石油石化行业发展分析报告.docx
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石油石化行业发展分析报告
2014年石油石化行业发展分析报告
2014年5月
目录
一、国际油公司对大趋势的展望与策略3
1、能源供需和能源结构:
传统石化能源仍占主导地位3
2、对油价的看法:
大跌的风险偏低4
3、上游资本开支:
未来更侧重非常规品种7
二、国际油公司对具体业务的分析9
1、勘探:
看好非常规石化能源和深海9
(1)看好非常规品种尤其是北美致密油9
(2)看好深海12
2、炼油:
短期盈利面临压力,注重产品结构调整14
3、化工:
北美一枝独秀,整体盈利堪忧16
4、LNG:
延续供不应求的趋势19
三、投资策略:
重点看好三类公司20
1、美都控股:
美国致密油革命的参与者21
2、正和股份:
大举进军哈国油气开发22
3、中国石化:
改革带来业绩和估值提升23
4、海油双雄:
继续看好长期前景25
一、国际油公司对大趋势的展望与策略
1、能源供需和能源结构:
传统石化能源仍占主导地位
从BP和ExxonMobil对未来全球的能源供需和能源结构的展望,我们可以看出:
传统石化能源仍占主导地位,天然气的增速领先于石油和煤炭;即使混动车和电动车的占比大幅提高,石油的需求量仍将稳步上升。
BP:
2012-2035年,全球能源需求量的CAGR为1.5%,其中2012-2020年为2%,2020-2035年为1.2%。
预计95%的增长来自于非OECD国家。
2012-2035年,石油、天然气和煤炭需求量CAGR分别为0.8%、1.9%和1.1%。
到2035年,预计石油、天然气和煤炭需求约各占能源总需求的27%,其余能源需求来自核能、水电和可再生能源。
ExxonMobil:
2010-2040年,全球能源需求量的CAGR为1.0%,石油、天然气和煤炭分别为0.7%、1.7%和0.0%。
发电是2010-2040年全球能源需求量增长的主要驱动力,电力的终端下游主要为重工业、居民和商业。
即使未来电动车在轻型汽车中的比例大幅上升带动整体燃油经济性显著提高,预计原油需求量仍将稳步上升,这主要是因为商业性运输需求以及工业和民用需求的推动。
预计全球轻型汽车总量将会从
2010年的8亿辆上升至2040年的17亿辆,其中混合动力汽车的比例从2010年的不到1%提高到2040年的35%(2040年纯电动车数量比例略低于5%),导致平均燃油效率从2010年的百公里9.8升提高至2040年的百公里5.1升。
天然气在交通燃料中的比重会从2010年的1%提升至2040年的5%。
2、对油价的看法:
大跌的风险偏低
从市场对石油和天然气未来的价格走势预测区间来看,最悲观的预期为2016年Brent原油均价跌至80美元/桶,2015年WTI原油均价跌至70美元/桶。
从预期中值水平来看,油价走势稳中略降。
另外,市场对未来美国HenryHub天然气价格稳步走强基本形成一致预期,分歧只是在于走强的幅度。
资料来源:
ConocoPhillips,注:
预测的价格区间由各大咨询机构和行业分析师的预测值构成。
我们的观点--尽管非常规资源的开发带来了原油供给增量,但未来3-5年内国际原油价格依然有望保持坚挺,主要原因为:
1.老油田不断衰减,形成对供给的约束,根据Chevron,如果没有再投资,国际原油供给每年将衰减15%,而由于存在再投资,实际衰减率为4%-5%;
2.开发新油田的高昂成本,由于新油田的单位完全成本远远高于老油田,这导致了整体单位成本的显著上升;
3.后阿拉伯之春时代,OPEC国家或周边国家政治局势动荡不安,市场对原油供应中断的担忧难以消除,而且一旦油价大幅下跌,无疑将进一步引发冲突,导致OPEC国家被动减产。
根据BP、Chevron等公司进行投资决策时所参考的油价水平,也能看出油公司对坚挺油价的预期。
