一、油价走势震荡，供需紧张格局及景气周期未改

1.1 油价回顾：多空交织、走势反复，不改景气周期确立

复盘 2023 年油价三阶段走势：震荡下行、快速回升、中高位震荡。2023 年上半年：原油供需相持背景下，经 济悲观情绪压过供给减产，油价震荡下行。布油自 82.1 美元/桶下降至 74.9 美元/桶；WTI 自 76.93 美元/桶下降 至 70.64 美元/桶，油价整体震荡下行。2023 年三季度：沙特、俄罗斯逐月实施减产，施压原油市场供给端，油 价快速上涨。布油自 74.65 美元/桶上涨至 90.71 美元/桶；WTI 自 69.79 美元/桶上涨至 88.82 美元/桶。2023 年 10 月以来：受产油国减产、宏观经济风险等多空因素交织影响，油价宽幅震荡。近期油价波动我们认为主要受 以下利多及利空方面的影响：

在利空方面，近期油价下跌主要受供给端利好出尽、供需博弈平衡处于短期转折阶段、供需紧张形势存缓解预 期、短期宏观经济风险导致悲观情绪再起、前期期货市场维持多日超买多头获利了结等多因素叠加影响。在供 给端利好出尽方面，随着沙特、俄罗斯等产油国减产措施延长至年底，年内沙特及俄罗斯的新增减产举措出台 可能性较小，伴随供给端利好出尽，后续需求层面的变化带来的边际影响则会显著增加，供需博弈出现转折； 在短期供需紧张形势存缓解预期方面，历年来的 9 月至 11 月中上旬均为季节性淡季，全球原油加工量降低， EIA 数据显示，美国的原油加工量从九月中旬的近 1700 万桶/天迅速下降到了十月第一周的约 1520 万桶/天，美 国的高频数据加剧了市场对于短期需求的担忧；在短期宏观经济风险方面，近期虽美国政府关门风险解除，但 近期美国长债收益率大幅攀升，利率提升亦引发了对于美国经济前景和原油需求的长期担忧；在期货市场方面， 下半年沙特、俄罗斯减产以来，期货市场多头头寸迅速反弹，随着油价进入调整通道，大量多头获利了结也对 油价形成打压，并显著放大了市场的波动。在利多方面，10 月 7 日巴以冲突爆发，美国财长耶伦表达不排除收 紧对伊朗的制裁、沙特表态暂停与以色列的关系正常化谈判、以色列计划推进地面行动、医院被炸事件等，在 一定阶段内加剧了市场对巴以冲突逐步往升级扩大方向演进的担忧。

近期多空因素交织，11 月多空博弈逐步明朗。我们认为，当下短期油价变化主要来自需求端转折、美国宏观经 济形势、期货交易市场持仓变化和巴以冲突。1）需求端淡季转旺有望开启。需求端看，季节性影响导致十月 总体处于淡季，而从十一月中旬开始，伴随冬季用油需求抬升，原油和成品油需求有望重新转为上涨；2）宏观 经济带来短期压力，但效用有限。美国长债收益率高企问题或对需求产生短期冲击，但我们认为难以形成深度 反馈。对于美国政府停摆风险，在 2024 年 1 月中下旬的临时预算案到期前，美国政府“关门”风险短暂解除， 但预算案到期后，或仍存在博弈。3）期货市场净多头持仓已出现回落，后续对油价波动影响或将减弱。我们 认为，随着 2023 年 9 月至 11 月的油价短期暴跌，原油期货已经快速接近超卖区间，风险释放已相对充分，非 商业净多头持仓回落，后续对油价波动的影响或将减弱。4）在巴以冲突方面，巴以冲突自 10 月 7 日爆发以来已持续一个多月，造成大量平民伤亡和人道主义灾难，阿拉伯国家和伊朗、土耳其等地区大国逐渐统一立场， 谴责以色列，此轮冲突使巴以问题重回中东政治舞台中心，令以色列与地区国家矛盾加剧。伴随伊朗外长完成 对黎巴嫩和叙利亚的访问，以及美国国务卿布林肯和总统拜登先后访问以色列，巴以双方阵营对外表态均趋强 硬，我们认为，今年 11 月 24 日巴以双方达成临时停火协议，但巴以冲突牵涉多方利益，冲突外溢风险仍较大， 若巴以冲突进一步升级，不排除引发更大范围的安全危机，我们认为短期内巴以冲突这一利多因素逐步走弱， 但不能完全排除后续存在反复的风险和对油价的潜在支撑。

