一、过去：二十年发展成就海上油气龙头

1.1 公司概况

中国海洋石油有限公司（以下简称中海油或公司）是中国海上原油及天然气生产龙头，也 是全球最大的独立油气勘探及生产商。公司于 1999 年 8 月成立，2001 年 2 月在纽交所和 香港联合交易所挂牌上市，2013 年在多伦多证券交易所挂牌上市，2021 年因美国制裁先 后在纽交所和多伦多交易所退市。公司主要业务包括勘探、开发、生产、销售原油和天然 气，以中国海域的渤海、南海西部、南海东部和东海为核心业务区域。经过 20 余年的全球 化布局，公司在中国、印尼、澳大利亚、尼日利亚、南美、美国、加拿大等地完成多项收 购，涉及页岩油气、油砂、天然气、煤层气等多种非常规油气，公司资产现已遍布中国近 海及亚太、欧洲、大洋洲、美洲和非洲等多个地区和国家。

国资委实际控股，子公司业务广泛。中国海洋石油集团有限公司（集团母公司）直接和间 接持有中海油 65.21%股权。国务院国资委为公司实际控股人，间接持股比例 65.21%。

公司目前拥有 8 家直接控股的附属公司，主要通过中海石油（中国）有限公司和中国海洋 石油国际有限公司来拓展海内外业务。其中，中国海洋石油国际有限公司在世界范围内拥 有 18 家全资子公司，业务覆盖广泛。

回 A 落地，募集资金加码油气产量。公司在 2022 年 3 月 30 日收到证监会核准回 A 的批 文，正式启动 A 股发行。此次发行，公司启用了超额配售选择权机制。截至 2022 年 4 月 18 日，若未行使超额配售选择权，则公司发行总股数 26 亿股，其中，战略配售 8.50 亿股， 网上认购 13.83 亿股，网下认购 3.68 亿股。若全额行使超额配售权，则公司总发行股数 29.9 亿股，战略配售 12.40 亿股，网上认购 13.60 亿股，网下认购 3.68 亿股。网上、网下 剩余未缴款认购股数 2248.10 万股由主承销商包销。本次 A 股发行规模占发行完成后公司总股数的 5.50-6.28%，其中，无限售条件的流通 A 股占比 3.13-3.16%。

本次 A 股发行价格为 10.8 元，在未考虑本次 A 股发行的超额配售选择权情况下，本次发行 募集资金净额为 278.9 亿元；若全额行使本次 A 股发行的超额配售选择权，本次发行募集 资金净额为 320.9 亿元。本次 A 股发行募集资金拟投资于圭亚那 Payara 油田开发、流花 11-1/4-1 油田二次开发、圭亚那 Liza 油田二期开发、陆丰油田群区开发、陵水 17-2 气田开 发、陆丰 12-3 油田开发、秦皇岛 32-6/曹妃甸 11-1 油田群岸电应用工程、旅大 6-2 油田开 发等 8 大油气开发项目，以及补充流动资金。在本轮募集资金支持下，公司油气开发规模 迎来新一轮增长，公司价值得以进一步提升。另一方面，与中国石化和中国石油这样的“勘 探开发-炼化-零售”陆上一体化石油公司不同，中海油为我国最大的海上上游油气生产龙头， 也是全球最大的独立油气勘探及生产商，中海油此次回 A 也进一步丰富了 A 股市场的股票 类型，填补了国内市场在纯上游股票上的空白。

1.2 油价回暖驱动公司业绩回升

油气销售为公司贡献了主要营收。公司自成立以来，一直专注于上游油气勘探、开发与生 产业务，石油和天然气收入占营收比重始终超过 80%。其中，石油收入占比稳定维持在 70% 以上，是公司销售占比最大的业务板块。随着低碳环保呼吁力度的加大，公司持续推进天 然气业务开发建设，2021 年，天然气销售收入为 291 亿元，同比 2019 年增长 18%。

公司营收和利润随油价呈周期性波动，油价回暖驱动公司业绩回升。公司营收和利润随油 价呈周期性波动，油价回暖驱动公司业绩提升。作为上游油气勘探、开发和生产企业，公 司业绩与油价高度正相关。

2021 年，布油价格均价突破 70 美元/桶，油价回暖带动石油开采行业景气上行，公司全年 营收和归母净利分别同比上涨 58%和 181%，公司盈利已和 2011 年 100 美元/桶高油价时 期持平，未来有望继续突破 。

公司盈利水平取决于油价和桶油成本。在有效的成本管控下，公司盈利能力持续增强。在 有效的成本管控下，公司桶油成本持续下降，2020 年已下降至 26 美元。同时，除了 2015、 2016、2017 受油价低位运行影响和 2020 年受疫情影响以外，布伦特原油价格与中海油桶 油成本的价差均在 34 美元以上，能够带来充分的盈利空间。2021 年，公司桶油成本为 29.49 美元，与布油价差达 41 美元。公司实现盈利的油价区间扩大，公司生产经营对于油 价的敏感性降低 。

原油产量占比更高，中海油更加受益于油价上涨。中海油的油气产量比例为 8:2，其原油 产量占比高于中国石油（油气产量比为 6:4）、中国石化（油气产量比为 6:4）、BP（油气 产量比为 6:4）、雪佛龙（油气产量比为 6:4）、埃克森美孚（油气产量比为 6:4）、戴文能源 （油气产量比为 7:3）、西方石油（油气产量比为 7:3）等国内外能源公司，更高的原油产 量占比使中海油对油价的敏感性更高，更加受益于油价上涨。

