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大炼化:2018年石化板块的历史性重大机会!

时间:2017-12-13 15:08:24  作者:admin  来源:石化  浏览:175  评论:0
内容摘要:  年的主旋律:OPEC减产与美国增产的较量。2017年OPEC减产120万桶/日,NON-OPEC减产60万桶/日,减产执行率接近100%。而OPEC减产豁免国增产,利比亚、尼日利亚、伊朗分别增产40万桶/日、10万桶/日和10万桶/日。另外,自2016年产量低点以来,美国已增产120万桶/日。因...

  年的主旋律:OPEC减产与美国增产的较量。2017年OPEC减产120万桶/日,NON-OPEC减产60万桶/日,减产执行率接近100%。而OPEC减产豁免国增产,利比亚、尼日利亚、伊朗分别增产40万桶/日、10万桶/日和10万桶/日。另外,自2016年产量低点以来,美国已增产120万桶/日。因此,利比亚、尼日利亚、伊朗、美国合计共增产180万桶/日,恰好对冲了OPEC和NON-OPEC的全部减产量。2017年油价中枢相比2016年的抬升主要基于需求端的自然增长。

  油价已进入新常态。在2018年OPEC维持减产和不出现突发性原油供应中断等其他地缘事件的前提下,综合考虑全球原油边际供给和需求及其当前的油价,我们认为如果美国原油WTI价格中枢继续保持55美金/桶一个季度的线年美国将继续增产百万桶/日左右,同时需求端平稳增长百万桶/日左右,因此全球原油供求基本接衡,难以有效去库存。因此,我们判断,2018年WTI中枢油价主要运行区间为45-60美金/桶,随着2019年原油市场进入新平衡,2019-2020年油价运行区间就目前来看,假设没有其他突发性变量,与此同时OPEC维持减产的情况下,有望抬升至60-70美金/桶。

  紧抓炼化一体化投资机会。假设100%满负荷生产,在恶劣成品油销售下,如果采用稳定Brent油价假设,即【稳在40美金/桶】【稳在55美金/桶】【稳在65美金/桶】【稳在80美金/桶】4种情形进行盈利测算,我们得出浙江石化炼化一体化项目净利润区间为:102- 160亿,恒力大连炼化一体化项目项目净利润区间为:53- 116亿,恒逸文莱炼化一体化项目盈利区间为24- 43亿。

  行业评级与投资策略:在油价处于40-80美金/桶的新常态下,我们看好中国7大石化及海外一带一沿线的炼化一体化行业的投资机会。随着2018-2019年炼化一体化项目的建成投产,4大民营石化巨头将打通“原油-PX-PTA-PET-涤纶长丝-化纤织造”全产业链,实现【从无到有】的业绩腾飞。我们对2018年石油加工行业维持“看好”评级。

  相关上市公司:恒逸石化000703股吧)、恒力股份、桐昆股份601233股吧)、荣盛石化002493股吧)。

  风险因素:地缘与厄尔尼诺等因素对油价有较大干扰,项目进展放缓造成业绩延后的风险,相关项目未能装入上市公司的风险。

  图 10 WTI原油期货升贴水曲线年Brent近月端和中枢油价(美金/桶)

  图 12 Brent原油期货升贴水曲线年NYMEX-WTI投机资金多头净头寸(百万桶)

  图 21 美国Permian地区原油钻机数和WTI油价关系(台,美元/桶)

  图 27 2016年10月至2017年10月利比亚、尼日利亚、美国、OPEC和NON-OPEC的产量变化图(百万桶/日)

  图 28 2016年10月至2017年10月利比亚、尼日利亚、沙特俄罗斯和美国的产量变化(百万桶/日)

  图 29 2016年10月至2017年10月利比亚、尼日利亚、沙特、俄罗斯和美国的出口量变化(百万桶/日)

  图 38 IEA,EIA,OPEC预测的全球原油需求同比增量(百万桶/日)

  供给端:2017年OPEC和NON-OPEC的减产落实,但是在尼日利亚、利比亚和美国页岩油增产的影响下,OPEC和NON-OPEC的减产量已被这三国的增产量大部分抵消。我们判断,如果WTI的中枢价格能够继续维持在55美金/桶一个季度的线年美国页岩油增产能力将达到百万桶/日量级,即从2017.exit的960+万桶/日将增加至1060+万桶/日附近,这主要是因为,自2017年9月以来,地缘事件多发再加上OPEC减产预期强烈,近月端油价大涨,WTI中枢一度出现了55美金/桶的极佳套期保值,大量油气厂商通过套期保值来锁定未来现金流,从而得以增加资本开支、提高油气区块的产量。需求端:2017年全球原油需求相比2016年增加了100-150万桶/日,增长平缓。我们判断,2018年全球原油需求增量仍将保持100-150万桶/日的水平,很难出现需求增量的突然跳升。

