（報告出品方/作者：信達證券，陳淑嫺）

1、海上油氣巨頭，盈利能力突出

1.1 二十年發展成就中國海上油氣龍頭

中國海洋石油有限公司（以下簡稱中海油或公司）是中國海上原油及天然氣生產龍頭，也是全球最大的獨立油氣勘探及生產商。公司於 1999 年 8 月成立，2001 年 2 月在紐交所和 香港聯合交易所掛牌上市，2013 年在多倫多證券交易所掛牌上市，主要業務包括勘探、开 發、生產、銷售原油和天然氣，以中國海域的渤海、南海西部、南海東部和東海爲核心業 務區域。經過 20 余年的全球化布局，公司在中國、印尼、澳大利亞、尼日利亞、南美、美 國、加拿大等地完成多項收購，涉及頁巖油氣、油砂、天然氣、煤層氣等多種非常規油氣， 公司資產現已遍布中國近海及亞太、歐洲、大洋洲、美洲和非洲等多個地區和國家。截至 2020 年底，公司總計擁有淨證實儲量約 53.7 億桶油當量（含權益法核算的儲量），全年平 均日淨產量約 1443 千桶油當量（含權益法核算的產量），擁有總資產 7213 億元。

注：根據美國獨立石油協會的定義，獨立石油公司是指營業收入主要來自生產的非綜合型 公司，在石油天然氣行業中僅從事勘探和开發業務，運營中不包含營銷和煉油。淨證實儲 量指證實儲量減去礦區使用費、國家留存油及產品分成合同下外國合作公司的分成油。淨 產量調整部分與淨證實儲量相同。

國資委實際控股，子公司業務廣泛。根據 2021 年中報，公司的直接控股股東爲 CNOOC （BVI）Limited，其持有 64.44%的公司股權。CNOOC（BVI）Limited 爲中國海洋石油集 團有限公司的全資孫公司，中國海洋石油集團有限公司（集團母公司）直接和間接持有中 海油 65.21%股權。中國海洋石油集團有限公司是國務院國有資產監督管理委員會直屬的 特大型國有企業，故國務院國資委爲公司實際控股人，間接持股比例爲 65.21%。

公司目前擁有 9 家直接控股的附屬公司，主要通過中海石油（中國）有限公司和中國海洋 石油國際有限公司來拓展海內外業務。其中，中國海洋石油國際有限公司在世界範圍內擁 有 18 家全資子公司、1 家合營公司和 4 家聯營公司，業務覆蓋油氣勘探、开發、生產、 銷售、貿易、投資控股、債券發行、金融服務、新能源研發等活動。

1.2 油價回暖驅動公司業績回升

公司營收和利潤隨油價呈周期性波動，油價回暖有望驅動公司業績回升。作爲上遊油氣勘 探、开發和生產企業，公司業績與油價高度正相關。 2011-2014 年，油價維持在 100 美元/ 桶以上的高位水平，公司年營收保持在 2400億元以上，歸母淨利潤保持在 600億元以上， 整個油氣行業處於高度繁榮的景氣周期。2015-2016 年，國際油價迅速大幅下行，年均布 油價下滑至 45 美元/桶，公司營收平均增速爲-27%，疊加大規模計提資產減值，2016 年公 司歸母淨利潤僅爲 6 億元。2017-2018 年，伴隨油價震蕩上行，公司業績逐步恢復。2019 年，在集團母公司“七年行動計劃”支持下，公司大幅增儲上產，在油價下行趨勢下仍然 實現營收小幅增長（同比+2.7%），歸母淨利潤同比增長 16%。2020 年，受新冠疫情衝擊， 國際原油價格暴跌，年均布油價格爲 43 美元/桶，公司營收及淨利潤分別同比下降 33%和 59%，但得益於有效的成本管控，公司仍實現 250 億元歸母淨利潤。2021 年 H1，布油價 格一度突破 70 美元/桶，油價回暖帶動石油开採行業景氣上行，公司上半年營收和歸母淨 利分別同比上漲 48%和 221%，全年公司業績有望突破 2011-2014 年上一輪景氣高點。

公司盈利水平取決於油價和桶油成本。在有效的成本管控下，公司盈利能力持續增強。在 有效的成本管控下，公司桶油成本持續下降，2020 年已下降至 26 美元。同時，除了 2015、 2016、2017 受油價低位運行影響和 2020 年受疫情影響以外，布倫特原油價格與中海油桶 油成本的價差均在 34 美元以上，能夠帶來充分的盈利空間。2021 年 H1，公司桶油成本爲 28.98 美元，與布油價差達 36 美元。公司實現盈利的油價區間擴大，公司生產經營對於油 價的敏感性降低。

油氣銷售爲公司貢獻了主要營收和利潤。公司自成立以來，一直專注於上遊油氣勘探、开 發與生產業務，石油和天然氣收入佔營收比重始終超過 80%。其中，石油收入佔比穩定維 持在 70%以上，是公司銷售佔比最大的業務板塊，2016-2019 年間，公司石油銷售收入由 1065 億元持續增長至 1755 億元，2020 年，受新冠疫情影響，全球生產生活受限，石油銷 售收入下降至 1150 億元。隨着低碳環保呼籲力度的加大，公司持續推進天然氣業務开發建設，天然氣收入佔比由 2016 年的 10%增長至 2020 年的 16%，2020 年，天然氣銷售收入 爲 246 億元，同比 2019 年增長 14%。另外，受新冠疫情和油價暴跌影響，2020 年公司貿 易收入同比 2019 年削減 61%，貿易收入佔比由 2019 年的 13%降至 2020 年的 8%。

注：油氣銷售收入爲公司油氣銷售減去礦區使用費和對政府及其他礦權所有者的義務。貿 易收入是指公司銷售從石油產品分成合同外國合作方購入的原油及天然氣、通過本公司附 屬公司銷售原油及天然氣的收入、以及公司爲海外業務套期保值所使用的衍生工具的公允 價值變動。其他收入主要爲向外國合作方收取的項目管理費和向最終用戶收取的運輸處理 費用和油氣資產處置產生的收入。

原油板塊：2016-2018 年，公司原油日產量穩定在 1040 千桶附近，2019-2020 年，在國內 增儲上產及集團母公司“七年行動計劃”推動下，公司原油日產量分別同比增長 7%和 2%， 特別是在 2020 年全球原油供給下降的形勢下，公司原油日產量逆勢增長到 1117 千桶。

