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最新报告:天澳门威斯尼斯人wns615app风石化中国石油股份(00857):高油价弹性低PB估值
作者:澳门威斯尼斯人 发布日期:2022-08-11

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核心观点

中国石油股份:一体化龙头,上游更重

澳门威斯尼斯人wns615app中国石油原油产量占全国60%;天然气产量占全国73%。业务结构来看,尽管中国石油是一体化公司,但上游勘探开发业务的弹性巨大,在其业绩贡献中占据了核心地位。2007~2014年,中国石油凭借上游优势,归母净利润规模始终维持在1000亿以上。2014年底油价暴跌以来,公司业绩承受了巨大压力。2015、2016年扣非净利润(扣除管道出资收益)降至100亿以下,上游板块则出现巨额亏损。

上游勘探开发:油价弹性巨大

2016年以来,国际油价底部回升。2017年,Brent均价55美金/桶,同比+9.6美金/桶。2017年上半年,公司上游勘探开发板块单位经营收益1.9美金/桶当量。考虑单位DD&A成本上升,经营收益好转幅度弱于油价上涨幅度。2018年,按照中性假设,油价同比有15美金/桶涨幅。预计公司上游勘探开发板块经营利润有望增厚500亿元左右。

澳门威斯尼斯人wns615app炼化:炼油平稳概率大,化工或将受轻质化冲击

炼油业务,未来2年,尽管营大炼化新增产能,但综合考虑国有炼厂新增能力以及地炼淘汰情况,未来4年国内炼油行业平均开工率有望维持在在70~75%水平。而炼油板块的主要不确定性来自于油价过快上行的风险。

化工业务,美国乙烷裂解装置投产带来低成本供给冲击。2018年初以来,美国乙烯持续下跌,对亚洲乙烯乃至中国价格也形成一定拖累。

销售板块:趋势向好

炼化投资放开后在一段时间内,炼化能力增速将超过加油站数量增速,渠道价值将得到提升。同时,经济复苏带动柴油销售到价率提升,拉动公司销售板块盈利水平修复。

天然气与管道:从气荒压力中恢复

实现价格方面,随着门站价浮动空间放开,以及公司直供气比例提升,实现价格有望小幅提升。成本端,2017年冬季气荒导致公司进口LNG成本上涨,进口气亏损加大,2018年之后该因素有望缓解。预计进口气2018年增量不增亏,天然气与管道板块总体小幅恢复。

业绩预测与估值

根据我们的核心假设,预测18/19年归母净利润613/774亿元,EPS 0.34/0.42元人民币。当前股价对应18/19年PE15/12倍,对应18/19年底PB估值0.69/0.62倍。PB/ROE国际比较来看,4~5%的ROE水平对应1倍左右PB水平,且国际可比公司历史长期PB很少大幅低于1。看好油价上行带来的业绩弹性,给与18年底1倍PB,目标价7.2人民币(8.9港元),首次给与“买入“评级。

风险提示:国际油价大跌风险,公司上游勘探开发成本大幅上涨的风险,炼化盈利大幅下滑的风险,气荒加剧导致进口气增亏的风险。

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最新报告:天澳门威斯尼斯人wns615app风石化中国石油股份(00857):高油价弹性低PB估值

中国石油股份公司简介:一体化龙头,上游弹性大

中国石油是中国石油天然气行业一体化龙头。原油储量75亿桶,约占全国67%;国内原油产量7.4亿桶,约占全国60%;天然气储量21781亿方,占全国88%;国内天然气产量893亿方,占全国73%。

业务结构来看,尽管中国石油是一体化公司,但上游勘探开发业务的弹性巨大,在其业绩贡献中占据了核心地位。2007~2014年,中国石油凭借上游优势,归母净利润规模始终维持在1000亿以上。2014年底油价暴跌以来,公司业绩承受了巨大压力。2015、2016年扣非净利润(扣除管道出资收益)降至100亿以下,上游板块则出现巨额亏损。

