（报告出品方/作者：中信证券，王喆）

公司概况：中国海上油气龙头，资产全球化布局

公司主要业务为原油和天然气的勘探、开发、生产及销售，是中国最大的海上原油及 天然气生产商，也是全球最大的独立油气勘探及生产商之一。截至 2021 年末，公司拥有 净证实储量约 57.3 亿桶油当量，全年平均日净产量 156.9 万桶油当量。 在国内，公司通过自营作业及以产品分成合同的形式与合作伙伴合作，在渤海、南海 西部、南海东部和东海等区域进行油气勘探、开发和生产活动，并在陆上进行非常规油气 勘探、开发和生产活动。在海外，公司拥有多元化的优质资产，在多个世界级油气项目持 有权益，资产遍及世界二十多个国家和地区。在新能源领域，公司顺应全球能源行业低碳 化发展大趋势，利用丰富的海上生产作业和管理经验，积极探索海上风电等新能源业务发 展，开展前沿技术领域研究。

四十年筚路蓝缕，铸就国际一流E&P公司

四十年艰辛创业，打造国际一流油气 E&P 公司。中国海油成立于 1982 年 2 月 15 日， 是经国务院批准的国家授权投资机构和国家控股公司试点单位。1999 年，中国海洋石油 有限公司在香港注册成立，并于 2002 年登陆香港联合交易所，同年在纽约证券交易所发 行存托凭证。上市 20 年以来，公司业务版图不断拓展，2006-2013 年并购多处海外资产。 2021 年，公司在《福布斯》全球企业 2000 强排名中列第 187 位，受 2020 年油价大幅下 跌的拖累，名次较 2020 年下降 61 位，但中海油在油气行业的排名从 2020 年的第 14 位 提升至第 8 位，在全球油气 E&P 公司排名中仍位居榜首。

由于中美贸易摩擦影响，2020 年 12 月，美国政府将中海油列入涉军中国企业黑名单并于 2021 年 2 月强制要求中海油从 纽交所退市，促使中海油回归 A 股。2021 年 9 月中海油正式宣布拟申请在 A 股上市并于 11 月递交 IPO 申报，2022 年 4 月正式登陆 A 股市场。

公司上市 20 年来各项经营、财务指标均有显著增长。公司净证实油气储量 2021 年达 57.3 亿桶油当量，是 2000 年的 18 亿桶油当量的 3.2 倍；净产量 2021 年达到 5.73 亿桶 油当量，是 2000 年的 0.88 亿桶油当量的 6.5 倍。净证实储量和产量的攀升带动公司营业 收入和总资产的快速增长，2021 年公司营业收入为 2461 亿元、总资产为 7866 亿元，分 别达到 2000 年的 10.2 和 24.1 倍。

控股股东为中国海洋石油集团，股权结构稳定

2022 年 4 月，公司在 A 股成功上市，实现 A+H 股同步上市。公司的控股股东为中海 油集团，截止 2022 年 8 月 25 日持股比例为 60.40%，由国资委间接控股。公司下设 CEPR Limited、中海石油（中国）有限公司、中海油国贸、海油国际、新加坡国际、中海油财务 等多家控股一级子公司及众多二级子公司。

持续增储上产的油气勘探开发商，近7年成本中枢持续下移

公司资产遍及亚洲、非洲、北美洲、南美洲、大洋洲和欧洲。在国内，中海油作业的 核心区域位于渤海、南海西部、南海东部和东海区域四大油气基地，截至 2021 年末，国 内储量和产量分别占公司净证实储量和产量的 61.4%、67.7%。在海外，中海油积极参与 众多世界级油气项目，资产遍布世界 20 多个国家和地区，截至 2021 年末，海外储量和产 量分别占公司净证实储量和产量的 38.6%、32.3%。

持续推进增储上产，成本中枢不断下降。截至 2021 年末，公司拥有净证实储量约 57.3 亿桶油当量，创历史新高，近三年储量寿命持续维持在 10 年以上。2019-2021 年，公司 的油气净产量分别为 5.06 亿桶油当量、5.28 亿桶油当量和 5.73 亿桶油当量，持续稳步提 升，年均复合增长率为 3.0%。另外，公司桶油成本持续下降，桶油 5 项主要成本由 2014 年的 42.3 美元/桶降低至 2021 年 29.4 美元/桶，降幅约 30.5%，逐步建立和巩固了在行业 中的成本竞争优势。

财务指标稳健，2021年业绩大幅增长

公司营收主体来自于油气生产与销售，营收及净利润随油价波动。2018-2021 年，Brent 油价中枢分别约 69、64、42、71 美元/桶，公司分别实现营业收 2223.9、2280.4、1517.3 和 2461.1 亿元，实现归母净利润分别为 526.7、610.5、249.6、703.2 亿元。2020 年， 受新冠疫情的影响，国际油价创 21 世纪以来仅略高于 2016 年的次低值，国际石油公司经 营业绩普遍下滑，公司可比公司康菲石油、挪威 Equinor、西方石油，境外同行业公司埃 克森美孚、壳牌石油、雪佛龙、BP 公司、道达尔，境内同行业公司中国石油、中国石化 的扣非后归母净利润均为负，处于亏损状态，公司扣非后归母净利润仍高达 213.70 亿元， 并且伴随着 2021 年经济逐步恢复，公司归母净利润同比增长 181.8%达到 703.2 亿元，创 造近五年新高，展现出强劲的成本优势和行业竞争力。

公司主营业务突出，以油气销售为主，主要包括原油和天然气的销售，主营业务收入 占当期营业收入的比例均超过 97%。油气销售业务是公司核心的板块，也是主要收入来源， 2018、2019、2020 和 2021 年，油气销售业务收入分别为 1865.7、1971.7、1396.0 和 2221.3 亿元，占主营业务收入的比重分别为 81.93%、84.55%、89.85%和 90.25%。

近年 来，公司加大油气项目的投资开发力度，油气储量、开采量和销售量逐年上升，油气销售 收入规模在 2019 年有所上升；2020 年油气销售收入下降，主要是当年国际油价下跌所致； 2021 年油价回升推动油气销售收入快速增长，同比增长 58.4%。公司贸易业务收入主要 来自中国境内在石油产品分成合同下销售归属于外国合作方的原油及天然气，公司销售的 油气产品均来自于公司作业的油气田项目，计入“贸易业务”，但不属于与中海油集团进 出口同类的转口贸易业务。

低成本铸就可观的盈利能力，正常油价下毛利率、净利率稳居 40%、20%以上。2018 年、2019 年、2020 年和 2021 年，公司整体毛利率分别为 42.89%、44.52%、37.32%和 50.60%，整体净利率分别为 23.13%、26.18%、16.06%和 28.57%，总体保持平稳。2020 年毛利率、净利率有所下降，主要是 2020 年国际油价大幅下跌，导致公司原油销售价格 相应下降，但公司降本增效和优化产量结构抵消了部分油价下降的影响。随着国际油价的 上升，公司 2021 年油气销售毛利率及净利率有所回升，整体超过 2018 年和 2019 年水平， 主要原因包括：2021 年毛利率较高的油气销售业务收入占比进一步提升，达 90.25%，大 幅高于 2019 年的 84.55%和 2018 年的 81.93%；公司持续降本增效以及大力推动增储上 产，2021 年桶油主要成本（以美元计价）较 2019 年下降 1.31%，较 2018 年下降 3.29%。

