中国海洋石油研究报告：高油价+低估值+高股息-中海油迎历史机遇

1、中国海洋石油研究报告：高油价+低估值+高股息_中海油迎历史机遇1、海上油气巨头，盈利能力突出1.1 二十年发展成就中国海上油气龙头中国海洋石油有限公司（以下简称中海油或公司）是中国海上原油及天然气生产龙头，也是全球最大的独立油气勘探及生产商。公司于 1999 年 8 月成立，2001 年 2 月在纽交所和 香港联合交易所挂牌上市，2013 年在多伦多证券交易所挂牌上市，主要业务包括勘探、开 发、生产、销售原油和天然气，以中国海域的渤海、南海西部、南海东部和东海为核心业 务区域。经过 20 余年的全球化布局，公司在中国、印尼、澳大利亚、尼日利亚、南美、美 国、加拿大等地完成多项收购，涉及页岩油气

2、、油砂、天然气、煤层气等多种非常规油气， 公司资产现已遍布中国近海及亚太、欧洲、大洋洲、美洲和非洲等多个地区和国家。截至 2020 年底，公司总计拥有净证实储量约 53.7 亿桶油当量（含权益法核算的储量），全年平 均日净产量约 1443 千桶油当量（含权益法核算的产量），拥有总资产 7213 亿元。注：根据美国独立石油协会的定义，独立石油公司是指营业收入主要来自生产的非综合型 公司，在石油天然气行业中仅从事勘探和开发业务，运营中不包含营销和炼油。净证实储 量指证实储量减去矿区使用费、国家留存油及产品分成合同下外国合作公司的分成油。净 产量调整部分与净证实储量相同。国资委实际控股，子公司业务广

3、泛。根据 2021 年中报，公司的直接控股股东为 CNOOC （BVI）Limited，其持有 64.44%的公司股权。CNOOC（BVI）Limited 为中国海洋石油集 团有限公司的全资孙公司，中国海洋石油集团有限公司（集团母公司）直接和间接持有中 海油 65.21%股权。中国海洋石油集团有限公司是国务院国有资产监督管理委员会直属的 特大型国有企业，故国务院国资委为公司实际控股人，间接持股比例为 65.21%。公司目前拥有 9 家直接控股的附属公司，主要通过中海石油（中国）有限公司和中国海洋 石油国际有限公司来拓展海内外业务。其中，中国海洋石油国际有限公司在世界范围内拥 有 18 家全资子

4、公司、1 家合营公司和 4 家联营公司，业务覆盖油气勘探、开发、生产、 销售、贸易、投资控股、债券发行、金融服务、新能源研发等活动。1.2 油价回暖驱动公司业绩回升公司营收和利润随油价呈周期性波动，油价回暖有望驱动公司业绩回升。作为上游油气勘 探、开发和生产企业，公司业绩与油价高度正相关。 2011-2014 年，油价维持在 100 美元/ 桶以上的高位水平，公司年营收保持在 2400亿元以上，归母净利润保持在 600亿元以上， 整个油气行业处于高度繁荣的景气周期。2015-2016 年，国际油价迅速大幅下行，年均布 油价下滑至 45 美元/桶，公司营收平均增速为-27%，叠加大规模计提资产减

5、值，2016 年公 司归母净利润仅为 6 亿元。2017-2018 年，伴随油价震荡上行，公司业绩逐步恢复。2019 年，在集团母公司“七年行动计划”支持下，公司大幅增储上产，在油价下行趋势下仍然 实现营收小幅增长（同比+2.7%），归母净利润同比增长 16%。2020 年，受新冠疫情冲击， 国际原油价格暴跌，年均布油价格为 43 美元/桶，公司营收及净利润分别同比下降 33%和 59%，但得益于有效的成本管控，公司仍实现 250 亿元归母净利润。2021 年 H1，布油价 格一度突破 70 美元/桶，油价回暖带动石油开采行业景气上行，公司上半年营收和归母净 利分别同比上涨 48%和 221%

6、，全年公司业绩有望突破 2011-2014 年上一轮景气高点。公司盈利水平取决于油价和桶油成本。在有效的成本管控下，公司盈利能力持续增强。在 有效的成本管控下，公司桶油成本持续下降，2020 年已下降至 26 美元。同时，除了 2015、 2016、2017 受油价低位运行影响和 2020 年受疫情影响以外，布伦特原油价格与中海油桶 油成本的价差均在 34 美元以上，能够带来充分的盈利空间。2021 年 H1，公司桶油成本为 28.98 美元，与布油价差达 36 美元。公司实现盈利的油价区间扩大，公司生产经营对于油 价的敏感性降低。油气销售为公司贡献了主要营收和利润。公司自成立以来，一直专注于

7、上游油气勘探、开 发与生产业务，石油和天然气收入占营收比重始终超过 80%。其中，石油收入占比稳定维 持在 70%以上，是公司销售占比最大的业务板块，2016-2019 年间，公司石油销售收入由 1065 亿元持续增长至 1755 亿元，2020 年，受新冠疫情影响，全球生产生活受限，石油销 售收入下降至 1150 亿元。随着低碳环保呼吁力度的加大，公司持续推进天然气业务开发建设，天然气收入占比由 2016 年的 10%增长至 2020 年的 16%，2020 年，天然气销售收入 为 246 亿元，同比 2019 年增长 14%。另外，受新冠疫情和油价暴跌影响，2020 年公司贸 易收入同比

