2022年油氣行業中期投資策略 國家戰略推動油氣企業發展

1.復盤：地緣政治影響油氣行業景氣

（1）油氣設備與油氣服務行業股價受到油氣價格影響。由于歐佩克和俄羅斯等油氣 輸出國家及組織通過限產維持中高油價，而我國原油對外依存度仍舊處于高位， 油企資本開支處于較高水平，有利于提升油氣服務行業需求。油氣價格對油氣服務業績的 影響傳導鏈較長，存在 3—6 個月的時滯效應。 2021 年 9 月 10 日布倫特原油期貨價格超過 70 美元/桶，鉆機數量隨著油價回 升而提高。2022 年 3 月，油氣板塊持續走強，油氣服務工程板塊漲幅明顯，主要受 地緣政治因素的影響：3 月 2 日，由于俄烏沖突威脅全球能源安全，布倫特原油 價格突破 110 美元/桶。3 月 8 日，美國正式簽署對俄能源進口禁令。隨著俄烏 沖突升級，歐美對俄實施的能源制裁或將加劇原油供需緊張格局，推動短期油價 的上升。

（2）國家戰略推動油氣服務企業發展。近年我國油氣服務民企的對外直接投資權益快速 增長，同時伴隨著“一帶一路”戰略推動，未來我國將更多參與中亞地區油田區 塊的開發，提升油氣服務民企盈利能力。

截至 2022 年 6 月 15 日，油氣服務工程各細分環節龍頭公司的 2022 年 PE（wind 一致預期）區間位于[15, 108]。目前，杰瑞股份、中海油氣服務等多個具備綜合競爭 服務能力的油氣服務公司已在多個國際市場布局，未來有望進一步提升服務能力，加 之國內“三桶油”勘探與開采需求上升，油氣服務行業產業鏈有望迎來新一輪景氣周 期，估值有望修復。

2.油氣價格處于高位，原油供需處于緊平衡狀態

2021 年至今，全球原油市場供給受限、需求逐步復蘇，供需處于緊平衡狀態， 油氣價格持續處于高位。2022 年 3 月，全球原油需求量同比上升 523 萬桶/日， 需求量已接近疫情前水平。在供給面，歐佩克、俄羅斯和美國占全球原油供給的半壁江山，其中 22Q1 歐佩 克原油產量為 2635 萬桶/天，占全球原油供給量的 28.7%。（報告來源：未來智庫）

2021 年 7 月，歐佩克+表示，從 8 月起整體產能將每月增加 40 萬桶/日，直到 現有 580 萬桶/日減產限額全部回補（即 22 年 9 月全部恢復），同時將減產協 議延期至 22 年年底。歐佩克+本輪偏謹慎的增產策略，使得原油價格極為堅挺。 根據 IEA 預測，由于防疫措施的放松，將 2021-2022 年的原油需求增長預測上 調 20 萬桶/日，預計 2022 年全球石油需求增長 330 萬桶/日，恢復到新冠疫情 前的 9970 萬桶/日水平；IEA 認為，部分歐佩克+成員國的增產能力不足壓降 2022 年的供給增長預期，但油價上漲將使美國運營商投入更多鉆井平臺，預計 2022 年美國石油產量將增加 100 萬桶/日至 1770 萬桶/日；此外歐佩克+增產將 導致其閑置產能下降，到今年下半年，有效閑置產能（不包括因制裁而關閉的伊 朗原油）可能會從目前的約 500 萬桶/日降至 300 萬桶/日以下，其中大部分由 沙特和阿聯酋持有。

從 2021 年年初開始，受多重利好因素影響，國際油價開始持續攀升，2022 年 6 月 8 日達到 122 美元/桶后開始有所回落，截至 2022 年 6 月 15 日，WTI 原油價 格約 115 美元/桶，較去年同期大幅上漲 60%。 通過頁巖油氣開采技術的進步，美國頁巖油產量實現大幅增長，并已超過傳統原 油產量。2010 年以來，美國傳統原油產量略有下滑，增產部分完全由頁巖油貢 獻。

截至 2022 年 4 月，美國煉油廠開工率為 93.16%，截至 2022 年 6 月 10 日，美 國煉油廠產能利用率 4 周均值為 93.4%，處于較高水平。從鉆井數量來看，2022 年 5 月，美國頁巖油新鉆井數為 911 口，較上月增加 37 口；庫存井數繼續下行， 顯示不斷有更多新鉆井投入工作。

