油气行业分析报告Word格式文档下载.docx

油气行业分析报告Word格式文档下载.docx

《油气行业分析报告Word格式文档下载.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《油气行业分析报告Word格式文档下载.docx（22页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

但是页岩油气的一个重要特点就是产出衰减特别快。

我们注意到2014年北美的钻机数量增加15%，原油产出也同比增加15%，考虑到钻机的技术进步，以及目前的产业环境，15年的北美的原油产出增速基本也就是只能维持在5%左右，并且月度数据可能能够观察到原油产出的增速拐点。

EIA对北美未来原油产出的分析也能部分验证我们的分析。

按照EIA的分析，北美原油产出见顶大约在16年，增速的拐点可能会在2015年下半年左右。

展望后市，我们认为，全球原油价格短期有压力，但是长期不悲观，Brent在15年底价格中枢回到80~90美元/桶可以期待。

可能的不确定因素在于，全球页岩油的资源分布比较广泛，相关技术会否扩散。

但是从目前的经验看，页岩油的产业化过程中遇到的困难要比页岩气大很多，目前业内基本把注意力集中在阿根廷、俄罗斯以及中国等少数地区能否取得突破，并且大多持谨慎乐观的态度。

（2）油价低于80美元/桶会影响到大部分公司的勘探支出

目前，北美的页岩油的平均生产成本在60美元/桶左右，边际成本接近80美元左右。

在油价下行的背景下，考虑页岩油的边际成本没有意义。

因为大概率，页岩油的边际成本就是原油的价格顶部。

考虑到页岩油是影响国际原油价格和原油供给格局的最大变量，我们认为，WTI原油价格大约能够平衡在80美元/桶左右。

（3）地缘政治因素同时支持原油底部价格

市场有一部分观点认为，俄乌冲突也是当前原油价格波动的一个变量。

我们认为，即使俄乌冲突是当前原油价格波动的一个原因，也只能是西方国家顺势而为的一个结果。

IMF认为，为实现国家收支平衡，俄罗斯所需要的原油价格在100~110美元/桶之间；

假使油价保持在目前水平，委内瑞拉、巴林、伊朗、阿尔及利亚和伊拉克等目前主要原油产出国家将无法达到收支平衡。

考虑到伊拉克境内的ISIS冲突，中东地区政治局势或将在相当长的一段时间内维持紧张局势；

另一方面，俄罗斯目前正在致力于开拓东西伯利亚、北极等新的油气产区，操作成本也随之上升。

考虑到以上因素，油价持续低位运行的大概率后果是全球原油的中长期供给增速下行，进而对原油价格形成一定支撑力度。

（4）当前的原油价格已经影响到原油中长期的生产潜力

但是，常识表明80美元/桶是常规石油公司在10%的折现率的条件下决策投资勘探的成本底线。

如果油价低于80美元/桶，石油公司必定会削减勘探支出，把勘探重点集中在风险较低的成熟区域。

如果维持公司运营以及日常管理开支费用，而不考虑勘探开支，盈亏平衡点也在60美元/桶。

对于非常规油气项目，其盈亏平衡点可能在70美元左右。

3、重点关注油气并购以及贴近终端应用的细分产业

我们认为，WTI原油价格应该能够在80美元/桶附近得到比较强力的支撑，但是北美油气公司，尤其是中小独立油气公司，普遍杠杆较重，从这个角度看，WTI原油价格存在阶段性超跌的可能性，但是Brent原油价格不应该会长期低于80美元/桶。

从投资的角度看，在页岩油概念退潮之前，可能对边际成本比页岩油开发成本更高的技术路线，比如深水、超重油等产业链，持谨慎乐观的态度。

在油气公司的经营性现金流出现改善之前，油服板块可能会进一步承压。

油气装备板块的前景取决于俄罗斯地区的地缘政治演化动向，加速开发北极地区的油气资源是俄罗斯的一个基本国策，如果制裁加码，国内的油气装备企业可能迎来新的市场投资机会。

