合MDI景气度回暖在下游冰柜及家用电冰箱需求增长的推动之下，公司主营产品聚合MDI景气度有所回暖。据Wind数据，2024年二季度公司主营产品聚合MDI/纯MDI/TDI市场均价分别为17086/18920/14954元/吨，同比+11%/+0.1%/-18%，环比+6%/-7%/-11%；价差分别为7676/9511/9626元/吨，同比+13%/-8%/-27%，环比-0.1%/-20%/-19%。聚合MDI价格及价差同比均有提升，纯MDI和TDI价差同环比下降。2024年5月，我国冰柜和家用电冰箱产量同比继续保持增长，受淡季影响增速有所下滑，分别为4%和5%；出口冰箱数量同比达到15%。下游冰箱冷柜产量、出口等市场较好，支撑聚合MDI景气度回暖。 受检修停车等因素影响，MDI供给端短期有所收缩。以下统计的国内外1056万吨MDI装置中，约8%左右的产能存在停车检修停车的情况，约55%的产能处于低负运行状态，供给端短期有所收缩。 投资建议：公司作为聚氨酯行业龙头，存在稳固的利润保障，同时新项目稳步推进。我们维持公司2024-2026年归母净利润预测为193.84/224.73/233.37亿元，同比增速+15.3%/+15.9%/+3.8%，对应EPS为6.17/7.16/7.43元，当前股价对应PE为13.0/11.2/10.8X，维持“优于大市”评级。 风险提示：项目投产不及预期；原材料价格上涨；下游需求不及预期等。

事项：根据中国海油官网报道，2024年6月27日，公司宣布恩平21-4油田开发项目投产；2024年7月1日，公司宣布乌石23-5油田群开发项目投产。 国信化工观点：1）恩平21-4油田是我国海上首个超深大位移井项目，2025年有望实现5300桶油当量/天高峰产量：恩平21-4油田位于南海东部——深圳西南方约200公里海域，平均水深约89米，属于小型砂岩边际油田，日产轻质原油可达740吨，预计2025年将实现日产约5300桶油当量的高峰产量。公司依托8公里外的恩平20-5无人平台，采用2口超深大位移井开发，其中最大井深超9500米，水平位移8689米，不仅刷新我国海上钻井的深度纪录，也创造了水平长度的新纪录。 大位移井技术的特点是其轨迹并非垂直向下，而是在达到特定深度后，以“拐弯”的方式横向钻进至预定的油区，能对远距离、小储量的油气田进行精准、高效开发，为海上复杂地带油气开发提供技术支撑。在恩平21-4油田项目中，超深大位移井的水垂比高达4.43。大位移井技术的成功应用，预计将帮助南海东部边际油田的储量扩增超过5000万吨，为我国的能源安全发展提供有力保障。 2）乌石23-5油田是中国海上首个绿色设计油田，2026年有望实现18100桶油当量/天高峰产量：乌石23-5油田群位于南海北部湾海域，平均水深约28米，主要生产设施包括新建2座井口平台，并对乌石陆地终端进行改扩建，计划投产开发井43口，其中采油井28口，注水井15口，油品性质为轻质原油，预计2026年将实现日产约18100桶油当量的高峰产量。 乌石23-5油田是中国海上首个全方位绿色设计油田，也是南海首个海上油田岸电项目。乌石23-5油田群开发项目为原油处理站、液化天然气站、液化石油气站、生产水站、变电站、5G基站“六站合一”，在乌石终端设置生产水处理站，实现生产水全流程零排放、零污染；通过天配置天然气一体化处理设备和储罐，可将伴生天然气有效转化为液化天然气以及液化石油气两种产品并储存、装车外输，实现了伴生气的全流程深度有效利用。 3）6月国际油价大幅反弹，看好需求旺季量价齐升：截至6月28日收盘，布伦特原油现货价格为86.94美元/桶，较上月末上涨6.47美元/桶，涨幅为8.0%。6月上旬，OPEC+将366万桶/日减产延长至2025年底，将220万桶/日减产延长至2024年9月底，并计划于2024年10月份起开始逐步增产，因此布伦特油价最低跌至76.7美元/桶，但随后沙特与俄罗斯重申必要时OPEC保留暂停或逆转产量政策的选择，油价开始止跌企稳；6月中下旬，美国5月通胀数据低于预期，令美联储9月降息预期升温，同时中东以色列与黎巴嫩关系紧张，地缘局势重新加剧。