（報告出品方/作者：中信證券，王喆）

公司概況：中國海上油氣龍頭，資産全球化布局

公司主要業務爲原油和天然氣的勘探、開發、生産及銷售，是中國最大的海上原油及 天然氣生産商，也是全球最大的獨立油氣勘探及生産商之一。截至 2021 年末，公司擁有 淨證實儲量約 57.3 億桶油當量，全年平均日淨産量 156.9 萬桶油當量。 在國內，公司通過自營作業及以産品分成合同的形式與合作夥伴合作，在渤海、南海 西部、南海東部和東海等區域進行油氣勘探、開發和生産活動，並在陸上進行非常規油氣 勘探、開發和生産活動。在海外，公司擁有多元化的優質資産，在多個世界級油氣項目持 有權益，資産遍及世界二十多個國家和地區。在新能源領域，公司順應全球能源行業低碳 化發展大趨勢，利用豐富的海上生産作業和管理經驗，積極探索海上風電等新能源業務發 展，開展前沿技術領域研究。

四十年筚路藍縷，鑄就國際一流E&P公司

四十年艱辛創業，打造國際一流油氣 E&P 公司。中國海油成立于 1982 年 2 月 15 日， 是經國務院批准的國家授權投資機構和國家控股公司試點單位。1999 年，中國海洋石油 有限公司在香港注冊成立，並于 2002 年登陸香港聯合交易所，同年在紐約證券交易所發 行存托憑證。上市 20 年以來，公司業務版圖不斷拓展，2006-2013 年並購多處海外資産。 2021 年，公司在《福布斯》全球企業 2000 強排名中列第 187 位，受 2020 年油價大幅下 跌的拖累，名次較 2020 年下降 61 位，但中海油在油氣行業的排名從 2020 年的第 14 位 提升至第 8 位，在全球油氣 E&P 公司排名中仍位居榜首。

由于中美貿易摩擦影響，2020 年 12 月，美國政府將中海油列入涉軍中國企業黑名單並于 2021 年 2 月強制要求中海油從 紐交所退市，促使中海油回歸 A 股。2021 年 9 月中海油正式宣布擬申請在 A 股上市並于 11 月遞交 IPO 申報，2022 年 4 月正式登陸 A 股市場。

公司上市 20 年來各項經營、財務指標均有顯著增長。公司淨證實油氣儲量 2021 年達 57.3 億桶油當量，是 2000 年的 18 億桶油當量的 3.2 倍；淨産量 2021 年達到 5.73 億桶 油當量，是 2000 年的 0.88 億桶油當量的 6.5 倍。淨證實儲量和産量的攀升帶動公司營業 收入和總資産的快速增長，2021 年公司營業收入爲 2461 億元、總資産爲 7866 億元，分 別達到 2000 年的 10.2 和 24.1 倍。

控股股東爲中國海洋石油集團，股權結構穩定

2022 年 4 月，公司在 A 股成功上市，實現 A+H 股同步上市。公司的控股股東爲中海 油集團，截止 2022 年 8 月 25 日持股比例爲 60.40%，由國資委間接控股。公司下設 CEPR Limited、中海石油（中國）有限公司、中海油國貿、海油國際、新加坡國際、中海油財務 等多家控股一級子公司及衆多二級子公司。

持續增儲上産的油氣勘探開發商，近7年成本中樞持續下移

公司資産遍及亞洲、非洲、北美洲、南美洲、大洋洲和歐洲。在國內，中海油作業的 核心區域位于渤海、南海西部、南海東部和東海區域四大油氣基地，截至 2021 年末，國 內儲量和産量分別占公司淨證實儲量和産量的 61.4%、67.7%。在海外，中海油積極參與 衆多世界級油氣項目，資産遍布世界 20 多個國家和地區，截至 2021 年末，海外儲量和産 量分別占公司淨證實儲量和産量的 38.6%、32.3%。

持續推進增儲上産，成本中樞不斷下降。截至 2021 年末，公司擁有淨證實儲量約 57.3 億桶油當量，創曆史新高，近三年儲量壽命持續維持在 10 年以上。2019-2021 年，公司 的油氣淨産量分別爲 5.06 億桶油當量、5.28 億桶油當量和 5.73 億桶油當量，持續穩步提 升，年均複合增長率爲 3.0%。另外，公司桶油成本持續下降，桶油 5 項主要成本由 2014 年的 42.3 美元/桶降低至 2021 年 29.4 美元/桶，降幅約 30.5%，逐步建立和鞏固了在行業 中的成本競爭優勢。

財務指標穩健，2021年業績大幅增長

公司營收主體來自于油氣生産與銷售，營收及淨利潤隨油價波動。2018-2021 年，Brent 油價中樞分別約 69、64、42、71 美元/桶，公司分別實現營業收 2223.9、2280.4、1517.3 和 2461.1 億元，實現歸母淨利潤分別爲 526.7、610.5、249.6、703.2 億元。2020 年， 受新冠疫情的影響，國際油價創 21 世紀以來僅略高于 2016 年的次低值，國際石油公司經 營業績普遍下滑，公司可比公司康菲石油、挪威 Equinor、西方石油，境外同行業公司埃 克森美孚、殼牌石油、雪佛龍、BP 公司、道達爾，境內同行業公司中國石油、中國石化 的扣非後歸母淨利潤均爲負，處于虧損狀態，公司扣非後歸母淨利潤仍高達 213.70 億元， 並且伴隨著 2021 年經濟逐步恢複，公司歸母淨利潤同比增長 181.8%達到 703.2 億元，創 造近五年新高，展現出強勁的成本優勢和行業競爭力。

公司主營業務突出，以油氣銷售爲主，主要包括原油和天然氣的銷售，主營業務收入 占當期營業收入的比例均超過 97%。油氣銷售業務是公司核心的板塊，也是主要收入來源， 2018、2019、2020 和 2021 年，油氣銷售業務收入分別爲 1865.7、1971.7、1396.0 和 2221.3 億元，占主營業務收入的比重分別爲 81.93%、84.55%、89.85%和 90.25%。

近年 來，公司加大油氣項目的投資開發力度，油氣儲量、開采量和銷售量逐年上升，油氣銷售 收入規模在 2019 年有所上升；2020 年油氣銷售收入下降，主要是當年國際油價下跌所致； 2021 年油價回升推動油氣銷售收入快速增長，同比增長 58.4%。公司貿易業務收入主要 來自中國境內在石油産品分成合同下銷售歸屬于外國合作方的原油及天然氣，公司銷售的 油氣産品均來自于公司作業的油氣田項目，計入“貿易業務”，但不屬于與中海油集團進 出口同類的轉口貿易業務。

低成本鑄就可觀的盈利能力，正常油價下毛利率、淨利率穩居 40%、20%以上。2018 年、2019 年、2020 年和 2021 年，公司整體毛利率分別爲 42.89%、44.52%、37.32%和 50.60%，整體淨利率分別爲 23.13%、26.18%、16.06%和 28.57%，總體保持平穩。2020 年毛利率、淨利率有所下降，主要是 2020 年國際油價大幅下跌，導致公司原油銷售價格 相應下降，但公司降本增效和優化産量結構抵消了部分油價下降的影響。隨著國際油價的 上升，公司 2021 年油氣銷售毛利率及淨利率有所回升，整體超過 2018 年和 2019 年水平， 主要原因包括：2021 年毛利率較高的油氣銷售業務收入占比進一步提升，達 90.25%，大 幅高于 2019 年的 84.55%和 2018 年的 81.93%；公司持續降本增效以及大力推動增儲上 産，2021 年桶油主要成本（以美元計價）較 2019 年下降 1.31%，較 2018 年下降 3.29%。

