坐拥优质海洋资源，油气勘探龙头向全球迈。
国资委控股的油气勘探龙头，2022 年回归 A 股。中国海洋石油有限公司于 1999 年 8 月 在香港注册成立，并于 2001 年 2 月在香港联合交易所挂牌上市。 2022 年 4 月 21 日成功登陆上海证券交易所主板市场，成为沪港两 地上市公司。2023 年 6 月 9 日，公司在香港联交所的香港股份交易增设人民币柜台。中国海 油是国内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，截至 2024Q3， 中国海洋石油(BVI)公司持有公司 60.54%的股权，实控人为国务院国资委。
公司以油气销售为核心业务，其中石油贡献收入占该业务比近 9 成。中国海油是一家专 注于油气勘探、开发和生产的上游公司，同时积极发展海上风电等新能源业务进行绿色转型。 细分来看，油气销售板块贡献主要营收及毛利，2018-2023 年公司油气销售板块贡献营收从 1865.57 亿元上升至 3278.67 亿元，占总营收比重基本维持在 80%左右，进一步拆分油气销售板块，公司石油销售收入占总油气销售收入始终在 80%以上。贸易板块贡献营收从 358.3 亿元上升至 793.08 亿元，占总营收比重区间在 7%-20%不等。
坐拥中国海域优质油气资源，储量丰富夯实发展基础。根据《构建自立自强的海洋能源 资源绿色开发技术体系》，进入 21 世纪海洋石油特别是深水油气成为全球油气储量、产量的 主要增长点，近 10 年来全球约 65%-77%的新增油气储量来自海洋，全球年新增可采储量 40% 以上来自深海，其中 2012 年高达近 70%。我国深水油气勘探开发仍处于初期阶段，增储上产 前景广阔。据国家能源局，2023 年国内原油产量达 2.08 亿吨，其中海洋原油产量突破 6200 万吨，同比增产超 340 万吨，占全国原油增量比例达到 70%左右，丰富的海洋油气资源或成 为全球油气储产量最重要的接续之一。聚焦到上市公司，截至 2023 年末，公司在中国海域拥 有油气勘探面积约 20.84 万平方公里，占其在中国总勘探面积的 97%，储量丰富,资源优势明 显。同时，公司具备数十年的勘探开发经验，熟悉中国海域地质构造并具备从深水到超深水、 从南海到极地的全方位作业能力，2023 年中国海油在中国海域取得多项勘探成果，包括成功 评价渤中 26-6—渤海隐性潜山全球最大变质岩油田和开平南—南海深水深层首个亿吨级油 田，成功发现秦皇岛 27-3—渤海浅层亿吨级油田，进一步夯实了储量基础。
业务全球布局，海外油气资产占公司油气总资产约 44.6%。中国海油不仅以渤海、南海 西部、南海东部和东海为核心作业区域，经过 20 余年的全球化布局，其资产已遍及世界二十 多个国家和地区，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、英国、巴西、圭亚那和阿联酋等。截至 2023 底，海外油气资产占公司油气总资产 44.6%，海外净证实储量和海外净产量占对应总量比分别为 40.3%和 31.2%。
顺应绿色低碳趋势，公司加大国内海上天然气勘探开发力度，近三年天然气产量增速在 12%左右。公司坚持“油气并举，向气倾斜”的勘探策略，以建成南海、渤海、陆上三个万亿 大气区为指引，持续推进国内天然气勘探，未来几年，随着陆上非常规、“深海一号”气田二 期项目和渤中 19-6 等大型气田的上产，天然气产量占比有望进一步提高。公司也在 2024 年 中期业绩会上提到目标是 2025 年国内天然气产量占总油气产量超过 30%。2014-2023 年，公 司净证实天然气储量已经从 6730.80 十亿立方英尺提升至 9190.30 十亿立方英尺，天然气产量 从 11.90 亿立方英尺提升至 22.16 亿立方英尺，贡献营收从 172.19 亿元提高到 454.2 亿元，对 应在油气销售收入中的占比从 8%提高至 14%。价格方面，公司的天然气价格主要通过与客户谈判 确定。一般情况下，天然气销售协议为长期合同，一定程度降低了市场气价波动带来的影响，未 来随着公司天然气产量逐步增加，该部分业务营收有望同步向上。
