中国海油核心看点在哪？

低成本加高成长优势凸显，布局新能源推进绿色发展。

1.低成本打造竞争壁垒，盈利能力领先同行

桶油作业费持续下降，成本管控能力领先同行。公司重视成本管控，桶油作业费在全球 油气公司中位于较低水平。在持续降本增效的努力下，自 2014 年起公司桶油作业成本 明显减少，且远低于国内其他油气勘探龙头，折旧、折耗和摊销费用方面，随着生产效 率的提升，公司折旧与摊销费用也在持续优化。2022 年布伦特油价同比提升 39.6%，但 公司桶油完全成本仅同比提升 3.1%，扣除汇率影响后，桶油作业费仅同比小幅提升 3%， 2023 年公司还在持续优化桶油作业成本及桶油的折旧、折耗和摊销费用，彰显了公司高 效的成本管控能力。由于油气产品具有高度同质化的特点，我们认为中国海油优异的成 本管控能力彰显其良好的盈利性，并为公司构筑坚实的竞争优势。

中国海油成本管控效果好主要受益于技术创新、管理创新及合作模式创新。中国海油主 要业务是海上油气开发，以海上油气田为作业对象，其操作费按是否和产量相关可分为 固定费用和可变费用。其中，固定费用包括海上人员费、直升机、供应船、油料及维修 费等，可变费用包括油气水处理费、油井作业费、租赁费等。我们认为技术、管理和合作模式的创新是中国海油降本增效的主要抓手。在技术方面，中国海油持续推进数字化 转型，如 2022 年海南东方作业公司实现 5 个井口平台无人值守，完成 4 个中心平台少人 化改造，东方终端生产操控中心、5G+工业互联网全面推广应用，实现海上人员的优化 配置，海上值班人数减少 20%。在管理方面，中国海油在作业过程中通过提高直升机上 座率、根据预计工作量设计固定租金和飞行小时费用比例等管控直升机费用，通过集中 采办的规模优势管控油气水处理费用等。在合作模式方面，中国海油享有对外合作进行 海洋石油勘探、开发、生产和销售的专营权，与外国合作者签订合同后，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，勘探期间公司的外国合作者根据产 品分成合同承担勘探相关费用，这有助于公司降低中国海域的发现成本和勘探风险。

成本管控持续发力叠加海上油气开采成本下降，公司成本优势有望长期巩固。一方面， 公司把保持低成本竞争优势作为企业发展战略，将持续坚持全业务流程成本管控，推广 智能油田、海上无人平台、岸电等技术。另一方面，随着海上油气勘探开发技术的进步， 海上油气作业费用在不断下降。据 Rystad Energy 统计数据，2018 年至 2021 年，深水区 钻井盈亏平衡价格下降 30%，浅水区钻井盈亏平衡价格下降 17%。随着海上油气开采技 术的不断进步，中国海油的作业成本有望进一步下降，成本优势有望长期巩固。 低成本优势下公司具备较强盈利能力，净利率水平位于行业前列。我们将国内油气龙头 中石油和中石化作为国内可比公司，并选取了康菲石油、戴文能源公司、大陆能源公司、 西方石油、先锋自然资源、西南能源公司等 6 家偏重上游勘探开采业务且规模较大的北 美油气公司作为海外可比公司。通过比较中国海油与海内外可比公司的净利率水平，我 们发现中国海油净利率总体位于行业前列且较为稳定。在 2011-2014 年油价维持高位时， 中国海油凭借低成本优势实现较高的净利率；在 2016-2020 年油价低位运行时，中国海 油仍能保持一定的盈利水平。

2.资源禀赋奠定成长基础，持续资本开支保障增储上产

中国海油拥有稀缺海上石油资源，未来勘探开采前景广阔。截至 2020 年末，中国海油 拥有海洋探矿权数量及涉及区域面积超中国海域总探矿权数量和面积的 95%。而海洋油 气资源丰富，且目前探明率较低。据中国石油勘探开发研究院，截至 2020 年，我国海 洋常规石油地质资源探明率为 37.3%，可采资源量为 62.8 亿吨；常规天然气地质资源探 明率为 24.5%，可采资源量为 25.3 万亿立方米。目前，海洋油气整体处于勘探的早中期 阶段，产业化潜力巨大，随着陆上勘探程度的日益提高，海域逐渐成为油气新增储量的 重要来源，截至 2020 年海域油气新增储量占总新增可采储量比例超 70%。中国海油广 阔的海上油气资源将为其成长奠定了良好的资源基础。

