2022年中国海油研究报告

1、2022年中国海油研究报告1、 中国海油：国际化的海上油气勘探生产巨头1.1、 勇立潮头二十年，回 A 开启新篇章中国海洋石油有限公司（以下简称中海油或公司）是中国最大的海上原油及 天然气生产商，也是全球最大的独立油气勘探及生产集团之一。公司主要业务为 原油和天然气的勘探、开发、生产及销售，国内业务集中在渤海、南海西部、南 海东部和东海等区域，并在二十多个国家拥有多元化的优质资产。 公司前身为原石油工业部所属海洋石油勘探局和南海石油勘探指挥部， 1982 年中国海洋石油总公司成立，开始与外国公司在中国海域合作开采油气资 源，1999 年 8 月通过资产重组，成立聚焦油气勘探生产业务的中国海洋石

2、油有 限公司，并于 2001 年 2 月在纽交所和港交所挂牌上市，2013 年公司 ADRs 在 多伦多证券交易所上市交易。上市 20 年以来，公司加强国内勘探开发的同时， 坚持国际化战略，通过海外并购和直接勘探开发大举进行海外扩张。截至 2021 年末，公司拥有净证实储量约 57.3 亿桶油当量，全年油气总产量为 573 百万桶 油当量。2021 年公司先后在纽交所和多伦多交易所退市，2022 年 3 月 30 日公司收 到证监会核准回 A 的批文，4 月 21 日起正式在上交所挂牌交易。公司本次 A 股 发行人民币股份 26 亿股，允许超额配股，超额发售不超过本次发行 A 股股数的 15%

3、。发行价格为 10.8 元，在超额配售选择权行使前，本次 A 股发行募集资 金总额为 280 亿元，扣除发行费用后，募集资金净额为 279 亿元；2022 年 5 月 20 日，公司超额配售选择权行使期满，人民币股份发行最终募集资金总额为 322.92 亿元。公司募集资金全部用于为油气开发项目补充流动资金，包括圭亚 那 Payara 油田开发项目、流花 11-1/4-1 油田二次开发项目等共计八个项目。公司是中海油集团旗下企业，实际控制人为国资委。截至 2022 年 4 月 11 日（A 股招股书签发日），中海油集团直接持有和通过中国海油 BVI 持有公司共 计 65.2%的股份，为公司控股股

4、东；公司通过中海石油（中国）有限公司和中 国海洋石油国际有限公司分别拓展海内外业务，旗下分公司承担区域业务，并持 有中联煤层气公司 100%股权，子公司业务分配清晰。1.2、 聚焦油气勘探生产，油价回升业绩大增公司自成立以来专注于上游油气勘探、开发和生产业务，主要收入来源为石 油和天然气销售，其中石油销售收入贡献了 2021 年收入的 78%；2016 年以来， 国际油价低迷，公司盈利承压，但由于公司桶油开采成本较低，经营仍体现出一 定的韧性；2021 年，国际油价震荡上行，公司业绩大幅回升，实现营业收入 2461 亿元，同比增长 58.4%；实现归母净利润 703 亿元，同比大增 182%。

5、2022 年 第一季度国际油价重回 100 美元/桶，公司充分受益于高油价，22Q1 实现营业 收入 909 亿元，同比增长 74%；实现归母净利润 343 亿元，同比增长 132%。1.3、 坚持高股息政策，2022 年特别股息回报丰厚公司自上市以来坚持派息，维持高股东回报，H 股上市以来累计股利支付率 为 41.0%。公司股息政策保持韧性，2016 年，公司净利润仅 6 亿元，仍然派发 了 0.35 港元/股的股息。2022 年公司启动人民币股份发行，为了避免影响公司 人民币股份发行进度，董事会决定暂不建议派发 2021 年末期股息，并将在人民 币股份发行完成后尽快公布特别股息方案，将原拟

