2020年石化行业投资策略：油价不宜悲观，天然气将现变局
本文来自微信公众号“樨樨和她的油气小伙伴”，作者：张樨樨团队。
核心观点
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。
1.原油：供给刹车，价格中枢有望抬升
中性假设下2020年全球供需有望维持平衡格局。考虑到页岩油2019年产量增速前高后低趋势明显，原油市场供需情况大概率下半年好于上半年。预测2020年Brent均价65美金左右，前低后高。
2.天然气：气改推动十年之大变局
气改不同于电改，上游供气商的垄断性非常强，短期难形成多主体格局。中国石油剥离公用事业属性后，注重效益、资源换市场，是其必然选择。下游燃气公司马太效应已开启，有实力的公司通过“垂直一体化”或并购强者愈强，弱者被并购、被淘汰将越来越普遍。推荐中国石油股份（00857）、中油工程，并关注城市燃气龙头。
3.油服：2020年从复苏走向繁荣
油服是2019年石化行业最超预期的板块。中国七年行动计划推动海上和陆上页岩油气加大投入，拉动油服公司订单和使用率。油服使用率提升逻辑已经兑现，价格上涨尚未兑现。随着使用率进一步提升，和油价回升（我们预期），涨价逻辑在2020年有可能部分兑现。推荐中海油服（02883）、海油工程。
4.炼化板块，安全边际须求诸于内
三大民营炼化项目陆续进入投产后盈利验证期，在行业整体供需承压的情形下，均有望呈现出较好的盈利安全边际。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。推荐卫星石化、恒逸石化、桐昆股份、恒力石化、荣盛石化。
风险提示：原油价格2020年低于预期的风险；天然气市场化改革推进不及预期的风险；油服行业景气不及预期的风险；炼化盈利继续大幅下滑的风险。
1. 原油市场：2020年是分水岭？对主流预期的探讨
2019年回顾：2019年需求预期比年初大幅下调，供给端对油价形成一定撑，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原油期货比年初反弹17%。
市场对未来原油市场主流预期，以2020年为分水岭。2019下半年~2020年，美国页岩油增速仍然较快，且来自美国管道投产给国际市场带来压力。2021-2025美国产量增速放缓，长周期投资不足问题显现，以及OPEC财政平衡线对中高油价的要求下，国际市场重归紧平衡。
1.1. 变量一：美国页岩油产量增速是否会如期下滑？
主流预期：市场对美国页岩油的主流预期是到2020年下半年，产量增速下滑，2021年进一步放缓。根据EIA预测，2019年美国原油+NGL产量增速虽比2018年有所下滑，但仍在170万桶/天的高位。2020年增速将进一步下降至140万桶/天，具体呈现前高后低，到2020年底同比增速将降至50万桶/天。
影响页岩油生产商行为的因素仍然是盈利。页岩油盈利取决于以下三因素：
1）油价：油价与页岩油产量互相作用。且从2014年以来，每一次油价反转，页岩油开采活动的反馈速度更快。
2）井口成本：取决于资源和技术因素。2018年以来，页岩油的新资源发现、新技术应用降成本方面，已经几乎没有边际上的进步了。单井峰值产量已经见顶。
3）储运基础设施：根据RBN预测，美国二叠纪（Permian）管道外输能力到2020年就会明显超过产量。出口能力据估算有510万桶/天，相比2019年的270万桶/天的实际出口量仍有富余。储运设施趋于宽松，导致产地价格相比国际市场的折价已经跌至2美金左右。
“跑步机效应”下，页岩油老井衰减影响持续累加，支撑产量增长的难度越来越大。2019年10月，页岩七大产区的完井数量1373口。我们估算，为达到页岩油产量环比持平所需要的完井量约1282口。这两个数字已经比较接近。后续随着老井衰减的加剧，维持产量平稳所需的完井数量很有可能还要继续增加。
钻井下降、完井增长，带来的DUC消耗值得重视。2019年，页岩油公司资本开支计划同比-6%，计划产量增长+12%。这一正一负，差距就要来自于DUC（已钻未完井）消耗。自2019年5月DUC数据见顶以来，到10月份已经累计减少732口。按照当前消耗速度，到2020年底，DUC数量会下降到4500的历史低点附近。
