石油加工行業(yè)市場分析

石油加工行業(yè)市場分析一、油服行業(yè)特性、結構及傳導邏輯1.1油田服務行業(yè)居于石油產業(yè)鏈的上游根據《基于SCP范式的全球油田服務產業(yè)組織分析》，石油產業(yè)鏈一般被分為上游和下游兩個部分。上游主要是將地下的石油開采出來及儲運的過程，包括勘探、開發(fā)和儲運三個環(huán)節(jié)，下游產業(yè)主要是石油的加工和銷售，具體包括煉制、化工和銷售三個環(huán)節(jié)，我們將石油產業(yè)鏈簡單劃分為勘探、開發(fā)、儲運、煉制、化工、銷售六個環(huán)節(jié)。油田服務行業(yè)居于石油產業(yè)鏈的上游，直接為石油勘探及生產提供服務，對石油上游產業(yè)的勘探開發(fā)提供重要的技術和設備支持。從產業(yè)鏈的上下游關系的角度來看，油服行業(yè)服務于石油企業(yè)，油服市場的規(guī)模和發(fā)展則由石油公司的勘探及生產投資（E&P）直接決定，而油氣需求量、油價等因素則通過間接作用于勘探及生產投資而作用于油服市場。2003年3月，聯(lián)合國貿發(fā)會議的能源服務專家會議將油氣服務分為5大板塊，其中，物探、鉆完井、測錄井、開采是油氣田開發(fā)中的基礎性環(huán)節(jié)，而油田建設則是在確定油氣田有開發(fā)生產價值的基礎上，進行系統(tǒng)的工程建設。根據《基于SCP范式的全球油田服務產業(yè)組織分析》，油氣服務公司可分為兩類，一類是油氣服務和設備提供商，這類公司提供所有必要的石油和天然氣勘探和開采設備產品和石油工程技術服務，其提供的產品和服務包括了地球學科、測井、錄井、固井、環(huán)保技術等服務以及鉆頭、鉆井液、管道、儀器儀表等產品；另一類公司是鉆井承包商，這些公司專門提供陸地、海上油氣鉆井承包服務。根據《基于SCP范式的全球油田服務產業(yè)組織分析》，油田服務業(yè)是技術密集型、資金密集型、國際化較強的行業(yè)，核心技術是企業(yè)生存發(fā)展的關鍵。油服行業(yè)具備4個主要特點：1）技術和資金密集，行業(yè)進入門檻高。油服行業(yè)擁有復雜繁多的產業(yè)板塊，對技術要求很高，核心技術（設備）是企業(yè)生存發(fā)展的關鍵，與嚴格的技術要求相對應，研發(fā)投資是油服業(yè)的主要投入，國外大型油田服務公司自成立以來，一直投入大量資金進行研究和開發(fā)，以鞏固和加強其技術優(yōu)勢。2）行業(yè)一體化趨勢明顯。根據《國際油田服務公司一體化發(fā)展的經驗和啟示》，隨著油氣資源爭奪競爭加劇，油氣開發(fā)不斷向深水及惡劣環(huán)境進發(fā)，勘探難度加大，石油公司經營風險不斷增大。為了有效規(guī)避油田開發(fā)生產的風險和降低成本，滿足石油公司需求，油服公司開始由單純提供某一工序的承包商演變?yōu)樘峁┮惑w化作業(yè)的項目戰(zhàn)略聯(lián)盟，以實現(xiàn)與石油公司風險共擔、利益共享的雙贏局面。3）客戶成分單一，依存于石油公司。石油公司在油田勘探生產過程中處于主導地位，因此，油服公司服務的客戶成分相對單一，也就是說，石油公司的勘探及生產投資的支出直接決定了油田服務業(yè)的市場空間。4）行業(yè)周期性特征明顯。隨著油價波動和勘探及生產投資的變化，油服行業(yè)也呈現(xiàn)出一定的自身周期性和經濟順周期性。1.2油服一體化趨勢不變，增長點向海洋轉移油服一體化發(fā)展趨勢明顯，海上油服占比明顯提升。根據彭博，油田服務行業(yè)具體可劃分為一體化油田服務、海底/海上油田服務、陸上鉆井、海上鉆井、地震勘探油田服務、船舶直升機等支持服務以及其他專業(yè)化油田服務等。海外來看，一體化油服企業(yè)的市場份額不斷提升，從2012年的58.82%增加至2022年的59.27%，與之對應的，從事鉆井、地震、船舶直升機以及其他專一服務公司的市場份額不斷被壓縮。另外，海上/海底油服公司的市場份額也不斷提升，由2012年的18.66%增加至25.48%。國際油服行業(yè)已形成斯倫貝謝、哈利伯頓、貝克休斯三足鼎立局面，我國油服公司仍有較大發(fā)展空間。回顧過去10年發(fā)展，歷經兩輪油價周期，斯倫貝謝、哈利伯頓及貝克休斯三大油服公司的市場份額穩(wěn)定在30%以上，其他油服公司的市場份額變動較大，部分海外公司未挺過上一輪低油價時期，而隨著資產重組和業(yè)務拓展，我國油服公司在國際市場上的地位逐步提升。國內油服行業(yè)，國營油服公司仍占絕對主導地位，民營油服公司市場份額逐步擴大。