光大证券：坚定把握油气及国产替代两条主线 积极布局复苏背景下顺周期白马（106页） .pdf

证券研究报告 坚定把握油气及国产替代两条主线 2023年08月03日 作者： 赵乃迪 周家诺 蔡嘉豪 王礼沫 胡星月 ——石化化工行业2023年度中期投资策略 积极布局复苏背景下顺周期白马 请务必参阅正文之后的重要声明 核心观点 1 推荐主线一：油气高景气，国企改革持续推进，看好上游与油服。23年下半年，原油、天然气、油服行业景 气度仍将维持高位，国企改革背景下上游及油服企业有望迎来估值修复，我们持续看好上游及油服板块。原 油方面，OPEC+对原油供给端的话语权依然较强，需求逐步复苏，油价有望维持高位。天然气方面，中长期 看我国天然气需求向好，23年天然气市场化改革加速叠加进口气价格回落，天然气企业盈利显著改善。油服 方面，23年油价高位驱动上游资本开支修复，油服行业景气度高企，我们看好油服行业高景气度驱动油服企 业盈利提升。此外，国企改革持续推进，化工央企有望迎来中长期估值修复周期，在探索建立中国特色估值 体系、国企深化改革的背景下，“三桶油”加强资本市场沟通，大力推进分红、定增、大额回购等工作，分 红穿越油价波动，具备较强持续性，高分红价值凸显。 推荐主线二：国产替代加速推进，关注半导体材料与OLED材料。近年来，我国持续强调“安全发展”，而突 破一系列的“卡脖子”的材料、设备与工艺技术是我国实现“安全发展”的必经之路。在国产替代方向，我 们优先建议关注半导体材料与OLED材料。半导体材料方面，近年来美国有关法案以及其与日本、荷兰政府的 合作进一步加大了对于中国大陆先进制程领域的限制，但是目前中国大陆在半导体产能方面的主要发力点仍 集中在成熟制程。国产半导体材料企业发展与大陆晶圆代工厂建设进度相匹配，将进一步加速国产半导体材 料替代进程。OLED材料方面，伴随国产面板厂OLED生产线的产能建设和良率提升，我国将成全球最大OLED 面板供应商。经过数年持续的研发投入，国产企业终于在OLED终端材料方面打破了国外垄断，在OLED面板 出货量快速提升的预期下，国产OLED材料也将迎来大规模放量。 请务必参阅正文之后的重要声明 核心观点 2 大宗商品价格触底企稳，复苏进程有望加速，关注顺周期行业龙头。当前石油石化和基础化工行业PE-TTM估值分位 数均处于近10年的底部位置，此外23年5月和6月的CPI和PPI同比数据已处于底部区间。此外，当前处于库存周期中 的“被动去库”阶段，化工企业盈利正在逐步好转。后续伴随下游需求复苏进程的加快，我们认为化工行业的PE估 值、化工产品的盈利能力将有望逐步恢复至合理水平。建议关注顺周期预期下，化工各细分子行业的龙头企业。MDI 方面，近期价格及利润均有所恢复，行业逐步进入检修期，行业库存有望进一步去化。炼化化纤与煤化工方面，随 着原油、煤炭等上游原材料价格的下跌，产品的盈利能力有所恢复。磷化工方面，虽然终端产品价格仍处于底部， 但后续磷矿石供应仍将偏紧，资源丰富的头部企业优势仍存。钾肥方面，钾肥价格在大合同的底部支撑下将有望逐 步企稳。钛白粉方面，产品价格相对稳定但利润仍处底部位置，产品出口及地产竣工端稳增提供稳定支撑。农药方 面，农药价格指数近期已逐步企稳，代表性草甘膦价格在供给端收缩库存逐步去化的情形下有所反弹，持续关注全 球农药库存去化进展。锂电材料方面，六氟磷酸锂价格反弹盈利改善，终端新能源汽车需求回升带动电解液和六氟 磷酸锂开工率逐步上行。光伏材料方面，光伏装机量快速增长，将拉动EVA、POE、纯碱需求。 投资建议：（1）主线一：原油与天然气等上游行业仍处高景气，叠加国企改革的持续推进，持续看好上游及油服板 块。建议关注：中国石油、中国石化、中国海油、新奥股份、中海油服、海油工程、海油发展、石化油服、中油工 程、博迈科。（2）主线二：国产替代加速推进，半导体材料国产化重要性持续凸显，建议关注光刻胶、电子特气、 湿电子化学品等子行业头部企业；OLED国产出货量快速提升，OLED材料需求持续提升，建议关注OLED有机材料与 PSPI。（3）化工行业估值处历史底部，近期部分大宗商品价格触底企稳，后续宏观经济复苏进程有望加快，建议关 注MDI、炼化化纤、煤化工、磷化工、钾肥、钛白粉、农药、锂电材料、光伏材料等顺周期行业龙头企业。 风险提示：下游需求恢复不及预期，化工产品及原料价格波动，中美贸易摩擦风险，安全与环保生产风险，汇率波 动风险。 