石油化工行业2019年中期策略：逆流而上、淘沙见金 41页

'请务必阅读正文之后的信息披露和免责申内容目录1.观点聚焦52.油价：OPEC减产支撑，裂解价差施压62.1.需求预计Q3低Q4高62.2.OPEC的行为模式：对供需变化的对冲具有滞后性62.3.时间上的矛盾：将由裂解价差抚平72.4.空间上的矛盾：美国管道将打通两个市场73.炼化：供需压力渐显，从综合优势看护城河83.1.供需压力初步显现83.2.盈利：聚酯上半年仍较好，成品油、烯烃下滑明显93.3.炼化竞争优势比拼113.3.1.规模优势：民营炼化优势显著123.3.2.路线：高复杂系数、PX长流程、下游产业链优势123.3.3.成品油市场：区域供需和裂解价差与炼厂桶油利润相关，炼厂个体差异同样重要133.3.4.成本控制：操作费用有优势，财务费用、折旧成本有劣势163.3.5.综合比较184.油服：持续复苏，量价弹性有望体现194.1.国际持续温和复苏194.2.国内再现“石油大会战”204.3.油服公司比较：重资产油服公司在景气回升期弹性更明显215.天然气：消费增速回落，管网独立利好气源多元化225.1.多种压力导致天然气消费增速回落225.2.管网独立有利于气源多元化246.投资观点24图表目录图1：2019年上半年主要石化产品价格变化5图2：石化行业上市公司（分板块）ROE变化5图3：三大机构对2019年原油需求预测调整情况（百万桶/天）6图4：2019年Q3/4需求增速预计前低后高（百万桶/天）6图5：美国8~9月炼厂检修季对原油需求影响（万桶/天）6图6：IMO对原油加工有拉动（百万桶/天）6图7：OPEC+的减产情况7图8：OECD库存情况7图9：Brent月差结构变化（美金/桶）7图10：WTI月差结构变化（美金/桶）7图11：二叠纪管道项目2019年投产计划8 图12：美国产地和出口地价差（美金/桶）8图13：美国裂解价差（美元/桶）9图14：新加坡裂解价差（美元/桶）9图15：国内裂解价差收窄（元/吨）9图16：“PX-石脑油”环节盈利收窄（元/吨）10图17：PTA环节盈利提升（元/吨）10图18：涤纶环节盈利良好（元/吨）10图19：乙烯：三种路线利润（元/吨）10图20：丙烯：三种路线利润（元/吨）10图21：丁二烯：碳四抽提和氧化脱氢装置利润（元/吨）11图22：丙烯酸单吨利润（元/吨）11图23：丁酮单吨利润（元/吨）11图24：各炼厂（炼化项目）尼尔森复杂系数对比12图25：石脑油路线现金成本（左）vs大炼化PX完全成本（元/吨）13图26：MX路线现金成本（左）vs石脑油路线完全成本（元/吨）13图27：美国、印度、韩国、东南亚成品油消费量vs产量14图28：浙江省成品油供需情况14图29：辽宁省成品油供需情况14图30：全球炼厂开工率（）15图31：中国炼厂开工率（）15图32：美国炼厂开工率（）15图33：亚太炼厂开工率（）15图34：美国原油价格较其他地区折价明显15图35：美国、欧洲、新加坡、Reliance公司裂解价差16图36：美国裂解价差（美元/桶）vs美国炼厂EBITDA/B16图37：亚太裂解价差（美元/桶）vs亚太炼厂EBITDA/B16图38：各炼厂（炼化项目）单吨营业开支费用对比17图39：各炼厂（炼化项目）单吨财务费用对比17图40：各炼厂（炼化项目）单吨折旧摊销对比18图41：海外炼厂综合优势比较18图42：国内炼厂综合优势比较18图43：页岩油的跑步机效应：需要多少新井以抵消衰减？19图44：全球名义油气资本开支（十亿美金）20图45：按资产类型划分的全球上游油气投资份额20图46：“三桶油”上游资本支出（亿元）20图47：油服公司成本结构（各项成本/收入，左轴），和固定资产占比（右轴）21图48：油服公司资本开支意愿恢复不明显（资本开支，单位：亿元）21 图49：经济增速与天然气消费增速22图50：不同取暖方式的年成本比较（单位：元/m2*年）22图51：天然气（元/方，右轴）与LPG（元/吨）价差23请务必阅读正文之后的信息披露和免责申图52：天然气（元/方，右轴）与燃料油（元/吨）价差23 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申图53：CNG（元/方）与汽油（元/吨）价差23图54：LNG（元/吨，右）与柴油（元/吨）价差23表1：主要石化产品产能需求增速明细8表2：民营炼化PX装置具有规模优势12表3：各炼厂（炼化项目）单吨DDA竞争力对比18表4：燃气企业面对管网独立采取的策略24表5：重点标的推荐24 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申1.观点聚焦2019年上半年，原油反弹，布伦特和WTI分别比去年底反弹23、27。然而主要成品油和主要化工品价格表现较弱，大部分下跌，尤其是乙烯跌幅大。一体化和炼化上市公司盈利水平（以ROE衡量），Q1虽环比18Q4好转，因18Q4跌价损失影响大，但相比18Q3的高点已经有所下行。展望下半年：原油市场：下半年预计中枢值预计仍在55~60美金/桶之间。从需求季节性和管道因素，我们认为Q3偏弱，Q4有望回升。油价（代表供给支撑）和炼油盈利（代表需求压力）之间的博弈还将继续。OPEC对库存和价格的滞后反应，可能使波动然较强。炼化方面：二季度行业内热议的“炼厂或具体某石化产品盈利下滑，甚至有企业陷生存困境”。但是，大部分主要上市公司Q2业绩能做到环比增长，甚至同比增长（我们预测）。一是，供给端余威尚在；二是，国有炼厂定价体系红利。而未来2年，民营炼化要比拼的是综合实力，包括产品链结构、成本控制以及财务税收结构等。油服板块：国际需求复苏以及国内要求加大勘探开发力度，带动行业景气持续复苏。国内陆地钻机使用率接近饱和，水力压裂使用率已经饱和；海上钻井平台使用率也达到较高水平。价格和毛利率方面，部分装备价格已经有所上调，服务公司和工程公司的新订单毛利率也比去年有所上浮。