石油行业深度报告

石油行业深度报告1.投资分析：推荐上游品种，煤化工及轻烃中国海洋石油：中海油作为上游业务的油公司，业绩与油价正相关。公司2021年预计实现产量5.7亿桶油气当量，2022年目标6-6.1亿桶油气当量，2024年6.8-6.9亿桶油气当量。公司增储上产同时持续推进提质增效。同时，公司积极发展新能源业务。公司加快发展海上风电，择优发展陆上风光一体化。未来将资本开支5%-10%用于新能源业务发展。公司重视股东回报，明确分红比例加派特别股息及股票回购或将迎来估值修复；公司决定在获得股东大会批准前提下，2022-2024年全年股息支付率不低于40%，全年股息不低于0.70港元/股(含税)。同时，2021年年度在宣派末期普通股息的同时加派上市20周年特别股息。同时，2022年适当时机将在股东大会授权范围内进行港股回购。2021年度中海油不考虑特别派息，股息率约为10%左右。未来3年依旧将保持较高股息率。中国石油：中国石油是国内最大的油气生产商和销售商，上游资产规模大，油价上涨时期公司盈利显著提升。按公司2020年1625.5百万桶油当量计算，油价每上涨10美元，增厚业绩约69亿美元。2021年公司油气产品销售实现量效齐增，主要成本指标得到有效控制，经营业绩创近七年同期最好水平。各项业务提质增效持续推进。①勘探与生产：加大勘探开发力度，增储上产成效明显，2020年公司国内油气产量当量历史首次突破2亿吨；②炼油与化工：推进减油增化，增加高附加值产品，柴汽比自2011年的2.32下降至2019年的1.08；③油气销售：全力保后路拓市场，油品销售量继续增长，2019年零售市场份额36.7%，非油业务快速发展；④天然气与管道：优化资源结构减少进口气亏损，管道重组交易完成，未来将聚焦上游油气勘探开发和下游市场开拓。中海油服：十五五增储上产的大方向不变，2021年从2020年低油价高开始恢复，油公司偏谨慎，行业景气度2022年预期全线回升。全球海上钻井利用率出现回暖趋势，我们判断未来随着利用率的回升，日费率将出现回暖。公司作为海上钻探及油田技术服务领域的龙头企业，受益于海油资本开支的增长以及自身业务结构优化带来的业绩改善，同时技术领域不断突破也帮助公司打开了成长空间。宝丰能源：公司借助区位优势积极扩张，二期项目投产后煤制烯烃产能达到120万吨/年，规模全国领先，内蒙基地远期投产后将达到520万吨/年。在行业中成本优势明显，我们预计2022年油价上行背景下公司估值将提升。卫星石化：在油价上升背景下，气头及煤头制烯烃路线成本优势扩大。公司在主业保证稳定盈利的同时，乙烷裂解制乙烯项目打开公司业绩增长空间。公司C3产业链不断扩张延伸，现阶段已形成90万吨PDH、48万吨丙烯酸及45万吨丙烯酸酯生产能力，配套22万吨双氧水、15万吨SAP、45万吨聚丙烯等。独山港一期18万吨丙烯酸及30万吨丙烯酸酯项目预计Q4投产，2021年将建设30万吨聚丙烯、25万吨双氧水，C3产业规模化、产品高端差异化发展。C2项目进展顺利，预计2021年Q1全面投产，首船乙烷原料于10月中旬到达连云港。连云港项目投产后将成为未来业绩的稳定增长点。2.我们认为市场对商品价格的研究框架存在认知误差2.1.与市场观点不同，我们认为商品价格的方向不单由需求以及流动性决定2021年3月我们在年度原油策略年内高点可能冲击80美元，未来2年中枢继续向上中提出未来2年高油价的判断。2021年Q4市场普遍预计原油价格见顶，但我们在年度策略行业变化带来机遇，景气或好于市场预期中提出，预计布伦特原油价格2022年时点将突破90美元/桶。在俄罗斯实际军事进攻乌克兰后，我们上调2022年原油时点价格突破120美元/桶。与市场观点不同，我们认为商品价格的方向不单由需求以及流动性决定；在库存水平较低的前提下，供给因素重要性上升。同时，我们认为俄乌冲突并非此轮原油价格上涨的核心原因而是催化剂。尽管市场有研究将2014年俄罗斯占领克里米亚与此次俄乌冲突事件对比，并得出地缘政治事件引起的价格波动都会回归常态的结论。但我们认为这一分析忽视了行业所处的供需环境不同。