中国石油的市值从上市之初到2014年一直两市第一,2017年下滑到第三位。

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上游勘探开发:弹性巨大

2.1. 产量:公司2018年原油产量有望持稳,天然气产量将较快增长

2016年,受油价低位影响,公司从经济性角度出发考虑,原油出现了减产,原油产量同比下滑5%。2017年,预计原油产量继续下滑3.7%

预计2018年,公司资本开支将有所增加。并考虑到国家对国内原油产量稳产的要求,预计公司2018年原油产量有望保持平稳。

天然气方面,公司产量保持平稳增长,过去5年CAGR=6%。2017年底的气荒将推动公司2018年增加天然气方面的资本开支,预计公司2018年天然气产量将保持较快增长。

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2.2. 价格和盈利:受益油价上行,2018年弹性值得期待

2016年是公司上游勘探开发板块盈利最差的一年,板块经营收益31亿,扣除中亚管道股权处置收益,实际经营亏损214亿元,单位油气产量当量亏损2.2美金/桶当量。

2016年以来,国际油价底部回升。2017年,Brent均价55美金/桶,同比+9.6美金/桶。2017年上半年,公司上游勘探开发板块单位经营收益1.9美金/桶当量。考虑单位DD&A成本上升,经营收益好转幅度弱于油价上涨幅度。

2018年,按照中性假设,油价同比有15美金/桶涨幅。预计公司上游勘探开发板块经营利润有望增厚500亿元左右。

(具体对国际油价的判断在此不做展开,请参考我们原油系列报告)

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炼化:炼油平稳概率大,化工或将受轻质化冲击

3.1. 炼油行业:供需平稳略趋宽松,政策趋势开放和规范

过去5年是炼油行业政策红利期。成品油定价的政策环境利好因素包含两个方面:

1)成品油定价机制:我国的成品油定价机制从最早期的发改委直接定价,逐步调整为跟随国际原油市场的挂钩联动机制。最新调整的关键节点是2013年,调整为10个工作日调价周期。此后按该规则执行。

2)成品油质量升级优质优价政策:2013年9月23日中国石油股票行情2019,国家发展改革委印发《关于油品质量升级价格政策有关意见的通知》,决定对油品质量升级实行优质优价政策。其中,车用汽、柴油质量标准升级至第四阶段每吨分别加价290元和370元;从第四阶段升级至第五阶段每吨分别加价170元和160元。预计从五阶段升级到六阶段将于2019年实现,提价幅度尚不明确。

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未来炼油行业政策确实是开放与规范。一方面,投资准入向民营有序放开。另一方面,税收环保政策收紧,部分地炼将继续淘汰。不同类型的企业(国营炼厂、地炼、新民营炼化)将获得平等的市场主体地位,同时承担平等的税收、环保等责任。

实际上,本轮地炼产能淘汰始于2015年,2016~2017年持续。起源是2015年,国家开始对地炼发放原油进口配额,而相应的要求是“单套加工能力200万吨以上,且淘汰本企业所有200万吨以下装置”。2015/2016/2017年,据《国内外油气行业发展报告》统计分别淘汰地炼产能3807/2086/2240万吨,累计淘汰8133万吨。

2018年1月29日,由国家发改委牵头,联合九大部委印发了《关于对炼油领域严重违法违规和失信行为开展专项治理工作的通知》。治理对象包括“以原油、燃料油为主要生产原料,通过加工炼制生产汽油、柴油等石油产品的,在产能建设、安全、环保、节能、质量、税收、经营等方面存在严重违法违规和失信行为的市场主体。”对200万吨/年以下落后产能违法违规企业,限期关停;对200万吨/年以上产能违法违规企业,限期整改。

目前,国内200万吨以下产能的落后地炼,总计产能约6000~7000万吨(隆众石化统计),未来有望继续淘汰。

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国内炼油行业的供需关系保持相对平稳。尽管市场非常关注民营大炼化及其未来对国内炼油能力和开工率的影响,但综合考虑国有炼厂新增能力以及地炼淘汰情况,未来 4 年国内炼油行业平均开工率有望维持在在 70~75%水平(需求增速 4%情形,开工率维持 75%;需求增速 3%情形,开工率下滑到 70%)。

