报告行业投资评级 报告未提供明确的行业投资评级 报告核心观点 - 全球LPG定价体系由三大区域性基准价构成：沙特长协合同价（CP）、美国Mont Belvieu现货价（MB）和远东地区CFR价（FEI），三者分别对应中东主产区、北美主产区和亚洲主要消费地的供需格局[2] - LPG价格形成既取决于自身供需基本面，也受国际原油价格走势和国际进出口格局的共同作用[23] - 2026年3月以来持续发酵的中东地缘冲突成为推升国际LPG价格的核心驱动，中东作为全球丁烷核心供应地出口受阻，引发丁烷结构性供应紧缺，丁烷涨幅显著高于丙烷[32] - 我国纯丙烷进口依存度居高不下，进口成本上涨成为国内LPG价格上涨最直接的驱动因素[26] 第一章 全球LPG定价体系 1.1 主流LPG基准价 - 全球最重要的三个基准价为沙特CP、美国MB和远东FEI，LPG主产区集中于中东和北美，主要消费地为中国和印度为代表的亚洲地区[2] - CP由Saudi Aramco发布，为月度FOB离岸价，丙烷和丁烷分开报价，是中东最常用的LPG定价标准[3] - FEI由Argus和Platts共同发布，为日度评估的东北亚到岸价格，丙烷和丁烷分开报价，主要参考日韩为代表的东北亚地区，能更直接反映东北亚到岸市场价值[3][9] - MB由OPIS发布，为日度评估，是北美最常用的LPG定价标准，报价产品包含丙烷、正丁烷、异丁烷等[3] - CP价格是沙特阿美根据上一个月月初、月中和月底3次招标中标价并参考现货价格趋势制定的月度长协合同价格，沙特大多数LPG通过长协合同销售，少量现货通过招标销售[4] - CP按月公布，不能实时反映月内供需变化，市场形成的中东现货相对CP的日度升贴水反映现货强弱：中东供应减少、装船偏紧、买家集中补库或地缘风险上升时现货升水迅速扩大，货源充足而需求疲弱时则收窄或转为贴水[7] - Platts对中东LPG现货评估以FOB Arabian Gulf为价格基础，评估发布日后20天至40天装船的现货绝对价格，丙烷和丁烷现货船货最小规模11,000吨、最大规模44,000吨[7][8] - MB是美国得克萨斯Mont Belvieu地区的简称，是北美最重要的NGL储运、分馏和定价中心之一，美国丙烷现货通常以OPIS发布的Mont Belvieu TET、Non-TET等价格作为参考，主要评估时段为美国中部时间8:00–15:00，日终发布[8] - TET丙烷与Non-TET丙烷的主要区别在于对应的管道、储运和交割体系不同，TET丙烷更为常用，美国出口商也常以长约形式销售[8] - FEI评估中丙烷冷冻CFR东北亚船货最小规模11,000吨、最大规模44,000吨，交货期分30-45天、45-60天、60-75天等多个窗口[9] - 不同价格发布机构对丙烷和丁烷的质量规格要求略有不同，Platts丙烷规格要求乙烷最大2.0 vol%、丙烷最小90.0 vol%、丁烷及更重组分最大4 vol%、丙烯最大5.0 vol%、总硫最大30 ppm wt等[10] - 海外LPG标准合约结算价格主要围绕MB、CP和FEI等核心区域基准价展开，同时包括不同区域间价差及跨品种价差；ICE相关合约以现金结算为主，CME多数合约同样采用现金结算，但部分MB相关合约为实物交割[10] - ICE和CME还承担部分OTC掉期的中央清算功能，使原本在场外成交的掉期通过中央清算降低对手方信用风险[10] - CME的Mont Belvieu TET丙烷（OPIS）期货合约规模为42,000加仑（1,000桶），ICE的Propane Saudi CP期货合约规模为1,000吨，均采用现金结算[11][14] 1.2 LPG掉期/远期价格 - Argus每天评估两次CP价格，在新加坡时间17:00评估未来3个月的CP丙烷掉期价格（CP M1/M2/M3 Swap）和未来1个月的CP丁烷掉期价格，在伦敦时间16:30评估未来12个月以及4个季度的CP丙烷掉期价格[15] - CP掉期近月合约在新CP公布后的第一个工作日滚动，当季度中已有两个月CP公布后该季度掉期在随后第一个交易日滚动，临近Saudi