积极培育海上风电项目，与主业形成协同效应。2023 年初，国家能源局印发《加快油气 勘探开发与新能源融合发展的行动方案》，强调统筹推进油气供应安全和绿色发展，在稳油增 气的基础上，加快行业的绿色低碳转型。因此，新能源亦成为中国海油发展新产业的重要方 向。公司提出每年资本开支的 5%-10%将用于海上风电，以保持与全球同步的能源转型的步伐。 同时到 2025 年获取海上风电资源 500-1000 万千瓦，装机 150 万千瓦；获取陆上风光资源 500 万千瓦，投产 50-100 万千瓦。截至 2023 年底，公司海上风电项目“多点开花”。中国首座深 远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，正式为海上油气田输送绿电。 投产后，年均发电量可达 2200 万千瓦时，节约燃料近 1000 万立方米天然气，减排二氧化碳 2.2 万吨。公司首个大型海上风电示范项目－海南 CZ7 海上风电示范项目一期，以及参股开 发的上海金山 30 万千瓦海上风电项目的开发工作正在有序推进。此外，陆上光伏业务稳步 推进，全面启动油气终端 10 个光伏建设项目，已累计投运 7 个项目，2023 年底终端光伏覆 盖率达到 70%。首个陆上集中式光伏项目－甘南合作市“牧光互补”项目已经成功并网发电，截 至 2023 年底，项目已生产绿电超 1100 万千瓦时。
中国海油锚定增储上产目标，高资本开支带动油气产量逐年提升。中国海油积极响应国 家能源战略号召,近几年维持高资本开支持续夯实增储上产资源基础。据官网披露，2016- 2023 年中国海油每年实际资本支出从 490 亿元上升至 1296 亿元，其中 2022 年和 2023 年实 际资本支出增速分别为 16%和 26%。公司预计 2024 年资本支出将达到 1250-1350 亿元，其中， 勘探、开发、生产资本化预计分别占资本支出预算总额的约 16%、63%和 19%。据公司公告， 2024 年上半年公司共完成资本支出 631.25 亿元，同比增长 11.7%，其中勘探、开发、生产资 本化分别占比 15%、64%、20%。得益于此，2019-2023 年，公司合计净证实储量由 4807.9 百 万桶油当量提升至 6402.6 百万桶油当量，5 年 CAGR 为 7.4%；油气净产量由 1330740 桶油当 量/天提升至 1801692 桶油当量/天，5 年 CAGR 为 7.9%。
储量基础行业领先。油气公司可持续发展的保障，主要体现在两个指标：储量寿命和储 量替代率。前者反映油(气)田年初剩余可采储量与当年产量之比，后者反映年度新增加的可 采储量与年产量的比值，越大表示储量接替情况越好。从储量寿命来看，2018 年至 2023 年， 中国海油始终将自身储量寿命保持在 10 年左右，储量替代率稳步提升，截至 2023 年中国海 油的储量替代率已达到 182%。
发布产量规划指引，海内外多项目投产打开未来成长空间。展望未来，中国海油在《2024 年度“提质增效重回报”行动方案》中提到，表示将以“稳定老油田、加快新油田”为方针， 推动老油田精细挖潜，保障在产油气田稳产增产。根据规划，2024 年净产量目标为 700-720 百万桶油当量，其中，中国约占 69%、海外约占 31%。2025 年和 2026 年公司净产量目标为 780-800 百万桶油当量和 810-830 百万桶油当量。具体去看，2023 年公司多个新项目成功投 产，包括中国海域的渤中 19-6 凝析气田 I 期开发项目、陆丰 12-3 油田开发项目、恩平 18- 6 油田开发项目以及圭亚那 Payara 项目、巴西 Buzios5 项目。2024 年公司亦有多个重点新 项目计划投产，包括中国的绥中 36-1/旅大 5-2 油田二次调整开发项目、渤中 19-2 油田开发 项目、深海一号二期天然气开发项目、惠州 26-6 油田开发项目和神府深层煤层气勘探开发 示范项目以及海外的巴西 Mero3 项目，将有力支撑产量的增长。据中国海油官网，2024 年四 季度已有多个项目安全投产：2024 年 10 月 31 日，公司宣布巴西 Mero 3 项目安全投产；2024 年 11 月 6 日，公司宣布加拿大长湖西北项目已安全投产；2024 年 12 月 2 日，公司宣布惠州 26-6 油田开发项目投产；2024 年 12 月 3 日，公司宣布锦州 23-2 油田项目已投产。
