如何看待中国海油的成长空间？

能源转型有序推进，绿色发展未来可期。

1. 海洋油气开采由浅海迈向深海

全球已进入深海油气勘探开发阶段。按照国际石油界的共识，海域水深超过 500 米的区域，称为深 水油气田；而水深超过 1500 米的区域，称为超深水油气田。随着浅水油气资源逐步探明，深水油气 项目已成为全球油气储量增长的核心领域。2010-2022 年间，在新发现的 101 个大型油气田中，深水 油气田数量占比达到 67%；在全球海上新增探明可采储量中，深水与超深水占比在多数年份超过 70%。

深水油气勘探发现成本低、投资回报率高。从投入产出比的角度看，深水与超深水区域取得了丰厚 的勘探成果，但仅占用了小部分勘探开发资源。2010 至 2022 年，深水与超深水区域贡献了大型油 气田数量与新增探明可采储量的主体，然而，2023 年全球深水与超深水区域建造的油气勘探井仅占 总数的约 22%，利用的勘探开发投资仅占总量的约 35%。从单桶发现成本看，2012-2021 年间，全 球深水平均每桶油当量的发现成本为 3.1 美元，低于浅海油气发现成本 5.1 美元约 40%，低于陆上油 气发现成本 7.5 美元约 58%。

深水新建投产项目投资增幅高，开发成本趋近浅水项目。海洋油气开采走向深水是未来的必然趋势， 据 Rystad Energy 估计，2023 年全球深水（水深 501 米~1500 米）与超深水（水深大于 1500 米）油 气项目投资预计为 219.5 亿美元（占比 28.2%），同比增长 344.4%。由于深海开发作业要求具备更 卓越的环境适应性、技术装备以及环保达标能力，深水与超深水项目（水深大于 500 米）的单位开 发成本普遍高于中浅水项目（水深小于 500 米），但其单位开发成本呈波动降低趋势，不断向中浅 水项目靠拢。2014-2022 年间，深水、超深水项目与中浅水项目的平均单位开发成本差异由 16.33 美 元/桶缩减至 6.75 美元/桶，据 Rystad Energy 预计，2023 年深水、超深水项目平均单位开发成本将低 于中浅水项目。随着上游投资向深水领域倾斜集中，深水油气开发的工程技术将加速成熟，有效推 动深水与超深水项目的开发成本持续下降。

深水油气已成为国际巨头油气公司争相开拓的领域。从油气勘探的角度，据 Rystad Energy 估计， 2022—2025 年间，埃克森美孚、bp、壳牌、雪伏龙、埃尼、道达尔能源这 6 家国际大石油公司将花 费 270 亿美元用于常规油气勘探，其中海上勘探支出占 95%以上，而深水领域支出占总勘探支出的 87%。从项目建设的角度，重大海洋油气项目多位于深水与超深水海域。在 2023 年海外海洋油气的 16 个主要新建投产项目中，深水与超深水项目共计 10 个，其中 8 个项目的储量达到了 300-1000 百 万桶油当量，而 6 个浅水项目中，仅有 2 个项目的储量达到了这一区间，深水与超深水项目的储量 显著高于浅水项目。

中国海油掌握关键技术设备，深水油气勘探开发能力世界领先。公司已经掌握了以“大型起重铺管 船”“水下机器人”“3000 米级深水多功能船”等为核心的系列海上油气施工装备，形成以深水半潜平台、 深远海浮式风电、水下生产系统等为代表的海上工程成套关键技术能力。公司拥有世界上第一艘同 时具备 3000 米级深水铺管能力、4000 吨级重型起重能力、并配备世界先进的舷侧结构物下放装置 PLS 和 DP3 级全电力推进的动力定位深水铺管起重工程船“海洋石油 201”，以及具备 89000 吨载 重量、30000 吨导管架下水能力的世界第二大导管架下水驳船“海洋石油 229”。2022 年 10 月，亚 洲首个 300 米级深水导管架平台“海基一号”建成投用，标志着我国成功开辟了深水桩基平台油气开 发的新模式。2024 年 5 月，公司首个自营超深水大气田“深海一号”已投产三年，累计生产天然气超 80 亿立方米。截至 2023 年 6 月底，中国海油作为我国深水油气的主要开发者，已勘探开发深海油 气田 12 个，2022 年，公司深海油气产量超 1200 万吨油当量，成为保障国家能源安全的重要力量。

