海通石化 ：中油工程（600339）——石油工程全产业链综合服务提供商

1. 中油工程：石油工程综合服务提供商

1.1 技术+影响力出众的工程服务公司

中油工程是中石油集团控股的中国最大的石油工程综合服务提供商。 公司主要业务为油气田地面工程、炼化工程、管道储运工程、煤化工及污水处理环境工程技术服务以及工程项目管理等，业务涉及油气产业链上中下游，因此我们认为它并不是一家传统的油服公司。我们认为，对于一家工程类公司来说，核心技术、工程资质、项目经验共同决定了一家公司施工能力和品牌影响力，从这个角度看，中油工程无疑是我国最优秀的工程服务类公司之一。

公司多项技术处于国内领先，国际一流的水平。 公司在各条业务线上都具备国内领先、国际一流的生产能力及成套的核心技术。油气领域，具有2000万吨/年以上原油和300亿立方米/年以上天然气产能建设能力；管道储运领域，具备油气管道8000公里/年的施工能力，原油储罐2600万方/年和成品油储罐1600万方/年施工能力；炼化工程领域，公司拥有“千万吨炼油、百万吨乙烯”成套核心技术的自主知识产权，拥有45万吨合成氨、80万吨尿素成套技术；LNG领域，掌握了单线液化能力350万吨/年多级单组分液化和550万吨/年双循环混合冷剂液化成套技术；煤化工和污水处理领域，公司研发的煤制烯烃、煤制芳烃、煤合成气制乙二醇工程设计技术成功实现工程转化。

工程资质完善，可提供“一站式”综合服务。 公司具备从事油气工程建设所需的各类资质440余项，其中2家所属企业具备工程勘察综合甲级资质，5家所属企业具备工程设计综合甲级资质，2家所属企业具备石油化工工程施工总承包特级资质，3家所属企业具备工程监理综合资质，公司还拥有海洋石油工程、隧道工程、钢结构工程专业承包一级等多项高级别专业承包施工资质。能够提供工程咨询、项目管理、勘察、设计、采购、施工、安装、试运、开车、监理、生产服务、运营维护等一揽子服务。
公司具有丰富的国内外石油石化工程设计和建设的实践经验。 公司近年来承担了诸如苏里格气田、塔里木气田、伊拉克哈法亚油田、伊朗北阿扎德甘油田、西气东输管道、阿布扎比原油管道、中亚管道、中缅管道、中俄管道、尼日尔原油管道、独山子石化、广西石化、四川石化、云南石化、苏丹喀土穆炼厂、阿尔及利亚炼厂等国内外大量的油气田地面工程建设、管道工程建设、炼油化工工程建设任务，业务拓展到中东、中亚、亚太、非洲、美洲五大区域的60多个国家和地区。
公司国内外品牌影响力强。 公司曾荣获建国六十周年百项经典工程、国家建设工程鲁班奖、国家优质工程金奖（境外工程）等多项荣誉，并与国内外的大型能源化工企业建立了长期稳定合作关系，具备较强的品牌影响力。根据美国《工程新闻纪录》（ENR）2017年度250家国际最大承包商排名，公司下属子公司管道局工程公司、工程建设公司、寰球工程公司分别位列88位、73位、133位。

1.2 优质资产置入，实现工程类业务整体上市

实施重大资产重组保壳成功。 上市公司前身是中石油集团实际控股的天利高新，主营产品为己二酸、甲乙酮、聚丙烯和顺丁橡胶等，由于公司2014-2015年业绩连续亏损，2016年1月30日，公司公告会在年报后被实施退市风险警示。2016年2月22日，公司公告因筹划重大事项，可能涉及重大资产重组，股票开始停牌。2016年12月27日，公司重大资产重组取得中国证监会核准批复。根据2017年1月24日业绩预告，公司实施重大资产重组后，预计2016年归母净利润11-13亿，其中置入资产增加归母净利润12-14亿元，以此计算原天利高新资产在2016年仍继续亏损，符合连续三年亏损暂时上市条件，公司通过置入资产保壳成功。
发行股份，置入优质资产。 根据公司2017年1月19日公告的收购报告书，上市公司将原有业务全部出售，置入石油工程建设业务，实现天利高新主营业务转型。根据评估，置出资产1788万元，置入资产250.7亿元。天利高新以4.73元/股的价格向中石油集团非公开发行40.31亿股，并以6.16元/股价格向9家机构发行9.74亿股募集接近60亿现金，购买中石油集团持有的管道局工程公司100%股权、工程建设公司100%股权、寰球工程100%股权、昆仑工程100%股权、工程设计公司100%股权、东北炼化100%股权以及中油工程100%股权。