2018-2021 年，公司毛利主要來源于主營業務，主營業務毛利占比超過 98%。油氣銷 售、貿易毛利的變化主要受相關業務收入規模變化的影響，與油氣銷售、貿易收入的變動 趨勢基本一致。期間，公司平均 ROE 達到 12.1%的較高水平，平均 ROIC 達到 9.2%，長 期盈利能力較好。 2018-2021 年，公司各項期間費用分別爲 122、134、135、136 億元，分別占營業收 入的 5.36%、5.74%、8.67%、5.43%。期間，公司銷售費用逐年增加，主要系油氣銷量 逐步擴大，使得第三方管道運輸費用有所增加。公司管理費用基本保持平穩。公司財務費 用主要包括利息支出、彙兌損益等，總體保持穩定。2020 年，公司財務費用有所下降，主 要是受人民幣彙率升值影響，當期彙兌産生的收益較高所致。公司研發費用逐年上升，主 要由于公司爲了加強技術實力、優化産業結構，逐步加大研發力度所致。

資産負債率常年處于 40%左右，現金流強勁，償債能力強。2018-2021 年，公司資産 負債率分別爲 38.82%、40.85%、39.84%及 38.72%，資産規模平穩的同時，資産負債率 保持較低水平。多年來，公司保持了良好的現金流創造能力，自由現金流每年得到沉澱。 公司財務狀況持續處于行業較高水平，短期償債能力較強，在國際資本市場獲得較高信用 評級，其中標准普爾評級爲 A+，穆迪評級爲 A1，展望穩定，爲業務發展戰略奠定良好資 金基礎。

行業趨勢：中高油價有望長期持續，能源安全驅動國內油氣增儲上産

疫情反複疊加政策緊縮，原油需求短暫承壓，預計未來5年仍將持續增長

原油已成爲最重要的交通運輸用能源和化學工業原料之一

全球原油消費主要涵蓋交通運輸、工業、商業及公共服務、農業、漁業、生活等領域， 使用量持續增長。根據 IEA 數據，1990-2020 年的 30 年間，僅 2008、2020 年全球原油 需求出現負增長，前者爲美國次貸危機沖擊全球經濟，後者爲新冠疫情壓制交通運輸活動 及原油需求導致。2019 年全球原油消費總量是 1990 年的 1.55 倍。具體來看，2019 年， 交通運輸領域（包括乘用車、工程車輛、飛機、海運等領域）仍是原油的第一大使用領域， 占比達 65.6%，其余工業等領域占比爲 34.4%。

全球原油消費量穩步增長，中國、美國、歐洲是需求增長的主要引擎。根據 IEA 數據， 全球原油消費 2000-2020 年均複合增速 0.82%，除 2008 年全球金融危機、2020 年新冠疫情導致負增長外，其余年份均保持 1%以上增速。2016-2019 年全球原油需求增長 322 萬桶/天，其中中國、美國、印度分別占比 39%、25%、16%，是主要的增長引擎。

疫情下需求大幅受損，2020 年底逐步恢複。2020 年 1、2月下旬起，國內、海外 Covid-19 疫情相繼爆發，嚴格防控措施和經濟活動停滯導致全球石油需求大幅銳減，是本輪油價重 回底部的主因。盡管 4 月 12 日 OPEC+達成史上最大減産協議一度提振油價，但海外疫情 持續惡化背景下，庫存累積壓力導致 05 合約在截止交易前遭到抛售，期貨逼倉導致 4 月 21 日 WTI 05 合約以創曆史記錄的-37.1 美元/桶收盤。

隨後 5-10 月 OPEC+執行了史上最 大規模的減産，顯著改善基本面，推動油價持續回升，8 月 6 日 Brent 油價重新站上 45 美 元/桶。但隨著 2020 年 8 月下旬起，歐洲、美國疫情陸續複燃，10 月下旬歐洲多國重啓疫 情防控措施，Brent 油價在 2020 年 10 月底再次回落至 35 美元/桶附近。隨著 11 月 9 日起 輝瑞&Biotech、Moderna、阿斯利康以及國藥、科興等公司的疫苗陸續獲批並投放市場， 疫情終將被有效控制和原油需求終將恢複的預期重新占據市場主流，推動國際油價自 2020 年 11 月起持續上漲，並在 2021H1 創造了曆史上最大的半年度漲幅。

美國煉廠維持高開工率，原油表觀消費量恢複至年初水平。2022 年 1 月以來煉廠開 工率維持較高位置，4 月通常是美國煉廠的維護期，開工率略有下降，進入 5 月後回升至92%，加工量超過 1600 萬桶/天，6 月短暫降低，7-8 月出行高峰期帶動煉廠開工率回升。 根據 EIA 的數據，2022 年 8 月 5 日當周，美國原油表觀消費量恢複到 16238.14 千桶/天， 但相比于疫情前 2019 年的同期水平仍有 5.8%的降低。通常來說，9-10 月爲美國原油需 求淡季，但進入 11 月中下旬後，取暖需求或許成爲需求端的主要動力。

2022 年 4 月國內煉廠開工率見底，原油需求緩慢恢複。國內煉廠原油需求因 2022 年 3 月起的上海疫情出現大跌，煉廠開工率大幅下滑，山東煉廠開工率由 1 月初約 65%大幅 下降至 4 月底的約 50%，原油表觀消費量同比下降 10%左右。隨著上海疫情的逐漸好轉 以及複工複産推進，6 月開始全面恢複正常生活秩序，煉廠開工率從 4 月的低位逐漸回升。

高通脹壓力下，美聯儲快速加息，利空原油價格。近年來新冠病毒變異毒株帶來的疫 情反複，持續擾動各國經濟，影響複工複産進度。疫情下歐美等發達經濟體均采取了大力 度的財政刺激措施，使得需求快速膨脹。今年以來，俄烏沖突及歐美對俄制裁引發的地緣 政治沖突全面升級，形成的供需缺口使得大宗商品價格飙升，加劇了全球通脹壓力。爲了 遏制處于 40 年高位的通脹水平，美聯儲于 2022 年開啓激進加息模式，自 3 月以來累計加 息 225 個基點（截止 8 月 15 日），將聯邦基金利率目標區間上調至 2.25%至 2.5%之間。

高通脹壓力迫使各國重新評估其貨幣政策，推升了加息和流動性收緊的預期。美聯儲啓動加息周期，美元指數和美國國債收益率持續攀升，10 年期國債收益率沖高至 3.1%上方， 創 2018 年以來最高，美元指數亦上沖至 105 附近。美聯儲加速緊縮的政策導致全球經濟 衰退的可能性逐步上升，帶來的經濟衰退預期使得原油價格整體面臨利空影響。

