2024年中证油气资源指数ETF投资价值分析报告：基于产业视角

一、油气开采：上游景气度上行周期持续，油价与油服迎来共振

1.1 油气开采：油价或将长期处于中高位运行，上游景气周期有望持续

1.1.1 供给端：资本开支不足和资源劣质化推动供给端刚性化

过去 2 年，油价维持在 70 美元/桶以上，呈现宽幅震荡： 2022 年上半年，俄乌冲突爆发，加拿大、美国、英国和澳大利亚先后宣布禁止进口俄罗斯石油，欧盟正式宣布 对俄罗斯进行第六轮制裁，包括 2022 年 12 月禁止海运进口俄罗斯原油，2023 年 2 月禁止海运进口俄罗斯成品 油，地缘政治危机使油价一度冲高至 120 美元/桶以上。 货币超发叠加能源价格上涨导致美国甚至全球通胀率高涨，美联储加息幅度和加息频率提升，引发市场对于经 济衰退的担忧，加之美国释放了 1.8 亿桶原油应急战略储备，2022 年下半年原油价格单边下跌。 2023 年上半年，在美联储继续加息、欧美银行业危机叠加 OPEC+持续减产等多方因素影响下，市场进入供需 相持阶段，原油价格在 70-80 美元/桶区间波动。 2023 年 7 月，沙特已实施 100 万桶/天的强势额外减产，加剧原油供应紧张，同时成品油消费特别是美国汽油 消费进入旺季，油价企稳回升。 2023 年 10-12 月，受 OPEC+减产政策不及预期、需求走弱、原油期货多头头寸获利了结等空头因素交织影响， 油价出现下行。 进入 2024 年后，巴以冲突进一步升级，中东地缘政治局势紧张带来风险溢价，油价稳中有升。

综合过去油价回顾，我们认为，在市场对原油需求持续担忧的情绪下，本轮油价推升的本质在于供给端，即过 去资本开支不足和资源劣质化引发的当前的原油供给弹性有限，从而使得以沙特为首的 OPEC+能够通过调控 剩余产能对油价产生更大的边际影响。对于未来油价展望，我们认为，美国石油开采面临资源劣质化和成本通 胀双重压力，以沙特为首的 OPEC+维持高油价意愿和能力仍没有弱化，原油供给偏紧的格局并未发生根本性 改变，油价高位支撑仍然存在。

分区域来看： 美国原油产量未来增速或将放缓。截止 2023Q2，美国上市油企资本开支不断提升，经营现金流再投资比例升 至 95%，较 2021-2022 年（50%以下）明显提升，但考虑成本通胀挤压实际投资水平，且受资源枯竭制约影响， 我们认为美国原油产量增速或将放缓。根据彭博，2022年美国二叠纪盆地水平井长度较 2018年增长了 20-30%至 3000 米以上，但单位水平长度对应的页岩油生产效率却出现了下降。从盆地生命周期来看，页岩油生产盆地 累计采出程度达到约 50%时，产量在此前后或将达峰，而 Goehring & Rozencwajg 预计美国最大的二叠产区或 将在 2024Q4 累计采出程度达到 50%。据 EIA 在 2024.4 预测，2024 年美国原油增量仅为 43 万桶/天，或将较 2023 年 100 万桶/天以上的产量增幅大幅下降。

美国原油长期增长存在天花板。2023 年，受老井衰减加速以及新井产量增幅有限影响，美国页岩油月度产量增 幅已经逐步下降至负数。根据 EIA 最新预测，美国原油产量或将在 2028-2030 年达峰，达峰产量为 1330-1340万桶/天，较 2022 年 1183 万桶/天仅增加约 150-160 万桶/天。

俄罗斯近期的主动减产及长期产能瓶颈，或造成供给进一步收缩。俄罗斯计划从 2023 年 3 月至 12 月减产石油 50 万桶/天，同时 2023 年 8 月计划减少石油出口 50 万桶/天，2023 年 9 月计划减少石油出口 30 万桶/天并延长 至 12 月。2023 年 11 月，俄罗斯宣布在 2024Q1 再次进行自愿减产，其中原油出口减少 30 万桶/天，成品油出 口减少 20 万桶/天。2023 年 11 月，俄罗斯原油产量近 950 万桶/天，较 2 月实际减少近 40 万桶/天；俄罗斯石 油出口量（原油+石油制品）为 750 万桶/天。2024Q1，俄罗斯原油出口计划减少 30 万桶/天，成品油出口减少 20 万桶/天，2024 年 3 月延长自愿减产至 2024Q2。长期看，俄罗斯也面临资本开支不足的问题，并将对其长 期产能造成损害。

本轮减产面临增产能力不足的客观约束，沙特减产挺价意愿较强烈。除沙特外的其他 OPEC+国家受产能上限 制约，难以在 2-3 年内实现大幅增产。当前仅沙特、阿联酋拥有较多可自由支配的剩余产能，截至 2023 年 12 月两国剩余产能分别约为 308、108 万桶/天，沙特内部协调能力和油价调控能力有望进一步增强。根据 IMF 预 测，沙特未来 2 年财政平衡油价在 84 美金/桶以上，而 2023 年 7 月以来沙特减产 100 万桶/天驱动油价抬升 10 美金/桶所带来的收益仍较为可观，因此沙特减产托底高油价的意愿和可持续性均较为强烈。