2014年后油价下跌的本质是因为页岩油革命带来的美国页岩油产量快速增长以及OPEC积极争取市场份额；从而导致的供给端增长而引起的供给过剩；而并非是简单的地缘政治冲突或者需求引起。2015-2016年间原油需求并未出现大幅下滑。我们认为2022-2023年高油价已经成为定局，只是2023年的具体价格中枢需结合2023年美国油气产业供给弹性及高价对需求的冲击来判断。而2022年供给端缺乏弹性。OPEC闲置产能释放将低于预期，欧洲油公司转型，而美国油公司面临严重的供应链问题；我们判断2022年原油价格中枢可能接近100美元/桶。同时如果地缘政治事件超预期，不排除油价的进一步上行风险。结合近期欧美对俄罗斯的制裁升级，我们认为每减少100万桶/天的供应可能对应增加20美元/桶的价格上行风险。2023年需要持续跟踪美国油气产业的供给弹性，如果供给缺乏弹性则不排除中枢进一步上移的可能性。即使高价消灭部分需求，但我们认为再平衡的原油价格中枢将提升。我们认为40-60美元/桶的中低油价中枢将成为历史。本轮原油价格中枢上行的根本原因在于长期capex投入的不足导致供给端缺乏弹性；即使没有俄乌冲突，原油价格中枢的抬升我们也认为是必然事件。历史上看当OECD国家(经合组织国家)的原油商业库存处于下降阶段时，则原油价格出现上升；油价与OECD国家库存间呈现负相关。原油同时具备商品属性与金融属性，金融属性体现在原油价格会提前反应库存的变化预期。但由于原油每月都需要期现交割，因此也具备商品的实物属性。2018年Q4至2020年疫情前，原油走势和道琼斯指数相关性较强。在库存供需矛盾不明显时原油反应宏观情绪较多。但在2020年4月，当全球原油库存因疫情原因快速上升时，剩余库容不足成为主要矛盾；此时原油价格则主要由库存变化决定；因此2020年4月出现超出市场预期的下跌。因此供需库存成为主要矛盾时，流动性等金融因素造成的影响减弱。2.2.紧平衡低库存状态下商品当面临突发供给中断事件时价格可能超预期上行2018年PTA平均加工费为944元/吨，但8月下旬PTA价格急速上涨至9000元/吨以上较高水平，从而使加工费扩张至最高2294元/吨。尽管当时看2294元/吨的加工费超出了行业水平，但供需处于紧平衡状态，短期现货流动性又偏紧的情况下，任何供给中断的额外因素都可能将价格推升一个台阶。同样，在供给充分，库存水平较高的情况下；本身供给端的下降对价格并不会产生明显影响。但随着库存水平降至较低水平，此时如果供给持续下降，则对价格产生的边际效应将会放大。能源经济学家PhilipVerleger对过去历史上19次市场断供和冲击事件做了统计和梳理，得出结论由于原油是一个紧平衡的大宗商品，2-3%的供需失衡即可引发原油价格的巨大波动。2.3.如何理解原油价格的高波动3月7日布伦特原油价格上冲至139美元/桶，其后3月16日下跌至98美元/桶，跌幅高达41美元/桶。此前布伦特现货价格高于期货价格10美元/桶，处于历史较高水平。从期货曲线看，同样处于深度back结构，反映了2022年以来基金经理快速购买原油的头寸。而3月8日后的一周内，根据ICE欧洲期货交易所和商品期货交易委员会公布的记录，抛售量是自2013年3月以来469周中第11高的，处于98%的百分位。短期集中的持仓和较快的抛售导致了原油价格的高波动，而非基本面的大幅变化。同时，自3月25日起，洲际交易所的布伦特原油期货保证金上调19%。保证金的上调增加了持仓成本，也会进一步放大未来的价格波动。截止3月11日，美国库欣地区库存跌至2400万桶，与2018年7月、2014年7月总量持平，处于2008年页岩油革命以来的底部区域。大约28%的库容率。WTI原油与布伦特原油不同，WTI合约有实物交割机制，因此不排除原油库存处于历史低位，WTI5月合约交割时空头合约持有人买入原油以平仓导致的逼空行情出现。但由于原油近期波动性较大，因此市场参与者为了避免风险在3月22日前的四周内大量削减头寸，石油相关期货合约的未平仓合约总量创纪录地减少了近10亿桶，达到2015年6月以来的最低水平。与2020年4月出现负油价的极端行情时期相比，当前持仓合约更低使逼仓行情出现的概率较小，但不排除出现逼仓的可能性。3.