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2019年，是资本市场对石油化工行业持续调低预期的一年。在原油、天然气、油服（油田技术服务和装备行业）、炼化等细分领域中，只有油服板块走出了超预期行情。
天风证券相关研报表示，“展望2020年，一是对行业不宜继续悲观；二是关注市场酝酿的重要变化”。
2019年，原油供需状况从2018年下半年的严重过剩，扭转为基本平衡并小幅去库存，Brent原油期货价格比年初反弹17%。
先看需求端的情况。2011年以来，GDP每增长0.1%，全球原油需求平均增长约3.88万桶/天。国际货币基金组织预测，2020年全球GDP增速为3.6%。由此判断，2020年原油消费约120万桶/天。
再看看供给端的部分核心因素。
一是美国页岩油增长量可能环比下滑。页岩油，指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源。从目前数据来看，到2020年中期，新井带来的产量增长难以抵消老井衰减，产量将环比回落。
天风证券相关研报预测，2020年，美国页岩油及液态天然气（NGL）产量总增量约80万桶/天，将比2019年总增量（预估160万桶/天）明显下降。
二是长周期项目仍能提供增量。
天风证券相关研报表示，“常规项目在2020-2022年贡献的增量的确比 2016-2019 年下台阶，但是并不会出现常规项目断崖式下降。一些新发现的海上项目，以及海上项目整体降本后经济性尚可，仍能提供一些增量”。
具体而言，2016-2019年，全球原油新项目除巴西外几乎都来自陆地，包括俄罗斯、加拿大、哈萨克斯坦等；2020-2022年，全球原油新项目大都来自海上，包括巴西、挪威、圭亚那等。
天风证券相关研报表示，海上项目过去几年成本下降了30%-40%，不再是传统意义上的高成本项目，“即使在中等油价下也能获得良好回报率”。
2020年，天然气短期内还难以形成“多主体格局”。国内“气改”（天然气定价机制改革）不同于“电改”（电力定价机制改革），上游供气商的垄断性非常强，短期内难形成多主体格局。
“气改”与“电改”思路类似——管住中间、放开两头，即中游输电或输气网络自然垄断属性按照公用事业监管，上下游引入市场竞争。不过，电力供给格局非常分散，天然气上游供气企业主要是中石化、中石油、中海油等“三桶油”。天风证券相关研报表示，即使改革完成，该格局在短期内不会有实质变化。
再看输气环节，原本国内天然气主干管道绝大部分在中石油手中，未来有部分资产将由国家管网公司承接。“配气+售气”环节，是城市燃气公司的业务范围，特许经营权带来的区域性壟断格局不会明显变化。
最大变化，则在于国家油气管网公司的建立。根据中国石化经济技术研究院发布的《2019中国能源化工产业发展报告》，国家油气管网公司的建立将分阶段进行：首先，中国石油、中国石化及中国海油将旗下管道资产及员工剥离并转移至新公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例；其次，国家管网公司获得注入资产后，拟引入占总股本比例约为50%的社会资本。新资金将用于扩建管网，管网公司则将寻求上市。
国家管网公司正式成立并完成资产交割之后，将会给下游燃气公司带来不确定性。
首先是增量气源的不确定性。一方面，管网公司成立后将会促进上游的市场化竞争，扩大燃气公司的气源选择范围；另一方面，传统大型上游气源供应商将优先保障自身下游的发展，对燃气公司的增量拓展形成一定压力。
其次是议价能力的不确定性。规模较大、定价机制比较灵活的燃气公司，对上下游具有一定议价能力，能力较弱的公司或将独立承担涨价的负面影响。
天风证券相关研报预测，“未来燃气企业或将呈现两极分化的趋势，有实力的公司通过‘垂直一体化’或并购的方式，将越来越强，而实力弱的公司则将面临更大压力，甚至被并购”。
海上油服方面，天风证券相关研报表示，油气开采成本的下降，支撑了资本开支持续增长。目前中海油、Equinor、Petrobras这3家公司已回盈亏平衡线上方，回到了2012-2014年油价100美元/桶以上时期的水平。
中海油资本开支自2018年开始增长，2019年预计将达到800亿元左右。中海油还提出“2025年，全面建成南海西部油田2000万方、南海东部油田2000万吨”的上产目标，相比2018年有接近翻倍的增长。
这一背景下，海洋石油工程公司订单增长，进入业绩释放期。国际海工公司如Technip、MODEC等公司2019年收入、订单均大幅增长。
页岩气提速、页岩油起步，则助力陆上油服发展。我国《页岩气发展规划（2016-2020年）》提出，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年实现页岩气产量800亿-1000亿立方米。