6、建议派发的 2021 年末期股息 和香港上市二十周年特别股息作为特别股息合并宣派；2022 年 4 月 28 日，公 司公告称将派发 1.18 港元/股的特别股息，派发日为 2022 年 7 月 15 日。以公 告日汇率和收盘价计算，本次特别股息对应的 H 股股息率为 10.9%。2、 逆势扩张砥砺前行，中国海油响应“增储上产”成绩斐然稳定的上游油气储量是石油公司长期增产的根基。储量的增长需要石油公司 持续增加资本开支，并通过油服企业进行勘探和开发。一个油田或气田从勘探、 发现，到全方位地进行油气田的开发与开采，常常要经历 3 年、5 年甚至更长时 期。我们认为，公司从油价低迷的 16 年开始

7、，无惧行业景气变化，持续提高资 本开支，18 年起油气产储量持续增长；19 年起，公司响应国家“增储上产”号 召，加大勘探开发力度，成果丰厚，未来公司将在“增储上产”政策指引下，延 续资本开支扩张计划，产储量有望维持高增速。2.1、 响应国家政策号召，资本开支领先行业2.1.1、能源安全战略背景下，公司增产目标明确我国原油进口依存度高，增产任务重大。我国是世界第二大原油消费国，原 油进口依存度逐年提升，从 2001 年的 28%增至 2021 年的 75%。降低原油进口 依存度，有助于保障我国能源安全，降低国际政治和能源供给风险。海洋油气开发前景广阔。我国海洋油气储量丰富，根据 2016 年全

8、国第四次 油气调查数据，海洋石油剩余技术可采储量占我国石油剩余技术可采储量的 34%，海洋天然气剩余技术可采储量占我国天然气剩余技术可采储量的 52%； 渤海、东海、南海东部、南海西部已成为我国重要的油气生产基地，但我国海洋 油气整体探明程度相对较低，石油资源探明程度平均为 23%，天然气资源探明 程度平均为 7%。总体而言，我国海洋石油储量仍处于高增长阶段，海洋天然气 储量增长仍处于早期阶段，未来海上油气储量增长潜力仍然很大。 海洋油气产量高速增长。随着国内陆地原油资源的开采到达瓶颈，海洋油气 资源逐渐成为我国油气增量的主要来源。2021 年我国海洋油、气产量分别比上 年增长 6.2%和 6

9、.9%，海洋原油增量占全国原油增量的 78.2%，有效保障了我国能源稳定供给和安全。同时，渤海、珠江口等地区的一批海上油气田勘探获重 大发现，国内首个超深水大气田“深海一号”正式投产。2021 年海洋油气业全 年实现增加值 1618 亿元，比上年增长 6.4%。公司响应国家政策号召，推出“七年行动计划”和“两个 2000 万”上产目 标。在国内“增储上产”大背景下，2019 年 1 月，公司制定关于中国海油强 化国内勘探开发未来“七年行动计划”，提出到 2025 年，公司勘探工作量和 探明储量要翻一番，公司将加大勘探力度，加大国内油气开发力度，持续发力“增 储上产”；2019 年 5 月 24

10、 日，中国海油南海西部和东部油田“两个 2000 万” 上产目标正式提上日程，计划到 2025 年，全面建成南海西部油田 2000 万方、 南海东部油田 2000 万吨的上产目标。 公司资本开支逆势扩张，2022 年资本开支计划增速 8.5%。2016-2018 年， 公司克服原油景气度低迷的困难，坚持提高资本开支，三年平均增速达到 12.9%； 2019 年，“七年计划”制定当年，公司资本开支达到 786 亿元，创 2015 年以 来新高；2020 年，油价跌至十年最低，但公司资本开支跌幅仅为 1.5%；2021 年，公司资本开支达到 876 亿元，同比增速达 13.2%，根据公司 2022