此外市场预计成品油需求旺季即将到来，原油在三季度有望出现大幅供需缺口，为油价形成支撑。我们认为石油需求温和复苏，整体供需相对偏紧，预计年内布伦特原油价格有望维持80-90美元/桶，价格中枢有望持续上行。 4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为11.2/10.7/10.2倍，对应H股PE分别为7.0/6.7/6.4倍，维持“优于大市”评级。风险提示原油价格大幅波动的风险；自然灾害频发的风险；新项目投产不及预期的风险；地缘政治风险；政策风险等。

事项：根据彭博报道，圭亚那Stabroek区块的三家联合开发者埃克森美孚、赫斯、中国海油（权益占比分别为45%、30%、25%）已经选择Hammerhead项目作为第七个开发项目，并于2024年6月25日向圭亚那政府递交了环境授权申请。 国信化工观点：1）Hammerhead项目最大设计产量为18万桶/天，最快有望于2029年投产：Hammerhead项目是圭亚那Stabroek区块的第九个发现，被发现于2018年8月，其发现水深为3773英尺（约1150米），含油砂岩油藏深度为197英尺（约60米），并可被安全钻探至13862英尺（约4225米）深。Hammerhead项目最大设计产量为18万桶/天，有望于2025年获得圭亚那政府监管部门批准，并有望于2029年投产。 2）Stabroek区块可采资源量约110亿桶油当量，现有三个在产项目，合计产能为58万桶/天：2015年埃克森美孚在Stabroek区块获得第一个高质量石油发现，截至2023年底，区块累积获得新发现超30个，区块内总可采资源量约110亿桶油当量。根据埃克森美孚披露，Stabroek区块Liza项目一期、二期分别于2019年、2022年投产，三期Payara项目于2023年11月提前投产。根据圭亚那政府数据，2024年1-4月圭亚那Stabroek区块平均产量为61.6万桶/日，相当于全年生产2.2亿桶，比圭亚那政府预测的2.02亿桶多9%；其中4月份平均产量为62.5万桶/日，合计产量为1876万桶，仅次于3月份的1895万桶（平均61.1万桶/日）。 3）Stabroek现有三个在建项目，合计产能为75万桶/天，2027年总产能有望超过130万桶/天：目前Stabroek区块四期Yellowtail项目、五期Uaru项目、六期Whiptail项目均已经完成圭亚那政府审批，将分别于2025、2026、2027年投产，设计产能均为25万桶/天，预计到2027年Stabroek区块总产能超过130万桶/天。若Hammerhead项目进展顺利，2029年圭亚那Stabroek区块油气产量有望突破150万桶/天。 4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为10.2/9.7/9.3倍，对应H股PE分别为6.7/6.4/6.1倍，维持“优于大市”评级。

事项：公司公告：2024年6月24日，公司发布公告，为优化资源配置、提升公司盈利水平，湖北宜化化工股份有限公司（以下简称“公司”）拟通过公开挂牌方式转让全资子公司湖北宜化降解新材料有限公司（以下简称“降解新材料”）100%股权（以下简称“交易标的”），转让底价不低于经备案的交易标的评估值15,118.75万元。本次交易完成后，降解新材料不再纳入公司合并报表范围。 国信化工观点：1）主营产品量价齐升，公司有望实现业绩高速增长；2）公司稳步推进多种资源布局，具备生产原料优势；3）公司逐步剥离低相关度资产，专注主营业务发展。 公司为磷肥、氮肥行业龙头，资源优势显著。此外，“节能降碳方案”持续推进，公司产品PVC、合成氨、磷酸二铵、电石等行业格局或会有持续改善的空间。我们曾在上篇深度报告中预计公司2024-2026年归母净利润分别为8.1/9.6/12.1亿元，考虑到二季度以来公司产品价格上行且保持相对稳定，我们向上调整2024-2026年公司归母净利润为9.8/10.7/12.7亿元（相比上次预测结果增加21%/12%/5%），EPS分别为0.93/1.05/1.24元，当前股价对应PE分别为13/12/10X。