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3.2. 公司炼油业务:已享受政策红利,未来不确定性来自油价

中国石油炼化板块过去5年盈利情况显著好转,其中尤其以炼油利润好转明显,化工盈利亦有修复。炼油单位EBIT从2011年的-8.3美金/桶,到2016年为+4.4美金/桶,主要受益两方面因素:1)成品油定价机制改革中国石油股票行情2019,以及成品油优质优价政策;2)裂解价差扩大,反映全球炼油行业整体性盈利修复。

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定价机制及内部结算体系对炼油盈利提供保护。

根据成品油定价机制,“当国际市场原油价格低于每桶 40 美元(含)时,按原油价格每桶 40 美元、正常加工利润率计算成品油价格。高于每桶 40 美元低于 80 美元(含)时,按正常加工利润率计算成品油价格。高于每桶 80 美元时,开始扣减加工利润率,直至按加工零利润计算成品油价格。高于每桶 130 美元(含)时,按照兼顾生产者、消费者利益,保持国民经济平稳运行的原则,采取适当财税政策保证成品油生产和供应,汽、柴油价格原则上不提或少提。”

根据国有石油公司的内部结算体系,公司炼化板块向销售板块销售成品油价格,参照国家发改委定价机制上限。

即,只要油价不超过80美金/桶,公司炼油业务能保持稳定的利润率。假如油价超过80美金/桶,则炼油业务盈利水平将出现下降。

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炼油业务盈利最大的不确定性来自国际油价突破80美金/桶的可能性。回顾2011~2014年,国际油价在100美金/桶以上的时期,国内成品油裂解价差一直处于低位,长期处于亏损状态。2014年底~2015年油价暴跌之后,国内成品油盈利水平出现明显恢复。假设2018•2019年,国际油价因地缘政治等供给端因素突破80甚至100美金/桶,不排除公司炼油业务盈利承受压力。

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3.3. 公司化工业务:轻质化冲击已到来

2017年,全球供需紧张;2018~2020年供需增量基本平衡。2017年,世界新增乙烯产能 725 万吨/年,总产能达 1.69 亿吨/年,同比增长 4.3%。新增产能主要 来自美国、印度和中国,美国三套乙烷裂解装置建成投产,中东乙烯产能增加继续处于断档期。2017 年,全球乙烯需求增加约 560 万吨/年,达 1.58 亿吨/年,供需仍呈现偏紧状态。乙烯装置平均开工率 91%,高于上年的 89.6%。(来自《国内外油气行业发展报告》统计)

2018~2020年,全球乙烯新增产能仍主要来自美国和中国。美国乙烷裂解,三年合计新增预计1069万吨。中国方面,根据我们对国内石脑油和煤化工项目跟踪,预计有640万吨新增产能。此外,亚太其他地区有个别新增产能。未来3年,全球乙烯产能增长接近2000万吨左右,需求以每年500-600万吨的速度增长,预计供需保持平衡状态。

美国乙烷裂解装置投产带来低成本供给冲击。2017年,美国三套乙烷裂解装置投产,2018年一季度,雪佛龙菲利150万吨乙烷裂解装置投产。美国乙烯价格持续走弱,与欧洲和亚洲的乙烯价格发生了明显的脱离。2018年初以来,美国乙烯持续下跌,对亚洲乙烯乃至中国价格也形成一定拖累。