具體來看，隨著海上勘探開發(fā)愈發(fā)活躍，海油系油服公司的市場份額擴大，由2014年的32%提高至2022年的38%。民營油服公司的市場份額擴大，由2014年的4%提升至2022年的8%，結合我國2019年提出的推進礦權改革和2023年的深化礦權改革，國內油服行業(yè)格局正在變化當中，伴隨著外資、社會資本進入油氣開采領域，民營油服公司有望迎來市場拓展機遇。1.3油服行業(yè)周期特性歷史復盤油田服務行業(yè)的景氣度直接受到石油天然氣的勘探及生產發(fā)展狀況的影響，同時這些石油勘探、開發(fā)企業(yè)則直接受到油價波動的影響。我們認為，油價可通過影響石油公司的資本開支，進而間接影響油服公司的訂單和業(yè)績。我們對1997年以來的Brent價格走勢及費城油服指數(shù)進行復盤，發(fā)現(xiàn)以2016年為界限，可劃分為兩個階段：1）1997-2016年期間，全球油服板塊歷經四輪油價周期，且和油價呈現(xiàn)高度正相關。2）2016年全球近200個國家地區(qū)簽署《巴黎協(xié)定》后至今，受凈零排放目標影響，油服行業(yè)景氣度與油價相關性減弱，且持續(xù)保持弱勢狀態(tài)。其中，2016-2020年，油服板塊景氣度持續(xù)下行，2020年后，在油價大幅上漲的拉動下，油服板塊景氣度僅緩慢回升。油價-資本開支-油服規(guī)模分別呈高度正相關。分析過去10年數(shù)據發(fā)現(xiàn)，一方面，全球上游資本支出變化與Brent價格波動相似。另一方面，石油公司可通過調整資本開支影響油服公司業(yè)績，油服行業(yè)營收規(guī)模及其盈利水平也與全球上游資本開支高度相關。我們認為，2022年至今的高油價并未帶動上游資本開支顯著增加，上游資本開支恢復緩慢是本輪油服行業(yè)景氣復蘇滯后的主要原因。近幾年，油服滯后于油價變動的特征趨于模糊。2014-2016年期間，油服滯后于油價波動的特性較為明顯。2014年Q2為油價高位下跌的拐點，油服毛利率滯后1個季度發(fā)生變化；2016年Q1為油價上行拐點，油服毛利率在2016年Q2觸底。2020年至今，油服業(yè)績表現(xiàn)與油價基本實現(xiàn)同步變化，滯后性特征不明顯。我們認為要考慮油價波動原因的差異，2014-2016年油價波動主要受供給端沖擊影響，油價通過資本開支傳導到油服行業(yè)的周期滯后性特征較為明顯；2020年油價波動主要受新冠疫情沖擊影響，油服生產活動同時也受到疫情限制，故沒有出現(xiàn)明顯的滯后性特征。二、產能擴張是打破高油價的核心途徑2.1油價或將持續(xù)處于中高位水平2.1.1供給端：全球上游資本開支復蘇緩慢2015-2021年全球上游投資低位導致當下原油供給增長緩慢，2022年油價高位并未帶動上游資本開支積極性。2011-2014年高油價時期，OPEC+大幅增產，美國頁巖油實現(xiàn)了技術突破，貢獻了大量的供給增量。在供給過剩的情況下，2014Q4-2019年期間，油價高位回落并持續(xù)在60美元/桶上下震蕩。在中低油價下，全球原油上游投資持續(xù)不足，從2014年的超9000億美金/年降至約5000億美金/年。2020年，新冠疫情沖擊國際油價，全球上游資本支出較2019年收縮1464億美元，同比減少29.3%，產油端出現(xiàn)供應緊張情況。2021年，全球經濟復蘇疊加OPEC+聯(lián)盟減產，Brent油價均值達到70.94美元/桶，相比2020年漲幅為64%，但全球上游計劃資本開支較2020年增加306億美元，同比上漲8.67%，增速有限。2022年，國際油價一路上漲至95美元/桶以上，全球油氣公司2022年上游資本開支比2021年上游資本開支增長332億美元，同比增速8.66%，但仍低于2019年水平。2023年，國際油價在70-80美元/桶的中高位區(qū)間震蕩，IEA預計全球資本開支復蘇仍較為謹慎。2.1.2供給端：OPEC+減產挺價，沙特調控能力增強2022年10月，OPEC+決定在2022年8月產量目標基準上繼續(xù)減產200萬桶/天，減產區(qū)間為2022年11月至2023年12月，以2022年10月產量測算實際減產規(guī)模95萬桶/天。2023年4月，以沙特為代表OPEC國家和以俄羅斯為代表的非OPEC參與國再次宣布自愿減產，合計減產規(guī)模達到165萬桶/天，減產區(qū)間為2023年5月至12月，以2023年2月產量測算實際減產規(guī)模超150萬桶/天，遠大于2022年10月減產，或將進一步帶動油價提升。