[炭黑]原料端强势推涨，炭黑市场上行遇需求制约

2026-08-28

[环氧乙烷]成本支撑与需求偏弱博弈，环氧乙烷价格小幅探涨

8月份环氧乙烷市场的主要矛盾重新回到供需层面，买卖双方僵持不下，现货价格波动幅度有限。虽然局部地区货源依然偏紧，但前期停车或降负的装置陆续恢复，供应面利好逐步减弱，同时上游乙烯行情波动不大，成本面支撑一般，加之需求面疲态难改，下游各行业维持刚需入市，环氧乙烷行情横盘整理为主。截至发稿，东北地区对外执行7500元/吨，华东地区价格对外执行7700元/吨，华北地区对外执行7500元/吨，华南地区价格对外执行7700元/吨，华中地区对外执行7850元/吨。原料乙烯国内市场价格涨跌互现。截至8月27日收盘，CFR东南亚收盘价格1010美元/吨，较上周末价格上涨1%；CFR东北亚收盘价格1050美元/吨，较上月价格上涨7.14%；FD西北欧收盘价格在843欧元/吨，较上月价格上涨6.04%；CIF西北欧收盘价格在895美元/吨，较上月价格下跌1.43%；CFR中国收盘价格1050美元/吨，较上月价格上涨7.14%；FD美国海湾收盘价格在24.5美分/磅，较上月价格上涨1.66%。乙烯市场短期内低供应维持，生产企业库存可控，暂无出货压力, 下游刚需补入为主，买盘相对谨慎，新单商谈氛围一般乙烯成交价格在8000-8400元/吨左右震荡。在原料乙烯价格和环氧乙烷现货价格相对稳定的共同作用下，环氧乙烷成本端压力有所缓解，盈利空间得以保持，当前企业理论生产利润空间尚可。今日外采国产乙烯的环氧乙烷企业理论日度利润约为-37.5元/吨，外采进口乙烯的环氧乙烷企业理论日度利润约为1444元/吨。8月，环氧乙烷个别停车或降负装置陆续恢复正常运行，行业开工负荷随之提升，华东等主要消费地的现货供应虽较上月有所改善，但尚未完全转入宽松状态，结构性偏紧特征仍存。环氧乙烷需求端仍缺乏实质性改善，终端订单跟进不足，主力下游对原料的采购意愿偏低，下游多持谨慎观望态度，补库行为较少，且以刚需小单为主，整体放量有限。主力下游聚羧酸减水剂单体市场重心下移。截至8月27日，聚羧酸减水剂单体市场均价为9025元/吨，较上月涨幅4.94%；非离子表面活性剂市场行情大稳小动，上游脂肪醇价格走势偏弱，成本端支撑作用不足，下游采买情绪谨慎，当前非离子表面活性剂AEO-9市场均价为13300元/吨（含税桶装价），较上月跌幅1.48%；阴离子表面活性剂AES产品市场均价为10800元/吨，较上月跌幅6.09%；氯化胆碱市场走势平稳，上游表现稳定，场内装置无开停车变化，下游市场氛围清冷，市场持货商出货积极性一般，山东地区氯化胆碱市场50%玉米芯载体商谈参考价格在4100元/吨，较上月价格持平。乙醇胺市场涨跌均存。国内一乙醇胺市场均价为8625元/吨，较上周市场均价上调176.79元/吨，涨幅2.05%。本周乙醇胺成本支撑微向好，EO市场价格上行，液氨市场价格重心上移。一乙醇胺市场震荡上行，成本压力增加、市场现货紧缺及市场实单价格走高带动，一乙醇胺市场价格上行。二乙醇胺市场小幅上涨，成本增加及市场小户成交纳入参考，二乙醇胺市场价格小幅上涨。三乙醇胺市场弱势下行，需求疲软难改，工厂报盘不断下调，三乙醇胺市场价格下行。截至目前华东地区一乙醇胺主流参考价8700-8900元/吨，个别9050元/吨；二乙醇胺主流参考价8000-8300元/吨；三乙醇胺99%主流参考价6700-6950元/吨，场内高低价格均存。（备注：一、二乙醇胺价格为短途送到价）。后市预测：成本面来看，乙烯市场短期内低供应维持，生产企业库存可控，暂无出货压力，下游刚需补入为主，买盘相对谨慎，新单商谈氛围一般。美金市场，船货资源有限，价格坚挺，乙烯供需端支撑有限，预计后续国内乙烯市场价格区间震荡为主。供需面来看，9月环氧乙烷在产装置运行趋于稳定，个别装置有重启计划，整体供应量预计延续环比回升态势。需求面有望随着高温多雨天气减少而出现边际改善，终端施工条件转好，下游对环氧乙烷的采购积极性或有所增强，但实际放量仍取决于订单跟进情况。综合来看，原料乙烯价格预计保持相对坚挺，成本端仍能提供一定支撑。供应减少与需求走弱预期相互博弈，局部流通货源偏紧的状态虽在缓解但尚未完全消除，多空因素博弈下，预计短期内环氧乙烷市场价格主稳运行，主流市场价格在7500-7850元/吨。

