（报告出品方/作者：东兴证券，任天辉）

1、深水海工龙头核心竞争力显著

公司未来向国际化、深水化、新产业化发展。海洋石油工程股份有限公司是中国唯一集海洋石油、天然气开 发工程设计、陆地制造和海上安装、调试、维修以及液化天然气、炼化工程为一体的大型工程总承包公司， 也是亚太地区规模最大、实力最强的海洋油气工程 EPCI 总承包之一。公司以“建设中国特色国际一流能源 工程公司”为目标，向国际化、深水化、新产业化发展，公司总部位于天津滨海新区。

1.1、南海项目占比提升，业务有望多元化

公司以海洋工程项目为核心业务。公司海洋工程 EPCI 主要包括海上平台导管架、上部组块等设计、采办、 建造、安装，海底管道铺设，以及 FPSO 项目总承包。非海洋工程项目主要包括 LNG 接收站及模块化建造 项目。除 2016/2021 年，海洋工程项目营收占比基本保持 80%以上，为第一大主营业务。非海洋工程项目 收入从 2018 年的 3.23 亿元增长到 2022 年 89.4 亿元，已成为公司新的增长极。未来公司顺应全球能源产 业绿色低碳发展和数字化转型，加快进军绿色能源工程产业。随着公司探索业务多元化，收入端波动有望降 低。

南海项目占比提升，未来毛利率有望提升。从地区来看，公司海外业务占比从 2010 年的 6.08%提升至 2022 年的 24.4%。其中 2015 至 2017 年海外业务占比分别为 35.26%、58.89%、53.05%，显著高于其他年份， 主要是由于公司参与了俄罗斯 Yamal LNG 模块陆上建造等大型国际项目。国内业务中，随着中海油加快南 海开发进程，南海业务占比以 2010 年为拐点，从不到 5%提升至 30%左右。相较于渤海项目水深仅 30 米 内，南海项目水深在 100-1000 米之间。水深在 80-150 米上采油采气的单位产能投资约为数千美元/年，以 中石油为例，浅水油田的单位产能投资不到 1000 美元/年；而在水深 100-150 米的深水油田，单位产能投资一般在 3-4 千美元/年；

300-500 米的深水项目，单位产能投资一般在 1-1.5 万美元/年左右；超深水油田的技 术难度和安全风险较高，对应的单位产能投资一般较大，以巴西石油公司（Petrobras）为例，其超深水油田 单位产能投资约为数万美元/年。2022 年 3 月份，“海基一号”亚洲第一深水导管架在珠海基地建成完工，标 志着公司系统掌握 300 米水深超大型导管架建造安装成套关键技术。随着中海油作业主场将从浅水向深水、 超深水转变，未来单位产能投资额大幅上涨，公司订单量价有望随之提升。

1.2、资产结构优化，研发构建核心竞争力

资产从“重”到“轻”，高强度研发投入构筑核心竞争力。传统油服公司需要采购价格高昂的设备和物资， 资产较重，收入端跟随油价波动的同时，重资产模式下的高经营杠杆将放大利润端波动。近年来油气勘探和 生产技术不断发展，新技术、新材料和新工艺的应用越来越广泛，传统高强度投资固定资产模式难以适应新 的发展趋势。国际、国内油服公司纷纷通过开发新技术、创新服务产品和业务模式来提升核心竞争力，与之 对应的“轻资产”模式，将大幅降低固定成本及经营杠杆。公司 2011 至 2022 年公司研发费用占营业收入比 重平均值为 4.79%，显著高于国际油服公司平均 3%的占比，公司核心竞争力从“规模优势”向“技术创新” 不断进化。

资产周转率稳步上升，经营杠杆下降。从资产结构来看，公司经营资产占总资产比例从 2009 年高点 93.93% 降至 2022 年的 53.10%。公司长期资产扩张性资本支出比例在 2008 年达到峰值 72.15%，随后逐年下降， 保持在 5%左右。与之对应的是公司固定资产周转率 2011 年触底 0.89 后逐年回升至 2022 年的 2.22，基本 与 2004 年高点持平。随着公司固定资产占比下降，公司固定成本和经营杠杆同时下降，未来公司盈利波动 区间有望收窄。