请务必参阅正文之后的重要声明 目 录 3 推荐主线二：国产替代加速推进，关注半导体材料与OLED材料 大宗商品价格触底企稳，复苏进程有望加速，关注顺周期行业龙头 推荐主线一：油气高景气，国企改革持续推进，看好上游与油服 风险提示 请务必参阅正文之后的重要声明 目 录 4 推荐主线二：国产替代加速推进，关注半导体材料与OLED材料 大宗商品价格触底企稳，复苏进程有望加速，关注顺周期行业龙头 推荐主线一：油气高景气，国企改革持续推进，看好上游与油服 风险提示  上游：供需紧平衡，23年油价有望维持高位  油服：油价高位，景气度持续上行  天然气：市场化改革加速，“碳中和”保障中长期发展  “中特估”：国企改革持续推进，化工央企迎来估值修复周期 请务必参阅正文之后的重要声明 银行危机影响消退，原油供需紧平衡，23年油价有望维持高位 5 23年3月8日，美国硅谷银行爆发流动性危机引起大规模挤兑，引发欧美银行业系统性危机，全球金融业受到牵 连，原油价格受此次危机影响短期出现下跌趋势。随着美国监管机构介入，促成第一共和银行被摩根大通收购， 银行业危机恐慌情绪逐渐出清，对油价的影响逐渐消退5月10日以来油价逐渐企稳，展望23年下半年，一方面 美联储加息进入尾声，另一方面OPEC+对原油供给端的话语权依然较强，需求有望逐步复苏，原油供需有望维 持紧平衡，油价有望维持高位。 图表1：2022年至今油价变化（单位：美元/桶） 资料来源：Wind，光大证券研究所整理 数据截至2023.07.28 60 70 80 90 100 110 120 130 140 布伦特原油期货价格 WTI原油期货价格 请务必参阅正文之后的重要声明 OPEC+屡次推出减产计划，掌握23年全球原油供给话语权 6 回顾近年来OPEC+的产量调整，对油价的影响力依然强大，我们预计OPEC+的产量调整计划将成为稳定油价的支撑。 （1）2020年，新冠疫情影响下油价跌至谷底，OPEC+推出共计970万桶/日的减产计划以稳定市场。 （2）2022年9月，海外主要经济体的加息令油价承压，OPEC+推出200万桶/日的减产计划，油价在随后一个月内止跌回 升。 （3）2023年4月，欧美银行业危机冲击油价，OPEC+累计自愿减产166万桶/日，油价再一次得到支撑。 （4）2023年6月5日，OPEC+延续减产协议，沙特7月额外自愿减产100万桶/日，OPEC+其他成员国已有的减产计划延 长到2024年底。 （5）2023年7月3日，沙特表示，始于7月的自愿新增减产100万桶/日延长一个月至8月。俄罗斯和阿尔及利亚称自愿将8 月产量和出口规模分别降低50万桶/日和2万桶/日。 图表2：OPEC历次产量配额调整、实际产量及布伦特油价（产量及配额单位：千桶/日） 0 20 40 60 80 100 120 140 20000 25000 30000 35000 40000 45000 Ja n-2 1 Feb -21 Ma r-2 1 Ap r-21 Ma y-2 1 Ju n-2 1 Ju l-2 1 Au g-21 Se p-21 Oct -21 Nov-21 Dec-21 Ja n-2 2 Feb -22 Ma r-2 2 Ap r-22 Ma y-2 2 Ju n-2 2 Ju l-2 2 Au g-22 Se p-22 Oct -22 Nov-22 Dec-22 Ja n-2 3 Feb -23 Ma r-2 3 Ap r-23 Ma y-2 3 Ju n-2 3 Ju l-2 3 OPEC10国配额 OPEC+总配额 OPEC10国实际产量 布伦特油价（美元/桶，右轴） 资料来源：iFinD，OPEC，光大证券研究所整理 数据截至2023-07 请务必参阅正文之后的重要声明 23年8月俄罗斯拟减少50万桶/天原油出口 7 2023年2月，俄罗斯副总理Alexander Novak表示，俄罗斯计划将3月石油产量自愿削减50万桶/日，此后该 决定被延长至6月，后又延长至年底。 2023年7月3日，俄罗斯副总理诺瓦克表示，俄罗斯将在8月份减少50 万桶/日石油出口。虽然欧洲制裁对俄罗斯23年原油产量的影响暂未体现，但受限价条款影响，俄油成交价 格持续下滑，对俄油供给有一定压制，此外俄罗斯对油价维持高位的意愿依然较强。 