中海油服(601808)4月3日交流会议
慧选牛牛
买买买的机构
2024-04-03 20:52:30
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2024-4-3
4月3日慧选牛牛讯，中海油服(601808)举办交流会议，2024年规划去年虽油价下跌，但公司通过增储上产、降本增效，取得不俗成绩。油气净产量678mmboe，同比+8.7%，与同业对比领先，2019~2023年CAGR也领先。净证实储量6784mmboe，替代率180%，寿命维持10年以上，代表了未来发展潜力。坚持降本增效，控制桶油主要成本，2023年为28.83，下降5.1%。得益于增储上产、降本增效，归母净利润是历史上第二好的成绩。通过公司内生增长，抵御了一部分油价下跌影响。2024年的工作目标，如指引材料所述，包括储量替代率不低于130%，资本支出1250~1350亿，产量700~720mmboe。Q：当前资本支出、经营目标基于什么样的油价假设？A：今年的资本支出基于80美元的油价假设。未来2年基于公司内部的长期油价假设，不便分享，但会比较审慎。公司的资本支出是各个分子公司根据实际项目需要，自下而上累加而决定的。未来几年资本支出会稳定在1300亿左右高位，2025年产量目标780~800mmboe，2026年810~830mmboe，产量增速依然迅猛，没有高强度的资本支出是无法带来快速增长的。随着规模扩大，还要应对产量的自然递减，也需要支出。Q：矿区使用费以后每年10亿？从价还是从量？A：监管机构2017年发文提出要征收，2023年5月明确征收办法，所以今年包含2部分，一是2017~2022年的一次性计提，大约50.5亿，在年报里可以看到；二是2023年的，大约10几个亿，在年报里没有。税金的计算方法是：油气销售收入*税率，海上油气主要部分的税率是千分之6。Q：矿区使用费会计入桶油主要成本？A：会，包含在除所得税外其他税金一项。去年的桶油成本28.83美元，只包含了2023年的矿区使用费，没有计入2017~2022的，否则不可比。Q：公司成本逐年下降，但去年Q3~Q4上涨，除了税金因素，作业费也有所提升，原因是油服成本上涨？后续如何展望桶油主要成本？A：公司桶油成本从以前的40多美元降到30美元以下，是多年降本增效的成果。公司不追求绝对的成本数字，或必须要下降等，因为很多项目是无法控制的，比如柴油、钢材、人工、油服等价格。桶油成本目标是保持安全底线，实现全行业前25%的水平，与知名油气公司对比，公司的桶油作业费也很有优势。无法承诺未来控制在什么水平，但希望保持相对竞争优势。用完传统的降本手段后，现在通过技术创新、管理提升，促进成本下降：一是工程标准化，将原来比如渤海等项目量体裁衣，地下发现构造，再设计方案，设计平台、导管架、安装方式等，现在经过多年积累，已经能够实现工程标准化，上部模块、导管架、设备设施可以做成标准模块，项目来了可以快速建造安装。这是全球领先的，因为外国公司无法进行成片开发，公司有全部探矿权。二是钻完井方案优化，降低建井周期，也能抵御油服价格上涨的影响。三是岸电，一方面可以让供电更稳定，提高产量。原来用于发电的油气也可以节省下来。虽然会产生用电成本，但新项目不再需要自备发电站，减少钢材、人员、平台空间的占用。Q：去年年底到今年一季度，宣布了几个亿吨级发现，开发计划应该还没纳入，后续开发节奏？贡献产量要几年？A：今年已经宣布秦皇岛27-3，开平南等。虽然集中发布，但不是一蹴而就的，都经过了长期的勘探和研究，近期取得突破。两个项目都需要上报国家自然资源部，审批有批次安排，所以展现成果比较密集。所说的亿吨级都是指探明地质储量，是勘探概念，要进入开发阶段，披露净证实储量，还需要一系列研究和设计工作，要制定详细的工程方案，看能够落实、开采多少，用哪些方式能更经济地开采出来，需要技术性、经济性的评判，一般还需要几年时间。Q：东海是国内几个勘探区面积最大的，但因为邻国争议等问题暂停勘探，未来有没有提升勘探力度的计划？