1. 能源安全急需增储上产 海洋油气龙头价值凸显

1.1 能源安全推动开发迈入深蓝

从能源安全角度来看，我国“富煤，贫油，少气”的资源格局使得原油以及天然气的 进口依存度居高不下。根据中国石油和化学工业联合会数据，2021 年国内原油产量 1.99 亿吨，同比增长 2.2%，但是原油表观消费量高达 7.04 亿吨，2011-2020 年期间的年复合 增长率高达 4.5%，可见国内原油产量增速远不及消费量增速，这也使得原油对外依存度由 2011 年的 55%上升至 2021 年的 72%，增长幅度 17%。与此同时，中国石油剩余技术 可采储量基本徘徊在在 35-36 亿吨附近，增速较为缓慢。在全球地缘政治日趋复杂的背景 下，国家能源安全面临严峻挑战，增储上产的战略价值日益凸显。

因此，国家近年来出台多项政策能源安全保驾护航。具体来看，政策目标主要表现在 两个层面：

1）加速国内矿权流转，从而提升勘探的范围。比如 2019 年自然资源部发布了《关于 推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，要求开展油气探矿权竞争出让试点， 探索积累实践经验，稳步推进油气勘查开采管理改革。

2）加大上游投资，提升勘探的强度。比如 2020 年国务院发布的《新时代的中国能源 发展》，要求提升油气勘探开发力度，提高油气自给能力。政策端的不断加码也为国内油 服行业的回暖提供了良好的保障。

在相关政策的驱动下，国内油气勘探开发力度持续加大：

1）从勘探开支来看，油气企业不断增加油气勘探开发资本支出，为满足国内油气需求 增长提供有力支撑。2020 年，中国油气勘探投资额达 710 亿元，相比 2016 年投资额 增加 34.5%；油气开发投资额为 2,249 亿元，相比 2016 年投资额增加 68.7%。未来， 随着中国油气需求的进一步提升以及国家对能源安全的高度重视，预计中国石油及天然气 勘探开发投入将进一步提升。

2）从勘探区域来看，随着国内陆地常规油田开发进入开发生命周期衰退期，海洋油气 成为未来增储上产的主要来源。其中 2020 年，中国海洋石油产量 5164 万吨，较 2019 年 增长 248 万吨，增量占中国国内石油增量的 80%以上，已经成为国内增储上产的主力军。主要由于海洋油气资源非常丰富，其平均储量远高于陆地。根据全国第四次油气调查数据， 海洋石油剩余技术可采储量占中国石油剩余技术可采储量的 34%；海洋天然气剩余技术可 采储量占中国天然气剩余技术可采储量的 52%。但中国海洋油气整体探明程度相对较低， 石油资源探明程度平均为 23%，天然气资源探明程度平均为 7%。总体而言，中国海洋石 油储量增长处于高峰阶段前期，海洋天然气储量增长仍处于早期阶段，未来海上油气储量 产量增长潜力仍然很大。

1.2 公司是海洋油气开发领军企业

公司背靠中海油集团，是中海油集团下属油气勘探开发业务主体，而上游油气勘探开 发生产是中海油集团的核心业务环节，专业技术服务、炼化与销售、天然气及发电等业务 板块公司均围绕公司开展或延伸相关。公司深耕油气勘探领域超过二十年，主要业务涵盖 原油和天然气的勘探、开发、生产及销售，逐渐成长为中国最大的海上原油及天然气生产 商，也是全球最大的独立油气勘探及生产集团之一。

公司在国内海洋勘探领域处于绝对主导地位，同时也通过并购开展全球化布局。

在国内，公司通过自营作业及以产品分成合同的形式与合作伙伴合作。在渤海、南海 西部、南海东部和东海等区域进行油气勘探、开发和生产活动。截至 2021 年末，公司约 57.4%的净证实储量及约 68.5%的净产量来自国内。

在海外，公司在多个世界级油气项目持有权益。资产遍及资产已遍及包括印度尼西亚、 澳大利亚、尼日利亚、伊拉克、乌干达、阿根廷、美国、加拿大、俄罗斯等在内的二十多 个国家和地区。截至 2020 年末，海外油气资产占公司油气总资产约 50%；截至 2021 年 末，公司约 42.5%的净证实储量和约 31.7%的净产量来自海外。

随着国内外油气勘探业务的稳步推进，2020 年末，公司全年油气净产量约 5.3 亿桶 油当量，较 2011 年增长 59.0%。公司拥有净证实储量约 53.7 亿桶油当量，较 2011 年 增长 68.4%，创历史新高。根据 2022 年规划目标，中海油 2022 年的净产量目标为 6~6.1 亿桶油当量，同比增长约 5.3%~7%。