图表3：俄罗斯年度原油产量及同比 资料来源：Wind，光大证券研究所整理 -10% -8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 980 1000 1020 1040 1060 1080 1100 1120 1140 1160 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 原油产量（万桶/日） 同比（右轴） 请务必参阅正文之后的重要声明 通胀影响实际资本开支，美国页岩油增产能力有限 8 22年油价景气资本开支上行，23年资本开支增速小幅下滑，远期资本开支企稳。我们统计了23家美国页岩 油企业的资本开支情况，2021、2022年，油价回升驱动美国页岩油企业提升资本开支，2022年资本开支 增速达到37%，彭博预测23家美国页岩油企业23年资本开支增速小幅下滑至34%，远期资本开支维持企稳。 受制于通胀压力，美国页岩油实际增产能力低于资本开支。2021年以来，随着美国进入通胀周期，页岩油 企业受制于通胀造成的大宗材料和人工成本上升，导致其实际增产能力低于资本开支。根据彭博显示的23 家页岩油企业公布的产量及产量指引，2022年，资本开支增长37%，产量仅增长14%；2023年，资本开支 增长34%，产量增长预期仅为3%；彭博预测23家页岩油企业的远期产量增速将保持在5%以下。 图表4：23家美国独立页岩油开发商资本开支 资料来源：彭博预测，光大证券研究所整理 图表5：23家美国独立页岩油开发商产量指引 资料来源：彭博预测，光大证券研究所整理 -50% -40% -30% -20% -10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23 E 20 24 E 20 25 E 页岩油企业资本开支合计（亿美元） 同比（右轴） -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 20 08 20 09 20 10 20 11 20 12 20 13 20 14 20 15 20 16 20 17 20 18 20 19 20 20 20 21 20 22 20 23 E 20 24 E 20 25 E 产量（百万桶油当量/日） 同比（右轴） 请务必参阅正文之后的重要声明 OPEC财政平衡油价和美国石油战储低位有效支撑油价 9 图表6：2023年OPEC财政平衡油价 资料来源：IMF，光大证券研究所整理 注：横轴为各国累计产量（百万桶/ 日），纵轴为油价（美元/桶） 截至5月12日当周，美国原油战略储备为3.47亿桶，为1983年12月2日以来新低。5月15日，美国能源部发布 招标公告，宣布将购买300万桶原油，6月最终确定中标结果，要求供应商8月交付。 根据IMF测算，23年OPEC国家的财政平衡油价在60美元/桶上下，其中沙特、阿联酋两大OPEC主导国的财 政平衡油价分别为66.77、65.76美元/桶。为保障国家财政盈余，OPEC+于今年4月出台主动减产计划以支撑 油价，并于6月延长减产政策，我们看好产油国的高油价诉求或将驱使OPEC+出台进一步控制产量的政策。 图表7：美国战略石油储备位于历史底部 资料来源：Wind，光大证券研究所整理 数据截至2023-07-21当周 60 70 80 90 100 110 120 130 300 350 400 450 500 550 600 650 Ja n-2 2 Feb -22 Ma r-2 2 Ap r-22 Ma y-2 2 Ju n-2 2 Ju l-2 2 Au g-22 Se p-22 Oct -22 Nov-22 Dec-22 Ja n-2 3 Feb -23 Ma r-2 3 Ap r-23 Ma y-2 3 Ju n-2 3 Ju l-2 3 美国战略石油储备（百万桶） WTI油价（美元/桶，右轴） 0 20 40 60 80 100 120 140 160 0 500 1000 1500 2000 2500 阿塞拜疆 利比亚 科威特 伊拉克 阿联酋 沙特阿拉伯 阿曼 哈萨克斯坦 阿尔及利亚 请务必参阅正文之后的重要声明 23年全球原油需求有望复苏，中国贡献主要增量 10 2023年中国经济修复稳中向好，带动原油需求整体恢复，2023H1中国原油加工量同比增长13%。IEA在最 新的7月月报中依然看好中国原油需求，预计2023年全年原油需求增量为220万桶/日。虽然OECD国家原油 需求低迷，但来自亚洲的需求增长足以弥补OECD国家工业生产低迷造成的原油需求恢复乏力。