石油化工行业：油服机会有望持续，关注轻烃深加工产业链 10页

'目录1.OPEC+意欲减产维护油价，需求下滑油市持续弱平衡32.中油价下资本开支同比增长，油服机会有望持续43.天然气行业供需错配，关注“海气上岸”标的44.比较优势下，强烈建议关注轻烃深加工产业链65.推荐公司一：荣盛石化——民营炼化标杆项目腾飞在即96.推荐公司二：广汇能源——布局天然气产业链，尽享时代红利107.推荐公司三：卫星石化——轻烃深加工领域小巨头扬帆起航11 1.OPEC+意欲减产维护油价，需求下滑油市持续弱平衡地缘政治主导2018年油价，制裁力度放松油价一泻千里：国际油价方面，受到国际形势的影响，原油价格在2018年初至今出现较大幅度的波动。2018年前9个月国际原油价格总体呈现稳步上升的趋势，4月始英法联军打击叙利亚、5月美退出伊朗核协议，欲制裁伊朗使得布伦特原油从上半年低点62美元/桶持续上行，而后伊朗原油出口大幅下降叠加沙特、俄罗斯拒绝增产引发供应担忧，布油涨至10月初的86.29美元/桶的高位。10月后，原油主要供给国产量达到历史高位，而对未来经济不景气的预期下，原油需求预计也将下滑，短期内美国制裁伊朗的不及预期也促进油价的下跌，布伦特原油从高位持续急剧下跌至60美元/桶以下，油市步入技术性熊市。图1：2018年以来地缘政治主导油价数据来源：，WindOPEC意欲减产抬升油价，但进度恐滞后预期：OPEC+于6月底在维也纳召开年度例行工作会议，会议声明宣布减产协议将继续履行至今2018年年底，但将放松执行力度，会议决定在今年余下的时间将名义减产履约率恢复到100%，并从7月1日起生效。各国增产份额将按照一定比例加以确定。按协议，2018年下半年将是减产协议逐步退出的时期，其前提是伊朗石油出口持续下降——然而，在美对伊放松制裁的背景下，减产已经不具备继续退出的可能性。尽管沙特提议减产抬升油价，但俄罗斯目前并未表态支持，沙特也一再表示沙特不能也不会单独减产，因此如何协调各国利益成为横亘在沙特面前的最大难题。OPEC话语权减弱，即便如期减产效果恐有限：就目前原油供应市场看，OPEC的话语权地位趋弱，沙特、美国和俄罗斯三大产油巨头的地位增强。10月以来，三方博弈的情况仍然持续，其中尤以美国话语权提升最为明显——受到美国页岩油产量快速增长的影响，美国在博弈中的话语权，快速提高，而2019年下半年美国管输 问题解决后，美国的话语权将进一步提升。EIA预计，2018年美国原油产量将达到1090万桶/日，比去年同期增加约150万桶，美国原油产量将稳固增加到本世纪中叶，2030年将增加至1500万桶/日，2050年则增加至1900万桶/日。OPEC及俄罗斯方面，沙特11月产量接近1100万桶/日的历史记录，俄罗斯产量一度触及1150万桶/天。因此我们预计整体上，OPEC话语权趋弱，减产100-140万桶/天并不能真正改变油价现状，反而会遭遇囚徒困境。预计2019年油市维持弱平衡，维持55-70美元/桶判断：考虑到油市未来供需失衡的状态——供给的过剩并不能通过OPEC减产完全消除，叠加中美贸易战下，全球原油需求增速放缓，我们预计2019年油市将维持弱平衡状态，布油的运行区间在55-70美元/桶。1.中油价下资本开支同比增长，油服机会有望持续我们认为油服行业在2019年的投资机会有望得到延续，主要是基于两点判断：1）得益于2018年油价中枢的提升，2018年国内三桶油的净利润大幅增长，三桶油本身有意愿增加资本开支，在布油油价回调至60美元之后，再大幅深跌的可能性不大。2）油气的勘探开发事关能源安全，中央已作出重要批示，因此油服的投资机会不限于短期的投机——油价的大幅回调使得油服企业的估值重回买入区间。图2：三桶油资本开支与油价总体呈现同向变动图3：2018年三桶油勘探资本支出预计增长20%数据来源：，Wind数据来源：，Wind我们预计2019年由于供需矛盾的持续存在，油价处于弱复苏状态。由于油服企业分为国营油服企业和民营油服企业，我们认为在2019年国营油服的投资机会会更好一些，主要原因在于盈利改善的确定性（直接受益三桶油资本开支回暖与国家能源安全的要求）。2.天然气行业供需错配，关注“海气上岸”标的一直以来，国内天然气都处于供不应求的状态：国内产量增速持续低于消费量增速，致使进口依赖度持续攀升，2018年达到39.91%。2017年，天然气行业的供需矛盾尤甚，主要是两个原因：1）“煤改气”政策的出台，推升了国内天然气，尤其是民 用天然气的需求。2）国内管道进口气的主要来源国——土库曼斯坦中断部分供气、坐地起价，导致国内天然气呈阶段性极度紧缺的状态。