中国化石能源巨头对比分析：中国石油vs中国神华

中国石油、中国神华分别是国内石油产业链、煤炭产业链一体化龙头，也是能源开采行业权重股。本文将两家公司的上游（中石油的油气勘探开发、神华的煤炭开采）、中游（中石油的管道、神华的铁路和港口）、下游（中石油的炼化销售、神华的发电煤化工），从市场地位、市场环境变化、同行比较、公司发展战略方向等方面进行对比分析。

总结来说，中国神华相比同行是全面优秀的，无论是煤炭成本、发电成本，还是产业链配套完整度；中国石油资产质量与同行相比不高，但在上游降本、天然气销售领域开始发力。本文还从盈利和估值角度也进行了对比分析。

1. 产业链：二者均为一体化，但发展重点不同

中国石油更看重上游和天然气销售。公司中游天然气管道将要剥离，下游炼化和成品油销售增量不多，发展重点是：1）上游增储上产。大背景是国家能源安全战略，石油进口依存度高位攀升面临形势更严峻。2）天然气市场由守转攻。面对管网剥离，未来的发力点是依靠资源优势，发展终端销售。

中国神华重视中游和下游布局。公司上游煤炭产量以 3 亿吨/年为中枢值略微波动，以需定产，不盲目扩产，着重发展中游运输和下游的煤化工及发电产业。发展重点是：1）运输业务打造陆、港、航三位一体的运输模式，铁路运输是公司毛利率最高的业务，公司围绕铁路运输打造"大物流"经营模式。2）2019 年 1 月公司携手国电集团并以电力资产出资成立子公司，以权益法计量，尽管出资部分资产出表，子公司经营成果仍以投资收益方式计入公司收益。合并形成子公司后，有利于发电资产的统一管理，产生规模效应和协同效应。

1.1. 中国石油：石油天然气行业一体化龙头

中国石油原油储量 76 亿桶，约占全国 71%；国内原油产量 8.9 亿桶，约占全国 57%；天然气储量 21653 亿方，占全国 86%；国内天然气产量 1022 亿方，占全国 79%。

产业链结构来看，中国石油是一体化公司。原油产量、原油加工量、成品油销售量比例大致是 4：5：6 的关系。

盈利构成来看，上游勘探开发业务在其业绩贡献中占据了核心地位。2007~2014 年，中国石油凭借上游优势，归母净利润规模始终维持在 1000 亿以上。2014 年底油价下跌以来，公司业绩承受压力。

1.2. 中国神华：煤炭一体化经营龙头公司

中国神华能源股份公司由神华集团独家发起，成立于 2004 年 11 月,并于 2007 年 10 月在上海证交所上市。主营业务为煤炭、电力的生产和销售，铁路、港口和船舶运输，煤化工等。公司是世界领先的以煤炭为基础的一体化能源公司，是我国最大的煤炭生产企业和销售企业，全球第一大煤炭上市公司，拥有中国最大规模的优质煤炭储量。煤炭、发电、铁路、港口、航运、煤化工一体化经营模式是中国神华的独特经营方式和盈利模式。

2. 上游能源开采业务比较

2.1. 中国石油相比同行优势不明显，但在改善

2.1.1. 储量和产量：加大勘探开发力度，产量重拾增长

中国石油储采比年限2010~2018年总体下降。中国石油2018年底总储量204亿桶油当量，其中原油 76 亿桶，天然气 21662 亿方。2018 年原油产量 8.9 亿桶，天然气产量 1022 亿方（6 亿桶油当量），油气比例略大于 3：2。储采比年限从 18 年下降到 14 年，石油、天然气分别为 9 年和 21 年。

公司原油产量经历了下滑后，2018 年重拾增长。2016 年，受油价低位影响，公司从经济性角度出发考虑，原油出现了减产，原油产量同比下滑 5.3%。2017 年，原油产量继续下滑3.7%。2018 年，受益于海外勘探力度的加强，全年原油产量同比+0.4%。2019 年国家要求加大勘探开发力度，上半年原油产量同比+2.9%。

天然气产量保持平稳较快增长，过去 5 年 CAGR=7.2%。2017 年底的气荒推动公司 2018 年增加了天然气方面的资本开支，公司 2018 年天然气产量同比+5.4%，2019 年上半年同比+9.7%。

国家要求加大勘探开发，有望解锁公司资源价值。2018 年5 月 24 日，国家能源局召开大力提升油气勘探开发力度工作推进，要求不折不扣完成 2019-2025 七年行动方案。

根据上海证券报报道，中石油组织编制完成了《2019—2025 年国内勘探与生产加快发展规划方案》。提出，2020 年页岩气产量力争达到 120 亿立方米，到 2025 年产量达到 240亿立方米。内部矿权流转得到推进，吉林油田和吐哈油田将获得吉木萨尔页岩油区块部分矿权。