置入资产以工程建设、管道局工程公司、寰球工程为主要核心资产。 根据公司发布的置入资产审计报告及模拟财务报表，可以看到1）总体来看，2014-2015年资产收入及盈利下降。置入资产2014-2015年总收入分别为701亿、537亿元，同比下降23.5%，归母净利润分别为31亿和23亿元，同比下降26.7%。2）公司置入的资产以工程建设、管道局工程公司、寰球工程为主要核心资产。 由于工程类公司确认收入有明显的季节性，因此我们以2015年各公司收入净利润来看，以上三家公司贡献了80%以上收入和净利润，其中工程建设公司贡献了30%的收入和45%左右的净利润，是最核心的置入资产。

1.3 收入三足鼎立，业务跨越上下游提高整体盈利稳定性

本节小结： 本节我们主要分析公司近几年的收入和盈利情况，发现：1）从总体水平来看，2017年及2018年前三季度，公司收入有复苏的迹象，但利润不见起色；2）分时间来看，收入季节性明显，利润则又受到毛利率影响而季节性减弱；3）分业务来看，公司收入和毛利均三足鼎立，上中下游的工程施工能力使得公司各项业务此消彼长，周期性相对于单一业务的油服公司更弱；4）分地域来看，公司海外业务毛利率高，收入及毛利占比持续提升；5）分客户来看，中国石油集团及下属公司贡献给公司收入40%左右，该收入占中国石油股份公司同期资本支出的13.6%左右。
收入复苏，利润蛰伏。 2017年公司实现营业收入553.64亿元，同比增长9.29%；归母净利润6.70亿元，同比下滑48.0%。2018年前三季度，公司实现营业收入343.46亿元，同比增长9.78%；归母净利润5.19亿元，同比下滑-0.47%。公司收入增长，净利润下滑，公司在2018年半年报认为主要原因有两条：1）2018年上半年是2016年所签合同执行高峰期，当时受国际油价的影响，客户投资意愿未能得到根本性改善，公司所签合同的毛利率较低；2）受所得税费用特别是境外所得税费用同比增长的影响。

收入季节性明显。 公司作为工程服务工程，按照项目进度（收入完工百分比法）确定收入。一般来说，大部分项目上半年主要处于立项审批、初步设计、工程设计及论证阶段而工程招标与施工大多集中在下半年。从2016-2018Q3单季度收入来看，一般情况下，公司一季度收入较少，四季度收入较高。从盈利来看，确认收入的同时确认成本，盈利取决于项目毛利，高收入并不一定代表高盈利 。

收入基本三足鼎立，2017年油气田服务占比40%左右。 由于工程类公司确认收入具有季节性，因此我们仍以2017年数据来分析公司收入结构。2017年，公司油气田地面工程、管道与储运工程、炼化与化工工程和环境工程、项目管理及其他收入分别为221.72亿元、176.65亿元、130.10亿元、22.65亿元，收入同比分别为4.6%、17.1%、27.3%和-37.9%，收入占比分别为40.2%、32.1%、23.6%、4.1%，油气田地面工程、管道与储运工程和炼化与化工工程基本三足鼎立，油气田地面工程收入占比略高。

毛利来源仍以三大业务为主，周期性不强。 公司三个主要业务（油气田地面工程、管道与储运工程、炼化与化工工程和环境工程）分别是上游开采、中游基建与下游炼化，油价变动带来的周期性反映在公司毛利上，表现为近几年油气田服务毛利及占比下滑，而炼化工程服务毛利保持平稳，占比得到提高。在2014年油价较高时期，油气田地面工程、管道与储运工程、炼化与化工工程和环境工程毛利占比分别为39%、23%、31%和7%，在2017年，该比例则分别为27%、28%、39%和6%。综合来看，由于三项主要业务互相对冲，因此公司整体的毛利波动相对于单一业务的油服公司来说，周期性更弱。

海外业务毛利率高，收入和毛利占比持续提升。 公司近几年海外业务收入和毛利的占比持续提升，2017年海外业务收入236.26亿元，占总收入的43%，较2016年提高9个百分点，2018年上半年，公司海外收入占比提高到48%。2017年海外业务毛利24.77亿元，占总毛利的51%，较2016年提高12个百分点，2018年上半年，公司海外业务毛利占比提高到75%。从2015-2017年数据来看，海外业务毛利率平均比国内业务高出4个百分点。

