摘要
国信化工观点：
我国原油进口依存度约为七成，自产原油中海油产量占比约25%。我国是全球原油需求大国，近年来石油消耗量稳中有升，受限于资源禀赋，我国原油进口依存度约为七成，2022年进口量达5.08亿吨。国内自产原油中，中石化、中石油、中海油三家占比高达94%，其中中国海油是仅次于中石油的第二大国内原油生产商，约占中国原油产量的25%。
持续增储上产，海内外新项目稳定放量。作为全球领先的海上油气开采企业，多年来，公司始终坚持增储上产，近年来均维持千亿量级资本支出，使得公司净证实储量、储量替代率与净产量均维持较高水平。近年来，公司旗下渤海油田已发展成为国内第一大原油生产基地，海外圭亚那Stabroek区块成为海外产量增量主力军。
严控桶油成本，作业费用具备行业领先优势。公司将成本管控贯穿于勘探、开发、生产的全过程，并积极推动技术和管理创新，增强成本竞争优势。桶油成本中DD A占比较高，经过在勘探、开发以及在产老油田精细化管理等多方面努力，公司DD A逐年下降，未来仍有一定降本空间。
紧跟国内天然气行业高速发展期，天然气板块享受增长红利。国内处于天然气的快速发展期，需求量增长潜力巨大。供给端随着勘探技术发展与进口管道建设，可有限满足消费增长。公司通过加强海上天然气和陆地非常规气的勘探开发力度，新项目开发将有力助推公司实现2025年天然气产量占比达到35%的目标。
现金流水平稳健，注重股东回报，股息率高。公司资产负债率较低，现金流水平稳健，为公司长期发展奠定坚实基础。此外，公司注重股东回报，累积分红位居港股能源类企业第一，根据公司年报，未来两年公司全年股息支付率预计将不低于40%，全年股息绝对值预计不低于0.70港元／股（含税）。
风险提示：
原油价格大幅波动的风险；自然灾害频发的风险；地缘政治风险；政策风险等。
盈利预测与投资建议：
公司未来5年将稳健增长，预计2023-2025年归母净利润1318/1422/1519亿元，同比-7.0%/+7.9%/+6.8%，EPS分别为2.77/2.99/3.19元。通过多角度估值，预计公司合理估值22.16-25.84元，相对于公司目前股价有9%-27%溢价空间。首次覆盖，基于油价维持高位运行以及公司长期稳健业绩，给予“买入”评级。
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中国海油：海上油气巨头，业务版图遍及全球
油气勘探及生产龙头企业
中国海洋石油有限公司是中国最大的海上原油及天然气生产商，主要业务为勘探、开发、生产及销售原油天然气。
中海油集团是公司的实际控制人，国资委间接控股。中海油集团成立于1982年，由国务院以立法形式授予在中国对外合作海区内进行石油勘探、开发、生产和销售的专营权。1999年，中国海洋石油有限公司在香港注册成立，于2001年在香港联合交易所和纽约证券交易所上市。成立以来，公司深耕中国海域油气勘探开发，成为我国原油增量贡献的主力军，并已建立完整的海上油气勘探开发生产技术体系。同时，公司积极布局海外，在多个世界级油气项目持有权益。2022年4月，公司正式登陆A股市场，成功搭建起境内外资本运作平台。
公司油气资源丰富，业务遍及全球
在国内，公司通过自营作业及合作项目，以渤海、南海西部、南海东部、东海为核心区域进行油气勘探、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，资产分布遍及亚洲、非洲、北美洲、南美洲、大洋洲和欧洲。截至2022年底，根据公司合计净证实储量计算，渤海为公司油气储量占比最高的区域，约为29%；海外油气储量区域约为39%，其中加拿大、南美洲为海外油气储量占比较高区域。产量方面，公司国内与海外产区多年来维持较为均衡的分布，国内净产量在64%-70%的区间，2022年公司国内油气净产量达69.4%，2023年上半年公司国内油气净产量达69.7%。
我国原油进口依存度约为七成，自产原油中海油产量占比约25%
我国原油需求较为稳定，进口依存度约为七成。中国的原油消费量从2018年以来基本呈现出较为稳定趋势。展望未来，随着疫情政策转向，原油需求有望保持稳定上升趋势。而受到自身资源禀赋不足的限制，我国自产原油供应比重约为三成，需求主要依赖进口补充。近年来，中国原油对外依存度始终维持在70%以上的高位水平，原油进口量均在5亿吨以上。2020年受到国家政策导向以及低油价等的契机，原油进口量达到5.42亿吨的历史高位水平。近两年由于进口配额收紧以及双碳政策，中国原油进口量适度萎缩，2021年中国原油进口量5.13亿吨，2022年中国原油进口量5.08亿吨。
中国原油产量稳中有升，公司成为仅次于中石油的第二大国内原油生产商。自2019年“七年行动计划”出炉，国内油气生产企业持续加强勘探开发和增储上产，提升油气自给能力，2018-2022年我国原油产量从1.89亿吨增长至2.05亿吨，产量整体呈增长趋势，2015年之后我国原油产量逐年下降，2019年开始回升，2022年我国原油产量为2.046亿吨，年度同比增幅由1.0%逐步提升至2.9%。
国内油气供应格局方面，中石油、中石化、中海油是中国油气上游市场主要的经营主体，原油产量占据中国原油总产量的94%以上；延长石油作为国内拥有石油和天然气勘探开发资质的四家企业之一，2022年产量约占中国原油产量的5.56%。自成立以来，中国海油大力加强原油勘探，成为仅次于中石油的第二大国内原油生产商，约占中国原油产量的25%。随着市场化改革不断推进，上游准入的放开与管网改革的深入，中国整个油气产业预计将逐步开放，长期有望形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的油气全产业链竞争新格局。
