石油化工行业中期年度报告：大炼化业绩或超预期！

投资建议 行业策略：由于海外出行需求增幅远超预期叠加中国疫后需求逐步恢复，而供应端边际增加相对有限，全球油品供需结构偏紧，各类油品价格或存在需求旺季超预期上涨可能性，部分下游炼化龙头的业绩或出现超预期增厚或环比降幅大幅低于预期，与此同时，从中长期而言，原油价格中枢有望持续维持高位。我们持续看好上游油气优质资产以及业绩有望超预期且持续推进产业链深加工的下游民营炼化企业，维持石油化工行业“买入”评级。 相关标的：我们建议关注油品价格上涨受益上游标的以及下游炼化业绩或出现超预期且持续推进产业链深加工的石化标的：（1）原油价格上涨受益的上游资产标的：中国海油；（2）各类油品价格上涨受益以及持续推进高附加值产能扩张的中下游炼化标的：荣盛石化，恒力石化，恒逸石化，桐昆股份。 行业观点 原油价格中枢或维持高位，各油品价格或出现超预期飙涨：伴随海外需求持续恢复以及终端消费旺季临近，由于需求端边际增量或大于供应端边际增量，部分全球化定价的相关油品价格或出现超预期上涨，目前市场对这一关键超预期情景缺乏认知。 炼油部分产品淡季涨幅已远超油价涨幅，预期差极强：通过梳理炼化产业链各产品价差，我们发现近期海外炼油相关产品价差扩大幅度远超成本端原油价格的涨幅，并且大炼化板块权重最大的关键产品PX（合计产能超1500万吨/年）由于国内外价格体系充分连通，其涨幅远超同期油价涨幅，Q2价差相比Q1价差平均涨幅超过18%；这同年初油价大幅上涨过程中市场担心炼化下游需求无法传导导致价差收窄形成明显预期差。 兼顾上游油气开采和下游炼化的配臵价值突出：在下游炼化业绩或出现超预期的情景下，我们发现巴菲特的能源股持仓结构也并非单纯持有上游资源，而是有部分下游炼化权益头寸，值得参考。伴随各油品在出行需求旺季或出现超预期价格上涨，我们认为采取上下游资产兼顾的策略或具备显著的价值。 风险提示 （1）地缘政治事件造成供应端不确定性的风险；（2）疫情反复对运输及终端需求扰乱；（3）美联储加息及美元汇率大幅波动风险；（4）原油价格持续维持高位刺激油气公司修改勘探开发资本开支计划的风险；（5）项目建设不及预期风险；（6）三方数据误差对结果产生影响的风险；（7）技术迭代影响超额收益的风险；（8）其他不可抗力 1、淡季原油库存偏低，供应偏紧格局难以改变 全球油气新发现资源量持续快速下滑，从1900年至今共121年的统计数据我们发现：2021年新增勘探储量为近75年最低值。2021年，全球新增油气勘探储量为67.56亿桶油当量，为1946年以来的最低水平。在全球范围内，这一指标呈持续下滑趋势代表全球油气开发资金投资油气勘探意愿和新发现资源能力的持续下行，且在全球“碳中和”趋势下，恢复往年勘探开支概率较低。 新增勘探储量的下滑中长期或持续造成供应端边际增量不足可能性。 图表1：全球油气新增勘探储量（百万桶油当量） 目前原油供应边际增量主要来自美国和OPEC+增产以及IEA成员国释储，虽然原油供应有所增加，但由于国外出行持续恢复及国内疫情改善带来需求增长，全球原油供应紧张的基本面并未改变。6-9月为成品油传统消费旺季，目前并非成品油需求最旺盛的季节，但美国成品油库存在炼厂开工率维持高位的情况下出现较为反常的下降，除原油外成品油供应同样紧张。 长期以来，美国原油库存（含战略储备）与WTI原油价格之间存在明显的负相关性，随着成品油传统消费旺季的到来以及美国实施历史最大规模的释储，美国原油库存（含战略储备）或将进一步下降，油价则有较大概率将进一步超预期上涨。 图表2：美国原油库存及原油价格 2022年3月以来，美国市场成品油价差持续扩大，汽油裂解价差接近历史高点，柴油和航空煤油价差则已创下新高。成品油价格上涨一方面由原油价格上涨推动，另一方面裂解价差的快速扩大说明成品油自身的供应紧张也是推动价格上涨的重要因素。 