（报告出品方/分析师：安信证券 张汪强）
中国海洋石油有限公司（以下简称“公司”或“中国海油”）是中国海洋石油集团下主营原油、天然气的勘探、开发、生产及销售业务主体。
公司在 1999 年 8 月 20 日于香港特别行政区注册成立，经过 20 余年的发展已成长为中国最大之海上原油及天然气生产商，亦为全球最大之独立油气勘探及生产集团之一。
目前，公司以中国海域的渤海、南海西部、南海东部和东海为核心区域，资产分布遍及亚洲、非洲、北美洲、南美洲、大洋洲和欧洲。
据公司 2021 年年报显示，截至 2021 年 12 月 31 日，公司拥有净证实储量约 57.3 亿桶油当量（其中国内与海外净证实储量占比分别为 58%和 42%），全年平均日净产量达 1,569,560 桶油当量（除另有说明外，本报告中储量和产量数字均含权益法核算的储量和产量）。
共有总资产约人民 币 7,866 亿元。2021 年，中海油在福布斯全球油气勘探生产（E&P）公司中排名榜首，油气行业排名从上年第 14 为升至第 8 位，首次跻身行业前 10。在全球企业 2000 强中位列第 187 位，并在首次发布的“2021 福布斯中国〃最佳雇主”评选中荣登“年度最具可持续发展力雇主”榜单。此外，在 2021 穆迪公布的评级中维持对公司 A1 的发行人评级。
1.1. 业务概况：全球化油气业务为核心，辅以清洁能源协同发展
公司的主要产品为原油以及天然气，已形成勘探评价、前期研究、工程建设、油气生产和设 施弃置整条业务流程。销售方面公司通过不同全资子公司对海内、海外进行油气销售。此外，对来自于公司在产品分成合同下归属于外国合作方的原油及天然气部分公司也充分发挥资源及市场优势积极从事贸易发展。
除了主营油气业务外，公司主动响应国家“双碳”发展目标，积极探索可再生清洁能源发展。基于不同业务属性及会计披露方式，公司业务可基本分为油气勘探开发及生产、原油及天然气贸易和可再生清洁能源三大板块。
油气勘探开发及生产：该部分可以根据性质大致分为三个环节：前期准备、实际作业和油气 销售。在前期准备和实际作业环节又区分两个地域两种模式，即海内、海外两个地域，自营 作业、签署产品分成合同两种模式。油气销售环节又区分两个地域不同销售模式。
前期准备：主要为勘探和投资。在国内自营作业模式下，公司是区块唯一对象，承担区块的开发与生产计划的实施和制定，也承担项目投资。在国内产品分成合同模式下，公司让渡部分商业权力给海外投资方。但海外投资方需承担 100%的项目勘探风险和投资。在海外，公司与海外资源方签订产品分成合同、技术服务或租约，公司作为投资方承担勘探风险。发现商业油气田后，根据合同约定比例进行投资。
实际作业：主要为油气的生产作业。在国内自营作业模式下，公司自行承担区块内生产和作业。在国内产品分成合同模式下，作业者可以以由外国公司直接承担，也可以由公司接替承担或直接承担。在海外产品分成合同模式下，公司可以作为作业者也可以为非作业者。
油气销售：在国内地域生产的油气，公司主要通过全资附属子公司“中海油国际贸易有限责任公司”销向国内市场。在海外生产的油气，公司主要通过“中海油国际贸易有限责任公司”或“中国海洋石油国际有限公司”销往海外，部分售回国内。
原油及天然气贸易：公司原油及天然气贸易指公司在产品分成合同下，销售归属于外国合作 方的原油及天然气；以及通过全资子公司“中国海洋石油（新加坡）国际有限公司”于境外买卖原油及天然气的贸易。在产品分成合同下归属于外国合作方的产品虽然来自于公司的油气田项目，但本质上不属于公司勘探开发所得，故不计入油气勘探开发及生产收入。
可再生清洁能源：公司积极响应绿色低碳趋势，完成了设立“中海油融风能源有限公司”以及公司新能源部的顶层架构。在公司比较优势的背景下开启了积极发展海上风电，择优发展陆上风光为主的新能源产业新征程。2021 年 10 月，公司首个海上风电项目实现全容量投产运行，年上网电量 8.65 亿度；同年，首个海上油田群光伏电站正式投运。
当前公司在会计上主要体现三大板块：油气销售、贸易和其他，其中油气销售构成营收及毛利润主体。2015-2021 年，公司油气销售收入占比稳定在 80%以上，并有逐年上升趋势；同 时也构成了对毛利的主要贡献，2017年开始占比达到98%以上。
贸易板块对收入占比自2017 年开始逐渐下降，对毛利润形成边际贡献。以上表现与公司“致力于油气储量和产量的增长” 发展思路相吻合。
1.2. 发展历程：青松寒不落，碧海阔愈澄，永立潮头的国际油气公司
公司的发展历程伴随中国海洋石油工业的发展，大致可分为三个阶段：
1）1957-1978，起步 阶段。
20 世纪 50 年代发端于南海艰难起步。1967 年 6 月，海 1 井试获日产 30 吨原油，成为我国海域第一口出油井。美越战争结束后，我国重启南海区域的石油勘探开发，并于 1977年涠西南一号构造带湾 1 井试获日产原油 20 吨，天然气 9490 立方。
后来，随着改革开放政 策的实施，海洋石油发展进入第二阶段：
2）1978-2006，自营和对外合作共同发展阶段。