考虑到公司的行业领先地位以及成长性，维持“优于大市”评级。 评论：主营产品量价齐升，公司有望实现业绩高速增长湖北宜化是我国化肥、聚氯乙烯塑料龙头，主营产品包括尿素、磷酸二铵、PVC、烧碱等。公司具有126万吨磷酸二铵产能（权益产能96万吨），216万吨尿素产能（权益产能126万吨）。2024年4月7日，根据公司公告，公司投资金额3亿元回购了宜化肥业32.43%股权，对应磷酸二铵年化权益产能提升了31.33万吨.产品价格方面，二季度磷酸二铵国内价格延续了一季度旺季价格走势，此外产品出口价格不断上行，盈利能力稳定提升。尿素方面，公司尿素装置于今年1-2月例行停产检修，二季度起实现满产满销，二季度起尿素现货价格持续上行，预计二季度盈利能力大幅提升。 公司稳步推进多种资源布局，具备生产原料优势公司及控股股东层面具有丰富的煤矿、磷矿资源。煤矿方面，子公司新疆宜化拥有3000万吨/年的煤矿产能，该煤矿探明煤炭储量约为28.2亿吨，煤品质量稳定，露天开采成本极低。2023年新疆宜化实现净利润22.42亿元，当前上市公司持有新疆宜化35.6%股权，控股股东宜化集团持有新疆宜化40%股权，国资委曾承诺解决新疆宜化与湖北宜化同业竞争问题，后续公司利润中枢将持续增厚。磷矿方面，宜化集团自有磷矿目前总产能为330万吨/年，后续磷矿规划产能为140万吨/年；公司间接参股的江家墩矿业有磷矿开采权，其保有资源储量1.3亿吨，目前东、西部矿段分别有磷矿产能150万吨/年、30万吨/年，可用于公司磷铵产品的生产。江家墩矿区东部矿段P2O5平均品位23.00%，属于中品位磷矿，采矿许可证已于2023年11月27日办理完成。公司以磷矿资源为依托形成了“采选加一体化”优化配置的产业链，磷矿实现全层开采，选矿实现低品位磷矿高精度分选，加工实现梯级利用，高品位磷矿用于磷精细化工和高浓度磷复肥生产，中低品位磷矿用于普通磷肥生产和选矿，副产品磷石膏用于生产水泥缓凝剂或建材，形成了符合循环经济思想和绿色发展要求的产业群。丰富的上游资源可有效满足公司原料需求。 公司逐步剥离低相关度资产，专注主营业务发展根据2024年6月24日公司公告，为优化资源配置、提升公司盈利水平，公司拟通过公开挂牌方式转让全资子公司湖北宜化降解新材料有限公司（以下简称“降解新材料”）100%股权，转让底价不低于1.5亿元。 本次交易完成后，降解新材料不再纳入公司合并报表范围。2023年降解新材料核心产品PBAT市场景气度较低，根据公司公告，2023年降解新材料亏损9207万元，2024年1-4月亏损2622万元，影响了上市公司Q1利润水平。我们认为，随着后续子公司股权的成功转让，将有效为上市公司减亏约1亿元。 投资建议：公司为磷肥、氮肥行业龙头，资源优势显著。此外，“节能降碳方案”持续推进，公司产品PVC、合成氨、磷酸二铵、电石等行业格局或会有持续改善的空间。我们曾在上篇深度报告中预计公司2024-2026年归母净利润分别为8.1/9.6/12.1亿元，考虑到二季度以来公司产品价格上行且保持相对稳定，我们向上调整2024-2026年公司归母净利润为9.8/10.7/12.7亿元（相比上次预测结果增加21%/12%/5%），EPS分别为0.93/1.05/1.24元，当前股价对应PE分别为13/12/10X。考虑到公司的行业领先地位以及成长性，维持“优于大市”评级。 风险提示：原材料价格大幅波动的风险、煤炭价格大幅下跌的风险、安全生产的风险、安全环保政策趋严的风险、公司内控的风险。

