1.1、全球原油边际供应减少
OPEC+从 2022 年 11 月开始至 12 月合计名义减产200 万桶/天，预计实际减产量约为 105 万桶/天，其中，11 月实际减产量为 70 万桶/天。OPEC+于 12 月 4 日举行第 34 届 OPEC+ 部长级会议上同意维持 200 万桶/天的原油减产政策，OPEC+对于高油价诉求明显。
在 OPEC+开启减产周期的同时，IEA 和美国纷纷宣布释储。总体来看，IEA 两次释储以 及美国单独释储总规模达到 3 亿桶。当前美国战略石油储备为 3.82 亿桶为 1984 年以来 的最低水平。从释储整体规模和节奏来看，6-9 月 IEA 和美国释储平均规模为 137.58 万 桶/天，1-4 月平均为 58.33 万桶/天，6-9 月释储规模平均扩大 79.25 万桶/天。在短期内 释储行为可缓解原油供给的燃眉之急，但释储无法长期进行。 IEA 的释储计划预计 10 月底结束，美国 11 月战略库存实际释放 33 万桶/天，并声称 12 月将合计释储约 49 万桶/天，11 月供应量合计减少 69 万桶/天, 12 月供应减少量预计为 53 万桶/天。
欧盟针对俄罗斯原油的禁运制裁已于 12 月 5 日开始实施，通过对俄罗斯出口欧洲原油数 量和国家数据的追踪，9 月俄罗斯出口欧洲原油合计 6266 万桶，其中出口至欧盟国家合 计 5140 万桶（土耳其为非欧盟国），折合 170 万桶/天，在 12 月欧盟对俄罗斯制裁开始同 时，欧盟提出对俄罗斯原油价格限定 60 美元/桶的最高价，远低于当前全球原油价格，俄 罗斯原油供应具有较为显著的不确定性。
虽然美联储持续加息导致强烈衰退预期存在，但是原油在供应端将迎来强支撑对抗衰退预 期，在 11-12 月预计面临近 100-300 万桶/天的供应减少，相当于今年 1 月-9 月全球原油 平均供应量的 1-3%左右。
1.2、中国消费或复苏，原油需求存在边际增加可能
虽然美联储持续加息，市场存在较为显著的需求悲观预期，但整体海外出行强度持续维持 复苏趋势，2022 年下半年全球出行指数小幅回落后维持稳定，欧美出行强度依然维持较 为稳健态势。与此同时，伴随中国疫情政策的调整，居民出行持续恢复，明年原油终端消 费需求或有所回暖，推动全球原油需求增加。
2.1、“双碳”政策推动天然气需求持续增长
目前欧、美、日等发达国家的电力体系中，天然气和可再生能源发电已占有较高的比重， 2021 年欧洲天然气发电比例为 19.82%，美国这一比例在 38.44%，但同时煤炭发电也仍 占有一定的比例，美国煤炭发电比例仍超过 22%，欧洲则在 15%左右。
欧洲电价同欧洲天然气价格存在高度相关性，随着欧洲“双碳”的快速推进，煤炭用量降低 导致的发电量下降需要依靠其他能源补充，由于现阶段储能的经济性问题以及核电的安全 性问题，天然气作为清洁的调峰能源的地位逐渐上升，我们预计在中短期内，发达国家电 力系统中天然气的用量还有一定的增长空间，从而为天然气需求带来增量，天然气供应紧 张问题凸显。
我国天然气发电量水平较低，2021 年我国天然气发电量仅占 3.2%，远低于煤电 62.6% 的水平，随着“双碳”规划的加速推进，未来电力系统将为中国天然气需求提供显著增量。 受供暖、供电煤改气双重影响，我国天然气需求有望持续上升，2021 年我国天然气消费 量为 3787 亿立方米，同比增加 12.5%。伴随中国疫情政策的放开，将为中国工业用气、 居民用气、发电用气等板块天然气需求带来显著增量。
2.2、欧洲天然气需求缺口持续扩大
