（全文17000+字）投资中海油必须注意的13大风险清单【第二期】（Student黎大卫）
$中国海洋石油(00883)$ $中国海油(SH600938)$
距离上次写中海油的风险有两三个月，一方面又收集了一些新的风险点，另外一方面是对之前的风险点又加深了认知，所以再写一篇，如果是对上一篇的内容不了解不熟悉的朋友可以翻看5月13日的《投资中海油必须注意的13大风险清单》，这一篇是上一篇风险分析的续写，单独看这一篇看不懂的地方可能要结合上一篇一起看。
一、长期低油价的风险
勘探开发石油企业的盈利逻辑很简单，重点关注就三个数字，石油价格、成本以及产量，成本虽然会有变化，但远没有石油价格变化那么快，产量根据开发进度有个大致的定数，所以大家都盯着石油价格的波动，甚至乎会出现2021年的负油价，考虑各国的政治角力因素，因为非常多的投资者认为国际石油价格是不可捉摸的，认为油价是无法预知的风险，其实石油价格波动是真的，但仍然可以做很多定性的分析。
1.1 成本底
这一部分可能需要翻翻第一段中的文章5月13日的《13大风险清单》，成本因素前面的文章已经描述得比较多，我不再重复。我认为“油价有底”最重要的逻辑，或者说我认为最本质的东西，应该是商业的底层逻辑——赚取利润/现金流，没有企业是能经得住长期亏损的，所以我们看美国页岩油50-60的完全成本，北海、加拿大60美元以上的成本，OPEC为了财政平衡，赋予了沙特阿美在72美元的时候桶油利润也仅仅有22.6美元（重税的原因），而中海油的每桶利润有26美元。这就是巨大的成本优势。
Ps：数据来源于DS数据汇总
国际油价在60美元的时候，大多数国际巨头已经挺难受了，小油企已经亏损严重，我认为企业是无法长期亏损而生存的，他们退出产能就是下一轮繁荣的基础。
有投资者认为油价是复杂的，主要受诸多ZZ因素影响，受供求关系影响，个人认为商业的目的就是要盈利，再谈政治，再有供求关系的制约，最终会通过油价影响供给，最终反作用于油价本身。企业是无法长期亏损的，我认为成本就是油价的本质，油价从全局的角度看建立在成本的基础上。
这就是我说的石油的第一重底——成本底。
1.2 供求关系
对于完全无差异化的标品来说，供求关系毫无疑问就是石油定价的最终决定因素，上面的成本可以影响产量，最终还是体现在供求关系的定价中。供求关系变量太多，不是我这种凡人能预料到的，上次的文章有石油研究的网友说大行预测了那么多年没有一次是准的，深感同意，所以供求这件事只能做到有限的认知。
1.2.1供应
供给方面，我前面已经花了挺大力气写过石油的供给文章《石油股投资的命门！过去20年全球石油产量增长率仅1% vs 81%石油增量引擎熄火》
这里面最重要的结论我复制粘贴一下：
在过去的20年里，其实全球石油（含其他液态燃料）开发除了页岩气以外，可以说并没有什么突破性进展，即便包含了页岩油气开发，全球石油复合增长也才1%左右。在上文我们回顾了过去20年，美、俄、沙特以及各大洲的石油产量统计，尽量寻找能威胁未来产量大幅增长的区域并保持关注，但事实上暂时没有发现这样的“隐患”。
我们发现美国、加拿大、圭亚那和巴西是过去20年的主要增量来源，美国就是石油增长的舞台中央的主角，圭亚那和巴西是未来的潜力区域。
我们去探寻增量占了全球80%的美国页岩油生产，的确，它在2008年页岩油技术革命以后成为了世界石油增长的最大的一极，但目前看来，从目前的分析看，无论是油井气化、甜点区域消失、技术进步放缓、生产要素价格上涨还是资本开支不足导致新钻井数量增长明显放缓，这股石油新势力已经疲态尽显。未来石油投资并不需要太忌惮这条20年来最大的石油鲶鱼。
除此以外，我们做石油投资还忌惮全球的短期衰退（这个短期可能是按年来算的），在2009年的金融风暴以及2020年的新冠危机中，我们发现OPEC以及增加版的OPEC+的大幅减产导致了国际油价的快速回升，使全球的石油价格维持在一个70美元左右的平衡价格（2009年的减产使得2年后上涨至110美元）。它的能力以及实力已经被历史证明过了，让石油投资免于担惊受怕于“未来哪一天”又出现负油价的噩梦之中，使得过去20年国际平均70美元的逻辑变得更有依据。
供求关系的研究只做了一半，与其说已经把供给的部分做好了，其实上面的逻辑还远不够，未来变数还很多，比如沙特计划采用光伏能源替代石油发电，相当于每天就可以增产100万桶原油，国际石油资本开支增加以后，开发量还会增加等等，这些方面的内容以后还会更新。
1.2.2 需求
需求方面其实变量也很多，我目前了解到的总体的需求逻辑是：
国内的能源替代方面，虽然新能源依旧蓬勃发展，但国内燃油车存量还在增加，石油消耗量还在持续增加。类似于国内大力发展风光水电，但同时社会的电力需求在GDP的增长背景下还在提升，火电的占比虽然在缓慢下降，但绝对量还是继续上升，可能需要十年，火电的绝对量才会缓慢下降。初步的结论是，如果国内经济还能保持中高速增长，燃油车存量还在增加，新能源替代汽油至少在未来5年里不需要担忧。
国外的能源替代，虽然欧盟方面一直在积极发展新能源，以逐步取代高能耗高污染的石油燃料，但实际上进度缓慢。欧洲一直强调大力发展电车，但因为电力以及充电桩等基础设施建设延误，欧美电动车销售仅占全部汽车的25%和10%（意思是燃油车存量一直在以更高速增加），新能源发展远远跟不上中国，所以在OEDC里面，电动车替代汽油车的过程将非常漫长。
