$东华能源(SZ002221)$ 合同争议解决，说说东华能源丙烷脱氢(PDH)的钱景

原创 钦山股记 2018-05-12
作者 钦山股记

首先简单科普一下丙烷脱氢（PDH），所谓PDH就是将丙烷脱去两个氢原子变成常用的化工原料丙烯。丙烯可以用来用于制造聚丙烯、丙烯腈、环氧丙烷和丙酮等。丙烯的价格通常由供需关系和成本决定，供求关系失衡时候，成本支撑作用并不明显，因为丙烯装置固定资产投资都是比较大的，有时候赔本也得开工。一直以来，中国丙烯需求呈现高增长的态势，目前总体有几百万吨的缺口。

制造丙烯的工艺主要有四类：煤化工，甲醇制丙烯，石油化工以及本文将要讨论的最近十年兴起的PDH。周所周知，中国是个多煤少油少气的国家，煤化工是个不容忽视的一个力量。在丙烯上游目前就是这四种工艺的竞争，油价贵了煤化工有优势，油价便宜了石化有优势，这是总体趋势。

本文在此不预测能源价格的走势，现只针对来PDH本身进行讨论。2013年10月天津渤化成为第一家投产的PDH企业后，东华能源（宁波和张家港各1套装置，宁波1套装置在建）、宁波海越、浙江卫星、绍兴三圆、万华化学和海伟集团等纷纷进入该领域，目前我国PDH总产能已达近500万吨，在建的产能300万吨左右。未来规划的暂且不谈，譬如光东华能源就规划了7套PDH，如果都建成新增产能达300万吨。这些企业如此迅猛地进入PDH行业，主要原因是目前利润较好，简单来说就是目前丙烷与丙烯以及聚丙烯的差价比较大。通常，1.2吨丙烷能够制成1吨丙烯，因此PDH的利润就是：
毛利=丙烯价格-1.2*丙烷价格-制造费用。
如果装置能够收集氢气并实现对外销售，也能产生一部分收入，但是目前大部分装置都把氢气当做装置本身的燃料烧了。

制造费用基本是个常值，主要包括固定资产折价费用，专利使用费用，催化剂费用，人工费用，能源费用。一般PDH企业能够把总的制造费用控制在1200元/吨以内。因此，对PDH毛利影响最大的就是丙烷的价格。目前，国内PDH采购的丙烷主要来自于美国和中东。中东属于传统丙烷产地，产量也最大，每个月沙特阿美公布的指导价（CP价格）最为流行，成为各国采购丙烷的定价基础。2014年，由于美国丙烷也开始扩大出口量，MB价格成为另一个定价机制。所谓的MB价格，就是以美国德州Mont Belvieu价格为基准的价格，详细计算时还加上一部分内陆运费（原产地到墨西哥湾的港口）。不过无论如何计价，对国内买家来说，丙烷的成本就是：
丙烷成本=MB或CP价格+运费+升贴水+码头费（MB价格常见，CP价未见）+关税。

补充说明，对于丙烷来说，CP价通常就是以美元/吨公布，MB价格一般是美分/加仑，换算过来就是1美分/加仑=4.5696美元/吨。

2013年，由于MB价格与CP价格相差500-600美元/吨，因此国内几家企业与美国出口商签订了数年的长约，以锁定大量“廉价”丙烷，来保证未来国内PDH工厂原料的供给。但是在定价时候，加入了15美分/加仑左右的码头费（也有其他算法的），折合68美元/吨。从当时的价格来看，从美国进口丙烷确实存在较大的套利空间。对于东北亚的企业来说，美国丙烷有一点劣势就是运费比中东贵，因为当时从墨西哥湾运到东北亚需要40天时间，但是由于当时的价差比较大，完全能够覆盖运费的差距，加之2016年巴拿马运河将要拓宽，40天的运期将缩短至25天，与中东货的15天相差也并不明显，如果MB和CP存在一定价差，美国货完全可以抗衡中东货。另外，一些企业还签订了大量的超大液化气冷冻船（VLGC），以东华能源为例，目前他们就有8艘84000立方米（4.4万吨左右）的VLGC长约，这样他们就可以以离岸价作为定价，以此强化资源的掌控。

然而，随着能源市场的变化，加上运费和码头费高企，美国丙烷与中东丙烷套利空间缩小，一度转为负数，造成国内的一些美国长约货源价格比中东货还贵。因此，在2016年，作为国内最大的液化石油气（LPG）贸易商的东华能源率先与美国LPG出口商Targa重新议价。MB价格自然没得谈，只能讨论码头费。根据安迅思肖晓娃女士的报道，其早期与Targa签订的美国合约码头费价格在13-15美分/加仑，重新议价后已降低至8-9美分/加仑左右，但上述消息未能得到当事双方确认。即使这样，当时的美国丙烷成本已经超过中东丙烷了（笔者曾经查阅相关海关数据，上述判断得到了印证），但是长约依旧履行，只是双方也作出了相应的让步。

