2019下半年港股石油天然气投资前景研究报告.pptx

2019下半年港股石油天然气投资前景研究报告,2019.7.9,主要内容,1. 港股油服行业：长周期复苏，明年会更好2. 港股城燃行业：阳光总在风雨后,1.1 油田装备服务产业链 上游开发阶段全覆盖,1.2 市场集中度高，钻完井细分市场占大头,11%5%,15%13%,24%,16%12%,设备,完井支撑剂,4%完井液,水力压裂,其它固井,钻井,资本开支,66%,运营开支34%,24%12%,26%,38%,其它,直接人工污水处理,人工举升,钻井成本(32%),完井成本(63%),其它20%,完井21%,套管&固井 5%,其它 7%钻井日费 88%,钻井:,59%,非常规项目成本构成,斯伦贝谢33%,哈里伯顿22%,国民油井14%,贝克休斯,14%,其它17%,常规项目成本构成,全球油服市场份额,06/2008,11/2008,04/2009,09/2009,02/2010,07/2010,12/2010,05/2011,10/2011,03/2012,08/2012,01/2013,06/2013,11/2013,04/2014,09/2014,02/2015,07/2015,12/2015,05/2016,10/2016,03/2017,08/2017,01/2018,06/2018,11/2018,03/2006,10/2006,05/2007,12/2007,07/2008,02/2009,09/2009,04/2010,11/2010,06/2011,01/2012,08/2012,03/2013,10/2013,05/2014,12/2014,07/2015,02/2016,09/2016,04/2017,11/2017,06/2018,2,0001,5001,0005000,2,500,3,000,1,5001,4001,3001,2001,1001,000900800,1,7001,600,1,800,美国油服市场周期,美国勘探开发资本支出,美国商业原油储量,美国2年均值,(亿美元),(百万桶),6,0005,0004,0003,0002,0001,0000,7,000,8,000,2,8002,6002,4002,2002,000,3,000,3,200,全球油服市场周期,勘探开发资本支出,OECD商业原油储量,OECD 5年均值,(亿美元),(百万桶),1.3 油价是信号，影响油服行业景气度本质是供需差 供需再平衡驱动油服周期上行，油价充当中间信号。历史周期经验显示，当OECD商业原油库存回落至5年均值时，原油供需再平衡拉动油价重回舒适区间，投资的经济效益提升，促使油公司加大上游投入，油服上行周期启动。 受OPEC持续减产影响，18年初OECD商业原油库存降至5年均值水平，拉动全球勘探开发支出触底回升，预计19年持续增长。从对应油价来看，我们判断当下全球油服周期牛熊市拐点对应布油约60美元/桶。 受益于更健康的原油供需结构、风险回报更佳的短周期页岩油项目，17、18年北美油服市场早于全球市场复苏，复苏力度强于全球。,周期起点,周期起点,周期起点,周期起点,2004,2000,2001,2002,2003,2005,2006,2007,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,1.4 历史复盘，原油供需紧平衡是行业长期景气度上行关键 历史周期复盘表明，只要原油长期供需紧平衡格局不变，即使供需短期错配，油服行业景气度持续。在2010-13年的上行周期，虽然2010年出现短期供大于求，但在需求前景稳定的情况下，产量瓶颈导致OECD库存长期低于5年均值，拉动资本支出长周期上行。当时，行业下行期储量替代能力不足（2004-09年储量替代率低于100%）是阻碍原油产量增加的关键因素之一。, 作为景气度信号，油价反映供需预期，扰动难免，但短期油价波动对油公司上游资本支出决策影响有限；此外，随着紧平衡格局持续，项目质量和产量衰减等其他因素的影响逐步提高。因此，与上行周期的初始阶段相比，油价和资本支出的相关性下滑。,1,000,2,5002,0001,500,3,000,3,500,4,5004,000,10,14131211,1615,17,201918,上个周期，产能瓶颈拉动资本支出持续增加,全球主要油公司的产量,全球资本支出,2010-2013行业上行期,(百万桶/天),(亿美元),0,2,0001,000,4,0003,000,6,0005,000,0,604020,10080,120,160140,油价和全球资本支出的相关性,全球资本支出（右轴）,布伦特油价,(美元/桶),(亿美元),高相关性,低相关性,01/1999,10/1999,07/2000,04/2001,01/2002,10/2002,07/2003,04/2004,01/2005,10/2005,07/2006,04/2007,01/2008,10/2008,07/2009,04/2010,01/2011,10/2011,07/2012,04/2013,01/2014,10/2014,07/2015,04/2016,01/2017,10/2017,07/2018,908886848280787674,9492,5.04.03.02.01.00.0,6.0,2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017,全球资本支出与产量比,全球产量（右轴）,资本支出/全球产量,(百万桶/天),8%6%4%2%0%-2%-4%-6%,12%10%,全球产量同比增速,全球产量（剔除美国和中东）,全球产量,1.5 当下新周期，产量瓶颈魅影再现，原油供需长期紧平衡可期 经历了20年来最长的行业寒冬，当下油田稳产压力陡升。