中国海油（中国海油:三大稀缺性表现在哪里）

（报告出品方/分析师：国金证券 许隽逸 陈律楼）

01 逆势扩张的全球油气巨头

全球油气新发现资源量持续快速下滑，从1900年至今共121年的统计数据我们发现：

2021年新增勘探储量为近75年最低值。2021年，全球新增油气勘探储量为67.56亿桶油当量，为1946年以来的最低水平。

在全球范围内，这一指标呈持续下滑趋势代表全球油气开发资金投资油气勘探意愿和新发现资源能力的持续下行，且在全球“碳中和”趋势下，恢复往年勘探开支概率较低。新增勘探储量的下滑中长期或持续造成供应端边际增量不足可能性。

公司为中国海上原油及天然气生产龙头，也是全球最大的独立油气勘探及生产集团之一，具备丰富的海上油气勘探开发经验。截至2021年，公司石油液体和天然气净证实储量分别为39.24亿桶和8.35万亿立方英尺，原油和天然气储量分别排名国内第二、第三。

我们通过卫星大数据对公司在全球范围内600个油气资产建模分析显示：公司油气资源所在区域较为集中，主要为中国境内以及南美，中国境内集中于渤海区域和南海区域，中海油在手资源稀缺性显著提升。

1.1 资本性支出：逆势增长

通过对样本公司资本开支、产量的指引以及资本纪律的统计，样本油企的资本性支出在2020年大幅下降48.53%，2021年资本性支出并未恢复疫情前水平且参考2022年指引，海外油气资本开支仍维持较低增速。

这一趋势的核心原因为全球主要油气企业在全球“双碳”政策驱动下，即使因为油价回升获得充沛现金流，也首先将资金用于降低企业负债率以及提高股东回报，而对于增加资本开支以推动油气产量以及新勘探储量增加意愿较低。

与之相反，中国海油资本性支出逆行业趋势增长，2016年以来公司资本性支出稳定增长，2020年仅小幅下降5.84%，2021年便已超过2019年资本性支出水平，而中国海油2021年公司资本性支出为909.63亿元，同比增长12.34%，2022年资本性支出保持增长，2022年资本性支出指引为900-1000亿元。公司资本开支在疫情期间出现逆势扩张趋势，从而推动后续公司成长确定性较强。

2016年后公司持续提升国内资本性支出的占比，2022年公司计划国内资本性支出占比为73%，2020、2021年国内资本性支出占比均接近73%，未来公司将以开发国内资源为主，在国际政治局势震荡的当下，大力开发国内资源与能源保供目标相符且受地缘政治负面影响相对较小。

2022年公司计划资本性支出结构为勘探占比20%，开发占比57%，生产占比21%，资本性支出结构基本保持稳定。

1.2 勘探开发：力度逆势加大

2017年至今，公司石油液体储采比稳中有升，相比2016年已大幅改善。目前大多可比油企的储采比较2012、2013年的高点已有较大幅度下降，而公司通过加大勘探投入，使储采比从底部6左右恢复至8.67，接近2013年水平。

我们要特别指出的是，多个可比公司受全球疫情负面影响以及全球“碳中和”规划下降低油气板块资本开支，尤其是勘探部分的开支，而集中加强用于开发的资本开支，从而导致采储比持续呈下滑趋势或维持历史相对低位，例如同为大型综合油气企业的雪佛龙及埃克森美孚，原油采储比从远超中海油下滑至低于中国海油以及与中国海油基本持平。而健康的储采比为公司成长性以及产量持续稳定性提供坚实的基础。

公司勘探资本支出保持回升，助力油气增储上产。

公司健康的储采比来自于对勘探工作的持续投入以及取得的一系列勘探成果，中海油2021年勘探资本支出为180.54亿元，同比增长25.58%。根据资本性支出规模及结构指引，2022年探勘支出指引为180-200亿元，指引均值已超过2019年勘探资本支出。

2016年以来，公司预探井、评价井数量整体保持增长，2021年公司完成预探井73口，仅次于2019年完成数量；此外完成评价井151口并获得成功评价井86口，评价井完成数量创下新高；2021年公司获得22个新发现，同样仅次于2019年的新发现数量。