区域来看，东部勘探程度比较高，中西部勘探程度比较低，包括鄂尔多斯、四川、塔里木、准噶尔等。资源类型来看，非常规资源，包括致密油气、页岩油气探明率还很低。

随着风险勘探的持续投入和新油气资源的发现，公司储量和储采比有望增长。2019 年 9月公告，在鄂尔多斯盆地勘探获得重大发现，新发现庆城油田新增探明地质储量 3.58 亿吨。在长宁-威远和太阳区块新增探明页岩气地质储量 7410 亿立方米。两块新发现分别占公司2018 年底原油地质储量的 1.45%、天然气地质储量的 7.34%。

2.1.2. 成本比较：优势不明显，未来增储有望带动成本下降

衡量油公司的价值，远期油价和成本的变化，是决定长期盈利能力中枢和合理估值水平的核心。短期油价波动只是扰动因素。

2014 年油价见顶之后的近 6 年里，中国石油的上游成本控制在同行中相对较差。中海油凭借上游成本持续下降，ROE 在 2018~2019 年已经接近 2013-2014 年油价高位时期。中国石化则因其下游炼化体量最大，而炼化在 2016 年之后进入景气周期，ROE 也得到较好恢复。中国石油，作为利润以上游业务为主的公司，成本控制不尽人意，油气综合成本从与中海油基本相当变为明显高出中海油。

原油成本=DDA+操作成本+税+其他。其中：

1）单桶 DDA=油田账面净资产/油田储量。

2）操作成本跟随人力成本长期温和增长。

3）税主要包括资源税和特别收益金。特别收益金挂钩油价，与油价正相关。

公司强调"效益增储、效益建产"，新上表储量有望拉动公司单位 DDA 成本和整体桶油成本下降。2019 年上半年，公司上游板块折旧摊销折耗 771 亿，同比-89 亿；油气综合成本约 41 美金/桶当量，同比下降约 7 美金/桶当量。

2.1.3. 原油价格：19/20 年低位平稳，21 年市场可能趋紧

公司油气结构中，原油：天然气比例已经达到近 6:4，天然气的重要性持续提升。原油价格和天然气价格变化对公司盈利影响都很大，但二者决定因素不同：原油定价看国际，天然气定价看国内。

公司原油实现价格：跟随国际油价，比阿曼价格略低 3 美金/桶左右。不应过度关注油价短期波动，从未来现金流折现的角度，更应关注原油远期曲线的平移变化，而远月合约的价格波动远小于近月合约。

我们对国际油价的判断：2019~2020 年维持宽松格局，2021~2025 年重回紧平衡。

2019 年原油需求预期持续下调，2019 下半年~2020 年，来自美国管道投产给国际市场带来压力，从价差来看 WTI Midland 比 WTI Houston 折价几乎消失。

2021-2025 美国产量增速放缓，以及 OPEC 财政平衡线对中高油价的要求下，若全球宏观经济复苏，国际市场重归紧平衡。

2.1.4. 天然气价格：市场化趋势下有望提价

天然气实现价格：受国内定价机制影响，未来趋于市场化上浮空间扩大。目前中国的天然气定价体系仍处在"二元定价"阶段。即，管道气仍以政策指导定价为主，有浮动空间；LNG 则完全市场化定价。未来趋势是管道气浮动空间扩大，更加反映市场供需情况。因中国天然气需求仍处于快速增长阶段，气价总体趋于上涨。

中石油在天然气市场积极扩张，体现在两方面：1）提价，天然气板块提出的"调结构、增直供、强终端，加大线上交易力度"，本质作用只有一个——提升综合实现价格。2）"资源换市场"：中国石油控股子公司昆仑能源 2019 年 10 月公告收购其旗下 17 家项目公司股权。"资源换市场"或成未来趋势。

公司业绩对天然气价格的弹性值得重视。以公司 2018 年国内天然气销量近 1600 亿方为基准，气价上调 0.10 元/方，EBIT 增厚 160 亿。

2.2. 中国神华：储产均居业内首位，按现有比例可供采掘百年

2.2.1. 储量和产量：以需定产，储量保有全国第一

作为我国第一大煤炭采掘及销售企业，神华的储量产量均位列国内第一。截止 2018 年末，公司保有资源量为 303 亿吨，煤炭保有可采储量 149.5 亿吨，JORC 标准下煤炭可售储量82.6 亿吨。按照现有开采比例，公司保有资源量可供采掘一百年。

产能与产量方面，公司积极扩大产能，但不盲目提高产量，而是充分跟随国家政策制定每年的生产计划，每年管理层会根据当年年末的煤炭行业发展状况，供需格局预测第二年的国内煤炭需求，从而决定第二年的产量目标。2012-2018 年，公司产量变化一直保持在相对稳定水平，同比变化幅度在 10%以内，中枢产量约 3 亿吨，预计未来公司产量仍将以 3亿吨为中枢略微波动。