投资方面：在“价值”和“趋势”的考量上，炼化板块和油服板块都需要权衡。在标的的选择上，宜优中选优。下半年，关注炼化板块的超跌反弹机会，以及油服板块的低估值修复机会。0.50.40.30.20.10-0.1-0.2-0.3图1：2019年上半年主要石化产品价格变化资料来源：隆众石化，图2：石化行业上市公司（分板块）ROE变化一体化炼化&化工油服403020100(10)(20) 资料来源：wind，1.油价：OPEC减产支撑，裂解价差施压1.1.需求预计Q3低Q4高三大机构（IEA、EIA、OPEC）持续下调。6月份，IEA继续下调全年需求预期至120万桶/天。Q1全球原油需求实际增25万桶/天，2014年以来最低增速，Q2根据IEA预测增速恢复到120万桶/天。Q3，美国炼厂检修，以及沙特直接燃烧减少，季节性需求偏弱。Q4，IMO2020将拉动成品油需求，并考虑到去年同期低基数，预计同比增速恢复。图3：三大机构对2019年原油需求预测调整情况（百万桶/天）图4：2019年Q3/4需求增速预计前低后高（百万桶/天）2.52.01.51.00.50.0资料来源：CME，资料来源：IEA，图5：美国8~9月炼厂检修季对原油需求影响（万桶/天）图6：IMO对原油加工有拉动（百万桶/天）900700500300100-100-300170804170904171004171104171204180104180204180304180404180504180604180704180804180904181004181104181204-500700600500400300200请务必阅读正文之后的信息披露和免责申原油进口成品油进口原油出口成品油出口石油净进口资料来源：EIA，资料来源：RBN，1.1.OPEC的行为模式：对供需变化的对冲具有滞后性回顾OPEC从2016年底达成减产协议之后的行为模式，可以看作“对库存变化（以及油价波动）的滞后响应”。2018年以来大致分为以下阶段：1）2018年1~4月，减产持续加深导致库存下降，OECD库存下降到5年均值以下。2）2018年5~10月，库存持续较低，市场呈现供给偏紧格局，油价已经处于高位，川普开始密集推特喊话对沙特施压。OPEC减产执行开始放松，减产量回到当初指定的基准。3）2018年11~2019年5月，库存累加并回升到5年均值上方。油价暴跌之后，12 月“OPEC+”开会重新制定减产计划（该计划适用新基准，实际上比2016年底版本幅度更大）。执行幅度也一直在加深，到5月份执行幅度已经达到133。OPEC对减产态度仍较强势，在7月初的会议上决定延长减产。6~7月，进入传统消费旺季，如果库存下行到均值下方，OPEC减产力度不排除出现反复的可能性。 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申图7：OPEC+的减产情况图8：OECD库存情况资料来源：BP，注：第二轮减产与第一轮基数不同，同以第一轮基数来看实际减产幅度增加资料来源：IEA，1.1.时间上的矛盾：将由裂解价差抚平布油近月67美金，远月62美金左右（6月28日）。合理的回归方式应该是，通过炼油利润的压缩，对近月施加压力，最终回归远月升水。图9：Brent月差结构变化（美金/桶）图10：WTI月差结构变化（美金/桶）90808070706060502019/3/282019/6/28资料来源：wind，天风证券研究所资料来源：wind，天风证券研究所图11：成品油裂解价差（月度移动平均，美金/桶）图12：全球炼厂开工率预测2585838110795770751月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月20182019美国裂解价差亚太裂解价差资料来源：CME，天风证券研究所资料来源：JBC，天风证券研究所注：2019年7月以后为预测值新加坡市场成品油裂解价差Q2平均4.4美金/桶（Q1为4.8美金/桶），6月末跌至1.8美金/桶。而亚太即使是最好的炼厂，也要3~4美金的裂解价差，才能盈亏平衡。经济性问题引发的炼厂主动减产在Q3大概率增加。50402019/3/282019/6/2820151.2.空间上的矛盾：美国管道将打通两个市场 2019年三季度CactusII项目部分管道将投入使用，EPIC的项目初期也会增加40万桶/天管输能力（完整项目将于2020年一季度投产），GrayOak预计在四季度项目投产。这些管道项目将带来大约2百万桶/天的管输能力。当所有项目都投产之后，二叠纪总输送能力将达到6百万桶/天，相比RBN对原油产量预测，大约高出1百万桶/天。 2520151050美国裂解价差亚太裂解价差请务必阅读正文之后的信息披露和免责申图11：二叠纪管道项目2019年投产计划图12：美国产地和出口地价差（美金/桶）LLS-Midland2520100资料来源：RBN，天风证券研究所资料来源：Bloomberg，天风证券研究所美国页岩油产地价格（Midland）和出口地价格（LLS）之间的价差，从最高点的24美金/桶，已经回落7美金/桶，下半年有望继续回落到0附近。155总结：我们在2019年度策略中给出原油价格预测，WTI55美金/桶。上半年实际平均57美金/桶，下半年预计中枢值预计仍在55~60美金/桶之间。需求季节性和管道因素两个方面，我们认为Q3偏弱，Q4有望回升。油价（代表供给支撑）和炼油盈利（代表需求压力）之间的博弈还将继续。OPEC对库存和价格的滞后反应，可能使波动然较强。1.炼化：供需压力渐显，从综合优势看护城河1.1.供需压力初步显现成品油消费降速，供给压力开始显现。成品油方面，预计2019/2020年，国内原油加工能力增速3.3/5.0，投产主体以民营企业为主，民营炼化成品油无加油站配套、也暂时没有取得出口资质，对国内存量油品市场冲击较大。