1.2 油价展望：哪些问题需要关注？

短期油价走势受地缘政治等相关非供需因素影响，油价中长期仍受供需基本面决定。从短期来看，在地缘政治 方面，巴以冲突走势及相关衍生性地缘政治变局不排除仍会在短期内对油价波动产生影响；在需求端，油价或 受以美国为主的短期需求变化所影响，同时美联储利率政策、美国财政支出方案及政府停摆风险等政策面因素 也或将影响短期油价变化。从中长期来看，油价主要受供需基本面影响，我们认为，供给端需要重点关注以美 国、俄罗斯、中东为代表的产油国及地区，其中美国需关注其产量、成本、库存等主要影响因素；俄罗斯需关 注其产能、价格折扣与产量情况；中东需关注其剩余产能、财政平衡价格与减产收益。需求端则需要关注中美 经济及需求对油价的可持续支撑效果，以及中长期的全球原油供需平衡和库存展望。

关注一：供给端美国的产量、成本、库存问题 美国油气公司资本开支信心加大。我们比较了美国 40 家上市油企资本开支及现金流变化情况，分阶段来看， 2020-2022 年伴随油气公司现金流的增长，油气公司加大了资本开支投入；2022Q4 至今受油价下跌影响，油 气公司现金流下降，但油气公司在现金流下滑过程中仍加大资本开支；截至 2023Q2，公司上游投资活动与运营现金的比率升至 95%，高于 2000-2023 年的中值 83%，油气公司上游勘探开发信心明显提升。

资本开支的增长与产量增长并不完全同步，油气增产所需资本开支有望扩大。我们对比了 12 家国际石油公司 2022 年资本开支增速与产量增速，2022 年仅 7 家国际油气公司的资本开支与产量增长同步，且增速规模表现 不一，总体上看，全球主要石油公司资本开支增幅平均约 23%，产量增幅平均约 4%。我们认为，从当前来看， 考虑油气资源劣质化程度加深、人工及原材料成本通胀、融资利率高企等多因素影响，同等的油气产量增幅或 需要更高的资本开支。

EIA 数据口径调整为近期美国原油产量增长的核心原因。2023 年美国原油产量从上半年的始终不足 1250 万桶/ 日，到 8 月迅速升至 1280 万桶/日，10 月又再度提升至 1320 万桶/日。我们从工作量、单井产量、库存井等角 度看，在工作量方面，自 2023 年年初以来，美国原油钻机数持续下行，压裂车队数在 11 月稍有提升。从单井 产量看，4 月以来美国原油单井产量环比持续增长，自 913 万桶/天增至 11 月的 974 万桶每天，但增长趋势较平 缓，增幅约 6.7%。在库存井方面，2023 年下半年美国完井作业有所增长，但库存井数量持续下滑，自去年 12 月至今年 9 月总体降幅约 11%，但库存井数量稳步下滑，且 8 月以来基本平稳。我们认为，工作量、单井产量 和库存井变化无法支撑美国原油短期内产量的大幅增长，其主要原因来自 EIA 数据口径调整，2023 年 8 月的 Petroleum Supply Monthly 报告中，在 Crude Oil 原油分类中加入 Transfers to crude oil supply，包括以前被归类为 Unfinished Oils 和 Natural gas liquids 中的部分组分。统计口径调整后使原油产量数据大幅上调。

库存井总量大幅下降，对美国原油供给边际贡献明显减弱。从库存井总量上看，截至 2023 年 9 月，美国原油 库存井数量已从近 9000 口降至 5000 口以下，当前相比 2020 年 5 月高位下降了 47%，对美国产量回升做出了 重要贡献，但对未来的增量贡献将逐步降低。从库存井结构分布看，在美国库存井总数量减少的同时，优质库 存井消耗更快，截至 2021 年单井产量在 100 桶/天以上的优质井数量仅占美国油井总量的 10%，且优质库存井 主要位于主产区，近年来四大优质主产区的优质库存井在全美库存井总量中的占比快速下降，剩余库存井的边 际贡献能力或将减少。