资料来源：Oil 2024 Analysis and forecast to 2030（IEA）
另外一方面，以印度为代表的第三世界其实还在走我们过去的老路，他们的人口在增加，经济也有可观的发展，但污染也在增加，电力基础设施滞后，他们根本没有能力大力发展电动汽车的配套基建，所以第三世界的石油需求仍然会持续增长。
前面两点讲的都是大家异常担忧的新能源汽车对传统汽油的替代，其实未来石油使用增长的地方可能更多来源于石油化工的增长。引用自《Oil 2024 Analysis and forecast to 2030（IEA）》：石化行业对聚合物和合成纤维的需求持续上升，叠加清洁烹饪等LPG消费增长，推动原料需求。全球天然气液（NGLs）供应激增（尤其是美国和沙特）是核心支撑。石化原料将成为全球石油需求增长的主要驱动力。2023-2030年，石化原料需求预计增长 2.8 mb/d（占全球石油需求总增长的 75%），主要由乙烷（+820 kb/d）和液化石油气（LPG，+730 kb/d）推动。
来源：Oil 2024 Analysis and forecast to 2030（IEA）
如果确实如报告所言，石油化工的需求使得全球原油需求增加280万桶/天，那这个量的需求增长并不能被一句带过（考虑一下伊朗石油出口为90万桶/天，伊以战争爆发，国际油价暴涨10%）
需求方面，虽然上面的证据看上去理据挺充分，但实际上依然面临着诸多无法预料的变数，比如燃油车的增长确实在未来5-10年内看到存量逆转的可能，且无论是汽车还是飞机，燃油的使用效率正在提高，混动的油耗跟传统油车的油耗差别巨大，这些变量不能被一句燃油车还在增加所概括。
1.3 OPEC底
写供需说一千道一万是无法穷尽的变量，不是我这个凡夫俗子能写明白的（而且好像也不见得有哪个机构能说明白）。但通过这番研究，我好像理解了除了成本底以外的OPEC底，就是作为全球成本最低的石油出口区域，如果石油价格跌到他们无法承受的程度，他们有足够的动力和能力通过减产去抬起油价。
我认为目前这个世界的石油供应处于一种紧平衡，容不得一点火星，OPEC每天出口石油2000万桶，占全球石油出口55%，从俄乌冲突，从以色列和伊朗的冲突，或者过往经验来看，紧平衡的意思是，国际原油供应每天减少200万桶完全可以影响国际油价飙升20%+，这个200万桶的量跟2000万比根本不在一个级别，OPEC调节作用是很惊人的。
详情还是要看回《石油股投资的命门！过去20年全球石油产量增长率仅1% vs 81%石油增量引擎熄火》这篇文章的相关章节）。
1.4 平均油价是历史的综合表现
当然，历史只代表过去，不代表未来，但也会有参考意义的，供需两端的复杂因素在过去20年的时间里已经体现得淋漓尽致，多次战争（俄乌、中东）、经济危机、疫情、页岩油爆发、沙特石油贸易战等等，结论是，过去20年国际长期平均油价在74美元。
1.5 小结——关于国际油价的整体认识
低于60绝大多数企业都会亏损，企业是无法承受长期亏损的，现在可以看到很多国际油企在70美元左右已经是微利状态（美孚、赫斯、西方石油、沙特阿美（因为重税））。西方石油在国际油价79的时候桶净利是2.5美元，埃克斯美孚桶净利是1.3美元，雪佛龙是13美元，赫斯直接亏损（会计误工人工数据），大企业尚且如此，那你说国际油价60的时候还有多少企业盈利呢？；过去20年每年石油需求都屡创新高，因为第三世界的能源需求一直在增长；全球供应紧平衡，过去20年，全球优质油井一直在衰减，比如中石油中石化，包括页岩油气，新的大的增长全球范围看不到；过去20年，即便算上页岩油气，供应才每年增长1-2%（紧平衡），同时需求一直在增长；过去20年的平均油价74美元已经包含了战争、能源革命、经济危机的影响。
所以我认为平均油价在60美元以上已经给出了安全边际，且并不是随口说的。一个是成本底，一个是OPEC底，最后一个是历史的实际反映，我认为已经有足够坚实的基础让我充分相信国际油价不会长期低于60美元的水平。
不过这并非一劳永逸的事，如果看到十年以后必须留意石油新技术降低成本（比如AI驱动下的页岩油革命2.0，人工智能优化开发方案），光伏、新核能、核聚变新能源替代以及全球范围内的低成本特大油田的发现。
二、 新能源替代
这是投资海油不可能回避的问题，面对着目前多路新能源推进的局面，未来有多少新能源能取代石油的份额确实没有办法有个准确的结论，这件事只能见一步走一步。所以中海油看五年可以，看十年可能也可以，但十年以后的新能源取代要十年后再说。
2.1 新能源替代不影响国内满产满销
我承认自己对新能源的认知当然是肤浅的，但我前面两篇文章解决了其中一个重要的疑问，就是无论新能源如何发展，按照目前70%的对外依存度，一直看到2050年我们也无法完全实现对外0依赖，当然，对外依存度不是越低越好，50%可以认为是进入一个相对安全的区域，但是石油本身是标准商品，所以优先采购央企产品逻辑上并没有太大问题。
上面已经说明过了，因为经济增长仍然维持在5%以上，能源需求的增加，我们可以看到，汽油车的存量还在增加，石油使用量还在增长，石油使用量的绝对下降在5年内看不到。
2.2 新能源替代需求看全球的新能源替代，而不是中国
有投资者提出，当看见路上有一半车都是新能源的时候会担忧石油的需求，或者看到国内光伏、风电的大发展，甚至看到第四代核电站开建，核聚变不断取得突破就会担忧石油的需求，进而怀疑石油的价格能否维持在60美元以上。