2024H1，OPEC+原油供给仍保持谨慎，支撑油价高位。2023 年 11 月 30 日，第 36 届 OPEC+部长级会议结 束，会议达成 2024Q1 自愿减产协议。我们测算，2024Q1，相比于 2023.10 实际产量，OPEC+各国（不包含 安哥拉）减产规模为 69 万桶/天，IEA 数据显示 2024 年 1 月 OPEC+实际较 2023.10 减产 47 万桶/天。2024 年 3 月，OPEC+决定将 2024Q1 自愿减产政策延长至 2024Q2，支撑油价高位。

1.1.2 需求端：短期需求有望转强，长期达峰尚需时日

短期内原油需求或仍保持增长态势。当前美国经济表现出了较强韧性，通胀风险和利率矛盾有望在中美新一轮 谈判中得到逐步化解；中国经济探底后有望修复，制造业 PMI 正逐渐回到景气区间，进出口贸易额同比降幅已 现收窄，我们预计未来全球宏观经济仍能够对油价产生可持续支撑。根据IEA、EIA和OPEC三机构最新预测， 2024 年全球原油需求增量将分别为 120、94、225 万桶/天，仍保持稳定增长。

长期来看原油需求达峰尚需时日。交通用汽柴油占据了全球油品消费的半壁江山，主要考虑新能源汽车替代效 应的影响。考虑传统能源价格高涨推动新能源汽车渗透加速，我们采用新能源车渗透率按照 S 型上升的情景假 设，对全球汽柴油消费进行预测，得到全球交通用汽柴油需求量将在 2025年达峰的预测结论。基于此，以及我 们对航空煤油、工业用油、化工用油和其他用油的假设和模型，我们预计全球原油总需求量将在 2027年左右达 峰，2027 年需求达峰量与 2022 年需求总量之间还存在约 400 万桶/天的增长空间。

1.1.3 托底因素

美国进入战略补库阶段。根据 IEA 数据，当前美国 SPR 不到 4 亿桶，其战略原油库存已下降至历史相对低位。 战略原油库存低位也促使美国进入 SPR 补库周期，美国政府在 2022 年 10 月其补库心理价位 67-72 美元/桶， 2023 年 6 月，美国能源部官网发布声明表示，以 73 美元/桶的均价成功完成补库 300 万桶战略石油储备（SPR） 的招标，而美国 2023 年 10 月补库心理价位已升至 79 美元/桶，我们认为美国 SPR 补库周期来临，其逐步抬升 的补库预期价位也有望对油价形成托底支撑。

1.1.4 结论

展望 2024年，海外及国内经济或将迎来双重修复，原油需求仍保持增长态势；美国石油开采面临资源劣质化和 成本通胀双重压力，以沙特为首的 OPEC+维持高油价意愿强烈，原油供给偏紧的格局并未改变；叠加美国长期 的战略储备原油补库需求，我们预计油价或将持续处于中高位水平。此外，根据 IEA、EIA 和 OPEC 三机构预 计，2024 年全球原油市场整体呈供需紧平衡状态。 产能周期引发大通胀，看好原油等能源资源的历史性配置机会。中长期来看油价将维持中高位，未来 3-5 年能 源资源有望处在景气向上的周期，继续坚定看好本轮能源通胀，继续坚定看好原油等能源资源在产能周期下的 历史性配置机会。

1.3 油服：油服与油价共振，行业开启上行周期

油田服务行业的景气度直接受到石油天然气的勘探及生产发展状况的影响，同时这些石油勘探、开发企业则直 接受到油价波动的影响。我们认为，油价可通过影响石油公司的资本开支，进而间接影响油服公司的订单和业 绩。

1.3.1 油服需求端

随着美联储加息或已接近尾声，俄乌冲突对于全球能源贸易格局的影响程度边际递减，油价的影响因素或将更 加回归供需基本面的变化，在前述支撑和托底因素的共同作用下，我们认为油价有望在中高位水平保持较长时 期，上游资本开支复苏节奏在这样的预期和信心之下或将加快。特别是此前能源转型节奏较快的欧洲油气公司 的战略计划已发生调整，BP 将其到 2030 年承诺的减排 35-40%缩减至 20-30%；壳牌则宣布到 2030 年前不再 进一步减少产量，相反会增加天然气产量。壳牌新任 CEO Wael Sawan 正重新关注化石燃料业务，并表示： “在未来很长一段时间里，世界都需要石油和天然气。因此，削减油气产量是不明智的。” 我们认为，一方面，石油公司对于油价信心的增强或可能会抵消其对于能源转型带来的对油气需求和资产搁置 风险的担忧，选择加大资本开支，维护国际市场供需平衡、实现公司利润的增长；另一方面，资源劣质化、原 材料和人工通胀也使得上游有效资本开支被挤压，也就意味着，相比疫情前，如今实现同样的产量增长，或可 能需要更大的资本开支。我们认为，在较长时期的中高油价水平预期和信心下，上游资本开支或将实现进一步 增长。 陆上常规油气一直是全球油气开发领域的核心，但随着深水油气的逐步开发及非常规油气的异军突起，海域及 非常规油气在开发对象中占据越来越重要的地位。根据中海油服引用 HIS Markit 预测，海上为未来的油气勘探 开发投资重点，其资本开支占比逐步提升，陆上资本开支整体将呈下降趋势。

