2024石油化工行业报告：地缘政治与油价走势分析

1、地缘政治支撑油价高位震荡，坚定看好“三桶油”及油服板块

1.1 地缘政治冲突持续叠加OPEC+供给支撑，油价有望维持高位

OPEC+会议引发供给预期变化，6月以来油价剧烈震荡。6月2日OPEC+推出今年将恢复部分产量的计划，叠加地缘政治风险减弱和需求出现疲软迹象，市场对原油供需前景担忧加剧，油价剧烈下跌。但是，得益于原油去库预期和地缘政治冲突的持续，情绪因素影响减弱后，油价出现反弹。截至2024年6月14日，布伦特、WTI原油分别报收82.67、78.07美元/桶，较6月初分别+1.6%、+1.2%。考虑到巴以冲突背景下中东地缘政治前景不明，且OPEC+减产仍有望在24-25年内支撑市场，我们预计油价依然有望维持高位。

联合国安理会通过加沙停战决议，但以色列、黎巴嫩冲突持续，中东地缘政治前景不明。巴以冲突开始以来，联合国安理会就巴以问题进行了十次草案表决，前九次均未获通过。从提案历程中，可以看出各方的矛盾点在于美国支持以色列拥有自卫权，且将哈马斯定义为恐怖团体，而中俄等国长期呼吁立即实行持久、受到充分尊重的人道主义停火。2024年3月起，美国在多次否决安理会行动之后，终于决定不再阻挠安理会要求立即停火的努力。

2024年6月10日，联合国安理会以14票赞成、1票弃权的结果通过了由美国提出的旨在结束加沙战争的决议草案。联合国促请哈马斯接受该提议，截至6月14日，以色列、哈马斯仍在就停火细节进行谈判，在美国的大力推动下，巴以局势有望缓和。但是，以色列和黎巴嫩真主党的战争继续沿着边境地区蔓延和扩大，6月13日，在以色列国防军前一天在黎巴嫩南部杀死真主党高级指挥官塔勒布·萨米·阿卜杜拉之后，真主党向以色列发射了一场“弹雨”，这是自加沙战争开始以来规模最大的一次火箭弹袭击。以色列和真主党之间的军事对抗若升级，将对中东地区的地缘政治稳定造成新的冲击。

地缘冲突重塑原油贸易路径，地缘政治对油价影响逐渐长期化。2022年，俄乌冲突影响下，西方国家降低对俄罗斯原油的进口量，俄罗斯原油贸易逐渐向亚洲靠拢，驱动全球原油贸易路径东移，苏伊士运河原油轮通过量上行。2023年11月胡塞武装袭击红海商船引发红海危机，全球海运路线受到大幅影响，商船寻求替代航线绕道非洲的好望角。2024年5月，苏伊士运河原油轮通过量为2749万DWT，较2023年11月下降24%；好望角原油轮通过量为5338万DWT，处于三年来最高水平。原油贸易路径改变，造成运距、运输时间、油费、保险等多个成本的增加，地缘政治对原油供给的影响逐渐加深。

OPEC+9月以后将逐月增产，供给支撑逐渐减弱。6月2日，OPEC+对于三项执行中的减产行为做出如下决策：（1）2022年10月在DoC框架内的减产200万桶/日，将延长至2025年底，但阿联酋获得30万桶/日配额增长；（2）2023年4月八国自愿减产165万桶/日，将延长至2025年底；（3）2023年10月八国自愿减产220万桶/日，将延长至2024年三季度，随后逐月取消。综合考虑配额变化、第三方产量统计口径变化和自愿减产的逐步取消，从2024年9月至2025年9月，OPEC+将累计增加生产配额258万桶/日。考虑到目前OPEC+的闲置产能超过500万桶/日，且一季度OPEC+实际上处于超产状态，预计OPEC+对油价供给端的支撑将逐渐减弱。

美联储利率决议偏鹰，但9月降息预期仍存。6月13日，美联储公布最新利率决议，联邦基金利率目标区间连续第七次维持在5.25-5.5%不变。美联储还是推迟了开始降息的时间，最晚可能在12月。点阵图显示，美联储官员认为，他们今年只会降息一次，比3月份时的预期少了两次，因为通胀率接近2%目标的速度低于他们的预期。鲍威尔称，可以准备在适当的情况下保持利率不变，将依赖数据逐次作出决定；通胀已大幅缓解，但仍过高，今年至今，并未对通胀有更大的信心以便进行降息，需要更多良好的数据。