全球經濟增速放緩，原油需求增速下滑。財政刺激減弱、貨幣政策收緊、疫情反複以 及俄烏沖突等因素共同推動下，全球經濟增速或將放緩甚至衰退。各機構紛紛下調了 2022-2023 年的經濟增速預期，其中 IMF 在 7 月 26 日發布報告稱，預計全球經濟增速將 由去年的 6.1%放緩一半至今年的 3.2%，預計 2023 年全球經濟增速爲 2.9%。經濟增速的 放緩與全球原油需求密切相關，在過去的 20 年間，全球 GDP 增速與石油需求增速變化趨 勢一致，呈現高度的正相關性。因此，隨著經濟增速預期的下調，原油需求增速預期也將 明顯下滑。

未來5年原油需求仍有望持續增長，長期看原油需求有望維持高位

長期來看，未來 5 年全球燃油車保有量有望持續增長，支撐全球原油需求持續增長， 且由于化工領域原油需求仍在持續增長，原油需求有望長期維持高位。

各國共同行動推動碳中和及減排目標達成。聯合國環境規劃署（UNEP）發布的《排 放差距報告 2019》（The emissions gap report 2019）指出，當前各國的減排計劃距離全 球升溫 1.5℃的目標存在較大差距，近年來越來越多的國家通過梳理碳中和目標強化減排 力度。2008 年，英國《氣候變化法案》正式生效，並于 2019 年 6 月經過重新修訂，明確 2050 年實現碳中和，使得英國成爲全球第一個應對氣候變化、減少溫室氣體排放，以法 律形式確定約束力和長期架構的國家。截至 2020 年底，全球已有 44 個國家/經濟體宣布 碳中和目標，其中，不丹和蘇裏南已經實現了碳中和目標，英國、瑞典等六國將碳中和目 標寫入法律，歐盟、西班牙等 6 個國家和地區已提出了相關法律草案。

原油需求可大致分爲交通運輸用成品油、化工用石油原料兩個方向，目前市場對于長 期原油需求的核心關注點集中在新能源車替代燃油車將導致交通運輸用原油需求達峰並 逐步下降。我們認爲上述進程將必然發生，但由于新能源車的發展才剛剛起步，在可預見 的未來 5-7 年，預計全球燃油車保有量仍有望持續增長。

受産業結構轉型、氣候變化關鍵議題的驅動，國內、海外均推出諸多政策以扶持新能 源車産業發展。2015 年以來，國內出台一系列政策，鼓勵新能源産業發展，相關産業從直接補貼向間接扶持過渡，“雙積分”、限購限行、充電樁等基礎設施建設、電池回收政策 等促進措施有望推動産業健康發展。《新能源汽車産業發展規劃(2021-2035 年)》已于 2020 年 11 月 2 日發布，明確未來 10-15 年國內新能源汽車行業的發展目標。根據中信證券研 究部新能源汽車行業組預測，2025 年中國新能源汽車銷量有望達到 1560 萬輛，滲透率有 望提升至 50%左右。

據 Wardsauto 統計，2019 年全球各類機動車保有量已突破 10 億輛，其中新能源車不 足 2000 萬輛。盡管近年來歐盟、國內均出台一系列政策以鼓勵新能源汽車産業快速發展， 但受技術、産能、續航、配套基礎設施等因素的限制，新能源車很難迅速替代大部分的燃 油車。 中信證券研究部新能源汽車組預計中國、全球 2025 年新能源汽車銷量將分別達到 1560、2506 萬輛，屆時中國、美國、歐盟新能源汽車滲透率分別有望提升到 50%、17%、 25%。由于目前全球每年報廢乘用車數量約占新增量的 30%，因此在全球新能源車滲透率 達到 25%~30%以前，新能源車的增長或無法導致全球乘用車對應原油需求整體下降。上 述假設下，預計全球新能源車滲透率將在 2026-2028 年達到 25%~30%，原油需求達峰也 有望稍晚于乘用車用原油需求達峰。

因此，預計未來 3-5 年全球原油需求仍將持續增長。按照 2022-2026 年原油需求年均 增長 60~80 萬桶/天計算（疫情前全球需求年均增長 100-120 萬桶/天），IEA 預測全球原 油需求在 2026-2028 年達峰時將達到 1.03~1.04 億桶/天，較 2021 年水平增長 600-700 萬桶/天。即使考慮碳中和目標，未來 5-7 年全球原油需求也有望繼續增長。彙總 2018 年至今 各類機構不同氣候情景下對全球原油需求的預測，絕大多數研究認爲全球原油需求將在 2025-2035 年期間達峰，與我們預測的 2026-2028 年達峰基本一致。

俄羅斯原油小幅減産，OPEC增産有限，原油供應端無明顯改善

俄烏沖突走向長期化，俄羅斯原油産量小幅減少

油價上漲由很多複雜的因素共同決定，供需緊張時油價對地緣事件更爲敏感。油價上 漲由很多複雜的因素共同決定，其中地緣風險造成的供給減少、主要需求國對外依存度高 且需求缺口增大等因素，共同推動油價的上漲行情，且供需緊張引起的價格變動敏感性更 強。需求端的增長是長期經濟發展決定的，而地緣沖突等突發性因素成爲誘導油價變動的 主要原因。複盤曆史油價，軍事沖突一般都導致油氣價格上漲。自 2017 年以來，以中東 地區爲代表的地緣政治事件對油價的影響愈發明顯。

2022 年 2 月 24 日俄烏沖突爆發當天， 布倫特原油和紐約原油期貨價格雙雙突破每桶 100 美元關口，最高達到每桶 105.79 美元。 2022 年原油價格伴隨俄烏沖突局勢變化，持續在高位震蕩。2 月 27 日後，隨著 BP、 殼牌、埃克森美孚等西方石油公司相繼宣布退出俄羅斯業務，對供應不足的擔憂導致國際 油價大幅上漲，至 3 月 4 日，布倫特原油日均價格升至 118.11 美元/桶。3 月 7 日，美國 表示正在研究對俄羅斯實施石油禁運，市場對供應短缺的恐慌加劇，布倫特原油日均價格 升至 123.21 美元/桶，首次突破 120 美元/桶的關口。

3 月 8 日，美國正式宣布禁止進口俄 羅斯石油和天然氣，英國宣布將在年底前逐步停止進口俄羅斯石油及相關産品，受此影響 布倫特原油和紐約原油期貨價格分別收于 123.70 美元/桶和 127.98 美元/桶，創下 2008 年 7 月以來的新高，僅 6 個交易日就上漲超 27%。4 月以來，俄烏沖突持續僵持，德國等 歐盟國家提議“應在六個月內禁止進口俄羅斯原油，並在年底前禁止進口俄石油精煉産品”， 油價在 100 美元/桶高位持續震蕩。進入 5 月，中國作爲原油需求大國，局部地區的疫情 拖累需求量，伊拉克等 OPEC 國家供應端頻生變數，油價進入了調整節奏。

