2024年中曼石油研究报告：资源开采与油田服务双轮驱动，高成长民营企业迎新机

一、中曼石油：受益矿权改革，成功实现从油服依附向资源自主的战略转型

1.1 公司概况

1.1.1 发展历程

中曼石油天然气集团股份有限公司成立于 2003 年，是一家专注于石油、天然气领域的国际知名综合性油气公 司。公司自 2011 年起实施“走出去”国际化战略，深耕“一带一路”国家，提供油气工程服务和石油装备产品，海 外业务规模保持快速增长。2017 年 11 月 17 日，中曼石油在上海证券交易所挂牌上市。上市以来，公司积极向 油气上游拓展，目前已成功实现向油气资源型企业的战略转型，是首家通过国内石油天然气新增探明储量报告 评审备案和获得常规油气区块采矿许可证的民营企业。 中曼石油是上海市高新技术企业，拥有各类发明专利、实用新型专利和软件著作权共计 326 项。主要经营石油 天然气勘探开发、油气工程技术服务、高端油气装备制造等业务，同时积极拓展相关的高技术、高附加值业务， 具有一体化优势。

公司业务涉及资源开采和油田服务及配套的装备制造两大领域。油气业务方面，2018 年以来积极参与国家油气 改革，打破上游垄断，发挥集团一体化优势，向勘探开发业务转型取得成功，跻身油气资源型企业的行列。油 田服务业务遍及国内各大油田，主要客户包括中石油、中石化、延长石油和斯伦贝谢等国际知名的石油公司和 油服公司。在海外市场，公司业务遍及中东、中亚、北非、欧洲等地的多个国家，同时也是唯一在俄罗斯开展 钻井工程大包服务的中国钻井承包商。

1.1.2 股权结构

公司最大股东是中曼投资控股，持有公司 21.59%的股份。实际控制人是朱逢学和李玉池，直接和间接持有公 司 32.77%的权益。同时共远投资、共荣投资、共兴投资分别持股 1.12%、 2.06%、1.13%。 公司总部位于上海，子公司分布在国内多地，位于阿克苏、天津、江苏等地。除在国内市场有长期深耕之外， 公司钻井工程服务业务在海外市场占有率较高，在伊拉克、俄罗斯、巴基斯坦、埃及、沙特等地都有业务拓展。

1.1.3 管理层专业人才聚集，不断完善治理体系

中曼石油管理层结构紧密，管理制度严谨，每位高层在各个领域进行深造，具备可靠的专业知识背景，而且有 多年在大型油气企业一线及中曼石油任职的工作经验，熟悉了解行业整体趋势和公司的业务情况，积极响应国 家号召和政策引领，对公司的内部情况和外部环境有着深刻的认识和准确的把握，带领集团攻克关键问题，取 得了突出成果。管理层兢兢业业，不断优化内部管理，带领集团进行国际市场开拓，发展的质量和效益明显提 升，核心竞争力得到显著增强。

1.2 财务分析

产量增长及油价高企共同助力公司业绩持续提升。2021 年前公司主营钻井工程服务和装备制造，2018 年后公 司俄气巴德拉项目基本收尾，利润出现明显下降，2020 年受疫情影响，公司收入和利润大幅下降。2021 年后 公司上游区块开始贡献利润。2022 年，公司新疆温 7 区块上产，受益于俄乌冲突催化下的高油价，利润实现大幅提升。2023 年前三季度，随着新疆油田区块产量持续提升，公司实现归母净利润已超过 2022 年全年水平。

原油产销业务为公司利润贡献主力。公司前期以钻井工程业务为主，2021 年后涉足原油产销业务。从收入来看， 截至 2022 年，公司原油销售业务和钻井工程服务业务分别占比 52%和 42%。从毛利来看，2022 年公司原油销 售板块占比 94%。从毛利率来看，原油销售板块毛利率达到 80%以上，而钻井工程服务则不到 3%。从国内外 来看，公司利润从国外钻井服务业务转为国内油气产销业务。

公司期间费用率逐渐回落到历史水平。2020 年，公司管理费用率和财务费用率出现大幅提升，其中管理费用主 要是疫情影响下较多项目停工所致，财务费用主要是俄罗斯货币卢布持续贬值，公司汇兑损失增加以及利息支 出增加所致。2021 年后，公司期间费用率逐步回落到 15%以下。

