海外石油产量方面，南美地区已成为公司海外石油贡献主力，亚洲和北美保持稳定，非洲和欧洲地区产量衰减。
储量方面： 从储量结构来看，国内渤海和南海地区一直以来都是中海油的主要增储上产基地，2013 年收购尼克森后加拿大 油砂储量并表，2019 年圭亚那 Liza1 期投产并在此后持续取得新发现，截至 2023 年，渤海、南海、加拿大、 南美洲（主要是指巴西和圭亚那）为中海油的四个主要储量分布区域，分别占总储量的 31%、27%、15%、 12%，合计占比 85%。
具体来看，中海油国内石油储量主要集中在渤海，随着深水油田勘探开发核心技术突破，近两年南海东部石油 储量呈现上升趋势。中海油国内天然气储量主要集中在南海西部，近 5 年南海东部和陆上煤气层探明储量上升 趋势明显。海外方面，由于油砂生产成本较高，油价波动对于加拿大石油储量的边际影响较大，如 2016 年油价 下跌下加拿大油砂储量由 2015 年的 800 百万桶迅速降至 300 百万桶。海外天然气储量主要集中在印度尼西亚 地区。
中海油油气增储主要依赖于扩边与新发现。2013 年收购尼克森导致石油储量出现大规模上涨，2017 年油价回 升导致储量大幅上修，2019 年后中海油新发现、储量上修以及提高采收率均带来了持续的储量提升。2020 年 油价下跌并未导致公司储量下修，说明公司资源质量较 2015-2016 年上一轮低油价时期有明显改善。中海油天 然气储量增长主要依赖于新发现和扩边。
中海油未来储量接续能力较好。近两年中海油石油未开发储量占比稳定在 50%左右，增储和上产同步进行。随 着对陆上深煤层气和南海深水气田加大开发力度，近两年中海油天然气开发储量明显提升，未开发储量占比降 至 40%。
产量方面： 过去 10 年，中海油油气产量维持增长趋势，原油产量占比高。个别年份如 2016-2017 年出现产量小幅下滑， 主要原因为油价低迷导致公司资本开支投入有限。2019 年后，受“油气增储上产七年行动计划”影响，公司油 气产量增速稳定在 5%以上。产量结构方面，中海油的原油:天然气=8:2，海外原油:国内原油=3:7，海外天然气: 国内天然气=2:8。
相比储量，中海油的产量区域集中度较低。分区域来看，渤海、南海、海外南美洲（主要是指巴西和圭亚那）、 亚洲、加拿大、北美洲为中海油的油气主产区，分别占总储量的 33%、33%、8%、5%、5%、4%，合计占比 88%。
我们对公司海内外油气产量变化做了具体的回溯： 国内石油产量方面，渤海区域是贡献主力，南海东部地区石油产量增速较快，东海地区受资源禀赋、技术及政 治因素影响，开发程度有限。2019 年后，我国渤海地区和南海东部地区石油产量稳定上升，其中，渤海地区主 要受益于众多新油田投产和老油田二次开发调整，南海东部地区主要得益于流花油田群、陆丰油田群、恩平油 田群项目的先后投产。
国内天然气产量方面，南海地区为贡献主力，特别是南海西部地区为上产主力，2022 年后陆上天然气产量贡献 加大。随着东方气田群、文昌气田群、陵水 17-2 气田群（深海一号一期）等项目逐步投产，我国南海西部地区 天然气产量迅速增长，截至 2023 年已成为中海油国内天然气主力产区。南海东部地区流花气田也稳定贡献产 量。2019 年中联煤注入中海油有限公司，随后公司陆上煤层气产量快速提升，主要产区位于陕西神府和临兴， 随着深煤层气的勘探开发技术突破，2024 年公司计划投产神府和临兴深煤层气项目，或将贡献合计 2.2 万桶/天 的天然气产量当量。
海外石油产量方面，南美地区已成为公司海外石油贡献主力，亚洲和北美保持稳定，非洲和欧洲地区产量衰减。 2019 年后，圭亚那 liza 油田和巴西 Mero 油田先后投产，截至 2023 年南美地区已跃居成为公司海外产量贡献最 大的地区。此外，亚洲、北美洲地区产量保持稳定。2019 年尼日利亚 OML130 区块 Egina 油田投产带动公司海 外产量大幅提升，但随后 OML130 区块 Akpo 油田自然递减、Egina 油田受 OPEC 限产影响、自然衰减以及公 司与尼日利亚的石油合同进入到后面的利润分成期，公司在尼日利亚的石油产量不断下滑，后续 OML130 区块 作业者道达尔计划继续开发 Preowei 项目，OML139&154 区块作业者埃克森美孚计划继续开发 Owowo 项目， 有望使得中海油在非洲地区的石油产量回升。公司在欧洲地区的石油权益主要集中在英国北海（2013 年收购尼 克森后获得），受北海油田 buzzard 产量持续衰减影响（从 2015 年的 7.2 万桶/天下降至 2023 年的约 2.2 万桶/ 天），公司在欧洲的石油产量也出现持续下降，但 2021 年 11 月 Buzzard 二期投产一定程度上减缓了公司在北海 地区权益产量的下滑速度。
