石油加工行业专题报告：产能周期下油服行业机遇渐显

（报告出品方/作者：信达证券，左前明、胡晓艺）

根据《基于 SCP 范式的全球油田服务产业组织分析》，石油产业链一般被分为上游和下游两个部分。上游主要 是将地下的石油开采出来及储运的过程，包括勘探、开发和储运三个环节，下游产业主要是石油的加工和销售， 具体包括炼制、化工和销售三个环节，我们将石油产业链简单划分为勘探、开发、储运、炼制、化工、销售六 个环节。 油田服务行业居于石油产业链的上游，直接为石油勘探及生产提供服务，对石油上游产业的勘探开发提供重要 的技术和设备支持。从产业链的上下游关系的角度来看，油服行业服务于石油企业，油服市场的规模和发展则 由石油公司的勘探及生产投资（E&P）直接决定，而油气需求量、油价等因素则通过间接作用于勘探及生产投 资而作用于油服市场。

2003 年 3 月，联合国贸发会议的能源服务专家会议将油气服务分为 5 大板块，其中，物探、钻完井、测录井、 开采是油气田开发中的基础性环节，而油田建设则是在确定油气田有开发生产价值的基础上，进行系统的工程 建设。 根据《基于 SCP 范式的全球油田服务产业组织分析》，油气服务公司可分为两类，一类是油气服务和设备提供 商，这类公司提供所有必要的石油和天然气勘探和开采设备产品和石油工程技术服务，其提供的产品和服务包 括了地球学科、测井、录井、固井、 环保技术等服务以及钻头、钻井液、管道、仪器仪表等产品 ；另一类公司 是钻井承包商，这些公司专门提供陆地、海上油气钻井承包服务。

根据《基于 SCP 范式的全球油田服务产业组织分析》，油田服务业是技术密集型、资金密集型、国际化较强的行业，核心技术是企业生存发展的关键。油服行业具备 4 个主要特点： 1）技术和资金密集，行业进入门槛高。油服行业拥有复杂繁多的产业板块，对技术要求很高，核心技术（设 备）是企业生存发展的关键，与严格的技术要求相对应，研发投资是油服业的主要投入，国外大型油田服务公 司自成立以来，一直投入大量资金进行研究和开发，以巩固和加强其技术优势。 2）行业一体化趋势明显。根据《国际油田服务公司一体化发展的经验和启示》，随着油气资源争夺竞争加剧， 油气开发不断向深水及恶劣环境进发，勘探难度加大，石油公司经营风险不断增大。为了有效规避油田开发生 产的风险和降低成本，满足石油公司需求，油服公司开始由单纯提供某一工序的承包商演变为提供一体化作业 的项目战略联盟，以实现与石油公司风险共担、利益共享的双赢局面。 3）客户成分单一，依存于石油公司。石油公司在油田勘探生产过程中处于主导地位，因此，油服公司服务的 客户成分相对单一，也就是说，石油公司的勘探及生产投资的支出直接决定了油田服务业的市场空间。 4）行业周期性特征明显。随着油价波动和勘探及生产投资的变化，油服行业也呈现出一定的自身周期性和经 济顺周期性。

油服一体化发展趋势明显，海上油服占比明显提升。根据彭博，油田服务行业具体可划分为一体化油田服务、 海底/海上油田服务、陆上钻井、海上钻井、地震勘探油田服务、船舶直升机等支持服务以及其他专业化油田服 务等。海外来看，一体化油服企业的市场份额不断提升，从 2012 年的 58.82%增加至 2022 年的 59.27%，与之 对应的，从事钻井、地震、船舶直升机以及其他专一服务公司的市场份额不断被压缩。另外，海上/海底油服公 司的市场份额也不断提升，由 2012 年的 18.66%增加至 25.48%。

国际油服行业已形成斯伦贝谢、哈利伯顿、贝克休斯三足鼎立局面，我国油服公司仍有较大发展空间。回顾过 去10年发展，历经两轮油价周期，斯伦贝谢、哈利伯顿及贝克休斯三大油服公司的市场份额稳定在30%以上， 其他油服公司的市场份额变动较大，部分海外公司未挺过上一轮低油价时期，而随着资产重组和业务拓展，我 国油服公司在国际市场上的地位逐步提升。

国内油服行业，国营油服公司仍占绝对主导地位，民营油服公司市场份额逐步扩大。具体来看，随着海上勘探 开发愈发活跃，海油系油服公司的市场份额扩大，由 2014 年的 32%提高至 2022 年的 38%。民营油服公司的 市场份额扩大，由 2014 年的 4%提升至 2022 年的 8%，结合我国 2019 年提出的推进矿权改革和 2023 年的深 化矿权改革，国内油服行业格局正在变化当中，伴随着外资、社会资本进入油气开采领域，民营油服公司有望 迎来市场拓展机遇。