2023年6月，OPEC+表示160萬桶/日以上的自愿減產均延期至2024年12月，同時2024年1-12月產量目標再次下降139萬桶/日，沙特在7月自愿額外減產100萬桶/日，我們以2023年4月產量測算（俄羅斯已實施自愿減產），OPEC+在2023下半年至2024年間或將實際減產約100萬桶/天（2023年7月實際減產量約200萬桶/天）。同時，以2023年4月產量計算，到2024年，未達產量目標的國家的增產空間將從67萬桶/天壓縮至52萬桶/天（按min(產能，產量目標)測算）。2023年4月，OPEC+實際原油產量為3920.6萬桶/天，環(huán)比下降21.6萬桶/天，主要因為伊拉克庫爾德斯坦地區(qū)原油出口停滯和尼日利亞產量下降。本輪減產面臨增產能力不足的客觀約束，未達產量目標的國家受產能不足和投資不足影響難以實現(xiàn)大幅增產，不足以抵消其他減產國的減產規(guī)模。當前仍存在剩余產能的國家包括伊拉克、沙特、阿聯(lián)酋、伊朗、俄羅斯，考慮伊朗仍受美國制裁且談判存在不確定性、伊拉克和土耳其尚未達成重啟庫爾德斯坦原油出口協(xié)議、俄羅斯仍受西方禁運和限價制裁，僅沙特和阿聯(lián)酋擁有較多可自由支配的剩余產能，截至2023年4月兩國剩余產能分別為172、78萬桶/天，我們認為沙特內部協(xié)調能力和油價調控能力有望進一步增強，其維持油價高位的意愿較為強烈，其控制產量托底油價的措施或將有更大成效。2.1.3供給端：俄油出口影響有限，俄油產能已達瓶頸截至2023年4月，俄羅斯石油出口與沖突前持平。2023年4月，俄羅斯石油出口總量保持在830萬桶/天，較2023年3月增加10萬桶/天，其中，原油出口量為520萬桶/天，較2023年3月增加20萬桶/天，成品油出口量為310萬桶/天，較2023年3月減少10萬桶/天。俄羅斯自3月起主動減產，或造成供給進一步收縮。俄羅斯計劃從2023年3月至12月減產原油50萬桶/天，2023年3-4月，俄羅斯原油產量960萬桶/天，較2月實際減少近30萬桶/天。資本開支不足，俄羅斯原油產量已達產能瓶頸。隨著BP、殼牌等國際能源公司在2022年逐步退出了俄羅斯市場，根據國際能源信息署IEA統(tǒng)計，俄羅斯原油產能已從2021年10月的1042萬桶/天下降至2023年4月的1010萬桶/天，俄羅斯原油產能已經出現(xiàn)了衰減的問題。2.1.4供給端：美國原油產量增速放緩疫情后美國原油供給恢復緩慢。我們認為其原因包括：其一，前期疫情沖擊下，頁巖油公司利用庫存井維持生產，疫后油氣公司需要更高的成本加快打新井，彌補過去優(yōu)質油井的消耗，來實現(xiàn)增產。其二，人力物力短缺及成本上升成為美國頁巖油公司進行油氣生產時所面臨的主要問題，使得公司油氣開采周期拉長，增產速度放緩；其三，在投資者愈加嚴格的資本約束下，美國主要頁巖油氣公司選擇將更多的收益返還給股東，而非擴大投資。根據EIA2023年5月發(fā)布報告，預計2023年美國原油增產64萬桶/天至1253萬桶/天，美國原油逐步恢復增產，但是產量增幅有限，年均增產不及疫情前150萬桶/天的水平。美國戰(zhàn)略石油儲備庫存為3.7億桶，已處于20世紀80年代以來的歷史低位水平，我們認為美國在完成國會授權的2600萬桶戰(zhàn)儲出售計劃后，或進入補庫階段，2023年5月，美國已宣布計劃初步購買300萬桶原油回補戰(zhàn)略庫存。2.1.5需求端：原油需求達峰或尚需時日交通用汽柴油占據了全球油品消費的半壁江山，因此在對全球原油需求預測時主要考慮新能源汽車替代效應的影響。參考我們在2022年8月發(fā)布的《2022-2060全球及中國原油需求展望（何時達峰？）》中的測算方法，并考慮傳統(tǒng)能源價格高漲推動新能源汽車滲透加速，我們采用前述報告多種敏感性分析中新能源車滲透率按照S型上升的情景假設，對全球汽柴油消費進行預測。我們認為疫情影響結束過后，主導交通用汽柴油需求量的主要因素是新能源汽車銷售滲透率和傳統(tǒng)能源車油耗的下降水平。根據我們搭建的模型，我們預測到2025年，全球交通領域汽柴油消費量達峰，對應2025年全球新能源汽車銷售滲透為24%。隨后由于新能源汽車的快速滲透，全球新能源汽車保有量持續(xù)加速增長，全球交通用汽柴油需求量加速下降，到2040年全球新能源汽車銷售滲透將達到100%。基于我們在《2022-2060全球及中國原油需求展望（何時達峰？）》報告中的預測結論“全球交通用汽柴油需求量將在2025年達峰”，以及我們對航空煤油、工業(yè)用油、化工用油和其他用油的假設和模型，我們預計全球原油總需求量將在2027年左右達峰，2027年需求達峰量與2022年需求總量之間還存在約400萬桶/天的增長空間。