8、2019 年削减 61%，贸易收入占比由 2019 年的 13%降至 2020 年的 8%。注：油气销售收入为公司油气销售减去矿区使用费和对政府及其他矿权所有者的义务。贸 易收入是指公司销售从石油产品分成合同外国合作方购入的原油及天然气、通过本公司附 属公司销售原油及天然气的收入、以及公司为海外业务套期保值所使用的衍生工具的公允 价值变动。其他收入主要为向外国合作方收取的项目管理费和向最终用户收取的运输处理 费用和油气资产处置产生的收入。原油板块：2016-2018 年，公司原油日产量稳定在 1040 千桶附近，2019-2020 年，在国内 增储上产及集团母公司“七年行动计划”推动下，公司原

9、油日产量分别同比增长 7%和 2%， 特别是在 2020 年全球原油供给下降的形势下，公司原油日产量逆势增长到 1117 千桶。整体来看，公司原油业务核心集中在国内地区。2016-2020 年公司国内平均原油日产量为 731 千桶，占比 68%，海外平均原油日产量为 337 千桶，占比 32%。具体来看，公司在国 内的业务集中在渤海和南海东部地区，海外业务则较为分散。2021Q1-Q3，在中国海域内， 渤海地区原油产量 133.3 百万桶，占比 57%，南海东部原油产量为 69.4百万桶，占比 30%， 南海西部原油产量为 29.5 百万桶，占比 12%，东海地区原油产量 1.7 百万桶，占比

10、 1%。 在海外地区，非洲地区的原油产量占比 23%，亚洲地区（不含中国）的原油产量占比 17%， 北美洲（不含加拿大）的原油产量占比 16%，公司在加拿大的原油产量占比 16%，南美洲 的原油产量占比 15%，欧洲占比 11%，大洋洲占比 1%。天然气板块：在气候变化日益严峻和低碳环保日益严格的情形下，中国天然气市场规模快 速增长，公司持续加大天然气领域内的投资力度，加强天然气田的勘探、开发和生产活动。 2016-2020 年，公司的天然气日产量由 1121 百万立方英尺增长到 1580 百万立方英尺，总 增幅达 41%，年均增速达 9%。整体来看，公司的国内天然气产量占比逐步增大。2016

11、-2020 年，公司的国内天然气产量 占比由 58%扩大到 73%，而海外天然气产量占比则缩小到 27%。具体来看，公司在国内的 天然气生产业务主要集中在南海西部和南海东部地区，海外地区的天然气生产分布较为均 匀。2021Q1-Q3，在国内地区，南海西部天然气产量为 1307 亿立方英尺，占比 38%，南 海东部天然气产量为 1027 亿立方英尺，占比 30%，陆上天然气产量为 495 亿立方英尺， 占比 14%，渤海地区天然气产量为 455 亿立方英尺，占比 13%，东海地区天然气产量 196 亿立方英尺，占比 6%。在海外地区，亚洲地区（不含中国）的天然气产量占比 28%，公 司在南美洲的

12、天然气产量占比 27%，北美洲地区的天然气产量占比 22%，大洋洲的产量占 比 22%，欧洲地区的产量占比 1%。公司在油价和政策双重利好下，继续加大增储上产力度。2021 年，公司的油气净产量预计 为 570 百万桶油当量。到 2022 年，公司的油气净产量目标将为 600-610 百万桶油当量， 其中中国约占 69%、海外约占 31%。2023-2024 年，公司油气净产量将分别达 640-650 百 万桶油当量和 680-690 百万桶油当量，其中中国约占 65%、海外约占 35%，海外产量占比 提升。未来三年，公司的净产量增速预计在 6-7%左右。到 2025 年，公司计划日产量目标

13、达到 200 万桶，年度净产量目标达 730 百万桶油当量，油气产量增长将带动公司业绩规模 进一步扩大。1.3 公司财务状况良好，经营现金流充裕公司净利率和净资产收益率在行业内处于较高水平，盈利能力突出。2016-2019 年，得益 于油价回升和有效的成本管控，公司销售净利率和净资产收益率稳步提升，盈利能力持续 提高。2020 年受疫情影响，公司销售净利率和净资产收益率分别下降了 10 个百分点和 8 个百分点。2021 年上半年，随着疫情好转和全球范围内生产生活恢复，公司净利率和净资 产收益率均实现较大改善。2020-2021 上半年，与行业内主要石油公司比较，中海油销售净利率和净资产收益率

14、均处 于较高水平。国际石油公司埃克森美孚和 BP 在 2020 年处于亏损状态，2021 年上半年实 现扭亏为盈，但销售净利率仍较大幅低于中海油，只有BP的净资产收益率略高于中海油。 与国内石油公司比较，中海油在销售净利率和净资产收益率方面均高于中石油和中石化。 2021H1，公司销售净利率达到 30.3%，高于可比同行 20 个百分点以上；公司净资产收益 率为 7.3%，高于除 BP（9.9%）外的其他可比同行。公司资产负债率稳健，低于可比同行。2014-2021H1期间，公司资产负债率总体保持在 40% 左右，资产负债情况较为平稳，体现了公司稳健良好的财务状况，也反映出管理层对使用 债务工

15、具驱动业绩增长模式较为审慎保守，较少采用财务杠杆驱动业绩增长。与国内外石 油公司相比，中海油的资产负债率处于较低水平。2020 年，公司资产负债率为 39.5%，较 中石油低 5.2 个百分点，较中石化低 9.2 个百分点，较埃克森美孚低 10.8 个百分点，较 BP 低 28.2 个百分点。公司经营现金流充裕，为增储上产夯实财务基础。受疫情和油价下跌影响，2020 年公司净 现金流出为 72 亿元，其中，经营性净现金流入为 823 亿元，较去年减少 412 亿元，同比33%。随着全球经济复苏，油价向高位攀升，2021 年上半年公司经营性净现金流入为 642 亿元，同比+87.5%，投资性净现