公司股权结构清晰，65.2％的股权由中海油集团所有，其余 34.8％由公众持有。其中 中海油集团成立于 1982 年，是经国务院批准的国家授权投资机构和国家控股公司试点单 位。

1.3 公司主营业务和业绩表现突出

从营收和归母净利润来看，除了 2020 年以外，过去 5 年公司营收和归母净利润整体 保持增长态势，CAGR 分别达到 7%和 30%。主要由于公司主要业务是油气的勘探与开发， 业绩受油价影响较大，其中 2017-2019 年，随着油价逐步回升，行业利润稳步提升；而 2020 年受疫情影响，全球原油需求减少，油气价格大幅回落至历史低位，对公司业绩形成 明显拖累。然而，随着疫情缓解，国际油价重回上升通道，带动公司 2021 年营收和归母净 利润同比分别增长 57%和 182%，创造了近几年的最好业绩。同时，公司发布的一季报预告显示，2022Q1 公司实现营业收入 690-830 亿元，同比增长 32%-58%；实现归母净利 润 240-280 亿元，同比增长 62-89%，公司业绩延续高增长。

从主营业务看，勘探生产与贸易是公司最主要的两个板块，相较于其他“两桶油”而 言，中海油对上游业务更为专注。其中勘探生产板块主要包含油气销售，该板块收入占比 逐年递增，截至 2021 达到 90%；贸易板块对收入的贡献度则逐年减少，占比约为 8%。

从毛利率来看，除了 2020 年以外，过去几年公司毛利率整体保持提升态势。一方面， 受油价抬升以及公司成本优势的推动，占比较高的公司油气销售板块毛利率保持提升明显 （2020 年除外），另一方面，毛利率较低的贸易业务占比有所下滑。2018~2021 上半年， 公司贸易业务的收入分别为 358.30、308.67、121.31 和 63.70 亿元，整体呈逐年下降趋 势。由于该业务毛利率较低（2020 年只有 1.5%），带动整体毛利率提升。（报告来源：未来智库）

2. 后疫情时代供需重塑高油价格局有望延续

作为一家专注油气勘探、开发与生产的上游公司，公司收入的主要来源于油气销售。相比上下游一体化的石油公司，原油价格波动对于公司的业绩影响更大。我们认为，短期 来看，此前由 OPEC+以及美国页岩油达成的供需相对平衡的格局已被打破，国际油价的涨跌已经由地缘政治局势主导。中长期来看，全球经济复苏推动需求快速增长，而欧佩克与 美国页岩油增产不及预期，未来两年油价有望维持高位运行。

2.1 受俄乌冲突影响，全球经济与石油需求增速放缓

从历史上来看，全球的石油需求与 GDP 具有较高的关联性。虽然油价受供给的影响较 大，但是整体当经济恢复时，油价也会有较强的基本面支撑。同时在低油价时，对于需求 的刺激也较强。2000-2020 年间，全球石油的需求增速平均为 0.8%：其中 2003-2007 年 间，全球经济增长较快，期间石油的需求年均增速为 1.9%；2015-2017 年间，由于低油 价带来的需求增长，期间石油的需求年均增速为 1.8%；而 2020 年受新冠疫情影响，经济 增速放缓，带动石油需求同比下滑约 10%。目前石油的下游应用中，约 20%是用于化工品， 60%以上会用于燃料用途（交通运输），但是未来原油用于化工品的比例将会提高。

短期石油需求仍保持增长，但长期增速承压。目前石油的下游应用中，约 20%是用于 化工品，60%以上会用于燃料用途（交通运输），但是未来原油用于化工品的比例将会提 高。埃克森美孚公司在《Outlook for Energy: A perspective to 2040》中指出，由于商 业运输和化工原料的需求不断增长，石油继续在世界能源结构中扮演着主导角色。在所有 能源类型中，天然气增长最快，占总需求的四分之一。可再生能源和核能增长强劲，为满 足需求增长贡献了超过 40%的增量能源供应。在部分发展中国家，煤炭使用量仍然很大， 但已降至全球份额的 20%以下。电力是一种能源载体，而不是能源来源，其增长速度比总 体能源需求快 3 倍。