我們預計，2027-2040年，新能源汽車的快速替代導致交通用汽柴油逐年大幅下降，原油總需求加速下降，2040-2060年，市場或不再銷售傳統(tǒng)燃油車，交通用汽柴油年消耗量隨著傳統(tǒng)能源保有車輛的報廢而逐年緩慢下降，原油需求下降速度隨之放緩。我們預計2022-2023年全球原油需求增量在150-200萬桶/天，2024-2026年全球原油需求增量約為100萬桶/天，2027年全球原油需求或實現(xiàn)達峰。在2027年之前，全球原油需求仍有望保持增長趨勢，當前來看，原油需求達峰時刻尚未來臨。從長期需求結構來看，我們預計交通用汽柴油消費量占比將逐年遞減，化工用油占比將逐年提升，化工用油或將成為未來原油需求的主要增量來源。2.1.6全球供需偏緊，油價或將持續(xù)在中高位運行展望2023年：（1）2022年11月至2023年12月OPEC+執(zhí)行基于2022年8月產量目標下調200萬桶/天的大規(guī)模減產計劃，考慮本輪減產面臨部分國家增產能力不足的客觀約束，我們認為沙特內部協(xié)調和油價調控能力增強，控制產量托底油價效果或將強化。疊加2023年5月后沙特等多國自愿減產合計達165萬桶/天，供應收緊或進一步推動油價上行。（2）2022年12月歐盟禁運俄羅斯原油，考慮西方對俄油60美元/桶的限價與俄羅斯烏拉爾原油現(xiàn)價接近，影子船隊在俄羅斯油運中的作用凸顯，俄羅斯原油貿易持續(xù)向亞洲轉移，同時美國也在私下鼓勵一些全球大型貿易公司，恢復運輸俄油，以保持穩(wěn)定的供應，我們認為西方制裁措施對俄羅斯原油出口影響較為有限。（3）2022年美國戰(zhàn)略儲備庫存釋放完畢，2023年美國或將進入補庫周期，約70美元/桶的補庫價格或可托底油價，考慮優(yōu)質頁巖油庫存井已嚴重消耗，美國頁巖油公司受投資者約束（分紅、回購、還債）、供應鏈短缺、通脹成本高、政府清潔能源政策等一系列因素影響，資本開支增幅有限，增產意愿不強，我們預計2023年美國原油產量增速放緩。（4）巴西、圭亞那等南美原油產區(qū)產量逐步增長，但增幅有限，難改供給緊張大趨勢。因此，我們預計2023年原油供給收緊，需求還在增長，原油或將處于去庫階段，油價中樞有望維持在中高位。中長期來看，沙特、阿聯(lián)酋、伊拉克加大資本開支力度，分別計劃用5年時間累計增加原油產能100、90、55萬桶/天，傳統(tǒng)油田開發(fā)生產周期長，每年新增原油供給量有限；受能源政策、投資者壓力、成本上升、優(yōu)質區(qū)塊損耗等影響，美國頁巖油長期增產能力有限且存在瓶頸；加之美國未來幾年要補充2022年釋放的戰(zhàn)略原油儲備，市場上商業(yè)原油庫存放量有限，甚至會抽緊全球供應；BP、殼牌等歐美能源公司致力于發(fā)展綠色能源，或將逐步減少原油產量；俄羅斯將因資本開支不足加速原油產能衰減，俄羅斯原油長期產量或將下降；美國與伊朗談判有不確定性，但即使伊朗全部釋放剩余產能，也僅有120萬桶/天。根據我們測算，即使考慮到經濟增速放緩和新舊能源轉型，2024-2026年全球原油需求仍有望保持增長，原油供給能力較難滿足需求增量。因此我們認為從中長期來看，油價或將持續(xù)處于中高位運行?？傮w來看，產能周期引發(fā)能源大通脹。我們認為，無論是傳統(tǒng)油氣資源還是美國頁巖油，資本開支是限制原油生產的主要原因。考慮過去全球原油資本開支不足，當前全球原油供給彈性下降，而在新舊能源轉型中，原油需求仍在增長，全球或將持續(xù)多年面臨原油供需偏緊問題，中長期來看油價或將持續(xù)維持中高位。2.2歐美經濟好于預期，原油需求崩塌可能性較低通過復盤1970-2022年油價波動周期，1982年、1991年、1997年、2002年、2008年、2020年油價大幅下行主要源于需求端沖擊，2014年油價下跌來自于供給端沖擊，我們認為，本輪高油價周期結束有兩種可能性：1、后續(xù)資本開支仍不足，油價持續(xù)高位，通貨膨脹和成本高企導致各國央行持續(xù)加息，從而引發(fā)經濟增速下行甚至經濟衰退，原油需求大幅下降引發(fā)油價暴跌。2、油氣供應商難以抵擋高油價高收益的誘惑，進行產能擴張。2023年經濟衰退擔憂仍是國際原油市場的主要影響因素。2022年，受能源價格推動，美國通脹水平高企，2022年6月能源CPI同比增幅一度上漲至41.6%，美國CPI同比增幅一度上漲至9.1%。為抑制高通脹，美國在2022年3月、5月、6月、7月、9月、11月、12月以及2023年2月、3月、5月連續(xù)加息25、50、75、75、75、75、50、25、25、25個基點，截止2023年5月，美國已累計加息共500個基點。