  油价及投资机会判断:中期来看,在不出现突发性原油供应中断等其他地缘事件的前提下,2018年WTI中枢油价主要运行区间为45-60美金/桶,随着2019年原油市场进入新平衡,2019-2020年油价运行区间就目前来看,假设没有其他突发性变量,与此同时OPEC维持减产的情况下,有望抬升至60-70美金/桶。在这个价格区间下,我们看好中国7大石化及海外一带一沿线的炼化一体化行业【从无到有】的投资机会,相关上市公司:荣盛石化、桐昆股份、恒力股份、恒逸石化。

  原油需求刚性极强,以往OPEC通过对原油产量的,成为原油定价的决定因素。然而当OPEC在2014年底决定放弃对原油产量的垄断,原油的定价机制经历了从OPEC产量调节定价转向边际供应定价,而美国页岩油由于其短周期快速调节产量的特性,我们认为美国实际上成为了原油的边际供应国。原油供过于求直接导致了从2014年年中开始的两次油价腰斩式暴跌,第一次原油价格从100-120美元/桶跌到50-60美元/桶,第二次从50-60美元/桶跌到26-30+美元/桶。

  从2012年到2014年末,不到三年时间,美国页岩油祭出200+万桶/日的产量增量,而同期的OPEC原油产量下降了约100万桶/日,美国页岩油产量增量摧毁了全球原油供求平衡,导致原油价格第一次腰斩。不过,油价第二次腰斩的驱动因素同第一次腰斩相比已完全不同:2015年6月至2016年1月,主导第一次油价腰斩的美国原油产量开始出现衰减,但是OPEC三巨头沙特,伊朗和伊拉克以及NON-OPEC产油巨头俄罗斯在半年左右时间内增产约70万桶/日,使得市场再次出现约50万桶/日级别的原油供应净增量,由此导致了原油价格的第二次腰斩。

  我们在2016年11月11日发布的每周油记《每周油记:50美金油价成死结》、2017年6月23日发布的2017年中期策略报告《7000亿美金债务到期,石油化工洗牌盛宴》等多篇报告中反复强调:WTI油价中枢在不出现突发性地缘事件的情况下,在2017-2018年大概率处于45-55美金/桶,而2017年1-11月WTI油价中枢稳稳地处于45-55美金/桶的区间内,完全符合我们的判断。

  但自2017年9月以来,受OPEC减产执行率高、伊拉克库尔德事件、美国将对伊朗实施新的经济制裁等因素的影响,国际油价大幅上涨,Brent近月端价格突破60美金/桶大关,WTI近月端价格突破55美金/桶大关。我们需要强调的是,Brent领涨,WTI跟涨,两者的价差已从2016-2017年上半年的平均水平2美金/桶扩大至5美元/桶,这是因为OPEC减产以及中东地缘事件直接导致了以Brent为定价基准的原油供应减少,但是以WTI为定价基准的原油供应并没有减少,反而在增加。

  个月要交割的原油期货的交易价格,而中枢价格则是指未来12个月要交割的原油期货的价格,而原油期货的升贴水结构恰恰能反应近月端价格和中枢价格的价差。我们之所以判断中枢价格,是因为油气生产商主要通过未来12

  等)及其他套期保值方式(期权Call等)来锁定未来油气产量的售价,从而实现未来油气产量的套期保值,因此,中枢价格对未来油气产量的判断更有意义。相反,近月端价格则受投机资金影响更大,更多反应了突发性地缘事件的影响。

  2017年1-9月,WTI和Brent这两个原油期货均处于升水结构,中枢价格比近月端价格高约2美金/桶。但是自2017年9月以来,全球供需基本面并没有发生明显变化,但是受伊拉克库尔德地区事件、美国对伊朗恢复经济制裁、美国Keystone管道漏油等突发性原油供应中断事件的影响,风险溢价因素加大,国际油价暴涨。

  但从原油期货升贴水结构来看,油价大涨只是近月端短期跳高,而价格中枢提升的幅度远弱于近月端价格(注:原油近月端价格在交割日期将于原油现货价),而WTI和Brent这两个原油期货也从升水结构反转为明显的贴水结构,贴水一度达到3美金/桶左右,贴水的结构使得海上浮式原油储备处于净亏损,将倒逼海上浮式库存库存原油,这将导致参与市场交易的原油供应增加。

  作为油气生产商重要的套保的重要方式,Swap这个工具可以作为一个关键指标对页岩油套保进行判断。而从WTI原油期货的持仓来看,作为油气生产商重要的套保的重要方式,掉期(swap)这个工具可以作为一个关键指标对页岩油套保进行判断。从美国商品期货交易委员会(CFTC)公布的纽交所WTI原油期货掉期资金持仓数据来看,2017年9月以来,掉期交易商净空头头寸从300百万桶扩大至525百万桶,可见油气生产商的套保量狂增,已经提前锁定了未来的油气产量的卖价,锁定了未来的现金流,从而可以大幅增加资本开支,加大钻井数和完井率,页岩油增产量将很快。