图4：国内天然气产量消费量情况（亿方）图5：国内进口气来源分布（万吨）30002500200015001000500045%40%35%30%25%20%15%10%5%2000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620170%9000800070006000500040003000200010001995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013201420152016201720180产量表观消费量进口依赖度进口数量:液化天然气(LNG)进口数量:管道天然气(气态天然气)数据来源：，Wind数据来源：，Wind管道气（PNG）和液化天然气（LNG）平分天下，LNG进口量增速更胜一筹：国内的进口气分为两种：管道压缩天然气（PNG）和液化天然气（LNG），分别通过管道输入和接收站接驳流入市场。PNG的进口特点是：管道少，单根管道进口量大，总体数量较为稳定，管道气多连入供气管网。LNG进口的特点是：接收站数量众多且增长迅速，常配备下游电厂作为接收大户，剩余部分以槽车或管道输运至消费地。图6：国内管道天然气进口路线图7：中亚天然气管线A/B/C/D线数据来源：，公开资料整理数据来源：，公开资料整理管线名称管线全场（km）年输运量（亿方）状态投产日期与国内连接的管道中亚天然气管道A线1830150投产2009年西气东输二线中亚天然气管道B线1830150投产2010年西气东输二线中亚天然气管道C线1830250投产2014年西气东输三线中亚天然气管道D线1000300在建2020年西气东输五线中缅天然气管道2520120投产2013年中贵线、西气东输二线，广南支线表2：管道天然气的进口现状 中俄东线天然气管道3371380在建2019年中俄管道境内部分中俄西线天然气管道2800300延期未定西气东输管道数据来源：，公开资料整理2018年LNG进口接收站进口能力大幅提升，民营企业参与踊跃：国内LNG通过东南沿海的LNG接收站接驳入港，因此接收站的数量以及周转效率直接决定了进口LNG的数量。截至2017年，我国已投产的LNG接收站有17座，合计进口能力达到5450万吨/年，受国内旺盛需求的刺激，在建的LNG接收站多达10座，2018年我国新增6座LNG接气站，天津LNG300万吨、新奥舟山LNG300万吨、深燃LNG80万吨，广汇二期115万吨、深圳LNG400万吨和和广西防城港60万吨，合计总进口能力增加1255万吨，同比增长23.03%。全部建成后，我国合计LNG进口能力将达到7905万吨/年。LNG接收站早期主要为由中石油、中石化、中海油三大油公司所建。随着国家对上游气源放开管制，鼓励民营企业参与进口LNG，广汇能源、新奥集团和九丰能源等民企也逐步参与其中，这也带来了一定的投资机会。图8：国内各行业天然气消费量（亿方）图9：2016年国内各行业天然气消费分布2.59%2.32%0.09%7.39%12.27%37.10%18.28%19.95%2500制造业电力、煤气及水生产和供应业生活消费200015001000500交通运输、仓储和邮政业采掘业批发、零售业和住宿、餐饮业制造业电力、煤气及水生产和供应业生活消费交通运输、仓储和邮政业采掘业批发、零售业和住宿、餐饮业其他行业建筑业0数据来源：，Wind数据来源：，Wind天然气消费：十几年来，我们国家的天然气需求基本呈稳定增长的态势，经历了十年左右的成长期后，在2014-2015进入瓶颈期，2016年开始又重回增长轨道，国内天然需求构成主要以制造业、电力煤气及水生产和供应业、生活消费为主，其中制造业对天然气的需求最多，随着工业煤改气的推进，供应能源由煤炭转向天然气，2016年制造业对天然气的需求占总需求的37.10%。随着城镇化的推进，居民用气人数进一步增长，加之“煤改气”等政策推进，生活消费、电力供应、交通运输等也成了消耗天然气的主要动力。1.比较优势下，强烈建议关注轻烃深加工产业链页岩油革命带来的不仅仅是美国能源的独立，也带来了大量的轻烃资源——这给轻烃深加工产业链带来了机会。具体而言，目前主要的两种轻烃深加工路线分别是丙烷脱氢（PDH）制丙烯与乙烷裂解制乙烯。表3.