事项： 公司公告： 公司于近日收到新疆维吾尔自治区应急管理厅（简称“自治区应急管理厅”） 下发的《关于核定伊吾广汇矿业有限公司白石湖露天煤矿生产能力的复函》（新应急函【2024】47号）， 复函要点内容如下： “1、 经现场核查， 伊吾广汇矿业有限公司所属白石湖露天煤矿符合生产能力核增条件。 经研究决定， 同意白石湖露天煤矿生产能力由 1800万吨/年核增至 3500万吨/年。 2、 请伊吾广汇矿业有限公司严格落实安全生产主体责任， 深入研判安全风险， 制定并落实管控措施， 合理安排生产计划， 均衡组织生产等。”。 国信化工观点： 1） 公司是我国唯一一家同时具备煤炭、 天然气、 石油资源的民营企业， 产能布局于新疆、南通、 中亚区域， 产能体量位于全国民营企业前列。 其中煤炭板块产能集中于新疆区域， 目前在产煤矿为白石湖煤矿， 产能核增至 3500万吨/年； 此外随着年内马朗煤矿产能的有序推进， 2024年内公司煤炭产能预计增加 1000万吨/年， 将提升公司的营收及利润。 2） 白石湖露天煤矿已被列入国家自然资源部绿色矿山名录和国家发改委保供煤矿名单， 白石湖煤矿煤种优秀， 开采便捷， 对于保障我国能源安全具有重大意义。 3） 公司主营产品价格相对稳定， 公司煤炭、 天然气产销量环比提升。 4） 2023年年度权益分派实施在即， 公司总股本为 6565755139股， 扣除公司回购专用证券账户中的 69707300股， 最终将以 6496047839股为基数， 每股派发现金红利 0.70元（含税）， 以 6月 21日收盘价计算， 对应股息率为 9.35%。 公司在新疆及中亚拥有丰富的煤炭、 天然气、 石油资源， 马朗煤矿产能释放将带动公司盈利上行， 后续东部矿区产能释放以及白石湖煤矿产能核增有望在十四五末期完成， 公司煤炭产能增长具备可持续性。 此外公司 LNG 接收转运站有望于 2025年扩张至 1000万吨/年周转能力， 将持续增厚公司天然气板块盈利。 我们维持对公司 2024-2026年归母净利润为 55/69/80亿元的预测， 当前股价对应 PE 分别为 8.9/7.1/6.1X，考虑到公司具备长期盈利增长驱动因素以及高分红比例， 维持“优于大市” 评级。 评论： 新疆维吾尔自治区应急管理厅下发复函， 同意白石湖露天煤矿生产能力由 1800万吨/年核增至 3500万吨/年白石湖煤矿是公司当前主要的在产煤矿， 具有固定碳含量高、 产气量高、 热值高、 内含水和含氧量低的特点， 属于高质量的气化原料煤和动力煤。 依托本次产能核增， 公司将加速释放白石湖露天煤矿优质产能，提升其稳产保供能力， 为国家能源保供及地方经济发展作出积极贡献。 国家能源局正式批复马朗煤矿由原 500万吨/年新增至 1000万吨/年， 项目核准通过后公司煤炭产能将大幅增长， 带动公司营收利润上行。 根据公司 2024年 6月 3日公告， 国家能源局综合司正式印发了复函， 公司淖毛湖矿区马朗一号煤矿产能规模由原 500万吨/年新增至 1000万吨/年， 目前正基于新增产能规模积极推进必要的项目手续审批办理及项目前期开发准备， 力争及早实现煤矿优质先进产能的释放。 随着马朗煤矿产能的有序推进， 2024年内公司核准煤炭产能将增加 1000万吨/年。 我们按照 2024年一季度煤价下行至阶段性底部数据进行测算， 单吨煤炭净利润约为 90元， 对应新增 1000万吨产能将带来至少 9亿元/年的利润增厚， 占 2023年利润的17.4%。 主营产品价格相对稳定， 公司煤炭、 天然气产销量环比提升。 主营产品价格方面， 受今年初夏南方气温较低影响， 居民用电需求一定程度上影响了煤炭需求， 煤炭价格小幅下跌， 但整体价格保持相对稳定。 后续随着气温抬升， 用煤需求提升或会带动煤价上行。 截止至 2024年 6月 21日， 国内 5500K 动力煤价为 863元/吨， 相比年内 2024年 4月 9日的低位 801元/吨上涨 7.74%。 此外， 国内 LNG 市场价格也由 2024年 2月 21日的 3882元/吨上涨至 2024年 6月 24日的4352元/吨， 上涨 12.11%。 产销量方面， 2024年 5月公司实现煤炭销量 226.05万吨， 同比减少 25%， 环比提升 16%； 实现自产 LNG 产量 4.46万吨， 同比增长 276%（去年同期开展了年度检修）， 环比提升 12%， 实现天然气贸易销售量 19.95万吨， 同比减少 59%， 环比增加 42%。 股息率高达 9.35%， 长期持续的高股息政策凸显出公司的长期配置价值。 