整體來看，公司原油業務核心集中在國內地區。2016-2020 年公司國內平均原油日產量爲 731 千桶，佔比 68%，海外平均原油日產量爲 337 千桶，佔比 32%。具體來看，公司在國 內的業務集中在渤海和南海東部地區，海外業務則較爲分散。2021Q1-Q3，在中國海域內， 渤海地區原油產量 133.3 百萬桶，佔比 57%，南海東部原油產量爲 69.4百萬桶，佔比 30%， 南海西部原油產量爲 29.5 百萬桶，佔比 12%，東海地區原油產量 1.7 百萬桶，佔比 1%。 在海外地區，非洲地區的原油產量佔比 23%，亞洲地區（不含中國）的原油產量佔比 17%， 北美洲（不含加拿大）的原油產量佔比 16%，公司在加拿大的原油產量佔比 16%，南美洲 的原油產量佔比 15%，歐洲佔比 11%，大洋洲佔比 1%。

天然氣板塊：在氣候變化日益嚴峻和低碳環保日益嚴格的情形下，中國天然氣市場規模快 速增長，公司持續加大天然氣領域內的投資力度，加強天然氣田的勘探、开發和生產活動。 2016-2020 年，公司的天然氣日產量由 1121 百萬立方英尺增長到 1580 百萬立方英尺，總 增幅達 41%，年均增速達 9%。

整體來看，公司的國內天然氣產量佔比逐步增大。2016-2020 年，公司的國內天然氣產量 佔比由 58%擴大到 73%，而海外天然氣產量佔比則縮小到 27%。具體來看，公司在國內的 天然氣生產業務主要集中在南海西部和南海東部地區，海外地區的天然氣生產分布較爲均 勻。2021Q1-Q3，在國內地區，南海西部天然氣產量爲 1307 億立方英尺，佔比 38%，南 海東部天然氣產量爲 1027 億立方英尺，佔比 30%，陸上天然氣產量爲 495 億立方英尺， 佔比 14%，渤海地區天然氣產量爲 455 億立方英尺，佔比 13%，東海地區天然氣產量 196 億立方英尺，佔比 6%。在海外地區，亞洲地區（不含中國）的天然氣產量佔比 28%，公 司在南美洲的天然氣產量佔比 27%，北美洲地區的天然氣產量佔比 22%，大洋洲的產量佔 比 22%，歐洲地區的產量佔比 1%。

公司在油價和政策雙重利好下，繼續加大增儲上產力度。2021 年，公司的油氣淨產量預計 爲 570 百萬桶油當量。到 2022 年，公司的油氣淨產量目標將爲 600-610 百萬桶油當量， 其中中國約佔 69%、海外約佔 31%。2023-2024 年，公司油氣淨產量將分別達 640-650 百 萬桶油當量和 680-690 百萬桶油當量，其中中國約佔 65%、海外約佔 35%，海外產量佔比 提升。未來三年，公司的淨產量增速預計在 6-7%左右。到 2025 年，公司計劃日產量目標 達到 200 萬桶，年度淨產量目標達 730 百萬桶油當量，油氣產量增長將帶動公司業績規模 進一步擴大。

1.3 公司財務狀況良好，經營現金流充裕

公司淨利率和淨資產收益率在行業內處於較高水平，盈利能力突出。2016-2019 年，得益 於油價回升和有效的成本管控，公司銷售淨利率和淨資產收益率穩步提升，盈利能力持續 提高。2020 年受疫情影響，公司銷售淨利率和淨資產收益率分別下降了 10 個百分點和 8 個百分點。2021 年上半年，隨着疫情好轉和全球範圍內生產生活恢復，公司淨利率和淨資 產收益率均實現較大改善。

2020-2021 上半年，與行業內主要石油公司比較，中海油銷售淨利率和淨資產收益率均處 於較高水平。國際石油公司埃克森美孚和 BP 在 2020 年處於虧損狀態，2021 年上半年實 現扭虧爲盈，但銷售淨利率仍較大幅低於中海油，只有BP的淨資產收益率略高於中海油。 與國內石油公司比較，中海油在銷售淨利率和淨資產收益率方面均高於中石油和中石化。 2021H1，公司銷售淨利率達到 30.3%，高於可比同行 20 個百分點以上；公司淨資產收益 率爲 7.3%，高於除 BP（9.9%）外的其他可比同行。

公司資產負債率穩健，低於可比同行。2014-2021H1期間，公司資產負債率總體保持在 40% 左右，資產負債情況較爲平穩，體現了公司穩健良好的財務狀況，也反映出管理層對使用 債務工具驅動業績增長模式較爲審慎保守，較少採用財務槓杆驅動業績增長。與國內外石 油公司相比，中海油的資產負債率處於較低水平。2020 年，公司資產負債率爲 39.5%，較 中石油低 5.2 個百分點，較中石化低 9.2 個百分點，較埃克森美孚低 10.8 個百分點，較 BP 低 28.2 個百分點。

公司經營現金流充裕，爲增儲上產夯實財務基礎。受疫情和油價下跌影響，2020 年公司淨 現金流出爲 72 億元，其中，經營性淨現金流入爲 823 億元，較去年減少 412 億元，同比33%。隨着全球經濟復蘇，油價向高位攀升，2021 年上半年公司經營性淨現金流入爲 642 億元，同比+87.5%，投資性淨現金流出同比+37%，籌資性淨現金流出同比-44%，同比增 加的資本支出、減少的債務負擔以及充裕的經營現金流爲公司未來增儲上產計劃奠定基礎。（報告來源：未來智庫）

2、高油價疊加低成本，公司內在價值凸顯

2.1 原油邁入 80 美元新時代，中長期油價中樞有望繼續上行

油價回暖，行業景氣進入上行周期。2020 年疫情爆發至今的油價變化可大致分爲 8 個階段：

第一階段，2020 年 1-5 月，全球生產消費需求因疫情蒸發，原油市場崩潰，2020 年 4 月 20 日 WTI 原油期貨跌至谷底（-37.63 美元/桶）。

第二階段，2020 年 5-9 月，OPEC+約束原油供給，油價中樞回升。

第三階段，2020 年 9-11 月，原油穩定減產，全球疫情緩和，布倫特油價在 40 美金/桶左右震蕩調整。

第四階段，2020 年 11 月-2021 年 3 月，疫苗研發推廣進程加速，沙特決定額外減產，原油 市場去庫存，布倫特油價攀升至 60 美金/桶。

第五階段，2021年 3-8 月，IMF、IEA、OPEC、EIA 等組織機構態度樂觀，OPEC+由減產 轉爲溫和增產，疫苗注射進度加快，成品油消費提升，布倫特油價攀升至 70 美金/桶以上。