从盆地生命周期历史看，美国页岩油气产量有望在 2024 年四季度前后达峰。美国页岩油气开发在 2000 年前取 得突破，2000 年之后逐步进入商业化开发，2012 年以后进入快速增长阶段，从周期上看，美国页岩油气至今 经历了约 20 年大规模商业化开发历程。根据咨询机构 G&R 数据，当盆地累计采出程度达到约 50%时，产量或 在此前后达峰，根据 G&R 数据，当前美国原油主产区巴肯、鹰滩的累计开采程度已达到 50%以上，而最大的 二叠产区预计在 2024Q4 累计采出程度达到 50%，因此我们预计在 2024Q4 前后较短时期内，如果美国油气产 业政策未作出重大调整，随着二叠盆地产量见顶，美国页岩油气产量有望达到峰值。

近年来美国页岩油桶油成本抬升较快。我们对比了达拉斯联储在 2019 年和 2023 年对美国页岩油桶油成本的调 查结果，从总体上看，近年来美国各页岩油主要开采盆地桶油成本均有明显增长，2019 年美国新钻井桶油成本 达拉斯联储调查结果为 49 美元/桶，2023 年升至 63 美元/桶，上涨了约 14 美元/桶。其中二叠产区内的次级盆地成本抬升是主要原因，如 Midland产区成本从 2019年的 48美元/桶，上涨至2023年的 58美元/桶，Delaware 产区从 2019 年的 49 美元/桶，上涨至 2023 年的 61 美元/桶，明显推升了边际供应成本。

美国战略储备补库或是油价重要托底因素之一。1970s 石油危机促使欧美等 29 国成立 IEA，成立初衷为石油供 应短缺的应急响应机构。据国际能源计划协议（I.E.P），每个 IEA 成员国有义务持有相当于不少于 90 天净进口 （根据上年平均日净进口量计算）的石油库存（包括原油、NGLs 和石油制品），评估时 IEA 会扣除总库存的 10%，以剔除技术不可用因素。由于美国成品油净出口量＞原油净进口量，因此美国总库存可满足 I.E.P 的要 求。美国 1975 年建立了战略原油储备（SPR），其服务于国家能源安全，以保障原油的不断供给为目的，并可 更快响应美国政府决策和平抑国内油价异常波动。根据 IEA 数据，当前美国 SPR 不到 4 亿桶，其战略原油库存 已下降至历史相对低位。战略原油库存低位也促使美国进入 SPR 补库周期，美国政府在 2022 年 10 月其补库 心理价位 67-72 美元/桶，2023 年 6 月，美国能源部官网发布声明表示，以 73 美元/桶的均价成功完成补库 300 万桶战略石油储备（SPR）的招标，而美国 2023 年 10 月补库心理价位已升至 79 美元/桶，我们认为美国 SPR 补库周期来临，其逐步抬升的补库预期价位也有望对油价形成托底支撑。

关注二：供给端俄罗斯的产能、价格折扣与产量问题 西方限价对俄罗斯出口的影响正快速减弱。2023年7月中旬以来，Ural一直保持在油价上限（60美元）之上。 2023年 9月份，Ural平均价格达到了每桶 76.4美元，与 8月份相比上涨了 6.59%。受制于欧美原油出口制裁， 俄罗斯积极寻求其它出口方案，如抢购数百艘旧油轮、拨款 90 亿美元用于再保险、引入更多小油轮加入输油行 列等多种手段，促使俄罗斯出发的油轮数量及运油量明显增长。在这一过程中，“影子油轮”的运油量在俄罗斯 原油出口中的占比从去年初的约 10%增至了当前的近五成，上述诸多措施使得俄油出口对限价的规避越来越有 效。俄油 Urals 原油相比于布伦特、WTI 的价差也出现了明显收窄，布伦特-俄罗斯 Urals 价差自 2022 年中期超30 美元/桶下降至当前约 13 美元/桶，WTI-俄罗斯 Urals 价差自 2022 年中期的超 25 美元/桶下降至当前约 美 元/桶，俄油在市场中对其它油种的价格打压更加弱化，也有望对国际油价形成支撑。