1.3 公司财务状况良好，经营现金流充裕

公司净利率和净资产收益率在行业内处于较高水平，盈利能力突出。 2020 年受疫情影响， 公司销售净利率和净资产收益率分别下降了 10 个百分点和 8 个百分点。2021 年，随着疫 情好转和全球范围内生产生活恢复，公司净利率实现较大改善，上升 12 个百分点。

2020-2021 年，与行业内主要石油公司比较，中海油销售净利率和净资产收益率均处于较 高水平。 2021 年，公司销售净利率达到 28.8%，高于可比同行 20 个百分点以上；公司净 资产收益率为 14.62%，高于其他可比同行。

公司资产负债率稳健，低于可比同行。2014-2021 期间，公司资产负债率总体保持在 40% 左右，资产负债情况较为平稳，体现了公司稳健良好的财务状况，也反映出管理层对使用 债务工具驱动业绩增长模式较为审慎保守，较少采用财务杠杆驱动业绩增长。

公司经营现金流充裕，为增储上产夯实财务基础。2021 年，公司经营性净现金流入为 1479 亿元，同比+80%，投资性净现金流出同比+89%，筹资性净现金流出同比-14%，同 比增加的资本支出、减少的债务负担以及充裕的经营现金流为公司未来增储上产计划奠定 基础。

二、内在：深挖潜力，追求卓越

2.1 优势一：低桶油成本强化盈利和风险抵御能力

低成本是石油公司的核心竞争力，也是提升盈利和对抗油价波动风险的关键。中海油的桶 油生产成本由作业费用、折旧消耗与摊销、弃置费、销售及管理费用和除所得税以外的其 他税金五部分构成，其中作业费用和折旧摊销占据了绝大部分比例。2021 年公司桶油作业 费用和桶油折旧摊销占据了桶油主要成本的 80%。因此，降低桶油成本应主要考虑作业费 用和折旧摊销成本管控。

首先，作业费用基本与油价呈正相关关系，油价波动对于桶油操作成本影响较大，2014 年 后油价暴跌促使很多石油公司降低桶油作业费用，提高抗风险能力。2017 年后，中海油作 业费用的波动性减弱，大体呈下降趋势，成本竞争力增强。

其次，中海油折旧摊销费用构成较为复杂，具体而言，油气田中的油气资产以证实已开发 储量为基础（未开发储量不折旧）并按照产量法计算折旧摊销，为油气资产而建的公共设 施按证实已开发储量进行折旧，其他资产按直线法折旧，由于石油公司中油气资产占比很 高，桶油折旧摊销和油气储量及产量存在相关性，即在相同的勘探开发投资下，油气田储 量越大，以及相同的生产投资下，油气产量越大，则分摊到桶油的折旧费用越低。故中海 油桶油开发生产投资将影响桶油折旧摊销费用，并存在 1-2 年的滞后期。得益于公司储量 和产量增加及单位开发生产投资成本下降，公司桶油折旧摊销成本从 2015 年的 23.5 美元/ 桶降至 2021 年的 15.33 美元/桶，成本管控效果显著。

公司桶油成本持续下降，在国际同业中表现较优。自 2014 年公司全面强化成本管控以 来，桶油主要成本由 2013 年的 45 美元降至 2020 年的 26.3 美元，降幅达到 41.5%。 2021 年，国际油价持续攀升至 70 美元以上，使得公司桶油成本小幅上升至 29.49 美元/ 桶，但仍保持相对高的成本优势。 我们认为，全球海上油服行业仍相对过剩，虽然油价上 涨，但油服作业费用涨幅有限，并且随着公司继续加大勘探开发力度，尤其是圭亚那等深 海大油田投产，储量和产量规模将进一步提升，折旧摊销成本有望维持低位，公司低桶油 成本竞争优势将继续巩固。

横向比较来看，我们计算了国内外 7 家能源公司在 2015-2021 年的平均作业成本。除高于 道达尔（4.73 美元/桶）、BP（7.61 美元/桶）外，中海油桶油作业成本均低于壳牌、埃克 森美孚、中石油和中石化等能源巨头，在国内外同行中表现较为优秀。

2.2 优势二：海上开采潜力奠定可持续发展基础

海上油气开发潜力巨大，中海油具备得天独厚优势。我国从 20 世纪 50 年代开始大力开展 陆上油气勘探工作，20 世纪 80 年代才涉足海上油气勘探。目前，我国陆上油气新增储量 增长乏力，海洋油气具备较大勘探开发空间。据中国海油集团能源经济研究院于 2022 年 1 月 14 日发布的《中国海洋能源发展报告 2021》，2021 年，我国海洋原油产量 5464 万吨， 海洋原油同比增量占全国总增量的 80%以上，2022 年，报告预计我国海洋原油产量达到 5760 万吨，同比上涨约 5.4%，占全国原油增量的 80%左右，继续保持全国石油增量的领 军地位。中国海域为中海油核心作业区域，目前中海油已就中国海域内具备开发潜力的地 区向国家申请矿证，95%以上的地区矿证为中海油持有。

