（報告出品方/分析師：安信證券 張汪強）

1. 公司簡覽：全球化布局的國際一流油氣 E&P 巨頭

中國海洋石油有限公司（以下簡稱“公司”或“中國海油”）是中國海洋石油集團下主營原油、天然氣的勘探、開發、生産及銷售業務主體。

公司在 1999 年 8 月 20 日于香港特別行政區注冊成立，經過 20 余年的發展已成長爲中國最大之海上原油及天然氣生産商，亦爲全球最大之獨立油氣勘探及生産集團之一。

目前，公司以中國海域的渤海、南海西部、南海東部和東海爲核心區域，資産分布遍及亞洲、非洲、北美洲、南美洲、大洋洲和歐洲。

據公司 2021 年年報顯示，截至 2021 年 12 月 31 日，公司擁有淨證實儲量約 57.3 億桶油當量（其中國內與海外淨證實儲量占比分別爲 58%和 42%），全年平均日淨産量達 1,569,560 桶油當量（除另有說明外，本報告中儲量和産量數字均含權益法核算的儲量和産量）。

共有總資産約人民 幣 7,866 億元。2021 年，中海油在福布斯全球油氣勘探生産（E&P）公司中排名榜首，油氣行業排名從上年第 14 爲升至第 8 位，首次跻身行業前 10。在全球企業 2000 強中位列第 187 位，並在首次發布的“2021 福布斯中國〃最佳雇主”評選中榮登“年度最具可持續發展力雇主”榜單。此外，在 2021 穆迪公布的評級中維持對公司 A1 的發行人評級。

1.1. 業務概況：全球化油氣業務爲核心，輔以清潔能源協同發展

公司的主要産品爲原油以及天然氣，已形成勘探評價、前期研究、工程建設、油氣生産和設 施棄置整條業務流程。銷售方面公司通過不同全資子公司對海內、海外進行油氣銷售。此外，對來自于公司在産品分成合同下歸屬于外國合作方的原油及天然氣部分公司也充分發揮資源及市場優勢積極從事貿易發展。

除了主營油氣業務外，公司主動響應國家“雙碳”發展目標，積極探索可再生清潔能源發展。基于不同業務屬性及會計披露方式，公司業務可基本分爲油氣勘探開發及生産、原油及天然氣貿易和可再生清潔能源三大板塊。

油氣勘探開發及生産：該部分可以根據性質大致分爲三個環節：前期准備、實際作業和油氣 銷售。在前期准備和實際作業環節又區分兩個地域兩種模式，即海內、海外兩個地域，自營 作業、簽署産品分成合同兩種模式。油氣銷售環節又區分兩個地域不同銷售模式。

前期准備：主要爲勘探和投資。在國內自營作業模式下，公司是區塊唯一對象，承擔區塊的開發與生産計劃的實施和制定，也承擔項目投資。在國內産品分成合同模式下，公司讓渡部分商業權力給海外投資方。但海外投資方需承擔 100%的項目勘探風險和投資。在海外，公司與海外資源方簽訂産品分成合同、技術服務或租約，公司作爲投資方承擔勘探風險。發現商業油氣田後，根據合同約定比例進行投資。

實際作業：主要爲油氣的生産作業。在國內自營作業模式下，公司自行承擔區塊內生産和作業。在國內産品分成合同模式下，作業者可以以由外國公司直接承擔，也可以由公司接替承擔或直接承擔。在海外産品分成合同模式下，公司可以作爲作業者也可以爲非作業者。

油氣銷售：在國內地域生産的油氣，公司主要通過全資附屬子公司“中海油國際貿易有限責任公司”銷向國內市場。在海外生産的油氣，公司主要通過“中海油國際貿易有限責任公司”或“中國海洋石油國際有限公司”銷往海外，部分售回國內。

原油及天然氣貿易：公司原油及天然氣貿易指公司在産品分成合同下，銷售歸屬于外國合作 方的原油及天然氣；以及通過全資子公司“中國海洋石油（新加坡）國際有限公司”于境外買賣原油及天然氣的貿易。在産品分成合同下歸屬于外國合作方的産品雖然來自于公司的油氣田項目，但本質上不屬于公司勘探開發所得，故不計入油氣勘探開發及生産收入。

可再生清潔能源：公司積極響應綠色低碳趨勢，完成了設立“中海油融風能源有限公司”以及公司新能源部的頂層架構。在公司比較優勢的背景下開啓了積極發展海上風電，擇優發展陸上風光爲主的新能源産業新征程。2021 年 10 月，公司首個海上風電項目實現全容量投産運行，年上網電量 8.65 億度；同年，首個海上油田群光伏電站正式投運。

當前公司在會計上主要體現三大板塊：油氣銷售、貿易和其他，其中油氣銷售構成營收及毛利潤主體。2015-2021 年，公司油氣銷售收入占比穩定在 80%以上，並有逐年上升趨勢；同 時也構成了對毛利的主要貢獻，2017年開始占比達到98%以上。

貿易板塊對收入占比自2017 年開始逐漸下降，對毛利潤形成邊際貢獻。以上表現與公司“致力于油氣儲量和産量的增長” 發展思路相吻合。

1.2. 發展曆程：青松寒不落，碧海闊愈澄，永立潮頭的國際油氣公司

公司的發展曆程伴隨中國海洋石油工業的發展，大致可分爲三個階段：

1）1957-1978，起步 階段。

20 世紀 50 年代發端于南海艱難起步。1967 年 6 月，海 1 井試獲日産 30 噸原油，成爲我國海域第一口出油井。美越戰爭結束後，我國重啓南海區域的石油勘探開發，並于 1977年涠西南一號構造帶灣 1 井試獲日産原油 20 噸，天然氣 9490 立方。