BP:
对项目盈利的情景分析一般分为三种,其中中性情景下采取80美元/桶的油价假设。
Chevron:
在制定2017年产量目标时隐含的油价假设为110美元/桶。
Shell:
在对长期项目进行经济性测试以做出投资决策的时候,通常采用的Brent油价范围为70-110美元/桶,HenryHub气价范围为3-5美元/百万英热单位。
Petrobras:
在制定2014-2018年商业管理计划的时候,假设2014年Brent油价为105美元/桶,至2017年略微下降为100美元/桶,之后长期稳定在95美元/桶。
3、上游资本开支:
未来更侧重非常规品种
EIA分析了42家已经发布了年报且从2000年就开始公布资本开支金额的大中型油公司(也包括天然气公司),这42家公司合计占2013年非OPEC国家油气产量的39%,合计市值高达2.4万亿美元。
这些公司的年报显示,2013年用于勘探和开发的资本开支上升了180亿美元(+5%),这一增量主要来自加大开发过去几年收购的新区块,2013年用于资产收购的支出下降了170亿美元(-33%),用于生产活动的支出略微增长了14亿美元(+0.6%),因此2013年整体上游的支出同比仅增长24亿美元(+0.4%),而2000-2012年年均增长11%。
2010年ExxonMobil收购XTO,使得资产收购的支出在当年大幅上升,而从这之后则持续回落。
2011-2013年,油价相对平稳,但成本(包括原材料、设备和人员)持续上升,导致油公司的现金流不断下降,为了维持资本开支规模,油公司纷纷提高债务比例(利用目前较低的市场利率)。
我们的观点:
由于成本和现金流的压力,未来油公司会小幅缩减整体的资本开支,但上游的资本开支(勘探开发+资产收购+生产)依然保持正增长,只是增速下滑至个位数,其中更多的支出将集中于北美致密油、深海和油砂等非常规品种,这些品种资源潜力更大,且通过技术进步能显著提升经济性。
我们可以从Chevron和ConocoPhillips的规划中看出国际油公司在进行资本开支时进行的战略考虑。
Chevron:
公司10%的上游资本开支用于寻找未来十年的机会,60%用于提供中长期的增长,30%用于创造短期的价值,包括抵消衰减和壮大核心资产。
ConocoPhillips:
2013-2017年的资本开支中15%用于勘探和评价以实现2017年以后的增长,30%用于2014年启动的主要项目建设,45%用于扩建和挖潜现有项目以抵消衰减,10%用于对基础储量的维护。
二、国际油公司对具体业务的分析
1、勘探:
看好非常规石化能源和深海
(1)看好非常规品种尤其是北美致密油
ExxonMobil:
无论是石油还是天然气,未来非常规品种的产量占比将会持续提升。
目前北美致密油的领军公司是EOG,过去借助北美致密油革命,EOG在2009-2013年期间石油产量CAGR高达41%,2009-2013年期间净利润累计增幅为302%,2009年年初至2014年3月底,股价累计涨幅为205%。
2013年底,EOG的探明储量为21.2亿桶,相当于ExxonMobil的8.4%,2013年总油气产量为1.86亿桶油当量(约合2500万吨),相当于ExxonMobil的12%,目前EOG总市值为552亿美元,相当于ExxonMobil的13%。
借助北美致密油开采的先发优势,至2013年9月EOG已经成为美国本土最大的陆上原油生产商,通过技术创新,EOG的单桶油当量对应现金利润持续提升,2013年ROE水平为15.6%,显著高于竞争对手的平均水平9.5%。
我们认为美国致密油革命的核心驱动力为:
对非常规油藏理解的不断深化以及开发方案与开采技术的持续创新。
EOG:
打井密度提高,2010年4月公司在EagleFord平均单个井组所包含的井数为5口,但到2014年2月已经大幅上升为16口,同时单井产量提升,公司在EagleFord西部平均单井石油初始日产量从2011年的1493桶提高至2013年的2077桶,不但成本显著降低,而且单位面积对应的储产量和经济价值呈现数倍的提升。
ConocoPhillips:
公司号称是在EagleFord致密油开采成本最低的油公司,盈亏平衡点只需要37美元/桶,过去几年公司的钻井效率和完井效率显著提高,Shell提供的数据也充分说明了致密油开采的学习曲线效应。
(2)看好深海
目前全球深海油气产量占总产量的比重约为6%,近年来重大的油气发现集中在深海,且过去的深海项目陆续进入商业性开发,DouglasWestwood预计2014-2018年深水油气勘探开发投资金额为2600亿美元,较上一个5年增长约130%,成为海上油服与海洋工程的重要驱动力。
下面我们重点分析全球深水油气产量的领头羊巴西国家石油公司Petrobras。
Petrobras:
目前油气产量为240万桶油当量/天(约合1.2亿吨),占巴西总产量的96%,占全球深水(300-1500米水深)和超深水(1500米水深以下)油气产量的34%,公司计划在2018年和2020年在巴西境内的石油产量分别达到320万桶/天和420万桶/天。
Petrobras和合作伙伴在Pre-Salt(即盐下区块,主要分布在Santos和Campos盆地)仅用19口生产井就已经将石油产量提升至39万桶/天(即单井平均产量为2.1万桶/天),这是在Pre-Salt发现之后仅花了7年就已达到,而在北海和美国墨西哥湾,达到同样的产量分别花了9年和17年。
2014年2月27日Pre-Salt的石油产量已经达到41.2万桶/天(21口生产井),计划2018年达到166万桶/天。
Petrobras计划2014-2018年勘探和开发的投资额为1539亿美元(占总投资的70%),较2009-2013年高出约44%,其中Pre-Salt为820亿美元(占比为53%),Post-Salt(即盐上区块)为539亿美元。
Petrobras预计Pre-Salt项目的盈亏平衡点为40-45美元/桶。
从2012Q2开始,已有高达40台超深水钻机在Petrobras的区块内作业。
Pre-Salt单井的建设时间从2006年的134天下降到2012年的70天。
接下来我们再分析全球前五大国际油公司在深水领域的发展现状与预期目标,可以看出他们都对深水开发予以高度重视。
BP:
过去十年,BP是墨西哥湾最大的投资者。
BP在墨西哥湾的深水(超过400米)开采时间已经超过了25年,现拥有620个合约区块,比任何一家公司都多,另外BP在安哥拉9个深水和超深水区块都拥有权益,总面积为3.26万平方公里,其中PSVM项目已于2012年12月开始产油,是全球最大的海洋开采项目之一。
2013年BP在墨西哥湾的深水油气产量为17万桶/天,占总产量的8%。
Shell:
2012年深水油气产量为33万桶油当量/天(约合1650万吨),约为总产量的10%。
Total:
2013年深水油气产量为23万桶油当量/天,约为总产量的10%,对上游板块的利润贡献超过25%。
预计2017年深水油气产量可达50万桶油当量/天(约2500万吨)。
Chevron:
2013年深水油气产量为11.1万桶油当量/天,约为总产量的6.4%。
ExxonMobil:
深水方面,公司拥有处于不同成熟阶段的高质量区块储备,未来将有效地进行开发。
2、炼油:
短期盈利面临压力,注重产品结构调整
长期来看,考虑到汽油的需求会因新能源汽车占比提升和燃油经济性的提高而受到压制,未来成品油的增长将主要来自于柴油。
ExxonMobil:
2010至2040年交通的石油需求增长将主要来自于柴油(包括生物柴油),预计柴油消费量将增长75%,这主要是因为发展中国家的经济活动扩张将带来更多卡车、铁路和海运需求。