五种丙烯制取工艺比较 工艺名称丙烯产物类型工艺特点成本特点成本核算石脑油蒸汽裂解副产物，占比15%主要是中石油中石化采取该工艺；乙烯为主产物，丙烯为副产物，受乙烷裂解制乙烯影响，未来产能增长有限；与原油相关性高；单耗：1.3-1.4吨石脑油加工费：450元左右催化裂化（FCC）副产物，占比不固定主要用于生产汽油，丙烯占比可调节；未来产能增长有限原料多为渣油、重油等，成本低廉；成本整体波动较小；采用收益分摊法核算成本；加工费：450元左右煤制烯烃/丙烯（CTO/CTP）主产物，占比33%CTO产能靠近煤产地；常配套下游聚烯烃装臵；污染较大原材料仅占总成本20%；固定投资成本高；运输费用较高单耗：7吨坑口煤加工费：3000元运费：0.5-0.6元/吨公里甲醇制烯烃/丙烯（MTO/MTP）主产物，占比33%产能靠近沿海地区；受甲醇价格影响大；单耗：2.7-2.8吨甲醇加工费：700元左右丙烷脱氢制丙烯（PDH）主产物，占比95%以上下游配套更为多样化；与原油相关性中等；盈利呈季节性；与丙烷价格相关性强单耗：1.18吨丙烷加工费：1200元左右数据来源：，CNKI，公开资料整理PDH单吨净利润保持在1200元左右：研究表明，就盈利能力而言，目前CTO和FCC最强，PDH次之，轻烃裂解（石脑油蒸汽裂解）再次之。综合来看，CTO受限于固定资产投入过大（折旧高）、炼厂催化裂化（FCC）受限于整体炼厂产能的投放致使新增产能有限。在目前的油价背景下，PDH的综合盈利能力最强，单吨净利润保持在1200元左右。图10：五种烯烃生产工艺毛利对比图11：油价波折反复，PDH盈利始终良好70002,50060002,00050001,50040001,00030002000100014-0114-0414-0714-1015-0115-0415-0715-1016-0116-0416-0716-1017-0117-0417-0717-1018-0118-040(1000)(2000)蒸汽裂解毛利PDH毛利CTO毛利MTO毛利FCC毛利50012-0112-0312-0512-0712-0912-1113-0113-0313-0513-0713-0913-1114-0114-0314-0514-0714-0914-1115-0115-0315-0515-0715-0915-1116-0116-0316-0516-0716-0916-1117-0117-0317-0517-0717-0917-1118-0118-0318-0518-0718-090(500)(1,000)(1,500)(2,000)(2,500)PDH税后净利（周平均）数据来源：，公开资料整理数据来源：，windPDH竞争力强于石脑油蒸汽裂解，远胜MTO：经我们测算，油价在45美元以上时，PDH的盈利能力就强于石脑油蒸汽裂解工艺，油价继续上行会对石脑油的成本压缩更为明显，从而使得PDH竞争力更为突出。而沿海地区的MTO是高油价下的产物，在油价高于80美元/桶时才有经济性可言，因此竞争性弱于石脑油蒸汽裂解，总体来看，PDH的竞争力在油价45美元/桶以上时盈利性就强于石脑油蒸汽裂解，一般油价水平（50-80美元/桶以上）下，PDH的盈利性是远胜于MTO的。 图12：油价在45美元以上，PDH优于蒸汽裂解图13：蒸汽裂解竞争力远强于MTO400030003000250080250080350012010040003500120100150015001000401000402000602000605000(500)2013-1114-0214-0514-0814-1115-0215-0515-0815-1116-0216-0516-0816-1117-0217-0517-0817-1118-0218-050蒸汽裂解毛利PDH毛利WTI期货（右轴）5000(500)2013-1114-0214-0514-0814-1115-0215-0515-0815-1116-0216-0516-0816-1117-0217-0517-0817-1118-0218-050蒸汽裂解毛利MTO毛利WTI期货（右轴）数据来源：，wind，公开资料整理数据来源：，wind，公开资料整理尽管一体化的CTO盈利能力强于PDH，但原料来源的不同使得两种丙烯产能的覆盖有着区域性的特点：区域性特点使得PDH与CTO不构成直接竞争：CTO的核心竞争优势来源于丰富的煤炭资源，因此多集中在我国西北地区，而受限于丙烯运输的成本，CTO一体化装臵常配有PE/PP作为下游，辐射西北华北地区；PDH的原料来源于海外进口的丙烷资源，因此下游PP多辐射至华东华南沿海地区，从区域性的角度上去理解，尽管在中高油价水平下CTO盈利性强于PDH，但受限于地域，两种产能并不构成直接意义上的竞争。