16、金流出同比+37%，筹资性净现金流出同比-44%，同比增 加的资本支出、减少的债务负担以及充裕的经营现金流为公司未来增储上产计划奠定基础。2、高油价叠加低成本，公司内在价值凸显2.1 原油迈入 80 美元新时代，中长期油价中枢有望继续上行油价回暖，行业景气进入上行周期。2020 年疫情爆发至今的油价变化可大致分为 8 个阶段：第一阶段，2020 年 1-5 月，全球生产消费需求因疫情蒸发，原油市场崩溃，2020 年 4 月 20 日 WTI 原油期货跌至谷底（-37.63 美元/桶）。第二阶段，2020 年 5-9 月，OPEC+约束原油供给，油价中枢回升。第三阶段，2020 年 9-11 月

17、，原油稳定减产，全球疫情缓和，布伦特油价在 40 美金/桶左右震荡调整。第四阶段，2020 年 11 月-2021 年 3 月，疫苗研发推广进程加速，沙特决定额外减产，原油 市场去库存，布伦特油价攀升至 60 美金/桶。第五阶段，2021年 3-8 月，IMF、IEA、OPEC、EIA 等组织机构态度乐观，OPEC+由减产 转为温和增产，疫苗注射进度加快，成品油消费提升，布伦特油价攀升至 70 美金/桶以上。第六阶段，2021 年 9-11 月，国际天然气和煤炭价格暴涨，引发能源危机，布伦特油价迈 入 80 美元新时代。第七阶段，2021 年 11-12 月，拜登当局宣布释放 5000 万桶美

18、国战略石油储备并与日本、 韩国、印度和英国用于冷却油价，叠加奥密克戎毒株加速传播、欧洲疫情再次反弹，布伦 特油价震荡下行至 80 美元/桶以下。第八阶段，2021 年 12 月以来，奥密克戎毒株致病严重程度较低，但 OPEC+多国由于地缘 冲突事件增产受限，且俄罗斯与乌克兰矛盾升级，国际油价再次上涨至 80 美元以上。2.1.1 需求端：全球原油需求缓慢恢复2022 年，全球原油需求预计恢复到疫情前水平。2020 年由于新冠疫情的爆发，全球经济 受影响严重，全球原油需求相比 2019 年大幅下降约 900 万桶/日，2021 年原油需求快速恢 复 550 万桶/日左右，根据 IEA 预计，20

19、22 年将继续恢复约 330 万桶/日左右，其中国际航 班放开后航空煤油将加快恢复约 100 万桶/日，整体来看，恢复速度放缓，到 2022 年末， 全球原油需求将回到疫情前水平。分产品来看，IEA 预计，汽油、柴油、航空煤油和燃料油等交通用油受疫情影响较大， 2022 年比 2019 年下降约 200 万桶/日，占全球原油需求比重将从 2019 年 69%降至 67%， 而 LPG、乙烷和石脑油等化工原料需求持续增加，2022 年比 2019 年增加约 200 万桶/日， 占全球原油需求比重将从 2019 年 31%增至 33%。分地区来看，IEA 预计，亚太和前苏联地区经济恢复速度领先，2

20、022 年相比 2019 年增加200 万桶/日，占全球原油需求比重将从 2019 年 40%降至 42%，而美洲、欧洲、中东、非 洲等地区恢复缓慢，2022 年相比 2019 年下降约 200 万桶/日，占全球原油需求比重将从 2019 年 60%增至 58%。我们将全球原油需求增速/全球 GDP 增速定义为“全球原油需求/GDP 弹性系数”，2000- 2019 年期间弹性系数在 0.25-0.90 之间，这 20 年平均值为 0.52，2020 年由于疫情对交通 领域冲击过大，弹性系数高达 2.38，2021 年随着交通、化工等领域用油持续修复，弹性系 数降低至 0.96，根据 IMF

21、对 2022 年全球 GDP 增速和 EIA 对 2022 年全球原油需求增速的 预测，我们测算 2022 年弹性系数预计将继续降至 0.73。中长期来看，全球原油需求增量约 150 万桶/日。考虑到 2022 年后全球原油需求将基本恢 复至疫情前水平以及全球能源消费结构石油比例将逐步下降，我们预计 2023-2026 年原油 需求/GDP 弹性系数将逐步回落至 0.4-0.5，低于 2000-2019 年中枢水平，根据对 IMF 对全 球 2023-2026 年 GDP 的预测，我们预计全球原油需求增速将下滑至 1.35%-1.7%，对应每 年原油需求增量约 150 万桶/日左右。新一轮疫情

22、爆发，油价仍存下行风险。进入2021年后，疫情仍是影响全球原油需求的首要 因素。截至 2022 年 1 月，全球共经历了三轮较大的疫情反弹：第一轮在 2021 年 4-5 月期 间，欧洲和印度接连遭遇疫情反扑，叠加阿斯利康疫苗接种遭欧洲多国叫停，变种病毒感 染范围扩大，全球新冠肺炎日新增确诊病例激增，达到 85 万例/天以上。第二轮在 2021 年 7-8月期间，德尔塔毒株进一步蔓延，引发欧洲和美国地区疫情严峻，全球新冠肺炎日新增 确诊病例再次攀上高峰，达到 70 万例/天以上，新冠疫情反复增加了原油市场需求不确定 性，油价多次发生负面波动。第三轮在 2021 年 12 月至今，奥密克戎毒株加