1.3.2 油服供给端

海外油服板块资本开支恢复有限。我们统计了海外 24 家油服公司的资本开支情况，与油气公司资本开支趋势类 似，2014-2021 年，油服板块的资本开支持续下降。2022 年，受益于油价高企，油服资本开支明显回升，但尚 未恢复至 2019 年水平。2023-2024 年，根据彭博预期，油服资本开支仅维持在 80-90 亿美元，远不及 2011- 2014 年高油价周期水平，后续海外油服供给端增速或将有限。过去几年的油价低位以及行业资本开支大幅下降 推动了油服产能陆续出清。

1.3.3 油服跟踪指标已显著好转

全球钻机使用率逐步恢复，钻井板块日费触底回升。使用率方面，2020 年全球钻机使用率显著降低，2021 至 今正逐步恢复，海上钻井装备利用率从最低点不足 60%已快速回升至 80%左右，陆上活跃钻机数已从底部的约 500 台提升至约 750 台。日费方面，2022 年新冠冲击导致油服行业日费触底，至 2024 年 2 月，海上自升式、 半潜式钻井平台平均日费回升幅度分别约 20%和 60%。日利润方面，2023Q3 美国陆上钻井公司 Patterson 和 Nabors 单台钻机日利润已经达到 1.6-1.8 万美金/天的历史高点。我们认为，随着需求回暖和过去产能出清，全 球陆上和海上的钻机使用率出现改善、钻井板块日费和日利润触底回升，油服行业拐点或已显现。

我们认为，在较长时期的中高油价水平预期和信心下，上游资本开支或将实现进一步增长。与此同时，油服行 业产能出清或已告一段落。油服行业产能利用率、服务价格已逐步提升，未来或将进一步迎来景气上行周期。

二、炼化：供给增速走缓+需求复苏，行业效益有望持续提升

2.1 炼油：行业供需格局有望改善，油品景气复苏在即

全国炼能建设步伐趋缓，供给侧存量峰值有望来临。从历史炼能增量情况看，自 2017 年开始，伴随国内民营大 炼化持续上马，全国炼能迎来投产高峰，即便考虑落后产能出清，2018-2021 年全国炼能净新增量均在 2000 万 吨以上。自 2022 年开始，国内民营大炼化投产步入尾声，整体炼能建设步伐趋缓。根据国家发展改革委等部门 发布的《关于促进炼油行业绿色创新高质量发展的指导意见》，到 2025 年，国内原油一次加工能力控制在 10 亿吨以内，千万吨级炼油产能占比 55%左右，当前我国炼能总量约为 9.2 亿吨，根据我们统计，未来或将有超 过 1 亿吨左右的炼能待释放，供给侧存量峰值有望来临。

成品油消费税进一步收紧，行业产能出清有望加速。自 1994 年国家首次从汽油、柴油征收消费税至今，成品油 消费税呈现明显的征收范围扩大、税额提升的趋势，其中汽油、柴油、航空煤油分别自 0.2、0.1、0.1 元/升， 提升至 1.52、1.2、1.2 元/升。消费税作为炼厂在销售成品油过程中的关键税金，是油品成本的重要组成部分， 根据我们测算，以航空煤油为例，在 1.2 元/升的基础上，单吨航空煤油的消费税为 1495 元。由于消费税对盈利 影响巨大，中石化经研院专家指出，部分炼厂为逃避消费税，生产的汽柴油产品以其他化工产品的名目销售，若 油品出厂后无法达到汽柴油标准，则以组分的形式销往调油商。我国成品油消费量巨大，刻意规避、偷逃消费税 现象突出，根据《关于做好 2020 年能源安全保障工作的指导意见》，其特别强调了对具有原油进口使用资质但 发生严重偷漏税等违法违规行为的地方炼油企业，一经执法部门查实，则取消原油进口资质。我们认为，国家出 台一系列政策收紧成品油消费税政策，将进一步营造公平竞争环境，同时倒逼具有偷逃税款等违法行为的炼厂退 出市场，行业出清有望加速。

居民出行持续回暖，成品油需求支撑显著。2022 年底国内疫情防控政策优化后，居民出行持续恢复，交通运输 行业回暖迅速，其中，2023 年国内公路货运量为 36.63 亿吨，基本恢复至疫情前水平，航空旅客运输量 0.42 亿 人，与疫情前基本持平，居民出行回暖、交通运输修复，对成品油需求支撑强劲。从成品油消费量角度看， 2023 年我国成品油累计消费量为 3.87 亿吨，已大幅超越 2019 年同期水平，出行修复对成品油消费具有明显支 撑作用。2024 年伴随国内经济持续修复，居民出行需求有望继续提升，成品油消费复苏可期。

