2023年石油天然气行业分析报告

2023年石油天然气行业分析报告目录一、行业发展格局：央企三大集团继续主导 PAGEREFToc372829611\h41、全球经济继续复苏，石化行业利润有望稳中有升 PAGEREFToc372829612\h42、央企管理目标的巨大转变 PAGEREFToc372829613\h83、行业改革前瞻 PAGEREFToc372829614\h10二、陆上油服板块的分化和整合 PAGEREFToc372829615\h131、陆上资源市场开放时间表和方式不明朗 PAGEREFToc372829616\h142、两大集团可能压缩上游投资，缩减外包规模，刺激内部油服企业降低成本 PAGEREFToc372829617\h143、中国压裂服务能力建设可能已超前，未来可能出现利用率阶段性下滑 PAGEREFToc372829618\h154、2023年中国陆上新钻井总量可能微降，但水平井和针对致密油气资源的新井数量有望持续提升 PAGEREFToc372829619\h185、民营油服企业国内主战场或从长庆油田转向塔里木和四川盆地 PAGEREFToc372829620\h196、民营油服企业战略差异化 PAGEREFToc372829621\h207、国企和民企间的扶持和竞争 PAGEREFToc372829622\h21三、中国近海油服和工程行业景气延续 PAGEREFToc372829623\h221、全球市场，高端钻井船供应偏紧，自升式退役压力加大，半潜式需求上升 PAGEREFToc372829624\h222、全球海洋工程行业的景气度仍然较高，海外市场或为中国公司提供新增长机会 PAGEREFToc372829625\h253、中国近海的发展仍将持续支持中海油服和海油工程的业务增长 PAGEREFToc372829626\h27四、城市燃气：市场化改革的长期受益者 PAGEREFToc372829627\h291、管网改革的实际切入点可能是LNG进口渠道的放开、管输费调整和省网建设 PAGEREFToc372829628\h302、天然气需求的增长点 PAGEREFToc372829629\h353、区域间分化逐渐明晰 PAGEREFToc372829630\h374、燃气公司的生命周期分析 PAGEREFToc372829631\h425、六维度建立燃气公司的评价体系 PAGEREFToc372829632\h45五、行业重点公司简况 PAGEREFToc372829633\h471、上海石化：成品油“优质优价”是未来看点 PAGEREFToc372829634\h472、中国石油：降本增效 PAGEREFToc372829635\h483、中海油：勘探发现成果丰厚，增产基础巩固 PAGEREFToc372829636\h494、中海油服：盈利增长确定，未来可能超预期 PAGEREFToc372829637\h505、华油能源：塔里木区域可望长期持续增长 PAGEREFToc372829638\h516、海隆控股：增长前景明朗 PAGEREFToc372829639\h537、安东油田服务：超前布局，利好长期 PAGEREFToc372829640\h548、惠博普：海外总承包业务已现端倪 PAGEREFToc372829641\h559、中国燃气：进入内生成长加速期 PAGEREFToc372829642\h5610、新奥能源：地域优势明显，高增长仍可持续 PAGEREFToc372829643\h5711、京能清洁能源：燃气发电新范例 PAGEREFToc372829644\h5812、北京控股：增长确定性强 PAGEREFToc372829645\h5913、昆仑能源：新战略酝酿期 PAGEREFToc372829646\h6114、恒泰艾普：收购能力无虞，整合是关键 PAGEREFToc372829647\h6215、通源石油：收购贡献增长 PAGEREFToc372829648\h6316、海油工程：未来看点在海外和深水 PAGEREFToc372829649\h6417、吉艾科技：LWD和并购可能是未来亮点 PAGEREFToc372829650\h6518、港华燃气：增长平稳，扩张审慎 PAGEREFToc372829651\h6719、华润燃气：外延扩张或放缓，内生增长看天津 PAGEREFToc372829652\h67一、行业发展格局：央企三大集团继续主导在全球经济和中国消费复苏的带动下，我们看好石化行业2023-15年的盈利趋势。同时，我们认为，央企三大集团可能是明年启动的行业改革的受益者，投资者可能分享改革带来的效益提升、融资渠道拓宽和资产重组等方面的积极成果。在行业环境改善、绩效考核体系变革和外部竞争加强的多重刺激下，三大央企石油集团可能实现超出市场预期的盈利提升，并改善现金流和遏制股权回报率长期下滑的不利局面。1、全球经济继续复苏，石化行业利润有望稳中有升全球宏观背景。据中金公司宏观经济研究团队预测，2023年全球经济可望在发达地区拉动下走出底部，增速由今年的3.1%提升至3.7%。其中，美国可能稳健增长（预计从今年1.7%提升至2.8%）；欧元区可能走出衰退，实现1.2%的正增长；日本安倍政策提振效果可能持续显现；东南亚经济受益于外需改善，也可能出现反弹；金砖国家经济企稳。我们预计美联储货币政策仍然保持宽松，目前的低利率将至少保持到2023年4季度。预计明年中国GDP增长达7.6%，同2023年持平。2023年人民币兑美元中间价可能升值1.5%左右，全年假设均值6.05。上调原油价格预测。中金公司大宗商品研究团队对明、后两年布伦特原油价格的预测，分别从100美元/桶和95美元/桶小幅上调至102美元/桶和97美元/桶。预计布伦特在2023二季度可能下探至100美元/桶，年底回升到102美元/桶，全年均价102美元/桶，低于2023年均价108美元/桶。我们预计，全球供应增产潜力高于需求的回升。美国页岩油、加拿大油砂、巴西的超深水以及墨西哥湾深水项目，使得非OPEC产量回归快速增长。同时，OPEC剩余产能也可能快速增长。2023年频频出现问题的利比亚、伊拉克供给预计在明年得到恢复。而需求未来将随全球经济温和复苏而平稳增长。油价的下行风险可能来自伊朗核谈判进展超预期。而上行风险可能包括需求增长超预期和不可预见的地缘政治冲突。多个中国新建和扩建炼油项目投产时间推迟，明年亚洲炼油毛利压力或低于预期。2023-15年间，来自中国可能上线的新增总产能将达100万桶/天。国内多家新炼厂已经处于“伺机”投产状态，这将是未来亚洲炼油毛利的主要利空因素。我们预计今年四季度亚洲炼油毛利有望在三季度均价5.5美元/桶的基础上反弹至7美元/桶左右。进入明年，随着新产能逐步投产，炼油毛利可能再次承压，年内最低可能跌至4美元/桶。由于国内市场可能开放进出口权，我们预计中国新产能对国内批零市场的冲击可能有限。而对亚洲地区市场的冲击，取决于需求复苏的强度和各项目投产时间的集中程度。2、央企管理目标的巨大转变2023年新一版的国资委央企管理层考核体系中，年度经营业绩考核指标包括利润总额（扣除通过变卖主业优质资产等非经常性收益）和经济增加值；任期经营业绩考核包括国有资本保值增值率（以国资委确认结果为准）和总资产周转率（三年平均）。十年来，央企考核制度经历四次修订，指标体系发生了重大变化。规模指标在最新一版中已经完全消失。这将刺激三大集团降本增效，可能带来超预期的盈利提升。过度投资导致的目前窘态。2023-2023年间，中石油的净资产回报率从28%降至11%，总资产回报率从19%降至6%；中石化集团的净资产回报率从20%降至13%，总资产回报率从8%降至5%；中海油的净资产回报率从39%降至22%，总资产回报率从24%降至15%。