第六階段，2021 年 9-11 月，國際天然氣和煤炭價格暴漲，引發能源危機，布倫特油價邁 入 80 美元新時代。

第七階段，2021 年 11-12 月，拜登當局宣布釋放 5000 萬桶美國战略石油儲備並與日本、 韓國、印度和英國用於冷卻油價，疊加奧密克戎毒株加速傳播、歐洲疫情再次反彈，布倫 特油價震蕩下行至 80 美元/桶以下。

第八階段，2021 年 12 月以來，奧密克戎毒株致病嚴重程度較低，但 OPEC+多國由於地緣 衝突事件增產受限，且俄羅斯與烏克蘭矛盾升級，國際油價再次上漲至 80 美元以上。

2.1.1 需求端：全球原油需求緩慢恢復

2022 年，全球原油需求預計恢復到疫情前水平。2020 年由於新冠疫情的爆發，全球經濟 受影響嚴重，全球原油需求相比 2019 年大幅下降約 900 萬桶/日，2021 年原油需求快速恢 復 550 萬桶/日左右，根據 IEA 預計，2022 年將繼續恢復約 330 萬桶/日左右，其中國際航 班放开後航空煤油將加快恢復約 100 萬桶/日，整體來看，恢復速度放緩，到 2022 年末， 全球原油需求將回到疫情前水平。

分產品來看，IEA 預計，汽油、柴油、航空煤油和燃料油等交通用油受疫情影響較大， 2022 年比 2019 年下降約 200 萬桶/日，佔全球原油需求比重將從 2019 年 69%降至 67%， 而 LPG、乙烷和石腦油等化工原料需求持續增加，2022 年比 2019 年增加約 200 萬桶/日， 佔全球原油需求比重將從 2019 年 31%增至 33%。

分地區來看，IEA 預計，亞太和前蘇聯地區經濟恢復速度領先，2022 年相比 2019 年增加200 萬桶/日，佔全球原油需求比重將從 2019 年 40%降至 42%，而美洲、歐洲、中東、非 洲等地區恢復緩慢，2022 年相比 2019 年下降約 200 萬桶/日，佔全球原油需求比重將從 2019 年 60%增至 58%。

我們將全球原油需求增速/全球 GDP 增速定義爲“全球原油需求/GDP 彈性系數”，2000- 2019 年期間彈性系數在 0.25-0.90 之間，這 20 年平均值爲 0.52，2020 年由於疫情對交通 領域衝擊過大，彈性系數高達 2.38，2021 年隨着交通、化工等領域用油持續修復，彈性系 數降低至 0.96，根據 IMF 對 2022 年全球 GDP 增速和 EIA 對 2022 年全球原油需求增速的 預測，我們測算 2022 年彈性系數預計將繼續降至 0.73。

中長期來看，全球原油需求增量約 150 萬桶/日。考慮到 2022 年後全球原油需求將基本恢 復至疫情前水平以及全球能源消費結構石油比例將逐步下降，我們預計 2023-2026 年原油 需求/GDP 彈性系數將逐步回落至 0.4-0.5，低於 2000-2019 年中樞水平，根據對 IMF 對全 球 2023-2026 年 GDP 的預測，我們預計全球原油需求增速將下滑至 1.35%-1.7%，對應每 年原油需求增量約 150 萬桶/日左右。

新一輪疫情爆發，油價仍存下行風險。進入2021年後，疫情仍是影響全球原油需求的首要 因素。截至 2022 年 1 月，全球共經歷了三輪較大的疫情反彈：第一輪在 2021 年 4-5 月期 間，歐洲和印度接連遭遇疫情反撲，疊加阿斯利康疫苗接種遭歐洲多國叫停，變種病毒感 染範圍擴大，全球新冠肺炎日新增確診病例激增，達到 85 萬例/天以上。第二輪在 2021 年 7-8月期間，德爾塔毒株進一步蔓延，引發歐洲和美國地區疫情嚴峻，全球新冠肺炎日新增 確診病例再次攀上高峰，達到 70 萬例/天以上，新冠疫情反復增加了原油市場需求不確定 性，油價多次發生負面波動。第三輪在 2021 年 12 月至今，奧密克戎毒株加速傳播，以歐 洲、美國爲代表，全球新增確診病例再次劇烈反彈至 200 萬例/天以上。雖然目前全球疫苗 接種進程加快，但全球經濟恢復進度仍受疫情幹擾有不確定性，這也導致油價仍存在下行 風險。

2.1.2 供給端：OPEC 原油剩余產能有限，供給彈性下降

OPEC+決議溫和增產，原油供給逐步回升。OPEC+在 2020 年 5 月-2022 年 9 月具備明確 的原油生產規劃。首先，自 2020 年 5 月开始聯合減產 970 萬桶/日（相對於 2018 年 10 月 基准的減產規模），期間逐漸減少減產規模並實現逐漸增產，到 2021 年 11 月相對 2018 年 10 月減少 415.9 萬桶/日，較 2021 年 10 月環比增加 40 萬桶/日。在減產基线基礎上， OPEC+產量先大幅驟降、後逐月增產，到 2022 年 9 月達到 2018 年 10 月份水平。在這個 過程當中，每月環比增加的 40 萬桶原油存在一定的分配規則，同時在 2022 年 5 月後，俄 羅斯、沙特、阿聯酋、伊拉克、科威特 5 國會上調減產基准 163 萬桶/日。

根據目前的增產規則，OPEC-10 成員國在 2022 年 1~9 月的增產量約爲 340 萬桶/日，加上俄羅斯等非 OPEC 國家的增產量約爲 180 萬桶/日，整體 OPEC+聯盟在 2022 年 9 月相比 2022 年初可增加原油產量 520 萬桶/日。

2021-2022 上半年，OPEC-10 國具備快速釋放產量能力。截至 2021 年 12 月，OPEC-13 剩余產能約爲 530 萬桶/日左右，根據油價水平也位於 80 美元/桶的 2018 年同期情況， OPEC-13 國底部剩余產能約爲 250 萬桶/日左右。剔除利比亞、委內瑞拉、伊朗三個減產 豁免國後，參與減產的 OPEC-10 國剩余產能爲 400 萬桶/日左右，2018 年底部剩余產能約 150 萬桶/日，OPEC-10 國目前具備快速釋放產量的能力。

