（报告出品方/作者：中泰证券,谢楠）
海上油气巨头，盈利能力突出的海上明珠
资产全球化的海上油气龙头
海上明珠资产回归。中国海洋石油有限公司（以下简称中海油或公司）为中国最大海上原油及天然气生产商，亦为全球最大的独立油气勘探及生产集团之一。公司于年8月成立，年2月在纽交所和香港联合交易所挂牌上市，同年破例入选恒生指数成分股，年在多伦多证券交易所挂牌上市，后于年在纽交所及多伦多证券交所退市，同年递交A股上市申请，并于年1月A股IPO首发过会，年3月，中国证监会核准公司A股上市。
二十余载全球化布局，作业区及资产遍布世界。国内部分，主要作业区集中于中国海域的渤海、南海西部、南海东部和东海，另有少量陆上作业区及海上风电项目。海外布局方面，公司成立之初便开启了油气资产全球化布局之路，在印尼、伊拉克、阿联酋、澳大利亚、尼日利亚、乌干达、美国、加拿大、巴西、圭亚那、阿根廷等地完成多项收购，涉及页岩油气、油砂、天然气、煤层气等多种非常规油气，公司资产现已遍布中国近海及亚太、欧洲、大洋洲、美洲和非洲等多个地区和国家。
公司为国资委实际控股，子公司产业链条完整。根据公司4月20日上市公告书，中海油BVI持有60.9%的公司股权，为公司的直接控股股东，中国海洋石油集团有限公司直接及间接持有公司61.62%的股权。中国海洋石油集团有限公司为国务院国有资产监督管理委员会直属的特大型国有企业，故国务院国资委为公司实际控股人。公司控股的一级子公司共9家，业务覆盖油气勘探、开发、生产、销售、贸易、投资控股、债券发行、金融服务、新能源研发等活动，覆盖完成的产业链条。
油气市场回暖，公司净产量、净利润再创新高
业绩与油价高度相关，年创历史新高。公司主营上游油气勘探开发与生产业务，业绩与油价正相关性较高。-年，油价维持约美元/桶高位，公司营收、归母净利润也维持在亿元、亿元以上的高位；-年，国际油价迅速大幅下行，公司营收、利润增速转负；-年随着油价逐渐回升，公司营业收入及归母净利润均有所改善；年国际油价下跌、公司启动七年行动计划持续发力增储上产，营收微增2.4%，得益于有效成本管控措施，盈利能力进一步增强，归母净利润同比增长15.9%；年新冠疫情扰动，国际原油价格暴跌，公司营收及净利润同比下降33%及59%；年以来，得益于国际油价上行，公司营收重回-年水平，达.11亿元，同比增长58.4%，盈利创历史最高水平达亿元，同比增长.8%。
专注油气勘探开发与生产，油气销售收入贡献盈利。油气销售业务方面，公司自成立以来专注上游油气勘探开发与生产业务，油气销售收入占全年营收贡献比例稳定在85%左右，年达90%，其中原油和天然气销售收入分别为、亿元。公司持续加大清洁能源开发力度，积极推进重点天然气项目的开发建设，天然气销售收入占营业收入的比例已由年的5%攀升至年的12%。贸易收入业务方面，主要来自于公司于中国境内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，年受油价下跌影响，公司贸易量为.63万桶，同比下降9.16%，导致当期贸易收入有所下降，贸易收入占比由16%下降至13%。年，公司贸易收入下降，一方面是由于当期国际油价大幅下降，导致贸易价格同步降低；另一方面，为了控制交易风险，公司减少了贸易量，降至.89万桶，同比下降35.62%，以上因素共同导致年公司贸易收入大幅下降。年，得益于国际油价上升，公司当年贸易额同比上升49%，占比约7%。
油价、政策齐发力，增储上产重归正轨。-年受油价低迷影响，公司油气净产量较年高点略有下滑，基本维持在-百万桶油当量区间。年中海油响应政策制定了油气增储上产的中长期目标，推动公司重新驶上油气产量增长的轨道。年公司油气净产量约5.73亿桶油当量，完成既定目标5.7亿桶油当量。未来三年，公司的净产量目标分别为-、-、-百万桶油当量，增速预计约6%。
成本、资金优势明显，储备丰富
桶油成本处于业内较低水平，成本管控效果卓著。自年开始，公司开展质量效益年全面强化成本控制，随着提质增效长效机制的持续推进，公司桶油成本由年的45.02美元/桶油当量降至年的29.49美元/桶油当量，除因年人民币汇率升值导致桶油成本略有回升外，连续9年实现桶油成本下降，持续维持低位。
公司桶油作业费成本优势明显。-三个年度，公司桶油作业费分别为8.08、7.39、6.9美元/桶油当量，通过勘探开发生产全过程降本、技术升级、现场管理加强等措施，逐年下降，相较于同期同行业平均桶油作业成本分别为11.46、10.79、9.69美元/通油当量，有着约3美元/桶油当量的成本优势。