上一任期内，主要考核指标均出现下滑，压力显现。我们的计算显示，2023-2023年间三大央企集团的利润总额，经济增加值，资产周转率（以单年记）都出现了下滑。3、行业改革前瞻要改什么？三中全会公报没有提及能源行业的改革，但强调了“加强国有经济活力、控制力和影响力”。同时，公报提出实现“消费者自由选择”，“商品、要素自由流动”等市场化目标。目前见诸媒体的“383”改革方案全文中，与油气行业相关的内容主要包括：放宽非常规油气资源勘探开发市场的准入和退出，以及完善矿权出让和转让；设立页岩气等非常规资源为独立矿种，鼓励开发等；建立以中国原油为标准产品的现货和期货市场；放开对进口原油、成品油、天然气的限制；政府有关部门不再直接规定成品油价格，改为在石油价格出现较大幅度波动时采取临时性干预措施；将石油天然气管网业务从上中下游一体化经营的油气企业中分离出来，组建若干家油气管网公司，并建立对油气的管网政府监管制度等。讨论改革路径，可能要从明辨改革目标入手。我们认为，这份改革建议的核心目标是打破现有利益格局，优先消费者利益，优先供应多元化。具体到各个环节，我们的解读是，改革新政试图：实现油气资源的多渠道供应，进一步向民营和外资开放上、下游市场（含资源勘探区块准入和原油、成品油及天然气进出口权等）；缓解长期以来中国能源供给紧张局面（可能间接降低社会消费成本）；促进主要供应商降本增效；开放油气管网和设施，限制国企一体化公司的垄断地位；鼓励资本流向目前处于瓶颈环节的行业板块，主要可能是技术密集和天然气相关行业，如天然气支线建设，省级管网建设等；鼓励民营和社会民营资本投资海外上游资产。可能的路径。油、气资源市场的开发是大势所趋。国家资源策略的制定，最优情形是建立鼓励资源信息透明和多渠道供应的激励体系，让欲进入的各类投资者，能够在获得评估风险的知情权前提下，做出投资决策，并可能找到分散风险的手段。在投资期满或勘探失败时，投资者自愿承担损失并向国家退还区块。由于现有体制制约，我们认为油、气资源市场的开放，可能难以完全摆脱三大集团。地方国企、非油国企、民企和外资更可能获得参与三大集团作业区块合作分成的机会。在石油贸易领域，政府放开原油、成品油进出口，对大油集团的冲击可能有限。在开放进口权的同时，我们预计政府可能同时开放出口市场和减少出口配额限制。这种双向开放有其合理性，给各类炼油企业参与国内和国际两个市场的公平机会。同时，出口机会的增大能帮助缓解国内产能过剩局面。另外，央企大油集团还可能要求政府严格执行油品质量升级的监督，防止地炼不达标产品的上市流通，来巩固自身的竞争优势。大油公司还可能敦促政府取缔进口走私和逃税，从而减小国内市场供应过剩风险。在油气管道领域，改革的实际切入点可能是LNG进口渠道的放开、管输费调整和加快省网建设。开放进口渠道，将给下游带来更多的选择机会，有利于制衡上游的垄断。而有效的切入点是目前存在富余产能的环节，比如利用三大集团旗下已建成的液化气码头，为下游用户或燃气商代理进口。而天然气省网在今后的建设中，只有先统筹未来气源，预留能力，才可能真正赋予下游用户购气的选择权。当然，再进一步的改革应该就是天然气进口权的开放。天然气定价改革将持续推进。国家发改委和能源局近日发布的天然气迎峰度冬的工作通知中，鼓励推行季节性差价、居民阶梯气价，和可中断气价等差别性价格政策，促进移峰填谷，引导合理消费。我们认为，如果差异化定价模式同时在门站和终端层面同时推行，则有利于稳定燃气公司利润率，同时进行有效的需求侧管理。除了上述领域，我们估计炼化、油品批零以及海外投资，都可能成为三大国企向各类社会资本开放的领域。但某些关乎国家安全的战略性领域，可能仍将保持三大集团的控股地位和运营资格。改革政策的舆论误区。我们不认为削弱央企大油公司的利益是改革的终极目标。更多民营企业进入油、气领域也不一定解决行业现有诸多问题和提升消费者权益。表面的资产剥离，不论上游油气资源还是下游管网设施，并不能创造更公平和对投资者更有吸引力的市场环境，同时令供应方和消费者"双输"的局面也难以完全避免。国家资源策略的制定，最优情形是建立鼓励资源信息透明和多渠道供应的激励体系，让欲进入的投资者能够获得评估风险的知情权，而非预设似是而非的零和结局，进行表明的利益再分配。油、气资源领域，高风险和信息不对称是投资者的致命问题。而油气管网改革的当务之急，在于鼓励省网的建设和对多方供应商的开放使用。我们认为，改革措施仍在讨论设计阶段。预计各项措施的推出可能要历经较长的酝酿过程，目前预判改革结论为时尚早。二、陆上油服板块的分化和整合看好具有一体化服务能力，并在国际市场已有良好布局的港股民营油服公司，如海隆控股、华油能源；安东油服由于公司发行2.5亿美元债券，我们预计所得款项可能用于偿还原有有息债务、资本开支和一般企业用途。为了推进一体化服务，公司目前正在加大战略性投资和布局，导致短期盈利承压。由于各类不明朗因素，公司短期增长超预期的可能性下降，股价短期可能保持震荡。A股油服和设备公司短期更依赖收购，普遍缺乏内生增长。惠博普国内业务主要包括油气环保、自动化和天然气运营，受行业不明朗因素影响较小；公司在10月底增加了EPC工程承包业务相关的会计处理政策，我们判断公司的新业务可能已现端倪，未来海外油气EPC工程总承包，将可能成为业绩增长点。1、陆上资源市场开放时间表和方式不明朗十一届三中全会之后，政府可能会进一步针对油气资源市场的准入放开，讨论酝酿改革措施，但时间表并不明朗，进度可能缓慢。近期由能源局制定的《页岩气产业政策》，鼓励包括大油公司在内多种资本，特别是属地地方企业，进入页岩气产业，强调建立勘探开发一体化示范区，强调联合投资，强调专业资质。这些鼓励和强调背后，可能预示能源局在促进产业发展的手段上和国土部此前的主张有微妙的不同。短期内，中国页岩气主要的投资和运营主体，仍可能是两大石油集团。中石油在长宁、威远和昭通等国家级页岩气示范区，计划在2023-15年间钻水平井122口；中石化涪陵页岩气开发也取得重大进展。两大石油集团计划2023年页岩气产量合计可望达45亿立方米。2、两大集团可能压缩上游投资，缩减外包规模，刺激内部油服企业降低成本在目前国有油公司现金流普遍趋紧的大背景下，两大集团可能更加注重效率和投资回报，压缩粗放式经营。具体措施可能包括削减上游的低效资本开支。我们估计，塔里木和四川盆地的资本开支仍可能稳步增长，但长庆等区域市场的投资存在下滑风险。在低产低效油气区，增产和降低成本往往是一对矛盾。目前的压裂增产作业，对油藏的影响，仍在摸索阶段，油公司自身仍可能缺乏经济性的判断依据，往往导致产量成为短、中期单一压倒性目标。未来，两大集团可能会加强油藏研究并提升绩效管理水平。此外，两大集团还可能考虑调整服务商的准入资质以缩减外包规模，节约成本。两大集团体系内的油服公司，也可能主动推行降本增效、甚至率先削减服务费率，帮扶油公司共渡难关。我们认为，部分单项服务提供商可能面临产能过剩、价格下滑的压力。相对而言，具有总包能力或者一体化服务能力的供应商可能受到的影响较小。陆上油服民企加速分化的趋势，可能愈发明显。行业内的整合也可能随之展开。3、中国压裂服务能力建设可能已超前，未来可能出现利用率阶段性下滑压裂可以经济有效地提高储层的渗透率和产量，是常规油气田增产，致密油气、煤层气和页岩气等非常规资源开发的核心技术。随着我国常规油气开发难度的加大，致密油气资源占比的提升，以及未来煤层气和页岩气较大的开发潜力，中国压裂需求不断增加。我们预计，2023年中国直井和水平井压裂的需求分别同比增长20%和30%。为了满足压裂增产，开发难动用储量，中国压裂泵送服务能力大幅扩张，预计从2023年底的70万水马力已经增加到2023年底的240万水马力，压裂车组平均产能利用率也从2023年的100%下滑到2023年的65%左右。虽然2023年压裂能力增长幅度可能明显低于2023年下滑至50万水马力，全国平均利用率可能仅维持目前的水平。