中国石油集团及下属公司贡献40%左右收入。 中国石油集团及下属公司是公司的第一大客户，2017年，中国石油集团及下属公司贡献公司收入241.45亿元，占公司总收入的43.16%。2018年上半年，中国石油集团及下属公司贡献公司收入91.54亿元，占公司总收入的42.79%。如果以中国石油股份有限公司的资本支出作为基数进行比较，2016-2018H1中国石油贡献给中油工程的收入占资本支出的13.6%左右。

1.4 在手现金充裕，汇率变动会影响财报表现
资产负债率76.0%，负债主要来自于日常经营。 截止2018年三季度末，公司资产总计962.01亿元，负债731.31亿元，资产负债率76.0%。公司负债主要为流动负债，总金额为714.46亿元，占总负债的97.7%，公司目前没有长期借款和应付债券。流动负债中，主要以应付票据及应付账款和预收账款为主，分别占总负债的38.6%和43.0%，这两类流动负债金额较高，我们认为，主要是由公司工程服务类的业务特点决定的，日常经营活动中会存在金额较大的设备及工程材料款和预收工程劳务款等。
在手现金充裕，资产状况良好。 截止2018年三季度末，公司资产主要为货币现金、应收账款和存货。公司拥有货币现金290.6亿元，应收账款188.8亿元，存货266.8亿元，占总资产的比重分别为30.2%、19.6%和27.7%。根据公司2018年半年报，截止2018年上半年，公司应收账款余额206.1亿元，计提坏账准备3.1亿元，其中73%应收账款期为2年内；存货余额273.5亿，计提减值准备6.8亿元，其中主要为建造合同形成的已完工未结算资产，计提减值准备金额6.1亿元。我们认为，公司在手现金充裕，应收账款和存货减值风险整体可控。

汇率变动会影响公司财报表现。 2018年前三季度，公司财务费用-8.02亿元，同期归母净利润5.19亿元，财务收入的主要来源是汇兑收益。公司主要外币资产为美元，按期末汇率折算人民币后计算，2017年美元资产占外币货币资产的87.4%，占外币应收账款的80.8%。2017年，人民币整体处于对美元升值期间，公司发生汇兑损失5.00亿元。公司2018年上半年财务费用-1.56亿元，前三季度为-8.02亿元，主要收益来自于第三季度。2018年第三季度末，美元兑人民币日平均汇率为6.88，较二季度末提高3.9%。由于公司目前有大量海外业务，人民币汇率变动可能会影响到公司财报表现。2018年四季度末，美元兑人民币汇率与三季度末基本持平，我们预计2018年四季度发生汇兑损益金额不大。

2019年汇率有望走稳。 2018年末，美元兑人民币即期汇率为6.87，根据海通宏观报告《开年大反弹，汇率怎么看？》观点，2019年人民币贬值压力将较18年减轻，人民币汇率有望走稳，从弱势贬值转向双向波动。我们预计2019年公司汇兑损益同比会明显减少。

2. 油气田地面工程：国家能源安全驱动资本支出

2.1 油价渐稳，油气工程业务逐步复苏

油气田地面工程收入及毛利情况。 2017年公司油气田业务收入221.71亿元，同比增长4.6%，较2014年下降34.4%，毛利13.1亿元，同比下降22.9%，较2014年下降57.7%，是各个业务中毛利下降最多的。2018年上半年，公司油气田收入92.3亿元，同比增长33.5%，毛利6.40亿元，同比下降1.1%。

技术实力方面 ， 公司拥有国际先进的高温、高压、高腐蚀天然气集输及处理设计技术，大型油田集输及处理设计技术以及国内先进的稠油、超稠油开发建设地面工程设计技术；具备高含硫、高含二氧化碳、高氯、 高温、高压、高产以及低压、低产、低渗透气田集输及处理工程设计能力；掌握长距离混输工程设计技术、油气水三相高效分离技术及深度电脱盐/脱水技术；具有2000万吨/年以上原油和300亿立方米/年以上天然气产能建设能力。
重大工程方面， 2017年，国内积极参与长庆、西南、塔里木等主力气田产能建设，海外土库曼萨曼杰佩增压工程一期、乌兹别克卡拉库利气田一期等项目按期建成，俄罗斯阿穆尔天然气处理厂、阿布扎比巴布油田综合设施、伊拉克哈法亚三期等项目稳步推进。

