2023年度石化行业投资策略 俄乌冲突加剧供需博弈，价格大幅波动

1 俄乌冲突加剧供需博弈，价格大幅波动

1.1 市场回顾：油气价格均升至高位

“俄乌冲突”是 2022 年能源关键词。自 2020 年疫后复苏以来，需求回暖推 涨油气价格，然而，2022 年 2 月 24 日俄乌的枪声响起，搅乱了油气价格稳健上 行的步伐，ICE 期货结算价一路冲高至 127.98 美元/桶，荷兰 TTF 天然气期货价 格（2022 年 3 月到期）在 3 月最高达 138.95 欧元/MWh。尽管美国政府不断释 放石油战略储备，但在欧盟对俄罗斯的接连制裁下，供给侧风险依然存在，上半年 油价基本稳定于 100 美元/桶以上。同样，天然气价格在欧洲需求淡季得以回落后， 因北溪管道暂停供气，价格再度冲高，最高达 8 月的 321.71 欧元/MWh。 2022 年尾声，供给侧风险切换至需求侧风险。疫后美国 CPI 同比一路攀升， 最高达到今年 6 月的 9.1%，美联储为应对通胀，3 月以来累计加息 425 个基点， 创下 1981 年以来的最高密集加息幅度。此外，中国作为原油消费的主力国之一， 今年也面临了疫情的再度重创和房地产投资增速的下行。出于对美国和中国的经 济担忧，原油的需求预期受到影响，而供给方面因俄乌局势逐渐稳定，外加有 OPEC 作为产量调控的保障，地缘冲突导致的供给侧风险逐步向需求侧风险过渡。

1.2 行情回顾：上游提振，板块优于大盘

回望 2022 年，石油石化行业整体表现优于大盘，截至 2022 年 12 月 30 日， 全年沪深 300 指数下跌 21.27%，同期中信石油石化板块下跌 9.96%，跑赢沪深 300。各子板块中，石油开采子板块表现较好，同期涨幅为 13.26%；油服工程子 板块上涨 3.01%；石油化工子板块下跌 20.83%。

在油价的推涨下，整个板块的收入都得到了提升，2022 年前三季度，石油石 化板块的营业收入同比增长 28.33%，其中，石油开采、油服工程、石油化工子板块的收入分别增长 35.50%、17.68%和 23.43%。 利润方面，2022 年前三季度，石油石化板块的扣非归母净利润同比增长 51.93%，主要是受石油开采的拉动；石油开采子板块扣非归母净利润同比增长 137.96%，同时，扣非净利率也得到大幅提高，上升 3.72pct 至 8.65%；油服工 程子板块扣非归母净利润同比下滑 20.31%，扣非净利率为 2.23%；石油化工子板 块在上游成本的压缩下，扣非归母净利润同比下滑 20.74%，扣非净利率下滑 1.55pct 至 2.78%。

2 传统能源远未谢幕，资本支出不足促进长期景气

未来二十年，油气依然是全球主要的消费能源。近十年来，石油消费在全球的 能源消费中占比基本稳定，2021 年占 30.95%，10 年下降 2.18pct；天然气消费 占比稳步提升，2021 年占能源总消费的比重为 24.42%，10 年上升 2.07pct。由 于可再生能源的替代速度有限，且天然气作为清洁能源受到各国的鼓励发展，未来 20 年，石油和天然气仍将是全球主要的两大消费能源。据 OPEC 估计，预计至 2045 年，石油和天然气在能源消费中的比重依然高达 28.66%和 24.30%，相比 2021 年分别下滑 2.25 和上升 1.06 个百分点。

2022 年高油价推动资本支出回升，但中长期资本开支不足导致的供给增长乏 力和需求持续上升将推动行业景气度长期向好。据 OPEC 数据，2020 年因疫情影 响，上游资本开支大幅下降，同比降幅约 29%；2021 年在需求复苏的刺激下，资 本支出仅增长 6%，这也表明当前上游企业在资本开支方面态度逐渐谨慎；预计2022 年同比增长将超 20%，但仍低于疫前水平。长期来看，上游资本开支将在 2023-2025 年温和回升，并在 2025 年达到顶峰，但峰值远低于 2014 年的水平。 考虑到上游市场过去几年的资本开支都比较低，可投产的新区块有限，且随着在产 井逐步枯竭，供给端增长乏力将难以改变供需紧平衡的态势。