页岩气单井成本的下降，则有力支撑了页岩气产量的快速发展。以国内优质的涪陵页岩气为例，2019年单井成本相比2014年开发初期降低了30%以上。
天风证券相关研报表示，单井成本降低原因来自3个方面：一是装备国产化率提升。随着国内技术的不断发展，如杰瑞、宏华等公司自主研发的压裂设备在市场上投放，使得页岩气设备成本不断降低；二是施工成本下降。例如采用单井承包、业务外包等模式，有效降低工程施工成本；三是采气效率提升。如实施智能化气田建设等提高生产效率的生产方式。 在页岩油方面，据国际能源署预测，中国页岩油资源丰富，可采资源量约45亿吨，仅次于俄罗斯和美国，位居全球第三。在国家能源局2019年召开的“大力提升油气勘探开发力度工作”座谈会上，页岩油开发被列为重要议程。
我国页岩气上一轮大发展始于2011年，由于受到越来越多政策支持，发展速度越来越快，带动了杰瑞股份、安东油田服务、宏华集团等公司的快速发展。未来，页岩油发展有望复制页岩气路径，迎来新一轮发展机遇。
我国炼油主体包括中石化、中石油、中海油、中化、中化工集团等央企、地方性国企，以及近年来民营资本新建的一体化炼化企业。
“三桶油”在原油加工能力上依然保持优势，但在单位炼厂加工规模上，民营大炼化企业后来居上，恒力、浙石化具备2000万吨/年原油的加工能力，在规模上远超延长石油、中化工下属炼厂。
炼化行业属典型的“大进大出”项目，加工规模可保障成本优势。新投产的大型炼化项目在规模和加工深度上往往具有后发优势，这是大炼化在行业下行周期安全边際所在。
乙烯、丙烯都属于烯烃，是化工业基本原料，也是炼化企业的重要产品。
天风证券相关研报表示，在烯烃方面，轻烃路线（乙烷裂解、PDH）将享受明显的“路线成本安全边际”。
到2020年，国内乙烯产能来源将包含5种工艺路线，其中乙烷裂解具备原料成本低、乙烯收率高等优势，位于乙烯工艺路线成本曲线的最左端。
上一轮景气高点时（2017年7月-2018年10月），乙烷裂解盈利3900元/吨。天风证券相关研报表示，未来在中性情形下，2020年乙烷裂解盈利将在1800元/吨左右（根据2019年1-11月数据）。
对丙烯而言，到2020年，国内由PDH（丙烷脱氢）达成的丙烯产能将超过800万吨，占丙烯总产能的18.2%。PDH虽然丙烯收率高，但原料价格相对较贵，成本优势并不明显，直到受全球丙烷需求不足影响，丙烷价格暴跌，PDH才首次处在丙烯成本曲线左端。
天风证券相关研报表示，在中性情形下，2020年PDH盈利将在900元/吨左右（根据2019年1-11月数据）。
天风证券相关研报表示，“展望2020年，一是对行业不宜继续悲观；二是关注市场酝酿的重要变化”。
原油：2020年全球供需有望维持平衡
2019年，原油供需状况从2018年下半年的严重过剩，扭转为基本平衡并小幅去库存，Brent原油期货价格比年初反弹17%。
先看需求端的情况。2011年以来，GDP每增长0.1%，全球原油需求平均增长约3.88万桶/天。国际货币基金组织预测，2020年全球GDP增速为3.6%。由此判断，2020年原油消费约120万桶/天。
再看看供给端的部分核心因素。
一是美国页岩油增长量可能环比下滑。页岩油，指以页岩为主的页岩层系中所含的石油资源。从目前数据来看，到2020年中期，新井带来的产量增长难以抵消老井衰减，产量将环比回落。
天风证券相关研报预测，2020年，美国页岩油及液态天然气（NGL）产量总增量约80万桶/天，将比2019年总增量（预估160万桶/天）明显下降。
二是长周期项目仍能提供增量。
天风证券相关研报表示，“常规项目在2020-2022年贡献的增量的确比 2016-2019 年下台阶，但是并不会出现常规项目断崖式下降。一些新发现的海上项目，以及海上项目整体降本后经济性尚可，仍能提供一些增量”。
具体而言，2016-2019年，全球原油新项目除巴西外几乎都来自陆地，包括俄罗斯、加拿大、哈萨克斯坦等；2020-2022年，全球原油新项目大都来自海上，包括巴西、挪威、圭亚那等。
天风证券相关研报表示，海上项目过去几年成本下降了30%-40%，不再是传统意义上的高成本项目，“即使在中等油价下也能获得良好回报率”。
天然气：市场酝酿变局
2020年，天然气短期内还难以形成“多主体格局”。国内“气改”（天然气定价机制改革）不同于“电改”（电力定价机制改革），上游供气商的垄断性非常强，短期内难形成多主体格局。
“气改”与“电改”思路类似——管住中间、放开两头，即中游输电或输气网络自然垄断属性按照公用事业监管，上下游引入市场竞争。不过，电力供给格局非常分散，天然气上游供气企业主要是中石化、中石油、中海油等“三桶油”。天风证券相关研报表示，即使改革完成，该格局在短期内不会有实质变化。