我对这个问题的理解是，首先，上面两段解释过了，因为石油进口依赖的问题，国产石油满产满销的逻辑在非常长的时间都不会发生变化；更重要的是，石油价格的定价权并不在中国，而在全球市场。全球市场来看，中国其实是工业发展的一支独苗，只有中国能用这种速度和强度发展新能源，对于印度，对于非洲，对于南美洲，其实还包含大多数发达国家，新能源替代传统能源需要的时间远远要落后于中国，无论是技术上的拖延还是组织能力的耽误，抑或是发展新能源的动力上都看不出他们有足够影响力可以影响全球能源格局。
只要我们还保持着5%以上的中高速增长，全球经济还能保持低个位数的增长，无论是我们国家，还是全世界，未来5年还看不出新能源发展对石油替代的质的变化，暂时还没有到值得担忧的程度。新能源替代这个话题没有办法回避，如果将眼光放到十年以上，需要十年以后再看。
2.3 新能源替代是一个漫长的过程
芒格在2023年提到，新能源替代传统能源需要数十年，石油的刚需属性在可预见的未来不会改变，全球能源转型的复杂性远超预期。
当然，不是芒格说的我们就都取信，事实上，任何技术的发展都不是一蹴而就的，我们有足够多的时间去观察新能源的发展，新技术的发展，前提是理性客观地看待新技术，而不是把头埋在沙堆里装作看不见。我们看页岩油的技术其实在1980年的时候已经存在并初步应用了，但直到2005年才成为一种产油的有生力量（产油超过100万桶），到2015年以后才把成本降下来并成为美国能源的主流可以占到国际高油价的便宜（每天生产500万桶，占美国液态能源的一半）。中间有十几年的时间让投资者观察。
回到新能源替代传统能源的话题，例如，光伏等新能源技术突破固然重要，但在产业化的棋盘上，他并不是主角。真正的攻坚战在于：把实验室成果变成流水线产品、撬动巨额资本、重构电网体系、批量培育专业人才——这些环节吞噬了90%的资源。在很长一段时间里，离开政府输血，新能源企业就难以为继，本质上仍是传统能源在“反哺”这个新能源行业。
所以新能源或者传统能源的新技术它并不是瞬间出现的，我们有充分的时间去观察，在实验室出来还得经过产品化，成本降到传统能源以下水准，人才和配套设施的准备等等，才能真正形成一个产业。
2.4 新能源替代不了航空、化工等需求
上表显示最可能汽车用汽油占了所有原油消耗的26%，发电与工业燃料占了12.1%，汽车用汽油最容易被新能源替代，但上面已经分析过了，还是有一个很长的过程。中东使用石油发电是因为石油成本实在太低，但是中东富裕国家已经在有计划地建设光伏发电厂来替代石油发电，可能，2030年会有一定成效。除此以外，65%的需求以目前的眼光来看都无法在十年内取得进展。
有投资者可能会认为电力发展到一定程度大货车和飞机都能被新能源车替代，燃油的能量密度远高于锂电池，巴菲特问盖茨为什么飞机要用化石燃料不用电，盖茨说如果用电，那飞机要比现在重15倍，这是其一。另外，天空上飞的大飞机，99%的情形是除了波音就是空客，你说这两个家伙有本事有意愿开发技术不在自己手里的电动飞机？我看20年看不到这种趋势。
货车改用电货车同样面对锂电池重量问题（减少载货量），同时非常依赖快充基建以及度电成本（大容量电池使用慢充基本不可能），在行驶过程中需要面临更多恶劣环境条件的制约（比如低温、高温天气），有高昂初始购置成本和回收周期的问题，货车使用电动驱动有着比家用车更复杂的现实问题需要解决。
我们生活在一个新能源的大染缸里，所有的前沿技术都首先在我们这里先落地。新能源车的替代（包括货车，甚至飞机的替代），先看中国能不能搞定，真搞定了再开始担忧世界的需求。
三、国际开发风险
3.1 过往观点
在上篇文章《投资中海油必须注意的13大风险清单》中，海外风险已经被解释过，结论是
中海油的海外资产足够分散，减少对单一国家依赖（如扩大东南亚、南美项目占比，圭亚那、巴西为增长点）目前中海油的国际开发并非单一主体的国际开发，美国石油公司的参与程度很高，反而比较安全。中海油还会与当地企业合资运营（如印尼项目），降低政治敏感性并提升社区支持度。中海油的海外开发是从经济效益的角度来衡量，国际开发成本更低，效益更好，我们海外开发，经济效益不好，中海油完全可以收缩回来，我们还有大片海域可以开发。
3.2 海外储量分布与圭亚那的地位
其实第一点的解释是有点不负责任的，并不是一句海外资产足够分散就能掩盖所有的海外开发风险，且海外开发确实也有轻重之分，比如重中之重的圭亚那的江湖地位就跟乌干达的地位截然不同。
我们可以看到这张图，非常清晰地展示了中海油的储量区域分布。其中加拿大占了海外储量的16/39*100%=41%，南美储量11/39*100%=28.2%，二者合计已经占了海外储量的70%，并且圭亚那的证实储量仍然在快速上升。另外，因为证实储量数据非常保守（下文有证实储量的衡量标准），圭亚那的储量其实被大大低估。我猜，圭亚那的证实储量未来一定高于加拿大的比例，超过40%。
其中圭亚那的开发因为成本低，潜力大，从年报获取的数据，目前圭亚那的产量已经占中海油产量的10.2%（0.74亿桶/7.27亿桶*100%），这种比例已经不是一句“充分分散”就能轻描淡写的风险。如果哪一天圭亚那或者加拿大发生政治风险，那对中海油着实能产生不小影响。投资者对圭亚那寄予厚望，预计2030年中海油权益产量能达到1.8亿桶，到时占中海油产量的占比会接近20%。
加拿大毕竟是发达国家，姑且还能相信契约精神吧，圭亚那因为跟委内瑞拉有地缘政治纠纷，确实需要考虑得更多。
