【华创证券】深度研究报告：风帆顺势，向“洋”而生.pdf

2024-03-27

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一、中国海油：专注上游开发业务的海上油气龙头

（一）全球油气勘探龙头，国资委为实际控股人

中国海洋石油有限公司（以下简称中国海油或公司）是中国最大的海上石油和天然气生产商，主要从事原油及天然气的勘探、开发、生产及销售。凭借着良好的资源禀赋和优秀的管理能力，公司已经发展成全球最大的独立油气勘探及生产企业之一。2022 年，公司在普氏能源资讯“2022 年全球能源企业 250 强”中排名 11 位，在“2022 年全球能源企业 250 强——油气勘探开发公司”中排名第 2 位。中国海油于 1999 年在香港注册成立，并于 2001 年 2 月 27 日和 2 月 28 日分别于纽约证券交易所和香港联合交易所挂牌上市。2013 年公司的美国存托凭证（ADRs）在多伦多证券交易所挂牌交易。上市以来，公司不断通过勘探、开发及收并购等形式扩大储量及产量规模，，截至 2023 年公司油气储量达 67.84 亿桶油当量，2023 年公司油气产量达 185.76 万桶油当量/天。受美国制裁影响，公司于 2021 年先后从纽交所和多交所退市。 2022年 2 月，中国海油 A 股首发申请通过证监会发审委审议，4月 21 日中国海油正式登陆上交所挂牌交易。

公司股权结构清晰，实际控股人为国资委。中国海洋石油集团有限公司直接和间接持有合计约 62.04%的公司股权，国资委持有中国海洋石油集团 100%的股权，因此国资委是公司的实际控制人。

（二）资源禀赋优异，油气资产遍布全球

海内外油气资源丰富。截至 2023 年底，公司拥有油气净证实储量 67.84 亿桶油当量（含权益法核算储量），其中国内占比 59.7%，海外占比 40.3%；2023 年实现净产量 185.8 万桶油当量/天，其中国内占比 68.8%，海外占比 31.2%。

在国内，公司主导中国海域勘探开发，坐拥广阔海洋油气资源。截至 2020 年末，中国海油在中国海域拥有油气探矿权 239 个，面积约 130 万平方公里，占比超中国海域总探矿权数量和面积的 95%。我国海洋油气资源丰富，具备较大的勘探潜力。截至 2020 年末，我国常规石油地质资源约 20%位于海域，其中海域技术可采资源量占总可采资源量比例约为 23%；我国常规天然气地质资源量约 46%位于海域，其中海域技术可采资源量占总可采资源量比例约为 51%。我们认为中国海域丰富的油气资源为中国海油奠定了发展的差异化优势。

关于公司国内油气资产分布，公司主要在渤海、南海西部、南海东部、东海等地进行海洋油气勘探、开发和生产活动，并在陆上进行非常规油气的勘探和开发。其中，渤海是公司最主要的原油产区，主要作业区域为浅水区，所产原油为重油；南海西部和南海东部是公司重要的原油和天然气产区，所产原油多为轻质油和中质油；东海目前储量及产量占比略小；在陆上，公司以中联公司为平台专注于非常规油气资源的勘探及开发，已在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘建起两大生产基地。在海外，公司拥有多元化优质资产，在多个世界级油气项目持有权益。目前公司油气资产已经遍布全球二十多个国家和地区，在亚洲、大洋洲、非洲、北美洲、南美洲和欧洲等地都有布局。其中，北美洲是公司海外油气储量和产量最大的地区，2023 年占公司总储量和产量约 17.53%和 8.82%。南美洲是公司未来重要的储量和产量增长来源之一，公司在南美的巴西、圭亚那和哥伦比亚等地均持有油气区块的权益，并持有阿根廷 BC 公司 50%的权益。

（三）经营现金流稳健，注重股东回报

油价回暖带动公司营收及盈利水平大幅提升。公司的营收及盈利水平和油价关系密切， 2020 年受疫情影响，国际油价大跌导致公司营收及盈利均有所下滑。伴随 2021 年油价回升，公司营收同比大幅增加 58.4%，归母净利润同比大幅增加 181.8%。2022年油价维持高位，公司营收同比增长 71.6%，归母净利润同比增长 101.5%。对比油价相近的年份， 2020 年布伦特原油期货均价为 43.21 美元/桶，2016 年布伦特原油期货均价为 45.13 美元 /桶，在营收差距不足 100 亿的情况下，公司 2020 年归母净利润则较 2016 年高出 243.19 亿元，盈利能力大幅提升。

经营现金流充裕，债务负担较低，保障资本开支。充裕的现金流为油气产储量的增长提供了良好的保障，2020 年布伦特油价下滑至 43.21 美元/桶的历史低点，但在稳健现金流能力的支持下，公司的资本开支仍然同比提升 6.9%。2020 年以来，伴随油价回暖，公司经营活动现金流净额不断提升。2023 年，公司经营活动现金流达到 2079.43 亿元的历史高点，在油价同比下跌的年份也实现了同比增长。此外，公司负债水平较低，资产负债率显著低于中国石油、中国石化，且呈逐渐下降的趋势，反映公司对以债务杠杆驱动业绩增长的模式持有审慎的态度。展望未来，在油价水平维持中高位，产储量持续增长的情况下，公司经营现金流将维持较为充裕的状态。考虑到公司债务负担较小，稳健的财务水平为公司扩大资本开支、推进增储上产提供了良好的保障。