從出口量來看，21 年下半年開始美國對外油氣供應恢復了上升趨勢，2021 年 12 月，美國原油出口量為 345 萬桶/天，同比增長 2.9%，環比增長 11%；12 月天然氣出口量為 175.86 億立方米，同比增長 12.3%，環比增長 11.5%。2022 年 3 月，美國原油出口量為 332 萬桶/天，同比增長 23.61%；3 月天然氣出口 量為 180.52 億立方米，同比增長 7.07%，油氣對外出口均保持穩定上升趨勢。

我們認為，在現有市場份額不受其他國家沖擊的情況下，出于自身利益考量，歐 佩克和俄羅斯等能源輸出國將以維持中高油價作為目標，不會實現大幅擴產；供 給增長的遲緩，而原油需求隨著經濟復蘇而不斷增長，油價仍將在高位持續一段 時間，對油企資本開支形成支撐。

3.能源安全問題凸顯，國內油氣投資韌性較強

國內原油產量自 2015 年觸頂以來，連續三年產量下滑。2018 年國內原油產量 為 2007 年以來的最低水平；2019-2021 年產量也僅實現小幅反彈。國內原油對 外依存度高，2021 年我國原油對外依存度為 72.1%，已達到高風險的水平。國 內絕大多數原油進口通過波斯灣和馬六甲海峽等地區；一旦某些敏感區域地緣局 勢出現變化，原油進口可能受到影響，嚴重威脅能源安全。

天然氣具有清潔高效的優勢，是全球能源應用的主流方向之一。由于需求高速增 長，產能提升不足，國內的天然氣嚴重依賴進口。2021 年，國內天然氣對外依 存度達到 44.9%。天然氣已成為繼原油之后我國又一個需要大量進口的主要能 源品種，我國從 2016 年開始進口天然氣業務，經過 5 年時間達到年進口量 7893 萬噸，位居全球第一。

2021 年我國天然氣表觀消費量達到 3726 億立方米，超過了國家能源局印發的 《中國天然氣發展報告（2021）》中“預計我國 2021 年天然氣消費量將達到 3650-3700 億立方米”的預測上限。 2021 年 4 月 22 日，國家能源局印發《2021 年能源工作指導意見》中明確提出 2021 年我國天然氣產量達到 2025 億立方米左右的目標，實際產量超過目標值 27.6 億立方米。《2022 年能源工作指導意見》進一步提出 2022 年我國天然氣 產量目標為 2140 億立方米。

在三大油企堅決執行增產計劃的背景下，國內油氣勘探與開發投資韌性較強。三 大油企 2022 年資本開支計劃約為 3577 億元，較 2021 年投資同比增長 7.1%。 2021 年，中石油國內原油產量 753.4 百萬桶，同比增長 1.3%，實現連續 3 年 保持正增長；中石化全年境內原油產量 3515.5 萬噸，實現穩中有升；中海油國 內生產原油 4864 萬噸，同比增長 323 萬噸，油氣凈產量達 573 百萬桶，再創歷 史新高；三大油企增產計劃初見成效，但國內油氣依存度仍處于高位，繼續增產 確保能源安全仍然刻不容緩。

由于開采時間較長，老油田已逐漸進入產量遞減期。為保證國內有效供給，必須 由其他新油田增產、穩產來彌補。隨著近年勘探開發力度的加大，新增探明的油 氣田，為增產提供了保障，也為新增設備和服務打開了市場。其中最重要的新增 產區來自新疆、鄂爾多斯和西南地區。此外，大慶等老油田勘探出頁巖油資源， 為老油田的穩產增產打下了堅實基礎。

4.頁巖油氣開發投資有保障，壓裂設備需求仍然較高

在國內油氣對外依存度不斷上升的背景下，儲量豐富的頁巖油氣資源已成為近年 中石油、中石化的重要增產點。2018年國內頁巖氣探明儲量為31.6萬億立方米， 占全球頁巖氣探明儲量的 14.3%，僅次于美國，居全球第二。 2021 年國內頁巖氣產量超 230 億立方米，同比增長 14.8%，但僅占國內天然氣 總產量 11.2%。2015-2021 年，國內頁巖氣產量實現年均復合增速 31.4%，按 產量增幅排名位居國內能源首位。

隨著勘探力度的增強，我國頁巖氣探明地質儲量與技術可采儲量還在不斷增加。 2018-2020 年，我國頁巖氣新增探明地質儲量 1274/7644/1918 億立方米，其中 2018-2019 年新增技術可采儲量 287/1838 億立方米。