海上油气开采具备广阔空间，奠定公司可持续发展潜力。在“增储上产”、“加大海上油气 开发力度”等政策支持下，中海油持续加大勘探工作量，油气储量逐年上升，2021 年，中 海油油气储量占“三桶油”总储量的 21%，较 2016 年提升了 7 个百分点。相比中石油和中石 化两家陆上油气公司，中海油的探明未开发储量占总探明储量的比重较大（48%），高于中 石油的 33%和中石化的 15% 。

较大的未开发储量意味着较长的储量寿命， 2017-2021 年，中海油的储量寿命（储采比）稳定保持在 10 年左右，中石油的储量寿命则由 14 年持续下降至 11 年。从储量替代率角度 来看， 2021 年，中石油和中石化储量替代率分别为 137%和 62%，低于中海油的 162%。 未来可预见，我国陆上油气储量增长乏力，海上油气勘探加速，中海油的可持续发展能力 将在“三桶油”中处于领先地位。

保持合理的勘探开发投资比例是确保储采平衡的必要条件，张立伟等人在《油气勘探开发 投资比例与储量接替率关系》中认为勘探占上游资本支出比例维持在 20%以上有利于保持 储采平衡，达到 25-30%则有利于石油公司保持长期稳定持续发展。2012-2022十年内，公 司的平均勘探投资额为 156 亿元，占上游资本支出比例为 21%。未来随着公司响应国家增 储上产要求及全球经济能源需求复苏，中海油的勘探投资规模将持续稳定增长，从而为公 司奠定较好的持续发展基础。

中海油集团母公司由中国政府指定享有海上对外合作勘探开发专营权，在采取 PSC 模式与 外国石油公司合作中最多可无偿享有 51%权益。集团母公司将以上权益无偿转让给中海油 上市公司，这一模式可进一步降低公司勘探风险和勘探投入。

2021 年，公司获得 22 个勘探新发现，进一步巩固可持续发展资源。集团母公司“七年行 动计划”指导下，公司坚持把勘探放在生产经营首位，在中国海域共获得 16 个新发现。海 外勘探工作主要集中在圭亚那 Stabroek 区块，获得 6 个新发现，目前该区块可采资源量超 过 100 亿桶油当量，进一步夯实了公司在海外发展的资源基础，同时该项目产量分成合同 （PSC）条款宽松，政府留存油比例较低，回报收益大幅提升。

2.3 优势三：逆周期投资，增储上产助力公司规模不断扩大

石油和天然气资源是油田勘探开发生产行业发展的根本基础。未来油气资源枯竭的可能性 和油气储量的不确定性也从根本上影响到石油公司的生存和发展。

中国原油、天然气对外依存度逐渐攀升。中国是富煤、贫油、少气的国家，从2003年起， 中国已成为世界第二大石油消费国和最大原油进口国。2021 年，中国石油进口依赖度高达 72%；天然气进口依赖度为 41%；两者均未能达到“十三五”规划目标。随着环保政策趋严， 煤改气工程进程加快，中国未来天然气需求将持续大幅增加，其对外依存度或将超过 50%。

国家大力推动能源安全战略和增储上产计划。国家在“十二五”规划中就明确要求“加大 石油、天然气资源勘探开发力度，稳定国内石油产量，促进天然气产量快速增长，推进煤 层气、页岩气等非常规油气资源开发利用，积极发展海洋油气、海洋工程装备制造等新兴 产业”。

截至 2020 年，我国原油产量为 1.95 亿吨，天然气产量为 1940 亿立方米，石油和天然气的 “十三五”增储上产任务并未圆满完成 ，保障国家能源安全战略任务任重道远。

石油公司相应国家号召，纷纷制定“七年行动计划”。2018 年下半年，三桶油召开会议讨 论能源安全和增储上产问题，确立国内勘探开发业务“优先发展”的战略定位，加大油气 勘探开发投资力度和增储上产步伐。2019 年，国家能源局召开大力提升油气勘探开发力度 工作推进电视电话会议，要求以三桶油为代表的石油企业落实增储上产主体责任，完成 2019-2025 七年行动计划。

国际油价自 2015 年大幅下滑后一直处于 60-70 美元/桶左右低位震荡，到 2020 年疫情爆 发后油价进一步跌破 40 美元/桶，但是中海油在母公司“七年行动计划”的推动下进行逆 周期投资，资本开支快速恢复，2022 年，中海油的资本支出预算为 900-1000 亿元，已超 过 2012-2013 年高油价时期水平，仅次于 2014 年峰值 1070 亿元，较 2020 年的实际资本 支出同比增长 13%—26%。其中，20%的资金用于油气勘探，57%的资金计划用于油气开 发，21%的资金用于油气生产，同时 73%的资本支出用于中国海域油田。

集团母公司七年行动计划执行后，中海油的资本支出实际完成度提高。取资本开支计划的 最低值衡量以往实际完成度，2010-2021 年间公司资本开支计划的平均完成度约 96%，完 成度较高。根据近十年数据，公司资本开支完成情况与油价基本呈正相关，且 2019 年集 团母公司“七年行动计划”开始执行后，同油价水平下中海油的资本开支实际完成程度较 之前有所提高。2019 年，集团母公司积极推进七年行动计划，中海油的资本开支实际完成 度达到 114%；2020 年，受疫情影响，中海油实际资本开支完成度为 94%，但 2016 年同 低位油价下的资本开支完成度仅为 82%。在景气回升+政策加码背景下，2021 年中海油完 成资本开支 887 亿元，完成度 99%，高于 2018 年同油价水平下的资本开支完成度 （89%）。