我们对美国页岩油的看法与主流预期差异：展望2020年，尽管运输出口设施的完善对美国原油出口继续拉动，但考虑产地折价已经很小，储运设施对页岩油经济性进一步拉动已经有限。油价持续一年中低位运行、技术进步的停滞，加之2018~2019年打井高峰积累的老井进入快速衰减期，页岩油公司已经不得不通过消耗DUC维持产量。我们认为，页岩油2020年相比2019年仍有同比增长，但是环比下滑的时间点或早于主流预期。即使依靠DUC维持产量高位，也是对安全垫的损耗。2020年全年同比增幅或达不到主流预期的140万桶/天，按照我们预测增量仅有80万桶/天左右（包括NGL）。
1.2. 变量二：长周期产能投放是否已结束？
市场对于长周期产能投放高峰是否已过存疑。从2016年~2022年已经投产或拟投产的长周期项目来看（包括非OPEC国家的非页岩项目），2020年之后的确下一台阶，但并非断崖下跌。
未来3年和过去3年相比，新项目结构明显变化。2016~2019年，全球新项目除了巴西几乎都来自陆上，包括俄罗斯、加拿大、哈萨克斯坦等。2020~2022年，新项目包括巴西、挪威、圭亚那等大部分是海上项目。
我们对长周期项目的看法：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的断崖。近年新发现虽然少，但是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。
1.3. 变量三：沙特阿美IPO融资
市场有观点对沙特限产保价政策存在担心。毕竟历史上2015年曾经出现过担心的情况——沙特阿美为首的OPEC从“限产保价”转为“增产保份额”，导致油价在2015年二次探底。
尽管沙特原油产量已被美国和俄罗斯超越，但沙特阿美作为全球最大的国家石油公司，沙特王国作为OPEC的代表，仍然在原油市场扮演重要角色。沙特阿美正在进行首次公开募集资金，拟出售1.5%的股份筹集至多256亿美元。即估值1.7万亿美元左右，对应2019年上半年业绩PE为18倍。与五大国际石油公司相比基本合理。
沙特在支持沙特阿美上市融资方面可谓尽力。针对税收政策、分红政策做出了极大让步：1）所得税从85%下调至50%，天然气相关的所得税只有20%；2）资源税从20%/40%/50%下降到15%/40%/80%（油价70美金以下/70~100美金/100美金以上）；3）分红政策方面，计划2020~2024年每年分红750亿美金，且优先保证少数股东。
沙特政府倾力支撑沙特阿美上市，与其国内财政困境有关。尽管沙特在缩减国内开支方面做了些努力，其财政平衡油价从2014年的120美金/桶以上有所下降，至80~90美金/桶，但仍明显高于近年来实际油价运行区间。近年来沙特外汇储备持续消耗。根据IMF估算，中性油价情形（65美金/桶左右），沙特外储到2024年会下降到不足20个月以下；悲观情形（油价约50美金/桶），沙特外储到2024年就会降到5个月以下。
由此看来，此次沙特阿美融资的256亿美金，也只相当于把沙特的外储消耗时间延长了一个多月而已。后续如果油价持续低迷，沙特阿美很可能还要释放更多股权，但假如油价低迷沙特阿美的估值又会成为一个难题。
我们对沙特的看法：基于沙特的财政困境，以及其对沙特阿美上市融资的决心和努力，我们认为沙特凭借其在OPEC中的低位，维持联合减产的动力极强。沙特能够帮助原油市场度过2019~2020年相对宽松期的概率比较大。出现类似2015年沙特态度180度大转弯，导致原油市场黑天鹅的概率很小。
1.4. 供需平衡预测：Brent均价65美金左右，前低后高
主要假设：
1）美国页岩油：随着钻井数量持续下降，单井效率会小幅提升。但是到2020年中期，新井带来的产量增长就难以抵消老井衰减，产量开始出现环比回落。到2020年底，产量同比增速也会趋近于0。我们预测2020年，美国页岩油产量同比+60万桶/天，加上NGL的增长，总增量约80万桶/天，比2019年的总增量（预估160万桶/天）明显下降。