勘探工作量的增加带动油气储量逐年上升，2017年起公司净证实石油液体储量保持增长，2021年净证实石油液体储量为39.24亿桶，同比增长7.53%。公司净证实天然气储量则持续增长，2021年达到8.35万亿立方英尺，同比增长4.96%。

2021年公司新探明石油液体及天然气储量均达到2017年后的新高。近5年公司储量替代率均超过100%，油气储量持续增长。

2019年1月，集团制定了《关于中国海油强化国内勘探开发未来“七年行动计划”》，提出到2025年，公司勘探工作量和探明储量翻一番的目标。

2018年，公司分别完成预探井、评价井73口和101口，实现新发现17个，净证实油气储量为49.62亿桶油当量。

根据“七年行动计划”中翻一番的目标，若2025年，公司可完成预探井、评价井146口和202口，实现新发现34个，净证实油气储量达到99.24亿桶油当量，则在2021-2025年，公司完成的预探井、评价井数量、实现新发现数量以及净证实油气储量的CAGR可达到18.92%、7.55%、11.50%和14.73%，公司油气储备有望保持稳定增长。

1.3 景气底部亮剑：负油价下逆势扩张，收获丰厚

公司开发资本支出持续增长。自2017年来，公司的开发资本支出保持增长。

公司2021年的开发资本支出为695.38亿元，根据资本性支出规模及结构指引，2022年开发资本支出（包括开发和生产）指引为702-780亿元，指引均值同比增长6.56%。

在开发资本支出扩张的推动下，公司的产量稳步增长，增速高于行业水平。与行业对比较为显著的是，中海油油气总产量即使在2020年负油价阶段依然保持正增长，而全球范围内主要油气企业在2020年产量出现了较为显著的下滑，且即使原油价格在疫情逐步消退后又较为显著的好转，行业原油及天然气产量增速整体维持较低水平。

近5年公司油气总产量持续增长，2021年达到5.73亿桶原油当量/年，同比增长约8.76%，2022年总产量指引为6.0-6.1亿桶油当量，同比增长4.73%-6.48%；2023、2024年总产量指引分别为6.4-6.5亿桶油当量和6.8-6.9亿桶油当量，预计2022-2024年，中国海油油气总产量将保持5.58%-7.24%年复合增速。

其中，2021年公司石油液体产量为121.11万桶/天，同比增长8.45%，2018-2021年复合增长率为5.80%；天然气产量为6475.47亿立方英尺，同比增长12.26%，2018-2021年复合增长率为11.24%。

近3年国内外油气产量占比较为稳定，其中参照往年石油液体和天然气占比，石油和天然气产量分别占油气总产量约78%和22%，若2022年公司石油液体和天然气产量占比维持这一比例，则预计2022年公司石油液体及天然气产量范围分别为4.68-4.76亿桶和7920-8052亿立方英尺，预计公司原油及天然气产量范围均值分别同比增长4.31%和13.98%。

与此同时，样本企业产量表现受疫情扰动较为显著，样本企业2021年原油产量同比2020年上升3.27%，2018-2021年年复合增长率为1.41%；在天然气方面，样本企业2021年产量约为23433十亿立方英尺，同比2020年上升15.64%，2018-2021年年复合增长率约为3.70%。

根据我们统计，2011-2021年30家样本油企原油产量CAGR为3.78%，而公司石油液体产量CAGR为5.76%，高于行业增速。

公司积极开拓新项目，助力产量目标实现。

2022年公司预计有13个新项目投产，其中中国海上项目7个，中国陆上项目3个，海外项目3个。13个新项目的权益峰值产量共为20.45万桶原油当量/天，占公司2021年油气总产量的13.49%。

1.4 未来可期：募投项目成为进一步增产的坚实保障

中国海油在2022年4月20日在上交所上市，本次IPO募集资金主要用于国内外油田开发建设，募投项目全部投产后，有望给公司增加约7176万桶/年原油权益产能以及约33.9亿立方米/年天然气产能，募投项目的开发建设以及最后的投建有望进一步加强公司产量持续增长的确定性。