在母公司七年行动计划及国家增储上产目标推动下，中海油持续增加资本开支，实现了油 气产量不断提升。

原油板块：2020 年，在全球原油供给下降的形势下，公司原油年产量逆势增长 2%至 4.2 亿桶 。2021 年，在国内增储上产及集团母公司“七年行动计划”推动下，公司原油年产量同 比增长 8%。整体来看，公司原油业务核心集中在国内地区。2021 年，公司国内原油产量 占比 69%。具体来看，公司在国内的业务集中在渤海和南海东部地区，海外业务则较为分 散 。

天然气板块：在气候变化日益严峻和低碳环保日益严格的情形下，中国天然气市场规模快 速增长，公司持续加大天然气领域内的投资力度，加强天然气田的勘探、开发和生产活动。 2012-2021 年，公司的天然气年产量由 4062 亿立方英尺增长到 7006 亿立方英尺，总增幅 达 72%。整体来看，公司的国内天然气产量占比逐步增大，海外天然气产量保持稳定。具 体来看，公司在国内的天然气生产业务主要集中在南海西部和南海东部地区，海外地区的 天然气生产分布较为均匀。

公司在油价和政策双重利好下，继续加大增储上产力度。2021 年，公司的油气产量为 573 百万桶油当量。到 2022年，公司的油气净产量目标将为 600-610百万桶油当量，其中中国 约占 69%、海外约占 31%。2023-2024 年，公司油气净产量将分别达 640-650 百万桶油当 量和 680-690 百万桶油当量，其中中国约占 65%、海外约占 35%，海外产量占比提升。未 来三年，公司的净产量增速预计在 6-7%左右。到 2025 年，公司计划日产量目标达到 200 万桶油当量，年度净产量目标达 730 百万桶油当量，油气产量增长将带动公司业绩规模进 一步扩大。

积极推动新产能进度，深挖增产潜力。2021 年 Q4，曹妃甸 11-6 油田扩建、垦利 16-1 油 田、陆丰油田群区域开发、英国 Buzzard 二期四个新项目已投产。2021 年公司公布的 19 个新项目中，剩余锦州 31-1 气田、垦利 6-1 油田 4-1 区块开发项目、旅大 4-2 油田 4-3 区 块、旅大 5-2 北油田四个项目将于 2022 年继续加紧建设。2022 年预计公司有 13 个新项 目投产，主要包括中国的渤中 29-6 油田开发、垦利 6-1 油田 5-1、5-2、6-1 区块开发、恩 平 15-1/10-2/15-2/20-4 油田群联合开发和神府南汽田开发以及海外的圭亚那 Liza 二期和 印度尼西亚 3M（MDA、MBH、MAC）项目等，为实现公司未来产量目标提供有力支持。 项目全部投产后能够为公司贡献最大 20 万桶/天的产量，为公司中长期产量增长务实基 础。截至 2022 年 4 月，圭亚那 Liza 二期和涠洲 12-8 油田东区开发项目已投产。

三、油价：资本开支不足，油价开启上行周期

2.1 资本开支增长有限，原油供给趋于紧缺

全球原油持续处于去库存阶段。OECD 库存降至过去 10 年低点，去库速度 50 万桶/日左 右。截至 2022 年 4 月，美国原油总库存（商业原油+战略储备原油）已低于 10 亿桶，是 近十年最低点。自 2021 年下半年以来，美国多次释放战略原油，2021 年 11 月，美国释放 5000 万桶；2022 年 3 月 1 日，国际能源信息署 IEA 宣布释放 6000 万桶战略原油，其中美 国占 3000 万桶；2022 年 3 月 31 日，美国宣布将从 5 月起累计释放原油 1.8 亿桶，目前， 美国战略原油库存已处历史低位，若按 100 万桶/日速度持续释放 6 个月，那么美国战略库 存将达到 1982 年美国建库以来历史低点，进一步释放能力有限。

2015-2021 年全球原油上游投资不足，导致当下原油供应紧张。2021 年油价回暖并未带动 上游资本开支积极性。2020 年，新冠疫情冲击国际油价，全球上游资本支出较 2019 年收 缩 1490 亿美元，同比减少 31%。2021 年，全球经济复苏支撑油价高位运行，全球上游计 划资本开支较 2020 年增加 250 亿美元，同比上涨 7.7%，但是仍明显低于 2019 年水平。

2022 年油价进一步上涨，我们统计了 6 家国际石油巨头和 5 家美国大型页岩油公司大多都 增加了资本开支，但是 2022 年资本开支计划较 2021 年平均仅增长了约 24%，仍明显低于 2019 年疫情前水平。对应到 2022 年产量计划有增长，但是产量增幅有限，且低于资本开 支增幅。

