能源开采2024年策略：上下游切换道阻且长

行业观点：能源品高价格具有粘性，类比1980初和2010初。 站在当前时点（2023年底），如果找寻历史上相似的时间，我们认为石油市场应该可以类比1980年代初，或2020年代初，供给冲击价格高点已过，但高价格粘性仍强。主要原因是ESG和融资成本制约了资本开支，以及OPEC的权力扩张。 1）油价展望2024仍在相对高位。虽2024基本面或略弱于2023，但考虑宏观环境改善，美联储2024年中期有望首次降息，我们对2024油价预测维持80-90美金区间。 2）中国天然气需求降速。受需求降速和供给扩张影响，我们预期国内天然气现货将维持宽松状态，2024年国内LNG现货出现内外持平甚至倒挂的情况不能排除。 3）炼化下游低迷久于预期。关注供给压力较小，或者格局相对较好的品种包括：1）涤纶，2024-2026年产能增速CAGR≈1%，行业供给集中度CR5=59%；2）丙烯酸，2024-2026年产能增速CAGR≈6%，行业供给集中度CR5=67%。 投资观点： 1）高股息标的值得关注。继续推荐【中国海油】【中国石油】【中国石化】【中国神华】【陕西煤业】【兖矿能源】【广汇能源】。此外关注，产业链中下游个别公司开始调整资本开支思路，更加重视分红，且有进一步提升分红的规划或空间。关注【新奥股份】（与环保组联合覆盖）【昆仑能源H】【恒力石化】。 2）炼化优选细分赛道和个股。差异化路线，推荐【卫星化学】、【宝丰能源】； 供给有望出清且格局良好的涤纶，推荐【桐昆股份】、建议关注【新凤鸣】。 3）海上油服：受益CAPEX温和回升，以及行业供给出清，油服行业景气持续改善。尤其是海上油服。推荐【中海油服】、【海油工程】、【博迈科】（与机械组联合覆盖）、【迪威尔】（与机械组联合覆盖）。 风险提示：宏观需求风险；俄乌战局变化风险；OPEC再度出现“增产保份额”策略的可能性；天然气消费增速低于预期，导致国内现货价格超预期低迷的风险；下游炼化低迷时间太长，且企业不能调整资本开支策略的风险。 1.能源品高价格粘性 1.1.2023年能源品价格走势回顾 2021年能源危机以天然气为标志性品种，尤以欧洲天然气TTF价格涨幅最高，一度拉动了欧洲煤炭、美国天然气价格大涨近两年时间，而原油价格相对独立。 2023年危机趋于缓解，能源品价格不同程度回落，此前涨幅最大的品种（欧气、欧煤、美气）2023年回落幅度亦最大。如果考察2021年以来各品种累计涨幅，欧气+125%、欧动力煤+75%、欧洲柴油+100%，原油Brent+64%，美国天然气+28%，美国乙烷+8%。 图1：2021年以来主要能源品价格走势（$/mmbtu） 图2：2021年以来主要能源品价格同比变化 1.2.回望历史，高油价时期如何延续和结束？ 原油定价，不仅简单的与供需相关。历史上关键的国有化（或私有化）浪潮，与定价体系的改变，是影响原油均衡价格水平的重要变量。 1973年令人印象深刻的是“赎罪日战争”，但是对石油市场更重要的是，阿拉伯产油国对西方国家禁运之后乘胜追击，通过征收资产和逐步增加股份，实现了石油工业部分或全部国有化。尤以伊朗的石油国有化影响力巨大，成功迫使BP公司退出伊朗，但也带来了伊朗石油产量波动。几乎同时期，上世纪七八十年代，沙特经过三次赎买，将阿美石油公司完成“另类国有化”。 70年代石油国有化运动伴随着OPEC权力的崛起，在80年代上半叶，在需求下滑的背景下，发挥了“限产保价”的作用。 在2010-2014期间，一方面是拉美石油国有化运动，另一方面是阿拉伯之春持续扰动供给，导致油价在较长时间维持高位。 图3：历史油价及关键事件回溯 1990s的石油私有化运动，以及2010s页岩油革命（本质上也是石油行业私有化程度提高的过程）。我们认为，私有化程度提高的背景下，商业资本的的运作和定价逻辑都不同于主权国家，覆盖成本和获取回报率是主要考量，而非产油国的财政目标或者发展战略目标。 