石化行業(yè)2019年中期策略：油服板塊存低估值修復(fù)機會 薦中石化（00386）中石油（00857）等

本文來自微信公眾號“樨樨和她的油氣小伙伴”，作者是天風(fēng)證券張樨樨團隊。

2.油價：OPEC減產(chǎn)支撐，裂解價差施壓

2.1.需求預(yù)計Q3低Q4高

三大機構(gòu)（IEA、EIA、OPEC）持續(xù)下調(diào)。6月份，IEA繼續(xù)下調(diào)全年需求預(yù)期至120萬桶/天。

Q1全球原油需求實際增25萬桶/天，2014年以來最低增速，Q2根據(jù)IEA預(yù)測增速恢復(fù)到120萬桶/天。Q3，美國煉廠檢修，以及沙特直接燃燒減少，季節(jié)性需求偏弱。Q4，IMO2020將拉動成品油需求，并考慮到去年同期低基數(shù)，預(yù)計同比增速恢復(fù)。

2.2.OPEC的行為模式：對供需變化的對沖具有滯后性

回顧OPEC從2016年底達成減產(chǎn)協(xié)議之后的行為模式，可以看作“對庫存變化（以及油價波動）的滯后響應(yīng)”。2018年以來大致分為以下階段：

1）2018年1~4月，減產(chǎn)持續(xù)加深導(dǎo)致庫存下降，OECD庫存下降到5年均值以下。

2）2018年5~10月，庫存持續(xù)較低，市場呈現(xiàn)供給偏緊格局，油價已經(jīng)處于高位，川普開始密集推特喊話對沙特施壓。OPEC減產(chǎn)執(zhí)行開始放松，減產(chǎn)量回到當(dāng)初指定的基準(zhǔn)。

3）2018年11~2019年5月，庫存累加并回升到5年均值上方。油價暴跌之后，12月“OPEC+”開會重新制定減產(chǎn)計劃（該計劃適用新基準(zhǔn)，實際上比2016年底版本幅度更大）。執(zhí)行幅度也一直在加深，到5月份執(zhí)行幅度已經(jīng)達到133%。

OPEC對減產(chǎn)態(tài)度仍較強勢，在7月初的會議上決定延長減產(chǎn)。6~7月，進入傳統(tǒng)消費旺季，如果庫存下行到均值下方，OPEC減產(chǎn)力度不排除出現(xiàn)反復(fù)的可能性。

2.3. 時間上的矛盾：將由裂解價差撫平

布油近月67美金，遠月62美金左右（6月28日）。合理的回歸方式應(yīng)該是，通過煉油利潤的壓縮，對近月施加壓力，最終回歸遠月升水。

新加坡市場成品油裂解價差Q2平均4.2美金/桶（Q1為4.8美金/桶），6月末跌至0.8美金/桶 。而亞太即使是最好的煉廠，也要3~4美金的裂解價差，才能盈虧平衡。經(jīng)濟性問題引發(fā)的煉廠主動減產(chǎn)在Q3大概率增加。

2.4. 空間上的矛盾：美國管道將打通兩個市場

2019年三季度Cactus II項目部分管道將投入使用，EPIC的項目初期也會增加40萬桶/天管輸能力（完整項目將于2020年一季度投產(chǎn)），Gray Oak預(yù)計在四季度項目投產(chǎn)。這些管道項目將帶來大約2百萬桶/天的管輸能力。當(dāng)所有項目都投產(chǎn)之后，二疊紀(jì)總輸送能力將達到6百萬桶/天，相比RBN對原油產(chǎn)量預(yù)測，大約高出1百萬桶/天。

美國頁巖油產(chǎn)地價格（Midland）和出口地價格（LLS）之間的價差，從最高點的24美金/桶，已經(jīng)回落7美金/桶，下半年有望繼續(xù)回落到0附近。

總結(jié)：我們在2019年度策略中給出原油價格預(yù)測，WTI55美金/桶。上半年實際平均57美金/桶，下半年預(yù)計中樞值預(yù)計仍在55~60美金/桶之間。需求季節(jié)性和管道因素兩個方面，我們認為Q3偏弱，Q4有望回升。油價（代表供給支撐）和煉油盈利（代表需求壓力）之間的博弈還將繼續(xù)。OPEC對庫存和價格的滯后反應(yīng)，可能使波動然較強。