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。

我们对 1997 年以来的 Brent 价格走势及费城油服指数进行复盘，发现以 2016 年为界限，可划分为两个阶段： 1）1997-2016 年期间，全球油服板块历经四轮油价周期，且和油价呈现高度正相关。 2）2016 年全球近 200 个国家地区签署《巴黎协定》后至今，受净零排放目标影响，油服行业景气度与油价相 关性减弱，且持续保持弱势状态。其中，2016-2020 年，油服板块景气度持续下行，2020 年后，在油价大幅上 涨的拉动下，油服板块景气度仅缓慢回升。

油价-资本开支-油服规模分别呈高度正相关。分析过去 10 年数据发现，一方面，全球上游资本支出变化与 Brent 价格波动相似。另一方面，石油公司可通过调整资本开支影响油服公司业绩，油服行业营收规模及其盈利 水平也与全球上游资本开支高度相关。我们认为，2022 年至今的高油价并未带动上游资本开支显著增加，上游 资本开支恢复缓慢是本轮油服行业景气复苏滞后的主要原因。

近几年，油服滞后于油价变动的特征趋于模糊。2014-2016 年期间，油服滞后于油价波动的特性较为明显。 2014 年 Q2 为油价高位下跌的拐点，油服毛利率滞后 1 个季度发生变化；2016 年 Q1 为油价上行拐点，油服毛 利率在 2016 年 Q2 触底。2020 年至今，油服业绩表现与油价基本实现同步变化，滞后性特征不明显。我们认 为要考虑油价波动原因的差异，2014-2016 年油价波动主要受供给端冲击影响，油价通过资本开支传导到油服 行业的周期滞后性特征较为明显；2020 年油价波动主要受新冠疫情冲击影响，油服生产活动同时也受到疫情限 制，故没有出现明显的滞后性特征。

2015-2021 年全球上游投资低位导致当下原油供给增长缓慢，2022 年油价高位并未带动上游资本开支积极性。 2011-2014 年高油价时期，OPEC+大幅增产，美国页岩油实现了技术突破，贡献了大量的供给增量。在供给过 剩的情况下，2014Q4-2019 年期间，油价高位回落并持续在 60 美元/桶上下震荡。在中低油价下，全球原油上 游投资持续不足，从 2014 年的超 9000 亿美金/年降至约 5000 亿美金/年。2020 年，新冠疫情冲击国际油价， 全球上游资本支出较 2019 年收缩 1464 亿美元，同比减少 29.3%，产油端出现供应紧张情况。2021 年，全球 经济复苏叠加 OPEC+联盟减产，Brent 油价均值达到 70.94 美元/桶，相比 2020 年涨幅为 64%，但全球上游计 划资本开支较 2020 年增加 306 亿美元，同比上涨 8.67%，增速有限。2022 年，国际油价一路上涨至 95 美元/ 桶以上，全球油气公司 2022 年上游资本开支比 2021 年上游资本开支增长 332 亿美元，同比增速 8.66%，但仍 低于 2019 年水平。2023 年，国际油价在 70-80 美元/桶的中高位区间震荡，IEA 预计全球资本开支复苏仍较为 谨慎。

2022 年 10 月，OPEC+决定在 2022 年 8 月产量目标基准上继续减产 200 万桶/天，减产区间为 2022 年 11 月至 2023 年 12 月，以 2022 年 10 月产量测算实际减产规模 95 万桶/天。2023 年 4 月，以沙特为代表 OPEC 国家 和以俄罗斯为代表的非 OPEC 参与国再次宣布自愿减产，合计减产规模达到 165 万桶/天，减产区间为 2023 年 5 月至 12 月，以 2023 年 2 月产量测算实际减产规模超 150 万桶/天，远大于 2022 年 10 月减产，或将进一步带 动油价提升。2023 年 6 月，OPEC+表示 160 万桶/日以上的自愿减产均延期至 2024 年 12 月，同时 2024 年 1- 12 月产量目标再次下降 139 万桶/日，沙特在 7 月自愿额外减产 100 万桶/日，我们以 2023 年 4 月产量测算（俄 罗斯已实施自愿减产），OPEC+在 2023 下半年至 2024 年间或将实际减产约 100 万桶/天（2023 年 7 月实际减 产量约 200 万桶/天）。同时，以 2023 年 4 月产量计算，到 2024 年，未达产量目标的国家的增产空间将从 67 万 桶/天压缩至 52 万桶/天（按 min(产能，产量目标)测算）。

2023 年 4 月，OPEC+实际原油产量为 3920.6 万桶/天，环比下降 21.6 万桶/天，主要因为伊拉克库尔德斯坦地 区原油出口停滞和尼日利亚产量下降。 本轮减产面临增产能力不足的客观约束，未达产量目标的国家受产能不足和投资不足影响难以实现大幅增产， 不足以抵消其他减产国的减产规模。当前仍存在剩余产能的国家包括伊拉克、沙特、阿联酋、伊朗、俄罗斯， 考虑伊朗仍受美国制裁且谈判存在不确定性、伊拉克和土耳其尚未达成重启库尔德斯坦原油出口协议、俄罗斯 仍受西方禁运和限价制裁，仅沙特和阿联酋拥有较多可自由支配的剩余产能，截至 2023 年 4 月两国剩余产能 分别为 172、78万桶/天，我们认为沙特内部协调能力和油价调控能力有望进一步增强，其维持油价高位的意愿 较为强烈，其控制产量托底油价的措施或将有更大成效。