考虑到北美页岩油拐点在及，油气并购仍然值得关注，不过我们提醒市场关注致密油气企业的IIR对油价波动的敏感性，重视中亚地区的油气并购投资机会。

我们认为，市场预期在2015-2016年可能会发生重要的转折，届时，原油价格可能还有一定的压力，但是已经是布局深水、超重油，甚至油母页岩，分质利用等产业链的重要时机。

重点推荐洲际油气、光正集团，并建议投资者关注胜利股份、广汇能源。

不确定因素分析：

ISIS的动乱进展，页岩油气产业在全球其他地区的扩散的可能，伊拉克、俄罗斯的潜在原油供给变化

（1）页岩油、深水、超重油等产业链整体承压

和常规油气项目相比而言，页岩油项目的一个重点特点就是资本开支大，项目的内部收益率对原油价格的变化更加敏感。

原油价格下行使得页岩油项目的经济性降低的幅度要较常规项目更高。

深水、超重油等项目的边际成本本身就比页岩油高出一截，在原油价格下行的背景下，这些油公司的经营性现金流变坏的风险大大增加。

（2）油服产业链承压，装备产业链可能冲击略小

由于国内反腐败以及新政府侧重企业效率，油服产业链整体承压。

市场普遍预期，随着反腐工作告一段落，相关产业或迎来反弹可能。

不过我们也要注意到，油气公司的经营现金流变差是一个不争的事实，削减支持是必然的选择，从这个角度看，油服产业链可能还没有渡过行业最难时刻。

油气装备产业链同样承压，但是和油服产业链相比，可能冲击略小。

由于西西伯利亚油气产出存在滑坡风险，俄罗斯目前正在大力开发北极地区的油气资源，但是由于俄乌冲突，西方国家大规模从俄罗斯撤资，并且限制技术、装备出口，这可能是国内油气装备产业的一个良机。

（3）油气并购可能正当其时

过去的一年，涉油企业数量不断增加。

我们认为，未来可能这样的机会还会更多。

首先，中国的原油对外依存度仍在攀升。

虽然原油消费增速趋缓，但是总量仍在不断增加，预计中国中远期的原油消费量会在现有的技术上增加2~3亿吨，油气仍然是中国能源安全的核心问题。

其次，由于量化宽松以及页岩油气吸引了大量的资金，过去两年，油气公司的一个重要的特点就是资本支出大于其现金收入。

在美联储升息预期加强，全球油价下行的大背景下，油气公司会面临成本进一步攀升，现金流不平衡进一步加剧的压力。

未来削减资本开支、出售油气资产，或将成为油气公司主流方向。

考虑到美元指数走强，资金回流北美的趋势比较明显，新兴市场国家或将是欧美资本撤出的首先选择区域。

相对应的，以上国家相对国内企业的投资机会也在加大。

我们认为中亚地区，尤其是哈萨克斯坦境内的常规油气并购仍然值得关注。

哈萨克斯坦的油气资源大多为常规资源，开发程度不高，且能够兼顾中国政府的能源安全和能源通道安全的多重顾虑。

从这个角度看，当前的国际石油市场格局有点类似亚洲金融危机后的市场格局，只是原油价格远没有那个时候低迷，整体而言，如果区块是常规区块，资产质量优异，还是很具有吸引力的。

