中国海油（600938）：海上明珠资产回归，景气驱动价值重估

要产油区桶油作业费持续稳定下降，桶油作业费相较于同期同行业平均水平有着约3美元/桶油当量的成本优势。除2015-2017年及2020年的油价低位运行区，公司桶油成本与布伦特原油价格有34美元以上的价差，业绩弹性较大。 原油供需错配，油价中枢有望长期持续上行。2022年初，随着海外封控措施放开、经济活动会恢复，油价站稳70美元，伴随俄乌地缘政治扰动，原油价格一度突破100美元，较年初涨幅约30%。后疫情时代，随着疫苗注射进程推进、奥密克戎毒株的封禁措施逐步放开，全球经济迎来复苏，推动原油需求回暖；供给方面，短期内地缘政治扰动增加了供给的不确定性，中长期来看，美国页岩油、OPEC+受制于资本开支降幅难以有效增产，全球中长期供应不及需求增长，有望推动油价进入新一轮景气周期。 积极加码天然气和海上风电，低碳化进程有望长期受益。低碳化进程中，天然气将成为煤炭、原油的主要替代品，碳中和、碳达峰背景下，公司积极布局清洁能源，天然气产储量维持较稳增长态势。同时公司积极布局海上风电、陆上风电项目，预计每年约5-10%支出用于新能源业务建设，到2025年，公司预计获取海上风电资源500-1000万千瓦，装机150万千瓦，预计获取陆上风光资源500万千瓦，投产50-100万千瓦。 盈利预测：预计2022-2024年公司归母净利润为1184.2/1277.9/1389.0亿元，同比增长68.4%/7.9%/8.7%，EPS分别为2.51/2.70/2.94元。因公司尚未在A股上市，暂不给予评级。 风险提示：油价及产品大幅波动风险；公司增产进度不及预期风险；疫情恶化影响需求风险；全球疫情反复；地缘政治扰动；研报使用信息更新不及时的风险。 投资主题 报告亮点 本文分别从公司与行业两个维度进行深入分析。 公司方面，公司为市场上稀缺的纯上游油气企业，且坐拥优质的海上油气资源，在成本端、资金端有着较强的优势，桶油作业费、成本低于行业平均水平。公司积极布局新能源业务，将在低碳化进程中长期受益。行业方面，在供需上对主要产油区的OPEC+组织和美国增产能力进行短中长期进行梳理，分析了两地的增产能力和增产上限，并通过历史周期回顾分析了地缘政治、经济复苏对于油价波动的影响，分析了油价中长期持续向好提供支撑。结合碳中和、碳达峰政策，分析低碳化进程中天然气的良好替代性，公司天然气业务有望迎来新机遇。 投资逻辑 未来中长期油价预计持续向好，中海油业绩弹性更大。2015-2017年和2020年油价低位运行时期来看，中海油市盈率始终为正，与海内外石油公司相比具备更强的盈利能力和抗风险能力。受益于有效的成本管控，中海油更具强α属性，相较于同行，油价上涨时期，中海油EPS、业绩上涨更为明显。 远期碳达峰碳中和能源转型，天然气、风电业务大有可为。天然气作为清洁化石能源，是煤炭及原油的最好替代产品，公司天然气产储量可观，将在能源转型过程中长期受益。同时依托海风优势布局海上风电，预计2025年后新能源业务将成为又一新的增长引擎。 估值与盈利预测 预计2022-2024年公司归母净利润为1184.2/1277.9/1389.0亿元，同比增长68.4%/7.9%/8.7%，EPS分别为2.51/2.70/2.94元。因公司尚未在A股上市，暂不给予评级。 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1999年8月成立，2001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，2013年在多伦多证券交易所挂牌上市，后于2021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2022年1月A股IPO首发过会，2022年3月，中国证监会核准公司A股上市。 图表1:公司发展历史沿革 图表2:公司主要工作区 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。 图表3:公司股权结构及其主要控股子公司（截至4月20日） 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，2021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。2011-2014年，油价维持约100美元/桶高位，公司营收、归母净利润也维持在2400亿元、600亿元以上的高位；2015-2016年，国际油价迅速大幅下行，公司营收、利润增速转负；2017-2018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；2019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%；2020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%；2021年以来，得益于国际油价上行 ，公司营收重回2011-2014年水平 ，达2461.11亿元，同比增长58.4%，盈利创历史最高水平达703亿元，同比增长181.8%。 图表4：公司营收及同比增速（亿元，%） 图表5：公司归母净利润及同比增速（亿元，%） 图表6：公司营业收入构成（亿元） 图表7：2021年公司营业收入占比（%） 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，2021年达90%，其中原油和天然气销售收入分别为1930、291亿元。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2013年的5%攀升至2021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，2019年受油价下跌影响，公司贸易量为6736.63万桶，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%。2020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4336.89万桶，同比下降35.62%，以上因素共同导致2020年公司贸易收入大幅下降。2021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。2016-2018年受油价低迷影响，公司油气净产量较2015年高点略有下滑，基本维持在470-480百万桶油当量区间。2019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。2021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600-610、640-650、680-690百万桶油当量，增速预计约6%。 图表8：公司产量增长能力优异（亿桶油当量，%） 图表9：公司3年滚动产量目标（百万桶油当量，%） 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2014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2013年的45.02美元/桶油当量降至2021年的29.49美元/桶油当量，除因2021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。2018-2020三个年度，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。 图表10：公司生产成本持续下降（美元/桶油当量） 图表11：公司作业费低于可比公司（美元/桶油当量） 图表12：公司销售净利率显著优于可比上市公司（%） 图表13：公司ROE表现较优异（%） 净利率、净资产收益率处于业内较高水平，盈利能力突出。除2016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。2020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。2021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2020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。2018-2020年公司储量替代率分别为126%、144%和136%，储量替代率持续保持高位。2021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。 图表14：公司油气净证实储量及增速(百万桶油当量，%） 图表15：公司近年储量寿命及储量替代率（年，%） 现金流充沛、低负债，可覆盖大规模资本开支。2016-2019年公司经营现金流稳步回升，2020年因疫情影响公司净现金流出72亿元，2021年公司经营活动现金流量净额1478.93亿元，同比增长79.6%,公司现金流较为充裕。同时，公司2018-2021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。 图表16：公司经营性现金流及资本开支（亿元） 图表17：公司资产负债率低于同行（%） 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280.8亿元，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980兆瓦、覆盖渤海7个油田区域150余座生产设施的电力网格，预计年减排二氧化碳近20万吨。 图表18:公司A股发行募金资金运用计划 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2019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2019年同期水平。 图表19：全球航