由于俄罗斯对欧洲及阿尔及利亚对西班牙管道气输送量下降，2022 年欧盟及英国管道气 进口量大幅下降。参考监测数据，2022 年前 46 周，欧盟及英国主要管道气累计进口量为 1752 亿立方米，同比下降约 23%。为弥补管道气进口量的缺口，欧盟和英国扩大了 LNG 现货购买规模，其中美国成为欧洲 LNG 进口的主要来源，占比高达 38%。 2022 年前 44 周，欧盟及英国天然气主要进口途径（包括 LNG 和主要管道气）累计进口量 为 3064 亿立方米，同比增长约 3.7%，2022 年 LNG 已弥补欧盟及英国管道气缺口，管道气 在其主要进口途径中的占比已由 2019 年的约 70%降至目前的不足 50%。
当前由于欧洲入冬速度较为缓和且温度暂未出现极端天气，欧洲天然气去库速度较为和缓， 当前欧洲天然气库存依然维持较高水平。截至 2022 年 12 月 10 日，欧盟及英国地下天然 气储量为 1013.76TWh，储气率为 89%，目前储气量仍然充足。今冬欧洲遭遇能源大面积短 缺的危机相比前期有所缓解，但考虑到今年上半年天然气储气阶段时北溪一号正常供应管 道天然气，而 2023 年受北溪一号断供影响，为缓解能源压力，欧洲 LNG 需求或将进一步 扩大。
2.3、全球天然气供应增长缓慢
目前，世界天然气生产主要集中在美国、俄罗斯和中东地区，2021 年美国/俄罗斯/伊朗/ 中国/卡塔尔天然气生产占比分别为 23.1%/17.4%/6.4%/5.2%/4.4%。美国页岩气供应了主 要边际增量，2012-2021 年天然气产量增量中美国/俄罗斯/伊朗/中国分别占比 40.1%/14.0%/14.0%/13.8%。
美国主要产区天然气管道建设进度延期，我们梳理了美国重点产区州际管道的最新状态， 受制于疫情反复、建设进度不及预期等负面因素影响，原本预计 2022-2023 年投产管道项 目 Mountain Valley Pipeline 宣布延期，投产时间延期至 2023 年底至 2024 年，该项目 天然气运输能力约为 20 亿立方英尺/天，约为当前美国天然气产量的 2%。由于美国天然 气生产主要集中于核心产区，主要依赖州际管道运输至各州使用，州际管道的投产延期或 持续制约美国天然气产量增长。
Freeport 是美国 LNG 重点出口港之一，2022 年 1-5 月其 LNG 出口量占美国总出口量的 17.21%，Freeport 在 6 月发生爆炸后停止生产和出口，考虑到 1-5 月美国 LNG 液化站已 几乎满负荷运行，7-10 月美国 LNG 出口量的降幅接近 Freeport LNG 在 1-5 月的出口量， 因此 Freeport LNG 出口终端停运限制了美国出口能力，近期美国 LNG 出口量接近 2021 年同期水平，与此同时，Freeport 计划 2023 年 1 月将恢复至 2 BCF 的出口能力，预计 2023 年 3 月份将恢复全面生产，但实际恢复时间仍存在不确定性。
与此同时，美国对天然气的需求在 2022 年同样旺盛，1-10 月消费量约 8270 亿立方米， 较 2021 年同期增长约 362 亿立方米，美国天然气产量增量几乎均被国内需求所消化，国 内需求增长也对美国天然气出口有所限制。
2022 年俄罗斯 LNG 出口量处于历史相对高位，但并未出现大规模增长。截至 11 月底，俄 罗斯 LNG 出口量为 439 亿立方米。 2020 年以来，俄罗斯对欧洲主要管道供气量已大幅下降，2022 年 9 月，北溪管道天然气 发生爆炸，俄罗斯至欧洲管道供气量下滑明显，截至 12 月 12 日，俄罗斯主要管道供气量 仅为 482.9GWh/d，同比下降 85.2%。受地缘局势影响，北溪天然气管道难以短期内完成修 复并恢复对欧供气。
2.4、Q4 或为天然气需求大拐点