2.2 化工：高端化工品仍有缺口，行业结构性机会仍存

国内乙烯产能缺口仍存，下游高端产品“卡脖子”与国产替代仍需时日，远期化工品需求红利有望延续。乙烯 是石化化工品供给端的核心变量，我们根据 2023-2025 年 IMF 对中国的 GDP 增速预测*人均乙烯消费量与经济增 速的弹性系数作为人均乙烯消费量增速，结合联合国对中国人口预测量，测算得到 2023-2025 年中国乙烯当量需 求分别为 6760、7192、7640 万吨/年。我们根据 Globaldata Oil 数据，预计 2023-2025 年中国新增乙烯产能将 达到 1840 万吨，年均产能增速为 12%。通过当量消费量和产能增量测算，我们预计 2023-2025 年中国乙烯供给 缺口或将分别达到 1539、1361、1119 万吨。 与此同时，受制于乙烯下游高端产品的“卡脖子”环节，我国部分乙烯下游产品仍需要依赖进口，伴随近年来我 国高端聚烯烃产业发展，国内高端聚烯烃专利数量整体呈增长态势，但聚烯烃核心领域如聚合技术、催化剂技术 以及加工改性技术等主要为美、日、欧等发达国家所垄断。2022 年我国高端聚烯烃自给率为 41%，而距离《关于 “十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》中对于到 2025 年化工新材料保障水平达到 75%的目标仍 有较大差距且时间紧迫，保障自给水平和破除高端产品的外部技术约束是需求端放量的关键动力。

2024 年芳烃高景气仍有望维持。供给端，在 2022-2023 年 PX 产能密集投产后，PX 供给端增量产能或将明显收 缩，根据我们统计，预计 2024-2026 年国内新增产能或仅有 500 万吨，较 2023 年集中投产的 770 万吨明显收 窄，供给端缩量有望支撑产品价格价差保持坚挺。需求端，成品油需求抬升有望带动 PX 调油增加，同时 PTA 的增量产能爬坡也将在 2024 年逐步释放，PX 供需偏紧格局或仍将维持。

从库存绝对量上看，目前聚烯烃行业库存相对良性，芳烃行业库存处于历史相对低位，自 2023Q2 以来，PX 工 厂总库存持续下降，我们认为一方面来自 PTA 密集投产带动 PX 去库，另一方面，成品油需求带动芳烃调油需 求增加。

结论：我们认为，当前炼化景气偏弱主要来自地产端对烯烃需求拉动有限，叠加民营大炼化投产高峰过后产能 集中释放，供给侧对产品价格及盈利带来制约。展望未来，我们认为在政策端驱动下，炼化行业供给有望迎来 峰值，叠加居民出行、消费复苏，芳烃等行业结构化机遇仍存。

三、天然气：国内天然气消费量增长空间广，天然气市场化改革打开气价上浮 空间

3.1 全球供需格局大幅调整，天然气定价回归基本面，供需紧平衡态势下气价弹性较大

3.1.1 供应：全球天然气供应格局大调整，美国为 LNG 供应增量的主要来源

全球天然气产量整体呈小幅增长态势，近 10 年 CAGR 约为 2%。近年来受新冠疫情、俄乌冲突等因素影响，产量 出现小幅波动。2022 年全球天然气产量 40438 亿方，同比下降 0.2%。同时，供应格局出现大幅调整，美国为全 球最大天然气生产国、也是主要增量贡献来源。2022 年美国天然气产量达 9786 亿方，占全球天然气产量的 24.2%，同比增长高达 3.7%（较全球平均增速高 3.9pct）。 与此同时，全球 LNG 的供应增速相对较高，近 10 年 CAGR 为 5.3%，2022 年全球 LNG 供应量 5434 亿方（占全球 天然气总供应量的 13.4%），同比增长 5.2%；LNG 供应增量主要来自美国，随着美国国内 LNG 液化出口设施的 相继投产，出口量快速增长，2017-2022 年 CAGR 达 43.6%，占比自 2016 年的 1.1%快速上升至 2022 年的 19.2%， 已成为全球 LNG 增产主力。

3.1.2 需求：欧洲天然气需求较低迷，中国需求增长成为主要亮点

俄乌冲突后欧洲天然气消费量持续下降。在暖冬、高气价及经济疲软下工业减产、燃料替代以及居民自发节能 等因素的共同作用下， 2022 年 8 月至 2023 年 3 月期间欧盟天然气消费量与过去 5 年平均消费量相比下降了 17.7% ，超额完成 15%的消费量削减目标。2023 年以来暖冬下供暖需求弱叠加可再生能源发电量大幅反弹，欧 盟天然气消费量继续下降，2023 年欧盟天然气消费量约 3123 亿方，同比下降 4.3%。 2022 年俄乌冲突下国际气价高企、经济疲软等因素严重抑制了亚洲地区 LNG 进口及消费需求。2023 年在国际气 价回落、经济复苏等因素的拉动下，中国天然气消费量出现恢复式增长。2023 年中国天然气表观消费量 3945.3 亿立方米,同比增长 7.6%。而与此同时，在日本重启核电、可再生能源发电量快速增长等背景下，日韩天然气 发电需求大幅下滑，拖累天然气消费量，2023 年日韩天然气消费量合计同比下降 4.2%。整体来看，2023 年以来 亚洲天然气消费需求呈现温和复苏态势，中国消费的增长成为主要拉动力。