公司现金流快速改善。2017 年公司上市，获得大额现金融资。2018 年公司开始涉足上游油气勘探开发领域， 竞得新疆温宿区块探矿权，投资支出大幅提升。2022 年后，油价中枢在高位运行，公司温宿部分区块投产，经 营活动现金流大幅提升，叠加借款现金增加，净现金流较为充裕。

业务向上游勘探开发领域拓展推动公司资产负债率走高。2018 年及之后公司资产负债率持续抬升，2022 年达 到约 67.88%，公司加强上游勘探开发业务投入是导致负债率走高的主要原因。2023 年 Q3，公司资产负债率为 66.22%，比 2022 年下降 1.67 个百分点，未来资产负债率有望继续下降。

二、勘探开发：利润核心，勘探成果丰硕、产量持续释放

公司以钻井工程服务起家，随后布局并打通产业链上下游。国内方面，公司于新疆竞购获得温宿油气区块；国 外方面，公司于哈萨克斯坦收购了岸边油气区块，参股了坚戈油气区块。2021 年公司石油勘探开发业务已取得 实质性进展，新疆温宿油气区块温北油田温 7 区已经逐步稳产增产，并贡献收入。 2022 年公司勘探开发业务销 售收入 15.95 亿元，较 2021 年增长 294.03%。2023 年公司获得伊拉克油气田开发及作业资质，伊拉克油气田 开发及作业资质是公司后续参与伊拉克油气区块勘探开发的前提条件，有助于公司在伊拉克获得优质油气田投 资开发的机会，有利于不断扩大和完善公司油气勘探开发板块业务布局，为公司长期稳定发展注入新动能。

2.1 温宿区块

为进一步贯彻落实《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见(试行)》,积极推进油气探矿权竞争 出让,自然资源部于 2018 年在新疆维吾尔自治区国土资源交易中心首次挂牌出让 5 个石油天然气勘查区块探矿 权，中曼石油成功以 8.66 亿元竞得新疆温宿区块 1086.26 平方公里探矿权,成为国内第一家通过挂牌方式获得 常规石油天然气探矿权的民营企业。公司随后完成了一期 377 平方公里即约 1/3 勘查面积的三维地震工作,在温 宿区块陆续钻探数百口探井、评价井，发现 4 个勘探有利目标区域,分别为温北油田温 7 区块、温北油田红 11 区 块、红旗坡油田红 6 区块和赛克鼻状构造区。

2020 年 9 月 9 日，中曼新疆塔里木盆地温北区块获得自然资源部下发的储量批复，该区块探明原油地质储量 3011 万吨、探明溶解气地质储量 3.04 亿立方米，探明天然气地质储量 4.49 亿立方米。 2021 年 10 月 19 日，中曼石油收到国家自然资源部颁发的“新疆塔里木盆地温北区块油气采矿许可证”，成为国 家推行油气体制改革后国内首家获得常规石油天然气区块采矿许可证的民营企业。 2022 年公司温宿项目原油产量为 43.40 万吨，完成全年产量目标的 112.70%。 2023 年公司温宿项目原油产量达到 58.08 万吨，完全全年产量目标的 116.16%。

1）温北油田温 7 区块

温宿区块温北油田温 7 区块油田建设项目总投资额为 18.58 亿元，温北油田温 7 区块含油面积 8.39 平方公里， 探明原油地质储量 3011 万吨，技术可采储量 644.71 万吨，经济可采储量 551.39 万吨；探明溶解气地质储量 3.04 亿立方米，技术可采储量 0.72 亿立方米，经济可采储量 0.59 亿立方米；新增含气面积 2.23 平方公里，探 明天然气地质储量 4.49 亿立方米，技术可采储量 3.6 亿立方米，经济可采储量 2.64 亿立方米。 2022-2023 年布油价格持续在 70 美元/桶以上波动，按照上述经济可采储量，平均每桶售价 70 美元来估计推算， 公司在温 7 区块开采原油收入累计约 200 亿元，平均每桶售价 50 美元来估计推算，公司在温 7 区块开采原油收 入累计约 140 亿元，即使油价波动，经济效益仍十分可观。 温宿项目油藏埋深浅，温北油田温 7 区块油藏埋深 1100-1800m，开发成本低。2022 年，中曼石油的桶油成本 约为 20 美金/桶，较国内外知名油气公司，具备显著的成本优势。