2026-08-28

[预焙阳极]内需增长空间见顶，预焙阳极需求重心向外倾斜

截止2026年7月，中国预焙阳极行业总产能3348.6万吨，产能利用率约76%，2026年产量预计可达2400万吨，且下半年预计尚有172万吨新建产能投产，行业过剩压力或进一步凸显，而下游需求端电解铝产能在2025年末产能已高达4424.5万吨，受4500万吨产能天花板政策的约束，其产能增长空间基本见顶，而与之形成对比的是海外电解铝未来规划新增产能高达3677万吨，未来海外市场将成为消化内需过剩的关键窗口，出口市场潜力充足。具体来看：供应方面：新投产能持续释放2020年到2026年，预焙阳极市场供应稳步增加，2025年新增产能275.5万吨，创历史新高。2026年较前期高点有所回落，预计新增产能可达232万吨，据不完全统计，2027年往后仍有新增产能约700万吨，主要集中在云南（230万吨）、山东（195万吨）、内蒙（95万吨）地区，多数项目在2027 2028年开始陆续投，届时行业向基地化，一体化方向发展的趋势也愈发清晰，无配套落后产能加速出清。对企业而言，先拿订单再扩产相对来说更具优势，不然大规模新建也带来较大产能消化压力。2027-2028年预焙阳极新增产能对比图-分省份（万吨）需求方面：内稳外扩，出口是关键国内需求：截止2025年末，中国电解铝开工产能4424.5万吨，产量4405.6万吨，逼近4500万吨产能天花板，产能增长空间持续收窄，所以未来五年中国电解铝需求基本维持在高位持稳的状态。不过受企业降本增效、国内环保限产和能耗管控等宏观政策共同影响，铝企多通过转移置换或者技改换调整布局结构，2026起三年左右，电解铝置转移产能约409.5万吨 ，主要是头部铝企，把山东（182万吨）、河南（118万吨）老产能指标转移到云南（182万吨）、内蒙（179.5万吨）、新疆绿电地区，部分铝企技改用300kA以下大型槽逐步替代中小型槽，500/600kA超大型槽成为新建、技改标配，涉及约379.5万吨产能。综合来看，铝企产能布局的调整，带动阳极需求向西南，和西北地区转移，将重塑国内市场的供需结构。2026-2030年中国电解铝产量及增速预测走势图（万吨）2025-2028年电解铝企业产能置换情况统计表国外需求：近三年预焙阳极出口量持续攀升，出口向索通等头部企业整合，马来西亚出口量持续领跑，越南和安哥拉，带来新兴增量，累计采购量约6万吨（2025年6月-2026年7月）。一方面未来海外市场需求潜力充足，据统计2026年海外电解铝新增产能预计225万吨，主要投产来自安哥拉的华通线缆，沙特创新一期、越南多农、以及印尼的信发，力勤和青山，远期规划产能3677万吨，单印尼高达1150万吨，占比约31.33%，是未来中国预焙阳极出口核心增量市场。另一方面，在未来海外规划新建的3677万吨电解铝产能中，中资企业参与产能2006万吨，占比60%，信发、东方希望、创新集团等适度进行海外布局承接新兴需求，在铝产能出海的同时，像越南，印尼等东南亚地区，因本土建立配套阳极的产能规划较少，自给能力不足，需求高度依赖进口，也为炭素行业带来新的发展机遇，南山、索通等企业逐步开始探索 “产能跟着订单走、配套产业走出去” 的出海模式。2026-未来海外电解铝新建产能统计表（万吨）未来海外新建电解铝产能中中资企业占比图总体来看，中国预焙阳极需求已经进入存量阶段，未来增量机会主要来自海外，需求重心外移趋势愈发清晰。虽然海外出口空间看似广阔，但也要客观看待，地缘、原料以及项目投产进度等带来的不确定性因素。下一阶段，预焙阳极行业要跳出低价竞争，依靠产品品质、稳定长协及产业协同，推动行业良性发展，理性把握出海机遇。

