未来石油看海洋——中海油研究笔记

（原标题：未来石油看海洋——中海油研究笔记）

之所以打算研究中海油，跟陕煤有一定的关系。笔者直觉，石油和煤炭行业应该有不少相似之处，笔者去年系统研究完陕煤，进而研究石油公司也许能偷偷懒，触类旁通，既扩大能力圈又省下不少力气。

实际情况跟我想的差不多，两个行业的底层逻辑是相通的。当然，必然各自也是有一些特色之处的。

中海油现在是很热门的股票，研报、文章都不少，笔者只简要地写写自己认为比较重要的点。

（一）行业供需

当前的情况基本可以通过下图一目了然：

但是，未来会如何？供给端、需求端会增加还是减少？

一、供给侧

关于油气资源的供给侧，专家们也是众说纷纭，有的认为化石能源不可再生，远期将会有枯竭的风险，有的认为这种危言耸听久矣，但是化石能源的供给并没有减少，而且随着开发技术的发展，页岩气、深海石油、油砂、煤层气等非常规油气的开采反而增加了供给，这一趋势有望延续。

笔者认为，从永续的角度看，化石能源是有限的，终会有枯竭的时候，但是这一时间估计距离现在还很遥远，至少几十年以后，所以我们暂时不用过分担忧枯竭的问题。同时，非常规油气的开采成本高、对技术的要求高，对供给侧的冲击是有限的。

油气企业的资本开支受油价的影响较大，但是勘探开发周期又长，短期的供需不匹配，容易引发油价周期性波动。

二、需求侧

过去十年，全球石油供需大致平衡。全球经济稳定发展，油气需求量总体维持温和增长态势（下图蓝色线），消耗量不断增加。2020 年受疫情影响供需双降，目前已经逐渐恢复。

短期内，虽然各项新能源技术蓬勃发展，新能源在世界能源结构中占比不断升高，但新能源的增长速度难以满足全球日益增长的能源需求。2022年，化石能源在全球能源结构中占比超过 80%，绿色新能源短时间内难以替代传统能源。

全球油气需求达峰仍需时日，国际能源署（IEA）与石油输出国组织欧佩克预期石油需求到达峰值不早于 2030 年，2030 年后石油、天然气需求很大程度取决于绿色新能源技术发展与应用规模。

国际能源署（IEA）预计，随着全球经济持续增长，全球油气需求将稳步提升，2035 年全球石油需求量将较 2020 年增长 23.7%。天然气是碳排放量较小的清洁能源，预计2050 年全球天然气需求量将较 2020 年增长 60.0%。

2011-2019年，全球石油消费量年均复合增长率为 1.8%，天然气产量年均复合增长率为2.7%，高于石油。

另外，石油的消费端应用比较广泛、分散，可以互相填补、替代。

新兴经济体能源需求将保持增长，是全球油气需求的关键驱动力。随着发展中国家工业化发展、中等收入群体不断增大，预计未来中国、印度、东南亚、非洲是全球油气消费增长的主要国家。

中国油气消费需求远高于产量，对外依存度逐年上升，需求缺口呈逐步扩大趋势，预期未来一段时间内需求仍将保持快速增长。

2011-2020年，中国石油表观消费量年复合增长率达 5.5%，天然气产量年复合增长率达 6.9%。

这部分内容虽然与公司不是具体相关，但是很重要。因为油气企业的产品高度同质化，如果认为油气是夕阳产业，不看好未来发展，认为要走下坡路，是做不了油气企业投资的。

（二）中海油分析

跟煤炭公司一样，油气公司研究的核心也是三个要素：本、量、价，即成本、产储量、销售价格，本和量是内部因素，价是外部因素。

还有其他一些影响因素，如税收、汇率等，都是外部因素，不过这些比较简单。

一、成本

中海油的产品主要是原油、天然气，分别占比如下：

在绿色低碳发展理念指导下，公司逐渐加大清洁能源开发力度，天然气销售收入占油气收入的比例由2013年的6%升至2023年前三季度的14%。

公司信披只是分别披露了石油、天然气的产销量，但是并没有分别披露两者的成本。这可能是因为油气经常伴生，很难明确区分。

在计算桶油成本时，公司按照热值将天然气按固定系数折算为“桶油当量”。除一些特殊油气资产的天然气需按假定实际热值进行换算以外，假定以每6,000立方英尺天然气为一桶油当量。

