（报告出品方/作者：国泰君安证券,孙羲昱,黄振华）
1.纯上游品种，业绩随油价波动
1.1.纯上游油气公司，独家境内海上油气勘探开发权
中国海洋石油（简称“中海油”）是全球最大的纯上游油气公司之一，拥有境内海上油气独家勘探开发权，公司主要业务为勘探、开发、生产及销售原油和天然气等，无炼油、化工等业务，是一个纯正的上游油气资产。公司于年8月在中国香港地区成立，年2月在纽约证券交易所和香港联合交易所挂牌上市；由于公司被美国财政部外国资产控制办公室列入其所管理的非SDN涉军公司清单（现已被非SDN中国军工复合体企业清单所取代）影响，公司的美国存托股份于美国时间年10月22日闭市后自纽交所退市；年底公司启动回A，于年4月正式登陆A股，开启新征程。中海油集团为公司控股股东，中海油集团持有中海油64.44%的股权。
年，中海油在《福布斯》全球企业强排名中列第位，在油气行业排名从年的第14位提升至第8位，在全球油气勘探和生产(EP)公司中排名仍位居榜首。
公司油气资产全球布局，参与众多世界级油气项目。中海油油气资产以中国海域的渤海、南海西部、南海东部和东海为核心区域，海外油气资产遍及世界二十多个国家和地区，包括印度尼西亚、澳大利亚、尼日利亚、伊拉克、乌干达、阿根廷、美国、加拿大、英国、巴西、圭亚那、俄罗斯和阿联酋等。
公司油气证实储量创历史新高，年底达到约57.2亿桶当量（石油液体42.0亿桶当量+天然气15.3亿桶当量）。截至年末，海外油气资产占公司油气总资产约47.1%，公司约42.5%的净证实储量和约31.6%的净产量来自海外（含权益部分）。
1.2.业绩随油价波动，保持高分红和股息率
中国海油的营业收入主要来自于原油和天然气销售，年公司油气销售收入.25亿元，占总营业收入的90.25%；毛利.47亿元，占比高达98.81%。
中海油为纯上游开采公司，油价是影响公司盈利的重要因素。-年高油价时期，公司年净利润超过亿元，年最高达到.55亿元。-年，持续低油价对公司盈利造成影响，年公司净利润下滑至6.37亿元历史低位。年以来油价企稳，油气行业盈利回升，年中海油净利润达到.45亿元。年油价断崖式下跌，叠加疫情冲击，油气行业陷入低迷，公司生产经营受到影响，但低油价环境下仍实现近亿净利润。年油价处于过去10年区间的中低位，公司实现油价67.89美元/桶；年公司产量储量创历史新高，净利润创历史新高。公司年实现油气销售收入.25亿元，同比+59.1%；净利润.07亿元，同比+.7%。
中海油保持高分红，过去三年平均分红比例保持在60%左右。公司决定在获得股东大会批准前提下，-年全年股息支付率不低于40%，全年股息不低于0.70港元/股(含税)。同时，年年度在宣派末期普通股息的同时加派上市20周年特别股息。年度中海油不考虑特别派息，股息率约为6%左右。未来3年依旧将保持较高股息率。
1.3.积极布局海上风电，发展新能源业务
公司积极发展新能源业务。公司加快发展海上风电，择优发展陆上风光一体化。未来将资本开支5%-10%用于新能源业务发展，到年获取海上风电资源-万千瓦，装机万千瓦。获取陆上风光资源万千瓦，投产50-万千瓦。
中国海上风电发展势头强劲。根据全球风能理事会（GWEC）数据，年全球新增海上风电装机6.1吉瓦，海上风电占全部风电新增装机的6.5%。而中国已成为全球重要的海上风电市场，年海上风电新装机量最高，达兆瓦，超过全球新增海上风电装机量的50%，截止年底，我国海上风电累积装机量为兆瓦，位居全球第二。
1.4.大型央企参与战略配售，发行启用“绿鞋”机制
根据中国海油战略配售结果，本次A股IPO引入12家战略投资者，包括混改基金、国新发展、中国石油、中国石化、中国航油、国能资本、中国人寿等，合计获配数量12.4亿股，约占绿鞋前公司本次发行总量的47.69%，合计认购金额高达.9亿元。
同时，中国海油本次发行将启用“绿鞋”机制，即超额配售选择权，该机制有利于稳定新股上市后的表现。