A：东海近几年产量有一定增加。除了地缘因素以外，东海自身的条件也确实不如南海和渤海，所以勘探成果较少。Q：未来资本开支计划，主要还是在渤海、南海、陆上？A：是的，东海也会有一些，但主要还是以上3个区域。Q：2023年加拿大产量增加较多，长湖项目超预期，未来增长持续性如何？A：在加拿大的资产是并购尼克森获得的，当时油气资产一般，后来派出中方人员、技术、服务团队，改进成本和经济性，目前是加拿大油砂前三优秀的水平。在长湖周边进行勘探和部署，产量逐年上升。管道建设会有一定利好，但能带来多少产量增长还需要研究。总体而言，加拿大产量大，成本和经济性也有竞争力。Q：非洲的净证实储量逐年上涨，勘探区面积也是全球最大，为什么产量逐年下滑？A：对于一个油气项目来说，度过高峰期后，产量下降是不可避免的，因为自然递减。全球平均自然递减率15~20%，非洲项目产量下降，也是因为油田开发已到中后期。公司持续做调整井优化部署，减少递减影响，但也很难做到增长。净证实储量上涨，因为有后续开发项目。Q：天然气长期指引2035年占比50%，目前占比仍不到30%，是否意味着未来10年天然气将保持两位数增长？A：2035年50%占比是集团口径，集团旗下还有气电公司等其他单位，不是上市公司目标。上市公司的目标是逐步提升天然气产量占比，目前净产量占比22%左右，相比同业偏低Q：天然气以长协定价为主，实现价格与原油相比偏低，从成本和价格来看，盈利能力如何？A：公司开发海上天然气，需要通过海底管道运输，一定会提前锁定买家，再建造施工。在投资决策阶段，公司已经签订好长协，合同时间与天然气项目开发时间相当，产量也匹配。对方会签订照付不议条款，即使不提气也要支付。买方可以享受稳定的价格，公司可以锁定项目利润。天然气价格不如油价，但也有其优点，一是现金流稳定，盈利能力稳定，在2020年所有天然气项目也稳定；二是天然气成本低，操作成本低，自然递减率低，采收率高，高峰维持时间长。在双碳背景下，天然气是较好的调峰燃料。Q：年报披露IPO项目陵水172气田实现效益情况，去年68.5亿，初始投入230~240亿，盈利能力强，是因为合同气价高？A：陵水172项目供应粤港澳，气价偏高。中国东南沿海气价高，公司项目也都在东南沿海。陵水172项目的核算方法和传统会计方法有一定差异，只能作为参考，但也是一个优质项目，在深水建设半潜式平台，投入不菲。Q：天然气价格按长协，但气价还是会有波动，是因为有调整？A：长协一般都有回溯机制，会挂靠基准油价或区域性气价。在基准价变动后，会滞后几个月或半年进行一次调整，但调整幅度一般低于基准价格波动。全年实现价格一方面受到回溯机制影响，也因为有一小部分现货，还与LNG提气时间有关。Q：长协定价机制，毛利率如何？未来大规模气田的盈利能力？A：长协定价机制：一，找客户，基本是工业客户而不是零售客户；二，锁定利润，内部有IRR要求，项目亏损情况是不存在的。三个万亿大气区是勘探概念，地质储量达到万亿，为未来的天然气开发提供基础。从勘探到开发，获得产量并盈利，需要一定时间。目前勘探还没有完全落实，进度较快的南海也没有达到万亿。Q：渤海1500米深水油田，技术上能否实现开发？A：陵水172项目，即深海一号项目，就是一个深水项目，大约1500m水深，是公司自主开发项目。1500m水深已经可以覆盖南海95%的面积，公司有能力进行开发。Q：北美资产减值原因，后续是否还会有大额减值？A：减值一般分为2种，一种是由于价格变化，如2016、2018年，油价下跌导致现金流折现低于账面价值；另一种是技术性减值，勘探、开发有不确定性，地下、水下是否有资源都不确定，这种减值往往发生在公司认为某地有资源并准备开发，但后续资源发现不及预期，或开发条件有变化。这种减值不可预测和避免，整个行业普遍存在。本次减值发生在美国页岩项目。Q：公司海外并购计划？圭亚那仲裁进展？A：公司有团队研究跟踪全球油气资产和并购机会，不限于海上或陆上、油或气、常规或非常规。圭亚那仲裁起因是雪佛龙收购赫斯，中海油和美孚都提出优先购买权的仲裁，三方没有达成一致，需要关注后续仲裁进展。