截至 2023 年 4 月，俄罗斯石油出口与冲突前持平。2023 年 4 月，俄罗斯石油出口总量保持在 830 万桶/天，较 2023 年 3 月增加 10 万桶/天，其中，原油出口量为 520 万桶/天，较 2023 年 3 月增加 20 万桶/天，成品油出口 量为 310 万桶/天，较 2023 年 3 月减少 10 万桶/天。 俄罗斯自 3 月起主动减产，或造成供给进一步收缩。俄罗斯计划从 2023 年 3 月至 12 月减产原油 50 万桶/天， 2023 年 3-4 月，俄罗斯原油产量 960 万桶/天，较 2 月实际减少近 30 万桶/天。 资本开支不足，俄罗斯原油产量已达产能瓶颈。随着 BP、壳牌等国际能源公司在 2022 年逐步退出了俄罗斯市 场，根据国际能源信息署 IEA 统计，俄罗斯原油产能已从 2021 年 10 月的 1042 万桶/天下降至 2023 年 4 月的 1010 万桶/天，俄罗斯原油产能已经出现了衰减的问题。

疫情后美国原油供给恢复缓慢。我们认为其原因包括：其一，前期疫情冲击下，页岩油公司利用库存井维持生 产，疫后油气公司需要更高的成本加快打新井，弥补过去优质油井的消耗，来实现增产。其二，人力物力短缺 及成本上升成为美国页岩油公司进行油气生产时所面临的主要问题，使得公司油气开采周期拉长，增产速度放 缓；其三，在投资者愈加严格的资本约束下，美国主要页岩油气公司选择将更多的收益返还给股东，而非扩大 投资。 根据 EIA 2023 年 5 月发布报告，预计 2023 年美国原油增产 64 万桶/天至 1253 万桶/天，美国原油逐步恢复增 产，但是产量增幅有限，年均增产不及疫情前 150 万桶/天的水平。 美国战略石油储备库存为 3.7 亿桶，已处于 20 世纪 80 年代以来的历史低位水平，我们认为美国在完成国会授 权的 2600 万桶战储出售计划后，或进入补库阶段，2023 年 5 月，美国已宣布计划初步购买 300 万桶原油回补 战略库存。

交通用汽柴油占据了全球油品消费的半壁江山，因此在对全球原油需求预测时主要考虑新能源汽车替代效应的 影响。参考我们在 2022 年 8 月发布的《2022-2060 全球及中国原油需求展望（何时达峰？）》中的测算方法， 并考虑传统能源价格高涨推动新能源汽车渗透加速，我们采用前述报告多种敏感性分析中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。我们认为疫情影响结束过后，主导交通用汽柴油需求量的 主要因素是新能源汽车销售渗透率和传统能源车油耗的下降水平。根据我们搭建的模型，我们预测到 2025 年， 全球交通领域汽柴油消费量达峰，对应 2025 年全球新能源汽车销售渗透为 24%。随后由于新能源汽车的快速 渗透，全球新能源汽车保有量持续加速增长，全球交通用汽柴油需求量加速下降，到 2040 年全球新能源汽车 销售渗透将达到 100%。

基于我们在《2022-2060 全球及中国原油需求展望（何时达峰？）》报告中的预测结论“全球交通用汽柴油需求 量将在 2025 年达峰”，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。 我们预计，2027-2040 年，新能源汽车的快速替代导致交通用汽柴油逐年大幅下降，原油总需求加速下降， 2040-2060 年，市场或不再销售传统燃油车，交通用汽柴油年消耗量随着传统能源保有车辆的报废而逐年缓慢 下降，原油需求下降速度随之放缓。 我们预计 2022-2023 年全球原油需求增量在 150-200 万桶/天，2024-2026 年全球原油需求增量约为 100 万桶/ 天，2027 年全球原油需求或实现达峰。在 2027 年之前，全球原油需求仍有望保持增长趋势，当前来看，原油 需求达峰时刻尚未来临。 从长期需求结构来看，我们预计交通用汽柴油消费量占比将逐年递减，化工用油占比将逐年提升，化工用油或 将成为未来原油需求的主要增量来源。