Aramco正式公布某月CP时掉期价与正式CP合同价呈收敛状态[15][16] - CP掉期价格不仅受当下现货供需影响，还受未来供应预期、季节性需求、亚洲买盘、地缘风险以及交易者预期的共同影响[16] - FEI掉期价格主要针对丙烷生成，Platts在每个有效发布日的新加坡时间17:00进行评估，M1、M2、M3及Front Quarter主要依据收盘价评估机制（MOC）中的买卖报价和成交形成；2025年4月起Platts进一步将远期曲线延伸至M36，其中M4至M36主要通过现货、近月掉期及相关市场远期曲线模型推导形成[18] - MB远期价格曲线中，TET丙烷为核心品种，月度远期曲线覆盖21个月和7个季度；Non-TET正丁烷、异丁烷远期曲线覆盖18个月[22] 第二章 LPG价格影响因素 2.1 国际原油对LPG定价的影响 - 原油价格主要通过货源价格、运输成本、裂解替代等多个渠道间接传导至LPG价格：货源端部分LPG来自炼厂副产，天然气伴生来源LPG定价也参考原油价格；运输端跨区贸易高度依赖VLGC，其燃料油成本与原油价格紧密挂钩；替代与需求端化工方面LPG与石脑油存在裂解替代关系，燃烧方面也存在可替代LPG的油类燃料[23] - FEI与Brent的比值表示亚洲丙烷相对全球原油的强弱，目前0.55-0.70是比较常见的区间范围[23] 2.2 国际进出口情况对LPG定价的影响 - 全球LPG产能高度集中于中东和北美，消费市场主要集中在亚太地区，资源与需求地理错配使LPG成为高度依赖跨国海运贸易的全球性大宗商品[26] - 我国炼厂副产LPG多以混气为主，而PDH等下游化工装置对原料纯度要求极高，本土组分供给与化工需求并不匹配，导致纯丙烷进口依存度居高不下[26] - 当中东CP上涨、美国MB走强或VLGC运费增加时，中国进口到岸成本随之提高，国内现货价格抬升并进一步传导至盘面[26] - 2026年3月以来中东地缘冲突不仅加剧市场对供应缩减的担忧，还扰乱了全球海运秩序，致使LPG价格急剧攀升；由于中东是全球丁烷核心供应地，出口受阻直接引发丁烷结构性供应紧缺，进一步推升国际丁烷价格，今年丁烷涨幅显著高于丙烷[32] 2.3 影响LPG定价的关键基本面因素 - 库存方面，国内港口库存和厂内库存若处在高位则会压制LPG价格；进口资源大量到港而下游消费无法同步增长时港口库存累积，贸易商销售压力增加，LPG价格承压；春节前国内炼厂和贸易商存在主动去库存行为，现货压力会通过基差传导至期货市场[35] - PDH是中国目前LPG消费量最大的化工领域，其LPG需求量约占化工需求总量的57%[37] - 中国PDH装置开工率受加工利润、下游需求、原料成本、装置检修及产能变化等因素共同影响，其中加工利润是决定企业生产意愿的核心变量；加工利润不佳时企业可能通过降低负荷或停车检修减少亏损，进而影响国内LPG需求[37] 第三章 月差分析 3.1 FEI掉期月差 - FEI M1-M2月差存在一定季节性倾向：秋冬易呈现正套结构，春末夏初易出现反套结构，主要来自东北亚冬季取暖需求、美国出口与库存周期、中国化工需求的共同作用[39] - 四季度到次年一季度东北亚逐步进入燃烧需求旺季，近端需求逐渐增强，叠加美国丙烷库存季节性去库，月差或呈走强趋势；春末夏初东北亚燃烧需求降低，中国PDH装置开工率处于季节性低位，美国库存开始累库，现货端容易出现库存累积，而远期价格相对更抗跌，此时易出现反套结构[39] - 2023年年初FEI M1-M2月差明显高于其他年份，中国重新开放后市场预期PDH原料采购需求上涨，同时中东码头设备检修影响出口，导致近月价格提高，但随后丙烷价格较高、装置利润不理想，PDH开工率不及预期，月差很快回落至正常水平[39][40] - 2026年美伊冲突爆发后中东供应受阻，同时VLGC运费快速推高，近月可交付货源紧张，三月份M1-M2月差快速扩大，最高至130美元/吨[40] 