多个海外重点区块拥有权益，成长属性进一步夯实。中国海油在海外多个巨型油气田重 点区块持有权益。其中，中国海油持有圭亚那 Stabroek 区块 25%的权益，该区块是近年 来全球最大的勘探发现，目前区块总可采资源量约 110 亿桶油当量。巴西深水区是全球 最重要的深水油气开发区域之一，其中桑托斯盆地亦是近 10 年来全球油气新增储量贡 献较大的盆地，中国海油持有该盆地Libra项目10%的权益和Buzios项目7.34%的权益。

此外，中国海油持有尼日利亚 OML130 区块 45%的权益、分别持有美国页岩油气 Eagle Ford 和 Rockies 项目 26%和 13%的权益、持有伊拉克米桑油田群技术服务合同 63.75%的 参与权益。截至 2023 年，海外油气资产在公司油气总资产占比为 44.6%，其中净证实储 量及产量占比分别为 40.3%和 31.2%。海外重点区块的布局进一步打开公司油气产储量 的增长空间，公司的成长属性得以进一步夯实。

全力推进增储任务，储量持续提升。为保障国家能源安全，稳定多元油气供应结构， 2019 年 5 月，国家能源局主持召开“大力提升油气勘探开发力度工作推进会”，会上提 出石油企业要落实增储上产主体责任，完成 2017-2025 年七年行动计划。在该行动计划 的指引下，中国海油持续加大资本开支力度，储量不断提升。2017-2023 年，中国海油 油气储量复合增速达 5.79%，油气产量复合增速达 6.29%。即使在 2020 年低油价时期， 中国海油储量同比增速仍达到 3.6%，产量同比增速达到 4.3%。2010-2023 年，公司储量 寿命总体小幅增长，目前稳定在 10 年左右，位于行业中等水平。随着其他可比公司资 源勘探程度的提升，公司与其储量寿命的差距逐渐缩小。展望未来，公司将增储上产作 为核心战略之一，将不断加大资本开支力度，油气产量也将持续提升。

加速产能建设，资本开支持续扩大。2020 年至今，中国海油资本开支持续增长，2023 年资本开支达 1296亿元，高于年初初定的 1000-1100亿元。2024年公司预计资本开支力 度为 1250-1350 亿元，在不断提高的资本开支下，公司对 2024 到 2025 年的目标产量也 进行了调高，预计2024 / 2025 / 2026年产量将达700-720 / 780-800 / 810-830百万桶当量。产量增长的落实则需要依靠项目的投产，公司规划的多个新项目将保障未来几年的增长。

2024 多新项目齐头并进，产量增长确定性强。2024 年公司有 13 个项目计划投产，国内 项目共计 11 个，含 9 个海上项目和 2 个陆上项目，预计高峰产量将达 17.61 万桶/日。此 外，公司持续推进海外资源布局，2024 年有巴西和加拿大两个海外项目，巴西 Mero 油 田是巴西第三大油田，公司在该油田的项目预计权益高峰产量约 1.8万桶/日，是 2024年 公司在海外最大的开发项目。随着多项目的投产，公司在 2024 年的产量增长确定性较 强。

3.加码天然气及新能源，践行低碳发展理念

公司积极推进绿色低碳转型，稳健布局新能源业务。在共同应对气候变化，推动能源结 构转型的背景下，绿色、低碳及清洁发展已经成为国际能源公司的共识。我国政府也积 极支持传统油气企业的新能源转型，2023 年 3 月 26 日，国家能源局印发《加快油气勘 探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025 年）》，这是能源主管部门首次就油气上 游企业发展新能源出台支持文件，意味着油气企业的低碳转型及新能源布局将获得政府 支撑。中国海油顺应能源转型趋势 ，积极推进绿色低碳产业布局。一方面，公司将拓 展天然气业务作为发展战略，扎实推进海上天然气和大陆非常规气的勘探开发；另一方 面，公司充分利用海洋优势，积极推进海上风电、陆上风光等新能源产业布局。

1、发力天然气业务，助力节能减排目标

天然气具备低碳清洁的优势，是能源体系脱碳减排的重要抓手。天然气的碳强度低于煤 炭，产生相同的热量下，天然气碳排放量约为煤炭的 68%左右。用天然气代替煤炭进行 发电或发热，可以大幅降低碳排放。在“双碳”目标的约束下，天然气作为较为清洁环 保的能源，可成为我国推动能源转型、达成碳中和目标的重要桥梁。