展望 2023 年：（1）2022 年 11 月至 2023 年 12 月 OPEC+执行基于 2022 年 8 月产量目标下调 200 万桶/天的大 规模减产计划，考虑本轮减产面临部分国家增产能力不足的客观约束，我们认为沙特内部协调和油价调控能力 增强，控制产量托底油价效果或将强化。叠加 2023 年 5 月后沙特等多国自愿减产合计达 165 万桶/天，供应收 紧或进一步推动油价上行。（2）2022 年 12 月欧盟禁运俄罗斯原油，考虑西方对俄油 60 美元/桶的限价与俄罗 斯乌拉尔原油现价接近，影子船队在俄罗斯油运中的作用凸显，俄罗斯原油贸易持续向亚洲转移，同时美国也 在私下鼓励一些全球大型贸易公司，恢复运输俄油，以保持稳定的供应，我们认为西方制裁措施对俄罗斯原油 出口影响较为有限。（3）2022年美国战略储备库存释放完毕，2023年美国或将进入补库周期，约 70 美元/桶的 补库价格或可托底油价，考虑优质页岩油库存井已严重消耗，美国页岩油公司受投资者约束（分红、回购、还 债）、供应链短缺、通胀成本高、政府清洁能源政策等一系列因素影响，资本开支增幅有限，增产意愿不强，我 们预计2023年美国原油产量增速放缓。（4）巴西、圭亚那等南美原油产区产量逐步增长，但增幅有限，难改供 给紧张大趋势。因此，我们预计 2023 年原油供给收紧，需求还在增长，原油或将处于去库阶段，油价中枢有望 维持在中高位。

中长期来看，沙特、阿联酋、伊拉克加大资本开支力度，分别计划用 5 年时间累计增加原油产能 100、90、55 万桶/天，传统油田开发生产周期长，每年新增原油供给量有限；受能源政策、投资者压力、成本上升、优质区 块损耗等影响，美国页岩油长期增产能力有限且存在瓶颈；加之美国未来几年要补充 2022年释放的战略原油储备，市场上商业原油库存放量有限，甚至会抽紧全球供应；BP、壳牌等欧美能源公司致力于发展绿色能源，或 将逐步减少原油产量；俄罗斯将因资本开支不足加速原油产能衰减，俄罗斯原油长期产量或将下降；美国与伊 朗谈判有不确定性，但即使伊朗全部释放剩余产能，也仅有 120 万桶/天。根据我们测算，即使考虑到经济增速 放缓和新旧能源转型，2024-2026 年全球原油需求仍有望保持增长，原油供给能力较难满足需求增量。因此我 们认为从中长期来看，油价或将持续处于中高位运行。 总体来看，产能周期引发能源大通胀。我们认为，无论是传统油气资源还是美国页岩油，资本开支是限制原油 生产的主要原因。考虑过去全球原油资本开支不足，当前全球原油供给弹性下降，而在新旧能源转型中，原油 需求仍在增长，全球或将持续多年面临原油供需偏紧问题，中长期来看油价或将持续维持中高位。

通过复盘 1970-2022 年油价波动周期，1982 年、1991 年、1997 年、2002 年、2008 年、2020 年油价大幅下 行主要源于需求端冲击，2014 年油价下跌来自于供给端冲击，我们认为，本轮高油价周期结束有两种可能性： 1、后续资本开支仍不足，油价持续高位，通货膨胀和成本高企导致各国央行持续加息，从而引发经济增速下 行甚至经济衰退，原油需求大幅下降引发油价暴跌。 2、油气供应商难以抵挡高油价高收益的诱惑，进行产能扩张。

2023 年经济衰退担忧仍是国际原油市场的主要影响因素。2022 年，受能源价格推动，美国通胀水平高企， 2022 年 6 月能源 CPI 同比增幅一度上涨至 41.6%，美国 CPI 同比增幅一度上涨至 9.1%。为抑制高通胀，美国 在 2022 年 3 月、5 月、6 月、7 月、9 月、11 月、12 月以及 2023 年 2 月、3 月、5 月连续加息 25、50、75、 75、75、75、50、25、25、25 个基点，截止 2023 年 5 月，美国已累计加息共 500 个基点。2023 年 5 月，鲍 威尔表示美国加息暂告一段落。 欧美经济的实际表现比预期的更为坚韧。2023 年 5 月，美国失业率为 3.7%，与疫情前持平；2023 年 4 月，欧 元区失业率为 6.5%，较疫情前水平进一步降低。2023 年，美国航空出行情况已相比 2020-2022 年继续明显改 善，接近 2019 年同期水平。

中国疫后复苏动能仍存，为全球原油需求带来新的增量。2023Q1，中国 GDP 同比增速持续提升至 4.5%；企 业预期向好，2023Q1 PMI 水平超过 50%，其中，2023 年 2 月达到 52.6%，为 2018 年以来最高值，疫后经济复 苏趋势显著。 在欧美经济坚韧叠加中国经济复苏的宏观环境下，我们认为全球原油需求仍将保持增长趋势不变。

根据 IEA、EIA 和 OPEC 三大国际能源机构预测，2022-2023 年需求仍会继续增长。根据我们持续跟踪的全球 原油月度数据来看，IEA、EIA 和 OPEC 三机构在 2023 年 5 月报中预测 2023 年全球原油需求分别+221、+157、 +233 万桶/天，预计超过 2019 年疫情前需求水平。