2）OPEC+减产情况：尽管近期OPEC达成了扩大减产的意向，我们谨慎假设，只有沙特在阿美上市背景下有动力继续加大减产幅度20万桶/天以外，其他主要国家包括俄罗斯、阿联酋、科威特等产量维持平稳。
3）被动减产国：伊朗2019年9月产量219万桶天，装船量180万桶天，考虑到浮仓已经新高，产量有可能再小幅下降至200万桶/天左右（同比-40万桶/天）。委内瑞拉形势更为严峻，美国制裁导致调和、炼厂关停，假设2020年产量下滑30万桶/天至54万桶/天的历史最低位。
4）长周期项目：2020年是长周期项目投产的低点。预计主要增长来自巴西+30~40万桶/天，欧洲北海油田挪威+30~40万桶/天。
5）需求端：根据IMF对2020年全球GDP增速预测3.6%，根据经验公式，原油消费增长约120万桶/天。
2. 天然气：国家管网公司成立后，天然气市场酝酿变局
“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。“电改”的最终落脚点是降低电价。为何“气改”却引发了提价？
对比天然气产业链和电力产业链，及定价机制改革带来的影响：
销售电价=上网电价+输配电价。1）上网电价环节，发电企业原本就是完全竞争市场。2）输配电环节，电网公司原来处于完全垄断地位，改革后对输配电价按照“成本+准许收益”重新核定。配电环节对社会资本有一定放开，允许一些新主体，主要是工业园区，进入配电领域。3）另外新增售电环节，相当于是电力市场的批发零售企业，根据制定的竞价机制，帮助上游发电企业和下游用电企业撮合交易。
销售气价=门站价+输配环节价差；门站价=发改委根据替代能源公式定价；井口价=门站价-管输费。天然气价格市场化改革落后于电力，还没有形成所谓的竞价机制，管道气价格仍然由发改委调价，冬季保供期企业在许可的范围内进行上浮。从产业链环节的竞争格局来看：1）供气环节，目前国内天然气生产和进口仍然垄断在三桶油（主要是中石油）手中。即使定价机制改革完成，垄断的供给格局在短期之内不会有实质变化。2）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，未来改部分资产将由国家管网公司承接。管输费按照“成本+准许收益”的重新核定已于2017年完成。3）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垄断格局不会明显变化。
“电改后”电价降在哪个环节？2015年电改以来到2018年，全国平均销售电价下降4.5分/度，其中2.7分/度来自上网电价，1.2分/度来自购销价差变化（主要是输配电价重新核定的下调），其余来自线损率变化。即，电改降价大部分来自发电企业降价。
反观气价“提”在哪个环节？2017冬季、2018冬季、2019冬季保供期，天然气门站价都有不同幅度上浮。以2019年冬季为例，工业气门站价上浮不超过20%，企业实际基本顶格上浮。管输费方面，成本核定2017年已经完成，下调了不到0.1元/方。2019年在长输管网管输费不变，城市燃气顺价通畅、价差基本不变的情况下，提价部分（20%约相当于0.4元/方）几乎全部对应石油公司实现价格的提升。
由此可以总结，“电改”降价，“气改”却提价的原因——供需关系和竞争格局差异。
1）供需关系：天然气过去两年都处于供需偏紧状态，尤其是17年冬季和18年冬季连续出现“气荒”和LNG大涨的情形。2019年随着天然气消费增速回落，供需略趋宽松，但是LNG终端和进口管道的使用率仍在历史高位。相比之下，电力市场供需长期处于非常宽松状态，从发电机组利用小时数即可看出。
2.2. 剥离公用事业属性后，中国石油如何应对？
中石油的天然气与管道板块，其中长输管网具有很强的自然垄断和公用事业属性，天然气销售则具有一定市场竞争属性。国家管网公司正式成立并完成资产交割之后，中国石油的公用事业属性剥离，有望更多从经济性角度出发，调整经营策略。
中国石油在2019年中报提出天然气产业链的经营策略：“整体效益最大化原则”，“确保国产气全产全销”，“调结构、增直供、强终端，加大线上交易力度”。总结着眼点主要