而与东华能源签订长约的另外一家出口商Mabanaft就没那么好说话，于是两家就走了司法程序。经过协调，最终合同达到和解，按照东华能源本月11日回复深交所的公告，对码头费表述如下：“原合同约定基本码头费为16美分/加仑，并根据公式逐年递减”、“经过谈判，码头费（离岸价=MB+码头费，码头费是采购价的一部分）在原年均码头费的基础上调增约3美分/加仑，与美国长约货的市场价格相比公允合理且相对比较优惠，因此公司将按照新的码头费执行长约合同。”该长约时间为6年，总提货量600万吨，也就是每年100万吨。这个公告晦涩之处在于，东华能源4月28日曾经公告“合同中的码头费价格在原协议6.5美分/加仑的基础上略有提高”。那么现在协议是平均码头费9.5（6.5+3）美分/加仑还是以初始19（16+3）美分/加仑而递减的？按两个不同理解，折合码头费分别29.7美元/吨和86.8美元/吨，相差近60美元/吨。

根据卓创资讯报道，2017年中国共进口美国丙烷337.5万吨，其中东华能源进口美国丙烷约为156.42万吨，占比最高。原产美国丙烷进口均价约为522美元/吨，与进口量最多中东国家均价相比，进口平均成本高出近38美元/吨。我们没理由相信占比最高的东华能源进口的美国丙烷比其它同样进口美国丙烷的公司便宜多少。如果与Mabanaft重新签订的协议码头费是19美分/加仑，参照前文提到的与Targa重签的合约（8-9美分/加仑，安迅思报道），未来东华能源采购的美国丙烷会更贵；如果是9.5美分/加仑，则与目前价格相当。

那么目前PDH的利润如何呢？以发文时来说，5月份丙烷CP价为500美元/吨，本月10日MB价格为88美分/加仑即402美元/吨。不考虑升贴水，东华能源的美国丙烷只考虑运费（按80美元/吨计算）以及港口费用（出于保守考虑，按86.8美元/吨），新签长约丙烷成本价格约568.8美元/吨即3583元/吨（人民币汇率按6.3计），征收关税后成本为3618元/吨。以目前丙烯价格8300元/吨，即扣除增值税后7100元/吨计算，PDH吨毛利为：
毛利=7100-3618*1.2-1200=1558.4元/吨。
上述估算属于粗略估算，具体数值以公司报告为准。

通过上述估算，按目前来说最坏的情形来看，东华能源的两套66万吨（满产）的PDH及PP（东华能源把大部分丙烯做成聚丙烯来对外销售）装置每年依旧可以产生10亿元的息税折旧摊销前利润。从公告上看，东华能源总共计划建设7套PDH装置，包括目前已建成2套，在建1套（宁波二期）预计于2019年底投产，至于其他4套目前暂不作考虑。也就是说未来可以预估的，预估这三套PDH及PP装置每年大约可以贡献30亿元息税折旧摊销前利润。考虑到估算的粗略性，东华能源收集氢气并对外销售收入在此不再算入。

由于高负债和新建的大额固定资产折旧的原因，东华能源2017年的净利润至于10.6亿元，也就是说有一半的息税前利润被折旧和财务费用占据。但是由于2016年定向增发募资近30亿元，相比张家港和宁波的一期项目，在建的宁波二期PDH装置所承担的财务压力会有所减小，也就是说当宁波二期建成时，会有更好的净利润。

作为目前正在进行大规模扩涨的企业，预计东华能源不会利用利润来归还贷款，相反东华能源未来还可能进行更大规模的募资活动，以完成剩余4套PDH。对于股东来说，这种高杠杆也是愿意看到的，如果产业情况变化不大，东华能源完全可以成为千亿市值级别上市公司（7套PDH，每套息税折旧摊销前利润10亿元）。也就是说，东华能源前景广阔。

千亿的浮夸后，为保持冷静，笔者也说说风险。第一，目前油价上行，虽然丙烷价格不完全跟随油价，但是油价上涨也会引起丙烷价格的上涨，这样国内煤化工就会重新取得优势，需要价格战时PDH有可能面临亏损。第二，国内新建PDH较多，如产能过剩或者国内经济不景气，东华能源的丙烷并没有价格优势，在PDH企业之间竞争中，东华能源可能处于劣势。第三，竞争对手进入，包括万华化学这样的有实力的国内企业，从与Mabanaft争端上看，国际贸易并不完全存在以大欺小，东华能源虽然是第一，但一些资源实际上是可以复制的，港口、洞库和船队没那么难，至于之前所说的“定价俱乐部”和对LPG贸易的理解，此次争端也并未体现。并且，如果PDH盈利继续向好，三桶油也会有所动作（已有）。第四，货源依赖进口，上游丙烷价格有可能会随着需求增加而上涨，现在PDH尚不饱和，如若PDH大肆上马，上游也是可能提价的（养肥了再宰）。第五，地缘政治的原因，能源格局变化。第六，中美贸易战如果真打起来，中国政府声称对美国丙烷加收25%关税成为现实，依赖美国丙烷的东华能源将承受较大压力。第七，如果上述风险一旦发生，对于高杠杆的企业会有毁灭性的打击。