3.煉化：供需壓力漸顯，從綜合優(yōu)勢看護城河

3.1. 供需壓力初步顯現(xiàn)

成品油消費降速，供給壓力開始顯現(xiàn)。成品油方面，預(yù)計2019/2020年，國內(nèi)原油加工能力增速3.3%/5.0%，投產(chǎn)主體以民營企業(yè)為主，民營煉化成品油無加油站配套、也暫時沒有取得出口資質(zhì)，對國內(nèi)存量油品市場沖擊較大。而成品油需求方面，2019年1-4月國內(nèi)成品油表觀消費量同比-0.3%，其中汽油柴油分別+3.6%、-5.9%。

聚酯產(chǎn)業(yè)鏈，PX供給壓力最大，19年P(guān)TA供給壓力不大，20年開始加劇，滌綸供給相對溫和。PX方面，2019-2020年P(guān)X新增供給高達940、665萬噸，除恒力、浙石化等民營大煉化PX裝置投產(chǎn)外，還包括地?zé)捦顿Y主體。PTA方面，2019年新產(chǎn)能以老裝置復(fù)產(chǎn)為主，2020年P(guān)TA盈利新一輪投產(chǎn)高峰，2020年新增PTA產(chǎn)能或?qū)⑦_到1000萬噸/年。滌綸方面，產(chǎn)能擴張集中于龍頭企業(yè)， 2019-2020年滌綸產(chǎn)能增速8.4%/7.5%，擴張較為有序。

烯烴供給壓力亦較大。乙烯2019-2020年，產(chǎn)能增速分別為11.5%和22.7%（考慮經(jīng)濟性導(dǎo)致項目推遲的可能性，實際可能低于此數(shù)據(jù)），新增產(chǎn)能CTO/MTO裝置較多。丙烯2019-2020年，產(chǎn)能增速分別為10.3%和7.4%，新增產(chǎn)能主要來自PDH。丁二烯行業(yè)整體產(chǎn)能過剩，2019-2020仍有新增產(chǎn)能出現(xiàn)，預(yù)計產(chǎn)能增速分別為2.7%和6.8%，新增產(chǎn)能主要來自煉化一體化裝置。

丙烯酸2019-2020年產(chǎn)能增速分別為5.2%和9.8%，2020年國內(nèi)丙烯酸有效產(chǎn)能將達到326萬噸。

丁酮方面，供給端，2019-2020年無新增產(chǎn)能。需求端，2018年受日本丁酮裝置爆炸影響，國內(nèi)丁酮出口大幅增長，預(yù)計2019-2020年這種偶然性因素很難再出現(xiàn)，出口增速將回落到正常水平，再加上國內(nèi)汽車需求偏弱，丁酮行業(yè)可能維持低位平穩(wěn)。

3.2. 盈利：聚酯上半年仍較好，成品油、烯烴下滑明顯

美國與國內(nèi)成品油裂解價差分化，國內(nèi)成品油效益下滑。國際裂解價差方面，美國市場優(yōu)于新加坡市場。美國市場18Q4裂解價差有所下滑，19年以來逐步修復(fù)，6月底裂解價差修復(fù)至17美元/桶；新加坡裂解價差19年以來一路走低，19年1月裂解價差最高達到12美元/桶，6月底已不到1美元/桶。

國內(nèi)市場主營裂解價差和華北汽柴油裂解價差在19年2季度均顯著收窄，達到了17年以來最低水平。開工率方面，地?zé)掗_工靈活是其最大競爭優(yōu)勢，效益好則提升負荷，效益差則降低開工，19年以來地?zé)掗_工率一路走低，煉化行業(yè)高景氣不再。

聚酯方面，上半年P(guān)X盈利收窄，PTA/滌綸效益良好。2019年上半年P(guān)X效益前高后低，19Q1“PX-石腦油”單位利潤高達1467元/噸，而最新利潤僅為302元/噸；PTA19年以來一直保持著較好效益，最新利潤高達624元/噸；滌綸利潤也一直處于較好區(qū)間（5月下旬除外），POY/FDY/DTY單位利潤分別為376/399/290元/噸。（截止6月29日）