3.1.3 天然气市场向供需基本面定价逐渐回归，供需紧平衡态势下气价弹性较大

复盘 2021 年以来的国际气价走势，近年来气价主要受产能周期、气候因素、地缘政治导致供需格局调整等因素 的影响，呈现大幅波动的特点。 1）2021 年二季度以来，全球气价出现一轮大幅上涨。需求端来看，2021 年欧洲经历年初低温、夏季高温、年 末寒冬，叠加经济缓慢复苏、可再生能源发电量不足等因素，天然气需求持续增长；供应端来看，欧洲天然气 进口管线北溪 2 号投用受阻，同时 2021 年全球新增 LNG 产能达到七年来的最低值。欧洲需求超预期上涨叠加供 应不足共同驱动拉动全球气价大幅上涨欧洲 TTF 现货价格由 12 月 7 日的 29.7 美元/百万英热快速上涨至 12 月 27 日的 73.7 美元/百万英热，期间涨幅达 148.5%。 2）2022 年初俄乌冲突事件爆发后，市场对俄罗斯断后欧洲天然气供应状况的担忧日益加剧，TTF 气价由 2 月 22 日的 23.8 美元/百万英热飙升至 3 月 8 日的 69 美元/百万英热，期间涨幅达 190.3%。2022 年 6 月以来，随 着俄罗斯管道气量的持续下降以及美国自由港事故导致美国 LNG 出口能力受限，欧洲气价出现了一轮持续近 3 个月的气价大幅上涨期。TTF 价格自 6 月 9 日的 24 美元/百万英热，一度冲高至 8 月 30 日的 91.7 美元/百万 英热，期间涨幅高达 282.7%。 3）2022 年下半年以来，国际气价逐渐由极端高值回落。供应端，欧盟高气价吸引全球 LNG 货源，大力采购高 价气实现快速补库存；需求端，欧盟主动、被动大幅削减天然气消费量，全球天然气供需格局紧张趋势缓解。 天然气市场从俄乌冲突的恐慌性超高溢价向供需基本面定价逐渐回归，国际三大市场气价出现深度调整。2024 年 1-4 月，欧洲 TTF 均价为 8.8 美元/百万英热，同比下降 45.3%，中国现货均价为 9.6 美元/百万英热，同比 下降 41.2%，美国 HH 现货均价为 1.9 美元/百万英热，同比下降 24.8%。 总体而言，受产能周期和供需格局的大幅调整影响，近两年全球 LNG 市场总体维持一种较为脆弱的紧平衡态 势，地缘政治、极端天气等因素的扰动易引发短期内供需失衡，从而导致国际气价的大幅波动。

从目前 LNG 液化出口设施的投放计划来看， 2024-2026 年 LNG 液化出口设施有望迎来一轮投产高峰，IGU 预计 24-26 年全球将新增 LNG 产能 8789 万吨/年，其中美国约占 48%。若 LNG 液化设施如期投产，全球 LNG 供应端的 脆弱性有望得到一定程度的修复。

3.2 我国天然气消费快速增长，“双碳”转型下未来增长空间大

3.2.1 供应：国内天然气产量增速趋缓，对外依存度居高不下

我国天然气产量稳步增长但增速较缓慢，供需缺口持续拉大，2018 年后天然气对外依存度达到 40%以上。由于 上游市场化程度低、资本开支不足、地质条件复杂开采难度大等原因，我国天然气产量增速较缓。 2019 年国 家能源局正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”，国产气量稳步增长，2019-2022 年 CAGR 达 7.8%，近年来 随着我国高品位资源的开采消耗，我国天然气产量，尤其是常规天然气产量增速趋缓。2023 年我国天然气产量 2297.1 亿方，同比增长 5.8%。与此同时，LNG 进口量快速增长，2011-2023 年 CAGR 达 15.8%，我们预计在未来 消费量持续增长、国产气量供应不足的情况下，天然气进口量将保持较高增速。 2023 年我国天然气供应结构中：1）国产气量占比 58%，国产气以常规管道气为主，价格由三大油与下游城燃等 用户签订年度购销合同；此外有少量非常规气源，如煤层气、煤制气、页岩气等，非常规气源定价相对市场 化；2）进口气量占比 42%，其中进口管道气占比 17%，主要来自中亚、俄罗斯、缅甸等国家，定价采用长协形 式，采购成本通常挂钩油价指数；进口 LNG 占比 25%，主要来自卡塔尔、澳大利亚、美国等 LNG 出口大国，其 中约 70%是长协，采购成本挂钩 Brent/JCC/JKM/HH 等国际油气价格指数，另有 30%是现货，气价随现货市场供 需波动。

3.2.2 需求：我国天然气消费快速增长，“双碳”转型下长期天然气消费量增长空间广阔

2023 年经济复苏&气价回落拉动天然气消费量恢复性增长，长期消费增长空间大。近年来在经济发展及能源结 构转型等因素的影响下，我国天然气表观消费量迅速增长，近 10 年 CAGR 达 11%。2022 年在国内经济承压、需 求疲软、国际气价高位震荡等因素的影响下，我国天然气表观消费量同比下降 1.7%。2023 年以来国内经济复 苏、国际气价逐渐回归正常，国内天然气表观消费量 3945.3 亿方，同比增长 7.6%。

