基础化工行业专题报告：从油价中枢看油气央企投资价值

（报告出品方/作者：广发证券，邓先河、吴鑫然）

一、油价展望：低库存、弱供给、稳需求，美国页岩油 成本抬升，全球油价有支撑

原油是重要的大宗商品类战略资源，其价格变化是全球经济的“晴雨表”。自2020年 受疫情影响原油价格大幅下跌以来，国际油价一路攀升，并于2022年6月油价触顶， 布伦特以及WTI原油结算价均突破120美元/桶；此后受欧美加息、全球经济衰退预期 等多方面因素影响，油价开始回调。据Wind数据，截止至2023.06.23，布伦特原油 结算价为73.34美元/桶，WTI结算价为69.16美元/桶，相较2022年6月价格高点分别 下滑42.0%和43.4%，分别处于2014年以来48%、66%分位。

原油的本质是一种商品，供给-需求-库存关系变化是其价格变化的根本原因。我们认 为，库存端，全球石油库存降至低位，美国逐步启动战略石油储备补库。供给端，财 政平衡油价限制、俄罗斯受欧洲制裁下，OPEC+核心国减产意愿强烈；新增供给方 面，OPEC闲置产能下降较多、美国以外石油钻机数大幅下降、上游资本开支长周期 下行导致未来长期供给弹性大幅下降；需求端，中国、印度石油产品需求恢复至近 五年峰值，欧洲需求复苏较好，美国新一轮补库周期有望拉动原油需求，未来较长 时间内全球原油供需仍继续维持紧平衡。此外，受供应链短缺、工人费用高涨等因 素影响，美国页岩油开采成本上行，有望对油价形成进一步支撑。

（一）库存端：全球石油库存降至相对低位

全球石油库存降至低位。商品价格波动源于供需关系变化，供需相对强弱的结果是 库存变动。2020年上半年，全球原油库存受疫情冲击影响而大幅攀升至历史高位。 2020年下半年以来，在OPEC+等主要产油国合力减产的推动下，全球原油进入主动 去库存，美国、OECD商业原油库存均已降至五年均值以下。根据IEA和EIA数据， 截止至2023年22周，美国商业原油库存已降至4.59亿桶，OECD商业原油库存已降 至28.42亿桶，均已经降至近五年同期平均水平以下。

（二）供给端：OPEC+持续减产，上游资本开支长周期下行供给弹性弱

全球原油供给主要集中于OPEC、美国、俄罗斯。一方面，原油作为典型资源型行业， 供给结构相对稳定，主要集中于油气资源丰富地区；另一方面，自2010年以来，受 益于美国页岩油开采技术的成熟以及开采禁令的部分解除，美国原油产量占比快速 上涨。根据EIA统计数据，截止至2022年，全球原油产量80.91百万桶/日，其中OPEC、 美国、俄罗斯三地区2022年产量分别为34.17、20.21、13.81百万桶/年，合计产量达 到68.18百万桶/日，占比由2004年63%提升至68%。

OPEC：核心国持续加大减产力度。出于对高油价的诉求，自22H1以来，OPEC保 持减产意愿，并于2022年10月第 34 届部长级会议宣布协议减产计划。2023年4月， 在协议减产计划基础上，沙特与其他部分OPEC+产油国再次推进新的自愿减产计划： 从5月开始，沙特自愿减产50万桶/日；伊拉克自愿减产21.1万桶/日；阿联酋自愿减 产14.4万桶/日；科威特自愿减产12.8万桶/日；哈萨克斯坦自愿减产7.8万桶/日；阿 尔及利亚自愿减产4.8万桶/日；阿曼自愿减产4万桶/日，并延续到2023年底。2023年 6月4日，在第 35届部长级会议中，欧佩克与非欧佩克产油国（OPEC+）宣布将已 达成的减产协议延续到2024年年底。根据OPEC数据，截止2023年5月，OPEC国家 原油产量2807万桶/日，同比2022年减产79万桶/日，23年4月减产46.4万桶/日。

