【中泰证券】海上能源巨头，迈向国际一流.pdf

2024-02-27

34页

1MB

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。

委内瑞拉：2023 年 10 月，美国财政部海外资产控制办公室宣布解除对委内瑞拉部分能源贸易制裁，授权开放涉及委内瑞拉石油和天然气的行业交易（为期 6 个月）。同年 11 月，委国家石油公司副总裁表示，在美国部分解除制裁后，该国原油日产量现已提升至约 85 万桶的水平，委政府正考虑将产量进一步提升至 100 万桶/日。然而受自身产能瓶颈以及当地发展落后等因素制约，后续出现大幅增量的可能性较小。

（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。

2.2 稳需求：全球经济衰退预期修正，整体或维持低基数增长

（一）海外：高利率环境+新能源转型，美欧需求动能仍旧不足

进入货币周期后半程，美欧衰退预期仍存。自 2022 年 3 月起，欧元区和美国同步开启加息周期，分别完成 10 轮（累计 450bp）和 11 轮（累计 525bp）的加息。通胀表现上看，尽管 2024 年 1 月欧美通胀数据均超预期，但整体延续 2023 年以来的回落趋势。根据 Wind，1 月美国 CPI 和欧元区 HICP 同比分别为 3.1%和 2.8%，环比上月-0.30pct 和-0.10pct，较 2023 年初-3.30pct 和-5.80pct。PMI 指数上看，2023 年美国制造业 PMI 基本位于荣枯线下。欧元区走弱更为明显，自 2023 年 5 月起连续 8 个月低于 45。2024 年 1 月，欧美制造业 PMI 分别为 46.6 和 50.7。

美国：软着陆可能性增强，能源转型压制需求。美联储 12 月公开纪要表示，当前政策利率或已见顶。软着陆预期增强下，预计 2024 年上半年美国原油存量需求有望维持，下半年随货币政策紧缩以及滞后性的进一步显现，叠加新能源渗透率的不断提升，预计原油需求将出现较为明显的放缓。EIA 和 OPEC 两大机构 2024 年 2 月的预测数据基本趋同，分别预计 2024 年美国原油需求总量分别为 20.50 和 20.48 百万桶/ 日，同比+15 和+18 万桶/日，较前值-6 和+7 万桶/日。我们判断， 2024 年美国当地原油需求有望维持低基数增长，增量大小需关注美联储降息的具体时间和频次以及当地制造业的修复程度等。

欧洲：制造业表现仍疲软，需求短期难有增长。根据欧盟委员会冬季经济预测报告，受高通胀影响，2024 年经济增速或继续放缓，预计 2024 年欧盟和欧元区经济增长率分别为 0.9%和 0.8%，较前值相比均下调 0.40pct。经济表现持续低迷叠加欧元区政府维持鹰派论调，即便 2024 年欧央行态度由鹰转鸽且降息，政策落地实施尚需传导时间，短期内认为当地原油需求大幅提升的可能性不大。EIA 和 OPEC 在 2024年 2 月的预测中继续保持谨慎悲观态度，预计 2024 年欧元区原油需求分别为 14.24 和 13.44 百万桶/日，同比均+3 万桶/日，较前值持平和-3 万桶/日。我们认为，欧央行转鸽的时间及降息后对经济的影响或成为影响其原油需求的关键变量。

（二）国内：2023 年快速修复，2024 年增速趋缓

2023 年：国内原油消费显著增长。随着疫情影响转淡，国内经济逐步恢复下用油需求量出现显著增长。根据 Wind，2023 年国内累计加工原油 6.22 亿吨，同比+10.9%，较 2019 年公共卫生事件前相比+13.9%。全年累计进口原油 5.64 亿吨，同比+11.0%，较 2019 年公共卫生事件前相比+11.5%。终端消费上看，2023 年国内汽油、柴油和煤油产量的累计值分别为 1.61、2.17 和 0.50 亿吨，同比+10.1%、+13.3%和 +68.3%。与此同时，除需求端增量外，2023 年新增的成品油出口配额同样提供了额外的炼油需求。根据金联创，2023 年国内成品油出口配额累计下发 3999 万吨，相较 2022 年全年总量增加 274 万吨。