有息负债占比较低，公司有息债务占总资本比重从 2010 年 32.73%下降至 2022 年的 3.03%。与国际油服公 司 Saipem、Subsea 7、TechnipFMC 对比，2001 至今公司负债总额占总资产比重均处于较低水平。

1.3、降本增效成果显著，利润率领先同行

公司 1998年至 2022年管理费用+销售费用+财务费用占营业收入比重均值为 5.38%。（管理费用含研发费用， 2018 年开始公司在利润表中新增―研发费用项目，将原管理费用中的研发费用重分类至研发费用单独列示）。 2017 年占比较高主要由于受人民币对美元等汇率波动影响，本期汇兑净损失 3.44 亿元，而上年同期实现汇兑净收益 2.54 亿元。公司具有较强的现金获取能力，且主要是内源性筹资。公司金融资产从 2019 年低点 19.16 亿上涨至 2022 年的 124.20 亿元，利息费用从 2011 年高点 1.78 亿元降至 2022 年的 1177 万元。

总成本领先优势显著，EBITDA 利润率领先国际同行。2018 年至 2020 年布伦特原油全年均价持续走低至 41.84 美元。期间 Aker solution、Fluor、Modec、Saipem、Subsea 7、TechnipFMC 国际海上油服公司公 司 EBITDA Margin 均大幅走低。公司在此期间 EBITDA 利润率保持平稳并维持高位，表现出较强的成本控 制能力。

2、国际油价韧性较强，国内资本支出支撑业绩

2.1、OPEC+减产打破供需紧平衡

OPEC+产油国宣布减产，打破原油供需紧平衡，23 年油价有望保持高位，预计 2023 年油价有望维持高位， EIA 预测 2023 年原油价格为 97 美元/桶。 供给端：弹性缺失，增长乏力：OPEC+财政平衡油价较高，减产提升油价符合其核心利益。OPEC 成员国 平均财政平衡油价 2022 年预计为 97 美元/桶。4 月 2 日晚间，沙特等 7 个 OPEC+产油国突然宣布自愿进 行额外减产，俄罗斯也表示自愿将前期的额外减产延长至今年年底，产油国的自愿额外减产额度已达 164.90 万桶/日，相当于当今全球原油总产量的 1.7%。在全球原油供需紧平衡状态下，OPEC+意外减产将对油价保 持高位形成较强支撑。

美国页岩油资本成本偏高，页岩油企业投资意愿大幅削弱。页岩油短生命周期、高衰减性的特点使得页岩油 生产企业依赖于持续性的资本支出来维持钻井的开发生产。美国加息导致页岩油公司受限于高资本成本无法 滚动融资，在原本较高负债率重压之下，短期扩产受限。美国页岩油公司恪守资本支出纪律，优先偿还债务、 回报股东，再投资意愿低迷，供给端缺乏弹性。2016 年美国页岩油气活跃钻机恢复至高点 900 台也仅耗时 1 年。相比之下，高油价下，截止 2022 年 6 月活跃钻机数量也仅仅恢复到 739 台，截至 2023 年 1 月 13 日， 美国石油和天然气钻机数较前周仅增加 3 座至 775 座。美国活跃钻机数以及页岩油产量均处于缓慢回升的过 程，对原油市场的供需缺口补给有限。