OPEC国家能接受的财政平衡油价或在70美元/桶上方。财政盈亏平衡油价是石油出 口国在特定年份平衡预算所需的平均油价，是评价国家财政对石油脆弱性的重要指 标，盈亏平衡价格越高，国家财政石油依赖性越强。如果盈亏平衡价格高于市场价 格，则无法平衡预算。OPEC国家作为当前全球原油主要出口国，国家财政石油依赖 性强。根据IMF数据，2022年OPEC国家财政平衡油价主要介于0-80美元/桶。其中， OPEC国家阿尔及利亚、伊朗、伊拉克、科威特、利比亚、沙特阿拉伯、阿联酋平衡 油价分别为85.7、278.3、66.3、66.3、85.1、85.8、55.1美元/桶。同时，据IMF预 计，2024年上述各国平衡油价分别为111.9（+26.3（较22年，下同））、375.4（+91.7）、 76.4（+10.1)、66.3(+0)、62.2(-22.9)、75.1(-10.7)、54.8(-0.3)美元/桶，整体呈现上 涨趋势，有望对油价形成支撑。

俄罗斯：预计2024年进一步减产至932.8万桶/日。2020年，主要是新冠疫情引发全 球原油需求量暴跌以及欧佩克+减产协议的叠加影响，俄罗斯原油产量降至历史低点， 随后产量逐步恢复；2022年1月底，俄罗斯与乌克兰爆发冲突。2022年5月底，欧盟 决定年底前禁止90%的俄罗斯原油进口，该冲突局势和欧美国家对俄罗斯大规模的 经济制裁导致俄罗斯原油产量再次下行。2022年12月，G7、欧盟及澳大利亚将俄罗 斯产海运原油的价格上限暂定为60美元/桶。欧洲制裁下，俄罗斯原本流向欧盟及英 美日韩等西方国家的贸易快速转向印度、中国、土耳其等国家。截止至2023年2月， 俄罗斯原油1047.71万桶/日，与2020年4月产量高点相比下降40.47万桶/日。根据新 华网资料，2023年2年，俄罗斯宣布减产宣布从3月起将日均原油产量削减50万桶； 2023年6月，俄罗斯副总理诺瓦克宣布将50万桶/日减产措施长至2024年底，并预计 到2024年，俄原油产量有望削减至932.8万桶/日。相较2023年2月，俄罗斯原油产量 下降空间为114.9万桶/日。

美国：产量已恢复至历史高点的94.7%。截止至2023年6月9日，美国原油产量为1240 万桶/日，相较于疫情前高点1310万桶/日，已恢复至94.7%水平。同时，根据EIA预 测数据，2023年美国原油日均产量为1253万桶/日，同比2022年仅增产64.3万桶/日， 2024年日均产量为1269万桶/日，同比2023年仅增产16万桶/日，较疫情前原油产量 高点仍有较大差距。

未完井、活跃石油钻机数下降，未来新增产量有限。按照EIA预测，2023年6月美国 七大核心页岩油产区产量合计约为933万桶/日，仍低于疫情前的927万桶/日。2022 年自疫情好转以来，美国页岩油开采钻井数量逼近完井数量，资本开支紧张情况减 缓，页岩油厂商将更多的资金投入到钻井活动中提高产量。2020年8月七大核心产区 未完井数量8717座，2022以来呈现先下降后上升的情况，于2022年4月降至2014年 以来的最低水平4223座后缓慢回升。伴随着2023年油价的下跌，美国活跃钻机数也 出现下降趋势。截止至2023年第22周，美国活跃石油钻机数减少至555座，与2019 年同期的797座差距拉大，按照当前下降速度，预计到2023年年底钻机数将降至2021 年水平。

美国以外石油钻机数下降。根据Baker Hughes的美国以外石油钻机统计统计，美全 球国以外活跃石油钻机数在2020年开始开始大幅下降。2020年年初，美国以外活跃 石油钻机数1334座，2021年4月受疫情影响下跌至753座。截止至2023年4月，美国 以外活跃钻机数逐步恢复至1056座，但低于2018年、2019年4月同期水平。

