2024年中国海油研究报告：海洋油气龙头企业，高质量发展再出发

一、国际领先的油气 E&P 公司

1.1 公司基本概况

中国海洋石油有限公司（China National Offshore Oil Corporation, CNOOC Limited），A 股简称中国 海油，H 股简称中国海油石油，是中国最大的海上石 油及天然气生产商，也是全球最大的独立油气勘探及生产集团之一。中国海油成立于 1999 年 8 月， 于 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 年先后在纽交所和多伦多交易所退市，2022 年 4 月正式在 A 股上市。

国内海洋油气开采主力军。公司主要业务为石油和天然气的勘探、开发、生产及销售，处于石油石 化产业链上游。国内海域的油气勘探与生产是公司的核心业务，其油气产区广泛分布于渤海、南海 西部、南海东部和东海等区域，截至 2023 年底，国内海域的储量和产量分别达到约 40.49 亿桶油当 量和 127.77 万桶油当量/天，分别占公司储量和产量的约 60%和 69%。公司在国内陆上的业务，主 要聚焦于陆上非常规天然气资源的勘探、开发、生产，截至 2023 年底，中国陆上的储量和产量分别 占公司储量和产量的 2.0%和 2.7%。在新能源领域，公司积极探索海上风电、CCUS 等新能源业务， 首个海上风力发电项目于 2020 年 9 月并网发电。

深度全球化布局的国际油气巨头。20 年来，公司持续开展海外并购，资产遍及美国、加拿大、巴西、 圭亚那等世界二十多个国家和地区，在多个世界级油气项目持有权益。根据公司年报，截至 2023 年 底，海外油气资产占公司油气总资产约 44.6%，公司约 40.3%的净证实储量和约 31.2%的净产量来自 海外。

石油石化行业代表性央企

红筹股架构，国资委实控。1999 年 8 月，中国海洋石油集团有限公司（后简称“中国海油”）重组油 气资产，以红筹股方式设立中国海油。截至 2023 年末，中国海油股权架构未发生重大变动，集团母 公司中国海洋石油集团间接持有中国海油 60.49%股权，国务院国有资产监督管理委员会为公司实际 控制人。

1.2 油气生产及销售贡献主要营收，石油产量占比高于同业

油气销售为主要营收来源。中国海油从事石油和天然气的勘探、开发、生产及销售，主营业务包括 油气销售和贸易两大板块，油气销售业务是公司的主要营收来源，2014-2022 年油气销售的营收占比 稳定在 78%以上。2023 年，油气销售板块实现营收 3,278.67 亿元，同比降低 7.11%，占比 78.70%； 贸易板块实现营收 793.08 亿元，同比增长 31.23%，占比 19.04%；其他业务收入 94.34 亿元，同比增 长 6.71%，占比 2.26%。2024 年一季度，油气销售板块实现营收 899.77 亿元，同比增长 21.3%，占 营业收入的比例为 80.72%。

石油在油气销售收入占比近九成。中海油专注于海洋石油资源与非常规气的勘探开采，石油的油气 当量规模远高于天然气，使得经营业绩与油价波动关联性更强。2023 年，公司的油气产量比例为 8:2， 接近沙特阿美(8.5:1.5)，远高于中国石油(5:5)、埃克森美孚(6:4)、BP(5:5)、壳牌(5:5)、雪佛龙(5:5)、 中国石化(5.5:4.5)等国内外油气公司。2015 年以来，石油销售收入在油气总销售收入中的占比在 80% 以上，2023 年石油销售收入占油气总销售收入的 86%，石油是影响公司业绩的核心产品。

石油产销量持续增加，天然气销售收入稳步增长。2023 年，公司实现油气销售收入 3278.67 亿元， 同比下降 7.11%，其中原油销售收入 2824.47 亿元，同比下降 9.19%；天然气销售收入 454.20 亿元， 同比增长 8.35%。石油销售收入随油价呈现周期性波动，但得益于石油产销量稳步增长，抵抗油价 波动的能力不断增强，呈现出低谷抗压、高峰跃起的独特属性。2016-2023 年，全球天然气市场波动 加剧，但公司天然气销售收入仍实现较高速增长，CAGR 为 17.29%。2024 年一季度，公司实现油气 销售收入 899.77 亿元，同比增长 21.3%，其中石油销售收入 782.03 亿元，同比增长 23.6%；天然气 销售收入 117.74 亿元，同比增长 7.9%。

1.3 经营业绩向好，分红政策稳定持续

国际油价维持中高位，公司业绩持续向好。2018 年以来，公司营业收入整体呈上升趋势，2018-2023 年 CAGR 为 12.84%；2022 年，公司在高油价的市场环境下，营业收入达到 4,222.30 亿元，创历史 最高水平。在高油价背景下，公司盈利能力表现亮眼，2018-2023 年归母净利润 CAGR 为 18.65%。 2022 年归母净利润达到 1,417.00 亿元，同比增长 101.51%， 2023 年国际油价回调至 80 美元/桶附近， 油气行业景气度仍处高位，2023 年公司营业收入维持在 4,166.09 亿元，同比微幅下滑 1.33%；归母 净利润达到 1,238.43 亿元，同比下降 12.60%。2024 年一季度，公司实现营业收入 1,114.68 亿元，同 比增长 14.08%；归母净利润达到 397.19 亿元，同比增长 23.69%。

期间费用相对稳定。2018 年以来，公司期间费用规模稳定维持在 120 至 150 亿元之间，2023 年期间 费用合计为 129.64 亿元，同比减少 9.13%；依托降本增效的管理理念以及油价上涨的外部环境，期 间费用率由 2020 年的 8.67%降至 2024 年一季度的 2.27%，降幅达 6.40pct。与此同时，2018-2023 年 油气产量 CAGR 达到 7.70%， 2024 年一季度，公司油气总净产量为 180.1 百万桶油当量，同比上升 9.9%，期间费用规模为 25.32 亿元，同比增长 1.28%；期间费用率为 2.27%，同比下降 0.29pct。期 间费用增长远低于公司油气产量增长速度，展现出良好的管理效率与成本控制能力。 净资产收益率随油价波动。在低油价时期（2015 年、2017 年与 2020 年），公司 ROE(摊薄)在 5%左 右浮动。而在中高油价时期（2018 年、2019 年及 2021 年至今），公司 ROE(摊薄)稳定保持在 10% 以上的水平；公司 ROE(摊薄)在 2022 年达到最高点 23.73%，2023 年虽然国际油价同比下滑，公司 ROE（摊薄）依然达到 18.58%，2024 年一季度降至 5.62%。

油价波动是影响公司经营业绩的重要因素。自中国海油 1999 年港股上市以来，国际油价经历了四轮 涨跌大周期，作为油气生产企业，公司归母净利润波动与国际油价走势整体一致，在 2022 年油价高 点，公司实现归母净利润 1417.00 亿元。通过增储上产、技术革新和管理效率提升，公司显著增强 了抵御油价降低的能力。在 2024 年一季度，尽管国际油价每桶均价较 2022 年一季度降低约 20 美元， 但公司归母净利润反而增长 15.8%，达到 397.19 亿元。