根据光大宏观团队6月12日发布的《为什么我们认为9月有望降息？——2024年6月FOMC会议点评》，虽然美联储并未明确降息时点，但综合美国通胀、就业市场降温趋势及大选年背景来看，9月降息是大概率事件。一是，近期美国通胀回落与油价下跌、交通和医疗服务价格降温有关，通胀降温趋势或延续至9月；二是，近期非农就业数据走高或来自统计因素支撑，美国就业已有转冷迹象，高利率也在持续冲击房地产等利率敏感部门；三是，随大选临近，美联储呵护经济和股市的意愿更强，大选前的9月FOMC会议是降息的关键窗口期。

近期全球原油库存持续累库，有望在暑期需求旺季得到缓解。2024年以来美国原油持续累库，截至6月7日当周的美国原油库存4.597亿桶，较年初上涨2725万桶。美国即将进入暑期汽油消费旺季，历史上传统消费旺季的汽油消费有望大增，原油去库趋势明显，且由于美国经济维持较强韧性，市场对2024年汽油旺季的预期偏乐观，EIA预计2024年5-9月美国汽油消费水平将达到2022年以来最高水平。总体上看，旺季来临美国原油需求有望环比改善。

IEA下调原油需求预期，警告原油过剩风险。IEA将2024年石油需求增长预测下调10万桶/日至96万桶/日，鉴于经济低迷和清洁能源技术的部署，到2025年石油需求增长将达到每日100万桶。IEA预计到2029年，全球石油消费将达到每天1.056亿桶的峰值，较23年仅增长约4%，主要影响因素为电动汽车销售的激增和燃油效率的提高。IEA预计，在美国的引领下，到2030年，全球石油产能将比需求高出惊人的800万桶/日，将出现疫情以来最严重的供应过剩。

1.2 无惧油价波动，中国石油、中国海油穿越周期行稳致远

中国石油、中国海油23年以来业绩与油价相关性走弱，业绩穿越周期属性凸显。从历史盈利来看，中国石化业务以下游炼化为主，盈利与油价呈现较弱的正相关性；中国石油、中国海油盈利与油价相关性较强，但2023年以来，在新一轮油价波动周期中，中国石油、中国海油的归母净利润大幅高于历史归母净利润数据形成的趋势线，体现了中国石油、中国海油的业绩韧性。2024Q1，布油均价为81.76美元/桶，同比-0.4%，环比-1.3%，中国石油实现归母净利润457亿元，同比+4.7%，环比+55%，中国海油实现归母净利润397亿元，同比+23.7%，环比+52%，在油价基本持平的情况下实现了业绩增长。

海外石油巨头业绩持续下行，“三桶油”业绩韧性显著优于海外巨头。2022年，油价同比大幅上行，“三桶油”及海外石油巨头纷纷录得业绩高增，但23年油价同比22年下行，海外石油巨头业绩下降严重，“三桶油”却保持了一定的业绩稳定性。2024Q1，油价同比、环比基本持平，但海外石油巨头受炼油盈利走弱、天然气销量下降等因素影响，业绩持续下行。整体来看，“三桶油”在油价上行期的业绩弹性低于海外石油巨头，但抵御油价波动的能力显著强于海外石油巨头。

全产业链一体化发展，周期波动下业绩稳定提升。2022年以来，国际油价大幅波动、化工下游需求恢复缓慢，中国石油持续推动增储上产，深入推进炼化转型升级，加大市场营销力度，加强天然气产业链的盈利能力，实现了经营业绩的持续增长，23年归母净利润同比+8.3%，24Q1归母净利润同比增长4.7%，23年度、24Q1归母净利润好于历史上的高油价时期，表明公司应对油价、炼化产品需求等行业周期性变化的韧性明显增强，全产业链一体化优势愈加凸显。