近期欧洲重点国家天然气平均消费量同比去年同期减少，实际影响为欧洲多国采取减少需 求以维持能源供需平衡或需求实质性衰退仍具有不确定性。回溯欧洲天然气库存数据，通 常情况下欧洲 11 月至次年 3 月开始步入天然气去库取暖周期，伴随天然气步入冬季消费 旺季，气温对需求影响或导致能源价格波动巨大。 当前欧洲去库周期相较往年略微延迟，但当前抽气速度高于往年。截至 2022 年 12 月 13 日，欧洲天然气库存抽气量为 8.74 亿立方米/天，同比上升 34.15%。
欧洲再气化能力成为大幅增加 LNG 进口时的瓶颈。我们通过各国 LNG 进口量和气化站气化 能力对各国的气化站利用率进行估算，2022 年 4 月欧洲 LNG 进口量达到历史新高 5.43 亿 立方米/天，气化站利用率接近 100%，11 月欧洲气化站利用率回升至 90%以上。目前欧盟 及英国共有 LNG 气化站 39 个，LNG 气化站再气化能力为 2062 亿立方米/年；预计 2022 年 底，欧洲将有 LNG 气化站 42 个，较 2021 年增加 7 个；LNG 气化站再气化能力将达到 2271 亿立方米/年，较 2021 年增加 278.3 亿立方米/年。
欧洲 LNG 再气化能力将在未来几年内快速提升。预计 2023-2026 年将分别增加 579/555/142/318 亿立方米/年。2022 年 11-12 月，在原计划于年底上线的气化站投产前， 欧盟及英国 LNG 再气化能力将存在约 0.7 亿立方米/天的缺口。在 2022 年 11 月-2023 年 4 月，若欧洲 LNG 气化站投产出现延误，则 LNG 进口能力不足仍然有可能会伴随整个天然气 进口旺季。若 2023 年全年欧盟及英国 LNG 进口量约为 5.67 亿立方米/天，则欧盟及英国 2023 年加权平均再气化能力将超过其 LNG 需求，因此到 2023 年中或下半年，再气化能力紧张将得到缓解。
2.5、欧洲天然气还够用多久？
参考过去 7 年欧洲最慢去库速度为乐观假设参考基数，以北溪一号是否恢复 20%供应量， 美国自由港是否恢复运营对今冬欧洲在悲观情景下的去库情况进行测算。在乐观假设下， 2023 年 4 月欧洲天然气库存水平基本与近几年历史最低值持平，而明年北溪是否供应仍 具有较为显著的不确定性且自由港恢复持续延期，即使是暖冬最慢去库速度 2023 年 4 月 欧洲库存或达到 2018 年以来最低水平，欧洲天然气存在供求缺口扩大风险，且 2023 年欧 洲累库进度存在不及预期可能性。
3.1、资本支出扩张促使上游资产开发稳定
在国际原油价格中枢维持中高位，天然气价格中枢有上抬可行性的情景下，具有上游油气 资产企业业绩确定性较强，主要关注标的：中国石油、中国海油、中国石化。 全球“双碳”政策驱动下，国际油气公司倾向于将资金用于降低企业负债率以及提高股东回 报，对于增加资本开支以推动油气产量以及新勘探储量增加意愿较低。三桶油勘探开发资 本支出逆行业趋势增长，2016 年以来三桶油合计勘探开发资本支出稳定增长，仅 2020 年受疫情影响有所回落。三桶油 2021 年合计勘探开发资本支出为 2644.61 亿元，同比增 加 2.74%，2022 年指引约为 2817 亿元。三桶油勘探开发资本支出逆势扩张，从而推动 后续公司成长确定性较强。
三桶油合计原油储量自 2014 年以来有所下滑，但整体仍稳定在较高水平。2021 年，三桶 油合计原油储量有所修复，达到 117.37 亿桶，同比上升 12.89%；三桶油合计天然气储量 自 2015 年起稳定处于 90 兆立方英尺以上的高水平，2021 年三桶油合计天然气储量为 91.72 兆立方英尺，同比下降 0.93%。 三桶油合计原油产量自 2011 年以来维持稳定，2022 年截至第三季度合计原油产量达到 12.25 亿桶，同比上升 1.4%；合计天然气产量自 2011 年以来逐年高升，2011-2021 年 CAGR 达 6.58%，2022 年截至第三季度合计天然气产量达到 4.9 兆立方英尺，同比上升 6.05%。 三桶油上游资产开发稳定为未来业绩增长和公司高股息回报奠定了坚实基础。