油气田为不可再生资源，其生产过程具有生命周期特征，一般来讲可分为勘探、开发、生产、废弃等四个阶段。公司按照特定的规则将不同阶段的资本支出归属于不同类别的成本。

桶油完全成本包括了桶油五项成本、石油特别收益金（一种资源税），期间费用、所得税和其他。其中，桶油五项成本，包含桶油生产作业费，折旧、折耗及摊销（DD&A），弃置费，销售及管理费，产品税等（除所得税及特别收益金外的税费）。

对中海油有所研究的朋友应该都知道，在同行业中，公司的桶油成本较低，而且持续下降：

DD&A和桶油作业费约占桶油成本的 80%以上，对成本管控十分关键，下面我们主要从这两个方面分析一下。

1、DD&A

一般桶油五项成本中，DD&A所占权重最大，相当于历史投资和固定成本的折旧，代表公司油气开采项目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、开发及生产投资资本化有关。

DD&A通常和产量增长呈现正相关关系。

根据《中海油桶油成本管控探析——对标国际石油公司》文献数据来看，2001-2015 年，随着快速上产，公司的该项费用逐渐走高，2015 年达到峰值 24.5 美元/桶。2015 年开始逐步回落，2023H1在 14-15 美元/桶区间。这一下降主要是由于前期部分高成本资产被慢慢消化，新项目开发水平的提升以及产量结构的优化。

公司以“一切成本皆可控”为理念，提高勘探成功率，缩短开发周期，延长老油田经济开发年限，加大滚动扩边工作，提高采收率，并通过修正产量、收购等措施增加公司已证实储量，通过增储上产，提高摊销基础，降本效果斐然。

雪球@浪里掌帆人在《从三方面深度剖析中海油的低成本优势》网页链接分析认为：

“折旧这一块主要体现资源禀赋的好坏。

比如像沙特这种浮在油田上的国家，可能钻个几十米就出油了，前期需要的资本开支就少，后期的折旧成本就少。

中海油的优势就是产量储量占比最大的渤海主力产区平均水深低，普遍就 15-30 米的水深，作业成本低，目前还处在产量爬坡期，而且储量是越探越多。

上世纪80年代初，渤海油田原油累产只有96.3万吨。仅用不到10年时间，就跨入千万吨级油田俱乐部，前几年是年产量突破3000万吨，成为国内的第一大原油生产基地，同时也是桶油成本最低的作业区域，预计 2025 年总产量将达到 4,000 万吨油当量。”

2、桶油作业成本

桶油作业费，就是日常的生产运营费用，与生产运营效率息息相关。其中占比较大的主要为油井作业费、海上人员费、维修费、供应船等。

通常而言，桶油操作费一般与油价呈现正相关关系。这是由于油价上涨会带动油田服务、工程建造等成本，从而抬升操作费用。

但是根据《中海油桶油成本管控探析——对标国际石油公司》文献数据对比来看，可以发现若剔除 2017 年，中国海油的操作费用较油价的敏感程度较低。

2017 年以前，中海油操作费管理依赖优化供应链等方式控制成本。随着优化空间减小，公司改为依赖管理创新、技术创新和商业模式创新来提升和优化。未来随着公司数字化转型、智能化管控持续推进，智能油田、海上无人平台、岸电技术逐步推广，仍有进一步下降空间。

3、综述

笔者认为，桶油成本的影响因素，主要是地质和资源条件，其次还有技术水平、运营管理水平等。

地质和资源条件主要看命好不好。

各地的含油层处于各自不同的地质结构中，有的极浅地层，有的在极深地层。有的是整装油田，有的是打碎的盘子。有的是海相沉积，有的是陆相沉积。

海洋的勘探开发成本明显高于陆地，不过海上运输成本较低。油质方面，越轻越好（石油密度越高，油质越轻），渤海主要是重油；含硫量越低越好。

技术水平也很重要，科技创新是推动行业发展的主要驱动力，是石油企业应对油价波动和实现降本增效的关键。

美国往年和中国一样，也是石油进口大国，自从页岩油开采技术成熟后转身为第一油气出口大国。据中国地质部门发布的《中国非常规能源资源分布》数据，中国的页岩油储量位居世界第三，仅次于俄罗斯和美国，但是缺少低成本开发的技术。