02 资源品位优势突出，管理水平毫不逊色

公司成本管控优秀，盈利能力突出。

2013-2020年，公司桶油主要成本由45.02美元/桶油当量降至29.49美元/桶油当量，桶油当量作业费由12.25美元/桶降至6.9美元/桶，桶油当量作业费降幅大于可比油企。在2011年至今11年中，公司平均净利率达到20.68%，每年的净利率水平均在行业中排名靠前。

巴菲特第三大持仓规模的雪佛龙及西方石油不仅净利率和单位成本远逊于中海油，其高额股利支付稳定性也显著弱于中海油。

2.1 桶油成本全球一流，盈利能力历经考验不改本色

公司桶油主要成本由作业费、勘探费用、折旧、折耗和摊销费用以及其他构成，其中折旧、折耗和摊销费用以及作业费为主要部分，2020年两项分别占主要成本的63.42%和29.62%。

2013-2020年，公司桶油主要成本呈持续下降趋势，由45.02美元/桶油当量降至29.49美元/桶油当量，部分是由于公司天然气产量增速高于原油产量增速，而天然气价格按照桶油当量远低于原油导致，2021年公司桶油主要成本小幅上升，仍未超过2019年。

作业费为主要成本的重要部分，2013-2020年，公司桶油当量作业费呈下降趋势，2013年桶油当量作业费为12.25美元/桶，而2020年已降至6.9美元/桶，降幅达到43.67%。与可比公司相比，公司桶油当量作业费处于中位水平，但2013-2020年桶油当量作业费降幅靠前。

2014年开始，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降低成本。

2014-2020年，公司作业费呈下降趋势，而产量则呈上升趋势，2014-2020年，公司作业费由311.8亿元降至242.4亿元，在2016-2020年基本保持稳定，同期产量则由4.33亿桶油当量增至5.27亿桶油当量，因此桶油当量作业费明显下降。

2021年由美元为单位的桶油当量作业费上升13.48%，主要由人民币升值导致，以人民币为单位的桶油当量作业费实际上仅小幅上升6.15%。

作业费包含海上人员费、直升机、供应船、油料、维修费、油气水处理费、油井作业费、租赁费等项目。

公司通过提高直升机上座率、供应船计划完成率，降低方水处理化学药剂成本、FPSO的方油处理成本对作业费进行控制。除公司自身加强成本管理外，油价与作业费呈正相关，2014年油价下跌同样降低了作业费。

根据中海油财务部数据，公司国内某分公司的作业费中大多项目在2015-2017年均有效降低。

当油气田进入生产中后期后需要对设备进行维修及升级改造，油气田产量也会随时间递减，因此需要对老油气田进行挖潜以维持其产量，导致单个油气田的桶油当量作业费用易随时间增加，新油气田投产可拉低公司整体的桶油当量作业费用，2022年公司仍有13个新项目计划投产，有利于控制桶油当量作业费用。

通过将公司桶油作业费与国际中大型油气企业对比可以较为显著的发现，公司近年来桶油作业费相较于同行而言处于相对低位，而优秀的成本控制能力有望保障公司拥有更高的盈利能力。

较强的盈利能力、现金流创造能力和较低的杠杆使公司具备更强的扩张潜力。

2021年，受益于公司产量增长以及油价上涨，公司净利润达到703.07亿元，同比增长181.20%，虽然2021年公司营收仍未达到2013、2014年水平，但受益于持续的降本增效，公司净利润已超过2011年高点。

与可比油企相比，公司的净利率高于行业可比油企，在2014-2016年油价维持低位以及2020年油价暴跌时公司均未出现亏损，2020年仍保持16.09%的净利率，2021年净利率高达28.57%。同时公司债务压力较小，2021年公司资产负债率为38.72%，2013年以来整体呈现下降趋势，低于行业可比公司，具备更强的抗风险能力和投资能力。

2021年，公司实现经营活动产生的现金流量净额1478.93亿元，同比增长79.61%，创下历史新高，2011-2021年复合增速为2.44%，30家样本油企的复合增速为0.73%，2015年以来公司经营活动产生的现金流量净额增速高于行业整体水平。