我们认为，在新旧能源结构转型过程中，2025 年后原油需求或将达峰，如果现在加大力度 投资，传统油田开发生产周期需 3-5 年，投产后需求反而下降，传统原油项目长期回报率 存在不确定性。因此，欧洲系石油巨头公司转向在可再生能源等新能源领域加大投资，向 综合型能源公司转型，甚至像 BP 和壳牌计划未来 10 年持续降低原油产量。而美国系石油 巨头仍聚焦于油气生产，但要加大低碳领域投资，抬高了项目成本，提高了收益率门槛， 埃克森美孚和 Chevron 也预估未来市场风险增加，包括国际政治问题和疫情等不确定性因 素的影响，这也使得油公司在计划未来资本支出有增加，但对应产量增速有限。而对于页 岩油，高油价下美国页岩油盈利性增强，美国页岩油公司资本开支增加，但在投资者的压 力下，公司更注重现金流和分红，资本开支一方面用于打新井弥补老井衰减和应对油田成 本膨胀，另一方面用于产量增长，总体来看，产量增速有限。另外，环保政策、ESG 等也 使得页岩油公司所处的经营环境更为苛刻。

2.2 冲击：俄乌冲突加剧原油供应紧张

俄乌冲突进一步加剧了紧张程度，是这一轮国际油价大涨的催化剂和导火索。俄罗斯是全 球油气资源的重要供应国，2021年平均原油产量 1000万桶/日，平均出口量 500万桶/日。 2020年，出口到OECD欧洲成员国的石油占俄罗斯总出口量的一半。欧盟计划对俄罗斯实 施第六轮经济制裁，主要制裁内容包括银行和石油，此举将进一步限制俄罗斯石油出口。

由于资本开支不足，当前俄罗斯的原油储量处于历史相对低位水平，俄罗斯仅维持现有油 田产能，在 2021.12-2022.2 已连续 3 个月未增产，战争前俄罗斯原油产量已经触及产能瓶 颈。俄乌冲突后，2022 年 3 月俄罗斯原油产量开始下降，包括 BP、壳牌等多家石油公司 退出俄罗斯市场，俄罗斯上游资本开支将进一步出现下降，导致原油产能和实际产量也会 下降。

2.3 OPEC+联盟增产不及预期，供给弹性下降

OPEC+决议温和增产，原油供给逐步回升。根据目前的增产规则，OPEC-10 成员国在 2022 年 1~9 月的增产量约为 230 万桶/日，加上俄罗斯等非 OPEC 国家的增产量约为 130 万桶/日，整体 OPEC+联盟在 2022 年 9 月相比 2022 年初可增加原油产量 360 万桶/日。

OPEC+联盟内部出现分化，2022 年增产目标实现难度较大。沙特和阿联酋具有增产能力， 但是希望维持高油价，拒绝加快增产速度，而对于俄罗斯、安哥拉、尼日利亚等国已经出 现多次增产不及目标甚至产量下降的情况，想增产却无力增产。

中长期看，沙特和阿联酋的剩余能力也有限，虽然沙特阿美计划加大资本开支新开发油田， 但是未来 5 年计划要把原油产能从 1150 万桶/日增加至 1300 万桶/日，每年计划产能增量 仅为 30 万桶/日，原油供给弹性下降。

对于不参与减产联盟的 3 个 OPEC 成员国，利比亚近 3 年从战争中逐步恢复，原油产能和 产量随之提升，但剩余产能几乎用完。委内瑞拉在过去 5 年内的产能由从 300 万桶/日急速 下滑到 50 万桶/日，这主要受美国制裁、国内政治及经济压力影响，上游资本开支几乎为 零，增产能力非常有限。委内瑞拉可作为一个在没有资本开支情况之下，产能衰减速度的 典型证明。伊朗目前拥有剩余产能 100 万桶/日，我们认为如果伊朗制裁被解除，会加剧短 期油价波动，但不能改变原油供应长期紧缺的趋势。

2.4 美国原油供给逐步恢复，但增幅有限存瓶颈

近两年美国原油供给恢复缓慢。截至 2020 年疫情之前，美国原油产量已达到了 1300 万桶 /日，超过沙特和俄罗斯成为第一大原油生产国。在 2020-2021 年间，美国原油生产的恢复 速度缓慢。目前，美国原油产量约 1160 万桶/日，页岩油总体产量约 860 万桶/日，占美国 原油总产量的 74%左右。

疫情冲击下，页岩油公司利用库存井维持生产。从2020年下半年油价回升开始至今，美国 油气公司没有充足的资金支持新井挖掘，美国页岩油企业优先选择单产高区块，另外加大 对库存井（DUC, Drilled but Uncompleted）的完井操作，完井率最高超过 200%，库存井 数量大幅下滑，但也只是使得新增页岩油产量能够对冲其他老井的衰减量，维持页岩油产 量的稳中略增。

优质库存井损耗严重。2020 年，美国单井产量达到 100 桶/天的油井只占总油井数量的 7%，这些油井却生产着全美 70%以上的页岩油。油井产量小于 10 桶/天占比高达 80%， 生产遵循 2-8 定律。根据这一规律，美国很多库存井的单井日产量较低，疫情期间页岩油 公司为降低成本开发了大量单井日产高的优质库存井，相比总库存井情况，优质库存井下 降幅度将更大。

2020 年疫情期间，为压降成本，页岩油公司加大对优质地区油井的开发，导致单井产量大 幅提升。2021 年初至 2022 年初，随着钻机活跃度提高，美国页岩油主要产区的日均单井 产量从高峰 1400 桶/天持续下降至 1100 桶/天，新增油井日产能力下降。油气公司需要更 高的成本加快打新井，弥补过去优质油井的消耗，来实现增产。