“绿鞋”机制：发行人与联席主承销商协商确定本次发行股份数量为,.00万股，占发行后公司总股本的比例约为5.50%（超额配售选择权行使前），全部为公开发行新股，不设老股转让。发行人授予保荐机构（联席主承销商）不超过初始发行规模15.00%的超额配售选择权，若超额配售选择权全额行使，则发行总股数将扩大至,.00万股，占发行后总股本的比例约为6.28%（超额配售选择权全额行使后）。（报告来源：未来智库）
2.产量持续增长，成本具备全球竞争力
2.1.不断推动增储上产，油气产量稳健增长
公司油气产量稳健增长。储量和产量的增长是油气勘探开发生产企业的首要目标，中海油证实储量不断创新高，年证实储量百万桶油当量，储量寿命连续5年稳定在10年以上。公司不断推进油气上产，年油气产量.9百万桶油当量；未来3-5年产量仍将高速增长，预计年达到百万桶油当量。
资本开支保障增储上产。年中海油资本开支亿元，其中勘探、开发、生产分别支出、、亿元。公司计划年资本支出-亿元，产量目标为-百万桶当量。随着油价的回暖，我们认为未来公司将继续加大资本支出，稳步推进新项目建设，保障有效益的储量产量。
国内渤海、南海、陆上天然气和海外圭亚那新区等保障产量持续增长。国内渤海稳产10年，但未来仍有较大增产潜力，一方面渤海深层油气田有待挖潜，另一方面渤海稠油探明储量6-7亿吨，公司海上稠油关键核心技术攻关为增储上产提供技术支撑。南海开发面积比渤海大，未来随着深海开发的推进，增产潜力巨大。公司持股25%的圭亚那Stabroek是全球最具潜力的海上油气新区，总可采资源量约90亿桶油当量；Liza一期已投产，高峰产量12万桶/天，Liza二期产量为22万桶/天，预计年高峰产量会达到80万桶/日。
2.2.桶油成本保持领先，具备全球竞争力
公司不断加强成本管控，油气开采成本保持领先。年公司桶油主要成本29.49美元/桶油当量，其中桶油作业费用7.83美元/桶油当量，折旧、折耗及摊销15.33美元/桶油当量。面对大宗商品价格上涨、人民币对美元升值以及油价上涨导致部分项目DDA增加等影响，公司桶油成本较年仅增加3.77美元/桶油当量，整体成本管控良好。
根据我们的测算，年公司桶油完全成本约38美元/桶，国内最低，在全球范围内具备成本优势。未来，公司新产能将继续坚持压力测试，预计成本优势继续加强。
2.3.人才结构一流，公司高效治理
公司专业治理，人才团队一流。截止年6月底，公司大学本科以上人才占比高达85.7%，硕士及以上人才占比达24.1%。截至年底，有高级工及以上技能人才人，占主体工种技能人员总数的84%。
公司高效治理，人均利润位居全球油公司一流水平。年底公司员工总数1.9万人，中石油及中石化上市公司体内分别为41.7、38.6万人。人均创收、人均创利在三桶油中处于领先水平，年人均创收、人均创利分别为.9万元、.4万元（同期中石油人均创收.7万元、人均创利22.1万元，中石化人均创收.6万元、人均创利18.46万元）。
公司设备设施安全事故率、故障产量影响率持续维持低位运行，年降低至0.06%，达到设备设施风险可控及可持续发展。（报告来源：未来智库）
3.油价：-年油价中枢将维持较高水平
长期capex投入的不足导致供给端缺乏弹性，OPEC闲置产能释放将低于预期，欧洲油公司转型，美国油公司面临严重的供应链问题，油价中枢持续抬升。我们预计年原油价格中枢可能接近美元/桶，同时如果地缘政治事件超预期，不排除油价的进一步上行风险。预计年油价中枢超过80美元/桶，具体需结合年美国油气产业供给弹性及高价对需求的冲击来判断，但可以明确的是-年高油价确定性较强。
3.1.地缘政治事件导致短期供应中断担忧进一步上升
地缘政治事件只是油价上行的催化剂而非决定性因素。但在低库存，紧平衡状态下，地缘政治事件会放大价格波动。当前地缘政治事件主要包括：①美伊关于伊朗核协议的谈判，决定伊朗产量是否回归原油市场以及何时回归原油市场。②俄乌军事冲突以及欧美对俄罗斯的制裁。