Q：10年前中海油在海外进行较多收购，在今天来看不是很好的项目。中国海域勘探开发权都在公司手中，是什么因素导致公司从海外并购转向国内开发？比如技术进步A：中国海洋石油工业起步较晚，集团1982年成立，仅40年出头，以前国外油气巨头技术实力、管理能力远高于中海油。当初的对外海域专营权，原则就是用资源换取国外公司的勘探开发技术和管理能力。经过多年发展，现在已从追赶到齐头并进，甚至在一些领域领先海外同业，与对外合作密不可分，目前也仍保持合作交流，学习了解新技术、新管理理念。并购尼克森是否合适需要辩证看待，2013年公司国际化视野不足，资产布局、运营能力均有欠缺。作为油气公司不能偏安一隅，必须在全球寻找热点区域。尼克森并购为公司带来北美长湖项目，丰厚的资源基础。圭亚那明星项目也与并购尼克森有关。公司的技术能力提升也在反哺国际项目，如圭亚那项目今年获得Bluefin深层发现，得益于公司前两年在渤海的思路突破，将经验借鉴给美孚和HESS等同业公司。秦皇岛273、开平南等区域，以前也有海外公司来进行勘探，但没有发现。公司的技术和理念已处于行业前列。Q：油气虽为资源型行业，但技术积累的因素也很重要，与煤炭不同。技术进步的重要性？A：油气比煤炭更复杂。煤炭以固体形式存在，油气以流体甚至气体形式存在，地层的压力、温度都会变化，不确定性高于煤炭。勘探开发过程中也有更复杂的情况，如煤炭没有自然递减，油气面临地层压力减少带来的自然递减。自然递减辩证看待，它是天然的去库存，如果大家都不投资，油气产量就会自然下降。油气公司最重要的能力：一是勘探能力，找资源的能力；二是成本管控能力，油价无法控制，要更经济地开发；三是跨周期能力，低油价时控制住成本，高油价时实现产量爆发，很少有石油公司能做到，中海油都具备。Q：不少人认为石油供给不足、投资不足，油价上涨是大趋势，但OPEC为何要减产稳价？A：两方面，第一石油投资不足，是全球勘探开发投入偏低，去年是最高点50~60%水平，最高点在2014年，由于通货膨胀，实际投入更低。油气之所以是周期行业，是因为投入到生产有较长周期，如深水项目要6~8年。二是OPEC+之所以减产，因为OPEC+国家虽然油气成本低，但财政对油气收入依赖度高，需要保持较高油价，所以作出减产决定。Q：过去两年公司油气产量均超过目标，一季度公司油气产量是否超额完成？A：希望按公司给出的指引判断业绩，今年700~720mmboe目标，不要认为必然超额完成。之所以设置区间是因为存在较多不确定性，比如海外项目投产、台风等不确定性。会通过台风模式、无人平台降低影响，但仍会带来产量损失。Q：长期看，2026~2030年产量计划？A：3年产量相对扎实，有项目做支撑。不会像有些公司一样一次披露10年目标，再不断调整。2025年跃升后，产量将达到8亿桶，要对抗每年的自然递减，已经是很大的量。按国内比较好的自然递减率10%，也要弥补8000万桶。国内资源基础不是很好，富煤贫油少气，未来要看双碳进度、政策指引等，会滚动披露未来3年目标。Q：市值管理考核目标？是否考虑增加杠杆提升ROE？A：关于市值管理考核，国资委还没有给出具体指引，公司自己判断已经处于行业领先水平。中海油有明确的3年分红政策，并有双保底。公司的增储上产、成本控制也很好。管理层非常重视市值表现，每年做2次年度业绩路演。新出的考核标准，可能是针对不太重视的企业。资产负债率低是公司优势，近几年油价较好，现金多。通过提升负债提高ROE，前提是有好的项目，不希望浪费股东的钱。另外要保持跨周期能力，保留部分现金若进入油价低迷阶段也能保持高强度投资。Q：2025~2027年的分红政策？A：最晚在明年初披露。Q：如何判断油价趋势？A：北美页岩油增长乏力，全球油气公司投资不足，有快速增产能力的只有沙特为首的OPEC。沙特希望维持油价水平，因此会保持在沙特预想的80美元以上。Q：国际关系复杂，如何考虑地缘冲突对资产安全、经营稳定性的影响？A：国际油气公司关系密切，你中有我，比如圭亚那、巴西、中国国内，各国油气公司都有利益，是一种抵御风险的方式。