2）温北油田红 11 区块

2020 年，公司在温北油田红 11 区块部署探井红 26 井。根据测井解释成果和现场录井显示，红 26 井累计含油 气储层 22 层 67.4 米，并在潜山震旦系碳酸盐岩地层获得新层系油气突破，共 2 层 45.5 米，试油获得成功，日 产原油 23 吨，不含水。红 26 井获得的油气突破将红 11 区块与温 7 区块原油含油气面积连为一体，进一步扩大 了温北油田红 11 区块的含油面积和温北油田储量规模。

3）柯柯牙油田

柯柯牙油田是 2022 年发现的新区块，是阿克苏油田主体区块温 7 区块向东北方向扩边勘探的成果。2023 年温 宿项目的勘探工作以 F1 断裂上下盘柯柯牙油田勘探与评价为主，兼顾 F2 断裂带、F3 断裂带、F4 断裂带和老 龙口构造带，2023 年共完钻 58 口探井和评价井，探井成功率 89.66%，在南华系、震旦系、寒武系、第三系均 取得了高产油气流，显示了较好的资源前景。目前柯柯牙油田 F1 断裂带上盘探明石油地质储量为 1092.38 万 吨，最终的储量数据将在公司编制完成储量报告并向自然资源部申报后确定。

4）红旗坡油田红 6 区块和赛克鼻状构造区

正在勘探评价过程中。下一步公司计划加快红旗坡油田探井和评价井钻探及试油试采工作。

2.2 坚戈区块

坚戈项目位于哈萨克斯坦境内西南部，属于中小型油气田，矿权面积 154 平方千米。坚戈油气田周边约有 25 个 大型和中型的油气田，该区域具有哈国最发达的油气基础设施，距离最近的输油管线 13 公里、输气管线 12 公 里。按照 SPE-PRMS 标准计算，2P 原油地质储量为 6441.4 万吨，2P 原油经济可采储量为 595.28 万吨；2P 天然气地质储量为 218 亿方。

公司于 2018 年 12 月、2019 年 6 月、2022 年 9 月分别增资 1.2 亿人民币、3000 万美元、4662.42 万美元参 股坚戈区块，增资完成后上市公司将实现对坚戈项目的控制，经计算得可间接持有坚戈区块 48%权益。2023 年 12 月 12 日，公司公告上述交易已通过哈萨克斯坦能源部审批，并在昕华夏迪拜所在地完成了股权变更手续， 昕华夏迪拜已取得了最新的公司章程及股权登记证明。本次股权变更完成后，中曼海湾持有昕华夏迪拜 51%股 权，间接控制坚戈区块，昕华夏迪拜成为公司控股子公司，纳入公司合并报表范围。 坚戈区块为在产油田，由 TOG 公司持有并运营。该区块原油销售分为内销和外销，外销原油是通过管道外输到 俄罗斯波罗的海 Ust-Luga 港口，适用Ural原油价格；内销原油采用哈萨克斯坦国内市场价格，低于国际油价， 但内销税费远低于外销税费。

2022 年公司全资孙公司 Petro 公司成功中标 TOG 坚戈油田修井工程服务项目，合同金额为 2627 万元。公司自 有油服团队进入坚戈区块，有利于加快坚戈油田上产开发进度，尽快提升坚戈油田产量，进一步降低油田开采 成本。截至 2023 年 12 月 31 日，坚戈项目在产井 27 口，日产油 540.50 吨，日产伴生气和天然气 8.67 万方。 2023 年项目累计产油 10.06 万吨。