OPEC闲置产能下降较多。OPEC闲置产能往往是在供给不足时压制原油价格的缓冲 垫。从当前数据看，名义闲置产能有较大程度下降，EIA数据显示的OPEC总闲置产 能下降至316万桶/日左右，处于历史低位。

全球油气上游资本开支弹性弱。自2016年起，全球油气上游投资开始大幅下降。2021 年上游资本开支为3800亿美元，同比增长10%。以全球66家油气企业资本支出口径 数据测算，2022年全球主流油气企业资本支撑同比2021年上涨22%，同比2013年下 降39.7%。同时，根据IEA报告预测数据，2022年全球石油和天然气投资较2021年将 增加380亿美元，但仍比疫情前水平低约20%。未来随着能源转型战略的推进，许多 勘探和生产公司将部分投资预算转向于低碳能源的生产，决定了全球油气上游资本 开支弹性长期走弱。

（三）需求端：美国需求向好，亚太需求恢复，全球需求稳定增长

全球原油需求主要集中于美国、欧洲、中国。根据EIA数据，截止至2022年，全球原 油消费为99.42百万桶/日，美国、中国、欧洲全球原油消费分别为20.40、15.95、14.25 百万桶/日，占比分别为20%、16%和14%，合计占比达到50%，是全球原油需求主 要集中区域。

美国：石油产品需求恢复至历史5年均值（2018-2022年）以上。截止至2023年第19 周数据，美国炼厂炼油量已经恢复至1659.4万桶/日，接近疫情前同期水平。美国石 油产品（成品汽油、燃料油、馏分油等）需求为1955.8万桶/日，已恢复至5年均值水 平以上，石油产品需求整体恢复情况同样较好。

美国新一轮补库周期有望拉动原油需求。自2021年下半年开始，美国多次释放战略 原油，目前原油战略储备已经降至4亿桶以下。根据EIA数据，截止至2023年2月，美 国原油储备为3.7亿桶，较2010年至2020年均值7亿桶，下降3.3亿桶。自2022年以 来，美国多重计划将战略石油储备补充到俄乌冲突、拜登宣布大规模释放储备前的 水平。据美国能源部公告， 2023年5月，美国能源部向应急政府储备交付300万桶含 硫原油，并于2023年6月达成交易。

欧洲：原油需求恢复至近五年高位。欧洲原油消费具备明显季节性特征，消费旺季 主要集中于H2。自疫情恢复以来，欧洲原油消费逐步回暖，根据EIA统计数据，截止 至2023.05，欧洲原油5月需求已达到0.76百万桶/日，达到近五年5月需求高位水准。

中国、印度：原油需求已经恢复至近五年峰值。根据Wind资讯数据，我国石油产品 表观需求已经大幅超过疫情前水平，2023年5月石油产品表观需求为6200万吨，达 到近五年需求峰值；印度炼厂炼油量2023年3月印度炼厂炼油量为2300万吨，恢复 至近五年需求峰值。短期来看，伴随中国、印度经济恢复，有望进一步拉动全球原油 消费需求。

（四）成本端：美国页岩油开采成本上行有望进一步支撑油价

根据上文内容，自2010年以来，受益于美国页岩油开采技术的成熟以及开采禁令的 部分解除，美国页岩油产量快速提升，拉动美国原油全球占比快速上涨，同时也成 为全球最大的油气增产来源。一方面，页岩油成本低、全球油价上涨下，开工率大 幅增长，可进一步抑制油价上涨；另一方面，页岩油低开采成本在油价下行期间也 可对油价形成成本支撑。短期来看，自2022以来，全球油价大幅上涨背景下，美国 原油钻探供应链短缺、工人费用高涨等多方面因素导致美国页岩油新井收支平衡平 均油价迎来上涨。以美国页岩油三大核心厂区之一二叠纪盆地为例，2016-2021年间，页岩油新井收支平衡平均油价维持50美元/桶水平。自2022年初，美国页岩油新井收 支平衡平均油价开始上行。截止至2023.06，新井收支平衡平均油价涨至61美元/桶， 有望对全球油价形成支撑。