我们认为，产能超前建设，可能主要由于大油公司以压裂车组进入常规和致密油气领域进行增产保供，和民间对页岩气开发的乐观预期。这可能导致1-2年之内的阶段性供过于求，压裂泵送服务价格也可能有所下降。我们丝毫不怀疑“中国制造”降低工具采购成本的空间很大，目前国际一流油服公司无不对中国市场采取高价政策，力图赚取高出本土（北美）市场的超额利润。但我们也注意到，北美油服市场存在过剩产能的同时，作业效率仍在不断提升，费率趋势仍有向下的压力。我们因此不禁要问，在海内外市场互动的过程中，中国本土制造的工具虽能避免高额的采购成本，但能否在规模和研发上达到或超过北美地区，实现更低的制造成本和更高效的作业呢？就国内目前有限的作业量和超前的产能投入而言，中国的油服企业，包括民企，可能还在学习曲线上爬坡，成本下降和效率提升均可能有较大空间。4、2023年中国陆上新钻井总量可能微降，但水平井和针对致密油气资源的新井数量有望持续提升近年来，中国陆上新增钻井数量一直稳中有升，徘徊在23,000-24,000口。随着两大石油集团削减低效资本开支，2023年国内新增钻井数量可能略微下滑到23,000口左右。预计，致密油气井占新增钻井数量的比例，有望提升从2023年22%，提升到2023年的27%和2023年的32%。水平井与直井相比，不仅可以解决致密油气藏、枯竭油气藏等难动用储量的问题，而且长期效益也比较明显，可以实现“少井高效”。水平井可以大幅提高采收率和单井产量，节省占地面积、站点和管线数量，减少后期运营成本，是中国陆上油气勘探开发走向非常规资源，实现较高效率和回报的必然选择。中国陆上水平井占新钻井数量的比重，已经从2023年的6%提高到2023年的16%。我们预计2023年水平井占比有望达到22%，在3-5年后有望达到30%。技术领先的民营油服公司，如安东、华油和百勤油服等仍可能在这一过程中持续受益。5、民营油服企业国内主战场或从长庆油田转向塔里木和四川盆地长庆油田在2023年，将实现5,000万吨的油气产量，未来将可能以稳产为主，我们预计长庆油田的投资可能出现一定程度放缓。塔里木油田2023年油气产量为2,119万吨油当量，2023年计划达到3,170万吨，2023年计划达到5,000万吨，油气产量和投资仍处于上升通道。四川盆地以天然气为主，包括页岩气等非常规油气资源，未来投资的增长，主要集中在天然气和非常规领域。6、民营油服企业战略差异化很多投资者可能注意到，民营油服企业的发展战略，差异似乎正在加大。随着上市后资金实力的充实和技术力量的提升，我们在全球视野下看中国民营公司的发展前景仍是相当辽阔，各家不同的发展道路都可能有足够的成长空间。下面我们分别谈谈几个主流的发展方向。•一体化？我们眼中，安东是“一体化”战略的真正代表。管理层看到上游开放的机会和国企大油公司增产降本的压力，力图和斯伦贝谢一道打造出不同于国营油服的一体化服务模式，在国内各大油气区拓展业务。但赶在安东增大资本支出购进重型设备之前，两大油旗下的油服企业就已经开始了和压裂相关重型设备的超前投入。明年“一体化”策略能否见效，很大程度上取决于政府开放资源市场的决心、大油国企的让步和产能过剩的控制。•“打游击”还是“阵地化”精耕细作？华油是“阵地化”经营策略的典型代表，其海外战略都带有鲜明的“扎根”和“精耕”色彩。我们认为这是稳健的发展道路。百勤作为规模较小的民营企业，目前在国内外多重发展机遇面前似乎多面进军，主次战场可能不断更替。•国际化？虽然2023年国内收入贡献仍达56%，海隆是我们眼中国际化的典型代表。海隆的优势，建立在其对用户需求变化的前瞻性把握，和对脱离本土“红海”，发现外部“蓝海”市场空间的追求。我们认为，中资油服企业，不论国企、民企，都有比较明朗的海外掘金前景。•收购兼并？A股的油田服务和设备公司，在普遍缺乏内生增长的情况下，选择以收购或兼并的方式，沿产业链扩张。我们认为，在原有业务缺乏增长的情况下，依赖收购实现增长，前提之一是管理层能有效整合并控制被收购公司。在2023的大背景下，以收购实现增长，创造价值，投资者可能需要不断验证：1)收购者的在手现金情况；2)被收购公司业绩能否弥补原有业务可能的下滑；3)被收购方的业绩承诺能否兑现。更长远的问题，可能是多方管理层之间的磨合，技术人才的稳定，企业文化的融合等等。7、国企和民企间的扶持和竞争国企大油公司或旗下油服公司，为何需要民企的扶助呢？我们认为，国企队伍一定程度上落后是现状；体制制约集团内部有效调配资源，往往也是地方油田管理者的苦恼，不得不借助外援；另外就是勘探的风险问题，油气行业的高风险勘探和国企追求稳健经验的作风有天然的抵触，探路人如是非国企单位，风险可以得到分担或分散。当然，除了这些国企不得已的因素，大油公司对油服企业，不论其出身，都有十分清晰的普遍性要求。那就是增产、缩短建井周期，降低成本。这些诉求，也可能推动两大集团体系内的油服公司，主动降本增效、甚至削减服务费率，帮扶兄弟油公司，同时给民营企业带来竞争压力。对安东、华油这类综合实力较强的民企，他们往往扮演引领国企效率提升的先锋和受益人。但实际上，他们的增长，一部分来自开放，一部分来自对其他小型民企的挤出。很多小型民企所担忧的，其实是“一体化”趋势带来的单井总服务收入下降、分项服务利润空间难免被压缩，甚至是在整合过程中失去分包作业机会的风险。三、中国近海油服和工程行业景气延续我们判断，中国近海的油气勘探和开发资本支出在2023年有望保持稳健增长，2023年可能保持在较高水平。预计国内海上油服和工程行业工作量饱满的状态在2023年有望延续；海外业务也在扩张，未来深水勘探也有可能取得突破。1、全球市场，高端钻井船供应偏紧，自升式退役压力加大，半潜式需求上升2023年初以来，全球自升式钻井船的使用率逐步回升，目前普遍回到80-100%的区间。350英尺水深以上，以及高端自升式钻井船，利用率更普遍超过90%。全球半潜式钻井船利用率一直维持在80%以上，7,500英尺以上水深钻井船的使用率始终接近100%，而5,000-7,500英尺的使用率在90%徘徊，5,000英尺水深以下的也在80%左右。新船费率显著高于旧船。由于新投产钻井船的设备更为先进，使用效率较高，而且可以适应更恶劣的环境，日费率均高于旧船。2023年以后投产的自升式钻井船日费率15万美元，比2023年以前投产的高约15%。2023年之后投产的半潜式钻井船日费率普遍超过50万美元，但2023-2023年和2023年以前投产的半潜式日费率，分别为40万美元和45万美元左右。自升式老船退役压力加大，新船将投产较多。目前全球自升式钻井船约496条，扣除有意闲臵的45条钻井船，以及非竞争性市场的钻井船，全球实际使用率可能高达94%。自2023年至今，随着市场需求的不断恢复，自升式船的合约期限也在增加。其中，标准自升式船平均合约期限，已经从2023年的0.6年提高到2023年的1.2年；高端自升式平均合约期限，已经从2023年的1年提高到2023年的1.8年。目前船龄超过30年的自升式钻井船占比约54%。1995-2023年间，全球仅报废了22条自升式钻井船，报废船只的平均船龄达28年；而2023-12年间，全球共报废了24条自升式钻井船，报废船只平均船龄达31年。由于目前全球自升式船龄偏大，高于30年船龄的船只数量超过全球总数一半，钻井服务商还将不断建造新船。我们估计，2023-15年间新船投产在30-50条之间。深水勘探开发需求不断增加，带动全球半潜式钻井船需求持续提升。根据Seadrill预计，2023年全球半潜式钻井船的需求总量可能高达455条。考虑到目前运营的256条，新建的102条，以及可能退役的约50条，届时全球半潜式船的供需缺口仍有约147条。另一值得关注的趋势是超深水半潜式钻井船在新船中的占比不断提升。