供给端：未来供给的不确定性主要在于页岩油，市场低估了俄乌事件的市场自我放大行为及长期影响3.1.地缘政治事件导致短期供应中断担忧进一步上升，简单复盘历史没有参考意义正如前文所说，我们认为地缘政治事件只是油价上行的催化剂而非决定性因素。但在低库存，紧平衡状态下，地缘政治事件会放大价格波动。当前地缘政治事件主要包括：①美伊关于伊朗核协议的谈判，决定伊朗产量是否回归原油市场以及何时回归原油市场。②俄乌军事冲突以及欧美对俄罗斯的制裁。3.1.1.市场可能高估了伊朗石油回归的长期影响3月3日伊朗石油记者RezaZandi表示，收到决定性消息称，未来72小时内核协议将在维也纳签署。即使可能需要几天左右的时间，但似乎可以确定的是协议将会达成。截止3月25日，伊朗核协议并未达成。伊朗外长3月4日表示，伊朗核问题全面协议相关方谈判能否最终达成协议，取决于西方国家是否接受伊朗设定的红线。包括确保伊朗获得经济收益。同时据路透社消息，3月5日伊朗一名高级官员表示，俄罗斯要求美国书面保证对莫斯科的制裁不会损害俄罗斯与伊朗的合作，这可能会对伊核谈判造成阻碍。同日伊朗原子能组织主席宣布，伊朗与国际原子能机构IAEA达成共识，将在6月底以前向该机构提供涉及保障监督领域未解决问题的文件。美伊间存在的分歧主要在于，①美国减免对伊朗制裁的范围。②要求美国提供类似不会再退出伊核协议的强力保证。③国际原子能机构表示，伊朗未能完全履行一项允许检查人员维护监测设备的协议条款。尽管美伊间98%的分歧已经解决，但是剩下的分歧点达成一致的难度较大。总体来看，伊核谈判取得进展但在最终达到目标前仍有变数。且达成协议时间点可能晚于市场预期。参考2015-2016年伊朗解除制裁情况，伊朗核协议的框架协议于4月2日达成，全面协议于7月14日达成，最终解除制裁在2016年1月。在2015年4月至2016年1月期间伊朗原油产量及出口未出现大幅变动。在2016年全面解除制裁后，伊朗产量以每月10万桶/天的速率环比上升。此外，根据Kpler数据，如果解除制裁后，截止2月底伊朗有8700万桶海上原油库存可以出口。因此考虑到框架协议达成到解除制裁所需要的时间跨度较长，伊朗产量的回归对2022年原油供应的贡献有限。同时，如果伊朗产量回归，则全球突发中断原油的供应量将跌至近十年的低位。意味着可能会有其他地缘政治事件导致供应中断量再一次上升的可能。3.1.2.市场可能低估俄乌事件的行业自我放大行为及长期影响3.1.2.1.俄罗斯是全球重要的石油天然气出口国IHS统计数据显示，2021年俄罗斯出口油品720万桶/天，其中包括440万桶/天的原油与280万桶/天的精炼石油产品，占全球石油出口份额的11.3%。同时2021年欧洲从俄罗斯进口原油262万桶/天、精炼石油产品177万桶/天，约占欧洲进口液体燃料的34%。欧盟成员国中荷兰，德国，波兰进口俄罗斯原油的数量较多。3.1.2.2.俄罗斯的乌拉尔原油不是国内炼厂加工的理想油种俄罗斯出口油种主要品质以轻质、中质为主，山东独立炼厂的主要加工油种为中质油。2020年山东独立炼厂主要加工俄罗斯油种有ESPO、乌拉尔、索科尔等。根据隆众石化，索科尔原油是三个主要油种之中品质最好的原油，属于轻质低硫原油，掺炼或直接加工均可，但是出口量较少，且价格偏高，独立炼厂采购加工的量也较少。而ESPO原油主要混兑而成，属于中质偏轻的低硫原油，该油种凝点低，适合管输，且柴油收率较好。乌拉尔原油在中国被独立炼厂的认可率偏低，该油种同样属于混兑原油，主要是乌拉尔-伏尔加地区的重质高硫原油和西伯利亚的轻质低硫油混合而成，它的规格参数变化幅度较大，对有机氯的把控较不稳定，如果有机氯超标，炼厂没办法炼制，故独立炼厂采购时明显谨慎。但乌拉尔原油在欧洲市场原油贸易份额最大，满足欧洲地区四分之一的原油和凝析油需求。乌拉尔原油是欧洲西北部和地中海地区炼油商的主要原料。因此如果欧洲停止进口俄罗斯的乌拉尔原油，我们预计国内炼厂可能加大对俄罗斯的原油进口，但难以全部消化多余的乌拉尔原油。2021年，中国自俄罗斯进口7965万吨原油。占2021年原油进口的16%。进口自俄罗斯的原油比例已经处于较高水平。3.1.2.3.