国信证券化工团队
杨林 CPA执业证号S0980520120002
薛 聪 执业证号S0980520120001
张玮航 执业证号S0980522010001
张歆钰 执业证号S0980123050087
余双雨 执业证号S0980523120001
王新航 执业证号S0980123070037
【中国海油 | 2023年年报点评：油气产量再创新高，看好公司长期成长】-国信证券
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事项
2024年第一季度，中国海油天然气产量2295亿立方英尺，同比增长10.6%，其中国内天然气产量1737亿立方英尺，同比增长10.9%。
国信化工观点：
1）中长期角度我国天然气需求维持较快增长：2023年我国天然气需求呈现恢复性增长，全年天然气消费量为3900亿立方米。按照十四五现代能源体系规划，2025年天然气消费量将达到4200-4600亿立方米，复合增速达到7%左右，天然气的消费峰值预计出现在2040年，约为7000亿立方米。消费结构中，城市燃气和工业燃料为当前主要需求，未来增长过程中天然气发电和城市燃气将贡献主要增量。
2）公司制定了三个万亿大气区战略规划，增产路径明确：2022年中国海油提出了油气资源供给保障中心建设方案，制定了三个万亿大气区战略规划，是指南海大气区、渤海大气区和陆上鄂东－沁水大气区探明储量均达到1万亿立方米。南海万亿大气区主要涵盖中国南海的莺歌海盆地、琼东南盆地和珠江口盆地，渤海万亿大气区主要是渤海湾盆地渤海海域的中国海油矿区，陆上鄂东－沁水万亿大气区指的是中国海油在鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地的非常规天然气矿区。中国海油战略规划提出将于2025年左右建成南海万亿大气区，2028年左右建成陆上鄂东－沁水万亿大气区，2030年左右建成渤海万亿大气区。
3）公司下游非居民用户占比高，天然气实现价格较同行明显偏高：门站价为我国天然气定价体系核心，目前门站价基准水平维持稳定，但是在交易过程中，实际成交价格可以在基准价格上进行一定上浮或下浮。出于保供的要求，一般居民气门站价涨幅较低，居民用气价格远低于非居民用气价格，其差价甚至超过1元／立方米。公司天然气下游客户多为工业企业，天然气平均实现价格高。凭借这些稳定优质的工业用户，2023年公司天然气平均实现价格达7.98美元/千立方英尺，约合2.00元/立方米。
风险提示：
原油价格大幅波动的风险；自然灾害频发的风险；新项目投产不及预期的风险；地缘政治风险；政策风险等。
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中国天然气需求维持较快增速
目前陆地油气勘探技术成熟，油气探明程度较高，新发现油气规模逐步变小，而海洋油气资源探明率较低，勘探潜力较大。截至2017年，陆地油、气储量探明率分别为36.72%及47.01%，远高于海洋油、气储量探明率的23.70%及30.55%。海洋油气探明率随着水深加深而极具降低，海洋石油方面，浅水（2000米）探明率分别为28.05%、13.84%及7.69%；海洋天然气方面，浅水（2000米）探明率分别为38.55%、27.85%及7.55%。油气探明率随深度增加快速下降。由于海洋油气勘探处于早期阶段，海洋油气成为最现实的油气开发新领域。
中国天然气需求预期将维持较高增速。2022年受疫情影响，中国天然气表观3638亿方，同比下滑2.7%，为近20年来首次出现负增长。2023年我国天然气需求呈现恢复性增长，全年天然气消费量为3900亿立方米。按照十四五现代能源体系规划，2025年天然气消费量将达到4200-4600亿立方米，复合增速达到7%左右，天然气的消费峰值预计出现在2040年，约为7000亿立方米，中国将成为世界天然气发展的主要引擎。