俄羅斯每年原油出口量爲産量的 2/3 以上。俄羅斯是世界性的能源資源、生産和出口 大國，是世界第三大原油生産國，每天生産大約 1000 萬桶原油。2021 年俄羅斯石油産量 爲 5.34 億噸，日均産量爲 1050 萬桶/天，較 2020 年高出 23 萬桶/天。2021 年俄羅斯石 油出口量爲 2.29 億噸，供應給 36 個國家，占全球出口比例 11.4%。

2022 年 1-4 月，俄羅斯原油産量同比減少 2.7%。EIA 數據顯示，2022 年 1-4 月，俄 羅斯原油産量分別爲 1128、1050、1000、910 萬桶/天，同比+8.4%、-1.4%、-4.8%、-15.2%， 整體産量同比減少 2.7%。受到俄烏沖突影響，歐洲對俄羅斯的能源進口進行制裁。俄羅 斯 4 月份關閉了近 100 萬桶/天，導致全球石油供應量減少 71 萬桶/天至 9810 萬桶/天。

俄羅斯 4 月原油出口量環比增加 62 萬桶/日。根據 IEA 數據， 4 月俄羅斯原油出口量 環比增加 6.2 萬桶/日，其中對歐盟的原油出口量環比下降 6.5 萬桶/天，與俄烏危機前的平 均水平相比共下降 33 萬桶/天。歐盟在俄羅斯原油出口總量中的份額從 1-2 月的 49%下降 到 4 月的 37%，而印度的份額則從零上升到 14%，中國的份額從 33%略微下降到 30%。 歐盟仍是俄羅斯石油的最大市場，4 月出口量爲 340 萬桶/天。西方出台多項制裁措施，但 是並沒有完全阻止全球客戶購買俄羅斯的原油，俄羅斯石油總出口量仍在增加，4 月份數 據顯示已經恢複到 1-2 月的平均水平。制裁的原因導致采購流程更加複雜，需要通過將外 幣轉化爲盧布采購俄羅斯原油。IEA 報告顯示，俄羅斯對歐盟(EU)(-53.5 萬桶/天)、美國 (-54.5 萬桶/天)和英國(-16 萬桶/天)的出貨量減少主要被對印度(+73 萬桶/天)和土耳其（+18 萬桶/天）的增加所抵消。

美國從俄羅斯進口原油數量減少。2021 年，美國石油總消費量爲 1978 萬桶/日，總 産量爲 1877 萬桶/日，從 73 個國家每天進口 847 萬桶石油，出口量約 863 萬桶。美國石 油總進口量排名前五的來源國是加拿大、墨西哥、俄羅斯、沙特阿拉伯和哥倫比亞。2021 年，美國從俄羅斯進口原油平均 670 千桶/月。2022 年 3 月 8 日，拜登正式簽署禁止美國 從俄羅斯進口能源的行政令。IEA 報告顯示，4 月以來俄羅斯運往美國和英國的石油幾乎 停止，俄羅斯出口美國和英國的原油份額被印度等亞洲國家替代。

OPEC+增産不及預期，供應側不確定性加劇

低油價導致 OPEC+國家財政情況惡化，財政收支平衡需要高油價支撐。自 2014 年 進入中低油價時期以來，OPEC 國家的財政狀況持續惡化，沙特、阿聯酋、伊拉克、伊朗 等中東産油國已連續多年財政赤字，政府債務占 GDP 比例多已升至 20%~50%。由于 OPEC 國家絕大多數政府財政收入都在來自于石油天然氣工業，需要高油價支撐。根據 IMF 的統計數據，2021 年沙特、阿聯酋、科威特、伊拉克與阿曼的財政收支平衡油價分別爲 85.1 美元/桶，69.2 美元/桶、68.6 美元/桶、61.4 美元/桶與 71.6 美元/桶。

“OPEC+”對石油市場的控制力預計將逐步弱化。當前油價已超過多數産油國財政 收支平衡油價，保持當前的減産政策符合多數産油國的利益。2021 年底，“OPEC+”已同 意將限産協議持續到 2022 年，並總體傾向將産能釋放滯後于需求增長，以掌握應對市場 不利影響的主動權。然而，隨著供應能力的不斷減少且 2022年俄烏沖突的爆發“，OPEC+” 對石油市場的控制力料將逐步弱化。

2022 年數據表明，OPEC 增産幅度不及預期。從 OPEC 數據（除去已退出 OPEC 的 卡塔爾、厄瓜多爾及未披露的剛果）來看，2021 年 10 月-2022 年 4 月，原油産量同比增 速爲 10%~14%之間。OPEC 數據顯示，2022 年上半年，原油産量同比增長 12.4%，較 2019 年同比降低 5.8%，增産幅度不及預期。

受政策、投資以及疫情控制等因素的影響，OPEC 各成員國的增産能力存在較大差異。 從月度變化來看，高油價的影響下，阿聯酋、阿爾及利亞、科威特、沙特阿拉伯、利比亞、 委內瑞拉、伊朗等國家 2、3 月均有增産，其中沙特阿拉伯 3 月環比 2 月增産 12.7 萬桶/ 天。利比亞國內由于政治危機加劇，2022 年 3 月國內武裝分子關閉了 Sharara 和 El Feel 油田——其中 Sharara 是利比亞最大的油田，2022 年 4 月其産量跌至 91 萬桶/天。

OPEC 成員國局勢複雜，供應側存在較大不確定因素。 2022 年沙特阿拉伯石油産量持續增長。2022 年 1-4 月，沙特阿拉伯原油産量分別爲 1006、1021、1022、1035 萬桶/天。作爲全球最大的能源生産商，沙特阿美正在持續提高 産量，目標至每日 1300 萬桶以上。沙特財政部數據顯示，2022 年第一季度沙特收入增長 36%，其中石油收入同比增長 58%，充分享受高油價的紅利。

伊朗積極推動解除制裁，石油産量逐步恢複。伊朗是 OPEC 主要的産油大國，也曾是 歐洲的主要石油供應商之一，每日出口原油近 250 萬桶。2019 年 5 月，隨著特朗普對伊 朗新一輪的制裁全面實施，伊朗原油産量大幅降低至 200 萬桶/天以下。拜登當選美國總統後，對伊朗的政策出現了松動。2021 年 11 月 29 日，伊朗協議談判在維也納重啓，截止 2022 年 2 月 8 日共舉行八輪談判，期間 2 月 4 日，美國政府宣布恢複對伊朗多個民用核 項目的制裁豁免，允許外國公司參與這些項目，伊朗原油産量迅速攀升。

根據 OPEC 月報數據，伊朗 2022 年前 7 個月平均産量 255 萬桶/日，與 2018 年高點 相差 130 萬桶/日。伊朗近兩年來多次表示若解除制裁産量可在 3 個月內增至 400 萬桶/日， 但從 2015 年伊核協議達成後的增産速度來看，伊朗于 2016 年 1 月開始用半年時間將産 量由 280 萬桶/日增至 360 萬桶/日，此後又用了一年時間將産量由 360 萬桶/日提升至 380 萬桶/日。綜合來看，若美國對伊制裁解除，正式實施後伊朗産量至少有望在半年內增加 100 萬桶/日以上。此外，伊朗産量近一年來已經開始有所回升，制裁解除後可快速流入市 場。這將對當前緊平衡的供需局面産生影響。值此原油供應不足、油價走高之際，伊朗正 在積極謀求解除制裁，然而美伊談判不可能一蹴而就，伊朗正在積極尋求向亞洲等地區的 出口機會。總體來看，美伊談判仍撲朔迷離，伊朗原油釋放尚需時間。