而成品油需求方面，2019年1-4月国内成品油表观消费量同比-0.3，其中汽油柴油分别+3.6、-5.9。聚酯产业链，PX供给压力最大，19年PTA供给压力不大，20年开始加剧，涤纶供给相对温和。PX方面，2019-2020年PX新增供给高达940、665万吨，除恒力、浙石化等民营大炼化PX装置投产外，还包括地炼投资主体。PTA方面，2019年新产能以老装置复产为主，2020年PTA盈利新一轮投产高峰，2020年新增PTA产能或将达到1000万吨/年。涤纶方面，产能扩张集中于龙头企业，2019-2020年涤纶产能增速8.4/7.5，扩张较为有序。烯烃供给压力亦较大。乙烯2019-2020年，产能增速分别为11.5和22.7（考虑经济性导致项目推迟的可能性，实际可能低于此数据），新增产能CTO/MTO装置较多。丙烯2019-2020年，产能增速分别为10.3和7.4，新增产能主要来自PDH。丁二烯行业整体产能过剩，2019-2020仍有新增产能出现，预计产能增速分别为2.7和6.8，新增产能主要来自炼化一体化装置。丙烯酸2019-2020年产能增速分别为5.2和9.8，2020年国内丙烯酸有效产能将达到326万吨。丁酮方面，供给端，2019-2020年无新增产能。需求端，2018年受日本丁酮装置爆炸影响，国内丁酮出口大幅增长，预计2019-2020年这种偶然性因素很难再出现，出口增速将回落到正常水平，再加上国内汽车需求偏弱，丁酮行业可能维持低位平稳。表1：主要石化产品产能需求增速明细品种产能增速表观需求增速 201720182019202020172018PX0.00.767.028.410.912.6PTA1.94.76.621.37.716.6 涤纶4.78.88.47.516.712.3乙烯3.67.111.522.74.52.6丙烯3.63.010.37.411.45.8丙烯酸3.94.75.29.84.65.7丁二烯6.14.92.76.88.01.1丁酮7.60.00.00.029.6-10.3资料来源：隆众资讯，1.1.盈利：聚酯上半年仍较好，成品油、烯烃下滑明显美国与国内成品油裂解价差分化，国内成品油效益下滑。国际裂解价差方面，美国市场优于新加坡市场。美国市场18Q4裂解价差有所下滑，19年以来逐步修复，6月底裂解价差修复至17美元/桶；新加坡裂解价差19年以来一路走低，19年1月裂解价差最高达到12美元/桶，6月底已不到1美元/桶。国内市场主营裂解价差和华北汽柴油裂解价差在19年2季度均显著收窄，达到了17年以来最低水平。开工率方面，地炼开工灵活是其最大竞争优势，效益好则提升负荷，效益差则降低开工，19年以来地炼开工率一路走低，炼化行业高景气不再。图13：美国裂解价差（美元/桶）图14：新加坡裂解价差（美元/桶）美国裂解价差（美元/桶）35302520151050新加坡裂解价差（美元/桶）1614121086421701021703021705021707021709021711021801021803021805021807021809021811021901021903021905020-2请务必阅读正文之后的信息披露和免责申资料来源：隆众资讯，wind，资料来源：隆众资讯，wind，图15：国内裂解价差收窄（元/吨）主营裂解价差华北汽柴油裂解价差25002000150010005000 资料来源：隆众资讯，wind， 聚酯方面，上半年PX盈利收窄，PTA/涤纶效益良好。2019年上半年PX效益前高后低，19Q1“PX-石脑油”单位利润高达1467元/吨，而最新利润仅为302元/吨；PTA19年以来一直保持着较好效益，最新利润高达624元/吨；涤纶利润也一直处于较好区间（5月下旬除外），POY/FDY/DTY单位利润分别为376/399/290元/吨。（截止6月29日）图16：“PX-石脑油”环节盈利收窄（元/吨）图17：PTA环节盈利提升（元/吨）25002000150010005001801051802051803051804051805051806051807051808051809051810051811051812051901051902051903051904051905051906050“PX-石脑油”单位利润16001400120010008006004002000-200-400PTA单位利润请务必阅读正文之后的信息披露和免责申180105180205180305180405180505180605180705180805180905181005181105181205190105190205190305190405190505190605资料来源：中纤网，资料来源：中纤网，图18：涤纶环节盈利良好（元/吨）POY单位利润FDY单位利润DTY单位利润1400900400180105180205180305180405180505180605180705180805180905181005181105181205190105190205190305190405190505190605-100-600资料来源：中纤网，烯烃盈利趋势整体下行。乙烯方面，2019年上半年，石脑油、乙烷裂解、MTO路线利润分别为996、2693、602元/吨，较2018年全年均大幅下降。丙烯方面，2019年上半年，石脑油、PDH、MTO路线利润分别为424、1035、26元/吨。丁二烯方面，2019年上半年，碳四抽提、氧化脱氢分别盈利1278、-495元/吨。同乙烯类似，丙烯和丁二烯盈利均较2018年大幅下降。丙烯酸今年盈利大概率好于去年。2019年上半年，丙烯酸-丙烯单吨利润975元/吨，远高于2018年的565元/吨。2019年丙烯酸下游需求较2018年并未有大的改善，但今年盈利大概率好于去年，这主要受益于原料端丙烯价格骤降带来的边际改善。丁酮盈利表现弱于2018年。2019年上半年，丁酮单吨盈利877元/吨，低于2018 年平均水平。在行业缺乏国内需求和出口拉动的情况下，丁酮2019年盈利表现将弱于2018年。