3.1.1.市场可能高估了伊朗石油回归的长期影响
3月3日伊朗石油记者RezaZandi表示，收到决定性消息称，未来72小时内核协议将在维也纳签署。即使可能需要几天左右的时间，但似乎可以确定的是协议将会达成。截止3月25日，伊朗核协议并未达成。伊朗外长3月4日表示，伊朗核问题全面协议相关方谈判能否最终达成协议，取决于西方国家是否接受伊朗设定的红线。包括确保伊朗获得经济收益。同时据路透社消息，3月5日伊朗一名高级官员表示，俄罗斯要求美国书面保证对莫斯科的制裁不会损害俄罗斯与伊朗的合作，这可能会对伊核谈判造成阻碍。同日伊朗原子能组织主席宣布，伊朗与国际原子能机构IAEA达成共识，将在6月底以前向该机构提供涉及保障监督领域未解决问题的文件。
美伊间存在的分歧主要在于，①美国减免对伊朗制裁的范围。②要求美国提供类似不会再退出伊核协议的强力保证。③国际原子能机构表示，伊朗未能完全履行一项允许检查人员维护监测设备的协议条款。尽管美伊间98%的分歧已经解决，但是剩下的分歧点达成一致的难度较大。总体来看，伊核谈判取得进展但在最终达到目标前仍有变数。且达成协议时间点可能晚于市场预期。
参考-年伊朗解除制裁情况，伊朗核协议的框架协议于4月2日达成，全面协议于7月14日达成，最终解除制裁在年1月。在年4月至年1月期间伊朗原油产量及出口未出现大幅变动。在年全面解除制裁后，伊朗产量以每月10万桶/天的速率环比上升。此外，根据Kpler数据，如果解除制裁后，截止2月底伊朗有万桶海上原油库存可以出口。因此考虑到框架协议达成到解除制裁所需要的时间跨度较长，伊朗产量的回归对年原油供应的贡献有限。同时，如果伊朗产量回归，则全球突发中断原油的供应量将跌至近十年的低位。意味着可能会有其他地缘政治事件导致供应中断量再一次上升的可能。
3.1.2.市场可能低估俄乌事件的行业自我放大行为及长期影响
当前欧美对俄罗斯的制裁主要集中在以下方面：①直接的能源禁运。主要包括加拿大，美国及英国禁运俄罗斯的原油。②金融方面的制裁。主要包括禁止俄罗斯的7家主要银行禁用swift系统。(SWIFT被称为环球银行间金融通信协会，创建于年，总部设在比利时首都布鲁塞尔，是国际支付结算体系中的报文系统，主要负责在国际结算、清算过程中为成员机构提供信息划转传输服务，是连接全球银行业的金融通信基础设施。切断一国金融机构与SWIFT系统之间的联系，将直接影响该国跨境收付款，进而影响国际贸易。尽管贸易商可以通过第三方介入的方式（交易双方通过第三方市场参与者同时买卖同一份合约）进行原油交易，但会产生摩擦成本(额外费用和财务风险)。③禁止对俄罗斯行业的资金及贸易支持。包括取消俄罗斯的贸易最惠国待遇及禁止欧盟企业投资俄罗斯油气行业。④物流运输行业的限制。马士基及地中海航运宣布暂停所有往返俄罗斯的业务。
我们认为即使俄乌冲突缓和，但造成的对原油供给的长期影响不可逆转，市场可能低估了长期影响。我们认为影响主要体现在以下四点：①实际原油禁运受到的影响。年美国平均从俄罗斯进口原油为20.9万桶/天，同时包括40-50万桶/天的油品。同时英国从俄罗斯进口的原油及成品油占英国进口总量的13%。我们预计美英对俄罗斯的原油禁运将实际影响80-90万桶/天的原油及油品出口。②对俄罗斯原油生产的短期及长期影响。俄罗斯原油储备能力为百万桶。由于俄罗斯原油出口的下降，我们预计未来几个月俄罗斯将被倒逼关停原油产能。根据IEA的预计，俄罗斯石油产量4月开始可能下降万桶/天。长期来看俄乌冲突发生后；欧美石油公司宣布将退出俄罗斯业务或者暂停现有项目投资及停止采购俄罗斯原油，由于俄罗斯本身缺乏油田开发的技术与资金，因此欧美企业的退出将对俄罗斯原油的长期生产造成影响。随着欧盟明确企业禁止投资俄罗斯油气行业，我们预计后续欧盟油气企业退出俄罗斯业务的比例将进一步扩大。