根据公司公告， 2023年年度权益分派将于 2024年 6月 27日完成， 公司总股本为 6565755139股， 扣除公司回购专用证券账户中的 69707300股， 最终将以 6496047839股为基数， 每股派发现金红利 0.70元（含税）， 以 6月 21日收盘价计算， 对应股息率为 9.35%。 后续公司在完成 2022-2024年既有分红方案的基础上， 会结合生产经营情况适时推出接续方案， 公司长期持续的高股息政策凸显出公司具备长期配置价值。 投资建议： 公司在新疆及中亚拥有丰富的煤炭、 天然气、 石油资源， 马朗煤矿产能释放将带动公司盈利上行， 后续东部矿区产能释放以及白石湖煤矿产能核增有望在十四五末期完成， 公司煤炭产能增长具备可持续性。 此外公司 LNG 接收转运站有望于 2025年扩张至 1000万吨/年周转能力， 将持续增厚公司天然气板块盈利。 我们维持对公司 2024-2026年归母净利润为 55/69/80亿元的预测， 当前股价对应 PE分别为 8.9/7.1/6.1X， 考虑到公司具备长期盈利增长驱动因素以及高分红比例， 维持“优于大市” 评级。

事件： 1）2024年6月17日，龙佰集团董事会审议通过了股份回购方案，计划使用自有资金通过集中竞价交易 方式回购公司已发行的人民币普通股（A 股） 股票， 用于股权激励或员工持股计划。 回购资金总额预计在1亿元至 2亿元之间， 回购股份的价格为不超过人民币 32.10元/股， 预计回购股份数量在 311.5万股至 623.1万股之间，占公司总股本的0.13%至0.26%，回购期限为董事会通过方案之日起12个月内。公司已 开立股票回购专用证券账户， 并声明董事、 监事、 高级管理人员、 控股股东、 实际控制人及其一致行动人尚无明确的在回购期间的股份增减持计划， 公司持股 5%以上股东及其一致行动人暂无关于在未来六个月的明确的减持计划。 2）2024年6月17日，龙佰集团董事会审议通过了《关于投资建设钪钒新材料产业园项目的议案》，计 划由公司控股子公司湖南东方钪业股份有限公司或其下属子公司投资 10.8亿元人民币， 在焦作市分期建设包括高纯五氧化二钒、 钒电解液、 铝球、 氟化钪、 铝基中间合金及新型含钪高性能铝合金等项目， 资金来源为自有及自筹资金或其他股权或债权社会融资方式。 3） 2024年 6月 13日晚， 欧盟委员会发布对我国钛白粉的反倾销调查初裁前事实披露材料， 显示拟对中国钛白粉企业加征关税， 其中对龙佰集团拟加征关税达 39.7%。 国信化工观点： 1） 公司回购股份展现对未来持续稳定发展的信心和对公司价值的认可， 通过回购股份，公司可以进一步建立和健全长效激励机制， 吸引和留住优秀人才， 维护公司全体股东的合法权益， 并促进公司的稳定健康发展； 2） 投资建设钪钒新材料产业园， 可提高公司市场竞争力和盈利能力， 同时响应国家推动新能源发展和实现碳达峰、 碳中和目标的战略； 3） 欧盟反倾销或将影响龙佰集团在欧盟地区的市占率， 但公司自身生产成本优势、 矿自给率高的核心竞争力不变， 或将通过增加其他地区市场份额、 布局海外产能等举措来应对； 4） 截至目前， 二季度国内钛白粉及钛精矿市场均价同环比提升。 尽管近期钛白粉淡季价格有所下降， 钛精矿价格坚挺， 保障公司盈利。 投资建议： 公司钛白粉行业龙头地位稳固， 钛精矿自给率逐步提升， 我们维持公司 2024-2026年归母净利润预测为 40.1/47.5/48.8亿元， 对应 EPS 为 1.68/1.99/2.05元， 当前股价对应 PE 为 11.4/9.6/9.4X，维持“优于大市” 评级。 评论： 股份回购彰显信心 2024年6月17日，龙佰集团董事会审议通过了股份回购方案，计划使用自有资金通过集中竞价交易方式 回购公司已发行的人民币普通股（A 股） 股票， 用于股权激励或员工持股计划。 回购资金总额预计在 1亿元至 2亿元之间， 回购股份的价格为不超过人民币 32.10元/股， 预计回购股份数量在 311.5万股至 623.1 万股之间，占公司总股本的0.13%至0.26%，回购期限为董事会通过方案之日起12个月内。公司已开立股 票回购专用证券账户， 并声明董事、 监事、 高级管理人员、 控股股东、 实际控制人及其一致行动人尚无明 确的在回购期间的股份增减持计划， 公司持股 5%以上股东及其一致行动人暂无关于在未来六个月的明确的减持计划。 公司回购股份是基于对公司未来持续稳定发展的信心和对公司价值的认可。 通过回购股份， 公司可以进一步建立和健全长效激励机制， 吸引和留住优秀人才， 维护公司全体股东的合法权益， 并促进公司的稳定健康发展。