後來，隨著改革開放政 策的實施，海洋石油發展進入第二階段：

2）1978-2006，自營和對外合作共同發展階段。

1978 年國務院確定了開發海洋石油采取對外合作與自營相結合的“兩條腿走路”的方針，並于 1982 年 1 月 30 日發布《中華人民共和國對外合作開采海洋石油資源條例》。同年中國海洋石油總公司成立。此期間，由中、美、意三國聯合開發的惠州 21-1 油田的投産實現了中國南海東部海域原油生産“零”的突破。其他項目有與挪威合作的陸豐 22-1 油田、與美國合作的西江油田、與英國 BP 合作的流花 11-1 油田、與日本合作的陸豐 13-1 油田、與加拿大合作的白雲天然氣田等。

在吸取對外合作的經驗後，公司開始探索走出去戰略，逐漸進入發展的第 三階段：

3）2006 至今，踐行自主創新走出去戰略，積極開拓海外資源。

1994 年公司投資 1600 萬美元收購美國阿科公司在馬六甲海峽區塊 32.5%權益，擁有第一個海外油田。2006 年始，公司大舉開始進行海外擴張，收購尼日利亞 OML130 號 45%權益；2012 年收購加拿大尼克森能源公司。截至 2021 年底，公司實現淨證實儲量 5727.6 百萬桶（含權益儲量）。淨證實儲量中（不含權益儲量）國內儲量 3289.1 百萬桶，占比 61%左右，海外儲量 2066.2 百萬桶，占比約 39%。

1.3. 股權架構：國資委控股，子公司進行業務拓展

公司爲國資委控股企業，股權集中。公司爲海油集團下屬企業。截至 2021 年末，公司最大 股東爲中國海洋石油集團，直接+間接持股比例約爲 65.21%。國有資産監督管理委員會作爲中國海洋石油集團的控股股東，構成公司實際控制人。公司業務通過下屬衆多控股及聯營企業展開，國內業務主要通過中海油國際貿易有限責任公司，海外業務主要通過中國海洋石油國際有限公司，已形成涵蓋油氣産業鏈、債券發行、新能源研發的多條業務渠道。

1.4. 經營概覽：業績受原油周期波動影響，經營質量具有全球競爭力

公司主營業務爲油氣的勘探開發及生産，故公司業績與油價呈現正相關。我們將公司與可比公司在不同情境下進行進行對比，公司展現出較強競爭力。

在 2020 年低油價時期，可比公司康菲石油、西方石油和 Equinor（可比公司的選取在第二部分競爭優勢中說明）均出現虧損的情況下，公司實現營業額 1517.32 億元（營業收入 1553.73 億元），實現歸母綜合收益 117.2 億元（歸母淨利潤 249.56 億元）。體現公司較強的抗風險能力和行業競爭力。

2012 年高油價時期，公司實現營業額 2476.27 億元，歸母綜合收益 625.42 億元；可比公司 Equinor 歸母淨利潤略高于中國海油。若從盈利能力角度看，時年 Equinor、西方石油和康菲 石油的歸母利潤率分別爲 9.52%、18.96%和 13.59%，而公司歸母淨利潤率高達 25.26%。 公司在高、低油價環境下均體現出較強的競爭力。

公司期間費用相對穩定，盈利能力逐年提升。

公司期間費用率呈現兩個特征：

1）在低油價時期，費用率較高。主要由于營業收入減少而部分固定成本不變，導致費用率升高。

2）公司銷售及管理費用率逐年升高。

主因公司油氣銷量逐年增加，導致第三方管道運輸費有增加，計入銷售費用。

從歸母綜合收益率觀察，公司在正常油價時期能夠保證 20%以上的歸母綜合收益率。同時對 比曆史同油價時期的盈利能力，2016 年和 2020 年布倫特均價分別爲 43.74 和 41.57 美元/ 桶，2020 年公司歸母綜合收益率優于 2016 年 10 個百分點；2018 年和 2021 年布倫特均價 分別爲 71.31 和 70.89 美元/桶，2021 年公司歸母綜合收益率高于 2018 年 8 個百分點。

我們結合前文公司的營收以及毛利結構考慮，公司歸母綜合收益率的提升主要由于公司油氣銷售占營業比重的提升。

2016 年油氣銷售占營收比爲 83%，2020 年爲 90%；2018 年油氣銷售占比爲 82%，2021 年同樣爲 90%；而油氣業務的高毛利水平使得提高油氣産銷能有效拉動歸母綜合收益率。同時，2018 至 2021 年公司平均 ROE 達到 11.91％，平均 ROIC 達到 8.83％。也體現了公司較好的盈利能力。

公司速動比率、流動比率均處于較高位臵，償債能力較強。

公司速動比率和流動比率均超過 2，體現公司對短期債務有較好保障。同時公司資産負債率一直處于相對較低水平，2018 至 2021 年公司資産負債率分別爲 38.82%、40.85%、39.84%和 38.72%，在公司不斷發展，資産規模逐年增加的背景下，仍能維持 40%左右的資産負債水平，體現公司擁有良好的經營管理水平及較高的發展潛力。未來公司進行進一步融資擴張的財務壓力相對較小。（報告來源：遠瞻智庫）

2. 競爭優勢：全面對標國際油氣公司，內生優勢無出其右

公司營收結構在國內市場並無相近企業，故而我們選擇對標營收結構較爲相似的國際油氣公 司康菲石油、西方石油和挪威 Equinor。除了經營模式外，可比公司在産儲量、産量結構和 全球市場板塊（油氣 E&P）排名均較爲接近。

2.1. 低成本優勢建立護城河，可攻可守

在第一部分經營概況的討論中我們發現公司在不同油價時期業績表現都非常具有競爭力，其 背後主因爲公司對桶油成本的極致管控。根據公司公告口徑，桶油成本主要來自于四項內容：作業費用，折舊、折耗和攤銷（含油田拆除費），銷售及管理費用和除所得稅以外的稅金。