2023年5月，鮑威爾表示美國加息暫告一段落。歐美經濟的實際表現(xiàn)比預期的更為堅韌。2023年5月，美國失業(yè)率為3.7%，與疫情前持平；2023年4月，歐元區(qū)失業(yè)率為6.5%，較疫情前水平進一步降低。2023年，美國航空出行情況已相比2020-2022年繼續(xù)明顯改善，接近2019年同期水平。中國疫后復蘇動能仍存，為全球原油需求帶來新的增量。2023Q1，中國GDP同比增速持續(xù)提升至4.5%；企業(yè)預期向好，2023Q1PMI水平超過50%，其中，2023年2月達到52.6%，為2018年以來最高值，疫后經濟復蘇趨勢顯著。在歐美經濟堅韌疊加中國經濟復蘇的宏觀環(huán)境下，我們認為全球原油需求仍將保持增長趨勢不變。根據IEA、EIA和OPEC三大國際能源機構預測，2022-2023年需求仍會繼續(xù)增長。根據我們持續(xù)跟蹤的全球原油月度數(shù)據來看，IEA、EIA和OPEC三機構在2023年5月報中預測2023年全球原油需求分別+221、+157、+233萬桶/天，預計超過2019年疫情前需求水平。2.3產能擴張是打破高油價的核心途徑我們認為，本輪油價高位的根本原因是過去資本開支的嚴重下滑以及行業(yè)產能的出清。在需求端持續(xù)增長的前提下，若資本開支持續(xù)處于相對低位，則供給端緊張局面無法得到有效緩解，油價難以從高位回落。而本輪周期的特殊性在于，受凈零排放目標、能源轉型趨勢、國際環(huán)境復雜等因素影響，資本開支復蘇偏弱且存在一定的滯后性。在原油需求達峰顧慮下，資本開支復蘇或將首先發(fā)生于投資周期短、資金回流快的油氣田區(qū)塊項目，如美國頁巖油產區(qū)。根據美國達拉斯聯(lián)儲銀行在2022Q1的調查，油價在80美金/桶以上時，大部分美國頁巖油生產商愿意重回增長模式。若油價持續(xù)高于80美元/桶，全球資本開支水平有望加快提升。三、油服行業(yè)拐點已至，有望迎來結構性機會3.1全球海上勘探開發(fā)潛力較大陸上常規(guī)油氣一直是全球油氣開發(fā)領域的核心，但隨著深水油氣的逐步開發(fā)及非常規(guī)油氣的異軍突起，海域及非常規(guī)油氣在開發(fā)對象中占據越來越重要的地位。根據中海油服公告，未來幾年，海上和陸上非常規(guī)油氣田為未來勘探開發(fā)重點，資本開支占比逐步提升，陸上資本開支整體將呈下降趨勢。海上是全球重要的油氣接替區(qū)。全球海洋資源非常豐富，據IEA統(tǒng)計，2017年全球海洋常規(guī)石油和天然氣資源新增探明儲量分別為2600億桶和95萬億立方米，分別占全球新增探明儲量的20%和47%，海洋油氣剩余可采儲量占比分別為70%和91%，明顯高于陸上油氣的61%和63%，具備較大勘探開發(fā)潛力。隨著全球經濟快速增長，能源需求不斷提升，陸上油氣勘探日趨成熟，海上油氣開發(fā)為世界油氣儲量增長貢獻新動力。近十年來，全球海域勘探年度新增儲量平均占新增總儲量的六成以上，2020年，全球前十大勘探新發(fā)現(xiàn)中有7個位于海域，其中6個位于深水、超深水。近10年，深水油氣項目已成為全球油氣增儲上產的核心領域。新發(fā)現(xiàn)的101個大型油氣田中，深水油氣田數(shù)量占比67%、儲量占比68%，在全球油氣發(fā)現(xiàn)中繼續(xù)占據主導地位，進一步揭示被動大陸邊緣深水前沿領域良好的勘探前景。因此，不斷拓展深水業(yè)務越來越成為國際石油公司的發(fā)展趨勢。隨著勘探開發(fā)、工程技術的日趨成熟以及成本的下降，深水油氣也顯現(xiàn)出發(fā)現(xiàn)成本低、投資回報率高等特點。近十年，全球每年完鉆海上深水勘探井120—290口，占總探井數(shù)（不包括非常規(guī)）的5%左右，但其發(fā)現(xiàn)的可采儲量占全球50%以上。2012—2021年間，全球深水平均每桶油當量的發(fā)現(xiàn)成本為3.1美元，較淺海油氣發(fā)現(xiàn)成本5.1美元每桶油當量低將近40%，較陸上油氣發(fā)現(xiàn)成本7.5美元每桶油當量低58%。據RystadEnergy估計，2022—2025年間，?？松梨?、bp、殼牌、雪伏龍、埃尼、道達爾能源這6家國際大石油公司將花費270億美元用于常規(guī)油氣勘探，其中海上勘探支出占95%以上，而深水領域支出占總勘探支出的87%。3.2中東和亞太油氣投資相對積極分區(qū)域來看，全球油氣上游資本開支主要集中在北美、中南美、歐亞、歐洲、非洲、亞太、中東七個區(qū)域。