2022年中国海油竞争优势分析

1、2022年中国海油竞争优势分析1. 中国海油：能源安全急需增储上产 海洋油气龙头价值凸显1.1 能源安全推动开发迈入深蓝从能源安全角度来看，我国“富煤，贫油，少气”的资源格局使得原油以及天然气的 进口依存度居高不下。根据中国石油和化学工业联合会数据，2021 年国内原油产量 1.99 亿吨，同比增长 2.2%，但是原油表观消费量高达 7.04 亿吨，2011-2020 年期间的年复合 增长率高达 4.5%，可见国内原油产量增速远不及消费量增速，这也使得原油对外依存度由 2011 年的 55%上升至 2021 年的 72%，增长幅度 17%。与此同时，中国石油剩余技术 可采储量基本徘徊在在 35

2、-36 亿吨附近，增速较为缓慢。在全球地缘政治日趋复杂的背景 下，国家能源安全面临严峻挑战，增储上产的战略价值日益凸显。因此，国家近年来出台多项政策能源安全保驾护航。具体来看，政策目标主要表现在 两个层面：1）加速国内矿权流转，从而提升勘探的范围。比如 2019 年自然资源部发布了关于 推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行），要求开展油气探矿权竞争出让试点， 探索积累实践经验，稳步推进油气勘查开采管理改革。2）加大上游投资，提升勘探的强度。比如 2020 年国务院发布的新时代的中国能源 发展，要求提升油气勘探开发力度，提高油气自给能力。政策端的不断加码也为国内油 服行业的回暖提供了良好的保

3、障。在相关政策的驱动下，国内油气勘探开发力度持续加大：1）从勘探开支来看，油气企业不断增加油气勘探开发资本支出，为满足国内油气需求 增长提供有力支撑。2020 年，中国油气勘探投资额达 710 亿元，相比 2016 年投资额 增加 34.5%；油气开发投资额为 2,249 亿元，相比 2016 年投资额增加 68.7%。 未来， 随着中国油气需求的进一步提升以及国家对能源安全的高度重视，预计中国石油及天然气 勘探开发投入将进一步提升。2）从勘探区域来看，随着国内陆地常规油田开发进入开发生命周期衰退期，海洋油气 成为未来增储上产的主要来源。其中 2020 年，中国海洋石油产量 5164 万吨，较

4、 2019 年 增长 248 万吨，增量占中国国内石油增量的 80%以上，已经成为国内增储上产的主力军。 主要由于海洋油气资源非常丰富，其平均储量远高于陆地。根据全国第四次油气调查数据， 海洋石油剩余技术可采储量占中国石油剩余技术可采储量的 34%；海洋天然气剩余技术可 采储量占中国天然气剩余技术可采储量的 52%。但中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，中国海洋石 油储量增长处于高峰阶段前期，海洋天然气储量增长仍处于早期阶段，未来海上油气储量 产量增长潜力仍然很大。1.2 公司是海洋油气开发领军企业公司背靠中海油集团，是

5、中海油集团下属油气勘探开发业务主体，而上游油气勘探开 发生产是中海油集团的核心业务环节，专业技术服务、炼化与销售、天然气及发电等业务 板块公司均围绕公司开展或延伸相关。公司深耕油气勘探领域超过二十年，主要业务涵盖 原油和天然气的勘探、开发、生产及销售，逐渐成长为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。公司在国内海洋勘探领域处于绝对主导地位，同时也通过并购开展全球化布局。在国内，公司通过自营作业及以产品分成合同的形式与合作伙伴合作。在渤海、南海 西部、南海东部和东海等区域进行油气勘探、开发和生产活动。截至 2021 年末，公司约 57.4%的净证实储量及约

6、68.5%的净产量来自国内。在海外，公司在多个世界级油气项目持有权益。资产遍及资产已遍及包括印度尼西亚、 澳大利亚、尼日利亚、伊拉克、乌干达、阿根廷、美国、加拿大、俄罗斯等在内的二十多 个国家和地区。截至 2020 年末，海外油气资产占公司油气总资产约 50%；截至 2021 年 末，公司约 42.5%的净证实储量和约 31.7%的净产量来自海外。随着国内外油气勘探业务的稳步推进，2020 年末，公司全年油气净产量约 5.3 亿桶 油当量，较 2011 年增长 59.0%。公司拥有净证实储量约 53.7 亿桶油当量，较 2011 年 增长 68.4%，创历史新高。根据 2022 年规划目标，中