2024-4-3
4月3日慧选牛牛讯，中海油服(601808)举办交流会议，2024年规划去年虽油价下跌，但公司通过增储上产、降本增效，取得不俗成绩。油气净产量678mmboe，同比+8.7%，与同业对比领先，2019~2023年CAGR也领先。净证实储量6784mmboe，替代率180%，寿命维持10年以上，代表了未来发展潜力。坚持降本增效，控制桶油主要成本，2023年为28.83，下降5.1%。得益于增储上产、降本增效，归母净利润是历史上第二好的成绩。通过公司内生增长，抵御了一部分油价下跌影响。2024年的工作目标，如指引材料所述，包括储量替代率不低于130%，资本支出1250~1350亿，产量700~720mmboe。Q：当前资本支出、经营目标基于什么样的油价假设？A：今年的资本支出基于80美元的油价假设。未来2年基于公司内部的长期油价假设，不便分享，但会比较审慎。公司的资本支出是各个分子公司根据实际项目需要，自下而上累加而决定的。未来几年资本支出会稳定在1300亿左右高位，2025年产量目标780~800mmboe，2026年810~830mmboe，产量增速依然迅猛，没有高强度的资本支出是无法带来快速增长的。随着规模扩大，还要应对产量的自然递减，也需要支出。Q：矿区使用费以后每年10亿？从价还是从量？A：监管机构2017年发文提出要征收，2023年5月明确征收办法，所以今年包含2部分，一是2017~2022年的一次性计提，大约50.5亿，在年报里可以看到；二是2023年的，大约10几个亿，在年报里没有。税金的计算方法是：油气销售收入*税率，海上油气主要部分的税率是千分之6。Q：矿区使用费会计入桶油主要成本？A：会，包含在除所得税外其他税金一项。去年的桶油成本28.83美元，只包含了2023年的矿区使用费，没有计入2017~2022的，否则不可比。Q：公司成本逐年下降，但去年Q3~Q4上涨，除了税金因素，作业费也有所提升，原因是油服成本上涨？后续如何展望桶油主要成本？A：公司桶油成本从以前的40多美元降到30美元以下，是多年降本增效的成果。公司不追求绝对的成本数字，或必须要下降等，因为很多项目是无法控制的，比如柴油、钢材、人工、油服等价格。桶油成本目标是保持安全底线，实现全行业前25%的水平，与知名油气公司对比，公司的桶油作业费也很有优势。无法承诺未来控制在什么水平，但希望保持相对竞争优势。用完传统的降本手段后，现在通过技术创新、管理提升，促进成本下降：一是工程标准化，将原来比如渤海等项目量体裁衣，地下发现构造，再设计方案，设计平台、导管架、安装方式等，现在经过多年积累，已经能够实现工程标准化，上部模块、导管架、设备设施可以做成标准模块，项目来了可以快速建造安装。这是全球领先的，因为外国公司无法进行成片开发，公司有全部探矿权。二是钻完井方案优化，降低建井周期，也能抵御油服价格上涨的影响。三是岸电，一方面可以让供电更稳定，提高产量。原来用于发电的油气也可以节省下来。虽然会产生用电成本，但新项目不再需要自备发电站，减少钢材、人员、平台空间的占用。Q：去年年底到今年一季度，宣布了几个亿吨级发现，开发计划应该还没纳入，后续开发节奏？贡献产量要几年？A：今年已经宣布秦皇岛27-3，开平南等。虽然集中发布，但不是一蹴而就的，都经过了长期的勘探和研究，近期取得突破。两个项目都需要上报国家自然资源部，审批有批次安排，所以展现成果比较密集。所说的亿吨级都是指探明地质储量，是勘探概念，要进入开发阶段，披露净证实储量，还需要一系列研究和设计工作，要制定详细的工程方案，看能够落实、开采多少，用哪些方式能更经济地开采出来，需要技术性、经济性的评判，一般还需要几年时间。Q：东海是国内几个勘探区面积最大的，但因为邻国争议等问题暂停勘探，未来有没有提升勘探力度的计划？A：东海近几年产量有一定增加。除了地缘因素以外，东海自身的条件也确实不如南海和渤海，所以勘探成果较少。Q：未来资本开支计划，主要还是在渤海、南海、陆上？