俄 47%原油出口受制裁，国际资本退出产量衰减。俄罗斯每天出口约 500 万桶原油，约占全球原油贸易量 的 12%，每天出口约 285 万桶成品油，约占全球成品油贸易量的 15%。预计 2022 年底，受到制裁的俄 罗斯原油约有 368 万桶/日，约占其出口额 46.8%。同时，国际油服巨头纷纷退出俄罗斯市场，进一步导致 俄罗斯产能降低，俄原油产能的客观性衰减导致其长期产油供给承压。 需求端美国库存告急，叠加国内需求修复。美国的石油消费量占世界的 20.31%，是世界上最大的石油消费 国。根据美国能源部(Energy Department)的统计数据，SPR 目前持有约 3.71 亿桶石油，仅仅约为 SPR 储 备库存的一半，是 39 年来最低水，未来补库存带来较大的油价上行压力。同时叠加国内经济回升拉动工业 和出行用油需求快速提升，预计原油需求有望迎来季节性修复，支撑油价维持高位。

2.2、国际石油公司构建低碳、低成本组合，海上石油强劲复苏

海洋油气开采重回舞台中央。Rystad Energy 预计海上油气开采项目占到 2023 年至 2024 年所有 FDI 项目 68%，远超 2015 年至 2018 年间的 40%。就总项目数而言，在未来两年，海上开发将占到所有 FDI 项目的 近一半，远高于 2015 年至 2018 年的仅 29%。预计 2023 年和 2024 年全球海上油服支出增长 16%，同比增 加 210 亿美元，达 10 年来最高水平。其中沙特阿拉伯、卡塔尔和阿拉伯联合酋长国的巨型项目推动该地区 资本支出首次超过其他地区，预计其资本支出增长至少持续到未来三年，从 330 亿美元增长到 2025 年的 410 亿美元，复合增长率 7.5%。

低成本产品的投资将成为石油公司追求长期盈利的重要策略之一。近年来国际石油公司不断调整投资组合， 降低成本以应对油价下跌风险和环保监管要求。以深水油气为代表的低成本产品目前已经是国际石油公司的 重点投资领域之一。根据 wood Mackenzine 统计，当前已实现商业化的 299 个深水油气项目中，项目总 体回报强劲，内部收益率均值为 24%，仅不足 20%的深水油气开发项目内部收益率低于 15%。

圭亚那深水油田拥有世界级的盈亏平衡点，推动 FPSO 市场持续复苏。圭亚那 Stabroek 区块的面积达到了 26,800 平方公里，由美国埃克森美孚公司、Guyana Offshore Petroleum 公司和中国国家石油公司组成的联 合企业共同开采，埃克森美孚在 Stabroek 拥有 45% 的权益， 赫斯拥有 30% 的权益，其余为中海油权益。 圭亚那主要釆取了全额投资 FPSO 的模式，石油生产开发盈亏平衡点为每桶 25-35 美元，远低于美国页岩油 开采的盈亏平衡点每桶 50 美元至 70 美元，是行业中最低的盈亏平衡点之一。

随着海上项目盈亏平衡点显著 下降，以及深水明显的储量优势，深水油气项目已成为全球增储上产的核心领域，国际油气公司上游资本开 支重点也向深水区域倾斜。根据 Subsea 7 预测，海上油服市场预计将在未来几年继续向好发展。预计从 2022 年的 250 亿美元增长到 2023 年的 280 亿美元，到 2025 年达到 320 亿美元，相当于 8%的复合年增长率。

2.3、国内海工资本支出有望保持高位，支撑业绩抵御油价波动

中海油成本控制能力出众，无惧油价波动。自 2014 年以来，中国海油全面强化成本管控，桶油成本由 2013 年的每桶 45 美元下降至 2021 年的每桶 29.49 美元，降幅达到了 34.5%，成本管控成效显著。在 2020 年油 价寒冬时，由于中国海油低成本的特性，保持了全行业最高的营业利润率。从十年的维度来看，相较于其他 大型石油公司，中国海油具有抗周期能力。

中海油构建低成本投资组合。随着海上油气田技术进步和深水明显的储量优势，海上项目盈亏平衡点显著下 降，中海油向深水进发，不断将低成本项目纳入投资组合。2022 年 4 月份，中海油成功回 A 股上市。根 据中海油招股说明书，拟募资约 350 亿元，用于圭亚那 Payara 油田、流花油田二次开发、陵水气田等海 内外油气田开发建设活动。在 8 个募投项目中，2 个是国外圭亚那油田开发项目，其余均为国内油田开发 项目。从国际项目来看，Payara 项目水深 2030 米。从国内项目来看，在南海 10 个开发项目中，流花 4-1 属于深水项目、陵水 25-1 接近超深水项目，水深在 1000 米之上。