3 原油：产能增长乏力，地缘冲突催化供给约束加速 显现

3.1 供给弹性减弱，OPEC 话语权提升

3.1.1 页岩油企开支谨慎，美国产量提升达到瓶颈

美国原油产量增长疲软。本轮美国原油产量的修复相比 2016 年的修复速度明 显减缓，且自 2022 年下半年以来产量已基本稳定，截至 12 月 16 日，美国原油 产量为 1210 万桶/日，低于疫前水平。一方面，美国为了加快疫后的产量修复， 优先开采了大量优质井，随着优质井逐渐减少，单井产量快速下滑；另一方面，因 资本投入不足，美国钻机数量和新钻井数量回升缓慢，截至 2022 年 12 月 22 日， 美国钻机数量为 779 部，同样低于疫前水平，且 DUC 井经过疫情期间的消耗目前 数量处于较低水平，这导致 DUC 井和新钻井都对完井的补充速度放缓，同时页岩 油井的衰减速度又非常快，从而当前的新井补充速度和老井枯竭速度相当，产量难 有较大提升。综合来看，当前美国产量的增长已面临疲软。

产量达到瓶颈的核心原因是企业资本投入意愿低、支出不足。油气产量的提升 不仅需要投入日常性的资本支出来维持在产井的运营，还需要更多的资本支出实 现新井的勘探开发，而在当前转型新能源的背景下，美国页岩油企业的资本投入意 愿较低。据我们统计的 20 家美国页岩油企业的数据，自 2015 年以来，Capex/CFO 指标不断下滑，2021 年已达到 47.90%，且在 2022 年油价高涨的背景下，公司 的资本开支依然谨慎，年初计划合计为 397.44 亿美元，同比 2021 年增长 8.05%， 但仍低于疫前水平。从现金流向来看，目前企业更偏向于将现金用于偿还债务和支 付股息，截至 2022 年前三季度，相比经营性现金流净额，资本支出比重仅为 41.13%，而筹资性现金流净额的比重绝对值高达 61.87%。

供应链成本的大幅上升是资本支出意愿较低的另一个因素。在 2014 年之前， 随着美国钻井数量的提升，钻井成本也快速上升；然而，本轮钻井数量增加伴随的 是钻井成本、油服设备、在产井运营成本的同步攀升，而后两项成本在此前基本维 持稳定的趋势。因此，本轮资本支出的回升，部分原因是供应链成本上涨，从而增 加的部分资本支出并没能有效增加产量，这也是美国产量增长不明显的原因，同时， 这也导致企业进一步加大资本开支的意愿较低。

3.1.2 OPEC 闲置产能有限，油价诉求强

OPEC 实际产量长期低于目标值，主要是部分成员国提产受限。2016 年 11 月，OPEC 和部分非 OPEC 产油国达成合作，以期实现产油国利益、共同维持石油 市场的稳定。2020 年 7 月开始，OPEC 顺应疫后需求复苏的局势，开始逐步增加 原油产量，然而从近一年的产量实现情况来看，参与合作协议的 OPEC 国家的实 际产量持续低于目标值，其中，尼日利亚和安哥拉的原油产量和目标差值最大，两 国自疫后产量一直未得以修复，提产潜力明显受限。

未达标成员国可释放的有效产能少，超产国家超产现象不会持续。据 OPEC 数 据，尼日利亚和安哥拉分别有 14.2 和 9.8 万桶/日的闲置产能，但考虑到两国产量 一直未能修复，预计其实际可释放的有效产能要低于统计的闲置产能。闲置产能较 高的国家中，阿联酋、伊拉克和科威特虽在 11 月略有超产，但从其过去的产量完 成情况来看，其超产现象不会长久持续，且即使偶尔有超产，幅度也不会过高。

此外，复盘过去几年 OPEC+的产量调配规划，可以发现，在疫情前，油价在 60 美元/桶以上时，OPEC+减产动力依然比较充足；相比之下，2021 年处于疫后 复苏阶段，OPEC+的增产计划相比减产则较为谨慎，全年计划增产量为 394 万桶 /日，而 2020 年仅 4 月宣布的减产量就达到 1000 万桶/日（该减产量以 2018 年 10 月产量为基准，若相比 3 月的实际产量则约下调 600 万桶/日左右），并且后续 的增产基本保持着使油价稳步上行的节奏，直至 2021 年末，油价已基本稳定于 80 美元/桶的水平。2022 年在地缘政治的催化下，油价突破 120 美元/桶，OPEC+ 为稳定油价也继续着增产步伐，但在油价持续下行跌破 85 美元/桶时，OPEC+再 次公布减产 200 万桶/日，抹平了地缘冲突期间的提产量。一方面，OPEC+的产 量规划表明其较强的油价诉求；另一方面，结合 OPEC+的产量调控时点，我们认 为，OPEC+的预期底部油价为 80 美元/桶。