保有资源量方面，公司努力积极推进煤矿采矿用地申请及资源获取工作。2018 年公司煤矿开发和开采相关的资本性支出约 41.41 亿元，主要是新街台格庙矿区前期开发支出，神东、准格尔、宝日希勒等矿区煤炭开采、支付采矿权价款以及购置固定资产等相关支出。2018年保有资源量较 17 年末增加 66 亿吨，增长 27.8%。主要是新街矿区台格庙北勘查区完成矿产资源储量评审，保有资源量增加。预计公司保有资源量会随着资源勘探开发持续增长。

2.2.2. 成本比较：同比优势明显

神华煤炭业务主要分为自产煤和外购煤两部分：

自产煤方面，作为全国最大煤炭企业，公司拥有业内领先的煤炭开采工艺，掌握超大采高工作面稳产技术。此外，公司下属超大型矿井占比高（14 座/24 座：不含海外），以及 40%露天矿产能占比。公司技术过硬加之矿井地理优势，使公司自产煤单位成本在同业中达到最低水平。

公司自产煤单位成本过去几年稳定在 110-125 元/吨的水平。2018 年，公司自产煤单位成本为 113.4 元/吨。较之四大动力煤企业陕西煤业、兖州煤业和中煤能源分别低 12.84%，47.92%和 53.98%，大幅低于产业平均水平。在未来不出现技术显著提升，原材料成本大幅得提高的情况下，预计未来吨煤成本基本保持稳定，并持续领先行业。

外购煤方面，公司销售的外购煤包括自有矿区周边及铁路沿线的采购煤、国内贸易煤及进口、转口贸易的煤炭，其中铁路沿线采购煤为占比最高。公司沿线采购煤价一般为矿井的车板价，为统一度量，本文市场价格以秦皇岛动力煤 Q5500 市场价为基准，秦皇岛动力煤Q5500 市场价主要以产地车板价加运费构成。因此，公司采购成本与动力煤市场价高度相关，2012 年-2018 年，公司贸易煤平均毛利率 22.82%。

平均吨煤盈利方面，2012-2019 年神华平均吨煤盈利约 196 元，毛利率约为 51%。主要是由于神华自产煤吨煤成本优势明显，即使经历了 2016 年供给侧改革，煤价大幅波动，神华吨煤利润仍然比较平稳。预计在公司技术过硬加之矿井地理优势的基础上，未来公司依然可按目前的低成本和高盈利模式运行。

2.2.3. 定价模式：长协定价为主，平均价格低于市价

神华的煤炭销售采用统一的定价政策。按照合同定价机制分为年度长协价格，月度长协价格和现货价格。截止 2018 年底，公司年度长协、月度长协和现货销量分别为 2.20 亿吨，1.59 亿吨，0.82 亿吨，占总销售量比例分别为 47.8%，34.5%，17.7%。

长协具体定价公式为 P=P0+[(BSPI+OPI)/2-P0]/2，其中 P 为下期长协合同价，P0 为基准价535 元，BSPI 为上月最后一期环渤海指数，OPI 为秦皇岛动力煤 Q5500 的价格。现货价格以协定签订时市场煤炭价格为参考。

神华年长协和月长协比例基本稳定。结合三种定价模式，神华年销售均价与市场价呈强正相关关系，参考秦皇岛动力煤 Q5500，神华动力煤价格总体低于市场价 150-200 元/吨左右。

2.2.4. 国内煤价：产能释放叠加需求增缓，煤炭价格预计平稳为主

展望 2020 年，从需求端看， 一是在能源结构上，我国大力支持清洁能源的发展，清洁能源不断挤压传统火电份额。

二是在经济下行的压力下，国内煤炭需求增长动力不足。按 2018 年底需求数据，各下游需求端占比分别为：电力 61.5%，建材 8.8%，冶金 4.7%，化工 5.3%，供热 8.1%。按各需求端增长率加权统计，预计 2020 年煤炭总需求端增速将为 2.6%。

从供给端看，2016 年供给侧改革之后，产能持续下降。随着落后产能逐渐出清，先进产能持续放，从 18 年开始，产能止跌回升。目前煤炭行业调整基本已经完成。煤炭供应能力相对充足，煤炭价格上涨动力不足，预计秦皇岛动力煤 Q5500 将围绕 550 为中枢弱势波动，据此推算 2020 年神华动力煤平均售价约为 407 元。

3. 中游储运业务比较

3.1. 中国石油：管道资产将剥离

2017 年末，中国石油股份公司的天然气与管道板块总资产 5248 亿，净资产 4046 亿。国内油气管道总长度为 82374 公里，其中：天然气管道长度为 51,315 公里，原油管道长度为 19,670 公里，成品油管道长度为 11,389 公里。

中石油体系内涉及管道储运资产的公司主体包括，中石油管道有限、中亚天然气管道、昆仑能源，涉及主干、支干管网、LNG 接收站。我们估算总资产在 3400 亿左右，净资产 2900亿，归属中石油股份约 2000 亿。

我们预计，未来的管道股权结构社会资本主导，中石油：中石化：中海油=3：1：1。即未来管道资产可能会失去控股权进而出资产负债表，该过程的核心在于估值作价。参考中国铁塔资产出让作价，我们认为管道资产作价应该在 1~1.2 倍 PB 之间。