BP的数据显示17年全球每一百万桶/天的原油产量只获得油公司 23亿美元的稳增产投资，明显低于10年均值34亿美元，也低于上个周期起点（2010年）32亿美元。 投资不足增加了稳产难度，除中东与美国以外地区的原油产量占全球总产量约51%， 我们注意到其月产量自16年底起加速下滑, 并持续至今。受稳产难度增加、叠加OPEC减产拉动，原油供需长期紧平衡可期，利好上游投资长周期复苏。,1.6 页岩油快速增产不改变长期紧平衡格局, 市场担心页岩油快速上量破坏供需紧平衡的格局。我们的判断是，页岩油可能会带来短期供需扰动，但无法左右长期紧平衡格局，上游投资前景依然光明。, 我们假设在乐观、基准和悲观情境下，未来7年美国页岩油产量的年复合增长率将分别为1%/3%/8%。即使在悲观情境中，在供需平衡的前提下，页岩油增量只能弥补年均1.9%的原油产量损失（除美国以外地区），而EIA数据显示全球油田的衰减率在3%-6%的范围内，供需紧平衡格局长期仍未改变。此外，鉴于页岩油井产量衰减率高，在我们悲观情境中，页岩油产量能否保持8%的假设年复合增长率（2016-18年均值）仍存疑问。虽然在单年高两位数增长的页岩油产量冲击下，供需可能短期失衡，但受油田产量自然衰减的影响，我们认为长期资本支出增长前景依然向好。, 此外，OPEC持续减产对短期供需再平衡也起到了积极作用，OPEC减产高执,行率有效对冲了页岩油快速上产对供需的影响。,2,0001,5001,0005000,4,0003,5003,0002,500,4,500,美国独立油公司上游资本支出,(亿美元),全球上游资本支出,乐观情境,基准情境,悲观情境,1.7 新周期下，我们在哪儿？ 我们认为目前处于新一轮全球资本支出上行周期的起点，受产量瓶颈拉动，本轮上行周期的持续时间有望超过上一轮。全球资本支出情境性分析,1.8 全球复苏大背景下，中国油服强周期，量价齐升,-10%-20%-30%-40%,50%40%30%20%10%0%,中石油上游资本支出同比增速%,中石油,彭博全球平均,-10%-20%-30%-40%-50%,50%40%30%20%10%0%,2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019E,中石化上游资本支出同比增速%,中石化,彭博全球平均,0,14,00012,00010,0008,0006,0004,0002,000,20,000,6,1,006806606406206,1,206,1,406,2013,2016,2014 2015新增钻井数量（右轴）,2017 2018单个钻井资本支出,中石油新增钻井数量及单个钻井成本(万元),(口),0,4,0003,0002,0001,000,5,000,0,1,5001,000500,18,000 2,00016,000,2,500,2013,2016,中石化新增钻井数量及单个钻井成本,2014 2015新增钻井数量（右轴）,2017 2018单个钻井资本支出,(万元),(口) 6,000,2008,2010,2001,2002,2003,2004,2005,2006,2007,2009,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,2019,01/2007,01/2008,01/2009,01/2010,01/2011,01/2012,01/2013,01/2014,01/2015,01/2016,01/2017,01/2018,01/2019,1.9 能源安全与储量考量共同催化中国强周期上行,60%50%40%30%20%10%0%,80%70%,中国原油进口对外依存度不断攀升,35%30%25%20%15%10%5%0%,40%,50%45%,中国天然气进口对外依存度不断攀升,200%180%160%140%120%100%80%60%40%20%0%,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,中石油油气储量替换率走低,中石油,全球平均,180%160%140%120%100%80%60%40%20%0%,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,中石化油气储量替换率不断走低,中石化,全球平均,0,500,2,5002,0001,5001,000,3,5003,000,4,000,0%,20%,100%80%60%40%,140%120%,160%,中石油资本支出和经营活动现金流,2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018经营活动现金流（右轴）资本支出/经营活动现金流,(亿元),0,500,1,5001,000,2,000,2,500,0%,20%,100%80%60%40%,140%120%,160%,中石化资本支出和经营活动现金流,2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018经营活动现金流（右轴）资本支出/经营活动现金流,(亿元),1.10 国内油服市场潜在增长空间巨大受惠于行业景气及严格的财务约束，国内油公司现金流显著改善，得以支撑其资本支出大幅扩张。