目前，渤海为公司最主要的原油产区，石油开发已经形成规模，对公司储量、产量贡献最大，且持续发现大中型油气田。渤海油田都是浅海油田，根据公司披露，主要作业区水深为10m～30 m。

虽然浅海开发成本比陆地高，但是公司油田储量大，运营效率高，人员精简，历史包袱少，从而降低了总体的单位成本：

深水、超深水资源潜力丰富，探明率和开发程度较低，发现大型油气藏的几率很高。近10年全球新发现的油气储量有74%的分布在海域，其中深水占23%，超深水占36%。从新发现油气的储量规模来看，海洋油气的储量规模远高于陆地。

未来公司有向深海勘探发展的趋势，随着勘探开发的难度系数增加，因此将来桶油成本有可能上涨。

二、量

1、产量

公司2011-2022 年的产量CAGR 为 5.9%，产量增长速度位于行业前列。同时公司远期产量规划明确，2023-2026 年3 年油气目标净产量CAGR 为 7.78%，且公司历史产量规划完成率很高，2017 年后均保持 100%以上。

注：时间区间是2012-2021 年，上图来自安信证券《2022年中国海油发展现状及竞争优势分析 中国海油是全球化布局的国际油气巨头》

2、储量

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、储量替代率。

储量寿命，又称储采比，是指油(气)田年初剩余可采储量与当年产量之比，即假设公司生产强度不变，净证实储量可供公司生产的年数。

储量替代率，是年度新增加的可采储量与年产量的比值，可理解为新增储量保障倍数。储量替代率的数值越大，表示储量接替情况越好。国际主要大石油公司的储量替代率主要集中在100%~150%。

前者更侧重于整体和静态情况，后者更侧重于动态变化。

公司油气证实储量不断提升，储量寿命稳定。除2016年（由于加拿大地区修正储量5亿桶油当量，储量代替率大幅下滑）外，公司油气储量寿命2017年后一直保持在10年以上，储量代替率均保持在100%以上，公司2022年储量代替率高达182%，保障未来可持续发展。

海洋油气具有极大的资源潜力，是全球重要的油气接替区，我国海洋油气资源储量丰富，探明程度远低于世界平均水平，开发潜力大。中国海洋油气整体探明程度相对较低，石油资源探明程度平均为 23%，远低于世界平均 73%的探明率与美国 75%的探明率。

所以，中海油的储量寿命虽然不算高，但是储量增长快，储量替代率高：

国内渤海地区的油气储量占比提升，2022年渤海地区储量占比进一步提升至29%，产量占比达31%，其中原油占比为39%。

南海是公司天然气的重要储地，公司致力于构建南海亿方大气区。

2022年海外地区储量占比33%，勘探开发前景广阔。

世界新增油气储量已由陆地和浅海转向深海，近年全球获得的重大勘探发现中，有近 50%来自深水。虽然深海勘探和开发仍然尚处于起始阶段，但是从发展趋势上来说，新增油气储量产量的方向由陆地转向海洋，海洋油气由浅海转向深海。

海洋是油气勘探开发技术创新的前沿领域，技术发展的大方向是自动化、数字化、可视化、智能化、一体化、海底化、绿色化。

2021年，中海油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”投产，标志着我国海洋石油资源勘探开发能力实现了从300米浅海向1500米超深海的跨越。

2022年，公司探明首个深水深层大型整装气田宝岛21-1，实现了南海深水深层勘探历史性突破，将为南海万亿方大气区建设奠定坚实基础。

2024年3月8日，中海油宣布，在珠江口盆地发现我国首个深水深层油田——开平南油田，探明油气地质储量 1.02 亿吨油当量，这也是我国在深水领域自主发现的最大油田。

但是，海洋油气资源开发，机遇与挑战并存。其过程长，成本高、投资大，勘探井的构建成本远远高于陆地，如果发现没有价值的油气资源，将会导致严重的亏损，尤其是深海油气勘探开发作业，具有“高技术、高风险、高投资”的特点。

另一方面，还存在地缘政治的风险。据估算中国南海是全球石油与天然气储量最丰富的海域之一，潜在石油储量达到了 300 亿吨左右，天然气与可燃冰为 58 万亿立方米，但是南海潜在油气田很多处于主权争议地区。

