石油化工：不宜继续悲观

蒋李

2019年，是资本市场对石油化工行业持续调低预期的一年。在原油、天然气、油服（油田技术服务和装备行业）、炼化等细分领域中，只有油服板块走出了超预期行情。

天风证券相关研报表示，“展望2020年，一是对行业不宜继续悲观；二是关注市场酝酿的重要变化”。

原油：2020年全球供需有望维持平衡

2019年，原油供需状况从2018年下半年的严重过剩，扭转为基本平衡并小幅去库存，Brent原油期货价格比年初反弹17%。

先看需求端的情况。2011年以来，GDP每增长0.1%，全球原油需求平均增长约3.88万桶/天。国际货币基金组织预测，2020年全球GDP增速为3.6%。由此判断，2020年原油消费约120万桶/天。

再看看供给端的部分核心因素。

一是美国页岩油增长量可能环比下滑。页岩油，指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源。从目前数据来看，到2020年中期，新井带来的产量增长难以抵消老井衰减，产量将环比回落。

天风证券相关研报预测，2020年，美国页岩油及液态天然气（NGL）产量总增量约80万桶/天，将比2019年总增量（预估160万桶/天）明显下降。

二是长周期项目仍能提供增量。

天风证券相关研报表示，“常规项目在2020-2022年贡献的增量的确比 2016-2019 年下台阶，但是并不会出现常规项目断崖式下降。一些新发现的海上项目，以及海上项目整体降本后经济性尚可，仍能提供一些增量”。

具体而言，2016-2019年，全球原油新项目除巴西外几乎都来自陆地，包括俄罗斯、加拿大、哈萨克斯坦等；2020-2022年，全球原油新项目大都来自海上，包括巴西、挪威、圭亚那等。

天风证券相关研报表示，海上项目过去几年成本下降了30%-40%，不再是传统意义上的高成本项目，“即使在中等油价下也能获得良好回报率”。

天然气：市场酝酿变局

2020年，天然气短期内还难以形成“多主体格局”。国内“气改”（天然气定价机制改革）不同于“电改”（电力定价机制改革），上游供气商的垄断性非常强，短期内难形成多主体格局。

“气改”与“电改”思路类似——管住中间、放开两头，即中游输电或输气网络自然垄断属性按照公用事业监管，上下游引入市场竞争。不过，电力供给格局非常分散，天然气上游供气企业主要是中石化、中石油、中海油等“三桶油”。天风证券相关研报表示，即使改革完成，该格局在短期内不会有实质变化。

再看输气环节，原本国内天然气主干管道绝大部分在中石油手中，未来有部分资产将由国家管网公司承接。“配气+售气”环节，是城市燃气公司的业务范围，特许经营权带来的区域性壟断格局不会明显变化。

最大变化，则在于国家油气管网公司的建立。根据中国石化经济技术研究院发布的《2019中国能源化工产业发展报告》，国家油气管网公司的建立将分阶段进行：首先，中国石油、中国石化及中国海油将旗下管道资产及员工剥离并转移至新公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例；其次，国家管网公司获得注入资产后，拟引入占总股本比例约为50%的社会资本。新资金将用于扩建管网，管网公司则将寻求上市。

国家管网公司正式成立并完成资产交割之后，将会给下游燃气公司带来不确定性。

首先是增量气源的不确定性。一方面，管网公司成立后将会促进上游的市场化竞争，扩大燃气公司的气源选择范围；另一方面，传统大型上游气源供应商将优先保障自身下游的发展，对燃气公司的增量拓展形成一定压力。

其次是议价能力的不确定性。规模较大、定价机制比较灵活的燃气公司，对上下游具有一定议价能力，能力较弱的公司或将独立承担涨价的负面影响。

天风证券相关研报预测，“未来燃气企业或将呈现两极分化的趋势，有实力的公司通过‘垂直一体化或并购的方式，将越来越强，而实力弱的公司则将面临更大压力，甚至被并购”。

油服：“海陆”均有亮点

海上油服方面，天风证券相关研报表示，油气开采成本的下降，支撑了资本开支持续增长。目前中海油、Equinor、Petrobras这3家公司已回盈亏平衡线上方，回到了2012-2014年油价100美元/桶以上时期的水平。

中海油资本开支自2018年开始增长，2019年预计将达到800亿元左右。中海油还提出“2025年，全面建成南海西部油田2000万方、南海东部油田2000万吨”的上产目标，相比2018年有接近翻倍的增长。

这一背景下，海洋石油工程公司订单增长，进入业绩释放期。国际海工公司如Technip、MODEC等公司2019年收入、订单均大幅增长。

页岩气提速、页岩油起步，则助力陆上油服发展。我国《页岩气发展规划（2016-2020年）》提出，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年实现页岩气产量800亿-1000亿立方米。

页岩气单井成本的下降，则有力支撑了页岩气产量的快速发展。以国内优质的涪陵页岩气为例，2019年单井成本相比2014年开发初期降低了30%以上。

天风证券相关研报表示，单井成本降低原因来自3个方面：一是装备国产化率提升。随着国内技术的不断发展，如杰瑞、宏华等公司自主研发的压裂设备在市场上投放，使得页岩气设备成本不断降低；二是施工成本下降。例如采用单井承包、业务外包等模式，有效降低工程施工成本；三是采气效率提升。如实施智能化气田建设等提高生产效率的生产方式。