本文来自微信公众号“樨樨和她的油气小伙伴”，作者是天风证券张樨樨团队。
1.观点聚焦
一、2019上半年回顾：油价反弹，炼化利润受挤压
2019年上半年，原油反弹，布伦特和WTI分别比去年底反弹23%、27%。然而主要成品油和主要化工品价格表现较弱，大部分下跌，尤其是乙烯跌幅大。一体化和炼化上市公司盈利水平以ROE衡量，Q1虽环比18Q4好转（因18Q4跌价损失影响大），但相比18Q3的高点已经有所下行。
二、展望下半年：
1.原油市场，OPEC撑价，但消费端承受能力弱。下半年预计中枢值预计仍在55~60美金/桶之间。从需求季节性和管道因素，我们认为Q3偏弱，Q4有望回升。油价（代表供给支撑）和炼油盈利（代表需求压力）之间的博弈还将继续。OPEC对库存和价格的滞后反应，可能使波动然较强。
2.炼化方面，需求疲弱，供给端余威尚在。行业景气周期趋势较弱，但阶段性反弹行情或时而出现。而未来2年，民营炼化要比拼的是综合实力，包括产品链结构、成本控制以及财务税收结构等。
3.油服板块持续复苏。国际需求复苏以及国内要求加大勘探开发力度，带动行业景气持续复苏。国内钻井压裂使用率也达到较高水平，价格和毛利率也比去年有所上浮。
三、投资方面：
在“价值”和“趋势”的考量上，炼化板块和油服板块都需要权衡。在标的的选择上，宜优中选优。关注：1）炼化板块的超跌反弹机会，推荐恒逸石化、荣盛石化、恒力股份、卫星石化。2）油服板块的低估值修复机会，推荐海油工程、中海油服、中油工程。3）中国石化超跌和高分红率价值，以及中国石油股份（H）管网拆分落地后的投资机会。
风险提示：宏观经济不及预期，或OPEC减产力度低等原因，致国际油价再度大跌风险；聚酯、烯烃产业链利润整体下滑风险；天然气消费增速继续下降风险；管网独立对两油影响较大的风险等。
2.油价：OPEC减产支撑，裂解价差施压
2.1.需求预计Q3低Q4高
三大机构（IEA、EIA、OPEC）持续下调。6月份，IEA继续下调全年需求预期至120万桶/天。
Q1全球原油需求实际增25万桶/天，2014年以来最低增速，Q2根据IEA预测增速恢复到120万桶/天。Q3，美国炼厂检修，以及沙特直接燃烧减少，季节性需求偏弱。Q4，IMO2020将拉动成品油需求，并考虑到去年同期低基数，预计同比增速恢复。
2.2.OPEC的行为模式：对供需变化的对冲具有滞后性
回顾OPEC从2016年底达成减产协议之后的行为模式，可以看作“对库存变化（以及油价波动）的滞后响应”。2018年以来大致分为以下阶段：
1）2018年1~4月，减产持续加深导致库存下降，OECD库存下降到5年均值以下。
2）2018年5~10月，库存持续较低，市场呈现供给偏紧格局，油价已经处于高位，川普开始密集推特喊话对沙特施压。OPEC减产执行开始放松，减产量回到当初指定的基准。
3）2018年11~2019年5月，库存累加并回升到5年均值上方。油价暴跌之后，12月“OPEC+”开会重新制定减产计划（该计划适用新基准，实际上比2016年底版本幅度更大）。执行幅度也一直在加深，到5月份执行幅度已经达到133%。
OPEC对减产态度仍较强势，在7月初的会议上决定延长减产。6~7月，进入传统消费旺季，如果库存下行到均值下方，OPEC减产力度不排除出现反复的可能性。
2.3. 时间上的矛盾：将由裂解价差抚平
布油近月67美金，远月62美金左右（6月28日）。合理的回归方式应该是，通过炼油利润的压缩，对近月施加压力，最终回归远月升水。
新加坡市场成品油裂解价差Q2平均4.2美金/桶（Q1为4.8美金/桶），6月末跌至0.8美金/桶 。而亚太即使是最好的炼厂，也要3~4美金的裂解价差，才能盈亏平衡。经济性问题引发的炼厂主动减产在Q3大概率增加。
2.4. 空间上的矛盾：美国管道将打通两个市场