高油价激发页岩油公司加大生产意愿，但资金才是限制页岩油增产的最核心因素。根据达 拉斯联邦储备银行 2022 年 3 月 23 日发布的对 82 家美国页岩油公司 2022 年 1 季度调 查，有多个因素正限制着页岩油在高油价下的增产能力，从重要性来看，投资者的资本约 束压力影响最大占到 59%， 人力物力供应链紧缺占到 15%，ESG 占到 11%，缺乏融资渠 道占到 8%，而政府法规影响力最小仅占到 7%。

根据美国达拉斯联邦储备银行 2022 年 3 月 23 日发布的针对 82 家页岩油公司的调查， 2022 年，大型页岩油公司原油产量占全美的 80%以上，预计增产速度中位数为 6%，小型 页岩油公司表现出更为积极的增产意向，预计增产速度中位数为 15%。根据调查结果可以 大概估算美国页岩油公司在 2022 年的原油产量增长 8%，2021 年美国原油产量约 1110 万桶/日，2022 年原油增量约为 88 万桶/日。

根据美国能源信息署 EIA 发布的 2022 年 4 月报，EIA 预计 2022 年美国原油增产 88 万桶/ 日，与达拉斯联储调查结果基本匹配，与 2018-2019 年每年快速增产 150 万桶/日相比， 美国原油逐步恢复增产，但是产量增幅有限。

长期来看，据 EIA 2022 年 3 月发布的长期展望预测，EIA 预计美国将在 2025 年达到 1350 万桶/日的产量瓶颈，此后出现衰减，主要是存在投资规模、技术瓶颈、操作成本上 升、资源区块质量、管输基础设施等问题。因此，美国页岩油增产能力长期来看也有限， 且存在瓶颈。

2.5 高油价下全球原油需求增速放缓，但仍将继续增长

2020 年由于新冠疫情的爆发，全球经济受影响严重，全球原油需求相比 2019 年大幅下降 约 900 万桶/日，2021 年原油需求快速恢复 550 万桶/日左右，根据 IEA 2022 年 4 月报预 计，考虑到俄乌战争、高油价对需求恢复的抑制和中国疫情的影响，2022 年原油需求恢复 速度将从 350 万桶/日降至 220 万桶/日左右，到 2022 年末，全球原油需求将回到疫情前水 平。

国际货币基金组织 IMF 于 2022 年 4 月 19 日公布了未来经济增速的最新展望。全球：将 2022 年经济增速预测从 4.4%降到 3.6%，将 2023 年从 3.8%降到 3.6%。美国：将 2022 年从 4.0%降到 3.7%，将 2023 年预测从 2.6%降到 2.3%。亚洲新兴和发展中经济体：将 2022 年从 5.9%降到 5.4%，将 2023 年从 5.8%降到 5.6%。俄罗斯：将 2023 年从增长 2.1%降到萎缩 2.3%。

我们将全球原油需求增速/全球 GDP 增速定义为“全球原油需求/GDP 弹性系数”，2000- 2019 年期间弹性系数在 0.25-0.90 之间，这 20 年平均值为 0.52，2020 年全球经济下滑， 但由于疫情对交通领域冲击更大，弹性系数高达 2.38，2021 年随着交通、化工等领域用 油持续修复，弹性系数降低至 0.96。

考虑到 2022 年处于疫情后修复阶段，我们预计弹性系数将进一步降低至 0.7 左右，根据 对 IMF 对全球 2022 年经济增速预测从 4.4%降至 3.6%，我们预计 2022 年全球原油需求 增速将从 3.08%下滑至 2.52%，对应 2022 年原油需求增量为 250 万桶/日，下调了 60 万 桶/日。

考虑到 2023-2025 年全球经济将基本恢复至疫情前水平以及全球能源消费结构石油比例将 逐步下降，我们预计 2023-2025 年原油需求/GDP 弹性系数将逐步回落 0.5 以下，低于 2000-2019 年中枢水平。根据对 IMF 对全球 2023 年经济增速预测从 3.8%降至 3.6%，我 们预计 2023 年全球原油需求增速将从 1.9%下滑至 1.8%，对应每年原油需求增量约 150 万桶/日左右。

总体来看，产能周期引发能源大通胀，继续看好原油等能源资源的历史性配置机会。我们 认为，无论是传统油气资源还是美国页岩油，资本开支是限制原油生产的主要原因。考虑 全球原油长期资本开支不足，全球原油供给弹性将下降，而在新旧能源转型中，原油需求 仍在增长，全球将持续多年面临原油紧缺问题，2022 年国际油价迎来上行拐点，中长期 来看油价将长期维持高位，未来 3-5 年能源资源有望处在景气向上的周期，继续坚定看好 本轮能源大通胀，继续坚定看好原油等能源资源在产能周期下的历史性配置机会。（报告来源：未来智库）

四、未来：环境约束趋紧，探索低碳转型

4.1 低碳减排提上日程，能源转型方兴未艾

国际石油公司纷纷涉足低碳领域，并分化出了两种转型策略。一种是以欧洲石油公司为代 表的向“综合服务能源商”转型路径，即将提高新能源业务比重。如 BP 在未来十年内将 石油天然气日产量降至 2019 年的六成，同时增加非石油和天然气业务投资。壳牌重新平 衡其业务组合，提高可再生能源投资。道达尔将把 LNG 和可再生能源及电力作为公司两大 支柱业务。另一转型策略是以美国石油公司为代表的“仍以传统业务为重”方向，相较于 欧洲石油公司，美国公司更为保守谨慎，如埃克森美孚和雪佛龙更注重提高原有业务效率 和脱碳，雪佛龙强调投资可再生能源是为服务其核心传统油气业务，埃克森美孚则倾向于 利用生物燃料和碳捕获、利用和封存技术（CCUS，即 Carbon Capture, Utilization and Storage）减少油气生产碳排放。