短期天然气供需维持紧平衡态势，长期消费量增长空间大。我们预计国内天然气供需短期内保持紧平衡态势。 供应方面，国产气保持稳健增长，假设 2024-2025 年国产气量增速 5.5%/5%；2024-2025 年中俄东线管道产能爬 坡期，假设 50 亿方/年增量；中亚管道气供应量下降 10 亿方/年；LNG 进口量在经历 2022 年大幅下降后，预计 逐年恢复正常增长，2024-2025 年进口量增速 8%/6%；需求方面，天然气消费量稳步增长，预计 2024-2025 年国 内天然气消费量保持 6%左右的增速。 长期来看，双碳背景下，天然气作为三大化石能源中的单位碳排最低品种，是能源转型过程中重要的过渡能 源，消费量仍有较广阔的提升空间。随着我国大气污染防治政策推动下工业领域气代煤、北方地区清洁供暖的 持续推进，以及天然气重卡销量增长带来新消费增长点，结合国家能源局等权威机构的预测，未来几年中国天 然气消费量仍将保持中高增速，2023-2025 年预计 CAGR=5.5-7%，2025-2030 年 CAGR=5-6%，2040 年左右达峰， 消费峰值预计约 6500 亿方左右，之后进入平台期，未来 10 年国内天然气消费增长空间较大。

3.2.3 气价：国内气价与国外联动，波幅相对较小，天然气价格市场化改革打开盈利空间

国内 LNG 价格由供需情况决定，受海外气价影响较大，波动较国际现货价格小。2022 年受国际供需紧张影 响，中国 LNG 到岸价飙升，带动国内 LNG 出厂价大幅上涨，2022 年国内 LNG 出厂均价达到 6914 元/吨，同比 上涨 42%，2023 年回落至 4995 元/吨，同比下降 27.8%。 国内管道气中管制气价格受 20%上下浮限制，非管制气定价市场化，2023 年管道气价格继续上涨。管道气方 面，根据中石油 2023 年 4 月的定价合同方案，综合售气价格同比小幅上涨。其中，管制气部分的居民用气售价 较各地门站价的上浮幅度由上年同期的 5%提升至 15%（上浮比例增加 10pct），非居民用气售价（均衡 1 气 价）较各地门站价的上涨幅度由上年同期的 15%提升至 20%（上浮比例增加 5pct）；非管制气部分售价市场 化，均衡 2 气价定为各地门站价上浮 80%。

我国天然气价格机制改革按照“管住中间，放开两边”的思路进行改革，未来天然气价格市场化改革仍有较大 空间。我国天然气改革按照先易后难的原则，采取“先试点后推广”，“先非居民后居民”、“先增量后存 量”、“边理顺边放开”的实施步骤，建立并不断完善了以门站价格为核心，政府管控与市场调节相结合为主要 特点的天然气产供储销价格体系。在我国现行天然气定价机制下，大部分陆上管道气的价格受政府管控，其余由 市场形成：1）政府管控：各省天然气门站价格由国务院价格主管部门制定，各省管道燃气配气价格及终端销售 价格由地方政府价格主管部门制定。2）市场形成：非常规气源（海上气、页岩气、煤层气、煤制气）、LNG、 直供用户用气、福建省用气、储气设施购销气、交易平台公开交易气及 2015 年以后投产的进口管道天然气的门 站价格，由市场形成（《中央定价目录（2020）》）。

天然气价格市场化改革加速推进，下游售价进一步理顺。2021-2022 多省陆续建立或完善了天然气上下游价格 联动机制，即在上游采购价格发生变动后可按规定相应调整终端售气价格。中国城燃协会发布的数据显示，目前 已有 30 个省（区、市）出台了天然气上下游价格联动机制方面的政策。从去年以来进行联动机制调整的省市来 看，各项限制均有放宽趋势，例如，2023 年 3 月，湖南省召开天然气上下游价格联动机制听证会，拟将民用气 顺价启动条件从上游气价波动达到 8%降低为达到 5%，并将非居民气调价频次由 2 次上调为 4 次且不作调价幅 度限制。此外，部分省及直辖市居民调价流程也做出了相应的简化，多市发布联动调整居民用气终端售价政策解 读，明确提出今后城市配气价格无变化、仅疏导购气价格调整影响时，将不再召开价格听证会，按照价格联动 传导机制同步予以实施。

2022 年以来，各地方政府陆续启动气价联动机制，上调非居民用气价格。据我们不完全统计，各省市非居民用 气上调幅度普遍在 10%-20%之间，均值在 15%左右；2023 年以来，各地着重理顺居民用气价格，民用气价上 调幅度普遍在 5%-15%之间，均值在 10%左右，同时，去年未调整到位的部分非居民用气价格也在继续进行上 调。从地域分布来看，截至目前已调价的省市集中在北京、上海、广东、山东、河北、重庆等对价格接受能力较 高的沿海及内陆经济发达地区。