业绩驱动因素。 我们认为，驱动公司油气田业绩回暖的主要因素有：1）国内能源安 全得到更多重视，油气增储上产成为保障国家能源安全的重要内容，中国石油是国内油气的主要生产企业，有望增加上游资本支出，从而保障全国原油产量2亿吨左右，主力气田产能稳步增长；2）油价在2016-2017年上涨，促进国外油田产能建设，从而反映在1.5-2年后公司收入确认上；3）全球，尤其是我国天然气消费的增长，带动“一带一路”地区天然气产能建设，中油工程也可以参与其中，如2017年阿穆尔天然气处理厂非专利工艺单元项目。
2.2 加大油气勘采，保证能源安全

原油储量增速放缓，产量回落。 2015-2016年由于国际油价大幅下跌，国内油气勘查、开发投资回落；其中，油气勘查投资分别减少19%、12%，油气开采投资分别减少30%、30%。目前我国陆上油田很多已进入二次采油、三次采油阶段，开采成本高、难度大，维持产量稳定需要后续资本投入。因此，勘查开发投资的回落导致近年来我国原油储量增速放缓，产量回落。2017年，我国原油储量35亿吨，同比持平；产量1.92亿吨，同比下降0.08亿吨。

油气对外依存度逐年攀升。 2018年我国原油产量1.89亿吨，连续三年下降，净进口量4.59亿吨，对外依存度继续攀升至71%；天然气产量1588亿方，进口量1240亿方，对外依存度达到44%。

能源安全关注度明显提升。 据新华网报道，2018年8月初，中石油、中海油集团党组分别召开扩大会议，研究部署提高国内油气勘探开发力度、保障国家能源安全等工作。三桶油均已召开管理层会议，确保油气储量产量。根据中国石油新闻中心，9月7日中石油集团召开第二届董事会第二十五次会议，审议国内和海外相关项目等议案。会上集团董事长王宜林提出，要站在保障国家能源长期安全的高度，立足我国油气资源禀赋，始终坚持把勘探开发放在公司重中之重和压舱石的位置，以超常规举措推动国内油气增储上产。同时，王宜林强调积极推进国内外天然气项目，确保天然气安全平稳供应。
加大油气勘探开发投入，保障国家能源安全。 历史上，美国原油和天然气对外依存度一度达到67%和18%，但在页岩油气的开发下，油气自给率不断提高，2017年美国油气对外依存度分别降至34%和1%。因此，加大油气勘探开采，是保障国家能源安全的重要举措。2018年，三桶油勘探开发计划资本支出总计2861-2961亿元，计划同比增长18%-22%。

中国石油油气产量占比超一半，增储上产任务重。 2017年我国油气产量中，中国石油集团国内生产10254万吨原油，占全国产量的53.6%；天然气产量1033亿方，占全国产量的69.4%。我们认为，未来保证我国石油天然气等能源品种安全，中国石油将承担更多的责任。

2.3 中石油资本支出提升有望带动公司收入增长
中国石油资本支出与油价有明显正相关关系。 2017年中国石油资本支出1620亿元，同比增长24.4%，2018年上半年，资本支出746亿元，同比增长19.7%。由于中国石油需要在每年年初制定资本支出方案，给出计划资本支出金额，所能参考的油价是上一年的油价，我们将中石油资本支出与上一年平均油价进行比较，发现二者有明显的正相关关系。2018年平均油价为71.13美元/桶，较2017年增加16.94美元/桶（+31.3%），我们预计中国石油在2019年会进一步增加资本支出。

中石油资本支出与公司三大业务收入毛利正相关。 2017年中油工程三大业务（油气田地面工程、管道与储运工程、炼化与化工工程）收入528.47亿元，毛利45.55亿元，结合2014-2017年度数据，我们发现中石油资本支出与公司三大业务收入毛利正相关。我们认为，随着中石油资本支出的增加，公司未来几年收入毛利也有望保持增长。

3. 管道和储运工程：天然气基建驱动

3.1 收入、盈利相对稳定
管道及储运工程收入及毛利情况。 2017年，公司管道及储运工程实现收入176.65亿元，同比增长17.1%，较2014年下降24.6%，毛利13.60亿元，同比增长58.6%，较2014年下降25.5%。2018年上半年，公司管道及储运工程实现收入55.5亿元，同比下降-27.0%，毛利3.1亿元，同比下降56.5%。