同期汽油的需求量却基本保持不变,这主要是受到混动车和电动车在轻型车中占比的提升。
根据Total、Shell和BP,未来炼油业务整体盈利仍面临较大压力。
Total:
2013年欧洲炼油毛利大幅下滑。
由于供给过剩、Brent原油价格高企和需求疲软,欧洲炼油毛利指标(ERMI)从2012年的36.0美元/吨下滑至2013年的17.9美元/吨。
Shell:
2013年关键的炼油中心中除开美国墨西哥湾(因享受较低的原油价格),炼油毛利普遍都要低于2012年。
预计2014年对中间馏分油(柴油、航空煤油等)的需求以及年中对汽油的需求将是炼油毛利的主要驱动因素。
BP:
由于高企的汽油库存和新增产能以及多数市场的需求疲软,预计炼油毛利依然面临较大压力。
国际油公司纷纷控制或削减自身炼油能力,提升高附加值产品(如高档润滑油、超低硫柴油等)的比重并向低价原料(如重质原油)转换。
ExxonMobil:
从2005年开始,已经减少了100万桶/天(约合5000万吨/年)的炼油能力。
计划在比利时的Antwerp炼厂安装250万吨/年的延迟焦化装置,用于将船用燃料油升级制成包括超低硫柴油等高附加值产品。
预计在2015年底之前完成四个项目,用于扩大高档润滑油基油产能。
BP:
从2000年开始,BP将炼油产能削减了38%。
BP在过去13年里退出了13家炼厂,如今运营9家炼厂另外参股5家合资炼厂。
BP的位于美国密歇根湖新安岸的Whiting炼厂原油年加工量为1750万吨,其中重质原油占到46%,未来两个月还要进一步提升至80%。
行业竞争对手的高档润滑油占比低于15%,但BP高达40%。
Chevron:
计划减少欧洲的炼油业务。
Total:
未来公司将持续减少欧洲的业务,关停炼厂。
短期来看,我们认为中国的炼油行业盈利水平虽然随着国内成品油定价机制的进一步市场化和汽柴油标准升级而逐渐回归合理区间,但从中长期的趋势来看,整体产能过剩和煤制油项目陆续投产将对炼油盈利形成一定的压制。
截止2013年,全国原油一次加工能力达到7.1亿吨/年,产能利用率仅为68%(2012年为75%,2007年为81%),产能过剩超过2亿吨。
2014-2015年仍有大量在建产能,预计2015年国内炼油能力将达到7.9亿吨/年,预计产能利用率约为64%,另一方面,我国煤制油已投产156万吨,工业化示范项目产能共计860万吨。
3、化工:
北美一枝独秀,整体盈利堪忧
由于整体供给过剩,2013年全球化工业务的盈利并不理想,但由于美国乙烷供给量的暴增,使得美国化工产业(尤其是乙烯产业)相对于主要采用石脑油作为原料的欧洲和亚洲,盈利水平进一步上升。
ExxonMobil:
公司的化工业务全球最大,2010-2013年化工盈利持续下滑。
Total:
2013年欧洲和美国的石化产品平均毛利水平较2012年增长了约25%,得益于更低的原料价格(即欧洲和亚洲的石脑油以及美国的乙烷和LPG)。
Shell:
预计2014年亚洲和欧洲的石脑油裂解毛利与2012年接近,继续低于历史平均水平,而美国的乙烷裂解毛利会随着乙烷价格下跌而继续走高。
BP:
由于供给过剩,预计2014年石化市场仍将面临挑战。
从中长期的趋势来看,我们认为中国的石化行业盈利水平将会持续受到中东和北美的低成本产品以及国内新型煤化工与PDH的压制。
PDH即丙烷脱氢制丙烯,详见我们2012年11月26日发布的《丙烷脱氢制丙烯行业深度研究报告》。
下面的行业数据主要来自于中国石油和化学工业联合会。
1.从烯烃产业链的代表性产品乙烯和芳烃产业链的代表性产品PX(对二甲苯)的产能扩张来看,未来供给较为宽松。
1.12013年全球乙烯产能为1.5亿吨/年,2000-2013年产能年均增速为3.5%,预计2013-2020年产能年均增速将达到4.2%,2017年前由中东和东北亚拉动,2017年后北美页岩气项目开始集中投产。