2.2 长期维持高股利政策，股东回报丰厚

公司维持可观的股东回报。2006-2021年，公司累计股利支付率高达40.81%。公司2021年中期股息为0.3港元/股，2021年特别股息为1.18港元/股，2021年全年股息合计为691.46亿港元，折合人民币约580.80亿元，2021年股利支付率为82.62%，以2022年5月13日收盘价计算，本次特别股息对应的A股股息率为6.57%，全年股息对应的H股股息率为13.88%。（以1港元兑0.85人民币计算）

03 油价中枢有望持续上行

3.1 资本开支与品位下滑双重影响，页岩油增量或低于预期

企业转型和节能减排将抑制石油巨头的油气开发投资。随着碳中和概念越来越受到重视，部分发达国家已提出燃油车的禁售计划，以减少汽车的排放，目前普遍计划在2025-2040年实现燃油车禁售，全球公路运输对原油消费量占比高达36.2%，因此对于原油供应商来说，实现业务转型势在必行。

页岩油企业资本开支经历了约3个阶段，2013-2016年期间，页岩油企业资本开支远超企业经营活动现金流净额，油企通过加杠杆推高资本开支金额；第二阶段为2017-2019年阶段，该阶段油企资本开支与油企经营活动现金流净额基本一致，油企逐步依靠内生性资金维持每年的资本开支；

2020年以后，受疫情、终端消费低迷等影响，油企资本开支与经营活动现金流净额之比下滑至40%左右，即使2021年全球原油需求及油价有较为显著的改善，油企资本开支依然增幅有限。

各大页岩油企业筹资活动现金流净额出现大规模流出，一方面是页岩油企业用于偿还长期债务现金流逐年上升，另一方面是页岩油企业增加了股东回报支出。因此，在油价上涨推动页岩油气企业经营活动现金流净额的充裕后，降杠杆，提高股东回报成页岩油企业优先选择。

我们统计了21家页岩油企业和10家综合油企2022年资本开支预算以及产量指引（部分企业由于暂未披露数据，样本企业数量相比前文略有差异）。

可以发现，油价上涨后样本油企资本开支增幅较为有限，且资本开支指引涨幅高于原油产量指引，对于综合油企来说或意味着将增加油气行业以外的投资，对于页岩油企业来说降杠杆、增加股东回报成为经营活动现金流大幅上升后的优先选择，符合油企的资本纪律。

由于能源转型在即，投资者要求油气公司管理层控制在油气行业的投资，并增加对投资者的回报。

根据达拉斯联储的一项调查，接近60%的油气企业高管认为“投资者维持资本纪律的压力”是导致油价上升后开采活动未快速增加的原因，各大页岩油气企业在最新年报、投资指引公告中均表明将执行严格的资本纪律，控制在油气行业内新的投资，使用现金保持健康的资产负债表，并增加对投资者的回报。

3.2 品位下滑或成页岩油产量增量持续低于预期核心因素

美国页岩油主产区Permian产区库存井数量已降至2017年的水平，完井数量大于新钻井数量，库存井持续消耗。

相比2021年，Permian产区当前的平均新打井产量下滑了约23%（油）和约31%（天然气），叠加样本页岩油企业2022年资本开支增速高于产量增速，我们认为美国页岩油气新井的综合资源品位已出现下滑，背后反映的是疫情过后页岩油气公司为了避免破产从而快速回收现金流过程中对品位最优区块的快速消耗。

高品位资产的消耗叠加库存井持续减少，页岩油气潜在增量可能持续低于预期。

3.3 俄乌冲突虽缓，长期后遗症影响或远超预期

俄罗斯为最主要的油气生产国之一，2020年，俄罗斯原油产量分别为1066.7万桶/天，占全球产量的12.07%。

目前欧美油气巨头大多已计划撤离俄罗斯市场，鉴于目前的政治、金融环境，这些国际油气巨头难以以合理的价格出售其位于俄罗斯的资产，因此将承受一定损失，并进一步影响其投资积极性。俄罗斯的油气项目在开发时通常会有外资参与，外资退出后项目融资方面的困难也将降低开发速度。