图表3：原油及成品油价格 图表4：成品油裂解价差 1.1、成品油消费旺季即将到来，供应紧张局面或将加剧 近期国内疫情逐渐好转，油品需求有望持续恢复，同时伴随部分炼厂检修结束，山东地炼厂开工率扭转了2021年11月以来的下降趋势，国内成品油供应及对原油的需求有望改善。根据此前我们在报告《本轮疫情影响多少原油需求？》中的测算，由于物流受阻、居民静止及航空枢纽关闭，本轮疫情短期内对原油的需求影响约为76万桶/天，随着国内疫情好转，这部分受疫情影响而减少的原油需求有望于6月基本恢复。 图表5：山东地炼厂开工率(常减压开工率) 海外多国已放松防疫政策，居民出行持续恢复。我们测算了与1-4月相比，6-9月美国、巴西、欧洲、日本和印度5个国家/地区汽油及柴油消费量边际增量。以美国为例，美国在2021年1-4月和6-9月的原油消费量分别为18.86百万桶/天和20.29百万桶/天，美国全年对汽油及柴油的消费占比为64%，则2021年1-4月和6-9月的汽油及柴油消费量估计值为12.03百万桶/天和13.07百万桶/天，通过独家卫星大数据追踪各国出行指数，2022年1-4月美国出行指数同比增长9.42%，假设6-9月同比增幅相同，则2022年1-4月和6-9月汽油及柴油消费量估计值分别为13.16百万桶/天和14.30百万桶/天。最终估计6-9月美国、巴西、欧洲、日本和印度5个国家/地区汽油及柴油消费量边际增长2百万桶/天。 图表6：出行指数-美国 图表7：出行指数-英国 图表8：出行指数-德国 图表9：出行指数-意大利 图表10：出行指数-西班牙 图表11：出行指数-法国 2022年欧美航班恢复较好，带动航空煤油需求增长。我们测算了与1-4月相比，6-9月美国和欧洲航空煤油消费量的边际增量。以美国为例，2021年美国原油消费量为19.77百万桶/天，全年航空煤油消费量占比7%，可得全年航空煤油消费量约为505百万桶，通过将全年航空煤油消费量以每个月的航班数量占比为权重得到每个月的航空煤油消费量，其中2021年1-4月和6-9月消费量分别约为0.82百万桶/天和1.65百万桶/天。2022年1-4月美国航班数量同比增长31.55%，并假设6-9月同比增速不变，则2022年1-4月和6-9月航空煤油消费量估计值分别为1.46百万桶/天和2.02百万桶/天。最终估计6月欧美航空煤油消费量将边际增长1.44百万桶/天。 图表12：美国7个机场月起降架次（架） 图表13：欧洲周航班数据（架） 1.2、油气企业资本开支意愿较低，美国中长期原油产量增量有限 市场基于传统周期逻辑认为原油价格维持高位将显著刺激油企增加资本开支，从而促进原油产量增加，但我们需要特别强调的是：欧盟2030降碳55%的时间表以及关键经济体普遍提出“2030前后禁售燃油车”的政策，很大程度上相当于宣布特定能源品种的“死期”，导致油企资本开支主要用于加速将存量产能转化为产量（加速消耗库存井），而非着眼于中长期产能建设，我们认为原油供需紧张中长期也无法逆转。 2020年以来，受疫情、终端消费低迷等一系列影响，油企资本开支大幅下滑，资本开支在经营活动现金流净额占比从100%左右下滑至40%区间，2021-2022年原油价格上涨，美国页岩油企业在现金流有较为显著的改善后并未大力增加资本开支，而是大幅降低企业杠杆，以及提高股东回报，开支意愿则不足。 图表14：样本页岩油气企业经营活动现金流与CAPEX 2021年各大页岩油企业筹资活动现金流净额出现大规模流出，一方面是页岩油企业用于偿还长期债务现金流逐年上升，另一方面是页岩油气业增加了股东回报支出，伴随2021年原油价格的持续上升，美国页岩油企业用于股东回报的现金流（股利与企业回购之和）出现显著上升，达到了近11年以来最高水平。因此，在油价上涨推动页岩油气企业经营活动现金流净额的充裕后，降杠杆，提高股东回报成页岩油企业优先选择。 