EIA也预计全 球原油供需有望在2023Q3、Q4趋紧。 图表8：中国原油加工量及同比 资料来源：Wind，光大证券研究所整理 数据截至2023-06 图表9：IEA对2023年原油需求增量的预期（百万桶/ 日） 资料来源：IEA，光大证券研究所整理，数据截至2023.07 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Ja n-1 4 Ju l-1 4 Ja n-1 5 Ju l-1 5 Ma r-1 6 Se p-16 Ma y-1 7 Nov-17 Ju l-1 8 Ma r-1 9 Se p-19 Ma y-2 0 Nov-20 Ju l-2 1 Ma r-2 2 Se p-22 Ma y-2 3 原油加工量（万吨） 同比（右轴） 请务必参阅正文之后的重要声明 中长期上游投资不足，利好油价中枢维持高位 11 相较于2022年资本开支实现值，巨头23年的资本开支计划以维持稳定为主，23年五家公司资本开支计划值 合计增速仅为8%。此前，面对化石能源未来和能源转型两大议题，欧美石油公司分为鲜明的两大派别， BP、壳牌等欧洲公司在更大的环保压力下，均公布了较为积极的向低碳能源转型的目标，但美国的埃克森 美孚、雪佛龙则更加看好化石能源的未来，在能源转型方面的举措较为谨慎。但2023年工作计划中，巨头 普遍放缓了对能源转型的展望，新能源投资增速亦将放缓。 图表10：海外石油巨头的23年资本开支计划增速较低（资本开支单位：十亿美元） 资料来源：各公司公告，光大证券研究所整理 -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 0 20 40 60 80 100 120 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023E 美孚 雪佛龙 壳牌 BP 道达尔 累计增速（右轴） 请务必参阅正文之后的重要声明 目 录 12 推荐主线二：国产替代加速推进，关注半导体材料与OLED材料 大宗商品价格触底企稳，复苏进程有望加速，关注顺周期行业龙头 推荐主线一：油气高景气，国企改革持续推进，看好上游与油服 风险提示  上游：供需紧平衡，23年油价有望维持高位  油服：油价高位，景气度持续上行  天然气：市场化改革加速，“碳中和”保障中长期发展  “中特估”：国企改革持续推进，化工央企迎来估值修复周期 请务必参阅正文之后的重要声明 油价与油服企业业绩高度相关，油价高位运行助力油服行业高景气 从营收端来看，在2013-2016年，由 于美国页岩油产量的快速扩张导致 全球油价在2014-2016年从高位大幅 下跌，16Q1布伦特原油季度均价达 到最低点34美元/桶，此时中海油服 与海油工程等油服企业的营收也随 国际油价承压下跌，在16Q1达到相 对低点，分别为34与16亿元。 随后，随着海上原油勘探开发成本 不断下降，海上原油经济性凸显， 叠加国际油价在OPEC减产与俄乌冲 突等多重因素下不断上行，22Q2布 伦特原油季度均价达到相对高点113 美元/桶，中海油服、海油工程、海 油发展等油服企业营收也随之上行， 在22Q4达到相对高点，分别为114、 99、164亿元。 13 图表12 中海油服营收与原油价格情况（亿元） 资料来源：iFind，光大证券研究所整理 图表14 海油发展营收与原油价格情况（亿元） 资料来源：iFind，光大证券研究所整理 图表11 中海油旗下油服企业营收与原油价格情况 （亿元） 资料来源：iFind，光大证券研究所整理 资料来源：iFind，光大证券研究所整理 图表13 海油工程营收与原油价格情况（亿元） 0 20 40 60 80 100 120 0 50 100 150 200 250 300 350 400 中海油服 海油工程 海油发展 布油（美元/桶，右轴） 0 20 40 60 80 100 120 0 20 40 60 80 100 120 201 3Q1 201 3Q3 201 4Q1 201 4Q3 201 5Q1 201 5Q3 201 6Q1 201 6Q3 201 7Q1 201 7Q3 201 8Q1 201 8Q3 201 9Q1 201 9Q3 202 0Q1 202 0Q3 202 1Q1 202 1Q3 202 2Q1 202 2Q3 202 3Q1 中海油服 布油（美元/桶，右轴） 0 20 40 60 80 