7、海油 2022 年的净产量目标为 66.1 亿桶油当量，同比增长约 5.3%7%。公司股权结构清晰，65.2的股权由中海油集团所有，其余 34.8由公众持有。其中 中海油集团成立于 1982 年，是经国务院批准的国家授权投资机构和国家控股公司试点单 位。1.3 公司主营业务和业绩表现突出从营收和归母净利润来看，除了 2020 年以外，过去 5 年公司营收和归母净利润整体 保持增长态势，CAGR 分别达到 7%和 30%。主要由于公司主要业务是油气的勘探与开发， 业绩受油价影响较大，其中 2017-2019 年，随着油价逐步回升，行业利润稳步提升；而 2020 年受疫情影响，全球原油需求减少，油

8、气价格大幅回落至历史低位，对公司业绩形成 明显拖累。然而，随着疫情缓解，国际油价重回上升通道，带动公司 2021 年营收和归母净 利润同比分别增长 57%和 182%，创造了近几年的最好业绩。同时，公司发布的一季报预告显示，2022Q1 公司实现营业收入 690-830 亿元，同比增长 32%-58%；实现归母净利 润 240-280 亿元，同比增长 62-89%，公司业绩延续高增长。从主营业务看，勘探生产与贸易是公司最主要的两个板块，相较于其他“两桶油”而 言，中海油对上游业务更为专注。其中勘探生产板块主要包含油气销售，该板块收入占比 逐年递增，截至 2021 达到 90%；贸易板块对收入的

9、贡献度则逐年减少，占比约为 8%。从毛利率来看，除了 2020 年以外，过去几年公司毛利率整体保持提升态势。一方面， 受油价抬升以及公司成本优势的推动，占比较高的公司油气销售板块毛利率保持提升明显 （2020 年除外），另一方面，毛利率较低的贸易业务占比有所下滑。20182021 上半年， 公司贸易业务的收入分别为 358.30、308.67、121.31 和 63.70 亿元，整体呈逐年下降趋 势。由于该业务毛利率较低（2020 年只有 1.5%），带动整体毛利率提升。2. 中国海油研发驱动叠加管理创新 低成本优势笑傲群雄2.1 降本增效打造成本优势降本增效战略赋予公司领先的成本优势，增强了

10、公司的抗风险能力。公司追求有效益 的储量产量增长，把成本管控贯穿于勘探、开发、生产的全过程，并积极推动技术和管理 创新，增强成本竞争优势。经过多年努力，公司桶油主要成本由 2013 年的 45.02 美元/ 桶油当量降低至 2021 年的 29.49 美元/桶油当量，降低 34.4%。其中 20182021 年， 公司的桶油作业费分别仅 8.08、7.39、6.90、7.83 美元/桶油当量，低于同行业平均水平。主要是自 2014 年开始，公司建立了降本增效长效机制，全面强化成本控制，横向上 涵盖勘探、开发、生产、储量、销售、规划、财务、资金等在内各个专业，纵向串联起总 部、各分子公司、各作业

11、区、各平台和单井，强化成本对标分析和监控预警，适时精准施 策，构筑全周期成本管控机制。通过大力推动增储上产、优化工作部署、加强现场管理、 实施技术升级等措施，力求勘探开发生产全过程降本。在此基础上，公司不断实施勘探开 发，进一步提升油田储量，摊薄了油气资产综合勘探及开发成本，桶油成本降幅明显，成 本竞争优势得到进一步巩固。另外，桶油成本的降低也带动公司毛利率表现优异，相比同行业公司处于偏高水平。 除了公司业务更偏重上游勘探开发，使得毛利率相对更高的因素外，还受到其他深层次因 素的影响。首先，通过加强对外合作，降低部分区块的勘探成本。公司享有对外合作进行海洋石 油勘探、开发、生产和销售的专营权。

12、与外国合作伙伴签署产品分成合同后，中国海油将 除管理和监管职能以外的商业权利和义务转让给公司。一般而言，勘探期内公司的外国合 作伙伴将根据产品分成合同承担与勘探相关的所有成本，在取得商业发现并开始生产后， 才能回收勘探成本。这帮助公司降低了中国海域的发现成本、勘探风险。其次，通过海上油田规模化发展，降低后期的资本开支投入。公司在中国海域有数十 年的勘探开发经验，熟悉中国海域地质构造并拥有成功的勘探开发记录。目前，公司在中 国海域拥有 120 多个在产油气田，建立了成熟的海上生产设施和海底管网系统，通过油气 田规模化发展，有效利用现有设施开发新项目，降低资本开支投入。2.2 研发优势提供技术保障