能源安全战略下，国内上游油气资本开支逆周期提供支撑。2022 年我国原油进口 5.08 亿吨、同比下降 1.0%， 对外依存度降至 71.2%；天然气进口量在多年连续大幅增长的情况下，2022 年进口量 1520.7 亿立方米、同 比下降 10.4%，对外依存度降为 40.2%。2 月 16 日，中国原油和天然气对外依存度均出现下滑，为历史首 次。能源安全大战略下，我国不断出台加大能源勘探力度的相关政策。中海油“七年行动计划”，及“稳住渤海、 加快南海”、“油气并举、向气倾斜”战略至 25 年结束，其资本支出强度有望持续。中海油 2022 年实际资本 开支接近 1000 亿元，实际开发占比约 56%；2023 年规划资本开支持续增长 1000-1100 亿元，开发环节占比提升到 59%，预计 2023 年开发环节资本支出同比增加 12%，为海油工程产业发展和转型升级提供了 空间，公司业绩增长具有高确定性。

深水勘探和开发领域的需求将继续推动 FPSO 市场的发展。FPSO 装置的优势在于其可以适应不同类型的深 水油田，并且可灵活应对各种油气生产环节的需求，提高油气的生产效率和受益水平，成为深水油气勘探和 开发的重要设备。 根据市场调查公司 DataBridge 的数据，目前全球 FPSO 市场的主要参与者包括： 1）SBM Offshore：全球 FPSO 市场份额约为 40%，是全球最大的 FPSO 提供商之一。 2）MODEC：全球 FPSO 市场份额约为 27%，是全球第二大 FPSO 提供商。 3）BW Offshore：全球 FPSO 市场份额约为 14%，是全球第三大 FPSO 提供商。 4）Petrobras：全球 FPSO 市场份额约为 10%，是全球最大的 FPSO 使用者之一，但同时也是 FPSO 自主 开发的领导者之一。 5）阿曼油气公司：全球 FPSO 市场份额约为 2%； 6）Teekay Offshore：全球 FPSO 市场份额约为 2%； 7）Bluewater Energy Services：全球 FPSO 市场份额约为 1%。

Rystad Energy 能源服务研究分析师 Aleksander Erstad 预测，2021 年和 2022 年的新增订单将使 FPSO 在手订单数量增加一倍。根据 GlobalData 公司发布《2022—2027 年全球 FPSO（浮式生产储卸油船）行业 展望》，该报告预计在 2022—2027 年期间，全球共有 56 艘 FPSO 将开始运营。其中，25 艘是已经确定开 发计划的 FPSO，31 艘是已宣布处于初期阶段的 FPSO 项目，目前正在进行概念研究，预计将获得许可进 行开发。埃克森美孚的目标是 2027 年在圭亚那 Stabroek 区块运行 6 个 FPSO。巴西国家巨头石油公司 Petrobras 计划在本十年内在六个领域部署 16 个 FPSO。

报告期内公司壳牌企鹅 FPSO 成功交付。公司报告期内突破了紧凑空间集成总装等关键技术，推动公司高 端制造跻身全球先进行列。巴油 P79 FPSO 正在进行结构预制，是继完成 P67/P70 项目之后，公司再次 参与的南美巴西大型深水 FPSO 项目，也是公司与意大利知名油服公司 Saipem 公司建造项目的首次合作。