把握天然气市场发展机遇，天然气业务前景广阔。天然气是绿色化石能源，在能源转型大背景下，天然气长期需求较为旺盛。2023年，随着天然气市场化改革推进，叠加海外气价走低利好进口天然气减亏，中国石油天然气销售业务盈利能力逐渐上行，2024Q1天然气销售业务实现经营利润123亿元，同比+21.5%。中国石油是国内天然气产销龙头，2023年天然气产量占国内61%，公司把握国内天然气需求提升、价格机制改革的机遇，天然气盈利能力有望进一步增厚。

根据中国石油24-25年管道气年度合同总体定价方案，相较于23-24年，24-25年采暖季、非采暖季的非管制气量占比均上调5%，管制气的价格上浮比例提升至18.5%，非管制气浮动定价改为挂靠上海交易中心现货价格。天然气市场化改革持续推进，中国石油天然气业务盈利空间广阔。

能源结构加速转型背景下，公司积极推进新能源业务发展。“双碳”背景下，公司将“绿色低碳”纳入五大战略之一，新能源新业务被放到了与油气业务同等重要的位置。公司加快构建油气勘探开发与新能源深度融合发展模式，重点在转换角色拓市场、加快节奏建项目、多方协作促融合等方面持续发力，推动公司向“油气热电氢”综合性能源公司转型，2023年新能源开发利用能力达到1150万吨标准煤/年。氢能方面，公司结合氢能市场需求，有序建设氢提纯项目，逐步扩大高纯氢供应能力，23年新增高纯氢产能3600吨/年，高纯氢总产能达到6600吨/年。风光发电方面，截至2023年底，累计建成装机容量超500万千瓦。塔里木油田建成喀什110万千瓦光伏发电项目，塔里木油田且末10万千瓦光伏发电项目正式并网发电，吉林油田美字风电场全面投产。

中国石化降本增效助力上游成本降低，单位炼油成本得到控制。上游方面，2024Q1中国石化油气产量同比上升的同时持续加大成本费用管控力度，外购材料、燃动成本有所下降，油气现金操作成本为15.2美元/桶，同比-1.9%；炼油方面，在炼油毛利收窄的不利环境下，2024Q1年中国石化炼油现金操作成本为3.83美元/桶，同比-5.0%，实现了对炼油成本的有效控制。

全面发力高端新材料，积极开拓化工新材料市场。在低端产能过剩、高端产能不足的大背景下，如何发力下游化工新材料、构建高质量发展的石化产业体系成为新课题。“十四五”期间，中国石化将构建“一基两翼三新”产业格局，夯实‘一基’，打牢能源资源基础；巩固‘两翼’，提升洁净油品和现代化工发展质量；做大‘三新’，探索新能源、新材料、新经济，实现新旧动能转换。

其中，在新能源领域，加强地热开发利用和风电、光伏布局，巩固在氢能领域的产业领先优势，塑造产业发展新模式，加快打造“油气氢电非”综合能源服务商；大力推进化石能源洁净化、洁净能源规模化，全面参与充电、换电基础设施网络建设，加速发展氢能。重视投资者回报，回购、大股东增持工作稳步推进。2023年8月28日，公司发布《关于以集中竞价交易方式回购A股股份的回购报告书》，开始实施本轮A股和H股回购。

截至2024年6月15日，公司已回购A股14350万股，占公司2023年末总股本的0.12%，回购金额为8.16亿元；公司已回购H股股份44352万股，已支付的总金额为18.23亿港元。公司本次回购计划稳步推进，体现出公司看好公司未来发展前景和积极进行市值管理的决心。公司于2023年3月27日发布《2023年度向特定对象发行A股股票预案》，拟向母公司中国石化集团定向增发，2024年3月15日，公司公告称完成了本次定增，实际发行23.90亿股，发行价格为5.02元/股，募资120亿元，扣除发行费用后募资净额为119.87亿元。本次发行体现了中国石化集团大力支持公司高质量发展的决心和信心，表明公司对资本市场的积极态度，同时本次定增资金用于清洁能源及高附加值材料领域，有利于深入推进公司业务转型升级，助力公司打造绿色低碳竞争力，推动化工业务迈向中高端，对公司的长期发展具有重要意义。中国海油：增量降本成效斐然，业绩韧性显著提升中国海油24Q1净产量创新高，实现油价贴水大幅缩窄。