资本支出分别占中石油和中石化经营活动现金流的73%和63%，我们认为仍有上升空间。鉴于当前的油价水平（布伦特油价：约60美元/桶），不考虑外部融资的话，我们预计中石油和中石化的上游资本支出最高分别可达2,810亿元和880亿元，对应19年预算水平，油服市场潜在还有704亿元的市场增量。,1.11四川页岩气市场景气度维持高位可期, 在川渝页岩气生产区，19年钻井价格已经有所上涨，同比上涨10%。算上19年新增，全川渝预计有150-180支钻机队。按照乐观假设，一支队伍一台钻机，一台钻机一年钻4口井，那一年可钻600-700口井。要达到2020年页岩气产量目标，2020年至少有800口新井的工作量（中石油700口/中石化100口），钻机和钻井队的缺口都是存在的，市场景气度维持高位是可预期的。, 在四川压裂市场，一口井70-85兆帕的井筒压力，大概需要一组机械压裂车（20台），或需要一组电动压裂泵（8-10台压裂撬），对应5万多水马力。适合页岩气开发的大功率压裂车，存量大约在200万水马力左右，18年上了一大批，随着井数增加，19-20年大约会增加150万水马力以上的压裂设备需求 ，利好压裂服务与设备制造商宏华集团（196HK)。,-10%,-50%,-20%-30%-40%,10%,20%,30%,60%50%40%,0%2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,国营油服EBITDA率受限,中石化油服,中海油田服务,上限为10%,上限为 45%,国营油服 85%,杰瑞 7%,华油 2.8%,宏华 1.9%,民营油服10%,1.12 首选民营油服板块，周期起，收入与利润率齐升中国油服市场格局国际油服5%,安东 3.0%资料来源：北京大学研究中心，申万宏源研究,5%0%,10%,15%,20%,30%25%,20100,4030,50,60,70,1009080,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,(亿元),总营收,平均Ebitda利润率（右轴）,民营油服收入与利润率齐升,1.13 民营油服收入与净利润,(10),50,2520,30,35,2015,2016,2017,2018,2019E,2020E,2021E,华油能源营收和净利润预估,营收,归属于股东净利润,(亿元),(5)(10),100,152010,4030,50,2015,2016,2017,2018,2019E,2020E,2021E,安东油田服务营收和净利润预估,营收,归属于股东净利润,(亿元),403020100(10),50,2015,2016,2017,2018,2019E,2020E,2021E,宏华集团营收和净利润预估,营收,归属于股东净利润,(亿元),4035302520151050,45,50,2015,2016,2017,2018,2019E,2020E,2021E,海隆控股营收和净利润预估,营收,归属于股东净利润,(亿元),0%,80%70%60%50%40%30%20%10%,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,资产负债率比较,海隆,宏华,安东,华油能源,1.14 民营油服财务指标,0.20.0,1.21.00.8,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,资产周转率比较,海隆,宏华,华油能源,安东,-30%-40%,0%0.6-10%0.4-20%,30%20%10%,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,净资产收益率比较,海隆,宏华,华油能源,安东,0.0,5.04.54.03.53.02.52.01.51.00.5,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2018,流动比率比较,海隆,宏华,华油能源,安东,1.15 公司估值,主要内容,1. 港股油服行业：长周期复苏，明年会更好2. 港股城燃行业：阳光总在风雨后,2010,2014,1994,1995,1996,1997,1998,1999,2000,2001,2002,2003,2004,2005,2006,2007,2008,2009,2011,2012,2013,2015,2016,2017,2018,80%60%40%20%0%,城燃项目气化率程度不低120%100%,2015,2016,2017,1,0005000,1,500,2,5002,000,居民用气增长缓慢,天然气表观消费量,居民&商业天然气消费量,(亿方),2.1 居民煤改气进入下半场,十三五目标,360万户17-21年目标煤改气户数：120万户,0,2,4,6,8,10,12,14,“2+26”城市居民煤改气目标完成过半350万户,2017-01,2017-09,2012-01,2012-05,2012-09,2013-01,2013-05,2013-09,2014-01,2014-05,2014-09,2015-01,2015-05,2015-09,2016-01,2016-05,2016-09,2017-05,2018-01,2018-05,3000.02500.02000.01500.01000.0500.00.0,4000.03500.0,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017 