我们认为，本轮油价高位的根本原因是过去资本开支的严重下滑以及行业产能的出清。在需求端持续增长的前 提下，若资本开支持续处于相对低位，则供给端紧张局面无法得到有效缓解，油价难以从高位回落。 而本轮周期的特殊性在于，受净零排放目标、能源转型趋势、国际环境复杂等因素影响，资本开支复苏偏弱且 存在一定的滞后性。在原油需求达峰顾虑下，资本开支复苏或将首先发生于投资周期短、资金回流快的油气田 区块项目，如美国页岩油产区。根据美国达拉斯联储银行在 2022Q1 的调查，油价在 80 美金/桶以上时，大部 分美国页岩油生产商愿意重回增长模式。若油价持续高于 80 美元/桶，全球资本开支水平有望加快提升。

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。根据中海油服公告，未来几年，海上和陆上非常规油气田为 未来勘探开发重点，资本开支占比逐步提升，陆上资本开支整体将呈下降趋势。

海上是全球重要的油气接替区。全球海洋资源非常丰富，据 IEA 统计，2017 年全球海洋常规石油和天然气资源新增探明储量分别为 2600 亿桶和 95 万亿立方米，分别占全球新增探明储量的 20%和 47%，海洋油气剩余可采 储量占比分别为 70%和 91%，明显高于陆上油气的 61%和 63%，具备较大勘探开发潜力。随着全球经济快速 增长，能源需求不断提升，陆上油气勘探日趋成熟，海上油气开发为世界油气储量增长贡献新动力。近十年来， 全球海域勘探年度新增储量平均占新增总储量的六成以上，2020 年，全球前十大勘探新发现中有 7 个位于海域， 其中 6 个位于深水、超深水。

近 10 年，深水油气项目已成为全球油气增储上产的核心领域。新发现的 101 个大型油气田中，深水油气田数 量占比 67%、储量占比 68%，在全球油气发现中继续占据主导地位，进一步揭示被动大陆边缘深水前沿领域良 好的勘探前景。因此，不断拓展深水业务越来越成为国际石油公司的发展趋势。 随着勘探开发、工程技术的日趋成熟以及成本的下降，深水油气也显现出发现成本低、投资回报率高等特点。 近十年，全球每年完钻海上深水勘探井 120—290 口，占总探井数（不包括非常规）的 5%左右，但其发现的可 采储量占全球 50%以上。2012—2021 年间，全球深水平均每桶油当量的发现成本为 3.1 美元，较浅海油气发 现成本 5.1 美元每桶油当量低将近 40%，较陆上油气发现成本 7.5 美元每桶油当量低 58%。 据 Rystad Energy 估计，2022—2025 年间，埃克森美孚、bp、壳牌、雪伏龙、埃尼、道达尔能源这 6 家国际大 石油公司将花费 270 亿美元用于常规油气勘探，其中海上勘探支出占 95%以上，而深水领域支出占总勘探支出 的 87%。

分区域来看，全球油气上游资本开支主要集中在北美、中南美、欧亚、欧洲、非洲、亚太、中东七个区域。其 中，北美地区的资本开支份额最大，截至 2022 年北美占全球总开支的比例为 35%。 变化趋势来看，欧洲、非洲油气资本开支明显下降。2015-2022 年，欧洲油气资本开支从 2015 年的 710 亿美 元下降至 2020 年 340 亿美元，2022 年再次下降至 290 亿美元，占全球资本开支的比重从 2015 年的 10.76%降 到 2022 年的 7.05%；非洲资本开支占全球资本开支的比重也从 2015 年的 10.99%降到 2022 年的 6.48%。中 南美、北美、欧亚为原油主产区，其油气资本开支缓慢恢复。2022 年北美、中南美、欧亚三地区的上游资本开 支分别为 1480、340、490 亿美元，较 2020 年有所提升，但仍未恢复至 2019 年水平。中东、亚太地区油气资 本开支较为积极。2022 年中东资本开支为 570 亿美元，已恢复至 2019 年疫情前水平；亚太地区资本开支为 730 亿美元，已达到 2016 年以来的最高水平。

近年来，气候变化引发的经济风险持续上升，早日实现能源绿色转型、降低碳排放逐渐成为各国的共识。尤其 是欧洲作为全球环保先锋，绿色复苏政策持续出台。早在 2007 年，欧盟就提出到 2020 年要实现可再生清洁能 源占比 20%的目标。2021 年，欧盟发布的《“fit for 55”气候计划》承诺在 2030 年底温室气体排放量较 1990 年 减少 55%，并计划将 2030 年可再生能源在能源结构中占比目标由 32%提高至 38-40%。2022 年，欧盟又进一 步出台政策加速能源转型，计划将 2030 年可再生能源在能源结构中占比目标进一步提高至 45%。可以说，推 动能源绿色转型已成为欧洲未来发展蓝图中浓墨重彩的一笔。

美国方面，与特朗普政府试图重振化石能源经济不同，拜登气候新政把清洁能源革命作为其应对气候危机的重 要支撑和核心技术手段，努力推动美国能源结构和产业结构的低碳化和净零排放。