3.2. 中国神华：海陆联合货运网络，业务毛利率领先

3.2.1. 铁路运输业务：低成本和地域分布打造运输业务优势

我国煤炭资源区域分布不均，北多南少，西多东少，这样的产需逆向结构分布，促使了我国"北煤南运、西煤东调"格局的形成。2018 年，我国铁路煤炭运量达 24 亿吨/年，占全国煤炭产量的 60%以上。其中，"三西"主要煤运通路的煤炭货运量占全国铁路货物运输总量的 90%以上。

公司控制并运营围绕"晋西、陕北和蒙南"主要煤炭基地的环形辐射状铁路运输网络和"神朔—朔黄线"西煤东运大通道，控制并运营的铁路营业里程约 2155 公里，其中包含神朔、朔黄、黄万、大准、包神、巴准、甘泉、准池、塔韩和在建的黄大铁路，2018 年自有铁路总运输周转量 283.9 十亿吨公里。

2018 年，公司的运输业务毛利率高达 43%，远高于煤炭业务的 29.2%和电力业务的 22.6%，为公司贡献 14%收入和 26%的利润。运输业务由铁路、港口和航运三部分构成，其中以铁路业务最为主要。

从运输收入及利润来看，铁路运输占据了运输业务收入的 79%和运输业务利润的 86%。

公司一直在布局铁路建设，在投入资金修建新铁路的同时，也不断更新现有铁路和机车设施，缩短列车平均运行时间，提高铁路运输量。自 2012 年以来，除 2015 年因经济形势导致铁路周转量有所下滑，公司的铁路周转量和铁路部门收入一直稳步提升。

公司铁路覆盖"西煤东运"运输网络。对内业务方面，每年总周转量的 90%左右用于运输煤炭分部生产的神华煤，煤运联营一方面保证了铁路的运输量和利用率，另一方面可使公司本身的贸易煤获得较低的运输价格，降低成本。此外值得注意的是，由于公司煤炭产量销售量带动公司铁路总周转量逐年上升，历年数据证实，铁路产业存在规模效应，相应可使单位运输成本下降（2018 年由于部分铁路沿线锅炉环保改造后燃料成本上升以及人工成本增长，运输成本有所增长），由此也提高了公司铁路分部的利润额。

3.2.2. 陆港航协同运输

截止 2018 年底，公司港口业务实现下水煤销量 2.7 亿吨，同比增长 4.6%；其中通过自有港口下水的煤炭销售量 2.38 亿吨，同比增长 4.6%。营收 61.24 亿，实现经营收益 23.31 亿元，公司港口业务毛利率约 50%左右，仅次于铁路运输。

航运业务运货运量 1.04 亿吨，营收 31.79 亿元，实现经营收益 7.23 亿元。港口和航运业务营收占运输业务的 21%，占运输利润的 14%。

公司打造陆，港，航一体的运输模式，港口航运作为铁路运输的重要节点和延伸，大宗商品下水运输成本相对较低，公司坚持水下运输最大化策略，2018 年公司煤炭下水销量占港口下水销量的 88.2%。

神华拥有三个自有出海口(码头)：黄骅港、天津煤码头、粤电珠海码头，港口吞吐量达 2.65亿吨。其中，黄骅港已成为北方煤炭下水第一大港。

4. 下游业务比较

4.1. 中国石油：炼化、销售资产质量弱于同行，盈利趋势承压

4.1.1. 同行比较：公司炼化盈利水平比中石化低近 5 美金/桶，销售低 130 元/吨

中国石油拥有国内第二大原油加工能力，仅次于中国石化。2018 年原油加工量 1.5 亿吨，占国内总产能比例 25%。汽油、柴油、煤油产量分别 4345、5202、987 万吨。乙烯产量 557万吨，占国内比例 26%。

中国石油炼化业务盈利能力弱于中国石化，炼油业务历史平均盈利水平比中国石化低 3.2美金/桶，化工业务比中国石化低 1.7 美金/桶。

销售板块，中国石油拥有加油站 21783 个，数量仅次于中国石化。盈利能力同样明显弱于中国石化，吨油经营利润平均低 130 元/吨。

差距的原因是多方面的，包括区域布局（北方经济不发达地区为主）、加工深度（简单炼厂、燃油型炼厂偏多）、人员负担（2018 年底炼化员工 137761 人，比中石化还多 14%）等。

4.1.2. 炼化：行业政策红利已兑现，未来承受供给压力

中国石油炼化板块 2011年 2016年盈利情况显著好转，2017~2018年较好的盈利得以维持。其中尤其以炼油利润好转明显，化工盈利亦有修复。炼油单位 EBIT 从 2011 年的-8.3 美金/桶，到 2018 年为+4.7 美金/桶，主要受益两方面因素：1）成品油定价机制改革，以及成品油优质优价政策；2）裂解价差扩大，反映全球炼油行业整体性盈利修复。