图19：乙烯：三种路线利润（元/吨）图20：丙烯：三种路线利润（元/吨） 5,500.003,500.001,500.00-500.0017-01-0317-03-0317-05-0317-07-0317-09-0317-11-0318-01-0318-03-0318-05-0318-07-0318-09-0318-11-0319-01-0319-03-0319-05-03-2,500.00乙烯-石脑油乙烯-乙烷乙烯-甲醇2,500.00丙烯-石脑油丙烯-丙烷丙烯-甲醇1,500.00500.00-500.00-1,500.0017-01-0317-03-0317-05-0317-07-0317-09-0317-11-0318-01-0318-03-0318-05-0318-07-0318-09-0318-11-0319-01-0319-03-0319-05-03-2,500.00资料来源：隆众资讯，wind，资料来源：隆众资讯，wind，图21：丁二烯：碳四抽提和氧化脱氢装置利润（元/吨）图22：丙烯酸单吨利润（元/吨）4,000.003,000.002,000.001,000.000.00-1,000.0017-05-0117-07-0117-09-0117-11-0118-01-0118-03-0118-05-0118-07-0118-09-0118-11-0119-01-0119-03-0119-05-01-2,000.00碳四抽提氧化脱氢丙烯酸-丙烯丙烯酸-丙烷5,500.004,500.003,500.002,500.001,500.00500.00-500.00-1,500.0017-01-0317-03-0317-05-0317-07-0317-09-0317-11-0318-01-0318-03-0318-05-0318-07-0318-09-0318-11-0319-01-0319-03-0319-05-03-2,500.00资料来源：中纤网，资料来源：中纤网，图23：丁酮单吨利润（元/吨）14,000.0012,000.0010,000.008,000.006,000.004,000.002,000.000.00丁酮-醚后碳四（右）丁酮（左）5,000.004,000.003,000.002,000.001,000.000.00-1,000.00-2,000.00请务必阅读正文之后的信息披露和免责申资料来源：中纤网，1.1.炼化竞争优势比拼根据EnergyAspect，2012-2015年间全球炼油产能净增长达到336.8万桶/日，而2018- 2020年间全球炼油能力净增长达到636.1万桶/日，扩张强度远远高于上一轮周期，预计本轮炼化供需矛盾应该比2012-2015年更为严苛。分析各炼化公司在未来比拼中的竞争力，我们选取全球各个区域市场最具竞争力的炼化企业，包括：美国的Phillips66（PSX）、瓦莱罗（VLO）、马拉松石油（MPC）；印度Reliance；韩国S-oil；中国台湾的台塑石化、中国的恒力石化、荣盛石化、恒逸石化、上海石化，具 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申体如下：1.1.1.规模优势：民营炼化优势显著加工能力方面，恒力、浙石化一期都达到2000万吨/年原油处理能力，恒逸文莱项目一期规模为800万吨。我国炼厂规模呈现结构性分化，单体炼厂规模偏小的特点，民营炼化项目在规模方面显著优于存量炼化企业。PX装置为例，截止2017年底我国国内存量PX装置供26套，其中规模最大为160万吨/年（宁波中金），平均规模64万吨/年，而韩国PX装置平均规模66万吨/年，日本装置平均规模仅为32万吨/年。恒力、浙石化、盛虹炼化单套PX装置200万吨以上，无论与国内存量PX装置，还是与日韩PX装置相比规模优势都非常明显。表2：民营炼化PX装置具有规模优势2017年底国内PX装置韩国PX装置日本PX装置民营炼化PX装置规模（万吨/年）装置数量261512恒力石化225*2最大规模(万吨/年)16013042浙江石化200*2最小规模(万吨/年)6.42516恒逸文莱150平均规模(万吨/年)646632盛虹炼化200*2装置数量261512恒力石化225*2资料来源：隆众资讯，中纤网，1.1.2.路线：高复杂系数、PX长流程、下游产业链优势尼尔森复杂系数决定炼油成本。1）高复杂系数：复杂系数是炼厂加工深度的衡量指标，对投资强度也有影响。炼厂的尼尔森复杂系数（NelsonComplexity）越高，代表着：1）.可以通过加工重质原油，以及产出高附加值产品，获取更好的裂解价差；2）同时项目的单位投资和折旧也越高。据各公司年报披露，瓦莱罗、Phillips66、Reliance、上海石化尼尔森系数分别为11.4/11.3/12.7/9.4。民营大炼化，据环评文件，恒力石化、浙石化尼尔森系数分别为13.2/12.0，具有较强的竞争力。图24：各炼厂（炼化项目）尼尔森复杂系数对比 上海石化恒逸文莱VLOVLO恒力石化Reliance浙石化14121086420尼尔森复杂系数资料来源：公司公告，2）多产PX，且长流程具有优势我们测算，在MX现金流平衡的时候，大炼化合理利润500-600元/吨。油价极低情形下，大炼化优势是明显的；油价正常情形下，（石脑油-原油）与（MX-石脑油）仍由各自环节供需决定。从历史看，大炼化PX环节取得500~1000元/吨的利润是合理的。图25：石脑油路线现金成本（左）vs大炼化PX完全成本（元/吨）图26：MX路线现金成本（左）vs石脑油路线完全成本（元/吨）700060005000400030002000100008006004002000(200)(400)800070006000500040003000200010000180016001400120010008006004002001601081604081607081610081701081704081707081710081801081804081807081810081901081904080石脑油路线亏现金时，大炼化利润？