我国天然气需求持续增长，未来发展前景广阔。我国政府积极支持天然气行业发展，国 家能源局、国务院研究发展中心和国土资源部联合编写并发布的《2016 中国天然气发展 报告》曾提出目标力争在 2030 年使天然气在一次能源消费结构占比达到 30%。在《“十 四五”现代能源体系规划》中，我国政府进一步明确要提高天然气储备及自主供给能力，2025 年天然气产量力争达到 2300 亿立方米（2021 年底为 2076 亿立方米）。在政府的积 极支持下，我国天然气消费量持续提升，截至 2022 年底，天然气在我国一次能源消费 结构占比已达到 8.4%。展望未来，在双碳目标的指引下，天然气仍将具备较大的发展 潜力。据《中国天然气发展报告 2021》，2030 年我国天然气消费量将达到 5500-6000 亿 立方米，其后天然气消费稳步可持续增长，2040 年前后进入发展平台期。

践行低碳发展理念，积极推进天然气勘探。公司扎实推进海上天然气勘探开发的同时， 加大陆上非常规气勘探开发力度。公司将以南海首个自营深水大型整装天然气田“深海 一号”为依托，建设南海万亿方大气区，聚焦深水深层和深水超浅层勘探，已探明天然 气地质储量近万亿立方米；以渤中 19-6 大型凝析气田为中心，建设渤海大气区，聚焦浅 水深层/超深层勘探，已探明天然气地质储量超 5000 亿立方米；以中联公司为平台，大 力发展陆上非常规天然气业务，积极推进致密气和深层煤层气勘探，已探明天然气地质 储量超 4,000 亿立方米。 积极拓展天然气业务，产销量保持高增长。公司将天然气业务作为发展战略之一，在推 进海上天然气勘探开发的同时，加大陆上非常规气勘探开发力度。近年来，公司天然气 产量及销量持续增长。2018-2023 年，公司天然气产量复合增速达到 10.18%，销量的复 合增速达到 11.43%，2023 年天然气产量在公司油气总产量占比已达 21.90%。在低碳发 展理念的指引下，公司将持续发展天然气业务，天然气总产量在公司油气总产量占比也 将不断提升。

2、布局海上风电及陆上风光，积极推进能源转型

海上风电清洁环保，我国具有丰富海上风能资源。我国的海岸线长达 1.8 万公里，可利 用海域面积 300 多万平方公里，海上风能资源丰富。风能资源普查结果显示，我国近海 水深 5-25m 的区域，海平面以上 50m 高度，风能资源潜在开发量约为 2 亿 kW。 政策支持叠加成本下降，海上风电或将迅速发展。随着技术的不断进步，风电发电成本 持续下降，2020 年风电平准化发电成本已下降至 40 美元/兆瓦时，相对于核电、煤电、 地热等发电方式已经具备较强经济性。由于具有清洁环保的特点，我国政府亦积极出台 政策支持海上风电的发展。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，我国政府将在东部 沿海地区积极推进海上风电集群化开发，并重点建设新疆、黄河上游、河西走廊、黄河 几字弯、冀北、松辽、黄河下游新能源基地和海上风电基地集群。即使不考虑 2021 年 政策端带来的海上风电装机量突增，2015-2022年我国海上风电新增装机量从 361MW增 加至 5052MW，复合增长率达 45.78%。

公司发挥资源优势，积极布局海上风电。依托海洋资源开发的技术能力优势，公司积极 发展海上风电业务。目前，公司拥有江苏 30 万千瓦海上风电项目、蓬莱油田海上风电 示范项目、广东汕头 100 万千瓦浅海风电项目、深远海浮式风电国产化研制及示范项目、 海南 CZ7 150万千瓦海上风电示范项目和上海金山海上风电项目等。公司计划至 2025年 时获取海上风电资源 500-1000 万千瓦，并在 2030 年全面掌握深远海浮式风电工程技术， 为海上风电大规模评价开发提供技术支持。

择优发展陆上风光，提高新能源业务占比。公司积极参与风光储综合能源示范基地建设 和风电光伏大基地建设。目前，公司已建成涠洲终端基地分布式光伏示范项目，截至 2022 年底累计上网电量达 416 万千瓦时；公司甘南 40 兆瓦“牧光互补”光伏项目， 2023 年实现并网发电，相较火电项目每年可节约 2.24 万吨标准煤。公司计划截至 2025 年获取陆上风光资源 500 万千瓦，投产 50-100 万千瓦。