1978 年国务院确定了开发海洋石油采取对外合作与自营相结合的“两条腿走路”的方针，并于 1982 年 1 月 30 日发布《中华人民共和国对外合作开采海洋石油资源条例》。同年中国海洋石油总公司成立。此期间，由中、美、意三国联合开发的惠州 21-1 油田的投产实现了中国南海东部海域原油生产“零”的突破。其他项目有与挪威合作的陆丰 22-1 油田、与美国合作的西江油田、与英国 BP 合作的流花 11-1 油田、与日本合作的陆丰 13-1 油田、与加拿大合作的白云天然气田等。
在吸取对外合作的经验后，公司开始探索走出去战略，逐渐进入发展的第 三阶段：
3）2006 至今，践行自主创新走出去战略，积极开拓海外资源。
1994 年公司投资 1600 万美元收购美国阿科公司在马六甲海峡区块 32.5%权益，拥有第一个海外油田。2006 年始，公司大举开始进行海外扩张，收购尼日利亚 OML130 号 45%权益；2012 年收购加拿大尼克森能源公司。截至 2021 年底，公司实现净证实储量 5727.6 百万桶（含权益储量）。净证实储量中（不含权益储量）国内储量 3289.1 百万桶，占比 61%左右，海外储量 2066.2 百万桶，占比约 39%。
1.3. 股权架构：国资委控股，子公司进行业务拓展
公司为国资委控股企业，股权集中。公司为海油集团下属企业。截至 2021 年末，公司最大 股东为中国海洋石油集团，直接+间接持股比例约为 65.21%。国有资产监督管理委员会作为中国海洋石油集团的控股股东，构成公司实际控制人。公司业务通过下属众多控股及联营企业展开，国内业务主要通过中海油国际贸易有限责任公司，海外业务主要通过中国海洋石油国际有限公司，已形成涵盖油气产业链、债券发行、新能源研发的多条业务渠道。
1.4. 经营概览：业绩受原油周期波动影响，经营质量具有全球竞争力
公司主营业务为油气的勘探开发及生产，故公司业绩与油价呈现正相关。我们将公司与可比公司在不同情境下进行进行对比，公司展现出较强竞争力。
在 2020 年低油价时期，可比公司康菲石油、西方石油和 Equinor（可比公司的选取在第二部分竞争优势中说明）均出现亏损的情况下，公司实现营业额 1517.32 亿元（营业收入 1553.73 亿元），实现归母综合收益 117.2 亿元（归母净利润 249.56 亿元）。体现公司较强的抗风险能力和行业竞争力。
2012 年高油价时期，公司实现营业额 2476.27 亿元，归母综合收益 625.42 亿元；可比公司 Equinor 归母净利润略高于中国海油。若从盈利能力角度看，时年 Equinor、西方石油和康菲 石油的归母利润率分别为 9.52%、18.96%和 13.59%，而公司归母净利润率高达 25.26%。 公司在高、低油价环境下均体现出较强的竞争力。
公司期间费用相对稳定，盈利能力逐年提升。
公司期间费用率呈现两个特征：
1）在低油价时期，费用率较高。主要由于营业收入减少而部分固定成本不变，导致费用率升高。
2）公司销售及管理费用率逐年升高。
主因公司油气销量逐年增加，导致第三方管道运输费有增加，计入销售费用。
从归母综合收益率观察，公司在正常油价时期能够保证 20%以上的归母综合收益率。同时对 比历史同油价时期的盈利能力，2016 年和 2020 年布伦特均价分别为 43.74 和 41.57 美元/ 桶，2020 年公司归母综合收益率优于 2016 年 10 个百分点；2018 年和 2021 年布伦特均价 分别为 71.31 和 70.89 美元/桶，2021 年公司归母综合收益率高于 2018 年 8 个百分点。
我们结合前文公司的营收以及毛利结构考虑，公司归母综合收益率的提升主要由于公司油气销售占营业比重的提升。
2016 年油气销售占营收比为 83%，2020 年为 90%；2018 年油气销售占比为 82%，2021 年同样为 90%；而油气业务的高毛利水平使得提高油气产销能有效拉动归母综合收益率。同时，2018 至 2021 年公司平均 ROE 达到 11.91％，平均 ROIC 达到 8.83％。也体现了公司较好的盈利能力。
公司速动比率、流动比率均处于较高位臵，偿债能力较强。
公司速动比率和流动比率均超过 2，体现公司对短期债务有较好保障。同时公司资产负债率一直处于相对较低水平，2018 至 2021 年公司资产负债率分别为 38.82%、40.85%、39.84%和 38.72%，在公司不断发展，资产规模逐年增加的背景下，仍能维持 40%左右的资产负债水平，体现公司拥有良好的经营管理水平及较高的发展潜力。未来公司进行进一步融资扩张的财务压力相对较小。（报告来源：远瞻智库）
公司营收结构在国内市场并无相近企业，故而我们选择对标营收结构较为相似的国际油气公 司康菲石油、西方石油和挪威 Equinor。除了经营模式外，可比公司在产储量、产量结构和 全球市场板块（油气 E&P）排名均较为接近。
2.1. 低成本优势建立护城河，可攻可守
在第一部分经营概况的讨论中我们发现公司在不同油价时期业绩表现都非常具有竞争力，其 背后主因为公司对桶油成本的极致管控。根据公司公告口径，桶油成本主要来自于四项内容：作业费用，折旧、折耗和摊销（含油田拆除费），销售及管理费用和除所得税以外的税金。