派息力度较大，注重股东回报。公司坚持高派息政策，2015 年以来股息支付率大多在 50%以上。2021 年股息支付率仅为 15.6%，主要是为避免影响 A 股发行进度，公司对 2021 年末期股息和香港上市二十周年特别股息合并派发，并于年中派发了年中股息，当年合计派发股息 1.88 港元/股。此外，公司承诺 2022-2024 年每年股息派发绝对值不低于 0.7 港元/股，股利支付率不低于 40%。我们认为公司的高派息政策既是对股东投资的合理回报，也彰显了公司经营发展的信心。

二、公司：低成本加高成长优势凸显，布局新能源推进绿色发展

（一）低成本打造竞争壁垒，盈利能力领先同行

桶油作业费持续下降，成本管控能力领先同行。公司重视成本管控，桶油作业费在全球油气公司中位于较低水平。在持续降本增效的努力下，自 2014 年起公司桶油作业成本明显减少，且远低于国内其他油气勘探龙头，折旧、折耗和摊销费用方面，随着生产效率的提升，公司折旧与摊销费用也在持续优化。2022 年布伦特油价同比提升 39.6%，但公司桶油完全成本仅同比提升 3.1%，扣除汇率影响后，桶油作业费仅同比小幅提升 3%， 2023 年公司还在持续优化桶油作业成本及桶油的折旧、折耗和摊销费用，彰显了公司高效的成本管控能力。由于油气产品具有高度同质化的特点，我们认为中国海油优异的成本管控能力彰显其良好的盈利性，并为公司构筑坚实的竞争优势。

中国海油成本管控效果好主要受益于技术创新、管理创新及合作模式创新。中国海油主要业务是海上油气开发，以海上油气田为作业对象，其操作费按是否和产量相关可分为固定费用和可变费用。其中，固定费用包括海上人员费、直升机、供应船、油料及维修费等，可变费用包括油气水处理费、油井作业费、租赁费等。我们认为技术、管理和合作模式的创新是中国海油降本增效的主要抓手。在技术方面，中国海油持续推进数字化转型，如 2022 年海南东方作业公司实现 5 个井口平台无人值守，完成 4 个中心平台少人化改造，东方终端生产操控中心、5G+工业互联网全面推广应用，实现海上人员的优化配置，海上值班人数减少 20%。在管理方面，中国海油在作业过程中通过提高直升机上座率、根据预计工作量设计固定租金和飞行小时费用比例等管控直升机费用，通过集中采办的规模优势管控油气水处理费用等。在合作模式方面，中国海油享有对外合作进行海洋石油勘探、开发、生产和销售的专营权，与外国合作者签订合同后，中国海油将除管理和监管职能以外的商业权利和义务转让给公司，勘探期间公司的外国合作者根据产品分成合同承担勘探相关费用，这有助于公司降低中国海域的发现成本和勘探风险。

成本管控持续发力叠加海上油气开采成本下降，公司成本优势有望长期巩固。一方面，公司把保持低成本竞争优势作为企业发展战略，将持续坚持全业务流程成本管控，推广智能油田、海上无人平台、岸电等技术。另一方面，随着海上油气勘探开发技术的进步，海上油气作业费用在不断下降。据 Rystad Energy 统计数据，2018 年至 2021 年，深水区钻井盈亏平衡价格下降 30%，浅水区钻井盈亏平衡价格下降 17%。随着海上油气开采技术的不断进步，中国海油的作业成本有望进一步下降，成本优势有望长期巩固。低成本优势下公司具备较强盈利能力，净利率水平位于行业前列。我们将国内油气龙头中石油和中石化作为国内可比公司，并选取了康菲石油、戴文能源公司、大陆能源公司、西方石油、先锋自然资源、西南能源公司等 6 家偏重上游勘探开采业务且规模较大的北美油气公司作为海外可比公司。通过比较中国海油与海内外可比公司的净利率水平，我们发现中国海油净利率总体位于行业前列且较为稳定。在 2011-2014 年油价维持高位时，中国海油凭借低成本优势实现较高的净利率；在 2016-2020 年油价低位运行时，中国海油仍能保持一定的盈利水平。

（二）资源禀赋奠定成长基础，持续资本开支保障增储上产

中国海油拥有稀缺海上石油资源，未来勘探开采前景广阔。截至 2020 年末，中国海油拥有海洋探矿权数量及涉及区域面积超中国海域总探矿权数量和面积的 95%。而海洋油气资源丰富，且目前探明率较低。据中国石油勘探开发研究院，截至 2020 年，我国海洋常规石油地质资源探明率为 37.3%，可采资源量为 62.8 亿吨；常规天然气地质资源探明率为 24.5%，可采资源量为 25.3 万亿立方米。目前，海洋油气整体处于勘探的早中期阶段，产业化潜力巨大，随着陆上勘探程度的日益提高，海域逐渐成为油气新增储量的重要来源，截至 2020 年海域油气新增储量占总新增可采储量比例超 70%。中国海油广阔的海上油气资源将为其成长奠定了良好的资源基础。