公司营收主要来源于油气销售，增储上产给予业绩增长持续性
油气销售贡献了公司绝大多数业绩，其中天然气占比稳步提升。公司作为纯上游的油气生产与经营公司，油气销售业务是公司营收和毛利的主要来源，油气销售业务主要包括常规油气业务、页岩油气业务、油砂业务以及其他非常规油气业务。2018-2022年公司油气销售业务收入占比在80%以上，毛利占比98%以上。2022年，石油液体销售收入达3110亿元，天然气销售收入达419亿元，分别占到总营收的73.7%和10%。其中天然气具有清洁环保属性，公司亦大力发展天然气项目的开发建设，2013年天然气在公司营收占比仅为5%，截止至2022年底已提升5pct。根据公司未来展望，2025年公司天然气产量占比将提升至35%。
公司的收入和利润稳步提升，通过增储上产与降本增效措施，业绩受油价回落影响逐渐减小。2016-2022年，公司营收与利润稳步提升，2016年因油价大幅下滑叠加公司对海外资产进行了金额达104亿元的资产减值，造成公司净利下滑；2020年受新冠影响油价大幅下跌，公司业绩同步跌至近五年的底部；2021与2022年，随国际油价上行，公司的营收和归母净利润大幅上涨；2022年公司实现营业收入4222.3亿元，同比增加71.56%；实现归母净利润1416.77亿元，同比增加101.47%。因公司坚持增储上产和持续降本增效，2022年公司实现高油价周期效益最大化，相较2014年同油价环境，净利润大幅增长1.35倍，达到历史最高水平。2023年上半年，公司实现营业收入1920.64亿元，同比下降5%；实现归母净利润637.61亿元，同比降低11%，相较于布伦特原油的同比降幅24%，公司业绩降幅远低于国际原油降幅，主要是公司产量增长和成本下降部分抵消了油价的下挫，亦体现了公司在油价下行时期的业绩韧性。
公司期间费用率长期较为稳定。2018-2020年期间费用率逐年上升，主要是2020年油价大幅下跌，公司主营勘探开发原油，业绩受油价下跌影响大，使得期间费用占比上升明显。随后油气销量上升，国际油价上行，公司营业收入增加，2021-2022年期间费用率逐渐下降。2022年公司销售费用率、管理费用率、研发费用率、财务费用率分别为0.79%，1.51%，0.36%及0.72%，总体回落至较低水平。其中由于油气销量上升，现金净流入推动利息收入上升，公司财务费用同比降低23%。与同期可比公司相比，公司销售及管理费用占比、财务费用占比均低于行业平均水平，主要是由于公司长期坚持低成本竞争优势，并保持“精干高效”的用人政策。公司研发费用高于同行业可比公司，主要是为了加强技术实力、优化产业结构，提高公司的竞争能力。
较低资产负债率、盈利能力可观，带来稳健现金流水平
公司债务压力较小，长期盈利能力位于行业可比公司前列。2018-2022年公司资产负债率分别为38.51%、40.85%、39.84%、38.72%及35.59%，资产规模平稳，资产负债率也一直保持较低水平，偿债能力较强。横向对比，公司资产负债率也远远低于行业同期可比公司，具有更强的抗风险能力和投资能力。2018-2022年公司的净资产收益率为13.22%、14.11%、5.66%、15.38%及26.29%，盈利能力可观。虽然公司ROE略低于国际同行，但通过杜邦分析可以发现，公司销售净利率较高，达到33.56%，表明油气资源质量较好，但是公司财务杠杆显著低于同行，主要系公司坚持审慎的财务政策。另外，公司资产周转率亦有一定增长空间，未来盈利增长可观。
公司具有良好的现金流创造能力，现金流可以充分满足企业日常经营所需。2014-2022年公司经营活动产生的现金流量净额整体呈现稳定增长态势，复合增长率为7.14%，2020年经营活动现金流量净额出现下滑主要由于当年油价大幅下降，导致当年油气销售收入下降。2020年-2022年，公司经营活动产生的现金流量净额重回稳定增长态势，2022年实现经营活动产生的现金流量净额2055.74亿元，同比增长39%。此外，2022年公司自由现金流达到人民币1108亿元，说明公司注重现金流管理，财务状况良好。
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油价有望维持中高区间，给予油气开采公司业绩弹性
根据IEA、EIA等机构预测，未来布伦特油价有望维持在80-90美元/桶的较高区间，整体供需偏紧。供给端OPEC+继续加大减产力度，沙特阿拉伯和俄罗斯将减产延长至2023年年底；俄罗斯原油将继续受制裁影响，实际产量变化趋势存在不确定性；美国战略石油储备进入补充阶段，且页岩油资本开支不足，增产有限；供给端整体偏紧。需求端随着全球经济的不断修复，中美两国炼油厂开工积极度较高，石油需求温和复苏，因此整体供需相对偏紧，油价有望继续维持较高区间。
供给端：2023年供给端增长动力不足，整体供给偏紧
OPEC+继续加大减产力度，沙特阿拉伯和俄罗斯将减产延长至23年年底。出于对高油价的诉求，2022年12月4日的OPEC+会议决定维持200万桶/天的减产政策不变（OPEC减产127万桶/天，其他国家减产73万桶/天），并将该产量政策一直延续至2023年底。