國內頁巖氣開發歷經三個階段：第一階段（2005-2010 年）證實國內存在豐富的 頁巖氣儲量，并嘗試進行工業化開發；第二階段（2011-2018 年）利用水平井、 水力壓裂等技術實現規模化商業開采；第三階段（2019 年至今）進入降本增效 階段，即尋求協同性和集約化頁巖氣開采。 國家高度重視頁巖氣開發的戰略意義，自 2012 年以來持續推出四輪補貼減稅政 策，助推西南頁巖氣產量快速增長。國家能源局發布的《頁巖氣發展規劃 （2016-2020 年）》指出，力爭 2020 年實現頁巖氣產量 300 億立方米，2030 年實現頁巖氣產量 800-1000 億立方米。從 2018 年 108 億立方米產量到 2020 年的 300 億立方米產量目標，頁巖氣的開發已經步入跨越式發展階段。

壓裂是提高油井產量的重要手段，隨著國內頁巖油氣開發的推進，壓裂設備景氣 度有望提升。壓裂技術主要運用在兩方面：①在鉆完井階段，通過壓裂提升頁巖 氣的初始產量；②在油氣井使用過程中，容易落入一些外來污染物堵塞油氣流動 通道，降低油氣井的產量，通過壓裂可以使油氣井重新恢復產能。

進口壓裂設備水土不服，國內競爭格局良好。國內西南部地形以山地和丘陵為主， 埋深超過 3500 米的頁巖占比 65%。BJ、雙 S 等公司提供的壓裂設備主要根據 美國平原地形設計，施工壓力較低，難以適應國內頁巖氣開發需求，已經逐步退 出中國市場。 國內壓裂設備行業呈現寡頭競爭的局面。寶石機械（中石油）、四機廠（中石化）、 杰瑞股份、宏華集團和三一集團等企業是國內主要的壓裂設備供應商。目前壓裂 設備行業處于發展期，產品不依靠低價競爭，盈利能力相對較強。

電驅壓裂設備優勢顯著，有望逐漸替代油驅壓裂車。電驅化節約的成本來自多個 方面： 設備初始投資成本下降。柴驅機組和電驅機組設備的初始投資成本分別為 3.16/2.11 億元，使用電驅機組設備可以節省 33%。后續運行費用的下降。在消耗件、動力、運輸等后續運行費用方面，柴驅 機組需要 7708.8 萬元，而電驅機組僅需要 6474 萬元，又可節省 16%的費 用。噪音降低后工作時長增加、設備利用率提高帶來的成本下降。柴驅機組工 作時噪聲達到 110 分貝，電驅機組噪聲比柴驅機組降低至少 20%，更低的 噪聲意味著更多的工作時長，設備利用率提高可以進一步降低使用成本。

操作人員的減少帶來人力成本的下降。以航天宏華 6000 型電驅機組為例， 額定輸出水馬力是 2500 型柴油壓裂車的 2 倍。按頁巖氣現場壓裂需配備 5 萬水馬力機組的要求，以 8 臺 6000 型電動泵和 20 臺 2500 型柴油壓裂車 相比，井場面積可減少 42%，電驅機組配備的作業人員數量比柴驅機組減 少 30%。電驅設備更加環保。按每段泵送 2000 立方米液，單方液需耗油 5.5 升計算， 柴驅機組總共排放煙氣量 403 萬立方米，二氧化硫 1600 千克，煙塵 286 千克，氮氧化物 1023 千克；而電驅機組可以在施工現場實現污染零排放， 更加符合環保要求。若未來需要開征碳稅，電驅設備又可節省一筆費用。

電驅壓裂設備相比傳統油驅壓裂設備，在產品價格、燃料成本、人力成本、環保 等方面均有明顯優勢。在碳減排的大背景下，油氣開發商有很強的動力切換至使 用電驅壓裂設備。我們認為，壓裂設備電驅化是大勢所趨；在電驅產品上形成優 勢的廠商，有望在未來的壓裂市場獲取更高的份額。

5.天然氣需求持續增長，LNG產業鏈成長潛力巨大

根據海關總署公布的統計數據，2021 年，我國 LNG 進口量為 7130 萬噸，同比 增長6.2%，占天然氣總進口量62.7%，LPG進口量為 4243萬噸，占比為37.3%。LNG 進口量快速提升，近十年 CAGR 達到 19.3%。2011-2021 年，LNG 進口量 由 1222 萬噸提升至 7130 萬噸，CAGR 達到 19.3%，增長迅猛。