3.2 内盘PG月差 - 大商所LPG实行仓单强制注销制度，仓单需在每年3月和9月最后一个交易日前完成注销；进入交割月后市场对仓单流动性、提货便利性以及交割成本的重新评估会显著影响近月合约价格[42] - 当现货较弱或多头接货意愿不足时，非对等交割产生的仓储、提货和操作成本会通过近月合约折价体现，PG合约跨期结构通常呈现"普通月份近强远弱、注销月份近弱远强"的特征[42] - 03-04月差和09-10月差：仓单较多时03与09合约相对后面的04和10合约偏弱，临近交割常呈现反套结构；但在仓单少、现货紧张或买方接货积极时，月差也可能由负转正或出现正套结构[42] - 02-03月差与08-09月差虽都受集中注销制度影响，但因国内需求具有季节性，两者走势逻辑有所不同：03合约既面临仓单注销压力又处于冬季燃烧需求旺季向春夏淡季过渡阶段，仓单注销压力与需求季节性共同压制03合约价格，使02-03更容易维持较稳定的正月差[43] - 09合约虽同样受到集中注销压力，但市场同期开始交易秋冬燃烧需求，对09合约形成一定支撑，部分抵消仓单注销制度带来的折价，因此08-09月差的正套结构通常弱于02-03月差[43]

报告行业投资评级 - 报告未提供明确的行业投资评级 [1][2] 报告核心观点 LPG核心观点 - 短期震荡运行，内外走势仍分化 [2] - 海外供应方面，美湾故障码头本周发运恢复正常；FEI转弱后吸引补库需求逐步兑现，现货贴水走强；恰逢民用燃烧淡旺季转换节点，日韩、印度及东南亚库存偏低、备货需求仍存，下方支撑仍存；但10月日韩、东南亚库存已部分回补，叠加当前绝对价格高位，实货讨论重心转向12月货物；国内PDH备货尚有缺口，但盘面利润偏弱或限制进口意愿，短期内FEI进一步冲高或存压力，深跌亦暂不具备条件 [4] - 估值方面，PDH利润（山东）100元/吨（+150元/吨），考虑FEI贴水及运费，处2022年以来中性水平；MTBE（气分醚化）毛利-30元/吨（-160元/吨），历史中性偏低；MTBE（异构醚化）毛利340元/吨（-440元/吨），历史中性偏高 [4] 丙烯核心观点 - 供应回归在即，下游负反馈兑现，短期偏弱 [5] - 本周供应端主要变化在于金能新增一条PP跟随PDH检修、科鲁尔丙烯腈减半运行、天弘现货外放，丙烯供应端有增量；后续振华PDH出料，联泓、阳煤MTO装置存重启预期，丙烯供应存持续增量 [5] - 本周下游利润维持深度亏损，负反馈逐步兑现 [5] - 山东地区11-12月平衡表环比明显转弱，主因金能新增一条PP停工外卖丙烯、部分MTO装置存重启预期但当前下游亏损严重表中暂未给下游配套重启；维持判断振华回归前现货供应维持紧张，下周主力工厂回归放量伴随精细化工品下游需求季节性转弱，山东丙烯基本面短期承压 [5] - 后续关注下游利润修复后一体化装置恢复下游生产动态；若日本维持常规补库需求，12月亚洲丙烷或有缺口，PDH开工率存在下行可能；目前丙烷-丙烯-PP一体化工厂较山东PDH工厂运行承压更显著，后续关注丙烯下游利润分化 [5] - 估值方面，MTO利润-213元/吨（+321元/吨），到单体利润修复至历史中性水平；PDH利润（山东）100元/吨（+150元/吨），2022年以来中性水平；PP粉（华东）利润-400元/吨（-325元/吨），历史低位；（山东）利润-1015元/吨（-490元/吨），历史低位 [5] LPG部分 价格与价差 - 本周地缘溢价大幅回吐，美湾码头费走弱；FEI丙烷走低，贴水进一步抬升，美湾-远东ARB明显收窄；山东调油需求偏弱，烷基化油、MTBE走弱，山东醚后下跌但跌幅较民用气有限；华东、华南国产气跟随进口成本走弱 [9] - 国际丙烷FEI M1周度环比-147至945美元/吨，FEI贴水周度环比+93至114美元/吨，CP M1周度环比-76至652美元/吨；美国-远东套利周度环比-64至14美元/吨 [9] - 运费方面，Houston-Chiba周度环比+9至324美元/吨，Ras