净利率、净资产收益率处于业内较高水平，盈利能力突出。除年受计提减值影响外，在有效的成本管控下，公司销售净利率远高于中国石油、中国石化，盈利能力突出，公司净资产收益率水平与国内同行业相比也处于较高水平。年受疫情影响，公司销售净利率和净资产收益率分别下降了10个百分点和8个百分点。年，随着疫情好转和全球范围内生产生活恢复，以及得益于国际油价的上升，公司净利率和净资产收益率均实现较大改善，且相较于可比上市公司显示出较强的增长韧性。
公司油气资源规模大，且有较大的勘探潜力。截至年末，公司拥有净证实储量约53.7亿桶油当量，创历史新高；近四年储量寿命持续维持在10年以上。-年公司储量替代率分别为%、%和%，储量替代率持续保持高位。年，公司勘探成效不减，全年共获得22个商业勘探发现，储量总量再上新台阶，为未来产量保持增长提供了坚实的资源基础。
现金流充沛、低负债，可覆盖大规模资本开支。-年公司经营现金流稳步回升，年因疫情影响公司净现金流出72亿元，年公司经营活动现金流量净额.93亿元，同比增长79.6%,公司现金流较为充裕。同时，公司-年资产负债率始终低于40%，低于业内可比公司，财务状况良好，可为增储上产提供有力支撑。
公司A股发行募金资金，拟投资于油气开发项目及补充流动资金。公司本轮A股发行总股数26亿股，发行价格10.80元，募集资金约.8亿元，拟使用募集资金50.00亿元用于补充流动资金，其余将用于5个国内油气开发项目、2个海外油气开发项目、1个岸电工程项目。油气开发项目投资将进一步扩大、拓展和延伸公司主营业务，提升公司海外业务规模。岸电项目搭建起总接入规模达兆瓦、覆盖渤海7个油田区域余座生产设施的电力网格，预计年减排二氧化碳近20万吨。（报告来源：未来智库）
原油需求逐渐恢复，业绩景气周期可期
需求端：全球原油需求缓慢恢复
新冠疫情下，原油供需主线由供应端转向需求端。海外封锁措施放松带来的出行活动修复上升及经济活动恢复为原油需求带来持续的边际增量。根据Flightradar24航班班次跟踪数据，全球在飞航班数由本年初的8.6万架次攀升至4月1日的9.7万架次，与年同期差距由年初的16%缩小至10%，为新冠疫情爆发后最小差距。在此过程中欧佩克+在降库和稳价目标下维持谨慎增产计划，21年供应持续小于需求，根据EIA统计，主要地区原油库存降至绝对低位，其中经合组织国家整体库存数已低于年同期水平。
短期来看，全球石油需求逐步复苏，接近疫情前水平。随着新冠毒株变异毒性减弱，海外已经逐渐放开疫情管控措施，叠加取暖需求、经济活动、交通活动的复苏，以美国为例，石油消费量已经由约18.5百万桶/日的低谷，逐步攀升至20百万桶/日，与年同期消费量同比变化由-28%反弹至+1%；国内原油表观消费量稳定在6亿吨左右，需求稳定增长。根据OPEC最新月报预测，在年第三季度，原油需求恢复至.36百万桶/日，将超过年全年的整均水平（.09百万桶/日）。
中长期来看，全球需求稳步增长，新兴经济体或成新增主要引擎。随着全球经济持续增长，全球油气需求将稳步提升。预计年全球石油需求量将达到50.9亿吨，较年增长23.7%；预计年全球天然气需求量将达到6.1万亿立方米，较年增长60.0%。同时，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、人口增长、中等收入群体不断增大，全球能源需求结构将会出现进一步调整，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。
供给端：短期地缘冲突不改中长期供给约束
俄乌冲突下，原油交易主线由需求端重新转向供应端。非俄主产国的增产能力决定了俄罗斯不同断供情形下供给矛盾如何解决，目前全球最大的原油供给区域仍集中于以沙特为代表的OPEC+组织及美国。短期来看，原油产量较钻机数有约半年的滞后期，而中东及美国的钻机数量仍处于历史低位，短期内增产能力有限；中长期来看，自年油价下跌以后，全球原油、油气上游总体投资额持续维持较低资本开支，至年，全球油气上游资本支出已萎缩至年的65%，原油端供应潜力不足；叠加全球内各组织、各国气候政策影响，油气投资难言乐观，原油增产能力受限严重。