中長期來看，OPEC 原油剩余產能有限，供給彈性下降。2010-2020 年間，全球原油儲量 增長有限，資本开支在 2015 年後大幅下滑，OPEC-13 國總體產能呈下降趨勢。利比亞、 委內瑞拉、伊朗作爲 OPEC 三個減產豁免國，利比亞近 3 年從战爭中逐步恢復，原油產能 和產量隨之提升，但剩余產能幾乎用完。委內瑞拉在過去 5 年內的產能由從 300 萬桶/日急 速下滑到負值，這主要受其國內政治及經濟壓力影響，上遊資本开支幾乎爲零。對於參與 減產的 OPEC-10 國，到 2022 年下半年，受產能限制，安哥拉、剛果、赤道幾內亞、伊拉克、科威特、尼日利亞 6 國大概率無法達到預計增產目標，原油增產幅度有限。除阿聯酋 外，OPEC-10 國增產完畢後基本沒有剩余產能，因此到 2023 年以後，OPEC-10 國產量供 給彈性將下降。

2.1.3 供給端：美國原油供給恢復緩慢，增產彈性下降

美國原油供給恢復緩慢。截至 2020 年疫情之前，美國原油產量已達到了 1300 萬桶/日， 超過沙特和俄羅斯成爲第一大原油生產國。但是，新冠疫情後，原油價格再次跌破其現金 成本，美國原油生產商受損嚴重。在 2020-2021 年間，美國原油生產的恢復速度緩慢。這 一期間，國際油價已從 20-30 美元/桶恢復至 70-80 美元/桶，而鑽機恢復水平有限，截至 2021 年 11 月，美國活躍鑽機數僅爲 2018 年的一半不到。目前，美國原油產量約 1140 萬 桶/日，頁巖油總體產量約 830 萬桶/日，佔美國原油總產量的 73%左右。

從 2020 年下半年油價回升开始至今，美國油氣公司沒有充足的資金支持新井挖掘，美國 頁巖油企業優先選擇單產高區塊，另外加大對庫存井（DUC, Drilled but Uncompleted）的 完井操作，完井率最高超過 200%，庫存井數量大幅下滑，但也只是使得新增頁巖油產量 能夠對衝其他老井的衰減量，維持頁巖油產量的穩中略增。

我們認爲 2020-2021 年頁巖油生產恢復緩慢與頁巖油公司的資金壓力大、融資難有關。根 據美國一家律師機構 Haynes Boone 列舉的 15 家銀行向石油公司（尤其是頁巖油公司） 放貸時所參考的油價水平數據，可以發現不同銀行貸款參考油價的區間範圍較大，區間波 動也很大。從均值來看，在 2021 年 Q3，美國銀行在放貸時只按照 2021 年 60 美元/桶的 油價標准進行相應評估，而 2021 年 Q3 期間油價基本處於 75 美元/桶左右，銀行貸款參考 油價遠低於於 3 季度實際油價水平，可見銀行在進行貸款評估時較爲保守謹慎，美國頁巖 油公司的貸款環境較爲嚴苛。

根據 Haynes Boone 統計的美國頁巖油企業破產數量及債務情況，2020 年 Q2-Q3 期間， 美國油氣公司破產數量再次達到近年高位，與 2015-2016 年的單季企業破產水平持平，同 時美國油氣公司債務水平也在這一時期達到高位。在 2020 年疫情環境下，無論破產與 否，美國頁巖油公司的債務壓力都非常大，資金流狀況惡化，融資成本高企。

根據 EIA 預測，2022 年美國原油生產將逐步恢復，相比 2021 年增加 77 萬桶/日，但增產 彈性下降。主要原因：（1）經濟性：一方面油價已達到 70 美元以上，美國原油开採成本 爲 55 美元，從現金流角度來看，美國頁巖油公司進行原油开採活動是有經濟效益的，但頁 巖油公司的生產活動資金受限。（2）政策性：拜登意在發展清潔能源，對頁巖油支持力度 有限。

2022 年將迎來油價大幅上行拐點。結合 IEA、OPEC、EIA 三大機構預測，2022 年內分階 段來看，一季度內受中東的一些動亂局勢影響，OPEC 原油供給預期出現較大波動，從需 求端看，當前全球經濟恢復較爲緩慢，但歐洲天然氣危機和寒冬促使石油作爲天然氣替代 品的需求增加，油價預計出現一定幅度的上漲。進入二季度後，俄羅斯、沙特、阿聯酋、 伊拉克、科威特 5 國會上調減產基准 163 萬桶/日，OPEC+增產幅度擴大，市場累庫壓力 增加，疊加全球經濟刺激政策陸續退出，油價可能出現下行。到 2022 年下半年，全球經 濟進一步恢復，但部分 OPEC 國家受產能限制，難以達到預期增產目標，油價有望重回上 行通道。

中長期油價中樞有望上行。從中長期來看，考慮全球原油長期資本开支不足，OPEC+國家 剩余產能瀕臨耗盡，傳統油氣資產开發生產周期較長，美國拜登政府對頁巖油支持力度有 限，我們認爲，2023 年往後全球原油供給彈性將下降，而 2023-2026 年每年全球原油需求增量約爲 150 萬桶/日，2023 年往後全球有望處於緊平衡甚至局部時間大幅去庫存階 段，2023 年後油價中樞有望回到 75 美元/桶以上。

2.2 中長期高油價助力，上遊資本开支回升

油價與上遊勘探开發資本支出呈高度正相關。石油產業鏈上遊勘探、开發狀況直接受下遊 石油需求規模的影響，而石油需求的增長將帶動油價上行，故油價高位將爲上遊企業創造 更多的投資和盈利機會，反之，油價低迷很可能會壓制油氣公司的勘探开發和生產投資。 2020年，新冠疫情衝擊國際油價，全球上遊資本支出較 2019年收縮 1490億美元，同比減 少 31%。2021 年，全球經濟復蘇支撐油價高位運行，全球上遊計劃資本开支較 2020 年增 加 250 億美元，同比上漲 7.7%，但是受綠色能源轉型趨勢影響，上遊中長期投資意愿下 降，2021 年資本开支仍明顯低於 2019 年水平。