城市燃气和工业燃料为主要需求，预测天然气发电增长较快。据中国能源网报道，2023年我国天然气绝对消费量达3773亿立方米，同比增加223亿立方米，增幅6.3%。城镇燃气（居民、公服、交通、采暖）总用气量1468亿立方米，同比增长147亿立方米，占增量的68%；工业燃料用气量1366亿立方米，同比增长18亿立方米；天然气发电用气量638亿立方米，同比增长51亿立方米；化工用气量302亿立方米，同比增长9亿立方米。预测至2025年我国城市燃料领域居民燃气、取暖用气、交通领域平衡发展；工业燃料领域由于“煤改气”政策逐渐进入尾声，天然气增速放缓；天然气发电调峰需求提升，维持较快发展；化工用气由于氢能产业发展也有所提升，预期2025年四者占比分别达到34%、39%、19%、8%。
工业燃料：“煤改气”继续推动需求增长
天然气在工业领域主要用于工业窑炉和工业锅炉，广泛应用于冶金、陶瓷、玻璃、食品、造纸、印染等行业。在玻璃、金属热处理、陶瓷及热风机等领域，以天然气为燃料时具有升温速度快、可达到800℃以上高温、对温度控制精度高、清洁等优点，会显著提高产品品质、提高产量，其他燃料替代性较差，天然气在这些领域的消费具有刚性。
在锅炉燃料领域，天然气、燃料油和煤互为替代，除考虑燃料成本外，各种锅炉的热效率也会影响燃料的经济性，假设按照燃煤锅炉热效率65%、燃油锅炉热效率75%、燃气锅炉效率85%来测算煤、天然气、燃料油的单位热量价格，在大多数情况下天然气较燃料油更具经济性，但与煤相比经济性不足，工业领域气代煤还需要政策推动。
2023年2月20日，国家发改委等9个部门联合印发《关于统筹节能降碳和回收利用加快重点领域产品设备更新改造的指导意见》，提出到2025年工业锅炉平均热效率相比2021年提高5%的目标。“十四五”期间，煤改气工程仍将持续开展，工业燃料作为“煤改气”重要领域，有望在政策扶持下快速发展，尤其是食品加工、制药等能源成本占比不高的行业，更加容易接受“煤改气”。天然气作为工业燃料其消费增速与GDP增速、第二产业增加值增速、全社会用电量增速有着密切的相关关系，随着中长期国际天然气供需逐渐走向宽松，天然气价格将有所下降，且中国经济稳步恢复，2022年工业燃料用气量为1533亿立方米，预计2025年中国工业燃料天然气消费量1700亿立方米。
城市燃气：气化率逐步提升
居民用气量与城镇化进程紧密相关，2022年我国城镇化率为66.16%，预计到2030年有望达到70%。随着我国不断推进新型城镇化向纵深发展，城镇人口规模将持续扩大，从而作为清洁高效能源的天然气需求有望提升。随着第三产业在经济中占比不断提高，餐饮、旅游、住宿等产业快速发展将有力拉动商业领域燃气用量。
在经济方面，天然气主要替代煤和电。以100平方米住宅采暖季4个月进行估算：使用天然气取暖约需1200立方米，以天然气价格为3元/立方米估计，每个采暖季取暖费用为3600元；以空调取暖，则每个采暖季大约需要消耗10000kwh电能，居民用电为0.5元/kWh计，则采暖费用为5000元；以煤取暖，每个采暖季约需4吨煤，每吨煤700元计，取暖费用为2800元。由以上对比可知，以煤取暖价格最为低廉，天然气次之，以电取暖最贵。但考虑到天然气取暖的清洁性及便捷性，加之政府推广“煤改气”时的补贴，天然气仍有一定的竞争力。
"十四五”期间，居民“煤改气”将在东北、西南及中部地区重点推进。2022年城镇人口5.36亿，气化率为58%，预计2025年气化人口增加至6亿，城镇居民用气量为400亿立方米；城镇采暖方面，2022年天然气采暖面积为23亿平方米，预计2025年天然气采暖面积为26亿平方米，城镇采暖用气260亿立方米；2022农村采暖户约为1000万户，新增150万户，随农村“煤改气”逐渐进入尾声，预计2025年农村采暖户数为1200万户，天然气需求量为240亿立方米。预计2025年工服用气为280亿立方米；综上2025年居民领域天然气消费量为1180亿立方米。
在交通领域，由于LNG相对于柴油具备一定经济性，所以天然气汽车在我国有一定发展基础。在2021-2022年受气价高企、需求低迷的影响，我国年LNG重卡终端销量较为低迷，仅为5.93万辆及3.73万辆。2023年LNG重卡年销量达15.2万辆，同比增长307%，在重卡中渗透率达到16.7%。目前全球天然气供需进入再平衡期，LNG价格逐渐回归理性，有利于LNG重卡的推广。《2030年前碳达峰行动方案》指出，要推广电力、氢燃料、液化天然气动力重型货运车辆，以替代传统燃油车。LNG重卡有望进入快速增长期。