综上分析，库存端，全球石油库存降至低位，美国逐步启动战略石油储备补库。供 给端，短期来看，财政平衡油价限制、俄罗斯受欧洲制裁下，OPEC+核心国减产意 愿强烈，EIA预测2023全球原油产量达101.2百万桶/日；长期来看，OPEC闲置产能 下降较多、美国以外石油钻机数大幅下降、上游资本开支长周期下行导致未来长期 供给弹性大幅下降；需求端，中国、印度石油产品需求恢复至近五年峰值，欧洲需 求复苏较好，美国新一轮补库周期有望拉动原油需求，EIA预测2023全球原油产量 达101.02百万桶/日，同比2022年新增1.59百万桶/日，增长1.60%,IEA预计2028年， 同比2022年增长6%。供需错配下，未来较长时间内全球原油供需仍继续维持紧平衡。 此外，美国页岩油开采成本上行支撑下，全球油价有望进一步得到支撑。

二、中国原油对外依存度高，能源安全推动国内油气企 业增储上产

（一）全球：原油分布地缘不均，亚太地区储量低、消费高

全球原油资源呈现出分布高度不均，区域特征突出的特点。其中，北美、欧洲、中 东是核心供应地区。我们分别从储量、产量及产储比视角来分析： 储量分布方面：截止至2022年底，全球已探明的原油储量为2406.9亿吨。从区域分 布来看，全球原油资源分布高度不均。其中，中东地区原油储量全球最多为1191.2 亿吨，占比49%，美洲原油储量为810.3亿吨，占比34%，中东和美洲地区原油储量 占全球石油储量的83%。其他地区的原油储量只占全球的17%。从国家来看， 2022 年，委内瑞拉、沙特阿拉伯、伊朗、加拿大、伊拉克前五名合计原油储量，占比分别 为17%、15%、 12%， 9%以及 8%，储量前十名的国家合计储量为2065.9亿吨， 占全球石油储量的86%。

产量分布方面：储量越高，产量一般也越高，中东、美洲和东欧及原苏联同样是三大 原油产区。其中，美洲地区2022年原油产量为15.68亿吨，同比增长5.7%，占全球原油产量的34%；中东地区原油产量为14.9亿吨，同比增长7.9%，占全球原油产量的 32%；东欧及原苏联原油产量为7.01亿吨，同比增长0.2%，占全球原油产量的15%。 从地区分布类看，全球前五大原油供应国分别为美国、沙特阿拉伯、俄罗斯、加拿大 和伊拉克，2022年原油产量分别为8.95、5.91、5.48、2.8、2.2亿吨，同比增长7.4%、 9.2%、0.7%、2.4%、5.7%，分别占全球原油产量的19%、13%、12%、6%、5%。

储采比方面：原油储采比是指年末未证实储量和当年净产量的比值，可反映出油气 产量的保证程度，指标越高，表明未来石油发展潜力越大。根据中国石油新闻中心 数据，2022年全球原油储采比为52.1。分地区看，中东地区原油储采比为80.8，亚 太地区原油储采比为17.6。分国家来看，2022年委内瑞拉的原油储采比为1162.8， 远高于其他国家。OPEC国家中，伊朗、科威特、伊拉克、阿联酋、沙特阿拉伯的原 油储采比分别为159.3、92.7、90.3、80、62，位于全球领先地位。

不同于储量区域分布特征，亚太地区、北美洲和欧洲是全球三大原油消费地区，且 亚太地区的原油消费量逐年提高。其中，北美和欧洲地区的原油消费量比较稳定， 而亚太地区消费量逐年提高，尤其是印度工业化程度较低，在工业和交通领域的原 油消费量将会不断加大，因此未来印度可能贡献亚太地区主要的原油消费增长。

