油价反弹，油气开采板块有望走出寒冬

石化产业链概述。石油化工产业作为大能源行业的重要组成部分，有着非常清晰和发展成熟的产业链。石油化工产业主要由勘探与生产、炼油与化工、销售等几个环节组成，一条完整的石油化工产业链由上游、中游和下游构成。

油气储量分布。截至2015年末，世界原油已探明储量为16976亿桶，按照2015年的产量速度可满足全球约52年的石油需求。世界范围的油气储量处于“三七分布”，OPEC成员国原油储量占全球总储量的71.4%。全球的已探明天然气总储量为6599.4万亿立方英尺，其中已探明天然气储量最多的国家是伊朗，俄罗斯和卡塔尔，这三个国家拥有全球近一半的天然气储量。中国2015年拥有天然气135.7万亿立方英尺，占全球天然气资源的2.1%。

石油勘探与生产。石油勘探与生产是将原油和天然气从地下或海底的矿藏里开采出来的过程，根据开采地域分类包括陆上勘探和开采和海上勘探与开采。由于石油和天然气属于流体，与固体矿产相比，有其独特的生成和聚集规律。石油聚集的地方并不是生成的地方，石油在生成后必须通过运移流动聚集在有利的圈闭里。油气藏形成的最重要的条件有两个：充足的油气来源和有效的圈闭。

石油勘探开采成本逐年提升。上游业务存在勘探、开发和生产三个阶段，由此可以对应建立三个阶段的油气成本指标，即发现成本（或称勘探成本）、开发成本和生产成本（或称操作成本），用来反映石油公司在这三个阶段的竞争能力或价值实现能力。由于开采难度加大、物料及人工成本增加等因素影响，发现成本、开发成本和生产成本呈现逐年上升态势，2004-2013年间，全球六大石油企业的发现成本、开发成本和生产成本的年均增速分别为11.95%、10.75%、14.42%。

油价低迷，上游行业遭遇寒冬。自2014年下半年以来国际油价大幅下跌，布伦特油价曾一度跌破30美元/桶，为上游从事油气开采行业的企业带来了巨大的压力，仿佛进入了寒冬期。国外和国内大型油公司上游盈利能力大幅下挫，纷纷削减上游资本开支，由此对从事油服行业企业造成了沉重的打击，油服业务陆续开始出现亏损、现金流持续下降。我们认为目前油价整体处于上升通道，短期震荡但不改上行趋势。随着油价回升，油公司及从事油田服务公司的业绩将逐渐得以改善，破冰之旅正在进行。

油价：预计2017年原油均价同比提升20-30%。我们认为原油价格有望企稳回升，理由：

（1）2017年1月起OPEC及非OPEC协议减产约180万桶/日（约占全球总产量的2%）；

（2）2015-2016连续两年资本支出大幅下降将会对原油产量产生影响；

（3）经过前两年的增产后，OPEC剩余产能大幅下降。我们预计2017年布伦特原油均价55-60美元/桶，同比增长20-30%。

炼化行业高景气

预计炼化行业盈利高点出现在2016-18年。我们认为石化行业的景气周期一般为6~8年，前两次景气顶点分别出现在2004~2006年、2010~2011年，下一次行业景气顶点有望在2016~2018年出现。从乙烯-石脑油价差来看，在2004~2006年、2010~2011年，这一价差分别达到了阶段性的高点。目前乙烯-石脑油价差处于高位，石化行业处于高景气。

我国炼油产能过剩，地方炼厂发展迅速。截至2016年底，我国炼油能力约为7.5亿吨/年，与2015年基本持平。由于产能过剩，2011-2016年国内主营炼厂开工率呈现出下行趋势；而地方炼厂由于原油进口权和使用权的放开，原油可获得量大幅提高，从2015年起开工率出现大幅回升。2016年主营炼厂平均开工率达86.2%，较2011年90.3%的开工率，下降4.1个百分点；而地方炼厂开工率为52.0%，相比2011年40.8%的开工率，上涨11.2个百分点。

原油对外依存度提升，进口地呈多样化。2016年我国原油表观消费量为5.78亿吨，其中进口量达3.81亿吨，同比增长13.6%，对外依存度提高到66%。中东、非洲、俄罗斯仍是我国主要的进口原油来源地，从委内瑞拉、巴西、哥伦比亚等国的原油进口有显著提升，我国的原油进口呈现多元化。