其中，北美地區(qū)的資本開支份額最大，截至2022年北美占全球總開支的比例為35%。變化趨勢來看，歐洲、非洲油氣資本開支明顯下降。2015-2022年，歐洲油氣資本開支從2015年的710億美元下降至2020年340億美元，2022年再次下降至290億美元，占全球資本開支的比重從2015年的10.76%降到2022年的7.05%；非洲資本開支占全球資本開支的比重也從2015年的10.99%降到2022年的6.48%。中南美、北美、歐亞為原油主產區(qū)，其油氣資本開支緩慢恢復。2022年北美、中南美、歐亞三地區(qū)的上游資本開支分別為1480、340、490億美元，較2020年有所提升，但仍未恢復至2019年水平。中東、亞太地區(qū)油氣資本開支較為積極。2022年中東資本開支為570億美元，已恢復至2019年疫情前水平；亞太地區(qū)資本開支為730億美元，已達到2016年以來的最高水平。3.2.1歐美地區(qū)資本開支增速放緩近年來，氣候變化引發(fā)的經濟風險持續(xù)上升，早日實現(xiàn)能源綠色轉型、降低碳排放逐漸成為各國的共識。尤其是歐洲作為全球環(huán)保先鋒，綠色復蘇政策持續(xù)出臺。早在2007年，歐盟就提出到2020年要實現(xiàn)可再生清潔能源占比20%的目標。2021年，歐盟發(fā)布的《“fitfor55”氣候計劃》承諾在2030年底溫室氣體排放量較1990年減少55%，并計劃將2030年可再生能源在能源結構中占比目標由32%提高至38-40%。2022年，歐盟又進一步出臺政策加速能源轉型，計劃將2030年可再生能源在能源結構中占比目標進一步提高至45%?？梢哉f，推動能源綠色轉型已成為歐洲未來發(fā)展藍圖中濃墨重彩的一筆。美國方面，與特朗普政府試圖重振化石能源經濟不同，拜登氣候新政把清潔能源革命作為其應對氣候危機的重要支撐和核心技術手段，努力推動美國能源結構和產業(yè)結構的低碳化和凈零排放。新舊能源轉型影響下，歐美公司對傳統(tǒng)油氣大幅投資意愿不強。我們認為，在新舊能源結構轉型過程中，2027年左右原油需求或將達峰，如果現(xiàn)在加大力度投資，傳統(tǒng)油田開發(fā)生產周期需3-5年，投產后需求反而下降，傳統(tǒng)原油項目長期回報率存在不確定性。疊加嚴格的氣候變化政策倒逼歐洲油氣公司制定凈零排放戰(zhàn)略，歐洲系公司（如殼牌）向綜合能源服務商轉型；美國系公司（如雪佛龍、康菲石油、西方石油）仍以傳統(tǒng)能源為主業(yè)，但CCUS等低碳環(huán)保項目紛紛提上日程。此外，全球低碳政策使得資本市場對ESG偏好加強，傳統(tǒng)能源融資難度增加。國際能源公司減碳投資持續(xù)提升，傳統(tǒng)油氣投資增幅有限。2023年，跨國能源公司資本開支增速緩慢。我們統(tǒng)計了埃克森美孚、雪佛龍、BP、殼牌、道達爾5家跨國能源公司在2023年初計劃的資本開支，2023年，5家跨國能源公司總計劃支出1064.5億美元，同比增加9%，而2022年5家公司總支出同比增速為22.6%。隨著歐美跨國能源公司低碳轉型和謹慎投資，除了北美和歐洲本土的上游開支放緩外，非洲、拉美也是跨國能源公司的集中作業(yè)區(qū)域，因此也受到了投資下降的影響。非洲地區(qū)：據伍德麥肯茲統(tǒng)計，截至2021年底，北非主要產油國阿爾及利亞、埃及和利比亞3個國家產量合計625萬桶/日，占非洲總產量的69%。3個國家的剩余資源量合計約694億桶油當量，占非洲總剩余資源量的近一半。歐洲為北非3國主要的油氣出口市場，歐美能源公司為非洲地區(qū)油氣開發(fā)的主要作業(yè)者，bp、殼牌、道達爾能源、雪佛龍、?？松梨诤桶Ｄ峋猩嫌螛I(yè)務，其中，埃尼公司是國際石油公司在非洲地區(qū)油氣上游業(yè)務運營的佼佼者。拉美地區(qū)：拉美地區(qū)的油氣勘探開發(fā)投資也主要來自歐美國際石油公司，在2020年疫情影響下，部分拉美國家石油公司出售資產，進一步為國際石油公司參與該地區(qū)上游油氣發(fā)展提供了機會。3.2.2中東和亞太地區(qū)資本開支較快恢復中東地區(qū)為全球原油主要供給來源，疫后油價回升帶動上游投資恢復。亞太地區(qū)多發(fā)展中國家，對于傳統(tǒng)能源的需求較大，2022年該地區(qū)資本開支已迅速恢復并超越2019年，其中，中國受“能源安全”、“增儲上產”、“礦權改革”等政策影響，2019年以來持續(xù)提高其資本開支水平。2022年，中東和亞太合計資本開支為1300億美元，已經較2019年1170億美元提高了130億美元。3.3資源劣質化和成本通脹問題凸顯美國頁巖油開采成本提升。