H 股公司市净率以 2011 年为界，呈现两阶段特征。2002-2011 年处于高估值区间，中国海洋石油 H 股市净率与油价走势基本一致，在 1.5 倍到 4 倍范围内波动，在 2007 年 10 月最高曾达到 6.16 倍。 2012 年以来，H 股市净率与油价走势关联性减弱，估值重心整体下移，在 2015 年及 2020 年低油价 时期跌至 0.7 倍附近，2022-2023 年基本稳定在 0.8 倍左右。2024 年，估值稳步修复至 1.2 倍以上。 2022 年公司在 A 股上市，2022-2023 年，A 股市净率整体在 1.30-1.90 倍区间震荡。2024 年以来，市 净率迅速拉升至 2 倍以上。

重视分红政策，保障股东收益。公司重视对投资者的分红回报，实行持续、稳定的利润分配政策， 截至 2023 年底，公司上市 23 年累计分红 5,073 亿元港币，近五年平均分红比例约为 52.20%。2015 年至 2020 年间，公司在低油价时期仍坚持保障股东收益，平均分红比例达到 67.44%，平均股息率 达到 5.39%。2021 年以来油价回升，公司承诺，2022-2024 年全年股息支付率不低于 40%，且全年 股息绝对值不低于每股 0.70 港元（含税）。2023 年拟派发末期股息每股 0.66 港元（含税），全年 股息合计每股 1.25 港元（含税），派息比例约 43.6%，其中，A 股股息将以人民币支付，折算汇率 按股东周年大会宣派股息 之日前一周的中国人民银行公布的港元对人民币中间价平均值计算。

二、全球石油贸易体系重构，国际油价或中高位延续

2.1 国际油价的四轮大周期

自 2000 年以来，国际油价经历了四轮涨跌周期。第一轮周期为 2000 年至 2009 年 Q1，第二轮周期 为 2009 年 Q2 至 2016 年初，第三轮为 2016 年年中至 2020 年初，2020 年 Q2 以来国际油价进入第 四轮上涨周期。

2.2 需求端：增速放缓，但仍有提升空间

亚太地区为石油消费主力。根据 EIA 统计，2023 年世界石油消费量为 101 百万桶/天，其中亚太、 北美、欧洲占世界石油消费总量的比重分别为 36.85%、24.27%、14.12%，亚太为石油消费量最大的 地区。其中，中国与印度分别为世界第二大与第三大石油消费国，占世界总消费量的比重分别为 15.78% 与 5.26%。

非 OECD 国家推动石油消费增长。OECD 国家在能源结构相对成熟的基础上，不断降低化石能源在 一次消费中的比重，根据 EIA 统计，2000 年 OECD 国家石油消费总量为 4,851 万桶/天，2022 年下 降为 4,566 万桶/天，占总消费量比重由 62.96%下降至 46.05%。非 OECD 国家则仍处于主要能源由 煤向石油转型的进程中，2000 年到 2022 年，非 OECD 国家石油消费总量由 2,854 万桶/天增长至 5,349 万桶/天，增幅达 87.43%，消费占比也由 37.04%提升至 53.95%。未来，非 OECD 国家的人口增长和 经济发展，仍将成为全球石油需求增长的强劲动力。

石油需求仍未达峰。随着全球能源结构调整，石油在一次能源消费中的占比有所下降，但全球石油 需求未来何时达峰依然存在不确定性。IEA 于 2023 年 6 月发布《Oil 2023：Analysis and forecast to 2028》，预测 2028 年全球石油需求将达到 1.06 亿桶/天，比 2022 年的水平增加 590 万桶/天。OPEC 则在 2023 年 10 月 9 日发布的《2023 世界石油展望》上调了对石油需求的预期，认为全球石油需求 将于 2045 年达到约 1.16 亿桶/天的峰值。我们认为，石油的能源属性具有较强的刚性，新兴经济体 对能源及石油的需求仍将继续增长，同时随着全球经济的发展，化工品消费量提升将成为石油需求 增长的重要支撑，未来石油需求增速或放缓，但增长仍有空间。

2.3 供给端：2024 年石油供给或小幅增长

供应端，美洲、OPEC 和俄罗斯三足鼎立。国际石油供给结构保持相对集中，美洲、OPEC 和俄罗 斯三方石油产量接近全球石油供给总量的 80%，2013 年，美洲、OPEC、俄罗斯的石油产量分别为 27.46 百万桶/天、32.66 百万桶/天、10.77 百万桶/天，占比分别为 30.08%、35.77%、11.79%，合计 70.88 百万桶/天，占比 77.64%； 2023 年，美洲、OPEC、俄罗斯的石油产量分别为 37.66 百万桶/ 天、32.17 百万桶/天、10.76 百万桶/天，合计 80.58 百万桶/天，总占比为 79.14%。 OPEC 及俄罗斯减产，美国增产。OPEC+在 2022 年 11 月份进入新一轮减产，2024 年 3 月，OPEC+ 成员国宣布将在原有的 2 百万桶减产量基础上，将自愿减产幅度增至 2.16 百万桶/天，实际减产幅度 达减产前产量的 7.5%。其中，俄罗斯计划在第二季度将其石油产量和出口量合计额外削减 0.47 百万 桶/天。美洲方面，以美国为首的美洲地区产量持续上升，市场份额有所提升。2023 年 12 月，美洲 地区的石油和其他液体总产量为 39.00 百万桶/天，相较于 2013 年 1 月产量增长了 12.66 百万桶/天， 增幅 48.45%，其中，美国占世界总产量的份额明显提升，由 2013 年 1 月的 12.9%增长至 2023 年 12 月的 21.9%。总体来看，截至 2023 年 12 月，全球石油总产量增长至 103.1 百万桶/天。我们认为， 受地缘冲突长期化和 OPEC 减产力度持续加大等因素影响，2024 年全球石油总产量的实际增量或相 对有限。

OPEC+减产时间及力度超预期

2020-2022 年，OPEC+减产计划有序执行。2020 年 4 月，OPEC+启动大幅减产，减产前石油总产量为 45.42 百万桶/天。OPEC+以 2018 年 10 月的 32.90 百万桶/天为配额基准，减产计划分为三个阶段，2020 年 5 月 至7 月减产970 万桶/天，2020 年7 月至12 月减产770 万桶/天，2021 年1 月至4 月减产720 万桶/天，OPEC+ 总产量水平降至 39.54 百万桶/天，降幅达 12.95%。2021 年 4 月起 OPEC+进入增产周期，至 2022 年 9 月， OPEC+原油供应量达到 44.85 百万桶/天，接近 2020 年 4 月减产前水平。 2022 年 10 月，OPEC+启动新一轮减产。当月，OPEC+成员国以 2022 年 8 月的产量为基准，减产 200 万桶/天；2023 年 4 月，包括沙特阿拉伯、俄罗斯在内的 OPEC+九国宣布额外自愿减产 166 万桶 /天；2023 年 11 月，加蓬退出自愿减产计划，其他八国以 2024 年计划产量为基准，上调额外自愿减 产幅度至 200 万桶/天。 2024 年自愿减产持续。2024 年 3 月，自愿减产额度下调至 216 万桶/天，将至少持续至 2024 年 6 月。 2024 年 4 月，OPEC+原油供应量为 41.43 百万桶/天，相比减产前（2022 年 9 月）已降低 7.63%。据 IEA 统计，2024 年 1 月至 4 月，沙特阿拉伯、阿联酋等五国的减产执行力度不及预期，OPEC+的实 际产量高于配额，差额大致在 40~50 万桶/天之间。