（4）部分价格波动小的下游产业链也值得关注

油价下行，一些成本不透明，下游用户价格不敏感的石化下游细分产业可能会迎来盈利大幅度改善的契机。

相关公司中间，我们推荐东方雨虹，建议关注传化股份。

二、焦化及现代煤化工产业链

油价大幅度下挫，使得煤化工这种重资产的项目变得貌似鸡肋，但是，精耕细作，还是能筛选出一些投资机会。

相关的版块中间，我们建议重点关注焦油加氢、煤焦化深加工和部分现代煤化工版块以及煤炭应用。

推荐标的黑猫股份、丹化科技，建议关注三聚环保、广汇能源、亿利能源。

1、油价下行，但是分质利用仍然值得关注

分质利用这个概念2012年秋季开始引起市场关注，但是由于相关项目进展较慢，市场对环保等问题也是心存疑虑。

在油价下行的背景下，其盈利能力也备受质疑。

坦白说，目前所有的指向都不很有利于分质利用这个产业。

首先，分质利用可以解耦为煤炭热解和加氢两个工段，煤炭热解投资少，见效快，工艺简单，大部分企业都倾向于先行上煤炭热解装置，然后落实加氢工艺。

但是分质利用所在区域不能消化相应的焦油产出，焦油放量可能诱发价格下行，进而使得煤炭热解的经济性不及预期。

我们的草根调研表明，部分热解项目已经发生亏损，甚至停产、减产的现象。

针对项目的经济性问题，我们以广汇的煤炭为例，做了一个测算。

原油价格在50美元/桶的情形下，热解项目已经没有经济性可言。

原油价格在50美元/桶的情形下，采用传统加氢工艺的技术路线的净利率仍然有11%左右，但是项目的ROA只有4%。

原油价格在50美元/桶的情形下，采用煤科院加氢工艺（或者KBR工艺路线）的技术路线的净利率仍然有23%左右，项目的ROA接近10%。

如果中长期油价能够维持在80美元/桶，采用煤科院加氢工艺（或者KBR工艺路线）的技术路线的净利率仍然有36%左右，项目的ROA接近19%。

从这一点看，对大部分业务而言，分质利用项目目前遇到的主要挑战并不是油价走软造成的冲击，而是加氢工艺的优化，是加氢项目的进展。

不同技术路线的加氢工艺，加氢项目的进展快慢对项目的盈利能力影响攸关。

传统的分质利用项目采用水力熄焦，废水中含有大量的酚氨以及多环芳烃，此外，这些污水具有较强的生物毒性，采用传统的生化处理工艺基本无法予以有效处理。

可能的解决办法在于，采用干熄焦代替水力熄焦，从源头控制污染物的数量，对于其他的工艺废水，采用催化降解的办法予以解决。

吨油的污水处理成本可以控制在200元左右。

2、高温焦油的产业竞争格局发生变化

“十五”、“十一五”期间，中国的焦化工业飞速发展，作为焦化工业的副产品，焦油以及焦炉气的综合利用并不是焦化工业关注的焦点。

由于全球轮胎工业集中向中国转移，中国的炭黑工业保持了比焦化工业更高的增速，炭黑企业之间竞争激烈，行业盈利较薄。

但是进入“十二五”期间，我们注意到，焦化工业的发展步入停顿，过去几年的产量增速只有1~2%左右。

与之对应，炭黑产业的增速仍保持8~9的增速增长。

由于钢铁工业持续低迷，未来几年内，焦化产业大概率仍然保持低迷的发展态势。

但是炭黑的需求仍然可能保持接近10%的行业增速。

焦油产出稳定使得炭黑企业对下游轮胎企业的议价能力增强，即使盈利改善也无法诱发新进入者入行，因为新进入将会遇到无米下炊的尴尬境地。

目前，炭黑企业有两类生存模式，一类是以黑猫股份为代表的企业，这类企业生产流程简单，产品附加值不高；

另一类是以苏宝化为代表的企业，这类企业流程复杂，产品附加值较高。

在经济周期向上的阶段，苏宝化这类的企业吨焦油盈利能力能够做到黑猫股份的2~3倍，但是在经济周期向下的情况下，这类企业由于部分副产品没有办法被利用，反而不能满产。

相反，黑猫股份由于流程简单，完全不受相关问题困扰。

展望未来，焦油深加工势在必行。

将高温焦油进行组分分离，进行提取精蒽、咔唑等高附加值产品，剩余组分用于调配炭黑油，不能调配炭黑有的沥青传统上用于生产浸渍沥青，但是生产中间相沥青，进而生产碳纤维，或者针焦都非常值得关注。