13、核心技术成果的转化为公司的降本增效策略提供了技术保障。海洋油气勘探面临“两 高一低”的风险，即高投入、高风险、低油价的风险，具备天然的技术壁垒：一方面，海洋油气开发环境相比陆地更为复杂。复杂的海况和地质情况对于海洋油气 勘探成功率影响较大，而海洋勘探作业也面临地质结构复杂，面临深水、深层、高压等复 杂的作业环境以及台风极端天气等诸多挑战。另一方面，海洋油气开发对于安全环保要求更高。一旦发生类似于墨西哥湾漏油事件， 将对企业造成严重的经济负担，这对于中小型企业在技术上还是资金上均构成了极高的门 槛。公司经过多年的技术攻关，在海洋油气勘探、开发及工程等领域形成一系列技术能力。 目前已逐步建立起 5

14、00 米水深以内完整的海上油气勘探开发生产技术体系，突破了 1,500 米超深水油气田开发工程模式关键技术体系，并在中深层勘探技术、强化水驱及增产挖掘技术、稠油规模化热采有效开发技术、在生产油气田提高采收率技术等关键技术领域取得 新进展，并且取得了一系列国家级科技奖励成果。通过将这些重大的研究成果转化，公司具备了以下优势：一方面，有利于提升公司探井成功率及开采效率，进而降低成本。油气勘探开发行业 是资本密集型的行业，海洋勘探开发资本投入更大，海洋油气田开发项目通常需要几十亿 元至百亿元的投资规模。凭借关键技术的突破、先进装备和技术的推广应用，公司探井成 功率及开采效率将提高，实现了渤海深层/超

15、深层潜山大型整装凝析油气藏、琼东南陵水凹 陷千亿方深水天然气藏等重大勘探发现。另一方面，提升了公司向“深水深层”“非常规”等新领域扩展的能力，扩大了公司 的油气勘探开发领域。其中 2021 年 6 月中国海域首个自营大型深水气田陵水 17-2 成 功投产，标志着公司具备自主勘探开发深水油气田的能力。考虑到近年全球海上超过一半 的重大油气发现都位于深水，而中国深水、超深水油气勘探程度低，也是未来油气勘探潜 在增量所在，技术优势为公司为增储上产提供了科技支撑。2.3 全球视野塑造管理优势从管理层来看，公司管理层在石油和天然气行业工作多年，熟悉油气勘探、开发和生 产，具备丰富的大型油气公司管理经验，

16、管理团队和员工通过众多对外合作项目，积极汲 取国际领先公司的项目管理经验，具备全球视野和国际化管理能力。公司的治理水平得到了公众和股东的认可。 2020 年，中海油荣获资本市场最有影响 力的机构之一大公文汇传媒集团“中国证券金紫荆奖” “最佳上市公司”、“最佳上 市公司 CEO”等多项大奖。公司还连续多年获得亚洲企业管治机构投资者等机构 颁发的企业管治相关奖项。从人均创收来看，2021 年，公司人均创收 1370 万元，约是中石油的两倍。主要由于 公司实施人才兴企战略，深化人才发展体制机制改革。在这一理念指引下，公司员工长期 保持在 1.8 万人左右，远低于另外两桶油，同时，公司员工中硕士以上

17、学历占比约 1/4，而 中石油占比不到 5%，打造具有战略思维和全球视野的国际一流人才队伍，助力公司长远发 展，入选“2021 福布斯中国年度最具可持续发展力雇主”。3 布局海上风电与煤层气 中国海油推动多元化战略转型近年来，世界多个国家提出“碳达峰”、“净零排放”目标，2020 年，中国政府提出 了 2030 年碳达峰、 2060 年碳中和的目标，在此背景下，能源转型的进程将加速进行。 公司顺应全球能源行业低碳化发展大趋势，稳步推进绿色低碳战略，加速能源转型。3.1 加强海上天然气和陆地非常规气的开发力度虽然长期来看，太阳能、风能、水能、地热能等可再生能源将逐渐取代由煤炭、石油、 天然气等化

18、石能源，但是太阳能、风能等能源面临开发成本偏高、供应不稳定等问题，并 且化石能源内部也存在差异，天然气的单位热值碳排放相对较低，约为煤炭和原油的 60% 和 75%，同等热值下，煤炭、石油、天然气比价为 173，使用天然气也更为经济。因 此，天然气是化石能源中唯一的低碳、清洁能源，具有高效、优质、资源丰富和使用便利 的优势，可以与可再生能源形成良性互补，对于优化能源结构和减碳减排有着重要作用。在此背景下，我国天然气消费持续快速增长。2020 年，中国天然气表观消费量 3,280 亿立方米， 2011-2020 年复合增长率达 10.5%；中国天然气产量 1,925 亿立方米， 2011-202