美国页岩油产量增长或遭遇瓶颈

库存井快速消耗，战略石油储备进入补库时期。2020 年以来，美国 DUC 油井被持续快速消耗，同 时新井数连续小于完井数，库存井存量得不到补充，截至 2023 年 10 月，DUC 油井数量已降至历史 低点，根据 EIA 的统计数据，2023 年 10 月，美国页岩油产量增长至 965.78 万桶/天，已超过新冠疫 情前最高水平，但是在库存井快速消耗的背景下，美国页岩油未来的增产潜力或遭遇瓶颈。库存方 面，自 2021 年下半年以来，美国为缓解供给紧张和打压油价多次释放战略石油储备，2021 年 11 月， 拜登政府宣布释放 5000 万桶；2022 年 3 月，国际能源署宣布释放 6000 万桶石油储备，其中美国承 诺释放 3000 万桶。此外，2022 年 3 月底，美国宣布从 5 月起，每天从战略储备中释放 100 万桶石 油，持续时间为 6 个月，以帮助降低油气价格并对抗通胀，合计释放约 1.8 亿桶战略油储。2023 年 2 月 14 日，美国政府重新启动抛储计划，从战略石油储备中再释放 2600 万桶。2023 年 6 月，美国 战略石油储备降至 1990 年以来最低点，仅剩 3.47 亿桶。未来，美国战略石油储备或进入补库阶段。 综合来看，库存井消耗或抑制页岩油未来增产潜力，同时美国战略石油补库需求增加，我们预计未 来美国对全球石油市场的供给增量或减缓。

全球油气上游资本开支乏力，且新增投资集中在已有项目。2020 年受全球公共卫生事件冲击，油价 大幅下跌，全球油气行业上游资本支出缩减至 4110 亿美元，同比减少 25.95%。2022 年，上游资本 开支较 2020 年仅增加 630 亿美元，涨幅仅 15.33%，且远低于 2019 年水平。分地区来看，目前仅有 中东国家石油公司的上游资本开支超过了疫情前水平，其它地区石油公司支出仍远低于 2019 年水平， 其中欧洲地区上游资本开支甚至呈现逐年下跌态势。此外，根据 IEA 测算，油气公司对新油田的投 资虽然恢复了上升趋势，但大部分上游资本支出仍用在现有油田稳产上。根据 IEA 预测数据，2023 年全球上游资本开支将预计增加 7%，达到 5000 亿美元，但是其中一半的增长量将被成本上涨所冲 抵，因此上游资本开支增长带来的增储上产效果或相对有限。

2.4 全球石油贸易格局正在重塑

受俄乌冲突影响，欧盟对俄罗斯实行多轮制裁，俄罗斯超五成石油出口遭受限制。俄罗斯是全球能 源市场的主要参与者。2021年，俄罗斯原油和凝析油产量达到1050万桶/天，占世界总供应量的14%。 同时，俄罗斯也是仅次于沙特阿拉伯的第二大石油出口国，2021 年，俄罗斯向世界各国出口原油 470 万桶/天，其中 240 万桶/天流向欧洲。俄乌冲突爆发后，西方国家积极推动对俄罗斯的经济制裁，其 中美国和欧盟国家陆续宣布了针对俄罗斯石油的进口禁令，从法律上禁止从俄罗斯进口能源产品。 2022 年 6 月，欧盟宣布了对俄罗斯的第六轮制裁，将逐步削减 75%的俄罗斯石油进口，2022 年底前 将扩大至 90%。2022 年 12 月，欧盟和七国集团发布了对俄罗斯石油出口的限价令，将俄罗斯石油 价格限制在 60 美元/桶以下。西方国家各种制裁手段对俄实施后，俄罗斯石油出口受到打压，世界 石油贸易格局发生明显变化。 欧洲石油进口转向美洲及中东。根据 IEA 数据，2021 年欧洲国家从俄罗斯进口石油平均 330 万桶/ 天，占俄罗斯当年石油出口总量的 45.8%。2023 年欧洲国家从俄罗斯进口石油缩减至平均 60 万桶/ 天，较 2021 年减少 270 万桶/天，降幅达 82%。2024 年，欧洲国家从俄罗斯原油进口规模继续下降， 截至 2024 年 1 月，欧洲对俄油进口量为 40 万桶/天，较 2023 年平均水平减少 20 万桶/天，减幅为 50%。欧洲国家对俄罗斯原油的进口依赖度大幅降低，据 IEA 测算，欧洲对俄油的进口依赖度已由 俄乌冲突爆发前（2022 年 1 月）的 34.8%减少至 9.9%，降幅约为 25pct。欧洲国家对俄油进口减少 部分，主要由美国、中南美洲、中东以及西非等地区国家的原油出口弥补，以上四个地区 2022 年对 欧洲出口原油较 2021 年分别增长 26.3 百万吨、11.6 百万吨、17.2 百万吨和 7.8 百万吨。

俄罗斯原油出口转向亚太地区。2021 年，俄罗斯出口至亚洲和欧洲地区的石油份额分别为 37%、53%， 2022 年俄罗斯出口至亚洲的石油份额由 37%增长至 49%，出口至欧洲地区的原油份额则由 53%减少 至 44%。2023 年 2 月欧盟进一步禁止经海运进口俄罗斯石油产品，2023 年 6 月俄罗斯至欧盟地区的 石油出口规模仅剩 60 万桶/天，仅占俄罗斯当月石油出口量的 8%；而俄罗斯被欧洲市场挤出的石油 份额主要被中国和印度吸纳，6 月俄罗斯出口至中国和印度地区的石油总规模为 370 万桶/天，占俄 罗斯当月石油出口量的 51%，相较 2022 年 1 月增长了 27pct。分开来看，截至 2023 年 6 月，中国进 口俄罗斯石油规模由 2022 年 2 月的 160 万桶/天增长至 220 万桶，涨幅 37.5%；印度进口俄罗斯原油 规模由 2022 年 2 月的 10 万桶/天增长至 150 万桶/天，最高点时达到 230 万桶/天，增长 22 倍。

俄乌冲突引致全球石油贸易结构重塑。俄乌冲突爆发后，欧洲国家对俄实施经济制裁，俄罗斯出口 至欧洲的石油总量迅速减少，而被欧洲市场挤出的俄罗斯石油出口份额则主要转移至亚洲，中国和 印度进口的俄罗斯石油总量迅速提升，整体来看，俄罗斯石油出口呈现出东增西减趋势。而 2021 年至 2022 年印度和中国石油进口总量增幅有限，从俄罗斯进口石油总量的提升则挤出了部分美国、 中南美洲、非洲等地区对中印两国的石油出口。被挤出亚洲市场的美国、中南美洲、非洲石油最终 又流向欧洲市场，全球石油贸易流向发生明显变化，俄乌冲突对全球能源贸易体系或形成长久冲击， 国际石油供应链正在重塑，国际油价波动幅度或加大。

