【纪要】中国海油(600938)会议纪要20240403-韭研公社

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【纪要】中国海油(600938)会议纪要20240403

慧选牛牛

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2024-04-03 20:56:37

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。(节选）
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