多个海外重点区块拥有权益，成长属性进一步夯实。中国海油在海外多个巨型油气田重点区块持有权益。其中，中国海油持有圭亚那 Stabroek 区块 25%的权益，该区块是近年来全球最大的勘探发现，目前区块总可采资源量约 110 亿桶油当量。巴西深水区是全球最重要的深水油气开发区域之一，其中桑托斯盆地亦是近 10 年来全球油气新增储量贡献较大的盆地，中国海油持有该盆地Libra项目10%的权益和Buzios项目7.34%的权益。

此外，中国海油持有尼日利亚 OML130 区块 45%的权益、分别持有美国页岩油气 Eagle Ford 和 Rockies 项目 26%和 13%的权益、持有伊拉克米桑油田群技术服务合同 63.75%的参与权益。截至 2023 年，海外油气资产在公司油气总资产占比为 44.6%，其中净证实储量及产量占比分别为 40.3%和 31.2%。海外重点区块的布局进一步打开公司油气产储量的增长空间，公司的成长属性得以进一步夯实。

全力推进增储任务，储量持续提升。为保障国家能源安全，稳定多元油气供应结构， 2019 年 5 月，国家能源局主持召开“大力提升油气勘探开发力度工作推进会”，会上提出石油企业要落实增储上产主体责任，完成 2017-2025 年七年行动计划。在该行动计划的指引下，中国海油持续加大资本开支力度，储量不断提升。2017-2023 年，中国海油油气储量复合增速达 5.79%，油气产量复合增速达 6.29%。即使在 2020 年低油价时期，中国海油储量同比增速仍达到 3.6%，产量同比增速达到 4.3%。2010-2023 年，公司储量寿命总体小幅增长，目前稳定在 10 年左右，位于行业中等水平。随着其他可比公司资源勘探程度的提升，公司与其储量寿命的差距逐渐缩小。展望未来，公司将增储上产作为核心战略之一，将不断加大资本开支力度，油气产量也将持续提升。

加速产能建设，资本开支持续扩大。2020 年至今，中国海油资本开支持续增长，2023 年资本开支达 1296亿元，高于年初初定的 1000-1100亿元。2024年公司预计资本开支力度为 1250-1350 亿元，在不断提高的资本开支下，公司对 2024 到 2025 年的目标产量也进行了调高，预计2024 / 2025 / 2026年产量将达700-720 / 780-800 / 810-830百万桶当量。产量增长的落实则需要依靠项目的投产，公司规划的多个新项目将保障未来几年的增长。

2024 多新项目齐头并进，产量增长确定性强。2024 年公司有 13 个项目计划投产，国内项目共计 11 个，含 9 个海上项目和 2 个陆上项目，预计高峰产量将达 17.61 万桶/日。此外，公司持续推进海外资源布局，2024 年有巴西和加拿大两个海外项目，巴西 Mero 油田是巴西第三大油田，公司在该油田的项目预计权益高峰产量约 1.8万桶/日，是 2024年公司在海外最大的开发项目。随着多项目的投产，公司在 2024 年的产量增长确定性较强。

（三）加码天然气及新能源，践行低碳发展理念

公司积极推进绿色低碳转型，稳健布局新能源业务。在共同应对气候变化，推动能源结构转型的背景下，绿色、低碳及清洁发展已经成为国际能源公司的共识。我国政府也积极支持传统油气企业的新能源转型，2023 年 3 月 26 日，国家能源局印发《加快油气勘探开发与新能源融合发展行动方案（2023-2025 年）》，这是能源主管部门首次就油气上游企业发展新能源出台支持文件，意味着油气企业的低碳转型及新能源布局将获得政府支撑。中国海油顺应能源转型趋势，积极推进绿色低碳产业布局。一方面，公司将拓展天然气业务作为发展战略，扎实推进海上天然气和大陆非常规气的勘探开发；另一方面，公司充分利用海洋优势，积极推进海上风电、陆上风光等新能源产业布局。

1、发力天然气业务，助力节能减排目标

天然气具备低碳清洁的优势，是能源体系脱碳减排的重要抓手。天然气的碳强度低于煤炭，产生相同的热量下，天然气碳排放量约为煤炭的 68%左右。用天然气代替煤炭进行发电或发热，可以大幅降低碳排放。在“双碳”目标的约束下，天然气作为较为清洁环保的能源，可成为我国推动能源转型、达成碳中和目标的重要桥梁。