2.5 宏观方面：全球经济增长动力放缓，美元指数或回落

2024 年，全球经济平稳复苏。全球经济从公共卫生安全事件、乌克兰危机等负面因素中缓慢复苏并 展现出韧性，但高利率与高通胀导致需求疲弱，需求端下行压力可能大于生产端。从生产端看，全 球供应链持续恢复，世界工业生产指数缓慢回升，生产形势略有好转；从需求端看，随着高利率和 高通胀持续，内需增长动力疲弱，各国消费者信心指数处于低位。根据 IMF 报告，2023 年全球 GDP 实际增速为 3.21%，2024 至 2025 年预计将继续以 3.2%的速度增长。

发达经济体经济增速预计加快，新兴经济体经济增长小幅放缓。据 IMF 预测，发达经济体的经济增 速预计从 2023 年的 1.6%上升至 2025 年的 1.8%，同时新兴市场和发展中经济体的增速预计从 2023 年的 4.3%下降至 2024 年和 2025 年的 4.2%。

加息步伐放缓，美元指数有望回落。主要经济体央行实施的紧缩货币政策取得一定成效，美国通货 膨胀率由 2023 年 1 月 6.4%降至 11 月 3.1%，2023 年美联储加息的步伐有所放缓，同时经济下行压 力逐渐增大，制造业与工业生产疲软的状态下，私人消费对经济的支撑也大幅削弱，2023 年 12 月， 美联储宣布第四次暂停加息。短时间内由于通胀反弹的风险仍然存在，利率或仍维持高位，未来随 着经济下行压力加大，各央行政策可能再做调整，美元指数有望回落。

2.6 国际油价 2024 年有望维持中高位

国际油价受供需关系、全球经济宏观环境、货币政策及地缘政治冲突等因素多重影响，短期来看， OPEC+此轮减产力度超预期，美国页岩油受生产成本增加、DUC 井快速消耗等因素制约，增产空间 受限，同时，当前油气行业资本开支不足，石油产量整体提升缓慢，供应偏紧的局面仍将持续，长 期来看，新兴经济体的石油需求仍将继续增长，同时随着全球经济的发展，化工品消费量提升将成 为石油需求增长的重要支撑，但随着全球能源结构调整，未来石油需求增速或放缓。宏观方面，全 球经济发展具有韧性，但增长动力回落，新兴经济体将成为未来全球经济增长的重要引擎，同时主 要经济体通胀压力仍存，但回落趋势相对确定，紧缩货币政策或逐渐放缓甚至转向。综上所述，我 们预计 2024 年国际油价或在 70-90 美元/桶的区间震荡。

三、立足海洋油气，资源禀赋优异

3.1 海洋油气资源丰厚 且仍处于发展早期

能源安全备受重视，油气自给率仍需提升。2020 年发布的《新时代的中国能源发展》中提出，要继续提升 油气勘探开发力度，促进增储上产，提高油气自给能力；2021 年，财政部等部门联合发布《“十四五”期间 能源资源勘探开发利用进口税收政策》，提出要通过税收优惠加强国内油气勘探开发和支持天然气进口利 用；2021 年及 2022 年《能源工作指导意见》均指出要保障能源安全稳定供应，2022 年《政府工作报告》 中更是将能源安全与粮食安全视为同等重要，对我国能源行业发展提出更高要求。

海上油气资源丰富，勘探开发潜力大。根据全国第四次油气资源评价（2016），海上石油及天然气 剩余可采储量分别约占中国石油及天然气剩余技术可采储量的 34%和 52%，海洋是中国未来油气勘 探开发和生产发展的重要接替区。从产量来看，海上油气产量持续增长，2020-2022 年海洋原油增量 在国内原油产量增量中的贡献逐年扩大，占比分别为 63%、79%、69%；海上天然气勘探开发尚处 于初期阶段，产量增速波动较大，但自 2019 年以来年复合增长率仍保持在 10%以上，未来发展前景 广阔。根据中国海油招股说明书的统计数据，截至 2020 年，中国海洋油气探明程度相对偏低，石油 和天然气资源探明程度仅为 23%和 7%。总体而言，我国海洋油气资源雄厚，海洋油气勘探开发尚处 于早中期阶段，未来海上油气增储上产潜力大。

3.2 公司立足海洋油气，掌握优质资源

主导中国海域油气资源开发，渤海油田为核心产区。中国海油是中国海域最主要的石油和天然气生 产商，根据公司 2022 年招股说明书数据，截至 2020 年末，中国海油在中国海域拥有油气探矿权 239 个，面积约 130 万平方公里，占比超过中国海域总探矿权数量和面积的 95%，而且相比美国墨西哥 湾等其他产量丰富的近海勘探区，中国海域勘探程度还较低，未来发现油气新资源的潜力广阔。截 至 2023 年底，公司国内油气储量合计约 67.8 亿桶油当量，其中渤海油田主产重油，南海油田主产 轻质油与中质油，二者储量大致相当。渤海油田为公司产量最高、规模最大的第一大原油生产基地， 净探明油气储量达 1,968.4 百万桶油当量，占国内总储量的 48.62%，2023 年储量增长 14.4%，占国 内总增量的 45.6%。 海外业务实现全球化布局，美洲为重要业务支点。公司主要采用与资源方签署石油合同或者直接从 有权部门取得许可证等方式，获取勘探、开发、生产和销售油气的权利。中国海油在多个世界级油 气项目持有权益，已逐步形成了全球范围的油气资产布局，上游资产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、俄罗斯和阿联酋等。截至 2023 年底，公司海外油气储量合计 2353.6 百万桶油当量，其中 加拿大、南美洲、亚洲（不含中国）为主要资源区块，净探明储量分别达 931.8、776.0、264 百万桶 油当量。

3.3 勘探作业成效显著，增储潜力凸显

勘探方面，2011 年以来，公司年均获得 17 个油气新发现，年均成功获评 23 个含油气构造，“深层、 深水”、“新区、新领域”、“高温、高压”等勘探均获得突破，为公司未来可持续发展奠定雄厚基础。 2023 年，公司共获得 9 个油气新发现，成功评价 22 个含油气构造，并在多个领域性勘探获得战略 突破。在中国，成功评价渤中 26-6 和开平南等亿吨级油田，成功发现秦皇岛 27-3 亿吨级油田以及神 府深层煤层气亿吨级千亿方大气田；在海外，圭亚那 Stabroek 区块获得 Lancetfish 亿吨发现。2024 年 第一季度，公司共获得 2 个新发现，并成功评价 4 个含油气构造。其中，中国海域成功评价渤中 8-3 南，开辟了海上超深层油气勘探新领域。在海外，圭亚那 Stabroek 区块获得新发现 Bluefin，进一 步扩大了区块东南部储量规模。

3.4 资本开支提升，增产力度加大

资本开支持续稳定提升，保障增储上产稳步推进。海洋油气上游的勘探开发与生产支出规模，直接 影响着中国海洋油气储量和产量的变动。2016 年以来，公司资本开支迅速增长，从 487.33 亿元增长 至 2023 年的 1279.13 亿元，复合年均增长率达 14.8%，根据公司 2024 年的经营策略公告，2024 年， 公司调增资本开支预算至 1250~1350 亿元，其中一季度，公司资本开支为290.1 亿元，同比增长17.5%， 在增储上产举措的推动下，公司油气产量实现连续突破。2023 年实现油气净产量约 678.0 百万桶油 当量，超额完成年初设定的 650-660 百万桶油当量的产量目标，同比增长 8.7%。2024 年一季度实现 油气净产量约 180.1 百万桶，同比上升 9.9%， 2024-2026 年公司油气净产量目标分别为 700~720、 780~800、810~830 百万桶油当量。公司勘探开发投入势头迅猛，为实现产量目标及可持续发展奠定 坚实基础。