23、速传播，以欧 洲、美国为代表，全球新增确诊病例再次剧烈反弹至 200 万例/天以上。虽然目前全球疫苗 接种进程加快，但全球经济恢复进度仍受疫情干扰有不确定性，这也导致油价仍存在下行 风险。2.1.2 供给端：OPEC 原油剩余产能有限，供给弹性下降OPEC+决议温和增产，原油供给逐步回升。OPEC+在 2020 年 5 月-2022 年 9 月具备明确 的原油生产规划。首先，自 2020 年 5 月开始联合减产 970 万桶/日（相对于 2018 年 10 月 基准的减产规模），期间逐渐减少减产规模并实现逐渐增产，到 2021 年 11 月相对 2018 年 10 月减少 415.9 万桶/日

24、，较 2021 年 10 月环比增加 40 万桶/日。在减产基线基础上， OPEC+产量先大幅骤降、后逐月增产，到 2022 年 9 月达到 2018 年 10 月份水平。在这个 过程当中，每月环比增加的 40 万桶原油存在一定的分配规则，同时在 2022 年 5 月后，俄 罗斯、沙特、阿联酋、伊拉克、科威特 5 国会上调减产基准 163 万桶/日。根据目前的增产规则，OPEC-10 成员国在 2022 年 19 月的增产量约为 340 万桶/日，加上俄罗斯等非 OPEC 国家的增产量约为 180 万桶/日，整体 OPEC+联盟在 2022 年 9 月相比 2022 年初可增加原油产量 520

25、 万桶/日。2021-2022 上半年，OPEC-10 国具备快速释放产量能力。截至 2021 年 12 月，OPEC-13 剩余产能约为 530 万桶/日左右，根据油价水平也位于 80 美元/桶的 2018 年同期情况， OPEC-13 国底部剩余产能约为 250 万桶/日左右。剔除利比亚、委内瑞拉、伊朗三个减产 豁免国后，参与减产的 OPEC-10 国剩余产能为 400 万桶/日左右，2018 年底部剩余产能约 150 万桶/日，OPEC-10 国目前具备快速释放产量的能力。中长期来看，OPEC 原油剩余产能有限，供给弹性下降。2010-2020 年间，全球原油储量 增长有限，资本开支在

26、2015 年后大幅下滑，OPEC-13 国总体产能呈下降趋势。利比亚、 委内瑞拉、伊朗作为 OPEC 三个减产豁免国，利比亚近 3 年从战争中逐步恢复，原油产能 和产量随之提升，但剩余产能几乎用完。委内瑞拉在过去 5 年内的产能由从 300 万桶/日急 速下滑到负值，这主要受其国内政治及经济压力影响，上游资本开支几乎为零。对于参与 减产的 OPEC-10 国，到 2022 年下半年，受产能限制，安哥拉、刚果、赤道几内亚、伊拉克、科威特、尼日利亚 6 国大概率无法达到预计增产目标，原油增产幅度有限。除阿联酋 外，OPEC-10 国增产完毕后基本没有剩余产能，因此到 2023 年以后，OPEC-1

27、0 国产量供 给弹性将下降。2.1.3 供给端：美国原油供给恢复缓慢，增产弹性下降美国原油供给恢复缓慢。截至 2020 年疫情之前，美国原油产量已达到了 1300 万桶/日， 超过沙特和俄罗斯成为第一大原油生产国。但是，新冠疫情后，原油价格再次跌破其现金 成本，美国原油生产商受损严重。在 2020-2021 年间，美国原油生产的恢复速度缓慢。这 一期间，国际油价已从 20-30 美元/桶恢复至 70-80 美元/桶，而钻机恢复水平有限，截至 2021 年 11 月，美国活跃钻机数仅为 2018 年的一半不到。目前，美国原油产量约 1140 万 桶/日，页岩油总体产量约 830 万桶/日，占美国

28、原油总产量的 73%左右。从 2020 年下半年油价回升开始至今，美国油气公司没有充足的资金支持新井挖掘，美国 页岩油企业优先选择单产高区块，另外加大对库存井（DUC, Drilled but Uncompleted）的 完井操作，完井率最高超过 200%，库存井数量大幅下滑，但也只是使得新增页岩油产量 能够对冲其他老井的衰减量，维持页岩油产量的稳中略增。我们认为 2020-2021 年页岩油生产恢复缓慢与页岩油公司的资金压力大、融资难有关。根 据美国一家律师机构 Haynes Boone 列举的 15 家银行向石油公司（尤其是页岩油公司） 放贷时所参考的油价水平数据，可以发现不同银行贷款参考

29、油价的区间范围较大，区间波 动也很大。从均值来看，在 2021 年 Q3，美国银行在放贷时只按照 2021 年 60 美元/桶的 油价标准进行相应评估，而 2021 年 Q3 期间油价基本处于 75 美元/桶左右，银行贷款参考 油价远低于于 3 季度实际油价水平，可见银行在进行贷款评估时较为保守谨慎，美国页岩 油公司的贷款环境较为严苛。根据 Haynes Boone 统计的美国页岩油企业破产数量及债务情况，2020 年 Q2-Q3 期间， 美国油气公司破产数量再次达到近年高位，与 2015-2016 年的单季企业破产水平持平，同 时美国油气公司债务水平也在这一时期达到高位。在 2020 年疫情

30、环境下，无论破产与 否，美国页岩油公司的债务压力都非常大，资金流状况恶化，融资成本高企。根据 EIA 预测，2022 年美国原油生产将逐步恢复，相比 2021 年增加 77 万桶/日，但增产 弹性下降。主要原因：（1）经济性：一方面油价已达到 70 美元以上，美国原油开采成本 为 55 美元，从现金流角度来看，美国页岩油公司进行原油开采活动是有经济效益的，但页 岩油公司的生产活动资金受限。（2）政策性：拜登意在发展清洁能源，对页岩油支持力度 有限。2022 年将迎来油价大幅上行拐点。结合 IEA、OPEC、EIA 三大机构预测，2022 年内分阶 段来看，一季度内受中东的一些动乱局势影响，OP