大炼化完全成本石脑油路线现金成本MX路线亏现金时，大炼化利润？石脑油路线完全成本MX路线现金成本请务必阅读正文之后的信息披露和免责申资料来源：Wind，百川资讯，，第一个为右轴，其他两个左轴资料来源：Wind，百川资讯，，第一个为右轴，其他两个左轴1.1.1.成品油市场：区域供需和裂解价差与炼厂桶油利润相关，炼厂个体差异同样重要Phillips66、瓦莱罗、马拉松石油主要市场为美国本土，Reliance主要市场为印度，S-oil主要市场为韩国国内，而台塑石化和恒逸文莱项目对应目标市场为东南亚地区，国内的浙石化项目、恒力炼化项目在拿到出口配额之前，在国内市场销售。1）区域供需全球市场，美国、韩国、印度成品油市场为成品油流出地。东南亚地区成品油消费量5763千桶/日，产量仅3859万桶/日，该区域成品油存在较大缺口。 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申国内市场方面，重点关注浙石化和恒力炼化所对应的浙江和辽宁市场。据国家统计局，浙江省内2016年成品油消费量1679万吨，而省内产量938万吨，省内成品油供给不足，需要从外省调运；而辽宁省内成品油消费量为1795万吨，而省内产量3256万吨，这是由于辽宁省内有大量的中石油系的炼厂，合计约8000万吨原油一次处理能力。在油品销售的竞争格局上，地处发达的长三角地区的浙石化更有优势。图27：美国、印度、韩国、东南亚成品油消费量vs产量资料来源：Bloomberg，图28：浙江省成品油供需情况图29：辽宁省成品油供需情况 资料来源：Wind，百川资讯，资料来源：Wind，百川资讯， 2）区域开工率比较全球范围来看，2019年6月全球炼厂平均开工率81，同期中国炼厂开工率76.5，美国炼厂开工率高达94，亚太地区炼厂开工率80。美国炼厂开工率最高，原因在于北美地区原油较其他地区折价高达6-10美元/桶，尽管美国成品油市场供需过剩，美国炼厂凭借可加工低价原油依然具有竞争优势。图30：全球炼厂开工率（）图31：中国炼厂开工率（）85201883817977752019202020188584838281807978777675201920201月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月资料来源：中纤网，资料来源：中纤网，图32：美国炼厂开工率（）图33：亚太炼厂开工率（）201820192020979593918987851月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月8520182019202083817977751月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月请务必阅读正文之后的信息披露和免责申资料来源：中纤网，资料来源：中纤网，图34：美国原油价格较其他地区折价明显Brent-WTI(美元/桶)Oman-WTI(美元/桶)14121086420 190102190202190302190402190502190602资料来源：Bloomberg，2）区域市场裂解价差及上市公司炼化板块盈利分析据Reuters，18/19年美国炼油利润分别为12.8/13.6美元/桶，欧洲炼油分别为6.3/5.6美元/桶，新加坡炼油利润分别为7.2/4.9美元/桶，Reliance炼油利润分别为11.6/9.2美元/桶。 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申上市公司之间的盈利差异（以单桶EBITDA为标准），除了体现区域市场裂解价差的差异之外，还有以下因素：a）上下游产业链配套，如在美国市场，Phillips66和马拉松配套中游储运以及下游销售终端，因此盈利好于不具配套优势的瓦莱罗。B）加工深度即复杂系数，Reliance的复杂系数高于其他几家，因此可以获得更好的裂解价差。C）成本控制因素，个体差异明显，下部分讨论。图35：美国、欧洲、新加坡、Reliance公司裂解价差资料来源：RIL，图36：美国裂解价差（美元/桶）vs美国炼厂EBITDA/B图37：亚太裂解价差（美元/桶）vs亚太炼厂EBITDA/B30EBITDA/b（美国公司）30EBITDA/b（亚太公司）25252020151510105500201020112012201320142015201620172018201020112012201320142015201620172018亚太裂解价差Reliance美国裂解价差瓦莱罗台塑石化上海石化Phillips66马拉松原油资料来源：JBC，资料来源：JBC，1.1.1.成本控制：操作费用有优势，财务费用、折旧成本有劣势1）操作费用有优势炼化公司操作费用（operatingexpense）包括能物耗、直接人工、销售费用、行政费用、研发费用等。通常来讲，人工成本较贵的国家，操作费用相对高。但上海石化单吨操作费用202元/吨，与海外巨头横向比较也属于较高水平，原因在国企员工数量庞大。对比民营大炼化和上海石化：上海石化成品油可依托中石化强大的销售渠道，销售费用率较低。浙石化、恒力炼化由于缺乏成品油销售渠道且国内油品市场面临过剩，在销售费用上将高于上石化。直接人工和行政费用方面，民营炼化优势明显，据隆众资讯，浙石化、恒力炼化 2000万吨/年炼化项目定员3000人上下，仅为上石化在职人数1/3。上海石化2018年报，单吨销售费用34元/吨，单吨管理费用167元/吨，假设浙石化、恒 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申力炼化、恒逸文莱单吨销售费用较上石化高30，单吨管理费用和直接人工为上石化1/3（主要考虑员工人数），估算浙石化、恒力炼化、恒逸文莱单吨操作费用100元/吨，低于北美地区的PSX和VLO，低于亚太地区的S-oil，略高于台塑石化。