柴油需求下滑导致成品油需求回落，柴汽比结构变化显著。2016年我国成品油表观消费量3.15亿吨，同比减少0.5%；成品油出口量大幅增长50.7%至3819万吨；成品油净出口量进一步增加，国内成品油供应过剩趋势明显。成品油需求回落主要由于国内经济增速放缓，再加上环境污染严重、环保要求日益严格等因素，柴油的需求被不断抑制。2016年国内柴油汽油的消费比从高峰时期的2.2以上，下降到2016年的1.37，降幅明显。

油气行业市场化进程加快。2015年我国进口原油使用权进一步放开，同时多家地方炼厂获得原油进口权，2016年原油非国营贸易进口允许总量达8760万吨。以上举措有助于地方炼厂参与到炼油环节的竞争中，炼油行业的市场化步伐加快。此外成品油定价机制进一步调整，未来有望向更加市场化的方向发展。

油价企稳回升有助于炼油行业盈利能力的提升。我们预计2017年原油均价为55-60美元/桶，同比上涨20%-30%，随着供给端的改善，原油价格有望回升。由于炼油企业一般都会有1-2个月的库存，在油价上涨过程中，炼油企业有望获得一定的库存收益，从而提升其盈利能力。

成品油供需宽松，零售市场利润空间大

成品油供需宽松，2016年产消增速回落，出口量大幅增长。2016年，国内成品油产量为3.48亿吨，同比增长3.1%，增速较2015年下降3.5个百分点；表观消费量为3.15亿吨，同比减少0.5%。成品油消费回落主要由于国内经济下行，柴油需求减少；同时汽油、煤油需求增速放缓。国内需求不足带来出口量大幅增长，2016年成品油出口量为3819.38万吨，同比大幅增长50.7%；净出口量达3354.44万吨，同比增长57.7%。

供给端：地方炼厂迅速发展，预计2017年供应进一步增加。2016年我国炼油能力达7.5亿吨，其中中石化、中石油和以地方炼厂为主的其他炼油企业分别占34.5%、25.0%和32.9%。由于原油进口权和进口原油使用权的放开，地方炼厂开工率迅速提高，成为国内炼油产业的重要组成部分。随着2017年华北石化、云南石化、惠州炼化等项目上马，预计我国净增炼油能力3500万吨，成品油供给进一步增加。

需求端：柴油需求疲软，预计2017年成品油需求中低速增长。随着我国经济增速放缓，小排量汽车、新能源汽车和高铁迅速发展，我国柴油消费持续低迷，汽油、煤油消费增速放缓，预计2017年成品油需求中低速增长，成品油供需进一步宽松。

成品油销售资质放开，定价市场化。2007年起，商务部对外开放成品油批发、零售经营权，民营企业进军成品油销售市场热情高涨。2007年至今颁布的成品油批发资质企业总数达389家，其中中字头企业仅占21%，其他国有及民营企业占据74%。同时，成品油定价机制进一步调整，未来有望向更加市场化的方向发展。

成品油批发端市场化程度高，零售端利润空间大。由于成品油供需宽松，地炼与主营销售单位开启价格战以争夺市场，成品油批发市场利润受到压缩整体下行。而零售端下游消费者议价能力较弱，且发改委设立40美元/桶的调控下限，加油站利润持续扩大。2015年至今，国内93#汽油批零价差由685元/吨上升至1220元/吨，涨幅达78%；0#柴油批零价差由441元/吨上升至833元/吨，涨幅达89%。

加油站拓展非油业务，向综合服务商转变。为了应对成品油市场日益激烈的竞争环境，中石化、中石油率先拓展便利店、汽车美容等非油业务，非油业务收入实现快速增长。2015年，中石化非油业务营业额达248.32亿元，同比增长45.2%；中石油非油品营业额达124.2亿元，同比增长25.6%。目前，海外石油企业的非油销售收入在加油站整体收入中占比已经达到30%以上。未来随着国内加油站竞争加剧，提升非油业务收入、向综合服务商转变将是加油站发展的重要方向。

炼化高景气，关注油气设备及工程类机会

炼化装置一体化已经成为炼化厂发展趋势。炼化分为炼油和石油化工两个部分，处于石油化工整体产业链中上游，炼油就是将原油进行分馏，经过减压蒸馏、催化重整、加氢裂化等环节，生产出汽油、煤油、柴油等燃料油，化工部分就是将原油制取乙烯、丙烯、丁二烯等化工产品。随着炼油化工生产技术的进步和下游需求不断细分和扩大，炼化一体化已经成为石化行业发展的主要趋势，一体化经营不仅可以将炼油的废料进行有效利用，还可以使得其效益会呈指数级增长，竞争优势明显。