  我们认为:短期内把Brent的近月端价格拉上60-65美金/桶容易,但要将Brent的中枢拉上60美金/桶且站稳很难。而要想WTI的价格中枢实质性站上55美金/桶,则大概率需要WTI近月端价格到57+美金/桶,这个价格足够页岩油商大幅套期保值锁定价格。在这种情况下,美国页岩油气产商将继续复制去年的套期保值手法锁定未来现金流,从而造成美国页岩油增产量充分对冲甚至超过OPEC减产量,进而大幅油价的情形。而且去年页岩油气产商的大幅增产前通过套期保值锁定的油价始终都没有能够达到55美金/桶的WTI(主要套保还是50美金/桶左右),如果当前真的能够出现WTI油价中枢实质性站上55美金/桶的WTI(比如持续一个季度),那么页岩油增产幅度将显著超过OPEC减产后的情形。

  根据美国能源信息署(EIA)2017年12月的最新数据,美国原油产量已达到968万桶,与2016年产量底部850万桶/日相比,增加了约120万桶/日。这是由于2016年3季度以来,OPEC减产营造的WTI中枢价格处于50-55美金/桶的油价,给美国大量油气生产商提供了套期保值的机会,并在2017年通过大量增加钻机、钻井数和提高库存井的完井率等方式,实现了原油产量的大幅增长,完全符合我们在2016年11月11日发布的每周油记《50美金油价成死结》和2017年6月23日发布的2017年中期策略报告《7000亿美金债务到期,石油化工洗牌盛宴》中对美国页岩油增产能力的判断。我们对美国原油产量的预测再次得到验证。

  美国原油产量主要分为本土48州和阿拉斯加两部分,其中阿拉斯加的产量呈现季节性特征(夏季低峰,冬季高峰)并与过去几年相比并无明显提升,基本维持在50万桶/日左右,而美国原油产量的增长完全来自于本土48州的原油产量增长,本土48州产量从2016年底部的800万桶/日增加至2017年的920万桶/日,同比增加了120万桶/日。7大页岩油产区中的Permian盆地产量增长了60万桶/日,约占美国原油产量总增长的一半以上。

  下面,我们具体分析美国成本最低的二叠纪产区的新增产量是如何实现的。页岩油增产遵循以下的步骤:第一步,油价一旦升高,马上进行套期保值交易,卖出未来产量,锁定未来现金流。这一过程对交易端产生直接影响,将油价曲线从升水打平甚至出现贴水。第二步,页岩油气公司在未来现金流获得保障后,增加勘探开发资金投入,产量增量在3-5个月的时间内得以快速投放。

  根据贝克休斯公布的每周钻机数据显示,自2017年2季度以来,美国Permian地区原油钻机数量增速放缓,目前稳定在380台左右。虽然钻机数量稳定,但是Permian地区的页岩油产量仍在继续增加,这是因为Permian地区的新增油井的完井率在增加,而库存井的增速在缩小。2017年3季度以来,WTI中枢价格达到55+美金/桶,美国大量油气生产商再次获得了套期保值机会,可以看出2017年11月,Permian地区的钻机数在平稳了几个月后,再次上扬,将会在未来3个月左右带来新的产量增量。

  一般来说,新增井数(Drilled)会随着钻机数增速放缓而同时放缓。按照当前的技术,完成一口9000英尺水平段(约3000米)的页岩油井,钻井时间约20-23天,一台钻机在一个月的时间内,可以完成约1.4口井。根据美国能源信息署EIA公布的Monthly Drilling Productivity Report(EIA钻井月报,滞后1-2个月),2017年2季度以来,Permian地区新增钻井数稳定在450口/月左右。

  但我们需要特别指出的是,只有投产了的井(Completed),才能够对美国的油气供应产生实质影响,而没有投产的新增井则成为了库存井(Drilled but Uncompleted,DUC),不会增加原油产量。从EIA钻井月报可以发现,美国Permian地区的新增完井数量一直在增加,从2017年2季度的250口/月增加到2017年9月的350口/月,完井率从55%增加至80%。

  于此同时,Permian地区的库存井数量已达到2400口,但是增幅放缓(斜率变小),从2017年2季度的10%增速下滑至2017年9月的4%增速。我们需要强调的是,库存井是页岩油的机动产能,如果WTI中枢一直处于55+美金/桶以上的水平,那么页岩油气公司除了增加套保锁定未来现金流外,还将继续提高当前新增井的完井率,甚至加速开发已有库存井从而导致库存井数量不升反降,类似情景曾出现在2016年一季度油价从28美金/桶反弹至50+美金/桶时,当时Permian地区库存井数量从1300口下滑至1200口,Permian地区原油产量也从190万桶/日在2个月内迅速提升至200万桶/日。