全球主要石油公司資本支出同比較大幅度增長，且資本支出意愿出現分化。2021 年，油價 回暖，全球主要石油公司的上遊資本計劃开支較去年增長 8.7%。同時，隨着 2050 淨零排 放目標提出和能源結構轉型，全球石油公司的資本开支情況逐漸分化：一方面，國際石油 公司積極轉型，上遊投資意愿不強，在油價強勢上漲下，包括埃克森美孚、殼牌、雪佛龍、 道達爾、BP、埃尼、康菲石油在內的國際石油巨頭（Majors）上遊資本計劃支出僅與 2020 年持平，爲 720 億美元。另一方面，以中東和俄羅斯爲代表的國家石油公司依然以油 氣業務爲主體，對油價敏感性較高，俄羅斯能源公司在 2021 年的上遊資本开支計劃爲 270 億美元，較去年增加 30 億美元。2021 年中東國家石油公司計劃資本开支較去年增加了 70 億美元。中國國家石油公司（中石油、中海油、中石化）上遊計劃資本支出較去年增加了60 億美元，除中石油外， 其余兩家公司 2021 年上遊資本支出目標均高於 2020 年。

全球資本开支自 2015 年大幅下滑後一直處於低位，但是中海油資本开支快速恢復，2022 年，中海油的資本支出預算爲 900-1000 億元，已超過 2012-2013 年高油價時期水平，僅次於 2014 年峰值 1070 億元，較 2020 年的實際資本支出同比增長 13%—26%。其中， 20%的資金用於油氣勘探，57%的資金計劃用於油氣开發，21%的資金用於油氣生產，同 時 73%的資本支出用於中國海域油田。注：勘探指發現油田，准備开發，包括勘探圈定、 出遊構造、評價和上報。油田开發階段指工程建設與投產，包括平台安裝、海底導管鋪設 與立管錨泊系統、FPSO（液化天然氣生產儲卸裝置）系統就位。生產包括鑽井、調整 井、修井產出原油和儲集處理。

集團母公司七年行動計劃執行後，中海油的資本支出實際完成度提高。取資本开支計劃的 最低值衡量以往實際完成度，2010-2021 年間公司資本开支計劃的平均完成度約 96%，完 成度較高。根據近十年數據，公司資本开支完成情況與油價基本呈正相關，且 2019 年集 團母公司“七年行動計劃”开始執行後，同油價水平下中海油的資本开支實際完成程度較 之前有所提高。2019 年，集團母公司積極推進七年行動計劃，中海油的資本开支實際完成 度達到 114%；2020 年，受疫情影響，中海油實際資本开支完成度爲 94%，但 2016 年同 低位油價下的資本开支完成度僅爲 82%。在景氣回升+政策加碼背景下，公司預計 2021 年 中海油完成資本开支最低計劃目標 900 億元，完成度達到 100%，高於 2018 年同油價水 平下的資本开支完成度（89%）。

與國內外石油公司相比，中海油的投資回報率較高。2019 年，公司投資回報率爲 8.8%， 比埃克森美孚高出 4.6 個百分點，比中國石油高出 6.8 個百分點。2020 年，受疫情影響， 公司投資回報率減少爲 2.9%，但仍高於同期業內同行，國際石油公司埃克森美孚和 BP 投 資回報率甚至爲負數。我們認爲，中海油的資本开支轉化爲利潤的效率顯著高於其他公 司。

資本开支轉化爲油氣產量，公司盈利持續提升。2021 年預計中海油有 19 個新項目投產， 項目全部投產後能夠爲公司貢獻最大 22 萬桶/天的產量，爲公司中長期產量增長務實基 礎。截至 2021 年 10 月，曹妃甸 6-4 油田、旅大 29-1 油田、陵水 17-2 氣田群开發、潿洲 11-2 油田二期、流花 21-2 油田和流花 29-2 氣田等 10 個項目已投產，其他項目仍在建設 中。2022 年預計公司有 13 個新項目投產，主要包括中國的渤中 29-6 油田开發、墾利 6-1油田 5-1、5-2、6-1 區塊开發、恩平 15-1/10-2/15-2/20-4 油田群聯合开發和神府南汽田开 發以及海外的圭亞那 Liza 二期和印度尼西亞 3M（MDA、MBH、MAC）項目等，爲實現 公司未來產量目標提供有力支持。

2.3 低桶油成本強化風險抵御能力

低成本是石油公司的核心競爭力，也是對抗油價波動風險的關鍵。中海油的桶油生產成本 由作業費用、折舊消耗與攤銷、棄置費、銷售及管理費用和除所得稅以外的其他稅金五部 分構成，其中作業費用和折舊攤銷佔據了絕大部分比例。2020 年公司桶油作業費用和桶油 折舊攤銷佔據了桶油主要成本的 80%。因此，降低桶油成本應主要考慮作業費用和折舊攤 銷成本管控。

首先，作業費用基本與油價呈正相關關系，油價波動對於桶油操作成本影響較大，2014 年 後油價暴跌促使很多石油公司降低桶油作業費用，提高抗風險能力，2017 年隨着油價回 升，石油公司作業費用有所反彈，與國際同業相比，中海油桶油操作成本較低。

其次，中海油折舊攤銷費用構成較爲復雜，具體而言，油氣田中的油氣資產以證實已开發 儲量爲基礎（未开發儲量不折舊）並按照產量法計算折舊攤銷，爲油氣資產而建的公共設 施按證實已开發儲量進行折舊，其他資產按直线法折舊，由於石油公司中油氣資產佔比很 高，桶油折舊攤銷和油氣儲量及產量存在相關性，即在相同的勘探开發投資下，油氣田儲 量越大，以及相同的生產投資下，油氣產量越大，則分攤到桶油的折舊費用越低。故中海 油桶油开發生產投資將影響桶油折舊攤銷費用，並存在 1-2 年的滯後期。得益於公司儲量 和產量增加及單位开發生產投資成本下降，公司桶油折舊攤銷成本從 2015 年的 23.5 美元/ 桶降至 2020 年的 14 美元/桶，成本管控效果顯著。

公司桶油成本持續下降，在國際同業中表現較優。自 2014 年公司全面強化成本管控以 來，桶油主要成本由 2013 年的 45 美元降至 2020 年的 26.3 美元，降幅達到 41.5%。橫向 比較來看，2016-2017 年，公司桶油成本高於幾家國際石油公司，但顯著低於中石化， 2018 年，公司成本（30.39 美元/桶）首次降至中石油（32.84 美元/桶）和埃克森美孚 （31.72 美元/桶）以下，2019 年，公司成本（29.78 美元/桶）又首次降至殼牌（33.12 美 元/桶）以下，2020 年，公司桶油成本明顯領先於國內外同行，在疫情背景下實現彎道超 車。2021 年上半年，國際油價持續攀升至 70 美元以上，公司桶油作業費用受此影響有所 提升，使得公司桶油成本小幅上升至 28.98 美元/桶，但仍在國際同業中處於較低水平。（報告來源：未來智庫）