2.3 岸边区块

岸边区块位于哈萨克斯坦阿特劳州，区域内拥有完善的油气基础设施，距哈国最大的炼油基地阿特劳市东南直 线距离约 200 公里，距哈国最大的油田田吉兹油田以北约 20 公里，扩边后矿权面积 90.54 平方千米。岸边区 块风险较小，已发现油藏埋深浅，仅为 400-600 米，储层为高孔高渗储层。经 PRMS 原油储量评估，岸边区块 2P 原油地质储量 2523.20 万吨， 3P 原油地质储量 2795.06 万吨。岸边区块已在盐上上白垩统赛诺曼阶发现工 业油流，根据三维地震资料的初步分析，岸边区块盐上新发现油藏构造，储量有进一步增加的空间。

2022 年 6 月，中曼石油拟收购 NS 公司（Neftserv Dmcc）持有的 TOGHI 公司 87%股权，从而间接持有岸边 87%权益（目前仍未合并到上市公司）。此次股权收购交易金额为 2007 万美元。价款支付分为 3 个阶段： 第一期：自股权转让协议生效之日起 10 个工作日内，中曼石油向 NS 公司支付股权转让款的 10%；第二期：在 ZHAN KC 所持岸边区块矿权获得延期、TOGHI 公司股权变更获得哈国能源部审批通过并完成股权 变更登记注册后 10 个工作日内，中曼石油向 NS 公司支付股权转让款的 40%； 第三期：在岸边区块油田开发方案获得批准后 2 年内，中曼石油向 NS 公司支付剩余股权转让款。 岸边区块非在产油田，公司于 2023 年启动建设，完钻 3 口新井。2023 至 2024 年计划钻探开发井 182 口，开 发井投资 5330 万美元，地面投资 4821 万美元，共需开发投资 1.015 亿美元。

三、钻井服务及装备：传统优势，景气复苏带动板块业绩好转

3.1 钻井服务：海外订单出现明显改善

公司自成立以来致力于全球钻井工程一体化大包服务。工程服务主要涵盖钻井、测井、录井、固井、完井、钻 井液以及定向井等井筒技术一体化服务。目前公司拥有各类钻机 59 台套，除了部分钻机在新疆油田区块作业外， 公司主要市场是中东、俄罗斯、北非、南亚等，客户主要是沙特阿美、壳牌、马石油、BP、振华石油、卢克石 油、俄罗斯石油、斯伦贝谢、中石油等国际、国内知名石油公司及油服公司。2022 年公司全年运行钻机 40 台， 闲置钻机已大幅减少。

公司在钻井服务方面具备两个优势： 1）公司在多年的发展进程中形成了一系列具有特色和先进水平的钻井技术，有能力完成高难度的钻井工程项 目。自成立来，公司多次成功在恶劣自然条件下完成钻井，并在超深井、复杂井和水平井等方面也有一定的经 验技术积累。公司曾为中石油塔里木分公司完成 7000 米以上超深井，建井周期 243 天，创同区块建井周期最短 记录。曾在伊拉克巴德拉油田的钻井周期从 300 多天逐步缩短到 180 多天，国际著名油服公司在此地区完成两 口井的钻井周期都将近 500 天。曾在俄罗斯项目施工中逐步形成了永冻层低温钻井液体系、油基钻井液体系、 永冻层固井水泥浆体系等技术，俄油肯斯克恰谢里区块水平井钻井周期由第一口井 33.66 天缩短至最快的 12.13 天，建井周期由第一口井 45.49 天缩短至最快的 20 天。公司为唯一在俄罗斯诺瓦泰克项目沼泽地区从事钻井工 程大包的中国企业，平均完井周期为 32.3 天。以上复杂项目经验为后续进一步开拓沙特高端市场、覆盖优质客 户奠定了良好的硬件和技术基础。

2）在一定的经验和技术积累下，公司钻井周期通常较合同约定时间更短。俄气一期钻井工程项目上，公司平 均施工周期约 290 天，较合同约定的 325 天缩短了近 11%。公司在贝克休斯某项目上实际建井周期仅 30 天，较设计周期 50 天提前了 40%。