烯烴盈利趨勢整體下行。乙烯方面，2019年上半年，石腦油、乙烷裂解、MTO路線利潤分別為996、2693、602元/噸，較2018年全年均大幅下降。丙烯方面，2019年上半年，石腦油、PDH、MTO路線利潤分別為424、1035、26元/噸。丁二烯方面，2019年上半年，碳四抽提、氧化脫氫分別盈利1278、 -495元/噸。同乙烯類似，丙烯和丁二烯盈利均較2018年大幅下降。

丙烯酸今年盈利大概率好于去年。2019年上半年，丙烯酸-丙烯單噸利潤975元/噸，遠高于2018年的565元/噸。2019年丙烯酸下游需求較2018年并未有大的改善，但今年盈利大概率好于去年，這主要受益于原料端丙烯價格驟降帶來的邊際改善。

丁酮盈利表現(xiàn)弱于2018年。2019年上半年，丁酮單噸盈利877元/噸，低于2018年平均水平。在行業(yè)缺乏國內(nèi)需求和出口拉動的情況下，丁酮2019年盈利表現(xiàn)將弱于2018年。

3.3. 煉化競爭優(yōu)勢比拼

根據(jù)Energy Aspect，2012-2015年間全球煉油產(chǎn)能凈增長達到336.8萬桶/日，而2018-2020年間全球煉油能力凈增長達到636.1萬桶/日，擴張強度遠遠高于上一輪周期，預(yù)計本輪煉化供需矛盾應(yīng)該比2012-2015年更為嚴(yán)苛。

分析各煉化公司在未來比拼中的競爭力，我們選取全球各個區(qū)域市場最具競爭力的煉化企業(yè)，包括：美國的Phillips66（PSX）、瓦萊羅（VLO）、馬拉松石油（MPC）；印度Reliance；韓國S-oil；中國臺灣的臺塑石化、中國的恒力石化、榮盛石化、恒逸石化、上海石化，具體如下：

3.3.1. 規(guī)模優(yōu)勢：民營煉化優(yōu)勢顯著

加工能力方面，恒力、浙石化一期都達到2000萬噸/年原油處理能力，恒逸文萊項目一期規(guī)模為800萬噸。

我國煉廠規(guī)模呈現(xiàn)結(jié)構(gòu)性分化，單體煉廠規(guī)模偏小，民營煉化項目在規(guī)模方面顯著優(yōu)于存量煉化企業(yè)。

PX裝置為例，截止2017年底我國國內(nèi)存量PX裝置供26套，其中規(guī)模最大為160萬噸/年（寧波中金），平均規(guī)模64萬噸/年，而韓國PX裝置平均規(guī)模66萬噸/年，日本裝置平均規(guī)模僅為32萬噸/年。恒力、浙石化、盛虹煉化單套PX裝置200萬噸以上，無論與國內(nèi)存量PX裝置，還是與日韓PX裝置相比規(guī)模優(yōu)勢都非常明顯。

3.3.2. 路線：高復(fù)雜系數(shù)、PX長流程、下游產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢

1）高復(fù)雜系數(shù)：

復(fù)雜系數(shù)是煉廠加工深度的衡量指標(biāo)，對投資強度也有影響。煉廠的尼爾森復(fù)雜系數(shù)（Nelson Complexity）越高，代表著：1）可以通過加工重質(zhì)原油，以及產(chǎn)出高附加值產(chǎn)品，獲取更好的裂解價差；2）同時項目的單位投資和折舊也越高。

據(jù)各公司年報披露，瓦萊羅、Phillips66、Reliance、上海石化尼爾森系數(shù)分別為11.4/11.3/12.7/9.4。民營大煉化，據(jù)環(huán)評文件，恒力石化、浙石化尼爾森系數(shù)分別為13.2/12.0，具有較強的競爭力。

2）多產(chǎn)PX，且長流程具有優(yōu)勢

我們測算，在MX現(xiàn)金流平衡的時候，大煉化合理利潤500-600元/噸。油價極低情形下，大煉化優(yōu)勢是明顯的；油價正常情形下，（石腦油-原油）與（MX-石腦油）仍由各自環(huán)節(jié)供需決定。從歷史看，大煉化PX環(huán)節(jié)取得500~1000元/噸的利潤是合理的。