新产能建设稳步推进，增产基础夯实。2023 年，公司高效推进产能建设，渤中 19-6 凝析气田 I 期开 发项目、圭亚那 Payara 项目等多个新项目顺利投产，全年超过 40 个项目在建，重点项目开发建设 进展顺利，有力支持未来可持续发展。2023 年，中国区域得益于垦利 6-1 和陆丰 15-1 等油气田产量 增加，净产量同比上升 7.8%；海外区域得益于圭亚那 Liza 二期和巴西 Buzios 油田等产量增加，净 产量同比上升 12.0%。2024 年，公司净产量目标为 700-720 百万桶油当量，多个重点新项目计划年 内投产，包括中国的渤中 19-2 油田开发项目、深海一号二期项目、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 项目等。

3.5 油气产量提升，可持续开采年限增长

公司油气产量实现连续提升。2013-2023 年，公司油气当量产量稳步增长，CAGR 为 4.79%，其中， 石油和天然气的 CAGR 分别为 4.53%、5.92%。2023 年，公司油气净产量达 678.0 百万桶油当量， 同比上升 8.7%，其中石油净产量为 518.68 百万桶，天然气产量为 134.82 百万桶油当量，同比分别 增长 8.33%、11.80%。根据公司公告，预计 2024 年油气净产量将达到 700-720 百万桶油当量，或再 创历史新高。

储量替代率提升，储量寿命稳定。中国海油的油气净证实储量自 2017 年以来保持连续增长，2023 年底，公司权益法核算的油气资源净证实储量为 67.8 亿桶油当量，同比增长 8.7%，其中国内、海外 及权益法核算的储量分别为 40.49 亿桶、23.54 亿桶、3.82 亿桶。公司增储成效显著，公司储量寿命 自 2017 年以来稳定保持在 10 年以上，储量替代率自 2018 年开始稳步提升至 180%，公司的资源储 量进一步夯实，为可持续发展奠定坚实基础。

四、持续降本提质增效，低成本优势穿越油价波动周期

4.1 低成本构筑核心竞争力

低成本是公司的核心竞争力。2013-2024 年一季度，公司桶油主要成本由 45.02 美元降至 27.59 美元， 区间降幅接近 40%。2024 年一季度，作业费用保持稳定，汇率变动和产量结构变化使得折旧、折耗 及摊销下降，桶油主要成本为 27.59 美元，同比下降 2.2%。低成本是中国海油的核心竞争力之一， 使公司保持了行业领先的盈利能力。

4.2 DD&A 与作业费用是控制桶油主要成本的关键

中国海油的桶油主要成本由作业费用、折旧折耗与摊销（DD&A）、弃置费、销售管理费用和除所 得税以外的其他税金五部分构成，2023 年，中国海油桶油主要成本为 28.83 美元/桶，其中 49%由折 旧、折耗与摊销费用构成，26%来自作业费用；2024 年一季度，公司主要桶油成本为 27.59 美元， 其中 50%由折旧、折耗与摊销费用构成，25%来自作业费用，DD&A 与作业费用是构成桶油成本的 最主要部分。

油价波动、油气田资源品位、勘探开采技术，以及公司的开发开采战略均会对桶油 DD&A 费用产生 影响。油田中的油气资产包含探明矿区权益、矿区井及相关设施，油气资产依据证实储量（P1 储量） 与证实已开发储量（PD 储量），按照产量法计算折旧与折耗。计提折旧时，探明矿区权益根据 P1 储量按产量法计提折旧，为特定油气资产而建的公共设施按 PD 储量计提折旧，其他资产按直线法 折旧。计提折耗时，运用单位产量法与年限平均法，对未探明矿区权益不计提折耗；矿区折耗率为 当期产量占 P1 储量与当期产量之和的比例，矿井折耗率为当期产量占 PD 储量与当期产量之和的比 例，折耗额即为资产账面价值与折耗率的乘积。对无形资产进行摊销时，采用直线法分期平均或产 量法，均摊至单位桶油后，桶油 DD&A 与产量无关。 对于国内油气田而言，影响桶油 DD&A 的主要因素可分为两类，一是资本开支，包含获取矿区权益 的支出、勘探井及建设相关设施的支出等；二是证实储量、证实已开发储量，以及矿井的勘探达标 率。对于油气资源，开采难度越低、单井产量越高，获取单位产量所需的勘探井与开采设施资本支 出也就越低；勘探与开采设施质量越优良，设备的可摊销时长则会延长、开采效率也将提升，从而 降低 DD&A。 对于国外油气田资源，油价波动会对桶油的 DD&A 产生影响，公司部分境外油田的石油合同模式为 技术服务合同模式，在该模式下，公司从油田投资中成本回收金额水平相对稳定，在油价越低的情 况下，所分得的石油量越多，因而该模式下海外油气的桶油折耗金额与油价正相关。 2023 年，公司桶油 DD&A 为 14.60 美元/桶，同比下降 4.16%，主要原因是储量扩大与产量结构变化。 公司依靠强化勘探工作，加大滚动扩边工作，加强油藏研究，实现增储上产，提高摊销基础；同时， 调整产量结构，降低油气折耗成本较高的油田产量，提升油气折耗成本较低的油田产量，从而使得 总体油气折耗下降。

国际油价与产量是影响作业费用的主要因素。作业费用为对油气井进行作业、运行与维护相关设备 设施而发生的费用。按照是否与产量相关，可分为固定费用（例如海上人员费、直升机、供应船、 油料、维修费等）和可变费用（主要包括油气水处理费、油井作业费、租赁费等）。一方面，作业 费用往往与油价正相关，高油价会通过影响大宗商品价格，提高石油开采环节的物料花销；另一方 面，通过提高产量，能够摊薄单位桶油的作业费用。 公司作业费用管控能力持续提升。2024 年一季度，公司桶油作业费用为 6.91 美元，同比下降 1.1%， 相比 2013 年下降了 43.6%。2021 年以来油价迅速拉升，但公司作业费用依然维持在原有水平，成本 控制能力显著提升。横向对比下，相比于全球其他同业公司，公司桶油作业成本具有较强竞争力， 盈利能力强劲。

4.3 对外合作专营权及税收优惠政策， 巩固低成本优势

依托国内合作海域专营权，规避勘探风险与投资成本。在中国海域，公司享有对外合作进行海洋石 油勘探、开发、生产和销售的专营权。与外国合作伙伴签署产品分成合同后，一般情况下，外国合 同者承担 100%勘探风险和投资，担任勘探、开发和生产作业者，在取得商业发现并开始生产后，才 能回收勘探成本。这帮助公司降低了中国海域的发现成本、勘探风险和资本要求，未来还将继续发 挥积极作用。 持续扩大对外合作，灵活发挥专营权优势。2023 年，公司继续秉承合作双赢的理念，创新对外合作 模式，扩大合作伙伴范围；同时，对于深水区、深层在勘探期限、面积退还、签字费参与权益比例 和分成比例，采取灵活优惠的商务安排，以期实现扩大对外合作、加大外商投资勘探开采中国海上 油气资源的目标。根据中国海油集团能源经济研究院发布的《中国海洋能源发展报告 2023》，公司 在东海和南海北部海域共计推出 8 个对外招标探区块，总面积约 1.85 万平方千米，约占国内勘探面 积的 8.6%。其中，东海盆地 1 个区块，面积 4000 平方千米；珠江口盆地 5 个区块，面积 1.3 万平方 千米，北部湾盆地 1 个区块，面积 1077 平方千米；琼东南盆地 1 个区块，面积 594 平方千米。