供给、需求分布地区差异主导全球贸易流向。从原油进口来看，中国、欧洲、印度、 美国、日本是全球五大原油进口国（地区），2021年原油净进口量分别为5.24、4.32、 2.14、1.67、1.22亿吨。从原油出口量来看，2021年全球原油出口总量为20.59亿吨， 其中沙特阿拉伯、俄罗斯、西非、伊拉克、加拿大是全球五大原油出口国，净出口量 分别为3.23、2.64、1.87、176、173亿吨。

（二）中国：对外依存度高，能源安全推动油企增储上产

低储备、高需求下，国内原油进口对外依存度超70%。根据上文内容，低储备、高 需求导致中国成为全球第一大原油进口国。截止2022年，中国原油产量为2.05亿吨， 同比增加2.86%，原油表观消费量为7.11亿吨，同比增加0.2%；原油进口量为5.08亿 吨，同比下降0.9%，进口对外依存度为71.5%。

天然气进口依存度维持在40%。2011-2021年我国天然气进口量不断提高，CAGR为 18.3%，2018-2021年平均进口依存度为44%。2022年我国天然气进口量首次下降， 进口依存度下降至42%，我国天然气增储上产效果明显。截止2022年，中国天然气 产量为2178亿立方米，同比增加6.1%，天然气表观消费量为3638亿立方米，同比下 降2.72%；天然气进口量为1519亿立方米，同比下降9.98%，进口对外依存度为41.8%。

能源安全推动国内油企增储上产。出于保证国家能源安全、加快能源储备目的，国 家积极鼓励国内油气企业加大勘探开发力度。2019 年，我国能源局组织召开大力提 升油气勘探开发力度工作推进会，要求油气企业落实增储上产的主体责任，完成 2019-2025 的七年行动方案。2020 年，国务院新闻办公室《新时代的中国能源发展》 提出“提升油气勘探开发力度，促进增储上产，提高油气自给能力”；2021 年，国家 能源局《2021 年能源工作指导意见》提出“推动油气增储上产，确保勘探开发投资 力度不减，强化重点盆地和海域油气基础地质调查和勘探”。“十四五”期间，我国现 代能源体系建设的主要目标是，到 2025 年国内原油年产量回升并稳定在 2 亿吨水 平，稳中有升。

政策支撑下，各油气企业持续加大油气勘探开发力度，推动原油储量回升。自 2020 年以来，我国原油已探明储量明显提升。截止至 2022 年，我国原油已探明储量为 263.7 亿桶，保持连续三年高增长。从国内油气央企视角来看，资本支出方面，2016 年以来，油气央企加大资本支出。2022 年，中国石油资本支出最高为 509 亿元，中 国海油资本支出为 241 亿元；储量方面，自 2017 年以来，油气央企油气已探明储 量整体不断回升。其中，自 2020 以来，中国石油油气储量当量重回增长趋势。根据 各公司财报数据，截止 2022 年，中国石油油气当量已探明储量为 186.16 亿桶，中 国海油油气当量已探明储量为 58.60 亿桶。

三、对标海外，油气央企估值修复空间仍足

根据各公司业务布局侧重点不同，全球石油企业可划分为一体化的石油公司和业内 领先的勘探和生产（E&P）公司。相比一体化公司，E&P公司更聚焦上游油气勘探开 发，集中优势力量攻克油气上游业务关键技术。国内方面，中国石油、中国海油等油 气央企掌握国内油气生产。其中，中国石油是全球一体化石油公司，业务包含原油 和天然气的勘探、开发以及石油化工产品的生产和销售，而中国海油业务主要为海 上油气勘探、开采和销售，属于领先的勘探和生产（E&P）公司。海外一体化的石油 公司主要有埃克森美孚、皇家壳牌、雪佛龙、英国石油、道达尔等；业内领先的 E&P 公司主要有康菲、西方石油等。我们选取国内油气央企与海外油气公司作了对比， 对标维度涉及油气资产评价指标（储量/产量规模、储量/产量增速、储量替代率、储 量寿命、桶油开采成本等）、估值指标（PB、PE、单位储量市值、单位产量市值、 分红率、股息率等）。综合来看，国内油气央企油气资产储量增速快，桶油成本低、 储量替代率高，对应单位储量市值低，估值修复空间仍足。