过去 5 年是炼油行业政策红利期，体现在三个方面：

1） 成品油定价机制：我国的成品油定价机制从最早期的发改委直接定价，逐步调整为跟随国际原油市场的挂钩联动机制。最新调整的关键节点是 2013 年，调整为 10 个工作日调价周期。此后按该规则执行。

2） 成品油质量升级优质优价政策：2013 年 9 月 23 日，国家发展改革委印发《关于油品质量升级价格政策有关意见的通知》，决定对油品质量升级实行优质优价政策。其中，车用汽、柴油质量标准升级至第四阶段每吨分别加价 290 元和 370 元；从第四阶段升级至第五阶段每吨分别加价 170 元和 160 元。

3）2015~2017 年，原油进口配额政策推动下，地炼主动淘汰落后产能约 7000 万吨，导致从 2014 年到 2017 年国内炼能几乎没有增加。

未来炼油业务盈利有望平稳略下滑，化工业务盈利明显承压。

炼油行业，综合考虑国有炼厂新增能力以及地炼淘汰情况，未来 4 年国内炼油行业平均开工率有望维持在在 70~75%水平。剔除地炼，国营炼厂开工率有望维持 80%以上。

化工行业，产能扩张及轻质化冲击将压制盈利。根据未来 2 年国内烯烃产能扩张和消费情况推算，2020 年，乙烯行业整体开工率可能降低至 70%左右；丙烯开工率降低至 80%以下。

4.1.3. 成品油销售：受益消费税新政，竞争力有望提升

2019 年 10 月发布的《实施更大规模减税降费后调整中央与地方收入划分改革推进方案》提出，"将部分在生产（进口）环节征收的现行消费税品目逐步后移至批发或零售环节征收"，以及"拓展地方收入来源，增量部分原则上将归属地方"。必将导致消费税征收更加严格化，地炼逃税带来的"成本优势"进一步削弱，国营加油站竞争力增强。

4.2. 神华：煤电联营特色运行模式，现代煤化工业务大有可为

4.2.1. 煤电联营：打造低成本优势，熨平利润波动

公司发售电量均居全国电力上市公司第二，发电机组平均利用小时为全国第一

2018 年，公司总发电量 285.32 十亿千瓦时，总售电量 267.59 十亿千瓦时，占同期全社会用电量 6,844.9 十亿千瓦时的 3.9%。截止 2018 年底，公司发电总装机容量达 61,849 兆瓦，其中燃煤发电机组总装机容量 59,994 兆瓦，占全社会燃煤发电机组装机容量 10.1 亿千瓦的 5.9%。与行业内其他上市公司相比，公司年发电量和售电量均处于第二位，仅次于华能国际。

此外，公司发电机组平均利用小时 4838 小时，位列全国第一，高于行业平均水平。

高发电量、售电量和发电机组平均利用小时使公司的电力得以高效生产，有力扩大市场份额。另外公司依然在积极布局电力产能，2018 年公司新增装机容量 3994 兆瓦，并投资 129.2亿元于发电业务，目前在建业务有神华国华广投北海电厂 2*1000MW 新建工程，神华巴蜀江油 2 台 100 万燃煤机组新建工程，神皖合肥庐江发电厂 2*1000MW 机组工程等。

受益于煤电联营，电厂长期维持较低成本

火电行业的成本中，燃料一项占到 70%以上，而中国神华电力部门依托公司煤炭部门，以稳定的长协价格购入煤炭，降低煤价波动对成本造成的影响，将成本维持在较低水平从而提高利润。电力行业其他四大上市公司相比，中国神华的单位成本始终维持低位。较行业龙头华能国际单位成本低 39%。

煤电联营有效规避产能错配、煤价波动风险

煤电联营是公司得以保证收入和利润稳定巨大优势之一，作为一体化的龙头企业，煤电联营可以有效规避煤价过高或过低的波动风险。煤炭行业的净利润与煤价正相关，而电力行业的净利润与煤价负相关。当煤价过高时，公司的煤炭部门可以因此获得较高收益，而电力部门则由于其大部分燃料皆从本公司煤炭部门购入，故可享受相对较低的长协价格，有效避免了因原材料价格上涨带来的成本上升和对利润的损害；当煤价过低时，尽管煤炭部门可能会因此受损，但电力部门可因外购煤价格降低而使成本相应下降，提高营业利润。也正是因为公司煤电联营及其极强的成本管控结合，才使公司在 2015 年煤炭公司纷纷亏损的时候，依然能够获得营业利润。

携手国电组建子公司，部分电力资产出表

2018年 3月2日公司公告拟以其持有的相关火电公司股权及资产与国电电力发展股份有限公司共同组建合资公司，中国神华持有合资公司 42.53%股权，国电电力持有合资公司 57.47%股权。相关资产于 2019 年 1 月 31 日完成交割。