2019年三季度Cactus II项目部分管道将投入使用，EPIC的项目初期也会增加40万桶/天管输能力（完整项目将于2020年一季度投产），Gray Oak预计在四季度项目投产。这些管道项目将带来大约2百万桶/天的管输能力。当所有项目都投产之后，二叠纪总输送能力将达到6百万桶/天，相比RBN对原油产量预测，大约高出1百万桶/天。
美国页岩油产地价格（Midland）和出口地价格（LLS）之间的价差，从最高点的24美金/桶，已经回落7美金/桶，下半年有望继续回落到0附近。
总结：我们在2019年度策略中给出原油价格预测，WTI55美金/桶。上半年实际平均57美金/桶，下半年预计中枢值预计仍在55~60美金/桶之间。需求季节性和管道因素两个方面，我们认为Q3偏弱，Q4有望回升。油价（代表供给支撑）和炼油盈利（代表需求压力）之间的博弈还将继续。OPEC对库存和价格的滞后反应，可能使波动然较强。
3.炼化：供需压力渐显，从综合优势看护城河
3.1. 供需压力初步显现
成品油消费降速，供给压力开始显现。成品油方面，预计2019/2020年，国内原油加工能力增速3.3%/5.0%，投产主体以民营企业为主，民营炼化成品油无加油站配套、也暂时没有取得出口资质，对国内存量油品市场冲击较大。而成品油需求方面，2019年1-4月国内成品油表观消费量同比-0.3%，其中汽油柴油分别+3.6%、-5.9%。
聚酯产业链，PX供给压力最大，19年PTA供给压力不大，20年开始加剧，涤纶供给相对温和。PX方面，2019-2020年PX新增供给高达940、665万吨，除恒力、浙石化等民营大炼化PX装置投产外，还包括地炼投资主体。PTA方面，2019年新产能以老装置复产为主，2020年PTA盈利新一轮投产高峰，2020年新增PTA产能或将达到1000万吨/年。涤纶方面，产能扩张集中于龙头企业， 2019-2020年涤纶产能增速8.4%/7.5%，扩张较为有序。
烯烃供给压力亦较大。乙烯2019-2020年，产能增速分别为11.5%和22.7%（考虑经济性导致项目推迟的可能性，实际可能低于此数据），新增产能CTO/MTO装置较多。丙烯2019-2020年，产能增速分别为10.3%和7.4%，新增产能主要来自PDH。丁二烯行业整体产能过剩，2019-2020仍有新增产能出现，预计产能增速分别为2.7%和6.8%，新增产能主要来自炼化一体化装置。
丙烯酸2019-2020年产能增速分别为5.2%和9.8%，2020年国内丙烯酸有效产能将达到326万吨。
丁酮方面，供给端，2019-2020年无新增产能。需求端，2018年受日本丁酮装置爆炸影响，国内丁酮出口大幅增长，预计2019-2020年这种偶然性因素很难再出现，出口增速将回落到正常水平，再加上国内汽车需求偏弱，丁酮行业可能维持低位平稳。
3.2. 盈利：聚酯上半年仍较好，成品油、烯烃下滑明显
美国与国内成品油裂解价差分化，国内成品油效益下滑。国际裂解价差方面，美国市场优于新加坡市场。美国市场18Q4裂解价差有所下滑，19年以来逐步修复，6月底裂解价差修复至17美元/桶；新加坡裂解价差19年以来一路走低，19年1月裂解价差最高达到12美元/桶，6月底已不到1美元/桶。
国内市场主营裂解价差和华北汽柴油裂解价差在19年2季度均显著收窄，达到了17年以来最低水平。开工率方面，地炼开工灵活是其最大竞争优势，效益好则提升负荷，效益差则降低开工，19年以来地炼开工率一路走低，炼化行业高景气不再。
聚酯方面，上半年PX盈利收窄，PTA/涤纶效益良好。2019年上半年PX效益前高后低，19Q1“PX-石脑油”单位利润高达1467元/吨，而最新利润仅为302元/吨；PTA19年以来一直保持着较好效益，最新利润高达624元/吨；涤纶利润也一直处于较好区间（5月下旬除外），POY/FDY/DTY单位利润分别为376/399/290元/吨。（截止6月29日）