技术实力。 公司长输管道建设能力居国际先进水平。全自动焊机核心技术打破国外垄断；拥有国际先进的地下水封洞库、地下储气库设计技术。具备管径711毫米以上油气管道8000公里/年的施工能力；拥有15万方原油储罐、20万方LNG储罐和1万方球罐设计施工技术，具有 原油储罐2600万方/年和成品油储罐1600万方/年施工能力。LNG工程方面，公司掌握了大、中、小型不同系列的天然气预处理、液化、储存、接收、再气化等全产业链成套技术。已建成黄冈120万吨/年LNG液化厂和唐山650万吨/年LNG接收站等项目，并掌握了单线液化能力350万吨/年多级单组分液化和550万吨/年双循环混合冷剂液化成套技术。
重大项目进展。 管道方面，2016年，公司肯尼亚成品油管线等项目建 成投产，中俄原油管道、陕京四线等工程按计划推进。2017年，中俄原油二线、庆铁三四线对调、鞍大线改造、陕京四线、中缅原油管道、中靖联络线、云南成品油管道等工程按期投产。储罐与LNG工程方面，2016年，俄罗斯亚马尔LNG 3个模块顺利装船，莫桑比克成品油库、晋城华港燃气LNG项目竣工投产，江苏、大连LNG二期一次开车成功。

业绩驱动因素。 我们认为，驱动公司管道及储运业绩增长的主要因素有：1）国家管道公司有望2019年成立，天然气管道建设或加速；2）我国储气库数量严重不足，将长期为公司带来储气库建设业务；3）国外油气田产能建设，需要配套油库和管线建设。

3.2 国家管道公司有望今年成立，天然气管道建设或加速

2019年2月18日，根据证券时报新闻，石油天然气管道公司组建方案已获批，并列入2019年国资委重点工作计划，有望于今年年内正式成立，最快有望在年中。
我国天然气管道现状。 根据《国内外油气行业发展报告（2017）》，2017年我国天然气长输管道建设持续推进，陕京四线投运，西二线西段竣工投产，全年建成干线管道里程3550公里。同时，两项国家重点天然气管道工程开工建设，一是中俄东线试验段二期建设，预计2019年10月北段投产，2020年全线贯通；二是潜江-韶关输气管道工程。截止2017年底，我国天然气长输管道总里程约7.4万公里。
中国石油天然气长输管线平均每年增加2500公里左右。 根据中石油2017年报，截止2017年末，公司天然气管道长度5.38万公里，占全国总里程的73%。2012-2017年，中石油管道总长度增加18806公里，其中天然气管道长度增加12839公里，占比68%，天然气管道长度平均每年增加2568公里。

中国石油管道资产详情。 2016年9月，国家能源局发布《关于做好油气管网设施开放相关信息公开工作的通知》，要求中石油、中石化、中海油及其下属油气管网设施运营企业披露油气管网设施开放相关信息。根据中石油管道信息公开情况，公司披露的8家管道公司的天然气长输管道总里程达到4.84万公里，占中石油天然气管道总里程的94%。对比2016-2017两年的数据，可以看到2017年的管线长度主要增长来自于北京管道公司（陕京四线）。到2017年底，公司8家天然气管道子公司合计天然气管道资产3263亿元，2017年天然气输送量2199亿方，收入619亿元。

中石油平均单位天然气长输管道固定资产为700万元/公里。 根据2017年信息披露相关数据，中国石油8家天然气管道子公司合计固定资产原值3341亿元，其中输气管线资产原值2695亿元，占比81%，其他资产主要是通用设备及设施、房屋及建筑物等，以2017年底管道总里程4.84万公里计算，平均单位天然气长输管道固定资产为700万元/公里左右。

其他公司管道资产。 根据中石化油气管网设施开放相关信息（2017版），公司主要的天然气管线有15条，总长度5610公里，设计输送能力为507亿方/年，占全国天然气管道总里程的8%左右。根据中海油气电集团的信息披露，公司下属8家子公司共有管线长度1702公里，占全国总里程的2.3%。
我国天然气管道建设目标。 根据2017年5月国家发改委、能源局下发的《中长期油气管网规划》，到2020年全国油气管网规模要达到16.9万公里，其中天然气管道长度要达到10.4万公里，以2017年底天然气管道长度7.7万公里计算，预计2018-2020年期间要新增2.7万公里（+35%）；到2025年，全国油气管道规模要达到24万公里，天然气管道长度16.3万公里。我们认为未来几年，随着天然气消费的持续增长，对天然气管道长度和运转效率提出更高的要求，预计天然气长输管道总里程会保持每年8000-9000公里的增长。如果以中石油平均单位天然气长输管道固定资产为700万元/公里左右进行估算，每年的8000-9000公里的增长意味着600亿左右资金投入。