以某一价格为40万元/辆的LNG重卡为例，同功率、同车型的柴油重卡价格约为32万元/辆。重卡的日行驶里程按500km计。以0#柴油的零售价格7.8元/升，每千克LNG的热值相当于1.33L柴油，LNG单价为4.5元/kg，柴油重卡百公里消耗柴油按32L估算。LNG在气化器中转化成气态进入发动机燃烧，相比于柴油（C10-C22的混合物）液态燃烧得更加充分。所以燃气发动机比柴油发动机有更高的热效率，为了便于估算，以热效率一致计算。可知在日行500km使用条件下，LNG重卡比柴油重卡燃料每天节省708元。以一年重卡工作时间为300天，卡车整车寿命为8年，综合考虑购车、维护、燃料等费用可以发现，LNG重卡在当前燃料成本下，经济性远超柴油重卡。
从目前油气价格来看，天然气重卡的经济性较强，加之国VI排放标准升级、区域环保政策等因素，天然气重卡发展长期利好。考虑到经济增速回升，LNG价格下降，预计2025年天然气重卡保有量可达80万辆，LNG重卡天然气消费量达200亿立方米。2022年CNG汽车用气需求量为100亿立方米，随着电动汽车逐渐普及和CNG汽车保有量逐渐下降，预计2025年CNG车用天然气需求量为80亿立方米。综上估计2025年交通领域天然气消费量为280亿立方米。
发电用气：低碳转型背景下，气电需求有望较快增长
近年来中国气电保持稳步增长态势，但装机及发电量占比仍处于较低水平。截至2023年底，中国天然气发电装机容量达12562万千瓦，近十年气电装机年均增速约11.4%。由于基数偏低，气电装机整体规模占比较低，仅占总装机规模的4.3%，远低于世界平均水平（25%左右），与美国40%以上的气电装机占比相比差距较大。从发电量看，中国天然气发电量也保持了稳定增长，2023年燃气发电量达3016亿千瓦时，近十年年均增速约10.2%，发电利用小时数保持在2500-3000小时之间，但燃气发电量占总发电量比重始终未突破3.5%，远低于世界平均水平（23%），显著低于美国（37%）、欧盟（27%）、日本（36.8%）、韩国（27%）、德国（13%）等国家。从清洁能源利用和减排的角度，未来中国天然气发电存在巨大发展空间。
近年我国持续保持世界第一大可再生资源消费国与生产国地位，预计2035年，风能及太阳能发电装机规模占比将进一步提升，累计发电装机容量达到20.7×108kW，在发电结构中占比将达到45%，但随着新能源装机持续大幅增长，局部地区新能源电源建设速度超出消纳能力，能源的规模化发展和高效消纳利用之间矛盾突出。例如，内蒙古东部2022年风电利用率仅为90%，西藏2022年光伏利用率仅为80%。从国际经验看，为保持电力系统稳定，高比例可再生能源入网都配有一定比例的灵活性基础电源。气电以其低碳、高效、稳定、启停快、爬坡快、变负荷能力强等优势成为最灵活性电源。
受气源供应、管网建设、电价承受力等因素影响，广东、江浙沪、京津等地区燃气装机较多，装机容量占全国比重约80%。南方以调峰机组为主，北方以热电联产机组为主。当前，中国气电执行单一制和两部制两种电价方式，单一制电价0.61-0.69元/千瓦时；两部制电价中容量电价28-48元/千瓦•月、电量电价0.44-0.55元/千瓦时。由于容量电价基本可补偿电厂固定成本，电量电价与变动成本持平或略高，两部制电价对气电企业经营形成兜底。执行两部制电价地区逐渐增多。
由于我国在2008—2012年高油价时期签署了一批“照付不议”的LNG长期购销协议，LNG合同离岸价超过15美元/106Btu（约3.5元/m3），导致我国天然气供应价格一直偏高，气电竞争力削弱。随着天然气价格高位回落，气电成本有望回落。随着气电在环保、调峰和调频的经济价值逐步体现，气电的市场化价格机制有望逐步建立，气电竞争力有望稳步提高。
根据国网能源研究院有限公司测算，预计2030、2060年，气电装机分别达到2.2亿、3亿千瓦，气电装机规模增长趋势总体可分为稳步增长、增容控量、控容减量三个阶段。由于广东、江浙沪、京津等地区容易获得液化天然气等基础设施，气源更有保障，且这些较富裕的省份有能力为气电企业提供补贴，新增气电有望延续目前布局。