公司的钻井板块毛利率在经历了行业不景气阶段的低水平之后，当前已开始进入复苏上行阶段。由于公司前几 年长期服务的俄罗斯天然气工业股份有限公司在伊拉克的巴德拉项目于 2018 年二季度结束，使公司从巴德拉项 目获得的收益相比 2017 年大幅减少。加之新增项目尚处于客户的开拓、项目启动与业务磨合期，收入与盈利的 体现尚需一定的时间，使得 2018 年毛利率同比大幅下滑。2019 年，由于大包项目增多，材料费及分包费（第三 方服务费）大幅提升，导致公司毛利率也仍有下滑。2021 年，公司钻井板块业绩呈疫后复苏，2022 年，钻井服 务需求进一步复苏，但前期受影响的停工设备陆续复工导致折旧摊销大幅提升，同时公司当年以执行 2021 年签 订的沙特阿美大包合同为主，沙特为公司新开拓市场，前期启动和配套费用较多导致沙特项目毛利率较低， 2022 年公司毛利率降至历史低点。2023 年以来，随着前期低毛利合同占比下降，公司在钻井板块的毛利率有望 企稳回升。叠加公司新签订单额不断提升，未来业绩有望持续好转。

公司钻井服务毛利率处于行业中上水平。2019 年以前，受俄气伊拉克巴德拉项目影响（项目钻井作业日费达 8.6 万美金/天，对比同期公司作为贝克休斯分包商的项目作业日费为 3.1 万美金/天），公司钻井毛利率远超国 内外同行。2019 年后，公司钻井服务毛利率仍高于国营油服企业，我们认为主要得益于海外市场化定价和成本 优势。与海外同行对比，公司盈利能力也依然具备一定的竞争优势。

中曼石油的钻井工程服务主要市场在海外。公司海外钻井工程业务主要集中在伊拉克、俄罗斯等地，从2021年 开始公司进入沙特市场。2021 年埃及市场毛利下降是因为业主缩减投资业务量，固定成本费用仍在发生所致， 虽然工作量减少，但公司在埃及市场业绩优异，知名度和品牌逐渐建立，下一步将以埃及市场为支点优化市场 布局，大力拓展北非市场。

2023 年中曼石油合计签订钻井服务合同 41 个（海外 35 个，国内 6 个），2023Q4 订单较少，2023Q3 新签合 同金额合计约 31.32 亿元，同比+43.93%，其中海外合同金额 28.14 亿元，同比+190.40%。 2023 年 7 月 16 日，中曼石油与 Basra Energy Company Limited 签订了钻井工程服务合同，合同金额预计约 3.90 亿美元（约合 27.96 亿人民币），约占公司 2022 年度营业收入的 91.45%，约占公司 2022 年钻井工程板 块业务营业收入的 216.82%。本次合同签订有利于进一步加深与 BECL 公司的合作关系，进一步巩固了公司在 伊拉克市场的品牌优势，将对公司 2024-2028 年经营业绩产生积极影响。 同时，2023 年公司获得科威特石油公司综合钻井服务短名单承包商资质，有利于公司发挥油服工程一体化和高端智能化石油装备协同的竞争优势，优化海外油服工程市场布局，对公司进一步开拓中东市场具有战略意义。

3.2 装备制造：智能化发展，国际市场拓展成效显著

中曼石油的全资子公司中曼石油装备集团有限公司位于上海临港新城重装备区，专业从事石油钻采设备设计、 制造、销售、租赁和技术服务,是上海市高新技术企业。下辖上海临港和四川成都两大制造基地，拥有上海中曼 装备分公司、四川昆仑石油设备制造有限公司、四川中曼电气工程技术有限公司、上海致远租赁有限公司、四 川中曼铠撒石油科技有限公司、伊拉克技术服务分公司、石油装备研究院等 6 家公司和 1 个科研单位。 钻机装备制造个性化较强，通常采用以销定产模式。钻机装备制造通常是通过参与招标、展销会等方式获取业 务机会并根据客户的需求生产设备。由于设备技术工艺复杂、个性化程度高，属于专有设备，采用以销定产的 模式经营。钻机装备制造业务中，钻机装备制造商通常还负责为客户完成设备的安装、调试、使用培训以及后 续维护保养工作并收取相应报酬。

公司钻井装备板块的主要产品包括整机、核心钻机部件以及电控系统。板块产品涵盖了从钻机整机到顶驱、泥 浆泵、自动猫道等关键部件一系列的完善的产品体系，主要高端石油装备远销中东、欧洲、北美、俄罗斯等海 外市场。除销售外，公司还提供顶驱、网电设备和钻机等租赁服务，目前已经与中曼钻井、吐哈钻井公司、准 东钻井公司、克拉玛依钻井公司、安东石油、新疆贝肯、庆阳吉顺、延安腾天和陕西宝春公司等公司进行租赁合作业务。