阿聯酋、科威特作爲石油大國，2022 年以來小幅增産。2022 年俄烏沖突爆發後，美 國積極尋求與阿聯酋等國家對話，希望能通過增産原油來維持供需平穩的局面，3 月阿聯 酋駐美大使奧泰巴（Yousef Al Otaiba）贊成增産行動，從 OPEC 數據來看，1-4 月，阿聯 酋原油産量同比增長 13.8%至 301 萬桶/天。科威特長期以來支持 OPEC+的決議，2022 年小幅增産至 266 萬桶/天。

2022 年以來 OPEC+整體增産不及預期。2022 年俄烏沖突以來，OPEC 方面增産遠 低于美國打壓油價的增産預期。OPEC 將 2022 年全球石油需求預測下調 21 萬桶/日，預 計 2022 年全球原油需求增速爲 336 萬桶/日（此前爲 367 萬桶/日）。2022 年 8 月的會議 上，OPEC+同意 9 月增産 10 萬桶/日，是該機構史上最小增産幅度。

美國：原油無大規模增産，進出口量無明顯波動

美國憑借頁岩油革命成爲原油産出大國，原油出口量大幅增加。伴隨著壓裂技術的不 斷提高，美國頁岩油氣行業快速發展，2012 年以後呈現爆發式增長。據 EIA 統計，美國 石油産量從 2012 年的 6.5 百萬桶/天快速增長，于 2018 年超過俄羅斯成爲全球最大的石 油産出國，至 2019 年實現原油産量 12.2 百萬桶/天，受新冠疫情影響，2020 年産量回落 至 11.3 百萬桶/天。同時，頁岩油革命使美國一躍成爲全球市場重要的原油出口國，2021 年美國原油出口量爲 2.9 百萬桶/天，而 2011 年出口量僅爲 0.03 百萬桶/天，複合增長率 達 57.9%。

活躍鑽機數量增長緩慢，美國頁岩油很難大幅增産。根據曆史數據，美國活躍鑽機數 量與原油價格強相關，但通常滯後油價 4~5 個月。國際油價自 2020 年中期開始反彈，受 此影響，美國活躍鑽機自 2020 年三季度開始持續增加，截至 2022 年 3 月，活躍鑽機數 量爲 604 部。但與快速上漲的油價相比，美國鑽機數量恢複速度相對緩慢，2020 年 4 月 至 2022 年 3 月，原油價格從 16 美元/桶上漲至 128 美元/桶，漲幅約 800%，而活躍鑽機 數量漲幅僅 204%。且美國七大頁岩油産區，除二疊紀産區由于低廉的開采成本，石油産 量由 2020 年 4 月的 4.6 百萬桶/天增加至 2022 年 3 月的 5.0 百萬桶/天，其余六大産區産 油量基本維持不變。

美國原油短期增量主要來自庫存井消耗。DUC 是已開鑽但未完工的鑽井，通常作爲 庫存井使用。根據 EIA 統計，美國 DUC 數量 2020 年 8 月以來持續下降，至 2022 年 4 月已降至 4223 口，與峰值相比減少 4600 口，而同期新增鑽井僅 580 口。美國七大頁岩 油區 DUC 數量均呈現不同程度的下降，其中二疊紀頁岩油區 DUC 數量創下最大降幅，由 3603 口持續下降至 1256 口，下降約 65%。美國完井數量自 2021 年以來持續穩定在 850 口左右，2022Q1 同比增加 198 口，完井數量緩慢增加或將導致 2022 年美國原油增長有 限。其他非 OPEC+國家增産幅度較爲有限，預計 2022 年産量同比增長約 1 百萬桶/天。

油價展望：短期油價或超預期沖高，看好高油價長期持續性

油價整體由供給、需求、流動性三個因素決定，且趨勢上受當前時點供應、需求中不 確定性更強的一端主控。 供需緊平衡時，應當重視地緣政治、流動性和交易因素造成的邊際變化。地緣政治會 引發市場對供應的擔憂：例如 90 年代石油危機、美伊關系等；飓風等氣候事件也會短期 沖擊供應，影響油價；金融因素對油價的影響體現在三個層面：（1）貨幣寬松環境通常會 刺激需求複蘇；（2）原油通過美元結算，美元指數下降支撐大宗商品價格；（3）期貨市場 持倉及交易方向。

疫情下需求大幅受損，美國、歐洲、中國等需求是否能夠逐步恢複仍有待觀察。2020 年 1、2 月下旬起國內、海外 Covid-19 疫情相繼爆發，嚴格防控措施和經濟活動停滯導致 全球石油需求大幅銳減，是 2020 年油價重回底部的主因。美國商務部此前公布數據顯示， 美國 2022 年第二季度國內生産總值(GDP)按年率計算下降 0.9%，第一季度下降 1.6%，美國經濟已經符合連續兩個季度經濟産出下降的“技術性衰退”定義。考慮到通脹、股市 和住宅市場下滑給美國家庭帶來的壓力與日俱增，後續美國可能會陷入經濟的真實衰退。 此外，由于階段性的疫情頻起，中國經濟增速放緩；歐洲能源價格高企，經濟發展也同樣 不及預期。

短期需求放緩，油價在 90 美元/桶左右震蕩。近期，美國消費旺季帶動原油庫存均處 于低位，但隨著旺季過去，需求端短暫承壓。11 月冬季取暖或將再次推升原油價格，短期 來看 Brent 油價有望在 90 美元/桶左右震蕩。 中期來看，油價或將受到伊核協議及俄羅斯出口受限影響。8 月初， 美國和伊朗就伊核問題舉行間接談判。8 月 8 日，歐盟向伊核協議恢複履約相關談判參與 方提交了一份關于恢複履行 2015 年伊核協議的“最終文本”，並期待各方對這一文本做出 政治決定。伊朗外交部發言人卡納尼 8 月 15 日說，“伊朗最高層正在就伊朗核問題全面協 議恢複履約相關談判的最新結果進行‘認真磋商’”。如果伊朗制裁解除，全球石油供應量 有望新增百萬桶以上。

根據俄羅斯能源部數據，2022 年 6 月份，俄羅斯的原油産量爲 1098 萬桶/日，較今 年年初僅下降了 30 萬桶/日，同比甚至是增加了 30 萬桶/日。2022 年 5 月 4 日，歐盟委員 會發布第六輪對俄制裁方案，計劃在六個月內逐步停止進口俄羅斯原油，並在年底前停止 進口成品油。據國際能源署估計，從 12 月 5 日起，禁運將適用于進口海運原油和大多數 管道原油，預計將使歐洲市場每天減少約 130 萬桶原油。國際能源署表示，歐盟將于明年 2 月 5 日禁止石油産品進口，這可能會進一步減少每天 100 萬桶。如果未來歐盟對油品禁 令如約生效，原油價格有可能迎來新一輪上漲。