  自2016年10月OPEC和NON-OPEC宣布减产以来,从各产油国的实际产量来看,减产力度执行较好,OPEC减产120万桶/日和NON-OPEC减产60万桶/日的减产目标基本达成,合计减产约180万桶/日。其中沙特和俄罗斯的减产执行力度最大,减产执行率达到100%,分别减产约60万桶/日和30万桶/日,合计减产约90万桶/日,占整体减产目标的一半。

  2016年12月2日的每周油记《每周油记:OPEC减产靠得住吗?》中就提出:“即使OPEC减产成功,但是减产豁免国尼日利亚和利比亚的增产将对冲一部分OPEC的减产量。”而利比亚和尼日利亚在2017年分别增产40万桶/日和10万桶/日。另外,自2016年产量低点以来,美国已增产120万桶/日,对冲了OPEC的全部减产量。伊朗受之前的制裁影响,国内原油产量下滑严重,OPEC允许伊朗增产9万桶/日以恢复至制裁前的水平,而伊朗实际增产量达到11万桶/日。因此,利比亚、尼日利亚、伊朗、美国合计共增产180万桶/日,恰好对冲了OPEC和NON-OPEC的全部减产量。

  我们一直强调:真正对全球原油交易产生影响的是原油出口量,即使产量减少,也可以通过抽取库存来增加原油出口量,增加国际原油市场的实际供应。那么2017年主要产油国的原油出口情况又如何呢?从Clipperdata的进出口数据来看,利比亚原油出口量增加了60万桶/日(超过产量增加量),尼日利亚出口量增加了不到10万桶/日(约等于产量增加量),沙特原油出口量减少15万桶/日(

  小于产量减少量),美国原油出口量增加120万桶/日(约等于产量增加量)。

  2017年全球原油供应量实际上是在增加的,这主要是由于利比亚、沙特、俄罗斯通过抽取库存的方式增加了出口,三国合计抽取库存量达到20+45+20=85

  2017年11月30日,以沙特为首的OPEC产油国和以俄罗斯为首的NON-OPEC产油国在维也纳召开会议,并达成一见,将减产协议从2018年3月底延长9个月至2018年底,并将尼日利亚和利比亚的产量在2017年高位。我们认为,2018年OPEC和NON-OPEC的减产力度大概率仍然较大,但是也会大概率继续通过抽取库存的方式增加出口。

  在油气勘探开发板块中,当下的资本开支的规模决定了未来的油气产量。我们统计了2010-2017年83家油气上市公司(包括WPX Energy,Abraxas Petroleum和Legacy Reserves等上游勘探开发公司)的资本开支(Capex)情况,可以发现在2010-2014年高油价时期,油气上市公司的资本开支逐年攀升,从1000亿美金翻倍至2000亿美金,而2014年下半年油价暴跌后,资本开支连续下降至700亿美金的低谷。

  不过,值得注意的是,自2016年3季度以来,OPEC减产营造了50+美金/桶以上的油价,为大量的油气生产商提供了套期保值的机会,锁定了2017年油气产出所对应的现金流,从而在运营端加大勘探开发投资(Drilling& Completion),新增钻井数不断增加,库存井的完井率也在大幅提升。

  从这83家油气上市公司已披露的2017年3季报来看,前3季度累计Capex已经达到700亿美金,即2017年前3季度的累计资本开支已经达到2016年的全年水平。再考虑到2017年4季度以来,OPEC减产营造了55+美金/桶以上的油价,再次为大量的油气生产商提供了套期保值的机会,锁定了2018年油气产出所对应的现金流,那么资本开支将进一步增加。我们认为2017年油气产商的资本开支已经触底反弹,相比2016年增幅达到约25%,2018年资本开支将进一步增加。

  从上图可以发现,在2017年1月时,EIA对页岩油的增产能力估计不足(亮蓝色线月时,EIA大幅上调页岩油增产能力(黑色线年底,美国原油产量将达到1030万桶/日,根据EIA最新月报2017年11月的数据,EIA对美国原油产量的判断基本与2017年6月的判断一致(灰色线)。我们在此需要特别提到的是,EIA当前对美国原油增产能力的预判还是基于50美金/桶左右的WTI进行的,而11月以来,WTI的中枢已经处于55美金/桶,我们预计如果该油价中枢持续至年底,EIA还将继续上调美国原油的增产能力。

  根据当前页岩油对油价的增产情况我们可以发现:WTI油价中枢从50美金/桶(即“页岩油可增产50-100万桶/日规模”)到55美金/桶(即“页岩油可增产100-150万桶/日规模”)再到60美金/桶(即“页岩油可增产150-200万桶/日规模”),页岩油增产规模逐渐递增。因此,我们判断,如果WTI的中枢价格能够继续维持在55美金/桶一个季度的线年美国页岩油增产能力将达到百万桶/日量级,即从2017年末的960+万桶/日将增加至1060+万桶/日附近。