通過觀察曆史披露數據，公司桶油4項成本自2013年開始連續7年下行，降幅高達41.49%。 2021 年桶油成本有所上行，主要爲作業費用增加 6.10%；折舊、折耗和攤銷費用（不含油 田拆除費）增加 1.4%；除所得稅以外的稅金增加 52.68%（占比小）。

作業費用增加主要由于新油田投産和大宗商品價格上升影響；折舊、折耗和攤銷費用（不含油田拆除費）增加主要因爲該部分與油價呈一定程度正相關，油價上漲導致該部分費用有所增加；除所得稅外其他稅金同樣受油價影響，油價上升帶來油氣銷售收入增加進而導致其他稅金增加。

我們將公司桶油成本調整與國際油氣公司相近口徑，分別爲作業費用、DD&A 和勘探費用三 項（稅金各國比例不同無法有效衡量，海外銷售費用不列入上遊桶油成本故剔除）。2020 年，公司三項桶油成本約爲 23.31 美元/桶，爲對照組中最低。2021 年公司三項桶油成本爲 27.01 美元/桶，大致與對照組相當（對照組均值爲 26.45 美元/桶）。

拆分桶油三項成本來看，公司主要的成本競爭力體現在作業費。

2016-2021 年，公司平均桶油作業費爲 7.62 美元/桶，低于對照組平均 3.06 美元/桶。此外，占據成本最大比例的 DD&A 費用呈逐年下降趨勢，不斷爲公司助力成本優勢。

長遠來看，公司的低成本優勢有望在技術 進步的推動下持續受益。

據 GEM 數據顯示，自 2014 年開始深海油氣盈虧成本開始逐漸下行，至 2019 年，其部分産能成本已經打平二疊紀盆地産油成本，剩余部分産能也有顯著降低，逐漸接近二疊紀盆地高成本産能。我們同時將公司的桶油完全成本與全球各國及地區盈虧平衡成本進行對比，過去三年公司平均桶油完全成本爲 36.54 美元/桶左右，在低油價區間對應全球 35%左右成本分位。極致的成本優勢是公司在低油價時期防守的主要手段。同時，在高油價時期也會爲公司帶來高業績彈性。

據我們測算，公司在當前産量、成本、稅率等假設下，原油價格每提高 5 美元/桶，將會爲公司帶來近 90 億元的業績增厚。

2.2. 背靠資源優勢手握專營權，海洋油氣開發的穩定基石

根據 Rystad 統計，未來可開發油氣資源中，除僅剩的陸上油氣資源，深海油氣以 43 美元/ 桶左右的成本或最具競爭力。據此可推測在未來傳統化石能源的開采中，深海油氣資源得益 于低成本禀賦或將成爲優質資産。

公司是中國海域最主要的石油和天然氣生産商，主要作業海域包括渤海、南海西部、南海東部和東海。

截至 2020 年末，中國海油在中國海域擁有油 氣探礦權 239 個，面積約 130 萬平方公裏，占比超過中國海域總探礦權數量和面積的 95%， 具有中國海域內絕對的競爭優勢。其中渤海海域是公司發展的先驅，目前對公司儲量和産量貢獻最大。截至 2021 年末渤海儲量占公司總儲量比爲 26.8%，占總産量比爲 33.3%。東海海域勘探開發程度較低，其儲量、産量占比分別爲 2.7%和 1.2%。近年來公司對于東海的勘探力度逐漸加碼，勘探區淨面積爲最大，或具有潛在價值。

南海海域分爲南海東部和南海西部兩塊區域，總儲量和産量比分別爲 26.4%和 32.0%。南海區域勘探成效顯著，據公司年報顯示 2021 年共獲得 49 個成功評價，隨著公司 1,500 米超深水勘探開發核心技術的進一步應用（深海一號實現了從 300 米開 發向 1500 米開發的曆史性跨越），將帶動南海萬億方大氣田建設。

公司具有中國海域內對外合作的專營權，降低勘探風險同時可控制勘探成本。

1982 年，決定采用國際通行的産品分成合同模式，對外合作開發中國近海油氣資源。依據發布的《對外合作開采海洋石油資源條例》，中海油負責與外國公司在中國海域合作開采油氣資源，享有在對外合作海區內進行海洋石油勘探、開發、生産和銷售的對外合作專營權。 海上石油開采成本相較陸地更高，風險更大。

公司專營權要求國外合作方如在中國海域內進行項目合作，必須和公司簽訂産品分成合同，且所有的勘探開發費用由合作方獨立承擔。據此，公司可有效降低勘探風險和成本，有利于利潤增厚。

2.3. 優勢現金流持續保證股東回報

行業內無出其右的資産負債率水平體現公司對所有者權益的重視。根據會計恒等式不難理解 較低的負債水平可以較大程度保證所有者權益。我們對比公司與國際油氣、化工企業發現公 司具有最低的資産負債率水平，且常年維持在 40%左右。

體現公司經營上對所有者權益的重視。我們理解強大的現金流是一家公司擁有競爭優勢的強信號，因此我們計算了公司與行業其它公司 2018-2021 年平均自由現金流利潤率水平，以求得公司每 1 單位元（不同幣種）的收入能轉換成多少比例的超額利潤。

從圖中可知近 4 年公司平均自由現金流淨利潤率高達 14.7%。值得一提的是，2020 年低油價時期各大國際油氣、化工企業的平均自由現金流淨利潤率爲-0.30%，而公司則達到了 19.99%的水平。較高的股東權益疊加強大的現金流爲公司創造股東回報提供了極爲有利的條件。

優勢的內生背景使得公司成爲港股能源類企業累計現金分紅第一。

公司十分重視股東回報，自公司上市以來持續對股東進行現金形式分紅。以現金分紅口徑統計，公司上市以來是港股能源公司類別下累計分紅最多的企業。累計以現金形式分紅 3685 億港元，總計分紅爲 3694 億港元。較好體現了公司注重股東的即時資本回報，不攤薄整體股東權益。