2020E,2018-20E天然气需求预测 工业是主力,工业用气,发电用热,交通用气,居民用气,其它,亿方,15%10%5%0%-5%,20%,2,500.02,000.01,500.01,000.0500.00.0,3,000.0,中国天然气表观消费量增速维持两位数,天然气表观消费量,同比增速%,亿方,(Bcm),Industrial Manufacturing,200944.4,201050.2,201164.6,201274.6,201387.2,201494.9,201588.2,201692.4,2017102.6,2020E168.7,4.2,10.250.3,2015-2020 Addition:- Coal-fueled boilers conversionSubsitituted coal-fuelled boilers (Mn t/h)The average utilisation hour p.a.Natural gas consumption per ton (cm)- Oil-fueled boiler conversions,80.560.50.1940008020.0,Electric & Heat Power generation,12.8,18.1,21.6,22.5,24.4,26.3,34.4,40.8,48.9,69.3,- Installed capacity (GW)- The average utilisation hour p.a.- Natural gas consumption per Kwh,5723400.2,6625280.21,7026860.22,8527420.21,11030000.21,Transport, Storage and Post,9.1,10.7,13.8,15.5,17.6,21.4,23.8,25.5,25.7,31.7,- Gas-fuelled cars (Mn)- Average gas usage per car p.a.(m3),4.65171,5.24909,6.14232,6.64800,17.80.16111.45.489.5,Residential Consumption- Gas population (bn)- Consumption per capita(m)OthersYoY%TotalYoY%,22.70.19120.36.417%108.020.7%,26.40.21123.37.620%134.124.1%,28.80.24119.48.39%149.711.6%,32.30.27118.19.09%170.513.9%,34.30.30113.710.111%186.99.6%,36.00.33108.110.98%193.23.4%,38.00.36105.611.01%207.77.5%,44.00.38115.815.944%237.214.2%,56.40.47120.025.0351.014.0%,2.2 工业煤改气拉动 2018-20年销气量增长,中国天然气需求预测,2.3 2018-20年紧供给将持续,0.0,3000.02500.02000.01500.01000.0500.0,3500.0,2014,2015,2016,2017,2018,2019E,2020E,2018-20E供给预测LNG快速增长,国内天然气生产,管道气进口,进口LNG,亿方,0.0,100.080.060.040.020.0,120.0,0.0,3000.02500.02000.01500.01000.0500.0,3500.0,2014,2015,2016,2017,2018E,2019E,2020E,2018-20E 供需维持紧平衡,天然气供给,天然气需求,供需差（右轴）,亿方,亿方,2014,2015,2016,2017,2018,2019E,2020E,Natural Gas supply（Bcm）YoY%Domestic natural gas production（Bcm）YoY% Conventional,197.1132.985.0,201.32%135.02%121.9,217.98%137.12%120.2,246.113%148.78%130.7,280.214%158.67%137.0,304.19%171.58%143.0,335.510%185.28%151.2,- CNPC Changqing 长庆气田- CNPC Tarim 塔里木气田- CNPC Southeastern 西南油气田- Others 其它,36.921.217.055.6,38.023.020.056.0,40.024.021.058.0,42.025.224.060.0,47.9, Non-conventional- Shale Gas,13.14.5,16.97.9,18.09.0,21.612.1,28.517.5,34.022.0,- CNPC 中石油- Sinopec 中石化,5.17.0,9.58.0,12.010.0,- Coal