结论：我们认为，当前国际气价已从俄乌冲突后的恐慌性超高溢价回归至基本面定价的正常情况，天然气市场 供需有望在未来 1-2 年内维持紧平衡态势。国内方面，供应端，在国家强调能源安全、国内天然气增储上产的 大背景下，国产气的战略地位日益凸显；需求端，在气价回归正常水平、我国“双碳”能源转型等因素的驱动 下，国内天然气消费量有望在未来较长时间内保持较快增速，消费空间广阔；同时，受益于国内天然气市场化 改革的加速推进，售价上浮空间有望打开。综上，即使未来国际气价无明显上涨，上游气源方、天然气贸易商 的盈利也有望向好发展。

四、 精选能源板块相关优质股票：中证油气资源指数

4.1 指数基本信息

中证油气资源指数从沪深市场中选取业务涉及石油与天然气的开采、服务与设备制造、炼制加 工、运输及销售领域的上市公司证券作为指数样本，以反映油气行业上市公司证券的整体表现。该指数成分股共 50 个。该指数以 2014-12-31 为基日，以 1000 点为基点，发布日期为 2023-06-12。

4.2 市值分布：成分股覆盖中小盘为主，大市值个股权重占比较高

截至 2024 年 5 月 15 日，指数的 49 只成分股自由流通市值合计约 5458 亿元。流通市值 100-400 亿之间的股票 有 8 只，流通市值 400-800 亿之间的股票有 1 只。权重占比前三的中国石油、中国石化、中国海油总市值均超 过 7700 亿。

4.3 行业分布：行业集中于石油开采、石油化工行业

石油开采、石油化工占比较大：根据中信二级行业进行分类，石油开采行业权重和流通市值占比最大，分别达到 32%和 37%；其次是石油化工行业，权重和流通市值占比分别为 20%和 24%。

4.4 估值水平：行业景气周期上行推动指数估值提升

指数成分股总净利润与油价高度相关，油价中高位带动行业景气上行。我们复盘了中证油气资源指数成分股自 2010 年以来的净利润及平均油价，从数据表现可以看出，指数成分股总净利润与油价高度正相关，而近年来油 价中高位区间亦推动成分股利润进一步释放。我们认为，油价中高位运行将推动行业进入景气周期，指数成分股 业绩释放空间有望打开。

当前指数估值偏低，具备较强估值性价比。截至 2024 年 5 月 15 日，指数加权市盈率（TTM）为 12.11 倍，我 们以公司当前成分股做历史十年左右的估值回溯，自指数基日以来，当前 PE 估值水平位于历史 3.05%的百分 位。此外，我们考虑到 2020 年疫情背景下，行业利润大幅下滑，导致市盈率大幅上行，即便剔除 2020 年极端 情况影响，当前指数市盈率也位于近十年来 6.19%分位水平，当前指数估值处于历史较低水平，考虑到在油价 中高位背景下，行业进入景气区间，指数估值仍有较大上升空间。此外，我们还对比了 SW 公用事业、美股油 气板块市盈率水平，当前指数估值低于 SW 公用事业板块和美股油气板块，相较公用事业板块，指数在估值性 价比方面具备一定优势，与美股油气板块较为接近。

我们以个股市值/总市值作为权重，对指数成分股股息率进行加权计算，截止 2024 年 5 月 15 日，指数股息率水 平为 4%左右。自基日以来，我们看到股息率整体处于中枢抬升趋势。由于权重股景气度上行，股价走高，近期 指数股息率稍有回落，但仍处于历史较高水平。

4.5 指数成分股：国央企改革持续推进，权重企业有望优先收益

目前，中证油气资源指数共有 49 只成分股，根据中信二级行业分类，成分股分别分布于煤炭石油开采、石油化 工、航运港口、油服工程、专用机械、煤炭洗选。值得注意的是，指数成分股权重占比较大的个股均为行业内龙 头企业：权重占比前 6 的公司有 3 家市值超过 7700 亿元，2 家超过 10000 亿元，1 家超过 15000 亿元。

以石化行业为例：国央企改革推动权重股焕发新机。改革开放以来 40 年，中国石化工业改革持续深化，中国石 化工业改革可分为四个阶段，分别是以放权让利为标志的改革开启阶段、市场经济管理体系阶段、现代企业制度 改革和市场化阶段、全面深化改革阶段。我们认为，近年来石化国央企深化市场化改革，强调创新驱动与高质量 发展战略，破解体制机制障碍、激发市场活力，核心竞争力有望进一步增强。站在当下，2020-2023 年开展的国 央企三年行动计划已经顺利完成，各国央企生产经营活力、经营效率有望进一步提升，奠定了其长期向好发展的 基础。指数成分股权重多为油气行业国央企龙头，在全面深化改革及国央企高质量发展背景下有望优先受益。