全球炼化行业：清洁能源推广促进炼油装置更新，乙烯产能还将大幅增长。全球炼油能力保持稳定增长，2015年全球炼油能力48.28亿吨/年，近15年复合增长率1.1%。世界炼油格局呈现亚太、北美和西欧地区三足鼎立，新增炼油能力主要来自中国、土库曼斯坦、印度、伊朗和美国，占新增总量的60%以上。清洁能源推广抬高炼油门槛，各地炼油厂都在努力降低燃料油的含硫量，未来仍有新老装置替代。

全球乙烯产能稳定增长，区域集中度高，乙烯装置数量保持增长，行业开工率保持90%左右，未来乙烯产能还会保持大幅增长，其中美国计划到2020年前新增1253万吨乙烯产能。

我国炼化行业：石化产业集聚加快炼厂一体化建设。我国炼油能力不断提升，2016年底，我国炼油能力为7.5亿吨/年，近7年复合增速3.2%。区域化集中度高，新增炼油能力与淘汰落后产能同步，原油加工能力结构发生显著变化，二次加工能力明显增强。炼油主体多元化，中石油、中石化与地炼三足鼎立，三者占比90%以上。

我国重点建设七大石化产业基地，推进石化行业集聚发展，加快我国炼油能力增长和行业集聚化。十三五期间多重利好调整，炼油行业有望迎来新一期产能扩张，预计2017-2020年分别新增炼油能力4300万吨，5850万吨，3050万吨，9600万吨，到2020年我国前期规划在建的项目将有1180万吨乙烯产能集中投产，届时我国乙烯产能有望达到3490万吨/年。

炼厂建设投入巨大。目前新建千万吨炼厂的投资金额一般在200亿以上，考虑到炼油细分项目及下游化工装置存在不同，以及项目必要的配套工程和依托工程也有差异，投资金额与炼油能力不成正比，在我们研究的9个大型炼化一体化项目中，新建千万吨炼厂的资本支出大约在每千万吨炼油能力200-400亿元左右，平均值在322亿/千万吨炼油能力，中位数为332亿/千万吨炼油能力。

炼厂工艺及设备。石油炼化常用的工艺流程是常减压蒸馏、催化裂化、延迟焦化、加氢裂化、加氢精制、催化重整。在这一系列的流程中，主要的设备类别有：机泵、压缩机、管道与阀门、换热器、反应器、塔、加热炉和储罐。其中较为核心的炼化设备包括在常减压蒸馏中使用的常压蒸馏塔和减压蒸馏塔；催化裂化、加氢裂化和加氢精制环节中使用的提升管反应器和加氢反应器等设备。

油气体制改革：打破垄断，央企改革

油气体制改革方案印发。中共中央、国务院印发《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》（以下简称《意见》，部署八个方面重点改革任务：

（1）完善并有序放开油气勘查开采体制。（2）完善油气进出口管理体制。（3）改革油气管网运营机制。（4）深化下游竞争性环节改革。（5）改革油气产品定价机制。（6）深化国有油气企业改革。（7）完善油气储备体系。（8）建立健全油气安全环保体系。

我们认为油气体制改革主要分为两部分：（1）管制放松、打破垄断。改革将覆盖油气全产业链，主要将在油气区块勘探开采、油气进口权、油气管网及储备设施等基础设施建设、油气价格等方面引入民营及社会资本，推进市场化改革。（2）央企改革。民企进来后，央企要主动改革以应对调整与竞争。因而央企会主动进行混改，改革方向为：专业化重组，平台化整合。

行业改革：打破垄断，管制放松。石化行业改革将主要在油气区块、油气进口权、油气管网、油气价格、油气储备等领域引入民营和社会资本，推进行业市场化进程。石化各领域引入民营及社会资本的试点已在前几年逐步展开，未来在《意见》的指导下，石化行业的改革将进一步深入。

央企混改： 专业重组、平台整合。 随着民营资本的引入，石化央企自身也会推进改革，提升经营水平。“三桶油”对旗下资产进行专业化重组、平台化整合将是改革的方向。通过实现单一业务板块的整合重组上市，实现资产证券化，既减少了同业竞争、提升了效率，也有助于实现企业价值的最大化。“三桶油”旗下资产重组并上市有助于中国石油(601857,股吧)、中国石化(600028,股吧)、中国海油进行资产重估。