2023年5月起，沙特自愿减产50万桶/日原油，7月起再次自愿额外减产100万桶/日原油。两次减产后，沙特原油日均产量已减至900万桶，为数年来的最低水平。2023年9月5日，沙特再次宣布将7月起减产100万桶/日的措施延长3个月至23年年底，同时俄罗斯也将延长30万桶/日的石油出口削减直至年底。两大原油供应国宣布延长减产将有利提振油市，供应端处于低位运行，国内外原油价格持续上涨。
2023年开始，OPEC调价频率也将放缓，不再召开高频的月度会议调整产量政策，而是每6个月举行一次部长级会议（ONOMM），每两个月举行一次欧佩克+联合部长级监督委员会（JMMC）会议，从而更加保证减产政策的稳定性。
从目前实施结果看，根据IEA最新发布的月度报告统计，今年截至目前，OPEC+产量已经下降了200万桶/日，减产总体履行率较高，兑现了之前的减产承诺。2023年8月OPEC主要减产国原油产量相比2023年7月减少约1.7万桶，维持较好的减产力度。出于对高油价的诉求，OPEC减产约束力仍在，对于油价可以起到良好的托底作用。
受制裁影响俄罗斯供给预期下降。欧盟第六轮对俄罗斯的制裁结果为2022年12月5日开启对俄罗斯海运原油的禁运，2023年2月5日实施对于俄罗斯海运石油产品的禁运，通过对海上运输保险的控制，对俄罗斯原油设定了60美金的上限。后续俄罗斯的原油供应仍有较强不确定性，俄罗斯正在积极通过贸易转移的方式将原油卖到亚洲地区，预计随着全球原油贸易格局的重塑，制裁的影响也将逐步减弱，因此我们判断俄罗斯的产量受制裁影响会先呈现下滑，而后逐步修复。
俄罗斯7月份的原油产量减少3万桶/天至10.8百万桶/天，其中原油产量为9.5百万桶/日，石油液产量为120万桶/天。OPEC预计，2023年俄罗斯原油产品产量将下降0.58百万桶/天至10.45百万桶/天，但由于东欧的地缘政治影响，俄罗斯的实际产量存在很多不确定性。
美国页岩油增速缓慢，战略石油储备进入补充周期。在页岩油方面，美国目前资本开支意愿仍然较低，仍不具备大幅增产的条件。根据EIA的预测，2023年美国原油产量小幅增长0.87百万桶/天至12.78百万桶/天。美国战略石油储备方面，自2021年下半年开始，为应对石油紧缺以及石油价格快速高涨，美国曾两次宣布释放战略石油，2021-2022年，美国释放战略石油储备共计2.35亿桶，截止至2023年6月30日，石油战略储备已经降至3.36亿桶以下，降至近年来最低水平。而在2022年大规模释放战略石油储备的同时，美国政府也在考虑战略石油储备的补充问题。2023年，美国能源部正式开始了战略石油储备的采购补充工作，截至9月1日当周，美国战略石油储备为3.50亿桶，环比增加79.8万桶，美国战略石油储备继续持续补充中。
上游油气投资增长缓慢，主要以页岩行业投资为主。油田项目投资效果逐渐减弱，2022年上游油气投资增长了11%，预计到2023年增长7%，达到5000亿美元。但根据IEA的测算，全球油气项目成本也有所提升，达到增加的油田项目投资额50%及以上。2019-2021年油气项目开发呈现下跌趋势，直到2021年以后才触底小幅反弹。油气项目投资主要以页岩气为主。因此我们认为即使未来油气资本开支不断增长，但由于油田投资成本的提升，实际带来的投资效果将逐步减弱。
需求端：总体原油需求温和复苏
国际主要能源机构预期2023年原油需求小幅增长。OPEC、EIA、IEA分别在最新的月报中预期2023年原油需求为102.06、100.97、101.8百万桶/天，2024年原油需求为104.31、102.33、102.8百万桶/天，三大主流机构均提升了原油需求的预期，说明总体需求正温和复苏。
现有政策环境下，原油需求达峰仍未来临，需求增长仍将持续。随着经济复苏，政府各项刺激措施将刺激经济增长，能源需求逐渐多元化，需求端预期恢复。IEA对于未来原油需求分为了三种情景：当前政策情景、气候承诺情景、2050年净零排放情景。当前政策情景下，全球石油需求在2023年超过2019年的水平，需求在2030年代中期达到峰值，为1.03亿桶/日，后维持较高水平需求直至2050年，油价则将从2022年的高位温和下降到2030年的每桶82美元左右，后继续回升。气候承诺情景下，更强有力的政策行动导致全球石油需求在2020年代中期达到峰值，略高于2019年的需求水平，后在2030年降至9300万桶/日，2030年油价降至65美元/桶以下，此后随着需求下降，油价继续缓慢下跌。2050年净零排放情景下，2021至2030年间需求平均每年下降2.5%，2030至2050年间每年下降不到6%，油价越来越多地由边际项目的运营成本决定，2030年降至35美元/桶左右，2050年降至24美元/桶。
中美两国为全球石油需求量大国，我们针对中国、美国原油需求情况进行分析后发现原油需求均处于复苏态势。
中国原油进口量及主营炼油厂开工率稳步提升，国内航煤需求量显著增加。根据海关总署数据，2023年8月我国原油进口总量为5280.4万吨，1-8月原油累计进口总量3.79亿吨，同比增长14.7%。由于国际油价目前高位震荡，从成本端推升了多数能化产品价格，提振市场采购备货心态，促进原油进口量显著增长。此外，国内主营炼油厂开工率高启，截至9月7日，主营炼厂开工负荷超过84%，达到2019年以来新高水平，主营炼油厂开工率稳步提升。