3.4 增产多次不及配额，OPEC高油价诉求明显

OPEC+成员国增产意愿不强，边际增量存在不确定性。在2021年8月至2022年3月期间，OPEC10在其中6个月的产量增长幅度低于配额增长，8个月产量增量比配额增量低29.4万桶/天。2022年3月OPEC10产量为2424.0万桶/天，生产配额为2506.1万桶/天，仍有82.1万桶/天的富余生产配额。

伊朗计划在2022年3月将原油产量提升至400万桶/天，并将在未来10年内分别将原油产量提升至500万桶/天。美国退出伊核协议后伊朗原油产量大幅下降 ，目前伊朗原油日产量约260万桶。伊朗的短期产量目标较目前产量增长约140万桶/天，占2020年全球产量的1.6%，因此我们认为若伊朗可顺利扩产，对全球原油供给影响有限。

伊核协议为决定伊朗能否顺利扩产并实现出口关键因素，目前在伊朗的铀加工活动和下一届美国政府是否会遵守这份协议方面仍存在尚未解决的问题。目前伊朗在役钻机数及完井数均已大幅下降，本次扩产计划需要1600亿美元的投资，石油和天然气项目投资额分别为900亿美元和700亿美元，项目投资占其全年GDP的19.15%，扩产规模导致本次扩产难以快速推进。此外，2022年3月伊朗原油产量为254.6万桶/天，实际产量提升有限。

3.5 油价全靠短期手段压制，中长期供求缺口不可忽视

国际原油释储非长久之计。在全球原油供需持续偏紧情景下，IEA和美国纷纷宣布释储。3月31日，美国宣布将在6个月内释放1.8亿桶战略石油储备，规模为历史最大。4月1日，IEA宣布在6个月内释放1.2亿桶石油战略库存，其中美国的6055.9万桶库存也属于美国3月31日宣布释放的1.8亿桶储备之中。

IEA及美国本次释储总规模达到2.4亿桶，在4-9月每日释放约133万桶。4月1日，美国战略石油储备为5.65亿桶，1.8亿桶占其战略石油储备的31.86%，若继续释放1.8亿桶储备，则其储备规模将下降至3.85亿桶，为1984年的储备水平。因此释储以缓解供应不足的操作无法长期进行。

通过独家卫星大数据追踪，全球重点能源消费国，尤其是欧美国家出行指数持续恢复，且已超过2021年峰值，与此同时，美国原油库存，汽油库存持续维持下行趋势，欧美能源需求超预期恢复。

在此情景下，美国原油库存、持续呈下行趋势，依靠释放原油战略库存，增加页岩油钻机数量等短期行为仅能避免供应持续不足，从中长期而言，在终端消费的持续恢复下，原油价格中枢或维持持续上抬趋势。（报告来源：远瞻智库）

3.6 国内能源保供至关重要，“三桶油”仍需持续扩产

保障能源供应对我国能源安全至关重要。

国际石油巨头受到来自投资者、能源转型及环保的压力，对油气开发的热情开始下降，2022年样本企业资本开支指引仍低于2019年，“三桶油”则面临不一样的局面。

我国为油气进口大国，2020年我国原油和天然气进口依赖度分别为81.05%和42.08%，油气进口依赖度过高对我国能源安全是一大威胁，全球油气供应偏紧再次加强了此威胁，近年我国频繁提出能源保供目标。

“三桶油”具有保障国内能源供应的责任，2021年“三桶油”的原油和天然气产量分别占国内消费量的30.23%和47.63%，为了尽可能地响应中央“把能源的饭碗端在自己手里”的号召，避免出现油气供应短缺问题，“三桶油”仍有必要持续推进增储上产。

04 盈利预测与估值

4.1 PV10估值分析

参考国际综合油气企业以及美国页岩油企业，PV10通常为公司市值评估的重要参考指标，PV10估值主要通过现有储量，通过公司产量计划以及现有油气井的衰减水平以及过去12个月油价以及相应的作业成本和开发成本计算当年的净现金流并采用10%贴现率进行折现获得未来现金流的净现值，我们使用2021年基于美国会计准则石油天然气932号的各公司披露的PV10模型对公司以及部分可比油企进行估值，并计算了市值（2022年5月13日）与PV10估值之比。