3.3.3. 成品油市場：區(qū)域供需和裂解價差與煉廠桶油利潤相關(guān)，煉廠個體差異同樣重要

Phillips66、瓦萊羅、馬拉松石油主要市場為美國本土，Reliance主要市場為印度，S-oil主要市場為韓國國內(nèi)，而臺塑石化和恒逸文萊項目對應(yīng)目標(biāo)市場為東南亞地區(qū)，國內(nèi)的浙石化項目、恒力煉化項目在拿到出口配額之前，在國內(nèi)市場銷售。

1） 區(qū)域供需

全球市場，美國、韓國、印度成品油市場為成品油流出地。東南亞地區(qū)成品油消費量5763千桶/日，產(chǎn)量僅3859萬桶/日，該區(qū)域成品油存在較大缺口。

國內(nèi)市場方面，重點關(guān)注浙石化和恒力煉化所對應(yīng)的浙江和遼寧市場。據(jù)國家統(tǒng)計局，浙江省內(nèi)2016年成品油消費量1679萬噸，而省內(nèi)產(chǎn)量938萬噸，省內(nèi)成品油供給不足，需要從外省調(diào)運；而遼寧省內(nèi)成品油消費量為1795萬噸，而省內(nèi)產(chǎn)量3256萬噸，這是由于遼寧省內(nèi)有大量的中石油系的煉廠，合計約8000萬噸原油一次處理能力。在油品銷售的競爭格局上，地處發(fā)達的長三角地區(qū)的浙石化更有優(yōu)勢。

3）區(qū)域市場裂解價差及上市公司煉化板塊盈利分析

據(jù)Reuters，18/19年美國煉油利潤分別為12.8/13.6美元/桶，歐洲煉油分別為6.3/5.6美元/桶，新加坡煉油利潤分別為7.2/4.9美元/桶，Reliance煉油利潤分別為11.6/9.2美元/桶。

上市公司之間的盈利差異（以單桶EBITDA為標(biāo)準(zhǔn)），除了體現(xiàn)區(qū)域市場裂解價差的差異之外，還有以下因素：A）上下游產(chǎn)業(yè)鏈配套，如在美國市場，Phillips66和馬拉松配套中游儲運以及下游銷售終端，因此盈利好于不具配套優(yōu)勢的瓦萊羅。B）加工深度即復(fù)雜系數(shù)，Reliance的復(fù)雜系數(shù)高于其他幾家，因此可以獲得更好的裂解價差。C）成本控制因素，個體差異明顯，下部分討論。

3.3.4. 成本控制：操作費用有優(yōu)勢，財務(wù)費用、折舊成本有劣勢

1） 操作費用有優(yōu)勢

煉化公司操作費用（operating expense）包括能物耗、直接人工、銷售費用、行政費用、研發(fā)費用等。通常來講，人工成本較貴的國家，操作費用相對高。但上海石化單噸操作費用202元/噸，與海外巨頭橫向比較也屬于較高水平，原因在國企員工數(shù)量龐大。

對比民營大煉化和上海石化：上海石化成品油可依托中石化強大的銷售渠道，銷售費用率較低。浙石化、恒力煉化由于缺乏成品油銷售渠道且國內(nèi)油品市場面臨過剩，在銷售費用上將高于上石化。直接人工和行政費用方面，民營煉化優(yōu)勢明顯，據(jù)隆眾資訊，浙石化、恒力煉化2000萬噸/年煉化項目定員3000人上下，僅為上石化在職人數(shù)1/3。

上海石化2018年報，單噸銷售費用34元/噸，單噸管理費用167元/噸，假設(shè)浙石化、恒力煉化、恒逸文萊單噸銷售費用較上石化高30%，單噸管理費用和直接人工為上石化1/3（主要考慮員工人數(shù)），估算浙石化、恒力煉化、恒逸文萊單噸操作費用100元/噸，低于北美地區(qū)的PSX和VLO，低于亞太地區(qū)的S-oil，略高于臺塑石化。