1.22013年全球PX产能为4054万吨/年,2000-2013年产能年均增速为4.9%,预计2013-2020年产能年均增速将达到5.7%,2015年前主要由东北亚拉动,2015年后中东大量PX产能将会投产。
2.未来中东和北美的低成本产品将大量投产。
2.1中东化工对全球的冲击仍会加剧,产业链向下游延伸。
2013年中东乙烯产能达到2936万吨/年(全球占比近20%),沙特、阿联酋、伊朗等国均有百万吨级乙烯建设项目,预计2020年将达到4052万吨/年。
同时中东裂解装置混合进料比例逐步上升,推动PX产能大幅增长,预计由2013年的371万吨/年上升至2020年的971万吨/年,净出口规模将上升至350万吨/年。
2.2北美乙烯产能将在2017年前后迎来投产高峰,原料价格优势将长期保持。
2013年北美乙烯产能为3414万吨/年(全球占比22%),预计2020年将达到4858万吨/年,由于新增产能90%为轻烃进料,从而限制PX产能增速,预计至2020年北美PX产能基本没有增长(2013年为466万吨/年)。
3.国内新型煤化工和PDH将拉动烯烃产能快速增长,丙烯将逐步面临过剩压力。
2013年国内乙烯和丙烯总产能分别为1794和1953万吨/年,预计2020年将分别达到3205和4061万吨/年。
预计石油基乙烯占比将从2013年的98%下降至2020年的84%,石油基丙烯占比将从2013年的98%下降至2020年的65%。
目前我国煤制烯烃项目已投产266万吨,在建及规划1370万吨,预计2020年我国PDH产能将达到690万吨。
2013年国内PX产能为1167万吨/年,预计2020年将达到2360万吨/年,自给率从47%上升至73%。
4、LNG:
延续供不应求的趋势
BG:
2013年全球LNG贸易量为2.4亿吨(约3000亿立方米),对应的LNG工厂名义开工率为87%。
2013年已经是全球LNG贸易量连续第二年零增长。
2009-2011年全球LNG供给量大幅上升了5900万吨,之后没有增长。
预计至2025年全球LNG贸易量CAGR为5%,是整体天然气消费量增速的两倍,这主要是受亚洲和拉丁美洲的拉动。
预计LNG市场的紧张将至少持续到2020年,这将超出大多数人的预期。
Cheniere:
以美国气价4美元/百万英热单位(约0.89元/方)计算,美国出口至南美洲、欧洲和亚洲的到岸价格分别为8.6美元/百万英热单位(约1.9元/方)、9.1美元/百万英热单位(约2.0元/方)和11.10美元/百万英热单位(约2.5元/方),对于亚洲市场具备较强的吸引力。
ExxonMobil和Chevron均认为到2025年全球的LNG需求量将翻倍,ExxonMobil预计2025年美国LNG出口量占全球贸易量的比重将达到15%(约合900亿方)。
三、投资策略:
重点看好三类公司
落实到投资策略,我们认为未来能从国际石油石化行业发展趋势中切实受益的公司主要为:
1.参与海外油气开发且机制灵活的民企,包括美国致密油革命的A股参与者美都控股和进军哈国油气区块的正和股份;
2.有望从油气改革中提升盈利和估值的中国石化;
3.涉足深海油气开发的中海油服和海油工程。
我们认为国内油气领域常年掌控在“三桶油”手中,改革的层层推进必将促使油气定价机制以及产业链的分工与利润分配走向市场化,目前借助资本市场平台在国际上进行油气开发的公司(如美都控股和正和股份)未来有望谋求国内的迅猛发展,从而享受改革红利。
1、美都控股:
美国致密油革命的参与者
2013年12月3日美都控股完成对WoodbineAcquisitionLLC(简称WAL)100%股权的收购,支付对价为2.66亿美元,包括1.35亿美元现金和承担为促进交割完成产生的1.25亿美元新债务。
公司配套启动了非公开增发,拟筹集不超过24.6亿元,已于14年2月8日被证监会受理。