终端需求层面国内汽油消费及航煤需求量显著增加。中秋和国庆假日期间居民出行需求支撑下汽油消费量有望出现较大增长；今年以来汽油以消化库存为主，当前库存水平不高，炼厂提前生产备货。另外随着2023初疫情管控全面放开，国内旅游业迎来报复式反弹，航空商务出行增多，民航运输周转量激增。2023年1-7月民航旅客周转量累计值达5645.97亿人公里，同比暴增137.8%。受此影响，我国航煤需求量显著增加。2023年7月国内航煤表观消费总量为348.5万吨，同比增加58.64%。1-7月份，国内航煤累计表观消费量为1905.81万吨，同比增加58.6%。
美国炼油厂加工量和积极性维持高位，美国原油需求具备高强度韧性。美国能源信息署数据显示，截至2023年9月8日当周，美国炼油厂开工率93.7%，比前一周提升0.6个百分点。美国夏季是传统的用油高峰期，消费旺季带动炼厂的生产积极性；另一方面，美国石油产品的出口自2022年4月以后明显有所增加，成为了炼油产品重要的去向。今年4月以后美国炼厂的生产积极性（开工负荷率）一直维持90%以上，加工量也保持相对高位水平，体现美国原油需求具备的高强度韧性，可见经济下行目前仍然存在于预期层面，并未实质影响原油需求。消费韧性也将进一步成为供应紧张促进油价上涨的助推力。
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增储上产、低桶油成本保障公司业绩持续增长
我国化石能源对外依赖度高，增储上产将有效保障国家能源安全
由于资源禀赋的差异，我国是典型的“富煤、贫油、少气”的国家，因此一直以来石油和天然气对外依存度很高。截至2022年，中国原油对外依存度达到72%，天然气对外依存度达到42%。
近年来，能源安全问题受到高度重视。2018年8月，国家提出要站在保障国家能源安全高度，加大国内油气勘探开发力度，获得三大石油公司积极响应。2019年5月，国家能源局提出“为进一步把2019年和今后若干年大力提升油气勘探开发各项工作落到实处，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”。2022年《政府工作报告》将能源安全上升至与粮食安全同等重要的战略高度，对保障我国能源安全、能源高质量发展提出了新要求。党的二十大报告提出，深入推进能源革命，加强能源产供储销体系建设，确保能源安全。
在国家能源安全的要求下，公司响应“增储上产”号召，加大资本开支，积极勘探新项目，油气产量和储量保持快速增长
资本支出方面，近年来公司资本支出呈持续上升趋势，2022年达到人民币1025亿元，超额完成年初计划，有力支撑增储上产、技术研发和油气基础设施建设。2023年公司预计资本支出1000-1100亿人民币。此外，公司的现金流十分稳健，未来有望支持更大的资本开支。
新项目勘探方面，2022年，公司共获得18个新发现，成功评价28个含油气构造；勘探新区、新区域、新类型获新突破，开拓了增储上产接替区域；2023年上半年，公司获得5个新发现，成功评价14个含油气构造，海外圭亚那Stabroek区块获积极进展。
产量方面，2019年起中海油制定油气增储上产的中长期目标，产量稳步上升。2022年公司石油及天然气净产量6.24亿桶油当量，同比上涨8.9%，完成年度目标，增长速度行业领先。
储量方面，2017年以来，中海油储量屡创新高，在2022年达到62.39亿桶油当量。从储量寿命和储量替代率上看，近六年公司的储量寿命持续稳定在10年，储量替代率也一直维持较高水平，2022年达到182%，自2018年以来稳步提升，说明公司不断拓展新的区块，未来发展潜力大。
国内积极攻坚深层、超深层，拓展成熟区，探索超浅层，快速高效推进陆上深煤层勘探。2023年上半年，中国海域获5个新发现，分别为番禺10-6、开平18-1、西江24-2、秦皇岛32-6东和惠州26-6北，并成功评价14个含油气构造。其中，新发现番禺10-6和开平18-1探明地质储量均超2000万吨，展现了珠江口盆地中深层领域勘探潜力；成功评价秦皇岛27-3大中型含油气构造，探明地质储量超5000万吨，拓展渤海浅层规模岩性油藏勘探领域。
海外聚焦战略核心区，圭亚那Stabroek区块成为海外产量增量主力军。圭亚那海上Stabroek区块位于圭亚那东北部，水深1600-2000米，是近年来全球最大的勘探发现之一，公司在该区块拥有25%的权益。该区块Liza油田一期和二期分别于2019年和2022年投产，设计高峰日产量34万桶油当量。截止2022年底，上述两期项目在设计高峰日产量之上稳定生产，平均日产量约38万桶油当量。该项目三期Payara油田建设顺利，预计将在2023年投产，设计高峰日产量22万桶油当量。该项目的四期油田已于2022年完成圭亚那政府审批，预计2025年底投产。
2022年， Stabroek区块再获10个新发现，包括Lau Lau、 Fangtooth、 Barreleye、Lukanani、Patwa、Kiru Kiru、Seabob、Yarrow、Sailfin和Fangtooth SE。目前，区块累积获得新发现超30个，根据作业者披露，区块内总可采资源量约110亿桶油当量。2023年上半年，公司海外净产量同比提升14.4%，主要得益于圭亚那Liza二期和巴西Buzios油田等产量增加。
公司多年来着力推动提质增效，始终保持成本竞争优势
公司把成本管控贯穿于勘探、开发、生产的全过程，并积极推动技术和管理创新，增强成本竞争优势。经过多年努力，公司逐步建立和巩固了在行业中的成本竞争优势，桶油成本远低于同行业可比公司。公司连续多年实现桶油主要成本下降，近两年桶油主要成本略微上升但持续维持低位。