2） 財務(wù)費用有劣勢

Phillips66、瓦萊羅、馬拉松石油、Reliance、臺塑、S-oil、上海石化7家公司過去5年平均單噸財務(wù)費用分別為15/28/36/55/11/-8/1元/噸，具有競爭力的煉廠是現(xiàn)金牛企業(yè)，普遍負債很輕，單噸財務(wù)費用較低，甚至為負。展望民營大煉化項目財務(wù)費用，浙石化一期、恒力煉化、恒逸文萊投資額分別為901/562/235億，假設(shè)投資額的70%來自于銀行借款，以現(xiàn)有的利率成本（4.9%）*項目預(yù)計借款估算，浙石化一期、恒力煉化、恒逸文萊單噸財務(wù)費用分別為155/96/101元/噸，與成熟煉廠相比處于劣勢。

3） 折舊攤銷成本相對劣勢

Phillips66、瓦萊羅、馬拉松石油、臺塑、S-oil、上海石化過去5年平均折舊攤銷分別為52/121/143/181/51/109元/噸。上海石化的噸折舊攤銷從2013年后穩(wěn)步下降，隨著后面的幾個較大投資完成計提折舊，噸折舊攤銷還將進一步下降，其在這方面的成本優(yōu)勢還將進一步擴大。

展望民營煉化項目投產(chǎn)后的折舊攤銷，浙石化、恒力石化、恒逸文萊項目總投資分別為901/562/235億（浙石化901億元包括乙烯，扣除210億乙烯投資），按15年計算折舊估算浙石化、恒力石化、恒逸文萊單噸折舊攤銷分別為230/187/196元/噸，較成熟煉廠折舊攤銷高。

單位DDA高來自兩個方面：1）尼爾森系數(shù)較高，這將對應(yīng)更好的加工價差，可以抵消掉一部分單位DDA高的影響；2）新裝置尚未經(jīng)過折舊賬面凈值較高，而上海石化作為經(jīng)過多期擴建改造的老裝置，折舊已經(jīng)逐年下降。

3.3.5. 綜合比較

煉化行業(yè)具有后發(fā)優(yōu)勢。我國民營大煉化在產(chǎn)業(yè)鏈布局一體化優(yōu)勢顯著；單體規(guī)模上不及Reliance，明顯優(yōu)于北美煉廠和國內(nèi)其他煉廠；在加工深度方面與國際巨頭相比同樣具有優(yōu)勢；操作費用方面也處于領(lǐng)先水平。但其在財務(wù)費用、折舊成本較成熟同行相比處于劣勢。另外成品油銷售若局限于偏過剩的國內(nèi)市場，存在一定壓力，亟待突破。

4.油服：持續(xù)復(fù)蘇，量價彈性有望體現(xiàn)

4.1.國際持續(xù)溫和復(fù)蘇

2014到2018年，全球油氣資本開支下降了49%，而油氣產(chǎn)量增長了11%。2019年全球油氣資本開支預(yù)計接近5000億美金，比2014年的歷史高峰低了3000億美金。整個產(chǎn)業(yè)鏈花了更少的錢，辦了更多的事，這要“歸功”頁巖油使資本開支短期化。

但是頁巖油的開發(fā)存在跑步機效應(yīng)。2018年，頁巖油鉆井中有54%用來抵消老井衰減的影響。到2021年，這個比例會上升到75%。除此之外，母子井的影響、甜點區(qū)域的消耗、以及水平段長度和壓裂砂使用量逐漸到了瓶頸，單井產(chǎn)量也面臨挑戰(zhàn)。很可能在2020年以后，原油市場需要更多常規(guī)產(chǎn)量增長來補充。

2019年，全球原油資本開支將繼續(xù)小幅增長5%，增速基本持平。與2018年頁巖油支撐開支增長不同，2019年常規(guī)油氣資本開支支撐了增長，主要來自中東天然氣和南美海上項目。2019年全球油氣資本開支有兩個亮點：一是NOC，二是海上。

NOC：中國石油、中國石化2019年勘探開發(fā)分別計劃增加資本開支16%、41%左右。中國不是個例。巴西國家石油公司計劃19-23年均138億美金資本開支，比2018年的115億增幅20%。墨西哥國際石油公司計劃2019年資本開支增加41%。NOC資本開支普遍增加的現(xiàn)象，可以理解為前期資本開支不足帶來儲量下降，之后的自我調(diào)整。