11、 年战略展 望，公司 2022 年资本开支目标为 900-1000 亿元，较 2021 年增幅约为 8.5%。2.1.2、全行业资本开支增速低迷，公司高资本开支回报可期2015 年以来全行业资本开支大幅缩减。油气勘探开发行业内的公司可分为 一体化的石油公司和勘探和生产（E&P）公司两种类型，相比油气产储量规模庞 大的一体化公司，勘探和生产公司的优势在于聚焦上游油气勘探开发，能以更少 的成本去整合资源，并集中优势力量攻克油气上游业务关键技术。全行业的勘探 当期资本开支和当期油价呈现一定的相关关系，2015 年以来，美国页岩油和 OPEC 的产量竞争使得油价跳水，随后长期的低油价环境使得全球油气勘

12、探开支 持续处于低位，2020 年疫情造成全球原油需求低迷，油价探底，2020 年全球油 气勘探开支仅为 3020 亿美元，创 10 年来新低，已不足 2014 年全球勘探开支最 高点 7120 亿美元的一半。海外油企受制于海外新能源政策、成本与通胀、股东回报因素从而担忧投资 回报率问题，不愿提高资本开支。2021 年，受益于全球天然气价格暴涨和国际 油价攀升至 7 年新高，全球原油巨头集体扭亏为盈，利润纷纷录得历史新高。但 是，海外油气巨头并未由此拟定激进的资本开支计划，上游资本开支甚至持续降 低，原因包括：（1）政策方面，海外碳中和政策较为激进，巨头担心 3-5 年后 原油需求达峰；（2）

13、成本方面，2021、2022 年美国通胀严重，人工、材料等 成本膨胀；（3）股东回报方面，2020 年各大油企纷纷录得大幅亏损，股东要求 公司率先将利润用于回报股东而非增加投资。2021 年，五大石油巨头上游资本 开支降幅达 4%。长期来看，巨头资本开支增长计划较为谨慎。23-25 年国际巨 头资本开支的上限将回到 2016 年水平，但无法回归 15 年以前的高开支时期， 长期资本开支增速预期较低。公司资本开支投入增速在全世界范围内领先，赋予公司充足的扩张动能。 2016 年以来，公司在周期底部逆势布局，资本开支稳定增长，2022 年资本开支 计划达到 900-1000 亿元，以 2016-2

14、022 年复合增速计算，公司资本开支复合增 速为 11.8%。2017 年以来，一体化油气巨头纷纷压降资本开支水平，2022 年有 所增加但难以回到 2015 年以前高油价时期的资本开支水平；可比勘探与生产公 司资本开支虽有所增加，然而增速不及公司。公司不存在上述海外油企增加资本开支所面临的问题，未来投资回报率有保 证。（1）政策方面，在我国保障国家能源安全大战略和“增储上产”政策环境 下，国家鼓励公司增加勘探开发投入；（2）成本方面，公司连年降本增效，成 本控制能力优秀；（3）股东回报方面，一方面公司连年坚持高股利政策，另一 方面低成本赋予公司较强的盈利韧性，即便在油价周期底部的 2020

15、年，海外油 企纷纷录得亏损，公司也能保持盈利。此外，历史数据证明，公司投资回报率位 于行业第一梯队，历年 ROIC 处于可比公司中较高位置。我们认为，公司持续增 加的资本开支将成为公司成长的动力源泉。2.2、 产储量连年上升，上游资产价值凸显2.2.1、依托优质油气资源，产储量稳定增长在“七年行动计划”指引下，公司油气储量连年上升。2021 年公司原油储 量达到 39.23 亿桶，天然气储量达到 8.35 万亿立方英尺，均创历史新高。公司 储量寿命和储量替代率长期保持健康，2021 年公司储量替代率达 162% ，储量 寿命为 10.0 年，连续 5 年稳定在 10 年以上，为未来可持续发展奠