3.3 中石油现有LNG接收站基本满足进口需求
天然气进口快速增长，LNG占比不断提升。 2018年我国天然气进口量为1256亿立方米，同比增长31.8%，其中LNG进口量为748亿立方米，管道气进口量为509亿立方米。近年来我国天然气进口量快速增长的同时，LNG进口占比不断提升，2015-2018我国LNG进口占比从44.3%提升至59.5%，我们认为未来仍有进一步提升空间。

中石油签订了1225万吨/年的LNG长协。 为保障LNG供应安全，同时降低气田开发风险，国际上LNG贸易基本上以长协为主，现货为辅。以2017年为例，我国LNG进口量量3826万吨（约509亿方），其中826万吨来自现货或短期合同，占比21.7%，其他均来自于LNG进口长协（SPA）。以现有签订的SPA来看，我国每年最大接货义务量高达5268万吨（约701亿立方米），其中中国石油有5个订单，合计合同量1225万吨/年。

中国石油现有2300万吨/年LNG接收站能力。 截止2018年底，我国共投运LNG接收站19座，总接收能力达到6945万吨/年，其中中国石油已建成河北唐山、江苏如东和辽宁大连3座LNG接收站，总接收能力达到2300万吨/年，占总接收能力的31.3%。公司在规划唐山、如东、辽宁接收站的远期目标都是规模在1000万吨/年以上，目前大连已建成1000万吨/年，如东和唐山均已建成650万吨/年，未来还有可能进一步建设。我们认为，中国石油现有2300万吨/年的LNG接收能力，近几年可以较好地满足公司LNG进口需求。

3.4 储气库建设加速，有望长期给公司带来订单
我国储气库建设严重滞后。 根据中石油新闻网，目前全球共有715座地下储气库，储气库资源主要集中在北美、独联体国家和欧洲地区。其中，北美占37%，欧洲占28%，独联体国家占30%。我国的储气库数量仅占全球份额的3.5%，2017年我国地下储气库工作气量仅占年消费量的4%，远远低于部分发达国家的水平。据中国石油规划总院预测，到2020年中国的天然气调峰需求约占年消费量的11%左右，而储气库作为最主要的调峰方式，储气调峰规模至少应达到10%以上，才能基本满足调峰及保供需求。从调峰需求来看，环渤海、中西部、西北、东北地区调峰需求最高，长三角及中南地区调峰需求中等，西南及东南地区调峰需求较小，我国未来储气库建设应逐渐摆脱那种单纯为某个干线配备储气库的模式，应通过各干线之间的联络线进行调峰。
中国石油是我国储气库建设的主体，未来建设将加速。 目前我国25座已建成的储气库中，其中24座建设运行主体是中国石油，总库容量404.8亿方，占总库容量的98.6%。根据华气能源猎头整理的规划/在建储气库情况，未来中石油还要建设11座储气库。根据中国石油新闻网消息，2019年1月，中国石油2019-2030年地下储气库建设规划部署安排会议在京召开。会上，中国石油天然气股份有限公司与各相关油气田企业签订储气库项目建设责任书，落实责任主体，明确至2030年，中国石油将扩容10座储气库（群），新建23座储气库。

3.5 原油储备库基地建设持续推进
原油储备一般要保障在90天左右。 国际能源署（IEA）要求成员国有90天石油储备，美国石油储备大约为9000万吨（储备期100天左右）。截止2017年底，我国原油战略储备期不到40天。

石油储备基地持续建设。 从2003年起我国开始筹建石油储备基地。国家发改委公布的规划计划用三个五年的时间完成三期共7000万立方米的战略储备。到2017年底已储备原油3800万吨左右。按照《国家石油储备中长期规划》，到2020年我国要形成100天石油净进口量的储备规模（约1.1亿吨）。