3、燃煤工业锅炉值得关注

严峻的雾霾天气使得煤炭利用成为一个热点话题，中国目前的一次能源消费量大约40亿吨，大约70%为煤炭。

可预计的时间尺度内，以煤炭为主体的能源消费结构难以发生逆转。

不过也有研究把问题的焦点指向燃煤散烧。

全国目前有燃煤锅炉大约62万台，其中工业锅炉大约46万台，总容量390万吨/h，年供应蒸汽4亿吨。

这46万台工业锅炉中大约50%的锅炉平均吨位在10吨左右，总吨位230万吨/h。

可以说，管控好这部分燃煤工业锅炉，基本上就等于抓住了雾霾治理的牛鼻子。

小吨位燃煤锅炉不可能配套先进的脱硫除尘设施，不仅如此，这些小吨位燃煤锅炉还存在数量众多，监管困难的问题。

也有部分地方政府倾向于一禁了之，或者推广生物质锅炉。

但是生物质锅炉会遇到NOX排放超标的问题，燃气锅炉又存在成本居高不下的问题。

我们认为，将工业用户适度集中，然后进行区域集中供热、供汽，可能是一个便于监管，成本有效的技术路线。

基于现有的技术，近零排放锅炉大约比配置常规环保设施的燃煤工业锅炉的比投资要高出30万元/蒸吨，吨蒸汽的成本可能会因此增加大约30元/吨左右，但是相比燃气锅炉而言，近零排放燃煤锅炉的吨蒸汽成本只有燃煤锅炉的40%，经济优势非常明显。

燃煤锅炉必然会排放SO2、NOx以及颗粒物，随着国家排放标准的日趋严格，各种新型锅炉以及各类环保设施纷纷登台。

需要强调，燃煤工业锅炉排放的关键在于环保设置，尤其是NOX、颗粒物等污染物，煤质只能影响排放效果，但是不能决定排放效果。

以颗粒物为例，要是实现20ppm的颗粒物排放，湿法除尘基本必须是标准配置。

4、投资思路

毋庸讳言，煤化工产业链整体承压，但是细分领域仍然存在亮点。

分质利用产业链值得关注，先进加氢技术的产业化以及污水处理是分质利用关键，我们建议关注三聚环保、广汇能源等企业。

由于焦化产业发展步入停滞，炭黑产业格局发生新的变化，我们认为炭黑企业相对下游的溢价能力增强，当然炭黑企业本身也应该围绕产业升级做足文章，相关企业中，我们建议推荐黑猫股份、建议关注宝泰隆。

燃煤工业锅炉的业务集中化可能是未来的一个重要的产业趋势，我们建议关注亿利能源。

三、天然气下游应用环节有望进入行业反转期

受发改委连续上调门站价格的影响，2014年全国天然气下游需求增速放缓。

但从中长期来看，天然气作为清洁能源，一次能源消费量占比提升是必然趋势。

对于国内天然气行业趋势的发展来看，我们认为：

天然气行业需求端管理重要性逐渐突出；

国内上游非常规天然气的开发将进一步加速；

国内天然气提价或将暂告段落；

天然气下游应用环节有望进入发转期。

1、清洁能源长期趋势不变，短期需求增长受压力

2014年1-9月，全国天然气消费量约为1290亿立方米，同比增长6.8%，增速较2013年有所下滑。

我们认为主要原因在于发改委连续上调天然气门站价格对于下游需求的压制，特别是对于价格敏感度较高的工业用气和车用燃气。

但长期来看，考虑到天然气的环保优势，我们认为天然气在一次能源消费中占比仍有较大提升空间。

只是这一过程是建立在天然气的合理应用之上，关于天然气需求侧的管理今后重要性将愈发突出。

统计数据显示，与煤炭相比，每一立方米天然气的使用将减少排放二氧化碳1.349m3，一氧化碳0.13156m3，二氧化硫0.0102m3，炭渣0.4467kg，飞灰0.2978kg；