公司主营业务包括钻井工程服务、钻机装备销售与租赁、石油勘探开采，是国内领先的集油田服务与原油勘探开采一体的民营企业。中曼石油以油田服务业务起家，从国内走向海外，依靠人才与技术优势逐步发展壮大；2018年，公司成为国内首个通过挂牌交易获得自主油田的民营企业，2021年起，公司逐渐由油服赛道拓展至集钻机设备、钻井业务、石油开采于一体的民营企业，公司原油勘探开采业务开始贡献盈利，随着公司海内外油田区块的增产，公司营收利润将持续快速增长。 受益于高油价，上游油气投资规模巨大，公司持续拓展海外新业务。油服行业市场规模受油价影响较大，根据IHS预测，2024年全球上游油气投资将超6000亿美元，市场空间巨大。公司主创团队早年就职于“三桶油”，深耕石油行业三十余年，积累了丰富的技术经验，公司通过高效完成高难度钻井工程项目、有效缩短工期等优势，成功斩获海内外油气巨头客户订单。 国内新疆温宿油田快速放量，公司盈利能力稳步提升。2018年，公司以8.6687亿元竞拍获得温宿区块的探矿权，是国内首个通过挂牌方式获得常规石油天然气探矿权的民营企业。此后，公司凭借一体化优势实现“一年发现、两年探明、三年建产”，2021-2023年温宿区块的原油产能复合增长率高达85%，带动公司盈利水平快速提升，且公司作业费用与折旧摊销处于行业较低水平，成本优势突出。未来随着温宿区块产能持续提升，将带动公司盈利上行。 海外油田区块储采比高，长期增产空间较大。公司海外油田主要分布在哈萨克斯坦与伊拉克。目前哈国油田已有产出，合计探明储量近9000万吨，约为国内油田探明储量的3倍，储采比较高，未来增产空间较大。此外，今年5月公司成功中标伊拉克两区块开发权，伊拉克油田储量丰富，具有较高的开发潜力，未来公司将依托一体化业务布局，实现对伊拉克油气区块的高效开发利用，为公司高质量、可持续发展注入新动力。 盈利预测与估值：随着公司油服板块新增订单落地、现有油田区块的增产推进，公司未来3年将处于快速成长期，预计公司2024-2026年营业收入分别为46.54/55.38/64.31亿元，归母净利润分别为11.89/14.16/16.98亿元（+46.8%/19.1%/20.0%），每股收益分别为2.97/3.54/4.25元。通过多角度估值，预计公司合理股价为29.7-32.67元，相对目前股价有23%-35%溢价，给予“优于大市”评级。 风险提示：原油价格大幅波动的风险；项目进展不及预期的风险；自然灾害频发的风险；地缘政治风险；政策风险等。

事项：事件：2024年6月11日，万华化学（烟台）石化有限公司100万吨/年乙烯装置原料多元化改造项目环境影响报告书征求意见稿公示。该项目位处山东省烟台化工产业园，公司对现有100万吨/年乙烯装置进行原料多元化改造，改造后原料由丙烷变为乙烷，公辅工程均依托万华已有设施。 国信化工观点：1）乙烷较丙烷存在价格优势，乙烯装置原料由丙烷变为乙烷，可降低原料成本；2）原料由丙烷变为乙烷后，双烯收率将得以提升，且公司可通过灵活调整进料，优化项目的经济效益；3）乙烷制乙烯物耗及能耗更低，碳排放降低，环境效益更佳；4）公司作为聚氨酯行业龙头，存在稳固的利润保障，同时新项目稳步推进。我们维持公司2024-2026年归母净利润预测为193.84/224.73/233.37亿元，同比增速+15.3%/+15.9%/+3.8%，对应EPS为6.17/7.16/7.43元，当前股价对应PE为14.0/12.1/11.6X，维持“优于大市”评级。 