3.6 业务有望迎来较快增长
在国家整体规划下，未来几年我国油气管道投入有望实现较快增长，从而为公司管道和储运工程业务的发展创造良好的市场环境。我们预计
1） 管道方面，中油工程具备管径711毫米以上油气管道8000公里/年的施工能力，2017年参与中俄原油二线、庆铁三四线对调、鞍大线改造、陕京四线、中缅原油管道等国内主要大型管道工程建设，有望显著未来几年管道建设加速。如果以每年5000公里增长速度和700万元/公里的单位投资，预计可以给公司带来350亿左右的订单。
2） LNG工程方面，中国石油目前LNG进口长协量1225万吨，LNG接收站能力2300万吨，其中三大接收站（唐山、如东、大连LNG接收站 ） 均在2015年实现二期建设。我们认为，短期中石油进一步扩大LNG接收站规模的意愿可能不强，但在2016年，公司参与俄罗斯亚马尔LNG项目，完成晋城华港燃气LNG项目，在2018年新签总金额32亿的深圳液化天然气应急调峰站项目，短期仍会有LNG项目订单在手。
3） 储气库方面，中石油明确至2030年，将扩容10座储气库（群），新建23座储气库。中油工程2016年参与了新疆石油管理局呼图壁储气库工程，拥有国际先进的地下水封洞库、地下储气库设计技术，预计未来会持续获得储气库项目订单。
4） 成品油储罐方面，国家正在持续推进原油储备基地建设，截止2017年底，我国原油战略储备期不到40天，远低于国际能源署（IEA）90天储备期的要求。公司2016年参与舟山国家石油储备基地扩建项目，拥有15万方原油储罐设计施工技术，具有原油储罐2600万方/年和成品油储罐1600万方/年施工能力，未来几年也有望在此收益。

4. 炼化与化工工程：新建项目与升级改造并持

4.1 在手订单充裕
炼化及化工工程收入及毛利情况。 2017年，公司炼化及化工工程实现收入130.10亿元，同比增长27.3%，较2014年下降39.3%，毛利18.82亿元，同比增长60.9%，较2014年下降24.2%。2018年上半年，公司管道及储运工程实现收入52.70亿元，同比增长47.8%，毛利4.2亿元，同比下降23.4%。

技术实力。 公司拥有“千万吨炼油、百万吨乙烯”成套核心技术的自主知识产权，拥有45万吨合成氨、80万吨尿素成套技术，自主研发的延迟焦化、催化烟气脱硫脱硝、聚酯和橡胶等炼化工程技术达到国内领先水平，部分达到国际先进水平；“百万吨乙烯”的成功研发打破了国外对乙烯装置核心技术的垄断，多项技术填补了国内的空白，并列入国家支撑计划。乙烯制环氧乙烷/乙二醇成套技术，占据国内60%以上的市场份额。百万吨级PTA、丙烯酸及酯工艺成套技术打破国外技术垄断，整体达到国际领先水平；高端静设备设计制造国产化取得突破，已具备大型加氢反应器的制造能力。具备同时进行两个千万吨级炼油百万吨级乙烯的EPC总承包能力。
重点工程方面， 2016年，公司长庆石化、大庆炼化、乌石化等项目顺利投产，云南石化、锦州石化等项目实现中交，神华宁煤年产400万吨煤炭间接液化项目一次开车成功，阿尔及尔炼厂、华北石化千万吨炼油升级改造项目稳步推进。2017年，云南石化千万吨炼油等项目一次开车成功，华北石化、辽阳石化改造工程及一批烷基化项目有序推进，广东石化产品方案和工艺路线不断优化。

业绩驱动因素。 我们认为未来公司炼化及化工业务发展的驱动因素主要有：1）国内炼厂竞争加剧，倒逼产能大型化，国家建设7大石化产业园，促进新一批炼化项目建设；2）成品油升级促进现有炼厂升级改造；3）海外炼厂建 设。
4.2 七大石化产业基地推动新一轮石化项目建设
国内炼厂产能将进一步过剩。 截止2017年底，我国原油加工能力为7.72亿吨/年，其中中国石油原油加工能力2.02亿吨/年，占比26.1%，仅次于中国石化（33.7%）。根据搜狐援引《2018年国内外油气行业发展报告》称， 2019年全国原油一次加工能力将净增3200万吨/年，全国炼油总能力将达到8.63亿吨/年；过剩产能将升至约1.2亿吨/年，同比增长约三分之一。

重点建设七大石化产业基地，促进新一批石化项目建设。 2015年国家发改委发布《石化产业规划布局方案》，提出重点建设七大石化产业基地，包括大连长兴岛(西中岛)、河北曹妃甸、江苏连云港、上海漕泾、浙江宁波、广东惠州、福建古雷。七大基地全部投射沿海重点开发地区，瞄准现有三大石化集聚区，同时立足于海上能源资源进口的重要通道，上海高桥石化将向上海漕泾基地迁移，南京金陵石化将向连云港转移，而大连地区3000万吨/年炼油能力预计逐步向长兴岛基地集聚。