根據達拉斯聯(lián)儲在2023Q1的調查數(shù)據，美國頁巖油平均生產成本為37美元/桶，較去年34美元/桶上升了3美元/桶。2023Q1，美國頁巖油生產商新鉆一口井的平均成本為62美元/桶，較去年56美元/桶上升了6美元/桶。自2020年下半年以來，美國Permian地區(qū)庫存井占美國總庫存井量的比例從2020年7月的40%大幅下降至2023年4月的19%，這也說明美國頁巖油公司優(yōu)先選擇優(yōu)質區(qū)塊進行庫存井完井操作。隨著優(yōu)質區(qū)塊庫存井被大量消耗，一方面，美國需要更多投資并依賴鉆探新井完成原油生產，增產速度或將放緩，另一方面，優(yōu)質資源消耗也意味著資源劣化問題或將逐步顯現(xiàn)，對于美國頁巖油的生產成本和產量增長形成了一定挑戰(zhàn)。2020年疫情期間，為壓降成本，頁巖油公司加大對優(yōu)質地區(qū)油井的開發(fā)，導致單井產量大幅提升。2021年初至2022年，隨著優(yōu)質油井數(shù)量減少，美國頁巖油主要產區(qū)的日均單井產量從高峰1400桶/天持續(xù)下降至900多桶/天，新增油井日產能力下降。油氣公司需要更高的成本加快打新井，彌補過去優(yōu)質油井的消耗，來實現(xiàn)增產。相比疫情前，通脹引發(fā)的成本高位使得公司在增加同樣原油產量下，要進行更大的投入。根據達拉斯聯(lián)儲2023Q1調查顯示，136家美國頁巖油公司中，30%認為成本是影響美國頁巖油盈利以及進一步增產的主要原因。2023Q1，美國頁巖油勘探開發(fā)成本和租賃運營費用同比環(huán)比仍持續(xù)提升，擠壓油氣公司實際資本開支水平，導致原油供給增量有限。隨著勞動力成本的不斷提升，以及水泥、鋼材等相關原材料成本的提升，美國油氣開采PPI仍處于高位水平，美國油氣生產商仍受成本通脹影響較大。資本開支受通脹影響的量化測算：我們選取了斯倫貝謝、哈里伯頓、貝克休斯、國民油井華高、Saipem等18家油服公司，計算了綜合營業(yè)利潤率（營業(yè)利潤/營業(yè)收入）。結果顯示，高油價時期，油服營業(yè)利潤率在20%左右波動；低油價時期，油服營業(yè)利潤率降至0，甚至為負數(shù)。為簡化計算，我們假設近期油服公司營業(yè)利潤率穩(wěn)定在10%。以2015年為基準，我們假設油服公司毛利率為10%，90%為營業(yè)成本，則成本端通脹變化對于上游資本開支的影響為：2021年實際資本開支增速降至負數(shù)，2022年開支增速僅為7.33%，2023年Q1，油服成本端通脹仍維持在較高水平，同比增速達80%，2023年實際資本開支增速或仍將下降。3.4全球油服板塊拐點已至3.4.1油服產能出清已告一段落海外油服板塊資本開支恢復有限。我們統(tǒng)計了海外24家油服公司的資本開支情況，與油氣公司資本開支趨勢類似，2014-2021年，油服板塊的資本開支持續(xù)下降。2022年，受益于油價高企，油服資本開支明顯回升，但尚未恢復至2019年水平。2023-2024年，根據彭博預期，油服資本開支僅維持在80-90億美元，遠不及2011-2014年高油價周期水平，后續(xù)海外油服供給端增速或將有限。過去幾年的油價低位以及行業(yè)資本開支腰斬推動了油服產能出清。截至2022年，全球FPSO裝置（浮式液化天然氣生產儲卸裝置）數(shù)量、油氣采集管道長度、已投產水下采油井裝置數(shù)量等均已達到歷史低位，上一輪產能出清已告一段落。2023-2027年，根據彭博預計，油服行業(yè)或將再次迎來產能擴張。3.4.2油服上行拐點已顯現(xiàn)全球活躍鉆機數(shù)顯著回升。根據貝克休斯統(tǒng)計的全球各地區(qū)鉆機數(shù)量，到2020年，上一輪全球鉆機產能出清已基本完成。2020年中期，全球鉆機數(shù)量大幅下滑，跌至歷史最低點，各地區(qū)均有不同程度降低。2020年下半年，石油行業(yè)上游資本開支提升，全球鉆機數(shù)量回暖，油服行業(yè)景氣度逐步上升，但相較觸底前期仍有較大空間。2023年Q1，全球鉆機數(shù)量已達到1900臺，環(huán)比2022Q4增加14.6%，較觸底前期差距顯著收窄。全球鉆機使用率逐步恢復，鉆井板塊日費觸底回升。使用率方面，2020年全球鉆機使用率顯著降低，2021至今正逐步恢復。日費方面，2022年新冠沖擊導致油服行業(yè)日費觸底，2023年以來，自升式、半潛式鉆井平臺行業(yè)平均日費均出現(xiàn)不同程度回升。