交割完成后，截止 2019 年一季度末公司表内装机容量 31019Gw，环比 2018 年四季度下降 30830Gw，降幅 49.58%。发电量方面，2018 年一季度公司发电合计 46.4 十亿千瓦时，同比下降 20.1Gw，降幅 30.22%，折算后预计减少公司年发电量 120Gw，占公司 2018 年发电量的 42.06%。

子公司成立后，公司所出资 18 项资产相关发电机组容量不再计入公司统计范围，公司将对合资公司采用权益法进行核算。公司仍以长协价格向子公司供应煤炭。

截止 2019 年上半年，公司发电分部营收 262.21 亿元，同比降低 145.47 亿元，降幅 35.7%。经营收益 46.72 亿元，同比降低 7.22 亿元，降幅 13.4%。 公司按持有合资公司股权比例，确认了享有合资公司 2019 年 2 月 1 日至 6 月 30 日的经营成果 1.76 亿元。

4.2.2. 现代煤化工业务稳步增长，行业未来可期

煤制烯烃前景可期

煤化工分为传统煤化工和现代煤化工，传统煤化工是指煤炭焦化、煤制化肥、煤制甲醇及下游产品、煤基聚氯乙烯等，主要特点是生产规模较小、主要产品单一、环保设施简单。现代煤化工是指煤直接液化、煤间接液化、煤制甲醇转烯烃、煤制合成天然气、煤制乙二醇等能源与化工产品，主要特点是生产规模大、多个单项技术优化集成、能源与化工产品联产、节能环保设施齐全、园区化和基地化发展、煤炭价值梯级利用、循环经济绿色发展。

中国神华目前的煤化工业务是包头煤化工公司的煤制烯烃项目，主要产品包括聚乙烯（生产能力约 30 万吨/年）、聚丙烯（生产能力约 30 万吨/年）及其他少量副产品（包括工业硫磺、混合碳五、工业丙烷、混合碳四、工业用甲醇等）。主要生产流程为煤气化制甲醇，再由经甲醇制烯烃（乙烯和丙烯），而后生产聚乙烯和聚丙烯。

从需求端看，我国聚乙烯一直存在自产缺口，聚乙烯树脂表观消费量一直呈上升趋势，到了 2018年，PE的表观消费量与产量之差甚至达到了 1380万吨，2018年进口量达到 1402.45万吨。国内生产市场还有巨大的潜力。

作为生产聚乙烯和聚丙烯的中间步骤，烯烃的获得主要有煤制烯烃、轻烃路线和石脑油制烯烃三条路径。一般烯烃生产采取石脑油制烯烃的方法，其技术较为成熟，且产品综合利用率较高，但该方法的缺点在于过分依赖石油，原油价格的上涨会直接导致企业利润下降甚至亏损。而从 2016 年至今，原油价格大趋势不断走高。若原油持续高位，那么生产供应稳定，成本波动不大的煤制烯烃产业就拥有了更大的发展潜力。

近年来，国家注重煤化工产业的发展布局。《现代煤化工"十三五"发展指南》中提出到2020 年，形成煤制烯烃产能 1600 万吨/年的目标。截止 2018 年底，全国煤制烯烃总产能达到 1302 万吨/年，与目标尚有 300 万吨左右的差距，也侧面映证了我国煤制烯烃产业规模尚有一定发展空间。

业绩稳定，低成本、高技术、重环保助力业务发展

中国神华煤化工产业为包头煤化工公司的煤制烯烃项目，聚乙烯和聚丙烯产能均约 30 万吨/年，其甲醇制烯烃（MTO）装置是国内首创的大规模甲醇制烯烃装置。

从收入端来看，2015 年来，公司聚乙烯、聚丙烯销量和销售价格除因 2016 年原油价格下跌而有所下滑外，其余时间均较为稳定。2016 年来聚丙烯单价依然呈上升趋势。而煤化工业务的收入同样也除了 2016 年有所下降，其余时间均于 55 亿元以上呈稳定状态。

公司煤化工业务所用煤炭均取自自身煤炭部门，煤炭部门每年销售约 4 百万吨煤炭于内部煤化工分部，销售量一直较为稳定，但销售单价呈一定幅度每年攀升。在公司自产煤成本管理优良，在行业内占有优势的情况下，销售价格上升实质上是将利润归属到了煤炭部门，不影响公司本身总体经营情况。

因煤制烯烃方法路线长，设备多导致初始投资额巨大，工艺复杂，污染能耗较高等问题，该领域的壁垒较高。公司在煤制烯烃领域拥有雄厚的技术优势。其"百万吨级煤直接液化关键技术及示范"荣获 2011 年中国煤炭工业科学技术奖特等奖，"一种煤炭直接液化的方法"发明专利获得第十四届中国专利金奖。"神华包头煤制烯烃示范工程成套工业化技术开发及应用"项目 2013 年获得中国石油和化学工业科学技术奖特等奖，成为"十一五"期间唯一通过验收的国家核准建设的煤化工示范项目。"神华10万吨级CCS示范项目"2014年获得中国石油与化学工业科技进步一等奖，陕西甲醇下游加工项目获得全国化工工程建设优质奖等。公司不断投入研发，诸多专利技术有效使煤制烯烃的成本的下降，得以发挥煤制烯烃的可持续性、低生产成本优势。