目前工作水深在7,500英尺以上的钻井船占比仅约16%，而在新建钻井船中，这一规格占比约达87%。2、全球海洋工程行业的景气度仍然较高，海外市场或为中国公司提供新增长机会自2023年以来，全球海洋工程行业逐步复苏，海洋工程(包括海底设施)EPCI(设计、采购、建造、安装)金额从2023年的471亿美元，增加到2023年的710亿美元。根据McDermott的预计，全球海工行业EPCI投资在2023-18年间的年均复合增速近8%，其中海底设施投资的年均复合增速可能达到10%，而浅水海洋工程投资的年均复合增速约6%。未来5年全球海洋工程行业可望保持较高的行业景气度，其中浅水EPCI投资有可能在2023-16年见顶，而深水EPCI投资则可能继续增长。中国海洋工程公司，特别是海油工程（600583.CH），在经历中海油2023-2023年投资周期后，开始逐步开拓海外市场，寻找新的增长点。由于成本优势，且进入门槛相对不高，建造和海上安装等业务是海油工程进入海外市场的首选。海油工程在壳牌浅水模块建造业务取得突破。2023年底，海油工程与壳牌签署了浅水模块建造合作框架协议，标志着海油工程成为国际高端客户认可的模块建造承包商之一。2023年10月底，海油工程取得突破，获得壳牌Nyhamna项目合同，工作范围包括陆上气站设施的模块建造工作，总重约1960吨。3、中国近海的发展仍将持续支持中海油服和海油工程的业务增长中国近海油气储量和产量的快速提升，奠定了海上油服和工程公司稳健增长的基础。《中国海洋经济发展“十四五”规划》提出：到2023年，实现新增海上石油探明地质储量10-12亿吨，新增海上天然气探明地质储量4000-5000亿立方米；海上油气产量从2023年5000万吨上升到6000万吨油当量。为实现“十四五”的产量目标，我们预计中海油一方面将坚持对外招标合作，另一方面在2023-2023年将加大勘探力度，加快新项目的开发和建设。中海油在2023年的国内勘探开发资本支出，同比大幅增长24-44%至478-558亿人民币，2023年可能保持稳健增长，2023年仍有望保持在较高水平。中国海上油气产量也可望在2023-15年间重新提速。在此期间，油田服务和工程业务的作业量有望稳步提升。勘探发现和新增储量是关键。得益于渤海和南海东部的勘探发现和储量确认，中海油在中国近海的储量寿命在2023年已经企稳回升，有望在2023年回升到10年。中海油近三年在国内的勘探成果丰硕，累计新增探明储量已超过2023-2023期间总和。如果假设未来两年储量替代率为100%，我们预计十四五期间的累计新增探明储量可达到十一五期间的1.7倍。而如果公司未来储量替代率维持在近年170%左右的高水平，累计储量发现将可能达前期的2.2倍。持续的勘探进展和储量增长将为释放中国海上资源潜力和中海油的中长期增长提供保障。四、城市燃气：市场化改革的长期受益者近期，发改委和能源局在《天然气基础设施建设与运营管理办法》征求意见稿中，鼓励、支持各类资本参与天然气基础设施投资。能源局在《油气管网设施公平开放监管办法（征求意见稿）》中，油气管网设施运营企业在油气管网设施有剩余能力的情况下，应与第三方市场主体平等协商开放，鼓励分属不同市场主体的上游用户向下游用户直销油气。日前，国务院发展研究中心公布的“383”改革方案中，提出了多项与天然气行业改革相关的措施，其中包括进口权放开，管道资产重组等提案。发改委和能源局近日发布的天然气迎峰度冬的工作通知中，也包含了很多在我们看来代表未来改革方向的举措，包括委托上游代理采购LNG，交易所公开交易LNG，煤制气直供和季节性价差等。我们认为，未来的改革重点将在LNG码头、省网及长输管线等领域进行，长期来看，天然气进口渠道开放及省网、长输管线的改革，有利于打开供气多元化格局，帮助下游公司制衡上游的垄断。我们预计2023年/20年中国天然气消费将达到2220/3890亿立方米，低于我们之前的2410/4000立方米的预测，小幅下调交通、电力的天然气需求，而对供热领域的需求更加乐观。我们看到区域性分化已经逐渐明晰，东部地区将有望呈现量价齐升，而西部地区则可能会在上游持续提价的压力下增速放缓。京津冀、东南沿海等地在不断增强的环保压力下，有望成为天然气消费量增长的重点地区。我们认为，中国的城市燃气公司目前仍处于发展周期的前半程，潜力巨大，通过六个维度的衡量，我们更加看好中国燃气，新奥能源和北京控股的持续发展前景。1、管网改革的实际切入点可能是LNG进口渠道的放开、管输费调整和省网建设开放LNG进口渠道，将给下游带来更多的选择机会，有利于制衡上游的垄断。天然气迎峰度冬的工作通知中，提到供需矛盾突出的内陆地区可委托上游公司采购LNG，在高峰时段可采取第三方代理气化运输的方式，就近下载管道气。这一措施意味着大油公司今后可以只作为进口的代理商，收取合理的气化和管输费，不再承担门站价与进口价倒挂而产生的亏损。下游用户/燃气公司实际上也通过上述方式实现了“进口”LNG，向实现进口完全放开迈出了重要一步。对于大油公司而言，LNG代购可能意味着对于其码头专用权的逐步取消。我们预计全国范围内LNG接收站接收能力在2023年将会达到6080万吨/年，而根据Bloomberg上的LNG合同，已签订的15年的供气合约为4260万吨/年，码头仍有剩余产能未被利用。进口权开放或短期代购，有利于充分利用大油公司闲臵产能。我们判断，亚洲LNG价格在今冬明春保持强势，东北亚地区的冷冬将支撑需求。短期来看，虽然“代购”措施使城市燃气公司将要承担进口LNG带来的更高成本，但是却向“自主进口”的改革方向迈进了重要一步，若高额的成本可以通过峰谷差价等更灵活的价格方式转嫁给下游，则燃气公司利润率不会受到负面影响。我们同时看到，亚洲LNG的一个季度和两个季度的远期价格则呈下降趋势，若LNG价格在迎峰度冬过后走弱，进口放开则有利于下游企业捕获国际市场上的有利价格趋势。长期来看，开放天然气进口渠道，将有利于形成供气多元化的格局，增强下游的议价能力。我们看到，下游民企已经在通过各种方式争取LNG进口权。东莞九丰能源在东莞的码头于今年9月迎来了首船马拉西亚的进口LNG，成为首个完成LNG进口的民企。根据息旺能源报道，其LNG出站价在6000元/吨，每吨理论利润可达853元。新奥能源也在舟山开建LNG码头，已拿到加拿大的气源合同，计划主要为远洋LNG货轮提供燃料加注。除此之外，广汇能源也在筹建LNG码头。管输费调整存在可能性。我们看到，7月份天然气提价后，部分省份通过下调省网管输费缓解涨价压力。其中，江西省省网管输价格由每立方米0.50元下调至0.40元，山东省也下调省内各管线管输费0.04~0.12元/立方米。我们判断，在“净回值”门站定价方法逐步推广到位的过程中，管输费的调整可能会从省网向长输管道推进，缩小目前不合理成分，消除临近城市间的套利利差。有媒体报道，监管部门正研究制定相关办法，进一步规范天然气管输收费，明确天然气管网的收益水平和计量方法，新增的长输管线核准的内部收益率均为8%，低于西二线的12%，若管输费下调继续向已建成的长输管线推行，则有利于降低城市燃气商和用户的购气成本，缓冲今后上游提价幅度。省网改革的延续是当务之急。广东省网改革的设计值得全国借鉴，但推进中遇到的阻力和挫折也令人惋惜。目前，省内主干管网的投资和运营，由多由上游油气公司主导，上游企业必然争取专建专用。省网一旦转为地方政府主导建设运营，将对产能设计超前留有余地，确保对多方上游供气商开放使用，刺激供应竞争。地方政府还可以邀请上游供应商参股投资。我们认为，这仍是最深刻的行业改革试点，目标是建立一张“开放+保民生+有竞争的管网”，促进天然气供给多元化，降低省内中小城市拿气难度。我们认为，目前媒体中涉及管网拆分重组的报道较多，但少有谈及如何推动省网建设的方案。产业发展现状，也许很难接受由中央组建新的全国性公司负责各省内的省网建设。