2. 天然气助力海油低碳发展

能源绿色低碳转型，天然气迎来黄金发展期。随着“双碳”目标提出，全球能源结构由以油气为主向 以非化石能源为主加速转型。天然气是实现能源消费结构转型的桥梁与关键，尤其在我国碳达峰阶 段（2021-2030 年），成为保障能源安全、能源结构转型、能源供应清洁化的现实选择。第一，天然 气为清洁低碳的化石能源，产生的碳排放、污染物均低于石油与煤炭。天然气替代煤炭主要发生在 电力领域，替代石油则是在工业燃料领域。第二，天然气是可再生能源供应安全的重要保障。可再 生能源发展的同时，还需要传统能源进行调峰，并兜底能源安全，同时，现阶段可再生能源规模较 小、稳定性差，远未具备替代传统能源的能力。与煤电相比，天然气发电具有启停时间短、爬坡速 率快、调节性能好等调峰优势，是配合风电、光伏发电的最佳途径。因此，天然气是能源转型初期 阶段的重要发展对象，全球能源转型带来了天然气的黄金发展期。 天然气消费量持续增长，占一次能源比重提升。全球来看，从 2000 年到 2020 年，天然气在全球一 次能源消费中的比重缓慢爬升，同期石油的占比则明显下降，煤炭占比则先达峰后下降。随着工业 经济发展，我国天然气消费量增长迅速，从 2013 年的 1,631 亿立方米增至 2023 年的 3,900 亿立方米， 10 年间增长近两倍；天然气在我国一次能源消费所占比重也从 2010 的 4.0％增至 2022 年的 8.4％， 增幅超过 1 倍。

我国坚定增储上产，克服资源禀赋劣势。我国天然气资源基础雄厚但探明程度低，新增探明储量中 非常规气占比不断增长，探明储量劣质化将成为常态。截至 2021 年底，我国天然气累计探明储量 17.05 万亿立方米，其中常规气占比 53%，致密气占比 32%、页岩气占比 11%、煤层气占比 4%。近 年来，在保障供应安全的能源战略下，我国天然气稳定增储上产，截至 2023 年末，全国天然气剩余 技术可采储量 6.7 万亿立方米，同比增长 1.7%；天然气产量达 2300 亿立方米，同比增长约 4.5%， 其中非常规天然气产量突破 960 亿立方米，占天然气总产量的 43%；根据 wind 统计，2021 年 9 月 至 2024 年 4 月，进口依存度由 45.9%下降至 42.4%。

公司天然气储量、产量与占比齐升。中国海油秉承油气并举、向气倾斜的勘探部署，不断加大天然 气的勘探开发力度，提升天然气产能。公司天然气净探明储量不断增长，2014 年以来由 6,731 亿立 方英尺增长至 9,190 十亿立方英尺，2020 年以来国内海域净探明储量增速进一步加快，三年 CAGR 达 6.03%；天然气产量自 2016 年以来快速提升，2016-2023 年天然气净产量 CAGR 达到 10.22%，在 油气当量中的占比由 14.91%提升至 20.50%。2023 年，公司天然气产量达到 80.89 十亿立方英尺，同 比增长 11.8%。2024 年，公司将加强天然气勘探部署，以南海、渤海和陆上三个万亿大气区为引领， 扎实推进陆上万亿大气区勘探工程建设。根据公司发展目标，2025 年天然气在油气当量的占比将提 升至 30%，2035 年实现天然气产量与石油产量各占一半。

加大陆上非常规气勘探开发力度。在中国陆上，公司加大非常规天然气勘探开发力度，已在沁水盆 地和鄂尔多斯盆地东缘建成神府、临兴和潘河三大生产基地，截至 2023 年底累计探明天然气地质储 量超 4,000 亿立方米。2023 年，公司在中国陆上的净证实天然气储量为 799.1 十亿立方英尺立方米， 同比增长 37%，占公司天然气净证实储量的 8.7%。2023 年，公司在鄂尔多斯盆地发现并成功评价神 府深层煤层气大气田，获得中国首个千亿方深层煤层气重大发现实现，并将煤层气业务成功拓展到 新疆。未来公司将积极推进致密气和深层煤层气勘探，2024 年临兴深层煤层气勘探开发示范项目、 神府深层煤层气勘探开发示范项目计划投产。 长期合同销售模式，助力天然气营收持续增长。公司的天然气价格主要通过与客户谈判确定，一般 情况下，天然气销售协议为包括价格回顾机制的长期合同。在国内，公司主要用户为中国东南沿海 地区的国有企业；在海外，公司澳大利亚西北大陆架项目和印度尼西亚东固液化天然气项目的LNG， 主要销往亚太地区多个客户。长期合同保障了相对稳定的天然气价格，有利于规避国际气价大幅波 动风险，随着公司天然气产能逐步释放，天然气的营收有望持续增长。