3.1.3 地缘冲突加剧供应链矛盾，俄油供给或将收缩

俄乌冲突冲击供给，全球贸易流向发生改变。俄乌冲突发生后，西方国家陆续 对俄罗斯实施制裁，下游需求缩减导致汽柴油产量明显低于往年 3-4 月，从而倒 逼上游减产，同时部分西方能源公司陆续退出俄罗斯市场，4 月俄罗斯产量环比下 降 94.4 万桶/日至 918.9 万桶/日。随着制裁的具体方案落地，欧盟停止进口俄油 具有了一定缓冲期，且俄原油折价导致中国和印度进口的俄原油大幅增加，俄罗斯 本土内需也有所回暖，工业生产指数自 6 月开始反弹，从而俄罗斯原油产量逐渐 回升，截至 10 月产量为 986.9 万桶/日，但仍低于俄乌冲突前的水平。

俄油限价加剧原油供应链的脆弱性。2022 年 12 月 3 日，欧盟将俄罗斯海运 出口的石油价格上限最终设置为 60 美元/桶，若超过价格上限，欧盟企业则会被 禁止为俄油提供保险、金融等服务；同日，G7 集团和澳大利亚发表声明，将与欧 盟保持一致，设置俄油价格上限 60 美元/桶。俄罗斯主要原油出口品种包括出口 向欧洲的 Urals（交易量占比较高）和出口向亚太的 ESPO 原油，尽管 Urals 原油 在限价前报价仅略高于 60 美元/桶，但限价依然对俄油价格造成一定冲击。短期 来看，一方面，部分港口对保险函的检查更为严格导致油轮在运输过程中出现堵塞， 据 2022 年 12 月 9 日 Platts 消息，在土耳其海峡（博斯普鲁斯和达达尼尔）等待 的油轮有 28 艘，油轮通过海峡的延误时间为 10 天；另一方面，因船运导致的滞 期费上涨使得部分亚洲炼油商对俄油要求进一步折扣，使得市场陷入僵局，这加剧 了全球原油供应链的脆弱性。

限价国是俄原油的主要出口去向，完全停供将导致俄油出口转移和供给减少 合计为 247 万桶/日。2022 年 6 月，欧盟公布的第六轮对俄制裁措施表示，将在 2023 年 2 月停止购买俄石油产品，无论欧盟是否将该制裁转变为以限价形式柔性 制裁，俄罗斯供应都将面临收缩局面，因为俄方对限价明确态度——不会向参与 限价的国家出售俄油，从而欧盟、G7 和澳大利亚从俄罗斯的原油进口必将面临主 动或被动地减少。据 BP 和 IEA 数据，2021 年俄罗斯出口至欧洲、G7 和澳大利亚 的原油合计 1.53 亿吨，占俄原油总出口的 58.16%，其中，海运出口至欧盟的原油占出口至欧洲国家的比重为 62.50%。考虑到以管道方式进口俄油的匈牙利在禁 运和限价两种政策中都获得了豁免，因此，在测算俄罗斯对限价国的出口完全停止 的影响时，从中排除俄罗斯出口至欧盟的管道原油，则相比 2021 年俄原油的出口 转移和供给减少合计将达到 205 万桶/日（假设原油 1 吨=7.3 桶，1 年的开采时 间为 360 天）。

中印对俄油的进口增长无法完全替代对限价国减少的供应。自俄乌冲突后俄 原油贴水幅度较大，中国和印度作为全球的原油主要消费国，均大幅增加了俄原油 进口，据 Bloomberg 数据，2022 年 10 月，中国和印度自俄罗斯进口的海运原 油量分别为 2789 和 2845 万桶，相比 2021 年的月均进口量合计增加 3737 万桶， 即 125 万桶/日，而这一增加量无法完全替代俄罗斯对限价国的原油出口量。此外， 从中印的月进口量来看，受运输设备和国内炼油产能的限制，两国的总进口量并没 有出现明显增长，同时，近几个月两国的俄油进口量也基本保持稳定，因此预计短 期内中印进口的俄油量见顶。 俄油整体供给仍会面临收缩。综合来看，俄原油对限价国的出口量短期无法实 现完全的转移，我们预计，欧洲出口需求的下降和亚洲出口需求的上升将使俄油产 量相比 2021 年存在 80 万桶/日的下降空间。