烯烃盈利趋势整体下行。乙烯方面，2019年上半年，石脑油、乙烷裂解、MTO路线利润分别为996、2693、602元/吨，较2018年全年均大幅下降。丙烯方面，2019年上半年，石脑油、PDH、MTO路线利润分别为424、1035、26元/吨。丁二烯方面，2019年上半年，碳四抽提、氧化脱氢分别盈利1278、 -495元/吨。同乙烯类似，丙烯和丁二烯盈利均较2018年大幅下降。
丙烯酸今年盈利大概率好于去年。2019年上半年，丙烯酸-丙烯单吨利润975元/吨，远高于2018年的565元/吨。2019年丙烯酸下游需求较2018年并未有大的改善，但今年盈利大概率好于去年，这主要受益于原料端丙烯价格骤降带来的边际改善。
丁酮盈利表现弱于2018年。2019年上半年，丁酮单吨盈利877元/吨，低于2018年平均水平。在行业缺乏国内需求和出口拉动的情况下，丁酮2019年盈利表现将弱于2018年。
3.3. 炼化竞争优势比拼
根据Energy Aspect，2012-2015年间全球炼油产能净增长达到336.8万桶/日，而2018-2020年间全球炼油能力净增长达到636.1万桶/日，扩张强度远远高于上一轮周期，预计本轮炼化供需矛盾应该比2012-2015年更为严苛。
分析各炼化公司在未来比拼中的竞争力，我们选取全球各个区域市场最具竞争力的炼化企业，包括：美国的Phillips66（PSX）、瓦莱罗（VLO）、马拉松石油（MPC）；印度Reliance；韩国S-oil；中国台湾的台塑石化、中国的恒力石化、荣盛石化、恒逸石化、上海石化，具体如下：
3.3.1. 规模优势：民营炼化优势显著
加工能力方面，恒力、浙石化一期都达到2000万吨/年原油处理能力，恒逸文莱项目一期规模为800万吨。
我国炼厂规模呈现结构性分化，单体炼厂规模偏小，民营炼化项目在规模方面显著优于存量炼化企业。
PX装置为例，截止2017年底我国国内存量PX装置供26套，其中规模最大为160万吨/年（宁波中金），平均规模64万吨/年，而韩国PX装置平均规模66万吨/年，日本装置平均规模仅为32万吨/年。恒力、浙石化、盛虹炼化单套PX装置200万吨以上，无论与国内存量PX装置，还是与日韩PX装置相比规模优势都非常明显。
3.3.2. 路线：高复杂系数、PX长流程、下游产业链优势
1）高复杂系数：
复杂系数是炼厂加工深度的衡量指标，对投资强度也有影响。炼厂的尼尔森复杂系数（Nelson Complexity）越高，代表着：1）可以通过加工重质原油，以及产出高附加值产品，获取更好的裂解价差；2）同时项目的单位投资和折旧也越高。
据各公司年报披露，瓦莱罗、Phillips66、Reliance、上海石化尼尔森系数分别为11.4/11.3/12.7/9.4。民营大炼化，据环评文件，恒力石化、浙石化尼尔森系数分别为13.2/12.0，具有较强的竞争力。
2）多产PX，且长流程具有优势
我们测算，在MX现金流平衡的时候，大炼化合理利润500-600元/吨。油价极低情形下，大炼化优势是明显的；油价正常情形下，（石脑油-原油）与（MX-石脑油）仍由各自环节供需决定。从历史看，大炼化PX环节取得500~1000元/吨的利润是合理的。
3.3.3. 成品油市场：区域供需和裂解价差与炼厂桶油利润相关，炼厂个体差异同样重要
Phillips66、瓦莱罗、马拉松石油主要市场为美国本土，Reliance主要市场为印度，S-oil主要市场为韩国国内，而台塑石化和恒逸文莱项目对应目标市场为东南亚地区，国内的浙石化项目、恒力炼化项目在拿到出口配额之前，在国内市场销售。
1） 区域供需
全球市场，美国、韩国、印度成品油市场为成品油流出地。东南亚地区成品油消费量5763千桶/日，产量仅3859万桶/日，该区域成品油存在较大缺口。