公司持续加快上产步伐，24Q1实现净产量180百万桶油当量，同比增长9.9%，创历史同期新高。其中，中国净产量123百万桶油当量，同比上升6.9%，海外净产量56.9百万桶油当量，同比上升16.9%。实现价格方面，24Q1公司平均实现油价78.75美元/桶，同比增长6.2%，实现油价与布伦特油价的贴水从23Q1的7.93美元/桶降低至2024Q1的3.01美元/桶，助力公司盈利能力大增。

中国海油桶油成本控制成效显著，深入推进提质增效工作。24Q1中国海油桶油主要成本27.59美元/桶油当量，同比-2.2%。其中，全年桶油作业费用为6.91美元/桶油当量，同比-1.1%，环比-15.3%，同比基本保持稳定；桶油DD&A为13.77美元/桶油当量，同比-3.2%，环比-6.0%，主要原因是产量结构变化以及汇率变动的综合影响，新增油田投产有效摊平公司桶油折旧与摊销。

中国海油深入推进提质增效工作，钻完井方面，提升钻完井核心技术能力，强化钻完井精益化管理，推广应用“新优快”模式，缩短项目开发周期，提前带来产量贡献，提高项目经济效益，2019-2023年，公司平均钻井日效率累计提升19%，钻井周期累计下降18%。工程标准化方面，公司沉淀区域开发经验，工程项目从个性化向标准化转变，从源头统一优化海上平台设计、采办和建造方式，推动新项目增速提效。公司持续提高油田开发效益，中国海上在产油田自然递减率稳步下降，生产时率保持高位运行。

远期产量增速维持高指引，助力公司业绩上行。2024年，公司资本开支预算总额为1250-1350亿元，相较2023年的高基数仍有一定幅度的增长，其中，勘探、开发和生产资本化支出预计分别占资本支出预算总额的约16%、63%和19%。公司将2024、2025年产量目标分别定为700-720、780-800百万桶油当量，2024、2025年度产量中枢增速分别为4.7%、11.3%。

2024Q1，绥中36-1/旅大5-2油田二次调整开发项目较计划提前投产,预计2025年达到高峰产量3.03万桶/日。2024年内，公司将有多个重要新项目投产，包括渤中19-2油田开发项目、深海一号二期天然气开发项目、惠州26-6油田开发项目和神府深层煤层气勘探开发示范项目以及海外的巴西Mero3项目等。公司持续提升勘探开发资本开支，推进项目按计划投产，有望助推增储上产再上新台阶。

1.3 资本开支高增助力油服景气高企，“三桶油”下属油服有望充分受益

23年全球上游资本开支持续回升，海上资本开支大幅增长。2023年，全球上游资本开支在2022年高基数的基础上仍保持一定增长，全年上游勘探开发投资为5687亿美元，同比增长10.6%，其中海上资本开支为1770亿美元，同比增长19.7%，海上资本开支增速较快。根据S&P Global的预测，2024年全球上游勘探支出有望达到5810亿美元，同比增长2.1%，其中海上资本开支3010亿元，同比增长13.6%。油气勘探开发投资力度不断加大，油田服务市场持续复苏。

新项目投资仍将稳中有升，2024年项目FID数量将超过23年。根据中海油经研院发布的《中国海洋能源发展报告2023》，2023年全球海洋油气新建项目开发投资778亿美元，同比大增35.2%，2024年全球将有73个海洋油气新建项目投产，新建项目开发投资780亿美元，在2023年高基数的基础上稳中有升。此外，2024年投产新项目的生产期年均支出将达到50亿美元。我们认为海洋油气开发投资持续增长，将有助于新项目快速投建，从而促进海上油服开发、生产端的景气度提升。根据伍德麦肯兹的报告，多达30 个规模超过5000 万桶油当量的上游项目可能在2024 年达成最终投资决策(FID)，FID项目数量超过了23年的22个，预计投资额为1250 亿美元。22年至今钻井平台新签合同日费率维持大幅上行趋势，24年海上钻井盈利能力有望大幅改善。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，22-23年的高价合同将成为市场主导，24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。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）