一、2022年行情回顾

截至2022年12月14日，LPG主力PG2301合约收于4617元/吨，较年初下跌131元/吨，年内高点为3月7日的7017元/吨，低点为1月25日的4356元/吨。本年度LPG整体呈现急涨慢跌的走势，在地缘政治、公共卫生事件以及宏观经济扰动下的原油价格决定了LPG绝对价格的中枢，而相对价格（LPG与原油比价）的弱势则体现了LPG自身宽松的基本面。在此基础之上，产业行为、仓单问题以及市场预期等因素则影响着LPG价格波动的节奏。

第一阶段：俄乌冲突爆发前

今年1-2月，LPG以震荡走势为主，节前随着现货阶段性补库结束以及外盘走弱，盘面大幅下跌至4500元/吨之下。年后在美国极端天气影响下外盘上涨，而内盘仓单逻辑主导，压制盘面上行空间。截至2月23日俄乌冲突爆发前，主力PG2203合约收于4961元/吨，较年初累计上行约100元/吨。

第二阶段：俄乌冲突爆发，能源品估值抬升

2月24日俄乌冲突爆发，战争风险以及对俄制裁可能导致的供应短缺造成市场恐慌，国际油价在短期内出现暴涨，带动相关能源品估值在短期内出现大幅抬升。当天恰逢LPG主力合约换月，PG2204合约作为仓单集中注销月后的第一张合约，本身包含相对三月合约900元/吨左右的升水。LPG主力合约自2月23日收盘价4961元/吨暴力拉升至3月7日高点7017元/吨，涨幅达到41%。随后在市场不确定性大增，预期相对混乱的背景下，LPG跟随原油一道开启了持续一个月左右的巨幅震荡行情。

第三阶段：淡季交易原料属性，LPG与原油比价持续下行

4月开始进入燃烧需求淡季，无论内盘与外盘，LPG淡季的显著特点都是原料属性远大于燃料属性。作为原料的LPG主要用途可归纳为C3制烯烃、C4调油料。5月以来，全球炼能不足叠加欧美出行旺季，调油料价格大涨带动C4资源走强，相比之下国内疫情反复抑制烯烃消费需求，原料强成品弱导致裂解装置亏损幅度加深，进而抑制了C3的上行空间，低利润低开工的背景下被动增产的C3与轻石脑资源无法被下游完全消化，供需宽松与利润压制下，丙烷油气比与石脑油裂解价差同步走弱，可以看出今夏调油料与烯烃的相对强弱在LPG品种上得以体现。

第四阶段：联储开启加息周期，LPG加速下跌

6月16日，FOMC公布加息75BP的利率决议，在CPI连续三个月创新高后，美联储开启强势加息周期。市场开始逐步交易宏观经济预期向下的衰退逻辑，对需求的担忧导致原油价格开启趋势性下跌行情，LPG在自身供需宽松的格局之下，难以走出独立行情，内盘锚定外盘，跟随油价下跌。在本阶段中，LPG主力合约自6月14日的5737元/吨大幅下跌至8月10日的5026元/吨，跌幅为12.4%。

第五阶段：低估值下交易旺季预期，终被证伪

8月初，在淡季成本支撑逻辑下，内盘LPG跟随外盘丙烷阶段性下探，而国内现货则在现实需求筑底的情况下表现出韧性并未跟跌。在淡旺季转换的时间窗口，相对偏高的基差以及极低位水平的裂解价差为盘面交易旺季预期提供了估值基础。LPG绝对价格于8月18日开启主升浪，截至8月30日代表燃烧旺季的PG2212合约涨幅接近15%；LPG裂解价差同步回升，12月PG/SC累计涨幅超过6%。这一轮上涨行情依旧表现为进口成本支撑下，内盘LPG对海外丙烷的跟涨，同时市场对人民币汇率下行的预期带来了内外价差的节奏变化。而这一阶段国内外基本面现实的情况并没有明显改善，全球C3供需依旧宽松，同时国内PDH装置开工率也在装置持续亏损及秋检的影响下持续低迷，现货跟涨乏力，基差由贴水走向升水。仅仅依靠预期的行情难以持久，风险不断累积。9月22日美联储9月议息会议决定加息75基点的同时继续释放鹰派信号，宏观预期进一步走弱，市场交易金融风险油价当日大跌，丙烷需求恢复的预期被蒙上阴影；9月22日EIA公布的16日当周美国C3数据显示，丙烷产量高位且边际累库速度加快，全球丙烷供给压力持续偏高。供需两个方面的利空因素使得旺季预期被阶段性证伪，高位震荡半个月后，LPG绝对价格跟随海外丙烷开始了暴跌。自9月22日至9月30日七个交易日PG2212自5371下跌至4785，跌幅接近11%；同时裂解价差也出现了大幅回落。