3.3 圭亚那的国际合作
财经杂志在7月21日写过一篇题为“埃克森美孚和中海油仲裁败给雪佛龙，全球最具潜力油田争夺落幕”的文章。
说的内容就是雪佛龙成功收购赫斯，取代其成为圭亚那Stabroek油田新股东。虽然，中海油没有获得优先购买权，我个人并不认为这是坏事，背靠埃克森美孚+雪佛龙两大漂亮国巨头，其实技术实力、政治稳定性都显著增强。
我对圭亚那，或者说对于整个海外布局的期待，仅仅在于稳定就可以了，海油当年确实是折戟在加拿大的，还好技术改造（初期桶成本达78美元，天呀，通过技术改造2024年降至26.5美元/桶）以及知错能改（累计计提214减值，净减值136亿）已经填平了这个坑。
对于海外开发的确定性，主要依赖是加拿大和圭亚那两个占比特别高的区域，其他地区确实就是毛毛雨，当是甜点吧。
国际开发是很多中海油投资者的心头刺，希望看到这里能稍稍缓解一下担忧。写这么多意思并不是说中海油国际开发没有风险，而是客观理性地分析，我们看逻辑依据似乎并不太值得担忧。毕竟即便去除圭亚那10%产量以外，中海油依然是一台足够强劲的印钞机。
渤海依然是年轻态（下文有详细展开），海外开发受阻的话，回来就好了，渤海还有足够的低成本开发空间。
四、南海油田的成本
首先我承认自己完全没有能力解答这个问题，只能依赖AI或者高水准的投资者来尝试理解这个问题
4.1 DS
一、开发成本对比
1. 渤海区域
地质条件：
平均水深
基础设施：
开发历史长（始于1960年代），已建成完善的海上平台、海底管网、陆上处理终端（如天津、山东基地）。依托环渤海经济圈，物流、人力、供应链成本低。
技术难度：
成熟应用固定式导管架平台，单平台成本可控（约 1--3亿美元）。钻井周期短（单井30--60天），作业风险低（无强台风、弱海流）。
2. 南海区域
地质条件：
水深差异大：北部湾（500米，如陵水17-2气田水深1500米）。储层复杂（高温高压、深部裂缝性储层），勘探难度高。
基础设施：
深水区依赖 FPSO（浮式生产储卸油装置）、水下生产系统，单套投资 >15亿美元。远离大陆（海南基地支撑有限），物流成本高，应急响应慢。
技术难度：
深水钻井需高端钻井船（日费 >50万美元），钻井周期长（深水井60--120天）。面临台风、内波流等极端海洋环境，安全边际要求高。
二、经济效益对比
指标渤海南海（深水区）资源规模探明储量高，但多数为中小油田潜力巨大（占中海油储量60%+），多亿吨级油田产量贡献占中海油国内产量 ~40%（2023年约3000万吨）南海东部+西部占 ~35%，深水区增速快原油品质中-重质油为主（API 20--30），贴水较大轻质油（API 30+，如惠州油田），溢价优势市场价值就近供应华北炼厂，运输成本低贴近华南市场，部分出口东南亚，价格弹性高战略价值保障京津冀能源安全维护国家南海主权，支撑粤港澳大湾区发展
三、成本效益综合结论
维度渤海南海短期效益成本低、现金流稳定深水项目投资回收期长（>8年）长期潜力储量接替不足，增产空间有限资源禀赋优异，未来产量核心抗风险能力成熟区域，运营风险低深水技术+地缘政治双重风险战略意义保障基础产能国家能源安全与海洋权益核心
4.2 KIMI（K2）
1、成本对比
维度渤海（近海）南海（深海/超深海）勘探成本较低（平均单井成本约2-3亿元，水深开发投资较低（FPSO或导管架平台，如垦利6-1投资约50亿元）极高（需浮式平台+水下井口，如陵水17-2投资超200亿元）运营成本低（人力、物流成本可控，台风影响小）高（需远程供应船、防台风撤离，日费高达100万美元/天）环保成本中等（近岸环保敏感，生态补偿费用上升）高（深海溢油风险大，应急设备需国际外包，如2011年康菲溢油赔偿10亿元）
2、收益对比
维度渤海南海资源规模中小规模油田为主（如蓬莱19-3储量6亿桶）大型气田为主（如荔湾3-1储量4-6万亿立方英尺）产量峰值单油田峰值3-5万桶/日（如曹妃甸11-6）单气田峰值5-8亿立方英尺/日（如陵水17-2）油气价格敏感度高（原油为主，布伦特油价需>50美元/桶盈利）低（天然气长期协议价锁定，如中海油LNG均价7-8美元/MMBtu）政策收益无特殊优惠（资源税6%）南海西部享15%所得税减免（如陵水17-2项目
3、风险与战略价值
维度渤海南海地缘政治风险低（完全主权水域）极高（中越南海争议区需军事护航，如万安滩项目搁置）技术风险低（成熟浅水技术）高（依赖进口深水装备，如水下机器人、FLNG）战略意义稳产保供（2023年渤海产量3000万吨，占中海油国内产量40%）接替资源（南海天然气将占中海油总储量30%以上
结论：分层开发策略
渤海：以低成本、短周期的边际油田开发为主，适合油价中低位时维持现金流（如2023年渤海新投产9个小型项目，平均回收期
南海：聚焦深海天然气（如陵水17-2二期、宝岛21-1），依赖技术突破（如“深海一号”能源站国产化率80%）和政策补贴对冲高风险，长期战略价值显著。
示例对比：
渤海曹妃甸6-4油田：投资30亿元，峰值产量1.8万桶/日，盈亏平衡点45美元/桶。南海陵水17-2气田：投资200亿元，峰值产量6亿立方英尺/日，盈亏平衡点6.5美元/MMBtu（约合40美元/桶油当量）。
中海油当前策略是“稳渤海、进南海”，通过渤海现金流支撑南海深水投入，2025年南海天然气产量占比预计提升至35%。
4.3 czy710