我国天然气需求持续增长，未来发展前景广阔。我国政府积极支持天然气行业发展，国家能源局、国务院研究发展中心和国土资源部联合编写并发布的《2016 中国天然气发展报告》曾提出目标力争在 2030 年使天然气在一次能源消费结构占比达到 30%。在《“十四五”现代能源体系规划》中，我国政府进一步明确要提高天然气储备及自主供给能力，2025 年天然气产量力争达到 2300 亿立方米（2021 年底为 2076 亿立方米）。在政府的积极支持下，我国天然气消费量持续提升，截至 2022 年底，天然气在我国一次能源消费结构占比已达到 8.4%。展望未来，在双碳目标的指引下，天然气仍将具备较大的发展潜力。据《中国天然气发展报告 2021》，2030 年我国天然气消费量将达到 5500-6000 亿立方米，其后天然气消费稳步可持续增长，2040 年前后进入发展平台期。

践行低碳发展理念，积极推进天然气勘探。公司扎实推进海上天然气勘探开发的同时，加大陆上非常规气勘探开发力度。公司将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，聚焦深水深层和深水超浅层勘探，已探明天然气地质储量近万亿立方米；以渤中 19-6 大型凝析气田为中心，建设渤海大气区，聚焦浅水深层/超深层勘探，已探明天然气地质储量超 5000 亿立方米；以中联公司为平台，大力发展陆上非常规天然气业务，积极推进致密气和深层煤层气勘探，已探明天然气地质储量超 4,000 亿立方米。积极拓展天然气业务，产销量保持高增长。公司将天然气业务作为发展战略之一，在推进海上天然气勘探开发的同时，加大陆上非常规气勘探开发力度。近年来，公司天然气产量及销量持续增长。2018-2023 年，公司天然气产量复合增速达到 10.18%，销量的复合增速达到 11.43%，2023 年天然气产量在公司油气总产量占比已达 21.90%。在低碳发展理念的指引下，公司将持续发展天然气业务，天然气总产量在公司油气总产量占比也将不断提升。

2、布局海上风电及陆上风光，积极推进能源转型

海上风电清洁环保，我国具有丰富海上风能资源。我国的海岸线长达 1.8 万公里，可利用海域面积 300 多万平方公里，海上风能资源丰富。风能资源普查结果显示，我国近海水深 5-25m 的区域，海平面以上 50m 高度，风能资源潜在开发量约为 2 亿 kW。政策支持叠加成本下降，海上风电或将迅速发展。随着技术的不断进步，风电发电成本持续下降，2020 年风电平准化发电成本已下降至 40 美元/兆瓦时，相对于核电、煤电、地热等发电方式已经具备较强经济性。由于具有清洁环保的特点，我国政府亦积极出台政策支持海上风电的发展。根据《“十四五”可再生能源发展规划》，我国政府将在东部沿海地区积极推进海上风电集群化开发，并重点建设新疆、黄河上游、河西走廊、黄河几字弯、冀北、松辽、黄河下游新能源基地和海上风电基地集群。即使不考虑 2021 年政策端带来的海上风电装机量突增，2015-2022年我国海上风电新增装机量从 361MW增加至 5052MW，复合增长率达 45.78%。

公司发挥资源优势，积极布局海上风电。依托海洋资源开发的技术能力优势，公司积极发展海上风电业务。目前，公司拥有江苏 30 万千瓦海上风电项目、蓬莱油田海上风电示范项目、广东汕头 100 万千瓦浅海风电项目、深远海浮式风电国产化研制及示范项目、海南 CZ7 150万千瓦海上风电示范项目和上海金山海上风电项目等。公司计划至 2025年时获取海上风电资源 500-1000 万千瓦，并在 2030 年全面掌握深远海浮式风电工程技术，为海上风电大规模评价开发提供技术支持。

择优发展陆上风光，提高新能源业务占比。公司积极参与风光储综合能源示范基地建设和风电光伏大基地建设。目前，公司已建成涠洲终端基地分布式光伏示范项目，截至 2022 年底累计上网电量达 416 万千瓦时；公司甘南 40 兆瓦“牧光互补”光伏项目， 2023 年实现并网发电，相较火电项目每年可节约 2.24 万吨标准煤。公司计划截至 2025 年获取陆上风光资源 500 万千瓦，投产 50-100 万千瓦。

三、油价：供需略宽松不改紧张局面，地缘因素保障油价高位运行

（一）需求：国内原油需求快速复苏，出行旺季或带动欧美需求边际改善

我们认为，在美联储和欧洲央行的加息周期结束开启降息需求中，2024 年欧美原油需求将有所修复，随着国内交通运输的修复、基建的持续发力和国际航班数量的提升，国内成品油有望需求复苏，将带动原油加工量的持续提升。

1、国内：原油加工量创历史新高，汽柴煤油消费量同步提升

原油加工：需求快速修复。2022 年疫情反复对我国经济造成较大影响，人均 GDP 同比增速下滑至 3%，为 2010 年以来（除 2020 年）的最低水平，我国交运及工业体系均受到一定冲击，原油需求量及加工量均有所下滑。2023 年，随着疫情防控措施优化和国家稳增长政策的发力，我国交通运输及工业制造等多个行业迎来显著改善，原油加工量稳健提升，单月加工量多次突破历史高点，2023 年前 11 个月我国原油加工量达 6.76 亿吨，超过 2022 年全年原油加工量。