在页岩革命时代，原油成本曲线研究蔚然成风。在上述两个时代（2010S除2010-2014期间），国际油价都在低位运行。 1.3.油价本轮高点已过，但高价粘性仍强 我们认为站在当前时点（2023年底），如果找寻历史上相似的时间，石油市场应该可以类比1980年代初，或2020年代初，供给冲击价格高点已过，但高价格粘性仍强。高价格的粘性或来自以下几方面： 1）ESG制约供给，这方面的案例不胜枚举。 页岩油公司方面，从美国Dallas联储的能源调查问卷能看出，一些土地出让政策、融资渠道方面的限制对当地油公司的活动或造成不利影响。 国际石油公司以BP为例，其在2020年提出的“重塑BP”转型战略中制定了激进的产量削减计划，2030年油气产量削减至150万桶/日，较2019年减少40%。在最新的转型战略中，BP2030年油气产量削减目标上调至200万桶/日，虽然比之前是改善，但仍未改其缩减的大方向。 图4：ESG对产能周期的破坏（示意图） 2）OPEC的权力扩张。 OPEC在2017年开始的减产举措中团结了部分非OPEC国家（包括俄罗斯、哈萨克斯坦等）。 更重要的是，在2021年ESG开始制约页岩油扩张之后，OPEC不用再像2010s页岩革命时代那样担忧减产对于份额的侵蚀。 沙特在各国布局炼厂资产，以及长协锁定原油销售，也是从长期角度提高其国际市场影响力，巩固定价权的动作。 图5：OPEC+市场份额趋于稳定 图6：页岩油产量增速下台阶（单位：百万桶/天） 3）高利率环境制约供给。 受ESG和美国加息双重影响，油公司的资金成本上升（负债成本和权益回报要求都提升了），资本开支趋向于保守，分红、还债成为现金流的主导。到2022年，全球油气上游公司再投资比例降至不足50%。国际油公司给化石能源领域资本开支设置了更高的回报率门槛，以Shell为例，给油气投资设置的IRR门槛是15%，而给可再生发电设置的IRR门槛仅6-8%。 1.4.天然气面临投资滞后，同样存在高价粘性 2022俄乌战争、气价飙升后，一时间大量LNG出口终端项目规划出台。时过近2年，美国LNG项目落地情况慢于预期（主要关注美国，因为美国LNG出口定价是挂钩气价的； 而其他大部分出口国为挂钩油价，对现货市场影响有限）。项目慢于预期原因包括： 1）ESG制约。 2022年，法国兴业银行（LNG领域最活跃的金融机构之一）放弃了作为RioGrandeLNG项目财务顾问的角色，并且将ESG等因素作为其决策因素。除此之外，美国的银行也面临着越来越大的压力，要减少甚至逐步取消对化石燃料项目的贷款，表示未来偏好债务股本比更低的项目，以应对脱碳考虑。 而且，欧洲政府的去碳化政策跟气候政策使得欧洲天然气买家很难跟项目发起人签订20年长协。 2）融资困难。 根据RBN，通常一个大型LNG项目的50~70%成本需要靠股权融资、商业银行贷款和债券解决。目前项目发起人比较偏向于项目融资，因为还款来自于项目收入，负债不会体现在资产负债表上；以Port Arthur码头一期项目为例，其中54%的成本来自于21家银行提供的70亿美元项目融资。由于项目融资对贷款人的风险较大，所以需要项目的成本可预测性高，并且运营商能力跟买方承诺能力都非常稳健。 在项目融资的情况下，发起者还需要股权融资，但是许多美国LNG项目的发起者都是资本薄弱实体，因此需要股权投资者。比如PortArthur码头一期项目向KKR出售42%的非控股股份，以及将30%的股份出售给康菲石油公司。 此类融资结构需要投入大量的时间，因此RBN认为在获取FID的路上，融资谈判是一件耗时耗力的事情。 上述因素或导致欧洲TTF和美国HH天然气价差较长时间内难以弥合。 2.平衡表分析及主要品种展望 2.1.原油：均衡的基本面和改善的宏观环境，油价预测维持80-90美元/桶区间 2.1.1.