2024 年：预计原油需求增速放缓。在国内经济稳步恢复的背景下，预计原油的消费量有望继续维持增长态势。但从增速上看，一方面，能源转型下，国内新能源车渗透率已由 2021 年底的 17.6%提升至 2023 年 12 月的 37.5%。在新能源汽车占比不断的提升背景下，传统汽车对于汽油用量的贡献将出现不可逆地减少。另一方面，2022 年低基数效应不再体现且疫后需求的大幅提升也已在 2023 年基本兑现。由此我们预计，2024 年我国原油需求有望进一步增长，但增速上看，会出现一定程度的放缓。

EIA 和 OPEC 均维持谨慎乐观态度。根据 EIA 和 OPEC 两大机构 2024 年 2 月最新预测数据显示，预计 2024 年国内原油总消费量分别为 16.27 和 16.82 百万桶/日，较 2023 年全年消费量分别增长 33 和 63 万桶/日，相较前预测值分别持平和+4 万桶/日。然而从需求增速上看， EIA 预测 2023-2025 年国内需求增速分别为 5.2%、2.1%、1.5%； OPEC 预测 2023-2025 年我国原油需求增速分别为 8.0%、3.9%、 2.4%，均有显著的放缓迹象。

2.2 紧平衡：原油紧平衡格局延续，油价有望维持中高位震荡

1）EIA：同步上调供需预测，维持一贯谨慎态度。根据 EIA 机构 2 月最新预测数据，2024 年全球原油供需分别为 102.30 和 102.42 百万桶/ 日，较 1 月预测值相比均-4 万桶/日。分季度看，全球原油整体供需由紧向松，除 2024Q1 存 80 万桶/日的缺口外（较前预测值相比缺口缩小 1 万桶/日），自 2024Q2 起，单季度供需差分别为 15/11/8 万桶/日，较 1 月预测值相比分别持平/-2/+4 万桶/日。供给方面，OPEC+现有产量目标将于 2024 年年底到期，因此预测 2025 年有望带来 70 万桶/日的增量，非 OPEC 国家（以美国、加拿大、巴西和圭亚那为代表）预计 2025 年原油产量增量为 120 万桶/日。需求方面，全球原油消费量增集中在中国和印度，预计 2024 和 2025 年的增量分别为 60 和 50 万桶/日。油价方面，EIA 最新 2 月预测数据与上月保持一致，预计 2024/2025 年 Brent 油价分别为 82/79 美元/桶，其中 2024 年的油价预测值较 2023 年 12 月相比下调 1 美元/桶。

2）IEA：1 月供应同比骤降，供需整体增速放缓。供给方面，受 OPEC+深化减产叠加北美停产影响，2024 年 1 月全球原油供应环比大幅下滑 140 万桶/日。展望 2024 年，美国、巴西、圭亚那和加拿大仍将主导原油攻击增长，预计非 OPEC+国家 2024 年供应量将增加 160 万桶/日，较 2023 年相比放缓约 80 万桶/日。需求方面，IEA 认为当前全球需求增长正逐步失去动力，数据上看，原油需求年增长率已由 2023Q3 的 280 万桶/日下降至 2023Q4 的 180 万桶/日，主要受国内原油需求的急剧下降所致。预计 2024 年全球原油需求的扩张速度将进一步放缓至 120 万桶/日。其中，中国、印度和巴西仍将继续主导增长。

3）OPEC：下调原油供给预测，需求预测维持不变。供给方面， OPEC 在 2 月月报中下调对非 OPEC 国家液体原油产量的预测，新预测值为 120 万桶/日，较前值相比下调 10 万桶/日；对 2025 年的预测值仍为 130 万桶/日。美国、巴西、加拿大、挪威、哈萨克斯坦和圭亚那将主导全球原油供给增量。需求方面，OPEC 认为 2024-2025 年全球原油需求增量仍为 220 和 180 万桶/日，与前值持平。鉴于美国经济预期的改善，对美国当地原油需求量略有上调，抵消 OPEC 成员国中欧洲国家预测值的下调影响。预计 2024-2025 年 OPEC 成员国的需求增量分别约 30 和 10 万桶/日，非 OPEC 原油需求增量约 200 和 170 万桶/日。