总体来看，在转型过程中，石油公司一方面需要发展脱碳技术并加大天然气业务占比延长 传统业务寿命，实现能源的顺利过渡，另一方面，石油公司也需拓展新能源业务来提高抗 风险能力。

4.2 高碳向零碳过渡，天然气迎来发展机遇

2020 年，中国在疫情爆发后快速复苏，CO2排放量达到 99 亿吨，占全球排放量的 31%， 相比 2019 年同比增长 1%，但全球大多数国家受疫情影响碳排放量同比下降 6%，中国碳 减排任务艰巨。但从中短期来看，新能源布局尚需时间，在保障国家能源安全下，煤炭、 石油和天然气仍是主要依赖的能源。鉴于中国的矿产资源特点，煤炭在中国能源消费结构 中占据首要地位。2020 年，煤炭消费占能源消费总量的 57%，石油消费占能源消费总量 的 19%，天然气占能源消费总量的 8%。为满足国家发展和不断增长的能源需求，天然气 在能源消费结构中的比例将逐渐增加。

天然气在未来很长一段时间都将发挥着巨大作用。一方面，天然气比煤炭和石油的二氧化 碳排放强度小，另一方面，天然气是目前全球范围内比较稳定的清洁能源，在解决风电、 光伏发电存在的间歇式、不稳定问题方面也可以发挥重要作用。天然气在世界能源供应中 占据愈加重要的地位。据 IEA 统计，天然气在世界能源供给中占比由 1973 年的 16%上升 至 2019 年的 23%，而石油占比则由 46%大幅下降至 31%。同时，多家国际石油公司增加 了天然气业务占比，道达尔计划在 2020-2030 年间将天然气产量占比由 2019 年的 40%提 升至 50%，并计划在 2025 年之前将液化天然气运营能力扩大到 5000 万吨/年，壳牌提出 到 2025 年液化天然气产能将新增 700 万吨/年。

相比石油，我国天然气资源较为丰富，天然气储采比逆全球之势上涨。在能源转型和国家 能源安全战略指导下，我国天然气储采比在 2016 和 2019 年经历两次跃升，在全球天然气 储采比总体下降的大趋势下实现逆势上涨，在世界范围内也处于领先水平，2020 年我国天 然气储量寿命为 43 年，接近全球水平（50 年），大幅高于美国水平（14 年）。从资源分布 角度来看，我国海上天然气储量丰富，拥有海域天然气水合物资源量约 800 亿吨油当量 （约合 928.56 亿立方米），经过钻探验证圈定了 2 个千亿方级矿藏；我国也是全球首个海 域可燃冰试采获连续稳定气流的国家，并实现海域连续稳定产气 60 天，累计产气量超 30 万立方米。

天然气作为清洁能源，其消费量呈现不断增长趋势。2021 年，中国天然气表观消费量为 3726 亿立方米，较上年同比增长 13%。面对不断扩大的中国天然气市场，公司积极扩大 天然气投资生产，近几年天然气产量稳步提高，收入占总营收比重大幅提升。2012-2021 年，公司天然气产量仅占国内总产量的 10%，海上天然气资源丰富，公司还有更大的开发 生产空间。到 2025 年，公司计划将天然气产量占油气总产量比重提升到 30%。

2021 年，海南陵水海域内，世界首座十万吨级深水半潜式生产储油平台“深海一号”能源 站完成 3 项世界级创新，标志着公司国内海洋油气勘探开发实现了向超深水领域的历史性 跨越。公司首个大型深水自营气田陵水 17-2 项目（“深海一号”气田）投产，将在连续 10 年内提供 30 亿立方米天然气/年，并助力实现南海天然气资源的规模、高效动用。陵水 17- 2 气田位于琼东南盆地北部海域，水深约为 1560 米，是公司在中国海域自营深水勘探的第一个重大油气发现，天然气探明地质储量超千亿立方米，展现了中国南海深水区域的巨大 潜力。2022 年，以“深海一号”为重要枢纽，公司将聚焦宝岛 21-1 气田、莺歌海气田周 边滚动勘探等四大关键项目，推动南海万亿大气区建设从蓝图变为现实。

此外，2019 年，公司收购了中联公司 100% 股权，计划拓展在中国陆上煤层气资产布局。 2021 年，神安管道主体完工贯通，促进陆上非常规气开发。2022 年，公司重点推进陆上 非常规天然气田项目“神府南气田”的建设，该气田高峰产量将达 160 万立方米/天（9500 桶油当量/天），公司天然气供给能力不断提升。

4.3 依托优势发力，公司加码海上风电

碳中和背景下，海上风电将成为推动能源结构转型及全球低碳经济发展的重要力量。风能 发电指将风的动能转化为电能的能量转化形势，具备分布广、储量大、清洁环保、可再生 等优势。海上风电即利用海上风力资源发电，相比陆上发电的稳定性更强、发电功率更 大。当前，欧洲地区已建成多个大规模海上风力发电设施，我国风力发电投资规模也在快 速扩张。截至 2021 年，全球风电装机量达到 825GW，其中海上风电装机量占比仅有 7%，未来仍有较大开发空间。

