最新财报显示，中海油前三季度成本管控良好，桶油成本（桶油完全成本）为28.37美元，同比下降6.3%。结合今年上半年财报桶油成本28.17美元的成绩看，分析人士指出，2023年中海油有望再次将桶油成本控制在30美元以下。
低成本已成为石油公司的核心竞争力，也是提升盈利和对抗油价波动风险的关键。面对当前国际原油市场诸多不稳定因素，全球油企争相降低成本提升效率，尽量削减非必要资本支出并严格控制运营成本——因为这是企业能够得以幸存并为未来发展做充分准备的唯一衡量标准。
01.国外巨头桶油成本几何
下半年，国际油价从高位回落，道达尔、雪佛龙、埃克森美孚三家国际油气巨头三季度净利润普遍下滑，分别录得调整后净利润64.5亿美元、57.2亿美元和90.7亿美元，和去年同期相比分别降低35%、47%、54%。
形势逼人，桶油成本是国际大型石油企业永恒的发展指标。
近年来，道达尔不断加强成本控制，盈亏平衡点从2014年的100美元/桶下降到目前的25美元/桶；BP在北海的平均生产成本也从2014年的每桶30美元以上的峰值下降到每桶12美元以下。
不过，诸如道达尔、BP这样的石油巨头在全球投资范围极广，海上、陆上、页岩的成本差距很大。埃克森美孚曾表示要将二叠纪的石油开采成本降低到15美元/桶左右，这一水平仅见于中东的巨型油田，但二叠纪上其他的独立页岩公司就没有那么好的数据了。
据雷斯塔能源报告显示，只有16家美国页岩油公司在二叠纪盆地新井平均成本低于每桶35美元；埃克森美孚的目标是到2024年将该地区的产量增加5倍，达到约100万桶/天，从而使公司在该地可获得每桶26.90美元的利润。
根据2023年半年报，西方石油公司美国页岩油项目的桶油成本约35美元。路透社报道，随着美国墨西哥湾钻井深度从潜水到深水迁移，2019年到2022年，该地区桶油成本也从约18美元抬升到23美元左右。而俄罗斯权威定价机构的信息，从波罗的海海滨的港口运出的乌拉尔原油的每桶成本约为48美元。
对比巨头公司桶油成本看，中海油与道达尔、埃克森美孚、BP这些国际石油公司比依然具有价格优势。
02.低成本是核心竞争力
对比“三桶油”近两年财报看，中海油毛利率高达50%以上，
净利润率35%，盈利能力独树一帜，低成本，成为中海油的核心竞争力。
近四年财报显示，2019年中海油就将桶油成本成功控制在了30美元以下（29.78美元/桶），2020年更是创造了近十年来新低，降至26.34美元/桶，特别是2020年上半年，中海油桶油成本达到惊喜的25.72/桶美元，2021、2022年分别为29.49美元/桶和30.39美元/桶。这还不包含国外市场，要知道，中海油圭亚那和巴西油田的桶油成本更低，仅约21美元。
（中海油近年来桶油成本数据）
中海油的桶油生产成本由作业费用、折旧消耗与摊销、弃置费、销售及管理费用和除所得税以外的其他税金五部分构成，其中作业成本和折旧摊销成本占据了绝大部分比例，相关资料看，2020年—2023年，中海油折旧摊销成本最高达16美元，桶油作业成本则基本都维持在7、8美元左右，2020年一度最低至6.9美元。
据中国石油2023年三季度财报显示，中石油油气单位操作成本11.25 美元/桶，近三年均维持在11—12美元/桶之间，中石化则维持在14、15美元/桶区间，远高于中海油。
事实上，中国海油的作业成本不仅在国内有绝对优势，也足可以和西方石油公司厮杀。
据西方石油公司最新财报，2023年前三季度美国页岩油气单位操作成本在11.25 美元/桶，美国康菲国际石油桶油作业费则为11美元，中海油在勘探开发中的投入和产出比已位居全球最前列。
值得一提的是，中海油的上游业务占比非常高，油价低迷、供应紧张时期，很多石油公司依靠下游业务的对冲来实现收支平衡，像中海油靠上游和少部分中游业务，这样“能打”的油企可谓凤毛麟角。除了沙特等中东国家，中海油的成本优势已明显优于其他知名的油气开采公司。
03.降本增效怎么做到
从全球看，国际石油巨头成本控制能力不断强。我们都天天在喊“降本增效、增效降本”，那么，石油行业除了开源节流、降薪裁员，还有其他成本控制的方式吗？
作为国际原油两大标杆之一的布兰特原油原产地，北海油田地区劳动力成本极高，石油开采难度极大，这里有1/3的油田开采成本都在50美元/桶以上。约10年前，德国油气巨头Wintershall公司在北海油田运营着一台传说中的“最小海上平台”——这个平台通过吸力柱固定在海床上，用时仅9个月建成，有三个平台甲板，最大可以支持两口生产井，由于平台上面只有一台小型处理设备，又有专用管道用作运送生产气体并供应电力，所以它并不需要经常有人前往平台维护——这是数字化、信息化促使海上油气生产“二次革命”的一个缩影。
近年来中海油因技术进步使桶油成本快速下降，与美国页岩油因技术进步致使成本下降有诸多相似之处——中海油的措施包括：加快数字化智能化转型升级，推进从传统模式到数字化的跨越，应用智能平台技术实现海上油气田远程安全操控与监测；全面提升自主科技创新能力等。
以“深海1号”为例，“深海1号”大气田总投资35亿美元，是国外同类气田总投资的一半，分析人士认为，成本节约主要来自以下几个方面：
1. 配套成熟的水下天然气主干管，中海油在南海具有完善的水下天然气主干管，“深海1号”就近接入水下管网，节省了大量管网投资。
2. 投资巨大的深海1号浮式能源站通过独特立柱储油设计，节省投资8亿人民币。
3. “深海1号”快速钻井技术创造中海油钻井速度纪录，节省了大量时间和资金。
4. 11口生产井中有两口生产井是通过勘探井转换而来，节省了4亿人民币。
5. 这些设备的设计建造安装全部自主设计且国产建造，节省大量投资。
6. 2022年5月，国产深水水下生产系统首次在南海东方1–1油田成功投入使用，包括水下井口、水下采油树、水下控制系统，水下管汇等设备，和进口设备比较，节约了27%的成本。
目前，中海油在深海勘探、深海钻井、深海水下油气操作生产系统、海上浮式油气储存处理平台全产业链实现了设计制造的全面国产化低成本应用，缩小了和国际巨头的深海油气开釆技术差距，作业成本甚至超越对手。
此外，大面积的岸电入海也可使海上油田桶油成本快速下降——岸电入海铺设海底电缆的同时铺设光纤通信设备，实现海上平台智能化、数据化、无人化。挪威石油数据显示，岸电入海和智能化使得桶油成本由原来的34美元降至20美元，而我国又是全球电价最便宜的国家之一。
今年9月，渤中-垦利油田群岸电应用工程项目四个海上岸电电力动力平台全部完成海上吊装，相关负责人在接受采访时表示，陆上电网的电通过海底高压电缆输入海上油田使用，降耗堪比新增一座大油气田！而渤海油田，“未来70%～80%的新油田都将利用岸电进行开发。”
目前，我国深水油气勘探开发仍处于初期阶段，增储上产前景广阔。未来，在智能化数字化技术的武装下，对这些深海油气资源采用自主设计、国产设备，大规模、低成本开采，可带来长期稳定的利润。