3、政策驅動增儲上產，奠定可持續發展基礎

3.1 油氣增儲上產，保障能源安全

石油和天然氣資源是油田勘探开發生產行業發展的根本基礎。石油和天然氣資源的生成規 律、地理分布、开採難度、國家儲備計劃、調運方案等，都直接決定油氣勘探开採的分布 和規模。未來油氣資源枯竭的可能性和油氣儲量的不確定性也從根本上影響到石油公司的 生存和發展。

中國原油、天然氣對外依存度逐漸攀升。中國是富煤、貧油、少氣的國家，從2003年起， 中國已成爲世界第二大石油消費國和最大原油進口國。近十年中國原油產量增長緩慢，在 2015 年達到階段性峰值 2.15 億噸，隨後开始下降態勢。 2017 年，我國原油產量已下降到 1.92 億噸，進口依賴度接近 70%，中國超越美國成爲世界第一大原油淨進口國。到 2020 年，中國石油產量爲 1.95 億噸，進口量達到 5.4 億噸，進口量同比增長 7%以上，進口依 賴度高達 81%；天然氣保供量爲 3306 億立方米，其中產量爲 1940 億立方米，進口量爲 1366 億立方米，進口量同比增長 4%以上，進口依賴度爲 41%；兩者均未能達到“十三五” 規劃目標。隨着環保政策趨嚴，煤改氣工程進程加快，中國未來天然氣需求將持續大幅增 加，其對外依存度或將超過 50%。

國家大力推動能源安全战略和增儲上產計劃。能源是人類社會賴以生存和發展的物質基礎， 在國民經濟中具有特別重要的战略地位，重要能源資源短缺將進一步制約國家經濟發展。 爲將“經濟命脈”掌握在自己手中，降低石油、天然氣的對外依存度，國家在“十二五” 規劃中就明確要求“加大石油、天然氣資源勘探开發力度，穩定國內石油產量，促進天然 氣產量快速增長，推進煤層氣、頁巖氣等非常規油氣資源开發利用，積極發展海洋油氣、 海洋工程裝備制造等新興產業”。

2014 年，“四個革命，一個合作”的能源安全新战略，隨後政府以能源 安全新战略爲指導，出台了若幹文件要求加強國內能源資源勘探开發，着力增強能源供應 能力。

2019 年，《外商投資准入特別管理措施負面清單（2019 年版）》、《關於推進礦產資源管理 改革若幹事項的意見（試行）》等多個文件就放开油氣勘探开採准入限制作出指示，允許民 企、外企等社會各界資本進入油氣勘探开發領域來增強油氣勘探开採的積極性。

2020 年，在第七十五屆聯合國大會上作出重要承諾，中國將提高國家自主貢 獻力度，採取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭於 2030年前達到峰值，努力爭取 2060 年前實現碳中和。爲此，需嚴控煤炭消費，加大油氣勘探开發力度，提高天然氣在能 源消費中的比重。

然而，截至 2020 年，我國原油產量爲 1.95 億噸，天然氣產量爲 1940 億立方米，石油和天 然氣的“十三五”增儲上產任務並未圓滿完成（目標：到 2020 年國內石油產量要達到 2 億噸以上，天然氣綜合供保能力要達到 3600 億立方米以上，國內天然氣產量達到 2000 億 立方米以上），保障國家能源安全战略任務任重道遠。

石油公司相應國家號召，紛紛制定“七年行動計劃”。2018 年下半年，三桶油召开會議討 論能源安全和增儲上產問題，確立國內勘探开發業務“優先發展”的战略定位，加大油氣 勘探开發投資力度和增儲上產步伐。2019 年，國家能源局召开大力提升油氣勘探开發力度 工作推進電視電話會議，要求以三桶油爲代表的石油企業落實增儲上產主體責任，完成 2019-2025 七年行動計劃。

3.2 海上油氣开發潛力巨大

海上是全球重要的油氣接替區。全球海洋資源非常豐富，據 IEA 統計，2017 年全球海洋常 規石油和天然氣資源新增探明儲量分別爲 2600 億桶和 95 萬億立方米，分別佔全球新增探 明儲量的 20%和 47%，海洋油氣剩余可採儲量佔比分別爲 70%和 91%，明顯高於陸上油 氣的 61%和 63%，極具勘探开發潛力。隨着全球經濟快速增長，能源需求不斷提升，陸上 油氣勘探日趨成熟，海上油氣开發爲世界油氣儲量增長貢獻新動力。近十年來，全球海域 勘探年度新增儲量平均佔新增總儲量的六成以上，2020 年，全球前十大勘探新發現中有 7 個位於海域，其中 6 個位於深水、超深水。

中國海洋线漫長曲折，各大海域中也儲存着豐富的油氣資源。我國從 20 世紀 50 年代开始 大力开展陸上油氣勘探工作，20 世紀 80 年代才涉足海上油氣勘探。目前，我國陸上油氣 新增儲量增長乏力，海洋油氣具備較大勘探开發空間，據 2016 年全國第四次油氣資源評 價，我國常規石油陸上和海域探明率分別爲 40%和 32%，技術可採探明率分別爲 45%和 33%，海上儲量探明率低於陸上。我國陸上和海上天然氣可採儲量分別佔比 46%和 54%， 海上天然氣儲量較大。2021 年，我國海洋原油產量 5464 萬噸，海洋原油同比增量佔 全國總增量的 80%以上，2022年，中國海油集團能源經濟研究院預計我國海洋原油產量達 到 5760 萬噸，同比上漲約 5.4%，佔全國原油增量的 80%左右，繼續保持全國石油增量的 領軍地位。中國海域爲中海油核心作業區域，目前中海油已就中國海域內具備开發潛力的 地區向國家申請礦證，約 95%的地區礦證爲中海油持有。