3、顺应全球能源产业绿色低碳发展，规划部署四大领域

海上油田的碳排放量要低于陆上油田。根据 IEA（国际能源署）的数据，2017 年，全球石油和天然气生产中， 陆地油田每产生 1 个标准立方米石油当量的碳排放量平均为 233 克，而海上油田则为 184 克，相比之下，海 上油田碳排放量低于陆上。这主要是因为海上油田采用的先进技术和高效设备，产能单位碳排放量更低，并 且海上沉积物储藏的油气开采更为综合和系统化。此外，海上油田的钻井、生产和输送所需要的能量和材料 也相对较少，可以更充分地利用关联气井等一系列可再生能源。

3.1、做强LNG全产业链

LNG 项目占重大项目数量比重增长。公司国内LNG业务占比从 2018 年的 11% 增长到 2022 年的19%， 2023 年 3 月，合同金额约 55 亿元人民币的北美壳牌 LNG 模块化建造项目已在公司青岛场地完工交付， 标志着我国超大型 LNG 模块化工厂一体化联合建造技术能力已稳居国际行业第一梯队。

2035 年前我国的 LNG 接收站设计能力缺口呈现出先降后升的趋势。据中国石化经济技术研究院预测：2025 年和 2030 年我国天然气消费量 4500 和 5500 亿立方米；进口管道能力合计 1310 和 1310 亿立方米；进口 LNG 需求量 865 和 1455 亿立方米。我国 LNG 接收站平均利用率从 2015 年的 46%大幅提高到了 2020 年的 87%。日本 LNG 接收站近五年平均利用率约 45%，而全球 2020 年接收站的整体利用率仅为 38%左右。由 于当前规划新建的进口管道将于 2025 年前逐渐建设完成，LNG 接收站设计能力缺口逐步收窄。2025 年后 LNG 接收站设计能力缺口将再次迅速扩大。据中国石化经济技术研究院预测在 45%、60%和 80%利用率的 情况下：2025 年的新增建设需求分别约为 27.5、-453、-8132 亿立方米；2030 年的新增建设需求为 1243、 435、-171 亿立方米。

3.2、培育海上风电工程总承包全产业链能力

传统能源企业布局海上风电。近年来，许多非海上风电领域的传统开发企业，如油气和火电企业也正争先进 入海上风电市场。三家国际石油巨头 Equinor、Total 和 Eni 于2020 年投资的海上风电项目将于 2023 年投产， 共计容量 1.6GW。中国传统能源企业也加强对海上风电行业的布局。 欧洲风能经济情况看好，与电力价格相比更具优势。以英国为例，英国批发电力价格的上涨有助于增加在陆 上和海上风电项目的经济可行性。根据 BloombergNEF 的电力平均化成本估算，英国一个陆上风电项目的全 周期成本约为每兆瓦时 60 英镑，海上项目约为每兆瓦时 45 英镑。

相比之下，未来一个冬季英国平均的未来 电力价格超过每兆瓦时 150 英镑。根据 Bloomberg Inteligence 预测，在 2023-2027 年之间英国很可能会增 加约 18 吉瓦的容量，成为海上风电领域全球领先市场之一。到 2035 年，全球的海上风力装机容量预计将超 过 300 吉瓦，大约是 2020 年底全球已安装的 25 吉瓦容量的 12 倍。伍德麦肯兹预计 2023 年，全球海上风 电市场将新增 17GW 项目容量并网发电，较 2022 年同比增长 77%，中国、英国和荷兰将成为2023年最主 要增量市场。其中根据 Subsea 7 的展望，固定式海上风电市场新安装和相关资本支出的前景强劲，预计在 2020 年至 2035 年间，复合年增长率达到 18%。

近年来我国海上风电装机容量持续增长。截至 2022 年累计装机容量预计达 3250 万千瓦，持续保持海上风 电装机容量全球第一，加速向深远海发展。根据世界海上风电论坛发布的最新报告，2022 年上半年，全球海 上风电装机容量新增 6.8 吉瓦，其中，中国占 5.1 吉瓦。从招标数量来看，据伍德麦肯兹数据统计，2022 年 中国海上风电市场项目招标量达到创纪录的 19GW，另有 16GW 为已确认的风电机组订单。这意味中国市场 将在 2023 年强劲反弹。“十四五”期间，我国规划了五大千万千瓦海上基地，各地出台的海上风电发展规划规 模已达 8000 万千瓦，这将推动海上风电实现更高速发展，预计到 2030 年累计装机将超过 2 亿千瓦。

