中国海油发展战略是什么？

持续降本提质增效，低成本优势穿越油价波动周期。

1.低成本构筑核心竞争力

低成本是公司的核心竞争力。2013-2024 年一季度，公司桶油主要成本由 45.02 美元降至 27.59 美元， 区间降幅接近 40%。2024 年一季度，作业费用保持稳定，汇率变动和产量结构变化使得折旧、折耗 及摊销下降，桶油主要成本为 27.59 美元，同比下降 2.2%。低成本是中国海油的核心竞争力之一， 使公司保持了行业领先的盈利能力。

2. DD&A 与作业费用是控制桶油主要成本的关键

中国海油的桶油主要成本由作业费用、折旧折耗与摊销（DD&A）、弃置费、销售管理费用和除所 得税以外的其他税金五部分构成，2023 年，中国海油桶油主要成本为 28.83 美元/桶，其中 49%由折 旧、折耗与摊销费用构成，26%来自作业费用；2024 年一季度，公司主要桶油成本为 27.59 美元， 其中 50%由折旧、折耗与摊销费用构成，25%来自作业费用，DD&A 与作业费用是构成桶油成本的 最主要部分。

油价波动、油气田资源品位、勘探开采技术，以及公司的开发开采战略均会对桶油 DD&A 费用产生 影响。油田中的油气资产包含探明矿区权益、矿区井及相关设施，油气资产依据证实储量（P1 储量） 与证实已开发储量（PD 储量），按照产量法计算折旧与折耗。计提折旧时，探明矿区权益根据 P1 储量按产量法计提折旧，为特定油气资产而建的公共设施按 PD 储量计提折旧，其他资产按直线法 折旧。计提折耗时，运用单位产量法与年限平均法，对未探明矿区权益不计提折耗；矿区折耗率为 当期产量占 P1 储量与当期产量之和的比例，矿井折耗率为当期产量占 PD 储量与当期产量之和的比 例，折耗额即为资产账面价值与折耗率的乘积。对无形资产进行摊销时，采用直线法分期平均或产 量法，均摊至单位桶油后，桶油 DD&A 与产量无关。

对于国内油气田而言，影响桶油 DD&A 的主要因素可分为两类，一是资本开支，包含获取矿区权益 的支出、勘探井及建设相关设施的支出等；二是证实储量、证实已开发储量，以及矿井的勘探达标 率。对于油气资源，开采难度越低、单井产量越高，获取单位产量所需的勘探井与开采设施资本支 出也就越低；勘探与开采设施质量越优良，设备的可摊销时长则会延长、开采效率也将提升，从而 降低 DD&A。 对于国外油气田资源，油价波动会对桶油的 DD&A 产生影响，公司部分境外油田的石油合同模式为 技术服务合同模式，在该模式下，公司从油田投资中成本回收金额水平相对稳定，在油价越低的情 况下，所分得的石油量越多，因而该模式下海外油气的桶油折耗金额与油价正相关。 2023 年，公司桶油 DD&A 为 14.60 美元/桶，同比下降 4.16%，主要原因是储量扩大与产量结构变化。 公司依靠强化勘探工作，加大滚动扩边工作，加强油藏研究，实现增储上产，提高摊销基础；同时， 调整产量结构，降低油气折耗成本较高的油田产量，提升油气折耗成本较低的油田产量，从而使得 总体油气折耗下降。

国际油价与产量是影响作业费用的主要因素。作业费用为对油气井进行作业、运行与维护相关设备 设施而发生的费用。按照是否与产量相关，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）。一方面，作业 费用往往与油价正相关，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；另一方 面，通过提高产量，能够摊薄单位桶油的作业费用。 公司作业费用管控能力持续提升。2024 年一季度，公司桶油作业费用为 6.91 美元，同比下降 1.1%， 相比 2013 年下降了 43.6%。2021 年以来油价迅速拉升，但公司作业费用依然维持在原有水平，成本 控制能力显著提升。横向对比下，相比于全球其他同业公司，公司桶油作业成本具有较强竞争力， 盈利能力强劲。