2018-2021 年，公司毛利主要来源于主营业务，主营业务毛利占比超过 98%。油气销 售、贸易毛利的变化主要受相关业务收入规模变化的影响，与油气销售、贸易收入的变动 趋势基本一致。期间，公司平均 ROE 达到 12.1%的较高水平，平均 ROIC 达到 9.2%，长 期盈利能力较好。 2018-2021 年，公司各项期间费用分别为 122、134、135、136 亿元，分别占营业收 入的 5.36%、5.74%、8.67%、5.43%。期间，公司销售费用逐年增加，主要系油气销量 逐步扩大，使得第三方管道运输费用有所增加。公司管理费用基本保持平稳。公司财务费 用主要包括利息支出、汇兑损益等，总体保持稳定。2020 年，公司财务费用有所下降，主 要是受人民币汇率升值影响，当期汇兑产生的收益较高所致。公司研发费用逐年上升，主 要由于公司为了加强技术实力、优化产业结构，逐步加大研发力度所致。

资产负债率常年处于 40%左右，现金流强劲，偿债能力强。2018-2021 年，公司资产 负债率分别为 38.82%、40.85%、39.84%及 38.72%，资产规模平稳的同时，资产负债率 保持较低水平。多年来，公司保持了良好的现金流创造能力，自由现金流每年得到沉淀。 公司财务状况持续处于行业较高水平，短期偿债能力较强，在国际资本市场获得较高信用 评级，其中标准普尔评级为 A+，穆迪评级为 A1，展望稳定，为业务发展战略奠定良好资 金基础。

行业趋势：中高油价有望长期持续，能源安全驱动国内油气增储上产

疫情反复叠加政策紧缩，原油需求短暂承压，预计未来5年仍将持续增长

原油已成为最重要的交通运输用能源和化学工业原料之一

全球原油消费主要涵盖交通运输、工业、商业及公共服务、农业、渔业、生活等领域， 使用量持续增长。根据 IEA 数据，1990-2020 年的 30 年间，仅 2008、2020 年全球原油 需求出现负增长，前者为美国次贷危机冲击全球经济，后者为新冠疫情压制交通运输活动 及原油需求导致。2019 年全球原油消费总量是 1990 年的 1.55 倍。具体来看，2019 年， 交通运输领域（包括乘用车、工程车辆、飞机、海运等领域）仍是原油的第一大使用领域， 占比达 65.6%，其余工业等领域占比为 34.4%。

全球原油消费量稳步增长，中国、美国、欧洲是需求增长的主要引擎。根据 IEA 数据， 全球原油消费 2000-2020 年均复合增速 0.82%，除 2008 年全球金融危机、2020 年新冠疫情导致负增长外，其余年份均保持 1%以上增速。2016-2019 年全球原油需求增长 322 万桶/天，其中中国、美国、印度分别占比 39%、25%、16%，是主要的增长引擎。

疫情下需求大幅受损，2020 年底逐步恢复。2020 年 1、2月下旬起，国内、海外 Covid-19 疫情相继爆发，严格防控措施和经济活动停滞导致全球石油需求大幅锐减，是本轮油价重 回底部的主因。尽管 4 月 12 日 OPEC+达成史上最大减产协议一度提振油价，但海外疫情 持续恶化背景下，库存累积压力导致 05 合约在截止交易前遭到抛售，期货逼仓导致 4 月 21 日 WTI 05 合约以创历史记录的-37.1 美元/桶收盘。

随后 5-10 月 OPEC+执行了史上最 大规模的减产，显著改善基本面，推动油价持续回升，8 月 6 日 Brent 油价重新站上 45 美 元/桶。但随着 2020 年 8 月下旬起，欧洲、美国疫情陆续复燃，10 月下旬欧洲多国重启疫 情防控措施，Brent 油价在 2020 年 10 月底再次回落至 35 美元/桶附近。随着 11 月 9 日起 辉瑞&Biotech、Moderna、阿斯利康以及国药、科兴等公司的疫苗陆续获批并投放市场， 疫情终将被有效控制和原油需求终将恢复的预期重新占据市场主流，推动国际油价自 2020 年 11 月起持续上涨，并在 2021H1 创造了历史上最大的半年度涨幅。

美国炼厂维持高开工率，原油表观消费量恢复至年初水平。2022 年 1 月以来炼厂开 工率维持较高位置，4 月通常是美国炼厂的维护期，开工率略有下降，进入 5 月后回升至92%，加工量超过 1600 万桶/天，6 月短暂降低，7-8 月出行高峰期带动炼厂开工率回升。 根据 EIA 的数据，2022 年 8 月 5 日当周，美国原油表观消费量恢复到 16238.14 千桶/天， 但相比于疫情前 2019 年的同期水平仍有 5.8%的降低。通常来说，9-10 月为美国原油需 求淡季，但进入 11 月中下旬后，取暖需求或许成为需求端的主要动力。

2022 年 4 月国内炼厂开工率见底，原油需求缓慢恢复。国内炼厂原油需求因 2022 年 3 月起的上海疫情出现大跌，炼厂开工率大幅下滑，山东炼厂开工率由 1 月初约 65%大幅 下降至 4 月底的约 50%，原油表观消费量同比下降 10%左右。随着上海疫情的逐渐好转 以及复工复产推进，6 月开始全面恢复正常生活秩序，炼厂开工率从 4 月的低位逐渐回升。

高通胀压力下，美联储快速加息，利空原油价格。近年来新冠病毒变异毒株带来的疫 情反复，持续扰动各国经济，影响复工复产进度。疫情下欧美等发达经济体均采取了大力 度的财政刺激措施，使得需求快速膨胀。今年以来，俄乌冲突及欧美对俄制裁引发的地缘 政治冲突全面升级，形成的供需缺口使得大宗商品价格飙升，加剧了全球通胀压力。为了 遏制处于 40 年高位的通胀水平，美联储于 2022 年开启激进加息模式，自 3 月以来累计加 息 225 个基点（截止 8 月 15 日），将联邦基金利率目标区间上调至 2.25%至 2.5%之间。

高通胀压力迫使各国重新评估其货币政策，推升了加息和流动性收紧的预期。美联储启动加息周期，美元指数和美国国债收益率持续攀升，10 年期国债收益率冲高至 3.1%上方， 创 2018 年以来最高，美元指数亦上冲至 105 附近。美联储加速紧缩的政策导致全球经济 衰退的可能性逐步上升，带来的经济衰退预期使得原油价格整体面临利空影响。