钻井装备板块毛利率稳定，智能化产品推广可期。2019 年，公司装备板块优化市场销售网络，境外市场实现钻 机和修井机整机销售，全年业绩和新签订单同比大幅增长，后续随着订单签订需求放缓，公司板块营收也出现 了一定下降，但毛利率稳定保持在 20-25%区间。近几年，公司加大对智能化产品研发力度，并开始市场推广， 同时公司高附加值产品的销售网络已经覆盖到了中东、非洲、泛俄地区的主要产油国市场，2023 年前三季度， 公司新签订单 1.48 亿元，同比+74.12%。

四、行业趋势：油价与油服迎来景气共振周期

4.1 油气开采：油价或将长期处于中高位

过去 2 年，油价维持在 70 美元/桶以上，呈现宽幅震荡： 2022 年上半年，俄乌冲突爆发，加拿大、美国、英国和澳大利亚先后宣布禁止进口俄罗斯石油，欧盟正式宣布 对俄罗斯进行第六轮制裁，包括 2022 年 12 月禁止海运进口俄罗斯原油，2023 年 2 月禁止海运进口俄罗斯成品 油，地缘政治危机使油价一度冲高至 120 美元/桶以上。 货币超发叠加能源价格上涨导致美国甚至全球通胀率高涨，美联储加息幅度和加息频率提升，引发市场对于经济衰退的担忧，2022 年下半年原油价格单边下跌。 2023 年上半年，在美联储继续加息、欧美银行业危机叠加 OPEC+持续减产等多方因素影响下，市场进入供需 相持阶段，原油价格在 70-80 美元/桶区间波动。 2023 年 7 月，沙特已实施 100 万桶/天的强势额外减产，加剧原油供应紧张，同时成品油消费特别是美国汽油 消费进入旺季，油价企稳回升。 2023 年 10 月以来，受 OPEC+减产政策不及预期、需求走弱、原油期货多头头寸获利了结等空头因素交织影 响，油价出现下行。

综合过去油价回顾，我们认为，在市场对原油需求持续担忧的情绪下，本轮油价推升的本质在于供给端，即过 去资本开支不足和资源劣质化引发的当前的原油供给弹性有限，从而使得以沙特为首的 OPEC+能够通过调控 剩余产能对油价产生更大的边际影响。对于未来油价展望，我们认为，美国石油开采面临资源劣质化和成本通 胀双重压力，以沙特为首的 OPEC+维持高油价意愿和能力仍没有弱化，原油供给偏紧的格局并未发生根本性 改变，油价高位支撑仍然存在。

供给方面： 美国原油产量未来增速或将放缓。根据2024年石化年度投资策略《景气周期下石化产业链上游及油服板块投资 机遇》分析，截止 2023Q2，美国上市油企资本开支不断提升，经营现金流再投资比例升至 95%，较 2021- 2022 年（50%以下）明显提升，但考虑成本通胀挤压实际投资水平，且受资源枯竭制约影响，我们认为美国原 油产量增速或将放缓。根据彭博，2022 年美国二叠纪盆地水平井长度较 2018 年增长了 20-30%至 3000 米以上， 但单位水平长度对应的页岩油生产效率却出现了下降。从盆地生命周期来看，页岩油生产盆地累计采出程度达 到约 50%时，产量在此前后或将达峰，而 Goehring & Rozencwajg 预计美国最大的二叠产区或将在 2024Q4 累 计采出程度达到 50%。据 EIA 在 2023.12 预测，2024 年美国原油增量仅为 19 万桶/天，或将较 2023 年 100 万 桶/天以上的产量增幅大幅下降。

美国原油长期增长存在天花板。2023 年，受老井衰减加速以及新井产量增幅有限影响，美国页岩油月度产量增 幅已经逐步下降至负数。根据 EIA 最新预测，美国原油产量或将在 2028-2030 年达峰，达峰产量为 1330-1340 万桶/天，较 2022 年 1183 万桶/天仅增加约 150-160 万桶/天。