贸易流向转变是规避限价的主要方式，俄油限价失效也有望对国际油价产生支撑。由于西方对俄原油出口制裁， 自 2022 年 2 月开始，俄油出口至欧盟地区数量明显下降，但俄油出口总量无明显变化，主要原因是对中国、印 度等亚洲国家出口数量明显提升，俄油向印度、中国、土耳其的出口或转口贸易是规避限价的主要贸易方式。 我们认为，俄油限价失效或将对国际油价产生支撑，首先流入市场的俄油折扣降低，减少了其他油种的竞争压力，有助于支撑其它油种价格；其次俄油转运成本加大，对以欧洲为主的进口市场的价格产生额外支撑；对俄 罗斯国家而言，石油出口价格回升能够推动其石油销售和财政收入修复，从而使得其增产动力或有所减弱。

关注三：供给端中东产油国剩余产能、财政平衡价格与减产收益问题 OPEC+少数国家主动减产，多数国家产能受限。2021 年前，OPEC+目标产量与实际产量较为接近，甚至一度 出现成员国减产执行不力、诸多国家超产的问题。自 2022 年开始，OPEC+目标产量与实际产量差距逐步加大， 本轮减产执行率高，因为除沙特、俄罗斯等国家主动额外减产外，较多国家面临增产能力不足的客观约束。截 至 2023 年 9 月，除沙特和阿联首外，其他国家增产能力非常有限。当前 OPEC+剩余产能总量虽较多，超 600 万桶/日，但一方面距离 2020 年超 800 万桶/日的剩余产能仍有较大距离，另一方面剩余产能高度集中，具有较 多剩余产能的沙特对油价变化的边际影响较大。

我们认为，从历史油价及沙特石油出口收入判断，沙特增产动力有限。IMF 预测 2024 年沙特财政平衡油价在 80 美元/桶左右。从当前油价水平、供需形势及沙特出口收入看，沙特减产挺价带来的收益远大于增产以量换价 的收益，且使产量更具可持续性。假定在产量水平 900 万桶/日和价格水平 90 美元/桶情况下，如增产 50 万桶/ 日导致价格下跌潜在幅度达 5 美元/桶的情况下，增产并不能使得其石油出口收入有所增长，我们认为，从经济 利益角度看，沙特不具有明显的增产动力。

关注四：中美经济及需求会否对油价产生可持续支撑？ 中美需求存在共振可能。美国方面，美国经济表现出了较强韧性，失业率自 2020 年高点持续回落，截至 2023 年 10 月，美国通胀率已下降至 3.2%；美国 GDP 增速自年初以来持续上行，整体经济修复效果良好。中国方 面，从 2023Q2 开始，中国制造业 PMI 稳步回升，截至 2023 年 11 月，中国制造业 PMI 已明显超过 2022 年同 期水平，经济向好发展趋势不改。我们认为，美国通胀风险和利率矛盾有望在中美新一轮谈判中得到逐步化解， 中国的出口有望在中美谈判成果进一步落地过程中得到促进，叠加中国经济探底后修复，制造业 PMI 有望持续 重回景气区间，中美经济回暖及消费需求或将迎来共振，2024 年需求端对油价或带来有效支撑。

2023 年中国需求增长支撑了全球需求修复。根据 IEA 预测，2023 年全球原油需求同比新增 230 万桶/天，其中 中国的需求增长贡献了全球近七成的原油需求增量。分不同产品看，化工用油和航空煤油是我国石油需求增长 的主要来源，化工品方面，受益于疫后居民消费需求回暖，石脑油装置开工负荷同比小幅提升；成品油方面， 自 2022 年底国家防疫政策调整后，居民出行需求持续回升，其中航空出行方面，国内航空出行需求表现旺盛， 国内航线 10 月订座量已超越 2019 年同期水平，国际航线当前仍处于持续修复过程中。