此外，公司也一直維持年度分紅總額，並不按照固定業績比例進行分紅，在業績景氣低點提高分紅比例，有助于降低股東資本回報率方差。（報告來源：遠瞻智庫）

3. 關注成長：油氣主業穩步擴張，兼顧可再生清潔能源發展

能源是國家經濟發展的命脈，能源安全也事關國家經濟安全。我國屬于典型多煤貧油少氣國 家，油氣資源對外依存度較高，經濟發展的剛性需求和能源供應矛盾已經顯現。

在此背景下，國家從政策層面積極推動油氣龍頭企業“增儲上産”，同時兼顧“雙碳”綱領指引對供給進行有序引導形成進入壁壘。

結構上，在堅定開發油氣資源的同時鼓勵可再生清潔能源發展，以求實現經濟發展與環境保護的兼顧。

公司作爲國內領先的油氣生産龍頭，積極響應國家政策綱領，充分發揮內生優勢提出了“注重産量儲量增長，開發和拓展天然氣業務”的公司策略。同時成立了新能源部和新能源公司，完成了新能源産業發展的頂層設計。

未來公司有望在油氣主業的帶領下實現“油氣+新能源”雙輪驅動，勾勒業績成長新曲線。

3.1. 油氣資源進口依存度高，政策鼓勵海洋油氣發展

隨著經濟的發展，我國油氣資源對外依存度不斷提升，經濟發展的剛性需求與能源供應的矛 盾已經顯現。我國是世界第二大油氣消費國也是最大原油進口國，近 20 年我國原油表觀需 求持續增加，同時由于國內供給有限，對外依存度也逐年增加。

據統計，近 10 年我國原油表需複合增速爲 4.60%，對外依存度增加 16pct 左右；天然氣表需符合增速高達 10.42%，對外依存度增加 19pct 左右。截至 2021 年末，我國原油對外依存度爲 73%，天然氣對外依存度爲 43%。

對比“十三五”對油氣産量規劃（原油産量 2 億噸，實際 1.99 億噸；天然氣産量 3600 億立方米以上，實際 2053 億立方米）均未完成預定目標，供需矛盾亟待解決。

面對日益突出能源矛盾，國家發布一系列規範文件引導行業發展。

文件主要精神爲引領行業健康發展，保證石油供應有序增長，大力發展天然氣等清潔能源。構建合理、供需協調、安全可靠的現代化能源供應體系，進一步完善石油、天然氣法規體系建設和政策支持。推動完成 2019-2025 七年行動計劃，加大油氣勘探力度，堅決保障油氣供應安全。

根據國家政策指引，公司以“增儲上産”作爲戰略綱領，提出了“注重産量儲量增長，開發 和拓展天然氣業務”的公司策略。並同時落實了具體行動方案。

主要爲三個方面：

1）推進“油氣增儲上産，能源綠色轉型，科技自主創新”三大工程；2）實施“提質增效升級”行動；3）不斷提升價值創造能力，爲股東帶來更大回報。

三大工程基本確立了公司未來成長框架。另一方面，我國海洋油氣資源豐富，發展潛力大。據公司招股說明書，我國海洋油氣探明程度較低（石油探明占儲量 23%，天然氣 7%），但儲量較大，剩余技術可采儲量分別占我國油氣剩余可采儲量的 34%和 52%，是我國油氣勘探和發展的重要接力區，發展潛力大。

3.2. 主業“增儲上産”，公司有目標、有能力、也有保障

基于前文對未來海上油氣發展在成本不斷優化過程中或成爲油氣行業新“角力場”的推測，以及結合公司儲量壽命、儲量替代率兩大指標的保障，我們認爲公司能夠實現既定産量目標， 且在可持續發展能力上優于行業其他企業。爲落實“增儲上産”，公司以自身儲量爲保障，“七 年行動按計劃”爲指引具體落實了未來三年滾動産量目標。

2022 年公司産量目標爲 6.0-6.1 億桶油當量；到 2024 年形成 6.8-6.9 億桶油當量産量規模，根據預計未來三年公司油氣産量複合增速爲 5.87%-6.39%。同時公司預計加大海外開采力度，實現海外産量占比提升。結構上，天然氣比例或逐漸增加，到 2025 年實現天然氣占比 35%，原油占比 65%（當前天然氣占比約爲 22%）。

在既定目標下，我們認爲公司有能力完成既定目標産量。

橫向來看，我們列取國際油氣、化工企業上遊油氣産量增速。在 2012-2021 年間，公司油氣産量複合增速爲 5.9%，其他公司的平均平均增速爲 1.30%，公司位列第二。

對照組康菲、Equinor、西方的平均複合增速爲 2.50%，公司指標高于對照組 3.4pct，體現公司優于行業的成長性。同時我們考慮了不同市場存在的差異（雖然油氣資源屬于全球性大宗品，但不同經濟地域帶來的不同強度資本開支可能帶來區域性産量差異），我們將公司與中石油、中石化進行對比發現即使在同一市場環境下，公司曆史産量成長性要顯著優于其他企業。

此外，我們也認爲公司對既定産量目標的實現具有較強保障。公司儲量壽命在當前生産強度 下實現穩態。假設當前産量翻番，以公司當前儲量仍能滿足未來 5 年生産安排，也能保證“七 年行動計劃”的順利實現。

保障主要體現在兩個指標：1）儲量壽命；指假設公司生産強度不變，淨證實儲量可供公司生産的年數。2）儲量替代率；可理解爲新增開采保障倍數，若該數值大于 100%說明公司在現有生産強度下能保證儲量持續增長，反之則儲量下降。

我們通過觀察公司與可比油氣公司 2012 至 2021 年淨證實油氣儲量壽命（不含權益）發現公司自 2017 油價轉暖後儲量壽命逐漸增長，近 4 年儲量壽命均超過 10 年，且 2020 年低油價情景並未影響公司儲量壽命。

