2949.投资中海油必须注意的11大风险！（下）

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上期已经讲了六个风险，我们接着来谈谈剩下的5个风险。

第七，不计成本的竞争。有朋友提出疑问，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。

某些公司即便短期内亏损，仍可能选择继续生产。

我们从两个角度来看，首先是固定成本分摊，当企业承担高额固定成本时，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。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。再说市场占有率维护，为保持市场份额或行业地位，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？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，正如朋友们论述的：“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。

第八，中海油与定价权。

中海油没有定价权，这没什么好狡辩的。但我个人认为OPEC有定价权是好事。有定价权的以沙特为首的OPEC，沙特财政平衡需81.3美元/桶，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，所以我不担忧。

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，是雪佛龙的3.1倍，西方石油的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，资本回报率达19.8%，连续5年超15%，显著高于埃克森美孚和壳牌。

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。

第九，中海油原油油品的风险，有朋友提出，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。

第十，采收率和证实储量的风险。

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，我们永远可以相信我们的工业技术改造能力。

首先对采收率和证实储量做个说明。净证实储量是指在现有技术、经济条件及法规框架下，可商业开采的油气量，公式为 原始地质储量 × 采收率 × 净权益比例。净证实储量是一个非常保守的数字，它是有严格标准的。其需满足三大核心条件：已探明、可经济开采、配套产能已建成，未开发储量不计入。

采收率是指衡量可采储量占原始地质储量的百分比，反映资源提取效率。常规油田一般为 20%-40%，页岩油比致密气为 5%-15%，通过提高采收率技术可提升 10%-30%。

再来看看二者的关系。两者的直接关系体现在技术驱动与经济性制约的共同作用中，采收率与净证实储量呈正相关，采收率越高，净证实储量越大，例如 10亿桶原始储量在 30% 采收率下对应 3 亿桶证实储量，而 EOR 技术将采收率提升至 45%后，证实储量可增至4.5亿桶；但经济性构成重要制约，高采收率技术往往成本较高，需足够油价支撑才能满足商业开采标准，证监会准则也明确规定，仅当高采收率技术具备商业化可行性时，其对应的储量方可被归类为证实储量。

接着看动态调整机制，主要通过技术升级与法规变化发挥作用。在技术层面上，水平钻井与水力压裂等技术的应用，使页岩油采收率从 5% 提升至 10%，直接推高了美国页岩区的净证实储量。从法规层面出发，部分国家将 概算储量纳入证实范畴，这一调整变相改变了采收率的计算基准，进而影响净证实储量的规模。

关键说明方面，净证实储量是评估标准严格的保守数字，不存在高估嫌疑，例如中海油不仅在评估时持保守态度，还通过技术手段持续提升采收率以增加可采量；同时，油井后期成本已通过折旧计提纳入制造成本，相关费用已反映在利润表中，净利润也已扣除这部分支出，因此无需过度担忧。

综上，净证实储量是技术、经济与法规共同作用的保守结果，而采收率是其核心影响因素，两者通过技术升级、经济性平衡动态关联，行业实践也印证了这一逻辑。

最后一个风险。第十一点，勘探效率低下的风险。有朋友还有疑问：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。

我认为“失败”的勘探也有价值，首先可以获取关键地质数据：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。

再者可以获得技术验证与提升：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。

而且勘探成功率的客观现实告诉我们，全球范围内，石油勘探的成功率通常不高。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。

再一个，对于投入的规模与长期性来说，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。钻探多口探井。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。

最后，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。

所以，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。

最后对这十一个风险总结一下，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。