100 120 0 20 40 60 80 100 120 海油工程 布油（美元/桶，右轴） 0 20 40 60 80 100 120 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 201 8Q1 201 8Q2 201 8Q3 201 8Q4 201 9Q1 201 9Q2 201 9Q3 201 9Q4 202 0Q1 202 0Q2 202 0Q3 202 0Q4 202 1Q1 202 1Q2 202 1Q3 202 1Q4 202 2Q1 202 2Q2 202 2Q3 202 2Q4 202 3Q1 海油发展 布油（美元/桶，右轴） 请务必参阅正文之后的重要声明 上游资本开支高企，油服行业高景气有望延续 在2013-2016年，油价快速下跌抑制母公司中国海油上游资本开支需求，中海油服、海油工程、海油发展 等油服企业的营收与利润也随中国海油资本开支同步下跌。在2017-2021年，随着海上原油勘探开发成本 不断下降，海上原油经济性凸显，中国海油上游资本开支意愿增强，中海油服、海油工程、海油发展等油 服企业营收与利润也随之上行。2022年，在国际原油价格上行，能源安全与增储上产政策不断推进背景 下，中国海油上游资本开支稳步上行，相关油服企业业绩高增。根据中海油23年战略展望，23年计划资 本开支1000-1100亿元，其中勘探、开发、生产分别占比18%、59%、21%。随着上游资本开支的增加逐 渐传导到油服行业，我们预计油服行业高景气有望延续。 14 图表15 油服企业营收与资本开支、油价情况（亿元） 资料来源：iFind，光大证券研究所整理 图表16 油服企业归母净利润与资本开支、油价情况（亿元） 资料来源：iFind，光大证券研究所整理 -60% -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% 0 200 400 600 800 1000 1200 中海油服 海油工程 海油发展 布油价格YoY（右轴） 资本开支YoY（右轴） 页岩油驱动 海油驱动 -60% -40% -20% 0% 20% 40% 60% 80% -100 -50 0 50 100 150 200 中海油服 海油工程 海油发展 布油价格YoY（右轴） 资本开支YoY（右轴） 页岩油驱动 海油驱动 请务必参阅正文之后的重要声明 22年至今钻井平台新签合同日费率维持大幅上行趋势 15 钻井平台日费方面，我们观察到22年以来平均日费和新增合同日费呈分化态势，钻井船、自升式平台、半 潜式平台的平均日费整体上呈稳定态势，但新签合同日费自22年至今维持大幅上行趋势。原因应为钻井平 台旧有合同仍在执行，前期低价合同拉低平均日费。随着前期低价合同逐渐执行完毕，22年至今的高价合 同将成为市场主导，23年钻井平均日费有望上行，从而提高整个海上钻井行业的盈利能力。 图表17：全球钻井船（7500 + WD） 日费率（万美元/日） 资料来源：彭博，光大证券研究所整理 数据截至 2023-07 图表18：全球自升式钻井平台（350 + WD）日费率（万美元/日） 资料来源：彭博，光大证券研究所整理 数据截至 2023-07 图表19：全球半潜式钻井平台（7500 + WD）日费率（万美元/日） 资料来源：彭博，光大证券研究所整理 数据截至 2023-07 0 10 20 30 40 50 60 Ap r-16 Oct -16 Ap r-17 Oct -17 Ap r-18 Oct -18 Ap r-19 Oct -19 Ap r-20 Oct -20 Ap r-21 Oct -21 Ap r-22 Oct -22 Ap r-23 钻井船平均日费 钻井船当月新签合同日费 0 10 20 30 40 50 Ap r-16 Oct -16 Ap r-17 Oct -17 Ap r-18 Oct -18 Ap r-19 Oct -19 Ap r-20 Oct -20 Ap r-21 Oct -21 Ap r-22 Oct -22 Ap r-23 半潜式平台平均日费 半潜式平台当月新签合同日费 0 5 10 15 20 25 Ap r-16 Oct -16 Ap r-17 Oct -17 Ap r-18 Oct -18 Ap r-19 Oct -19 Ap r-20 Oct -20 Ap r-21 Oct -21 Ap r-22 Oct -22 Ap r-23 自升式平台平均日费 自升式平台当月新签合同日费 请务必参阅正文之后的重要声明 全球原油勘探开发成本不断下降，海上原油经济性凸显 16 Rystad Energy的2021年度成本分析显示，上游勘探开发的成本在2021年大幅下降，使新开采石油更具竞 争力，生产成本大大降低。