  从需求端来看,中国是全球原油市场的大买方,原油进口需求依然很强劲,2017年原油进口量远超过去5年均值,达到了800-950万桶/日的水平。

  而从全球原油需求来看,根据国际能源信息署(IEA)2017年11月的最新月报(Oil Market Report)、美国能源信息署(EIA)2017年11月的最新能源展望(Short-Term Energy Outlook)和石油输出国组织(OPEC)的最新月报(OPEC Monthly Report),三大机构均预测全球原油需求将继续增加,但增幅不同,其中IEA预计2017年全球原油需求同比增加160万桶/日,2018年同比增加120万桶/日,增幅缩小,EIA预计2017年全球原油需求同比增加130万桶/日,2018年同比增加170万桶/日,增幅扩大,OPEC预计2017年全球原油需求同比增加150万桶/日,2018年同比增加160万桶/日,增幅稳定。我们认为,2018年全球原油需求增幅基本稳定,同比增加约百万桶/日左右。

  综合考虑全球原油边际供给和需求及其当前的油价,我们认为2018年美国将继续增产百万桶/日左右,但是需求端基本平稳,因此全球原油供求基本接衡,难以有效去库存。而在2017年11月的最新月报中,虽然OPEC和IEA这两大机构都认为2017年全球库存在减少,但是对2018年全球原油库存变化量的最新预测出现了巨大的分歧,OPEC预计2018年全球原油库存将减少,而IEA预计2018年全球原油库存将增加,我们更倾向于IEA的判断。

  我们认为,高油价时期上马的大批长周期项目在2015-2017年陆续投产形成增量,这些新增产能形成的峰值产量有望在2017-2018年得到充分,随着油田的勘探开发和自然衰减,2019年后这些高油价时期的长周期项目对原油供应端供应增量的影响将逐渐减小。下图为美国墨西哥湾长周期项目和俄罗斯陆地长周期项目投产对原油供应的影响。

  另一方面,2016年的全球油气新增探明储量为过去70年最低,虽然2017年的勘探开发投入相比2016年已经有所回升,但是50美金/桶出头的油价无法激发包括海洋板块在内的诸多需要60美金以上油价才能够获得盈亏平衡的油气资源。按照当前全球原油日产量大约9600万桶/日、自然年化衰减量5%计算,全球原油的年化衰减量超过400万桶/日,目前正是由于高油价时期的长周期项目的逐渐投产形成的新增产量才使得油气行业正常的自然衰减量被抵消,但是由于2015-2017连续3年的低油价下的新上马大型项目的严重匮乏,在充分消耗完存续项目投产所形成的新增产量后,在OPEC维持减产的情况下,2019年开始将很有可能面临新增原油供应不足以弥补产量自然衰减,从而出现供求基本面转向供不应求的情形,进而推动油价的上升。

  我们还需要特别强调的是,美国页岩油由于管道、设备、新井相关批文审批时间、人员等诸多因素,无法做到在1年时间内新增超过200万桶/日以上的产量,使得一旦出现全球供求匮乏,页岩油形成新增产量以弥补全球产量大幅衰减的能力非常有限。

  因此,我们预计,在OPEC维持减产的情况下,2019年之后WTI油价中枢有望升至65美金/桶以上,但不会超过80美金/桶。不过,我们也需要特别提到的是:由于OPEC继续延长减产至2018年底,那么将会继续延长全球原油产量自然出清、供求再平衡的时间,因为与油价实质回升所需要的周期性产能自然出清不同,OPEC的减产协议事实上是通过,封闭了百万桶/日量级的产量,而这部分产量具有随时可以投放的风险。当然,如果油价回升至合适,OPEC也可以选择继续封闭这部分产能,纯粹靠价格的增加来弥补财政收入。

  石油化工板块可以进一步拆分为上游的开采钻探板块以及下游的石油炼化板块,而二者对于油价涨跌的反应截然相反。

  上游板块盈利能力与国际原油价格成明显的正相关性,随着油价的下跌,A股市场石油化工上游板块的净利润也随之下降,甚至在2016年四季度至今持续亏损,但亏损幅度逐渐减小,这一方面是由于2017年油价相较2016年有所回升,油田开采企业营收端增加,另一方面是由于油田服务型公司降本增效,控制了成本端,从而实现了整个板块减亏。随着2018年油价小幅回升,石化上游板块或将扭亏为盈。

  反观下游,即炼化板块的盈利能力,我们发现其盈利能力与国际油价成负相关关系,国际油价的下跌反而为A股下游板块带来盈利能力的提高,其背后的原因可以归结为:随着国际油价自2014年下半年下跌并进入油价新常态,以原油作为原材料的下游炼化企业的生产成本大大降低,使得其净利润上涨,石化下游板块的盈利创下近几年来的新高点。