第六阶段：集中注销期临近，LPG仓单压力再度显现

国庆节后随着北半球天气转冷以及国内PDH装置的复产，大幅下跌后估值水平极低位的丙烷开始对亚洲买家产生吸引力，与此同时OPEC宣布11月减产等消息导致中东地区供给有减量预期，VLGC船运紧张以及巴拿马运河拥堵情况发酵推升了LPG海运费，支撑FEI价格跟随油价走强。内盘于10月下旬开始跟随外盘上涨  ，截至11月3日PG2212合约涨幅超11%。而随着三月仓单集中注销期的临近，进入11月后市场开始关注仓单压力，体现为注册仓单量的增加以及基差和内外价差的季节性漂移。虽FEI延续强势，但盘面价格再度跟随油价回落，截至12月14日，LPG主力PG2301合约收于4617元/吨，近期一度跌至年初低点附近。

图1：2022年LPG走势

数据来源：Wind,永安期货北京研究院

图2：油气比视角下的LPG

数据来源：Bloomberg，永安期货研究院

图3：内外价差视角下的LPG

数据来源：Bloomberg，Wind，永安期货研究院

二、月差视角：燃料、原料与仓单属性间的平衡  

今年LPG行情的主线逻辑大致可以概括为“供需宽松下的成本支撑”，在大部分时间里海外丙烷仍是内盘LPG定价的锚。但从月差角度看，LPG与海外丙烷则存在一定差异。丙烷的燃料属性使其具有明显的淡旺季之分，这在月差上反映为夏（淡）季的Contango以及冬（旺）季的Back。以亚洲地区为例，往年8-9月开始当地买家集中为冬季备货，FEI月间结构开始走向升水，旺季行情拉开序幕。11-12月补库基本完成，此后燃烧用气季节性增加，将以消耗库存为主，且春季到来后预期需求将出现回落，月间贴水结构走向极致，行情逐步转入淡季。相比之下内盘LPG则没有表现出类似的季节性规律，而是几乎全年均维持了Back结构（除去3-4月），这一方面可能与国内LPG消费结构改变，其作为化工原料的属性逐步增强有关，另一方面则可能来源于仓单属性的制约。

在能源价格扰动频繁，宏观经济预期衰退的大背景之下，高成本、低利润与大基差成为今年下半年以来国内部分化工品共同面临的局面。如果从月差视角看，深度Back结构似乎成为了这些化工品期货的共性。以跟LPG联系最紧密的聚烯烃塑料PP为例，其期货合约的近月月差自7月以来便不断走高，在11月初一度接近200，月差中枢抬升后远高于去年同期的平均水平。值得注意的是，丙烷脱氢（PDH）装置依旧是国内LPG需求端最大的边际增量之一，近年来国内LPG消费结构持续转变，化工原料需求占比逐年提高，截至今年年底，全国LPG化工需求占比已经从2017年的43%扩大到接近58%，且预计未来仍将呈现逐步增加的趋势，这其中的增量主要便是由近年新投产的PDH装置所贡献。随着LPG原料需求占比的不断提升，其月间结构由能源品特征向工业品特征平衡的趋势或仍将持续。

仓单属性对LPG月差的制约主要体现在仓单集中交割月（3月）前后月差的大幅异动，以及流通仓单量有限的条件下，多空双方基于基差、内外价差以及仓单移接之间的充分博弈。总之，纵观全年的LPG月差，更多受到原料属性与仓单属性的影响而维持大幅Back结构，仅仅在8-9月交易旺季预期时曾短暂地向能源属性下的Contango结构靠拢，这也成为了进口成本支撑逻辑下内盘LPG与海外丙烷的显著区别之一。

图4：内盘与外盘月差规律存在差异

数据来源：Wind，Bloomberg,永安期货研究院

图5：我国LPG消费结构的演变

数据来源：隆众资讯，永安期货研究院

图6：仓单属性对LPG月差的制约

数据来源：Wind，永安期货研究院

图7：LPG近月月差短暂地向Contango结构靠拢

数据来源：Wind，永安期货研究院

三、PDH视角：投产压力仍在，利润与开工相互制约

截至今年11月底，我国丙烷脱氢装置产能共计1287万吨。从区域分布的角度看，PDH装置大多集中于我国东南沿海地区，其中华东六省（浙、苏、沪、闽、皖、赣）产能合计677万吨，占全国总产能的52.6%；山东省产能共335万吨，占比26%；其余依次为华北、东北、华南、西北及华中地区，均分布有部分产能。鉴于我国特殊的资源禀赋，PDH装置的原料——丙烷多以进口为主，而国产丙烷则多源于炼厂副产气，因此我国PDH装置的分布呈现出向沿海地区集中、向山东省集中的特点。从时间分布的角度看，近两年（2021、2022）是我国PDH装置的投产高峰年份，在全部的1287万吨产能中，2021年后投放的产能占比接近50%，且其中超过一半的装置均为今年以来投产。