新旧能源转型影响下，欧美公司对传统油气大幅投资意愿不强。我们认为，在新旧能源结构转型过程中，2027 年左右原油需求或将达峰，如果现在加大力度投资，传统油田开发生产周期需 3-5 年，投产后需求反而下降， 传统原油项目长期回报率存在不确定性。叠加严格的气候变化政策倒逼欧洲油气公司制定净零排放战略，欧洲 系公司（如壳牌）向综合能源服务商转型；美国系公司（如雪佛龙、康菲石油、西方石油）仍以传统能源为主 业，但 CCUS 等低碳环保项目纷纷提上日程。此外，全球低碳政策使得资本市场对 ESG 偏好加强，传统能源 融资难度增加。国际能源公司减碳投资持续提升，传统油气投资增幅有限。 2023 年，跨国能源公司资本开支增速缓慢。我们统计了埃克森美孚、雪佛龙、BP、壳牌、道达尔 5 家跨国能 源公司在 2023 年初计划的资本开支，2023 年，5 家跨国能源公司总计划支出 1064.5 亿美元，同比增加 9%， 而 2022 年 5 家公司总支出同比增速为 22.6%。

随着欧美跨国能源公司低碳转型和谨慎投资，除了北美和欧洲本土的上游开支放缓外，非洲、拉美也是跨国能 源公司的集中作业区域，因此也受到了投资下降的影响。 非洲地区：据伍德麦肯兹统计，截至 2021 年底，北非主要产油国阿尔及利亚、埃及和利比亚 3 个国家产量合计 625 万桶/日，占非洲总产量的 69%。3 个国家的剩余资源量合计约 694 亿桶油当量，占非洲总剩余资源量的近 一半。欧洲为北非 3 国主要的油气出口市场，欧美能源公司为非洲地区油气开发的主要作业者，bp、壳牌、道 达尔能源、雪佛龙、埃克森美孚和埃尼均有上游业务，其中，埃尼公司是国际石油公司在非洲地区油气上游业 务运营的佼佼者。 拉美地区：拉美地区的油气勘探开发投资也主要来自欧美国际石油公司，在 2020年疫情影响下，部分拉美国家 石油公司出售资产，进一步为国际石油公司参与该地区上游油气发展提供了机会。

中东地区为全球原油主要供给来源，疫后油价回升带动上游投资恢复。亚太地区多发展中国家，对于传统能源 的需求较大，2022 年该地区资本开支已迅速恢复并超越 2019 年，其中，中国受“能源安全”、“增储上产”、 “矿权改革”等政策影响，2019 年以来持续提高其资本开支水平。2022 年，中东和亚太合计资本开支为 1300 亿美元，已经较 2019 年 1170 亿美元提高了 130 亿美元。

美国页岩油开采成本提升。根据达拉斯联储在 2023Q1 的调查数据，美国页岩油平均生产成本为 37 美元/桶， 较去年 34 美元/桶上升了 3 美元/桶。2023Q1，美国页岩油生产商新钻一口井的平均成本为 62 美元/桶，较去年 56 美元/桶上升了 6 美元/桶。

自 2020 年下半年以来，美国 Permian 地区库存井占美国总库存井量的比例从 2020 年 7 月的 40%大幅下降至 2023 年 4 月的 19%，这也说明美国页岩油公司优先选择优质区块进行库存井完井操作。随着优质区块库存井被 大量消耗，一方面，美国需要更多投资并依赖钻探新井完成原油生产，增产速度或将放缓，另一方面，优质资 源消耗也意味着资源劣化问题或将逐步显现，对于美国页岩油的生产成本和产量增长形成了一定挑战。 2020 年疫情期间，为压降成本，页岩油公司加大对优质地区油井的开发，导致单井产量大幅提升。2021 年初 至 2022 年，随着优质油井数量减少，美国页岩油主要产区的日均单井产量从高峰 1400 桶/天持续下降至 900 多 桶/天，新增油井日产能力下降。油气公司需要更高的成本加快打新井，弥补过去优质油井的消耗，来实现增产。

相比疫情前，通胀引发的成本高位使得公司在增加同样原油产量下，要进行更大的投入。根据达拉斯联储 2023Q1 调查显示，136 家美国页岩油公司中，30%认为成本是影响美国页岩油盈利以及进一步增产的主要原因。 2023Q1，美国页岩油勘探开发成本和租赁运营费用同比环比仍持续提升，挤压油气公司实际资本开支水平，导 致原油供给增量有限。

随着劳动力成本的不断提升，以及水泥、钢材等相关原材料成本的提升，美国油气开采 PPI 仍处于高位水平， 美国油气生产商仍受成本通胀影响较大。

资本开支受通胀影响的量化测算： 我们选取了斯伦贝谢、哈里伯顿、贝克休斯、国民油井华高、Saipem 等 18 家油服公司，计算了综合营业利润 率（营业利润/营业收入）。结果显示，高油价时期，油服营业利润率在 20%左右波动；低油价时期，油服营业 利润率降至 0，甚至为负数。为简化计算，我们假设近期油服公司营业利润率稳定在 10%。