全球经济增速放缓，原油需求增速下滑。财政刺激减弱、货币政策收紧、疫情反复以 及俄乌冲突等因素共同推动下，全球经济增速或将放缓甚至衰退。各机构纷纷下调了 2022-2023 年的经济增速预期，其中 IMF 在 7 月 26 日发布报告称，预计全球经济增速将 由去年的 6.1%放缓一半至今年的 3.2%，预计 2023 年全球经济增速为 2.9%。经济增速的 放缓与全球原油需求密切相关，在过去的 20 年间，全球 GDP 增速与石油需求增速变化趋 势一致，呈现高度的正相关性。因此，随着经济增速预期的下调，原油需求增速预期也将 明显下滑。

未来5年原油需求仍有望持续增长，长期看原油需求有望维持高位

长期来看，未来 5 年全球燃油车保有量有望持续增长，支撑全球原油需求持续增长， 且由于化工领域原油需求仍在持续增长，原油需求有望长期维持高位。

各国共同行动推动碳中和及减排目标达成。联合国环境规划署（UNEP）发布的《排 放差距报告 2019》（The emissions gap report 2019）指出，当前各国的减排计划距离全 球升温 1.5℃的目标存在较大差距，近年来越来越多的国家通过梳理碳中和目标强化减排 力度。2008 年，英国《气候变化法案》正式生效，并于 2019 年 6 月经过重新修订，明确 2050 年实现碳中和，使得英国成为全球第一个应对气候变化、减少温室气体排放，以法 律形式确定约束力和长期架构的国家。截至 2020 年底，全球已有 44 个国家/经济体宣布 碳中和目标，其中，不丹和苏里南已经实现了碳中和目标，英国、瑞典等六国将碳中和目 标写入法律，欧盟、西班牙等 6 个国家和地区已提出了相关法律草案。

原油需求可大致分为交通运输用成品油、化工用石油原料两个方向，目前市场对于长 期原油需求的核心关注点集中在新能源车替代燃油车将导致交通运输用原油需求达峰并 逐步下降。我们认为上述进程将必然发生，但由于新能源车的发展才刚刚起步，在可预见 的未来 5-7 年，预计全球燃油车保有量仍有望持续增长。

受产业结构转型、气候变化关键议题的驱动，国内、海外均推出诸多政策以扶持新能 源车产业发展。2015 年以来，国内出台一系列政策，鼓励新能源产业发展，相关产业从直接补贴向间接扶持过渡，“双积分”、限购限行、充电桩等基础设施建设、电池回收政策 等促进措施有望推动产业健康发展。《新能源汽车产业发展规划(2021-2035 年)》已于 2020 年 11 月 2 日发布，明确未来 10-15 年国内新能源汽车行业的发展目标。根据中信证券研 究部新能源汽车行业组预测，2025 年中国新能源汽车销量有望达到 1560 万辆，渗透率有 望提升至 50%左右。

据 Wardsauto 统计，2019 年全球各类机动车保有量已突破 10 亿辆，其中新能源车不 足 2000 万辆。尽管近年来欧盟、国内均出台一系列政策以鼓励新能源汽车产业快速发展， 但受技术、产能、续航、配套基础设施等因素的限制，新能源车很难迅速替代大部分的燃 油车。 中信证券研究部新能源汽车组预计中国、全球 2025 年新能源汽车销量将分别达到 1560、2506 万辆，届时中国、美国、欧盟新能源汽车渗透率分别有望提升到 50%、17%、 25%。由于目前全球每年报废乘用车数量约占新增量的 30%，因此在全球新能源车渗透率 达到 25%~30%以前，新能源车的增长或无法导致全球乘用车对应原油需求整体下降。上 述假设下，预计全球新能源车渗透率将在 2026-2028 年达到 25%~30%，原油需求达峰也 有望稍晚于乘用车用原油需求达峰。

因此，预计未来 3-5 年全球原油需求仍将持续增长。按照 2022-2026 年原油需求年均 增长 60~80 万桶/天计算（疫情前全球需求年均增长 100-120 万桶/天），IEA 预测全球原 油需求在 2026-2028 年达峰时将达到 1.03~1.04 亿桶/天，较 2021 年水平增长 600-700 万桶/天。即使考虑碳中和目标，未来 5-7 年全球原油需求也有望继续增长。汇总 2018 年至今 各类机构不同气候情景下对全球原油需求的预测，绝大多数研究认为全球原油需求将在 2025-2035 年期间达峰，与我们预测的 2026-2028 年达峰基本一致。

俄罗斯原油小幅减产，OPEC增产有限，原油供应端无明显改善

俄乌冲突走向长期化，俄罗斯原油产量小幅减少

油价上涨由很多复杂的因素共同决定，供需紧张时油价对地缘事件更为敏感。油价上 涨由很多复杂的因素共同决定，其中地缘风险造成的供给减少、主要需求国对外依存度高 且需求缺口增大等因素，共同推动油价的上涨行情，且供需紧张引起的价格变动敏感性更 强。需求端的增长是长期经济发展决定的，而地缘冲突等突发性因素成为诱导油价变动的 主要原因。复盘历史油价，军事冲突一般都导致油气价格上涨。自 2017 年以来，以中东 地区为代表的地缘政治事件对油价的影响愈发明显。

2022 年 2 月 24 日俄乌冲突爆发当天， 布伦特原油和纽约原油期货价格双双突破每桶 100 美元关口，最高达到每桶 105.79 美元。 2022 年原油价格伴随俄乌冲突局势变化，持续在高位震荡。2 月 27 日后，随着 BP、 壳牌、埃克森美孚等西方石油公司相继宣布退出俄罗斯业务，对供应不足的担忧导致国际 油价大幅上涨，至 3 月 4 日，布伦特原油日均价格升至 118.11 美元/桶。3 月 7 日，美国 表示正在研究对俄罗斯实施石油禁运，市场对供应短缺的恐慌加剧，布伦特原油日均价格 升至 123.21 美元/桶，首次突破 120 美元/桶的关口。

3 月 8 日，美国正式宣布禁止进口俄 罗斯石油和天然气，英国宣布将在年底前逐步停止进口俄罗斯石油及相关产品，受此影响 布伦特原油和纽约原油期货价格分别收于 123.70 美元/桶和 127.98 美元/桶，创下 2008 年 7 月以来的新高，仅 6 个交易日就上涨超 27%。4 月以来，俄乌冲突持续僵持，德国等 欧盟国家提议“应在六个月内禁止进口俄罗斯原油，并在年底前禁止进口俄石油精炼产品”， 油价在 100 美元/桶高位持续震荡。进入 5 月，中国作为原油需求大国，局部地区的疫情 拖累需求量，伊拉克等 OPEC 国家供应端频生变数，油价进入了调整节奏。