即便组建新公司，全面负责全国性长输和省内网络的建设和运营，新公司的局部利益和自然垄断地位，是否会增加全行业组织成本和给最终消费者带来额外负担，是我们难以预判的问题。“新粤浙”管线有望建立长输管线投资运营新范例。中石化“新粤浙”管道有望成为国内首条以“代输”形式运输天然气的长输主干管道。新粤浙管道运营公司在以“无歧视”原则运输天然气的同时，只向用户收取核准的管输费。我们认为，这种模式，意味着跨省长输管道的开发使用。同时，下游用户将有机会越过管道公司，直接与上游气源供应商谈判确定采气量、价格和对应时间，开创性的形成“输气”和“售气”的分离。差异化定价改革将持续推进。国家发改委和能源局近日发布的天然气迎峰度冬的工作通知中，鼓励推行季节性差价、居民阶梯气价，和可中断气价等差别性价格政策，促进移峰填谷，引导合理消费。我们认为，如果差异化定价模式同时在门站和终端层面同时推行，则有利于稳定燃气公司利润率，同时进行有效的需求侧管理。2、天然气需求的增长点我们更新了对于天然气需求的预测，在基准情形下，我们认为中国天然气15/20年需求量在2023/20年将达到每年2220/3890亿立方米，略低于我们之前的2410/4000亿立方米的预测。我们认为，交运和电力、热力供应行业仍然是需求增长的主要动力。在调低燃气电厂天然气消费假设的同时，我们提高了对供热领域天然气需求增长的预测。我们还小幅下调了交运领域2023年的用气量预测。高效的热电联产机组和分布式能源是供热和燃气发电的未来发展方向。在本次天然气提价后，燃气电厂顺价并不顺利。大部分燃气电厂的采购气价在7月10日已经执行上调，而目前只有浙江省相应地提高了上网电价，其他省份的顺价机制仍不明朗。在利润压力和供气紧张的背景下，部分在建电厂有可能推迟工期。我们相应调低了2023/2023年燃气电厂装机容量假设由原来的75/150GW至60/100GW。供热方面，我们看到北方各省市已经加快锅炉煤改气的步伐，大气污染防治计划指出，到2023年，地级及以上城市建成区基本淘汰每小时10蒸吨及以下的燃煤锅炉，禁止新建每小时20蒸吨以下的燃煤锅炉。供热领域将为燃气分销商带来可观的售气量增长潜力。以北京为例，目前已经完成了80%的供热锅炉改造，2023年用气量已经达到34亿方气，占北京地区天然气消费总量的40%。今后，北京地区供热的燃气需求，将随锅炉改造的全面完成，可能进一步上升到接近50亿方。而天津的供热锅炉消费也有望从目前不到4亿方，在2023年达15亿方气的用量。随着政府环保压力的不断升级，北方城市燃气项目占比大的中国燃气、北京控股、新奥能源有望在这一过程中受益。交运需求前景中，看好CNG，观望LNG。我们下调2023年车用气消费预测由390亿方至320亿方，主要源于我们对于LNG车的发展和推广相对更加谨慎。相比于LNG，我们相对看好CNG的发展潜力，原因在于：气源供应保障角度，因为CNG加气站均建设在城区内，燃气公司利用自己的特许经营权优势可以保证气源供应；经济性角度，CNG车油改气转化相对方便，与油的价差大，改装费回收期快；加气站盈利角度，CNG加气站售气价差高于LNG，通常在1元/立方米以上，刺激下游公司建站积极性。燃气公司中，新奥能源、中国燃气和华润燃气都在已有燃气项目中大力发展CNG加气站。而昆仑能源则由于LNG工厂/加气站的建设过于激进，对上下游议价能力有限，且下游用户发展需要一个过程，利润释放可能还需时日。3、区域间分化逐渐明晰我们看到，过去几年中国东、西部的天然气消费增长趋势已经呈现分化，在今年7月份价改后显得更为明朗。我们判断，东部地区在未来很可能持续天然气消费的“量价齐升”，而西部地区可能会在上游持续提价的压力下增速放缓。京津冀、东南沿海等地在不断增强的环保压力下，有望成为天然气消费量增长的重点地区。在这些地区燃气项目集中的北京控股、新奥能源和京能清洁能源有望成为主要的受益者。过去10年，东部地区消费量增速明显快于西部。由于西部地区离传统气源较近，使用天然气较早，在2023年西气东输一线投产前就已经形成了较大的天然气消费量基数。廉价的天然气成本刺激了大量以天然气为化工原料的企业落地，成为早期天然气消费的主力。随着气价不断提升，一些价格承受能力差的企业可能不堪重负。而东部地区则在过去几年受益于新气源到来，加上环保压力以及较强的价格承受力，天然气消费呈现爆发增长。以华东地区为例，2023年到2023年消费量的复合增长率达到24%，远高于西北/西南地区的11%/8%。值得注意的是，同期华东地区工业用户天然气价上涨1.3元/立方米，高于西北的0.5元/立方米和西南的1.0元/立方米。未来东部地区继续“量价齐升”，而西部地区则可能增速放缓。我们判断，东部地区在新气源的到来及环保压力的推动下，有望形成天然气量价齐升的格局。通过人均GDP和天然气渗透率两个维度的衡量，东部地区普遍具有等具有高收入，低普及率的特点，广东，福建，山东，江苏有望成为未来天然气普及速度最快的地区。2023年消费量结构中，西部地区仍有很大气量来自于化工用户和LNG工厂，这类用户利润率对于天然气价格最为敏感，在提价过程中会有更多的讨价还价，增加燃气分销商的顺价难度和摩擦成本，气量增速也可能在用户的抵触情绪中有所放缓。今年7月全国推动天然气价改以来，东部地区的提价幅度普遍高于西部，而根据我们了解，气量增速也相对稳健。而西部的部分省份，在价改执行阶段颇为不畅，陕西、内蒙的部分LNG工厂对增量气价抵触情绪较大，上下游矛盾加剧，目前仍没看到这两个省份主要城市终端价提价通知。我们判断，未来几年，东、西部的分化将会引导天然气资源的分配，更多的气源将被输往需求增长强劲，价格承受能力高的东部地区。京津冀或将迎来气量增长的爆发期。在东部地区的天然气普及过程中，政府对于环保的决心和补贴力度是其中关键因素之一。我们看到，京津冀的污染问题愈发凸显，在环保部公布的2023年3季度十大污染城市的名单中，京津冀共占8席。随着近期一系列环保政策的出台，京津冀地区再度成为污染整治的重点对象。9月12日国务院发布的“大气污染防治行动计划”中提出目标，到2023年京津冀细颗粒物浓度下降25%，比长三角/珠三角的20%/15%要求更加严格。而随后发出的“京津冀及周边地区落实大气污染防治行动计划实施细则”更是强调，京津冀及周边地区地级及以上城市建成区，在2023/17年前，淘汰每小时10/35蒸吨以下的燃煤锅炉，改由燃气锅炉替代。2023年底，北京市、天津市、河北省和山东省压减煤炭消费总量8300万吨。我们测算，极端情况下，若减煤总量全部替换成天然气，则将会带来约350~400亿方气/年的增量。随着北京、天津热电联产机组在未来两年集中建成，以及河北供热锅炉煤改气的加速推进，京津冀有望在未来几年迎来气量增长的爆发期。北京燃气电厂产能将在2023年底达到8.4GW,年消耗气量70亿方，北京唯一的供气商北京控股，以及燃气发电市场占有率50%的京能清洁能源将成为主要受益者。天津2023年底也将有3.6GW的燃气电厂投产，具有津燃华润49%股权的华润燃气将有望受益。公司层面分化也逐渐显现。从2023年上半年气量增长来看，新奥能源和中国燃气售气量同比增速仍然维持在20%以上，而华润和港华的内生增长则降至了15%以下。此次提价后，港股燃气公司的顺价均较为顺利，其中北京控股，中国燃气均已完成受影响气量的完全顺价。而气量增长方面，北京控股由于气量增长主要来自于电厂和供热领域，需求刚性较强，提价后消费增长预计依然强劲；我们预计，新奥能源和中国燃气在提价后均会感到部分已有用户的抵触，但是由于总体需求旺盛，售气量增长仍能维持20%的同比增速；而华润燃气提价后的需求增速则可能在三季度放缓。天然气定价改革也在稳步推进，2023年提价仍有诸多不确定性，但对燃气公司利润率冲击可能有限。根据发改委的价改思路，存量气价将会在“十四五”末与增量气价水平靠拢。