以 2015 年为基准，我们假设油服公司毛利率为 10%，90%为营业成本，则成本端通胀变化对于上游资本开支 的影响为：2021 年实际资本开支增速降至负数，2022 年开支增速仅为 7.33%，2023 年 Q1，油服成本端通胀仍维持在较高水平，同比增速达 80%，2023 年实际资本开支增速或仍将下降。

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腰斩推动了油服产能出清。截至 2022 年，全球 FPSO 装置（浮式液化 天然气生产储卸装置）数量、油气采集管道长度、已投产水下采油井装置数量等均已达到历史低位，上一轮产 能出清已告一段落。2023-2027 年，根据彭博预计，油服行业或将再次迎来产能扩张。

全球活跃钻机数显著回升。根据贝克休斯统计的全球各地区钻机数量，到 2020年，上一轮全球钻机产能出清已 基本完成。2020 年中期，全球钻机数量大幅下滑，跌至历史最低点，各地区均有不同程度降低。2020 年下半 年，石油行业上游资本开支提升，全球钻机数量回暖，油服行业景气度逐步上升，但相较触底前期仍有较大空 间。2023 年 Q1，全球钻机数量已达到 1900 台，环比 2022Q4 增加 14.6%，较触底前期差距显著收窄。

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。日费方面，2022 年新冠冲击导致油服行业日费触底，2023 年以来，自升式、半潜式钻井平台 行业平均日费均出现不同程度回升。我们认为，随需求回暖和产能出清，全球钻机使用率出现改善、钻井板块 日费触底回升，油服行业拐点已现。

中国原油、天然气对外依存度逐渐攀升。中国是富煤、贫油、少气的国家，从 2003 年起，中国已成为世界第 二大石油消费国和最大原油进口国。近十年中国原油产量增长缓慢，在 2015 年达到阶段性峰值 2.15 亿吨，随 后开始下降态势。2017 年，我国原油产量已下降到 1.92 亿吨，进口依赖度接近 70%，中国超越美国成为世界 第一大原油净进口国。2021 年，中国原油和天然气的进口依赖度已分别达到 72%和 44%。到 2022 年，中国原 油产量为 2.05 亿吨，进口量 5.08 亿吨，进口依赖度 70%；天然气产量为 2178 亿立方米，进口量为 1519 亿立 方米，进口依赖度为 40%，油气进口依赖下降的主要原因是俄乌冲突导致国际油价大幅上涨、海外气价过高。 随着环保政策趋严，煤改气工程推进，中国未来天然气需求或将持续较快增长。

国家大力推动能源安全战略和增储上产计划。能源是人类社会赖以生存和发展的物质基础，在国民经济中具有 特别重要的战略地位，重要能源资源短缺将进一步制约国家经济发展。为将“经济命脉”掌握在自己手中，降 低石油、天然气的对外依存度，国家在“十二五”规划中就明确要求“加大石油、天然气资源勘探开发力度， 稳定国内石油产量，促进天然气产量快速增长，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用，积极发展海 洋油气、海洋工程装备制造等新兴产业”。

“七年行动计划”助力油服行业成长升级。2018 年，中美贸易摩擦升级，中美双方互加关税的商品清单中，包 括化工品、医疗设备、能源产品等 114 项商品，其中能源产品中就包括了原油、天然气、石油产品、褐煤等， 我国能源进口环境已发生变化。 2019 年，国家能源局召开大力提升油气勘探开发力度工作推进电视电话会议，要求以三大国有石油企业为代表 的石油企业落实增储上产主体责任，完成 2019-2025 七年行动计划。《2019-2025年国内勘探与生产加快发展规 划方案》中，中国石油将进一步加大风险勘探投资，在 2019-2025 年每年安排 50 亿元。在《关于中国海油强 化国内勘探开发未来“七年行动计划”》方案中，中海油提出，到 2025 年勘探工作量和探明储量翻一番。按中海 油 2018 年底公布的净探明储量 49.6 亿桶油当量计算，2025 年中海油的探明储量将达到 100 亿桶油当量。随着 “七年行动计划”的持续实施，大规模的勘探开发需求将带动油服行业服务需求和服务价格提升。

从国内来看，一方面，“三大国有石油企业”用于勘探开发生产的上游资本支出总和变化与布油价格波动高度相 似；另一方面，2019 年提出七年行动计划后，三大国有石油企业上游资本开支在油价下行趋势下仍保持高开支水平，2022 年，国际油价创近 7 年新高，三大国有石油企业上游资本开支超过了 4000 亿元。同时，2016 年至 今，我国油服规模在不断扩大，增速受上游资本开支影响，但增量未随资本开支下调而下降。我们认为，我国 油服市场仍处于扩张阶段，油服公司仍有较大发展空间。