从目前整理得到的投产计划来看，预计2023年仍将为PDH投产大年，如果全部按照计划投产则全国将新增PDH产能1400万吨左右，且多数计划投产产能仍集中于华东、山东、华南及东北等地区。当然根据以往经验来看，明年具体有多少产能能够顺利落地还要根据企业的实际情况而定，存在一定变数。

PDH装置开工率与利润之间具有一定的联动关系，理论上讲，高利润带来高开工而低利润下企业则倾向于停工检修。另一方面，较低的开工率会一定程度上抑制原料需求，其他条件不变的情况下可能会达到打压原料价格效果，即使抛开对成品供需的影响，生产环节利润也会相应扩大。相反较高的开工率则会利空生产环节利润。进入2021年以来，随着大量PDH装置集中投产，其利润与开工率之间的联动也更为频繁。从企业生产行为的角度看，开工率的高低绝不仅仅是由利润水平决定的，一方面企业为了确保生产安全和效率需要对装置进行定期检修（春检、秋检），另一方面不同企业、相同企业的不同阶段，其抗风险能力均存在差别，他们对于亏损的容忍程度也各不相同，因此在面对相同的亏损水平时，抗风险能力不同的企业会做出不同的生产决定。在现实的市场中，我们往往更为频繁地看到PDH装置开工率对其利润的反向制约关系（即低开工有利于利润扩大，高开工可能导致利润缩小），而利润对开工率的正向制约关系（高利润带来高开工，低利润带来低开工）则只有在某些特殊情况下（例如利润水平长时间大幅偏低，利润下降叠加季节性检修等）才较为明显。另外，PDH行业自去年底以来便面临长期大幅的亏损，这或许是造成整个行业开工率下移的原因之一。

图8：全国已投产PDH装置

数据来源：隆众资讯，百川盈孚，永安期货研究院

图9：2023全国PDH装置投产计划

数据来源：隆众资讯，百川盈孚，永安期货研究院

图10：PDH开工率与利润的联动

数据来源：隆众资讯，Wind，永安期货研究院

四、新规则视角：更陡峭的结构，更广泛的参与

根据大连商品交易所颁布的新版《大连商品交易所液化石油气期货业务细则》中第二十八条的有关规定，自2023年4月的第一个交易日起，液化石油气标准仓单在每年的3、9月份最后一个交易日之前（含当日）应当进行标准仓单注销。与当前的仓单注销规则相比，新规则实际上就是在每年9月份增加了一次仓单集中注销。在现有一年一次的仓单集中注销规则下，LPG期货合约形成了3月合约折价与4月合约溢价的规律。在距3月相对较远的月份，3-4月差一般会给到-400左右，而随着三月的临近，根据矛盾演化的程度，3-4月差往往有进一步走强的可能。截至2022年12月，当前交易的PG2309与PG2310合约月差为-400左右，升水幅度与3、4月合约类似。值得注意的是，如果说3月合约是燃烧淡季的开头，那么9月合约则是燃烧旺季的开头。可以肯定在未来的一段时期内LPG将依旧具备能源属性，而在新的仓单注销规则之下，如果盘面交易LPG的能源属性，则旺季溢价将更多的被交易在10月之后的合约上，届时9月合约的价格洼地或将更加明显，9-10月差在当前-400的水平下有进一步扩大的可能。

另外一项新规则是自PG2304合约起，将取消华东及山东地区指定交割库的地区贴水。在原有规则下，非广东基准地的液化气厂库参与交割需要支付100-200元/吨的贴水，该规则在一定程度上抑制了非基准地卖方参与交割的积极性。新规则实施后，非基准地相较基准地的基差水平将会更低，盘面或更频繁地锚定华东、山东地区的现货价格，有利于非基准地卖方企业更广泛的参与。

图11：仓单注销新规影响下的月间差

数据来源：Wind，永安期货研究院

图12：LPG期限结构对比

数据来源：Wind，永安期货研究院

图13：新旧规则下LPG各区域基差

数据来源：Wind，永安期货研究院

五、总结

整体来看，2023年LPG期货的绝对价格仍将受到国际油价及外盘丙烷价格的主导，在供需宽松大格局难改的背景下，丙烷与原油比价大幅修复的可能性仍然不大，LPG或仍将维持相对原油偏弱的趋势。相比之下内盘更多的机会可能会来自于月差与PDH利润。月差方面，仓单属性或仍将主导淡季LPG的月差，建议关注基于仓单属性对淡季月差进行波段操作的机会。另外九月仓单集中注销新规下，淡旺季转换窗口期交易能源属性可能会带来9-10月差的阶段性交易机会。PDH利润方面，考虑到明年丙烷供给格局依旧偏宽松，而PP作为终端消费品或更加直接受益于国内需求复苏的逻辑，因此PDH利润中枢或较今年有所抬升，但PDH投产高峰仍在持续，将压制其利润修复的空间。结合装置检修、复产及新投产的节奏进行利润的波段操作仍然是更加稳健的策略。