我国首座深远海浮式风电平台启航。根据 Principle Power 统计，全球超过 80%的海上风能资源潜力都蕴藏 在水深超过 40m 的海域。相较于近海风电，深远海域具有风资源条件更优、开发潜力巨大、限制性因素少等 优势。为开发利用深海丰富的风能资源，世界各主要发达海洋国家纷纷将研究重点转向深海。考虑到安装建 造成本，浮式基础有望替代固定式基础成为深水海域风机重要的支撑平台。根据 Wood Mackenzie 预测：未 来 10 年，亚太地区将新建超过 10GW 浮式风电项目，总投资超过 580 亿美元。目前全球最大的漂浮式海上 风电项目 Hywind Tampen 已于 2022 年投运 7 台单机容量为 8.6MW 的风机，剩下 4 台预计 2023 年投运； 中国海油 3 月 26 日发布消息，我国首座深远海浮式风电平台“海油观澜号”在广东珠海福陆码头启航前往海南 文昌海域 ，商业化进程有望进一步加速。

3.3、培育海上岸电全产业链工程总承包能力

海上设施的电气化，包括海底电力分配和设施电气化，是将生产低碳油气的推动力量的转型解决方案。清洁 电力可以从陆上电网或直接从海上可再生能源（如海上固定和浮动风电）获得。目前全球海上岸电市场规模 仍处于起步阶段，由于节能减排的需求逐渐增加，加上政策鼓励，岸电市场的前景非常广阔，并且在未来几 年将快速发展。当前欧盟的法规要求所有停靠在欧盟港口的船舶使用岸电来供电。根据 Subsea 7 年报披露 信息，Subsea 7 结合使用碳估算器评估温室气体排放的能力以及超过十年的海上风能经验，将传统能源系统 和新能源系统相结合。

在全球最大的漂浮式海上风电项目 Hywind Tampen 浮动风电项目上安装了内部阵列电缆，该项目将为北海的 Snorre 和 Gullfaks 油田提供清洁能源。并在 2023 年初，Subsea 7 与西门子能源 达成了协议，共同开发浮动风电开发的电气化解决方案。据华经产业研究院数据，近年来全球港口岸电电源 市场规模不断增长，2021 年行业市场规模达到 10.81 亿美元，同比上升 8.21%。2021 年我国港口岸电电源 行业市场规模约为 9.51 亿元，2014 年以来年均复合增速为 15.16%。2022 年 8 月 4 日，渤中-垦利油田群 岸电应用工程项目三座导管架在海洋石油工程（青岛）有限公司成功登上“海洋石油 225”船，标志着我国最 大规模海上岸电应用项目导管架陆地建造在青完工。

政策支持鼓励岸电市场发展。 “港口岸电”是交通领域面向碳中和重大需求实现技术创新突破的重要场景，目 前已受到各方广泛关注，并得到国家、各部委等多个层面的政策支持。

3.4、探索CCUS和氢能工程

顺应能源转型变革趋势，推进能效技术变革和能效管理革新。公司规划部署探索 CCUS 和氢能工程打造具 有综合竞争优势的碳捕集装置模块化制造能力，以为海上风电制氢提供工程技术解决方案为发展重点，聚焦 海上风电制氢平台 EPCI 总包、氢气/混合气海底管道设计及安装、制氢装置模块化建造及海上安装、液氢/ 液氨储罐 EPCM 总包等环节，成为国内海上风电制氢工程领先企业。

