2025.6.10石油石化双周报

一、核心观点：OPEC + 增产主导油价中期走势

1. 供需预期调整

• EIA 预测（2025 年 5 月）：

• 非 OPEC + 供给增量：110 万桶 / 天（较 4 月下调 8 万桶 / 天）。

• 全球需求增量：97 万桶 / 天（较 4 月上调 7 万桶 / 天）。

• IEA 预测（2025 年 5 月）：

• 全球需求增量：76 万桶 / 天（较 4 月上调 3 万桶 / 天）。

• 核心矛盾：OPEC + 持续超预期增产（7 月计划增产 41.1 万桶 / 天）与短期关税缓和带来的需求修复博弈。

2. 油价趋势判断

• 短期支撑：美伊核谈判可能缓解地缘风险（如伊朗铀浓缩活动限制），或推动油价阶段性反弹。

• 中期压力：OPEC + 内部产量纪律松弛（4 月 OPEC+18 国产量环比增 23 万桶 / 天），叠加美国经济不确定性（6-10 月石油消费季节性下滑），预计全年油价低点出现在下半年。

二、供给侧分析

1. 美国原油产量：5 月小幅下滑

• 总产量：2025 年 5 月预计1341 万桶 / 天，环比减少 5.7 万桶 / 天。

• 钻机数与单产：

• 石油钻机数：维持600 部左右（2025 年 5 月数据），较 2024 年同期下降 8%。

• 单台钻机产量：约2.24 万桶 / 天（同比 + 3.5%），技术效率提升抵消钻机数下滑。

• 三大井数跟踪：

• 新钻井：5000 座 / 月，完工井4500 座 / 月，库存井2000 座（环比持平）。

2. OPEC + 产量：俄罗斯、科威特大幅增产

• 4 月产量数据：

• OPEC+18 国总产量：3823 万桶 / 天，环比增长 23 万桶 / 天。

• 俄罗斯：产量933 万桶 / 天，环比 + 26 万桶 / 天（配额执行率仅 85%）。

• 科威特：产量280 万桶 / 天，环比 + 15 万桶 / 天（连续两月增产，执行率 70%）。

• 伊朗：产量330.5 万桶 / 天，环比 - 3.1 万桶 / 天（仍享受减产豁免，制裁未实质影响产能）。

• 增产计划：

• 5-6 月增产 41.1 万桶 / 天，7 月再增 41.1 万桶 / 天，全年目标产量3850 万桶 / 天（较 2024 年增 1.2%）。

3. 主要产油国产能与配额

国家	当前产量（万桶 / 天）	产能（万桶 / 天）	配额（万桶 / 天）	减产执行率
俄罗斯	933	1050	900	85%
阿联酋	420	440	400	95%
伊拉克	460	500	450	92%
沙特	990	1200	1000	99%

三、需求侧分析

1. 全球制造业 PMI 与石油消费

• 2025 年 4 月制造业 PMI：

• 全球：48.7%（环比 + 0.3%，仍处收缩区间）。

• 美国：47.1%（环比 - 0.5%，制造业疲软）。

• 中国：49.5%（环比 + 0.8%，需求边际改善）。

• 欧元区：44.0%（环比 - 1.2%，能源成本压制工业活动）。

• 石油消费月度跟踪（2025 年 4 月）：

• 全球：103.2 百万桶 / 天（同比 + 1.1%，环比 + 0.5%）。

• 美国：20.4 百万桶 / 天（同比 - 0.8%，汽油消费旺季未达预期）。

• 中国：16.7 百万桶 / 天（同比 + 2.3%，基建投资拉动柴油需求）。

• 印度：5.8 百万桶 / 天（同比 + 3.5%，人口红利驱动消费增长）。

2. 需求季节性与风险因素

• 季节性规律：4-6 月为全球石油消费旺季（环比 + 2-3%），6-10 月环比下滑约 5%。

• 关税影响：中美日内瓦会谈后，市场对关税担忧缓解，但后续谈判超预期空间有限，需求支撑或弱化。

四、库存与供需平衡

1. 库存数据跟踪（2025 年 5 月）

• 美国商业原油库存：

• 总量：4.5 亿桶（环比 + 0.3%，同比 - 2.1%，低于五年均值 5%）。

• 库欣库存：3200 万桶（环比 - 1.5%，连续三周去库）。

• OECD 商业库存：

• 总量：27.5 亿桶（环比 + 0.8%，同比 + 1.2%，接近五年均值）。

• 库存与油价相关性：美国库存每增加 1000 万桶，WTI 油价承压约 1.5 美元 / 桶。

2. 供需平衡表（百万桶 / 天）

指标	2025Q1	2025Q2（预测）	2025Q3（预测）	2025Q4（预测）
全球产量	103.2	103.8	104.4	105.1
其中：OPEC	32.7	32.6	32.5	32.5
非 OPEC	70.5	71.2	72.0	72.5
全球消费	103.2	103.3	104.0	104.3
供需缺口	+0.02	+0.48	+0.42	+0.8
WTI 油价（美元 / 桶）	71.9	60.9	58.0	57.0
Brent 油价（美元 / 桶）	75.8	65.0	62.0	61.0