三桶油归母净利润均大致自 2016 年的低点开始回升，2021 年疫情影响逐渐减弱，中石 油 / 中 海 油 / 中 石 化 净 利 润 为 921.6/703.1/712.1 亿 元 ， 同 比 增 长 385.61%/181.20%/116.28%。2022 年前三季度，中石油/中海油/中石化净利润为 1202.7/ 1087.6 / 566.6 亿元，其中，中石油与中海油已超过 2021 年全年净利润水平。
中石化和中石油销售板块持续维持盈利能力稳健，成品油销售受行业景气度波动影响较小， 中石油/中石化销售板块毛利率始终保持在 2.5-8%/6-9%的范围，虽然 2006-2008 年 /2011-2014 年/2017-2019 年石化行业景气出现下滑周期，但销售业务业绩波动较小，中 石油/中石化销售业务贡献毛利占比在 15%/18%以上。
3.2、持续维持高股息政策，标的具有类债券防御属性
通过梳理中国石油，中国海油以及中国石化的股利支付率，三桶油的股利支付率均在 45% 以上，对应当前股价股息率均在 7-12%左右，对应港股股价较低情景下，股息率平均处 于 10-19%，资产具有较高的类债券防御属性。
我们看好油价因供给边际增量有限而维持高位，以及在保障国内能源供应的大背景下三桶 油加强勘探开发力度，促进油气储量、产量增长。同时，由于批零价差相对稳健，海外成 品油裂解价差受益于海外炼能的出清持续维持相对高位，或为三桶油带来一定业绩弹性。 我们参考了当前全球原油价格、中国成品油零售价以及三桶油最新业绩情况在不同油价环 境假设下对中国石油、中国海油和中国石化进行盈利测算以及股息率预测。今年至今全球 原油价格均值在 100 美元左右，受俄乌冲突、美国短期释储以及美联储加息等影响，原 油价格存在不确定性，在此情况下，我们在悲观/中性/乐观三个不同情景下对中国石油、 中国海油和中国石化进行盈利测算以及股息率预测。
中性情景下，我们持续看好原油价格中枢在供需偏紧情景下持续维持高位，2022-2024 年保守给予 100/90/90 美元/桶的原油销售价格。在此假设下，2023-2024 年三桶油对应 A 股股息率在 7.5-11.5%的范围，H 股股息率在 11-19.5%的范围内。 悲观情景下，或受全球需求衰退，供应端大幅增加等不确定影响，假设全球原油价格 2023-2024 年有所回落，假设 2022-2024 年全球原油价格为 100/70/70 美元/桶。在此假 设下，2023-2024 年三桶油对应 A 股股息率仍然有 5-8%，H 股股息率仍然有 8-14%。 乐观情景下，全球原油终端需求稳定，但地缘政治的不确定性或造成原油供应端边际减少 可能性，2023-2024 全球原油价格中枢或进一步上抬，假设 2022-2024 年全球原油价格 为 100/110/110 美元/桶。2023-2024 年三桶油 A 股对应股息率有望提升至 8-14%，H 股 对应股息率有望达 13-24%。
4.1 民营大炼化持续投入下游布局，现金流增长助力成长确定性
受制于全球原油价格大幅波动以及终端需求不景气负面影响，2022 年下游炼厂景气度较 为低迷，各大民营大炼化企业的利润水平受到负面影响。虽然 2022 年 Q3 受制于原油持 续单边下跌、恒力炼化设备检修，美元持续走强以及下游需求的低迷让民营大炼化企业利 润短期承压，但民营大炼化的整体现金流水平伴随着炼化一体化项目的投产整体维持较为 稳健且增长趋势。