俄乌冲突造成对原油供给的长期影响被市场低估根据Kpler的船运记录（截至3月18日的统计），2月28日-3月13日两周，俄罗斯海运原油出口装船量平均为493万桶/日，比开始军事行动前的两周平均增加了14万桶/日。其中，对欧洲出口两周平均为258万桶/日，相比2月14日-27日的两周平均减少13%。3月14日-20日当周的计划装船量（截至3月18日的统计），欧洲方向装船较两周前均值减半至121万桶/日；亚洲主要国家方向降幅相对较小，约减四成至104.4万桶/日。由于担忧欧美可能对俄罗斯施加的制裁影响，3月11日，俄罗斯乌拉尔原油贴水创下新高，贴水幅度达34美元/桶，ESPO原油贴水达10美元/桶。尽管从二月下旬至3月下旬看，俄罗斯油轮整体的装船数据并未出现大幅下滑，仍在历史波动范围内，但是值得注意的是，俄罗斯油轮目前出现目的地不明的比例正在上升，同时我们看到俄罗斯海上原油库存正在上升；因此我们判断装船数据或不能反应出口的全部情况，俄罗斯原油出口仍然受到影响，但我们认为可能影响低于2月下旬的200-300万桶/天的下滑幅度。当前欧美对俄罗斯的制裁主要集中在以下方面：①直接的能源禁运。主要包括加拿大，美国及英国禁运俄罗斯的原油。②金融方面的制裁。主要包括禁止俄罗斯的7家主要银行禁用swift系统。(SWIFT被称为环球银行间金融通信协会，创建于1973年，总部设在比利时首都布鲁塞尔，是国际支付结算体系中的报文系统，主要负责在国际结算、清算过程中为成员机构提供信息划转传输服务，是连接全球银行业的金融通信基础设施。切断一国金融机构与SWIFT系统之间的联系，将直接影响该国跨境收付款，进而影响国际贸易。尽管贸易商可以通过第三方介入的方式

（交易双方通过第三方市场参与者同时买卖同一份合约）进行原油交易，但会产生摩擦成本(额外费用和财务风险)。③禁止对俄罗斯行业的资金及贸易支持。包括取消俄罗斯的贸易最惠国待遇及禁止欧盟企业投资俄罗斯油气行业。④物流运输行业的限制。马士基及地中海航运宣布暂停所有往返俄罗斯的业务。我们认为即使俄乌冲突缓和，但造成的对原油供给的长期影响不可逆转，市场可能低估了长期影响。我们认为影响主要体现在以下四点：①实际原油禁运受到的影响。2021年美国平均从俄罗斯进口原油为20.9万桶/天，同时包括40-50万桶/天的油品。同时英国从俄罗斯进口的原油及成品油占英国进口总量的13%。我们预计美英对俄罗斯的原油禁运将实际影响80-90万桶/天的原油及油品出口。②对俄罗斯原油生产的短期及长期影响。俄罗斯原油储备能力为500百万桶。由于俄罗斯原油出口的下降，我们预计未来几个月俄罗斯将被倒逼关停原油产能。根据IEA的预计，俄罗斯石油产量4月开始可能下降300万桶/天。长期来看俄乌冲突发生后；欧美石油公司宣布将退出俄罗斯业务或者暂停现有项目投资及停止采购俄罗斯原油，由于俄罗斯本身缺乏油田开发的技术与资金，因此欧美企业的退出将对俄罗斯原油的长期生产造成影响。随着欧盟明确企业禁止投资俄罗斯油气行业，我们预计后续欧盟油气企业退出俄罗斯业务的比例将进一步扩大。欧美企业退出的影响正在逐渐体现，3月25日，俄罗斯第二大天然气生产商Novatek大部分项目开发暂停。北极液化天然气LNG2号项目除外。北极LNG2号的首个重力式平台面临被推迟的风险，项目能否完工取决于设备供应。而其中7个输气轮机正由美国贝克休斯提供。③欧盟原油及天然气贸易版图的改变将带来交易摩擦成本的上升。尽管欧盟并未直接禁运俄罗斯的石油及天然气，但欧盟委员会已经提议，2022年把进口俄罗斯天然气的需求削减三分之二。同时3月12日，德国副总理哈贝克表示，德国计划在2022年逐渐摆脱对俄罗斯煤炭和石油的依赖(德国35%的石油及50%煤炭供应来自俄罗斯)。我们认为俄乌冲突后，欧盟长期降低对俄罗斯能源的依存度趋势不会逆转，不管是寻求向中东产油国采购石油还是向美国澳大利亚等国采购LNG，贸易版图的改变都将增加油气交易的摩擦成本从而支撑价格。④物流运输的限制可能造成供应链的混乱。当前马士基及地中海航运停止了往返俄罗斯的运输业务，我们认为物流问题可能长期会对原油供应造成影响。⑤行业存在自我放大行为。