國際油氣公司儲量壽命則整體呈現下行態勢。再通過觀察公司曆史産量可得知公司産量大致上逐年遞增。說明公司的儲量壽命並不以犧牲産量爲代價，在保證公司産量持續增加的情況下，仍能通過積極勘探保證儲量壽命的穩定。

此外，公司自 2017 年開始儲量替代率一直穩定在 100%以上（或因較高的資本支出完成率），而國際油氣公司的該指標則跟隨油價呈現較大幅度波動。另一方面，公司資本開支完成度較高，能爲增産上儲提供資金保障。

2022 年海內外 13 個項目並行，助力産量、儲量成長。

公司在 2022 年多項目並行，共計 12 個（圭亞那二期已于 2022 年 4 月投産）項目建成後有望貢獻産量 149.52mboe/d，占 2021 年産量的 9.53%。

此外，公司 A 股上市的 8 大募投項目已有 4 個投産，剩余 3 個項目（其中秦皇島和曹妃甸岸電應用工程不進行生産）投産後有望貢獻産量 104.82mboe/d，占 2021 年産量的 6.68%。

2022 新增項目加募投項目投産達效後共計能貢獻産量 254.34mboe/d，占 2021 年淨産量的 16.20%，能有效覆蓋 2021-2024 年産量淨增量。

儲量方面海內外均有重大商業發現。國內較具有代表性的墾利 10-2 構造探明地質儲量超億 噸，打破了渤海油田凹陷帶淺層從未獲得億噸級岩性油氣發現的局面；渤中 13-2 圍區新增 探明地質儲量超 3,000 萬噸油當量。

海外圭亞那 Stabroek 區塊在 2022 年一季度又獲得 Fangtooth 和 Lau Lau 兩個新發現，目前區塊總可采資源量約 110 億桶油當量。海內外勘探持續性的新發現成爲未來成長性的重要保證。

3.3. 應綠色低碳趨勢，進軍能源綠色轉型“新戰場”

在國家“雙碳”發展的目標要求和行業趨向綠色生産的背景之下。公司將“綠色低碳轉型”列爲公司三大工程之一。根據公司戰略展望推介資料顯示，未來公司將主要從提高天然氣産量占比、有序推進海上風電項目爲主要發展方向，同時對新項目積極推行岸電工程和 CCS、CCUS 示範工程，進而實現公司整體的綠色低碳轉型。

3.3.1. 儲量做保障、項目促成長，公司加碼天然氣增儲上産力度

天然氣的熱值高、汙染少、單位熱值碳排放量低，是最清潔的化石能源。天然氣主要成分是 烷烴氣甲烷（含少量乙烷、丙烷和丁烷），含硫量較少。同時天然氣具有高于煤炭及石油熱 值以及低于其它化石能源的單位碳排放。

我們根據《綜合能耗計算通則》公布的各類能源熱值對比發現油田伴生氣每千克熱值爲 61MJ，原油爲 45MJ，標准煤爲 34MJ。同時根據《省級溫室氣體清單編制指南》的單位熱值含碳量數據，同單位熱值下油田天然氣的含碳量爲原油的 0.76，原煤的 0.58，燃燒後的單位熱值二氧化碳排放量也理應低于其它化石能源。

公司響應政策積極布局天然氣資源，從産量上看 2021 年公司天然氣産量達到 1774.1 百萬立 方英尺/天，折合桶油當量爲 30.51 萬桶油/天。

從産量占比上看，公司天然氣産量占比自 2016 年開始不斷提升，2021 年公司天然氣産量占總油氣産量的 21.03%。根據公司戰略發展推介材料指引，到 2024 年公司力爭達到天然氣産量占油氣總産量比 30%。

我們據此測算公司未來天然氣産量。預計到 2024 年，公司天然氣産量將達到 3250 百萬立方英尺/天，複合增速將達到 22.36%。

極端情況下，按公司目前天然氣儲量仍能維持公司天然氣産量以 22.36%增速生産至 2027 年。截至 2021 年末，公司擁有淨證實天然氣儲量 8.35 萬億立方英尺，儲量壽命按 2021 年 産量計算爲 13 年左右。公司天然氣儲量曆史十年來穩步上行，複合增速爲 4.03%，較好地 保證了公司天然氣産量計劃。爲驗證公司未來天然氣增産是否具有保障，我們極端假設公司 未來不進行任何天然氣資源勘探，維持當前儲量不變。

據計算，未來三年天然氣産量合計約 2.95 萬億立方英尺，僅占公司當前天然氣淨證實儲量的 35.30%左右，2024 年末公司仍剩余 5.40 萬億立方英尺天然氣儲量，可保障 2025 年至 2027 年天然氣增産不受影響（假設天然氣産量仍維持 22.36%複合增速增長）。

公司繼續增加天然氣勘探力度，通過三維地震數據評價以及探井工作量爲指標持續爲“綠色低碳轉型”努力。在天然氣淨證實儲量有較好的保障下，公司繼續加強天然氣的勘探力度。

根據公司 2022 年發展戰略指引，預計 2022 年公司進行海上探井 227 口，陸上非常規探井 132 口。預算評價海上三維地震數據 16500 平方公裏，陸上 500 平方公裏。由于我國海上地質構造非常複雜，油田呈碎片化分布（海外油田面積能呈現上千平方公裏），最小的斷塊油田僅有 0.01 平方公裏，故而三維地震數據評價顯得尤其重要。

布局陸上資源，海陸協同開發助力天然氣上産。

公司于 2019 年以 53.35 億元收購中聯煤層氣有限責任公司 100%股權用以開發陸上煤層氣資源。至此，中聯公司作爲中國海油非常規油氣分公司，全面承擔氣中海油非常規油氣資源的勘探、開發和生産任務。