受战争影响，IMF 下调未来两年全球经济增速预期，同时主流机构均下调对 2022 年 全球石油需求预测。过去两年，新冠疫情是影响全球及各国经济增长的决定性因素，全球 经济受到重创。进入到后疫情时代，受疫情管控措施缓解以及主要经济体采取经济刺激措 施等因素影响，全球经济有望逐步复苏。但今年以来，由于受到俄乌冲突影响，大宗商品 价格上涨，导致全球经济增速明显放缓并推升通胀。根据国际货币基金组织（IMF）最新发 布的《世界经济展望报告》显示，IMF 大幅下调 2022 和 2023 年全球经济增长预期至 3.6%， 较此前预测值分别下调 0.8 和 0.2 个百分点，这也将带动石油需求有所缩窄。IEA、EIA 和 OPEC 三大主流机构在 2022 年 4 月发布的月报中，均不同程度的下调了对于 2022 年全球 石油需求的预测：1）IEA 预计 2022 年全球石油需求增长 190 万桶/天至 9940 万桶/天；2） EIA 预计 2022 年全球石油需求将增加 240 万桶/天至 9980 万桶/天；3）OPEC 预计 2022 年全球石油需求增长为 370 万桶/天至 10050 万桶/天。其中 EIA 对于 2022 年全球石油需 求的预测下调幅度最大，较上月预测下调约 80 万桶/天。

预计 2022 年 Brent 油价中枢在 100 美元/桶，受地缘政治影响，短期保持高位震荡。根据 OPEC 预计，2022 年全球石油需求同比增长 370 万桶/天至 10050 万桶/天，供需紧 平衡的态势仍然有望维持，对中长期油价形成支撑。

2.2 短期来看：原油供给侧变动由俄乌冲突主导

2.2.1 俄罗斯原油供应出现缺口

俄罗斯作为全球第二大产油国，受英美能源制裁影响较小。根据 EIA 数据，2020 年， 俄罗斯原油和其他液体燃料的产量为 1050 万桶/天（其中 990 万桶为原油），出口量约为 493 万桶/日，其中近一半流向以德国、荷兰和波兰为主的欧洲国家（48%），亚洲和大洋 洲占比 42%。从具体出口国家来看，中国是俄罗斯原油和凝析油的最大客户，占比 31%， 而美国和英国占比非常低。

短期内欧盟对于俄罗斯油气制裁无法落地，但仍对其形成冲击。从对俄能源制裁情况 来看，由于美国对俄罗斯石油的依赖程度远低于欧盟，因此美国更容易做出决定，其率先 在 3 月 8 日宣布，禁止进口俄罗斯石油、液化天然气，同时禁止美国个人和实体对俄罗斯 能源行业的新投资；而欧盟能源对俄依存度高，其进口天然气中约 40%、进口原油中约 30% 来自俄罗斯，因此欧盟各国在限制俄罗斯油气问题上分歧明显。短期内欧盟针对俄罗斯的 石油禁运或无法落地，但是中长期来看，随着欧盟逐渐削减对俄罗斯油气的依赖，俄罗斯 油气出口或受到明显冲击。

俄罗斯原油海运与管道运输均受到影响，合计减少约 200 万桶/天原油供应。目前，俄 罗斯通过油轮出口原油受到较大影响，同时通过 CPC 管道出口的原油也受到一定影响。海 运方面，据美国能源情报出版集团预计，俄罗斯原油出口受到影响的规模约在 150 万桶/ 天。黑海领域原油最大运力在 250 万桶/天，目前受影响运输量在 150-200 万桶/天左右。主要有三个重要原油港口受到影响：俄罗斯乌拉尔原油从 Novorossiysk 港口出口，哈萨克 斯坦 CPC 原油通过管道输送，以及阿塞拜疆的原油从东岸出海。管道运输方面，哈萨克斯 坦 CPC 原油运输管道因受到风暴损坏，预计将导致原油出口减少 100 万桶/天。

极端情况下，随着北约对俄罗斯制裁力度进一步增大，短期内全球可能会出现 200-300 万桶/天的原油供给缺口，而欧佩克以及美国页岩油的增产进度将决定全球原油的再平衡情 况。

2.2.2 美国与 IEA 宣布联合释储

今年 5-10 月美国和 IEA 释放联合释放 133 万桶/天石油储备。今年 4 月，IEA 宣布其 19 个成员国将在未来六个月释放共计 1.2 亿桶石油储备：其中美国释放约 6056 万桶，包 含在其上周宣布释放的 1.8 亿桶石油储备以内；剩余成员国承担近 6000 万桶释储，其中日 本和韩国分别贡献 1500 万桶和 723 万桶。此次 IEA 和美国的联合释储承诺，预计将在今 年 5-10 月贡献共计 2.4 亿桶石油储备，折合约 133 万桶/天。而根据俄罗斯能源部的数据， 4 月第一周俄罗斯原油产量为 1052 万桶/天，较 3 月平均产量下降 4.5%。