LNG 船運輸需要先在產地將天然氣進行液化處理，然后通過 LNG 船運送至目的 地的接收站。因此，進口大批量的 LNG 天然氣需在沿海地區建有足夠接收能力 的接收站。目前我國沿海 LNG 接收站布局不斷完善，“十三五”時期新增 LNG 接收能力 4920 萬噸/年。2020 年，我國在深圳、珠海、如東等多個地區共有 22 個接收站，年處理能力已達到 7742 萬噸。 從國外發展經驗來看，未來我國 LNG 接收站將繼續擴建，朝著大型化的方向發 展。截至 2020 年末，我國單個接收站的平均接收能力約 350 萬噸/年，單個接 收站的接收能力還較低。相比之下，日本、新加坡、歐洲等 LNG 產業起步較早 的發達國家的LNG接收站的平均接收能力處于較高的水平，在600萬噸/年左右。 根據中國石化經濟技術研究院預測，2020-2030 年間，我國進口 LNG 年均增速 保持在 10%左右。

因 LNG 接收站是接收進口 LNG 的必要基礎設施，中國石化 經濟技術研究院預計，未來十年我國 LNG 接收站建設仍將持續增長，至 2025 年我國在運行的 LNG 接收站的年接收能力將達 1.41 億噸；2025 年以后，國內 LNG 接收站的建設熱度將下降，至 2030 年，國內 LNG 接收站的年接收能力將 維持在 1.48 億噸左右。 2021 年 5 月，國家能源局綜合司印發《天然氣管網和 LNG 接收站公平開放專項 監管工作方案》，對天然氣管網、LNG 接收站與主干管道間、地下儲氣庫與主 干管道間等基礎設施互聯互通情況納入監管內容。當前 LNG 接收站上市公司業 務規劃中，中國石化在 LNG 接收站業務方面將重點推進天津 LNG 二期、山東 LNG 二期等項目建設，中國石油將有序推進唐山、江蘇 LNG 碼頭等重點儲運設 施建設。隨著在建 LNG 接收站項目的逐步投產，國內 LNG 接收能力將進一步增 加。

LNG 下游的消費結構主要有居民用氣、運輸用氣和工業用氣。2019 年，工業/ 運輸/居民消費 LNG 比重分別為 50.6%/30.8%/18.6%。根據弗若斯特沙利文預 測，到 2025 年工業/運輸/居民消費 LNG 比重有望分別達到 39%/45%/16%， 運輸消費 LNG 或成為增長最快的領域。

LNG 重卡是運輸用 LNG 消費量增長的重要推力之一，目前滲透率尚低。2020 年 LNG 重卡天然氣消費量為 260 億立方米，在當年車用 LNG 300 億立方米消費 量中的占比達 86.7%，是運輸用 LNG 消費量增長的重要推力之一。2011-2020 年，LNG 重卡銷量由 0.85 萬輛增長至 14.70 萬輛，CAGR 為 37.3%；其中 2020 年仍保持 26.7%的增速，增長十分迅猛。但截至 2020 年 LNG 重卡滲透率仍不 足 10%，隨著機動車國六升級的推進，LNG 重卡滲透率有望進一步提升。 根據中國汽車工程學會特聘專家李永昌預測，2025 年 LNG 重卡銷量有望達到 20-22 萬輛，保有量有望達到 130-150 萬輛，LNG 重卡的天然氣消費量將達到 600 億-700 億立方米。

LNG 加氣站數量快速增長，為 LNG 重卡的推廣提供保障。2010-2020 年，LNG 加氣站數量由 100 個增長至 4800 個，CAGR 達到 47.3%，迅速增加的 LNG 加 氣站為 LNG 重卡的應用推廣提供了重要保障。（報告來源：未來智庫）

此外，LNG 動力船的應用也迎來多方政策利好：①2017 年國家發改委等 13 個 部委聯合發布的《加快推進天然氣利用的意見》提出，船舶領域重點發展內河、 沿海以天然氣為燃料的運輸和作業船舶，并配備相應的后處理系統；②2019 年 6 月，長江航務管理局發布《關于 LNG 動力船試運行通過三峽船閘相關事項的 通告》，宣布自 2019 年 6 月 1 日起，LNG 動力船可優先通過三峽船閘，釋放 LNG 船舶在中國內河發展的利好信號；③國際海事組織(IMO)自 2020 年 1 月 1 日起正式在全球范圍內實施“最嚴限硫令”，加快淘汰高耗能、高污染老舊船舶， 推進綠色清潔能源船型應用發展。

編輯：123木頭人