公司在山西沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣建成兩大非常規氣生産基地公司，2020 年鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶陝西省榆林市神木市致密氣項目（神府南氣田項目）獲得國家能源局備案。項目探明天然氣地質儲量 456.07 立方米，爲公司天然氣淨儲量的 19.29%。設計動用地質儲量 159.3 億立方米，設計峰值産量 5.67 億立方米/年，爲公司 2021 年天然氣淨産量的 3.10%。

海外，公司擁有印度尼西亞 3M 氣田的 40%權益，該項目位于印度尼西亞東爪哇海盆地馬杜拉海區塊。項目將通過 1 艘浮式生産裝臵、1 艘移動式海上生産裝臵、3 座無人井口平台，總井數 10 口進行生産。預計峰值産量 18.62 億立方米/年，權益後歸屬公司産量爲公司 2021 年天然氣淨産量的 4.06%。兩大重要項目投産達效後，有望爲公司帶來天然氣淨産量增量 13.12 億立方米/年，貢獻天然氣産量增速 7.15 個百分點（2021 天然氣産量基准）。

3.3.2. 綜合內生優勢，布局海上風電業務

2021 年 10 月，正式發布《關于印發 2030 年前碳達峰行動方案的通知》。方案明確了到 2025 年，非化石能源消費比重達到 20%左右，單位國內生産總值能源消耗比 2020 年下降 13.5%，單位國內生産總值二氧化碳排放比 2020 年下降 18%的總體要求。方案重點任務目標之一是大力發展新能源。

全面推進風電、太陽能發電大規模開發和高質量發展。同時也給出了對于風電業務堅持陸海並重，推動風電協調快速發展，完善海上風電産業鏈，鼓勵建設海上風電基地的政策指引。在此背景下，公司積極響應國家號召提出了每年在新能源領域投入資本支出 5%-10%，擇優發展新能源業務的總體方針。

同時，在公司發展戰略報告中也提出了具體行動目標，即到 2025 年獲取海上風電資源 500-1000 萬千瓦，裝機 150 萬千瓦；獲取陸上風光資源 500 萬千瓦，投産 50-100 萬千瓦。 由于關于海上風電的細節研究並非本報告所能解決（也非筆者能具體闡明）。

基于 2021 年爲國家對風電補貼最後一年，我們粗淺認爲風電行業競爭或進入成本競爭時代。故而本部分內容僅從度電成本（LCOE）模型討論公司發展海上風電的部分優勢。總結而言，公司發展海風的具體優勢體現在容量系數。

自2011年至今，風電行業的發展大致可分爲三個階段：

1）發展調整時期。該階段相較于風電發展早期動辄50%以上的新增裝機量同比增速出現明顯下滑。主因風力發電具有“間歇性”特征導致風電場和國家電網建設並不同比。風電大規模消納的景氣時點已過，國家開始逐漸收緊對項目的審批。

2）初步市場化階段。在環保政策指引以及裝機發展結構化改革之後，風電繼續被消納。同時國家補貼同時期逐步退坡，倒逼行業進行技術革新、降本增效。市場化競爭雛形初顯。

3）平價上網階段。得益于技術革新，風電發電成本持續下行，風電收益率持續回升。同時政策端對可再生清潔能源持續引導，行業發展消納景氣提升。

2021 年陸風實現平價上網，海風進入補貼的最後窗口。在梳理風電行業發展後，我們認爲海上風電發 展階段可借鑒陸風，從 2022 年開始海風也將進入平價上網階段。

成本或成爲該階段重要競爭領域。 此外，我們觀察了我國海風裝機量的曆史變化。自 2019 年開始裝機量同比增速出現大幅躍升。

結合行業發展背景，我們認爲一方面得益于技術革新帶來的收益率提升；另一方面對于項目的政策補貼逐漸進入最後窗口或引發搶裝現象。同時我們將我國海風裝機量占風電總裝機量與歐洲進行對比，發現我國海風在過去雖然得到有力發展，但與歐洲仍有較大差距，未來發展空間較優。我國海岸線北起渤海，南至九段線，漫長的海岸線也爲海風發展提供了充足的地理空間。

對于 LCOE 模型研究，不同國家及機構給出了不同了理解。

較爲通用的有：國際可再生能源署模型、通用電氣模型、美國國家可再生能源試驗室模型。模型參數不同但表達的概念是一致的，即投入/産出。故爲了簡化理解，我們采用參數較少的國際可再生能源署模型。通過模型我們可以簡單理解成本的競爭主要通過縮小分子或擴大分母得以實現。我們假設分子爲不變量（行業的技術進步可以帶來分子的縮小，運行管理可帶來運維成本的降低但有天花板，故β影響或更爲直接），主要討論分母部分容量系數的兩個影響因素：區位條件、設備選型。

區位條件：該部分內容前文已經有所提及。

公司作業區域遍及渤海、黃海、東海和南海，囊括了中國所有海域，這裏不再贅述。海風相較陸風有更好的風力資源。根據國家氣候中信顯示，中國海上 70 米高度平均風速能達到 8m/秒以上。根據 Science advance 發布的論文顯示，中國海上風力容量密度爲 0.5 以上，陸風平均僅爲 0.1。此外，公司融風能源注冊地爲上海自貿區，首個海上風電場位于江蘇東台海域，有利于將海風電力直接輻射長三角用電中心，就近消納節約運輸成本。

設備選型：設備的優勢同樣基于區位優勢。

海風的風速優勢對設備的容納程度較高。海風資源可以降低對機組的要求。由于陸地風速較低（部分地區低于 6m/s），對設備要求較高，需大風機、長葉片的低風速變速恒頻機組以保證額定風速下的利用效率；而海上風速較高，基本在 6m/s 以上，故而對機組的容納性更好，可使用恒速恒頻風力發電機組，降低機組成本。

基于以上，我們認爲公司即使在其他條件恒定的情況下，公司的海風也具有較強優勢。此外，公司正同步進行油氣田開發過程的節能減碳，推動岸電項目發展和 CCUS 示範工程項目。