  石油化工是一个以石油天然气相关的化石原料为源头,经过加工,生成不同的石油化工产品以满足市场需求的过程。这个过程的利润可以归纳为石化生产企业的生产利润、下游贸易商的批发利润以及终端零售商的分销利润,而盈利的本源都取决于“炼化价差和综合非原料加工成本的差。基于此,我们在石油加工行业专题报告上篇《与国起航,石化供给侧结构性下的大道红利》提出了首创的“炼化本源模型(A-B模型)”。其中A:炼化价差的本源是产成品价格(比如汽柴煤等成品油,烯烃、芳烃等化工品)和原料成本(比如原油、天然气等化石原料)的差,与原料和产成品市场的供需有关;而B:综合非原料成本则是燃料成本、加工费、折旧摊销、财务成本、管理费用、税费和治理费用等所有费用的总和,并与炼化厂的装置复杂度、工艺线、规模大小、地理、税收政策、环保要求等因素有关。

  从我们的炼化本源模型可以很直观地看出,如果石化企业想要扩大炼化盈利,那么在充分降低非原料成本基础上,获取尽可能低成本的原油,并且通过炼化过程将原油各组分“吃干榨净”是必由之。更重要的是,鉴于在石化原料和主要产成品均具有典型的大商品属性,石化企业的发展方向必然是降低综合非原料成本、调整原料结构(比如更加侧重价格便宜的重油)和改善产成品结构(比如增加乙烯、芳烃等附加值高的化工品)。从降低非原料成本、调整原料结构和改善产品结构三个方面来说,炼化一体化,尤其是规模大、工艺复杂、技术先进的炼化一体化项目,都是必然选择。

  炼化一体化整合了炼化和石化行业资源,拓宽了产业链,装置种类和复杂程度也相应提高。作为全产业链的一部分,炼厂在优化利用许多中间产物流方面具有更大的灵活性,并且由于规模较大,热蒸汽、污水处理等工程可以共用,运营效率更高,从而降低生产成本。

  从整个中国的炼化产能来看,炼油产能过剩已经非常严峻,而烯烃和芳烃等基础化工原料产能严重不足,炼化一体化是解决我国石化产业供需结构不均衡矛盾的必经之。

  炼油产能过剩需求疲软,据BP的统计,2016年中国原油需求为12.38百万桶/日(约6.19亿吨/年),中国炼油总产能为14.18百万桶/日(约7.09亿吨/年),冗余产能约为1.8百万桶/日(约0.9亿吨/年)。

  目前,我国的炼化产业是典型的央企三桶油,其他国企和民营地炼三足鼎立的格局,其中地炼产能约占全国炼厂产能的25%,山东约占全国民营地炼产能的70%以上。我国炼厂产能过剩已成为不争的事实,开工率不足80%,并且山东地炼开工率明显低于全国平均水平,区域产能过剩还要更加严重。我们预计在中国石化供给侧的背景下,一大批地炼产能将被淘汰。

  中国是最大的 PX 生产国和消费国,截至 2016 年底,国内 PX 产量仅 977 万吨,进口数量为 1236 万吨,较 15 年同比增长 6.12%,自给率仅为 44%。若开工率为100%,供应缺口仍然有 810 万吨,自给率也仅有 63%左右。国内 PX 一方面供需之间存在巨大的缺口,另一方面存在开工率不足的现象。主要是由于现有PX生产装置运行成本高,缺乏竞争力,而PX扩产项目由于国内审批严格难以落地。

  综上所述,我国烯烃和芳烃供需缺口高企,导致盈利空间巨大。虽然炼化一体化装置不可避免地会产生汽柴煤等成品油,国内成品油产能又过剩,但是炼化一体化装置由于规模较大、热蒸汽、污水处理等工程可以共享,经营成本更低,与传统“燃料型”炼厂,即使同样生产汽柴煤,成品油的盈利空间更大,因此在成品油产能过剩、出口受阻的下,传统“燃料型”炼厂将会最先被淘汰。

  2015年5月,国家发改委公布《石化产业规划布局方案》,《方案》指出,我国炼化行业会向着竞争、高效、可持续的方向发展,生产能力和质量将会迅速提升,炼化企业也会从中收益。“十三五”期间,我国将打造上海漕泾、浙江宁波、广东惠州、福建古雷、大连长兴岛、曹妃甸、江苏连云港601008股吧)七大石化产业,我国最先进的炼化一体化项目也将落地在这七大石化产业之中,合计新增优质炼化产能2.47亿吨/年。我们根据已公开项目进度测算出:在十三五期间(2016-2020),在国内及一带一地区以中国企业为主体,有望最先投产的炼化一体化产能有1.47亿吨,包括恒力2000万吨/年,浙江石化2000万吨/年,恒逸800万吨/年,盛虹1600万吨/年等。