長期來看，我們看好低資本開支抑制供應端增産，支撐未來 2-3 年油價中樞維持在高 水平。曆史上 3 輪油價超級周期均對應全球主要經濟體的工業化進程和需求持續高速增長， 我們認爲此輪油價進入超級周期的基本面基礎不存在。但在可預見的未來 2-3 年，氣候變 化、現金流管控等因素料仍制約全球油氣上遊資本開支增長：美國頁岩油企大概率將維持 嚴格的資本紀律；常規油氣受 2014 年以來持續低資本開支拖累，增産潛力不足，隨著需 求逐步恢複到疫情前水平並持續增長，我們預計 2022 年 Brent 油價中樞爲 100 美元/桶左 右，顯著高于 2021 年。盡管 2022 年起流動性或將逐步收緊，但我們預計在未來 2-3 年， 供應偏緊的基本面格局有望支撐 Brent 油價中樞維持在 70 甚至 80 美元/桶以上的中高水平。

國內高度依賴進口替代，政策鼓勵油氣增儲上産

石油和天然氣行業涉及國家能源安全，與國家經濟命脈緊密相關，受到政府部門的高 度重視和管控。我國油氣對外依存度不斷提升，能源安全形勢嚴峻。2011-2020 年我國原 油表觀消費量複合增速 4.7%，天然氣表觀消費量複合增速 10.5%，已成爲全球第二大油 氣消費國。但國內原油産量自 2015 年見頂後持續回落，天然氣增産速度低于需求增速， 油氣對外依存度逐年提升。2021 年我國原油表觀消費量 7.36 億噸，原油産量 1.98 億噸， 對外依存度高達 72.1%，天然氣表觀消費量 3726 億方，産量 2053 億方，對外依存度升 至 45.3%，繼續逼近 50%關口，國內能源供應安全問題不容樂觀。

國內油氣增儲上産，“七年行動計劃”推動上遊投資大幅增加。2019 年 5 月，國家能 源局組織召開大力提升油氣勘探開發力度工作電話會，要求石油企業要落實增儲上産主體 責任，不折不扣完成 2019-2025 七年行動方案工作要求。2019 年 10 月，國家能源委會議 十九大後首次召開，會議強調保障油氣供應安全，加大油氣勘探力度。 受政策驅動，國內石油公司均提升 2025 年儲産量目標。2019 年上半年，中石油和中 海油均披露“七年行動計劃”對應規劃方案。中國石油計劃 2019-2025 年每年風險勘探投 資 50 億元，是之前每年風險投資的 5 倍，計劃未來 7 年年均新增原油可采儲量 1 億噸， 新增天然氣可采儲量 3000 億方。中國海油計劃到 2025 年勘探工作量和探明儲量翻倍。

産量方面，國家能源局要求 2025 年確保國內原油産量維持在 2 億噸水平。根據公司 公告，中國石油計劃原油産量從 2018 年 1.01 億噸增加至 2025 年 1.06 億噸，7 年複合增 速 0.7%，天然氣産量從 2018 年 1094 億方增加至 2025 年 1500 億方，7 年複合增速 4.6%。 中國海洋石油公告稱，公司規劃油氣總産量從 2018 年的 4.75 億桶增加至 2025 年的 7.30 億桶，7 年複合增速 6.95%，其中原油、天然氣複合增速分別 3.31%、15.27%。

公司分析：成本優勢及成長性構築高安全邊際

公司爲典型的 E&P 公司，業務集中于石油天然氣勘探、開發與生産環節。中國海洋 石油有限公司爲中國海洋石油集團公司下屬負責上遊油氣勘探（Exploration）、開發 （Development）、生産（Production）及銷售（Sales）業務的運營主體，爲典型的 E&P （Exploration & Production）公司。公司是中國最大的海上原油及天然氣生産商，也是全 球最大的獨立油氣勘探及生産集團之一。

技術驅動+高效管理，鑄就全球低成本競爭力

公司桶油主要成本連續 7 年下降。2013-2021 年上半年，公司桶油主要成本大幅降低， 自45.02美元/桶降至29.49美元/桶，降幅34.50%，其中作業費用、折舊折耗及攤銷（DD&A）、 銷售及管理費用分別自 12.25、21.03、3.21 美元/桶降至 7.83、15.33、2.51 美元/桶，降 幅爲 36.08%、27.10%、21.81%。

公司成本領先同行，具備全球範圍內的競爭力。 公司的桶油作業費用、DD&A、勘探費用領先同行。2013-2020 年，作業費用、折舊 折耗及攤銷（DD&A）占公司桶油 5 項成本綜合的比重介于 73.9%~85.8%之間，且除 2013 年外均在 79%以上，是公司成本中最核心的組成部分。

中海油及其可比公司、同行業公司 相比，雖然上市地區不同，但在 2021 年紐交所退市以前均爲在紐約證券交易所發行存托 憑證（ADR）的公司，接受美國證監會（SEC）的審計與監管，桶油作業費用、DD&A、 勘探費用等的會計處理方式具備可比性，而棄置費、銷售及管理費用、其他稅金等科目則 由于各公司油氣資産所在國家政策不同而存在差異。選取可比且占據成本主體部分的桶油 作業費用、DD&A 和勘探費用進行對比（數據來自于 Bloomberg），同行業公司中，2020 年中海油三項成本之和爲 22.5 美元/桶，僅高于道達爾（17.9 美元/桶），低于其他的同行 業公司。

按照 OilPrice 統計的全球主要産油國的平均盈虧平衡成本，中海油 2019、2020 年盈 虧平衡成本（按照（營業收入-稅前利潤總額-投資收益）/淨産量簡化計算）分別約 39、33 美元/桶，平均約 36 美元/桶，大致位于全球産能較低的 30%分位，具備全球競爭力。

技術進步驅動全球海上油氣成本不斷下降，海上油氣已成爲重要的潛在增産來源。 技術進步推動海上油氣勘探開發效率提升、成本下降。2014 年以來的低油價時代持 續抑制全球油氣上遊資本開支增長，油服公司紛紛選擇通過持續的技術研發提升效率、降 低成本，近年來海上油氣勘探開發技術進步顯著。以巴西深水油氣田爲例，2010-2017 年， 其單井平均鑽完井天數從 240 天降至 46 天，單井平均産量增長 30%至 2.6 萬桶/天，單區 塊達産所需井數從 8 口降至 6 口。較低的資本開支也使得近年來全球路上勘探成功率斷崖 式下滑，但海上油氣勘探成功率由于技術進步仍維持在可觀的水平。

技術帶來的進步直接體現在成本下降上。據 Rystad Energy 統計，2013-2020 年全球 各區域深水油氣作業費用降幅明顯，亞洲、非洲和北美的作業費用均已降至 10 美元/桶之 下。隨著海上油氣勘探開發成本的下降，近年來深水油氣（Deep Water）成本已低于北美 頁岩油（NA Tight Liquids），成爲僅次于中東地區的低成本油氣潛力區，同時淺水、大陸 架地區（RoW onshore、Shelf）的油氣成本也在持續下降中。

中海油將成本控制作爲長期堅持的戰略，致力于通過技術進步推動降本。2019 年公 司首次明確提出“數字化轉型”，推進智能油田建設，有效提升油田生産銷量，降低油田 運營成本。具體措施包括：智能勘探，大數據輔助地震采集、解釋一體化，實現優快目標 評價；提升勘探作業現場決策效率；提高勘探作業風險防控；智能開發生産：實現區域精 細化管理；開展生産設施和關鍵設備故障預警。