此外，由于煤化工的水资源消耗、气体污染和碳排放均较高，而 2015 年新《环保法》的实施和国家日益趋严的环保审查政策，都对产业的环保水平提出了较高的要求。公司在环保技术方面一直成绩优良，其化工产生的硫化氢气体，采用二级克劳斯+尾气加氢工艺技术，尾气经处理后达标排放。煤矸石、炉灰渣、脱硫石膏等一般固体废物副产品采取发电、制砖等方式均综合利用，危险废物全部合规处置并转移。全面加强废水综合治理回用，提高废水综合利用效率。若日后对于煤化工的环保政策进一步收紧，公司依然具有很强优势。

在行业未来可期的情况下，作为公司四大业务的组成之一，煤化工的优良技术和环保水平稳固了煤化工业务的业绩平稳发展，得以为公司提供持续稳定的现金流和收益。

5. 盈利和估值比较

5.1. 盈利预测

5.1.1. 中国神华

业绩预测：作为煤电运一体化，煤炭行业的白马龙头企业，公司煤炭产销量、发电量和铁路发运量均位居行业前列，无论在销量还是成本管控方面都具有极大优势。公司积极布局新的项目落地和产能释放，未来发展可期。公司 2019 年以占电力部门装机容量 50%的机组出资，与国电电力成立合资子公司，故营业收入存在一定程度的下降，按照权益法以公司持有子公司 46.3%的股权比例核算。预计中国神华 19/20/21 年净利润 436/420/402 亿元，EPS2.19/2.11/2.02 元。ROE 为 12.8%/11.5%/10.4%。

盈利弹性：煤价上涨 10 元，营业利润增加 15.49 亿。具体测算如下：

1）煤炭分部：

销量方面：2018 年销量为 4.61 亿吨，自产煤消量为 3.01 亿吨，外购煤销量 1.60 亿吨。公司历年自产煤贸易煤销量比约为 2:1，如果按照此比例估算，总销量在 4.5 亿吨左右。

成本方面：自产煤方面，公司自产煤成本基本保持稳定，与市场价格相关性不大，预计自产煤成本稳定在 110 元/吨。外购煤方面，公司外购煤成本与市场价呈正相关关系，从 12-18年的数据估算，公司外购煤成本约为秦皇岛动力煤 Q5500 市场价格的 60%左右，此处假设公司外购煤成本为秦皇岛动力煤 Q5500 的 60%。

价格方面：公司煤炭售价与秦皇岛动力煤 Q5500 呈正相关关系，公司平均吨煤售价约为秦皇岛动力煤 Q5500 市场价格 70%。考虑协议销量变动，2019 年上半年年度长协，月度长协和现货比例为 5:4:1，环比 2018 年下半年年度长协，月度长协和现货比例 4.8：3.5：1.7，年度长协和月度长协略有提升。三种协议价格上，月度长协价格高于年度长协高于现货价格，综合价格和协议销量比例变动，此处假设协议比例变动对价格不产生影响。

综合看来，如果吨煤价格上涨 10 元（这里以秦皇岛动力煤 Q5500 市场价格为基准），公司煤炭分部营业利润增加 3（亿吨）*(10*70%)（元）+1.5（亿吨）*（10*70%-10*60%）（元）=22.5 亿元。

2）发电分部：

煤炭价格主要影响燃煤发电。

销量方面：2018 年公司燃煤发电 278.78 十亿千瓦时，售电量 261.2 十亿千瓦时。由于公司 2019 年 1 月末出资约一半的电力产能用于成立子公司，并持有子公司 42.53%的股权，对子公司经营数据以权益法合算，公司可享有子公司 42.53%的利润。此处假设 42.53%股权所对应的产能约等于公司 2018 年出资的产量（约 50%），即合并成立子公司对此处营业收入的估计不产生影响。按照 19 年到目前为止的全社会耗电增速 4.88%，假设公司年燃煤发电量按同等幅度增加，2019 年公司产量约 300 十亿千瓦时，售电量占发电占比同 2018 年已知，约为 280 十亿千瓦时。

成本方面：从公司 2019 年 1 月末交割约 50%的发电资产前后的变化推算，2019 上半年公司对内部客户销售煤减少 0.17 亿吨，得出公司目前发电产能（假设未交割）约耗煤 0.82亿吨/年内部煤炭。公司目前度电耗煤约为 310 克，推算公司发电总耗煤约为 0.93 亿吨。公司对内销售煤炭价格约为年度长协价格的 1.03 倍（长协价格为市价的 70%），外部煤炭价格秦皇岛动力煤 Q5500 市场价计算。