五、炼化景气跟踪

1. 炼厂开工率

• 美国：2025 年 5 月开工率88%（环比 + 3%，检修季结束后回升）。

• 中国：

• 主营炼厂：78%（环比 - 2%，4-5 月传统检修期）。

• 独立炼厂：65%（环比持平，山东地炼维持稳定生产）。

2. 主要产品价差（2025 年 5 月）

（1）成品油

• 汽油裂解价差：

• 美湾：22.2 美元 / 桶（环比 - 8%，同比 - 2%，需求不及预期）。

• 新加坡：24.5 美元 / 桶（环比 - 5%，亚洲套利窗口收窄）。

• 柴油裂解价差：

• 鹿特丹：17 美元 / 桶（环比 - 1%，同比 + 43%，欧洲能源危机缓解后修复）。

（2）芳烃产业链

• PX - 石脑油价差：2350 元 / 吨（环比 + 11%，同比 - 32%，PTA 产能扩张压制利润）。

• 纯苯 - 石脑油价差：1751 元 / 吨（环比 - 10%，同比 - 57%，下游苯酚需求疲软）。

• 苯乙烯价差：863 元 / 吨（环比 + 30%，同比 + 283%，EPS 需求回暖带动）。

（3）C2-C4 产业链

• 乙烯 - 原油价差：3297 元 / 吨（环比 + 0%，同比 + 15%，石脑油路线成本优势稳定）。

• 丙烯 - 原油价差：2763 元 / 吨（环比 + 0%，同比 + 47%，PDH 装置盈利改善）。

• 丁二烯 - 石脑油价差：5530 元 / 吨（环比 + 6%，同比 - 12%，合成橡胶需求平淡）。

（4）化工品

• 双酚 A 价差：1694 元 / 吨（环比 + 7%，同比 + 93%，PC 产能释放滞后）。

• 环氧丙烷价差：1906 元 / 吨（环比 + 3%，同比 - 46%，氯醇法工艺亏损持续）。

六、红利风格跟踪：低波动资产受青睐

1. 油气股 PB-ROE 分析

公司	PB（倍）	年化 ROE（%）	股息率（2025E）	分红率（%）
中国海油	1.5	18.0	4.6%	40%
中国石油	0.8	10.5	5.4%	49%
中国石化	0.7	9.2	6.0%	71%
埃克森美孚（XOM）	1.8	15.0	3.5%	60%
雪佛龙（CVX）	2.0	16.5	3.8%	55%

2. 跨行业股息率对比

行业 / 公司	股息率（2025E）	近三年分红率（%）	特点
石油石化（均值）	5.3%	53%	高现金流稳定性
煤炭（陕西煤业）	6.4%	61%	能源保供政策支撑
银行（工商银行）	4.4%	30%	低估值防御性
公用事业（长江电力）	3.9%	80%	现金流刚性
纺织服饰（海澜之家）	7.2%	89%	消费复苏弹性低

3. 红利风格驱动逻辑

• 美债收益率影响：10 年期美债收益率与红利指数相对收益正相关性显著（相关系数 0.65），当前美债收益率 3.5%，利好短久期资产。

• 中债收益率影响：10 年期国债收益率与红利风格负相关性增强（2020 年后相关系数 - 0.4），当前中债收益率 2.8%，低波动策略占优。

七、风险提示

1. 供给端不确定性

• OPEC + 政策变动：若减产执行率进一步下滑（当前 78%），可能导致全球供给超预期增加（每 1% 执行率变动对应约 38 万桶 / 天产量波动）。

• 地缘冲突：美伊谈判破裂可能推升伊朗原油出口风险溢价（潜在影响 50 万桶 / 天供给），或使布油短期上涨 5-8 美元 / 桶。

2. 需求端下行风险

• 美国经济衰退：若 GDP 增速低于 1.5%，石油消费可能同比减少 1.2%（对应需求缺口收窄约 30 万桶 / 天）。

• 中国地产复苏不及预期：房地产投资增速每低于预期 2 个百分点，柴油需求将减少约 2%（对应全球消费增量下调 4 万桶 / 天）。

3. 油价测算误差

• 模型假设偏差：本报告基于 OPEC + 增产节奏均匀假设，若集中释放产能（如单月增产超 50 万桶 / 天），可能导致年底油价跌破 50 美元 / 桶。

八、数据速览

1. 美国原油产量与钻机数

• 2025 年 5 月钻机数：600 部（石油钻机 550 部，天然气钻机 50 部），单台钻机产量同比 + 3.5% 至 2.24 万桶 / 天。

2. 全球石油供需平衡

• 2025 年全年供需缺口：0.3 百万桶 / 天（较 2024 年收窄 0.5 百万桶 / 天），主要由 OPEC + 增产抵消需求增长。

3. 炼化产品价差趋势

• 2025 年 Q2 价差环比变化：成品油（-5.6%）< 芳烃（+3.2%）<C3 产业链（+2.1%）<C2 产业链（+0.8%）。