公司實現了智能化生産操控系統覆蓋油氣田開發生産的全流程。公司東方 13-2 氣田 儲量規模大、品質好，但地層溫度、壓力高，工程建設難度、開發風險大。其成功投産標 志著我國成爲世界上少數系統掌握高溫高壓氣田勘探開發技術的國家之一。東方氣田群是 我國首個海上智能氣田群，實現了智能化生産操控系統覆蓋油氣田開發生産的全流程，標 志著我國海上油氣生産運營邁入智能化和數字化時代。

公司技術逐步突破，代表性級深水半潛式生産儲油平台——“深海一號”已順利投産。 2021 年 6 月 25 日，公司自主研發建造的全球首座十萬噸級深水半潛式生産儲油平台—— “深海一號”正式投産。“深海一號”項目中加強深水油氣勘探開發領域關鍵核心技術攻關，全面掌握了中心管彙等 10 余種水下關鍵裝備的自主制造技術，進一步加快深海科技 創新步伐，形成公司獨有的 1500 米以上超深水油氣勘探開發工程技術體系及配套作業能 力，自主創新能力和科研成果轉化創效能力得到了進一步提升 。“深海一號” 可帶動周 邊陵水 25-1 等新的深水氣田開發，形成氣田群。公司預計到 2025 年，我國南海莺歌海、 瓊東南、珠江口三個盆地天然氣探明儲量將達 1 萬億立方米，建成“南海萬億大氣區”。

公司具有一流的人才結構。截止 2021 年末，公司碩士及以上、大學本科、大專及以 下學曆的員工占比分別爲 27.1%、59.1%、13.8%。公司實施人才興企戰略，秉持人才是 第一資源的理念，深化人才發展體制機制改革，構建具有高端引領和內生驅動的人才管理 機制，打造具有戰略思維和全球視野的國際一流人才隊伍，增強具有行業前瞻性的人才發 展能力，逐步構建具有全球競爭力的人才生態系統。 公司人均創收、創利能力均領先同行業公司。2021 年，中海油人均淨利潤高達 368 萬元，領先除康菲外的多數同行業公司，在國內同行中優勢顯著。

油氣資産全球化布局，産量增速遠高于同行

公司深耕中國海域，主導中國海上油氣開發。自 1957 年在渤海鑽探第一口井以來， 公司不斷加深對于中國海域的地質認識，熟悉中國海域油氣成藏規律並擁有成功的勘探開 發記錄。近年來，公司逐步建立成熟的海上生産設施和海底管網系統，有利于未來區域化 勘探開發。公司擁有中國近海廣闊的勘探區域，截止 2020 年底擁有油氣探礦權 239 個， 面積約 130 萬平方公裏，覆蓋超過 95%的中國海域總探礦權數量和面積。2020 年國內海 洋石油産量 5164 萬噸油氣當量，同比增長 248 萬噸，占當年全國石油總增産量的 80%。

對外合作專營模式有利于降低中國海域的勘探風險、發現成本和資本要求，增厚公司 利潤。海上石油開采高風險、高技術、高投入，勘探開發專用設備耗資大，技術要求高。 中國對外合作開采海洋石油資源的業務統一由中海油負責，中海油享有在對外合作海區內 進行石油勘探、開發、生産和銷售的專營權，其可以要求國外石油企業如在中國海域內開 采石油，必須跟中海油簽訂石油合同，並在開采過程中，由外方獨立承擔勘探開發費用。

立足國內，拓展全球，公司已成爲資産全球布局的國際化油公司。亞洲是公司海外發 展最先進入的區域，已成爲中海油在海外的主要油氣産區之一，主要包括印度尼西亞、伊 拉克和阿聯酋等。公司在大洋洲的油氣資産主要位于澳大利亞和巴布亞新幾內亞。非洲是 中海油海外油氣儲産量較大的地區之一，主要位于尼日利亞和烏幹達。北美洲已成爲公司 海外油氣儲産量最大的地區，公司在北美洲的美國、加拿大、墨西哥以及特立尼達和多巴 哥持有油氣區塊的權益。公司在南美洲的巴西、圭亞那和哥倫比亞持有油氣區塊的權益， 並持有 BC 公司 50%的權益。在歐洲，中海油持有英國北海 Buzzard 和 Golden Eagle 等 油氣田的權益，並持有俄羅斯 Arctic LNG 2 LLC 10%的股權。

資産結構多元化有利于增強持續經營能力和抗風險能力。中海油在中國海域持續進行 油氣勘探、開發和生産活動的同時，積極布局全球市場，在多個世界級油氣項目持有權益， 資産遍及世界二十多個國家和地區，多元化、全球化的資産布局有助于公司均衡業務風險， 提升公司的持續經營能力和抗風險能力，也反映了公司優越的管理能力。 公司儲量持續高質量增長。2019-2021 年，公司證實儲量爲 51.9、53.7 及 57.3 億桶 油當量，儲量持續增長。2021 年，公司共獲得 16 個商業發現，成功評價 30 個含油氣構 造，未來仍有巨大的勘探潛力。

海外業務持續擴張，截止 2021 年底公司海外油氣合計證實儲量達 20.7 億桶油當量。 公司堅持價值引領，優化海外勘探區域布局，夯實公司可持續發展資源基礎。南美洲已成 爲公司未來重要的産量增長來源之一，根據公司在圭亞那的聯合作業方埃克森美孚公告， 截止 2021 年中，圭亞那 Stabroek 區塊已探明可采資源量超過 100 億桶，其中 2020 年以 來新勘探發現的可采資源量超過 20 億桶，公司在該區塊擁有 25%的權益。

公司積極推動增儲上産，油氣産量穩步提升。2019-2021 年，公司的油氣淨産量分別 爲 5.06、5.28 和 5.73 億桶油當量，持續穩步提升。自 2001 年于聯交所、紐交所上市以 來，中海油淨産量增長 6 倍以上，保持了行業領先的産量增長能力。展望未來，公司將繼 續尋求有效益的産量增長，積極推動油氣增儲上産，根據公司 2023 年戰略展望，公司預 計 2022 年度産量將達 600~610 億桶油當量，同比增長 5.0~6.0%。

公司預計 2025 年淨産量將達 200 萬桶油當量/天，即 7.30 億桶油當量/年，天然氣比 例將由當前的 21%左右升至 35%左右，以此計算，2025 年公司原油、天然氣淨産量將分 別達到 4.82、2.48 億桶油當量，相比 2020 年增長 15%、128%。預計 2022-2025 年公司 油氣淨産量 CAGR 將達 6.24%，顯著高于 5 大國際油公司 1%~1.5%的産量 CAGR 預期 和全球原油 0.5%~0.6%左右的需求增速預期。公司在全球和國內油氣供應端的地位有望 持續提升。