借用czy710的超级算力：“2024年一季度，圭亚那实现油价约84.27美元，总产量桶油利润约51美元，净权益产量桶油利润约51除85%等于60美元，则桶油成本约为84.27-60=24.27美元，总产量开采成本约24.27乘85%等于20.6美元。
2020年年报显示，中海油国内桶油成本24.14美元（含天然气田，渤海油田，南海油田），由于天然气桶油成本仅约18美元每桶，南海油田原油桶油成本更高，大概可推算出渤海油田净权益桶油成本约24.5美元左右，总产量开采成本约24.5乘94%等于23美元左右。
总体从股东角度看，渤海油田的内在价值仅略低于圭亚那项目。
南海气田气价高，平均净权益桶油利润约41美元每桶，深海1号日产万桶油资本支出5.7亿美元，净权益日产万桶油资本支出约5.7除95.8%等于5.9亿美元，明显比渤海油田和圭亚那高，－次性资本支出高，但南海深水气田所得税仅15%，而且是更稳定的长协气价（开采期比油田更长约20多年），无暴利税，对股东来说内在价值和渤海油田差不多（略低于渤海油田）”
4.4 小结
在南海开发方面，总体认为开发成本比渤海高，但南海开发也有他自己的优势，所得税比较低，开发周期长，天然气比重高，石油油品轻硫油品更好，卖价更高。天然气开发采收率远高于石油，持续开采周期长，且国内天然气销售价格非常理性，使得国内天然气开发也是非常赚钱的产业。
czy710的结论是综合考虑南海油田的内在价值和渤海油田差不多。
五、渤海油田退化风险
有投资者会担忧渤海资源一样面临陆上中石油中石化的资源禀赋退化的问题，先说结论，渤海现在还是壮年早期。
首先，渤海油田的证实储量在10.8年，远超欧洲北海布伦特油田：6.1年，墨西哥坎塔雷尔油田：3.2年。国内石油公司，中石油是8.9年，中石化是6.1年。
其次，渤海产量仍然在增长，远没有到衰退的程度，“2025年渤海原油目标产量4,000万吨，较2022年（3,000万吨）增长33%”，2020-2023年均产量增长7.2%。
再次，最新资料，渤海2023年探明率约26%属于公开数据，对比全球主要成熟含油气盆地的探明率通常在50%-70%以上仍然有非常大的空间。
渤海油田开发还处于壮年期证据还很多，上面这些数据和逻辑已经够用了，就不继续深究了。
渤海是中海油容易开发（浅海）与低成本的代表，渤海开发仍然处于壮年期实际上解决了投资者心中对未来5-10年前景很大的疑虑。
六、未来成本会不会越来越高的风险
成本看三个因素，第一是资源禀赋，第二是技术优势，第三看企业文化（不乱花钱）。
国内方面，资源禀赋在上面南海、渤海上面都已经分析过了，国外方面，加拿大油砂开发经过技术改造，已然成为印钞机的一部分，圭亚那更是低成本的香饽饽。海油大型资本支出其实从2019年才开始，目前还处于非常早期的阶段，现在的渤海还处于一边增产，一边证实储量增加的年轻态，圭亚那就更不用说了，资源禀赋的问题我认为可以十年后再看。
技术方面，中海油的海上平台高度工程化、自动化，一旦建成便由机器主导开采，人力干预极少；单座大型平台首轮投入即逾百亿人民币，投运后仅需少量工程师值班。依托远程监控、自动注水与数字化井控，其日常运转几乎无需大量工人。技术优势这一块我自己因为没有技术底子没有办法展开，但相信CN的制造能力可以继续保持甚至在未来可以继续通过技术改造进一步降低成本。
举例：加拿大油砂项目，改造前：历史桶成本高达 70-100美元/桶（2013年收购后长期处于高成本状态）。改造后：通过技术改造（如优化开采工艺、蒸汽注入效率提升等），桶成本降至 26.5美元/桶（2024年数据）。恐怖如斯的技术改造能力。
企业文化方面，中海油有“成本至上文化”和“有效投资”的企业文化，加上多年以来中海油的发展和经营历史，我相信未来继续降低成本是中海油的最重要追求之一。
七、大力发展风电能源
“‘十四五’期间，中海油在可再生能源领域的投资达总投资的5%-10%。到2050年，中海油的目标是至少50%的利润来自新能源”。
这句话一直是我的心头刺，写上一篇文章的时候还能稍稍缓解我这方面担忧的考虑是1、使用海上风电替代传统油田自发电经济效益更好；2、国资现在业绩考核用的EVA，倒逼管理层关注投资回报率，避免盲目扩张或低效投资；3、相对于目前的中海油1300亿利润，拿出5-10%，就是100亿左右发展新能源不算是一个很高的比例。
关于海上风电这件事，对于一个占利润10%左右的100亿左右的资本支出，我还没有花特别多的时间去研究。但还是搜集了些材料。
1、用三峡能源和龙源电力做类比
有群友提出因为三峡能源和龙源电力都有海上风电，可以作为参考，我查了一下DS。
在有国补的情况下，项目全投资内部收益率通常能达到8%甚至更高，属于优质投资项目，是两家公司当前重要的利润来源。
但是在当前平价/竞配的项目，收益率面临压力，但最终有望能达到合理水平。DS：预期：在优质资源区、成本控制得力、且有地方政策支持的情况下，全投资内部收益率有望达到6%左右或以上。
实话实说，6%或者8%的内部收益率相对于20%以上的油气开发我并不感兴趣。
但可能，中海油的海风发电项目较三峡能源和龙源电力更有利，原因在于三峡和龙源涉及电网接入和消纳的问题，中海油则不需要考虑并网消纳问题，发电只需要更多地考虑自家油井的电力需求、节省天然气发电并产生协同效应就OK。
2、AI搜索的中海油风电项目效益
（1）KIMI搜索的中海油的风电效益
（2）DS搜索的中海油的风电效益