竞争加剧，结合国家战略，中石油建设大型炼厂。 国内炼厂产能过剩，竞争加剧，规模较小的炼厂将不具有竞争优势。近几年以恒力、浙石化为代表的民营企业涉足炼化行业，建设千万吨炼油项目，结合国家进行石化产业集聚战略安排，中国石油也在积极进行大型炼厂新建及改扩建项目，提高炼厂竞争力。2018年中，中石油华北石化千万吨炼油项目全面建成。2018年末，广东揭阳石化2000万吨炼化一体化项目建设正式启动。从规划项目来看，中国石油未来还有大连西中岛、庆阳石化等大炼化项目，还有可能参与到民营及合资炼厂建设中。

4.3 成品油升级带动炼厂烷基化改造
成品油进一步升级。 2018年底，发展改革委、公安部等七部门联合发文，2019年1月1日起，全国全面供应符合第六阶段强制性国家标准VIA车用汽油（含E10乙醇汽油）、VI车用柴油（含B5生物柴油），同时停止国内销售低于国VIA标准车用汽油（含E10乙醇汽油）、低于国VI标准车用柴油（含B5生物柴油）。国6A汽油标准较之前国5汽油，在烯烃含量、芳烃含量以及苯含量有更高的要求。

烷基化汽油优势明显。 烷基化汽油中不含烯烃、芳烃和苯，符合成品油升级的方向。欧美以及日本地区调和汽油的主要组分比例较为合理，欧洲地区汽油池中，催化汽油占比约40%，重整汽油占比约20%，烷基化油占比约16%，其它组分约20%左右，中国目前仅占比5-6%，我们认为，随着成品油质量进一步升级，未来我国建设更多的烷基化装置势在必行。

中国石油拥有唯一国产化烷基化技术。 根据流程工业，主流的烷基化技术包括鲁姆斯公司CDAlky工艺、杜邦公司STRATCO 工艺、KBR公司K-SAAT工艺、雅保公司AlkyClean工艺和中国石油复合离子液体烷基化工艺等，其中中国石油是国内唯一拥有国产化烷基化技术的公司。
在建烷基化项目超过860万吨/年，中油工程包揽集团13项烷基化项目。 根据搜狐网援引隆众资讯统计，2017-2020年拟在建烷基化装置约860万吨/年， 将在2018、2019年集中释放，且以主营炼厂为主。根据中国石油新闻中心消息，中油工程下属寰球工程公司包揽集团公司13项烷基化项目。
4.4 项目陆续竣工，公司该业务板块收入稳定增长
2018年上半年，公司炼油与化工工程业务新签合同额92.19亿元，下半年又签订了总金额103亿的广东揭阳石化2000万吨炼化一体化和31亿的南浦环保丙烷-聚丙烯酰胺产业链两个大型项目，结合国内烷基化装置建设改造和国外炼厂建设，我们认为公司炼化业务有望在近几年保持稳定增长。

5. 盈利预测
我们认为，从公司2017年及2018年前三季度业绩来看，公司收入端已有复苏迹象，利润端仍在蛰伏，主要原因是2017-2018年承接项目是在2015-2016年油价下跌或低位运行时期，客户支出意愿不强，公司无法要求更高毛利率。2017年油价趋势上涨，带动客户资本支出，公司毛利率有提升空间，从而反应在2019年及以后的利润端；从主要客户来看，中石油集团贡献收入占公司总收入的40%左右，占中国石油股份有限公司资本支出的13.6%左右，随着中石油资本支出的增加，也会给公司业绩带来驱动；从公司业务来看，公司不是简单的油服公司，而是跨越上中下游的工程服务公司，收入三足鼎立，利润端互有补充，周期性相对于单一业务的油服公司更弱，盈利更加稳定。
从公司各项业务来看，我们认为1）在油气田地面工程业务驱动因素为国内能源安全驱动上游增储上产；油价复苏后全球原油产量增加，产能建设；全球天然气消费增长带动天然气产能建设；2）管道及储运方面，受益于国内天然气消费增长，基建有望加速，其中管道建设和储气库建设有望给公司带来持续订单；国外天然气产能建设配套管线及储罐、出口设施也有望给公司带来巨额订单；3）炼化工程方面，国家推动7大石化产业基地建设，有望推动新一轮石化项目落地，炼油能力产能过剩带来的竞争加剧，推动中国石油新建、改扩建大型炼厂；成品油升级带动烷基化装置建设，公司下属寰球工程公司包揽集团公司13项烷基化项目。
根据我们测算，2018-2020年公司对应EPS分别为0.14、0.17和0.19元。首次覆盖给予“优于大市”投资评级。