尽管制裁措施并未涉及，但可能行业存在风险控制的考虑从而减少与俄罗斯的相关业务，从结果上看限制俄罗斯的油气出口。如尽管俄罗斯出口油气相关的主要银行俄罗斯天然气工业银行未被列入swift制裁范围，但是欧洲银行可能出于风险控制原因暂停给俄罗斯原油的买方开具信用证。如果仅能以现金交易结算则将降低部分客户的购买意愿。同时，尽管意大利和法国并未禁运俄罗斯原油，但意大利和法国的国际石油公司Eni及Total已经宣布停止采购俄罗斯原油及石油产品。综上所述，如果俄乌冲突缓和从市场情绪上看将使大宗商品涨势放缓，但是从长期影响来看，对供给造成的负面影响不可逆转。3.2.OPEC增产潜力预计低于市场预期截止2022年1月，OPEC产量为2798万桶/天，OPEC闲置产能420万桶/天（不包括伊朗，利比亚及委内瑞拉）。OPEC当前剩余闲置产能中主要集中在沙特，伊朗，阿联酋，伊拉克四个国家；考虑到伊朗暂时仍受到制裁限制，产能提升能力有限；而除沙特，阿联酋，伊拉克外，其他成员国普遍存在产能瓶颈，长期缺乏对油井的维护和投资；我们认为这些成员国扩产能力有限（油田的生产及关停并不是简单的过程，油井复产需要成本；尤其是高凝，高粘油井，再开发成本较高。）从中东地区的钻机数看，当前钻机数水平仅回升至疫情前70%左右水平。2月尽管OPEC+增产56万桶/天高于40万桶/天的增产配额，但其中约三分之一的增产量主要来自于豁免于减产协议的成员国(伊朗，利比亚，委内瑞拉分别增产4.4万桶/天，10.5万桶/天，2.1万桶/天)。2月OPEC减产执行率进一步自1月的129%进一步上升至136%，进一步提升。从主观意愿看，美国页岩油企业因为ESG，上市公司股东要求提高回报率以及供应链问题难以快速增产，OPEC掌握了定价权不用争抢市场份额，我们认为这是原油价格长期中枢上移的基础。同时不考虑豁免减产协议的伊朗，委内瑞拉，利比亚；则OPEC10个成员国的闲置产能在完全实施增产计划后2022年中闲置产能将降低至100万桶/天左右；届时OPEC后续对原油市场的话语权将大幅下降。另一方面，相比以往高油价可能促进新能源更快替代石油从而影响需求端的预期，在全球碳中和的大背景下，交通运输领域的原油需求未来预计下滑概率确定性较大；

考虑到OPEC成员国较高的财政盈亏成本，当下维持较高油价水平更符合成员国的利益。3.3.国际石油公司(IOC)：油气扩产大时代的落幕，积极提高股东回报率与新能源投资转型我们选取了CHEVRON,SHELL,EXXONMOBIL,TOTAL，BP，ENI，EQUINOR和CONOCOPHILLIPS八家最具代表性的国际石油公司(IOC)为代表（占全球原油产量的11%），统计了IOC对于未来公司经营策略的变化，包括对资本开支,股东回报以及新能源转型的态度。从上游的油气资本开支看，8家IOC整体相比2021年同比增长16-21%，资本开支底部回升但远低于2019年水平。(其中CHEVRON为2022-2026年计划的平均数。ENI的资本开支为2021-2024年资本开支计划的平均数。CONOCOPHILLIPS剔除新并购的页岩油资产的影响)2020年由于疫情影响，IOC的现金流及净利润大幅恶化，即使如此仍有公司坚持派发较高的股息。而随着油价中枢的抬升，油公司经营业绩的好转，IOC普遍承诺了更高的股东回报，一般主要分为三个方面：①承诺稳定油价中枢在X美元/桶的前提下，按照CFO的固定比例进行股东回报。②承诺回购股票。③未按照固定CFO的比例进行股东回报，但承诺固定的每股分红及稳定增长率。由于IOC的股东在油公司股价较低时普遍忍受了较低的股东回报率，因此在经营业绩好转时，相比于时间周期更长的积极扩产-业绩好转-股东回报增强的逻辑链条；股东的主要目的并非要求油公司积极扩产，而是优先对兑现分红及股票的回购。根据bloomberg的统计，其中SHELL,TOTAL,BP,EQUINOR及ENI五家IOC的产量规划在2025年会达到产量的顶点约700万桶/天，2025年会下降至600万桶/天以下。同时长期来看，这五家IOC承诺的股东回报水平会显著好于2021年水平。