16、定了资源基 础。2022 年公司储量替代率目标为不低于 130%，长期仍将保持健康水平。 公司国内石油资源主要分布在渤海、南海西部、南海东部、东海四大产油区， 在国际化战略下，公司国内、海外油气产储量均实现增长。2021 年，公司国内 原油产量 3.11 亿桶，同比增长 9.6%；海外原油产量 1.41 亿桶，同比增长 13.1%； 国内原油储量 20.95 亿桶，同比增长 7.3%；海外原油储量 18.29 亿桶，同比增 长 7.8%。渤海是公司最主要的油气产区，2021 年产量达 1.8 亿桶，贡献了原油 产量的 40%。公司大力推动增储上产行动以来，2018-2021 年产量保持稳健增长

17、，2021 年油气总产量达到 572.9 百万桶油当量，2022-2024 年三年油气总产量年均增速 目标为 6.1%。公司计划到 2024 年，油气总产量达到 680-690 百万桶油当量， 较 2019 年增长约 46%。 国内开发依托渤海油田，大力推进南海资源开发。渤海油气资源丰富，一直 是公司勘探开发的核心区域之一。2021 年，渤海油田原油产量超 3000 万吨， 成为中国第一大原油生产基地，预计 2025 年总产量将达到 4000 万吨油当量。 南海油田将成为公司国内油气产量的新增量来源，2021 年 9 月，国内首个大型 深水自营气田深海一号气田的成功投产，标志着中海油海上油气勘

18、探开发实现 1500 米超深水的重大跨越。该气田投产后将连续 10 年稳产天然气 30 亿方/年， 成为满足粤港琼地区用气需求的重要来源之一。 圭亚那 Stabroek 区块贡献海外产量增长。南美洲是公司未来重要的储量和 产量增长来源之一。公司在南美洲的巴西、圭亚那和哥伦比亚持有油气区块的权 益，其中圭亚那 Stabroek 区块为公司重点勘探开发区域。该区块 Liza 油田一 期已于 2019 年 12 月提前投产，2021 年底产量约为 2.5 万桶油当量/日。2022 年 2 月，Liza 油田二期已提前安全投产，高峰产量达 22 万桶油当量/日。该项 目的三期 Payara 油田已完成

19、最终投资决策和政府审批，预计 2024 年投产，高 峰产量为 22 万桶油当量/日。公司预计 2025 年圭亚那 Stabroek 区块总产量将 达到 80 万桶油当量/日。公司持续提高勘探开发作业量，全力保障项目按计划投产。2022 年公司计 划投产 13 个新项目，总权益产能达 20 万桶油当量/日。作业量方面，2021 年 公司国内完成海上探井 206 口，同比增长 10.8%；同时加大陆上非常规气勘探 力度，全年完成国内非常规气探井 149 口，同比大增 53.6%。2022 年，公司国 内海上、陆上非常规探井数计划分别为 227、132 口，合计井数较 2021 年稳中 有增，公司将

20、持续提高勘探开发作业量，完成 2025 年作业量翻一番的目标。2.2.2、海外巨头储量下滑，公司产储量增速国际领先海外巨头上游资本开支长期下行并于疫情期间遭到大幅削减，造成了海外油 气巨头储量下行。我们统计了全球五大一体化巨头和三家可比勘探与生产公司的 总储量，2021 年，五巨头油气总储量从 2019 年的 769 亿桶油当量缩减至 682 亿桶油当量，降幅达到 11.4%。储量不足使海外巨头增产缓慢，中长期增产能 力亦受影响；勘探与生产公司储量情况稍好于一体化巨头，2019-21 年总降幅为 1.3%。公司产储量成长能力国际领先。以 2016-2021 年复合增速计算，公司油气 总产量复合

21、增速 3.7%，总储量复合增速 8.1%；同时期海外油气一体化巨头储 量增长长期停滞，公司储量增速相较海外一体化巨头拥有绝对领先优势；相比于 Equinor、西方石油等专注于勘探生产业务的石油公司，公司储量增速仍占领先 地位，产量增速具有国际竞争力。储量指标方面，公司通过持续推进增储上产， 无论是储量替代率还是可采寿命，在可比公司间都位于健康水平。2.2.3、公司 NPV10 储量价值仍被低估NPV10 是衡量国际油气勘探生产企业的重要指标，公司上游资产（油气储 量）经贴现的未来净现金流量标准化度量（NPV10）是公司依据现有的上游油气 已探明储量，按一定的生产曲线进行假设，计算出未来净现金流