3.2 需求边际改善，中国复苏态势强劲

欧美加息放缓。为抑制通胀，今年以来，美国累计加息 425 个基点，其中，6 月以来美联储连续 4 次上调利率 75 基点；欧元区则是累计加息 250 个基点，其 中，9 月和 11 月均上调利率 75 个基点。尽管 CPI 压力仍然较大，但是鉴于目前 欧美经济快速放缓，经济衰退担忧持续加大，且美国 CPI 已经出现回落，欧美的 加息态度逐渐转鸽，12 月，美国和欧元区陆续宣布加息 50 个基点，加息步伐逐 渐放缓。

中国需求有望回暖。2022 年因疫情影响，中国二季度 GDP 增速环比一季度 出现下滑，但三季度再次恢复增长，中国经济具备较强韧性。同时，近两个月，稳 增长政策不断加码，先是发射“三支箭”、出台一系列地产链托底政策，再是优化 疫情防控措施、着力扩大国内需求，一揽子措施已基本奠定了我国的政策风向。12 月 15-16 日，中央经济工作会议最终确定了 2023 年的主基调，坚持稳中求进， 提振市场信心，增强消费能力，以政府投资有效带动社会投资。目前，国内旅游市 场需求正在逐步回暖，房地产同比增速有望见底。此外，据 wind 数据，2022 年 因疫情影响，客运量一直处于较低位置，预计因疫情需求较弱的物流业、运输业等 2023 年有望得到修复，工业需求增速有望回升。

从各国原油的下游结构来看，超 50%以上的原油用于转化为汽柴煤油，因此， 我们将各国的原油需求预测分为汽柴煤油和其他两部分，其中，汽柴煤油的消费增 速参考运输 GDP 的增速，其他部分原油的消费增速参考该国的总 GDP 增速。

汽柴煤油：从运输 GDP 来看，美国和欧盟的运输 GDP 增速和 GDP 增速呈现 明显的比例关系，而中国、印度、其他国家的运输 GDP 除了 2020 年以外基本稳 定，因此，我们参考 IMF 对美国和欧盟的 GDP 增速对两个地区的运输 GDP 增速 做了相应的假设，其他国家则围绕均值做出运输 GDP 假设。此外，对比运输 GDP 增速和汽柴煤油消费增速可见，美国和欧盟的运输 GDP 增速和汽柴煤油消费增速 相近，中国、印度、其他国家的运输 GDP 增速则略高于汽柴煤油消费增速，因此， 通过挂钩运输 GDP 增速，我们假设美国、欧盟、中国、印度、其他国家 2023 年 的汽柴煤油消费增速分别为 0.54%、-0.03%、4.00%、5.00%、1.50%。

2023 年原油需求或将增加 150 万桶/日，中国将是主要的增长动力。经以上 测算，我们预计，2022 年全球原油需求增量为 227 万桶/日，2023 年全球原油需 求增量为 150 万桶/日，其中，2023 年中国将是需求增长的主要动力，预计中国 的原油需求增长将达到 67 万桶/日。

3.3 供需维持紧平衡，低库存形成强支撑

供给增量有限，需求复苏加剧紧平衡局面。供给方面，由于美国 2022 年处于 提产状态，目前产量基本达到瓶颈，因此，我们假设当前产量为 2023 年全年的平 均水平，则相比 2022 年约增加 40 万桶/日；OPEC 短期将维持当前产量水平，然 而，考虑到中印需求复苏带动全球需求上升，后期产量可能会增加，参考 2022 年 全年 OPEC 产量计划累计变动为+112 万桶/日，我们假设 OPEC 于 2023 年的提 产量为 50 万桶/日；非 OPCE 的 OPEC+成员国中，除了俄罗斯以外，其他国家当 前的闲置产能极少，因此，2023 年的提产空间主要来源于哈萨克斯坦 2022 年因 内乱和管道等问题停止生产的量；俄罗斯方面，根据前文测算，产量约下降 80 万 桶/日；中国的原油产量主要集中于“三桶油”，其中，中国石油和中国石化的产量增长已基本停滞，中国海油 2023 年海内外油气产量计划为 6.4-6.5 亿桶油当量， 我们预计其国内原油的增产量约为 6 万桶/日，此外，在政府的支持下，部分民营 企业在加快国内原油的勘探生产，预计 2023 年中国原油产量将增长 10 万桶/日。 综上，2023 年若伊朗和美国的关系无法缓解，预计全球原油供需仍将存在缺口。