图38：各炼厂（炼化项目）单吨营业开支费用对比单吨营业开支费用（元/吨）300250200150100500PSXVLO台塑S-oil上海石化浙石化恒力炼化恒逸文莱资料来源：公司公告，1）财务费用有劣势Phillips66、瓦莱罗、马拉松石油、Reliance、台塑、S-oil、上海石化7家公司过去5年平均单吨财务费用分别为15/28/36/55/11/-8/1元/吨，具有竞争力的炼厂是现金牛企业，普遍负债很轻，单吨财务费用较低，甚至为负。展望民营大炼化项目财务费用，浙石化一期、恒力炼化、恒逸文莱投资额分别为901/562/235亿，假设投资额的70来自于银行借款，以现有的利率成本（4.9）*项目预计借款估算，浙石化一期、恒力炼化、恒逸文莱单吨财务费用分别为155/96/101元/吨，与成熟炼厂相比处于劣势。图39：各炼厂（炼化项目）单吨财务费用对比单吨财务费用（元/吨）180160140120100806040200(20) 资料来源：公司公告，1）折旧摊销成本相对劣势Phillips66、瓦莱罗、马拉松石油、台塑、S-oil、上海石化过去5年平均折旧摊销分别为52/121/143/181/51/109元/吨。上海石化的吨折旧摊销从2013年后稳步下降，随着后面 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申的几个较大投资完成计提折旧，吨折旧摊销还将进一步下降，其在这方面的成本优势还将进一步扩大。展望民营炼化项目投产后的折旧摊销，浙石化、恒力石化、恒逸文莱项目总投资分别为901/562/235亿（浙石化901亿元包括乙烯，扣除210亿乙烯投资），按15年计算折旧估算浙石化、恒力石化、恒逸文莱单吨折旧摊销分别为230/187/196元/吨，较成熟炼厂折旧摊销高。单位DDA高来自两个方面：1）尼尔森系数较高，这将对应更好的加工价差，可以抵消掉一部分单位DDA高的影响；2）新装置尚未经过折旧账面净值较高，而上海石化作为经过多期扩建改造的老装置，折旧已经逐年下降。图40：各炼厂（炼化项目）单吨折旧摊销对比单吨折旧摊销费用（元/吨）250200150100500PSXVLOMPC台塑S-oil上海石化浙石化恒力炼化恒逸文莱资料来源：公司公告，表3：各炼厂（炼化项目）单吨DDA竞争力对比单吨折旧摊销费用（元/吨）尼尔森系数DDA竞争力（尼尔森系数/单吨DDA*100）PSX5211.321.5VLO12111.49.4MPC143--Reliance-12.7-台塑18110.96.0S-oil51--上海石化1099.48.6浙石化23012.05.2恒力炼化18713.27.4恒逸文莱1968.14.1资料来源：、公司公告，1.1.1.综合比较炼化行业具有后发优势。我国民营大炼化在产业链布局一体化优势显著；单体规模上不及Reliance，明显优于北美炼厂和国内其他炼厂；在加工深度方面与国际巨头相比同样具有优势；操作费用方面也处于领先水平。但其在财务费用、折旧成本较成熟同行相比处于劣势。另外成品油销售若局限于偏过剩的国内市场，存在一定压力，亟待突破。 图41：海外炼厂综合优势比较图42：国内炼厂综合优势比较 PSXRelianceVLO台塑MPCS-oil上海石化浙石化恒力炼化恒逸文莱单体规模单体规模折旧程度财务费用操作费用复杂系数成品油市场折旧程度财务费用操作费用复杂系数成品油市场资料来源：，公司公告，资料来源：公司公告，1.油服：持续复苏，量价弹性有望体现1.1.国际持续温和复苏2014到2018年，全球油气资本开支下降了49，而油气产量增长了11。2019年全球油气资本开支预计接近5000亿美金，比2014年的历史高峰低了3000亿美金。整个产业链花了更少的钱，办了更多的事，这要“归功”页岩油使资本开支短期化。但是页岩油的开发存在跑步机效应。2018年，页岩油钻井中有54用来抵消老井衰减的影响。到2021年，这个比例会上升到75。除此之外，母子井的影响、甜点区域的消耗、以及水平段长度和压裂砂使用量逐渐到了瓶颈，单井产量也面临挑战。很可能在2020年以后，原油市场需要更多常规产量增长来补充。图43：页岩油的跑步机效应：需要多少新井以抵消衰减？（左轴：千桶/天，右轴：口井）-(100,000)(200,000)(300,000)(400,000)(500,000)(600,000)(700,000)Jan-14Apr-14Jul-14Oct-14Jan-15Apr-15Jul-15Oct-15Jan-16Apr-16Jul-16Oct-16Jan-17Apr-17Jul-17Oct-17Jan-18Apr-18Jul-18Oct-18Jan-19Apr-19Jul-19Oct-19Jan-20Apr-20Jul-20Oct-20(800,000)2,500.002,000.001,500.001,000.00500.000.00请务必阅读正文之后的信息披露和免责申老井衰减钻井数量保持产量平稳所需钻井数量 资料来源：EIA，2019年4月以后为预测，老井衰退为左轴，其他为右轴2019年，全球原油资本开支将继续小幅增长5，增速基本持平。与2018年页岩油支撑开支增长不同，2019年常规油气资本开支支撑了增长，主要来自中东天然气和南美海上项目。2019年全球油气资本开支有两个亮点：一是NOC，二是海上。NOC：中国石油、中国石化2019年勘探开发分别计划增加资本开支16、41左右。中国不是个例。巴西国家石油公司计划19-23年均138亿美金资本开支，比2018年的115亿增幅20。墨西哥国际石油公司计划2019年资本开支增加41。