22、，再将未来净现 金流以 10%的折现率进行折现所计算得出。该指标受公司储量和油价影响，能 反映公司储量的价值。2021 年，公司增储上产成效显著，实现油价虽尚未回到 13-14 年高位，但 NPV10 从 13 年的 3795 亿元成长至 5196 亿元，体现了公司 储量大幅增长的成果。2022 年，高油价时代再临，公司加强增储上产工作，NPV10 有望进一步增长。我们使用公司市值与公司 NPV10 的比值这一指标来进行可比公司间的横向 比较。2021 年 12 月，公司披露的 NPV10 为 5196 亿元，约合 780 亿美元，截 至 2022 年 7 月 18 日，公司市值与 NPV10

23、 的比值为 1.39，而海外可比公司的 市值与 NPV10 的比值普遍高于公司。一体化石油公司的市值包含了下游资产价 值，因而市值与 NPV10 的比值较高，但勘探与生产公司康菲石油、Equinor、 西方石油的市值与 NPV10 之比分别为 1.98、2.48、1.69，也均高于公司。考虑 到公司的资源优势和成长能力，我们认为公司的储量现金流价值仍被低估。3、 原油维持高景气，中国海洋低成本铸造坚实护城河3.1、 供需错配叠加地缘政治紧张，油价景气度高企地缘政治催化叠加原油供需趋紧，今年以来油价大幅上行。经历了 2020 年 疫情重挫需求油价跌至谷底、2021 年油价在疫情反复中震荡上行后，

24、2022 年以 来，全球原油供需偏紧，叠加地缘政治冲突持续，原油价格大幅上行。截至 7 月 22 日收盘，布伦特和 WTI 原油现货价格分别为 103.20 美元/桶和 94.70 美元 /桶，较年初累计涨幅分别为 31%和 24%。 看好今年原油景气度持续。我们在 5 月 27 日发布的报告高油价时代来临， 探寻确定性的机会石油化工行业 2022 年中期投资策略中提出，短期供给 端紧张难以修复，地缘政治助推下油价将维持高位；长期来看，原油需求偏刚性 和海外油气巨头资本开支不足导致的供给收缩将使原油供需维持紧张，油气行业 景气周期已至。6 月后，地缘政治事件持续发酵，油气行业利好持续兑现，我们

25、 延续对油价景气度的判断。地缘政治加剧原油供给紧张态势俄乌冲突持续，欧洲全面制裁俄罗斯原油。2022 年 2 月 24 日，俄罗斯启 动对乌克兰的“特别军事行动”，俄乌双方在基辅、乌南部沿海、乌东地区等地展开军事冲突。截至 2022 年 5 月，俄罗斯已退出基辅地区，并攻占赫尔松、马 里乌波尔等乌克兰城市，战事重心转向乌东地区。西方国家积极推动对俄制裁， 俄罗斯能源出口、外汇、银行结算等多部门遭到限制。6 月 2 日，欧盟正式批准 第六轮对俄制裁，欧盟将在未来六个月内，禁止成员国以海运方式采购俄罗斯原 油，未来八个月内禁止海运方式进口俄罗斯炼油产品；作为对匈牙利等内陆国家 的妥协，制裁令将暂时