按DS计算，海南CZ7风电项目ROE达到了惊人的23.2%，理据如下：
如果确实有这样的投入产出比，其实能算得上挺不错的投资（好于A股里95%的投资项目了）。
3、海上风电为海油实实在在地提高了能源利用效率
引用DS:“中海油2024年资本支出总额约1300亿元，其中新能源(以海上风电为主)投入虽然目前约70亿元，占比5.4%：能源业务仍处于投入期(自由现金流为负)，但依托油气主业的现金流支撑(2024年油气业务经营现金流2380亿元)，海上风电的资本支出压力被有效稀释。关键协同点:海上风电项目可复用油气田基础设施(如动态海缆、天然气管道改输氢气 )，降低新建输配电设施成本。例如文昌油田群通过风电供电节省燃料成本，年减少天然气消耗1000万立方米”
目前可以找到的中海油大力发展新能源的资料可以看到，已为160余个海上油气平台完成绿电替代，累计超12亿千瓦时。目前中海油在国内的海上油田有1000口（DS数据），每年投入100亿，还有840口井需要进行绿电替换，这些资本支出还是有协同价值的。
小结：
对于大力发展风电能源这一块，会占用多少资本支出的金额，会不会最终发展为更多资本投向效益较低的海风新能源还需要观察，目前70-100亿左右的资本支出影响不大，但因为“到2050年，中海油的目标是至少50%的利润来自新能源”这句话需要引起重视并观察。
在目前可以获知的信息中，第一，资本支出规模和占比都不算大；第二，发展新能源确实有其必要，毕竟石化能源高碳排放，海风能源是绿电，配发绿证，可以内部交易；第三，发展能源可以优化海上油井的供电来源；第四，目前公开资料看，中海油的绿电项目效益尚可。
我个人认为中海油发展新能源有ZZ正确方面的考虑，但无论如何，这一块业务有其必要性且还是能提供基本的经济效益，结合中海油历来的企业文化（“成本至上文化”和“有效投资”）来看，中海油不是盲目投入到效益低项目的央企，相信管理层的眼光，但需要持续跟踪、观察。
八、不计成本的竞争
有群友提出疑问，提出“不可轻易锚定成本”的问题，认为全行业亏损不可持续可能也是一个伪逻辑。
这种情况在郭永清教授的《财务报表分析与股票估值》中分析企业战略（如总成本领先策略）时出现过，某些公司即便短期内亏损，仍可能选择继续生产：
固定成本分摊：当企业承担高额固定成本（如折旧）时，停产不仅无法减少固定成本，反而会导致单位产品成本进一步上升（因产能利用率降低）。若产品售价仍高于可变成本，企业仍会维持生产以覆盖部分固定成本。市场占有率维护：为保持市场份额或行业地位（如化工、钢铁等资本密集型行业），企业可能在市场周期低谷期选择“亏本经营”，待需求回暖后通过规模效应实现利润。
我个人认为石油价格短期低于盈亏平衡价格问题不大，但一家公司是不可能长期现金流为负的，现金流长期为负就会出现工资发不出，供应商断供，融资能力丧失，生产、服务能力下降的恶性循环，最终一定会破产清算的，我不认为长期现金流为负是可持续的。
但事实上有没有长期现金流为负的例子呢？有，比如城市的地铁，国家的铁路。石油也有案例，就是墨西哥石油公司，过去14年仅3年微利：2012年盈利12亿美元、2022年盈利12亿美元、2023年账面微利，其余年份均巨亏，2018年亏44亿美元、2021年亏120亿美元。该公司负债累累，债务高达1020亿美元，相当于墨西哥GDP的7%。但我自己目之所及，只有国家战略性石油公司能长期亏损，为了国民福利或者能源战略，政府持续输血。不计成本生产，持续亏损负现金流而不破产的我只知道这一个。
平均油价的意思不是不能忍受短期油价下降，而是相信在十年以上的时间里面，成本高昂的持续负现金流的企业一定会停产破产，然后随着全球产量的急剧萎缩又进入下一个高油价周期。
另外还有一个值得探讨的问题是，成本可变的问题，正如群友论述的：“笃定猪周期存在，但定投的投资结果非常不理想，这个过程注意养猪成本，在养殖模式根本性改变和新技术手段应收用后（牧原）后，成本已经大幅下降”
页岩油刚出现的时候成本在80美元每桶当然开采不经济，但现在的盈亏平衡点降到50-60美元/桶的完全成本水平，才有大规模开发的基础。
有没有可能会出现页岩油革命2.0使得成本进一步降低，或者新技术使得现有的开采成本变得更经济？有，但这一块没有办法预测，属于重要但不可知，也只能是边走边看。
九、中海油与定价权
坏消息是中海油没有定价权，这没什么好狡辩的。
好消息是我个人认为OPEC有定价权，详细逻辑依据看我写的文章《石油股投资的命门！过去20年全球石油产量增长率仅1% vs 81%石油增量引擎熄火》。有定价权的以沙特为首的OPEC，沙特财政平衡需81.3美元/桶（根据IMF测算，2022年），伊拉克、阿联酋财政平衡成本分别为70、65.3美元/桶。他们有强烈意愿推动并维持高油价，油价的天塌下来有OPEC挡着，我不担忧。
定价权这件事很多投资者介意，并由此得到结论，中海油的商业模式不够好。商业模式好不好标准只有一个，就是单位投入的未来现金流总和的大小。未来现金流总额取决于护城河的宽度，取决于印钞机功率。垄断就是最强护城河，没什么好说的。做个假设的思想实验，全国高速公路费是垄断定价，国家又定高价，既垄断又赚钱，就是顶级商业模式。
印钞机功率方面，2024Q1业绩发布会周心怀：中海油2024年Q1的桶油净利润34.8美元，是雪佛龙（11.2美元）的3.1倍，西方石油（8.5美元）的4倍，堪比高功率印钞机的存在。2023年业绩公告“自由现金流889亿元，资本回报率（ROACE）达19.8%，连续5年超15%，显著高于埃克森美孚（13.2%）和壳牌（12.7%）。”