评论：乙烷制乙烯成本较低且收率较高选择合适的裂解原料并对其进行优化配置，对于提高乙烯装置的经济效益至关重要。在蒸汽裂解制乙烯工艺中，原料成本占据了总生产成本的约70%~80%。由于丙烷价格的不断上涨，乙烯生产装置的盈利能力急剧下降，甚至出现了亏损，因此通过改进原料选择来降低乙烯生产成本成为解决方案。万华化学为了提高其聚氨酯产业链的综合效益，规划实施100万吨/年乙烯装置原料多元化改造项目。项目实施完成后，万华化学可根据国际国内经济形势和大宗原料市场的变化，灵活调整进料，确保以乙烯为龙头的产业链一体化项目获得最大的社会效益和经济效益。同时，乙烷制乙烯工艺收率更高，物耗及能耗更低，也能带来良好的环境效益。 乙烷供给宽松，价格相对低位。随着美国页岩气的开采，乙烷资源大幅增加，供给愈发宽松的情况下，乙烷价格低位运行。而受到PDH装置大幅扩产的推动，丙烷需求得以增长，价格相对较高。将乙烯装置原料由丙烷变为乙烷后，原料成本随之降低。主流乙烯裂解原料中，乙烷制乙烯的双烯收率最高。随着裂解原料由轻质到重质，主要裂解产物乙烯收率逐步降低，乙烷裂解制乙烯的收率最高，达到77.65%，显著高于丙烷的44.82%。主流乙烯裂解原料中，乙烷制乙烯的投资额及物耗能耗最低。双烯收率也展现出随着裂解原料由轻质到重质逐步降低的总体趋势。因此，在乙烯裂解装置一次性投资中，随着裂解原料由重质到轻质，后续分离系统的处理量、负荷等都相应降低，装置固定资产投资和运行能耗等也得以下降。同等产能规模的情况下，乙烷作为乙烯裂解原料具有投资小、物耗能耗低等显著优势。乙烷制乙烯碳排放相对较低改造后碳排放绩效有较大提高，单位产品温室气体排放量显著减少。项目在工艺技术、节能设备和能源及碳排放管理等方面均采取了较完善的减污降碳措施，有利于减少温室气体排放。根据物料平衡和碳质量平衡可得项目工业生产过程温室气体排放量，改造后比改造前工业过程排放减少12286tCO2/a。以乙烯产品计，改造前，单位产品温室气体排放量为1.23tCO2/t产品；改造后，单位产品温室气体排放量为0.91tCO2/t产品。 根据节能报告分析，《乙烯装置单位产品能源消耗限额》（GB30250-2013）中乙烯装置单位乙烯能耗先进值为≤610kgoe/t，单位双烯能耗先进值为≤400kgoe/t。万华化学该改造项目单位乙烯综合能耗为372.7kgoe/t，单位双烯综合能耗为359.2kgoe/t，均优于行业先进值。根据《工业重点领域能效标杆水平和基准水平（2023年版）》，以石脑油烃类为原料制乙烯的单位产品能耗标杆水平为590kgoe/t，该改造项目单位乙烯综合能耗为372.7kgoe/t，低于标杆水平限值。 乙烷资源供应稳定性存约束，万华相关布局有保障乙烷资源供应稳定性存在条件约束。美国出口终端能力、海运能力以及中国进口乙烷接卸和储运能力等是我国进口乙烷增长的制约条件。尽管美国乙烷资源丰富，但从长远来看，受限于出口终端及海运能力等，美国对中国的乙烷出口量有限。预计到2030年，美国的乙烷出口量只有大约1000万吨/年，远低于中国乙烷裂解制乙烯项目的总产能需求。另外，乙烷作为轻质烃，对出口海运、接卸存储有着极高要求和标准。 我国目前尚无乙烷码头建设标准及乙烷码头装卸工艺设计要求细则，建设大规模接卸乙烷的码头存在难度。 万华化学已有布局或可保障乙烷等原料运输。2020年，万华化学下属子公司万华石化与阿布扎比国家石油公司(ADNOC)旗下船运物流公司ADNOCL&S正式宣布成立战略合资公司AWShippingLimited(AWShipping)。 ADNOCL&S成立于2016年，主要运营原油、石油产品、干散货和液化天然气等船舶，2019年运输量超过2000万吨。万华化学与ADNOC及其他生产商签有长期LPG供应合约，AWShipping负责将来自ADNOC和全球供应商的LPG货物和其他石油产品运输到万华集团在中国和全球的制造基地。AWShipping于2020年在江南造船订造了5艘86000立方米双燃料VLGC系列船，这些船于2022年和2023年陆续交付完毕。 主营产品聚合MDI景气度回暖在下游冰柜及家用电冰箱需求增长的推动之下，公司主营产品聚合MDI景气度有所回暖。