汽油：交运行业修复将带动汽油需求复苏。2022年新冠疫情反复对我国交通运输业造成较大冲击，全年汽油消费量同比下滑 5.1%。2023 年疫情防控优化以来，我国交通运输行业逐渐恢复，全年汽油消费需求同比提升 11.65%。根据交通运输局数据，2024 年我国春运人次约 84 亿，较 2023 年提升 77.48%，其中公路人员流动量约为 78.3亿，交通运输业的修复有效拉动了汽油需求。

柴油：万亿特别国债支持建设，国内柴油需求有望保持强势。柴油下游主要是工业及运输业，与基础设施建设和工业发展息息相关。2022 年，为对冲疫情下的消费不足，国内基础建设投资加速,全国基建投资同比增速高达 11.52%。基建投资的发力带动了我国的柴油消费需求，2022 年我国柴油消费量同比提升 22.3%。2023 年中央工作会议仍将稳增长作为宏观政策的首要任务，年初以来基建投资额仍保持着高速增长的势头。2023 年， 1 万亿元特别国债发行，将用于支持灾后恢复重建和提升防灾减灾救灾能力的项目建设，有望带动柴油需求增长。

煤油：交运行业修复下，航空煤油或具最大的需求提升空间。目前，我国航空煤油疫后修复节奏最慢，且 2021-2022 年在疫情反复的影响下，煤油需求量进一步下滑。2023 年以来，疫情影响消散，我国国内航班数量和国际航班数量均显著提升，航空煤油或具备最大的修复潜力，为油品需求带来较大的边际增量。2024 年中美航班持续扩容，亦有望拉动煤油需求。

2、海外：加息预期结束消费或有改善，多炼厂投产拉动需求

美联储加息周期结束，欧美原油需求或迎改善。2022-2023 年，为解决居高不下的通胀问题，美联储进行了 11 次加息，共加息 525 个基点；欧洲央行进行了 10 次加息，共加息 450 个基点。欧美收紧的货币政策使原油需求也受到一定压制。2023 年，美国原油需求并未有预期的高复苏，与 2022 年保持了基本持平，欧洲方面，加息的影响在 23H2 有了明显的体现，从月度来看，欧洲石油需求较 2022 年出现了同比 1%-5%的小幅下滑。展望 2024 年，目前市场已经开始从预期美联储停止加息转向降息，我们认为在降息预期兑现的过程中，欧美的原油需求会有所改善，或对油价形成支撑。

2024大量新增炼厂，有望带动需求。从全球范围内来看，发展中国家的炼厂仍处于建设期，据我们统计，2024 年全球预期有 6 座新增炼厂，合计产能达 198.4 万桶/日，即使考虑投产的时间及开工率，在 2024 年下半年及 2025 年，原油的新增需求仍是一个不小的增量。

美国战略石油储备补库亦有望支撑原油需求。2023 年 4 月 12 日，美国能源部长格兰霍姆表示，美国计划补充战略石油储备，希望将战略石油储备恢复至俄乌冲突前水平。 2021 年底，美国战略石油储备约 5.96 亿桶，截至目前美国战略原油储备近 3.55 亿桶，补库需求约 2.41 亿桶。若开启补库进程，则美国原油需求将有显著改善。

（二）供给：欧佩克+减产执行效果好，美国页岩油产量增幅有限

我们认为，2024 年全球原油市场供给仍将处于较为紧张的状态，短期来看目前欧佩克减产执行率较高且美国页岩油产量增幅缓慢，长期来看全球上游勘探资本开支不足或制约原油供给端的扩张。

1、OPEC+：减产执行情况良好，且力度持续加码

“OPEC+”本次减产执行情况较好。2023 年 11 月 30 日，OPEC+部长级会议尘埃落定， OPEC+决定于 24Q1 自愿性减产，总规模合计为 219.3 万桶/日，其中包括此前沙特和俄罗斯的 130 万桶/日自愿性减产，此次自愿性减产规模实际仅增加了 89.3 万桶/日。本轮减产自执行以来，OPEC 十国及非 OPEC 国家的实际产量均低于其目标产量，减产执行率超过 100%，原油产量保持在较低水位，并未恢复至疫情前水平。

“OPEC+”主要成员国财政平衡油价超过 80 美元/桶。OPEC+成员国中阿尔及利亚、巴林、哈萨克斯坦等国的财政平衡油价均超过 90 美元/桶，主要成员国沙特阿拉伯的财政平衡油接近 80美元/桶，伊拉克的财政平衡油价甚至达到 97.9美元/桶。2023年以来，受需求衰退预期的影响，国际油价有所下挫，WTI 原油期货价格和布伦特原油期货价格曾一度跌破 80 美元/桶左右，接近部分成员国的财政平衡油价。在该风险扰动叠加经济增速放缓担忧下，OPEC+产油国减产以托底油价的意愿应更加强烈。

2、美国：产量增长缓慢，增速受产能限制

美国原油实际产量增长缓慢。2021年以后，随着全球经济自疫后修复，油价中枢提升，美国原油产量亦持续增长。然而，受资本开支不足及通货膨胀等因素影响，美国原油产量增长缓慢，截至 2024 年 2 月 9 日，美国原油产量为 1330 万桶/天，恢复至疫情前的正常水平。页岩油具备初始产量高但衰减快的特点，其产量增速主要取决于完井，而完井可来自库存井和新钻井，目前美国页岩油库存井大量消耗，新钻井增长乏力，原油产量增速持续受限。