通过各公司财报数据，重点油气企业2021年PV10大多基于65-70美元/桶的原油价格计算，而2022年初至今，原油价格出现大幅上涨，2022年Q1布伦特原油均价约为97.9美元/桶，2022年Q2至5月初布伦特原油均价约为106.1美元/桶，2022年各公司的PV10值应相较于2021年披露值有较为显著的提升。

通过对比各大油企当前市值（截至5月13日）以及2021年PV10比值可以显著发现，国际中大型页岩油以及综合油企的市值/PV10模型比值大多超过1.4，综合油企以及美国大型页岩油企业的市值/PV10比值平均值分别为1.95和1.57，公司市值在表现出现金流折现应有价值外给予了油价上涨情景下的市值溢价，而当前中国海油H股和A股的市值/PV10分别为0.83和1.39。

此外，我们计算了各油企在67美元油价下的理论资产价值（=PV10模型估值+现金及现金等价物+理财-总负债）以及市值与理论资产价值之比。

由于除油气开采及销售业务外，BP、Shell、Exxonmobil、中国石化还有成品油、化工、新能源等业务，而PV10仅对油气开采及销售业务进行估值，因此这些企业在67美元油价下的理论资产价值为负；由于Occidental也有化工业务且其资产负债率较高，其在67美元油价下的理论资产价值也为负。

公司业务主要为油气开采及销售，因此其油气开采及销售业务的理论资产价值更接近公司整体理论资产价值。

对于该比值为正的可比油企，该比值普遍超过2.3，而公司H股和A股的比值分别为1.16和1.94，

低于可比油企。与此同时，中海油市值/PV10比值相较于海外油企平均水平仍有较大距离，因此，中国海油市值仍有较为显著的修复空间。

4.2 盈利预测

我们看好油价因供给边际增量有限而维持高位，以及在保障国内能源供应的大背景下中国海油加强勘探开发力度，促进油气储量、产量增长。根据公司产量指引，2022-2024年公司总产量指引分别为6.0-6.1/6.4-6.5/6.8-6.9亿桶油当量，油气产量增长将促进公司业绩提升。

我们参考了当前全球原油价格，生产成本以及中国海油的产量指引对中国海油进行盈利预测。

其中当前原油价格中枢维持在100元区间，受俄乌冲突、美国短期释储以及美联储加息等影响，原油价格偶有扰动，但我们持续看好原油价格中枢在供需偏紧情景下持续维持高位，保守给予95美元/桶原油销售价格。

与此同时，参考中国海油2022年Q1披露数据，油气单桶营业成本约为41美元，参考公司原油及天然气的产量以及油气常规单桶油当量的生产成本差异，假设原油单桶营业成本约为41美元，天然气生产成本约为5.72美元/千立方英尺，在此假设情景下，原油及天然气的毛利分别处于56.11%和39.51%水平。

在这假设情景下，我们预计中国海油2022-2024年公司归母净利润为1250.09亿元/1314.73亿元/1374.54亿元，对应2022-2024年EPS为2.65元/2.78元/2.91元，对应市盈率倍数为5.8X/5.5X/5.3X。

4.3 估值

我们分别采用市盈率法及现金流折现模型对中国海油进行估值，2022-2024年中国海油盈利预测分别为1250.09亿元/ 1314.73亿元/1374.54亿元，对应EPS为2.65元/2.78元/2.91元，参考全球中大型油气企业平均市盈率水平以及国内两桶油平均市盈率水平，给予中国海油2022年净利润8倍市盈率，中国海油市值有望超10016亿元，目标价21.20元。

与此同时我们采用二阶段折现现金流法对公司进行估值，其中参考行业惯例，WACC直接采用10%作为贴现率，永续阶段采用0.5%成长率，2025-2030年中国海油原油产量参考中国海油现有储量以及各油田开采衰减曲线进行产量模拟，在此情境下，中国海油在中性油价假设情景下，估值为21.07元/股，给予公司“买入”评级。