31、EC 原油供给预期出现较大波动，从需 求端看，当前全球经济恢复较为缓慢，但欧洲天然气危机和寒冬促使石油作为天然气替代 品的需求增加，油价预计出现一定幅度的上涨。进入二季度后，俄罗斯、沙特、阿联酋、 伊拉克、科威特 5 国会上调减产基准 163 万桶/日，OPEC+增产幅度扩大，市场累库压力 增加，叠加全球经济刺激政策陆续退出，油价可能出现下行。到 2022 年下半年，全球经 济进一步恢复，但部分 OPEC 国家受产能限制，难以达到预期增产目标，油价有望重回上 行通道。中长期油价中枢有望上行。从中长期来看，考虑全球原油长期资本开支不足，OPEC+国家 剩余产能濒临耗尽，传统油气资产开发生产周期较

32、长，美国拜登政府对页岩油支持力度有 限，我们认为，2023 年往后全球原油供给弹性将下降，而 2023-2026 年每年全球原油需求增量约为 150 万桶/日，2023 年往后全球有望处于紧平衡甚至局部时间大幅去库存阶 段，2023 年后油价中枢有望回到 75 美元/桶以上。2.2 中长期高油价助力，上游资本开支回升油价与上游勘探开发资本支出呈高度正相关。石油产业链上游勘探、开发状况直接受下游 石油需求规模的影响，而石油需求的增长将带动油价上行，故油价高位将为上游企业创造 更多的投资和盈利机会，反之，油价低迷很可能会压制油气公司的勘探开发和生产投资。 2020年，新冠疫情冲击国际油价，全球上游

33、资本支出较 2019年收缩 1490亿美元，同比减 少 31%。2021 年，全球经济复苏支撑油价高位运行，全球上游计划资本开支较 2020 年增 加 250 亿美元，同比上涨 7.7%，但是受绿色能源转型趋势影响，上游中长期投资意愿下 降，2021 年资本开支仍明显低于 2019 年水平。全球主要石油公司资本支出同比较大幅度增长，且资本支出意愿出现分化。2021 年，油价 回暖，全球主要石油公司的上游资本计划开支较去年增长 8.7%。同时，随着 2050 净零排 放目标提出和能源结构转型，全球石油公司的资本开支情况逐渐分化：一方面，国际石油 公司积极转型，上游投资意愿不强，在油价强势上涨下，

34、包括埃克森美孚、壳牌、雪佛龙、 道达尔、BP、埃尼、康菲石油在内的国际石油巨头（Majors）上游资本计划支出仅与 2020 年持平，为 720 亿美元。另一方面，以中东和俄罗斯为代表的国家石油公司依然以油 气业务为主体，对油价敏感性较高，俄罗斯能源公司在 2021 年的上游资本开支计划为 270 亿美元，较去年增加 30 亿美元。2021 年中东国家石油公司计划资本开支较去年增加了 70 亿美元。中国国家石油公司（中石油、中海油、中石化）上游计划资本支出较去年增加了60 亿美元，除中石油外， 其余两家公司 2021 年上游资本支出目标均高于 2020 年。全球资本开支自 2015 年大幅下滑

35、后一直处于低位，但是中海油资本开支快速恢复，2022 年，中海油的资本支出预算为 900-1000 亿元，已超过 2012-2013 年高油价时期水平，仅次于 2014 年峰值 1070 亿元，较 2020 年的实际资本支出同比增长 13%26%。其中， 20%的资金用于油气勘探，57%的资金计划用于油气开发，21%的资金用于油气生产，同 时 73%的资本支出用于中国海域油田。注：勘探指发现油田，准备开发，包括勘探圈定、 出游构造、评价和上报。油田开发阶段指工程建设与投产，包括平台安装、海底导管铺设 与立管锚泊系统、FPSO（液化天然气生产储卸装置）系统就位。生产包括钻井、调整 井、修井产出原

36、油和储集处理。集团母公司七年行动计划执行后，中海油的资本支出实际完成度提高。取资本开支计划的 最低值衡量以往实际完成度，2010-2021 年间公司资本开支计划的平均完成度约 96%，完 成度较高。根据近十年数据，公司资本开支完成情况与油价基本呈正相关，且 2019 年集 团母公司“七年行动计划”开始执行后，同油价水平下中海油的资本开支实际完成程度较 之前有所提高。2019 年，集团母公司积极推进七年行动计划，中海油的资本开支实际完成 度达到 114%；2020 年，受疫情影响，中海油实际资本开支完成度为 94%，但 2016 年同 低位油价下的资本开支完成度仅为 82%。在景气回升+政策加码

37、背景下，公司预计 2021 年 中海油完成资本开支最低计划目标 900 亿元，完成度达到 100%，高于 2018 年同油价水 平下的资本开支完成度（89%）。 HYPERLINK /SH601857.html 与国内外石油公司相比，中海油的投资回报率较高。2019 年，公司投资回报率为 8.8%， 比埃克森美孚高出 4.6 个百分点，比中国石油高出 6.8 个百分点。2020 年，受疫情影响， 公司投资回报率减少为 2.9%，但仍高于同期业内同行，国际石油公司埃克森美孚和 BP 投 资回报率甚至为负数。我们认为，中海油的资本开支转化为利润的效率显著高于其他公 司。资本开支转化为油气产量，公司