19、0 年复合增长率达 6.9%，供需缺口仍然较大。公司在海上天然气开发方面具备技术和资源优势，其中国内海域首个大型深水自营气 田陵水 17-2 已于 2021 年 6 月 25 日投产，投产后每年将为粤港琼地区稳定供气超过 30 亿立方米，将大力提升公司天然气供给能力，推动绿色低碳转型发展。未来公司将继续 加大天然气勘探力度，规划将天然气产量占比从 2020 年的 21%提高到 30%左右。作为天然气的有效补充，煤层气产业具有广阔的发展前景。另外，从产业效益和生态 环境保护来看，开发煤层气不仅可以有效防治煤矿瓦斯事故，提供优质清洁能源。同时， 开发煤层气能够大大降低煤炭开发过程中的甲烷排放，而甲

20、烷温室效应是 CO2的20多倍， 煤层气的开发对于实现“双碳”战略意义重大。据自然资源部统计数据，2020 年全国煤层 气产量达到 57.67108 m3，过去 5 年产量增长 29.33%，根据国家“十四五”规划目标， 到 2025 年产量将达到 100 108 m3，增长空间巨大。公司以中联公司为平台，专注于非常规气资源的勘探、开发、生产和销售业务，已在 沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘建成两大生产基地。2021 年 12 月 20 日，中联公司天然 气日产量首次突破 1 400 万立方米，较去年同期增长 40%，增速居全国煤层气企业第一。 未来，公司将继续加大陆上非常规气开发力度，为公司绿色低

21、碳转型和天然气产量增长提 供有力支持。3.2 长远布局海上风电等清洁能源业务根据国家发改委能源研究所 2011 年发布的中国风电发展路线图 2050，到 2020 年、2030 年和 2050 年，中国风电装机容量将分别达到 2 亿、4 亿和 10 亿千瓦。另外， 在未来风电布局方面，2020 年前，以陆上风电为主，同时开展海上风电示范；2021-2030 年，陆上、近海风电并重发展，并开展远海风电示范；2031-2050 年，实现在东中西部陆 上风电和近远海风电的全面发展。截止 2020 年底，我国风电累计装机容量已经达到 296.9GW（即 2.391 亿千瓦），已经实现 2020 年基本

22、情景假设下目标，下一阶段将继续 提升风电装机容量，同时有序发展海上风电。受益于政策支持以及海上风电优势，未来海上风电总装机容量增速将明显高于陆上风 电。根据国网能源研究院发布的中国新能源发电分析报告 2019预测，“十四五”期间 海上风电发展将进一步提速，其中江苏、广东、浙江、福建、上海等省份 2021 年预期新增 装机容量有望达到 5.7GW，2022-2025 年期间平均新增装机容量接近 5.9GW，到 2025 年我国海上风电累计装机容量将超过 30GW。根据全球风能理事会数据，2020 年，全球海 上风电累计装机容量达 35.3GW，同比增长约 21%，占全球风电累计装机约 5%，全球

23、海 上风电新增装机容量 6.1GW，预计在未来五年会有 50GW 的新增装机。公司顺应风电发展趋势，利用丰富的海上生产作业和管理经验，积极推进海上风电规 模化效益化发展。其实公司的风电战略最早可以追溯到 2006 年，公司将海上风电列为“未 来 30 年中海油的重点投入”领域，并提前进行规划布局；2007 年，中海油与山东威海市 政府签订了总投资 210 亿元的海上风电开发协议；2008 年 12 月，中海油新能源投资有限 公司挂牌成立，并在渤海湾建成并网了中国海上风电的第一台风机。然而，随着公司 2014 年聚焦主业，风电业务被剥离。直到 2019 年，中海油融风能源 有限公司成立，标志着公司重回风电领域。其中首个海上风电项目江苏竹根沙（H2#） 海上风电项目于 2020 年 9 月实现首批机组并网发电，该项目规划装机容量 300MW， 风电场中心离岸距离 39 公里，水深约 12 米，计划建设 67 台风机，年上网电量约 8.6 亿 千瓦时。相比常规燃煤火电机组，可节约标准煤 27.9 万吨，减排二氧化碳 57.1 万吨。 公司第二个海上风电项目已于 2020 年 4 月获得开发权。该项目位于广东汕头，总装机容 量为 100 万千瓦，目前正在进行前期准备工作。未来公司将选取 2-3 个油田探索开展海