通过观察历史披露数据，公司桶油4项成本自2013年开始连续7年下行，降幅高达41.49%。 2021 年桶油成本有所上行，主要为作业费用增加 6.10%；折旧、折耗和摊销费用（不含油 田拆除费）增加 1.4%；除所得税以外的税金增加 52.68%（占比小）。
作业费用增加主要由于新油田投产和大宗商品价格上升影响；折旧、折耗和摊销费用（不含油田拆除费）增加主要因为该部分与油价呈一定程度正相关，油价上涨导致该部分费用有所增加；除所得税外其他税金同样受油价影响，油价上升带来油气销售收入增加进而导致其他税金增加。
我们将公司桶油成本调整与国际油气公司相近口径，分别为作业费用、DD&A 和勘探费用三 项（税金各国比例不同无法有效衡量，海外销售费用不列入上游桶油成本故剔除）。2020 年，公司三项桶油成本约为 23.31 美元/桶，为对照组中最低。2021 年公司三项桶油成本为 27.01 美元/桶，大致与对照组相当（对照组均值为 26.45 美元/桶）。
拆分桶油三项成本来看，公司主要的成本竞争力体现在作业费。
2016-2021 年，公司平均桶油作业费为 7.62 美元/桶，低于对照组平均 3.06 美元/桶。此外，占据成本最大比例的 DD&A 费用呈逐年下降趋势，不断为公司助力成本优势。
长远来看，公司的低成本优势有望在技术 进步的推动下持续受益。
据 GEM 数据显示，自 2014 年开始深海油气盈亏成本开始逐渐下行，至 2019 年，其部分产能成本已经打平二叠纪盆地产油成本，剩余部分产能也有显著降低，逐渐接近二叠纪盆地高成本产能。我们同时将公司的桶油完全成本与全球各国及地区盈亏平衡成本进行对比，过去三年公司平均桶油完全成本为 36.54 美元/桶左右，在低油价区间对应全球 35%左右成本分位。极致的成本优势是公司在低油价时期防守的主要手段。同时，在高油价时期也会为公司带来高业绩弹性。
据我们测算，公司在当前产量、成本、税率等假设下，原油价格每提高 5 美元/桶，将会为公司带来近 90 亿元的业绩增厚。
2.2. 背靠资源优势手握专营权，海洋油气开发的稳定基石
根据 Rystad 统计，未来可开发油气资源中，除仅剩的陆上油气资源，深海油气以 43 美元/ 桶左右的成本或最具竞争力。据此可推测在未来传统化石能源的开采中，深海油气资源得益 于低成本禀赋或将成为优质资产。
公司是中国海域最主要的石油和天然气生产商，主要作业海域包括渤海、南海西部、南海东部和东海。
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%， 具有中国海域内绝对的竞争优势。其中渤海海域是公司发展的先驱，目前对公司储量和产量贡献最大。截至 2021 年末渤海储量占公司总储量比为 26.8%，占总产量比为 33.3%。东海海域勘探开发程度较低，其储量、产量占比分别为 2.7%和 1.2%。近年来公司对于东海的勘探力度逐渐加码，勘探区净面积为最大，或具有潜在价值。
南海海域分为南海东部和南海西部两块区域，总储量和产量比分别为 26.4%和 32.0%。南海区域勘探成效显著，据公司年报显示 2021 年共获得 49 个成功评价，随着公司 1,500 米超深水勘探开发核心技术的进一步应用（深海一号实现了从 300 米开 发向 1500 米开发的历史性跨越），将带动南海万亿方大气田建设。
公司具有中国海域内对外合作的专营权，降低勘探风险同时可控制勘探成本。
1982 年，决定采用国际通行的产品分成合同模式，对外合作开发中国近海油气资源。依据发布的《对外合作开采海洋石油资源条例》，中海油负责与外国公司在中国海域合作开采油气资源，享有在对外合作海区内进行海洋石油勘探、开发、生产和销售的对外合作专营权。 海上石油开采成本相较陆地更高，风险更大。
公司专营权要求国外合作方如在中国海域内进行项目合作，必须和公司签订产品分成合同，且所有的勘探开发费用由合作方独立承担。据此，公司可有效降低勘探风险和成本，有利于利润增厚。
2.3. 优势现金流持续保证股东回报
行业内无出其右的资产负债率水平体现公司对所有者权益的重视。根据会计恒等式不难理解 较低的负债水平可以较大程度保证所有者权益。我们对比公司与国际油气、化工企业发现公 司具有最低的资产负债率水平，且常年维持在 40%左右。
体现公司经营上对所有者权益的重视。我们理解强大的现金流是一家公司拥有竞争优势的强信号，因此我们计算了公司与行业其它公司 2018-2021 年平均自由现金流利润率水平，以求得公司每 1 单位元（不同币种）的收入能转换成多少比例的超额利润。
从图中可知近 4 年公司平均自由现金流净利润率高达 14.7%。值得一提的是，2020 年低油价时期各大国际油气、化工企业的平均自由现金流净利润率为-0.30%，而公司则达到了 19.99%的水平。较高的股东权益叠加强大的现金流为公司创造股东回报提供了极为有利的条件。
优势的内生背景使得公司成为港股能源类企业累计现金分红第一。
公司十分重视股东回报，自公司上市以来持续对股东进行现金形式分红。以现金分红口径统计，公司上市以来是港股能源公司类别下累计分红最多的企业。累计以现金形式分红 3685 亿港元，总计分红为 3694 亿港元。较好体现了公司注重股东的即时资本回报，不摊薄整体股东权益。