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销售板块:趋势向好

4.1. 加油站行业:炼化投资放开,渠道价值提升

炼化投资放开后在一段时间内,炼化能力增速将超过加油站数量增速,渠道价值将得到提升。

两桶油拥有全国最优的加油站资源禀赋,中国石油因历史原因,弱于中国石化。中国石油 和中国石化两大石油集团拥有加油站 5 万余座,占据中国石油市场的半壁江山。依靠发达 的销售网络,双寡头贡献了约 70%的市场销售份额。但受制于历史行政划分中国石油股票行情2019,中国石油加 油站主要分布在黄河以北地区,相对来说人口和经济发展水平不如南方经济发达地区。这造成了一定的资源不平衡中国石油股票行情2019,主要体现在加油站的数量上,中石油 17 年加油站 21399 座,约为中石化的 2/3。

中国石油比中国石化更重视加油站布局。2010~2017 年,中国石油加油站数量 CAGR=2.5%, 中国石化加油站数量 CAGR=0.2%。同期,中国石油单站加油量CAGR=-0.7%,中国石化单 站加油量 CAGR=4.3%。较快的布局,以及东北经济疲软因素,在一定时间内导致中国石油单站加油量下滑。未来,看好渠道端议价能力提升,中石油之前的加油站布局有望进入收获期。

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4.2. 公司成品油销售业务:受益经济复苏带来的“到价率”提升

公司过去几年销售板块销量持续增长,2010~2017 年 CAGR=5.0%,而同期公司原油加工量CAGR=1.7%。因此外采占比持续提升,增加向地炼等的外采。增加外采能够系统性的小幅 提升公司单位销售利润,因为公司具有加油站网络优势,向地炼采购的成品油价格比内部结算价便宜。

公司销售板块的单位经营利润水平,与成品油销售到价率有关,尤其是柴油销售到价率(销 售到价率=公司实现价格/发改委定价上限)。2016 年以来,经济复苏带动柴油销售到价率 提升,是公司销售板块盈利水平恢复的主要原因。

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4.3. 非油业务:远期增长点

2007-2015 年,中国石油非油收入年均增速达 47%,利润年均增长 42%。2015 年非油业务占总销售收入比例提升到近 2%。对标美国加油站市场,非油品业务的空间很大,有望成为提升油气销售毛利率的重要手段。

公司积极拓展和完善加油站功能,为客户提供多元化服务项目,满足客户的需求。“昆仑加油卡”全年共发行 1939 万张,累计发卡量突破 1 亿张。公司主动适应市场竞争和客户需求变化,推广第三方支付和零售 APP 业务,推进主题营销、联合促销、“油卡非润气”一体化销售,提高高效产品销售比例。

未来,在有效益的前提下,销售公司将规模化发展,坚持走品牌之路,快速做大非油业务;做大做强便利店业务,根据行业发展规律和客户需求导向,开展多元化经营,全面开展汽车后服务时代的各项业务,打造“人·车·生活”综合性服务平台;顺应“互联网+”时代商业模式创新的需要,打造以遍布全国的加油站为主体的营销网络,提升加油站资源价值,增强加油站商圈的吸引力。

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天然气与管道:从气荒压力中恢复

5.1. 天然气行业:维持较快增长,市场化稳步推进

自 2017 年以来,受煤改气政策驱动,天然气消费从之前的缓慢复苏变成迅猛增加态势。天然气消费量达到 2394 亿立方米,增长 14.7%。

2018 年,考虑国产气计划增速,以及进口管道气和进口 LNG 接受能力,预计供给增速上限是 10%。根据国家能源局《2018 年能源工作指导意见》,天然气消费比重提高到 7.5%左右,相当于天然气消费增速约 9%。

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目前中国的天然气定价体系,市场化改革进程走了一半,可称之为“二元定价”体系。即,管道气仍以政策指导定价为主,有浮动空间但不大;LNG 则完全市场化定价。

天然气价格市场化思路已经明确:“管住中间、放开两头”。即,天然气销售价格由上游气价加管输费来形成,建立上、下游“两头”价格由市场决定,“中间”管输费由政府核定的价格机制。2016 年,发改委放开天然气门站价浮动空间,上浮不超过 20%。浮动空间的放开,有助于在冬季用气高峰时期,供气企业的实现价格上涨中国石油股票行情2019,传导成本压力。