公司享受资源税减免。资源税依据石油及天然气销售额计算，税率为 6%，特定石油产品及油气田可 依据法律规定享受减征，根据《中华人民共和国资源税法》，公司开采稠油、深水油气符合减征规 定。公司核心产区渤海油田以稠油为主，截至 2022 年，原油黏度大于 350 毫帕·秒的稠油探明储量 约 7.4 亿吨，储量动用率仅为 12.2%，稠油开采享有 40%的税收优惠；南海油田水深在 40 米至 1500 米之间，达到水深超过三百米的深水油气田判定标准，享有 30%的资源税减征优惠。 公司享受矿业权出让收益率优惠。根据财政部、自然资源部、税务总局《关于印发<矿业权出让收益 征收办法>的通知》(财综[2023]10 号)，矿业权出让收益=探矿权(采矿权)成交价+逐年征收的采矿权 出让收益。其中，探矿权(采矿权)成交价在出让时征收。逐年征收的采矿权出让收益=年度矿产品销 售收入×矿业权出让收益率，石油、天然气、页岩气、天然气水合物陆域矿业权出让收益率为 0.8%， 海域矿业权出让收益率为 0.6%，煤层气矿业权出让收益率为 0.3%。相比于陆上油气公司，公司享 有更低的矿业权出让收益率。

4.4 技术成果转化助力未来降本

AI 技术赋能油气行业降本挖潜。壳牌、BP、道达尔等国际一流公司智能化建设起步较早，将 AI 技 术应用于地震数据分析、储层预测、有害物质识别等，取得了显著的提质降本成效。据 CNOOCEEI 测算，Equinor 在北海启动的全自动海上油气平台 Oseberg-H 是世界上第一个完全自动化的海上油气 无人平台，每年仅需 1~2 次维护，建造成本仅 7.9 亿美元，盈亏平衡价格从 34 美元/桶降至 20 美元/ 桶以下。康菲石油与微软合作对北海平台进行的无人化改造，实现了在阿伯丁指挥中心的远程实时 监控，桶油成本最低降至 9.2 美元。

智能技术贯穿油气开采全领域。随着人工智能与油气工业融合不断加深，“数字油气”正在升级为“智 能油气”。基于深度学习的地球物理数据处理与解释技术，可提高储层预测精度与效率；钻完井装备 软件不断融入信息化、大数据、智能化技术，使得“建聪明井、打智能钻”将成为现实；智慧甜点预 测技术可提高非常规储层预测精度；智能化油藏描述技术能更加准确预测油藏特征；生成式人工智 能用于提升陆上钻井效率。智能化已贯穿油气开采全领域，AI+油气勘探开发技术，推动油气增储上 产、降本增效和安全生产。

创新驱动发展，科技进步助力油气开采。公司围绕海洋油气勘探开发及能源转型领域强化科技攻关， 加快推进技术成果转化应用，为油气增储上产提供坚实的科技支撑。2023 年，公司深入落实创新驱 动战略，持续推进数字化智能化建设，全年研发投入 54.75 亿元，同比增长 4.4%。公司持续提升智 能分注技术可靠性，海上油田自然递减率进一步下降；同时推动稠油热采技术创新应用，海上稠油 热采产量显著提升。目前，公司已建立完整的海上油气勘探开发生产技术体系，突破了 1500 米超深 水油气田开发工程模式关键技术体系，并在中深层勘探、生产油气田提高采收率、水下生产系统、 智能油田、无人平台建设等关键技术领域取得积极进展，为海上油气业务的长远发展提供了有力技 术保障。

五、能源转型有序推进，绿色发展未来可期

海上油气与新能源融合发展，ESG 成效显著。中国海油坚定不移加强油气勘探开发与新能源融合发 展，大力推进新能源和低碳负碳产业发展，加快构建油气上游领域与新能源新产业融合、多能互补 的发展新格局，持续推动能源生产供应结构转型升级，助力实现公司绿色低碳发展。一方面，公司 聚焦海上油气主业，通过核心技术攻关和数智化转型，推动深海油气资源高效优质开发。另一方面 加快天然气产业发展，持续提升天然气产量占比，同时，稳妥有序发展新能源业务，加快发展海上 风电，择优推进陆上风光，探索培育氢能产业。

5.1. 海洋油气开采由浅海迈向深海

全球已进入深海油气勘探开发阶段。按照国际石油界的共识，海域水深超过 500 米的区域，称为深 水油气田；而水深超过 1500 米的区域，称为超深水油气田。随着浅水油气资源逐步探明，深水油气 项目已成为全球油气储量增长的核心领域。2010-2022 年间，在新发现的 101 个大型油气田中，深水 油气田数量占比达到 67%；在全球海上新增探明可采储量中，深水与超深水占比在多数年份超过 70%。

深水油气勘探发现成本低、投资回报率高。从投入产出比的角度看，深水与超深水区域取得了丰厚 的勘探成果，但仅占用了小部分勘探开发资源。2010 至 2022 年，深水与超深水区域贡献了大型油 气田数量与新增探明可采储量的主体，然而，2023 年全球深水与超深水区域建造的油气勘探井仅占 总数的约 22%，利用的勘探开发投资仅占总量的约 35%。从单桶发现成本看，2012-2021 年间，全 球深水平均每桶油当量的发现成本为 3.1 美元，低于浅海油气发现成本 5.1 美元约 40%，低于陆上油 气发现成本 7.5 美元约 58%。

深水新建投产项目投资增幅高，开发成本趋近浅水项目。海洋油气开采走向深水是未来的必然趋势， 据 Rystad Energy 估计，2023 年全球深水（水深 501 米~1500 米）与超深水（水深大于 1500 米）油 气项目投资预计为 219.5 亿美元（占比 28.2%），同比增长 344.4%。由于深海开发作业要求具备更 卓越的环境适应性、技术装备以及环保达标能力，深水与超深水项目（水深大于 500 米）的单位开 发成本普遍高于中浅水项目（水深小于 500 米），但其单位开发成本呈波动降低趋势，不断向中浅 水项目靠拢。2014-2022 年间，深水、超深水项目与中浅水项目的平均单位开发成本差异由 16.33 美 元/桶缩减至 6.75 美元/桶，据 Rystad Energy 预计，2023 年深水、超深水项目平均单位开发成本将低 于中浅水项目。随着上游投资向深水领域倾斜集中，深水油气开发的工程技术将加速成熟，有效推 动深水与超深水项目的开发成本持续下降。