综合看，三大机构一致认为 2024 年全球原油供需增速均有所放缓，供给端增量主要来自美国、加拿大、巴西和圭亚那，而中国和印度则将主导全球原油需求增量。油价变化的关键在于欧美宏观环境对需求端冲击力度及 OPEC+实际减产力度的强弱。

三、中国海油：低成本、高成长、高股息的优质标的

3.1 低成本：桶油成本全球领先，DD&A 或继续下探

完全桶油成本为竞争力的核心指标。完全桶油成本是衡量石油公司成本竞争力的重要指标，代表了石油公司每生产一桶油所花费的成本，其包括了桶油五项成本、勘探费用、特别收益金、财务费用、所得税和其他。公司销售实现油价减完全桶油成本为桶油净利润。在完全桶油成本中，特别收益金、财务费用、所得税为不可控桶油成本，由国家财政税收政策决定。因此，公司一般注重桶油五项成本的管控，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（除所得税及特别收益金外的税费）。

DD&A 与桶油作业费为主要成本源。一般桶油五项成本中桶油 DD&A 所占权重最大,约占桶油五项成本的 52%左右，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、开发及生产资本化投资有关。其次是桶油作业费，占桶油五项成本的 30%左右，与油田的生产运营息息相关，作业费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。其他部分占比较低。总体来说，桶油作业费和 DD&A 约占桶油成本的 80%以上，对成本管控十分关键。

持续降本增效，低成本优势显著。公司油气勘探开发全球化布局，桶油成本为核心竞争力。公司建立降本增效长效机制，通过大力推动增储上产、技术创新、优化工作部署等方式，深挖降本空间、确保资源向效益高点配置，力求勘探开发生产全过程降本。通过以上措施，公司桶油成本降幅明显，成本竞争优势得到进一步巩固，抗风险能力进一步增强。根据公司公告，公司桶油五项成本由 2013 年 45.02 美元/桶降至 2022 年 30.39 美元/桶，9 年 CAGR 为-4.27%。2023 年 Q1-3，公司桶油主要成本 28.37 美元，同比-6.34%，桶油成本持续下降。

桶油作业成本与油价相关性弱化。根据《中国海油桶油成本管控探析》， 2001-2016 年，国际油企桶油作业成本均与油价呈现正相关关系。根据测算，2001-2016 年公司桶油作业成本与油价相关性系数为 0.81， 2017 年至 2023 年 Q3，公司桶油作业成本与油价相关性弱化，仅为 0.37。主要是公司建立了降本增效长效机制，通过大力推动增储上产、技术创新、优化工作部署等方式，深挖降本空间、确保资源向效益高点配置，力求勘探开发生产全过程降本。截至 2023 年 Q1-3，公司桶油作业成本仅为 7.32 美元/桶。同时公司桶油 DD&A 成本自 2015 年后也逐步降低，2015-2022 年 DD&A 成本从 23.53 下降至 14.67 美元/桶，7 年 CAGR 为-6.53%。

低成本优势突出，DD&A 成本存在改善空间。中国海油桶油五项成本优势突出，属于国内较低水平。根据公司公告，2013-2022 年中石化、中石油和中海油平均桶油五项成本分别为 51.30、45.41 和 34.08 美元/ 桶，成本优势突出。我们继续对其进行成本拆分发现，2013-2022 年中石化、中石油和中海油平均桶油作业费用分别为 16.75、12.34 和 8.75 美元/桶，中海油平均桶油作业费用远低于同行业。另外中海油 DD&A 成本占五项成本比例较高，2022 年占比约 48.27%。2013-2022 年中石化、中石油和中海油 DD&A 成本分别为 8.94、17.35 和 18.53 美元/ 桶。预计随着公司油田进入中后期、油田储量修正等因素影响，公司桶油 DD&A 成本逐年下降，未来或进一步降低五项成本，铸造成本高壁垒。