欧美企业退出的影响正在逐渐体现，3月25日，俄罗斯第二大天然气生产商Novatek大部分项目开发暂停。北极液化天然气LNG2号项目除外。北极LNG2号的首个重力式平台面临被推迟的风险，项目能否完工取决于设备供应。而其中7个输气轮机正由美国贝克休斯提供。③欧盟原油及天然气贸易版图的改变将带来交易摩擦成本的上升。尽管欧盟并未直接禁运俄罗斯的石油及天然气，但欧盟委员会已经提议，年把进口俄罗斯天然气的需求削减三分之二。同时3月12日，德国副总理哈贝克表示，德国计划在年逐渐摆脱对俄罗斯煤炭和石油的依赖(德国35%的石油及50%煤炭供应来自俄罗斯)。
我们认为俄乌冲突后，欧盟长期降低对俄罗斯能源的依存度趋势不会逆转，不管是寻求向中东产油国采购石油还是向美国澳大利亚等国采购LNG，贸易版图的改变都将增加油气交易的摩擦成本从而支撑价格。印度主要炼油商IndianOilCorp以每桶20-25美元的折扣从交易商Vitol手中购买了万桶俄罗斯乌拉尔石油，5月份交货。部分欧洲炼油商放弃的俄罗斯原油可能流向亚洲炼厂。
④物流运输的限制可能造成供应链的混乱。当前马士基及地中海航运停止了往返俄罗斯的运输业务，我们认为物流问题可能长期会对原油供应造成影响。⑤行业存在自我放大行为。尽管制裁措施并未涉及，但可能行业存在风险控制的考虑从而减少与俄罗斯的相关业务，从结果上看限制俄罗斯的油气出口。如尽管俄罗斯出口油气相关的主要银行俄罗斯天然气工业银行未被列入swift制裁范围，但是欧洲银行可能出于风险控制原因暂停给俄罗斯原油的买方开具信用证。如果仅能以现金交易结算则将降低部分客户的购买意愿。同时，尽管意大利和法国并未禁运俄罗斯原油，但意大利和法国的国际石油公司Eni及Total已经宣布停止采购俄罗斯原油及石油产品。
如果俄乌冲突缓和从市场情绪上看将使大宗商品涨势放缓，但是从长期影响来看，对供给造成的负面影响不可逆转。
3.2.OPEC增产潜力预计低于市场预期
OPEC当前剩余闲置产能中主要集中在沙特，伊朗，阿联酋，伊拉克四个国家；考虑到伊朗暂时仍受到制裁限制，产能提升能力有限；而除沙特，阿联酋，伊拉克外，其他成员国普遍存在产能瓶颈，长期缺乏对油井的维护和投资；我们认为这些成员国扩产能力有限（油田的生产及关停并不是简单的过程，油井复产需要成本；尤其是高凝，高粘油井，再开发成本较高。）从中东地区的钻机数看，当前钻机数水平仅回升至疫情前70%左右水平。
2月尽管OPEC+增产56万桶/天高于40万桶/天的增产配额，但其中约三分之一的增产量主要来自于豁免于减产协议的成员国(伊朗，利比亚，委内瑞拉分别增产4.4万桶/天，10.5万桶/天，2.1万桶/天)。2月OPEC减产执行率进一步自1月的%进一步上升至%，进一步提升。
从主观意愿看，美国页岩油企业因为ESG，上市公司股东要求提高回报率以及供应链问题难以快速增产，OPEC掌握了定价权不用争抢市场份额，我们认为这是原油价格长期中枢上移的基础。同时不考虑豁免减产协议的伊朗，委内瑞拉，利比亚；则OPEC10个成员国的闲置产能在完全实施增产计划后年中闲置产能将降低至万桶/天左右；届时OPEC后续对原油市场的话语权将大幅下降。另一方面，相比以往高油价可能促进新能源更快替代石油从而影响需求端的预期，在全球碳中和的大背景下，交通运输领域的原油需求未来预计下滑概率确定性较大；考虑到OPEC成员国较高的财政盈亏成本，当下维持较高油价水平更符合成员国的利益。
3.3.美国是未来主要的原油供给弹性来源，但年受制于供应链瓶颈，年后仍可能受到ESG，股东要求回报率提高等影响
3.3.1.年美国油气行业受制于供应链瓶颈，我们认为产量增速难以超过万桶/天
年美国油气行业受制于供应链瓶颈我们认为产能增速难以大幅超过万桶/天。我们认为供应链的瓶颈主要体现在三个方面：①从业人员及设备的不足。②原材料的不足。③物流瓶颈。而供应链的瓶颈问题短期难以解决，我们认为可能持续3-4个季度。