  从上表可以发现,央企三桶油(中石油、中石化、中海油)、民营PTA巨头(荣盛、桐昆、恒力、恒逸、盛虹)和其他炼化企业都在积极布局并践行炼化一体化战略。而投产建成时间都集中在2018年到2020年。

  在这些项目中,央企三桶油新扩建炼化一体化是“锦上添花”,业绩弹性小,从中国石油601857股吧)和中国石化2016年的经营业绩来看,炼油与化工业务仅占整体业务的一部分,新增炼化规模能带来的业绩增幅相对较小;但是4大民营石化巨头新建的炼化一体化是“从无到有”,业绩弹性大。因此,我们更看好4大民营石化巨头在2018年的发展。

  除此以外,四家民营企业都从化纤起家,炼化一体化的建成,将有利于其打通“原油-PX-PTA-PET-涤纶长丝-化纤织造”全产业链。中国是世界纺织服装产业的中心,而纺织服装的主要原材料是涤纶,在“原油-PX-PTA-聚酯”产业链上的产品,其突出的特点是原料来源比较单一,因此使得没有原料配套的下游企业抵御原料价格波动能力更弱。长期以来,由于国内PX供不应求,国内企业无法掌握PX定价权。产业链的打通,有助于涤纶长丝和PTA企业生产成本的下降和原料供应的稳定。

  在油价新常态下,原油价格在40-80美元区间时,地板价伞失效,市场是竞争的。根据发改委2016年1月公布的石油价格管理办法:当国际市场油价低于每桶40美元时,汽柴油最高零售价不降低;当高于每桶80美元时,汽柴油最高零售价调整幅度小于油价增长幅度;高于每桶130美元时,汽柴油最高零售价理论上不调整,也就是说油价跌破40美元/桶时,发改委地板价对炼油企业来说相当于获得基于政策的无风险套利机会。当原油价格在十日内的价格波动达到+/-50人民币/吨,相当于约1.05美元/桶时,则成品油调价窗口。

  通过炼化本源模型,我们测算在不同油价下四大民营企业炼化一体化项目的盈利能力。并且,根据我们对油价的判断,油价不会突破80美元,因此我们分析油价在40~80美元区间内几个典型油价下炼化一体化项目的盈利。考虑到炼厂一般会提前2个月左右采购原油和各类化工原材料,因此成品油、化工品等产成品价格与原材料价格之间存在2个月左右的时间差,因此我们又分别将油价分为处于平稳区间和处于震荡区间两大类情况。

  情景2【稳在55美金/桶】:Brent处于55美金/桶左右,原材料和产成品价格均参考2017年2月的历史价格。

  情景3【稳在65美金/桶】:Brent处于65美金/桶左右,原材料和产成品价格均参考2014年12月的历史价格。

  情景4【稳在80美金/桶】:Brent处于80美金/桶左右,原材料和产成品价格均参考2014年10月的历史价格。

  情景5【降至40美金/桶】:Brent从50美金/桶降到40美金/桶,原材料价格参考2016年6月、产成品价格参考2016年8月的历史价格。情景6【升至55美金/桶】:Brent从50美金/桶升到55美金/桶,原材料价格参考2016年12月、产成品价格参考2017年2月的历史价格。

  情景7【降至80美金/桶】:Brent从100美金/桶降到80美金/桶,原材料价格参考2014年8月、产成品价格参考2014年10月的历史价格。

  总体来说,在40-80美金/桶的油价下,炼化企业间的竞争遵从市场规律,炼化盈利能力高的企业将获胜,炼化盈利能力低的企业将被淘汰。

  对于炼化一体化项目的营收,主要分为成品油和化工厂产品。成品油部分,恒逸项目由于在文莱按照新加坡交易所价格计算,恒力和浙江石化两个项目我们采用了卓创资讯统计的19家山东地炼的成品油销售价格的加权平均值来测汽油和柴油部分的营业收入,其中山东地炼的汽油销售均价低于全国汽油销售均价约600元/吨,山东地炼的柴油销售均价低于全国柴油销售均价市场价约400元/吨。我们采用了国内炼厂航煤平均销售价格来测算航空煤油部分的营业收入。如果采用全国汽柴油销售平均价,则恒力和浙江石化两个项目成品油部分收入会大幅增加。对于化工产品部分,我们采取了平均销售价格来测算。

  非原料综合成本部分,各项税费以A股市场中将炼化一体化资产单独上市的企业上海石化600688股吧)和华锦股份两家作为依据,并结合浙江石化(荣盛、桐昆等)、恒力大连、恒逸文莱这3个炼化一体化项目的自身特点来测算。