Tanura-Chiba周度环比+5至236美元/吨 [9] - PDH利润（山东）周度环比+150至101元/吨，PDH利润（华东）周度环比+265至216元/吨 [9] - 成品油方面，Brent M1周度环比-19.23至98.32美元/桶，山东汽油92现汇价周度环比-188至9893元/吨，山东MTBE周度环比-690至7410元/吨，MTBE气分醚化毛利周度环比-158至-30元/吨 [9] - 民用气方面，山东民用周度环比-260至7910元/吨，华东民用周度环比-281至7846元/吨，华南民用周度环比-225至8235元/吨；山东醚后周度环比-90至7460元/吨，华南醚后周度环比-100至7200元/吨 [9] - FEI到岸成本周度环比-415至8546元/吨，CP到岸成本周度环比-538至8240元/吨 [9] - 基差方面，山东民用基差（主力）周度环比+718至1175元/吨，华东民用基差周度环比+697至1111元/吨，华南民用基差周度环比+753至1500元/吨 [9] - LPG盘面结构方面，最低可交割品锚定山东民用气（周末民用气走弱600至7280元/吨，醚后7370元/吨），2612基差650元/吨；仓单5406张（维持） [10] - 盘面月差方面，内外盘月差均震荡偏强，周中一度走弱 [12] - 内外价差大幅走弱；外盘PDH利润周中一度修复，周度环比走弱；内盘PDH利润进一步走强 [19] - 丙烷现货区域贴水方面，FEI现货贴水对DEC走高；美湾、欧洲贴水偏弱，亚洲地区贴水均处高位 [29] - VLGC运费方面，美湾航线运费环比小幅回升 [38] - 丙烷区域套利方面，美湾-远东套利窗口关闭 [45] - 民用气与醚后价格方面，成品油及调油料偏弱，山东醚后先跌后稳；华东与华南跟随进口成本下跌 [52] - 国产丙丁烷价格方面，山东丙丁烷明显走弱 [60] - LPG区域与品质价差方面，山东为最低交割区域，华东-山东价差进一步修复；山东民用气较清洁气化工经济性显著转弱 [69] - 成品油与烷基化油价格方面，烷基化利润环比小幅转弱 [75] - MTBE价格与价差方面，MTBE生产毛利显著转弱，内外价差明显收窄，本周出口订单0万吨（-3.5万吨） [82] 海外基本面 - 短期（10月）：受8-9月巴拿马运河拥堵、LPG船舶绕航影响，前期延后的亚洲丙烷到港预计于10-11月逐步兑现；10月亚洲丙烷供需预计相对宽松，11月边际收紧但整体仍维持紧平衡 [91] - 中期（11-12月）：随着日本取暖季需求启动及补库逐步展开，亚洲丙烷供需预计趋紧，12月进入旺季，供需缺口进一步扩大；按照测算，12月国内PDH开工率需较平衡表假设（72%）下降约15%才能完全弥补供需缺口 [91] - 平衡表并未显著计入美国11月新码头投产带来的供应增量：新码头投产及产能爬坡需要时间，实际增量兑现至亚洲到港或延后至年底至明年初；美湾持续高位发运及船舶绕航降低VLGC周转效率，新增运力存在约束；若月度发运增加50万吨（假设全部绕行好望角），VLGC运力将明显不足；10-11月亚洲丙烷供应相对充裕，叠加美湾冬季需求增长及库存拐点临近，FEI/LST套利窗口未必能持续支撑美国发运再创新高 [91] - 美国基本面周度数据：截至10月30日，美国库存减少至1.041亿桶（-1627kb）；产量持稳；码头故障，出口减少；倒推内需环比大幅增加 [96] - 美国丙烷/丙烯库存周度环比-1627kb（-1.5%），同比-1986kb（-1.9%）；分馏且待售丙烷库存周度环比-1531kb（-2.2%），同比+1245kb（+1.9%）；供应天数周度环比-18.4天至94天（-16.4%），同比-33.9天（-26.5%） [97] - 