新石油项目的盈亏平衡油价（BEP）已降至约47美元/桶，较2014年下降40%。 海上原油是改善幅度较大的细分类型，2014至2018年，浅海和深海原油的成本下降了接近30%，2018至 2021年，深海、浅海原油的成本分别下降30%和17%。反映在盈亏平衡油价上，2021年，深海、浅海原 油的BEP分别下降16%、6%，深海原油的BEP已降至北美页岩油以下，具备较大的经济价值。 图表20：全球不同类型新开采原油盈亏平衡油价 （BEP）及变化（BEP单位：美元/桶） 资料来源：Rystad Energy，光大证券研究所整理 图表21：13-20年全球各地区深海OPEX不断下降 资料来源：Rystad Energy 2020年BEP 2021年BEP 变化幅度 全球已开采平均 23 19 -17% 中东陆上 31 32 3% 深海 43 36 -16% 北美致密油 44 37 -16% 重质原油 49 40 -18% 其他地区陆上 46 42 -9% 浅海 48 45 -6% 俄罗斯陆上 53 54 2% 油砂 69 55 -20% 请务必参阅正文之后的重要声明 当前油气勘探新发现集中于海上，海洋油服行业景气已至 17 根据S&P Global，2022年全球新油田预钻井共实现178个勘探发现，其中77%来自深海，7%来自浅海， 海洋石油发现占比数量超过80%。此外，从资源量上看，22年高压力井（HIW）贡献了约66%的新增发 现。2023年，全球将新建约25-30个高压力井，其中巴西、圭亚那等海上原油主要产地是新增高压力井的 主要地区。我们看好随着海上油气行业投资增加、勘探活动量上升，海洋油服行业将保持高景气，海上钻 井平台、船舶、FPSO活动都将蓬勃发展。 图表22：2022年海洋石油勘探发现占比数量超过80% 资料来源：S&P Global，光大证券研究所整理 图表23：2023年全球新增高压力井分布 资料来源：S&P Global 77% 7% 16% 深海 近海 陆上 请务必参阅正文之后的重要声明 “一带一路” 驱动国际能源合作深化，油服行业有望充分受益 18 2023年是“一带一路”十周年，在“一带一路”背景下，中国与中东、非洲、东南亚等地区产油国在石 油化工领域的合作有望进一步深化。“三桶油”下属油服企业多年来坚持“走出去”战略，积极布局海外 业务，其中中海油服23年资本开支同比增长129%，海外装备将持续增加，预计增加4座半潜式平台和16 座自升式平台。中油工程22年海外营收占比达25.74%，23年一季度新签合同额海外占比达29.4%，具有 完整的海外市场开发网络和较强的全球资源整合能力。随着“一带一路”和国际能源合作进一步推进， “三桶油”下属油服企业有望持续受益。 图表24：2022年各油服公司营收按地区拆分（亿元） 资料来源：Wind，光大证券研究所整理 -100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 中海油服 海油工程 海油发展 石化油服 中油工程 国内 海外 其他 请务必参阅正文之后的重要声明 目 录 19 推荐主线二：国产替代加速推进，关注半导体材料与OLED材料 大宗商品价格触底企稳，复苏进程有望加速，关注顺周期行业龙头 推荐主线一：油气高景气，国企改革持续推进，看好上游与油服 风险提示  上游：供需紧平衡，23年油价有望维持高位  油服：油价高位，景气度持续上行  天然气：市场化改革加速，“碳中和”保障中长期发展  “中特估”：国企改革持续推进，化工央企迎来估值修复周期 请务必参阅正文之后的重要声明 “碳中和”背景下，天然气是重要的过渡能源 20 天然气是清洁的化石能源，单位热值排放量远低于煤炭和石油，是一种碳友好型化石能源。我们根据国家标 准中的不同能源热值（以平均低位发热量计）和碳排放交易网计算的二氧化碳排放系数（消耗单位质量能源 产生的CO2）测算得到常见能源单位热值碳排放量，天然气仅为原煤的61%，原油的77%。 