3.新能源与油气生产融合发展，绿色转型有序推进

推进绿色低碳战略，强力加码新能源业务。对传统油气行业而言，使用可再生电力，推进新能源与 油气生产融合发展，是主要的减排手段之一。中国海油积极响应双碳战略，探索发展“以海为主”的 差异化新能源业务。在 2021 年至 2025 年期间，公司将稳妥有序推进海上风电业务，择优发展陆上 风光，稳健推进能源转型，逐步提升新能源和可再生能源业务占比。公司在 2021 年上半年业绩发布 会上提出，“ ‘十四五’期间，中海油在可再生能源领域的投资达总投资的 5%-10%。到 2050 年， 中海油的目标是至少 50%的利润来自新能源”。 全球风电行业迅速扩张，海上风电为未来发展重心。风力发电具有清洁、利用率高、装配灵活等特 点，是推动实现“碳中和、碳达峰”的主要可再生能源。2012 年至 2022 年间，全球风电装机容量由 267GW 增长至 899GW，占全球电力装机容量的比重由 2%提升至 8%。风电行业仍处于迅速扩张的 初期发展阶段，未来发展潜力大。其中，2022 年全球海上风电装机容量为 64.32GW，占总风电装机 量比重由 2012 年的 1.9%提升至 7.2%。当前海上风电开发程度相对较低，但随着陆上风能资源的开 发越发充分，全球风电的主要增长点逐渐向海上转移，凭借资源充沛、风况优良、发电效率高、发 电容量大、节约土地资源等多方面优势，海上风电将成为未来风电行业的发展方向。

中国为全球风能领导者，海上风电前景广阔。我国风电起步虽晚，但发展快、规模大，风电装机容 量于 2012 年超过美国，2019 年超过欧洲总和。2022 年，我国风电装机容量 365.96GW，占全球风电 装机容量的 40.7%，其中海上风电装机容量为 30.46GW，占全球海上风电装机容量的 48.6%。我国 海上风电开发程度较低，但海上风电发电效率高、限制条件少，且市场渗透率较低，海上风电将迎 来广阔的市场发展前景。一方面，我国东南沿海风能资源优于陆上，近海和深远海 150 米高度、离 岸 200 公里以内且水深小于 100 米的海上风能资源技术可开发量为 2780GW，而现阶段利用率不足 1.1%，未来开发潜力广阔。另一方面，我国电力负荷集中在东部沿海地区，但能源资源主要集中在 西部和北部地区，海上风电能够实现“电从远方来”与“电从身边来”协同发展，具有广阔的应用 前景。 海上风电开发的经济性大幅提高。依托规模化开发与技术进步，2010 年至 2021 年，我国海上风电 度电成本降幅接近 56%，海上风电项目平均度电成本已降至 0.33 元/千瓦时左右，到“十四五”末有望 实现全面平价。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，我国将推动山东半岛、长三角、闽南、粤 东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，推进一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发， 结合基地开发建设推进深远海海上风电平价示范和海上能源岛示范工程。

中国海油依托海上资源和工程作业优势，积极参与海上风电业务。公司作为全球领先的海上油气生 产运营商，依托丰富的海上工程资源和生产作业经验优势，积极参与海上风电行业。早在 2007 年， 中国海油集团就曾投资并自主设计、建造安装了中国第一座海上风力发电站；2019 年 6 月，公司发 布《绿色发展行动计划》，将海上风电作为其清洁能源计划的基础，次月，公司成立全资子公司中 海油融风能源有限公司，2020 年 9 月 15 日，公司宣布其首个海上风力发电项目已并网发电。公司 海上风电业务尚处于起步状态，截至 2024 年一季度，共开展海上风电项目 5 项，其中江苏竹根沙海 上风电场、海南 CZ7 海上风电示范项目与上海金山 30 万千瓦海上风电场项目用于供应电网，蓬莱 油田海上风电示范项目与“海油观澜号”的主要应用场景则是海上油气田供电。到 2025 年，公司力争 获取海上风电资源 5-10GW，装机 1.5GW，占据海上风电赛道重要份额。