2024 年中国依然是全球石油需求增长的最重要动力。根据 IEA 预测，2024 年中国仍将是全球需求复苏的主要 力量，其对全球贡献的需求增量或达到 75%。分产品看，2024 年中国柴油需求、化工用油需求和航空煤油需求 或将进一步复苏，化工用油方面，2023 年 10 月 24 日全国人大常委会批准增发 1 万亿元国债和上调赤字规模、 授权国务院提前下达新增地方债务限额，基建投资带来的化工品需求仍具有较大空间；成品油方面，工业用柴 油和货运柴油预计将会有进一步明显增长，而随着国际航线进一步恢复，中国航空煤油需求或将进一步提升。

2024 年国际原油去库状态有望维持，油价中枢或与今年总体持平。根据 IEA、EIA、OPEC 三大机构数据， 2024 年全球原油供给平均增加约 136 万桶/日，需求平均增加约 148 万桶/日，三大机构数据存在一定差异，供 需增幅大体接近，2024 年全年国际原油市场有望整体维持去库状态，在原油去库格局的支撑下，国际油价有望 维持中高位。我们认为，在 2023Q4 油价中高位宽幅震荡的走势下，叠加 2024 年原油市场维持去库，我们预计 2024 年国际油价中枢有望与今年总体持平。

二、增储上产挺价，资源型标的投资价值凸显

2.1 增储上产既是保障能源安全的要求，也有政策层面支持

中国原油、天然气对外依存度逐渐攀升，油气供应安全形势严峻。中国是富煤、贫油、少气的国家，从2003年 起，中国已成为世界第二大石油消费国和最大原油进口国。近十年中国原油产量增长缓慢，在 2015年达到阶段 性峰值 2.15 亿吨，随后开始下降态势。2017 年，我国原油产量已下降到 1. 2 亿吨，进口依赖度接近 70 ，中 国超越美国成为世界第一大原油净进口国。2021年，中国原油和天然气的进口依赖度已分别达到72 和44 。 到 2022 年，中国原油产量为 2.05 亿吨，进口量 5.0 亿吨，进口依赖度 70 ；天然气产量为 217 亿立方米， 进口量为 151 亿立方米，进口依赖度为 40 ，油气进口依赖下降的主要原因是俄乌冲突导致国际油价大幅上 涨、海外气价过高，并不具备可持续性，未来供应安全问题仍然十分严峻。随着环保政策趋严，煤改气工程推 进，中国未来天然气需求或将持续较快增长。

国内稳油增气成效显著，陆上非常规及海上资源潜力大。在石油方面，近年来我国海上资源支撑了石油产量增 长，2018-2022 年陆上石油产量复合增速为 1%，而海上石油产量复合增速达到 5%，海上石油产量增速明显高于 陆上石油。在天然气方面，非常规资源大幅推动天然气产量增长，受益于国内页岩气、煤层气等非常规气开发， 国内陆上天然气产量仍维持较高增速，同时海上天然气开采潜力也持续释放。

随着油气勘探深层化、非常规化以及资源劣质化，2009-2019 年间，我国油气发现成本不断提升。经过几十年 高强度开采，我国油气资源质量已发生重大变化，突出特点是地表地下复杂性加重，资源品质更差、目的层更 深、成藏更隐蔽。剩余常规油气低渗透、特低渗透、深埋藏和稠油等低品质资源比重逐年上升，发现大型油气 田难度越来越大，“骨头越啃越硬”将成为未来油气勘探大趋势。近几年，中国石油新增石油探明储量 0 以 上来自低渗透和特低渗透油藏，其中天然气新增探明储量几乎全部来自低渗透油藏，新动用储量采收率也呈现 快速下降趋势。为保障资源接续，使得原油产量稳定且天然气产量平稳增长，在假设其他条件不变的情况下， 考虑油气发现成本的抬升，我们认为若要保持油气储采比持续稳定，则未来我国油气投资增速或需要达到7 以上。资源劣质化的过程将使得稳油增气过程中进一步加大资本开支，或将使得油服公司更加受益。