包括两方面：
1）价格手段：一是冬季门站价上浮。二是增加线上交易量，LNG和非常规气都是市场化定价，线上交易可不受门站价限制。三是调整供给结构，盈利的国产气实现全产全销，亏损的进口气可以调节进口节奏。
2）产业链延申则是公司面临管网剥离，对天然气业务长期发展的考量。中国石油控股子公司昆仑能源2019年10月公告收购其旗下17家项目公司股权。“资源换市场”或成未来趋势。
2.3. 下游燃气企业马太效应开启
国家管网公司的成立将会给下游燃气公司带来一定的机遇与挑战：1）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；2）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，涨价很大程度上也可以进行顺价，而议价能力较弱的公司，或将独立承担涨价的负面影响。
因此，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”或并购的方式越来越强，而实力弱的公司则将面临更大压力，甚至被并购的命运。城市燃气公司快速的头部集中，有望在3年后成长出一批真正有规模、且对上游有一定议价能力的燃气公司。
3. 油服：海上、页岩两大亮点
3.1. 全球资本开支整体性复苏
2019年，全球原油资本开支将继续小幅增长6%，增速基本持平。2019年全球油气资本开支有两个亮点：一是NOC，二是海上。
NOC：中国石油、中国石化2019年勘探开发分别计划增加资本开支16%、41%左右。中国不是个例。巴西国家石油公司计划19-23年均138亿美金资本开支，比2018年的115亿增幅20%。墨西哥国际石油公司计划2019年资本开支增加41%。NOC资本开支普遍增加的现象，可以理解为前期资本开支不足带来储量下降，之后的自我调整。
海上：2017年以来海上项目获批量出现增长趋势，但出现两大特征——低成本和短期化。中海油上游成本从2014年的42美金/桶下降到2018年约30美金/桶，资本开支连续低于年初规划，也与压缩单位资本开支、压油服价格有关。壳牌在墨西哥的Vito油田项目盈亏平衡点降到了35美金/桶，而且建设期短至3年。
2019年三桶油资本开支均有不同程度的增长，并且随着国内“7年行动计划”的逐步落实，未来三桶油的资本开支预计还将继续保持增长趋势。
我们认为，上游长周期投资信心修复，油服处于复苏初期。
尽管油公司仍然偏好短期资本开支，但2019年资本开支增长点已经出现一定积极变化——从投资周期在1年之内页岩油气，逐渐转向投资周期在3年左右的常规项目。这一转变并非完全出于油价考虑，也出于对自身资产储量寿命的考虑。未来油公司的风险偏好的进一步上升，愿意花更多钱在风险勘探和早期项目上，或许需要油价再上一台阶且维持较长时间，来支撑油公司的投资信心。
3.2. 海上油服：工作量已明显回升，涨价值得期待
3.2.1. 海上油气成本下降，支撑资本开支持续增长
2019年全球油气资本开支结构发生了重要变化，不同于2018年页岩油占据了全部资本开支增量，2019年的增长点主要是常规项目，尤其是海上项目，自2015年以来，海上资本开支首度获得正增长。
过去4年海上油气项目的盈亏平衡点下降了30~40%，为资本开支的持续增长奠定了良好基础。海上油气不再是传统理解的高成本项目，即使在中等油价下，也能获得良好的投资回报率。以中海油、Equinor、Petrobras为例，2017年Brent均价54美金/桶，三家公司已经回到盈亏平衡线上方；2018年Brent均价71美金/桶，几家公司ROE已经达到13%，回到了2012~2014年油价100美金/桶以上时期的水平。
3.2.2. 海上钻井市场逐步回暖，使用率回升，日费增长可期
3.2.3. 海工公司订单增长，进入业绩释放期
3.3.1. 页岩气：成本下降、经济性良好，支撑扩大投资