坚持成本管控，近十年桶油成本降幅明显。早在 2014 年初，中国海油便前瞻性地开展 以“质量合格率 100%，成本下降 10%，利润总额提高 10%”为目标、以提质增效为核心的“质 量效益年”活动。参考国资报告的采访，中国海油近年来在每年年初明确提出压减目标，总 量分解到各子企业，企业再进行月度目标分解，从而实现总量目标有效控制。同时不仅设置 总量目标，公司还将成本管控细化到单位成本，从上游油气开采的桶油成本到下游吨油加工成本，层层把关后最终实现效率目标。在持续的提质增效降本下，公司桶油主要成本亦由 2014 年的 42.30 美元/桶油当量下降至 2023 年的 28.83 美元/桶油当量，2024 年前三季度公司实 现桶油成本 28.14 美元/桶油当量，同比-0.8%，继续保持良好的竞争能力。值得一提的是， 在 2020 年油价低迷时期，公司成功将成本控制在 26.34 美元/桶油当量，达到近十年最低水 平，这充分证明了公司利用成本优势有效应对国际油价波动的能力。 石油开采行业的桶油主要成本包含以下五项，分别是桶油“生产作业费”、“折旧、折耗 与摊销费用（DD&A）”、“弃置费”、“销售及管理费”和“除所得税以外的其他税金”。2023 年 公司桶油主要成本的构成，49%由折旧、折耗与摊销费用构成，26%来自作业费用，14%来自除 所得税以外的其他税金，8%来自销售及管理费，3%来自弃置费。其中“折旧、折耗与摊销费 用”以及“作业费用”构成公司桶油成本最主要的部分。
2015 年起公司桶油 DD&A 呈现下降趋势。参考《通过桶油 DD&A 变动公式保持和降低石油 公司桶油成本》的解释，桶油 DD&A 代表了石油公司在开始商业性生产前发生的费用和有关 固定资产的折耗、摊销、折旧，通常与矿区权益支出、勘探投资、开发及生产资本化投资有 关，尤其是开发及资本化投资，其规模可直接决定石油公司的预期收入。由于 DD&A 始终占据 公司桶油主要成本的 50%左右，因此对该部分的控制则显得尤为重要。据《中海油桶油成本 管控探析》可知，公司的 DD&A 变化情况大致分为三个阶段。1）2001-2009 年，与国际同业 基本同步，折旧折耗与摊销具有竞争优势；2）2010-2014 年，不论是桶油折旧折耗与摊销还 是增长幅度均超过国际同业，影响桶油成本竞争优势；3）受油田进入中后期、储量修正等因 素影响，桶油折旧折耗与摊销逐年下降，逐步向国际同业平均水平靠拢。截至目前，公司的 DD&A 已经从 2015 年高点的 23.53 美元/桶油当量降至 2023 年的 14.06 美元/桶油当量，降幅 达 40%。
公司作业费用处于同业前列。对于海洋石油企业来说，作业费包括海上人员费、直升飞 机费、供应船费、油料费、信息通讯气象费、维修费、油气水处理费、油井作业费、物流港 杂费、油气生产研究费、保险及统征上缴、健康安全环保费、租赁费、合作油田其它等 14 大 科目。中国海油作业费用自 2014 年起亦呈现下降趋势，中途年份因提高产出效率采取优化 措施增加工作量、油料/药剂等材料价格随油价上涨、人民币汇率升值等因素影响有所波动， 但到 2023 年公司作业费用已降至 7.54 美元/桶油当量，相较 2014 年降幅达 38%，亦位居行 业前列水平。
智能化开采有望助力降本增效。公司坚持把成本管控贯穿于勘探、开发、生产的全过程， 持续推进数字化、智能化转型，增强成本竞争优势。以中国海油渤海油田秦皇岛 32-6 油田为 例，该油田是我国第一个海上智能油田，其核心业务数字化覆盖率达 90%，可将秦皇岛 32-6 油田生产效率提升 30%，操作维护成本降低 5%到 10%，用工减少 20%，预计每年带来 3000 万 元的直接效益。展望未来，公司会积极推进“智能油田”“智能工程”“智能工厂”建设，助力生产运营模式全方位、全角度、全链条变革，有效降低生产运营成本的同时提升安全生产 的保障能力。