2026-08-28

[液化气]2024年以来国内炼厂液化气产出率与市场联动

【摘要】2024‑2026年国内原油加工规模维持高位运行，国内液化气产出率呈现显著区域分化。部分大型炼化基地产出率持续下行，西北部分炼厂产出率大幅抬升，叠加国际原油价格宽幅震荡，国内液化气区域价差持续拉大；炼厂检修、装置投产搬迁、原料结构调整成为产出率变动核心驱动。一、2024‑2026液化气产出率整体格局2024年1月-2026年7月全国液化气加权产出率运行区间6.88%-7.91%，2026年7月全国产出率约为6.94%，较阶段中枢有所回落。区域层面分化特征十分突出。图：2024-2026年7月全国液化气产出率走势山东作为国内最大原油加工板块，产出率下行趋势明确，从2024年1月11.25%下滑至2026年7月6.64%，累计降幅4.61%。山东地区以大炼化一体化装置为主，装置向化工原料最大化方向调整，液化气作为副产品收率被持续压缩。图：2024-2026年7月山东液化气产出率走势 华北地区产出率走出反向行情，2024年1月产出率5.75%，2026年7月上涨至8.01%，累计提升2.26%。内蒙古成为华北板块核心拉动力量，同比提升6.28%，地方炼厂原料与产品结构优化带动液化气产出水平提升。图：2024-2026年7月内蒙古液化气产出率走势分省份极值对比，宁夏产出率长期居于全国首位，2026年7月达到22.43%，吉林产出率处于低位仅0.11%。青海、湖北、甘肃产出率呈现明显回落，青海累计下降2.73%，湖北下降1.50%，甘肃下降1.11%。山西、重庆、贵州、西藏缺乏有效统计样本，不纳入对比分析。图：2024-2026年7月各省市液化气产出率热力图 从体量和产出率的匹配关系看，原油加工规模靠前的山东、广东、辽宁，整体液化气产出率普遍偏低。宁夏、北京、河南原油加工体量有限，但液化气产出率显著高于全国平均。大型一体化炼厂与地方型炼厂产品导向差异，直接造成这一格局。一体化装置优先保障乙烯、丙烯等化工原料产出，液化气更多作为副产物；部分地方炼厂装置工艺条件下液化气收率相对更高。部分月份受炼厂集中检修影响，加工量出现异常收缩，产出率出现极端异常值。每年一季度、三季度是国内炼厂传统检修窗口期，检修季直接干扰当月各省市产出率读数。2024‑2026国内多套千万吨级炼厂完成检修、技改、搬迁工作，进一步放大区域产出率波动。二、产出、原油价格、液化气现货价格的联动表现2024‑2026年国际原油价格呈现宽幅震荡。布伦特原油期货运行区间58.92‑118.35美元/桶，WTI原油运行区间55.27‑112.95美元/桶。2026年一季度地缘因素推升原油价格冲高，二季度之后价格逐步回落。国内液化气市场现货同步跟随原油波动，但区域价差持续扩大。2024‑2026全国液化气市场均价区间4205‑6664元/吨。分区域对比，华南市场价格长期处于全国高位，西北、东北市场价格持续偏低。图：2024-2026年原油与液化气价格走势对比从供需端来看，当国际原油价格走高，炼厂加工成本抬升，国内炼厂会调整装置负荷与产品方案。高油价阶段，一体化炼厂更倾向于最大化高附加值化工品产出，进一步压低液化气产出率；地方炼厂在利润许可前提下维持高负荷，液化气产出保持相对刚性。2026年一季度原油价格大幅冲高，国内液化气现货同步上行，全国市场均价最高触及6664元/吨。同期山东板块液化气产出率继续维持下行通道，大型炼化装置优先保障化工料产出，液化气副产品供给收缩。而西北板块高产出率炼厂供给增量释放，一定程度对冲国内供给缺口。价格周期底部阶段，原油成本回落，液化气现货同步下行。炼厂整体利润收窄，部分一体化装置产品调整空间收缩，液化气产出率小幅修复，但山东等已经完成工艺定向改造的炼厂，产出率修复幅度有限。三、炼厂检修、投产搬迁对产出格局与市场流动的影响（一）检修扰动短期产出与区域流通每年1‑4月、7‑10月是国内炼厂集中检修周期。检修会从两个维度改变液化气产出，一是直接降低区域原油加工总规模，二是单套装置停工直接消失液化气产出。山东作为国内炼化集群，检修对全国供给影响最大。2024、2025年山东多套地炼与一体化装置轮流检修，检修周期内山东本地液化气商品供给收缩，华北、西北液化气资源加大流向山东市场，跨区域调运量上升。检修结束装置复工后，山东本地供给快速恢复，外输资源增加，压制周边区域现货价格。华北、内蒙古炼厂检修节奏相对分散，对全国总量冲击有限，但会改变北方区域内部流动。东北炼厂检修集中在春季，东北本地供给收缩，山东、华北资源向北流入；检修结束之后东北本地资源外输南下。