价格方面：受于国家减税降费政策的影响，预测上网电价保持平稳，燃煤上网电价约为 315元/兆瓦时。

综合看来，如果吨煤价格上涨 10 元（这里以秦皇岛动力煤 Q5500 市场价格为基准），公司发电分部营业利润减少 0.82（亿吨）*10*70%*1.03 +0.11（亿吨）*10=7.01 亿

以目前秦皇岛动力煤 Q5500 中枢价格为 590 估算（2018 年平均价格），市场价每涨跌 10元对公司的营业收入影响如下：

5.1.2. 中国石油

业绩预测：预计中国石油19/20/21年净利润478/508/515亿，EPS0.26/0.28/0.28元，ROE3.1%、3.2%、3.2%。经营假设如下：

1）上游勘探开发板块：原油、天然气产量 2018 年根据公司规划，2019 年分别 9.06 亿桶和 3811 十亿立方英尺，假设 2019、2020 年原油产量复合增速 2%，天然气产量复合增速10%。假设原油价格维持在 60 美金/桶，天然气井口价格比 2018 年上涨 5%之后保持稳定。随着增储上产、降本增效推进，上游成本每年有 1 美金/桶的下降。

2）炼化板块：2019~2021 年，原油加工量保持 2%的复合增速，炼化单位盈利维持在 2019年上半年低位，约 1.2 美金/桶。一方面，国内炼化供需趋弱；另一方面，19 年上半年炼化行业一些一次性外部因素（沙特官价升贴水、轻重油价差、油运费、汇率等）的影响逐渐消失。

3）销售板块：在国内成品油供给压力下，预计 2019、2020 年销售板块仍然经营亏损。2021年，随着国内消费税政策趋严，国营炼厂竞争力增强，销售盈利回归历史平均水平。

4）天然气与管道板块：假设自产气产量复合增速 10%，单位盈利维持在 2019 年上半年 0.53元/方水平，自产气盈利绝对金额扩大。进口气亏损幅度从2019年0.45元/方，减少到2020、2021 年 0.41 元/方，但因高价俄气从 2020 年开始进口，进口气亏损的绝对金额扩大。管道业务，因国家管网公司成立和资产转让时间、对价未定，暂不考虑出表的影响。

业绩弹性：油价上涨 1 美金/桶，业绩约增厚 43 亿。天然气终端销售价格上涨 0.10 元/方，对应公司业绩增厚 120 亿。

5.2. 估值

5.2.1. PE 估值和 PB 估值历史区间

中国神华：PE 和 PB 均处于历史均值 20%分位左右，PB 处在 1 附近，接近破净。PE 在 16年末达到最大，彼时煤价受供给侧改革影响处于高位，说明公司盈利受煤价影响较大。过去 6 年公司 PB 在 0.9x-1.7x 之间，这主要受大盘估值影响。

中国石油：PE 估值处于历史区间均值附近，PB 估值 0.88 倍突破历史最低水平。这一方面反映了公司因油价低位、成本控制等因素盈利水平处于偏低位置；另一方面反映了投资者的预期隐含了公司盈利水平难以回升的判断。

5.2.2. PB/ROE 同行比较

中国神华：PB 走势基本与煤炭行业 PB 走势相符。截止 2018 年末，神华 PB 为 1.09，在动力煤市值超百亿的七家上市公司中排第三。排名第一为山煤国际，PB 为 1.88，山煤国际其新能源投资项目受市场关注度较高，因此估值明显高于同业；排名第二的为陕西煤业，PB 为 1.47，陕西煤业资源禀赋好，吨煤成本仅次于中国神华，此外公司受大额回购及浩吉铁路开通影响，享受相对较高的估值。

过去 10 年中国神华的 ROE 平均为 15.3%，在七家公司中排名第三，仅次于露天煤业的 21.4%以及陕西煤业的 16.6%。但中国神华 ROE 波动幅度要小于业内其他公司，且过去 10 年 ROE全部大于 5%，这得益于公司煤电联营策略以及运输分部的稳步上升。

中国石油：结合目前 ROE 看 A 股不算低估，H 股显著低估。将与中石油同行业的中石化、中海油、埃克森美孚、BP、雪佛龙、壳牌、道达尔以及与中国神华同行业的中煤能源、陕西煤业、兖州煤业、宝丰能源这些公司 PB/ROE 做回归分析。就中国石油目前的 ROE 水平而言，其 PB0.88 仍显高估，而中国石油股份（H）PB 低至 0.51 倍，显著低估。关注公司未来上游增储降本、天然气提价的策略能否有效提高其 ROE 水平。

5.2.3. 分红收益率

中国神华 2017 年巨额分红导致分红收益率大幅上升至 13.32%（以当时股价计），排除后计算中国神华分红收益率约为 4.35%，预计未来仍旧维持在这一水平左右。

中国石油自 2016~2019 年分红收益率从 1%上升 3%左右。原因一方面是分红金额增加，一方面是股价下跌。未来 2 年考虑到公司盈利会保持在 500 亿左右水平，但资本开支需求增加，预计分红有可能维持在 300-400 亿水平。

（报告来源：天风证券）

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