海上油氣开採具備廣闊空間，奠定公司可持續發展潛力。在“增儲上產”、“加大海上油氣 开發力度”等政策支持下，中海油持續加大勘探工作量，油氣儲量逐年上升，2020 年，中 海油油氣儲量佔“三桶油”總儲量的五分之一，較 2016 年提升了 6 個百分點。相比中石油和 中石化兩家陸上油氣公司，中海油的探明未开發儲量佔總探明儲量的比重較大（53%），高 於中石油的 35%和中石化的 19%。較大的未开發儲量意味着較長的儲量壽命，2017-2020 年，中海油的儲量壽命（儲採比）穩定保持在 10 年左右，中石油的儲量壽命則由 14 年持 續下降至 11 年。從儲量替代率角度來看，2017 年，中海油新增較大規模儲量帶動儲量替 代率大增至 305%，2018-2020 年維持在 130%左右，具備穩定持續的生產能力。2020 年， 中石油和中石化儲量替代率分別爲 55%和 70%，表明當年新增儲量小於當年產量，持續生 產能力大打折扣。未來可預見，我國陸上油氣儲量增長乏力，海上油氣勘探加速，中海油 的可持續發展能力將在“三桶油”中處於領先地位。

保持合理的勘探开發投資比例是確保儲採平衡的必要條件，張立偉等人在《油氣勘探开發 投資比例與儲量接替率關系》中認爲勘探佔上遊資本支出比例維持在 20%以上有利於保持 儲採平衡，達到 25-30%則有利於石油公司保持長期穩定持續發展。2012-2022十年內，公 司的平均勘探投資額爲154億元，佔上遊資本支出比例爲20.5%，且在2016-2019和2020- 2022 年間公司勘探規模投入逐漸擴大，有效保障了公司儲量替代率維持在 100%以上。未 來隨着公司響應國家增儲上產要求及全球經濟能源需求復蘇，中海油的勘探投資規模將持 續穩定增長，從而爲公司奠定較好的持續發展基礎。

此外，中海油集團母公司由中國政府指定享有海上對外合作勘探开發專營權，在採取 PSC 模式與外國石油公司合作中最多可無償享有 51%權益。集團母公司將以上權益無償轉讓給 中海油上市公司，這一模式可進一步降低公司勘探風險和勘探投入。

2021 年前三季度，公司獲得 18 個勘探新發現，進一步鞏固可持續發展資源。在集團母公 司“七年行動計劃”指導下，公司堅持把勘探放在生產經營首位，在中國海域獲得曹妃甸 11-3 東、秦皇島 35-5、番禺 11-12、惠州 33-4、西江 30-1、陸豐 13-8、烏石 16-5、烏石 1-6-10d、西江 24-4-2、渤中 28-1-9、錦州 25-3-1、墾利 10-2-4、龍口 31-3-1 共 13 個新 發現。其中，陸豐 13-8 整體地質探明儲量超千萬噸，進一步提升公司儲量規模。在渤海領 域，公司評價墾利 10-2 巖性油氣藏具備億噸級勘探前景，並於 2021 年 9 月經過自然資源 部審定，該油田單井日產原油可達 81.55 噸；渤中 28-1 油田新增探明地質儲量超千萬噸。 在南海東部領域，寶島 21-1 構造測試展現千億方天然氣儲量規模前景。海外勘探工作主要 集中在圭亞那 Stabroek 區塊，截至 2021 年 10 月已獲得 6 個新發現，目前該區塊可採資源 量超過 100 億桶油當量，進一步夯實了公司在海外發展的資源基礎，同時該項目產量分成 合同（PSC）條款寬松，政府留存油比例較低，回報收益大幅提升。

4、碳中和約束趨緊，積極布局天然氣和海上風電

4.1 低碳減排提上日程，能源轉型方興未艾

近十年來，全球 CO2 排放量居高不下，2019 年達到 343.6 億噸，2020 年受疫情影響稍有 下降到 322.8 億噸。爲控制高排碳帶來的全球變暖和極端氣候，《巴黎協定》應運而生，該 協議確立了 2020年後國際社會合作應對氣候變化的基本框架，提出把全球平均氣溫較工業 化前水平升幅控制在 2℃以內，並爲控制在 1.5℃內而努力。這意味着到 2050 年全球煤炭、 石油和天然氣消費量會出現不同程度下降，對石油公司的發展提出了巨大挑战。

國際石油公司紛紛涉足低碳領域，並分化出了兩種轉型策略。一種是以歐洲石油公司爲代 表的向“綜合服務能源商”轉型路徑，即將提高新能源業務比重。如 BP 在未來十年內將 石油天然氣日產量降至 2019 年的六成，同時增加非石油和天然氣業務投資。殼牌重新平 衡其業務組合，提高可再生能源投資。道達爾將把 LNG 和可再生能源及電力作爲公司兩大 支柱業務。另一轉型策略是以美國石油公司爲代表的“仍以傳統業務爲重”方向，相較於 歐洲石油公司，美國公司更爲保守謹慎，如埃克森美孚和雪佛龍更注重提高原有業務效率 和脫碳，雪佛龍強調投資可再生能源是爲服務其核心傳統油氣業務，埃克森美孚則傾向於 利用生物燃料和碳捕獲、利用和封存技術（CCUS，即 Carbon Capture, Utilization and Storage）減少油氣生產碳排放。

總體來看，在轉型過程中，石油公司一方面需要發展脫碳技術並加大天然氣業務佔比延長傳統業務壽命，實現能源的順利過渡，另一方面，石油公司也需拓展新能源業務來提高抗風險能力。

4.2 高碳向零碳過渡，天然氣迎來發展機遇

2020 年，中國在疫情爆發後快速復蘇，CO2排放量達到 99 億噸，佔全球排放量的 31%， 相比 2019 年同比增長 1%，但全球大多數國家受疫情影響碳排放量同比下降 6%，中國碳 減排任務艱巨。但從中短期來看，新能源布局尚需時間，在保障國家能源安全下，煤炭、 石油和天然氣仍是主要依賴的能源。鑑於中國的礦產資源特點，煤炭在中國能源消費結構 中佔據首要地位。2020 年，煤炭消費佔能源消費總量的 57%，石油消費佔能源消費總量 的 19%，天然氣佔能源消費總量的 8%。爲滿足國家發展和不斷增長的能源需求，天然氣 在能源消費結構中的比例將逐漸增加。

天然氣在未來很長一段時間都將發揮着巨大作用。一方面，天然氣比煤炭和石油的二氧化 碳排放強度小，另一方面，天然氣是目前全球範圍內比較穩定的清潔能源，在解決風電、 光伏發電存在的間歇式、不穩定問題方面也可以發揮重要作用。天然氣在世界能源供應中 佔據愈加重要的地位。據 IEA 統計，天然氣在世界能源供給中佔比由 1973 年的 16%上升 至 2019 年的 23%，而石油佔比則由 46%大幅下降至 31%。同時，多家國際石油公司增加 了天然氣業務佔比，道達爾計劃在 2020-2030 年間將天然氣產量佔比由 2019 年的 40%提 升至 50%，並計劃在 2025 年之前將液化天然氣運營能力擴大到 5000 萬噸/年，殼牌提出 到 2025 年液化天然氣產能將新增 700 萬噸/年。