短期来看：未来半年美国和 IEA 顺利释放 133 万桶/天的石油储备，可以一定程度上缓 解俄罗斯原油供应缺口；但是，若 OPEC+5 月不调整生产基线，且伊核谈判进展低于预期， 原油供需缺口将随经济复苏持续扩大。

2.3 中期来看：欧佩克和美国页岩油增产受限

2.3.1 全球原油库存降至近六年均值水平以下

全球原油库存降至均值以下，预计今年将开始补库。原油的库存周期主要分为：被动 补库存、主动补库存、主动降库存、被动降库存，2021 年中国开始主动降库存。2021 年 国内自产原油 19898 万吨，进口 51298 万吨，炼油 70355 万吨，不考虑出口，增加库存 840 万吨，累计库存增速首次降至个位数；单 12 月份，自产 1647 万吨，进口 4614 万吨， 炼油 5873 万吨，等于补库存 388 万吨。经历 2021 年以来的主动降库存，现在全球原油 库存水平已降至近六年均值以下，预计在今年需求复苏受到俄乌战争和疫情影响的背景下， 将开始新一轮补库。

2.3.2 油价维持高位，加拿大油砂行业资本开支仍保持收缩

高油价背景下，加拿大油砂行业资本开支仍保持收缩，由此判断开采成本较低的美国 页岩油也缺乏增产动力，潜在增量有限。作为全球第三大原油储量国，加拿大油气资源丰 富，尤其是油砂资源丰富，其原油可采储量中约 96%为油砂。在 1985-2020 年期间，加 拿大原油产量增长 260 万桶/天，成为全球第四大原油生产国，且增量主要由油砂矿的生产 贡献。截至 2021 年，加拿大油砂产量为 310 万桶/天，约占加拿大原油产量的 70%。但由 于 80%的加拿大油砂因储量深埋地下，需要大量蒸汽被注入到地下，融化沥青使其流入油 井，这也导致油砂矿的开采成本远高于常规油藏。油砂矿的单位开采成本在 70 美元/桶， 开采成本仅次于北极石油，相较美国页岩油的开采成本略高一些。尽管如此，在 2021 年油 价持续回升以及 2022 年油价暴涨的背景下，加拿大油砂行业的资本开支仍保持下行。同时， 当前美国石油库存可用天数在26天，且从2021年7月开始保持在近五年的均值水平以下， 叠加美国宣布今年释放 1.8 亿桶的石油战略储备，预计今年美国将提高原油产量。在高油 价时代，若开采成本高达 70 美元/桶的加拿大油砂仍缺乏增产动力，那么开采成本仅 65 美 元/桶的美国页岩油产量增长也较为有限。

2.3.3 欧佩克增产意愿不足

过去 10 年，美国页岩气的崛起使得 OPEC 在全球原油供应中的占比不断下滑(从 40% 以上下滑到目前的 37%)，但是 OPEC 仍然是影响原油供应最重要的一级，其减产决定也是 近两年油价上涨的主要推手：

2020 年初，受疫情全球爆发拖累，国际油价跌入谷底，4 月份，OPEC+达成大 规模减产协议，以 2018 年 10 月的产量为基准，5-7 月每日减产 970 万桶，8-12 月，每日减产 770 万桶；2021 年 1-4 月每日减产 720 万桶。受减产协议推动， 国际油价开始进入上升通道。

2021 年 7 月，OPEC +会议决定：1）恢复减产量，从 2021 年 8 月开始每月增 产 40 万桶/天，直到完全恢复 580 万桶/天的主动减产量；2）上调产量基准，从 2022 年 5 月起，部分产油国产量配额上调合计上调 170 万桶/天，其中沙特、俄 罗斯产量基准提高 50 万桶/日，阿联酋、伊拉克、科威特产量基准分别提高 33、 15、15 万桶/天。

减产执行率维持 100%以上，OPEC 产量增长缓慢。然而，OPEC 自 2021 年 10 月以来减产执行率始终大于 100%且不断上升，今年一季度的减产执行率维持在120%附近，这也使得 OPEC 原油产量增长缓慢，过去一年从 2020Q4 的 2494 万桶/天增加到 2021Q4 的 2767 万桶/天，相对于 2018Q4 的 3208 万桶/天的前 高差距较大。