图表15：样本页岩油气企业筹资活动产生的现金流量净额 图表16：样本页岩油气企业偿还长期借款所支付的现金 图表17：样本页岩油气企业股利、回购额与原油价格 我们统计了核心页岩油企业和综合油企2022年资本开支预算以及产量指引（部分企业由于暂未披露数据，样本企业数量相比前文略有差异），在当前的高油价环境下油企资本开支增幅较为有限，且资本开支的涨幅高于原油产量指引的涨幅。降杠杆、增加股东回报是页岩油企业在经营活动现金流大幅上升的情景下的优先选择，这也与核心页岩油企业的资本纪律相符合。综合油企2022年资本开支指引增幅大于产量指引，或意味着综合油企将增加油气行业以外的投资。 图表18：样本页岩油气企业历史资本开支及2022年指引 图表19：样本页岩油气企业历史原油产量及2022年指引 图表20：样本综合油企历史资本开支及2022年指引 图表21：样本综合油企历史产量及2022年指引 由于能源转型在即，投资者要求油气公司管理层控制在油气行业的投资，并增加对投资者的回报。根据达拉斯联储的一项调查，接近60%的油气企业高管认为“投资者维持资本纪律的压力”是导致油价上升后开采活动未快速增加的原因，各大页岩油气企业在最新年报、投资指引公告中均表明将执行严格的资本纪律，控制在油气行业内新的投资，使用现金保持健康的资产负债表，并增加对投资者的回报。 图表22：在高油价下油气企业控制产量增长的原因 美国最大原油产区Permian产区库存井数量已降至2016年的水平，且仍未结束下跌趋势。Permian产区单井油气产量下降，相比2021年每台原油钻机平均新打井产量约1500桶/日和天然气钻机平均新打井产量约3300千立方英尺/天的高生产效率时段，当前其平均新打井产量下滑了约26%（油）和约34%（天然气）。我们认为美国页岩油气新投产井的油气产量下滑主要来自于新井的综合资源品位的下滑，背后反映的是疫情过后页岩油气公司为了快速回收现金流过程中对品位最优区块的快速消耗。随着高品位资产的消耗以及库存井数量减少，在资本开支增幅显著大于品位下滑幅度之前，页岩油气潜在增量可能持续低于预期。 图表23：Permian产区三类油气井数量 图表24：Permian产区原油新钻井单井产油量 在库存井快速消耗叠加新投产井数量稳步上升的背景下，美国原油供应事实上持续增加，但增长持续低于预期。根据美国能源信息署EIA预测，2022年6-9月美国原油平均产量为1203万桶/天，较1-4月均值上升55.75万桶/天，增量较为有限。 图表25：美国原油产量（百万桶/天） 1.3、增产多次不及配额，OPEC高油价诉求明显 OPEC+成员国增产意愿不强，实际产量的边际增量存在不确定性。2020年OPEC+实施新一轮减产后，OPEC原油产量及出口量下降，目前仍低于2019年的生产和出口水平。本轮减产于2020年5月开始，预计将于2022年9月结束，减产前OPEC+基准配额为4385.3万桶/天，其中OPEC10配额为2668.3万桶/天；2020年5-7月OPEC+生产配额共减少970万桶/天，减产规模为历史最大。2022年5月、6月，OPEC+生产配额分别为4212.6万桶/天和4255.8万桶/天，5、6月每月生产配额恢复43.2万桶/天，预计7-9月每月也将保持每月恢复配额43.2万桶/天，生产配额分别为4299.0万桶/天、4342.2万桶/天和4385.3万桶/天。在2021年7月第19届OPEC+部长级会议中，OPEC+本计划于2022年5月将成员国基准生产配额由4385.3万桶/天提升至4548.5万桶/天，但根据目前OPEC+的配额恢复速度 ，到2022年9月OPEC+生产配额可恢复至原基准配额4385.3万桶/天而不是新基准配额4548.5万桶/天。 本轮OPEC+减产初期多个国家减产执行率低于100%，但在OPEC+推动补偿性减产及强硬态度下，成员国基本均达到100%+减产执行水平。近期OPEC10增产意愿不足，在2021年8月至2022年4月共9个月内，OPEC10在其中6个月的产量增长幅度低于配额增长，9