我們認為，隨需求回暖和產能出清，全球鉆機使用率出現(xiàn)改善、鉆井板塊日費觸底回升，油服行業(yè)拐點已現(xiàn)。四、能源安全要求下，國內投資提升+國外深化合作拓展油服新機遇4.1保障能源安全，推進增儲上產中國原油、天然氣對外依存度逐漸攀升。中國是富煤、貧油、少氣的國家，從2003年起，中國已成為世界第二大石油消費國和最大原油進口國。近十年中國原油產量增長緩慢，在2015年達到階段性峰值2.15億噸，隨后開始下降態(tài)勢。2017年，我國原油產量已下降到1.92億噸，進口依賴度接近70%，中國超越美國成為世界第一大原油凈進口國。2021年，中國原油和天然氣的進口依賴度已分別達到72%和44%。到2022年，中國原油產量為2.05億噸，進口量5.08億噸，進口依賴度70%；天然氣產量為2178億立方米，進口量為1519億立方米，進口依賴度為40%，油氣進口依賴下降的主要原因是俄烏沖突導致國際油價大幅上漲、海外氣價過高。隨著環(huán)保政策趨嚴，煤改氣工程推進，中國未來天然氣需求或將持續(xù)較快增長。國家大力推動能源安全戰(zhàn)略和增儲上產計劃。能源是人類社會賴以生存和發(fā)展的物質基礎，在國民經濟中具有特別重要的戰(zhàn)略地位，重要能源資源短缺將進一步制約國家經濟發(fā)展。為將“經濟命脈”掌握在自己手中，降低石油、天然氣的對外依存度，國家在“十二五”規(guī)劃中就明確要求“加大石油、天然氣資源勘探開發(fā)力度，穩(wěn)定國內石油產量，促進天然氣產量快速增長，推進煤層氣、頁巖氣等非常規(guī)油氣資源開發(fā)利用，積極發(fā)展海洋油氣、海洋工程裝備制造等新興產業(yè)”。“七年行動計劃”助力油服行業(yè)成長升級。2018年，中美貿易摩擦升級，中美雙方互加關稅的商品清單中，包括化工品、醫(yī)療設備、能源產品等114項商品，其中能源產品中就包括了原油、天然氣、石油產品、褐煤等，我國能源進口環(huán)境已發(fā)生變化。2019年，國家能源局召開大力提升油氣勘探開發(fā)力度工作推進電視電話會議，要求以三大國有石油企業(yè)為代表的石油企業(yè)落實增儲上產主體責任，完成2019-2025七年行動計劃。《2019-2025年國內勘探與生產加快發(fā)展規(guī)劃方案》中，中國石油將進一步加大風險勘探投資，在2019-2025年每年安排50億元。在《關于中國海油強化國內勘探開發(fā)未來“七年行動計劃”》方案中，中海油提出，到2025年勘探工作量和探明儲量翻一番。按中海油2018年底公布的凈探明儲量49.6億桶油當量計算，2025年中海油的探明儲量將達到100億桶油當量。隨著“七年行動計劃”的持續(xù)實施，大規(guī)模的勘探開發(fā)需求將帶動油服行業(yè)服務需求和服務價格提升。4.2國內上游資本開支或將持續(xù)保持高水平從國內來看，一方面，“三大國有石油企業(yè)”用于勘探開發(fā)生產的上游資本支出總和變化與布油價格波動高度相似；另一方面，2019年提出七年行動計劃后，三大國有石油企業(yè)上游資本開支在油價下行趨勢下仍保持高開支水平，2022年，國際油價創(chuàng)近7年新高，三大國有石油企業(yè)上游資本開支超過了4000億元。同時，2016年至今，我國油服規(guī)模在不斷擴大，增速受上游資本開支影響，但增量未隨資本開支下調而下降。我們認為，我國油服市場仍處于擴張階段，油服公司仍有較大發(fā)展空間。根據《國內油氣資源劣質化趨勢難以逆轉》，經過幾十年高強度開采，我國油氣資源質量已發(fā)生重大變化，突出特點是地表地下復雜性加重，資源品質更差、目的層更深、成藏更隱蔽。剩余常規(guī)油氣低滲透、特低滲透、深埋藏和稠油等低品質資源比重逐年上升，發(fā)現(xiàn)大型油氣田難度越來越大，“骨頭越啃越硬”將成為未來油氣勘探大趨勢。近幾年，中國石油新增石油探明儲量90%以上來自低滲透和特低滲透油藏，其中天然氣新增探明儲量幾乎全部來自低滲透油藏，新動用儲量采收率也呈現(xiàn)快速下降趨勢。隨著油氣勘探深層化、非常規(guī)化以及資源劣質化，2009-2019年間，我國油氣發(fā)現(xiàn)成本不斷提升。2022年，我國原油產量穩(wěn)定在2億噸，天然氣產量2178億立方米，同比增長6%。為保障資源接續(xù)，使得原油產量不變且天然氣產量平穩(wěn)增長。在假設其他條件不變的情況下，考慮油氣發(fā)現(xiàn)成本的抬升，我們認為若要保持油氣儲采比持續(xù)穩(wěn)定，則未來我國油氣投資增速或需要達到7%以上。資源劣質化因素存在進一步對我國上游投資提出要求，這一現(xiàn)象或將使得油服公司更加受益。4.3礦權