➤1. 市盈率法

我们预计中国海油2022-2024年归母净利润为1250.09亿元/1314.73亿元/1374.54亿元，对应2022-2024年EPS为2.65元/2.78元/2.91元，对应市盈率倍数为5.8X/5.5X/5.3X。

我们选取12家可比公司对中国海油进行估值。中国石油为国内最大的油气生产商，油气开采业务与公司业务相似。中国石化为国内第三大原油生产商、第二大天然气生产商，油气开采业务与公司业务相似。Pinoeer、Occidental、Diamondback和Continental为美国大型独立油企，原油产量保持增长，在产量扩张方面与公司相似。ExxonMobil、Chevron、ConocoPhillips 、Shell、BP和Devon为大型油气生产商，油气勘探开发业务与公司类似。

我们认为中国海油受益于油价上涨、行业投资不足以及自身储、产量持续扩张，给予公司2022年8倍市盈率，参考2022年EPS约为2.65元，目标价21.20元，给予公司“买入”评级。

➤2.折现现金流法

我们通过悲观、中性、乐观不同油价的情景假设对中国海油进行了折现现金流估值，其中参考行业惯例，WACC直接采用10%作为贴现率，永续阶段采用0.5%成长率，在悲观油价假设情景下，中海油估值为7690亿元，在中性油价情景下，中海油估值为9954亿元，在乐观油价情景下，中海油估值为18474亿元，因此我们认为即使按照悲观油价情景，中海油市值也应该在7690亿元以上，对应股价为16.28元/股，给予公司“买入”评级。

我们采用二阶段折现现金流法对公司进行估值，其中参考行业惯例，WACC直接采用10%作为贴现率，永续阶段采用0.5%成长率，2025-2030年中国海油原油产量参考中国海油现有储量以及各油田开采衰减曲线进行产量模拟，在此情境下，中国海油在中性油价假设情景下，估值为21.07元/股。

与此同时，我们使用了不同的情景假设对中国海油的现金流折现模型进行估值，在悲观油价假设下，中国海油估值约为7690亿元，对应股价为16.28元。

在乐观油价情景假设下，油价中枢有望进一步上抬并维持相对高位，在此情景下，中国海油估值约为18474亿元，对应股价39.1元。

风险提示

1、油气田投产进度不及预期：油气田从勘探到开采是一个漫长的过程，在此过程中可能会出现油气田投产时间延迟。

2、原油供需受到异常扰动：俄乌局势变化、伊核协议推进以及委内瑞拉制裁解除等地缘政治事件或造成供应端的不确定性，同时原油价格维持高位后存在油企修改生产计划的可能性，IEA和美国存在进一步加大释储规模的可能性带来全球原油短期边际供应增加，美联储加息或带动美元指数走强，而美元指数与原油价格通常为负相关走势，假使美联储加息或对原油价格产生扰动，当前奥密克戎对全球原油需求端影响已逐步减弱，但新型变种的出现存在对全球原油需求产生负面影响可能性。

3、三方跟踪数据误差对结果产生影响：三方数据包含卫星数据及油轮定位等数据，数据误差包括与卫星定位直接有关的定位误差，以及与卫星信号传播和接收有关的系统误差。

4、能源政策及制裁对企业经营的影响：公司有较大体量海外油气资产，海外油气资产的开发以及生产受当地能源政策所制约，假设油气资产所在国的能源政策产生变化或对企业经营产生影响；

不同国家间的关系恶化而导致的贸易及经济制裁可能会对行业内企业经营、现有资产或未来投资产生重大不利影响，与此同时，不同级别的美国联邦、州或地方政府对某些国家或地区及其居民或被指定的政府、个人和实体施加不同程度的经济制裁。如果美国对公司在部分地区经营进行制裁或导致公司海外资产经营受负面影响；

2021年1月，美国商务部将公司列入实体清单，或对公司从事国际贸易产生一定负面影响。

5、限售股解禁风险：2022年10月21日，公司约有25733.45万股解禁，解禁股份占总股本0.54%，限售股解禁或对股价产生扰动

6、汇率风险：全球原油价格主要由美元计价，公司也有部分资产在海外市场经营，但公司财报通常以人民币结算，如果人民币与美元汇率出现较大波动，或对公司业绩汇算产生影响。

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