俄罗斯每年原油出口量为产量的 2/3 以上。俄罗斯是世界性的能源资源、生产和出口 大国，是世界第三大原油生产国，每天生产大约 1000 万桶原油。2021 年俄罗斯石油产量 为 5.34 亿吨，日均产量为 1050 万桶/天，较 2020 年高出 23 万桶/天。2021 年俄罗斯石 油出口量为 2.29 亿吨，供应给 36 个国家，占全球出口比例 11.4%。

2022 年 1-4 月，俄罗斯原油产量同比减少 2.7%。EIA 数据显示，2022 年 1-4 月，俄 罗斯原油产量分别为 1128、1050、1000、910 万桶/天，同比+8.4%、-1.4%、-4.8%、-15.2%， 整体产量同比减少 2.7%。受到俄乌冲突影响，欧洲对俄罗斯的能源进口进行制裁。俄罗 斯 4 月份关闭了近 100 万桶/天，导致全球石油供应量减少 71 万桶/天至 9810 万桶/天。

俄罗斯 4 月原油出口量环比增加 62 万桶/日。根据 IEA 数据， 4 月俄罗斯原油出口量 环比增加 6.2 万桶/日，其中对欧盟的原油出口量环比下降 6.5 万桶/天，与俄乌危机前的平 均水平相比共下降 33 万桶/天。欧盟在俄罗斯原油出口总量中的份额从 1-2 月的 49%下降 到 4 月的 37%，而印度的份额则从零上升到 14%，中国的份额从 33%略微下降到 30%。 欧盟仍是俄罗斯石油的最大市场，4 月出口量为 340 万桶/天。西方出台多项制裁措施，但 是并没有完全阻止全球客户购买俄罗斯的原油，俄罗斯石油总出口量仍在增加，4 月份数 据显示已经恢复到 1-2 月的平均水平。制裁的原因导致采购流程更加复杂，需要通过将外 币转化为卢布采购俄罗斯原油。IEA 报告显示，俄罗斯对欧盟(EU)(-53.5 万桶/天)、美国 (-54.5 万桶/天)和英国(-16 万桶/天)的出货量减少主要被对印度(+73 万桶/天)和土耳其（+18 万桶/天）的增加所抵消。

美国从俄罗斯进口原油数量减少。2021 年，美国石油总消费量为 1978 万桶/日，总 产量为 1877 万桶/日，从 73 个国家每天进口 847 万桶石油，出口量约 863 万桶。美国石 油总进口量排名前五的来源国是加拿大、墨西哥、俄罗斯、沙特阿拉伯和哥伦比亚。2021 年，美国从俄罗斯进口原油平均 670 千桶/月。2022 年 3 月 8 日，拜登正式签署禁止美国 从俄罗斯进口能源的行政令。IEA 报告显示，4 月以来俄罗斯运往美国和英国的石油几乎 停止，俄罗斯出口美国和英国的原油份额被印度等亚洲国家替代。

OPEC+增产不及预期，供应侧不确定性加剧

低油价导致 OPEC+国家财政情况恶化，财政收支平衡需要高油价支撑。自 2014 年 进入中低油价时期以来，OPEC 国家的财政状况持续恶化，沙特、阿联酋、伊拉克、伊朗 等中东产油国已连续多年财政赤字，政府债务占 GDP 比例多已升至 20%~50%。由于 OPEC 国家绝大多数政府财政收入都在来自于石油天然气工业，需要高油价支撑。根据 IMF 的统计数据，2021 年沙特、阿联酋、科威特、伊拉克与阿曼的财政收支平衡油价分别为 85.1 美元/桶，69.2 美元/桶、68.6 美元/桶、61.4 美元/桶与 71.6 美元/桶。

“OPEC+”对石油市场的控制力预计将逐步弱化。当前油价已超过多数产油国财政 收支平衡油价，保持当前的减产政策符合多数产油国的利益。2021 年底，“OPEC+”已同 意将限产协议持续到 2022 年，并总体倾向将产能释放滞后于需求增长，以掌握应对市场 不利影响的主动权。然而，随着供应能力的不断减少且 2022年俄乌冲突的爆发“，OPEC+” 对石油市场的控制力料将逐步弱化。

2022 年数据表明，OPEC 增产幅度不及预期。从 OPEC 数据（除去已退出 OPEC 的 卡塔尔、厄瓜多尔及未披露的刚果）来看，2021 年 10 月-2022 年 4 月，原油产量同比增 速为 10%~14%之间。OPEC 数据显示，2022 年上半年，原油产量同比增长 12.4%，较 2019 年同比降低 5.8%，增产幅度不及预期。

受政策、投资以及疫情控制等因素的影响，OPEC 各成员国的增产能力存在较大差异。 从月度变化来看，高油价的影响下，阿联酋、阿尔及利亚、科威特、沙特阿拉伯、利比亚、 委内瑞拉、伊朗等国家 2、3 月均有增产，其中沙特阿拉伯 3 月环比 2 月增产 12.7 万桶/ 天。利比亚国内由于政治危机加剧，2022 年 3 月国内武装分子关闭了 Sharara 和 El Feel 油田——其中 Sharara 是利比亚最大的油田，2022 年 4 月其产量跌至 91 万桶/天。

OPEC 成员国局势复杂，供应侧存在较大不确定因素。 2022 年沙特阿拉伯石油产量持续增长。2022 年 1-4 月，沙特阿拉伯原油产量分别为 1006、1021、1022、1035 万桶/天。作为全球最大的能源生产商，沙特阿美正在持续提高 产量，目标至每日 1300 万桶以上。沙特财政部数据显示，2022 年第一季度沙特收入增长 36%，其中石油收入同比增长 58%，充分享受高油价的红利。

伊朗积极推动解除制裁，石油产量逐步恢复。伊朗是 OPEC 主要的产油大国，也曾是 欧洲的主要石油供应商之一，每日出口原油近 250 万桶。2019 年 5 月，随着特朗普对伊 朗新一轮的制裁全面实施，伊朗原油产量大幅降低至 200 万桶/天以下。拜登当选美国总统后，对伊朗的政策出现了松动。2021 年 11 月 29 日，伊朗协议谈判在维也纳重启，截止 2022 年 2 月 8 日共举行八轮谈判，期间 2 月 4 日，美国政府宣布恢复对伊朗多个民用核 项目的制裁豁免，允许外国公司参与这些项目，伊朗原油产量迅速攀升。

根据 OPEC 月报数据，伊朗 2022 年前 7 个月平均产量 255 万桶/日，与 2018 年高点 相差 130 万桶/日。伊朗近两年来多次表示若解除制裁产量可在 3 个月内增至 400 万桶/日， 但从 2015 年伊核协议达成后的增产速度来看，伊朗于 2016 年 1 月开始用半年时间将产 量由 280 万桶/日增至 360 万桶/日，此后又用了一年时间将产量由 360 万桶/日提升至 380 万桶/日。综合来看，若美国对伊制裁解除，正式实施后伊朗产量至少有望在半年内增加 100 万桶/日以上。此外，伊朗产量近一年来已经开始有所回升，制裁解除后可快速流入市 场。这将对当前紧平衡的供需局面产生影响。值此原油供应不足、油价走高之际，伊朗正 在积极谋求解除制裁，然而美伊谈判不可能一蹴而就，伊朗正在积极寻求向亚洲等地区的 出口机会。总体来看，美伊谈判仍扑朔迷离，伊朗原油释放尚需时间。