以雪佛龙为例，雪佛龙2022-2026年的资本开支强度将低于2010-2014，2015-2019年强度。同时，如果油价保持在75美元/桶，雪佛龙未来50%以上的CFO用于股东回报而非CAPEX。尽管BP的资本开支2022-2030年将从2021年的128亿美元提升至2026-2030年的140-160亿美元水平。但其中用于传统油气的资本开支将从93亿美元下降至80亿美元。而用于低碳能源方面的资本开支将从16亿美元上升至40-60亿美元。以TOTAL为例，承诺2022-2025年资本开支不超出130-150亿美元。2022年资本开支从2021年的133亿美元上升至140-150亿美元。但由于油气资本开支的比例2022年低于2021年，因此增幅有限。总结来看，在油价中枢抬升的当下，IOC油气投资同比2021年提升但仍远低于2019年水平。同时我们看到IOC更加重视股东回报而非积极扩展，且投资新能源业务的资本开支比例提升。我们认为油公司的长期投资意愿已经发生了明显变化。3.4.美国是未来主要的原油供给弹性来源，但2022年受制于供应链瓶颈，2022年后仍可能受到ESG，股东要求回报率提高等影响3.4.1.2022年美国油气行业受制于供应链瓶颈，我们认为产量增速难以超过100万桶/天2022年美国油气行业受制于供应链瓶颈我们认为产能增速难以大幅超过100万桶/天。我们认为供应链的瓶颈主要体现在三个方面：①从业人员及设备的不足。②原材料的不足。③物流瓶颈。而供应链的瓶颈问题短期难以解决，我们认为可能持续3-4个季度。根据HaynesandBoone律所统计，受疫情冲击，2020年美国共有46家上游油公司和61家油服公司申请破产，创2016年油价低谷以来新高。大量的行业公司破产，导致设备及从业人员难以在油价快速上升时满足扩产的需求。根据美国劳工部的统计数据，当前油气行业的就业人数尚未回到疫情前的水平。同时，从美国的劳动参与率数据来看；尽管薪酬水平上升；但是由于人口老龄化，复工意愿不强，新冠疫情后遗症等原因，美国劳动参与率当前低于疫情前1个百分点。除了油气行业的从业人员，目前美国管道建设，卡车运输司机等工人也较为短缺。原材料方面同样存在瓶颈，进入2022年多项油气生产用到的原材料短缺。以美国页岩油压裂采用的压裂砂为例，2022年价格快速上升。根据RystadEnergy的数据，当前压裂砂的时点价格已经上升至50-70美元/吨，较2021年的平均价格上升2-3倍。通过压裂砂生产商之一的USsilica的经营数据(包含长协部分。2022年Q1数据为我们的预测数据)，我们发现由于经历2020年疫情关系，因此2020年油气开采活动停滞，压裂砂需求下滑导致价格下降，2021年价格尚未完全修复。但是公司在2022年的经营展望中提到：公司的油气板块(压裂砂业务)预计进入了一个多年增长的周期，预计客户需求增长将带来更高的产品价格以及更好的利润率，公司正在增加长协的覆盖率并且预计压裂砂的强劲需求将持续整个2022年上半年。2022年美国油气行业依然面临物流瓶颈的挑战，除了陆上因缺乏卡车司机以及疫情等原因物流存在瓶颈外，美国的港口拥堵问题也依然存在。尽管2022年1-2月，美国南加州港口拥堵有所缓解，洛杉矶及长滩口的进口总箱量同比增长8%。但根据SeaIntelligence分析认为，排队船舶数量减少主要由于中国春节前后，从亚洲出发的船舶数量减少。穿越太平洋前往洛杉矶/长滩港的船舶数量从1月9日的109艘降至40多艘；但预计未来可能出现新一波货量激增，港口也将迎来夏季劳工谈判及货运旺季。3.4.2.美国页岩油企业受制于效率下降，融资环境，ESG等原因；长期产量增速拐点已现长期来看，我们认为即使摆脱了供应链瓶颈的混乱，仍然有四点原因限制页岩油产量重回页岩油革命时代的快速增长：①页岩油产量的边际成本的抬升。②页岩油企业融资环境改变以及资产负债表改善需求（2021年债务压力较2020年有所好转）。③ESG及政策风险使页岩油企业长期投资意愿下滑。④股东要求更高的回报率。2011年-2015年美国页岩油企业通过①钻井技术等进步带动生产效率的的提升②投资集约化③优先开发甜点区等手段实现了生产成本的下降；