A：是的，东海也会有一些，但主要还是以上3个区域。Q：2023年加拿大产量增加较多，长湖项目超预期，未来增长持续性如何？A：在加拿大的资产是并购尼克森获得的，当时油气资产一般，后来派出中方人员、技术、服务团队，改进成本和经济性，目前是加拿大油砂前三优秀的水平。在长湖周边进行勘探和部署，产量逐年上升。管道建设会有一定利好，但能带来多少产量增长还需要研究。总体而言，加拿大产量大，成本和经济性也有竞争力。Q：非洲的净证实储量逐年上涨，勘探区面积也是全球最大，为什么产量逐年下滑？A：对于一个油气项目来说，度过高峰期后，产量下降是不可避免的，因为自然递减。全球平均自然递减率15~20%，非洲项目产量下降，也是因为油田开发已到中后期。公司持续做调整井优化部署，减少递减影响，但也很难做到增长。净证实储量上涨，因为有后续开发项目。Q：天然气长期指引2035年占比50%，目前占比仍不到30%，是否意味着未来10年天然气将保持两位数增长？A：2035年50%占比是集团口径，集团旗下还有气电公司等其他单位，不是上市公司目标。上市公司的目标是逐步提升天然气产量占比，目前净产量占比22%左右，相比同业偏低Q：天然气以长协定价为主，实现价格与原油相比偏低，从成本和价格来看，盈利能力如何？A：公司开发海上天然气，需要通过海底管道运输，一定会提前锁定买家，再建造施工。在投资决策阶段，公司已经签订好长协，合同时间与天然气项目开发时间相当，产量也匹配。对方会签订照付不议条款，即使不提气也要支付。买方可以享受稳定的价格，公司可以锁定项目利润。天然气价格不如油价，但也有其优点，一是现金流稳定，盈利能力稳定，在2020年所有天然气项目也稳定；二是天然气成本低，操作成本低，自然递减率低，采收率高，高峰维持时间长。在双碳背景下，天然气是较好的调峰燃料。Q：年报披露IPO项目陵水172气田实现效益情况，去年68.5亿，初始投入230~240亿，盈利能力强，是因为合同气价高？A：陵水172项目供应粤港澳，气价偏高。中国东南沿海气价高，公司项目也都在东南沿海。陵水172项目的核算方法和传统会计方法有一定差异，只能作为参考，但也是一个优质项目，在深水建设半潜式平台，投入不菲。Q：天然气价格按长协，但气价还是会有波动，是因为有调整？A：长协一般都有回溯机制，会挂靠基准油价或区域性气价。在基准价变动后，会滞后几个月或半年进行一次调整，但调整幅度一般低于基准价格波动。全年实现价格一方面受到回溯机制影响，也因为有一小部分现货，还与LNG提气时间有关。Q：长协定价机制，毛利率如何？未来大规模气田的盈利能力？A：长协定价机制：一，找客户，基本是工业客户而不是零售客户；二，锁定利润，内部有IRR要求，项目亏损情况是不存在的。三个万亿大气区是勘探概念，地质储量达到万亿，为未来的天然气开发提供基础。从勘探到开发，获得产量并盈利，需要一定时间。目前勘探还没有完全落实，进度较快的南海也没有达到万亿。Q：渤海1500米深水油田，技术上能否实现开发？A：陵水172项目，即深海一号项目，就是一个深水项目，大约1500m水深，是公司自主开发项目。1500m水深已经可以覆盖南海95%的面积，公司有能力进行开发。Q：北美资产减值原因，后续是否还会有大额减值？A：减值一般分为2种，一种是由于价格变化，如2016、2018年，油价下跌导致现金流折现低于账面价值；另一种是技术性减值，勘探、开发有不确定性，地下、水下是否有资源都不确定，这种减值往往发生在公司认为某地有资源并准备开发，但后续资源发现不及预期，或开发条件有变化。这种减值不可预测和避免，整个行业普遍存在。本次减值发生在美国页岩项目。Q：公司海外并购计划？圭亚那仲裁进展？A：公司有团队研究跟踪全球油气资产和并购机会，不限于海上或陆上、油或气、常规或非常规。圭亚那仲裁起因是雪佛龙收购赫斯，中海油和美孚都提出优先购买权的仲裁，三方没有达成一致，需要关注后续仲裁进展。Q：10年前中海油在海外进行较多收购，在今天来看不是很好的项目。中国海域勘探开发权都在公司手中，是什么因素导致公司从海外并购转向国内开发？