此外，公司也一直维持年度分红总额，并不按照固定业绩比例进行分红，在业绩景气低点提高分红比例，有助于降低股东资本回报率方差。（报告来源：远瞻智库）
能源是国家经济发展的命脉，能源安全也事关国家经济安全。我国属于典型多煤贫油少气国 家，油气资源对外依存度较高，经济发展的刚性需求和能源供应矛盾已经显现。
在此背景下，国家从政策层面积极推动油气龙头企业“增储上产”，同时兼顾“双碳”纲领指引对供给进行有序引导形成进入壁垒。
结构上，在坚定开发油气资源的同时鼓励可再生清洁能源发展，以求实现经济发展与环境保护的兼顾。
公司作为国内领先的油气生产龙头，积极响应国家政策纲领，充分发挥内生优势提出了“注重产量储量增长，开发和拓展天然气业务”的公司策略。同时成立了新能源部和新能源公司，完成了新能源产业发展的顶层设计。
未来公司有望在油气主业的带领下实现“油气+新能源”双轮驱动，勾勒业绩成长新曲线。
3.1. 油气资源进口依存度高，政策鼓励海洋油气发展
随着经济的发展，我国油气资源对外依存度不断提升，经济发展的刚性需求与能源供应的矛 盾已经显现。我国是世界第二大油气消费国也是最大原油进口国，近 20 年我国原油表观需 求持续增加，同时由于国内供给有限，对外依存度也逐年增加。
据统计，近 10 年我国原油表需复合增速为 4.60%，对外依存度增加 16pct 左右；天然气表需符合增速高达 10.42%，对外依存度增加 19pct 左右。截至 2021 年末，我国原油对外依存度为 73%，天然气对外依存度为 43%。
对比“十三五”对油气产量规划（原油产量 2 亿吨，实际 1.99 亿吨；天然气产量 3600 亿立方米以上，实际 2053 亿立方米）均未完成预定目标，供需矛盾亟待解决。
面对日益突出能源矛盾，国家发布一系列规范文件引导行业发展。
文件主要精神为引领行业健康发展，保证石油供应有序增长，大力发展天然气等清洁能源。构建合理、供需协调、安全可靠的现代化能源供应体系，进一步完善石油、天然气法规体系建设和政策支持。推动完成 2019-2025 七年行动计划，加大油气勘探力度，坚决保障油气供应安全。
根据国家政策指引，公司以“增储上产”作为战略纲领，提出了“注重产量储量增长，开发 和拓展天然气业务”的公司策略。并同时落实了具体行动方案。
主要为三个方面：
1）推进“油气增储上产，能源绿色转型，科技自主创新”三大工程；2）实施“提质增效升级”行动；3）不断提升价值创造能力，为股东带来更大回报。
三大工程基本确立了公司未来成长框架。另一方面，我国海洋油气资源丰富，发展潜力大。据公司招股说明书，我国海洋油气探明程度较低（石油探明占储量 23%，天然气 7%），但储量较大，剩余技术可采储量分别占我国油气剩余可采储量的 34%和 52%，是我国油气勘探和发展的重要接力区，发展潜力大。
3.2. 主业“增储上产”，公司有目标、有能力、也有保障
基于前文对未来海上油气发展在成本不断优化过程中或成为油气行业新“角力场”的推测，以及结合公司储量寿命、储量替代率两大指标的保障，我们认为公司能够实现既定产量目标， 且在可持续发展能力上优于行业其他企业。为落实“增储上产”，公司以自身储量为保障，“七 年行动按计划”为指引具体落实了未来三年滚动产量目标。
2022 年公司产量目标为 6.0-6.1 亿桶油当量；到 2024 年形成 6.8-6.9 亿桶油当量产量规模，根据预计未来三年公司油气产量复合增速为 5.87%-6.39%。同时公司预计加大海外开采力度，实现海外产量占比提升。结构上，天然气比例或逐渐增加，到 2025 年实现天然气占比 35%，原油占比 65%（当前天然气占比约为 22%）。
在既定目标下，我们认为公司有能力完成既定目标产量。
横向来看，我们列取国际油气、化工企业上游油气产量增速。在 2012-2021 年间，公司油气产量复合增速为 5.9%，其他公司的平均平均增速为 1.30%，公司位列第二。
对照组康菲、Equinor、西方的平均复合增速为 2.50%，公司指标高于对照组 3.4pct，体现公司优于行业的成长性。同时我们考虑了不同市场存在的差异（虽然油气资源属于全球性大宗品，但不同经济地域带来的不同强度资本开支可能带来区域性产量差异），我们将公司与中石油、中石化进行对比发现即使在同一市场环境下，公司历史产量成长性要显著优于其他企业。
此外，我们也认为公司对既定产量目标的实现具有较强保障。公司储量寿命在当前生产强度 下实现稳态。假设当前产量翻番，以公司当前储量仍能满足未来 5 年生产安排，也能保证“七 年行动计划”的顺利实现。
保障主要体现在两个指标：1）储量寿命；指假设公司生产强度不变，净证实储量可供公司生产的年数。2）储量替代率；可理解为新增开采保障倍数，若该数值大于 100%说明公司在现有生产强度下能保证储量持续增长，反之则储量下降。
我们通过观察公司与可比油气公司 2012 至 2021 年净证实油气储量寿命（不含权益）发现公司自 2017 油价转暖后储量寿命逐渐增长，近 4 年储量寿命均超过 10 年，且 2020 年低油价情景并未影响公司储量寿命。