阿联酋、科威特作为石油大国，2022 年以来小幅增产。2022 年俄乌冲突爆发后，美 国积极寻求与阿联酋等国家对话，希望能通过增产原油来维持供需平稳的局面，3 月阿联 酋驻美大使奥泰巴（Yousef Al Otaiba）赞成增产行动，从 OPEC 数据来看，1-4 月，阿联 酋原油产量同比增长 13.8%至 301 万桶/天。科威特长期以来支持 OPEC+的决议，2022 年小幅增产至 266 万桶/天。

2022 年以来 OPEC+整体增产不及预期。2022 年俄乌冲突以来，OPEC 方面增产远 低于美国打压油价的增产预期。OPEC 将 2022 年全球石油需求预测下调 21 万桶/日，预 计 2022 年全球原油需求增速为 336 万桶/日（此前为 367 万桶/日）。2022 年 8 月的会议 上，OPEC+同意 9 月增产 10 万桶/日，是该机构史上最小增产幅度。

美国：原油无大规模增产，进出口量无明显波动

美国凭借页岩油革命成为原油产出大国，原油出口量大幅增加。伴随着压裂技术的不 断提高，美国页岩油气行业快速发展，2012 年以后呈现爆发式增长。据 EIA 统计，美国 石油产量从 2012 年的 6.5 百万桶/天快速增长，于 2018 年超过俄罗斯成为全球最大的石 油产出国，至 2019 年实现原油产量 12.2 百万桶/天，受新冠疫情影响，2020 年产量回落 至 11.3 百万桶/天。同时，页岩油革命使美国一跃成为全球市场重要的原油出口国，2021 年美国原油出口量为 2.9 百万桶/天，而 2011 年出口量仅为 0.03 百万桶/天，复合增长率 达 57.9%。

活跃钻机数量增长缓慢，美国页岩油很难大幅增产。根据历史数据，美国活跃钻机数 量与原油价格强相关，但通常滞后油价 4~5 个月。国际油价自 2020 年中期开始反弹，受 此影响，美国活跃钻机自 2020 年三季度开始持续增加，截至 2022 年 3 月，活跃钻机数 量为 604 部。但与快速上涨的油价相比，美国钻机数量恢复速度相对缓慢，2020 年 4 月 至 2022 年 3 月，原油价格从 16 美元/桶上涨至 128 美元/桶，涨幅约 800%，而活跃钻机 数量涨幅仅 204%。且美国七大页岩油产区，除二叠纪产区由于低廉的开采成本，石油产 量由 2020 年 4 月的 4.6 百万桶/天增加至 2022 年 3 月的 5.0 百万桶/天，其余六大产区产 油量基本维持不变。

美国原油短期增量主要来自库存井消耗。DUC 是已开钻但未完工的钻井，通常作为 库存井使用。根据 EIA 统计，美国 DUC 数量 2020 年 8 月以来持续下降，至 2022 年 4 月已降至 4223 口，与峰值相比减少 4600 口，而同期新增钻井仅 580 口。美国七大页岩 油区 DUC 数量均呈现不同程度的下降，其中二叠纪页岩油区 DUC 数量创下最大降幅，由 3603 口持续下降至 1256 口，下降约 65%。美国完井数量自 2021 年以来持续稳定在 850 口左右，2022Q1 同比增加 198 口，完井数量缓慢增加或将导致 2022 年美国原油增长有 限。其他非 OPEC+国家增产幅度较为有限，预计 2022 年产量同比增长约 1 百万桶/天。

油价展望：短期油价或超预期冲高，看好高油价长期持续性

油价整体由供给、需求、流动性三个因素决定，且趋势上受当前时点供应、需求中不 确定性更强的一端主控。 供需紧平衡时，应当重视地缘政治、流动性和交易因素造成的边际变化。地缘政治会 引发市场对供应的担忧：例如 90 年代石油危机、美伊关系等；飓风等气候事件也会短期 冲击供应，影响油价；金融因素对油价的影响体现在三个层面：（1）货币宽松环境通常会 刺激需求复苏；（2）原油通过美元结算，美元指数下降支撑大宗商品价格；（3）期货市场 持仓及交易方向。

疫情下需求大幅受损，美国、欧洲、中国等需求是否能够逐步恢复仍有待观察。2020 年 1、2 月下旬起国内、海外 Covid-19 疫情相继爆发，严格防控措施和经济活动停滞导致 全球石油需求大幅锐减，是 2020 年油价重回底部的主因。美国商务部此前公布数据显示， 美国 2022 年第二季度国内生产总值(GDP)按年率计算下降 0.9%，第一季度下降 1.6%，美国经济已经符合连续两个季度经济产出下降的“技术性衰退”定义。考虑到通胀、股市 和住宅市场下滑给美国家庭带来的压力与日俱增，后续美国可能会陷入经济的真实衰退。 此外，由于阶段性的疫情频起，中国经济增速放缓；欧洲能源价格高企，经济发展也同样 不及预期。

短期需求放缓，油价在 90 美元/桶左右震荡。近期，美国消费旺季带动原油库存均处 于低位，但随着旺季过去，需求端短暂承压。11 月冬季取暖或将再次推升原油价格，短期 来看 Brent 油价有望在 90 美元/桶左右震荡。 中期来看，油价或将受到伊核协议及俄罗斯出口受限影响。8 月初， 美国和伊朗就伊核问题举行间接谈判。8 月 8 日，欧盟向伊核协议恢复履约相关谈判参与 方提交了一份关于恢复履行 2015 年伊核协议的“最终文本”，并期待各方对这一文本做出 政治决定。伊朗外交部发言人卡纳尼 8 月 15 日说，“伊朗最高层正在就伊朗核问题全面协 议恢复履约相关谈判的最新结果进行‘认真磋商’”。如果伊朗制裁解除，全球石油供应量 有望新增百万桶以上。

根据俄罗斯能源部数据，2022 年 6 月份，俄罗斯的原油产量为 1098 万桶/日，较今 年年初仅下降了 30 万桶/日，同比甚至是增加了 30 万桶/日。2022 年 5 月 4 日，欧盟委员 会发布第六轮对俄制裁方案，计划在六个月内逐步停止进口俄罗斯原油，并在年底前停止 进口成品油。据国际能源署估计，从 12 月 5 日起，禁运将适用于进口海运原油和大多数 管道原油，预计将使欧洲市场每天减少约 130 万桶原油。国际能源署表示，欧盟将于明年 2 月 5 日禁止石油产品进口，这可能会进一步减少每天 100 万桶。如果未来欧盟对油品禁 令如约生效，原油价格有可能迎来新一轮上涨。