海上风电与油气生产融合发展，降碳减排、降低开采成本门槛。3 月 22 日，国家能源局公布《加快 油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025 年）》，鼓励通过海上风电开发为油气平台 提供绿色电力，替代分散式燃气或燃油发电，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。 使用海上风电替代传统油田自发电，能够实现显著的开采经济效益与降碳减排效益。一方面，降低 海上油田开发的经济门槛，对石油增产十分有利。油田开发中，部分小规模油田在配置发电机后开 发成本高昂，因无法达到经济开发标准而暂缓开发，而海上风电通过电缆送电，大幅降低配电成本。 另一方面，传统的海上油田自发电效率低、能耗高、供电不稳定。我国首座深远海浮式风电平台“海 油观澜号”是海洋油气与新能源融合发展的典范，年均发电量 2200 万千瓦时，相当于 3 万中国人一 年的用电需求，全部用于油田群生产用电，每年可节约燃料近 1000 万立方米天然气，减少二氧化碳 排放 2.2 万吨。

聚焦漂浮式海上风电赛道，前瞻布局深远海风电。根据 Principle Power 统计，全球超过 80%的海上 风能资源潜力都蕴藏在水深超过 40 米的海域，随着陆地和近浅海风电的优势资源开发接近饱和，深 远海风电资源的开发将成为全国乃至全球未来的重要增长点。由于固定式海上风电装置难以在深远 海域建设，掌握漂浮式风电技术将成为开拓深远海的先决条件。DNV 预测，2050 年海上漂浮式风电 装机容量将达到 250GW，每年产出的电能将占据世界能源总产出的 2%。国内漂浮式海风赛道处于 从 0 到 1 的发展雏形阶段，国家《“十四五”能源领域科技创新规划》指出，要突破深远海域海上 风电勘察设计及安装技术，适时开展超大功率海上风电机组工程示范，研发远海深水区域漂浮式风 电机组基础一体化设计、建造与施工技术。公司作为国内漂浮式海风赛道的领航者之一，力争未来 三年基本掌握、2030 年全面掌握深远海浮式风电工程技术，为海上风电大规模平价开发提供技术支 撑，在深海风电领域抢占先机。

依托深远海风电，海洋资源一体化开发。海上风电建设逐渐走向深远海，新建输电设施成本也随之 提高，为了更有效地利用海域资源，公司将着力打造“海上风电+海上油气”、“海上风电+海洋牧场”、 “海上风电+海水淡化”，推进海上风电制氢、氢能储能等多种能源综合开发利用融合发展。我国多个 省市已发布文件提倡海上风机利用海洋资源一体化开发，可以预见，未来海上风电将形成新的产业 链，也将带动更多新兴产业的发展，为新能源、清洁能源的革命源源不断地注入活力与能量。

陆上光伏发电与 CCUS 取得突破性进展。公司加快发展海上风电的同时，择优发展陆上光伏发电。 2023 年 10 月，公司首个陆地集中式光伏发电项目—甘南合作市“牧光互补”项目并网发电，项目总装 机容量为 40 兆瓦。与同等规模的火电项目相比，项目每年可节约标准煤超 2 万吨。公司立足二氧化 碳海上封存容量优势，加快实施 CCS/CCUS 项目建设，稳步开展 CCS/CCUS 实质性研究工作，关键 技术取得重大突破。2023 年 6 月，中国首个海上二氧化碳封存示范工程项目在恩平 15-1 油田成功投 用，初步建立海上二氧化碳捕集、注入、封存和监测技术及装备体系，填补了中国海上二氧化碳封 存技术的空白。项目投用后，将累计封存二氧化碳超 150 万吨，相当于植树近 1400 万棵。根据公司 发展目标，计划到 2025 年，获取陆上风光资源 5GW，投产 0.5-1.0 GW。