国际油气公司储量寿命则整体呈现下行态势。再通过观察公司历史产量可得知公司产量大致上逐年递增。说明公司的储量寿命并不以牺牲产量为代价，在保证公司产量持续增加的情况下，仍能通过积极勘探保证储量寿命的稳定。
此外，公司自 2017 年开始储量替代率一直稳定在 100%以上（或因较高的资本支出完成率），而国际油气公司的该指标则跟随油价呈现较大幅度波动。另一方面，公司资本开支完成度较高，能为增产上储提供资金保障。
2022 年海内外 13 个项目并行，助力产量、储量成长。
公司在 2022 年多项目并行，共计 12 个（圭亚那二期已于 2022 年 4 月投产）项目建成后有望贡献产量 149.52mboe/d，占 2021 年产量的 9.53%。
此外，公司 A 股上市的 8 大募投项目已有 4 个投产，剩余 3 个项目（其中秦皇岛和曹妃甸岸电应用工程不进行生产）投产后有望贡献产量 104.82mboe/d，占 2021 年产量的 6.68%。
2022 新增项目加募投项目投产达效后共计能贡献产量 254.34mboe/d，占 2021 年净产量的 16.20%，能有效覆盖 2021-2024 年产量净增量。
储量方面海内外均有重大商业发现。国内较具有代表性的垦利 10-2 构造探明地质储量超亿 吨，打破了渤海油田凹陷带浅层从未获得亿吨级岩性油气发现的局面；渤中 13-2 围区新增 探明地质储量超 3,000 万吨油当量。
海外圭亚那 Stabroek 区块在 2022 年一季度又获得 Fangtooth 和 Lau Lau 两个新发现，目前区块总可采资源量约 110 亿桶油当量。海内外勘探持续性的新发现成为未来成长性的重要保证。
3.3. 应绿色低碳趋势，进军能源绿色转型“新战场”
在国家“双碳”发展的目标要求和行业趋向绿色生产的背景之下。公司将“绿色低碳转型”列为公司三大工程之一。根据公司战略展望推介资料显示，未来公司将主要从提高天然气产量占比、有序推进海上风电项目为主要发展方向，同时对新项目积极推行岸电工程和 CCS、CCUS 示范工程，进而实现公司整体的绿色低碳转型。
3.3.1. 储量做保障、项目促成长，公司加码天然气增储上产力度
天然气的热值高、污染少、单位热值碳排放量低，是最清洁的化石能源。天然气主要成分是 烷烃气甲烷（含少量乙烷、丙烷和丁烷），含硫量较少。同时天然气具有高于煤炭及石油热 值以及低于其它化石能源的单位碳排放。
我们根据《综合能耗计算通则》公布的各类能源热值对比发现油田伴生气每千克热值为 61MJ，原油为 45MJ，标准煤为 34MJ。同时根据《省级温室气体清单编制指南》的单位热值含碳量数据，同单位热值下油田天然气的含碳量为原油的 0.76，原煤的 0.58，燃烧后的单位热值二氧化碳排放量也理应低于其它化石能源。
公司响应政策积极布局天然气资源，从产量上看 2021 年公司天然气产量达到 1774.1 百万立 方英尺/天，折合桶油当量为 30.51 万桶油/天。
从产量占比上看，公司天然气产量占比自 2016 年开始不断提升，2021 年公司天然气产量占总油气产量的 21.03%。根据公司战略发展推介材料指引，到 2024 年公司力争达到天然气产量占油气总产量比 30%。
我们据此测算公司未来天然气产量。预计到 2024 年，公司天然气产量将达到 3250 百万立方英尺/天，复合增速将达到 22.36%。
极端情况下，按公司目前天然气储量仍能维持公司天然气产量以 22.36%增速生产至 2027 年。截至 2021 年末，公司拥有净证实天然气储量 8.35 万亿立方英尺，储量寿命按 2021 年 产量计算为 13 年左右。公司天然气储量历史十年来稳步上行，复合增速为 4.03%，较好地 保证了公司天然气产量计划。为验证公司未来天然气增产是否具有保障，我们极端假设公司 未来不进行任何天然气资源勘探，维持当前储量不变。
据计算，未来三年天然气产量合计约 2.95 万亿立方英尺，仅占公司当前天然气净证实储量的 35.30%左右，2024 年末公司仍剩余 5.40 万亿立方英尺天然气储量，可保障 2025 年至 2027 年天然气增产不受影响（假设天然气产量仍维持 22.36%复合增速增长）。
公司继续增加天然气勘探力度，通过三维地震数据评价以及探井工作量为指标持续为“绿色低碳转型”努力。在天然气净证实储量有较好的保障下，公司继续加强天然气的勘探力度。
根据公司 2022 年发展战略指引，预计 2022 年公司进行海上探井 227 口，陆上非常规探井 132 口。预算评价海上三维地震数据 16500 平方公里，陆上 500 平方公里。由于我国海上地质构造非常复杂，油田呈碎片化分布（海外油田面积能呈现上千平方公里），最小的断块油田仅有 0.01 平方公里，故而三维地震数据评价显得尤其重要。
布局陆上资源，海陆协同开发助力天然气上产。
公司于 2019 年以 53.35 亿元收购中联煤层气有限责任公司 100%股权用以开发陆上煤层气资源。至此，中联公司作为中国海油非常规油气分公司，全面承担气中海油非常规油气资源的勘探、开发和生产任务。