比如技术进步A：中国海洋石油工业起步较晚，集团1982年成立，仅40年出头，以前国外油气巨头技术实力、管理能力远高于中海油。当初的对外海域专营权，原则就是用资源换取国外公司的勘探开发技术和管理能力。经过多年发展，现在已从追赶到齐头并进，甚至在一些领域领先海外同业，与对外合作密不可分，目前也仍保持合作交流，学习了解新技术、新管理理念。并购尼克森是否合适需要辩证看待，2013年公司国际化视野不足，资产布局、运营能力均有欠缺。作为油气公司不能偏安一隅，必须在全球寻找热点区域。尼克森并购为公司带来北美长湖项目，丰厚的资源基础。圭亚那明星项目也与并购尼克森有关。公司的技术能力提升也在反哺国际项目，如圭亚那项目今年获得Bluefin深层发现，得益于公司前两年在渤海的思路突破，将经验借鉴给美孚和HESS等同业公司。秦皇岛273、开平南等区域，以前也有海外公司来进行勘探，但没有发现。公司的技术和理念已处于行业前列。Q：油气虽为资源型行业，但技术积累的因素也很重要，与煤炭不同。技术进步的重要性？A：油气比煤炭更复杂。煤炭以固体形式存在，油气以流体甚至气体形式存在，地层的压力、温度都会变化，不确定性高于煤炭。勘探开发过程中也有更复杂的情况，如煤炭没有自然递减，油气面临地层压力减少带来的自然递减。自然递减辩证看待，它是天然的去库存，如果大家都不投资，油气产量就会自然下降。油气公司最重要的能力：一是勘探能力，找资源的能力；二是成本管控能力，油价无法控制，要更经济地开发；三是跨周期能力，低油价时控制住成本，高油价时实现产量爆发，很少有石油公司能做到，中海油都具备。Q：不少人认为石油供给不足、投资不足，油价上涨是大趋势，但OPEC为何要减产稳价？A：两方面，第一石油投资不足，是全球勘探开发投入偏低，去年是最高点50~60%水平，最高点在2014年，由于通货膨胀，实际投入更低。油气之所以是周期行业，是因为投入到生产有较长周期，如深水项目要6~8年。二是OPEC+之所以减产，因为OPEC+国家虽然油气成本低，但财政对油气收入依赖度高，需要保持较高油价，所以作出减产决定。Q：过去两年公司油气产量均超过目标，一季度公司油气产量是否超额完成？A：希望按公司给出的指引判断业绩，今年700~720mmboe目标，不要认为必然超额完成。之所以设置区间是因为存在较多不确定性，比如海外项目投产、台风等不确定性。会通过台风模式、无人平台降低影响，但仍会带来产量损失。Q：长期看，2026~2030年产量计划？A：3年产量相对扎实，有项目做支撑。不会像有些公司一样一次披露10年目标，再不断调整。2025年跃升后，产量将达到8亿桶，要对抗每年的自然递减，已经是很大的量。按国内比较好的自然递减率10%，也要弥补8000万桶。国内资源基础不是很好，富煤贫油少气，未来要看双碳进度、政策指引等，会滚动披露未来3年目标。Q：市值管理考核目标？是否考虑增加杠杆提升ROE？A：关于市值管理考核，国资委还没有给出具体指引，公司自己判断已经处于行业领先水平。中海油有明确的3年分红政策，并有双保底。公司的增储上产、成本控制也很好。管理层非常重视市值表现，每年做2次年度业绩路演。新出的考核标准，可能是针对不太重视的企业。资产负债率低是公司优势，近几年油价较好，现金多。通过提升负债提高ROE，前提是有好的项目，不希望浪费股东的钱。另外要保持跨周期能力，保留部分现金若进入油价低迷阶段也能保持高强度投资。Q：2025~2027年的分红政策？A：最晚在明年初披露。Q：如何判断油价趋势？A：北美页岩油增长乏力，全球油气公司投资不足，有快速增产能力的只有沙特为首的OPEC。沙特希望维持油价水平，因此会保持在沙特预想的80美元以上。Q：国际关系复杂，如何考虑地缘冲突对资产安全、经营稳定性的影响？A：国际油气公司关系密切，你中有我，比如圭亚那、巴西、中国国内，各国油气公司都有利益，是一种抵御风险的方式。
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