海外天然气产量方面，公司海外天然气主产区集中在亚洲、大洋洲和北美洲，北美洲和大洋洲产量稳定，印尼 为未来主要增产贡献区。其中，公司在亚洲印度尼西亚主要有马杜拉海峡和东固两个天然气开发生产区块，截 至 2023 年马杜拉海峡区块内 3M 气田合计 31.3 亿方产能已建成，MDK 气田和 MBF 气田开发也在准备中，东 固液化天然气项目二期一阶段投产，二期处于 FEED 设计阶段，未来公司在印尼天然气产量或将进一步提升。 大洋洲区域，公司拥有澳大利亚西北大陆架液化天然气项目 5.3%的权益。北美洲区域，公司分别持有美国陆上 页岩油气项目 Eagle Ford 和 Rockies 项目 26%和 13%权益。2013 年中海油收购尼克森，尼克森拥有加拿大不 列颠哥伦比亚省西北的 Horn River、Cordova 及 Liard 盆地页岩气资源，但受当时天然气价格低迷以及 2017 年 中海油终止加拿大 LNG 出口项目影响，公司在加拿大天然气产量下滑。欧洲和非洲面临和石油相同的产量下降 问题。
从公司近 10 年新增投产项目来看： 国内，2020-2021 年为中海油国内项目集中投放期，受国内增储上产政策推动，公司在低油价时期积极储备开 发项目，油田上产后及时享受到高油价红利。分区域看，2020 年至今渤海地区每年新项目（包括二次开发调整 项目）较多，渤海地区作业水深仅 10-30 米，挖掘浅水区老油田增长潜力和新油田开发潜力有利于降低公司平 均桶油生产成本。南海东部地区为近几年公司石油产量新的增长点，近年来投产了流花、陆丰、恩平等油田群。 南海西部地区大气田投产也使得公司天然气产量占比提升，2024 年公司着力开展陆上深层煤层气开发，或为公 司天然气产量增长提供助力。
海外，尼日利亚、圭亚那和巴西是主要新增项目区域。2019 年，尼日利亚 OML130 区块的 Egina 油田投产， 2022-2023 年为南美地区巴西和圭亚那的新增项目集中投放期，公司海外产量占比有所提升。未来，我们预计 海外主要产量贡献区仍以南美地区为主。
对于公司未来产量指引： 2024 年公司目标油气产量为 700-720 百万桶，目标产量中枢较 2023 年增长 5.19%，考虑公司产量基数不断扩 大叠加油田自然衰减，2024 年相比 2023 年 8%以上的产量增速有所放缓。2024 年公司新项目 13 个，合计新增 权益油气产量 20 万桶/天，国内项目增量占比 87%。 2025 年为中海油集团七年行动计划收官之年，公司目标产量 780-800 百万桶，目标产量中枢同比增速达 11.27%，海外产量占比计划同比提升 2 个点至 33%。 2026 年公司目标产量为 810-830 百万桶，目标产量中枢同比增速 3.8%，进入稳定增长阶段，海外产量占比计 划同比提升 1 个点。
从公司公布的最新三年产量滚动目标，以及公司未来规划项目可以发现，未来中海油的油气生产会出现两个方 面的变化：1）油气产量结构变化。2）海内外产量结构变化。 1、天然气产量占比逐步提升，主要贡献区域为南海西部和陆上深层煤层气。2024 年，深海一号二期计划投产， 气田所在南海海域水深在 890m~970m，建成后高峰年产气量 15 亿立方米，有利于推动南海万亿方大气区 建设。同年，神府和临兴深层煤层气项目也计划投产，高峰权益产量贡献为 2.2 万桶/天。同时公司也在积极推进勘探开发一体化，重点落实神府储量区，陆上非常规天然气再增千亿方储量工程。 此外，公司储备项目还包括渤中 19-6 凝析气田开发项目，该项目为渤海首个大型、整装凝析气田开发项目， 发现于 2019 年，水深约 20 米，探明天然气地质储量超 2000 亿方，探明凝析油地质储量超 2 亿方，1 期在 2023 年建设完成，其高峰产量 3.7 万桶/天，后续有望继续贡献更多的天然气增量。宝岛 21-1 气田储备项 目，为 2022 年发现的中国首个深水深层大气田，探明地质储量超过 500 亿立方米。另外，惠州、东方、陵 水等大型气田相关区块也在陆续计划开发投产中。
2、海外油气产量占比逐步提升，主要贡献区域来自南美洲。公司 2024 年战略展望中公布了未来主要新项目， 我们将目前较为明确的项目做了梳理（除加拿大长湖 K1B 外），2025 年或将迎来海外投产高峰，权益高峰产量 为 22 万桶/天，其中乌干达阿尔伯特湖项目、圭亚那 yellowtail 项目或贡献主要权益增量合计约 13 万桶/天，巴 西项目受权益占比较低影响贡献有限。
3、除了海外新项目投产外，公司国内大型油田储备项目值得期待，主要区域仍以渤海为主。公司近年发现的 渤中 26-6 油田、渤中 13-2 油田、垦利 10-2 油田均为探明地质储量超亿吨的大型油田，有望后续为公司增储上 产提供持续动力。此外，渤海油田非常规稠油探明储量超 6 亿吨，占渤海总探明地质储量的 14.5%，后续旅大、 锦州油田也将使用稠油热采技术进行开发投产。
基于以上中海油的储量和产量可得数据，对于估值方法的选择上，我们认为： 1）加拿大和南美洲地区（主要指巴西和圭亚那）储采比超过 15，区块尚属于开发早期，考虑到储采比较高的 区块未来很可能会进入增产上产阶段，较难预测未来产量增速及递减周期。同时考虑北美及南美地区交易活跃， 可采取单位储量可比交易估值计算（对比销售法）。 2）南海、渤海、亚洲、北美洲等地区储采比在 5-10，未来或可保持稳产。大洋洲以天然气为主，储采比虽低， 但近几年仍保持稳产。非洲、欧洲储采比小于 5，或进入递减阶段。两种均或可做产量曲线假设，采用现金流 折现方式估值。