3. 对外合作专营权及税收优惠政策， 巩固低成本优势

依托国内合作海域专营权，规避勘探风险与投资成本。在中国海域，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。与外国合作伙伴签署产品分成合同后，一般情况下，外国合 同者承担 100%勘探风险和投资，担任勘探、开发和生产作业者，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、勘探风险和资本要求，未来还将继续发 挥积极作用。 持续扩大对外合作，灵活发挥专营权优势。2023 年，公司继续秉承合作双赢的理念，创新对外合作 模式，扩大合作伙伴范围；同时，对于深水区、深层在勘探期限、面积退还、签字费参与权益比例 和分成比例，采取灵活优惠的商务安排，以期实现扩大对外合作、加大外商投资勘探开采中国海上 油气资源的目标。根据中国海油集团能源经济研究院发布的《中国海洋能源发展报告 2023》，公司 在东海和南海北部海域共计推出 8 个对外招标探区块，总面积约 1.85 万平方千米，约占国内勘探面 积的 8.6%。其中，东海盆地 1 个区块，面积 4000 平方千米；珠江口盆地 5 个区块，面积 1.3 万平方 千米，北部湾盆地 1 个区块，面积 1077 平方千米；琼东南盆地 1 个区块，面积 594 平方千米。

公司享受资源税减免。资源税依据石油及天然气销售额计算，税率为 6%，特定石油产品及油气田可 依据法律规定享受减征，根据《中华人民共和国资源税法》，公司开采稠油、深水油气符合减征规 定。公司核心产区渤海油田以稠油为主，截至 2022 年，原油黏度大于 350 毫帕·秒的稠油探明储量 约 7.4 亿吨，储量动用率仅为 12.2%，稠油开采享有 40%的税收优惠；南海油田水深在 40 米至 1500 米之间，达到水深超过三百米的深水油气田判定标准，享有 30%的资源税减征优惠。 公司享受矿业权出让收益率优惠。根据财政部、自然资源部、税务总局《关于印发<矿业权出让收益 征收办法>的通知》(财综[2023]10 号)，矿业权出让收益=探矿权(采矿权)成交价+逐年征收的采矿权 出让收益。其中，探矿权(采矿权)成交价在出让时征收。逐年征收的采矿权出让收益=年度矿产品销 售收入×矿业权出让收益率，石油、天然气、页岩气、天然气水合物陆域矿业权出让收益率为 0.8%， 海域矿业权出让收益率为 0.6%，煤层气矿业权出让收益率为 0.3%。相比于陆上油气公司，公司享 有更低的矿业权出让收益率。

4.技术成果转化助力未来降本

AI 技术赋能油气行业降本挖潜。壳牌、BP、道达尔等国际一流公司智能化建设起步较早，将 AI 技 术应用于地震数据分析、储层预测、有害物质识别等，取得了显著的提质降本成效。据 CNOOCEEI 测算，Equinor 在北海启动的全自动海上油气平台 Oseberg-H 是世界上第一个完全自动化的海上油气 无人平台，每年仅需 1~2 次维护，建造成本仅 7.9 亿美元，盈亏平衡价格从 34 美元/桶降至 20 美元/ 桶以下。康菲石油与微软合作对北海平台进行的无人化改造，实现了在阿伯丁指挥中心的远程实时 监控，桶油成本最低降至 9.2 美元。

智能技术贯穿油气开采全领域。随着人工智能与油气工业融合不断加深，“数字油气”正在升级为“智 能油气”。基于深度学习的地球物理数据处理与解释技术，可提高储层预测精度与效率；钻完井装备 软件不断融入信息化、大数据、智能化技术，使得“建聪明井、打智能钻”将成为现实；智慧甜点预 测技术可提高非常规储层预测精度；智能化油藏描述技术能更加准确预测油藏特征；生成式人工智 能用于提升陆上钻井效率。智能化已贯穿油气开采全领域，AI+油气勘探开发技术，推动油气增储上 产、降本增效和安全生产。

创新驱动发展，科技进步助力油气开采。公司围绕海洋油气勘探开发及能源转型领域强化科技攻关， 加快推进技术成果转化应用，为油气增储上产提供坚实的科技支撑。2023 年，公司深入落实创新驱 动战略，持续推进数字化智能化建设，全年研发投入 54.75 亿元，同比增长 4.4%。公司持续提升智 能分注技术可靠性，海上油田自然递减率进一步下降；同时推动稠油热采技术创新应用，海上稠油 热采产量显著提升。目前，公司已建立完整的海上油气勘探开发生产技术体系，突破了 1500 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、生产油气田提高采收率、水下生产系统、 智能油田、无人平台建设等关键技术领域取得积极进展，为海上油气业务的长远发展提供了有力技 术保障。