产量增速缓慢原因 1：库存井大量消耗。在疫情之前，美国原油增产以新钻油井为主，库存井（生产商投入资本进行钻探后，尚未启用的油井）的数量持续增加，处于累库状态。而疫情发生后，美国油气生产商进一步缩减资本开支，由于新钻井生产成本更高，生产商更多进行库存井的完工，库存井被大量消耗。截至 2023 年 11 月，美国库存井数量仅剩 4415 口，为疫前水平的一半左右。

产量增速缓慢原因 2：新钻井增长持续下滑。而在通货膨胀、劳动力不足等因素的制约下，美国新钻井数增长缓慢，且远低于疫前水平。2023 年，美国油气公司新增钻井盈亏平衡油价平均已达到 62 美元/桶，同比提升约 10.7%，其中二叠纪部分地区的新增钻井盈亏平衡油价已高达 66 美元/桶，同比提升约 22.2%。油田设备、劳动力成本的急剧上升显著降低了新增钻井的盈利能力，并制约了美国钻井数量的提升。随着库存井资源被大量消耗，而新增钻井增长持续下滑，我们认为美国原油产量增速或持续受限。

3、长期：上游资本开支不足，原油供给或持续偏紧

长期看，上游公司资本开支不足或致原油供给持续偏紧。2015年底，伴随原油出口禁令的解除，美国页岩油大量涌入国际原油市场，原油价格中枢下移，全球上游勘探开发投资大幅下滑。2020 年在新冠疫情的冲击下，上游勘探开发投资进一步收缩。2021-2022 年，虽然全球油价中枢大幅上行，但新能源转型对各能源公司扩大资本开支形成了压力，对比油价接近的 2022 年与 2014 年，2022 年全球上游勘探开发投资降低 40%以上。另外，我们对包括英国石油公司、荷兰皇家壳牌、埃克森美孚、雪佛龙、中石油、中石化等在内的 21 家国际综合勘探开发公司及包括康菲石油、西方石油、先锋自然资源等在内的34 家北美独立勘探开发公司的资本支出情况进行统计。2022 年，21 家国际综合勘探开发公司资本开支尚未恢复至疫情前水平，而 34 家北美独立勘探开发公司资本开支水平相比高油价时期仍有较大差距。我们判断这是因为新能源转型下，国际油气公司对上游业务采取相对保守的投资策略。而资本开支不足直接导致国际油气公司资源接替能力的下降，2022年，我们选取的 21家国际综合勘探开发公司的储量年限下滑至 9.8年，34家北美独立勘探开发公司的储量年限位于 13.4 年的历史较低水平。我们认为随着新能源转型的深入推进，上游勘探业务投资的趋势性收缩导致国际油气公司资源接替能力下降，或致全球原油供给长期偏紧。

（三）价格：以史为鉴，2024 年油价仍有望维持高位

1、康波周期视角：康波萧条期，地缘冲突和滞胀风险成为油价推手

原油作为全球最重要的大宗商品，兼具金融、政治属性。在康波萧条期，地缘冲突等黑天鹅事件频发，原油的风险溢价将会得以体现。历史上三次石油危机中的两次就出现在上一轮康波萧条期（1973 年-1982 年）中，这两次石油危机使得原油的月度均价从 2.70 美元/桶提升至最高 40.75 美元/桶。2016 年，全球进入本轮康波萧条周期，除了地缘政治事件外，原油价格的博弈与上一轮康波周期显示出了相同的趋势：原油定价权从欧美转向高油价受益的阿拉伯世界；供给端面临地缘风险带来的不确定性；需求端存在全球性下滑的担忧；OPEC 内部的分歧再次显现。在此趋势下我们认为原油价格将保持在高位。

1）地缘政治事件大幅提升了风险溢价

上一轮康波萧条期：两次石油危机大幅提振油价。第一次石油危机：1973 年赎罪日战争。阿拉伯世界将原油作为战略武器，通过减产、禁运等措施打击以色列及其支持国，在此过程中，阿拉伯世界国家借机将外国石油公司的股份收归国有，使其国土上的石油资源所有权回归，同时开始掌握全球原油的定价权，在第一次石油危机中，油价从 2.70 美元/桶增长至最高 13.00 美元/桶，并且在未来几年一直保持在 10.00 美元/桶的高价。第二次石油危机：伊朗革命+两伊战争。1978 年底开始的伊朗革命导致石油工人罢工，伊朗石油生产逐步停滞，1980 年长达 8 年的两伊战争爆发，全球两大重要的石油出口国陷入战争泥淖，原油供给出现了明显短缺，两次地缘政治事件导致原油价格从 10-13 美元/ 桶涨至最高 40.75 美元/桶，并在数年里维持在 30 美元/桶以上的高价。