深水油气已成为国际巨头油气公司争相开拓的领域。从油气勘探的角度，据 Rystad Energy 估计， 2022—2025 年间，埃克森美孚、bp、壳牌、雪伏龙、埃尼、道达尔能源这 6 家国际大石油公司将花 费 270 亿美元用于常规油气勘探，其中海上勘探支出占 95%以上，而深水领域支出占总勘探支出的 87%。从项目建设的角度，重大海洋油气项目多位于深水与超深水海域。在 2023 年海外海洋油气的 16 个主要新建投产项目中，深水与超深水项目共计 10 个，其中 8 个项目的储量达到了 300-1000 百 万桶油当量，而 6 个浅水项目中，仅有 2 个项目的储量达到了这一区间，深水与超深水项目的储量 显著高于浅水项目。

中国海油掌握关键技术设备，深水油气勘探开发能力世界领先。公司已经掌握了以“大型起重铺管 船”“水下机器人”“3000 米级深水多功能船”等为核心的系列海上油气施工装备，形成以深水半潜平台、 深远海浮式风电、水下生产系统等为代表的海上工程成套关键技术能力。公司拥有世界上第一艘同 时具备 3000 米级深水铺管能力、4000 吨级重型起重能力、并配备世界先进的舷侧结构物下放装置 PLS 和 DP3 级全电力推进的动力定位深水铺管起重工程船“海洋石油 201”，以及具备 89000 吨载 重量、30000 吨导管架下水能力的世界第二大导管架下水驳船“海洋石油 229”。2022 年 10 月，亚 洲首个 300 米级深水导管架平台“海基一号”建成投用，标志着我国成功开辟了深水桩基平台油气开 发的新模式。2024 年 5 月，公司首个自营超深水大气田“深海一号”已投产三年，累计生产天然气超 80 亿立方米。截至 2023 年 6 月底，中国海油作为我国深水油气的主要开发者，已勘探开发深海油 气田 12 个，2022 年，公司深海油气产量超 1200 万吨油当量，成为保障国家能源安全的重要力量。

5.2. 天然气助力海油低碳发展

能源绿色低碳转型，天然气迎来黄金发展期。随着“双碳”目标提出，全球能源结构由以油气为主向 以非化石能源为主加速转型。天然气是实现能源消费结构转型的桥梁与关键，尤其在我国碳达峰阶 段（2021-2030 年），成为保障能源安全、能源结构转型、能源供应清洁化的现实选择。第一，天然 气为清洁低碳的化石能源，产生的碳排放、污染物均低于石油与煤炭。天然气替代煤炭主要发生在 电力领域，替代石油则是在工业燃料领域。第二，天然气是可再生能源供应安全的重要保障。可再 生能源发展的同时，还需要传统能源进行调峰，并兜底能源安全，同时，现阶段可再生能源规模较 小、稳定性差，远未具备替代传统能源的能力。与煤电相比，天然气发电具有启停时间短、爬坡速 率快、调节性能好等调峰优势，是配合风电、光伏发电的最佳途径。因此，天然气是能源转型初期 阶段的重要发展对象，全球能源转型带来了天然气的黄金发展期。 天然气消费量持续增长，占一次能源比重提升。全球来看，从 2000 年到 2020 年，天然气在全球一 次能源消费中的比重缓慢爬升，同期石油的占比则明显下降，煤炭占比则先达峰后下降。随着工业 经济发展，我国天然气消费量增长迅速，从 2013 年的 1,631 亿立方米增至 2023 年的 3,900 亿立方米， 10 年间增长近两倍；天然气在我国一次能源消费所占比重也从 2010 的 4.0％增至 2022 年的 8.4％， 增幅超过 1 倍。

我国坚定增储上产，克服资源禀赋劣势。我国天然气资源基础雄厚但探明程度低，新增探明储量中 非常规气占比不断增长，探明储量劣质化将成为常态。截至 2021 年底，我国天然气累计探明储量 17.05 万亿立方米，其中常规气占比 53%，致密气占比 32%、页岩气占比 11%、煤层气占比 4%。近 年来，在保障供应安全的能源战略下，我国天然气稳定增储上产，截至 2023 年末，全国天然气剩余 技术可采储量 6.7 万亿立方米，同比增长 1.7%；天然气产量达 2300 亿立方米，同比增长约 4.5%， 其中非常规天然气产量突破 960 亿立方米，占天然气总产量的 43%；根据 wind 统计，2021 年 9 月 至 2024 年 4 月，进口依存度由 45.9%下降至 42.4%。

公司天然气储量、产量与占比齐升。中国海油秉承油气并举、向气倾斜的勘探部署，不断加大天然 气的勘探开发力度，提升天然气产能。公司天然气净探明储量不断增长，2014 年以来由 6,731 亿立 方英尺增长至 9,190 十亿立方英尺，2020 年以来国内海域净探明储量增速进一步加快，三年 CAGR 达 6.03%；天然气产量自 2016 年以来快速提升，2016-2023 年天然气净产量 CAGR 达到 10.22%，在 油气当量中的占比由 14.91%提升至 20.50%。2023 年，公司天然气产量达到 80.89 十亿立方英尺，同 比增长 11.8%。2024 年，公司将加强天然气勘探部署，以南海、渤海和陆上三个万亿大气区为引领， 扎实推进陆上万亿大气区勘探工程建设。根据公司发展目标，2025 年天然气在油气当量的占比将提 升至 30%，2035 年实现天然气产量与石油产量各占一半。

加大陆上非常规气勘探开发力度。在中国陆上，公司加大非常规天然气勘探开发力度，已在沁水盆 地和鄂尔多斯盆地东缘建成神府、临兴和潘河三大生产基地，截至 2023 年底累计探明天然气地质储 量超 4,000 亿立方米。2023 年，公司在中国陆上的净证实天然气储量为 799.1 十亿立方英尺立方米， 同比增长 37%，占公司天然气净证实储量的 8.7%。2023 年，公司在鄂尔多斯盆地发现并成功评价神 府深层煤层气大气田，获得中国首个千亿方深层煤层气重大发现实现，并将煤层气业务成功拓展到 新疆。未来公司将积极推进致密气和深层煤层气勘探，2024 年临兴深层煤层气勘探开发示范项目、 神府深层煤层气勘探开发示范项目计划投产。 长期合同销售模式，助力天然气营收持续增长。公司的天然气价格主要通过与客户谈判确定，一般 情况下，天然气销售协议为包括价格回顾机制的长期合同。在国内，公司主要用户为中国东南沿海 地区的国有企业；在海外，公司澳大利亚西北大陆架项目和印度尼西亚东固液化天然气项目的LNG， 主要销往亚太地区多个客户。长期合同保障了相对稳定的天然气价格，有利于规避国际气价大幅波 动风险，随着公司天然气产能逐步释放，天然气的营收有望持续增长。