欧美原油库存处于近十年低位，持续释放存在压力。自疫情以来，欧美国家的 原油库存加速释放，目前商业库存已达到 2014 年以来的低位水平，且美国在 2022 年为应对俄乌冲突给欧洲带来的原油供给冲击，已释放不低于 2 亿桶战略原油储 备，截至 12 月 2 日，美国的 SPR 仅有 3.87 亿桶，战略库存已下行至 1983 年的 水平，后续的持续释放将存在压力。

4 天然气：供给问题未得到根本性解决，TTF 价格 将维持高位

4.1 欧洲缺失的俄罗斯天然气难以被完全弥补

欧洲国家依赖天然气，且依赖于俄罗斯的进口天然气。对欧盟而言，约 40% 的住宅加热需求和 30%的烹饪燃料需求来源于天然气，同时天然气还能满足约 25% 的工业能源需求和 20%的发电需求。然而，由于资源禀赋的原因，整个欧洲的天 然气都长期依赖于进口，据 BP 数据，2021 年，欧洲进口天然气总量为 4774 亿 立方米，其中，欧盟进口总量为 3779 亿立方米，其第一大进口来源为俄罗斯，包 含管道天然气 1323 亿立方米和 LNG 174 亿立方米，合计占欧盟进口的比重为 39.61%。

俄乌冲突的持续发酵导致俄罗斯向欧洲运输的天然气大幅缩减。自俄乌冲突 以来，途径乌克兰的管道运气量维持低水平，亚马尔管道和北溪管道则先后因俄方 制裁和多处故障停止运输，该三条管道作为俄罗斯天然气出口至欧洲的主力管道， 年输气量占俄对欧管道出口的 91.31%，若按照当前的运营状态，欧盟及英国的天 然气日进口量将损失 3.08 亿立方米/天。

美国 LNG 成为欧盟进口天然气的主要替代来源，但仅能替代 27%的俄气。 2021 年末，由于欧洲面临风力发电下降、核能设施停电等多重危机，能源短缺导 致欧洲对天然气的需求大幅增长，同时，由于俄罗斯 12 月经由亚马尔-欧洲管道 的输气量大幅缩减，因此欧盟从 2022 年 1 月起就大幅增加了来自于美国的 LNG 进口，且自俄乌冲突以来，进口量进一步提升，2022 年前 10 个月，欧盟来源于 美国的 LNG 进口为 3450.22 万吨，相比 2021 年增长 163.96%，即 2143.13 万 吨（按照 1 吨 LNG 可气化成 1380 立方米天然气，可折合为 295.75 亿立方米）， 然而，相比欧盟自俄罗斯进口的管道天然气，该数值年化后仅占 26.83%。此外， 欧盟还增加了来自于卡塔尔、挪威、埃及等国家的 LNG 进口，若包含这部分增量， 欧盟前 10 个月的 LNG 进口合计增长 67.68%，约 436.55 亿立方米，年化后约 523.86 亿立方米，占 2021 年欧盟进口俄罗斯管道天然气的 39.60%。因此看来， 目前的增量 LNG 难以完全弥补俄罗斯对欧盟断供造成的天然气缺口。

非俄管道进口也有所增加，但仍不能满足俄罗斯断供带来的缺口。除 LNG 外， 流向欧洲的非俄罗斯管道进口天然气也有所增加。据 IEA 数据，截至 2022 年前 10 个月，挪威的管道交付量增长了 5%（约 50 亿立方米）；阿塞拜疆通过亚得里 亚海管道的流量同比增长了近 50%（约 30 亿立方米）；阿尔及利亚对欧洲的管道 供应增长了超 10%（约 30 亿立方米）。然而，即使包含新增的 LNG 和管道供应， 通往欧洲的天然气进口量相比往年仍然显著下滑，自“北溪”事件发生后，欧盟和 英国减少的进口量是 2021 年同期的 10.38%，日输气量约少 1.16 亿立方米。

4.2 天然气供需矛盾中期内持续存在

欧洲天然气缺口具有中期性。以当前的进口水平为基础，考虑当前欧盟和英国 减少的日输气量为 1.16 亿立方米，我们假设欧盟减少的日输气量约 1 亿立方米， 并进一步进行测算：

1）假设 2022-2024 年均为暖冬：参考 2018-2019 冬季的降库速度 3.29 万 亿瓦时/天，则 2022 年冬季降库速度平均为 4.29 万亿瓦时/天，计算得到 2023 年 3 月末的谷值储气量为 472.21 万亿瓦时；2023 年 3-10 月，参考 2022 年的常规 增库速度 3.65 万亿瓦时/天，并扣除欧盟减少的日输气量 1 亿立方米/天，则增库 速度为 2.65 万亿瓦时/天，从而 2023 年 10 月可达到的峰值储气量为 1072.17 万 亿瓦时。以此类推，2024-2025 冬季的峰值和谷值储气量分别为 1075.27 和 478.41 万亿瓦时。