后三项是造成污染的主要来源。

以天然气为主的清洁能源对传统煤炭燃料进行替代，无疑是解决目前空气污染问题的最直接和最有效的方式。

近年来我国天然气消费占一次能源比重正逐步上升，但与世界平均水平相比仍然较低。

统计数据显示，2011年我国天然气占一次能源比重为4.5%，2012年这一数字上升至5.2%，2013年上升至5.9%；

对比世界平均水平为23.8%。

从这一角度来看，我国天然气需求仍具备较大的增长空间。

但我们也应该清醒的认识到，从我国资源禀赋的现实情况出发，“富煤、贫油、少气”的基本特征，决定全面推行“煤改气”工程不具备根本基础。

对于天然气，必须改变目前粗放型利用的消费结构，在一些不得不分散用能的环节，适度推进天然气对煤炭的替代。

2、天然气供求缺口巨大，上游开发与海外进口两手同时要抓

根据发改委此前的相关预测，我们国家近年来天然气消费年均增速将达到20%，到2015年的天然气消费量要达到2500亿方左右，2020年达到3500亿方，2030年达到5500亿方。

尽管受到天然气门站价格上调的影响，下游需求有所放缓，但从供求角度来看，到2020年国内天然气供求缺口可能会扩大至1000亿方。

这需要我们一方面加强需求应用的合理性；

另一方面要求的进一步增加整体供给能力。

（1）非常规天然气开发政策支持力宜继续加大

非常规天然气主要包括致密气、煤层气、页岩气、水合物等。

在我国致密气开发近年来在以长庆气田为代表的多地得到了较快发展，但煤层气、页岩气在商业化开发的步伐上则略显缓慢，特别与美国相比差距较大。

煤层气。

我国煤层气资源远景储量36.8万亿方，截至2013年，我国煤层气钻井总数接近15,000口，探明储量近6000亿方，形成了鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地南部两个千亿方大型气田。

页岩气。

根据2012年我国工程院的预测，全国页岩气可采储量约为10-13万亿方。

截至2013年12月，我国累计完成页岩气钻井285口，其中压裂日产超万方的38口，超10万方的23口。

2014年中石化宣布将在2017年在涪陵建立国内首个百亿方气田，2014-2016年目标产能分别为18亿方、50亿方合100亿方。

随着地质认识程度的不断加深和生产成本的降低，未来页岩气商业化发展规模有望快速增长。

现阶段煤层气开发补贴0.2元/方，页岩气开发补贴0.4元/方。

从现有已投产项目经济效益情况评价，内部收益率相对常规天然气开发具有较强的竞争力。

但从技术角度来看，非常规天然气在开发过程中所面临的风险和不确定相对常规天然气更高，特别是页岩气，由于地下资源分布的非均质性，导致低产井、空井的概率较高。

我国在非常规油气的开发上有继续加大力度的必要性。

煤层气开发历史虽然已经超过二十年，但重点区域仍集中在山西区域；

页岩气更是仅在几个示范项目取得成功。

我们认为，非常规天然气作为国内气源供给的有效补充，未来前景空间巨大：

一是国家有必要继续加大非常规天然气开发的政策支持力度，价格补贴方式宜在较长时间段内维持；

二是以中石油、中石化为首的国有企业应肩负起一部分地质考察、技术研发的责任。

（2）进口天然气是目前供求缺口的重要方式之一

按照之前发改委的预测，2015年国内天然气需求量将达到2500亿方，即使考虑到天然气价格上涨带来下游需求增速放缓的因素，我们认为2015年国内天然气需求仍将达到1900-2000亿方的水平。