美国丙烷/丙烯产量周度环比+54kb/d至2948kb/d（+1.9%），同比+97kb/d（+3.4%）；进口周度环比+45kb/d至129kb/d（+53.6%），同比+14kb/d（+12.2%）；出口周度环比-364kb/d至1869kb/d（-16.3%），同比-95kb/d（-4.8%）；产品供应周度环比+680kb/d至1440kb/d（+89.5%），同比+496kb/d（+52.5%） [97] - 印度方面，9月进口LPG中约40万吨美国货被中东货替代；10月约30万吨 [105] - 印度炼厂开工恢复，但LPG出率下调（9月环比提升至5.4%），9月印度LPG国产量较6月高点减少约25万吨/月；印度LPG需求修复至23-24年同期水平；印度LPG库存3-4月减、5-6月增、7月减、8-9月持平，按照Kpler印度10月到港150万吨推测，预计当前库存水平中性；若Q4供需延续，则印度LPG缺口约120-140万吨/月 [106][107] - 日本库存同比低位，补库预期增强 [108] - 韩国裂解装置9-10月开停并存，Lotte(Daesan)关停+LG(Yeosu)关停1重启2+KPIC检修（不以LPG作为原料），LPG化工需求恢复至中性水平，预计Q4延续；韩国丙烷库存7月增、8月减；按照Kpler韩国9月到港57万吨（丙烷43万吨）推测，韩国丙烷9月延续去库，预计当前库存中性偏低；取暖季备货通常发生在11-12月，Q4丙烷缺口预计45-55万吨/月 [115] 海运物流 - 美国LPG发运月度数据：2026年实际值前10月分别为609、543、611、677、714、664、625、653、661、673万吨 [119] - 美国LPG发运至亚洲月度数据：2026年实际值前10月分别为365、313、356、430、438、435、383、400、396、404万吨 [119] - 中东LPG发运月度数据：2026年实际值前10月分别为428、369、113、130、108、131、190、168、228、216万吨 [119] - 美国各主要LPG码头发运效率方面，Enterprise Houston、Energy Transfer Nederland、Targa、P66 Freeport、Neches River、Energy Transfer Marcus Hook等码头平均装载率数据 [119] - 亚洲LPG到港月度数据：2026年实际值前10月分别为842、783、690、520、629、591、784、699、644、770万吨 [122] - 中国LPG到港月度数据：2026年实际值前10月分别为255、232、258、132、202、192、343、265、209、246万吨 [122] - 印度LPG到港月度数据：2026年实际值前10月分别为224、203、118、97、114、116、134、142、147、152万吨 [122] - 日本LPG到港月度数据：2026年实际值前10月分别为103、104、94、90、77、63、70、70、60、78万吨 [122] - 韩国LPG到港月度数据：2026年实际值前10月分别为76、63、56、44、60、70、65、70、57、82万吨 [122] - 东南亚LPG到港月度数据：2026年实际值前10月分别为133、136、106、112、131、106、120、113、117、144万吨 [122] - 美湾发运增加，NEDERLAND和P66本周发运均恢复正常 [123] - 中东发运环比明显减少 [133] - 亚洲LPG进口量周内到港环比略减，未来2周仍有增量预期 [145] - VLGC运力方面，截至2025年底全球共有410艘VLGC；预计2026年共有41艘投入使用，增速10.0%；1-9月已投30艘，仍有11艘待投；预计2027年共有47艘投入使用，增速10.4% [150] 国内供需存 - LPG商品量方面，总商品量46.8万吨（+0.5%），民用气19.7万吨（+1.4%），醚后12.4万吨（+0.8%） [153] - 