桶油作业费位于全球成本曲线左侧，竞争优势显著。我们对比全球核心油企桶油作业成本数据发现，中国海油桶油作业成本优势显著。根据各公司公告，2022 年中海油桶油作业成本仅为 7.74 美元/桶，远低于 Exxon（13.09 美元/桶）和康菲石油（11.27 美元/桶）等海外企业，从行业看也位于全球成本曲线左侧。

3.2 高成长：油气资源品质优异，资本开支稳中有升

远期目标规划明确，产量增速领先。我们对比了行业油企 2011-2022 年的油气净产量复合增速。根据各公司公告，中海油 2011-2022 年的 CAGR 为 5.9%，远超行业龙头 BP（-0.4%）、Shell（-1.0%）等，产量增长速度领先。同时公司远期产量规划明确，2023-2026 年油气目标净产量分别为 655、710、790、820 百万桶（以规划区间均值计算）， 3 年 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。

资源储量雄厚优质支撑高发展。受益于海洋油气资源具备较高勘探潜力，公司油气资源储量呈现增长趋势。自 2017 年以来储量屡创新高，2022 年公司油气净储量达到 62.39 亿桶，2017-2022 年储量 CAGR 为 5.20%，储量资源雄厚且保持持续增长。从油气资源的品质看，2022 年公司储量寿命维持 8-10 年左右，可开采时间长，处于全球领先；且公司储量替代率自 2017 年起均超 100%，2022 年达到 184%，彰显资源品质优异。

逆势资本开支展现公司信心，新项目持续开拓促进未来发展。公司资本开支逆势上涨，根据公司推介材料和公司公告，公司资本开支从 2016 年的 487.33 亿元增长至 2023 年（公告预测值）的 1280.00 亿元， 2016-2023 年资本开支 CAGR 为 14.79%，2024 年公司预计资本开支为 1300 亿元。同时资本开支目标完成度良好，2019 年之后资本开支完成率始终保持 85%以上。公司积极布局海外项目，海外资本开支占比逐步提高，截至 2022 年公司海外资本开支占比达到 75.12%。公司 2024 年持续开拓新油田项目，项目达成后贡献累计产能约 36.43 万桶/ 天。其中核心项目包括绥中 36-1/旅大 5-2 油田二次调整开发项目、渤中 19-2 油田开发项目、深海一号二期天然气开发项目、惠州 26-6 油田开发项目、神府深层煤层气勘探开发示范项目、巴西 Mero3 项目等。

3.3 高分红：国企改革示范标杆，高分红体现强防御

国企改革示范标杆，各项指标同业领先。新一轮深化改革背景下，基于“一利五率”及“市值管理”考核目标，央企在资本市场的价值创造能力有望得到进一步提升。根据 Wind，截至 2 月 23 日，中国石化（A/H）、中国石油（A/H）和中国海油（A/H）的总市值分别为 7603/4858 亿元、16600/10409 亿元、11887/7070 亿元。公司在持续深化降本提质增效，加强投资管理和成本管控，各项指标均处于同业领先地位。

公司分红表现穿越油价周期，显著高于海内外同业龙头企业。低利率市场环境下，高股息策略彰显强防御属性。公司重视股东回报，保持高分红。2022 年全年公司 A 股合计分红 1091.1 亿元，股利支付率为 77.0%。根据《股东分红回报计划》，预计 2022 年至 2024 年公司全年股息支付率预计将不低于 40%，无论公司的经营表现如何，2022 年至 2024 年，全年股息绝对值预计不低于 0.70 港元／股，公司持续推行高股息计划。以 2024 年 2 月 23 日收盘价计算，公司（A/H）股息率（TTM）分别为 4.87%和 8.19%，明显高于民营大炼化和海外同行业。

（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。）