随着能源结构向低碳转型，天然气发电快速发展有较大确定性。随着国际天然气价回落及国内燃气轮机技术的重大突破，天然气发电成本会显著下降，叠加“十四五”电力及天然气市场化改革落地，气电较煤电竞争力有望大幅提升。我们预计2025年中国天然气发电需求量可达800亿立方米。
化工用气：天然气制氢带动需求增长
在化工领域，由于政策调控，用气保持低增长，从全国层面看限制和禁止天然气化工的改扩建仍然是主旋律。“十四五”时期天然气制合成氨、甲醇、尿素、氮肥还要进行去产能和总量调控。但随着氢能产业快速发展，天然气制氢有望拉动化工领域天然气消费量。
天然气制氢工艺目前在世界氢气制取市场占比排第一位。我国天然气制氢的占比排在第二，位于煤制氢之后。根据中国煤炭工业协会公开数据，2020年中国氢气产量超过2500万吨，其中煤制氢所产氢气占62%、天然气制氢占19%，工业副产气制氢占18%，电解水制氢占1%左右。
从目前技术水平及能源价格计算，由煤制氢成本最低，绿电制氢成本最高，但考虑到碳捕集及提纯成本，天然气制氢与煤制氢成本相当。未来十年由绿电制氢的技术很难有跨越式突破，价格很难与天然气制氢抗衡，所以天然气制氢是未来氢能产业发展的必选之路，氢能发展将有力带动天然气消费。
目前我国尿素、甲醇的产量相对稳定，天然气制氨仅在天然气产地仍会有一些发展，导致天然气在化工领域的应用保持稳定。2020年国民经济和社会发展计划的主要任务中首次提出要制定国家氢能产业发展战略规划。目前天然气制氢最能平衡经济效益和环境效益，氢能产业为天然气化工带来重要利好，预计2025年天然气化工用量可达350亿立方米。
中长期中国天然气消费预测：2040年左右达峰，
近年来，多家中国权威机构发布了“双碳”目标下能源及油气需求预测研究成果。天然气需求将于2030－2040年达峰，集中于2040年左右，峰值为4220亿-7510亿立方米，集中于6500亿-7000亿立方米，充分反映了对未来天然气持续较快发展的共识。在天然气需求维持较快增长情况下，对国产天然气产量增长提出了较高要求。
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公司提出三个万亿大气区战略布局，天然气增产路径明确
天然气具有清洁低碳等优势，在实现中国碳达峰、碳中和目标过程中将发挥重要作用。2022年中国海油提出了油气资源供给保障中心建设方案，制定了三个万亿大气区战略规划。三个万亿大气区指的是南海大气区、渤海大气区和陆上鄂东－沁水大气区探明储量达到一万亿立方米。南海万亿大气区主要涵盖中国南海的莺歌海盆地、琼东南盆地和珠江口盆地，渤海万亿大气区主要是渤海湾盆地渤海海域的中国海油矿区，陆上鄂东－沁水万亿大气区指的是中国海油在鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地的非常规天然气矿区。中国海油战略规划提出将于2025年左右建成南海万亿大气区，2028年左右建成陆上鄂东－沁水万亿大气区，2030年左右建成渤海万亿大气区。
南海万亿大气区
南海总面积超过300万平方千米，我国主权面积占三分之二，是西太平洋最大的边缘海海盆之一。公司目前在南海的勘探开采主要集中于南海北部，为了便于管理，国家将南海油气田以珠江出海口为界，划分为“南海西部油田”与“南海东部油田”。南海油气资源丰富，是世界上主要的产油区之一。2023年公司在南海的天然气净产量为1103百万英尺/天，南海的天然气净证实储量达到46608亿立方英尺。
中国南海北部海域为中国海油天然气增储上产的主力区。截至2022年底，已在莺歌海、琼东南和珠江口三大盆地内发现了5个千亿方级气田群，合计探明天然气地质储量超过8000亿方。
据中国海油“十三五”全国油气资源评价结果，南海海域天然气总资源量超过8.5万亿方，集中分布于珠江口、琼东南和莺歌海三大盆地。其中，深水区（水深≥300ｍ）天然气资源量合计3.8万亿方， 占比45％，主要分布在珠江口盆地白云凹陷及琼东南盆地乐东－陵水凹陷、宝岛凹陷及长昌凹陷；浅水区天然气资源量合计4.7万亿方，占比55％，主要分布在莺歌海盆地及珠江口盆地惠州凹陷。考虑海上的作业难度和勘探成本等问题，若按照40％探明率，预计南海北部剩余天然气待探明地质储量超2万亿方，具备实现万亿大气区的资源基础，预计2025年可实现海油南海万亿大气区建设目标。