我国风能资源丰富，海上风电优势明显。我国大陆海岸线漫长曲折，近海区域风能资源丰 富，沿海城市可就近充分利用风电资源，特别是江苏等地沿海、滩涂及近海具有开发风电 的良好条件。此外，我国陆地风能资源分布与现有电力负荷并不匹配，沿海地区电力负荷 大，但可利用的陆地风能资源少；北部地区风能资源丰富，但远离电力负荷中心，电网建 设成本较大。因此，海上风电将成为未来我国能源结构的重要组成部分，其发展潜力巨 大。

我国海上风电起步较晚、规模较小，具备发展潜力。2011-2021 年，欧洲海上风电累计装 机容量由 3.5GW 增长至 27.8GW，占欧洲风电总装机量占比由 3.74%增加至 12.53%，年 均复合增速为 23%。中国海上风电市场在 2015 年以后迅速发展，2021 年，中国海上风电 装机总量 26.39GW，较 2020 年增长 194%，占中国风电总装机量的 8%。目前，我国海 上风电装机规模绝对量已接近欧洲，但海上风电占风电总装机比重仍远低于欧洲市场，具 有较大发展空间。

造价成本显著下降，未来风电增长潜力巨大。IRENA 2019 年《Future of wind》报告预 计，全球陆上风电总安装成本将从 2018 年的平均 1497 美元/kW 下降至 2030 年的 800- 1350 美元/kW，到 2050 年将降至 650-1000 美元/kW 范围内。海上风电总安装成本将下降 至 2030 年的 1700-3200 美元/kW，到 2050 年将处于 1400-2800 美元/kW 之间。到 2050 年，全球陆上风电平均度电成本预计降至 0.02-0.03 美元，海上风电平均度电成本预计降 至 0.03-0.07 美元。

未来 20 年，全球海上风电市场规模将大幅增长。随着政策目标推进和技术成本下降，IEA 预计 2040 年全球海上风电装机容量将较 2018 年增加 15 倍，其中欧盟装机容量将由 2018 年的 19GW 增长到 2040 年的 127GW，中国装机容量将由 2018 年的 4GW 增长至 2040 年的 107GW。未来 20 年内产业规模将达到 1 万亿美元，与同期天然气和燃煤产能资本支 出相当，海上风电占全球可再生能源发电站投资的 10%左右。

自提出中国碳达峰目标及碳中和愿景以来，各地政府反应迅速，积极推进海上 风电发展。全国范围内政府及相关机构相继推出积极的海上风电规划和补贴政策，全国各 地正加快海上风电建设，持续推进各项利好政策落实，加快协调项目建设实施。海上发电 将成为新能源发电新的增长极，市场迎来景气时期。

重启海上风电计划，公司迈出转型步伐。早在 2006 年，公司就开始提前布局海上资源， 子公司中海油新能源投资有限公司成立后的三四年时间内，在风电、动力电池、生物质能 和光伏等新能源领域投资超百亿。但受政策变化影响，2013 年后中海油聚焦油气业务，海 上风电等新能源业务暂缓。2018 年，环保政策趋严，中海油重启海上风电计划，2019 年，中海油融风能源有限公司成立，2020 年以来，公司对海上风电领域投资加大，取得一 定成果。公司首个海上风电项目——江苏竹根沙（H2#）项目在 2020 年 9 月实现首批机组 并网投产，2021 年 10 月实现全容量投产，项目规划装机容量 300 兆瓦，计划在海上建设 67 台风机，接入江苏省电网后，年上网电量约 8.6 亿千瓦时。与同样发电量的常规燃煤火 电机组相比，可节约标准煤 27.9 万吨，减排二氧化碳 57.1 万吨。2020 年 4 月，公司获得 广东汕头项目开发权，项目总装机容量为 100 万千瓦，目前正在前期准备阶段。

盈利预测

盈利预测重要假设

（1）原油板块：

价格： 2022 年油价开启向上景气周期，油价长期高位运行，中枢持续抬升。

销量：在增储上产和国际油价支撑下，公司原油产量将持续增长，按照公司 2022年战略展 望公布的产量目标，我们预计 2022-2024 年原油产量增速分别为 4.3%、6.6%和 6.2%。

（2）天然气板块：

价格：2021 年欧洲能源危机推高天然气价格，我们预计 2022-2024 年伴随能源结构转型， 天然气需求将不断增加，天然气价格将持续上涨。

销量：未来公司计划加大天然气产量占比，根据公司 2022 年战略展望，我们预计 2022- 2024 年天然气产量增速分别为 14%、6.6%和 6.2%。

（3）油气成本：

公司桶油成本主要包括作业费用、折旧摊销、含弃置费、销售及管理费和除所得税以外的 其他税金 5 个部分，分别根据不同成本特征及历史数据进行预测。考虑到油价上涨，作业 费用和除所得税以外的其他税金小幅上涨，假设 2022-2024 年桶油成本为 32.37、33.27 和 34.51 美元/桶。

（4）石油特别收益金：

以我们预估的公司原油平均实现价格为基础，根据我国制定的石油特别收益金征收规则， 对公司 2022-2024 年要缴纳的石油收益金进行预测。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）