据Wind数据，截至2024年6月16日，2024Q2公司主营产品聚合MDI/纯MDI/TDI市场均价分别为17002/18970/15107元/吨，同比+11%/+0.4%/-17%，环比+6%/-7%/-10%；价差分别为7581/9549/9744元/吨，同比+11%/-8%/-26%，环比-1%/-20%/-18%。聚合MDI价格及价差同比均有提升，纯MDI和TDI价差同环比下降。2024年4月，我国冰柜、家用电冰箱产量同比继续保持增长，增速分别达到25%、15%；出口冰箱数量同比达到21%。下游冰箱冷柜产量、出口等市场较好，支撑聚合MDI景气度回暖。受检修停车等因素影响，MDI供给端短期有所收缩。以下统计的国内外1056万吨MDI装置中，约10%左右的产能存在停车检修停车的情况，约52%的产能处于低负运行状态，供给端短期有所收缩。投资建议公司作为聚氨酯行业龙头，存在稳固的利润保障，同时新项目稳步推进。我们维持公司2024-2026年归母净利润预测为193.84/224.73/233.37亿元，同比增速+15.3%/+15.9%/+3.8%，对应EPS为6.17/7.16/7.43元，当前股价对应PE为14.0/12.1/11.6X，维持“优于大市”评级。风险提示项目投产不及预期；原材料价格上涨；下游需求不及预期等。

公司主营业务包括化工新材料、 基础化工、 化肥产品及其他业务。 化工新材料和基础化工是鲁西化工的主要营收和利润来源， 2023年两项业务合计营收占公司总营收的 88%， 合计毛利占总毛利的 94%。 化工平台型企业， 产业链完善， 下游广泛。 公司建立了从煤化工、 盐化工到氟硅化工、化工新材料等多个领域的完整产业链。化工产品主要有己内酰胺、尼龙 6、 多元醇、 聚碳酸酯等， 化肥产品主要有复合肥等。 公司的上游主要包括煤炭、 丙烯、 纯苯、 苯酚等原材料和能源行业， 下游主要包括纺织品、电子电气、 建筑、 化工、 机械等领域， 下游行业规模大且范围广， 单一下游行业的需求波动对整个产品体系影响较小。 公司多元化产品线涉足多个化工细分市场， 盈利能力与化工行业整体景气度关联较强。 公司逐步淘汰或改造盈利能力较差、 能耗较高的老旧落后装置， 以提高整体的能效和盈利水平。 丁辛醇景气提升助力盈利修复。 2019-2023年我国正丁醇和辛醇产量复合增速均为 6%， 表观消费量复合增速分别为 5%和 7%。 2023年国内多元醇行业新增产能较少， 加之企业集中停车检修， 导致市场供应偏紧， 库存持续保持在较低水平， 需求稳定， 带动 2023年正丁醇和辛醇价格的高位运行。 进入 2024年以来， 市场供应端逐渐宽松， 正丁醇和辛醇价格相对于 2023年的阶段性高位有所下降， 但与 2023年同期相比仍是同比上涨。 预期随着房地产、 家电、 汽车等行业需求回暖， 正丁醇和辛醇需求量将保持增长。 尼龙 6价差总体走扩。 2019至 2023年我国尼龙 6的表观消费量复合增速为8%， 随着国内产能和产量的提升， 对外依赖度持续降低。 2024年以来由于成本端己内酰胺的价格有所下行， 叠加尼龙 6下游需求回暖， 尼龙 6价差总体走扩。 公司目前在建己内酰胺和尼龙 6产能各 30万吨。 随着国内经济的逐步复苏， 民用丝和汽车等传统行业的发展增速预计将有所恢复， 这将推动下游市场对尼龙 6的需求增加， 预期尼龙 6的盈利能力将有所提升。 盈利预测与估值：公司产业链丰富， 盈利弹性较大， 我们预测公司 2024-2026年归母净利润 16.99/19.28/23.94亿元， 每股收益分别为 0.89/1.01/1.25元， 对应当前股价 PE 为 13.9/12.2/9.8X。 我们认为公司股票合理估值区间在 13.35-14.24元之间， 今年动态市盈率 15-16倍， 相对于公司目前股价有 9%-16%溢价空间， 首次覆盖， 给予“优于大市” 评级。 风险提示： 下游需求不及预期； 原材料价格上涨； 行业竞争加剧风险； 项目投产不及预期； 安全环保风险； 政策风险等。