根据《国内油气资源劣质化趋势难以逆转》，经过几十年高强度开采，我国油气资源质量已发生重大变化，突 出特点是地表地下复杂性加重，资源品质更差、目的层更深、成藏更隐蔽。剩余常规油气低渗透、特低渗透、 深埋藏和稠油等低品质资源比重逐年上升，发现大型油气田难度越来越大，“骨头越啃越硬”将成为未来油气勘 探大趋势。近几年，中国石油新增石油探明储量 90%以上来自低渗透和特低渗透油藏，其中天然气新增探明储 量几乎全部来自低渗透油藏，新动用储量采收率也呈现快速下降趋势。 随着油气勘探深层化、非常规化以及资源劣质化，2009-2019 年间，我国油气发现成本不断提升。2022 年，我 国原油产量稳定在 2 亿吨，天然气产量 2178 亿立方米，同比增长 6%。为保障资源接续，使得原油产量不变且 天然气产量平稳增长。在假设其他条件不变的情况下，考虑油气发现成本的抬升，我们认为若要保持油气储采 比持续稳定，则未来我国油气投资增速或需要达到 7%以上。资源劣质化因素存在进一步对我国上游投资提出 要求，这一现象或将使得油服公司更加受益。

随着俄乌冲突持久化和中美等大国博弈激烈化，我国能源发展与开发的外部环境已悄然发生变化，当此时刻， 我国自然资源部推进新一轮找矿突破战略行动。 能源大通胀背景下能源供应紧张、价格高企，推进新一轮找矿突破战略行动、深化矿权改革是促进增储上产、 保障能源安全的重大举措。2022 年，全球能源价格高涨，布伦特原油同比上涨 39.61%至 99.04 美元/桶。2023 年至今，布伦特平均油价仍维持在 80 美元/桶以上。我们认为，当前全球油气勘探开发面临资本开支不足的问 题，全球原油供给弹性显著下降，且在能源转型背景下，这一问题可能将长期持续。在中长期全球经济增长和 近期疫后复苏等因素推动下，原油需求仍处增长阶段。我们判断供给不足和需求增长将使得国际油价在较长时 期内处于中高位运行。我国原油对外依存度处于高位水平，保障能源安全和降低能源成本既是长期战略需要， 也是近期发展实际。激发上游市场活力、释放我国资源潜力是我国上游改革近年来一以贯之的目标，在当前能 源价格通胀背景下，大力度推进深化矿权改革恰逢其时，有望显著推进我国上游领域的扩大开放和市场化发展， 充分调动各类市场主体参与油气勘探开发的积极性，吸引更多资本参与到我国的油气勘探开发领域，提高能源 保供能力，并为产业链相关企业的发展提供重要机遇。

自然资源部组建了新一轮找矿突破战略行动办公室，由王广华部长担任主任；自然资源部会同相关部门编制了 新一轮找矿突破战略行动的“十四五”实施方案，重点围绕紧缺和战略性矿产，加强国内勘查开发，推动能源 和重要矿产资源增储上产；完善矿产资源管理政策，修订矿业权出让收益管理制度和矿业权登记、交易制度， 降低企业负担，繁荣矿业市场，鼓励社会资本投资找矿；加大科技创新，配合科技部加快启动矿产资源勘查重 大专项；积极推进绿色矿山建设，实施生态保护红线内战略性矿产勘查开采差别化管控。

中东是世界上石油储量最为丰富，石油产量和输出量最多的地区，同时也在“一带一路”建设中扮演着重要角 色。长期以来，中国与中东国家经济结构互补，资源禀赋相辅，能源合作成为促进双方关系发展的重要动力， 丰富的高层对话和多样的合作机制为深化双方能源合作奠定了良好基础。

我国石油企业在上游油气勘探开发、中游油气储运、下游油气消费等领域与中东国家均进行了深度合作，进一 步深化了双方关系，同时也为油服公司出海作业提供了较大机遇。随着中国和中东合作进一步深化，2022- 2023 年，中海油服、海油发展、中曼石油均先后披露了新签油服合同情况。

中亚五国油气资源丰富，其中，哈萨克斯坦原油储量丰富，土库曼斯坦天然气储量丰富。2022 年，我国从哈萨 克斯坦进口原油占比 1.16%；2021 年，我国从土库曼斯坦进口天然气占比 18%，占管输气比重为 56%。中国 天然气进口主要来自中亚地区。

2023 年 5 月 18 日至 19 日，首届中国－中亚峰会举行。峰会期间，中国同中亚五国达成了包括《中国－中亚峰 会西安宣言》《中国－中亚峰会成果清单》等在内的 7 份双多边文件，签署了 100 余份各领域合作协议。中亚作 为世界最大的内陆地理区域，拥有着丰富的能源资源，石油、天然气、煤炭和铀矿等资源的储量均位居世界前 列，能够很好满足中国经济发展的能源需求量，双方有构建能源全产业链合作的天然互补优势。

此次中国-中亚峰会在能源领域的合作重点包括保障中哈管道、中国-中亚天然气管道的平稳运行；加快实施复 兴气田二期开发、中国-中亚天然气管道 D 线建设；加强水力、太阳能、风能等可再生项目合作。通过与中亚五 国进一步深化合作，气田开发及管道建设项目有望使中国石油、中油工程受益；聚乙烯项目合作有望使得中国 石化及其工程建设受益。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）