38、盈利持续提升。2021 年预计中海油有 19 个新项目投产， 项目全部投产后能够为公司贡献最大 22 万桶/天的产量，为公司中长期产量增长务实基 础。截至 2021 年 10 月，曹妃甸 6-4 油田、旅大 29-1 油田、陵水 17-2 气田群开发、涠洲 11-2 油田二期、流花 21-2 油田和流花 29-2 气田等 10 个项目已投产，其他项目仍在建设 中。2022 年预计公司有 13 个新项目投产，主要包括中国的渤中 29-6 油田开发、垦利 6-1油田 5-1、5-2、6-1 区块开发、恩平 15-1/10-2/15-2/20-4 油田群联合开发和神府南汽田开 发以及海外的圭亚那 L

39、iza 二期和印度尼西亚 3M（MDA、MBH、MAC）项目等，为实现 公司未来产量目标提供有力支持。2.3 低桶油成本强化风险抵御能力低成本是石油公司的核心竞争力，也是对抗油价波动风险的关键。中海油的桶油生产成本 由作业费用、折旧消耗与摊销、弃置费、销售及管理费用和除所得税以外的其他税金五部 分构成，其中作业费用和折旧摊销占据了绝大部分比例。2020 年公司桶油作业费用和桶油 折旧摊销占据了桶油主要成本的 80%。因此，降低桶油成本应主要考虑作业费用和折旧摊 销成本管控。首先，作业费用基本与油价呈正相关关系，油价波动对于桶油操作成本影响较大，2014 年 后油价暴跌促使很多石油公司降低桶油作

40、业费用，提高抗风险能力，2017 年随着油价回 升，石油公司作业费用有所反弹，与国际同业相比，中海油桶油操作成本较低。其次，中海油折旧摊销费用构成较为复杂，具体而言，油气田中的油气资产以证实已开发 储量为基础（未开发储量不折旧）并按照产量法计算折旧摊销，为油气资产而建的公共设 施按证实已开发储量进行折旧，其他资产按直线法折旧，由于石油公司中油气资产占比很 高，桶油折旧摊销和油气储量及产量存在相关性，即在相同的勘探开发投资下，油气田储 量越大，以及相同的生产投资下，油气产量越大，则分摊到桶油的折旧费用越低。故中海 油桶油开发生产投资将影响桶油折旧摊销费用，并存在 1-2 年的滞后期。得益于公司储

41、量 和产量增加及单位开发生产投资成本下降，公司桶油折旧摊销成本从 2015 年的 23.5 美元/ 桶降至 2020 年的 14 美元/桶，成本管控效果显著。公司桶油成本持续下降，在国际同业中表现较优。自 2014 年公司全面强化成本管控以 来，桶油主要成本由 2013 年的 45 美元降至 2020 年的 26.3 美元，降幅达到 41.5%。横向 比较来看，2016-2017 年，公司桶油成本高于几家国际石油公司，但显著低于中石化， 2018 年，公司成本（30.39 美元/桶）首次降至中石油（32.84 美元/桶）和埃克森美孚 （31.72 美元/桶）以下，2019 年，公司成本（29.

42、78 美元/桶）又首次降至壳牌（33.12 美 元/桶）以下，2020 年，公司桶油成本明显领先于国内外同行，在疫情背景下实现弯道超 车。2021 年上半年，国际油价持续攀升至 70 美元以上，公司桶油作业费用受此影响有所 提升，使得公司桶油成本小幅上升至 28.98 美元/桶，但仍在国际同业中处于较低水平。3、政策驱动增储上产，奠定可持续发展基础3.1 油气增储上产，保障能源安全石油和天然气资源是油田勘探开发生产行业发展的根本基础。石油和天然气资源的生成规 律、地理分布、开采难度、国家储备计划、调运方案等，都直接决定油气勘探开采的分布 和规模。未来油气资源枯竭的可能性和油气储量的不确定性也从

43、根本上影响到石油公司的 生存和发展。 HYPERLINK /SH601857.html 中国原油、天然气对外依存度逐渐攀升。中国是富煤、贫油、少气的国家，从2003年起， 中国已成为世界第二大石油消费国和最大原油进口国。近十年中国原油产量增长缓慢，在 2015 年达到阶段性峰值 2.15 亿吨，随后开始下降态势。 2017 年，我国原油产量已下降到 1.92 亿吨，进口依赖度接近 70%，中国超越美国成为世界第一大原油净进口国。到 2020 年，中国石油产量为 1.95 亿吨，进口量达到 5.4 亿吨，进口量同比增长 7%以上，进口依 赖度高达 81%；天然气保供量为 3306 亿立方米，其中

44、产量为 1940 亿立方米，进口量为 1366 亿立方米，进口量同比增长 4%以上，进口依赖度为 41%；两者均未能达到“十三五” 规划目标。随着环保政策趋严，煤改气工程进程加快，中国未来天然气需求将持续大幅增 加，其对外依存度或将超过 50%。国家大力推动能源安全战略和增储上产计划。能源是人类社会赖以生存和发展的物质基础， 在国民经济中具有特别重要的战略地位，重要能源资源短缺将进一步制约国家经济发展。 为将“经济命脉”掌握在自己手中，降低石油、天然气的对外依存度，国家在“十二五” 规划中就明确要求“加大石油、天然气资源勘探开发力度，稳定国内石油产量，促进天然 气产量快速增长，推进煤层气、页岩