俄罗斯近期的主动减产及长期产能瓶颈，或造成供给进一步收缩。俄罗斯计划从 2023 年 3 月至 12 月减产石油 50 万桶/天，同时 2023 年 8 月计划减少石油出口 50 万桶/天，2023 年 9 月计划减少石油出口 30 万桶/天并延长 至 12 月。2023 年 11 月，俄罗斯宣布在 2024Q1 再次进行自愿减产，其中原油出口减少 30 万桶/天，成品油出 口减少 20 万桶/天。2023 年 11 月，俄罗斯原油产量近 950 万桶/天，较 2 月实际减少近 40 万桶/天；俄罗斯石 油出口量（原油+石油制品）为 750 万桶/天。2024Q1，俄罗斯原油出口计划减少 30 万桶/天，成品油出口减少 20 万桶/天。长期看，俄罗斯也面临资本开支不足的问题，并将对其长期产能造成损害。根据国际能源信息署 IEA 统计，俄罗斯原油产能已从 2021 年 10 月的 1042 万桶/天下降至 2023 年 9 月的 998 万桶/天，俄罗斯原油 产能已经出现了衰减的问题。

本轮减产面临增产能力不足的客观约束，沙特减产挺价意愿较强烈。除沙特外的其他 OPEC+国家受产能上限 制约，难以在 2-3 年内实现大幅增产。当前仅沙特、阿联酋拥有较多可自由支配的剩余产能，截至 2023 年 10 月两国剩余产能分别约为 315、95 万桶/天，沙特内部协调能力和油价调控能力有望进一步增强。根据 IMF 预 测，沙特未来 2 年财政平衡油价在 80-85 美金/桶，而 2023 年 7 月以来沙特减产 100 万桶/天驱动油价抬升 10 美金/桶所带来的收益远大于增产以量换价的收益，因此沙特减产托底高油价的意愿和可持续性均较为强烈。

2024Q1，OPEC+原油供给仍保持谨慎。2023 年 11 月 30 日，第 36 届 OPEC+部长级会议结束。我们测算， 2024Q1，相比于 2023.10 产量，OPEC+各国减产退出规模从原来的 138 万桶/天缩小为 26 万桶/天。巴西将于 2024 年加入 OPEC+组织，OPEC+对于原油市场的供给调控以及价格边际影响或进一步加强。

需求方面： 短期内原油需求或仍保持增长态势。当前美国经济表现出了较强韧性，通胀风险和利率矛盾有望在中美新一轮 谈判中得到逐步化解；中国经济探底后有望修复，制造业 PMI 正逐渐回到景气区间，进出口贸易额同比降幅已 现收窄，我们预计未来全球宏观经济仍能够对油价产生可持续支撑。根据IEA、EIA和OPEC三机构最新预测， 2024 年全球原油需求增量将分别为 106、134、225 万桶/天，仍保持稳定增长。

长期来看原油需求达峰尚需时日。交通用汽柴油占据了全球油品消费的半壁江山，主要考虑新能源汽车替代效 应的影响。考虑传统能源价格高涨推动新能源汽车渗透加速，我们采用新能源车渗透率按照 S 型上升的情景假 设，对全球汽柴油消费进行预测，得到全球交通用汽柴油需求量将在 2025年达峰的预测结论。基于此，以及我 们对航空煤油、工业用油、化工用油和其他用油的假设和模型，我们预计全球原油总需求量将在 2027年左右达 峰，2027 年需求达峰量与 2022 年需求总量之间还存在约 400 万桶/天的增长空间。

托底因素： 美国进入战略补库阶段。根据 IEA 数据，当前美国 SPR 不到 4 亿桶，其战略原油库存已下降至历史相对低位。 战略原油库存低位也促使美国进入 SPR 补库周期，美国政府在 2022 年 10 月其补库心理价位 67-72 美元/桶， 2023 年 6 月，美国能源部官网发布声明表示，以 73 美元/桶的均价成功完成补库 300 万桶战略石油储备（SPR） 的招标，而美国 2023 年 10 月补库心理价位已升至 79 美元/桶，我们认为美国 SPR 补库周期来临，其逐步抬升 的补库预期价位也有望对油价形成托底支撑。