其核心原因在于“核心在于桶油成本控制在24.3美元的低位”，意思是在众多欧美大油气公司在50美元以下发生巨额亏损的情况下，中海油仍然可以有接近700亿左右的利润（成本底）。（详细逻辑见《布油40→70美元，用两种不同方法全面测算中海油利润变化、桶净利和完全成本》）。
十、中海油原油油品
有群友提出，认为中海油的油品是不是相较标准石油差？
在2024年一季度电话会上，管理层证明回应过这个问题，2024年一季度公司原油加权平均硫含量1.7%，其中：南海轻质油：0.3%；渤海重质油：2.2%；圭亚那Liza原油：0.5%。
当然，重质油的价格要低于轻质油，也就是确实如群友提出的疑问一样，渤海油品是较差的。
对于中海油的原油油品，其实也算不上什么风险，油品稍微差一点，直接出售价钱可能要折价个3-5美元一桶，但渤海油井生产成本足够低，可以被成本优势覆盖。且中海油可以通过炼化来解决，炼化过程中可以脱硫，完全不影响成品油的质量。
十一、采收率&证实储量
在《投资中海油必须注意的13大风险清单》中，其中第七点有个采收率的问题，我当时担忧的点在于现在的证实储量高估了中海油的开发年限，其实并不需要有这种担忧，中海油在估算采收率的时候一开始就从低估算了，比如估算在28%，后面又通过技术改造提升到30%，所以才会出现维持性资本支出只有折旧的75%这些情况的出现，只要是低估去估算净证实储量那就没有问题，我们永远可以相信CN的工业技术改造能力。
DS：油气资源评估中的净证实储量与采收率
1. 定义解析
净证实储量
指在现有技术、经济条件和法规下，可商业开采的油气量（扣除权益分成后的净份额）。
公式：
净证实储量 = 原始地质储量（OIIP/OGIP）× 采收率 × 净权益比例
采收率
表示可采储量占原始地质储量的百分比，反映技术对资源的提取效率。
典型范围：
常规油田：20%-40%页岩油/致密气：5%-15%提高采收率技术（EOR）后：可提升10%-30%
2. 直接影响关系
技术驱动
采收率越高 → 净证实储量越大。
案例：
某油田原始地质储量（OIIP）为10亿桶，采收率30% → 证实储量3亿桶。 若采用EOR技术将采收率提升至45% → 证实储量增至4.5亿桶（+50%）。
经济性制约
高采收率技术（如CO₂驱油）可能成本高昂，需油价支撑才能计入“证实”范畴。SEC准则：仅当技术商业化可行时，高采收率对应的储量方可被归类为“证实”。
3. 动态调整机制
技术升级
水平钻井 + 水力压裂技术使页岩油采收率从5%提至10%，直接推高美国页岩区净证实储量。
法规变化
部分国家将“概算储量”（Probable）纳入证实范畴，变相提高采收率计算基准。
4. 行业应用实例
中海油（2023年报）
采收率提升2%（从28%至30%）→ 净证实储量增加约3亿桶油当量。
沙特Ghawar油田
通过注水开发将采收率维持50%以上，支撑其600亿桶级证实储量。
净证实储量于采收率的关系
净证实储量是一个非常保守的数字，它是有严格标准的。
净证实储量（Proved Reserves）需满足三个核心条件：
已探明：通过地质和工程数据确认油气存在。可经济开采：在当前技术、油价和成本下具备商业开采价值。配套产能已建成：油田已建设完成生产设施并投产（如钻井平台、管道等）。
排除未开发储量：即使已探明且可开采，若未完成配套建设（如圭亚那110亿桶可采储量中大部分未投产），则不计入净证实储量。
一方面，中海油已经是很保守地去考虑采收率评估证实储量，另一方面，中海油也会通过技术改造提高采收率，使得原来看似固定的储量开采后期采收更多。所以，净证实储量没有高估的嫌疑。
另外，针对油井后期成本提高这个问题，毫无疑问这是事实，我的理解是，如果企业能客观地计提折旧，那么问题就不大，这部分折旧成本老早就算到制造成本里面去，反映在利润表的成本项里面了，我们看到的净利润已经是排除了这部分费用了（海油一般还会高估这部分费用），所以并不是什么值得担心的问题。
十二、勘探效率低下的风险
交流群的群友还有疑问：“中海油每年投入1300亿去勘探开发，如果一滴油都没找到，钱是不是打水漂了呢？地下的石油有就是有，没有就是没有”
DS：勘探是高风险、高回报的投资活动：
地质不确定性：地下地质结构极其复杂，即使运用最先进的地震勘探、地质建模等技术，也无法100%准确预测几千米深处是否存在具备商业价值的油气藏。存在“干井”是行业的常态和预期内的风险。
“学费”性质：勘探投入很大一部分是在为获取地质信息、验证地质理论、积累勘探经验“交学费”。每一口探井（无论成功与否）都在揭示地下的秘密，缩小未来勘探的不确定性范围。
1.“失败”的勘探也有价值：
获取关键地质数据：即使一口井是干井，钻探过程中获得的地层岩芯样本、测井数据、地层压力信息等都是极其宝贵的地质资料。这些数据帮助地质学家：修正地质模型。更准确地了解盆地的构造、沉积和油气运移规律。排除无潜力的区域，将未来勘探力量集中在更有希望的区域。技术验证与提升：每一次勘探作业都是对勘探技术、钻井技术、工程能力的检验和提升。在复杂环境（如深海）下作业的经验积累本身就有价值。区块权益管理：在某些情况下，进行最低限度的勘探投入是维持勘探区块权益（如许可证）的必要条件。不投入，就可能失去未来在该区域继续勘探的权利。