核心假设 1）原油需求：2023年同比+220万桶/天；考虑到疫情之后的修复已经基本结束，以及美国高利率状态对需求影响的可能性，假设2024年原油需求同比+100万桶/天（作为对照，IEA对2024年原油需求预测为93万桶/天，OPEC预测为220万桶/天） 2）美国原油产量：根据EIA预测，2023年同比+100万桶/天，2024年同比+40万桶/天（主因是油价同比回落带来的钻完井活动放缓等因素）。 3）主要OPEC+国家产量：假设沙特产量在当前自愿减产的水平约900万桶/天基础上维持到2024Q2，从2024Q2开始恢复到1000万桶/天左右；假设伊朗和俄罗斯产量维持当前水平不变。 4）非OPEC常规产量：根据IEA统计的主要常规项目投产计划，2024年是投产小年，预计增量约+100万桶/天。 2.1.2.油价判断 基于以上假设，预计2024年供需基本平衡，略微累库20万桶/天（2023年为小幅去库40万桶/天）。油价展望，虽2024基本面或略弱于2023，但考虑宏观环境改善，美联储2024年中期有望首次降息，我们对2024油价预测维持80-90美金区间。 图7：原油库存水平：OECD（百万桶） 图8：原油库存水平：美国商业储备及SPR（百万桶） 图9：关键变量一：原油需求历史及预测（百万桶/天） 图10：关键变量二：美国原油产量历史及预测（百万桶/天） 图11：关键变量三：主要OPEC+国家产量（百万桶/天） 图12：关键变量四：非OPEC常规产量增长（千桶/天） 图13：原油供需平衡（需求-供给）历史及预测（百万桶/天） 2.2.天然气：国内供需趋于宽松 2.2.1.核心假设 1）中国天然气消费增速下台阶 2022年是中国天然气消费历史首次出现负增长。2023年恢复正增长，1-9月份国内天然气表观消费量同比+7%。尽管有疫情之后的恢复因素，但增速仍并不高，尚未达到过去十年（2011-2021年）的平均增速水平（12%）。 2023年9月，国家能源局时隔12年就天然气利用政策公开征求意见，发布了《天然气利用政策（征求意见稿）》，有序推进天然气利用项目。原因是“我国天然气供应的安全性与经济性矛盾日益突出。一方面，用气需求持续增加导致冬季调峰保供压力较大。另一方面，全球地缘政治风险走高，能源市场波动加剧。”征求意见稿将“未纳入规划的农村煤改气项目”列入限制类。 我们预计未来中国天然气消费增速，不再像过去十年受煤改气大力驱动，天然气消费增速将回落到6%左右的水平。 2）国产气量增长较为积极 受国家增储上产计划驱动，三桶油加大上游勘探开发力度。2023年1-9月，中国天然气产量同比+6.4%。预计未来三年国产气增长可以维持高个位数（5-10%）水平。 3）进口管道气持续增加 考虑到中俄东线380亿方输送能力自建成之后持续爬坡，且2023年新签署100亿方增量。 预计中国进口管道气未来三年将持续增加，我们假设每年增加50亿方。 4）LNG进口需求或较弱，尤其是现货LNG需求低迷，LNG接收站使用率持续下行。表征国内天然气现货市场供需将维持宽松。 LNG进口是中国天然气消费市场的补充性供给，LNG进口量=表需-国产量-管道进口量。 考虑到上述需求放缓、国产和进口管道供给增加因素，预计未来LNG进口量维持在接近900亿方/年的水平，相较于历史高点2021年下台阶。同时，因中国LNG接收站还在持续建设中，预计未来LNG接收站使用率将长期维持不饱和状态，尤其是没有长协对应的接收站。 2.2.2.气价判断 2023年入秋之后，国内LNG现货价格在相对低位运行，目前（11月10日）已经与国际现货TTF价格基本持平。历史上，中国LNG价格通常高于国际，毕竟中国一直是现货进口国，内外价差正挂是合理的。如按照我们预期国内天然气现货将维持宽松状态，2024年国内LNG现货出现内外持平甚至倒挂的情况不能排除。 图14：天然气消费增速下台阶 图15：主要城市燃气公司销气量增速下台阶 图16：国产气量（亿方）及同比增速