三、售价

与所有能源公司一样，公司的业绩与油气价格直接相关。

经中信建投测算，在综合考虑油价、产量、桶油成本、汇率税率等因素后，实现油价每提高5美元/桶，净利润增厚约100-140亿元。

由于油气价格难以预测，笔者选择放弃，所以这部分就比较简单了。

本文前面有一张2000-2023年原油价格历史走势图，过去20年，WTI油价平均70美元/桶，布伦特油价平均74美元/桶。下面是近10年的历史数据统计：

从上图可看出，公司2023年前三季度的油气实现价格大约是平均偏高一点的水平。

公司的很多数据单位是“桶油当量”，也就是按照热值，将天然气换算为石油。为了方便比较，笔者将上表均价换算为“人民币元/桶油当量”，可以看出天然气的单位实现价格明显低于石油：

不过，天然气是化石能源中唯一的低碳、清洁能源，越来越受欢迎，重要性越来越高，将来也许会价格上升。

（三）其他

一、风险

笔者认为，公司的风险主要在于：

1、未来勘探开发从浅海到深海，以及开发其他难度较高的非常规油气，导致桶油成本上升。

2、地缘政治风险。

包括南海、海外资源，不是说一定会发生什么，而是有不确定性的风险。

3、可采储量枯竭或低于预估。

这个风险难以排除，但是公司的政治任务就是增储上产，为我国国民经济提供可持续的能源保障，一定会不遗余力地开发勘探的，维持四五十年大概是没问题的。

公司的关联交易比例非常大，但是笔者选择相信公司，认为这方面风险较小。海油集团的相关配套公司有一些在港股上市的，可以看出ROE明显低于中海油的。

二、业务种类

石油公司通常分为两种，一体化的石油公司和勘探和生产公司（E&P）。一体化公司通常还涉及炼化等业务，E&P公司的优势在于聚焦上游油气勘探开发，集中优势力量攻克油气上游业务关键技术。

一体化的石油公司主要有中国石油、中国石化、埃克森美孚、皇家壳牌、雪佛龙、英国石油、道达尔等；E&P公司主要有康菲、 Equinor、 西方石油等。

所以，公司像陕煤一样，主要专注于利润率最高的资源开发业务，资本回报率较高：

三、分红政策

公司承诺2022至2024年全年股息支付率将不低于40%，全年股息绝对值预计不低于0.70港元/股(含税)。即使在2016年和2020年油价暴跌背景下，公司依然维持着较高分红。

四、税费

石油特别收益金是累进制的，列入成本费用。起征点为65美元／桶， 实行5级超额累进从价定率计征， 征收比率从20%至40%，以在中国境内获取的原油净份额量为基础，按公司原油的月加权平均价格确定。

随着油价升降，资源税及石油特别收益金也会有所升降。如果油价上涨到一定程度，石油特别收益金会加大抑制公司业绩。

公司还需要按照规定比例从净利润中提取弃置费、专项储备，分别专用于未来的弃置费用、安全生产支出等。前者为“其他非流动资产”中的专户存款，后者为股东权益中的“专项储备”。

五、近几年，少数股东权益大多为负数，这点比较少见，不过是好事。

六、公司收现情况良好，付款通常在油气交付后30天内到期。

七、资产负债比较低。

（四）估值

采用永续增长年金的估值方法，跟陕煤、伊泰类似（具体参见《现金流贴现法-实战演练》网页链接）。未考虑公司的成长性，因为油气资源理论上是不变的，只是开发快慢的问题。永续增长率取2.2%，是认为油气资源价格可以跑平通胀率。

由于2023年半年报、三季报的信息较少，所以销量、税收比例仍以2022年为准。公司2023年前三季度产量同比增长了8.3%，且油价有所下降，所以估值结果可能存在低估。

由于前文所提及的风险，折现率略高于10%，并打了8折。周期股理想买点是6折。

今天H股收盘价为17.48港元/股，为合理估值的68%，虽然高于理想买点，但是仍然明显低估。笔者昨天以陕煤换股，买入仓位不到0.5%。

受@阿攀哥的文章《买入中海油》网页链接的影响，本来春节假期结束后就开始看中海油，但是股价不停地上涨，搅得人心烦意乱、没有兴趣，看了半截又转去看别的股票。时间晃晃悠悠，后来怕之前看的内容都忘了，抱着储备能力圈的想法，又继续看中海油。中海油的分析完成得太晚了，以至于错过了理想买点。现在后悔也来不及了。

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