中国海油：海上能源巨头，迈向国际一流

中国海油：低成本、高成长、高分红的稀缺资源成长股 低成本：桶油成本全球领先，DD&A或继续下探。桶油成本的高低能够体现全球油气公司竞争力的强弱，公司成本管控成效显著，截止2022年报，桶油五项成本达30.39美元，（较2013年的45.02美元降了14.63美元）。其中，作业成本为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，居全球成本曲线左侧。展望未来，由于DD&A成本占桶油主要成本一半左右，控制其变化为降本重点。 2015年后国内和海外油田DD&A均有所下降，随着公司不断提高勘探成功率，缩短开发周期，加强老油田精细化管理，未来仍有降本空间。 高成长：油气资源品质优异，资本开支稳中有升。储量资源：公司油气储量资源雄厚且保持持续增长态势，2017-2022年储量CAGR为5.20%，2022年达62.39亿桶。近来储量寿命维持8-10年左右，全球领先。此外，公司储量替代率自2017年起均超100%，彰显资源品质优异。资本开支：公司资本开支稳中向上，从2016年的487.33亿元增长至2023年（公告预测值）的1280.00亿元，CAGR为14.79%。根据最新战略展望，2024年资本开支预计为1300亿元。历年来资本开支目标完成度高，2019年之后始终保持90%以上。产量方面：中国海油2011-2022年的CAGR为5.9%，远超国际行业龙头，如BP（-0.4%）、Shell（-1.0%）等，产量实现逆势高增长。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%。 高分红：国企改革示范标杆，高分红体现强防御。分红表现穿越周期：近7年除2021年外股息支付率始终保持在40%以上，2022年（A/H）股息率为15.1%和13.0%。分红计划兜底：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。 原油：供需紧平衡持续，油价或维持中高位震荡。 供给：OPEC+减产履行率高。2024Q1，OPEC+成员国累计将自愿减产219.3万桶/日。结合IEA2月月报，2024年1月全球原油总供给量环比上月下降140万桶/日，减产政策执行履行效果良好；叠加巴以冲突的持续发酵，整体不确定性因素仍强。在全球油气上游资本开支缩减背景下，供给弹性或进一步减弱。 需求：全球需求低基数增长。根据IMF在2024年1月的预测，2023和2024年全球GDP增速均为3.1%，整体全球用油需求相对稳定。随全球经济衰退预期修正，国内稳增长政策持续发力下，全球原油需求有望维持低基数增长。 油价：紧平衡格局支撑油价。从供需平衡表上看，EIA最新2月月报，维持全年原油供需仍存12万桶/日的缺口的判断。中东及非洲等国高油价诉求不改，叠加美国页岩油开采成本抬升，有望对油价形成进一步支撑。我们预计，2024年Brent油价有望继续维持在70-85美元/桶区间偏强震荡。 盈利预测：预计公司2023-2025年营收为4103.1/4323.3/4565.2亿元，归母净利润为1259.0/1349.0/1408.7亿元，同比-11.2%/+7.2%/+4.4%，EPS分别为2.6/2.8/3.0元。 对应PE分别为9.4/8.8/8.4（2024/2/23收盘价）。公司为油气勘探开采行业龙头，桶油成本优势显著，同时高股息铸建强防御。首次覆盖，给予“买入”评级。 风险提示：经济衰退风险；国际原油价格波动；国家政策变动的风险；汇率风险；油田开发不及预期风险；自然灾害、恶劣天气等不可抗力的风险；使用信息滞后或更新不及时的风险。 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%。 图表1：中国海油发展历程 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。 图表2：国资委为实控人（截至2023年Q3） 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。 图表3：公司勘探开采业务国内布局 图表4：公司勘探开采业务海外布局 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% 图表5：营业收入及其同比 图表6：归母净利润及其同比 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。 图表7：公司各产品毛利率 图表8：产品营收国内外占比 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。 图表9：产品营收情况 图表10：产品毛利情况 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。 图表11：ROE对比 图表12：净利率对比 图表13：期间费用率对比 图表14：资产负债率对比 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。 图表15：2023年以来OPEC+成员国减产决议 图表16：2023-2024年OPEC+产量政策变化情况 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。 图表17：非洲三国原油产量配额及剩余产能 图表18：2023年以来非洲三国原油产量变化 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