2024年海上油气行业分析：中国海油迈向国际一流企业
一、稀缺海上油气巨头，全球布局动能充沛
1.1专注海上油气开发，拓荒者蜕变领跑者
纯上游E&P巨头，出海布局国际化。中国海洋石油集团成立于1982年。1999年8月成立中国海洋石油有限公司并先后在2001年于纽交所（后于2021年10月退市）和联交所先后上市、2013年于多交所（后于2021年12月退市）上市、2022年在上交所挂牌交易。历经二十余载的发展，中国海油通过持续性收购实现“出海”，现已发展成为国内最大的海上原油及天然气生产商，同时也是全球最大的独立油气勘探及生产集团之一，主要作业区遍布亚洲、大洋洲、非洲、北美洲、南美洲、欧洲六大洲，同超40个国家和地区开展能源合作，海外油气勘探开发业务涉及超20个国家。根据公司业绩发布报告，2022年公司油气净证实储量6238.6百万桶油当量，储量寿命稳定在10年；实现净产量623.8百万桶油当量。2023年前三季度，公司净产量499.7百万桶油当量，同比+8.3%。
1.2实控人为国资委，全球化布局日臻完善
国资委为实控人，子公司全球布局。股权结构清晰，最大股东为中国海洋石油集团，实际控制人为国务院国资委。截至2023年Q3，国务院国资委通过中国海油石油集团控股公司60.49%的股权。公司业务通过众多子公司展开，国内主要以中国海油国际贸易有限公司开展，海外以中国海洋石油国际有限公司开展，业务全球布局。
油气资源遍布全球，勘探开采以国内为主。公司立足国内海域开发，同时积极布局海外市场。2022年公司全球油气产量170.92万桶/天，其中国内产量占比约71.69%，主要以渤海、南海东部和西部为主，分别占全球产量比例为33.75%、21.52%和12.75%；海外业务占比为28.31%，遍布亚洲、大洋洲、非洲、北美洲、欧洲、南美洲等区域。
1.3业绩与油价强相关，低成本铸就护城河
油价业绩强相关，整体表现优异。除2020年外，公司营业收入和归母净利年度数据均保持良好增长态势，2018-2022年公司营业收入和归母净利CAGR分别为16.69%和28.07%。公司核心业务为石油开采，业绩整体受到油价影响较大。2017-2019年由于油价逐步回暖，公司业绩稳步增长；2020年由于疫情导致油价大幅跳水，公司业绩略有下滑；2022年由于地缘政治冲突导致油价高企，公司营业收入为4222.30亿元，同比+71.56%，归母净利为1417.00亿元，同比+101.51%。2023年Brent油价略有回落，全年均价82.17美元/桶，公司2023年Q1-3营业收入为3068.17亿元，同比-1.39%，归母净利为976.45亿元，同比-10.79%
盈利能力优异，业务全球布局。公司产品主要以油气勘探开采为主，低成本优势显著，盈利能力优异。近5年公司综合毛利率不低于35%，油气销售毛利率不低于40%。2022年由于油价高位公司综合毛利率为53.05%，油气销售毛利率为62.62%。同时公司海内外全布局，2023年H1公司海外业务营收占比达到37.5%，并保持扩张趋势。
油气销售为核心业务。公司业务以油气销售为主，与油价水平高度相关。近5年公司油气销售营收占比超75%，毛利占比超95%。截至2023年H1，公司油气销售业务营收占比78.98%，毛利占比96.91%，几乎贡献公司全部利润。
公司质地优异，全球油企前列。公司ROE、净利率、期间费用率和资产负债率水平均较全球油企龙头优质。近5年公司ROE水平保持高位，2020年油价跳水，大部分油企ROE水平跌至负值，公司仍为5.75%，远超大部分油企。净利率水平远超同行业企业，近5年未低于15%。公司持续加强管理，期间费用率持续降低，2023年Q1-3仅为3.04%。资产负债率也处于行业较低水平。整体看，公司质地优异，竞争优势明显。
二、油价的判断：供需紧平衡格局支撑偏强震荡
2.1低供给：上游资本开支持续缩减，本轮自愿减产执行率高
（一）OPEC+护盘持续然力度下降，OPEC+豁免国存较强增产意愿
1）OPEC+：本轮减产不同以往，继续深化难度加深。
减产护盘动作：2023年11月30日，第36届OPEC+部长级会议决定2024Q1自愿减产219.3万桶/日。从减产力度上看，同年4月的OPEC+会议已决定自愿减产165.7万桶/日，叠加沙特于7月起额外减产的100万桶/日，OPEC+整体自愿性减产规模已达265.7万桶/日，因而本次自愿减产额度实际较此前相比仅增加3.6万桶/日（沙特此次11月减产较4月相比增加50万桶/日）。
执行难度上升：近年来，OPEC+在全球油价定价中的话语权和议价权显著上升，产量政策的执行直接影响全球原油供需格局。从本轮OPEC+会议上看，中东国家主动减产以维持高油价的诉求并未发生改变，然而变化点主要有三：①类似于2023年4月份所提出的减产政策，2024Q1的减产仍为自愿性减产，其约束强度的相对偏弱或将对成员国后续减产实际执行效果产生直接影响；②2023H2，OPEC+维持深化减产政策，然油价表现前高后低，到2023年底，WTI油价和Brent油价均已跌破减产执行初期的价格水平；③海外宏观经济走弱易引发原油需求增速放缓，金融市场的系统性风险扰动同步增强，如此因素均易导致油价表现进一步下探，届时OPEC+或在低产的同时面临更低的油价。