此轮康波萧条期：俄乌冲突、巴以冲突，原油风险溢价得以体现。随着世界进入本轮康波萧条期，地缘冲突频发，2022 年 2 月，俄乌冲突爆发重新助推了上涨的油价，尽管对需求的担忧一度对油价形成压制，但 2023 年 10 月爆发的巴以冲突仍需要市场为油价增添风险溢价，之后的也门胡塞武装引发的红海航运危机本质也是巴以冲突的延续。此外，伊拉克民兵武装对叙利亚美军基地的袭击、以色列对叙利亚空袭导致的多名伊朗官员丧生加剧了中东局势。因此，本轮康波萧条期中，尽管需求的担忧始终存在，但是原油的风险溢价或将持续体现。

2）原油定价权逐步转向阿拉伯世界

上一轮康波萧条期：国际石油公司定价权转移向阿拉伯世界。在上一轮康波萧条期前夕，以“七姊妹”为代表的国际石油公司控制了全球原油从开采到销售的所有链条，是全球原油定价权的实际掌握者。由于苏伊士运河危机、“纵贯阿拉伯输油管”破裂，西欧对北非原油的依赖度提升，在此背景下，1970 年开始，利比亚、阿尔及利亚等北非国家率先对国际石油公司发难，《德黑兰协议》、《的黎波里协议》和两个《日内瓦协议》的签订标志着产油国对油价影响力的提升，此后产油国通过建立参股和国有化外资经营的石油公司等手段控制了石油资源进而夺取原油定价权。此轮康波萧条期：美国对油价的边际影响力削弱，定价权重归阿拉伯世界。如果说上一轮的康波萧条期原油定价权的转移是阿拉伯世界主动夺取的，那么此次定价权的转移则是美国对原油供给边际影响力下滑时的自然过渡。上世纪 70 年代开始，美国原油产量持续性下滑，直到 2008 年美国页岩油革命，其原油产量迅速抬升，成为了全球产量的最大的边际变化点，与此同时，以阿拉伯国家为主的 OPEC 产量在有限范围内波动，原油的定价权旁落。近年来，随着美国 DUC 的大量消耗，其增产能力有所衰退，对原油供给边际变化的影响有所降低，原油定价权将重回以阿拉伯国家为主的 OPEC。

3）康波萧条期中衰退的需求或对油价影响有限

上一轮康波萧条期：石油危机导致主动需求削减。为应对第一次石油危机，西方各国开启了节流模式：日本政府提出日本产业结构由能源密集型向知识密集型转变；法国政府大力发展核电；美国多任总统提出相应计划以削减对原油的依赖，其中尼克松总统提出能源“独立计划”，福特总统提出 10 年内兴建 200 座核电站和 205 个大型煤矿等能源替代计划，卡特总统提出计划到 1985 年减少石油消费、降低石油进口量、增加战略石油储备和开发新能源的能源独立计划。国际能源署也于 1974 年成立，最初的宗旨之一即是成员国之间进行合作，通过节能、发展替代能源、能源研究和能源开发以减少对石油的过分依赖。从上一轮周期来看，尽管高油价导致了主动和被动的需求下行，但是油价的控制权依然掌握在供给国手中，导致了长期高位。

本轮康波萧条期：全球加息背景下的预期需求衰退。本轮康波萧条期中，全球多家央行的持续性加息、银行业暴雷等事件不断影响着全球投资者对经济的预期，全球性经济衰退预期已经成为了油价的最大利空因素。与上一轮康波萧条期不同，此轮康波萧条期中，全球的需求因疫情有过大幅下滑，但 2021 年开始，原油的需求实际是在修复的，虽然市场在交易经济衰退的预期，但是对于 2024 年的需求，各大能源组织的预期仍是增长的。因此，预期的衰退实际是对碳中和背景下，原油需求增速下滑及需求达峰提前到来的担忧，但是从 1-2 年的相对短周期的维度来看，需求的表现将远好于上一轮萧条期中连续 3-4 年的实质性衰退。从这个角度看，此次需求衰退预期对原油价格的影响是有所放大的，随着需求的兑现，超额反应的利空因素或会逐步减退。

4）康波萧条期欧佩克内部分歧并不影响油价高位运行

上一轮康波萧条期：欧佩克内部对油价走势出现严重分歧。在阿拉伯世界的产油国夺回原油定价权后，在 1974-1978 年的很长一段时间内欧佩克内部对原油的走势有严重的分歧。在上一次康波萧条期的分歧主要表现为，沙特不赞成大幅提升油价，而欧佩克国家的其他 5个海湾六国希望能大幅提升油价，甚至在 1976年年底的会议上，出现了欧佩克历史上第一个双重价格。但是在油价分歧的背后，欧佩克成员国也存在不遵守组织定价，竞相削价获取客户的现象。总的来说，欧佩克内部对油价的分歧还是在涨价幅度的讨论上，高油价才是欧佩克成员国的共同利益，因此即使分歧甚至削价竞争，油价依然能保持高位。