长期来看，我们看好低资本开支抑制供应端增产，支撑未来 2-3 年油价中枢维持在高 水平。历史上 3 轮油价超级周期均对应全球主要经济体的工业化进程和需求持续高速增长， 我们认为此轮油价进入超级周期的基本面基础不存在。但在可预见的未来 2-3 年，气候变 化、现金流管控等因素料仍制约全球油气上游资本开支增长：美国页岩油企大概率将维持 严格的资本纪律；常规油气受 2014 年以来持续低资本开支拖累，增产潜力不足，随着需 求逐步恢复到疫情前水平并持续增长，我们预计 2022 年 Brent 油价中枢为 100 美元/桶左 右，显著高于 2021 年。尽管 2022 年起流动性或将逐步收紧，但我们预计在未来 2-3 年， 供应偏紧的基本面格局有望支撑 Brent 油价中枢维持在 70 甚至 80 美元/桶以上的中高水平。

国内高度依赖进口替代，政策鼓励油气增储上产

石油和天然气行业涉及国家能源安全，与国家经济命脉紧密相关，受到政府部门的高 度重视和管控。我国油气对外依存度不断提升，能源安全形势严峻。2011-2020 年我国原 油表观消费量复合增速 4.7%，天然气表观消费量复合增速 10.5%，已成为全球第二大油 气消费国。但国内原油产量自 2015 年见顶后持续回落，天然气增产速度低于需求增速， 油气对外依存度逐年提升。2021 年我国原油表观消费量 7.36 亿吨，原油产量 1.98 亿吨， 对外依存度高达 72.1%，天然气表观消费量 3726 亿方，产量 2053 亿方，对外依存度升 至 45.3%，继续逼近 50%关口，国内能源供应安全问题不容乐观。

国内油气增储上产，“七年行动计划”推动上游投资大幅增加。2019 年 5 月，国家能 源局组织召开大力提升油气勘探开发力度工作电话会，要求石油企业要落实增储上产主体 责任，不折不扣完成 2019-2025 七年行动方案工作要求。2019 年 10 月，国家能源委会议 十九大后首次召开，会议强调保障油气供应安全，加大油气勘探力度。 受政策驱动，国内石油公司均提升 2025 年储产量目标。2019 年上半年，中石油和中 海油均披露“七年行动计划”对应规划方案。中国石油计划 2019-2025 年每年风险勘探投 资 50 亿元，是之前每年风险投资的 5 倍，计划未来 7 年年均新增原油可采储量 1 亿吨， 新增天然气可采储量 3000 亿方。中国海油计划到 2025 年勘探工作量和探明储量翻倍。

产量方面，国家能源局要求 2025 年确保国内原油产量维持在 2 亿吨水平。根据公司 公告，中国石油计划原油产量从 2018 年 1.01 亿吨增加至 2025 年 1.06 亿吨，7 年复合增 速 0.7%，天然气产量从 2018 年 1094 亿方增加至 2025 年 1500 亿方，7 年复合增速 4.6%。 中国海洋石油公告称，公司规划油气总产量从 2018 年的 4.75 亿桶增加至 2025 年的 7.30 亿桶，7 年复合增速 6.95%，其中原油、天然气复合增速分别 3.31%、15.27%。

公司分析：成本优势及成长性构筑高安全边际

公司为典型的 E&P 公司，业务集中于石油天然气勘探、开发与生产环节。中国海洋 石油有限公司为中国海洋石油集团公司下属负责上游油气勘探（Exploration）、开发 （Development）、生产（Production）及销售（Sales）业务的运营主体，为典型的 E&P （Exploration & Production）公司。公司是中国最大的海上原油及天然气生产商，也是全 球最大的独立油气勘探及生产集团之一。

技术驱动+高效管理，铸就全球低成本竞争力

公司桶油主要成本连续 7 年下降。2013-2021 年上半年，公司桶油主要成本大幅降低， 自45.02美元/桶降至29.49美元/桶，降幅34.50%，其中作业费用、折旧折耗及摊销（DD&A）、 销售及管理费用分别自 12.25、21.03、3.21 美元/桶降至 7.83、15.33、2.51 美元/桶，降 幅为 36.08%、27.10%、21.81%。

公司成本领先同行，具备全球范围内的竞争力。 公司的桶油作业费用、DD&A、勘探费用领先同行。2013-2020 年，作业费用、折旧 折耗及摊销（DD&A）占公司桶油 5 项成本综合的比重介于 73.9%~85.8%之间，且除 2013 年外均在 79%以上，是公司成本中最核心的组成部分。

中海油及其可比公司、同行业公司 相比，虽然上市地区不同，但在 2021 年纽交所退市以前均为在纽约证券交易所发行存托 凭证（ADR）的公司，接受美国证监会（SEC）的审计与监管，桶油作业费用、DD&A、 勘探费用等的会计处理方式具备可比性，而弃置费、销售及管理费用、其他税金等科目则 由于各公司油气资产所在国家政策不同而存在差异。选取可比且占据成本主体部分的桶油 作业费用、DD&A 和勘探费用进行对比（数据来自于 Bloomberg），同行业公司中，2020 年中海油三项成本之和为 22.5 美元/桶，仅高于道达尔（17.9 美元/桶），低于其他的同行 业公司。

按照 OilPrice 统计的全球主要产油国的平均盈亏平衡成本，中海油 2019、2020 年盈 亏平衡成本（按照（营业收入-税前利润总额-投资收益）/净产量简化计算）分别约 39、33 美元/桶，平均约 36 美元/桶，大致位于全球产能较低的 30%分位，具备全球竞争力。

技术进步驱动全球海上油气成本不断下降，海上油气已成为重要的潜在增产来源。 技术进步推动海上油气勘探开发效率提升、成本下降。2014 年以来的低油价时代持 续抑制全球油气上游资本开支增长，油服公司纷纷选择通过持续的技术研发提升效率、降 低成本，近年来海上油气勘探开发技术进步显著。以巴西深水油气田为例，2010-2017 年， 其单井平均钻完井天数从 240 天降至 46 天，单井平均产量增长 30%至 2.6 万桶/天，单区 块达产所需井数从 8 口降至 6 口。较低的资本开支也使得近年来全球路上勘探成功率断崖 式下滑，但海上油气勘探成功率由于技术进步仍维持在可观的水平。

技术带来的进步直接体现在成本下降上。据 Rystad Energy 统计，2013-2020 年全球 各区域深水油气作业费用降幅明显，亚洲、非洲和北美的作业费用均已降至 10 美元/桶之 下。随着海上油气勘探开发成本的下降，近年来深水油气（Deep Water）成本已低于北美 页岩油（NA Tight Liquids），成为仅次于中东地区的低成本油气潜力区，同时浅水、大陆 架地区（RoW onshore、Shelf）的油气成本也在持续下降中。