海上：2017年以來海上項目獲批量出現(xiàn)增長趨勢，但出現(xiàn)兩大特征——低成本和短期化。中海油上游成本從2014年的48美金/桶下降到2018年約30美金/桶，資本開支連續(xù)低于年初規(guī)劃，也與壓縮單位資本開支、壓油服價格有關(guān)。殼牌在墨西哥的Vito油田項目盈虧平衡點降到了35美金/桶，而且建設(shè)期短至3年。

4.2. 國內(nèi)再現(xiàn)“石油大會戰(zhàn)”

2019年5月，國家能源局組織召開大力提升油氣勘探開發(fā)力度工作推進會，明確要求石油企業(yè)不折不扣完成2019-2025七年行動方案工作要求。石油行業(yè)高質(zhì)量發(fā)展現(xiàn)階段已經(jīng)上升至國家能源安全的長效需求?！叭坝汀苯窦娂婍憫?yīng)：

中國海油已經(jīng)編制了強化國內(nèi)勘探開發(fā)“七年行動計劃”，到2025年，公司勘探工作量和探明儲量要翻一番。

中國石油積極組織編制完成了《2019—2025年國內(nèi)勘探與生產(chǎn)加快發(fā)展規(guī)劃方案》，進一步加大中國石油風(fēng)險勘探投資，2019-2025年每年安排50億元，是目前年度投資的5倍。

中國石化表示舉上游全局之力，全力實施好“大力提升油氣勘探開發(fā)力度七年行動計劃”，全面完成穩(wěn)油增氣降本目標(biāo)任務(wù)。

2019年中海油、中石油、中石化上游資本支出目標(biāo)分別為700-800億、2282億、596億，相比18年分別增加13%~29%、16%、41%。2019Q1中海油和中石化上游資本支出為141億、56億，均未達到目標(biāo)的1/4水平，而中石油一季度整體資本性支出僅增長3%，因此若要完成目標(biāo)，上游資本開支必然提速。

4.3. 油服公司比較：重資產(chǎn)油服公司在景氣回升期彈性更明顯

油服公司按資產(chǎn)結(jié)構(gòu)及其對業(yè)績彈性，可以分為輕資產(chǎn)型和重資產(chǎn)型公司。重資產(chǎn)型公司在景氣下行和低迷期，業(yè)績表現(xiàn)會比較差；而在景氣回升期，彈性會更明顯。

把國內(nèi)幾家主要的油服公司，從資產(chǎn)結(jié)構(gòu)、成本結(jié)構(gòu)角度，從“輕”到“重”做個排序。雖然樣本有限，但是可以看出大體規(guī)律：設(shè)備公司（杰瑞股份、石化機械）最“輕”、工程公司（中油工程、海油工程）其次、技術(shù)服務(wù)公司（華油能源、安東油田服務(wù)）再次、設(shè)備服務(wù)公司（石化油服、中曼石油、中海油服）最“重”。

上一輪周期很多油服公司受過嚴(yán)重傷害，當(dāng)時一些油服公司購置新設(shè)備、大量招聘員工，之后2014年底到2015年油價暴跌之后，這些設(shè)備和員工成為了巨大的負擔(dān)。痛苦的記憶直接導(dǎo)致了，面對這一輪需求復(fù)蘇，油服公司資本開支回升的意愿并不強。以最為重資產(chǎn)的兩家——中海油服、石化油服舉例，2017年相比前期高點資本開支下降73%和86%，而2019年規(guī)劃的資本開支僅恢復(fù)到歷史高點的1/3左右。

還有一個新趨勢——設(shè)備租賃，目的是輕資產(chǎn)化。石化油服與太平石化金融租賃簽訂了10億元的融資租賃業(yè)務(wù)，這10個億在資產(chǎn)負債表上就從固定資產(chǎn)變成了負債。

少做資本開支，那么應(yīng)對市場需求增長，必然要增加分包和經(jīng)營租賃。中海油服2018年各業(yè)務(wù)板塊成本中，分包和經(jīng)營租賃比例都有所上升。石化油服也是如此。