增储上产政策频出，确保产量目标实现。为确保能源供应安全，降低石油、天然气的对外依存度，国家在“十 二五”规划中就明确要求“加大石油、天然气资源勘探开发力度，稳定国内石油产量，促进天然气产量快速增 长，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用，积极发展海洋油气、海洋工程装备制造等新兴产业”。此 外，为推进增储上产，我国亦出台了一系列油气勘探开发奖补政策，尤其是非常规资源的支持政策，在页岩气 方面，自 2018 年来我国就已开展了页岩气资源税减征 30%的政策，并在 2023 年延续该政策；在煤层气方面， 2019 年开始，中央财政对煤层气开采从 0.2 元/立方米提高到 0.3 元/立方米，地方财政可根据当地煤层气开发 利用情况对煤层气开发利用给予适当补贴。在政策端支撑下，近年来我国在油气勘查及开采投资稳步提升，其 主要目标为原油产量回升到 2 亿吨以上并保持稳定，天然气产量稳步增长。

2.2 依托“三桶油”为主体推进增储上产、降本增效

以“七年行动计划”为主方案，推动资本开支增长和增储上产。2019 年，国家能源局正式实施油气行业增储上 产“七年行动计划”，成为我国油气增储上产的战略性指引，国内石油企业加大勘探开发资金和科技投入力度， 上游勘探成果密集显现，其中三桶油担当增储上产重任，制定相应“七年行动计划”，做好中长期战略规划。近 年来，三桶油上游勘探开发资本开支逆势增长，2019 年后，三桶油上游资本开支在油价下行趋势下仍保持高水 平，有力推动了我国油气储产量指标的持续改善。我们认为，2025 年“七年行动计划”到期后该趋势也有望延 续，近期启动的“新一轮找矿突破战略行动”也进一步明确将会跨越“十四五”“十五五”“十六五”三个五年 规划，未来长期的战略引领和政策支持将会有效延续。随着油价景气周期的延续，高资本开支水平有望为公司 业绩增长提供更强保障。

提升技术装备水平，着力降本增效。当前我国油气资源劣质化趋势明显，大庆、胜利、辽河等东部主力油田均 已进入高含水期，产量递减加快；松辽盆地、渤海湾陆上、鄂尔多斯盆地资源探明率分别达到 70%、53%、50%， 部分油气储量资源丰富但地质构造复杂的地区，已开钻数口万米井，如中国石油塔里木盆地“深地塔科 1 井”、 中国石化“深地一号跃进 3-3XC 井”，且“跃进 3-3XC 井” 测试获得高产油气流，日产原油 200 吨，天然气 5 万 立方米。整体上看，2019 年以来国内深层及超深层平均井深持续提升，向深部要资源和加大增压开采等举措或 成为未来勘探开发的主要发力点。为适应国内油气资源劣质化趋势，国内勘探开发技术水平持续提升、装备实 力明显增强，有效实现了多类型勘探开发领域拓展和成本降低，在钻井周期方面，自 2020 年以来，我国深层及 超深层钻井周期持续缩短；在机械钻速方面，2020 年深井及超深井机械钻速持续提升，其中 4500 以上深井在 2022 年平均机械钻速已接近 2020 年的翻倍水平。

技术进步助力三桶油成本控制和新增储量结构优化。在成本控制方面，2014 年之后，三桶油在成本管控方面成 效显著，其中桶油操作成本这一核心指标在下降后基本保持稳定，其中中国海油桶油成本为三桶油中最优水平。 在储采比方面，受益于增储上产战略指引，2016 年后三桶油原油储采比表现总体向好，其中中石油、中石化原 油储采比有所提升，资源接替保障能力稳步增强。受益于技术进步及开采效率提升，近年来三桶油油气采收率 提升所贡献的新增储量明显增加，同时储量复算在油价回升后也有明显正向贡献，三桶油的储量资产质量处于 较优水平。