2.勘探成功率的客观现实：
全球范围内，石油勘探的成功率（指钻遇具有商业开采价值油气藏的比例）通常不高。行业平均成功率可能在10%-20%甚至更低，具体取决于勘探区域的成熟度和地质复杂度。石油巨头们每年的勘探预算中，本身就包含了大量预期会“失败”的探井成本。他们依赖少数几个大型发现来覆盖众多干井的成本并获得丰厚利润。这就是高风险高回报的商业模式。
3.投入的规模与长期性：
1300亿人民币的年投入，是覆盖整个公司庞大勘探计划的成本，包括：大量的地质和地球物理研究（地震数据采集与处理）。钻探多口探井（一口深水探井成本可能就高达数亿甚至十数亿人民币）。配套的工程、船舶、人员等费用。不可能期望每一口井、每一年都发现大油田。成功的勘探项目往往需要持续多年的投入和多个探井的尝试。评价勘探成效通常要看一个周期（比如5-10年）内的整体成果，而不是单一年份或单口井的结果。一个大型油田的发现可能就足以回报多年的持续投入。
4.“有就是有，没有就是没有”的简化与现实的差距：
这句话在绝对意义上是对的：资源是客观存在的。但关键在于：我们不知道它在哪里，也不知道它以何种规模、何种可采性存在。勘探的过程就是不断缩小这个“不知道”的范围。地质学家的任务不是去“创造”石油，而是运用科学方法和技术手段去“发现”那些客观存在但尚未被找到的油气藏。这个过程必然伴随着大量的“未发现”。
总结：
单个项目/年份的“零发现”不等于钱打水漂：即使某一年没有重大商业发现，投入也换取了宝贵的地质知识、技术经验、区块信息，并维持了勘探活动的持续性，为未来的成功奠定了基础。干井是寻找油田过程中不可避免且具有信息价值的一部分。勘探是组合投资：巨额年度投入是用于支持一个包含多个勘探目标、具有不同成功概率的“项目组合”。组合中少数项目的巨大成功可以覆盖多数项目的成本并带来丰厚收益。长期视角：评价勘探成效需放眼长期。持续的投入是维持储量接替、保障公司和国家能源安全的必要战略。风险管理的艺术：石油公司的核心竞争力之一就在于如何运用先进技术、地质智慧和风险管理策略，在可承受的风险范围内，最大化发现大型、优质油气田的概率。
因此，虽然中海油在某一年或某一区域投入1300亿可能没有立即找到商业油流，但这笔投入绝大部分并非纯粹的浪费或沉没成本，而是高风险经营活动中的必要支出，是获取未来潜在巨大收益（包括有形资源和无形知识经验）所必须承担的成本和风险。持续且科学的勘探投入，是资源型企业生存和发展的生命线。就像买彩票，虽然单张可能不中奖，但持续购买（基于一定策略）是赢得大奖的必要条件，而勘探比买彩票的科学性和技术含量要高得多。
说实话，我作为非专业人士还真没担心过这个问题，这些还是交给中海油的专家来操心，他们当然有一套方法能提升勘探成功率，比如DS：地震勘探：利用二维、三维乃至四维地震技术，精细刻画地下构造和储层分布，识别有利圈闭，这是降低风险最核心的手段。DS还说了很多我根本看不懂的词，但我不忧心这个，首先是中国海域整体探明率才23%，其次是我还是相信中国技术以及海油的企业文化不会让一年投入260亿毫无收获的现象存在。
另外一方面，不要盯着1300亿的资本支出想着这一千多亿如果勘探不出来东西就全部打水漂。1300亿是资本支出，不是勘探费，勘探费占比20%，就是260亿左右，其余是发现油田之后的建设费以及实际生产产生的费用，所以如果前面260亿花出去没找到东西，后面这大概1000亿也是花不出去的。
写到最后
总结一下，中海油业绩的最大影响就是国际油价的变化，因为上述描述逻辑，我对短期-中期的国际油价并不担忧，我对5年之内平均油价至少60美元充满信心。但依然有一些没有办法解决的难题，包括新石油技术革命，新能源革命，全球范围内超大型油井的发现，这些因素需要5年后再看，需要见一步走一步。
这篇文章也捋清了一些重要的事实，包括渤海是不是还年轻，还可以低成本开发好多年，圭亚那的ZZ风险大不大，南海开发会不会使成本大幅度上升，发展新能源的规模以及效益等等，我相信应该有助于投资者减轻对不确定性的担忧。
看完这篇文章，我们仍然可以看到多重的不确定性，但不确定性有不确定性的解法。另外一种思路是，不确定性是用margin of safety去对付的（段）。换句话说，如果一切都是那么确定，那就不会用6、7倍PE的价格卖给你，考验的是市场尚未充分的理解能力。
这是交流群讨论了三个月的一些重要问题的解释，当然，作为键盘侠，自己始终认为对中海油的理解还不够深入，我们是超长期持股，不持有十年就不持有十分钟那种，所以问题一定要看得很远很远，上面展示的这些可能的黑天鹅可能还不够深入，还需要继续认真观察思考。另外，仓位决定态度的禀赋效应依然在影响着我，如果还有我考虑周全的地方，请务必在评论区告诉我。
除此以外，值得一提的是，居然有网友认为我很专业，其实我的观点基本是学回来的，真正的大神是会计误工人员和czy710，我读年报，读他们的文章，遇到解决不了的问题查DS，查KIMI都是常规操作，总而言之，买入13%仓位的中海油，虽然自己认为有90%以上的把握，但我离读完一个本科还差很远。
我想自己也大致把自己能理解到的海油的一些主要风险和解释说明得差不多了，能看到这里的朋友都是深度研究者，给您一个大大的赞，如果觉得文章写得还凑合，请帮忙点一个免费的赞，让文章能传播得更远，谢谢您。
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