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5.2. 公司是国内天然气行业一体化龙头

公司是中国国内油气资源的主要供应商,中国石油天然气销量占据国内 78%(包含自产气和进口气总体)。其中,自产气 969 亿方,占国内总产量 66%;进口管道气占中国进口管道天然气比例近 100%;进口 LNG 国内占比 24%。

2017 年末,中国石油国内油气管道总长度为 82374 公里,其中:天然气管道长度为 51315公里。进口气管道包括西气东输一二三线共 770 亿方输送能力。京津冀保供的重要管道包括陕京一二三线、永唐线等。2016 年,中国石油进口管道气 383 亿方(年报数据),中国所有进口管道天然气几乎全部来自中国石油。

2017 年末,中国石油拥有三个 LNG 接收站——江苏、大连、京唐——共 1000 万吨/年接卸能力(约 140 亿方)。2017 年,公司进口 LNG 气化量达到 128 亿方,占国内 LNG 进口总量的 24%,份额仅次于中海油。

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5.3. 公司天然气与管道板块:实现价格小幅上升,进口气18年增量不增亏

公司天然气与管道板块涵盖范围及未来影响因素分析:

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1)自产气的管输和销售。对自产气管输和销售的盈利产生影响的两方面因素是:门站价(发改委制定,未来浮动区间有望进一步放大);以及公司直供气销量增加,带来附加值提升。国内天然气定价模式是按照门站价扣减管输费倒算井口价,因此管输费下调因素,对公司天然气管道板块是利空,而对上游勘探开发板块利好,影响互相抵消,不做探讨。

2)进口气亏损。公司进口气销售长期处于亏损状态,主因前期签订的进口LNG和部分管道气价格贵。未来考虑两方面因素,一是门站价浮动和直供气增加有助于实现价格小幅上升,二是进口LNG价格将跟随挂钩油价上行。预计未来进口气有望增量不增亏。

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中国石油股份业绩预测及估值

6.1. 核心假设

1. 上游勘探开发:2018年,按照中性假设,油价同比有15美金/桶涨幅;假设公司上游成本上升4美金/桶,预计公司上游勘探开发板块经营利润有望增厚430亿元左右。

2. 炼化板块:油价上涨至80美金/桶之前,对公司炼油板块盈利尚无明显影响。但乙烯受到美国轻质化冲击,化工板块盈利可能出现一定下滑。假设炼化板块的单位EBIT从207年的6.2美金/桶,下降到4.8美金/桶。

3.销售板块:根据我们对加油站在产业链中将占据更强势地位的判断,以及经济复苏拉动成品油销售到价率提升,销售板块经营利润呈现小幅提升趋势。

4.天然气与管道板块:整体受益定价市场化、门站价上浮,以及公司直供比例增加,公司天然气实现价格有望小幅提升。气荒导致进口气2017年亏损加大,该趋势在2018年有望得到控制,进口气实现增量不增亏。天然气与管道板块整体盈利2018年小幅增加。

5.其他:1)实际所得税率,2017年因个别子公司亏损导致实际所得税率达到31%,预计2018年随着国际油价回升带来子公司盈利恢复,实际所得税率有望回到正常水平。2)少数损益,考虑到主要参股公司中,中油勘探将跟随油价恢复,而中油管道、昆仑能源盈利基本平稳,预计2018年少数损益金额上升,而在净利润占比下降。

6.2. 盈利预测

预测18/19年归母净利润613/774亿元,EPS0.34/0.42(人民币元)。

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6.3. 估值分析

1)PE估值:当前中国石油股份(H)股价对应18/19年PE15/12倍。

2)PB估值:当前股价对应18/19年底PB估值0.69/0.62倍。PB/ROE国际比较来看,4~5%的ROE水平对应1倍左右PB水平,且国际可比公司历史长期PB很少大幅低于1。

看好油价上行带来的业绩弹性,给与18年底1倍PB,目标价7.2人民币(8.9港元),首次给与“买入“评级。

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