CCUS 或为 2050 净零排放可行性较高路径。3 月 23 日，联合国政府间气候变化专门委员会 IPCC 于 2023 年 3 月发表《第六次评估报告》的总结报告。报告指出，限制 21 世纪末升温程度在 1.5°C 以内仍有可能， 但经济发展与能源使用需要彻底转型。唯一可能的路径为“2050 净零排放”，除了急速减少二氧化碳排放，还 需要进行去碳过程，从大气中捕捉二氧化碳，将之储存于森林、土壤、地层与海洋。碳捕集利用与封存技术 （CCUS）是指通过地质利用、化工利用和生物利用等资源化利用手段，将化石能源利用或工业过程排放的 CO2 以及从空气中捕集的 CO2 进行封存或转化为燃料和化工产品的技术手段。

向地层中注入流体、能量，以提高产量或采收率为目的的开采方法常被称为“强化采油”即“EOR”。埃克森美孚石油、Occidental 等油气巨 头利用碳捕集的 CO2，通过提高原油采收率（EOR）作业开采更多石油，而不是处于纯粹的减排目的将 CO2 封存。在缺乏激励措施、碳税或通过利用 CO2 产生收入的情况下，CCUS 仍是一项额外开支。各国必须运 用政策杠杆，将碳捕集项目引入市场并实现工业脱碳。美国、加拿大已经实施了税收抵免，而欧洲正使用公 共拨款、*款贷**为首批大型项目提供资金。

随着技术进步和规模化应用，CCUS 利用和封存潜力空间有望不断释放。除了高浓度捕集以外，作为投资、 运营支出成本示范的在运商业化项目数量相对较少。通常高浓度的捕集应用（例如乙醇、化肥生产和天然气 加工）的成本低于每吨 CO2 30 美元，排放浓度较低的应用（燃煤发电或钢铁冶炼）的成本可以增长至每吨 CO2 80 美元。新型碳捕集技术宣称可实现 30%~35%的成本降幅，国外企业甚至宣称通过开发新的溶剂、 重新设计吸收塔和汽提塔等设备，相对现有技术的成本降幅可以高达 50%。挪威历来是碳捕集技术的领导者， 已于 20世纪90年代建成一批大型项目。虽然欧洲将继续依赖挪威的技术，但未来主要增量在荷兰和英国。预计英国自身的碳捕集容量就将增加 3800 万吨 CO2/年以上。荷兰已公布的容量约为600万吨CO2/年。同 时，印度尼西亚、马来西亚等新兴经济体也将投运大型项目。

以 2030 年为节点，CCUS 或迎来商业化拐点。根据彭博新能源财经报告，2021 年投资于碳捕集项目和技术 的资金规模为 23 亿元，2018 至 2021 年，超过 70 亿美元涌入 CCUS 行业。彭博新能源财经预计 2022 年 1 月至 9 月，已有 35 亿美元资金投入碳捕集技术的部署。根据《二氧化碳捕集、封存与利用技术应用状况》 数据，中国已建成投产、在建及拟建的碳捕集与封存设施数量占全球总量的 7.7%，占比远低于美国的 50.8%。 赛迪顾问数据显示，2021 年我国捕集规模在 30 万吨 / 年以下的 CCUS 项目数量占比达 88.9%，捕集规 模超过 60 万吨 / 年的项目仅占 3.7%，且多数项目计划将 CO2 用于 EOR，而美国 CCUS 单项年均碳捕集规模约 241.4 万吨 / 年。

根据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》， 2040/2050/2060 年，中国 CCUS 整体利用与封存潜力将分别达到 6.2~11.7 亿吨/年，9.6~19.9 亿吨/年以及 12.2~29.2 亿吨/年。据彭博新能源财经预计，到 2030 年拟建成的碳捕集总装机容量将达到 2.79 亿吨/年，约 占当前全球碳排放的 0.6%。美国占全球碳捕集能力运行量从当前的 65%下降至 48%，其次分别为英国（14%）、 加拿大（9%）、澳大利亚（5%）和中国（4%）。根据科学技术部社会发展科技司《中国碳捕集利用与封存技 术发展路线图（2019）》，到 2030 年我国现有技术开始进入商业化应用阶段并具备产业化能力；到 2035 年 部分新型技术实现大规模运行；到 2040 年 CCUS 系统集成与风险管理技术得到突破，初步建成 CCUS 集群； 到 2050 年 CCUS 技术实现广泛部署，建成多个 CCUS 产业集群。