根据HaynesandBoone律所统计，受疫情冲击，年美国共有46家上游油公司和61家油服公司申请破产，创年油价低谷以来新高。大量的行业公司破产，导致设备及从业人员难以在油价快速上升时满足扩产的需求。根据美国劳工部的统计数据，当前油气行业的就业人数尚未回到疫情前的水平。同时，从美国的劳动参与率数据来看；尽管薪酬水平上升；但是由于人口老龄化，复工意愿不强，新冠疫情后遗症等原因，美国劳动参与率当前低于疫情前1个百分点。除了油气行业的从业人员，目前美国管道建设，卡车运输司机等工人也较为短缺。
原材料方面同样存在瓶颈，进入年多项油气生产用到的原材料短缺。以美国页岩油压裂采用的压裂砂为例，年价格快速上升。根据RystadEnergy的数据，当前压裂砂的时点价格已经上升至50-70美元/吨，较年的平均价格上升2-3倍。通过压裂砂生产商之一的USsilica的经营数据(包含长协部分。年Q1数据为我们的预测数据)，我们发现由于经历年疫情关系，因此年油气开采活动停滞，压裂砂需求下滑导致价格下降，年价格尚未完全修复。但是公司在年的经营展望中提到：公司的油气板块(压裂砂业务)预计进入了一个多年增长的周期，预计客户需求增长将带来更高的产品价格以及更好的利润率，公司正在增加长协的覆盖率并且预计压裂砂的强劲需求将持续整个年上半年。
年美国油气行业依然面临物流瓶颈的挑战，除了陆上因缺乏卡车司机以及疫情等原因物流存在瓶颈外，美国的港口拥堵问题也依然存在。尽管年1-2月，美国南加州港口拥堵有所缓解，洛杉矶及长滩口的进口总箱量同比增长8%。但根据SeaIntelligence分析认为，排队船舶数量减少主要由于中国春节前后，从亚洲出发的船舶数量减少。穿越太平洋前往洛杉矶/长滩港的船舶数量从1月9日的艘降至40多艘；但预计未来可能出现新一波货量激增，港口也将迎来夏季劳工谈判及货运旺季。
EOG的首席执行官在电话会议上表示：通胀和供应链压力”将把产量增长限制在预期的低端。而首席运营官则表示，大多数最好的钻机和水力压裂设备都已经在租赁中，市场上并没有多少新设备可以投入市场。
3.3.2.页岩油企业受制于效率下降，融资环境，ESG等原因；长期产量增速拐点已现
长期来看，我们认为即使摆脱了供应链瓶颈的混乱，仍然有四点原因限制页岩油产量重回页岩油革命时代的快速增长：①页岩油产量的边际成本的抬升。②页岩油企业融资环境改变以及资产负债表改善需求（年债务压力较年有所好转）。③ESG及政策风险使页岩油企业长期投资意愿下滑。④股东要求更高的回报率。
年-年美国页岩油企业通过①钻井技术等进步带动生产效率的的提升②投资集约化③优先开发甜点区等手段实现了生产成本的下降；近期产区衰减率提升，虽然钻井效率提升部分对冲；但考虑到通货膨胀因素我们预计将在年提升油田生产成本的10-15%。
年由于疫情导致的油价快速下跌使油公司处于经营压力较大的环境，因此油公司采取效率最高的运营方式，以消耗库存井为主，成本较低；因此虽然期间新井单井产量提升但是并不是常态。随着活跃钻机数和新钻井数的提升，我们认为近期各页岩油主要产区的新井产量下滑符合预期。随着企业从消耗库存井到开始增加新钻井的行为模式的改变，我们认为边际成本也将抬升。
4.受益油价上涨，当前估值偏低
4.1.预计年利润超1亿元
我们预计公司-年归母净利润分别为1//1亿元，对应EPS分别为2.33/2.51/2.65元，增速为+56%、+8%、+5%。核心假设：
（1）公司持续推进增储上产，石油及天然气产量稳定增长，-年油气净产量//百万桶油当量；
（2）油价中枢上移，-年公司实现油价为90美元/桶。
（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。）
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