虽然 OPEC+的剩余产能最多，增产潜力最大，但是实际产能释放远不及预期。

一方面，OPEC 成员国财政平衡油价长期处于高位，增产意愿不足。根据 IMF 数据， 2020 年 OPEC 主要成员国实现财政盈亏平衡对应的油价约为 150 美元/桶，预计 2022 年 为 100 美元/桶附近，这也意味着部分成员国财政平衡油价更高，他们对于进一步增产的意 愿更低。因此，在油价不断突破近几年的高位之际，OPEC+仍然选择稳坐钓鱼台，对于欧 美领导人要求进一步增加供应的呼吁并未积极响应。

另一方面，OPEC 成员国剩余产能的释放受到一定的制约。根据 IEA 数据，OPEC+剩 余产能 400 万桶/日，其中绝大部分剩余产能集中在沙特（200 万吨左右）、阿联酋（100 万吨左右）、伊拉克这三个国家。然而，伊拉克和沙特境内石油设施均面临袭击风险。比 如近期，沙特能源部表示，胡塞武装的袭击正在影响沙特对国际能源市场的履约能力，未 来产能提升受到一定程度的干扰。此外，中东部分油田的衰减加快，未来增产空间也较为 有限。

2.3.4 美国页岩油增产受限

美国页岩库存井降至历史低点。页岩油短期内的产量来自完井，未来的产量来自于新 钻井和库存井。2021 年 5 月油价恢复以来，美国页岩油完井数量持续回升，而新钻井复苏 较缓，库存井 DUC 不断减少。根据 EIA 数据，2022 年 3 月，美国 DUC 数量为 4273 口， 环比减少了 114 口，处于近几年的低位。说明过去页岩油产量恢复主要依靠消耗库存井, 未来页岩油生产将更多依靠新钻井。这就导致资本开支的投入，短期内无法体现在产量的 增长上。因美国原油产量较钻机数有约半年的滞后期，预计 2022 下半年页岩油产量将有一 定提升。

业务转型，叠加股东看重现金流与分红，美国页岩企业资本开支增幅有限。但是过去一年页岩油维持资本开支纪律，产量增速放 缓。截至 2022 年 3 月，美国页岩油产量约 871 万桶/天，约占美国原油产量的 75%，而 在 2015 年中时占比仅 62%。美国页岩油产量曾在 2019 年 11 月时达到 843 万桶/天的最 高水平，而美国常规原油的产量一直维持在 400-500 万桶/天之间。历史上，当国际油价 超过 65 美元/桶时，页岩生产商会立即释放产量，对油价形成一定制约作用。但是经历了 2020 年的暴跌甚至负油价之后，美国页岩油企业恪守资本开支纪律，即使油价上涨，扩张 较为谨慎。考虑到美国页岩油企业近几年纷纷开始向新能源业务转型，同时股东更加看重 现金流和分红，预计资本开支增加幅度有限。

考虑到未来四年是页岩油企业债务到期相对集中的时期，面临较为严峻的偿债压力， 预计页岩油企业中长期资本开支将继续保守。通过对美国 9 家主要页岩生产企业现金流分 析，2021 年 Q4 油价上涨，经营性现金流持续改善；但是融资现金流没有明显改善，说明 企业融资仍有成本压力。未来若增加资本开支，叠加股东分红意愿强烈，企业现金流将承 担一定压力。

2.4 长期来看：上游资本开支下滑，影响中长期原油供应

2021 年海外油气公司资本开支稍有回升。埃克森美孚、壳牌、雪佛龙等公司由于股东 要求碳中和，及分红原因，资本开支谨慎甚至放缓，而国内主要油气公司加大资本开支力 度。中海油 2020 年资本支出为 754 亿元，同比增长 4.7%，2021 年计划为 900-1000 亿 元；中国石油 2021 年勘探板块资本性支出为 1783 亿元，同比下降 4.5%，2021 年计划为 1812 亿元。

资本开支不足，原油供给端潜在增量有限，支撑未来油价走势。全球原油需求稳定增 长，2014 年上游勘探开发资本开支近 6800 亿美金，但 2015 年和 2016 年各下跌约 25%， 2017-2018 年小幅增长，2019 年增幅高达 29%，但 2020 年受疫情影响跌幅超过 30%。2021 年油价上涨，但是全球勘探和生产（E&P）的资本开支仍然克制，投资预计达到约 3800 亿美元，与 2020 年持平或略增。上游的资本开支严重不足或使得未来原油供应长期 趋紧，支撑油价维持中高位置。（报告来源：未来智库）