2022年在大宗商品价格普遍上涨的背景下，公司桶油主要成本管控良好，为30.39美元/桶油当量，相比2013年45.02美元/桶油当量下降32.5%。与2021年相比，2022年桶油主要成本同比上年微幅上涨主要是因为油价上升带来除所得税以外的其他税金增加。细分来看，桶油作业费用减少0.09至7.74美元/桶，主要是大宗商品价格上涨以及人民币对美元贬值的综合影响；桶油DD A减少0.66至14.67美元/桶，主要由于产量结构变化以及人民币对美元贬值的影响。2023年上半年，公司持续管控成本，同比下降7.1%，其中除所得税以外的其他税金同比下降22.3%，主要是油价下降的影响。得益于成本竞争优势，中海油保持了行业领先的桶油盈利能力。2022年公司桶油主要成本与布伦特原油价格有68.7美元的价差，实现高油价周期下的高利润。
我们选取作业费、DD A以及勘探费用于比较公司桶油成本。由下表可以看到公司成本中作业费用远低于同行业可比公司，总体桶油成本也略低于行业平均成本，具备一定的成本优势。
自2014年开始，公司开展“成本效益年”全面强化成本控制，深入实施降本提质增效专项行动。2022年大宗商品价格持续上涨与通货膨胀物价上涨，成本依然得到有效控制。其中作业费用为7.74美元桶油当量，远低于油气开采同行业可比公司均值11.85美元/桶油当量。DD A占总体成本比重较高，随着油田进入中后期、储量修正等因素影响，公司桶油折旧折耗与摊销逐年下降，逐步向国际同业平均水平靠拢。此外通过提高勘探成功率、缩短开发周期、加强老油田精细化管理，公司在产油田自然递减率得到有效控制。
公司成本管控体系完善，具备一定的成本竞争优势和桶油盈利能力，主要源于公司针对已有项目的全业务流程的成本管控以及通过在新开发项目的技术创新实现。
1）全业务流程实施成本管控，从原油探勘、开发生产等多方面严控生产成本。公司把成本管控理念贯穿于油气勘探、开发、生产全生命周期中，以实现有效控制整体成本。在原油勘探方面，以大型整装的油气田为主要目标，积极推进海外钻修井作业服务合同模式由日费制向大包制的转变，全面控制成本。开发生产方面，持续推进数字化、智能化转型，逐步推广海上无人平台、岸电等技术优化设计和建造。同时，公司具备非常审慎的经济性评估制度，采用35美元/桶的低油价模式进行压力测试，判断成本缩小空间，以精细管理为重点，精准推动成本管控常态管理。
2）通过技术创新等方式降本增效，实现新项目成本管控。针对新项目勘探的不确定性是影响新项目成本的主要因素。未来公司产量增长主要来源于渤海、南海和圭亚那Stabroek区块，其中渤海是公司桶油成本最低的作业区域，圭亚那Stabroek区块是桶油盈利能力最强的作业区域。公司享有中国海域对外合作进行海洋石油勘探、开发、生产和销售的专营权，因此渤海区块投产快，成本低，具备区域优势。圭亚那海上Stabroek区块位于圭亚那东北部，水深1600-2000米，公司通过持续推进技术创新，标准化设计等模式，使得新项目主要桶油成本在全公司作业区域都具有领先优势。未来公司将全力做好降本提质增效，按计划推进新项目建成投产，控制桶油成本。
3）未来油气成本趋势或有小幅上涨，但公司将维持行业桶油成本相对优势。未来油价中枢处于高位或会导致钢材、大宗商品、人力成本等价格上涨；此外未来行业有向高难度的深海勘探发展的趋势，勘探难度系数增加，因此未来油气成本或有小幅上涨趋势。据此，公司已将成本控制作为绩效考核评价体系内的关键指标之一，在技术创新和管理创新方面不断挖掘潜力，在安全底线的前提下推进降本增效工作，成本有望保持在行业较低水平。未来，公司将继续控制成本，进一步巩固有竞争力的成本结构，盈利能力有望进一步提升。
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紧跟国内天然气快速发展期，业务占比稳定提升
国内天然气行业处于快速发展期，消费增长潜力巨大
中国从2004年以西气东输管道投入商业运营为标志开始，进入市场快速发展期。2010年中国天然气消费量突破1000亿立方米，2015年达到1931亿立方米，此后几年均保持稳定增长。2022年受欧洲天然气危机影响，消费量为3646亿立方米，天然气消费增速有所放缓，属于快速发展时期的波动阶段。根据数据比对，典型国家天然气快速发展期一般持续30年以上。
中国是目前主要天然气消费国也是最具增长潜力的市场之一。随着我国经济转型，城镇化、工业化、数字化进程不断加快，人民生活水平不断提高，居民对清洁能源的需求将持续扩大。我国“双碳”目标的加快推进、能源结构的优化也促进清洁低碳燃料的使用。天然气基础设施的建设优化、市场体系的完善，也为天然气产业的发展带来了新的机遇。
根据国家统计局数据，2022年中国天然气消费中城市燃气消费占比为33%，工业燃料、天然气发电、化工用气占比分别为 42%、 17%和 8%。预测至2025年我国天然气发电领域发展较快，需求量为800亿立方米，占比增至18.56%；化工领域由于氢能产业发展，2025年天然气需求量增至350亿立方米，占比为8.12%；工业燃料领域由于“煤改气”政策逐渐进入尾声，天然气增速降低，预计2025年工业燃料领域天然气需求约为1700亿立方米；城市燃料领域由于居民燃气、取暖用气、交通领域的平衡发展，预计2025年城市燃料领域天然气消耗量为1460亿立方米。综上预计2025年天然气消费量为4300亿立方米，2022-2025年CAGR达到5.65%，预计2030年我国天然气消费量将达到6000亿立方米左右，2025-2030年CAGR达到6.89%。