OPEC剩余产能趋降，供给弹性明显下降。OPEC中东产油国受制于上游投资显著减少，导致整体产能增加有限，随着需求端的复苏，原油产量逐步回升，剩余产能将逐渐缩小。主动减产10国新的减产基准已与疫情前的最高产量（年4月）基本相同，作为其短期增产上限具有一定代表性。截至年一季度，OPEC剩余产能约万桶/日，参与减产的OPEC10国剩余产能为万桶/日左右，过去多个月OPEC实际产量始终小于计划增幅，产能短缺限制相较于俄罗斯原油出口的万桶/天的缺口并不充裕。
美国原油增产能力主要来自于页岩油。美国原油产量约万桶/日，页岩油总体产量约万桶/日，占美国原油总产量的73%左右，为最主要的增产方。页岩油单井产量首年产量占其总产量的60%，须不断加大资本开支钻探新油井，才能维持较为稳定的产量。
页岩油企业谨慎增产，预计产量稳中略增。上一轮油价景气周期时，美国页岩油公司的大举举债扩张，导致了一轮破产潮。故而在年油价回升以来，美国多家页岩油企业在年财报发布后，透露本年将不会因高油价而调高产量预期。多数页岩油企业仍优先选择单产高区块，加大对库存井的完井操作。除成本最低、资质最优的Permian盆地外，各产区完井数均维持低位，考虑到页岩油井的高衰减特性，新增页岩油产量在对冲其他老井的衰减量情况下，EIA预测美国页岩油产量将持续维持1万桶/天的水平，维持页岩油产量的稳中略增。
油价回暖，行业景气，公司受益
疫情波动及OPEC+组织的产量波动,是年以来油价变动的主要诱因。新冠疫情于年初爆发，全球原油需求崩溃、恐慌情绪蔓延，WTI原油期货价格于年4月20日一度跌至负值（-37.63美元/桶）。随着OPEC+达成史上最大减产协议并执行了最大规模减产，油价开始持续提升。年8月下旬，欧洲、美国疫情二次爆发，油价震荡走低。年11月起，疫情研发、注射进程加速，布伦特原油价格再度攀升至50美元/桶。年3月，OPEC+由减产调整为温和增产，美国寒潮反复，叠加1.9万亿刺激计划，布伦特原油迈入70美元/桶大关。年12月以来，伴随着海外疫情封禁逐步放开、俄乌地缘冲突，布伦特原油一路攀升至美元/桶以上。
中长期看来，中长期油价中枢有望继续上行。复盘年以来的六轮油价上涨，原油价格大幅上涨时期往往伴随着全球经济复苏和各主要经济体货币和财政政策宽松，同时受到供给端扰动影响。整体来看，新冠疫情爆发后全球各国纷纷实行大幅宽松的财政和货币政策，全球经济共振复苏趋势不改；OPEC+及美国增产幅度较难触及需求增长幅度，供需关系依旧紧张；碳中和背景下全球油服行业资本开支整体呈现下降态势，原油供给将逐步收缩，供需紧张背景下油价中枢或将明显抬升；叠加地缘政治担忧因素扰动，我们预计本轮高油价仍将持续，将带动油气行业维持景气周期。
上游油企在油价景气周期率先受益。油价波动对产业链影响自上而下传导，油价中枢上行时，中国海油作为上游油气生产商将率先受益，公司归母净利润与国际油价呈强相关性。公司油气资源规模大，且有较大的勘探潜力，截至年末，公司拥有净证实储量约57.3亿桶油当量，创历史新高，储量替代率达%，连续3年保持在%以上，未来发展潜力较大，年，公司海内外获得22个新发现；产量增长能力行业领先，年净产量5.73亿桶油当量，相较于年增长超5倍，公司享有中国海域对外合作专营权，海外产量占公司总产量的32%，通过合作模式有效降低勘探风险；中国海洋油气资源较为丰富，海洋石油及天然气剩余技术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%，海洋将是中国油气勘探开发和生产发展的重要接替区。公司主导中国海域勘探开发，公司在中国海域拥有多个在产油气田，并建立了海上油气勘探开发关键技术体系，持续推进智能油田、无人平台建设，在现有成本管控基础上进一步开辟成本控制空间，成本优势显著，在油价上行周期将有更大价差。（报告来源：未来智库）
“碳中和”约束下，积极布局非常规、清洁能源领域
碳达峰、碳中和促使能源转型
碳中和、碳达峰促使能源转型提上日程。年9月22日，中国政府在第七十五届联合国大会上提出：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于年前达到峰值，努力争取年前实现碳中和。我国确定双碳目标以来，国家陆续推出碳达峰碳中和相关政策，并提出降低非化石能源消费比重，同时推动风电、光伏发电发展，因地制宜发展水能、地热能、海洋能、氢能、生物质能、光热发电等清洁能源的发展。在能源转型和国家能源安全战略双重指导下，公司天然气存在较大增储上产空间，同时利用自身优势积极布局风电、陆上风光一体化，力争形成规模化发展态势。