重点关注：我们认为有两点值得关注。意见中明确提出：（1）推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制。（2）国有油气企业专业化重组整合。

天然气产业链改革值得重点关注。《意见》指出，推进非居民用气价格市场化，进一步完善居民用气定价机制。加强管道运输成本和价格监管，按照准许成本加合理收益原则，科学制定管道运输价格。未来我国天然气价格改革将遵循“管住中间、放开两端”的原则，即管输费实行指导价，上游井口价、下游门站价实现市场化定价。随着气价改革的深入天然气产业将获得发展良机。

国有油气企业的重组整合。《意见》指出，支持工程技术、工程建设和装备制造等业务进行专业化重组，作为独立的市场主体参与竞争。2015年，中国石化完成对旗下油田服务及油气设备类资产的专业化重组整合并上市；2016年中国石油完成对旗下工程建设、金融业务的专业化重组整合并上市。在石化行业体制改革方案出台后，石化央企混改将进一步推进。

全产业链快速发展，天然气行业有望长期景气

全球天然气行业概况。全球天然气探明储量稳步增长，其中大部分集中在中东和欧洲地区，北美地区探明储量增长明显。2015年全球天然气产量达到3.53万亿立方米，近15年复合增长率为2.5%，新增产量主要来自中东、亚太和北美地区，其中美国贡献了北美地区所有新增产量。2015年全球天然气消费量达到3.47万亿立方米，近15年复合增速2.5%，全球天然气供需保持宽松，区域性供需差逐渐扩大，国际贸易活跃度上升，北美实现自2001年首次供给平衡，美国未来有望成为天然气出口国。

我国天然气行业概况。我国已成为世界第一大能源消费国，但天然气在一次能源使用占比不足6%，远低于世界平均水平。常规天然气探明率仅为19%，尚属于勘探前期，剩余可采储量3.78万亿立方米，储产比30.4，非常规天然气潜力巨大，页岩气技术可采量超过美国，位居世界第一。近年天然气国内供给能力快速增长，近15年复合增速超过10%，天然气进口格局基本形成，主要资源国超过15个。天然气消费量增长迅速，近15年复合增长15%，其中70%需求量来自工业燃料和城市燃气。

供给端实现国内稳步增产与进口长期保障。国内方面，我国天然气勘探逐步深入，后续地质资源勘探难度加大，非常规气储量丰富，未来深度开发还需技术进步。短时间内常规天然气增产并无储量压力，预计成为国内增产的主要力量，主力气田稳定生产，增产潜力巨大。长期来看，非常规天然气产量占比有望提升，未来有望成为国内增产主力。进口方面，目前我国已完成进口气四大通道的布局，其中管道气主要来自中亚、俄罗斯和缅甸，LNG主要来自签订长期合同（SPA）的5个国家，管道气已实现气源多元化，SPA合约将长期保障进口LNG能力。

中游基建加速，输储设施连接上下游。我国天然气中游基建设施加速建设，主要包括天然气管道、LNG运输工具、LNG接收站以及储气库。我国天然气管道主干线基本形成，2015年底天然气管道7.2万千米，区域性管道仍需完善，管道线将加速建设。

LNG运输工具多元化，公路运输技术成熟，船运发展迅速，铁运值得期待。LNG接收站加速建设，预计到2020年，我国投运的LNG接收站达到21座，接收能力达到6880万吨，基本满足SPA照付不议义务量。储气库成为我国天然气发展的最大瓶颈，目前商业模式有限，缺乏独立盈利能力，并且总量不足，分布不合理，随着政策引导支持，预计十三五期间储气库也将加速建设。

下游四大类需求齐增，看好细分市场需求。根据《天然气发展十三五规划》，我国天然气消费量到2020年将达到3488亿立方米，复合增长率为14.1%。工业燃气方面，国家着力推进“油改气”项目，预计工业燃料领域天然气消费量到2020达到877亿立方米，年复合增速为10%以上。城市燃气方面，随着城镇化稳步推进，气化人口增加，天然气消费有望加速，预计城镇燃料用气量到2020年达到330亿立方米，复合增速10%以上。

发电方面，加快建设天然气调峰电站和分布式能源项目，预计2020年天然气发电装机规模达到1.1 亿千瓦以上，占发电总装机比例超过5%，预计用气量年复合增速13.5%。化工用气方面，化工产品价格稳定，化工用气有望保持平稳。LNG车船空间巨大，随着加气站建设加速，有望成为需求爆发的细分市场。