3. 研发驱动叠加管理创新 低成本优势笑傲群雄

3.1 降本增效打造成本优势

降本增效战略赋予公司领先的成本优势，增强了公司的抗风险能力。公司追求有效益 的储量产量增长，把成本管控贯穿于勘探、开发、生产的全过程，并积极推动技术和管理 创新，增强成本竞争优势。经过多年努力，公司桶油主要成本由 2013 年的 45.02 美元/ 桶油当量降低至 2021 年的 29.49 美元/桶油当量，降低 34.4%。其中 2018~2021 年， 公司的桶油作业费分别仅 8.08、7.39、6.90、7.83 美元/桶油当量，低于同行业平均水平。

主要是自 2014 年开始，公司建立了降本增效长效机制，全面强化成本控制，横向上 涵盖勘探、开发、生产、储量、销售、规划、财务、资金等在内各个专业，纵向串联起总 部、各分子公司、各作业区、各平台和单井，强化成本对标分析和监控预警，适时精准施 策，构筑全周期成本管控机制。通过大力推动增储上产、优化工作部署、加强现场管理、 实施技术升级等措施，力求勘探开发生产全过程降本。在此基础上，公司不断实施勘探开 发，进一步提升油田储量，摊薄了油气资产综合勘探及开发成本，桶油成本降幅明显，成 本竞争优势得到进一步巩固。

另外，桶油成本的降低也带动公司毛利率表现优异，相比同行业公司处于偏高水平。除了公司业务更偏重上游勘探开发，使得毛利率相对更高的因素外，还受到其他深层次因 素的影响。

首先，通过加强对外合作，降低部分区块的勘探成本。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，中国海油将 除管理和监管职能以外的商业权利和义务转让给公司。一般而言，勘探期内公司的外国合 作伙伴将根据产品分成合同承担与勘探相关的所有成本，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。

其次，通过海上油田规模化发展，降低后期的资本开支投入。公司在中国海域有数十 年的勘探开发经验，熟悉中国海域地质构造并拥有成功的勘探开发记录。目前，公司在中 国海域拥有 120 多个在产油气田，建立了成熟的海上生产设施和海底管网系统，通过油气 田规模化发展，有效利用现有设施开发新项目，降低资本开支投入。

3.2 研发优势提供技术保障

核心技术成果的转化为公司的降本增效策略提供了技术保障。海洋油气勘探面临“两 高一低”的风险，即高投入、高风险、低油价的风险，具备天然的技术壁垒：

一方面，海洋油气开发环境相比陆地更为复杂。复杂的海况和地质情况对于海洋油气 勘探成功率影响较大，而海洋勘探作业也面临地质结构复杂，面临深水、深层、高压等复 杂的作业环境以及台风极端天气等诸多挑战。

另一方面，海洋油气开发对于安全环保要求更高。一旦发生类似于墨西哥湾漏油事件， 将对企业造成严重的经济负担，这对于中小型企业在技术上还是资金上均构成了极高的门 槛。

公司经过多年的技术攻关，在海洋油气勘探、开发及工程等领域形成一系列技术能力。目前已逐步建立起 500 米水深以内完整的海上油气勘探开发生产技术体系，突破了 1,500 米超深水油气田开发工程模式关键技术体系，并在中深层勘探技术、强化水驱及增产挖掘技术、稠油规模化热采有效开发技术、在生产油气田提高采收率技术等关键技术领域取得 新进展，并且取得了一系列国家级科技奖励成果。

通过将这些重大的研究成果转化，公司具备了以下优势：

一方面，有利于提升公司探井成功率及开采效率，进而降低成本。油气勘探开发行业 是资本密集型的行业，海洋勘探开发资本投入更大，海洋油气田开发项目通常需要几十亿 元至百亿元的投资规模。凭借关键技术的突破、先进装备和技术的推广应用，公司探井成 功率及开采效率将提高，实现了渤海深层/超深层潜山大型整装凝析油气藏、琼东南陵水凹 陷千亿方深水天然气藏等重大勘探发现。

另一方面，提升了公司向“深水深层”“非常规”等新领域扩展的能力，扩大了公司 的油气勘探开发领域。其中 2021 年 6 月中国海域首个自营大型深水气田陵水 17-2 成 功投产，标志着公司具备自主勘探开发深水油气田的能力。考虑到近年全球海上超过一半 的重大油气发现都位于深水，而中国深水、超深水油气勘探程度低，也是未来油气勘探潜 在增量所在，技术优势为公司为增储上产提供了科技支撑。