45、气等非常规油气资源开发利用，积极发展海洋油气、 海洋工程装备制造等新兴产业”。2014 年，“四个革命，一个合作”的能源安全新战略，随后政府以能源 安全新战略为指导，出台了若干文件要求加强国内能源资源勘探开发，着力增强能源供应 能力。2019 年，外商投资准入特别管理措施负面清单（2019 年版）、关于推进矿产资源管理 改革若干事项的意见（试行）等多个文件就放开油气勘探开采准入限制作出指示，允许民 企、外企等社会各界资本进入油气勘探开发领域来增强油气勘探开采的积极性。2020 年，在第七十五届联合国大会上作出重要承诺，中国将提高国家自主贡 献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于

46、2030年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和。为此，需严控煤炭消费，加大油气勘探开发力度，提高天然气在能 源消费中的比重。然而，截至 2020 年，我国原油产量为 1.95 亿吨，天然气产量为 1940 亿立方米，石油和天 然气的“十三五”增储上产任务并未圆满完成（目标：到 2020 年国内石油产量要达到 2 亿吨以上，天然气综合供保能力要达到 3600 亿立方米以上，国内天然气产量达到 2000 亿 立方米以上），保障国家能源安全战略任务任重道远。石油公司相应国家号召，纷纷制定“七年行动计划”。2018 年下半年，三桶油召开会议讨 论能源安全和增储上产问题，确立国内勘探开发业务“

47、优先发展”的战略定位，加大油气 勘探开发投资力度和增储上产步伐。2019 年，国家能源局召开大力提升油气勘探开发力度 工作推进电视电话会议，要求以三桶油为代表的石油企业落实增储上产主体责任，完成 2019-2025 七年行动计划。3.2 海上油气开发潜力巨大海上是全球重要的油气接替区。全球海洋资源非常丰富，据 IEA 统计，2017 年全球海洋常 规石油和天然气资源新增探明储量分别为 2600 亿桶和 95 万亿立方米，分别占全球新增探 明储量的 20%和 47%，海洋油气剩余可采储量占比分别为 70%和 91%，明显高于陆上油 气的 61%和 63%，极具勘探开发潜力。随着全球经济快速增长，

48、能源需求不断提升，陆上 油气勘探日趋成熟，海上油气开发为世界油气储量增长贡献新动力。近十年来，全球海域 勘探年度新增储量平均占新增总储量的六成以上，2020 年，全球前十大勘探新发现中有 7 个位于海域，其中 6 个位于深水、超深水。中国海洋线漫长曲折，各大海域中也储存着丰富的油气资源。我国从 20 世纪 50 年代开始 大力开展陆上油气勘探工作，20 世纪 80 年代才涉足海上油气勘探。目前，我国陆上油气 新增储量增长乏力，海洋油气具备较大勘探开发空间，据 2016 年全国第四次油气资源评 价，我国常规石油陆上和海域探明率分别为 40%和 32%，技术可采探明率分别为 45%和 33%，海上

49、储量探明率低于陆上。我国陆上和海上天然气可采储量分别占比 46%和 54%， 海上天然气储量较大。2021 年，我国海洋原油产量 5464 万吨，海洋原油同比增量占 全国总增量的 80%以上，2022年，中国海油集团能源经济研究院预计我国海洋原油产量达 到 5760 万吨，同比上涨约 5.4%，占全国原油增量的 80%左右，继续保持全国石油增量的 领军地位。中国海域为中海油核心作业区域，目前中海油已就中国海域内具备开发潜力的 地区向国家申请矿证，约 95%的地区矿证为中海油持有。海上油气开采具备广阔空间，奠定公司可持续发展潜力。在“增储上产”、“加大海上油气 开发力度”等政策支持下，中海油持续

50、加大勘探工作量，油气储量逐年上升，2020 年，中 海油油气储量占“三桶油”总储量的五分之一，较 2016 年提升了 6 个百分点。相比中石油和 中石化两家陆上油气公司，中海油的探明未开发储量占总探明储量的比重较大（53%），高 于中石油的 35%和中石化的 19%。较大的未开发储量意味着较长的储量寿命，2017-2020 年，中海油的储量寿命（储采比）稳定保持在 10 年左右，中石油的储量寿命则由 14 年持 续下降至 11 年。从储量替代率角度来看，2017 年，中海油新增较大规模储量带动储量替 代率大增至 305%，2018-2020 年维持在 130%左右，具备稳定持续的生产能力。20

51、20 年， 中石油和中石化储量替代率分别为 55%和 70%，表明当年新增储量小于当年产量，持续生 产能力大打折扣。未来可预见，我国陆上油气储量增长乏力，海上油气勘探加速，中海油 的可持续发展能力将在“三桶油”中处于领先地位。保持合理的勘探开发投资比例是确保储采平衡的必要条件，张立伟等人在油气勘探开发 投资比例与储量接替率关系中认为勘探占上游资本支出比例维持在 20%以上有利于保持 储采平衡，达到 25-30%则有利于石油公司保持长期稳定持续发展。2012-2022十年内，公 司的平均勘探投资额为154亿元，占上游资本支出比例为20.5%，且在2016-2019和2020- 2022 年间公司

52、勘探规模投入逐渐扩大，有效保障了公司储量替代率维持在 100%以上。未 来随着公司响应国家增储上产要求及全球经济能源需求复苏，中海油的勘探投资规模将持 续稳定增长，从而为公司奠定较好的持续发展基础。此外，中海油集团母公司由中国政府指定享有海上对外合作勘探开发专营权，在采取 PSC 模式与外国石油公司合作中最多可无偿享有 51%权益。集团母公司将以上权益无偿转让给 中海油上市公司，这一模式可进一步降低公司勘探风险和勘探投入。2021 年前三季度，公司获得 18 个勘探新发现，进一步巩固可持续发展资源。在集团母公 司“七年行动计划”指导下，公司坚持把勘探放在生产经营首位，在中国海域获得曹妃甸 11