26、允许通过陆上输油管进口俄罗斯原油；此外，欧盟还禁止 为运输俄罗斯石油的欧洲船只提供保险，并将三家俄罗斯银行排除在 SWIFT 系 统外。新制裁将立即覆盖三分之二欧盟自俄进口石油，并在年底覆盖率达到 90%。对俄制裁下，俄罗斯原油供给预计下滑 200 万桶/日。2020 年，俄对欧原油 出口量为 276 万桶/日，制裁落地后，俄对欧原油出口将立即减少约 180 万桶/ 日，至今年年底将减少 250 万桶/日；制裁将严重冲击俄罗斯原油供给，俄罗斯 预计今年原油产量下降约 200 万桶/日，占总产量的 17%。IEA 预计 5 月俄罗斯 减少的供应量为 160 万桶/日，然后在 6 月升至 200

27、万桶/日，从 7 月起将升至 近 300 万桶/日；2022 年 2 月，俄罗斯原油产量为 1034 万桶/日，占全球总产 量的 11%；俄罗斯原油供给受阻，使原油供给紧张程度陡升。 伊核第七轮谈判无果，伊朗增产前景不明。2015 年 7 月，伊朗与美国、英 国、法国、俄罗斯、中国和德国达成伊核协议。2018 年 5 月，美国政府单方面 退出伊核协议，随后重启并新增一系列对伊制裁。伊核协议相关方 2021 年 11 月开始在奥地利首都维也纳举行第七轮谈判，然而维也纳伊核第七轮谈判仍未能 一锤定音。2022 年 1 月，伊朗原油产量为 250 万桶/日，占全球总产量的 3%。 伊朗拥有 130

28、万桶/日的闲置产能等待回归，将于制裁解除后立马回归市场；但 是，伊朗产能回归市场仍需时间。后疫情时代原油需求恢复，2030 年以前将维持刚性2021 年以来，全球经济恢复增长，复工复产使原油需求开始恢复。2022 年 以来，由于地缘冲突造成的高油价抑制需求，叠加疫情反复造成中国和经合组织 国家的需求增长缓慢，IMF 多次下调全球经济增速预期。IEA 预计 2022 年全球 需求平均为 9930 万桶/日，比 2021 年增加 170 万桶/日，原油需求复苏的趋势 不变。 为抑制国内通胀，2022 年 6 月 15 日，美联储宣布将在 6 月加息 75 个基点， 可能支持 7 月再次加息，此次加

29、息为 21 世纪以来力度最大的一次加息，市场对 美国经济衰退引发原油需求下降的担忧加剧，原油价格及需求预期回调。但是，考虑到欧美出行需求反弹，中国需求进入恢复期，我们认为原油需求在美联储加 息的影响下依然将维持复苏态势。此外，石油作为有机化工最常见的碳源，性能 优良，目前难以找到合适的替代品。石油不仅是民生必需品，更是现代化工业、 农业、国防的重要物资，被称为“工业血液”。石油不可替代的化工需求和大量 现存燃油车支撑的燃料需求将使原油需求于 2030 年以前仍偏刚性。OPEC 每月增产 65 万桶/日不足以弥补俄油供给缺口OPEC 闲置产能不足，增产执行能力堪忧。自 2021 年 8 月起，O

30、PEC+计划 每月增产 40 万桶/日，其中 OPEC 成员国增产 25 万桶/日。然而，闲置产能的 缺乏使 OPEC 增产执行情况堪忧。目前，除受制裁的伊朗外，OPEC 成员国仅沙 特和阿联酋拥有 100 万桶/日以上的闲置产能可以立即投放，但拥有大量闲置产 能的沙特严重缺乏增产意愿，沙特屡遭胡塞武装袭击，宣布不会对全球市场的任 何石油供应短缺承担任何责任。缺乏增产能力和意愿使 OPEC+在原油供给紧张 的环境里仍坚持其原增产计划，2022 年 1-4 月，OPEC+增产目标均维持 40 万 桶/日，5-6 月小幅增至 43 万桶/日。 后续OPEC+拟提升增产幅度，但仍小于俄油供给退出幅度