假设油价不变，则意味着存量气价每年平均上调0.3~0.4元/立方米。我们的压力测试显示，若2023年非居民存量气价上调0.3元/立方米，90%的成本上升完成顺价，城市燃气公司的净利润将受到9%~13%的冲击。而根据此次提价经验看来，实际利润冲击将比压力测试更小。上游公司在未来几年还可能会进一步推动居民门站价的上调，但由于对于大部分港股燃气公司而言，居民售气量占比不到四分之一，影响仍将有限。压力测试显示，若14年居民存量气价上调0.3元/立方米，70%的售气量完成顺价，城市燃气公司的净利润将受到2%~6%的冲击。如果差异化定价模式同时在门站和终端层面同时推行，可望稳定城市燃气公司利润率。而如果管输费下调在部分省网和已建成长输管线推行，则有利于降低城市燃气商和用户的购气成本，缓冲今后上游提价幅度。4、燃气公司的生命周期分析为了更清楚地研究城市燃气的发展阶段和各个财务/经营指标的演化，我们模拟了燃气消费从起步到饱和阶段，在一座拥有50万可接驳用户的中等规模城市推广的全过程。我们假设到成熟阶段，大约75%的燃气销量来自工业用户。我们发现，中国城市燃气公司目前仍然处于发展周期的前半程，平均处于30年专营权的第6~7年的位臵，具体特点如下：居民渗透率35%~40%：当前大型燃气公司居民用户渗透率约为35%~40%，每年平均增长3~4个百分点。我们假设最终渗透率在第15年达到80%。售气量处于高增速期：过去几年城市燃气公司的销量增长迅速，新项目的开发和新气源的获得将继续推动销量增长。售气/接驳毛利占比基本相当：当前的接驳费平均占总收入的~25%和毛利的~50%，未来将逐渐下降。自由现金流趋于平衡：随着项目的成熟、经营性现金流入的稳定增长和资本支出的缓和，主要城市燃气公司的现金流逐渐由负转正。结合我们对标准城市燃气消费增长过程的模拟，我们认为城市燃气公司将经历以下发展趋势：渗透率将以每年3~4个百分点稳步上升，销量/收入/毛利将在未来数年持续强劲增长；接驳费在收入/毛利中的占比逐渐下降，燃气销售逐渐成为占主要增长驱动力；工业用户售气量占比提升，抬升总体销售毛利率；自由现金流的改善使派息率提高；由于接驳费的贡献下降，利润率将缓慢下滑，并在第10年趋于稳定；资产回报率保持稳定；净现值在第15年之前将逐年上升，市盈率估值水平保持稳定。主要燃气公司在生命周期中的位臵：我们统计了各燃气公司旗下项目的发展阶段，按项目规模加权计算出在手项目平均所处的年份，从而描绘出燃气公司在我们典型城市燃气模型中的位臵。我们认为，中国燃气由于小项目众多，约有1/4的燃气项目还未正式通气，在发展周期中仍处于较早阶段，售气量和接驳费的增速均高于行业平均，爆发能力强，潜力大。华润燃气前几年外延扩张势头很猛，也有很多项目处于前期开发阶段，整体处于周期较早位臵，但从2023年气量增速来看，内生增长方面已出现放缓势头；新奥能源处于第8~9年的位臵，目前售气量贡献最大的城市燃气项目均是2023/03年拿到的，售气业务进入收获期，年增速稳定在20%~25%；港华燃气和新奥一样，介入城市燃气业务较早，内生售气量增长稳定在15%左右，略低于可比公司平均水平；北京控股则基本进入了居民接驳的尾声，北京天然气渗透率高达70%。其主要增长动力来自于北京的供热锅炉和燃气电厂的改造，未来两三年为煤改气高峰期，高增长可见性强。5、六维度建立燃气公司的评价体系我们从以下六个维度评价城市燃气公司：内生增长潜力、外延扩张能力、顺价能力、气源锁定能力、财务表现和接驳费风险抵抗力。内生增长潜力：我们认为，渗透率低，项目数量多，地理分布集中于京津冀、长三角、珠三角地区，新增非居民用户潜力大的燃气公司具有更强的内生增长潜力。中国燃气由于小项目众多，地理分布广泛而具有很强的内生增长爆发力，新奥能源则坐拥大量东南沿海优质项目，增长稳健。外延扩张能力：负债率低，以往收购并购经验丰富，已有项目地理分布广泛的燃气公司具有更强的外延扩张能力。华润燃气依靠其母公司支持在过去几年攻城略地，积累了丰富收购经验，具有最强的扩张能力。顺价能力：对于居民，小城市顺价相对容易；对于工业用户，东部地区可能更为顺利。气源锁定能力：北京控股，华润燃气依靠其国企背景和大城市布局，拿气能力较强，而中国燃气则是新气源到来的最主要受益者之一。财务表现：从股权回报率，售气毛利率和历史增长记录来看，新奥能源具有最优秀的财务表现，有望继续保持稳健增长。接驳费风险抵抗力：北京控股由于收入结构中没有接驳费，其风险敞口为零。华润燃气的接驳费收入占比较低，风险较小。总结六个维度的测评，我们看好中国燃气、新奥能源、北京控股的发展前景，他们均有较高的内生增长潜力，风险调整后的回报可能好于其他燃气公司。五、行业重点公司简况1、上海石化：成品油“优质优价”是未来看点我们预计，未来成品油优质优价，化工业务的温和复苏，以及公司对上海和周边市场的整合控制，将推动盈利的复苏。成品油“优质优价”政策利好炼油业务。上海石化完成炼油改造工程以后，原油加工能力提高到1,600万吨/年，生产的汽油100%达到国V标准，国IV和国V标准的柴油各占50%。预计上海石化未来在江苏、浙江等地的柴油月均销售量在10万吨以上，其余大部分在上海地区销售，成品油“优质优价”政策，对公司2023年净利润增厚合计可能达5亿元人民币以上。炼油改造工程“一举多得”。公司原油加工能力提高到1,600万吨，加工低成本的高硫原油能力大幅增加，能耗和现金加工费降低到行业平均水平的2/3。同时，汽油收率从18%提高到26%，产品结构优化增强盈利能力。化工业务温和回升，未来延伸精细化工产品线。我们预计化工业务在明年可能温和回升。新业务方面，精细化工产品线已生产出碳纤维(SCF30型号)，计划继续开发新产品；EVA项目，目前已经与专利商签署了技术合同，计划今年第四季度开工建设，2023年中建成，预计EVA项目内部收益率约22%。盈利预测与估值风险政府放开油品进口，可能冲击国内批、零市场，但在现行定价机制下对炼油业务可能影响有限；“优质优价”政策的执行风险；明年可能出现的大修季节；国际油价大幅波动；成品油和化工产品需求进一步下滑；成本上升、煤化工的冲击等。2、中国石油：降本增效我们认为，在明年全球经济增长提速的有利背景下，政府改革的组合拳，可能刺激中石油超预期降本增效，实现“意外”盈利回升。放宽原油、成品油进口，以及天然气管道相关的改革，对中石油会产生一定负面影响，但可能被内部挖潜提效充分抵消。目前两大油集团在产品质量、技术效率、规模经济、渠道网络、市场布局等方面仍然优势巨大，在更开放的竞争环境下，仍有可能进一步扩大市场份额。我们认为，改革措施可能促进公司更有效的投资，更一致地把股东利益和管理层、员工利益结合起来，提高股东回报率。十年来，央企管理目标发生巨大转变，考核体系中规模性指标目前已经完全消失。2023年新一版的国资委央企管理层考核体系中，主要考核指标包括利润总额、经济增加值、国有资本保值增值率和总资产周转率。公司业绩在这几个关键新指标上已连年下滑，内部降本增效压力大增，改善空间巨大。我们判断，明年公司可能在压低采油成本、人工成本、减少低效资本开支、降低库存对资金的占压、增加对外融资合作机会等方面付出努力。市场开放改革负面影响可能有限。即便原油、成品油进口权放开，政府对申请原油进口权的炼油企业，可能仍设有较高的资质门槛。同时，油品升级，预计政府会进一步严格市场准入和产品质量检查，无形中可能拉高了行业门槛，导致部分地炼和民营批零企业可能失去市场份额。而“优质优价”政策，有利于升级准备较充分的大油集团。政府还可能开放成品油出口或减少出口配额限制，有利于大油公司评估国内外市场机会，获取更高利润。风险国际油价波动；能源和石化产品需求增长缓慢；人民币升值趋势放缓甚至贬值；成本增加；征收资源税和碳排放税；经营风险；异常天气等。