本周（10.30-11.5）国内液化气工厂变动：东辰石化计划于10月22日停工检修，恢复时间未定，醚后碳四等相关产品陆续停出，预计影响醚后碳四商品供应量约200吨/天；山东鑫岳燃化有限公司重整装置于11月5日停工检修，恢复时间待定，日均损失量在500吨左右；湖北荆门石化计划11月10日起进行全厂检修，计划周期2个月 [155] - 汽油产销及库存方面，山东地炼汽油产销98%；汽油厂内库存环比小幅增加 [157] - 化工需求方面，PDH开工率71.3%（-2.4%），MTBE外销开工率61.4%（-1.4%），烷基化开工率29.5%（-3.2%） [169] - 本周（10.31-11.6）MTBE装置变动：无装置停工；无装置重启 [172] - LPG国内炼厂总库存方面，华东与华南累库，山东微幅去库；华东库存中性偏高，山东与华南库存中性偏低 [176] - 民用气国内炼厂库存方面，民用库存同比低位，环比增加；山东微幅去库，华东与华南累库；华东库存中性，山东与华南库存偏低；山东醚后小幅去库，同比中性偏低 [178] - LPG码头进口货库存方面，环比增加，同比中性；华南库存增加，同比高位；华东与山东库存增加，库存水平较23-25年同期偏低 [180] 丙烯部分 价格与价差 - 地缘溢价迅速回吐，成本端支撑走弱，叠加振华重启在即，丙烯产业链中枢大幅下移，周尾成交良好，现货企稳反弹；上游利润环比修复 [185] - Dated Brent周度环比-22.29至96.48美元/桶（-18.8%）；MOPJ周度环比-154至928美元/吨（-14.2%）；乙烯CFR东北亚周度环比+10至1240美元/吨（+0.8%）；甲醇太仓周度环比-250至3655元/吨（-6.4%）；FEI丙烷周度环比-54至1059美元/吨（-4.9%）；东营港丙烷周度环比-100至8350元/吨（-1.2%） [185] - 丙烯价格方面，山东丙烯周度环比-340至11585元/吨（-2.9%）；华东丙烯周度环比-225至11500元/吨（-1.9%）；华南丙烯周度环比-350至11225元/吨（-3.0%）；PL12周度环比-900至9816元/吨（-8.4%）；PL01周度环比-874至9385元/吨（-8.5%）；PL02周度环比-903至8981元/吨（-9.1%） [185] - 主力基差方面，山东周度环比+560至1769元/吨；东华周度环比+675至1684元/吨；华南周度环比+550至1509元/吨 [185] - 仓单数量周度环比+285至585张 [185] - 月差方面，PL12-1周度环比-26至431元/吨；PL1-2周度环比+29至404元/吨；PL2-3周度环比+8至297元/吨 [185] - 加工费方面，PP12-PL12周度环比+161至265元/吨；PP01-PL01周度环比+26至200元/吨；PP02-PL02周度环比+24至191元/吨 [185] - 进口利润方面，连云港周度环比-86至36元/吨；宁波周度环比-86至463元/吨；华南周度环比-86至36元/吨 [185] - 区域价差方面，山东-东北周度环比+10至390元/吨；华东-山东周度环比+115至-85元/吨；华东-华南周度环比+125至275元/吨 [185] - 上游利润方面，主营炼厂周度环比+120至830元/吨；独立炼厂维持0元/吨；亚洲石脑油裂解周度环比+103至102美元/吨；亚洲丙烷裂解周度环比+49至128美元/吨；华东MTO周度环比+321至-213元/吨；山东PDH周度环比+150至101元/吨；华东PDH周度环比+265至216元/吨；华南PDH周度环比+285至302元/吨 [185] - 下游价格与利润分化；PP及粉料外采制亏损加剧，其他工艺利润修复；其他下游中PO、辛醇利润走弱，丙烯腈、丙烯酸、酚酮、ECH环比好转 [186] - 华东PP拉丝周度环比-384至11211元/吨（-3.3%）；华北PP拉丝周度环比-444至10940元/吨（-3.9%）；华东外采制PP利润周度环比-159至-739元/吨；山东外采制PP