图14：油价在60美元以上，PDH盈利弱于CTO图15：油价在50美元以上，CTO强于蒸汽裂解700060005000400030002000100013-1114-0214-0514-0814-1115-0215-0515-0815-1116-0216-0516-0816-1117-0217-0517-0817-1118-0218-050(1000)120100806040200700060005000400030002000100013-1114-0214-0514-0814-1115-0215-0515-0815-1116-0216-0516-0816-1117-0217-0517-0817-1118-0218-050(1000)120100806040200PDH毛利CTO毛利WTI期货（右轴）蒸汽裂解毛利CTO毛利WTI期货（右轴）数据来源：，wind，公开资料整理数据来源：，wind，公开资料整理 1.推荐公司一：荣盛石化——民营炼化标杆项目腾飞在即常减压10月具备联动试车条件，乙烯明年正式开车，芳烃19H2贡献业绩：浙石化一期2000万吨炼油项目常减压装臵目前推进有序，预计10月具备联动试车条件，这意味着届时常减压/轻烃回收/硫磺装臵都将具备开车能力。乙烯设备上，目前桩基已完成了95%，包括乙烯联合和轻烃的装臵，乙烯压缩机目前已经就位，裂解炉9月中旬到位，整体来看，乙烯装臵预计明年正式开车。此外，按照目前计划与进度，重整（芳烃）设备预计在明年3-4月正式安装完毕，因此芳烃的装臵开车在5-6月，也就是说2019年下半年芳烃会逐步贡献业绩。成品油：国内销售与国际出口同步推进。国内销售：已与浙江省石油股份有限公司（简称浙江石油）进行协商，以浙江石油为平台，进行成品油分销库和加油站的布局；浙江石油已在浙江省11各地级市注册了11个分公司，今年将开发300座加油站，明年和后年各200座。国际出口：已和国家发改委、商务部进行密切沟通，正在按其要求积极做好各种准备。运输方面：由于成品油运输管线的铺设流程复杂，管线建设目前仍在规划论证阶段，一期成品油运输将主要靠船运汽运为主，配合各地油储罐的建设。2019Q3满负荷生产，一期盈利中枢保守预计100亿：预计2019年三季度项目一期实现满负荷生产，公司口径预计项目一期满负荷生产后，年化净利润在100亿，据我们测算，满负荷生产情况下，一期的盈利有望在100-120亿的水平，也即浙石化一期将贡献50-60亿的业绩增量。盈利预测：我们预计公司2018-2020年归母净利润为28.63/55.67/57.43亿元，对应PE分别为25/13/10倍，给予“增持”评级。风险提示：汇兑损失、油价大幅下行、项目进度不及预期。财务摘要（百万元）2016A2017A2018E2019E2020E营业收入45,50170,53177,363122,471155,073(+/-)%58.69%55.01%9.69%58.31%26.62%归属母公司净利润1,9212,0012,8635,5675,743(+/-)%445.44%4.20%43.07%94.42%3.16%每股收益（元）0.500.520.460.880.91市盈率22.6421.7724.8712.7912.40市净率1.621.682.281.931.66净资产收益率(%)13.52%14.04%14.56%22.07%18.54%股息收益率(%)0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%总股本(百万股)2,5443,8166,2916,2916,291 1.推荐公司二：广汇能源——布局天然气产业链，尽享时代红利2019Q3满负荷生产，一期盈利中枢保守预计100亿：预计2019年三季度项目一期实现满负荷生产，公司口径预计项目一期满负荷生产后，年化净利润在100亿，据我们测算，满负荷生产情况下，一期的盈利有望在100-120亿的水平，也即浙石化一期将贡献50-60亿的业绩增量。天然气版图持续扩张，未来业绩增量有保障：公司目前天然气销售是最主要业务，启东接收站项目的持续扩张不仅提升了码头的周转效率，也为公司利润的增长贡献了力量。2018年11月接收站二期投产，预计2019年接卸量有望达到150万吨甚至以上。2019年底2#16万立储罐投产，届时年周转量可达300万吨以上。长期看，启通天然气管线项目的修建与省管网相连，实现了液进气出，大幅缓解了槽车运输的压力，也保障了LNG接收站的高周转。红淖三铁路年底试运行，为动力/提质煤、化工品的分销提供助力：红淖三铁路将于2018年12月试运行，预计2019年将运送动力煤500万吨，提质煤400万吨，液体危化300万吨的运输能力将于2019年下半年形成。红淖三铁路扩大了煤化工产品的销售半径、降低了销售成本，有望形成更好的产业协同。