公司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，2020 年鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带陕西省榆林市神木市致密气项目（神府南气田项目）获得国家能源局备案。项目探明天然气地质储量 456.07 立方米，为公司天然气净储量的 19.29%。设计动用地质储量 159.3 亿立方米，设计峰值产量 5.67 亿立方米/年，为公司 2021 年天然气净产量的 3.10%。
海外，公司拥有印度尼西亚 3M 气田的 40%权益，该项目位于印度尼西亚东爪哇海盆地马杜拉海区块。项目将通过 1 艘浮式生产装臵、1 艘移动式海上生产装臵、3 座无人井口平台，总井数 10 口进行生产。预计峰值产量 18.62 亿立方米/年，权益后归属公司产量为公司 2021 年天然气净产量的 4.06%。两大重要项目投产达效后，有望为公司带来天然气净产量增量 13.12 亿立方米/年，贡献天然气产量增速 7.15 个百分点（2021 天然气产量基准）。
3.3.2. 综合内生优势，布局海上风电业务
2021 年 10 月，正式发布《关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知》。方案明确了到 2025 年，非化石能源消费比重达到 20%左右，单位国内生产总值能源消耗比 2020 年下降 13.5%，单位国内生产总值二氧化碳排放比 2020 年下降 18%的总体要求。方案重点任务目标之一是大力发展新能源。
全面推进风电、太阳能发电大规模开发和高质量发展。同时也给出了对于风电业务坚持陆海并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励建设海上风电基地的政策指引。在此背景下，公司积极响应国家号召提出了每年在新能源领域投入资本支出 5%-10%，择优发展新能源业务的总体方针。
同时，在公司发展战略报告中也提出了具体行动目标，即到 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。 由于关于海上风电的细节研究并非本报告所能解决（也非笔者能具体阐明）。
基于 2021 年为国家对风电补贴最后一年，我们粗浅认为风电行业竞争或进入成本竞争时代。故而本部分内容仅从度电成本（LCOE）模型讨论公司发展海上风电的部分优势。总结而言，公司发展海风的具体优势体现在容量系数。
自2011年至今，风电行业的发展大致可分为三个阶段：
1）发展调整时期。该阶段相较于风电发展早期动辄50%以上的新增装机量同比增速出现明显下滑。主因风力发电具有“间歇性”特征导致风电场和国家电网建设并不同比。风电大规模消纳的景气时点已过，国家开始逐渐收紧对项目的审批。
2）初步市场化阶段。在环保政策指引以及装机发展结构化改革之后，风电继续被消纳。同时国家补贴同时期逐步退坡，倒逼行业进行技术革新、降本增效。市场化竞争雏形初显。
3）平价上网阶段。得益于技术革新，风电发电成本持续下行，风电收益率持续回升。同时政策端对可再生清洁能源持续引导，行业发展消纳景气提升。
2021 年陆风实现平价上网，海风进入补贴的最后窗口。在梳理风电行业发展后，我们认为海上风电发 展阶段可借鉴陆风，从 2022 年开始海风也将进入平价上网阶段。
成本或成为该阶段重要竞争领域。 此外，我们观察了我国海风装机量的历史变化。自 2019 年开始装机量同比增速出现大幅跃升。
结合行业发展背景，我们认为一方面得益于技术革新带来的收益率提升；另一方面对于项目的政策补贴逐渐进入最后窗口或引发抢装现象。同时我们将我国海风装机量占风电总装机量与欧洲进行对比，发现我国海风在过去虽然得到有力发展，但与欧洲仍有较大差距，未来发展空间较优。我国海岸线北起渤海，南至九段线，漫长的海岸线也为海风发展提供了充足的地理空间。
对于 LCOE 模型研究，不同国家及机构给出了不同了理解。
较为通用的有：国际可再生能源署模型、通用电气模型、美国国家可再生能源试验室模型。模型参数不同但表达的概念是一致的，即投入/产出。故为了简化理解，我们采用参数较少的国际可再生能源署模型。通过模型我们可以简单理解成本的竞争主要通过缩小分子或扩大分母得以实现。我们假设分子为不变量（行业的技术进步可以带来分子的缩小，运行管理可带来运维成本的降低但有天花板，故β影响或更为直接），主要讨论分母部分容量系数的两个影响因素：区位条件、设备选型。
区位条件：该部分内容前文已经有所提及。
公司作业区域遍及渤海、黄海、东海和南海，囊括了中国所有海域，这里不再赘述。海风相较陆风有更好的风力资源。根据国家气候中信显示，中国海上 70 米高度平均风速能达到 8m/秒以上。根据 Science advance 发布的论文显示，中国海上风力容量密度为 0.5 以上，陆风平均仅为 0.1。此外，公司融风能源注册地为上海自贸区，首个海上风电场位于江苏东台海域，有利于将海风电力直接辐射长三角用电中心，就近消纳节约运输成本。
设备选型：设备的优势同样基于区位优势。
海风的风速优势对设备的容纳程度较高。海风资源可以降低对机组的要求。由于陆地风速较低（部分地区低于 6m/s），对设备要求较高，需大风机、长叶片的低风速变速恒频机组以保证额定风速下的利用效率；而海上风速较高，基本在 6m/s 以上，故而对机组的容纳性更好，可使用恒速恒频风力发电机组，降低机组成本。