图表25：常见能源的平均低位发热量（kJ/kg） 资料来源：国家质监局《综合能耗计算通则（2008）》，光大证券研究所整理 注：天然气密度按0.42g/cm3计 图表26：常见能源的单位热值碳排放（g-CO2/J） 资料来源：碳排放交易网，光大证券研究所整理 20908 28435 41816 41816 43070 43070 42652 50179 46055 92693 0 20000 40000 60000 80000 100000 原煤 焦炭 原油 燃料油 汽油 煤油 柴油 液化石油气 炼厂干气 油田天然气 90.9 100.6 72.2 75.8 67.9 70.1 72.6 61.8 65.4 55.5 0 20 40 60 80 100 120 原煤 焦炭 原油 燃料油 汽油 煤油 柴油 液化石油气 炼厂干气 油田天然气 请务必参阅正文之后的重要声明 我国天然气产销量保持双增，“十四五”末天然气产量将达2300亿方 21 产量方面，我国天然气产量稳步增长，根据国家发改委、能源局《“十四五”现代能源体系规划》，2025 年我国天然气产量目标为2300亿立方米，2022-2025年天然气产量年均增速可达8.4%。消费量方面，在碳 中和大背景下，我国 “煤改气”进程提速，天然气消费量高速增长。 图表27：我国天然气消费量 资料来源：Wind，光大证券研究所整理 图表28：我国天然气产量 资料来源：Wind，《“十四五”现代能源体系规划》预测，光大证券研 究所整理 注：2025年同比增速为2022-2025年均增速 -15% -10% -5% 0% 5% 10% 15% 0 500 1000 1500 2000 2500 产量（亿方） 同比（右轴） -5% 0% 5% 10% 15% 20% 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 表观消费量（亿立方米） 同比（右轴） 请务必参阅正文之后的重要声明 天然气市场化改革进行时，顺价+减亏驱动产业链盈利提升 22 2018年，发改委发布《国家发展改革委关于理顺居民用气门站价格的通知》，居民用气供需双方可以基 准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格，实现与非居民用气价格机制 衔接。各省级价格主管部门都按照国务院要求，陆续建立了联动机制。但是，在执行过程中，地方对居民 用气的价格联动，根据保民生的相关要求，较为谨慎和严格，要求售气企业维持售气价格基本稳定，从而 造成居民用气不承担调峰费用的问题，严重扭曲资源配置。 2023Q1，随着海外油气价格降低和保供季结束，天然气市场化改革开启了新一轮进程，各省市相继推出 终端顺价政策，我们看好天然气顺价在全国顺利推进。 图表29：我国天然气定价机制 资料来源：《全球天然气价格机制》（[英]乔纳森·斯特恩著，王鸿雁等译， 2014） 光大证券研究所整理 图表30：29个省、自治区、直辖市天然 气门站价平均值（元/立方米） 资料来源：Wind，光大证券研究所整理 数据截至2023-07-18 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 Au g-13 Feb -14 Au g-14 Feb -15 Au g-15 Feb -16 Au g-16 Feb -17 Au g-17 Feb -18 Au g-18 Feb -19 Au g-19 Feb -20 Au g-20 Feb -21 Au g-21 Feb -22 Au g-22 Feb -23 请务必参阅正文之后的重要声明 天然气市场化改革进行时，各地相继推出顺价政策 23 图表31：2023年以来各地区天然气终端调价政策 地区 日期 调价政策摘要 湖北 荆门 2023.2.9 湖北省荆门市发改委发布公告称，拟按照《政府制定价格听证办法》的有关规定，举行荆门城区居民用天然气销售价格调整听证会。公告根据居民用气的实际情况列出了3套气价调整方案. 孝感 2023.1.18 孝感市城区非居民用天然气销售价格由3.7元/立方米调整到3.98元/立方米。 黄冈 2023.2.13 黄冈市区非居民用天然气销售价格联动调整为3.58元/立方米，联动时间为2022年12月1日至2023年11月30日。 湖南 - 2023.3.31 当气源采购平均成本波动幅度达到基准门站价格5%，应适时启动气价联动机制，天然气终端销售价格同步同向调整。