4. 原油價格有望維持中高水平

原油是所有大宗品中最複雜的商品之一，根據國家統計局 2020 年投入産出表觀察直接中間 投入（部分形成間接投入，如原油加工品對運輸業形成投入，此類間接投入本文不覆蓋）， 石油和天然氣開采産品對 60 個行業形成直接投入（間接投入能覆蓋所有 156 個行業）。

行業之于本身就有自身的供需格局和反饋機制，且都以不同的方式和進程進行運作。此外，這些行業大都能夠反應對油價的彈性。且不論原油的金融屬性和政治屬性，其最基本的商品供需平衡屬性就代表了所有行業的運行平衡。

所以我們認爲原油僅作爲商品就是一個 156*156（行業數量）的矩陣系統的研究，其行業之間的勾稽關系又或是 C 的排列組合，並非一篇深度報告就能解決。

所以在這部分我們簡單討論兩個問題：1）地緣和流動性風險是否對原油産 溢價；2）當前供需關系的主要錨點。結論上，我們傾向于未來原油或維持中高位震蕩。

4.1. 地緣風險和流動性風險不一定對原油産生溢價

地緣沖突對油價的影響相對無序。我們統計了曆史上的幾次地緣沖突事件油價的前後變化， 以爆發沖突的當日原油價格作爲油價觀察原點設爲 T=100%。通過觀察發現，地緣沖突並不 一定會造成油價的上行，更多情況下油價呈現無規則波動。保守來看，在 T+5 之後，大多數沖突對油價的影響趨弱（本次俄烏沖突和此前利比亞戰爭例外）。

另一方面，直接關系到油氣出口國的沖突也並不一定對油價擡升形成有效刺激。這與市場普遍認爲的産油國沖突容易引發供應擔憂，進而推高油價的觀點並不一致。

美元流動性風險並不一定對油價産生絕對利好。

此外，我們也將美聯儲 20 世界末至今的曆輪加息時間擇取，同樣將其視爲觀察原點以觀察世界貨幣政策是否會對原油産生流動性風險溢價。

我們看到近幾次加息後有三次原油價格呈現向上趨勢，第六輪加息後原油繼續下行。我們又對比了加息後的聯邦基准利率區間：第四輪利率變化爲 4.75%-6.5%；第五輪區間爲 1.00%-5.25%；第六輪爲 0.00%-2.5%；本輪當前爲 0.00%-1.00%。可見聯邦利率區間也並不對油價産生必然聯系。

此外，第四輪、第五輪加息後油價擡升，但其原本就在上升通道當中，故而加息最多只能算 是邊際影響。而第六輪加息之前油價就處于下跌通道，加息並未對油價産生絕對積極的影響。雖然這樣的證明比較弱，但我們認爲至少可以說明美元流動性風險並不一定會對原油産生溢價。更保守來說，美元流動性風險對油價的影響相對較小。

4.2. 供給端增量有限，需求有環比改善空間，低庫存共同作用于油價

該部分我們簡單討論原油當前主要的供需錨點。供應端有三方面因素：1）美國是否能增産； 2）OPEC 增量還有多少空間；3）伊朗能否恢複供應。

我們傾向于認爲當前作用油價的主要因素集中在供給端。通過觀察數據我們認爲美國頁岩油增産空間有限，OPEC 回歸油量不足以彌補俄油出口減量，伊朗回歸尚不積極。

需求端主要錨點在成品油環節，主要對比海外和國內成品油的消費（成品油占石油需求的 70%左右）。我們認爲隨著疫情影響的逐漸減弱，需求端有環比恢複的空間。

簡單而言，供應弱于需求，庫存蓄水池調節作用已經很小，未來原油供需或呈現緊平衡態勢使價格維持中高水平。當前全球石油鑽機數量處于低位，美國鑽機數量收益于油價提升有所增長，但在曆史同油價情況下僅爲過去鑽機數量的 1/3。

我們認爲這于美國頁岩油企業較低的資本開支有關。根據觀察美國 12 家樣本頁岩油企業資本開支情況，我們發現當前樣本企業的平均資本開支爲曆史同油價時期的 1/4。

較低的資本開支原因我們歸結于兩方面：

其一，2019 年開始頁岩油企業開始産業轉型，資金更多用來發展清潔能源和分紅；其二，頁岩油項目固定資産周轉率極低，平均僅爲美股化工企業的 1/12 左右。故而我們認爲即使未來油價長期處于高位，美國頁岩油企業增産動能也會不如曆史同油價水平，頁岩油整體增量有限。

在假設需求的恢複是線性的情況下，供給端成爲主導價格的重要變量。

而前文提及美國增産有限的情況下，OPEC 則會掌握原油的定價權。當前我們觀察 OPEC 的産量數據發現實際增産與預定增産目標有較大差距（協議商定每月增加 40 萬桶/日）。進而我們將 2018 年 10 月的 OPEC 産量作爲觀察基准發現當前 OPEC 剩余産能或有 370 萬桶/日。但需要注意的是其中已經包含了伊朗的 125 萬桶/日，若除去伊朗的産量，剩余空間僅有 245 萬桶/日。如果未來 OPEC 投放剩余産能，需求端又開始疫情後的線性恢複，則潛在漲價風險更大。

俄羅斯原油加凝析油産量約爲 1100 萬桶/天，約占全球原油産量的 10%左右；出口量約爲 480 萬桶/天，約占全球貿易總量的 13%左右。從俄油的出口結構來看，主要出口國爲中國和歐洲國家。如果歐美停止俄油貿易，或影響俄油出口 200 萬桶/天以上。

伊朗方面並未釋放回歸供應的積極信號，第八輪談判也宣告暫停。

當前伊朗談判的主要矛盾依然集中在對于核協議的爭執以及伊斯蘭革命衛隊的身份上。伊朗希望維持原有協議並將 IRGC 革命衛隊從恐怖組織名單除名；美國方面則繼續尋求伊核協議的擴大化以及堅持 IRGC 的恐怖組織定義。同時委內瑞拉即使解除制裁，短時間能夠貢獻的增量也僅有 20 萬桶/天左右。