中海油将成本控制作为长期坚持的战略，致力于通过技术进步推动降本。2019 年公 司首次明确提出“数字化转型”，推进智能油田建设，有效提升油田生产销量，降低油田 运营成本。具体措施包括：智能勘探，大数据辅助地震采集、解释一体化，实现优快目标 评价；提升勘探作业现场决策效率；提高勘探作业风险防控；智能开发生产：实现区域精 细化管理；开展生产设施和关键设备故障预警。

公司实现了智能化生产操控系统覆盖油气田开发生产的全流程。公司东方 13-2 气田 储量规模大、品质好，但地层温度、压力高，工程建设难度、开发风险大。其成功投产标 志着我国成为世界上少数系统掌握高温高压气田勘探开发技术的国家之一。东方气田群是 我国首个海上智能气田群，实现了智能化生产操控系统覆盖油气田开发生产的全流程，标 志着我国海上油气生产运营迈入智能化和数字化时代。

公司技术逐步突破，代表性级深水半潜式生产储油平台——“深海一号”已顺利投产。 2021 年 6 月 25 日，公司自主研发建造的全球首座十万吨级深水半潜式生产储油平台—— “深海一号”正式投产。“深海一号”项目中加强深水油气勘探开发领域关键核心技术攻关，全面掌握了中心管汇等 10 余种水下关键装备的自主制造技术，进一步加快深海科技 创新步伐，形成公司独有的 1500 米以上超深水油气勘探开发工程技术体系及配套作业能 力，自主创新能力和科研成果转化创效能力得到了进一步提升 。“深海一号” 可带动周 边陵水 25-1 等新的深水气田开发，形成气田群。公司预计到 2025 年，我国南海莺歌海、 琼东南、珠江口三个盆地天然气探明储量将达 1 万亿立方米，建成“南海万亿大气区”。

公司具有一流的人才结构。截止 2021 年末，公司硕士及以上、大学本科、大专及以 下学历的员工占比分别为 27.1%、59.1%、13.8%。公司实施人才兴企战略，秉持人才是 第一资源的理念，深化人才发展体制机制改革，构建具有高端引领和内生驱动的人才管理 机制，打造具有战略思维和全球视野的国际一流人才队伍，增强具有行业前瞻性的人才发 展能力，逐步构建具有全球竞争力的人才生态系统。 公司人均创收、创利能力均领先同行业公司。2021 年，中海油人均净利润高达 368 万元，领先除康菲外的多数同行业公司，在国内同行中优势显著。

油气资产全球化布局，产量增速远高于同行

公司深耕中国海域，主导中国海上油气开发。自 1957 年在渤海钻探第一口井以来， 公司不断加深对于中国海域的地质认识，熟悉中国海域油气成藏规律并拥有成功的勘探开 发记录。近年来，公司逐步建立成熟的海上生产设施和海底管网系统，有利于未来区域化 勘探开发。公司拥有中国近海广阔的勘探区域，截止 2020 年底拥有油气探矿权 239 个， 面积约 130 万平方公里，覆盖超过 95%的中国海域总探矿权数量和面积。2020 年国内海 洋石油产量 5164 万吨油气当量，同比增长 248 万吨，占当年全国石油总增产量的 80%。

对外合作专营模式有利于降低中国海域的勘探风险、发现成本和资本要求，增厚公司 利润。海上石油开采高风险、高技术、高投入，勘探开发专用设备耗资大，技术要求高。 中国对外合作开采海洋石油资源的业务统一由中海油负责，中海油享有在对外合作海区内 进行石油勘探、开发、生产和销售的专营权，其可以要求国外石油企业如在中国海域内开 采石油，必须跟中海油签订石油合同，并在开采过程中，由外方独立承担勘探开发费用。

立足国内，拓展全球，公司已成为资产全球布局的国际化油公司。亚洲是公司海外发 展最先进入的区域，已成为中海油在海外的主要油气产区之一，主要包括印度尼西亚、伊 拉克和阿联酋等。公司在大洋洲的油气资产主要位于澳大利亚和巴布亚新几内亚。非洲是 中海油海外油气储产量较大的地区之一，主要位于尼日利亚和乌干达。北美洲已成为公司 海外油气储产量最大的地区，公司在北美洲的美国、加拿大、墨西哥以及特立尼达和多巴 哥持有油气区块的权益。公司在南美洲的巴西、圭亚那和哥伦比亚持有油气区块的权益， 并持有 BC 公司 50%的权益。在欧洲，中海油持有英国北海 Buzzard 和 Golden Eagle 等 油气田的权益，并持有俄罗斯 Arctic LNG 2 LLC 10%的股权。

资产结构多元化有利于增强持续经营能力和抗风险能力。中海油在中国海域持续进行 油气勘探、开发和生产活动的同时，积极布局全球市场，在多个世界级油气项目持有权益， 资产遍及世界二十多个国家和地区，多元化、全球化的资产布局有助于公司均衡业务风险， 提升公司的持续经营能力和抗风险能力，也反映了公司优越的管理能力。 公司储量持续高质量增长。2019-2021 年，公司证实储量为 51.9、53.7 及 57.3 亿桶 油当量，储量持续增长。2021 年，公司共获得 16 个商业发现，成功评价 30 个含油气构 造，未来仍有巨大的勘探潜力。

海外业务持续扩张，截止 2021 年底公司海外油气合计证实储量达 20.7 亿桶油当量。 公司坚持价值引领，优化海外勘探区域布局，夯实公司可持续发展资源基础。南美洲已成 为公司未来重要的产量增长来源之一，根据公司在圭亚那的联合作业方埃克森美孚公告， 截止 2021 年中，圭亚那 Stabroek 区块已探明可采资源量超过 100 亿桶，其中 2020 年以 来新勘探发现的可采资源量超过 20 亿桶，公司在该区块拥有 25%的权益。

公司积极推动增储上产，油气产量稳步提升。2019-2021 年，公司的油气净产量分别 为 5.06、5.28 和 5.73 亿桶油当量，持续稳步提升。自 2001 年于联交所、纽交所上市以 来，中海油净产量增长 6 倍以上，保持了行业领先的产量增长能力。展望未来，公司将继 续寻求有效益的产量增长，积极推动油气增储上产，根据公司 2023 年战略展望，公司预 计 2022 年度产量将达 600~610 亿桶油当量，同比增长 5.0~6.0%。

公司预计 2025 年净产量将达 200 万桶油当量/天，即 7.30 亿桶油当量/年，天然气比 例将由当前的 21%左右升至 35%左右，以此计算，2025 年公司原油、天然气净产量将分 别达到 4.82、2.48 亿桶油当量，相比 2020 年增长 15%、128%。预计 2022-2025 年公司 油气净产量 CAGR 将达 6.24%，显著高于 5 大国际油公司 1%~1.5%的产量 CAGR 预期 和全球原油 0.5%~0.6%左右的需求增速预期。公司在全球和国内油气供应端的地位有望 持续提升。