原则上， 居民用气终端销售价格每年上调不超过1次，非居民用气终端销售价格每年联动上调不超过4次，下调次数不限。居民气价联动上 涨幅度拟实行上限管理，非居民气价联动原则上按照气源采购平均成本同步同额同向调整。 邵阳 2023.4.6 联动上调各县市居民用气终端销售价格 0.29 元/立方米(新邵县城区除外) 江西 南丰县 2023.4.25 居民用气价格不变，继续维持每立方米3.80元，非居民用气价格由每立方米4.50元调整至每立方米4.60元 上饶 2023.2.1 江西上饶非居民用气价格由3.75元/立方米调整为4.40元/立方米 九江 2023.3.28 非居民用天然气销售价格实行联动上浮，最高销售价格调整为4.40元/立方米（含税），下浮不限。 抚州 2023.4.17 自2023年5月1日起，市中心城区非居民管道天然气销售价格从3.75元/方调整为4.4元/方。 宜春 2023.2.17 自2023年2月1日起，中心城区非居民用管道天然气销售价格联动调整为4.40元/m3，允许下浮，幅度不限。 新余 2023.4.10 自2023年1月1日起，中心城区非居民用管道天然气销售价格联动调整为4.40元/m3，允许下浮，幅度不限。 资料来源：各省市发改委等，光大证券研究所整理 请务必参阅正文之后的重要声明 天然气市场化改革进行时，各地相继推出顺价政策 24 地区 日期 调价政策摘要 浙江 衢州/湖州 2023.4.1 浙江衢州市与湖州市发改委陆续发布文件调整非居民用管道天然气销售价格，将天然气上下游价格联动公式调整为：终端销 售价格=气源综合价格+输配气价格。而丽水市发布的价格联动机制征求意见稿中，在调整天然气上下游价格联动公式的同时， 还提出“非居民大用户用气销售价格实行市场调节价，由供用气企业自主协商确定。” 广东 丰顺县 2023.4.4 非居民用气价格调整为不超过6.05元/方 广西 横州 2022.3.15 同意关于居民用气价格提高价格联动调整金额0.38元/方、非居民用气价格提高价格联动调整金额1.03元/方的联动申请，即居民售气价格从3.77元/方提高到4.15元/方，非居民售气价格从5.13元/方提高到6.16元/方。 福建 厦门 2023.1.29 管道天然气非居民用气最高销售价格从4.238元/立方米提高至4.475/立方米（车用气除外）。 海南 文昌 2023.2.13 非居民一般用户用气价格由原来5.17元/立方米调整为5.93元/立方米。 非居民大用户用气价格由原来3.40元/立方米调整为4.16元/立方米。 山西 太原 2023.4.23 三档都上调0.09元/立方米 忻州 2023.4.4 居民用气不调价，非居民用气调为2.95元/立方米 阳泉 2023.2.9 非居民用户管道煤层气配气价格为0.79元/立方米，联动前销售价格为1元/立方米。 内蒙古 2023.4.5 2023年4月1日-2024年3月31日内蒙古居民用天然气门站在基准门站价格的基础上上浮15% 包头 2023.3.31 一、居民用户销售价格调整为2.252元/立方米，同时居民阶梯气价做相应调整； 二、自2023年4月1日至2023年10月31日，非居民用户销售价格调整为2.975元/立方米。 三、公福用户（学校、养老福利机构等执行居民气价的非居民用户）销售价格按照居民气价第一档、第二档平均水平执行， 销售价格调整为2.477元/立方米。 呼和浩特市 2023.4.1 居民用气销售价格在2023年4月1日至2024年3月31日期间调整为2.252元/立方米，同时阶梯气价相应调整，居民一档气价调整为2.252元/立方米，居民二档气价调整为2.702元/立方米，居民三档气价调整为3.378元/立方米。 河北 石家庄 2023.4.20 居民管道天然气销售价格上调0.37元/立方米。第一、第二、第三阶梯价格按照1：1.15：1.35的比价关系进行调整。 资料来源：各省市发改委等，光大证券研究所整理 续图表31：2023年以来各地区天然气终端调价政策 请务必参阅正文之后的重要声明 中石油23年天然气销售方案出台，价格上浮幅度有所提升 25 中石油与下游企业签订的售气合同里，分为居民用气、均衡一、均衡二和调峰气量。其中，居民用气和均 衡一为价格较低的气量，均衡二和调峰气量则价格较高。2023年，中石油天然气合同方案是：非采暖季 里，均衡一管制气和均衡二非管制气的分配比例为70%和30%；采暖季，管制气和非管制气分配比例为 55%和45%，其中均衡一