3.3 全球视野塑造管理优势

从管理层来看，公司管理层在石油和天然气行业工作多年，熟悉油气勘探、开发和生 产，具备丰富的大型油气公司管理经验，管理团队和员工通过众多对外合作项目，积极汲 取国际领先公司的项目管理经验，具备全球视野和国际化管理能力。

公司的治理水平得到了公众和股东的认可。2020 年，中海油荣获资本市场最有影响 力的机构之一—大公文汇传媒集团“中国证券金紫荆奖” —“最佳上市公司”、“最佳上 市公司 CEO”等多项大奖。公司还连续多年获得《亚洲企业管治》《机构投资者》等机构 颁发的企业管治相关奖项。

从人均创收来看，2021 年，公司人均创收 1370 万元，约是中石油的两倍。主要由于 公司实施人才兴企战略，深化人才发展体制机制改革。在这一理念指引下，公司员工长期 保持在 1.8 万人左右，远低于另外两桶油，同时，公司员工中硕士以上学历占比约 1/4，而 中石油占比不到 5%，打造具有战略思维和全球视野的国际一流人才队伍，助力公司长远发 展，入选“2021 福布斯中国·年度最具可持续发展力雇主”。

4 布局海上风电与煤层气 推动多元化战略转型

近年来，世界多个国家提出“碳达峰”、“净零排放”目标，2020 年，中国政府提出 了 2030 年碳达峰、 2060 年碳中和的目标，在此背景下，能源转型的进程将加速进行。公司顺应全球能源行业低碳化发展大趋势，稳步推进绿色低碳战略，加速能源转型。

4.1 加强海上天然气和陆地非常规气的开发力度

虽然长期来看，太阳能、风能、水能、地热能等可再生能源将逐渐取代由煤炭、石油、 天然气等化石能源，但是太阳能、风能等能源面临开发成本偏高、供应不稳定等问题，并 且化石能源内部也存在差异，天然气的单位热值碳排放相对较低，约为煤炭和原油的 60% 和 75%，同等热值下，煤炭、石油、天然气比价为 1∶7∶3，使用天然气也更为经济。因 此，天然气是化石能源中唯一的低碳、清洁能源，具有高效、优质、资源丰富和使用便利 的优势，可以与可再生能源形成良性互补，对于优化能源结构和减碳减排有着重要作用。

在此背景下，我国天然气消费持续快速增长。2020 年，中国天然气表观消费量 3,280 亿立方米， 2011-2020 年复合增长率达 10.5%；中国天然气产量 1,925 亿立方米， 2011-2020 年复合增长率达 6.9%，供需缺口仍然较大。

公司在海上天然气开发方面具备技术和资源优势，其中国内海域首个大型深水自营气 田陵水 17-2 已于 2021 年 6 月 25 日投产，投产后每年将为粤港琼地区稳定供气超过 30 亿立方米，将大力提升公司天然气供给能力，推动绿色低碳转型发展。未来公司将继续 加大天然气勘探力度，规划将天然气产量占比从 2020 年的 21%提高到 30%左右。

作为天然气的有效补充，煤层气产业具有广阔的发展前景。另外，从产业效益和生态 环境保护来看，开发煤层气不仅可以有效防治煤矿瓦斯事故，提供优质清洁能源。同时， 开发煤层气能够大大降低煤炭开发过程中的甲烷排放，而甲烷温室效应是 CO2的20多倍， 煤层气的开发对于实现“双碳”战略意义重大。据自然资源部统计数据，2020 年全国煤层 气产量达到 57.67×108 m3，过去 5 年产量增长 29.33%，根据国家“十四五”规划目标， 到 2025 年产量将达到 100 ×108 m3，增长空间巨大。

公司以中联公司为平台，专注于非常规气资源的勘探、开发、生产和销售业务，已在 沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘建成两大生产基地。2021 年 12 月 20 日，中联公司天然 气日产量首次突破 1 400 万立方米，较去年同期增长 40%，增速居全国煤层气企业第一。未来，公司将继续加大陆上非常规气开发力度，为公司绿色低碳转型和天然气产量增长提 供有力支持。

