LPG在今年上半年价格重心不断回落，一方面是能源市场逐步消化地缘风险和面对今年宏观经济疲软的压力，另一方面是北美维持高出口增速，在中国化工需求复苏程度并不乐观的基调下，上半年国际市场供应显得较为宽松，使得PG较原油跌幅偏高，对油比价持续处于今年来偏低水平。此后进入8月，低价刺激需求回升，同时巴拿马通航问题使得市场重拾对物流问题的担忧，我们看到PG价格迅速走高回到年初水平，而对原油低比价也在三季度内得到修复。

　　在2022年由于能源价格的绝对高位和国内消费疲弱，PDH产能在迅速增长后盈利能力持续受到挑战。2023年国内PDH仍处于高投产期，2022年底国内稳定运行项目产能已达到1348万吨/年，23年计划投产项目中，上半年投产项目偏少，仅有巨正源二期和延长中燃两套装置如期投产带来120万吨/年新增产能，而三季度后部分新装置开始试运行或提前备货，剩余新项目计划于年末正式投产，最终到年底或使得国内PDH产能达到近1800万吨/年以上。

　　首先从海外进口成本来看，巴拿马拥堵问题自夏季以来始终没有得到明显缓解，推动北美-远东航线运价显著走高，自11月起将日通航量从此前的32艘逐步缩减，最终至明年2月下降至18艘，使得冬季内物流效率持续下降。由于北美丙烷资源增量是全球主要供应来源，同时中东地区也相对丙烷比例更低，国内PDH带来的进口需求增量天然就和美国市场匹配，国内1-9月LPG进口量中美国占比为39.5%，其中丙烷占比更是高达48.2%。这导致短期内通过其他进口渠道来试图缓解运价对进口成本的支撑也较为困难。另一方面10月中东CP超预期继续上调和四季度来北美天然气价的重心上移，都预示着海外PG供应在上半年持续降价后已基本缓解了供应宽松的压力，因此海外离岸成本和运价的双重支撑下，国内的进口成本总体或居高难下。

　　另一方面，由于PDH已占到国内丙烯产能的近25%，其与其他工艺路线的竞争也对能否将成本压力传导给终端产品造成影响。今年以来，上半年pg较原油的偏低比价使得PDH路线成本校核心的乙烯裂解路线有一定优势。而这一丙烷对石脑油的成本优势随着8月以来PG价格的反弹和10月原油价的重心回落而不断受到侵蚀，目前来看PDH成本已维持在各路线中最高水平，考虑到今年取暖季虽是暖冬，但气象机构预测在12月后较去年同期仍然偏冷，我们认为冬季内pdh会维持对其他路线偏弱竞争力，较难把主要成本压力传导给终端。

　　另一方面，就盘面上来看，PP与PG的价差并不一定和PDH经营毛利同步，主要原因是PG期货对标现货的波动和信用仓单制度下期现价差的季节性走势。在2022年之前，能源危机的激化和期货市场结构使得盘面易于产生升水行情，导致价格在进入旺季前有所虚高，而随着旺季行情落地，仓单提现压力会推动盘面转而期现贴水。因此若以盘面PP与PG合约构建PDH价差，我们会看到过去几年与现货价差的明显背离主要发生在冬季，便是这一期现价差修正带来的扰动。

　　自今年开始，PG仓单最长有效期从1年缩短为半年，带来的影响第一是盘面锚定对象为更具体的淡季/旺季现货，其次便是降低了仓单出具的难度，从而减少了盘外潜在的仓单成本。从今年9月仓单季来看，尽管最终仓单数量突破新高，盘面对于最终消化仓单给出的贴水幅度仍然低于前两年交割季，可以证明在今年行情下对于期现升贴水修正幅度较小。目前新仓单季后，由于盘面绝对价位不低，我们看到已有一定规模仓单入场，而盘面在现货端底部支撑偏强，但化工亏损需求转移的压力下预期难言乐观，因此维持着窄幅震荡，弱升水的格局，因此今年短期来看，交割矛盾较同期显著不为突出。

　　总体来看，PG在冬季面临着进口成本强势支撑和化工需求结构性偏弱的多空博弈，由于大量新产能装置推迟至年底投产，会对冲开工率的下滑，使得进口需求的规模仍然可观，亏损程度和低开工率的拉锯会维持较长时间，最终通过向海外市场或者终端PP市场传导压力以达到新的平衡。由于目前PDH较其他工艺路线偏高，同时冬季内其具有较原油比价维持较高的季节性，这一拉锯过程中PDH盈利的修复会较为困难。今年盘面对旺季预期交易程度较为保守，仓单规模可控下对盘面带来的折价幅度也难以高于同期，也会使得盘面价差不太可能背离现货端修复，因此在冬季多空双方驱动都相对平衡的背景下，盘面PDH价差或维持于低位区间运行，可考虑逢高布空。