3、中海油：勘探发现成果丰厚，增产基础巩固中国近海油气产量，在2023年可能开始步入新一轮增长期，同时桶油成本可能开始下降。此外，中海油的勘探发现自2023年以来一直维持成果丰厚，为中长期产量增长奠定了基础。中国近海油气产量在2023年将重回增长轨道，桶油成本可能下降。中海油计划“十四五”期间油气产量的年均复合增速为6-10%（不含尼克森），其中中国近海的油气产量复合增速在4-5%。中国近海油气产量，在2023-13年的增长较为缓慢，但中海油新建项目的数量从2023年的16个，增加到2023年的24个，2023开发支出同比增加61%。预计2023年油气产量将重回增长轨道，桶油成本也可能随着产量增长而有所下降。勘探发现和新增储量是关键。得益于渤海和南海东部的勘探发现和储量确认，中海油在中国近海的储量寿命在2023年已经企稳回升，有望在2023年回升到10年。中海油近三年在国内的勘探成果丰硕，累计新增探明储量已超过2023-2023期间总和。如果假设未来两年储量替代率为100%，我们预计十四五期间的累计新增探明储量可达到十一五期间的1.7倍。而如果公司未来储量替代率维持在近年170%左右的高水平，累计储量发现将可能达前期的2.2倍。持续的勘探进展和储量增长将为释放中国海上资源潜力和中海油的中长期增长提供保障。风险国际油价波动；新项目推迟；在产油气田的衰减速度加快；经营风险；收购风险；海外税收风险；安全事故和异常天气等。4、中海油服：盈利增长确定，未来可能超预期预计公司可能多渠道增加产能，盈利增长仍有超预期的可能。公司预期2023年国内日费率总体平稳，国际高端钻井船日费率将有所增加。国内日费率参照东南亚同等船型，有10-15%左右的折扣。2023-09年以来，国际市场日费率下跌较多，但公司与中海油的日费率一直比较稳定。预计2023年国内部分低端钻井船面临降价压力，但新增高端钻井船日费率较高，总体费率可望保持稳定。2023-15年的资本开支预算80-100亿元，或根据市场需求，购买二手钻井船。今年的资本开支预算从年初的40-50亿元人民币，提高到70-80亿元人民币。2023-15年的每年资本开支预算约80-100亿元人民币，主要用于一些在建船舶，以及未来根据市场需求，可能购买一些二手钻井船。公司预期未来国内外市场保持强劲需求，计划多渠道增加产能，满足客户需求。国内方面，中海油在中国近海的资本开支仍处于上升通道，国内老油田仍不断有新发现，南海地区100-500米的钻井需求较大，而且对深水勘探开发需求仍在不断的增加。海外方面，公司在挪威北海、美国墨西哥湾、和东南亚等市场都可能获得新业务机会。此外，中海油收购Nexen和其他海外资产，也将给中海油服在中长期拓展海外市场带来机会。油田技术服务板块毛利率，未来几年可能逐步提升。中国近海油气开发需要的先进技术，绝大部分分包给国外公司，公司目前技术服务业务中高毛利率项目较少。中海油服正在加强研发力度，在部分技术上已经试验成功，如LWD和旋转导向设备，预计2-3年内可能会逐步商业化，板块毛利率可能会相应提高。风险关联交易风险；租赁和分包费用增加；营运资本管理风险；市场费率变化风险；油田服务作业失误；气候因素、政治因素等。5、华油能源：塔里木区域可望长期持续增长塔里木盆地2023-2023年的油气产量复合增速可能达到11%，华油能源国内业务将长期受益。考虑到中亚市场也有较大发展机会，公司2023/14年的收入增速指引仍为30%。塔里木一体化服务进展顺利，未来增长可能多点开花。公司在塔里木地区的战略方向包括综合录井、连续油管、压裂总包、特殊技术的区块总包服务等，增长不仅仅依靠IPM总包井服务。我们估计，中石油塔里木油田产量在2023年可能达到3,200万吨，2023年达到5,000万吨，该地区油气产量和投资将保持长期上升。中亚市场仍有很大机会。管理层预计未来2年，在中亚市场的业务可以实现30%的年均复合增速。公司目前在4个主要区域有希望实现5000万美元左右的收入。中国从中亚进口的天然气，从初期的170亿立方米/年，增加到2023年的650亿立方米/年，气田上产、增产仍需大量油服支持。公司已经在主要市场完成布局，形成油藏、钻井、完井、修井、采油和地面工程等一体化总包服务能力，具有较大竞争优势。管理层对大型设备投资比较慎重，坚持轻资产的服务模式。公司决策大型装备投资，是在确认市场需求的情况下，依靠技术积累，判断需求的可持续性；而不是先投资，再找市场。管理层认为，轻资产的模式风险小、转型快。公司的核心是技术团队。华油的技术团队经过了20年的积累，拥有真正核心的技术。在高端市场，华油能源是最早成立专业化的完井团队，也是最早成立油藏科研和工程技术研究院的公司。风险中石油反腐事件影响投资情绪；单一客户风险；价格竞争激烈；安全风险和作业事故；营运资本管理风险等。6、海隆控股：增长前景明朗考虑到海隆控股的钻杆近期得到斯伦贝谢的进一步认可，以及未来在涂层、海底配重、油田服务等业务上的增长潜力，我们认为公司未来增长前景比较明朗，受未来行业改革带来的不确定性较小。管理层执行力强，开创未来多渠道增长机会。我们预计，公司在未来1-2年之内，新产品和业务将不断取得进展。涂层方面，CRA的10-15万吨的产能扩建已经完成，CWC生产线在今年4月也已经投产，未来将成为涂层板块重要的增长点。油服业务方面，在发展高端钻井业务的同时，加强一体化总包能力。产品得到国际客户进一步认可。海隆与斯伦贝谢签署了3年的主供应商协议，预计钻杆销售可因此增加约10,000吨，占公司今年钻杆销售量的25%左右。公司向斯伦贝谢不仅提供API标准产品，还有高端、高毛利率的非API钻杆，而且产品的使用地域包括北美、中东、非洲和俄罗斯等地，充分说明了公司钻杆及相关产品的国际市场竞争力。风险业务进展低于预期；钻杆业务竞争加剧；海外市场监管风险；汇率风险；营运资本管理风险等。7、安东油田服务：超前布局，利好长期公司近期发行2.5亿美元债券，可能造成利息费用显著提高。我们预计发债所得款项可能用于资本开支（包括部分可能超前投入的项目和产能）、偿还现有债务和一般企业用途。为了推进一体化服务，公司目前正在加快战略性布局和相应的投资。我们对公司的长期战略部署充满信心，但公司短期盈利趋势可能受行业改革和大油央企调整资本支出的影响。持续进行战略性投资和业务布局。为了大力推进一体化服务，公司未来不仅继续新增钻机服务能力，还将管理其他公司的钻机；此外，公司的压裂设备投资也将可能持续。此外，针对钻井提速和增产的需求，公司还进一步发展定向钻井、完井等服务，并计划进入环保服务领域。加大海外业务布局。除了原有中国石油公司的项目，公司在伊拉克成功进入国际油公司的市场。在南美，公司与国际完井工具制造商签署了战略合作协议，并开始全面布局。伊拉克和南美市场，有望成为公司未来重要增长点。大油集团可能削减上游勘探、开发低效资本开支，一体化服务公司受到的影响较小。由于国内陆上油气行业在改革大潮下必然更加注重效率和回报，大油集团可能削减低效的资本开支，甚至可能调整服务商的准入资质以缩减外包规模，节约成本。国企内部油服公司，也可能主动推行降本增效、甚至率先削减服务费率，帮扶油公司共渡难关。我们认为，部分单项服务提供商可能面临产能过剩、价格下滑的压力，但一体化服务公司如安东可能受到的影响较小。风险行业不明朗因素的影响；资本开支下滑；作业风险；服务价格下滑；折旧、人工等成本上升等。8、惠博普：海外总承包业务已现端倪随着公司EPC工程总承包业务的兑现，预计明年盈利存在超预期的可能性，维持“推荐”的投资评级。海外工程总承包业务将成为未来业绩增长点。管理层预计，EPC工程总承包已成为业务拓展的重点，为了更好地反映公司的财务状况和经营成果，公司在10月底增加了EPC工程承包业务相关的会计政策。我们判断，公司的新业务可能已现端倪，未来EPC工程总承包将成为业绩增长点。公司跟随中国三大石油公司，未来有望在中东、中亚等地逐步取得EPC业务的突破。