天然气供应持续增加，有限满足国内需求
我国天然气资源探明率较低，未来随着勘探的不断深入，国产天然气有望在弥补产量递减的同时保证产量上升。国产气目前以常规天然气为主，随着开发水平的提高，页岩气、煤层气等非常规气体产量有望快速增长。
我国已开发主力气田整体处于稳产阶段，四川、鄂尔多斯、塔里木、松辽、准噶尔5个盆地已经在20个区代获得战略性突破，可以实现储量规模接替，预计每年可增加探明天然气地质储量8000-10000亿立方米，一批大中型气田正在加快建设，已经开发的气田通过内部挖潜、滚动扩边、综合治理等措施在“十四五”期间将整体处于稳产阶段。
管道天然气方面，中亚管道ABCD全部启用后，年输送量将达到1000亿立方米/年。中俄天然气管道供应量稳定增加，预计2025年达到380亿立方米/年的设计供应量，且中俄正在积极建设、洽谈远东管道及西伯利亚力量2号天然气管道，中远期管道天然气供应稳步增加。近年我国LNG接收站建设加快进行，LNG接收能力快速增加，且LNG长协订单签订量较为充足，伴随东亚现货LNG价格不断下降，我国LNG进口量有增无减。
综上，我国天然气自主产量与进口量均在持续增长，能够有限满足国内需求增长。
响应碳中和，公司大力发展天然气领域，业务占比稳步提升
天然气是最清洁的化石能源。天然气的主要成分为甲烷（CH4）,含有少量的乙烷和丙烷，几乎不含硫、粉尘和其他有害物质。天然气的燃烧产物主要是二氧化碳和水。在产生相同热值的情况下，天然气燃烧产生的二氧化碳比其他化石燃料更少，且几乎不排放二氧化硫、氮氧化物等有害气体，因此天然气被认为是一种优质、高效、更清洁的能源。
顺应双碳目标，公司天然气净产量与净储量实现高速增长。2018年-2022年公司天然气净产量稳定增长，近年来同比增速稳定在10%以上。2022年公司天然气净产量达到7787亿立方英尺，其中国内海上天然气净产量占比达65.89%，国内陆上天然气净产量占比达12.53%，海外净产量占比达21.58%。
新项目开发方面，加强海上天然气和陆地非常规气的勘探开发力度。2022年在海上，公司探明首个深水深层大型整装气田宝岛21-1的天然气地质储量超500亿方，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。崖城13-10测试获高产气流，实现了在产气田的储量接替。公司计划以南海首个自营深水大型整装天然气田“深海一号”为依托，建设南海万亿方大气区；以渤中19-6大型凝析气田为中心，建设渤海大气区。
在中国陆上，公司以中联公司为平台，专注于非常规天然气资源。2022年公司维持较高非常规天然气勘探力度，完成非常规探井132口，采集三维地震数据516平方公里，二维地震数据120公里。陆上首口深层煤层气井压裂也于2022年顺利完成施工，推动陆上勘探向超2000米深煤层拓展。由中联公司统筹建设的我国最长煤层气长输管道神安管道于2022年12月建成，为中国华北地区提供稳定、高效的清洁能源。
公司陆上非常规气产量快速增长，新项目前景可期。公司已在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘建成神府和临兴两大非常规气生产基地。近年来公司陆上天然气连续多年实现产量快速增长，带动天然气产量占比提升。截至2022年底，中国陆上天然气净产量约为906亿立方英尺，同比增长32%，2018-2022年复合增速高达123.8%。公司预计神府区块木瓜区致密气勘探开发一体化项目将在2023年投产。公司将持续加快陆上非常规天然气业务的发展步伐，有力助推公司2025年天然气产量占比提升至35%的目标。公司还计划在未来推进陆上非常规天然气再增千亿方储量工程建设，为公司天然气产量增长和绿色低碳转型提供有力支持。
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高分红比例、布局绿色领域彰显公司长期可持续性经营
公司注重股东回报，长期维持高分红
公司重视股东回报，累积分红位居港股能源类企业第一，上下半年各有一次分红派息，自2006年至2022年，公司现金分红金额总和达4051亿港元，平均分红比例约41.25%。2022年公司派发股息1.45港元/股，现金分红总额690.21亿港元，股息支付率达42.64%。根据公司年报，在各年度建议股息获股东大会批准的前提下，2022至2024年，公司全年股息支付率预计将不低于40%，全年股息绝对值预计不低于0.70港元／股（含税）。
公司2022年于A股上市，因此分析公司股息率历史情况时采用了H股股息率，可比公司数据亦为H股数据。2018年以来，除了21年股利支付利率较低外，公司股息率均保持三桶油均值水平，并在2022年达到14.53%，为三桶油中股息率最高的公司。
依托海洋资源开发能力优势，积极布局绿色低碳领域
公司秉持绿色低碳发展理念，充分依托海洋资源开发的能力优势，积极布局新能源领域的业务。公司以岸电项目和智能油田建设为着力点，推动绿色低碳管控体系建设，同时加快发展海上风电，大力推动CCS/CCUS研究，择优发展陆上光伏发电。公司计划“十四五”期间资本开支的5%-10%用于新能源业务发展。根据2022年的业务规划，公司计划到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。