2）假设 2022 年后续会出现极寒天气，导致 2022-2023 冬季的平均气温低 于往年，同时假设 2023-2024 年为冷冬：参考 2021-2022 冬季的降库速度 3.83 万亿瓦时/天，则 2022 年冬季的降库速度平均为 4.83 万亿瓦时/天，计算得到 2023 年 3 月末的谷值储气量为 397.24 万亿瓦时；在增库速度为 2.65 万亿瓦时/天的假 设下，2023 年 10 月可达到的峰值储气量为 997.20 万亿瓦时。以此类推，2024- 2025 冬季的峰值和谷值储气量分别为 741.87 万亿瓦时和-48.39 万亿瓦时。

此外，我们还给出了较为中性的假设测算 2024-2025 冬季的峰值和谷值储气 量。数据表明，若暂不考虑其他因素，在较为乐观的假设下，即连续三年均为暖冬， 欧盟的天然气供需将较为充足；然而，一旦出现冷冬天气，欧盟的谷值储气量将显 著低于往年的谷值水平，供需将呈现紧平衡状态，甚至可能出现缺口。因此，我们 认为，俄罗斯断掉主要管道供应后，欧洲的天然气缺口将具有中期性质，随着各国的 LNG 终端设施等项目逐步落地，问题才有望缓解。

欧洲供给问题未得到根本性解决，2023 年供需矛盾或将再度显现。尽管目前 欧洲天然气价格水平较高，但供需面上未出现较大的错配，主要原因是：1）2022 年欧洲寒潮到来时间偏晚，目前的整体气温相比往年偏高；2）4-9 月北溪管道仍 在运营，有部分俄气仍在向欧洲进行交付；3）今年中国受疫情影响，LNG 进口量 大幅下降，前 10 个月，中国的 LNG 累计进口量为 5050.53 万吨，同比 2021 年 大幅下滑 21.63%（约 1393.60 万吨，折合 192 亿立方米），即使相比 2020 年也 下降了 4.57%。虽然美国和挪威等国家增加了对欧洲的 LNG 和管道气出口，但上 述因素有较大可能在 2023 年得到矫正。

以 9 月后欧盟和英国天然气进口的周均值为基础进行年化，假设俄罗斯的乌 克兰管道和土耳其溪管道维持当前的低运量，则欧盟和英国减少的进口量为 421 亿立方米，在此基础上，明年，欧洲可能增加的俄罗斯以外的供应来源有：

1）增加的 LNG 进口：据 IEA 数据，2023 年全球 LNG 供应将增加 200 亿立 方米，主要来源于美国 Calcasieu Pass 项目和莫桑比克 Coral South 项目的投产以及美国 Freeport LNG 项目的重启。考虑到美国 Calcasieu Pass 项目于今年 2 月开始运营，且美国今年整体的 LNG 进口同比 2021 年增长了 10.93%，增幅较 大，因此 9 月之后欧洲增加的来自美国的 LNG 进口可能包含了这部分供应，所以， 我们的测算仅考虑 Coral South 项目和 Freeport LNG 项目，并假设美国对欧洲 的 LNG 出口占总出口的 50%，预计欧盟 2023 年相比当前将再增加 LNG 进口 77 亿立方米。

2）增加的管道进口：据 IEA 数据，挪威和阿塞拜疆在 2022 年增加的管道供 应已接近其设施的设计产能，增长空间有限；非洲方面，阿尔及利亚 Berkine South 区块的投产有望增加天然气供应，据国际燃气网消息，该区块至 2022 年底日产能 有望达到 200 万立方米，即年产能约 7.2 亿立方米。因此，我们假设 2023 年增 加的管道天然气进口为 10 亿立方米。

3）增加的本土产量：荷兰的格罗宁根气田的产量上限由 45 亿立方米降为 28 亿立方米；丹麦的 Tyra 气田的复产被推迟到 2023 年末；英国方面 2022 年产量 提升强劲，短期增长潜力有限。总的来看，欧盟和英国本土可增加的产量较低。

4）可再生能源的替代和需求效率的提升：2022 年欧盟的水电和核电发电同 比下降 20%左右，假设这部分于 2023 年回升至正常水平，可替代的天然气需求 合计为 100 亿立方米；此外，据 IEA 数据，太阳能发电、风能发电、煤燃料替代 和需求端的节能效率提升等其他因素可实现的天然气需求替代约为 200 亿立方米。