53、-3 东、秦皇岛 35-5、番禺 11-12、惠州 33-4、西江 30-1、陆丰 13-8、乌石 16-5、乌石 1-6-10d、西江 24-4-2、渤中 28-1-9、锦州 25-3-1、垦利 10-2-4、龙口 31-3-1 共 13 个新 发现。其中，陆丰 13-8 整体地质探明储量超千万吨，进一步提升公司储量规模。在渤海领 域，公司评价垦利 10-2 岩性油气藏具备亿吨级勘探前景，并于 2021 年 9 月经过自然资源 部审定，该油田单井日产原油可达 81.55 吨；渤中 28-1 油田新增探明地质储量超千万吨。 在南海东部领域，宝岛 21-1 构造测试展现千亿方天然气储量规模前景。

54、海外勘探工作主要 集中在圭亚那 Stabroek 区块，截至 2021 年 10 月已获得 6 个新发现，目前该区块可采资源 量超过 100 亿桶油当量，进一步夯实了公司在海外发展的资源基础，同时该项目产量分成 合同（PSC）条款宽松，政府留存油比例较低，回报收益大幅提升。4、碳中和约束趋紧，积极布局天然气和海上风电4.1 低碳减排提上日程，能源转型方兴未艾近十年来，全球 CO2 排放量居高不下，2019 年达到 343.6 亿吨，2020 年受疫情影响稍有 下降到 322.8 亿吨。为控制高排碳带来的全球变暖和极端气候，巴黎协定应运而生，该 协议确立了 2020年后国际社会合作应对气候变化的

55、基本框架，提出把全球平均气温较工业 化前水平升幅控制在 2以内，并为控制在 1.5内而努力。这意味着到 2050 年全球煤炭、 石油和天然气消费量会出现不同程度下降，对石油公司的发展提出了巨大挑战。国际石油公司纷纷涉足低碳领域，并分化出了两种转型策略。一种是以欧洲石油公司为代 表的向“综合服务能源商”转型路径，即将提高新能源业务比重。如 BP 在未来十年内将 石油天然气日产量降至 2019 年的六成，同时增加非石油和天然气业务投资。壳牌重新平 衡其业务组合，提高可再生能源投资。道达尔将把 LNG 和可再生能源及电力作为公司两大 支柱业务。另一转型策略是以美国石油公司为代表的“仍以传统业务为重”

56、方向，相较于 欧洲石油公司，美国公司更为保守谨慎，如埃克森美孚和雪佛龙更注重提高原有业务效率 和脱碳，雪佛龙强调投资可再生能源是为服务其核心传统油气业务，埃克森美孚则倾向于 利用生物燃料和碳捕获、利用和封存技术（CCUS，即 Carbon Capture, Utilization and Storage）减少油气生产碳排放。总体来看，在转型过程中，石油公司一方面需要发展脱碳技术并加大天然气业务占比延长传统业务寿命，实现能源的顺利过渡，另一方面，石油公司也需拓展新能源业务来提高抗风险能力。4.2 高碳向零碳过渡，天然气迎来发展机遇2020 年，中国在疫情爆发后快速复苏，CO2排放量达到 99 亿

57、吨，占全球排放量的 31%， 相比 2019 年同比增长 1%，但全球大多数国家受疫情影响碳排放量同比下降 6%，中国碳 减排任务艰巨。但从中短期来看，新能源布局尚需时间，在保障国家能源安全下，煤炭、 石油和天然气仍是主要依赖的能源。鉴于中国的矿产资源特点，煤炭在中国能源消费结构 中占据首要地位。2020 年，煤炭消费占能源消费总量的 57%，石油消费占能源消费总量 的 19%，天然气占能源消费总量的 8%。为满足国家发展和不断增长的能源需求，天然气 在能源消费结构中的比例将逐渐增加。天然气在未来很长一段时间都将发挥着巨大作用。一方面，天然气比煤炭和石油的二氧化 碳排放强度小，另一方面，天然气

58、是目前全球范围内比较稳定的清洁能源，在解决风电、 光伏发电存在的间歇式、不稳定问题方面也可以发挥重要作用。天然气在世界能源供应中 占据愈加重要的地位。据 IEA 统计，天然气在世界能源供给中占比由 1973 年的 16%上升 至 2019 年的 23%，而石油占比则由 46%大幅下降至 31%。同时，多家国际石油公司增加 了天然气业务占比，道达尔计划在 2020-2030 年间将天然气产量占比由 2019 年的 40%提 升至 50%，并计划在 2025 年之前将液化天然气运营能力扩大到 5000 万吨/年，壳牌提出 到 2025 年液化天然气产能将新增 700 万吨/年。相比石油，我国天然气

59、资源较为丰富，天然气储采比逆全球之势上涨。在能源转型和国家 能源安全战略指导下，我国天然气储采比在 2016 和 2019 年经历两次跃升，在全球天然气 储采比总体下降的大趋势下实现逆势上涨，在世界范围内也处于领先水平，2020 年我国天 然气储量寿命为 43 年，接近全球水平（50 年），大幅高于美国水平（14 年）。从资源分布 角度来看，我国海上天然气储量丰富，拥有海域天然气水合物资源量约 800 亿吨油当量 （约合 928.56 亿立方米），经过钻探验证圈定了 2 个千亿方级矿藏；我国也是全球首个海 域可燃冰试采获连续稳定气流的国家，并实现海域连续稳定产气 60 天，累计产气量超 30 万立方米。天然气作为清洁能源，其消费量呈现不断增长趋势。2020 年，