WAL在德克萨斯州EagleFord区块拥有矿权,面积为17267英亩(约70平方公里),工作权益面积15097英亩(约61平方公里),截止2013年1月1日,1P探明储量为2830万桶,2P储量为5040万桶。
本次收购完成时公司原有老井65口,规划2014-2016年分别部署新井54、35和35口。
从EagleFord整体来看,据EIA统计,2014年4月原油产量为136万桶/天,同比上升45%;钻机数量为288个,同比持平;平均单个钻机对应新井产量为465桶/天,同比上升23%。
预计未来公司打井计划加速推进。
交割日(2013年12月3日)至2014年5月24日公司已新钻井24口,共有6口井投产(3月底投产,截止4月22日全部达到初产峰值),10口井完井(其中6口将于5月底至6月初投产),8口井在钻。
新投产的6口井已全部达到初产峰值,产量超过预期。
截至5月24日,为WAL油田服务的钻机已经增加到8台,预计后续打井进度会加快。
2、正和股份:
大举进军哈国油气开发
公司拟通过定增购买哈萨克斯坦成熟油田实现从房地产向油气开发的华丽转型。
公司拟以6.00元/股的价格,非公开发行股票5.2亿股,募集资金31.2亿元(大股东认购28%,全部认购股份禁售3年),用于收购哈萨克斯坦石油开发企业马腾公司95%的股权,支付对价5.3亿美元(约31.8亿元),交易产生的5395万美元资本利得税由买方补偿卖方。
马腾公司拥有卡拉阿尔纳、东科阿尔纳和马亭三个油田100%开采权益,开采面积共75.2平方公里,截止2013年9月30日,三块油田合计原始地质资源量为3亿桶,1P探明储量为4152万桶、2P储量为5383万桶、3P储量为6691万桶。
三个油田均已进入稳产开发阶段,2011年、2012年、2013年1-9月马腾公司产油量分别为55万吨、58万吨、41万吨。
专家型高管团队为公司在油气领域大展拳脚提供坚实保障。
我们分析了14位核心人员的履历,平均年龄为48岁,其中8位拥有博士学位,10位曾在国有石油体系内长期任职,11位曾就职于外资企业。
我们认为这支专家型、在国有石油体系拥有坚实基础且具备丰富海外运营经验的核心队伍能够带领公司积极推进哈国项目并且“不断收购周边的优质区块,形成规模效应”。
14年公司加速向油气领域转型:
1)设立全资子公司上海油泷;2)上海油泷与MTA签署框架协议,拟以3750万美元收购其哈萨克斯坦全资子公司NCP75%股权;3)上海油泷拟与中科荷兰石油签署《排他性经营管理合作协议》;4)拟设立油泷产业基金,开展石油产业的投资、并购等业务;5)拟自筹资金提前收购马腾油田;6)与专注于能源行业的全球最大私募股权投资基金FirstReserveFund(第一储备)签订《认购协议》和《战略合作协议》。
3、中国石化:
改革带来业绩和估值提升
2014年油气和国企改革加速推进:
油气产业市场化+混合所有制。
2月19日中石化启动销售业务重组,打响“十八大”后石油石化国企改革第一枪,2月13日能源局推行管道第三方公平准入,5月13日中石油宣布成立东部管道公司并出让100%股权。
上游业务成为未来看点:
集团海外资产注入+国内页岩气开发。
1.集团海外资产注入加速:
集团承诺对于集团海外油气勘探开发业务,给予股份公司为期10年的选择权。
2.涪陵页岩气产能建设高效推进,截止3月31日,示范区共投产22口井,14年计划新建产能18亿方/年,新钻井91口,规划15年和17年产能分别达到50和100亿方/年。
4、海油双雄:
继续看好长期前景
2013Q4以来中海油服(601808.SH)和海油工程(600583.SH)表现疲软,年初至今分别下跌25%和8%,当前时点我们继续看好的原因主要有:
1.近期国际钻井市场表现并不悲观,与中海油服密切相关的两类
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