我国页岩气产量持续增长，2018年页岩气产量为109亿方，累积完成页岩气钻井898口，探明储量1.05万亿立方米。未来页岩气将受到越来越多的重视，根据《页岩气发展规划（2016-2020年）》，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800-1000亿立方米。
3.3.2. 页岩油：国内从无到有，或将复制2011年以来页岩气对油服拉动
据IEA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，全球排第三位，是未来重要的战略性接替资源。在国家能源局今年召开的“大力提升油气勘探开发力度工作”座谈会上，中国页岩油开发前景被列为重要议程。
中石油：中国石油在渤海湾盆地、松辽盆地、鄂尔多斯、准噶尔等大型沉积盆地开展先导试验，加大风险勘探投入，把页岩油列为四大勘探领域方向之一，将大港油田、新疆油田、吐哈油田和长庆油田列为页岩油开发重要示范区。目前，大港油田页岩油水平井官东1701H井、官东1702H井已自喷超260天，原油日产稳定在20-30立方米，官东地区已形成亿吨级增储战场；新疆油田下的吉木萨尔页岩油油田进入开发建设阶段，计划2020年6月30日建成投产，一期投产100万吨。
中石化：2018年，中石化提出了“加强致密油和陆相页岩油探索，强化地质工程一体化攻关，力争取得商业突破”的总体部署。胜利油田提出了页岩油勘探开发“两个三年”的工作目标，即“第一个三年，2020年页岩油勘探开发先导试验取得成功；第二个三年，2023年页岩油形成商业开发规模”。
上一轮我国页岩气的大发展始于2011年，国家能源局提出页岩气“十二五”规划，并且2013年将页岩去开发纳入国家战略新兴产业。虽然我国页岩气较晚，但由于受到越来越多政策支持，发展速度越来越快，带动国内公司如杰瑞股份、安东油田服务、宏华集团的快速发展。随着国家的逐步重视，页岩油的发展有望复制页岩气的发展路径，民营陆上油服有望迎来新一轮发展机遇。
目前国内市场上已推出电驱压裂设备的公司有三家：宏华集团、杰瑞股份、石化机械。
宏华集团：自2012年起，公司就推出页岩气开发整体解决方案及配套设备，2013年该技术在美国实现首次应用，也是我国首个成功工业应用并实现销售的电动压裂系统。目前已发展第三代产品，其中全电驱压裂泵核心技术实现完全自主知识产权，摆脱了我国传统压裂车几大关键部件依赖进口的被动局面，该套方案还拥有目前全球最大单机功率的电动数控变频压裂系统——6000HP电动压裂系统。
4. 炼化：安全边际求诸于内
4.1. 大炼化安全边际来自规模和加工深度
炼化行业属典型的大进大出项目，加工规模可以保障成本优势，尼尔森复杂系数代表加工深度，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，也是大炼化在行业下行周期安全边际所在。
我国炼油主体包括中国石化、中国石油、中海油、中化、中化工集团等央企，延长石油等地方性国企、山东地区地方性炼油企业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，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2000万吨/年原油加工能力，在规模上远超延长石油、中化工下属炼厂。
复杂系数方面，大连恒力、舟山浙石化分别为13.9/11.9，中石化炼厂平均尼尔森系数为10.5，中石油炼厂为9.8，地炼为6.5（隆众资讯）。在加工深度上，新建一体化项目也有显著优势
民营大炼化盈利水平明显领先国有企业。2013~2014年因成品油定价机制改革还没调整完成，不太具有代表性。2015年以后数据基本可以反映出，民营企业大炼化比国企的优势400~500元/吨EBIT。
安全边际估算：按照2019年上半年的盈利差距，假定国企单位炼化板块盈亏平衡（即EBIT降低到0的情况），浙石化（含乙烯）、恒力（不含乙烯）、恒逸文莱项目盈利底线分别在110亿、57亿、33亿。
4.2. 烯烃成本优势来自原料路线
4.2.1. 路线优势：乙烷裂解成本优势明显，历史盈利均值3000元以上