现金流稳健，有能力维持可观的分红水平

公司资产负债率低于同行，ROE 领先同行业公司。公司资产负债率常年维持在 40% 左右，显著领先同行。在资产负债率较低的情况下，可观的盈利能力使得公司 ROE 领先 同行，2021 年 ROE 高达 15%，仅次于康菲（2021 年 ROE21%，资产负债率 50%）和 Equinor(2021 年 ROE24%，资产负债率 73%)，体现显著的成本优势和强劲的盈利能力。公司注重股东回报，累计分红可观。自 2006 年以来，公司累计分红 3361 亿港元， 平均分红比例约 38.8%，分红规模可观。

在中高油价可持续、成本竞争力不断巩固、产量持续增长背景下，公司有望维持强劲 现金流和丰厚的股东回报。2022 年 1 月 11 日，公司发布 2022 年战略展望，承诺 2021-2024 年分红比例不低于 40%，且每股派息不低于 0.7 港元（按照发行后总股本计算折合每年分 红不低于 330 亿港元，即 268 亿元人民币），且 2021 年还将加派上市 20 周年特别股息。 以 Brent 均价 70 美元/桶测算，预计 2021-2023 年公司经营活动产生的现金流净额分 别约 1436、1453、1529 亿元人民币，公司每年资本开支有望维持在 900-1000 亿元人民 币区间内，则未来 3 年自由现金流大致位于 400-650 亿元人民币之间，足以支撑公司承诺的分红计划。

2022 年 1 月 11 日，公司发布 2022 年战略展望，承诺 2022 年适当时机将在股东大 会授权范围内进行 H 股回购，公司历年股东大会均会授权公司回购不超过总股本 10%（约 44.6 亿股）的股份，我们认为回购将有助于公司进一步提升股东回报。

发力天然气，探索新能源，积极应对碳中和挑战

坚持科技创新驱动，打造创新性能源公司，积极推进绿色低碳发展。公司坚持实施科 技创新、管理创新和商业模式创新，推动从依靠速度、规模和要素驱动向创新驱动转变， 成为一家创新型能源公司。传统业务方面，公司致力于油气储量和产量增长，通过勘探开 发及价值驱动的并购来扩大储量和产量，提高勘探成功率，降低开发成本，提升经营效益。 另一方面，公司也积极响应国家“双碳”发展目标要求和全球能源行业发展趋势，积 极拓展天然气业务，提升天然气产量占比，保障天然气供应；积极探索发展新能源业务， 稳妥有序推进海上风电业务，择优发展陆上光伏发电业务，实现公司低碳清洁转型升级。

天然气是最清洁的化石能源，碳中和背景下极具发展潜力。天然气的 98%成分是甲烷， 几乎不含硫、粉尘和其他有害物质，燃烧时产生二氧化碳少于其他化石燃料（天然气、原 油、原煤单位热值含碳量分别为 15、20、26 吨碳/万亿焦耳），并能减少二氧化硫和粉尘 排放，减少二氧化碳排放量和氮氧化合物排放量，有助于减少酸雨形成，舒缓地球温室效 应，从根本上改善环境质量。天然气清洁干净，供应稳定，不易爆炸，安全性好，能延长 灶具的使用寿命，也有利于用户减少维修费用的支出。

我国天然气行业处于快速发展阶段，进口依存度不断提升。我国天然气表观消费量持 续上升，2020 年达到 3250 亿方，同比增速 7%。2011-2020 年国内天然气需求 CAGR 为 11.7%，由于我国天然气行业需求显著高于产量增速，进口依赖度持续提升，2020 年我国 天然气进口依赖度升至 42%。未来随着天然气的推广使用，产量和消费量有望进一步提升。 中海油加大海上天然气勘探开发力度，布局煤层气等非常规天然气资源。

中国海上天 然气地质资源量可观，莺歌海、琼东南、珠江口、东海、渤海湾五大盆地天然气地质资源 量累计达超过 17 万亿立方米，公司正加大国内海上天然气勘探开发力度，推进东方、陵 水、渤中等一批大气田快速上产。2019 年，公司以 53.35 亿元收购中联公司 100%股权， 拓展在中国陆上煤层气资产布局，在山西沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘建成两大非常规气 生产基地公司，预计 2025 年陆上非常规天然气产量将提升至 60-80 亿方。

布局海外天然气资源及基础设置，参股俄罗斯 Arctic LNG 2 天然气项目。 北极地区油气资源丰富，是未来油气勘探开发重要的战略接替区，IEA 预测北极圈内 石油和天然气可采资源量分别超过 120 亿吨和 320 亿吨，占全球的 13%和 30%。根据俄 罗斯最大的独立天然气生产商 Novatek 公告，该公司在北极地区制定了长期的大规模投资 计划，目标到 2025 年形成 5700~7000 万吨/年的 LNG 加工及出口能力。目前已全部投产 的 YAMAL 项目总产能为 1800 万吨/年，Arctic LNG 2 项目规划产能 1980 万吨/年，计划 于 2023、2024、2026 年分 3 期建成投产。中海油于 2019 年 4 月收购 Arctic LNG 2 项 目 10%权益。

预计公司 2025 年天然气净产量较 2020 年增长约 128%，天然气产量占比有望提升至 35%左右。按照公司规划，我们预计公司天然气产量占比有望从 2020 年的 21%左右提升 至 2025 年的 35%左右，预计 2025 年公司天然气净产量将达 248 百万桶油当量（折合 1208 亿立方米或 4.27 万亿立方英尺），相比 2020 年增长 128%。

探索海上风电、陆上风电光伏、CCUS 等领域，积极响应国家“双碳”发展目标。公 司顺应全球能源行业低碳化发展大趋势，利用丰富的海上生产作业和管理经验，积极探索 海上风电、海上 CCS 和 CCUS 等新业务发展，开展前沿技术领域研究。 2019 年公司设立了中海油融风能源有限公司，开始探索海上风电可再生清洁能源的 发展。海上风电业务发展潜力巨大，而公司具有海上工程和资源优势，能够与现有主业形 成协同效应。目前，公司首个海上风电项目已于 2020 年底实现全容量机组并网发电。

公司成立新能源部门和研究机构，计划“十四五”期间每年将 5%-10%的资本开支用 于新能源业务。公司积极探索“中中合作”新模式，与三峡集团、国家电投、国家能源集 团等电力企业达成战略合作。未来，公司计划稳妥有序推进海上风电，围绕风场资源获取 及项目开发，逐步形成以海上风电为核心的绿色能源新业务，同时择优发展陆上光伏风电。 根据公司公告的 2022 年战略指引，公司计划到 2025 年获取海上风电资源 500-1000 万 KW，形成 150 万 KW 海上风电装机能力，获取陆上风光资源 500 万 KW，形成 50-100 万 KW 陆上风光装机能力。 除提升天然气产量占比，布局海上风电、陆上风电光伏等清洁能源以外，公司积极推 进建设绿色工厂，推动油气田开发全过程的节能减碳，并将加快岸电项目建设。同时，公 司积极发展绿色产业，计划 2022 年推进海上 CCS 和 CCUS 示范工程项目。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】系统发生错误