近期产区衰减率提升，虽然钻井效率提升部分对冲；但考虑到通货膨胀因素我们预计将在2022年提升油田生产成本的10-15%。2020年由于疫情导致的油价快速下跌使油公司处于经营压力较大的环境，因此油公司采取效率最高的运营方式，以消耗库存井为主，成本较低；因此虽然期间新井单井产量提升但是并不是常态。随着活跃钻机数和新钻井数的提升，我们认为近期各页岩油主要产区的新井产量下滑符合预期。随着企业从消耗库存井到开始增加新钻井的行为模式的改变，我们认为边际成本也将抬升。根据RystadEnergy在2019年的统计数据，2021-2024年是页岩油企业债务到期的高峰期。2020年由于疫情导致的低油价，大量油公司破产。2021年由于油价好转的同时，油气行业维持了较好的资本开支纪律，将现金流优先用于还债和支付股息；因此美国油气行业债务状况得到改善。我们梳理了十家上市北美油气独立生产商的现金流数据，包括（以股票代码代替：HES,FANG,PXD,MUR,WLL,OXY,EOG,DVN以及CHK），我们发现：①页岩油行业投资强度较高。2013-2014年高油价时期仅有4个季度现金流为正。油价较高的2018年及2021年Q1-Q3，也仅各有一个季度现金流为正。②2021年页岩油行业整体对资本开支较为克制，主要目的是为修复公司的资产负债表。融资活动现金流流出应主要为偿还债务以及支付股息等。根据S&P标普的统计数据，2022年美国油气行业(S&P统计的美国油气行业指数，前十大权重包括OccidentalPetroleum,MarathonOilCorp,DevonEnergyCorp,APACorporation,OvintivInc,AnteroResourcesCorp,PioneerNaturalResources,PBFEnergyIncA，ConocoPhillips，EOGResources)的净负债较2020年的2980亿美元大幅下降，至1670亿美元；

债务压力较2020年缓解。尽管债务对页岩油企业资本开支的限制不如2020年影响大，但考虑到2021-2024年的债务集中到期，我们认为整体看美国油气行业，尤其是上市公司仍将保持资本开支的纪律性。根据达拉斯联储对能源行业的调查，2021年Q4油气行业决定增加原油产量，增加资本开支的比例分别为36.0%，44.9%；。2022年Q1则分别为51.6%及55.6%。2022年Q1布伦特原油价格截止3月22日为96美元/桶，但计划增加capex的油公司目前比例也仅高于50%。当前页岩油企业的长期再投资意愿明显下滑，主要由于远期需求的不确定性，ESG，股东要求更高回报率以及融资环境等问题。根据Rystadenergy的调查数据，2021年Q3行业的再投资意愿(capex/cfo)下滑至40%左右。当前美国油气行业中最积极增产的公司主要是私营企业。因为私营企业没有上市公司股东方的压力。2020年美国页岩油私营企业大约贡献了整体25%，约200万桶/天的产量，4年的CAGR约17%。2022年同样私营企业的增产意愿和潜力较强，但是同样的，他们也一样面临供应链瓶颈的压力。从库存井数看，当前美国DUC数据已经下降至4600口水平，远低于2020年6月8800口的峰值水平。我们认为库存井的下降反映了未来美国页岩油增产潜力的下滑，可消耗库存井数的下降+新钻井必然导致生产成本的边际提升。库存井的下降我们认为由于3点原因：①供应链瓶颈的问题。②企业长期投资意愿下降。③正如我们前文所说，由于2020年的疫情冲击，油公司采取消耗库存井的低成本运营模式。3.4.3.拜登对油气行业政策难言友好，压制远期产能潜力与特朗普政府的能源政策不同，发展新能源产业与降低碳排放是拜登政府关于能源政策的核心内容。拜登上台后立即加入了巴黎气候协定，同时撤销美加输油管道KeystoneXL许可，并命令联邦机构开始恢复特朗普政府撤销的环境法规。同时拜登上任后宣布暂停在联邦土地上进行新的石油和天然气钻探，为期60天，在这期间美国政府将审查矿产租赁项目的环境和法律影响。这些举措都可以看到拜登政府正在切实落实发展新能源与降低碳排放的方针。拜登政府对于公共土地和水域上的新油气项目暂停租赁，可能导致长期美国原油产量的上升空间受到影响。联邦政府管理的土地和水域生产的化石燃料占美国石油和天然气供应量的10%左右。同时联邦土地上的新钻井许可约占总体的25%，一旦3-4年的许可证期限到期，这些地区的油气钻采活动将被禁止，从而长期限制页岩油气的供应。截至2021年12月31日，油气公司持有9000多张批准但未使用的钻探许可证，可以在已经租用的联邦陆上土地上进行钻探。根据woodmac的推算，美国墨西哥湾和阿拉斯加有将近250亿桶油当量的潜在油气储量等待勘探开发。拜登政策以最低限制程度实施的情况下