低碳化进程中天然气占主导地位
天然气为清洁化石能源。相较于其他化石能源，天然气具有低污染、低排放、高利用效能和利用可实现性强等特点。与同重量标煤相比，天然气燃烧产生热量是煤炭的1.2-1.3倍，碳排放量仅有煤炭的40-50%，是能源转型过程中煤炭和原油的优质替代物。
天然气将在能源转型中长期起到桥梁作用。我国根据自身“富碳、贫油、少气的能源资源结构，煤炭在中国能源消费结构中占据首要地位。而根据碳达峰大纲要求，我国‘十四五’期间要控制煤炭增量，‘十五五’实现煤炭减量发展，天然气无论作为燃料还是原料，在大部分领域均可替代煤炭。我国深度电气化和大规模风光发电配套储能的清洁化电力来源均需较长时间实现，天然气将在能源消费结构的比重持续增加。截止至年，我国天然气在能源消费结构中占比约8%，较世界平均水平的24%仍有较大差距。
中国天然气需求快速增长，未来仍将延续增长态势。我国天然气表观消费量年已达到亿立方米，同比增速7%，同时由于我国天然气产能产量提升不及需求增速，我国天然气进口依赖度从本世纪初的0%攀升至年12月的46%。自煤改气政策推行以来，天然气下游消费领域持续拓展，政府配套出台多项天然气政策，为天然气长期发展提供指导方向及政策空间。天然气消费增量空间广阔。
中海油不断加大天然气供给能力、提升天然气产量占比，推进绿色低碳。公司天然气净探明储量稳步增长，年末，公司净探明储量天然气（权益法）已达7.96万亿立方米，储量寿命健康。与之对应的，公司天然气产量规模稳步攀升至0.6万亿立方米，同比增幅约15%。海上油气开采具备广阔空间，公司仍有较大的开发空间，年公司海上重点新项目印度尼西亚3M气田、陆上重点新项目印度尼西亚3M气田预计高峰产量可达万方/天、万方/天，公司天然气产量有望再攀新台阶。
积极布局新能源业务，规模化发展态势可期
海上风电发展劲头强势。年以来，我国海上风电新增装机进入发展快车道，-年三年海上新增装机容量同比增速分别为43%、51%、54%。年海上风电补贴政策到期，我国海上风电装机容量迎来爆发式增长，同比增长%，占到当年全球海上风电新增容量的80%。但我国海上风电装机规模占风电总装机比重仍远低于欧洲市场，具有较大发展空间。
公司加快新能源业务规划，力争形成规模化发展态势。年，公司位于江苏附近海域的首个海上风电项目已经实现并网发电，项目规划装机容量兆瓦。根据公司年战略展望，年公司资本开支的5%-10%将用于新能源业务发展，到年，公司预计获取海上风电资源-0万千瓦，装机万千瓦，预计获取陆上风光资源万千瓦，投产50-万千瓦。
假设：
1、油价假设：预计油价随着美国战略石油释放、OPEC+温和增产，油价相较于年初高点会出现缓慢下降,全年平均在美元/桶。
2、原油产销：我们预计在公司销售将保持温和增长。在“七年行动计划”持续推动情况下，公司原油天然气增储上产计划稳步推进，同时由于高油价支撑，公司原油产销量将会持续增长。
3、天然气产销：伴随能源结构转型推动，天然气需求会不断增加，天然气价格将持续上涨。根据公司年战略展望，预计未来2-3年公司天然气产销量将稳步增长。
4、贸易及其他：贸易业务收入及其他业务收入规模由于其难以预测性及在整体营收规模、利润规模中占不大，我们认为其业务规模将基本维持稳定，不将其作为影响公司可预测期内业绩的重要因素考量。
5、油气成本：公司桶油成本主要包括作业费用、折旧摊销、含弃臵费、销售及管理费和除所得税以外的其他税金5个部分，结合公司成本优势及降本提效工作的推进，我们预测公司桶油作业费用或将维持近三年低位，其余部分根据不同成本特征及历史数据进行预测。
由于油价波动较强，我们选取了70美元/百万桶、90美元/百万桶、美元/百万桶、美元/百万桶进行敏感性测试可得:
预计-年公司归母净利润为.2/.9/.0亿元，同比增长68.4%/7.9%/8.7%，EPS分别为2.51/2.70/2.94元。我们选取同为国内的油气开采公司中石油、中石化做为可比公司，以4月19日的收盘价计算，可比公司-年的平均PE分别为8.65/8.53/8.53。
（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：。
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