警惕放松减产：OPEC+是全球原油的主要提供方，中东国家的财政平衡诉求为全球油价的定价提供托底支撑。但需警惕的是，当前沙特产量表现已低于减产后目标值，反映出其减产效果已达预期，后续进一步深化减产的空间相对有限。减产执行难度提升下，一旦OPEC+放弃减产或放松减产力度，全球原油市场或呈供过于求的局面，届时油价中枢也将相应下移。
关注非洲三国：在2023年11月底召开的OPEC+部长级会议上，除宣布2024Q1减产动作外，同样对同年6月所提出的产量配额进行调整。根据OPEC，调整后安哥拉、刚果、尼日利亚的产量配额分别为110、27.7、150万桶/日，较前值分别-18、+0.1、+12万桶/日，较2023年产量配额分别-35.5、-3.3、-24.2万桶/日。后续看，一方面，结合IEA最近三个月月报数据可知，非洲三国产量整体均已低于2024Q1既定产量目标；另一方面，IEA最新2月月报数据显示，刚果和尼日利亚的原油产能余量仅2万桶/日和1万桶/日，产能瓶颈限制增产空间。对于安哥拉，尽管该国政府因不满原油产量份额下调而强硬退出OPEC，但该国也同样受到产能瓶颈的制约（IEA在23年12月月报中显示，安哥拉剩余有效产能为3万桶/日），退出后大幅增产的可能性仍然偏低。
2）OPEC+豁免国表现出偏强的增产意愿。
伊拉克：2023年3月，伊拉克库尔德自治区（库区）输送的40万桶原油和从伊拉克联邦输送的7万桶原油管道关闭。同年10月，土耳其能源部长和伊拉克驻安卡拉大使先后证实土耳其已同意恢复通过伊土管道（ITP）的石油出口，但截至目前该管线仍未恢复。若后续管线输送恢复运营，预计将带来约50万桶/日的原油供给增量。
伊朗：2023年，伊朗原油供应超预期回升。根据IEA，2024年1月，伊朗当地原油日产量为315万桶，为2019年以来的最高值。另据伊朗石油部，预计到2024Q1当地石油日产量将增至4百万桶/日，为先前从未企及的量值，可见其增产意愿强烈。沙特伊朗关系修复下，OPEC+或也将默许伊朗额外增加石油供应。
（二）美国页岩油增量边际减弱，南美海上油田或贡献增量
1）美国产量惯性增长，但边际增速或放缓。
2023年超预期增长：尽管2023年美国上游油气企业资本开支表现较弱，但源于库存井的释放以及钻机使用效率的提升，全年原油产量表现强势。根据EIA，2023年美国原油产量自7月底起实现快速增长，到年底最高达1330万桶/日，连续9个月超越公共卫生事件前原油产量水平，并创下近五年历史新高。分产区看，Permian产区是美国页岩油产量增量的主要来源。然而，随着DUC库存的持续消耗以及钻机数量的接连下滑，Permian产量的同比增速也在逐步下降。
2024年增量或放缓：从原油产量的前置指标钻机数量和压裂车队数上看，2023年前三季度美国钻机数持续下滑，较2022年底的峰值相比下降约125部。进入四季度，美国原油钻机数量见底后逐步企稳，基本保持在500部。压裂车队数量自2023年12月起下滑明显，单月降幅约40支。2024年以来，钻机数量仍维持在500部附近，压裂车队数较2023年年底略有增长，但仍处历史低位。受高利率宏观环境影响，美国页岩油企生产成本逐年提升。根据Dallasfed，2023年，北美主要页岩油产地Permian产区和Eagle Ford产地的新井开采成本均出现不同程度的抬升，进一步抑制上游油气企业资本开支，进而挤压当地原油产量增长。单井产油效率提升下的原油增量幅度预计也会受到一定程度的挤压，整体看，美国2024年原油产量增长基本确定但增量空间较2023年相比预计会有所收窄。
2）南美或成为非OPEC+供应的主要增长来源。
海上油田开采重启，低碳成本优势共振。不同于常规油田的开采，海上油田的勘探周期更长、投资成本和技术难度要求更高。过去几年间，受公共卫生事件影响，大量海上钻井巨头遭受重创，项目延期率明显增加。随着疫情带来的影响逐步减退，海上油田凭借更强的成本和清洁优势，成为美洲甚至全球原油供给增量的重要组成部分。根据《全球油气勘探开发形势及油公司动态（2023年）》，在2022年全球新发现的31个常规大-中型油气田中，有21个集中分布于深水-超深水领域。从地理区位上看，美洲地区位居前列，新发现的常规油气可采储量约14.22亿吨油当量，主要来自圭亚那盆地、坎波斯盆地、阿拉斯加北坡盆地和苏瑞斯特盆地。其中，圭亚那盆地新发现油气可采储量6.83亿吨油当量，约占美洲地区总量的48.1%。
低成本：根据国际石油经济，以圭亚那斯塔布鲁克区块为例，Liza一期开发的盈亏平衡点35美元/桶，随Liza二期达峰，盈亏平衡点将降至25美元/桶。对于即将投产的Payara和Yellowtail项目，预计分别在32和29美元/桶实现盈亏平衡，显著低于美国常规油田新井开采成本。
高增量：根据IEA，圭亚那和巴西将是未来全球原油增量的主要来源，到2035年，两地原油日产量增量较2022年相比增量分别为130和100万桶。具体看，巴西原油开采主要由Petrobras主导，增量贡献主要源于FSCO装置，预计2024-2028年间还将新增14套FPSO装置（10套装置已签署合同）。对于圭亚那，当地目前石油产量已接近40万桶/日。根据国际石油经济，截至2022年底，仅斯塔布鲁克区块已获得累计超30个新油田发现。根据埃克森美孚的预测，到2027年该区块原油产量有望达到120万桶/日。
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