31、。6月2日，OPEC+ 同意加大增产力度，宣布 7 月、8 月均增产 64.8 万桶/日，远超 5 月、6 月计划 增产幅度 43.2 万桶/日，计划增产幅度将提升 50%；OPEC 考虑豁免俄罗斯参与 石油生产协议，因为制裁和部分欧洲禁令开始削弱俄罗斯石油增产的能力。但是， 整体而言，OPEC+的增产量仍不足以弥补今年约 200 万桶/日的俄油供给退出。美国页岩油增产受制于成本上涨和库存井数不足美国页岩油企业 2021 年资本开支明显回升，但产量不增反降。我们追踪六 家美国页岩油企业的资本开支在 2021 年都出现了大幅回升，合计同比增幅达到 24%。但是，2021 年美国页岩油的高资本开支

32、并未转化为高产量。2021 年，美 国页岩油产量为 722 万桶/日，同比减少 1.4%。成本增长和库存井数不足制约美国页岩油增产。目前美国页岩油生产受制于 严重的成本增长、劳动力和供应链的短缺。Diamondback 公司表示，自 2020 年第三季度至 2022 年第一季度，其燃料成本增加 93%，水泥成本增加 43%， 套管成本增加 42%，定向钻井成本增加 35%，设备租金上涨超过 20%。此外， 疫情期间钻井活动停滞，为了保证产出，美国页岩油库存井（DUC）遭到快速消 耗，至 2022 年 6 月仍位于历史低位。DUC 的低下不但限制了页岩油的增产潜力， 还使页岩油企业的新增资本开支

33、大量用于新钻井，严重影响页岩油企业的长期增 产能力。3.2、 低成本铸造坚实护城河低成本是公司的核心竞争优势。经过多年努力，公司披露的桶油主要成本由 2013 年的 45.02 美元/桶油当量降低至 2020 年的 26.34 美元/桶油当量，降幅达 41.5%。2021 年，公司桶油主要成本随国际油价上涨和税率增加而同比上升， 但仍维持较低水平，仅为 29.49 美元/桶，体现了公司强大的成本控制能力。从 桶油完全成本来看，公司 2021 年桶油完全成本仅 36 美元/桶，为可比公司中最 低，体现了公司低桶油成本的强大竞争力。控制桶油成本的关键是控制作业费用和折旧摊销。公司披露口径的桶油主要

34、 成本包括：（1）作业费用，即开采石油直接产生的费用，包括油井作业费、维 修费、海上人员费、信息通讯气象费、供应船费等；（2）折旧与摊销，即公司 在开始商业性生产前发生的费用和有关固定资产的折耗、摊销、折旧；（3）弃 置费，即拆除海上生产平台和海上油气资产的预计拆除费用;（4）销售与管理费 用;（5）所得税以外的税金，在我国，石油企业特有的营业税以资源税为主。作 业费用和折旧与摊销是桶油主要成本的主体，且可操作性强于后三项，因此成为 石油公司管控桶油主要成本的关键。公司 2021 年桶油作业费、折旧与摊销较 2013 年分别下降 36.1%和 27.1%，是公司桶油成本下降的核心贡献项。以下我

35、 们分别讨论此两项成本的未来变化趋势。降本增效成果斐然，作业费用得到有效控制作业费用按是否与产量相关可分为固定费用（例如海上人员费、直升机、供 应船、油料、维修费等）和可变费用（主要包括油气水处理费、油井作业费、租 赁费等）。作业费用一般与油价正相关，高油价会通过影响大宗商品价格、提高 石油开采环节的物料花销，从而提高桶油作业费用；低油价通过相同渠道降低人 员物料成本的同时，也驱使石油公司加强成本管控，进一步降本增效。自 2014 年开始，公司持续通过“质量效益年”活动全面强化成本控制， 扎实开展降本提质增效专项行动，通过优化工作部署、加强现场管理、实施技术 升级等措施，公司主要产油区实现了桶油作业费持续稳定下降。公司建立了降本 增效长效机制，通过大力推动增储上产、技术创新、优化工作部署等方式，深挖 降本空间、确保资源向效益高点配置，力求勘