检修季会造成短期产出率统计失真。部分炼厂只保留少量装置低负荷运行，原油加工基数大幅降低，液化气产出率出现失真冲高或者回落。图：2024-2026年7月各地区产出率分布箱线图 （二）炼厂投产、搬迁重构中长期产出格局2024‑2026年国内炼化行业处在存量改造为主、新增产能有限的阶段。新增千万吨级一体化项目数量不多，存量装置技改、搬迁成为行业主线。山东区域大量地炼完成向化工型炼厂的技改升级。装置调整之后，把更多组分导向乙烯裂解原料、丙烯，液化气产出占比持续被挤压，这是山东产出率持续下行的核心底层原因，并非短期检修扰动。即使在利润向好周期，该部分炼厂液化气收率也很难回到2024年之前水平。西北内蒙古、宁夏地区，部分炼厂完成装置升级，优化催化裂化装置运行条件，液化气产出水平持续抬升。西北板块商品液化气产量增加，改变国内液化气流动格局。过往西北液化气以本地消化为主，2024之后外输量持续增长，通过铁路、公路流向华北、西北中部市场，部分资源南下至西南、沿江。沿江、西北中部地区部分炼厂搬迁改造，湖北、甘肃炼厂装置结构调整，液化气产出率出现下行。西北中部本地商品供给缩减，更多依赖西北、华北调入资源，跨区域物流成本抬升，推高该区域液化气现货中枢。图：全国各省市液化气产出率比对 （三）原料结构变化带来产出率差异进口原油、国产重质原油、轻质原料的占比变化，会直接改变液化气产出。西北炼厂加工国产轻质原油占比更高，有利于液化气产出；山东炼厂进口重质原油占比高，叠加化工导向改造，液化气收率被压缩。四、2027年以后大型炼厂液化气产出率中长期走势研判结合国内炼化产业政策、技改方向、原料规划，2027之后大型炼厂液化气产出率中枢大概率延续缓慢下行，同时伴随阶段性周期波动，很难重现2024年之前较高的产出水平。核心驱动：化工原料最大化改造持续推进。国内大型一体化炼厂的核心产品导向是乙烯、丙烯、PX等化工品，液化气作为副产物，在产品序列当中优先级偏低。新建千万吨级一体化项目设计上就会尽可能把C3、C4组分导向裂解装置作为乙烯原料，直接减少作为商品液化气外售的量，炼厂液化气产出率会持续下移。存量装置持续进行裂解原料优化改造，将炼厂产出的液化气组分直接内部供给乙烯装置，不再作为商品液化气出厂。这是压制产出率的最核心长期因素。扰动因素：原油价格、炼厂利润阶段性反弹及检修、产能搬迁。原油方面，当国际原油价格大幅上行，炼厂整体加工利润被压缩，部分裂解装置经济性下降，大型炼厂会适度减少液化气内部裂解消耗，增加液化气商品产出，带来产出率阶段性抬升；原油价格下行阶段，炼化综合利润改善，炼厂优先保障化工品效益，再度压缩液化气产出率。因此中长期大趋势向下的背景下，会出现年度、季度级别的震荡。检修方面，2027‑2030年国内依旧存在一批大型炼厂大修、异地搬迁项目；检修停工阶段，产出率会出现短期异常波动；搬迁完成后的新装置，基本采用化工最大化设计，投产后进一步压低板块平均产出率。制约因素：商品液化气市场刚性需求托底下限。民用、工业燃料、城镇燃气调峰，对商品液化气存在刚性需求，国内地方炼厂会承担更多商品液化气供给，大型炼厂产出率下行带来的供给缺口，将由地方炼厂来弥补。这意味着大型炼厂液化气产出率不会无限下跌，存在现实下限，当商品液化气供给紧张，现货价格大幅上行，会倒逼部分大型炼厂适度增加液化气外售，阻止产出率持续走低。综合判断，2027‑2030国内大型炼厂液化气平均产出率中枢，预计将从当前接近7%水平逐步下移至5.5%‑6.2%区间，高油价周期阶段性反弹至6.5%附近，低利润阶段回落至5.5%附近。区域分化格局会继续延续，西北板块部分装置产出率维持高位，山东、沿江一体化基地持续处于低位。五、结论2024‑2026年国内液化气产出率呈现全国小幅波动，区域严重分化格局，山东大型炼化板块产出率持续下行，西北内蒙古宁夏产出率明显抬升。国际原油价格宽幅震荡，液化气现货区域价差拉大，重塑国内液化气跨区域流动格局。炼厂检修带来短期供给扰动，而炼厂技改、搬迁、产品结构化工导向，传统山东单一向外输出的流通模式弱化，西北增量崛起，西北向华北华中调运规模提升，华南依旧作为价格高地吸纳全国多地资源。展望2027年以后，国内大型炼厂液化气产出率大趋势为中枢缓慢下移，叠加原油与利润驱动的周期性震荡。存量装置化工最大化改造、新建炼厂设计导向共同压制液化气收率，商品液化气刚性需求、高油价周期会形成底部支撑。区域分化的格局将长期维持，地方炼厂在商品液化气供给端的权重将进一步提升。

2026-08-28