国内市场方面，重点关注浙石化和恒力炼化所对应的浙江和辽宁市场。据国家统计局，浙江省内2016年成品油消费量1679万吨，而省内产量938万吨，省内成品油供给不足，需要从外省调运；而辽宁省内成品油消费量为1795万吨，而省内产量3256万吨，这是由于辽宁省内有大量的中石油系的炼厂，合计约8000万吨原油一次处理能力。在油品销售的竞争格局上，地处发达的长三角地区的浙石化更有优势。
2）区域开工率比较
全球范围来看，2019年6月全球炼厂平均开工率81%，同期中国炼厂开工率76.5%，美国炼厂开工率高达94%，亚太地区炼厂开工率80%。美国炼厂开工率最高，原因在于北美地区原油较其他地区折价高达6-10美元/桶，尽管美国成品油市场供需过剩，美国炼厂凭借可加工低价原油依然具有竞争优势。
3）区域市场裂解价差及上市公司炼化板块盈利分析
据Reuters，18/19年美国炼油利润分别为12.8/13.6美元/桶，欧洲炼油分别为6.3/5.6美元/桶，新加坡炼油利润分别为7.2/4.9美元/桶，Reliance炼油利润分别为11.6/9.2美元/桶。
上市公司之间的盈利差异（以单桶EBITDA为标准），除了体现区域市场裂解价差的差异之外，还有以下因素：A）上下游产业链配套，如在美国市场，Phillips66和马拉松配套中游储运以及下游销售终端，因此盈利好于不具配套优势的瓦莱罗。B）加工深度即复杂系数，Reliance的复杂系数高于其他几家，因此可以获得更好的裂解价差。C）成本控制因素，个体差异明显，下部分讨论。
3.3.4. 成本控制：操作费用有优势，财务费用、折旧成本有劣势
1） 操作费用有优势
炼化公司操作费用（operating expense）包括能物耗、直接人工、销售费用、行政费用、研发费用等。通常来讲，人工成本较贵的国家，操作费用相对高。但上海石化单吨操作费用202元/吨，与海外巨头横向比较也属于较高水平，原因在国企员工数量庞大。
对比民营大炼化和上海石化：上海石化成品油可依托中石化强大的销售渠道，销售费用率较低。浙石化、恒力炼化由于缺乏成品油销售渠道且国内油品市场面临过剩，在销售费用上将高于上石化。直接人工和行政费用方面，民营炼化优势明显，据隆众资讯，浙石化、恒力炼化2000万吨/年炼化项目定员3000人上下，仅为上石化在职人数1/3。
上海石化2018年报，单吨销售费用34元/吨，单吨管理费用167元/吨，假设浙石化、恒力炼化、恒逸文莱单吨销售费用较上石化高30%，单吨管理费用和直接人工为上石化1/3（主要考虑员工人数），估算浙石化、恒力炼化、恒逸文莱单吨操作费用100元/吨，低于北美地区的PSX和VLO，低于亚太地区的S-oil，略高于台塑石化。
2） 财务费用有劣势
Phillips66、瓦莱罗、马拉松石油、Reliance、台塑、S-oil、上海石化7家公司过去5年平均单吨财务费用分别为15/28/36/55/11/-8/1元/吨，具有竞争力的炼厂是现金牛企业，普遍负债很轻，单吨财务费用较低，甚至为负。展望民营大炼化项目财务费用，浙石化一期、恒力炼化、恒逸文莱投资额分别为901/562/235亿，假设投资额的70%来自于银行借款，以现有的利率成本（4.9%）*项目预计借款估算，浙石化一期、恒力炼化、恒逸文莱单吨财务费用分别为155/96/101元/吨，与成熟炼厂相比处于劣势。
3） 折旧摊销成本相对劣势
Phillips66、瓦莱罗、马拉松石油、台塑、S-oil、上海石化过去5年平均折旧摊销分别为52/121/143/181/51/109元/吨。上海石化的吨折旧摊销从2013年后稳步下降，随着后面的几个较大投资完成计提折旧，吨折旧摊销还将进一步下降，其在这方面的成本优势还将进一步扩大。