结论： 产能周期引发大通胀，看好原油等能源资源的历史性配置机会。中长期来看油价将维持中高位，未来 3-5 年能 源资源有望处在景气向上的周期，继续坚定看好本轮能源通胀，继续坚定看好原油等能源资源在产能周期下的 历史性配置机会。 展望 2024年，海外及国内经济或将迎来双重修复，原油需求仍保持增长态势；美国石油开采面临资源劣质化和 成本通胀双重压力，以沙特为首的 OPEC+维持高油价意愿强烈，原油供给偏紧的格局并未改变；叠加美国长期 的战略储备原油补库需求，我们预计油价或将持续处于中高位水平。

4.2 油田服务：景气上行通道已经开启

油田服务行业的景气度直接受到石油天然气的勘探及生产发展状况的影响，同时这些石油勘探、开发企业则直 接受到油价波动的影响。我们认为，油价可通过影响石油公司的资本开支，进而间接影响油服公司的订单和业 绩。

油服需求端： 截至 2023 年 9 月，新冠疫情影响逐步减弱，美联储加息或已接近尾声，俄乌冲突对于全球能源贸易格局的影 响程度边际递减，油价的影响因素或将更加回归供需基本面的变化，在前述支撑和托底因素的共同作用下，我 们认为油价有望在中高位水平保持较长时期，上游资本开支复苏节奏在这样的预期和信心之下或将加快。特别 是此前能源转型节奏较快的欧洲油气公司的战略计划已发生调整，BP 将其到 2030 年承诺的减排 35-40%缩减 至 20-30%；壳牌则宣布到 2030 年前不再进一步减少产量，相反会增加天然气产量。壳牌新任 CEO Wael Sawan 正重新关注化石燃料业务，并表示：“在未来很长一段时间里，世界都需要石油和天然气。因此，削减 油气产量是不明智的。” 我们认为，一方面，石油公司对于油价信心的增强或可能会抵消其对于能源转型带来的对油气需求和资产搁置 风险的担忧，选择加大资本开支，维护国际市场供需平衡、实现公司利润的增长；另一方面，资源劣质化、原 材料和人工通胀也使得上游有效资本开支被挤压，也就意味着，相比疫情前，如今实现同样的产量增长，或可 能需要更大的资本开支。我们认为，在较长时期的中高油价水平预期和信心下，上游资本开支或将实现进一步 增长。

油服供给端： 海外油服板块资本开支恢复有限。我们统计了海外 24 家油服公司的资本开支情况，与油气公司资本开支趋势类 似，2014-2021 年，油服板块的资本开支持续下降。2022 年，受益于油价高企，油服资本开支明显回升，但尚 未恢复至 2019 年水平。2023-2024 年，根据彭博预期，油服资本开支仅维持在 80-90 亿美元，远不及 2011- 2014 年高油价周期水平，后续海外油服供给端增速或将有限。过去几年的油价低位以及行业资本开支大幅下降 推动了油服产能陆续出清。

油服跟踪指标或已好转： 全球钻机使用率逐步恢复，钻井板块日费触底回升。使用率方面，2020 年全球钻机使用率显著降低，2021 至 今正逐步恢复，海上钻井装备利用率从最低点不足 60%已快速回升至 80%左右，陆上活跃钻机数已从底部的约 500 台提升至约 750 台。日费方面，2022 年新冠冲击导致油服行业日费触底，至 2023 年 11 月，海上自升式、 半潜式钻井平台平均日费回升幅度分别约 23%和 58%。日利润方面，2023Q3 美国陆上钻井公司 Patterson 和 Nabors 单台钻机日利润已经达到 1.6-1.8 万美金/天的历史高点。我们认为，随着需求回暖和过去产能出清，全 球陆上和海上的钻机使用率出现改善、钻井板块日费和日利润触底回升，油服行业拐点或已显现。

我们认为，在较长时期的中高油价水平预期和信心下，上游资本开支或将实现进一步增长。与此同时，油服行 业产能出清或已告一段落。油服行业产能利用率、服务价格已逐步提升，未来或将进一步迎来景气上行周期。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）