基于以上，我们认为公司即使在其他条件恒定的情况下，公司的海风也具有较强优势。此外，公司正同步进行油气田开发过程的节能减碳，推动岸电项目发展和 CCUS 示范工程项目。
原油是所有大宗品中最复杂的商品之一，根据国家统计局 2020 年投入产出表观察直接中间 投入（部分形成间接投入，如原油加工品对运输业形成投入，此类间接投入本文不覆盖）， 石油和天然气开采产品对 60 个行业形成直接投入（间接投入能覆盖所有 156 个行业）。
行业之于本身就有自身的供需格局和反馈机制，且都以不同的方式和进程进行运作。此外，这些行业大都能够反应对油价的弹性。且不论原油的金融属性和政治属性，其最基本的商品供需平衡属性就代表了所有行业的运行平衡。
所以我们认为原油仅作为商品就是一个 156*156（行业数量）的矩阵系统的研究，其行业之间的勾稽关系又或是 C 的排列组合，并非一篇深度报告就能解决。
所以在这部分我们简单讨论两个问题：1）地缘和流动性风险是否对原油产 溢价；2）当前供需关系的主要锚点。结论上，我们倾向于未来原油或维持中高位震荡。
4.1. 地缘风险和流动性风险不一定对原油产生溢价
地缘冲突对油价的影响相对无序。我们统计了历史上的几次地缘冲突事件油价的前后变化， 以爆发冲突的当日原油价格作为油价观察原点设为 T=100%。通过观察发现，地缘冲突并不 一定会造成油价的上行，更多情况下油价呈现无规则波动。保守来看，在 T+5 之后，大多数冲突对油价的影响趋弱（本次俄乌冲突和此前利比亚战争例外）。
另一方面，直接关系到油气出口国的冲突也并不一定对油价抬升形成有效刺激。这与市场普遍认为的产油国冲突容易引发供应担忧，进而推高油价的观点并不一致。
美元流动性风险并不一定对油价产生绝对利好。
此外，我们也将美联储 20 世界末至今的历轮加息时间择取，同样将其视为观察原点以观察世界货币政策是否会对原油产生流动性风险溢价。
我们看到近几次加息后有三次原油价格呈现向上趋势，第六轮加息后原油继续下行。我们又对比了加息后的联邦基准利率区间：第四轮利率变化为 4.75%-6.5%；第五轮区间为 1.00%-5.25%；第六轮为 0.00%-2.5%；本轮当前为 0.00%-1.00%。可见联邦利率区间也并不对油价产生必然联系。
此外，第四轮、第五轮加息后油价抬升，但其原本就在上升通道当中，故而加息最多只能算 是边际影响。而第六轮加息之前油价就处于下跌通道，加息并未对油价产生绝对积极的影响。虽然这样的证明比较弱，但我们认为至少可以说明美元流动性风险并不一定会对原油产生溢价。更保守来说，美元流动性风险对油价的影响相对较小。
4.2. 供给端增量有限，需求有环比改善空间，低库存共同作用于油价
该部分我们简单讨论原油当前主要的供需锚点。供应端有三方面因素：1）美国是否能增产； 2）OPEC 增量还有多少空间；3）伊朗能否恢复供应。
我们倾向于认为当前作用油价的主要因素集中在供给端。通过观察数据我们认为美国页岩油增产空间有限，OPEC 回归油量不足以弥补俄油出口减量，伊朗回归尚不积极。
需求端主要锚点在成品油环节，主要对比海外和国内成品油的消费（成品油占石油需求的 70%左右）。我们认为随着疫情影响的逐渐减弱，需求端有环比恢复的空间。
简单而言，供应弱于需求，库存蓄水池调节作用已经很小，未来原油供需或呈现紧平衡态势使价格维持中高水平。当前全球石油钻机数量处于低位，美国钻机数量收益于油价提升有所增长，但在历史同油价情况下仅为过去钻机数量的 1/3。
我们认为这于美国页岩油企业较低的资本开支有关。根据观察美国 12 家样本页岩油企业资本开支情况，我们发现当前样本企业的平均资本开支为历史同油价时期的 1/4。
较低的资本开支原因我们归结于两方面：
其一，2019 年开始页岩油企业开始产业转型，资金更多用来发展清洁能源和分红；其二，页岩油项目固定资产周转率极低，平均仅为美股化工企业的 1/12 左右。故而我们认为即使未来油价长期处于高位，美国页岩油企业增产动能也会不如历史同油价水平，页岩油整体增量有限。
在假设需求的恢复是线性的情况下，供给端成为主导价格的重要变量。
而前文提及美国增产有限的情况下，OPEC 则会掌握原油的定价权。当前我们观察 OPEC 的产量数据发现实际增产与预定增产目标有较大差距（协议商定每月增加 40 万桶/日）。进而我们将 2018 年 10 月的 OPEC 产量作为观察基准发现当前 OPEC 剩余产能或有 370 万桶/日。但需要注意的是其中已经包含了伊朗的 125 万桶/日，若除去伊朗的产量，剩余空间仅有 245 万桶/日。如果未来 OPEC 投放剩余产能，需求端又开始疫情后的线性恢复，则潜在涨价风险更大。
俄罗斯原油加凝析油产量约为 1100 万桶/天，约占全球原油产量的 10%左右；出口量约为 480 万桶/天，约占全球贸易总量的 13%左右。从俄油的出口结构来看，主要出口国为中国和欧洲国家。如果欧美停止俄油贸易，或影响俄油出口 200 万桶/天以上。
伊朗方面并未释放回归供应的积极信号，第八轮谈判也宣告暂停。