（禁止新租赁权授予和勘探井钻探）将使潜在未来产量减少近120亿桶油当量。在最悲观的情况下，250亿桶油气当量的油藏可能无法转变为油气储量。尽管拜登近期积极施压油公司希望油公司进行增产，但是结合欧美对油气行业的政策来看，我们认为更多的只是迫于短期能源价格上涨的压力，而长期打压传统能源的方针并未发生根本性的改变。主要体现在：①银行体系限制向化石能源进行贷款融资。②政府讨论向石油行业征收暴利税。③要求油公司自证没有阻止对环境变化做出应对和行动。④警告油公司不允许产品涨价。考虑到远期政策的巨大不确定性，我们认为美国油公司回应拜登响应的动力并不强。3.5.战略储备的释放我们认为影响短期情绪但支撑远期价格拜登积极推动多国释放战略储备。截止11月19日，美国战略石油储备的储量为6.05亿桶。美国将释放5000万桶战略储备，国会已批准的1800万桶战略石油储备将加速进行。释放的战略石油储备将在2022年，2023年，2024年回补。印度，英国分别释放500万桶，150万桶原油。而根据Kpler测算，如果释放战略储备的时间较为平均，从12月初至2022年4月，实际释放的量在6500万桶~1.05亿桶，则增加的供给量可能在50万桶/天水平，可被市场吸收。战略储备释放后未来仍需要补库。我们认为战略储备不是供给，释放后需要回补不具备可持续性，而现货市场情绪被影响停留在短期；因此我们判断中长期趋势不受战略储备释放影响。同时释放战略储备也说明拜登政府无力推动原油的实质供给。参考EIA的数据，按计划释放同时美国战略储备不及时补库可能在2032年跌至1983年以来的历史最低水平。美国战略储备如果按计划释放，不及时补库则2032年会跌至历史最低水平。同样，3月首周IEA宣布释放6000万桶原油库存，我们认为短期增加供给利空市场，但考虑到当前低库存以及紧张的闲置产能，我们认为不影响原油的中长期趋势。4.需求端：油品需求超预期及疫情仍可导致阶段性需求下降但需求只是推迟而非消失4.1.疫情可能阶段性造成需求恶化，尽管有长尾效应，但我们认为需求更多的是被推迟而不是消失2022年尽管疫情仍然可能造成原油需求预期阶段性下滑的风险，但参考2021年delta时期对全球原油需求的影响情况，我们认为需求下滑的影响总体可控。且尽管疫情造成需求恶化可能有长尾效应，但我们认为需求更多的是被推迟，而不是需求消失。总体来看，我们认为原油市场对疫情的负面反馈也会低于delta时期，2022年原油需求恢复至疫情前仍是大概率事件。4.2.2022年原油需求将恢复至疫情前，油品需求好于市场预期4.2.1.欧洲正面临柴油短缺问题，美国及新加坡库存同样低于5年均值尽管2022年全球经济增速预期被下调，但是油品需求仍然超出市场预期。其中比较重要的就是柴油和燃料油的需求好于市场预期。欧洲电价在极端气候，天然气价格上涨，经济活动复苏等因素影响下2021年以来大幅上涨。并且拉动了柴油和燃料油的需求。柴油最主要的需求是作为交通运输的燃料，也有发电和家庭取暖的用途。疫情期间封锁导致出行需求恶化，但疫情好转后出行及户外作业需求好转，柴油需求提升。同时由于欧洲电价快速上涨等影响，欧洲的炼油产能开始减产(1月欧洲炼厂原油加工量环比下滑2.2%至917万桶/天)。根据IEA的统计数据，2021年全球炼化产能在近30年首度下降，新增产能与退役产能缺口达80万桶/天。截止3月17日，欧洲柴油库存处于2008年以来最低水平，低于5年均值8%或8000万桶。美国的柴油库存则低于5年均值21%，即3000万桶。同样的，在亚洲