2.3 国内油气公司估值修复仍在半途

我们基于油价对三桶油的盈利及市值敏感性进行测算。中石油盈利对油价变化较敏感，但其炼化板块在超高油 价下具备压力，油价在 80 美元/桶的中枢附近时，其对应净利润有望超 1500 亿，在油价超过 100 美元/桶的情 况下，其盈利有下行风险。中石化炼化业务占比较高，其盈利最大化对应的油价中枢偏低，但公司抗油价波动 能力突出，整体盈利稳定性较强，80 美元/桶的均价下有望获得较好业绩，如炼化需求进一步改善，中国石化的 业绩将得到进一步提振。中海油上游属性较为纯粹，其盈利及市值整体随油价变化较为线性，在高油价背景下， 公司盈利能力突出。

三桶油 PE 估值显著低于海外可比公司。高油价时期，三桶油横向对比看，上游资产比重大的中海油与中石油 具备更加明显的性价比优势；对比海外石油公司，三桶油估值性价比与海外独立石油公司较为接近，但优于国 家石油公司与国际石油公司。低油价时期，中海油受益于其明显的桶油成本优势，在油气企业中较中石油性价 比更高，而中石化也能够受益于低原料成本优势，下游炼化盈利贡献推升其估值性价比。总体来看，我们认为 不论是高油价或低油价时期，三桶油 PE 估值性价比优于海外油气公司。

PB 估值与可比公司水平显著扩大。回顾上一轮景气周期，在 2015 年前，三桶油 PB 与国际油气公司互有高低。 2015 年之后，三桶油 PB 显著走低，而国际油气公司总体稳定。2020 年以来，特别是 2022 年国际油价大幅上 行以后，国际油气公司 PB 快速反弹，三桶油 PB 与国际油气公司反弹趋势相吻合，但与国际油气公司估值水平 差值快速扩大，当前我们认为相较国际油气公司，三桶油估值修复仍有空间。

从 PB-ROE 分布水平看，三桶油估值仍有较大修复空间。我们比较了三桶油及其它国际油气公司的 ROE 和 PB 分布，其中中国海油为上游优质的资源型标的，在相同 ROE 水平下，其 PB 估值较国际油气公司表现更优，且 港股估值性价比更高。从三桶油整体来看，相较于国际油气公司，三桶油仍有较大估值修复空间，且港股估值 较 A 股更有性价比。

三、油服景气上行，海上油服企业成长潜力有望释放

3.1 景气周期下上游资本开支稳健增长

油田服务行业的景气度直接受到石油天然气的勘探及生产发展状况的影响，同时这些石油勘探、开发企业则直 接受到油价波动的影响。我们认为，油价可通过影响石油公司的资本开支，进而间接影响油服公司的订单和业 绩。同时，我们认为相比于短期油价的绝对位置，对中长期油价的预期和信心才是影响资本开支和油服行业景 气度的最关键因素。

油价-资本开支-油服规模分别呈高度正相关，本轮油服行业景气度存在滞后，但对中长期油价的预期和信心增 强，正逐步拉动油服行业向上。在资本开支方面，我们分析过去 10 年数据发现，全球上游资本支出变化与 Brent 价格波动相似。我们认为，2022 年至今的高油价并未带动上游资本开支显著增加，对绿色转型的响应导 致上游资本开支恢复缓慢是本轮油服行业景气复苏滞后的主要原因。我们对 1 7 年以来的 Brent 价格走势及费 城油服指数进行复盘，发现以 201 年为界限，可划分为两个阶段：1）1 7-201 年期间，全球油服板块历经 四轮油价周期，且和油价呈现高度正相关。2）201 年全球近 200 个国家地区签署《巴黎协定》后至今，受净 零排放目标影响，油服行业景气度与油价相关性减弱，且持续保持弱势状态。其中，201 -2020 年，油服板块 景气度持续下行，2020 年后，在油价大幅上涨的拉动下，油服板块景气度仅缓慢回升，油服板块景气度仅相当 于本世纪初的水平。而近两年，随着俄乌冲突后能源供需及市场走势的演进，全球主要经济体对于能源安全的 关注日益突出，上游资本开支的信心得到了显著提振，油服行业的景气周期本轮虽有滞后，但已正式开启。