  1)营业税金及附加率:从过去3年的经营情况来看,无论上海石化还是华锦股份,营业税金及附加在各项税费中占比最大,主要为汽油(1.52元/升)、柴油(1.2元/升)、润滑油(1.52元/升)的消费税,航空煤油暂缓缴纳消费税。另由于华锦股份不生产汽油,因此营业税金及附加率比上海石化低些;

  3)财务费用率:上海石化的财务费用率较低,而华锦股份的资产负债率高达60%以上,财务费用率水平较高,在3%左右;

  4)管理费用率:上海石化的管理费用率在3%左右,华锦股份的管理费用率在5%左右。

  由于浙江石化项目是当前民营巨头里化工线占比最高的项目,化工品种类多样,需要的销售人员更多,销售费用

  保守估计为5%(上海石化为3%),而恒力和恒逸则按照1%和3%的平均水平进行保守估计。文莱没有消费税、、城市建设税、教育费附加税等,并且符合文“先锋企业”税收优惠政策,前11年企业不征收企业所得税。恒逸文莱一体化项目

  、苯销往中国,根据中国-东盟贸易区协定(文莱是东盟自贸区国),关税税率为零,只会产生部分进口环节。在其他税费及附加方面,1. 汽油消费税按照1.52元/升,柴油消费税率按照1.2元/升;2.除水、天然气、液化气为13%以外,其他均为17%;3.城市建设税和教育费附加税分别按照消费税和之和的7%和5%;

  我们对比了上海石化、华锦股份、恒力大连、浙江石化(荣盛,桐昆等)和恒逸文莱的炼化一体化项目的毛利率、各项税费率和净利率。可以发现:

  1)浙江石化、恒力大连炼化一体化项目的的毛利率(30-40%)高于上海石化和华锦股份(20-30%),这与浙江石化和恒力大连炼化一体化项目规模更大、产品附加值更高(PX,乙烯产能大)有关,而恒逸文莱的毛利率水平较低,这是因为恒逸的成品油直接销往文莱等东南亚地区,成品油价格远低于国内,但是文莱没有消费税、,且免除前11年的企业所得税,因此恒逸文莱的总体净利率水平仍有10%左右;

  2)虽然恒力大连、浙江石化(荣盛、桐昆等)、恒逸文莱这3个炼化一体化项目需要支付较高的财务成本来投资建设炼化一体化,但建成投产后的净利率和ROE水平较高,具有投资价值。

  除此以外,在最极端的情况下(Brent从100美金/桶降至80美金/桶),浙江石化和恒力大连都不会出现亏损。这是因为炼化一体化项目本身也能形成风险对冲,即“炼油”和“化工品”的对冲,这是因为化工品的市场需求较高(芳烃、烯烃等),因此在油价上涨通道时,下游化工品涨价的幅度高于上游原油涨价幅度,而在油价处于下跌通道时跌幅亦低于原油价格跌幅。

  由于恒力大连炼化一体化资产尚未装入上市公司体内,因此我们暂不考虑该项目新增的炼化净利润对上市公司业绩的影响。而浙江石化炼化一体化资产和恒逸文莱炼化一体化资产已在上市公司体内,我们对3大民营石化巨头按照持股比例计算其所对应的新增炼化净利润。

  在情景1-6的油价下,荣盛石化、桐昆股份、恒逸石化将实现腾飞式盈利提升,业绩增幅至少达到100%。而在情景7(Brent从100美金/桶降到80美金/桶)的情况下,如果油价重现2014年下半年腰斩的极端情况,三大炼化一体化项目的盈利能力都会下滑。

  我们以石油加工行业报告《与国起航,石化供给侧结构性下的大道红利》的发布日(2017年9月4日)为基期,以100为基点,以2017年10月11日石油加工行业报告《护航的腾飞式盈利:4大上市民营石化巨头必逆袭!》中详细计算炼化盈利能力的3大炼化一体化项目所相关的四家上市公司荣盛石化(002493.SZ)、桐昆股份(601233.SH)、恒力股份(600346.SH)、恒逸石化(000703.SZ)为成分股,将其市值等权重平均,编制信达大炼化指数,以求客观反映四大民营石化巨头的业绩表现,并与石油加工行业指数和沪深300对的市场整体表现做比较。

  从下图可以发现,在2017年9月4日至2017年12月8日期间,信达大炼化指数的涨幅达到19.29%,同期石油加工行业指数跌幅为-1.95%,沪深300指数涨幅为4.10%。

  在油价处于40-80美金/桶的新常态下,我们看好中国7大石化及海外一带一沿线的炼化一体化行业的投资机会。随着2018-2019年炼化一体化项目的建成投产,4大民营石化巨头将打通“原油-PX-PTA-PET-涤纶长丝-化纤织造”全产业链,实现【从无到有】的业绩腾飞。我们对2018年石油加工行业维持“看好”评级。


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