展望民营炼化项目投产后的折旧摊销，浙石化、恒力石化、恒逸文莱项目总投资分别为901/562/235亿（浙石化901亿元包括乙烯，扣除210亿乙烯投资），按15年计算折旧估算浙石化、恒力石化、恒逸文莱单吨折旧摊销分别为230/187/196元/吨，较成熟炼厂折旧摊销高。
单位DDA高来自两个方面：1）尼尔森系数较高，这将对应更好的加工价差，可以抵消掉一部分单位DDA高的影响；2）新装置尚未经过折旧账面净值较高，而上海石化作为经过多期扩建改造的老装置，折旧已经逐年下降。
3.3.5. 综合比较
炼化行业具有后发优势。我国民营大炼化在产业链布局一体化优势显著；单体规模上不及Reliance，明显优于北美炼厂和国内其他炼厂；在加工深度方面与国际巨头相比同样具有优势；操作费用方面也处于领先水平。但其在财务费用、折旧成本较成熟同行相比处于劣势。另外成品油销售若局限于偏过剩的国内市场，存在一定压力，亟待突破。
4.油服：持续复苏，量价弹性有望体现
4.1.国际持续温和复苏
2014到2018年，全球油气资本开支下降了49%，而油气产量增长了11%。2019年全球油气资本开支预计接近5000亿美金，比2014年的历史高峰低了3000亿美金。整个产业链花了更少的钱，办了更多的事，这要“归功”页岩油使资本开支短期化。
但是页岩油的开发存在跑步机效应。2018年，页岩油钻井中有54%用来抵消老井衰减的影响。到2021年，这个比例会上升到75%。除此之外，母子井的影响、甜点区域的消耗、以及水平段长度和压裂砂使用量逐渐到了瓶颈，单井产量也面临挑战。很可能在2020年以后，原油市场需要更多常规产量增长来补充。
2019年，全球原油资本开支将继续小幅增长5%，增速基本持平。与2018年页岩油支撑开支增长不同，2019年常规油气资本开支支撑了增长，主要来自中东天然气和南美海上项目。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48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。
4.2. 国内再现“石油大会战”
2019年5月，国家能源局组织召开大力提升油气勘探开发力度工作推进会，明确要求石油企业不折不扣完成2019-2025七年行动方案工作要求。石油行业高质量发展现阶段已经上升至国家能源安全的长效需求。“三桶油”今纷纷响应：
中国海油已经编制了强化国内勘探开发“七年行动计划”，到2025年，公司勘探工作量和探明储量要翻一番。
中国石油积极组织编制完成了《2019—2025年国内勘探与生产加快发展规划方案》，进一步加大中国石油风险勘探投资，2019-2025年每年安排50亿元，是目前年度投资的5倍。
中国石化表示举上游全局之力，全力实施好“大力提升油气勘探开发力度七年行动计划”，全面完成稳油增气降本目标任务。
2019年中海油、中石油、中石化上游资本支出目标分别为700-800亿、2282亿、596亿，相比18年分别增加13%~29%、16%、41%。2019Q1中海油和中石化上游资本支出为141亿、56亿，均未达到目标的1/4水平，而中石油一季度整体资本性支出仅增长3%，因此若要完成目标，上游资本开支必然提速。
4.3. 油服公司比较：重资产油服公司在景气回升期弹性更明显
油服公司按资产结构及其对业绩弹性，可以分为轻资产型和重资产型公司。重资产型公司在景气下行和低迷期，业绩表现会比较差；而在景气回升期，弹性会更明显。
把国内几家主要的油服公司，从资产结构、成本结构角度，从“轻”到“重”做个排序。虽然样本有限，但是可以看出大体规律：设备公司（杰瑞股份、石化机械）最“轻”、工程公司（中油工程、海油工程）其次、技术服务公司（华油能源、安东油田服务）再次、设备服务公司（石化油服、中曼石油、中海油服）最“重”。