上游资本开支稳步复苏，海上及非常规领域勘探开发资本支出增长明显。受疫情影响，上游资本开支在2020年 大幅下跌，但疫后上游资本开支迅速恢复。根据 IHS 预测，未来几年全球上游资本开支存在稳定性增长保障； 从资本开支结构来看，海上和陆上非常规油气田为未来勘探开发重点，资本开支占比逐步提升，油服行业有望 在新一轮的上游资本开支扩张周期中优先受益。其中海上勘探开发的资本开支增长更为明显，根据 IHS 预计， 到 2024 年，全球上游海上勘探开发资本支出有望超过 1500 亿美元，未来海上资本开支修复及增长仍有较大空 间，从事海上油田服务及装备制造的公司有望充分受益。

3.2 油服行业在供给出清和需求恢复共振下进入向上周期

油服板块资本开支经历低谷，产能出清利好新一轮景气周期的启动。我们统计了海外 24家油服公司的资本开支 情况，与油气公司资本开支趋势类似，2014-2021 年，油服板块的资本开支持续下降。尤其 2020-2021 年经历 了资本开支的低谷，开支水平进相当于疫情前的一半，相当于上一轮景气周期的 1/3-1/4。2022 年，受益于油 价高企，油服资本开支明显回升，但尚未恢复至 2019 年水平。2023-2024 年，根据彭博预期，油服资本开支仅 维持在 80-90 亿美元，远不及 2011-2014 年高油价周期水平，后续海外油服供给端增速或将有限。过去几年的 油价低位以及行业资本开支腰斩推动了油服产能出清。至 2022 年，全球 FPSO 装置（浮式液化天然气生产储 卸装置）、海底铺设管道、水下井口等油服设备已达到历史低位，上一轮产能出清已告一段落。2023-2027 年， 根据彭博预计，油服装置将再次迎来产能扩张。

全球钻机使用率逐步恢复，钻井板块日费触底回升，油服板块进入量价齐升局面。在使用率方面，2020 年全球 钻机使用率显著降低，2021 至今正逐步恢复，钻井装备利用率从最低点不足 60%已快速回升至 80%左右。日 费方面，2022 年新冠冲击导致油服行业日费触底，至 2023 年 11 月，自升式、半潜式钻井平台平均日费回升幅 度分别约 23%和 58%。

3.3 中东、中亚地缘变局下我国油服行业存在独特机遇

我国油服企业在中东、中亚地区既有存量基础，也有增量优势。自 1981 年以来，以中油工程、海油工程、中 海油服、海油发展为代表的我国油服企业在中东、中亚地区已承揽过众多项目，覆盖陆上与海上油服作业项目。 从未来增量潜力看，中东、中亚地区陆上及海上经济可采储量丰富，我们认为，未来中东海上、中亚陆上项目 开发所带来的油服订单增量潜力仍有较大释放空间。

3.4 油服板块启动前期，正值布局良机

我们复盘了过去 20 年油服板块表现，油价周期和股市周期都对其产生重要影响。我们将油服板块上涨主要归结 为两类，一是油价上行时跟涨，如 2006-2008 年与 2010-2011 年油价及油服板块趋势，伴随布伦特油价开启上 行通道，油服工程板块在油价上行催化下持续上行；二是油服板块上涨较油价上涨存在滞后，在 2010年下半年 至 2011 年上半年，油服板块随油价上涨出现了抬升，但幅度相对较小，之后油价进入震荡下行阶段，对行业景 气度的信心出现明显松动，油服板块回调幅度远大于油价调整幅度，而随着 2013-2014 年上半年油价在高位保 持了较长时期的震荡运行状态，市场对于油服行业景气度的信心回归，叠加油服订单和业绩逐步兑现，油服工 程板块在较长的滞后期后再度启动，实现了大幅增长。随着油价在中低位震荡走势和新冠疫情的影响，油服板 块表现在 2020年跌入了低位，并保持至今。当前从油价角度看，已经经历了快速上涨到震荡下行再到中高位波 动的阶段，景气周期有望保持较长时期，但油服板块或仅处于启动初期，我们认为当前伴随行业业绩逐步兑现， 油服板块未来或有较大估值修复空间，其板块拐点或已经到来。

 

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