5. 天然氣：消費增速回落，管網(wǎng)獨立利好氣源多元化

5.1. 多種壓力導(dǎo)致天然氣消費增速回落

“煤改氣”的拉動作用減弱。國家能源局在《關(guān)于解決“煤改氣”“煤改電”等清潔供暖推進過程中有關(guān)問題的通知》提出，“以運行成本最低為原則確定各地區(qū)清潔供暖路線，城鎮(zhèn)地區(qū)重點發(fā)展清潔燃煤集中供暖，農(nóng)村地區(qū)重點發(fā)展生物質(zhì)能供暖”，“煤改氣”的發(fā)展將受到更多低成本清潔取暖方式的挑戰(zhàn)。根據(jù)《中國散煤綜合治理調(diào)研報告2018》，2017年估算實現(xiàn)減少散煤6500萬噸，2018年目標(biāo)實現(xiàn)減少散煤在6000萬噸左右，距離2020年2億噸的目標(biāo)僅剩7500萬噸左右。因此，19/20年的“煤改氣”對于天然氣增速的拉動作用相比17/18年將有所減弱。

經(jīng)濟性不足抑制居民和工商業(yè)用戶的消費提升：

1）居民使用天然氣供暖成本較高。從成本角度上看，燃煤鍋爐集中供暖是成本最低的供暖方式，而用燃氣鍋爐則是成本相對較高的取暖方式，“氣代煤”取暖費用支出是散燒煤的 2倍左右。對于新改造的“氣代煤”用戶，在改造初期，由于自身取暖燃氣用量和補貼發(fā)放等問題并不十分清楚，因此普遍會謹慎選擇控制燃氣用量以節(jié)約支出，這就導(dǎo)致實際天然氣供暖需求增長低于預(yù)期。

2）在工業(yè)領(lǐng)域，天然氣作為燃料相比LPG和燃料油成本要高，且因管道氣價格進入春夏季仍維持在冬季的相對高位，經(jīng)濟性削弱。在交通領(lǐng)域，雖然天然氣成本具有經(jīng)濟優(yōu)勢，但是隨著油價下行，經(jīng)濟性也在減弱。

5.2. 管網(wǎng)獨立有利于氣源多元化

天然氣市場供求具有明顯的“以產(chǎn)定需”、“以運定銷”特點，在一體化運行模式下，可以通過企業(yè)集團內(nèi)部統(tǒng)一控制和協(xié)調(diào)，比較容易保持供需的基本平衡。但是在這種模式下，下游燃氣公司業(yè)務(wù)拓展受管道和氣源制約比較嚴(yán)重，不利于終端用戶的消費提升。

我國無論是天然氣主干管道還是LNG接收站，大多數(shù)都位于“三桶油”手中。管網(wǎng)獨立以后，可以有更多上游主體參與到產(chǎn)業(yè)鏈競爭中，燃氣公司可以根據(jù)自身發(fā)展需要，在非常規(guī)氣源、進口LNG等方面有更多元化的選擇，實現(xiàn)利益最大化。

6.投資觀點

2019年上半年，油價反彈，而化工品價格大部分下跌，煉化盈利受到壓縮。展望下半年：

原油市場：下半年預(yù)計中樞值預(yù)計仍在55~60美金/桶之間。從需求季節(jié)性和管道因素，我們認為Q3偏弱，Q4有望回升。油價（代表供給支撐）和煉油盈利（代表需求壓力）之間的博弈還將繼續(xù)。OPEC對庫存和價格的滯后反應(yīng)，可能使波動然較強。

煉化方面：需求疲弱，但供給端余威尚在，階段性反彈行情或時而出現(xiàn)。而未來2年，民營煉化要比拼的是綜合實力，包括產(chǎn)品鏈結(jié)構(gòu)、下游銷售渠道、成本控制以及財務(wù)稅收結(jié)構(gòu)等。

油服板塊：國內(nèi)鉆井壓裂使用率也達到較高水平，價格和毛利率也比去年有所上浮。景氣復(fù)蘇趨勢良好。

投資方面：在“價值”和“趨勢”的考量上，煉化板塊和油服板塊都需要權(quán)衡。在標(biāo)的的選擇上，宜優(yōu)中選優(yōu)。關(guān)注：1）煉化板塊的超跌反彈機會，推薦恒逸石化、榮盛石化、恒力股份、衛(wèi)星石化。2）油服板塊的低估值修復(fù)機會，推薦海油工程、中海油服、中油工程。3）中國石化超跌和高分紅率的價值，以及中國石油股份（H）管網(wǎng)拆分落地后的投資機會。