2018年11月，公司与乌鲁木齐铁路局签订协议，未来铁路将由乌局统一运营，此举保障了铁路的高效、安全运营，预计红淖三铁路的开通将使公司能源各个版图之间的协同作用上升至新的台阶。新项目建设有条不紊，能源版图持续扩大：公司的1000万吨煤炭分级提质项目预计将于年底全面试运行，项目有510万吨半焦、160万吨煤焦油的生产能力。同时，煤焦油加氢项目、硫化工项目也在稳步推进，公司能源版图持续扩大，有望持续贡献业绩增量。斋桑勘探项目进度落后于预期，预计后续进程有望加快：斋桑油气田的石油勘探项目目前进度略滞后于预期，我们分析可能是资金和技术上的综合原因所致。恒大入主广汇集团一定程度上缓解了公司资金方面的压力，我们预计后续项目进程有望加快，贡献正向收益。盈利预测:预计公司2018-2020年归母净利润17.36/23.01/25.74亿元，对应PE分别为16/12/10，首次覆盖给予“买入”评级。风险提示：项目建设不及预期，天然气价格下滑、甲醇价格下跌财务摘要（百万元）2016A2017A2018E2019E2020E营业收入4,1948,13711,25614,97618,903(+/-)%-13.07%94.01%38.32%33.05%26.22%归属母公司净利润2066551,7362,3012,574(+/-)%-17.23%218.77%164.90%32.53%11.89%每股收益（元）0.030.100.260.340.38市盈率131.4041.2215.5611.7410.49市净率2.081.891.551.371.21净资产收益率(%)1.85%5.64%11.76%13.48%13.11%股息收益率(%)0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%总股本(百万股)6,7376,7376,7376,7376,737 1.推荐公司三：卫星石化——轻烃深加工领域小巨头扬帆起航丙烷供应市场竞争仍在持续，PDH竞争力长期存在：从丙烷的供应市场来看，自2016年6月巴拿马运河开通以来，北美货与中东货在远东市场展开了更为激烈的竞争：在油价上行、丙烷运输费用保持稳定的背景下，CP/(CP-MB)持续上行，意味着CP与MB价格之差咬的很紧。丙烷供应市场的充裕是廉价丙烷的基础，预计未来低价丙烷基础上，PDH竞争力仍将持续存在。卫星石化PDH二期目前根据核心设备交付的进度，将于2018年年底投料试车，比预期提前1个月，这样PDH业务2019年将贡献至少9亿利润。乙烷受贸易量限制，未来仍将以热值定价为主：乙烷美国是目前唯一能实现乙烷规模化出口的国家。2014年前以管输至加拿大为主，2014年后，海运市场逐渐兴起；2016年11月，第一艘VLEC船的交付宣告乙烷贸易时代的来临。但目前来看，VLEC订单数不及预期，未来乙烷的贸易量也将受到一定限制。从乙烷的定价机制上分析，我们认为尽管目前化工原料属性渐显，但未来乙烷仍将以热值定价为主，因而其价格大幅上行乃至大幅挤压乙烷裂解利润的可能性不大。乙烷裂解项目建设正常推进，乙烷出口设施、VLEC皆有保障：从目前项目进度上来看，卫星的乙烷项目主装臵区、低温罐区进度皆有条不紊地推进，液体散货码头稍慢于预期，但岸线也已报至交通部，项目建设得到了地方政府全力支持；此外乙烷出口资源通过ORBIT锁定、VLEC运输船队与韩国三星重工和现代重工分别签署3艘9.7万立VLEC船订单协议，应该说都有切实的保障。整体项目推进符合预期，项目预计2020年10月试生产，我们倾向于认为，项目的如期投产问题不大。盈利预测:根据最新研究，我们调整2018-2020年归母净利润9.45/14.81/17.56亿元，对应PE分别为12/8/7倍，给予“买入”评级。风险提示：原油价格大幅下跌，中美贸易战加剧、丙烷价格波动、项目建设不及预期。财务摘要（百万元）2016A2017A2018E2019E2020E营业收入5,3558,1888,52413,01516,597(+/-)%27.88%52.91%4.11%52.68%27.52%归属母公司净利润3129429451,4811,756(+/-)%171.38%202.49%0.27%56.69%18.61%每股收益（元）0.391.040.891.391.65市盈率24.089.0312.237.816.58市净率2.231.391.421.201.02净资产收益率(%)9.23%13.09%11.61%15.39%15.43%股息收益率(%)0.00%0.00%0.00%0.00%0.00%总股本(百万股)8041,0641,0661,0661,066'