本轮康波萧条期：实现高收入的不同方式，产量与价格的分歧。本轮康波萧条期中，欧佩克内部同样的出现了分歧。不同的是此轮的分歧主要是非洲国家与以沙特为首的阿拉伯国家的分歧，分歧点则在于减产。近几年，在地缘冲突和沙特倡导的减产下，原油价格保持高位，安哥拉、尼日利亚、阿尔及利亚等欧佩克组织内的非洲国家在过去的多年内产量都是呈下降趋势，因此，在高油价下，部分非洲国家对产量有着更高的诉求以获取更高的收入。另一方面，沙特、阿联酋、科威特等海湾国家的产量呈现出上行趋势，对价格的诉求更高，愿意通过减产来换取更高的油价。在我们看来，分歧双方的诉求本质都是获取更高的收入，即使非洲国家如安哥拉宁可退出欧佩克也要寻求增产，但是油价的大幅下跌也不符合其利益诉求，因此无论是从提升收入的主观意愿上来看，还是较小产能增产能力有限的客观条件上来看，欧佩克国家均是不愿意看见油价大幅下跌的。

2、产能周期视角：经济增速放缓下，供给端有能力支撑油价

2023 年 3 月以来，美国银门银行、硅谷银行和签名银行等三家银行相继清算或关闭，瑞士信贷发布 2022 年年报称归属于股东的净亏损为 73 亿瑞士法郎（约合 540 亿元人民币）。欧美银行接连发生的重大危机性事件加深了全球对经济衰退的预期，并引发市场对油价下跌的担忧。然而，通过对历史年份油价变化进行复盘，我们发现在 2012-2013 年经济增速放缓的时候，供给侧收紧仍有望支撑油价维持高位。虽然页岩油革命的兴起使得 2014 年油价大幅回调，从产能周期的视角来看，在目前的上游资本开支情况下，全球原油供给很难出现新的爆发点。

2013 年经济增速较低，原油需求侧表现疲软。2008 年后美国金融危机、欧债危机等接连发生，对全球经济造成较大冲击，欧美政府虽出台多项政策积极救市，但全球主要发达经济体 GDP 增速依旧表现疲软。2012-2013 年，为减少政府赤字，欧盟多国采取了较为紧缩的财政政策，导致经济增速放缓，全球 GDP 增速分别下滑至 2.7%和 2.8%，欧洲部分国家 GDP 增速为负值。经济增速放缓也导致原油需求增速下滑，根据 BP 数据， 2013 年全球原油消费增速仅为 0.89%，为历史较低水平（2008-2009 年原油消费增速为负主要是经济危机冲击过大所致）。

伊朗原油禁运，利比亚工人罢工，供给侧增速亦有所放缓。2012年欧美对伊朗制裁升级， 7 月起欧盟全面禁止成员国从伊朗进口原油，伊朗原油产量及出口量大幅下滑。2013 年，为提高工资待遇及要求稳定社会治安，利比亚各地罢工示威活动不断。东部地区持续封锁油田港口要求提高石油销售分成，严重影响了利比亚石油出口。伊朗和利比亚作为欧佩克重要成员国，其产量减少造成全球原油供给增速放缓。

需求增长乏力下，供给增速趋缓支撑油价高位震荡。2013年全球经济增长乏力，原油消费增速亦位于历史低点。然而，伊朗原油禁运和利比亚工人罢工则制约了原油供给增长，并在消息面对油价形成一定支撑。根据 BP 数据，2013 年全球原油供给增速为 0.14%，原油消费增速在 0.89%，全球原油产量高出消费量约 666.19 万吨，处于紧平衡状态。供给侧增速趋缓是油价持续高位的重要支撑力。

综上，我们不难看出在全球经济增速放缓的背景下，供给端仍有能力支撑起油价。现在我们仍处于经济增长降速的预期中，油价也是由供给端收紧所托起的，但是高价油的持续时间可能会更长，其原因是： 1）供给收缩呈现明显的组织性。本轮供给收缩虽然有来自于俄乌冲突的直接影响，但减产的主力却是来自于 OPEC的国家，相比 2013年的黑天鹅事件导致的被动减产，此轮减产的组织性更强，沙特等国坚决的执行力度和不断延长的减产协议也表明了其对油价的诉求，因此此轮减产的持续性也会更强。 2）供给端的修复能力降低。2013 年全球失去的供给很快的被来自于美国的页岩油所补充上，但是目前，可能存在较大生产能力的委内瑞拉、伊朗都处于美国制裁中，短期内无法形成大规模的新增产量。 3）需求端或会超预期。虽然 IMF、世界银行、OECD 等组织均在预期 2024 年的经济增速下滑，但是我们要注意，IMF 和 OECD 在近几个月内均对 2024 年的经济增速预期进行了调增，此外，IEA 也在 3 月的月报中调增了全球原油需求的增速预期，使得其 2024 年的供需平衡表上原油是存在供给缺口。

3、展望 2024：供需略有宽松不改紧张局面，油价有望高位震荡

供需略有宽松，油价高位震荡。根据我们的测算结果，在衰退预期下，需求增速同比下滑，但欧佩克+自愿减产框架在接近于财政平衡油价的情况下有望保持，全年来看，石油供需格局整体略有宽松，但在中东局势日益紧张的情况下，供给端仍存在不确定性，油价有望维持中高位震荡。

（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。）