到2020年，国内乙烯产能来源将包含：乙烷裂解、丙烷裂解、CTO、石脑油裂解和MTO五种工艺路线，而乙烷裂解由于其原料成本低、乙烯收率高等优势，位于各工艺路线乙烯成本曲线的最左端。
乙烷裂解历史盈利最优。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。当前时点，乙烷裂解盈利2300元/吨。总的来看，乙烷裂解历史盈利基本在3000元/吨以上。
4.2.2. PDH：轻质化路线优势提供盈利安全边际
到2020年，国内PDH总产能超过800万吨，占丙烯总产能的18.2%，PDH成为仅次于石脑油路线的第二大丙烯原料来源。和乙烷裂解不同，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，直到这一轮周期，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。
2014-2018年，CTO一直处在丙烯成本曲线的最左端，其次才是PDH，即PDH相对石脑油和MTO有成本优势，但对CTO却无成本优势。2019年以来，PDH相对CTO成本优势开始显现。
未来PDH盈利展望：中性情形下，丙烯按照MTO现金成本，PDH盈利在900元/吨左右。（根据2019年1~11月数据）。
5. 投资观点及重点公司推荐
展望2020年，一是不宜继续悲观；二是要关注市场酝酿的重要变化。
1、原油方面，三方供给刹车，价格中枢有望抬升。对2020年供给端三个关键判断：1）美国页岩油产量增速可能明显低于主流预期；2）长周期产能投放不会断崖，但2020年是相对低点；3）沙特阿美IPO融资关键期，沙特限产会维持甚至加大执行力度。中性假设下2020年全球供需有望维持平衡格局。考虑到页岩油2019年产量增速前高后低趋势明显，原油市场供需情况大概率下半年好于上半年。预测2020年Brent均价65美金左右，前低后高。
2、天然气市场，以管网公司成立为标志性事件，有望出现十年以来最大变局。气改不同于电改，上游供气商的垄断性非常强，短期难形成多主体格局。中国石油剥离公用事业属性后，注重效益、资源换市场，是其必然选择。下游燃气公司马太效应已开启，有实力的公司通过“垂直一体化”或并购强者愈强，弱者被并购、被淘汰的现像将越来越普遍。推荐中国石油股份（H）、中油工程。
3、油服2020年从复苏走向繁荣。油服是2019年石化行业最超预期的板块，中国七年行动计划推动海上和陆上页岩油气加大投入，拉动油服公司订单和使用率。海上油服，随着使用率进一步提升，和油价回升（我们预期），涨价逻辑在2020年有可能部分兑现。陆上油服，中国页岩油刚起步，有望复制2011年以来页岩气对民营陆上油服的拉动。推荐中海油服、海油工程。
6. 风险提示
1.原油价格2020年低于预期的风险。
1）美国页岩油因新发现或意外技术进步，产量增速超出预期，或因DUC超预期消耗导致产量超出预期；
2）OPEC减产不及预期，甚至沙特对石油市场政策出现反向的可能性；
3）宏观经济弱于预期，导致IMF对2020年全球GDP的预测达不到的可能性；
4）电动车快速推广，导致原油在一次能源中消耗比例下降的可能性。
2.天然气市场化改革推进不及预期的风险。
1）天然气市场化后，由于上游气源集中，气源涨价影响消费增速的风险，以及对城市燃气公司的负面影响；
2）管网公司成立后，与三桶油做资产置换过程中，定价过低的风险。
3.油服行业景气不及预期的风险
1）海上油服使用率提升后，因国际市场宽松，无法拉动作业价格或合同毛利率提升的风险；
2）陆上页岩油勘探成果不及预期的风险。
4.炼化盈利继续大幅下滑的风险
1）尽管我们认为2019年炼化行业盈利下滑后，目前已经处于相对低位。但是不能完全排除成品油、纺织品需求进一步走弱，或者新项目投产快于预期，给大炼化供需带来进一步压力的可能性。
2）轻烃路线制烯烃的向下风险较小，但也不能排除上游轻烃价格受美国页岩生产及储运变化而出现上涨，进而给轻烃路线盈利造成短期压力的可能性。
（编辑：张金亮）
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