综合来看，2023 年相比当前新增加的天然气供应合计达到 387 亿立方米，相 比减少的 421 亿立方米天然气进口量仍然存在 34 亿立方米的缺口；若考虑中国 LNG 进口回升至 2021 年的水平，缺口将达到 264 亿立方米，若俄罗斯管道气完全断供，缺口量将达到 582 亿立方米；若俄罗斯进一步减少对欧洲的 LNG 进口量 或明年冬季气温大幅下降，缺口将进一步扩大。因此，我们认为，2023-2024 年 冬季欧洲天然气的供需矛盾会再次显现，预计 2024 年 3 月欧盟的储气率将低于 20%，随着中国需求的恢复，这一进程可能提前至 2 月，且在欧洲和出口国的管 道和 LNG 接收设施等项目落地前，荷兰 TTF 天然气价格将长期处于高位。

5 高股息，低估值，板块有望迎来估值重塑

攻守兼备+高股息率，国内石油公司受到低估。对比国内外头部油气开采公司 的经营效益：1）在油价高位的时候，国外石油公司的业绩弹性更大，ROE 水平略 高；但在油价回落时，国内石油公司基本都能维持正的 ROE，抗风险能力非常强 劲。2）国内石油公司的股息率明显高于国外公司，截至 2022 年 12 月 30 日，中 国石化、中国海油、中国石油 2021 年的股息率分别为 10.78%、4.56%、8.08%。 然而，从 PE 来看，国外石油公司的估值明显高于国内石油公司，国内石油公司的 估值受到了低估。

稀缺资产属性凸显，板块有望迎来价值重塑。从 PB 来看，随着原油产量增长 受限，油气资产的稀缺性逐渐凸显，2021 年以来，国外石油公司的 PB 得到明显 提升，然而，国内石油公司的 PB 估值却未能得到提升，甚至有下滑趋势，且相比 国外公司的 PB 水平不到一半，无论是纵向的时间对比还是横向的区域对比，国内 石油公司的估值都被严重低估。我们认为，需求的持续增长和资本开支的长期低意 愿，将导致板块长期景气度向好，且国内上游能源公司具有高股息率和较强的抗风 险能力，从而板块估值存在大幅的上行空间。

6 投资分析

中国海油：海上霸主，分红和成长兼备

项目储备丰富，产量处于成长期。2015年开始，公司的石油储量快速上升， 2021年达30.40亿桶，6年CAGR为7.09%；天然气储量也稳步增长，2021年为 83510亿立方英尺，6年CAGR为3.00%。此外，公司响应国家号召加大国内油气 勘探开发力度，2022-2024年产量目标分别为6.0-6.1、6.4-6.5、6.8-6.9亿桶油 当量，2021-2024年CAGR为5.87%-6.39%，产量仍处于成长期。 成本优势显著。纵向比对，公司成本管控能力强劲，桶油完全成本从2013年 的45.02美元/桶油当量降低为2020年的26.34美元/桶油当量，2021和2022前三 季度成本有所回升，分别为29.49和30.29美元/桶油当量，但相比2013年依然下 降显著。横向比对，公司作业费在国内外极具竞争力，2021年，中国海油、中国 石油、中国石化的作业费分别为7.83、12.30、17.13美元/桶油当量；2021年， 埃克森美孚、雪佛龙、康菲的作业费分别为10.92、9.90、9.99美元/桶。 油价高位背景下，公司业绩弹性更大。公司油气勘探生产的收入占比90%左 右，毛利占比98%左右，由于没有炼油化工业务的高原料成本形成对整体业绩的 拖累，公司的毛利率远高于中国石油和中国石化。在油价高位的背景下，公司有 望凭借纯粹的业务结构尽享红利，具备更大的业绩弹性。

中国石油：国内油气开采龙头，资源优势显著

油气储量规模国内最大。截至2021年末，公司的石油证实储量为60.64亿 桶，天然气的探明储量为74.92万亿立方英尺，在“三桶油”中分别占比 53.06%、81.68%，油气储量均为国内最高，资源优势显著。 产业布局完整，管网资产和终端销售资产强化市场渗透力。截至2021年末， 国家管网集团拥有在役油气管道总里程9.22万公里、在役LNG接收站7座、地下 储气库5座以及12家省级管网公司股权。公司持股国家管网集团29.9%的股权， 借助国家管网集团的油气基础设施带来的运输优势，公司拥有了国内最大规模和 最广泛的油气输送管网。此外，公司以“零售+批直”的模式提高市占率，截至 2021年末公司拥有22800座加油站，零售市场份额为35.3%。 炼油产能国内第二，高端化升级提升内在价值。2021年公司炼油产能为2.1 亿吨/年，为国内第二大炼油企业，占国内总产能的比重为23.05%，且公司拥有 13个千万吨级炼油基地，将为公司的原油加工带来较高的规模效益，2022H1公 司的炼油单位现金加工成本为209.5元/吨。公司积极推进减油增化，积极推进新 材料业务，成立了上海新材料研究院，开展化工新产品新材料的研发，增产增销 高端高附加值化工产品，2022年前三季度公司合成树脂产量为862.3万吨，产量 提升明显。