供给方面，预计“十二五”末，国内常规天然气产出大体能够维持在1300亿方；

煤层气、页岩气总量在100-150亿方左右。

供求存在大约400-500亿方供求缺口，需要进口管道气和进口LNG补充。

①陆上进口管道气布局基本完成

进口管道气是解决供求缺口问题的基础，未来国内进口管道气主要西北、西南、东北三个方向。

②进口LNG是气源供给有效补充

尽管我国政府已在陆上管道气天然气进口方面做出了长期规划，但中长期来看，考虑到未来经济增长恢复，天然气下游需求增速回升，国内天然气供求缺口的问题依然存在。

进口LNG始终是气源供给的有效补充部分。

截至2013年底，我国已投产的LNG接收站有9座，总接收能力；

已获核准正在建设LNG接收站7座，总接收能力。

2013年，我国共进口LNG1790万吨（约合250亿方），同比增加343万吨，增长24%。

截至2013年底，我国锁定LNG进口合同规模为3775万吨/年（约合528.5亿方）。

3、未来LNG汽车经济性优势将再次加强

在中石油上调天然气液化厂气源价格，与国际油价下调的双重压力下，东部地区天然气汽车经济优势减弱，阶段性天然气应用行业的增长困难，有助于行业龙头企业和区域龙头企业的形成。

但从中长期来看，全球油价属阶段性调整，未来1-2年将再次回到90-100美元/桶的区间范围内，东北亚区域LNG价格下行概率较高。

天然气汽车的经济优势将再次显现。

（1）现阶段油气价格经济优势降低，推动区域并购加速

中石油自2013年开始，连续两年上调天然气门站价格，成本上涨一方面压缩了LNG液化工厂和加气站这一产业链的利润水平，另一方面也提升了终端用户的使用成本，降低了天然气汽车经济竞争实力。

以东部地区的山东省为例，目前山东省LNG到货批发价格为5075元/吨，车用LNG零售价格为6.4元/公斤，加气站价差约为0.875元/方，假设行业平均运行成本为0.5元/方，加气站单方盈利能力较此前下降明显。

同时，考虑到因为LNG汽车经济优势减弱，下游终端需求增速放缓，对应加气量下降。

整个产业链环节的行业竞争加剧，但另一方面，也是行业并购重组，区域龙头加强自身实力的良机。

规模相对较小的公司转让资产意愿增强，在手现金充足的企业能可以收购的优质资产标的数量增多。

（2）未来LNG汽车经济性优势将再次加强

尽管现阶段LNG汽车相对柴油车经济优势在缩小，但我们认为这一状况仅是短期局面。

长期来看，随着国际油价上涨，东北亚地区LNG价格回落，国内LNG运输成本下降，LNG与柴油之间的价差将再次拉大，天然气汽车的经济性优势再次推动下游需求。

①东北亚地区LNG价格已到高点，有望回归至11美元/Btu

全球天然气市场由于运输困难的限制，区域价格差异巨大。

2011年3月日本福岛核电站泄漏事故发生后，为弥补核电站关闭所带来的能源缺口，日本国内进口大量LNG等化石燃料。

由此带来东北亚LNG区域价格快速上升，一度达到18美元/Btu的高位。

我们认为东北亚地区LNG价格已达到高点，2017年后或将回落至11美元/Btu的价格。

其一，日本核电重启工作在持续推进之中。

如完全重启其所有核反应堆，日本每年将会减少5100万吨的LNG进口量，相当于全球LNG贸易的1/5左右。

其二，北美页岩气产量持续增长，面向亚洲地区项目数量增加。

根据EIA的研究结论，随着技术的不断进步，美国国内页岩气产量未来20年将呈现持续增长的趋势。

同时，亚洲LNG市场需求数量的迅猛发展，也使得国际能源公司愈发重视亚洲区域，包括埃克森美孚、BP在内的多家公司都增加了亚洲LNG市场的供应，2015年将有4个面向亚洲市场的项目投入。

美国政府虽然节奏和速度低于市场期望，但也在陆续批准国内LNG出口项目的建设。

②国内运输条件优化，中间环节成本降低

国内LNG液化厂主要集中在西部气源丰沛地区，但受运输条件所限，只能通过槽车公路运输，成本偏高，普遍在1公斤0.8-1.0元/千公里的水平。

从乌鲁木齐到华北地区，每公斤LNG仅运输成本即要增加2.5-3.0元，对于LNG的经济优势是极大削弱。

我们预计铁路运输LNG商业化实现后，运输成本将在目前公路运输的基础上下降3/4。

不仅如此，国