国央企指标化考核+红利风格切换，指数估值提升正当时。2023 年国资委召开中央企业负责人会议，会议明确， 2023 年中央企业“一利五率”目标为“一增一稳四提升”，“一增”即确保利润总额增速高于全国 GDP 增速； “一稳”即资产负债率稳定在 65%左右；“四提升”即净资产收益率、研发经费投入强度、全员劳动生产率、营 业现金比率 4 个指标进一步提升。2024 年 1 月，国务院国资委将对中央企业全面实施“一企一策”考核，通过 签订个性化经营业绩责任书，引导企业努力实现高质量发展，同时全面推开上市公司市值管理考核。我们认为， 国资委通过“一利五率”、市值管理等指标化考核，有利于进一步激发国央企市场化竞争实力，进一步释放权重 股业绩增长潜力，叠加市场对红利风格标的关注度进一步提升，油气资源指数估值空间仍有望打开。

五、汇添富油气资源 ETF

5.1 基金产品基本信息

汇添富中证油气资源交易型开放式指数证券投资基金， 该基金自 2024 年 05 月 17 日起至 2024 年 05 月 28 日进行发售，基金投资目标为紧密跟踪标的指数，追求跟踪 偏离度和跟踪误差的最小化。基金的投资组合比例为：投资于标的指数成份股和备选成份股的比例不低于基金资 产净值的 90%，且不低于非现金基金资产的 80%，因法律法规的规定而受限制的情形除外。该基金的标的指数 是中证油气资源指数及其未来可能发生的变更。该基金主要投资于标的指数成份股、备选成份股。该基金属于股票型基金，其预期的风险与收益高于混合型基金、债券型基金与货币市场基金。同时该基金为指数基金，主要采 用完全复制法跟踪标的指数表现，具有与标的指数相似的风险收益特征。费用端，管理费和托管费年费率分别为 0.5%和 0.1%。

5.2 基金管理机构简介

汇添富中证油气资源交易型开放式指数证券投资基金由汇添富基金管理股份有限公司作为基金管理人。汇添富 基金成立于 2005 年 2 月，是中国一流的综合性资产管理公司之一。公司总部设立于上海，在北京、上海、广 州、成都、南京、深圳等地设有分公司，在香港、上海、美国、新加坡设有子公司——汇添富资产管理(香港) 有限公司、汇添富资本管理有限公司、汇添富资产管理（美国）控股有限公司、汇添富资产管理（新加坡）有 限公司。汇添富基金自成立以来，形成了独树一帜的品牌优势，被誉为“选股专家”，并以优秀的长期投资业 绩和一流的客户服务，赢得了广大基金持有人和海内外机构的认可和信赖。从规模上看，截至 2024年一季度， 汇添富基金资产管理规模高达 8717 亿元，合计管理基金数量为 326 只，位列全市场第 9；从产品结构看，公司 非货币型基金规模为 4724 亿元，其中债券型、混合型、股票型基金规模分别占比 44%、30%、21%。

5.3 基金经理简介

汇添富油气资源 ETF 基金经理为晏阳先生。晏阳先生，研究生学历、硕士学位，证券投资基金从业资格，2016 年 9 月至 2021 年 8 月任中证指数有限公司研究员、高级研究员。2021 年 9 月加入汇添富基金管理股份有限公 司，担任指数与量化投资部基金经理。自 2022 年 7 月 13 日起任汇添富中证上海环交所碳中和交易型开放式指 数证券投资基金基金经理。自 2022 年 10 月 20 日起任汇添富中证 100 交易型开放式指数证券投资基金基金经 理。自 2022 年 12 月 27 日起任汇添富北证 50 成份指数型证券投资基金基金经理。自 2023 年 1 月 16 日起至 2024 年 4 月 8 日任汇添富中证细分有色金属产业主题交易型开放式指数证券投资基金基金经理。自 2023 年 3 月 14 日起任汇添富中证上海环交所碳中和交易型开放式指数证券投资基金发起式联接基金基金经理。自 2023 年 4 月 13 日起任中证金融地产交易型开放式指数证券投资基金基金经理。自 2023 年 4 月 13 日起任汇添富中 证港股通高股息投资指数发起式证券投资基金(LOF)基金经理。自 2023 年 5 月 22 日起任深证 300 交易型开放 式指数证券投资基金基金经理。自 2023 年 5 月 22 日起任中证银行交易型开放式指数证券投资基金基金经理。 自 2023 年 05 月 24 日起任汇添富中证国新央企股东回报交易型开放式指数证券投资基金基金经理。自 2023 年 6 月 20 日起任汇添富中证 800 价值交易型开放式指数证券投资基金基金经理。自 2023 年 07 月 11 日起任汇添 富华证专精特新 100 指数型发起式证券投资基金基金经理。自 2023 年 09 月 26 日起任汇添富中证红利交易型 开放式指数证券投资基金基金经理。自 2023 年 11 月 21 日起任汇添富中证 800 价值交易型开放式指数证券投 资基金发起式联接基金基金经理。自 2023 年 11 月 28 日起任汇添富中证细分有色金属产业主题交易型开放式指 数证券投资基金发起式联接基金基金经理。自 2023 年 12 月 05 日起任汇添富中证电信主题交易型开放式指数 证券投资基金基金经理。自 2024 年 02 月 02 日起任汇添富中证国新央企股东回报交易型开放式指数证券投资 基金联接基金基金经理。自 2024 年 04 月 24 日起任汇添富中证港股通高股息投资交易型开放式指数证券投资 基金基金经理。

编辑：火腿肠