4.2 长远布局海上风电等清洁能源业务

根据国家发改委能源研究所 2011 年发布的《中国风电发展路线图 2050》，到 2020 年、2030 年和 2050 年，中国风电装机容量将分别达到 2 亿、4 亿和 10 亿千瓦。另外， 在未来风电布局方面，2020 年前，以陆上风电为主，同时开展海上风电示范；2021-2030 年，陆上、近海风电并重发展，并开展远海风电示范；2031-2050 年，实现在东中西部陆 上风电和近远海风电的全面发展。截止 2020 年底，我国风电累计装机容量已经达到 296.9GW（即 2.391 亿千瓦），已经实现 2020 年基本情景假设下目标，下一阶段将继续 提升风电装机容量，同时有序发展海上风电。

受益于政策支持以及海上风电优势，未来海上风电总装机容量增速将明显高于陆上风 电。根据国网能源研究院发布的《中国新能源发电分析报告 2019》预测，“十四五”期间 海上风电发展将进一步提速，其中江苏、广东、浙江、福建、上海等省份 2021 年预期新增 装机容量有望达到 5.7GW，2022-2025 年期间平均新增装机容量接近 5.9GW，到 2025 年我国海上风电累计装机容量将超过 30GW。根据全球风能理事会数据，2020 年，全球海 上风电累计装机容量达 35.3GW，同比增长约 21%，占全球风电累计装机约 5%，全球海 上风电新增装机容量 6.1GW，预计在未来五年会有 50GW 的新增装机。

公司顺应风电发展趋势，利用丰富的海上生产作业和管理经验，积极推进海上风电规 模化效益化发展。其实公司的风电战略最早可以追溯到 2006 年，公司将海上风电列为“未 来 30 年中海油的重点投入”领域，并提前进行规划布局；2007 年，中海油与山东威海市 政府签订了总投资 210 亿元的海上风电开发协议；2008 年 12 月，中海油新能源投资有限 公司挂牌成立，并在渤海湾建成并网了中国海上风电的第一台风机。

然而，随着公司 2014 年聚焦主业，风电业务被剥离。直到 2019 年，中海油融风能源 有限公司成立，标志着公司重回风电领域。其中首个海上风电项目—江苏竹根沙（H2#） 海上风电项目于 2020 年 9 月实现首批机组并网发电，该项目规划装机容量 300MW， 风电场中心离岸距离 39 公里，水深约 12 米，计划建设 67 台风机，年上网电量约 8.6 亿 千瓦时。相比常规燃煤火电机组，可节约标准煤 27.9 万吨，减排二氧化碳 57.1 万吨。公司第二个海上风电项目已于 2020 年 4 月获得开发权。该项目位于广东汕头，总装机容 量为 100 万千瓦，目前正在进行前期准备工作。未来公司将选取 2-3 个油田探索开展海 上风电为油田供电试点，积极探索“风光发电+油气产业”、“海上风电+海洋牧场”等融 合发展新模式，实现公司可持续发展目标。

5 盈利预测

5.1 盈利预测

国际油价：短期来看，此前由 OPEC+以及美国页岩油达成的供需相对平衡的格局已被 打破，国际油价的涨跌已经由地缘政治局势主导。中长期来看，全球经济复苏推动需求快 速增长，而欧佩克与美国页岩油增产不及预期，未来两年油价有望维持高位运行。我们预 计 2022-2024 年，Brent 油价分别为 98、100、100 美元/桶，公司实现油价 95、97、97 美元/桶，实现气价 7、7.1、7.1 美元/千立方英尺。

公司国内油气产量：随着能源安全问题的严峻以及“七年行动计划”的推动，公司勘 探开发投入有望继续增加，2022 年资本支出预算高达 900-1000 亿元，这将推动公司国内 油气产量持续增长。我们预计 2022-2024 年，公司国内油气当量产量分别为 414、442、 469 百万桶。

公司海外油气产量：随着油价回升，海外部分开采成本较高的项目有望提高产量。同 时，公司在圭亚那海上 Stabroek 区块拥有 25%的权益。该区块 Liza 油田一期已于 2019 年 12 月提前投产，2020 年末日净产量约为 1.7 万桶油当量，Liza 油田二期计划 于 2022 年投产。我们预计 2022-2024 年，公司国外油气当量产量分别为 186、198、211 百万桶。

贸易收入：公司贸易收入占比较小，并且波动相对较小。我们预计 2022-2024 年，贸 易收入分别为 180、220、220 亿元。

我们认为公司上游资源储量价值较高，将随着油价上涨，释放业绩弹性。我们预计公 司 2022-2024 年净利润为 1094.8 亿、1200.7 亿和 1323.5 亿，对应 PE 分别为 6 倍、5 倍和 5 倍。

申万宏源研究,宋涛