5.3 新能源与油气生产融合发展，绿色转型有序推进

推进绿色低碳战略，强力加码新能源业务。对传统油气行业而言，使用可再生电力，推进新能源与 油气生产融合发展，是主要的减排手段之一。中国海油积极响应双碳战略，探索发展“以海为主”的 差异化新能源业务。在 2021 年至 2025 年期间，公司将稳妥有序推进海上风电业务，择优发展陆上 风光，稳健推进能源转型，逐步提升新能源和可再生能源业务占比。公司在 2021 年上半年业绩发布 会上提出，“ ‘十四五’期间，中海油在可再生能源领域的投资达总投资的 5%-10%。到 2050 年， 中海油的目标是至少 50%的利润来自新能源”。 全球风电行业迅速扩张，海上风电为未来发展重心。风力发电具有清洁、利用率高、装配灵活等特 点，是推动实现“碳中和、碳达峰”的主要可再生能源。2012 年至 2022 年间，全球风电装机容量由 267GW 增长至 899GW，占全球电力装机容量的比重由 2%提升至 8%。风电行业仍处于迅速扩张的 初期发展阶段，未来发展潜力大。其中，2022 年全球海上风电装机容量为 64.32GW，占总风电装机 量比重由 2012 年的 1.9%提升至 7.2%。当前海上风电开发程度相对较低，但随着陆上风能资源的开 发越发充分，全球风电的主要增长点逐渐向海上转移，凭借资源充沛、风况优良、发电效率高、发 电容量大、节约土地资源等多方面优势，海上风电将成为未来风电行业的发展方向。

中国为全球风能领导者，海上风电前景广阔。我国风电起步虽晚，但发展快、规模大，风电装机容 量于 2012 年超过美国，2019 年超过欧洲总和。2022 年，我国风电装机容量 365.96GW，占全球风电 装机容量的 40.7%，其中海上风电装机容量为 30.46GW，占全球海上风电装机容量的 48.6%。我国 海上风电开发程度较低，但海上风电发电效率高、限制条件少，且市场渗透率较低，海上风电将迎 来广阔的市场发展前景。一方面，我国东南沿海风能资源优于陆上，近海和深远海 150 米高度、离 岸 200 公里以内且水深小于 100 米的海上风能资源技术可开发量为 2780GW，而现阶段利用率不足 1.1%，未来开发潜力广阔。另一方面，我国电力负荷集中在东部沿海地区，但能源资源主要集中在 西部和北部地区，海上风电能够实现“电从远方来”与“电从身边来”协同发展，具有广阔的应用 前景。 海上风电开发的经济性大幅提高。依托规模化开发与技术进步，2010 年至 2021 年，我国海上风电 度电成本降幅接近 56%，海上风电项目平均度电成本已降至 0.33 元/千瓦时左右，到“十四五”末有望 实现全面平价。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，我国将推动山东半岛、长三角、闽南、粤 东、北部湾等千万千瓦级海上风电基地开发建设，推进一批百万千瓦级的重点项目集中连片开发， 结合基地开发建设推进深远海海上风电平价示范和海上能源岛示范工程。

中国海油依托海上资源和工程作业优势，积极参与海上风电业务。公司作为全球领先的海上油气生 产运营商，依托丰富的海上工程资源和生产作业经验优势，积极参与海上风电行业。早在 2007 年， 中国海油集团就曾投资并自主设计、建造安装了中国第一座海上风力发电站；2019 年 6 月，公司发 布《绿色发展行动计划》，将海上风电作为其清洁能源计划的基础，次月，公司成立全资子公司中 海油融风能源有限公司，2020 年 9 月 15 日，公司宣布其首个海上风力发电项目已并网发电。公司 海上风电业务尚处于起步状态，截至 2024 年一季度，共开展海上风电项目 5 项，其中江苏竹根沙海 上风电场、海南 CZ7 海上风电示范项目与上海金山 30 万千瓦海上风电场项目用于供应电网，蓬莱 油田海上风电示范项目与“海油观澜号”的主要应用场景则是海上油气田供电。到 2025 年，公司力争 获取海上风电资源 5-10GW，装机 1.5GW，占据海上风电赛道重要份额。

海上风电与油气生产融合发展，降碳减排、降低开采成本门槛。3 月 22 日，国家能源局公布《加快 油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023—2025 年）》，鼓励通过海上风电开发为油气平台 提供绿色电力，替代分散式燃气或燃油发电，形成海上风电与油气田区域电力系统互补供电模式。 使用海上风电替代传统油田自发电，能够实现显著的开采经济效益与降碳减排效益。一方面，降低 海上油田开发的经济门槛，对石油增产十分有利。油田开发中，部分小规模油田在配置发电机后开 发成本高昂，因无法达到经济开发标准而暂缓开发，而海上风电通过电缆送电，大幅降低配电成本。 另一方面，传统的海上油田自发电效率低、能耗高、供电不稳定。我国首座深远海浮式风电平台“海 油观澜号”是海洋油气与新能源融合发展的典范，年均发电量 2200 万千瓦时，相当于 3 万中国人一 年的用电需求，全部用于油田群生产用电，每年可节约燃料近 1000 万立方米天然气，减少二氧化碳 排放 2.2 万吨。

聚焦漂浮式海上风电赛道，前瞻布局深远海风电。根据 Principle Power 统计，全球超过 80%的海上 风能资源潜力都蕴藏在水深超过 40 米的海域，随着陆地和近浅海风电的优势资源开发接近饱和，深 远海风电资源的开发将成为全国乃至全球未来的重要增长点。由于固定式海上风电装置难以在深远 海域建设，掌握漂浮式风电技术将成为开拓深远海的先决条件。DNV 预测，2050 年海上漂浮式风电 装机容量将达到 250GW，每年产出的电能将占据世界能源总产出的 2%。国内漂浮式海风赛道处于 从 0 到 1 的发展雏形阶段，国家《“十四五”能源领域科技创新规划》指出，要突破深远海域海上 风电勘察设计及安装技术，适时开展超大功率海上风电机组工程示范，研发远海深水区域漂浮式风 电机组基础一体化设计、建造与施工技术。公司作为国内漂浮式海风赛道的领航者之一，力争未来 三年基本掌握、2030 年全面掌握深远海浮式风电工程技术，为海上风电大规模平价开发提供技术支 撑，在深海风电领域抢占先机。

依托深远海风电，海洋资源一体化开发。海上风电建设逐渐走向深远海，新建输电设施成本也随之 提高，为了更有效地利用海域资源，公司将着力打造“海上风电+海上油气”、“海上风电+海洋牧场”、 “海上风电+海水淡化”，推进海上风电制氢、氢能储能等多种能源综合开发利用融合发展。我国多个 省市已发布文件提倡海上风机利用海洋资源一体化开发，可以预见，未来海上风电将形成新的产业 链，也将带动更多新兴产业的发展，为新能源、清洁能源的革命源源不断地注入活力与能量。

陆上光伏发电与 CCUS 取得突破性进展。公司加快发展海上风电的同时，择优发展陆上光伏发电。 2023 年 10 月，公司首个陆地集中式光伏发电项目—甘南合作市“牧光互补”项目并网发电，项目总装 机容量为 40 兆瓦。与同等规模的火电项目相比，项目每年可节约标准煤超 2 万吨。公司立足二氧化 碳海上封存容量优势，加快实施 CCS/CCUS 项目建设，稳步开展 CCS/CCUS 实质性研究工作，关键 技术取得重大突破。2023 年 6 月，中国首个海上二氧化碳封存示范工程项目在恩平 15-1 油田成功投 用，初步建立海上二氧化碳捕集、注入、封存和监测技术及装备体系，填补了中国海上二氧化碳封 存技术的空白。项目投用后，将累计封存二氧化碳超 150 万吨，相当于植树近 1400 万棵。根据公司 发展目标，计划到 2025 年，获取陆上风光资源 5GW，投产 0.5-1.0 GW。

编辑：火腿肠