（一）资产对比：油气央企具备低桶油成本、高储量替代率

油气央企积极增储上产显成效，近3年储量/产量平均增速位于行业前列。从储量数 据来看， 2022年，中国石油油气储量当量为18661百万桶，对比海外巨头，位于行 业领先位置，中国海油油气储量当量为4960百万桶。从储量增速来看，2019年-2022 年三桶油储量平均增速优于海外油气企业。其中，中国石油CAGR为-2.2%，中国海 油CAGR为6.4%。从产量数据来看，2022年，中国石油油气产量当量为1685百万桶 油，中国海油油气产量当量为624百万桶，2019年-2022年中国石油、中国海油的油 气产量当量平均增速分别为CAGR为2.6%和7.2%，位于行业前列。

中国海油成本大幅领先，油气龙头成本仍有下降空间。2022年中国石油、中国海油 桶油作业成本分别为每桶12.4/7.7美元。其中，得益于长期降本增效战略，中国海油 成本优势明显。

油气央企龙头可持续发展能力强，储量寿命与储采比高于外企平均水平。储量替代 率是指当年新增探明储量与当年净产量的比值，反映公司储量接替能力，储采比指 年底剩余探明储量与当年净产量的比值，是指按当前生产水平尚可开采的年数，可 反映公司或油田的开发潜力。2022年中国石油、中国海油的储量寿命分别为11.07年 /10.0年，储量替代率分别为107%/182%，均在100%的可持续发展线以上，且高于 海外油气企业平均水平。

（二）估值对比：单位储量市值低，油气央企估值修复空间仍足

国内油气央企单位储量/产量市值低。中国石油与中国海油的油气开采业务占比高， 使用单位市值储量/产量指标具备代表性。单位储量市值方面，以2023年6月26日收 盘价计，中国石油、中国海油单位储量市值分别为70.4、101.6元/桶，海外企业单位 储量市值均在100-200元/桶区间，明显高于国内油气央企；单位产量市值方面，中国 石油、中国海油单位产量市值分别为779.1、811.3元/桶，与埃克森美孚（2179.1元 /桶）、雪佛龙（1880.3元/桶）等海外油气企业相比，油气央企单位产量市值低。

国内油气央企 PB 估值低。2022 年，中国海油 A 股/H 股 PB 分别为 1.21 倍/0.71 倍，中国石油 A 股/H 股 PB 分别为 0.66 倍/0.43 倍，海外油气企业 PB 均处于 1.5- 4.0 的区间内。以 2023 年 6 月 26 日收盘价计，中国海油 A 股/H 股 PB 分别为 1.35 倍/0.73 倍，中国石油 A 股/H 股 PB 分别为 0.97 倍/0.62 倍，明显低于同期沙特阿 美（3.87 倍）、康菲石油（2.57 倍）、西方石油（2.50 倍）等海外油气企业。

国内油气央企PE估值低。以2023年6月26日收盘价计，中国石油、中国海油A股PE 分别为8.9/6.1倍，H股PE为5.7/3.3倍。与沙特阿美、雪佛龙、康菲石油相比，中国 石油、中国海油PE估值低。

对比海外油气企业分红率与股息率，油气央企更注重回报投资者。从分红率来看， 油气央企分红底气充足，分红率均为海外油气企业一倍以上。根据公司财报数据， 2022年，中国石油、中国海油年度分红率分别为37%和54%。从股息率来看，中国 石油、中国海油的股息率明显高于海外油气企业。2022年，中国石油、中国海油的 A股/H股股息率为8.5%/13.3%、8.5%/14.5%。以2023年6月26日收盘价计算，中国 石油、中国海油的A股/H股股息率为4.0%/8.8%、9.1%/13.1%。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】。「链接」