NOC资本开支普遍增加 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申的现象，可以理解为前期资本开支不足带来储量下降，之后的自我调整。2520151050美国裂解价差亚太裂解价差海上：2017年以来海上项目获批量出现增长趋势，但出现两大特征——低成本和短期化。中海油上游成本从2014年的48美金/桶下降到2018年约30美金/桶，资本开支连续低于年初规划，也与压缩单位资本开支、压油服价格有关。壳牌在墨西哥的Vito油田项目盈亏平衡点降到了35美金/桶，而且建设期短至3年。图44：全球名义油气资本开支（十亿美金）图45：按资产类型划分的全球上游油气投资份额资料来源：IEA，资料来源：IEA，我们认为，上游长周期投资信心修复，油服处于复苏初期。尽管油公司仍然偏好短期资本开支，但2019年资本开支增长点已经出现一定积极变化——从投资周期在1年之内页岩油气，逐渐转向投资周期在3年左右的常规项目。这一转变并非完全出于油价考虑，也出于对自身资产储量寿命的考虑。未来油公司的风险偏好的进一步上升，愿意花更多钱在风险勘探和早期项目上，或许需要油价再上一台阶且维持较长时间，来支撑油公司的投资信心。对于油服行业而言，尤其是非页岩的常规油服，2018年是需求增长的第一年，2019年是第二年，增速非常温和。只要油价维持60美金/桶左右的中枢区间，油公司对于储量寿命的考虑就足以支撑油服需求继续温和复苏。假如油价存在向上弹性，油服需求空间有望快速释放。1.1.国内再现“石油大会战”2019年5月，国家能源局组织召开大力提升油气勘探开发力度工作推进会，明确要求石油企业不折不扣完成2019-2025七年行动方案工作要求。石油行业高质量发展现阶段已经上升至国家能源安全的长效需求。“三桶油”今纷纷响应：中国海油已经编制了强化国内勘探开发“七年行动计划”，到2025年，公司勘探工作量和探明储量要翻一番。中国石油积极组织编制完成了《2019—2025年国内勘探与生产加快发展规划方案》，进一步加大中国石油风险勘探投资，2019-2025年每年安排50亿元，是目前年度投资的5倍。中国石化表示举上游全局之力，全力实施好“大力提升油气勘探开发力度七年行动计划”，全面完成稳油增气降本目标任务。2019年中海油、中石油、中石化上游资本支出目标分别为700-800亿、2282亿、596亿，相比18年分别增加13~29、16、41。2019Q1中海油和中石化上游资本支出为141亿、56亿，均未达到目标的1/4水平，而中石油一季度整体资本性支出仅增长3，因此若要完成目标，上游资本开支必然提速。图46：“三桶油”上游资本支出（亿元） 中国石化中国石油中国海油5,000.004,000.003,000.002,000.001,000.000.00201420152016201720182019E资料来源：公司公告，1.1.油服公司比较：重资产油服公司在景气回升期弹性更明显油服公司按资产结构及其对业绩弹性，可以分为轻资产型和重资产型公司。重资产型公司在景气下行和低迷期，业绩表现会比较差；而在景气回升期，弹性会更明显。把国内几家主要的油服公司，从资产结构、成本结构角度，从“轻”到“重”做个排序。虽然样本有限，但是可以看出大体规律：设备公司（杰瑞股份、石化机械）最“轻”、工程公司（中油工程、海油工程）其次、技术服务公司（华油能源、安东油田服务）再次、设备服务公司（石化油服、中曼石油、中海油服）最“重”。图47：油服公司成本结构（各项成本/收入，左轴），和固定资产占比（右轴）100.0轻资产重资产70.080.060.040.020.060.050.040.030.020.010.0请务必阅读正文之后的信息披露和免责申0.00.0DDA人力物耗及分包其他成本毛利率固定资产/总资产资料来源：公司公告，上一轮周期很多油服公司受过严重伤害，当时一些油服公司购置新设备、大量招聘员工，之后2014年底到2015年油价暴跌之后，这些设备和员工成为了巨大的负担。痛苦的记忆直接导致了，面对这一轮需求复苏，油服公司资本开支回升的意愿并不强。以最为重资产的两家——中海油服、石化油服举例，2017年相比前期高点资本开支下降73和86，而2019年规划的资本开支仅恢复到历史高点的1/3左右。还有一个新趋势——设备租赁，目的是轻资产化。石化油服与太平石化金融租赁签订了10亿元的融资租赁业务，这10个亿在资产负债表上就从固定资产变成了负债。少做资本开支，那么应对市场需求增长，必然要增加分包和经营租赁。中海油服2018年各业务板块成本中，分包和经营租赁比例都有所上升。石化油服也是如此。 图48：油服公司资本开支意愿恢复不明显（资本开支，单位：亿元） 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申1008060402002010201120122013201420152016201720182019E中海油服石化油服中曼石油安东油田服务华油能源海油工程中油工程资料来源：公司公告，1.天然气：消费增速回落，管网独立利好气源多元化1.1.多种压力导致天然气消费增速回落“煤改气”的拉动作用减弱。国家能源局在《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》提出，“以运行成本最低为原则确定各地区清洁供暖路线，城镇地区重点发展清洁燃煤集中供暖，农村地区重点发展生物质能供暖”，“煤改气”的发展将受到更多低成本清洁取暖方式的挑战。根据《中国散煤综合治理调研报告2018》，2017年估算实现减少散煤6500万吨，2018年目标实现减少散煤在6000万吨左右，距离2020年2亿吨的目标仅剩7500万吨左右。因此，19/20年的“煤改气”对于天然气增速的拉动作用相比17/18年将有所减弱。经济性不足抑制居民和工商业用户的消费提升：1）居民使用天然气供暖成本较高。从成本角度上看，燃煤锅炉集中供暖是成本最低的供暖方式，而用燃气锅炉则是成本相对较高的取暖方式，“气代煤”取暖费用支出是散烧煤的2倍左右。