2021 年全球经济复苏的大背景下，全行业获得约 681 亿的经营现金流，以 2021 年民营 大炼化板块的投资水平最为参考，项目投资通常动用 30%本金和 70%贷款，民营大炼化 拥有年 2270 亿的最大投资能力。伴随 2023 年民营大炼化企业深加工项目持续投产，预 期经营现金流会有进一步的增长，丰沛的现金流促使民营大炼化龙头企业持续维持稳健投 资，进一步增加公司持续成长的确定性。
4.2 恒力石化：持续推进 C2-C5 深加工，新材料挺进改性塑料
恒力石化持续推进炼化一体化的规划布局，在现有产能的基础上向广向深拓展产能规划。 就目前恒力石化生产链投建规划，恒力石化在具有炼化深加工潜能的同时，还可以降低生产成本，进而进一步扩大附加值。
环氧丙烷生产线进一步加工后产出的聚醚多元醇作为优质电解液的原料之一，巩固了恒力 石化进一步布局新能源领域的基础，配合即将建成的 C3 年产 26 万吨 PC 生产线，使恒 力具备潜在大体量新能源车/充电桩以及其他需求增长迅速的工程塑料领域的潜力。在新 材料业务方面，康辉新材料作为恒力在新材料领域的先锋，继续推进各类功能性薄膜和改 性塑料产能，高端聚酯膜在光伏等高增长产业的广泛应用以及改性 PET 在车辆制造中的 重要性确保了恒力持续增加产品附加值的能力。与此同时，康辉新材料 16 亿平的锂电隔 膜项目稳步推进，2022 年底开始安装第一条线，2023 年 6 月投产，也为深加工一体化布 局增进确定性。
4.3 浙石化：推进新材料产能布局，转型化工新材料
浙石化二期项目持续处于投产过程中，目前荣盛石化持股 51%，桐昆股份持股 20%，伴 随深加工的推进，业绩成长性确定性强。 C2:目前炼化一体化项目 C2 产业链终端产品仍然为 LDPE，HDPE 以及 EVA，随着浙石 化高性能树脂项目在未来扩大产能，浙石化在新能源领域保持向上的发展趋势。 C3：目前炼化一体化项目 C3 产业链环氧丙烷和 MMA 两条产业线有向下游聚醚多元醇和 PMMA 延伸的潜力。随着新能源需求的持续增长，终端需求有可能保持增长势头。
随着浙石化 2022 年大力推进高端化新材料建设，浙石化未来将额外拥有大量 LDPE， HDPE 和 EVA 产能，加之在建的 ABS，SBS 等生产线，大大增加了浙石化在光伏以及新 能源车等高增长领域的话语权。C2 产业链巩固和增强公司在光伏等新能源领域的利润空 间的同时，C3 产业链环氧丙烷产业线、碳酸乙烯酯以及 MMA 生产线都有向下延伸到锂 电池电解液的空间。预计 2023 年投产的年产 30 万吨醋酸乙烯、20 万吨碳酸乙烯酯扩大 浙石化在新能源电池和 EVA 的产能，同年预计投产的橡胶、PBS 可降解材料等高附加值 产品线与优化原料互供和向下游延伸的发展战略相契合。
4.4 东方盛虹：炼化一体化投产降低成本，持续推进新能源布局
东方盛虹年产 1600 万吨的炼化一体化项目于 5 月投产，投产后的 PX-PTA-FDY/DTY 产 业链进一步降低了下游高端产品生产成本。斯尔邦于 2022 年 9 月成功开车年产 800 吨的 POE 产业线，使东方盛虹同时具备生产光伏级 EVA 和潜在生产 POE 的能力。
东方盛虹同年投资 284 亿元布局海格斯新能源磷酸铁锂产业链和盛景新材料 POE 产业链， 继续扩大光伏级 EVA 布局。伴随新 10 条出台和国内出行强度恢复，新能源相关产业的增 长有望继续推动东方盛虹的业绩增长。
（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。）