現金流穩健，有能力維持可觀的分紅水平

公司資産負債率低于同行，ROE 領先同行業公司。公司資産負債率常年維持在 40% 左右，顯著領先同行。在資産負債率較低的情況下，可觀的盈利能力使得公司 ROE 領先 同行，2021 年 ROE 高達 15%，僅次于康菲（2021 年 ROE21%，資産負債率 50%）和 Equinor(2021 年 ROE24%，資産負債率 73%)，體現顯著的成本優勢和強勁的盈利能力。公司注重股東回報，累計分紅可觀。自 2006 年以來，公司累計分紅 3361 億港元， 平均分紅比例約 38.8%，分紅規模可觀。

在中高油價可持續、成本競爭力不斷鞏固、産量持續增長背景下，公司有望維持強勁 現金流和豐厚的股東回報。2022 年 1 月 11 日，公司發布 2022 年戰略展望，承諾 2021-2024 年分紅比例不低于 40%，且每股派息不低于 0.7 港元（按照發行後總股本計算折合每年分 紅不低于 330 億港元，即 268 億元人民幣），且 2021 年還將加派上市 20 周年特別股息。 以 Brent 均價 70 美元/桶測算，預計 2021-2023 年公司經營活動産生的現金流淨額分 別約 1436、1453、1529 億元人民幣，公司每年資本開支有望維持在 900-1000 億元人民 幣區間內，則未來 3 年自由現金流大致位于 400-650 億元人民幣之間，足以支撐公司承諾的分紅計劃。

2022 年 1 月 11 日，公司發布 2022 年戰略展望，承諾 2022 年適當時機將在股東大 會授權範圍內進行 H 股回購，公司曆年股東大會均會授權公司回購不超過總股本 10%（約 44.6 億股）的股份，我們認爲回購將有助于公司進一步提升股東回報。

發力天然氣，探索新能源，積極應對碳中和挑戰

堅持科技創新驅動，打造創新性能源公司，積極推進綠色低碳發展。公司堅持實施科 技創新、管理創新和商業模式創新，推動從依靠速度、規模和要素驅動向創新驅動轉變， 成爲一家創新型能源公司。傳統業務方面，公司致力于油氣儲量和産量增長，通過勘探開 發及價值驅動的並購來擴大儲量和産量，提高勘探成功率，降低開發成本，提升經營效益。 另一方面，公司也積極響應國家“雙碳”發展目標要求和全球能源行業發展趨勢，積 極拓展天然氣業務，提升天然氣産量占比，保障天然氣供應；積極探索發展新能源業務， 穩妥有序推進海上風電業務，擇優發展陸上光伏發電業務，實現公司低碳清潔轉型升級。

天然氣是最清潔的化石能源，碳中和背景下極具發展潛力。天然氣的 98%成分是甲烷， 幾乎不含硫、粉塵和其他有害物質，燃燒時産生二氧化碳少于其他化石燃料（天然氣、原 油、原煤單位熱值含碳量分別爲 15、20、26 噸碳/萬億焦耳），並能減少二氧化硫和粉塵 排放，減少二氧化碳排放量和氮氧化合物排放量，有助于減少酸雨形成，舒緩地球溫室效 應，從根本上改善環境質量。天然氣清潔幹淨，供應穩定，不易爆炸，安全性好，能延長 竈具的使用壽命，也有利于用戶減少維修費用的支出。

我國天然氣行業處于快速發展階段，進口依存度不斷提升。我國天然氣表觀消費量持 續上升，2020 年達到 3250 億方，同比增速 7%。2011-2020 年國內天然氣需求 CAGR 爲 11.7%，由于我國天然氣行業需求顯著高于産量增速，進口依賴度持續提升，2020 年我國 天然氣進口依賴度升至 42%。未來隨著天然氣的推廣使用，産量和消費量有望進一步提升。 中海油加大海上天然氣勘探開發力度，布局煤層氣等非常規天然氣資源。

中國海上天 然氣地質資源量可觀，莺歌海、瓊東南、珠江口、東海、渤海灣五大盆地天然氣地質資源 量累計達超過 17 萬億立方米，公司正加大國內海上天然氣勘探開發力度，推進東方、陵 水、渤中等一批大氣田快速上産。2019 年，公司以 53.35 億元收購中聯公司 100%股權， 拓展在中國陸上煤層氣資産布局，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，預計 2025 年陸上非常規天然氣産量將提升至 60-80 億方。

布局海外天然氣資源及基礎設置，參股俄羅斯 Arctic LNG 2 天然氣項目。 北極地區油氣資源豐富，是未來油氣勘探開發重要的戰略接替區，IEA 預測北極圈內 石油和天然氣可采資源量分別超過 120 億噸和 320 億噸，占全球的 13%和 30%。根據俄 羅斯最大的獨立天然氣生産商 Novatek 公告，該公司在北極地區制定了長期的大規模投資 計劃，目標到 2025 年形成 5700~7000 萬噸/年的 LNG 加工及出口能力。目前已全部投産 的 YAMAL 項目總産能爲 1800 萬噸/年，Arctic LNG 2 項目規劃産能 1980 萬噸/年，計劃 于 2023、2024、2026 年分 3 期建成投産。中海油于 2019 年 4 月收購 Arctic LNG 2 項 目 10%權益。

預計公司 2025 年天然氣淨産量較 2020 年增長約 128%，天然氣産量占比有望提升至 35%左右。按照公司規劃，我們預計公司天然氣産量占比有望從 2020 年的 21%左右提升 至 2025 年的 35%左右，預計 2025 年公司天然氣淨産量將達 248 百萬桶油當量（折合 1208 億立方米或 4.27 萬億立方英尺），相比 2020 年增長 128%。

探索海上風電、陸上風電光伏、CCUS 等領域，積極響應國家“雙碳”發展目標。公 司順應全球能源行業低碳化發展大趨勢，利用豐富的海上生産作業和管理經驗，積極探索 海上風電、海上 CCS 和 CCUS 等新業務發展，開展前沿技術領域研究。 2019 年公司設立了中海油融風能源有限公司，開始探索海上風電可再生清潔能源的 發展。海上風電業務發展潛力巨大，而公司具有海上工程和資源優勢，能夠與現有主業形 成協同效應。目前，公司首個海上風電項目已于 2020 年底實現全容量機組並網發電。

公司成立新能源部門和研究機構，計劃“十四五”期間每年將 5%-10%的資本開支用 于新能源業務。公司積極探索“中中合作”新模式，與三峽集團、國家電投、國家能源集 團等電力企業達成戰略合作。未來，公司計劃穩妥有序推進海上風電，圍繞風場資源獲取 及項目開發，逐步形成以海上風電爲核心的綠色能源新業務，同時擇優發展陸上光伏風電。 根據公司公告的 2022 年戰略指引，公司計劃到 2025 年獲取海上風電資源 500-1000 萬 KW，形成 150 萬 KW 海上風電裝機能力，獲取陸上風光資源 500 萬 KW，形成 50-100 萬 KW 陸上風光裝機能力。 除提升天然氣産量占比，布局海上風電、陸上風電光伏等清潔能源以外，公司積極推 進建設綠色工廠，推動油氣田開發全過程的節能減碳，並將加快岸電項目建設。同時，公 司積極發展綠色産業，計劃 2022 年推進海上 CCS 和 CCUS 示範工程項目。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】系統發生錯誤