公司积极探索海上风电业务发展。2019年公司设立了中海油融风能源有限公司，切入风电赛道。公司具有丰富的海上生产作业和管理经验，具备较强的海上风电开发能力，海上风电业务前景广阔。公司位于江苏附近海域的300兆瓦海上风电项目于2020年实现并网发电，于2021年实现全容量并网发电。
2022年，公司重点推动海上风电项目建设，首座离岸距离100公里以上、水深100米以上的“双百”漂浮式风电平台“海油观澜号”完成浮体总装；中国首个直接为油田生产设施、高渗透率直接供电的分散式风电项目－蓬莱分散式风电项目正式启动；公司首个大型海上风电示范项目－海南CZ7海上风电示范项目获得核准。此外，公司收购了中核汇海风电投资有限公司40%股权，有效拓展风电领域的业务。2023年上半年，“海油观澜号”和文昌深远海浮式风电示范应用项目成功并网发电，开启风电业务从浅海走向深远海的探索之路。其中主力生产设施“海油观澜号”装机容量达7.25兆瓦，年均发电量可达2200万千瓦时，预计每年减少二氧化碳排放约2.2万吨。
公司碳捕获与封存以及光伏业务稳步开展。CCS/CCUS方面，2022年，公司首套海上二氧化碳封存装置在恩平15-1生产平台完成安装，中国首个海上千万吨级CCS/CCUS集群示范项目启动实质性研究工作。此外，重大科技项目新型能源开发与CCUS关键技术研究正式启动，以技术创新推动公司新能源产业发展。光伏业务方面，公司光伏业务也取得积极进展。2022年，公司首个陆上集中式光伏项目－甘南合作市“牧光互补”项目顺利开工。2023年上半年，恩平15-1油田CCS示范工程的成功投用，设计高峰年二氧化碳回注量约28万吨，填补了中国海上二氧化碳封存技术的空白。
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盈利预测
假设前提
我们的盈利预测基于以下假设条件：
公司作为上游油气开采企业，公司的营业收入及利润水平与油价高度相关，我们根据供需格局、库存变动给出以下假设：
根据EIA数据预计2023-2025年布伦特原油价格在84.0/88.0/88.5美元/桶。2022年布伦特原油均价在99.0美元/桶，展望后市，在需求有望逐步复苏以及全球供给偏紧的背景下，油价将维持在85美元/桶上下。
假设2023-2025年美元兑人民币汇率分别为7.3/7.0/7.0。
公司业务假设：
（1）我们基于公司2022年年度报告及2023年年中业绩说明报告中的未来规划，假设2023-2025年公司油气净产量分别为659/695/735百万桶油当量，天然气占比提升至24%/29%/34%。
（2）假设2023-2025年布伦特原油价格分别为84.0/88.0/88.5美元/桶，公司实现油价相对于布伦特原油折价2.5美元，对应公司实现油价分别为81.5/85.5/86.0美元/桶，天然气价格依据IEA预测2023-2025年分别为9.6/10.1/10.6美元/千立方英尺。
（3）假设2023-2025年公司桶油主要成本分别为29.9/29.5/29.1美元/桶油当量。
（4）假设公司贸易业务销量与布伦特油价呈现一定相关性，在油价上行时公司将增加贸易业务销量；假设贸易业务售价与布伦特原油差价为2美元/桶。
据此我们得到：
（1）油气销售业务2023-2025年收入分别为3489/3636/3834亿元，同比增加-1.1%/4.2%/5.4%，对应毛利率分别为62.1%/63.8%/64.3%。
（2）贸易业务2023-2025年收入分别为583/614/621亿元，同比增加-3.6%/5.4%/1.2%，对应毛利率分别为2.4%/2.3%/2.3%。
（3）其他业务2023-2025年收入分别为50/49/48亿元，对应毛利率分别为1.5%/2.5%/2.0%。
综上所述，预计未来3年营收4122/4299/4503亿元，同比-2.4%/+4.3%/+4.7%，毛利率53.0%/54.3%/55.0%，毛利2183/2336/2479亿元，同比-2.6%/+7.0%/+6.1%。
未来3年业绩预测
按上述假设条件，我们得到公司2023-2025年收入分别为4122/4299/4503亿元，同比-2.4%/+4.3%/+4.7%，预计2023-2025年归母净利润1318/1422/1519亿元，同比-7.0%/+7.9%/+6.8%，EPS分别为2.77/2.99/3.19元。
盈利预测的敏感性分析
由于公司主要产品为能源品和大宗化工品，周期属性较强，公司的主营业务为上游油气开采，受原油价格影响较大，因此我们以EIA预测数据为基准，在此基础上分别设置油价上下浮动10美元、20美元五种不同情景下的表现来测算公司业绩敏感性。
盈利预测情景分析
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估值与投资建议
估值与投资建议
考虑公司的业务特点，我们采用绝对估值和相对估值两种方法来估算公司的合理价值区间。
绝对估值：21.54-25.84元
未来10年估值假设条件见下表：
根据公司历史数据以及未来规划，公司分红情况较好，因此我们采用DDM估值方法，得出公司价值区间为21.54-25.84元。从估值方法特征来看，以DDM 为代表的绝对估值更适用于连续盈利、分红较为稳定的公司，因为周期股盈利波动较大，因此在周期股预测中存在失真现象。
绝对估值的敏感性分析
该绝对估值相对于普通权益资本成本Ke和永续增长率较为敏感，下表为敏感性分析。