石油巨头纷纷布局氢能。氢能在链接可再生能源与传统化石能源之间，将起到桥梁作用，既能化解风光高比 例接入电网的消纳问题，更可以解决难脱碳工业领域实现深度减排顽疾，进而成为未来全球新能源产业的重 要一环。通常，根据生产来源和制备过程中的碳排放情况，人们将氢能分为灰氢、蓝氢和绿氢这三种类型。 灰氢，是通过化石燃料（煤炭、石油、天然气等）燃烧产生的氢气，在生产过程中会有二氧化碳等排放。灰 氢的生产成本较低，制氢技术较为简单，这种类型的氢气占当今全球氢气产量的份额最大，碳排放量最高； 蓝氢，是在灰氢的基础上，应用碳捕集、利用与封存技术，实现低碳制氢；绿氢，是通过使用再生能源（例 如太阳能、风能、核能等）制造的氢气，也被称为“零碳氢气”。

因氢气从制取、储存到运输、应用上与其 传统油气业务的模式高度契合，所以在发展氢能业务方面有着天然的优势。国际石油巨头们在油价复苏趋势 下坐拥创纪录的利润和自由现金流，近期掀起了在氢能产业的布局热潮。

我国已是世界上最大的制氢国，氢气产能约为 4000 万吨/年，产量约为 3300 万吨/年。2022 年 3 月，国家 发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)》，提出了氢能产业发展各阶段 目标：到 2025 年，基本掌握核心技术和制造工艺，燃料电池车辆保有量约 5 万辆，部署建设一批加氢站， 可再生能源制氢量达到 10 万~20 万吨/年，实现二氧化碳减排 100 万~200 万吨/年。到 2030 年，形成较为 完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，有力支撑碳达峰目标实现。到 2035 年，形成氢 能多元应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比例明显提升。2023 年 4 月 10 日，中国石化宣布， 公司“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志着我国氢气长距 离输送管道进入新发展阶段。

海水制氢成本低、质量好。未来五到十年是绿氢和蓝氢为主的成本控制竞争，而海水制氢原料成本低且品质 更高。建立区域性的综合氢能价值链是石油巨头开展新兴氢业务的最佳路径。这可以推动规模扩大，促进成 本协同效应，利用现有基础设施并降低资本需求。西北欧的北海提供了接近世界级可再生能源潜力的机会， 发展绿色氢能的同时也能够获取成熟的烃类储层进行蓝色氢的碳捕集和储存。Equinor 在德国和荷兰的 NortH2 项目以及 Shell 在鹿特丹的项目就是很好的例子：在现有的炼油厂进行潜在的电解转化，利用管道基 础设施进行氢运输和存储至靠近大型工业和交通枢纽的终端市场。

2022 年 4 月 13 日，中国海油正式成立中 海石油(中国)有限公司北京新能源分公司，新能源分公司的主要业务为开展海陆风光发电、加大 CCUS 科技 攻关、探索培育氢能等。依托海洋资源，探索海上风电制氢及储运一体化等差异化氢能综合技术，推进油气 产业与新能源产业一体化协同发展。

4、公司盈利预测

从公司资产结构看，随着资本扩张性支出高峰结束，经营杠杆随着固定资产占比下降。公司逐渐从重资产经 营模式向高研发轻资产模式转型，获取现金能力得到提升，公司利润波动将有所降低。资本端有息债务占比 较低，财务状况良好。国内中海油资本开支确定性较强，若国际油价保持高位，预计公司盈利水平有望维持 高位，油价波动对公司盈利影响有望趋弱。根据公司年报披露绿色低碳发展思路进行的展望部分，公司估值 并未考虑其可能带来的盈利和现金流。

（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。）

精选报告来源：【未来智库】「链接」