中国石化：高股息率+强抗风险能力，防御属性突出

全产业链布局，抗风险能力强。上游方面，公司布局油气勘探业务，拥有石 油探明储量14.40亿桶、天然气探明储量84490亿立方英尺，资源储量丰富，且 公司绝大部分原油用于自身的炼油化工业务，具有成本优势。下游方面，公司炼 油产能国内第一，2021年约2.78亿吨/年，规模优势显著，且公司拥有完善的成 品油和化工品销售网络，以“产销一体”的模式保证业绩的稳步释放。同时，公 司一体化的产业结构也使得各业务之间具有较强的协同效应，使得公司拥有较强 的抗风险能力和持续盈利能力。 高股息率彰显投资价值。2016年以来，公司的股利支付率持续保持在60%以 上，分红意愿明显提高，且股息率大多情况保持在6%以上，其中，2021年因公 司效益较好，全年分发每股股息0.47元，按照12月30日的收盘价计算，A股股息 率高达10.78%，港股股息率高达13.95%。

中曼石油：储产快速提升，业绩弹性强

原油产销量高速增长。国内方面，2022H1温宿项目实现原油产量19.79万 吨，同比增长294.22%，已完成全年产量目标的51.4%。国外方面，公司于9月 获得坚戈区块控制权，2P原油地质储量为6441.4万吨，是温宿区块已探明地质储 量的2倍以上，2P天然气地质储量为218亿方；岸边区块目前仍处于勘探阶段。 一体化产业链竞争力强，低成本优势突出。公司油气勘探开发、油服工程服 务、石油装备制造三位一体，三大业务板块衔接紧密、相互依托，形成强劲的一 体化产业链竞争力。2022H1，公司原油单位成本为803.01元/吨，即18.08美元/ 桶，桶油毛利率79.50%，低成本优势明显。 高油价支撑油服行业景气度回升，公司订单量增质升。公司的油服业务持续 推进，2021年，公司与沙特阿美签署了沙特市场工程订单约11.09亿元，并通过 科威特KOC钻井资审，成功开拓海外高端市场；2022年，公司海外钻井项目订 单金额稳步回升，前三季度单季新签合同金额分别为1.28、8.16、9.69亿元。

蓝焰控股：煤层气领军者，看好增储上产下的业绩弹性释放

资源丰富，储量再升级。截至2022年上半年，公司共有煤层气矿业权22 宗、面积2680平方公里，可开采资源丰富。2022年12月，公司公告，山西省自 然资源厅对公司和顺横岭、武乡南和柳林石西区块煤层气探明储量新增报告予以 通过评审备案，合计新增探明含气面积188.7平方千米，煤层气探明储量228.66 亿立方米，而截至2021年6月公司的煤层气探明地质储量为205亿立方米，因 此，本次增储获批后，公司的储量将实现翻倍增长。 公司抽采成本较低，资源和规模优势显著。在资源条件相对较好的山西省沁 水盆地，地面开采煤层气综合生产成本约1.6元/立方米左右，而公司的单位抽采 成本一直保持在0.90-1.15元/立方米之间，资源和规模优势显著。 归属于华新燃气，有望借力其产业资源形成显著的储运优势。华新燃气产业 链优势强，中游方面，管网里程长、储气调峰能力优，拥有长输管线6400余公 里、液化工厂17座，总储气能力约为9600万立方米，占全省50%以上；下游方 面，市场份额大、技术配套完善，建有城市燃气门站96座、CNG/LNG加气站 300余座等。其子公司国新能源则拥有覆盖全省的网络化供气格局，在天然气长 输板块，国新能源拥有省级天然气管网5000余公里，年管输设计能力超200亿立 方米；在城燃板块，已累计建设中高压管线约2700公里，低压管线约4200公 里，覆盖8市、21县区。目前华新燃气对公司的股权接续工作正在进行，未来公 司有望借力其管道和下游客户，增强供气储运能力、拓宽销售渠道资源。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）