Gas- Surface extraction 地面煤层气- Underground extraction 井下瓦斯,8.63.84.8,9.04.05.0,9.04.05.0,9.54.55.0,11.05.65.4,12.06.06.0,Imported Natural Gas（Bcm）YoY% Piped Gas- From Central Asia (55bcm p.a capacity),64.234.431.1,66.36%36.932.6,80.817%41.837.5,97.428%40.436.6,121.620%42.037.0,132.615%46.242.0,150.338%51.243.0,- From Russia (38bcm p.a capacity),4.0,- From Myanmar (12bcm p.a capacity) Imported LNG- LNG Terminal Receiving Capacity- Utilization %,3.329.784.835%,4.329.484.835%,4.338.987.844%,3.857.091.962%,4.079.6113.870%,4.286.4115.375%,4.299.1132.275%,中国天然气供给预测,MTPA,Malaysia,Australia,Norway,Nigeria,Cameroon,Indonesia,Papua New Guinea,Trinidad,Equatorial Guinea,Yemen,Algeria,Angola,Egypt,Russia,Peru,US,Qatar,Brunei,Oman,UAE,MTPA,China,Singapore,Spain,Egypt,Italy,Indonesia,Dome.Rep.,Bahrain,Jordan,UK,Philippines,France,Netherlands,Argentina,Columbia,Pakistan,Korea,UAE,US,2020-25E 中国天然气供给趋于宽松,2.4 2020年后中国天然气供给趋于宽松,0.0,400.0350.0300.0250.0200.0150.0100.050.0,450.0,0.0,5000.04000.03000.02000.01000.0,6000.0,2020E,2021E,2022E,2023E,2024E,2025E,天然气供给,天然气需求,供需差（右轴）,亿方,亿方,6300.05300.04300.03300.02300.01300.0,7300.0,300.02017,2020E,2023E,全球LNG市场情境性分析,2018E 2019E全球LNG液化能力,2021E 2022E全球LNG运输能力,全球LNG贸易-中性情境,全球LNG贸易-悲观情境全球LNG贸易-乐观情境,亿方,120%100%80%60%40%20%0%,120100806040200,全球LNG出口能力,2017,2023,2017年出口设施利用率(右轴),120%80%40%0%,200150100500,全球LNG接收能力,2017,2023,2017年进口设施利用率 (右轴),2.5 低成本LNG冲击，20年后天然气降价可期, 我们将低成本的进口LNG视为促使LNG价格下滑的重要催化剂。国际燃气联盟的数据显示，澳大利亚是面向中国最大的LNG出口商，2017年占中国LNG进口量的45.1%。澳大利亚LNG出口码头的建设成本（例如Gorgon项目）高居全球前列，因此其离岸价（FOB）也是出口商中最贵的。, 我们注意到其他国家有多个成本更低的LNG出口项目即将投产，例如美国的Sabine项目和俄罗斯的Sakhalin-2项目。据莫斯科智库Skolkovo测算，2025年从Sakhalin-2到上海的LNG平均生产和运输成本将略高于4美元/百万英热，低于美国LNG出口成本（稳定在不到8美元/百万英热），后者与Henry Hub天然气市场价挂钩（目前国内冬季价格为10美元/百万英热）。鉴于今后来自美国和俄罗斯的低成本LNG进口量有望增加，我们预计中国LNG售价，尤其是在冬季，将面临更大的下行压力。,2008-01-15,2008-05-15,2008-09-15,2009-01-15,2009-05-15,2009-09-15,2010-01-15,2010-05-15,2010-09-15,2011-01-15,2011-05-15,2011-09-15,2012-01-15,2012-05-15,2012-09-15,2013-01-15,2013-05-15,2013-09-15,2014-01-15,2014-05-15,2014-09-15,2015-01-15,2015-05-15,2015-09-15,2016-01-15,2016-05-15,2016-09-15,2017-01-15,2017-05-15,2017-09-15,2018-01-15,2018-05-15,2018-09-15,2000,1992,1993,1994,1995,1996,1997,1998,1999,2000,2001,2002,2003,2004,2005,2006,2007,2008,2009,2010,2011,2012,2013,2014,2015,2016,2017,2001,2002,