油气环保业务将继续保持高增长。上半年环保业务收入同比增长112%，继续保持迅猛发展势头。含油污泥处理业务经过培育，逐步开始打开国内外市场；储油罐清洗设备和服务，也进行了市场布局。预计公司将不断拓宽产品线，扩大市场占有率，使环保业务继续成为业绩增长点。自动化和天然气运营业务，未来将持续贡献利润增长。公司收购潍坊凯特，获得了较为齐全的资质、人才队伍，与公司原有市场网络相结合，有利于捕捉国内外市场的机会。此外，公司在山西参股的天然气项目已进入试运营阶段，辽宁营口年底可能投产，未来几年天然气业务将持续贡献利润增长。公司公告，2023年归属于母公司股东的净利润，同比增长30-60%至1.24-1.53亿元人民币。我们预计，随着在手订单的交付，公司2023年的盈利增速可能接近预告的高端。风险海外项目的招标滞后，或者金额低于预期的风险；海外市场的政治动荡风险；技术或者产品被仿制的风险；订单或者收入季节性波动风险；天然气和煤层气项目资本开支超预期的风险；营运资本管理风险等。9、中国燃气：进入内生成长加速期我们看好中国燃气内生增长的后续发力。公司旗下小项目居多，北方项目众多，是气源瓶颈逐渐缓解和北方供热锅炉煤改气的主要受益者。小项目居多，气源瓶颈缓解的主要受益者：相比于其他燃气公司，中国燃气小项目居多，过去在气源供应保障方面处于劣势。随着未来主干管线和省网的建设，以及市场开放改革的推进，气源供给瓶颈有望得到缓解，小城市气量增速后续可能发力。北方项目众多，供热锅炉煤改气潜力巨大：公司目前拥有约210个城市燃气项目，为同类公司中最多，旗下的项目遍布全国22个省份，北方项目众多。由于各地方政府大力发展供热领域煤改气，多地推动淘汰10蒸吨以下燃煤锅炉，气量增长潜力巨大。顺价较为顺利：管理层表示此次天然气提价后，中国燃气顺价较为顺利。目前几乎所有受影响气量部分完成顺价，工商业用户售气业务毛利保持稳定，提价后售气增速保持强劲。完成对于百江燃气和富地燃气的收购:中国燃气于9月份完成了对于百江燃气51%股权以及富地燃气的收购。基于富地石油对于富地燃气2023/14年净利润2.0/4.0亿元的业绩承诺，我们预计并表后富地燃气将在2023财年贡献约1.5亿元的净利润。2023上半财年业绩有望靓丽：中燃发布盈利预增公告称2023上半财年净利润预计大幅增长。我们预计其同期售气量同比增速约在20%~25%之间，净利润同比增速在30%~40%，接驳费增速和利润率有望超预期。风险上游提价超预期，接驳费增速放缓，液化石油气业务盈利性波动10、新奥能源：地域优势明显，高增长仍可持续我们上调新奥能源评级至“推荐“，并看好其长期发展潜力。新奥旗下项目地域优势明显，售气量增长稳健，年内顺价过程比预期顺利。华东、华北项目众多，增长潜力大：新奥能源目前在河北拥有15个城市燃气项目，占工商业用户总供气能力的8%。河北政府计划在2023年之前净削减燃煤4000万吨，推广天然气利用。新奥在华东拥有54个项目，多于同类公司。东部地区价格承受能力高，天然气渗透率低，增长后劲强，也将是天然气进口权放开的主要受益区域之一。顺价进程较为顺利：截止目前，新奥能源已经完成了90%售气量的顺价。工商业用户售气毛利稳定，而CNG加气站毛利有小幅挤压（0.07元/立方米）。由于CNG加气站毛利通常都在1元/立方米以上，利润挤压影响有限。预计售气量增长今后仍保持强劲。气量同比增长维持25%目标：管理层维持全年气量同比增长25%的目标不变。天然气提价后部分用户出现抵触情绪。但环保压力下，气价承受能力高的新用户也涌现出来，对售气量形成支持。风险气量增速低于预期；接驳收入增速放缓；上游提价超预期；顺价不完全；天然气市场化改革推行受阻。11、京能清洁能源：燃气发电新范例京能清洁能源受益于今年燃气和风电利用小时的显著回升，以及今明两年的产能集中投产，今明两年净利润同比增速有望维持50%以上。清洁能源发电新范例:在减排的压力下，北京政府对于推动发电领域煤改气的决心不断增强。相比于其他省份，北京为燃气电厂提供更高的电价补贴和适中的天然气采购价，使发电企业享受更高的点火价差。同时，在政府、电网、电企各方的协调下，北京的燃气电厂可以获得4,300小时左右的利用率，远好于其他省份燃气调峰电厂普遍不到2,000小时的尴尬情况。各方利益协调使北京的燃气电厂享受了更有利的投资回报率和更有效运营环境。燃气发电装机容量增长提速：北京市政府规划在2023年底前完成四大燃气热电中心的建设，京能的燃气装机容量将由目前的203万千瓦提升至约440万千瓦，两年内翻倍。此外，公司还在北京锁定了6个分布式能源项目，为2023年以后的增长铺垫。2023年利用小时数显著回升：2023年前三季度燃气机组的利用小时改善，一方面缘于去年的低基数，另一方面缘于今夏旺盛的电力需求。风电机组也在风资源改善的同时，限电减少，前三季度利用小时同比上升约20%。我们预计，京能的燃气电厂平均利用小时在2023/14年分别同比增长10%/4%,风电利用小时2023/14年分别同比增长25%/3%。风险上游气价上涨后，顺价不完全或时滞大于预期；利用小时数低于预期；政府补贴的不确定性；CDM收入消失。12、北京控股：增长确定性强北京控股受益于北京对于电力，供热及车用领域煤改气的决心，以及陕京线输气量长期稳健的增长。独占北京天然气分销市场，受益于政府环保决心。北京控股通过旗下全资子公司北京燃气运营北京市的天然气分销业务，市场占有率超过95%。出于环保压力和调整能源结构的决心，北京政府在发电/供热领域煤改气，车用天然气推广以及居民用户的天然气普及方面均给予大力支持。我们预计，北京燃气在15年的售气量将达到149亿立方米，三年复合增长率达到23%。燃气电厂建设，售气量增长确定性强。根据北京市政府规划，北京燃气电厂将于未来两年进入高速建设期，装机容量将于2023年年底的3.7GW增加至14年年底8.4GW。在2023年底北京将布局11座燃气电厂，以4,300利用小时计算，2023年燃气消费量有望达到70亿立方米，贡献北控将近一半的燃气销售量。多气源供应保障格局逐渐形成。除陕京线外，大唐煤制气一期(年输气量13亿方)和唐山LNG码头（年接受能力48亿方）有望在年底前后投产。另外，正在加紧建设的陕京四线又将带来100亿方气以上的年输气能力，北京在2023年后有望形成多气源供应保障的格局。陕京线资产带来长期增长潜力。由于北方用气需求旺盛，陕京线三季度输气量年同比增速显著回升至15%以上。我们预计，北京控股拥有40%股权的陕京线输气量在未来几年内保持稳定增长，2023年陕京线利用率约为70%，仍有很大提高空间，我们看到，京津冀作为国家污染治理的重点地区，天然气的推广更加迫切，从而使陕京线输气量的长期增长确定性增强。风险上游气价上涨后的顺价不完全，燃气电厂建设进度滞后，陕京线输气量低于预期。13、昆仑能源：新战略酝酿期中石油集团近期的人事变动，和未来燃气行业的改革，可能为公司带来新的发展契机。公司在中石油体系内主导燃气业务的地位可能被强化。在“迎峰度冬”的大背景下，我们提升2023年陕京线输气量假设5%至303亿方。政府推动液化气代购的模式也可能在2023/14年分别提升码头的利用率至80/90%。这些因素可能抵消天然气采购成本上涨的不利影响。我们认为近期的高层人事变动和未来行业的改革可能为公司带来新的发展契机。目前中石油和昆仑能源之间亟待解决的问题，包括上游油气资源勘探开发和下游天然气市场开拓的双重同业竞争和较大范围的关联交易。我们判断，公司新管理层可能酝酿新的公司发展战略，巩固公司作为集团天然气业务上市平台的战略地位。在业务层面，我们认为，中石油对旗下昆仑燃气和昆仑能源两公司相近业务采取集中管理和运营，是显然的多赢出路之一。另外，公司2023年报中，油气储量数字出现大幅度提升，这对提升公司中长期价值也可能有所帮助。公司现有业务