需求方面，美國成品油消費已恢複至正常水平，歐洲、日本在 21 年以來也出現較爲顯著的 需求回暖。我國恢複時間早于世界其他主要經濟體，但 2022 年以來由于疫情反複成品油消 費又見顯著下行。對于需求端我們一直認爲是相對線性的，在偶發風險環比減弱的背景下我 們傾向于認爲需求未來持續向好。

根據 EIA 數據顯示，當前美國商業原油庫存低于 5 年均值，油品全口徑庫存低于 5 年均值約 2 億桶左右。同時據預測，本年度全球原油供需基本處于緊平衡態勢。原油庫存的蓄水池對 價格調節的作用已經不複存在。如果歐美繼續對俄油進行抵制，需求端假設爲不變量，全球 庫存或會進一步下降，低庫存狀態有望在未來一定時間內保持。

據以上信息我們進行假設：供應端俄油繼續受到歐美抵制，影響約爲 200 萬桶/天。伊朗協 議和解回歸市場 100 萬桶/天；OPEC 在伊朗回歸背景下搶出口，在保證當前 40 萬桶/天增量下繼續增産 40 萬桶/天（當前 40 萬桶/天增量未得到保證，核算後預計共增 60 萬桶/天）；委內瑞拉回歸 20 萬桶/天。總計 OPEC 或能提供增量約 180 萬桶/天，減去俄油影響的 200 萬桶/桶，供給側減量 20 萬桶/天（這部分産量預計頁岩油等能夠補足）。

需求側假設呈線性環比恢複。由于新能源等替代，需求增速壓縮，考慮産業端需求增速爲 0%；出行緩慢恢複帶動交通運輸進而提升成品油需求，假設成品油需求增速 1%，需求增量約爲 70 萬桶/天左右。庫存端低位，即使俄油回歸，但庫存去化不可逆，調節作用依然失效。在此假設下，疫情環比改善後供需差仍有 90 萬桶/天。據以上，我們粗淺認爲原油緊平衡狀態或得以維持。

5. 油價高位推動價值重估

我們利用 DCF 絕對估值法對公司進行定價探討，並以不同油價和不同加權平均資本成本對 結果進行敏感性測試。我們認爲當前公司價值顯著低估。即使未來油價長期處于 65-75 美元 /桶範圍，公司合理估值也應當在 11039-13308 億元。

以下爲模型關鍵假設：WACC 部分

1、Rf：無風險利率采用 10 年期國債預期回報率的均值，時間範圍爲過去 100 個交易日。

2、Rm：預期回報率采用中國基金總指數的複合增速，時間範圍爲 18 年（2004 年公布）。

3、β：基于審慎性原則，采用申萬基礎化工行業β，時間範圍曆史 5 年，月度計算周期，按 總市值加權，不作布魯姆加權調整。

4、ɛ：我們認爲企業不存在特殊風險，故不做調整。

5、We：公司曆史股東權益比相對穩定，故根據公司 2018 至 2021 年平均股東權益比計算。

6、Wd：公司曆史有息負債率也較穩定，根據公司 2018 至 2021 年平均有息負債率計算。

7、Kd：根據全國銀行間同業拆借中心 5 年期貸款利率均值確認。

8、T：公司業務遍布全球，25%的國內所得稅率並不能完全適用，計算公司 2018 至 2021 年所得稅率，取均值、取整數。

二階段增長假設

1、假設公司發展分爲兩個階段，2022-2025 年公司根據“七年行動計劃”以及“十四五” 目標進行發展。隱含假設爲原油産量複合增速爲 5.87%-6.39%；天然氣板塊産量複合增速爲 22.36%。暫不考慮海風板塊貢獻。第二階段爲 2026-2031，假設該階段傳統化石能源需求壓縮，公司油氣資源無增量；同時出于審慎原則，新能源板塊在未看到實質性進展前假設失敗，不對業績進行貢獻。

2、油價在 2022、2023 年維持高位震蕩，2024 年開始原油由于需求趨弱開始逐漸回落到 70 美元水平附近震蕩（當前 OPEC 國家財政盈虧平衡線主要集中在 67 美元/桶左右）。

3、EBIT 計算中將財務成本視同利息支出進行加回（利息支出占財務成本最大比重）。

4、折舊和攤銷根據桶油折舊攤銷金額確認。

5、資本性支出 2022 年爲公司指引的資本開支。“十四五”期間公司指引資本開支爲 4800 億元至 5000 億元，預計 2023 年至 2025 年由于增儲上産任務，資本開支占比較高。

6、營運資金假設爲流動資産和流動負債差額，暫不考慮資産中有價證券投資以及負債中短 期付息債務。以及除 2020 年特殊情況導致營運資本的減少，其余年份穩定，假定爲不變量。

7、永續經營考慮 2031 年後公司油氣板塊業績或受需求壓縮限制，且新能源板塊尚未證明 盈利能力。處于審慎原則假設公司未來永續經營增長率爲 0%。

基于以上給定條件，公司股權價值爲 12244 億元左右；此外我們用不同油價、不同加權平均 資金成本進行敏感度測試，在常態油價水平以及合理 WACC 範圍條件下，指向區間爲 11039-13308 億元。結合我們對公司未來業績的判斷，認爲當前公司市值被顯著低估。

風險提示：

疫情影響需求，原油價格下行，增儲上産不及預期，營運成本提升風險、安環生産風險，貿易壁壘風險等。

——————————————————

請您關注，了解每日最新的行業分析報告！報告屬于原作者，我們不做任何投資建議！如有侵權，請私信刪除，謝謝！

獲取更多精選報告請登錄【遠瞻智庫官網】或點擊：遠瞻智庫|文庫-爲三億人打造的有用知識平台