再看输气环节，原本国内天然气主干管道绝大部分在中石油手中，未来有部分资产将由国家管网公司承接。“配气+售气”环节，是城市燃气公司的业务范围，特许经营权带来的区域性壟断格局不会明显变化。
最大变化，则在于国家油气管网公司的建立。根据中国石化经济技术研究院发布的《2019中国能源化工产业发展报告》，国家油气管网公司的建立将分阶段进行：首先，中国石油、中国石化及中国海油将旗下管道资产及员工剥离并转移至新公司，再按各自管道资产的估值厘定新公司的股权比例；其次，国家管网公司获得注入资产后，拟引入占总股本比例约为50%的社会资本。新资金将用于扩建管网，管网公司则将寻求上市。
国家管网公司正式成立并完成资产交割之后，将会给下游燃气公司带来不确定性。
首先是增量气源的不确定性。一方面，管网公司成立后将会促进上游的市场化竞争，扩大燃气公司的气源选择范围；另一方面，传统大型上游气源供应商将优先保障自身下游的发展，对燃气公司的增量拓展形成一定压力。
其次是议价能力的不确定性。规模较大、定价机制比较灵活的燃气公司，对上下游具有一定议价能力，能力较弱的公司或将独立承担涨价的负面影响。
天风证券相关研报预测，“未来燃气企业或将呈现两极分化的趋势，有实力的公司通过‘垂直一体化’或并购的方式，将越来越强，而实力弱的公司则将面临更大压力，甚至被并购”。
油服：“海陆”均有亮点
海上油服方面，天风证券相关研报表示，油气开采成本的下降，支撑了资本开支持续增长。目前中海油、Equinor、Petrobras这3家公司已回盈亏平衡线上方，回到了2012-2014年油价100美元/桶以上时期的水平。
中海油资本开支自2018年开始增长，2019年预计将达到800亿元左右。中海油还提出“2025年，全面建成南海西部油田2000万方、南海东部油田2000万吨”的上产目标，相比2018年有接近翻倍的增长。
这一背景下，海洋石油工程公司订单增长，进入业绩释放期。国际海工公司如Technip、MODEC等公司2019年收入、订单均大幅增长。
页岩气提速、页岩油起步，则助力陆上油服发展。我国《页岩气发展规划（2016-2020年）》提出，2020年力争实现页岩气产量300亿立方米，2030年实现页岩气产量800亿-1000亿立方米。
页岩气单井成本的下降，则有力支撑了页岩气产量的快速发展。以国内优质的涪陵页岩气为例，2019年单井成本相比2014年开发初期降低了30%以上。
天风证券相关研报表示，单井成本降低原因来自3个方面：一是装备国产化率提升。随着国内技术的不断发展，如杰瑞、宏华等公司自主研发的压裂设备在市场上投放，使得页岩气设备成本不断降低；二是施工成本下降。例如采用单井承包、业务外包等模式，有效降低工程施工成本；三是采气效率提升。如实施智能化气田建设等提高生产效率的生产方式。 在页岩油方面，据国际能源署预测，中国页岩油资源丰富，可采资源量约45亿吨，仅次于俄罗斯和美国，位居全球第三。在国家能源局2019年召开的“大力提升油气勘探开发力度工作”座谈会上，页岩油开发被列为重要议程。
我国页岩气上一轮大发展始于2011年，由于受到越来越多政策支持，发展速度越来越快，带动了杰瑞股份、安东油田服务、宏华集团等公司的快速发展。未来，页岩油发展有望复制页岩气路径，迎来新一轮发展机遇。
炼化：新投产大型项目具有后发优势
我国炼油主体包括中石化、中石油、中海油、中化、中化工集团等央企、地方性国企，以及近年来民营资本新建的一体化炼化企业。
“三桶油”在原油加工能力上依然保持优势，但在单位炼厂加工规模上，民营大炼化企业后来居上，恒力、浙石化具备2000万吨/年原油的加工能力，在规模上远超延长石油、中化工下属炼厂。
炼化行业属典型的“大进大出”项目，加工规模可保障成本优势。新投产的大型炼化项目在规模和加工深度上往往具有后发优势，这是大炼化在行业下行周期安全边際所在。
乙烯、丙烯都属于烯烃，是化工业基本原料，也是炼化企业的重要产品。
天风证券相关研报表示，在烯烃方面，轻烃路线（乙烷裂解、PDH）将享受明显的“路线成本安全边际”。
到2020年，国内乙烯产能来源将包含5种工艺路线，其中乙烷裂解具备原料成本低、乙烯收率高等优势，位于乙烯工艺路线成本曲线的最左端。
上一轮景气高点时（2017年7月-2018年10月），乙烷裂解盈利3900元/吨。天风证券相关研报表示，未来在中性情形下，2020年乙烷裂解盈利将在1800元/吨左右（根据2019年1-11月数据）。
对丙烯而言，到2020年，国内由PDH（丙烷脱氢）达成的丙烯产能将超过800万吨，占丙烯总产能的18.2%。PDH虽然丙烯收率高，但原料价格相对较贵，成本优势并不明显，直到受全球丙烷需求不足影响，丙烷价格暴跌，PDH才首次处在丙烯成本曲线左端。
天风证券相关研报表示，在中性情形下，2020年PDH盈利将在900元/吨左右（根据2019年1-11月数据）。