上一轮周期很多油服公司受过严重伤害，当时一些油服公司购置新设备、大量招聘员工，之后2014年底到2015年油价暴跌之后，这些设备和员工成为了巨大的负担。痛苦的记忆直接导致了，面对这一轮需求复苏，油服公司资本开支回升的意愿并不强。以最为重资产的两家——中海油服、石化油服举例，2017年相比前期高点资本开支下降73%和86%，而2019年规划的资本开支仅恢复到历史高点的1/3左右。
还有一个新趋势——设备租赁，目的是轻资产化。石化油服与太平石化金融租赁签订了10亿元的融资租赁业务，这10个亿在资产负债表上就从固定资产变成了负债。
少做资本开支，那么应对市场需求增长，必然要增加分包和经营租赁。中海油服2018年各业务板块成本中，分包和经营租赁比例都有所上升。石化油服也是如此。
5. 天然气：消费增速回落，管网独立利好气源多元化
5.1. 多种压力导致天然气消费增速回落
“煤改气”的拉动作用减弱。国家能源局在《关于解决“煤改气”“煤改电”等清洁供暖推进过程中有关问题的通知》提出，“以运行成本最低为原则确定各地区清洁供暖路线，城镇地区重点发展清洁燃煤集中供暖，农村地区重点发展生物质能供暖”，“煤改气”的发展将受到更多低成本清洁取暖方式的挑战。根据《中国散煤综合治理调研报告2018》，2017年估算实现减少散煤6500万吨，2018年目标实现减少散煤在6000万吨左右，距离2020年2亿吨的目标仅剩7500万吨左右。因此，19/20年的“煤改气”对于天然气增速的拉动作用相比17/18年将有所减弱。
经济性不足抑制居民和工商业用户的消费提升：
1）居民使用天然气供暖成本较高。从成本角度上看，燃煤锅炉集中供暖是成本最低的供暖方式，而用燃气锅炉则是成本相对较高的取暖方式，“气代煤”取暖费用支出是散烧煤的 2倍左右。对于新改造的“气代煤”用户，在改造初期，由于自身取暖燃气用量和补贴发放等问题并不十分清楚，因此普遍会谨慎选择控制燃气用量以节约支出，这就导致实际天然气供暖需求增长低于预期。
2）在工业领域，天然气作为燃料相比LPG和燃料油成本要高，且因管道气价格进入春夏季仍维持在冬季的相对高位，经济性削弱。在交通领域，虽然天然气成本具有经济优势，但是随着油价下行，经济性也在减弱。
5.2. 管网独立有利于气源多元化
天然气市场供求具有明显的“以产定需”、“以运定销”特点，在一体化运行模式下，可以通过企业集团内部统一控制和协调，比较容易保持供需的基本平衡。但是在这种模式下，下游燃气公司业务拓展受管道和气源制约比较严重，不利于终端用户的消费提升。
我国无论是天然气主干管道还是LNG接收站，大多数都位于“三桶油”手中。管网独立以后，可以有更多上游主体参与到产业链竞争中，燃气公司可以根据自身发展需要，在非常规气源、进口LNG等方面有更多元化的选择，实现利益最大化。
6.投资观点
2019年上半年，油价反弹，而化工品价格大部分下跌，炼化盈利受到压缩。展望下半年：
原油市场：下半年预计中枢值预计仍在55~60美金/桶之间。从需求季节性和管道因素，我们认为Q3偏弱，Q4有望回升。油价（代表供给支撑）和炼油盈利（代表需求压力）之间的博弈还将继续。OPEC对库存和价格的滞后反应，可能使波动然较强。
炼化方面：需求疲弱，但供给端余威尚在，阶段性反弹行情或时而出现。而未来2年，民营炼化要比拼的是综合实力，包括产品链结构、下游销售渠道、成本控制以及财务税收结构等。
油服板块：国内钻井压裂使用率也达到较高水平，价格和毛利率也比去年有所上浮。景气复苏趋势良好。
投资方面：在“价值”和“趋势”的考量上，炼化板块和油服板块都需要权衡。在标的的选择上，宜优中选优。关注：1）炼化板块的超跌反弹机会，推荐恒逸石化、荣盛石化、恒力股份、卫星石化。2）油服板块的低估值修复机会，推荐海油工程、中海油服、中油工程。3）中国石化超跌和高分红率的价值，以及中国石油股份（H）管网拆分落地后的投资机会。
（编辑：张昭君）