对于新改造的“气代煤”用户，在改造初期，由于自身取暖燃气用量和补贴发放等问题并不十分清楚，因此普遍会谨慎选择控制燃气用量以节约支出，这就导致实际天然气供暖需求增长低于预期。图49：经济增速与天然气消费增速16.025.014.020.012.010.015.08.06.010.04.05.02.00.00.0资料来源：wind，图50：不同取暖方式的年成本比较（单位：元/m2*年） 资料来源：《中国散煤综合治理调研报告2018》，1）在工业领域，天然气作为燃料相比LPG和燃料油成本要高，且因管道气价格进入春夏季仍维持在冬季的相对高位，经济性削弱。在交通领域，虽然天然气成本具有经济优势，但是随着油价下行，经济性也在减弱。图51：天然气（元/方，右轴）与LPG（元/吨）价差图52：天然气（元/方，右轴）与燃料油（元/吨）价差9,000.003.89,000.003.87,000.005,000.003,000.001,000.00-1,000.003.63.43.23.02.87,000.005,000.003,000.001,000.00-1,000.003.63.43.23.02.8价差LPG工业天然气（右轴）价差燃料油工业天然气价（右轴）资料来源：wind，资料来源：wind，图53：CNG（元/方）与汽油（元/吨）价差图54：LNG（元/吨，右）与柴油（元/吨）价差10,000.008,000.006,000.004,000.002,000.000.006.05.55.0 4.54.03.510,000.008,000.006,000.004,000.002,000.000.0010,000.008,000.006,000.004,000.002,000.000.00 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申价差汽油CNG（右轴）价差柴油LNG（右轴）资料来源：wind，资料来源：wind， 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申1.1.管网独立有利于气源多元化天然气市场供求具有明显的“以产定需”、“以运定销”特点，在一体化运行模式下，可以通过企业集团内部统一控制和协调，比较容易保持供需的基本平衡。但是在这种模式下，下游燃气公司业务拓展受管道和气源制约比较严重，不利于终端用户的消费提升。我国无论是天然气主干管道还是LNG接收站，大多数都位于“三桶油”手中。管网独立以后，可以有更多上游主体参与到产业链竞争中，燃气公司可以根据自身发展需要，在非常规气源、进口LNG等方面有更多元化的选择，实现利益最大化。表4：燃气企业面对管网独立采取的策略燃气公司相关措施新天然气收购亚美能源，布局上游煤层气新奥能源签订海外LNG长协，获取进口LNG资源北京燃气蓝天参股京唐LNG接收站北京燃气集团参股四川页岩气公司，参与上游页岩气项目重庆燃气合资组建页岩气销售公司深圳燃气自建LNG接收站广州燃气签署协议获得广东大鹏接收站的使用权资料来源：各公司官网，2.投资观点2019年上半年，油价反弹，而化工品价格大部分下跌，炼化盈利受到压缩。展望下半年：原油市场：下半年预计中枢值预计仍在55~60美金/桶之间。从需求季节性和管道因素，我们认为Q3偏弱，Q4有望回升。油价（代表供给支撑）和炼油盈利（代表需求压力）之间的博弈还将继续。OPEC对库存和价格的滞后反应，可能使波动然较强。炼化方面：需求疲弱，但供给端余威尚在，阶段性反弹行情或时而出现。而未来2年，民营炼化要比拼的是综合实力，包括产品链结构、下游销售渠道、成本控制以及财务税收结构等。油服板块：国内钻井压裂使用率也达到较高水平，价格和毛利率也比去年有所上浮。景气复苏趋势良好。投资方面：在“价值”和“趋势”的考量上，炼化板块和油服板块都需要权衡。在标的的选择上，宜优中选优。关注：1）炼化板块的超跌反弹机会，推荐恒逸石化、荣盛石化、恒力股份、卫星石化。2）油服板块的低估值修复机会，推荐海油工程、中海油服、中油工程。3）中国石化超跌和高分红率的价值，以及中国石油股份（H）管网拆分落地后的投资机会。表5：重点标的推荐股票代码股票名称收盘价2019-07-05投资评级2018AEPS(2019E元)2020E2021E2018AP/2019EE2020E2021E600028.SH中国石化5.42买入0.520.520.490.5010.4210.4211.0610.8400857.HK中国石油股份4.25买入0.290.270.27151616600346.SH恒力石化12.02买入0.661.361.922.0018.218.846.266.01002493.SZ荣盛石化11.95买入0.260.671.251.4245.9617.849.568.42000703.SZ恒逸石化13.85买入0.751.851.8820.0710.117.497.37 1.37002648.SZ卫星石化15.18买入0.881.281.662.8217.2511.869.145.38601808.SH中海油服9.54增持0.010.240.750.83954.0039.7512.7211.49600339.SH中油工程4.22增持0.170.290.380.4624.8214.5511.119.17 请务必阅读正文之后的信息披露和免责申603619.SH中曼石油19.23增持0.071.361.56274.7114.1412.33600256.SH广汇能源3.56买入0.260.390.560.6413.699.136.365.56600623.SH华谊集团7.76买入0.851.351.429.135.755.46600746.SH江苏索普7.00增持0.010.050.09700.00140.0077.78资料来源：，注：PE=收盘价/EPS，中国石油股份货币单位：港币'