相比石油，我國天然氣資源較爲豐富，天然氣儲採比逆全球之勢上漲。在能源轉型和國家 能源安全战略指導下，我國天然氣儲採比在 2016 和 2019 年經歷兩次躍升，在全球天然氣 儲採比總體下降的大趨勢下實現逆勢上漲，在世界範圍內也處於領先水平，2020 年我國天 然氣儲量壽命爲 43 年，接近全球水平（50 年），大幅高於美國水平（14 年）。從資源分布 角度來看，我國海上天然氣儲量豐富，擁有海域天然氣水合物資源量約 800 億噸油當量 （約合 928.56 億立方米），經過鑽探驗證圈定了 2 個千億方級礦藏；我國也是全球首個海 域可燃冰試採獲連續穩定氣流的國家，並實現海域連續穩定產氣 60 天，累計產氣量超 30 萬立方米。

天然氣作爲清潔能源，其消費量呈現不斷增長趨勢。2020 年，中國天然氣表觀消費量爲 3306 億立方米，較上年同比增長 7%。面對不斷擴大的中國天然氣市場，公司積極擴大天 然氣投資生產，近幾年天然氣產量穩步提高，收入佔總營收比重大幅提升。2016-2020 年，公司天然氣產量僅佔國內總產量的 8%，海上天然氣資源豐富，公司還有更大的开發 生產空間。2021 年上半年，公司首個大型深水自營氣田陵水 17-2 項目投產，將在連續 10 年內提供 30 億立方米天然氣/年，並助力實現南海天然氣資源的規模、高效動用。

4.3 依托優勢發力，公司加碼海上風電

碳中和背景下，海上風電將成爲推動能源結構轉型及全球低碳經濟發展的重要力量。風能 發電指將風的動能轉化爲電能的能量轉化形勢，具備分布廣、儲量大、清潔環保、可再生 等優勢。海上風電即利用海上風力資源發電，相比陸上發電的穩定性更強、發電功率更 大。當前，歐洲地區已建成多個大規模海上風力發電設施，我國風力發電投資規模也在快 速擴張。截至 2020 年，全球風電裝機量達到 733GW，其中海上風電裝機量佔比僅有 5%，未來仍有較大开發空間。

我國風能資源豐富，海上風電優勢明顯。我國大陸海岸线漫長曲折，近海區域風能資源豐 富，沿海城市可就近充分利用風電資源，特別是江蘇等地沿海、灘塗及近海具有开發風電 的良好條件。此外，我國陸地風能資源分布與現有電力負荷並不匹配，沿海地區電力負荷 大，但可利用的陸地風能資源少；北部地區風能資源豐富，但遠離電力負荷中心，電網建 設成本較大。因此，海上風電將成爲未來我國能源結構的重要組成部分，其發展潛力巨大。

我國海上風電起步較晚、規模較小，具備發展潛力。2011-2020 年，歐洲海上風電累計裝 機容量由 3.5GW 增長至 25GW，佔歐洲風電總裝機量佔比由 3.74%增加至 12%，年均復 合增速達 24%。中國海上風電市場在 2015 年以後迅速發展，海上風電裝機容量由 2015 年的 0.56GW 增長至 2020 年的 8.99GW，佔中國風電總裝機量佔比由 0.43%增加至 3.19%，年均復合增速達 74.2%。目前，我國海上風電裝機規模佔風電總裝機比重仍遠低 於歐洲市場，具有較大發展空間。

造價成本顯著下降，未來風電增長潛力巨大全球陸上風電總安裝成本將從 2018 年的平均 1497 美元/kW 下降至 2030 年的 800- 1350 美元/kW，到 2050 年將降至 650-1000 美元/kW 範圍內。海上風電總安裝成本將下降 至 2030 年的 1700-3200 美元/kW，到 2050 年將處於 1400-2800 美元/kW 之間。到 2050 年，全球陸上風電平均度電成本預計降至 0.02-0.03 美元，海上風電平均度電成本預計降 至 0.03-0.07 美元。

未來 20 年，全球海上風電市場規模將大幅增長。隨着政策目標推進和技術成本下降，IEA 預計 2040 年全球海上風電裝機容量將較 2018 年增加 15 倍，其中歐盟裝機容量將由 2018 年的 19GW 增長到 2040 年的 127GW，中國裝機容量將由 2018 年的 4GW 增長至 2040 年的 107GW。未來 20 年內產業規模將達到 1 萬億美元，與同期天然氣和燃煤產能資本支 出相當，海上風電佔全球可再生能源發電站投資的 10%左右。

提出中國碳達峰目標及碳中和愿景以來，各地政府反應迅速，積極推進海上風電發展。全國範圍內政府及相關機構相繼推出積極的海上風電規劃和補貼政策，全國各 地正加快海上風電建設，持續推進各項利好政策落實，加快協調項目建設實施。海上發電 將成爲新能源發電新的增長極，市場迎來景氣時期。

重啓海上風電計劃，公司邁出轉型步伐。早在 2006 年，公司就开始提前布局海上資源， 子公司中海油新能源投資有限公司成立後的三四年時間內，在風電、動力電池、生物質能 和光伏等新能源領域投資超百億。但受政策變化影響，2013 年後中海油聚焦油氣業務，海上風電等新能源業務暫緩。2018 年，環保政策趨嚴，中海油重啓海上風電計劃，2019 年，中海油融風能源有限公司成立，2020 年以來，公司對海上風電領域投資加大，取得一 定成果。公司首個海上風電項目——江蘇竹根沙（H2#）項目在 2020 年 9 月實現首批機組 並網投產，2021 年 10 月實現全容量投產，項目規劃裝機容量 300 兆瓦，計劃在海上建設 67 台風機，接入江蘇省電網後，年上網電量約 8.6 億千瓦時。與同樣發電量的常規燃煤火 電機組相比，可節約標准煤 27.9 萬噸，減排二氧化碳 57.1 萬噸。2020 年 4 月，公司獲得 廣東汕頭項目开發權，項目總裝機容量爲 100 萬千瓦，目前正在前期准備階段。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。

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