相对估值：22.16-24.93元
我们选取与公司业务相似的国内及国际能源公司进行对比。国内油企中，中国石油为国内最大的油气生产商，油气开采业务与公司业务相似；中国石化为国内第三大原油生产商、第二大天然气生产商，油气开采业务与公司业务相似。国内油企龙头企业23年PE均值在8.83倍，美国大型油企平均PE在12.92倍，国际综合油气龙头平均PE在10.52倍。随着油价维持较高位运行，公司持续增储上产，桶油成本逐渐降低，给予公司与同行业平均8-9倍PE，对应股价区间22.16-24.93。
投资建议
综合上述几个方面的估值，我们认为公司股票合理估值区间在22.16-25.84元之间，今年动态市盈率8.0-9.3倍，相对于公司目前股价有9-27%溢价空间。基于油价维持高位运行以及公司长期稳健业绩，给予“买入”评级。
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风险提示
估值的风险
我们采取了绝对估值和相对估值方法，多角度综合得出公司的合理估值在22.16-25.84元之间，但该估值是建立在相关假设前提基础上的，特别是对公司未来几年自由现金流的计算、公司普通权益资本成本（Ke）的计算、TV 的假定和可比公司的估值参数的选定，都融入了很多个人的判断，进而导致估值出现偏差的风险，具体来说：
可能由于对公司显性期和半显性期收入和利润增长率估计偏乐观，导致未来10年自由现金流计算值偏高，从而导致估值偏乐观的风险；
公司普通权益资本成本（Ke）对公司绝对估值影响非常大，我们在计算Ke时假设无风险利率为2.5%、风险溢价7%，可能仍然存在对该等参数估计或取值偏低、导致 Ke 计算值偏低，从而导致公司估值高估的风险；
我们假定未来10年后公司TV增长率为1%，公司所处行业可能在未来10年后发生较大的不利变化，公司持续成长性实际很低或负增长，从而导致公司估值高估的风险；
相对估值方面：我们选取了与公司业务相同或相近的海外与国内能源巨头，比如埃克森美孚、壳牌、雪佛龙、英国石油、中国石油、中国石化等的相对估值指标进行比较，选取了可比公司未来三年的一致盈利预测PE做为相对估值的参考，同时考虑到未来油价保持较高区间，公司在持续增储上产以及维持桶油成本优势的基础上，最终给予公司23年8-9倍PE估值，可能未充分考虑市场及该行业整体估值偏高的风险。
盈利预测的风险
我们假设公司未来3年收入增长-2.4%/4.3%/4.7%，可能存在对公司产品价格预计偏乐观、进而高估未来3年业绩的风险。
我们预计公司未来3年毛利率分别为53%/54%/55%，可能存在对公司成本估计偏低、毛利高估，从而导致对公司未来3年盈利预测值高于实际值的风险。
我们预计公司天然气占比增速维持每年增长5pct左右，若实际产销情况不及预期，存在未来3年业绩预期高估的风险。
经营风险
油价大幅波动风险：油价对于石化企业影响较大，虽然我们对于油价中枢进行合理假设，但在实际经营过程中，油价不可避免会出现一定波动，若油价波动率较大，可能会导致石化企业经营决策的变化，从而导致实际产品产销高于或低于原有的规划，从而造成经营业绩与预测情况造成偏离过大的情况。
恶劣天气等自然灾害风险：诸如台风频发等难以预测的自然灾害等可能给公司的生产经营，带来较大不利影响和不可预知的风险。
境外经营的风险：公司下设多家境内外子公司，层级较多，面临各国法律及税收的监管要求。如果未来境外子公司所在国家或地区法律及税收的监管要求发生不利变化，同时公司实际控制人、管理层缺少相应的管理经验和能力，将增加公司管理协调的难度，带来经营管理风险，从而对公司业绩造成不利影响。
财务风险
应收账款风险：截止至2022年底，公司应收账款账面价值为365.46亿元，占总资产的比例为30.1%、占比较高。如果宏观经济形势及行业发展前景发生重大不利变化或个别客户经营状况发生困难，则公司存在因应收账款难以收回而产生坏账的风险。
汇率风险：全球石油交易绝大部分以美元结算，公司业绩中海外业务占有不小的比例，但公司业绩通常以人民币结算，如果人民币与美元汇率出现较大波动，可能对公司业绩汇算产生不利影响。
技术风险
技术被赶超或替代的风险：公司所处行业属于技术密集型行业，在未来提升研发技术能力的竞争中，如果公司不能准确把握行业技术的发展趋势，在技术开发方向决策上发生失误；或研发项目未能顺利推进，未能及时将新技术运用于产品开发和升级，出现技术被赶超或替代的情况，公司将无法持续保持产品的竞争力，从而对公司的经营产生重大不利影响。
关键技术人才流失风险：关键技术人才的培养和管理是公司竞争优势的主要来源之一。随着行业竞争格局的变化，对行业技术人才的争夺将日趋激烈。若公司未来不能在薪酬、待遇等方面持续提供有效的奖励机制，将缺乏对技术人才的吸引力，可能导致现有核心技术人员流失，这将对公司的生产经营造成重大不利影响。
核心技术泄密风险：经过多年的积累，公司自主研发积累了一系列核心技术，这些核心技术是公司的核心竞争力和核心机密。如果未来关键技术人员流失或在生产经营过程中相关技术、数据、图纸、保密信息泄露进而导致核心技术泄露，将会在一定程度上影响公司的技术研发创新能力和市场竞争力，对公司的生产经营和发展产生不利影响。
政策风险
公司所处传统能源行业一定程度上受到国家政策的影响，可能由于政策变化，使得公司出现销售收入/利润不及预期的风险。
“碳达峰、碳中和”政策可能对公司的长期发展存在一定制约，如果公司未来不能够及时转型，业务发展空间可能受限。
附表：财务预测与估值