当前伊朗谈判的主要矛盾依然集中在对于核协议的争执以及伊斯兰革命卫队的身份上。伊朗希望维持原有协议并将 IRGC 革命卫队从恐怖组织名单除名；美国方面则继续寻求伊核协议的扩大化以及坚持 IRGC 的恐怖组织定义。同时委内瑞拉即使解除制裁，短时间能够贡献的增量也仅有 20 万桶/天左右。
需求方面，美国成品油消费已恢复至正常水平，欧洲、日本在 21 年以来也出现较为显著的 需求回暖。我国恢复时间早于世界其他主要经济体，但 2022 年以来由于疫情反复成品油消 费又见显著下行。对于需求端我们一直认为是相对线性的，在偶发风险环比减弱的背景下我 们倾向于认为需求未来持续向好。
根据 EIA 数据显示，当前美国商业原油库存低于 5 年均值，油品全口径库存低于 5 年均值约 2 亿桶左右。同时据预测，本年度全球原油供需基本处于紧平衡态势。原油库存的蓄水池对 价格调节的作用已经不复存在。如果欧美继续对俄油进行抵制，需求端假设为不变量，全球 库存或会进一步下降，低库存状态有望在未来一定时间内保持。
据以上信息我们进行假设：供应端俄油继续受到欧美抵制，影响约为 200 万桶/天。伊朗协 议和解回归市场 100 万桶/天；OPEC 在伊朗回归背景下抢出口，在保证当前 40 万桶/天增量下继续增产 40 万桶/天（当前 40 万桶/天增量未得到保证，核算后预计共增 60 万桶/天）；委内瑞拉回归 20 万桶/天。总计 OPEC 或能提供增量约 180 万桶/天，减去俄油影响的 200 万桶/桶，供给侧减量 20 万桶/天（这部分产量预计页岩油等能够补足）。
需求侧假设呈线性环比恢复。由于新能源等替代，需求增速压缩，考虑产业端需求增速为 0%；出行缓慢恢复带动交通运输进而提升成品油需求，假设成品油需求增速 1%，需求增量约为 70 万桶/天左右。库存端低位，即使俄油回归，但库存去化不可逆，调节作用依然失效。在此假设下，疫情环比改善后供需差仍有 90 万桶/天。据以上，我们粗浅认为原油紧平衡状态或得以维持。
我们利用 DCF 绝对估值法对公司进行定价探讨，并以不同油价和不同加权平均资本成本对 结果进行敏感性测试。我们认为当前公司价值显著低估。即使未来油价长期处于 65-75 美元 /桶范围，公司合理估值也应当在 11039-13308 亿元。
以下为模型关键假设：WACC 部分
1、Rf：无风险利率采用 10 年期国债预期回报率的均值，时间范围为过去 100 个交易日。
2、Rm：预期回报率采用中国基金总指数的复合增速，时间范围为 18 年（2004 年公布）。
3、β：基于审慎性原则，采用申万基础化工行业β，时间范围历史 5 年，月度计算周期，按 总市值加权，不作布鲁姆加权调整。
4、ɛ：我们认为企业不存在特殊风险，故不做调整。
5、We：公司历史股东权益比相对稳定，故根据公司 2018 至 2021 年平均股东权益比计算。
6、Wd：公司历史有息负债率也较稳定，根据公司 2018 至 2021 年平均有息负债率计算。
7、Kd：根据全国银行间同业拆借中心 5 年期贷款利率均值确认。
8、T：公司业务遍布全球，25%的国内所得税率并不能完全适用，计算公司 2018 至 2021 年所得税率，取均值、取整数。
二阶段增长假设
1、假设公司发展分为两个阶段，2022-2025 年公司根据“七年行动计划”以及“十四五” 目标进行发展。隐含假设为原油产量复合增速为 5.87%-6.39%；天然气板块产量复合增速为 22.36%。暂不考虑海风板块贡献。第二阶段为 2026-2031，假设该阶段传统化石能源需求压缩，公司油气资源无增量；同时出于审慎原则，新能源板块在未看到实质性进展前假设失败，不对业绩进行贡献。
2、油价在 2022、2023 年维持高位震荡，2024 年开始原油由于需求趋弱开始逐渐回落到 70 美元水平附近震荡（当前 OPEC 国家财政盈亏平衡线主要集中在 67 美元/桶左右）。
3、EBIT 计算中将财务成本视同利息支出进行加回（利息支出占财务成本最大比重）。
4、折旧和摊销根据桶油折旧摊销金额确认。
5、资本性支出 2022 年为公司指引的资本开支。“十四五”期间公司指引资本开支为 4800 亿元至 5000 亿元，预计 2023 年至 2025 年由于增储上产任务，资本开支占比较高。
6、营运资金假设为流动资产和流动负债差额，暂不考虑资产中有价证券投资以及负债中短 期付息债务。以及除 2020 年特殊情况导致营运资本的减少，其余年份稳定，假定为不变量。
7、永续经营考虑 2031 年后公司油气板块业绩或受需求压缩限制，且新能源板块尚未证明 盈利能力。处于审慎原则假设公司未来永续经营增长率为 0%。
基于以上给定条件，公司股权价值为 12244 亿元左右；此外我们用不同油价、不同加权平均 资金成本进行敏感度测试，在常态油价水平以及合理 WACC 范围条件下，指向区间为 11039-13308 亿元。结合我们对公司未来业绩的判断，认为当前公司市值被显著低估。
疫情影响需求，原油价格下行，增储上产不及预期，营运成本提升风险、安环生产风险，贸易壁垒风险等。
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