渤海万亿大气区
渤海油田海域面积7.3万平方公里，其中可勘探矿区面积约4.3万平方公里，包括5个构造带，6个亿吨级大油田，形成4大生产油区和8个生产作业单元，作业水深约为10米至30米。渤海是公司天然气储量、产量增长的重要来源。2003年公司在渤海的天然气产量为190.1百万立方英尺/天，渤海的天然气储量达到16405亿立方英尺。
渤海大气区所在的渤海湾盆地历史上发现诸多天然气田。20世纪70年代至“十二五”末期储量发现多集中于中—浅层，以原油和溶解气为主。“十三五”以来，通过区域地质规律的深入剖析，加强了深层领域的研究与探索，陆续在渤中凹陷深层潜山与古近系碎屑岩中实现了天然气的突破。2018年首次发现了中国东部最大的整装凝析气田—渤中19-6，证实了成熟—高成熟天然气资源的存在，揭示了渤海潜山天然气领域巨大的勘探前景。2022年初 在渤南低凸起西段钻探的BZ26-6-2井测试平均日产油超270吨，平均日产气超32万方，进一步证实了渤中凹陷凝析气和高挥发油藏溶解气的勘探潜力。截至2022年底，渤海大气区已上报国家探明天然气地质储量5348亿方。
渤海大气区目前已发现天然气主要分布在深层和超深层，且整体勘探程度较低。根据中国海油“十三五”全国油气资源评价结果，渤海海域天然气总资源量约2.9万亿方，主要分布在渤中凹陷、辽中凹陷和黄河口凹陷，若按照50%的最终探明率，预计全部可探明天然气地质储量约1.5万亿方，剩余待探明地质储量超过0.9万亿方，具备建成万亿大气区的资源基础，预计2030年左右可实现渤海万亿大气区建设目标。
陆上鄂东－沁水万亿大气区
公司通过收购中联煤层气有限责任公司首次登陆并开始国内非常规天然气产业发展。公司主要在沁水盆地开展中浅层煤层气勘探开发，在鄂尔多斯盆地东部开展致密气勘探和开发目前已在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘建成神府、临兴和潘河三大生产基地。公司具备煤层气与致密气勘探开发技术能力，重点包括高阶煤煤层气勘探开发及薄层叠置致密气低成本开发技术能力。2023年
我国煤层气资源较为丰富，有望成为常规天然气重要补充。煤层气开发具有“一举三得”的多维价值，不仅有利于煤矿安全生产、减少煤矿瓦斯事故，也有利于优化能源结构、补充清洁能源，更有利于碳减排而助力推进碳达峰碳中和目标。中国的资源禀赋具有“富煤、贫油、少气”的特点，所以中国的煤层气资源储备非常丰富，目前煤层气储量约36.8万亿立方米，居世界第三位，约占全球资源储量的14%左右。
煤层气发展基础相对较差，但仍然维持较高增速。我国煤层气产业发展缓慢，规模体量偏小，与我国相对丰富的资源量不匹配。“十一五”“十二五”和“十三五”期间，我国已经连续3次未能完成国家制定的煤层气产业五年计划产量目标，分别仅完成计划目标的31.3%、27.7%和57.7%，发展成效与业界期望差距较大。“十四五”以来，以水平井和大规模压裂技术获得成功应用为代表，我国煤层气勘探开发理论和技术在“甜点”评价、优快钻井、储层改造、排采控制等方面取得了重大进展，在传统评价不高的深煤层、薄煤层和久攻不克的老气田低效区等多个领域取得了重大突破，实现了快速增储上产，2023年煤层气产量达到139.4亿立方米，同比增长20.7%。
华北为煤层气开发的重点区域，公司在山西、内蒙经营多年。我国煤层气资源可以分为五大赋气区，其中华北赋气区资源最为丰富，约占全国的46.27%。我国煤层气产业经过30多年的探索攻关在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘成功建立了两大煤层气产业基地，煤层气产业初具规模。由于这两大基地都位于华北，我国煤层气产量也集中在华北地区，产量份额达87.8%，西南地区产量份额为8.15%，其余地区产量忽略。公司煤层气、致密气勘探项目遍布全国9个省（自治区），目前已形成晋东南、晋中、晋西陕东三个主要储量区。煤层气核心业务集中在沁水盆地，致密气核心业务集中在鄂尔多斯盆地东缘。近年来，公司按照“稳定煤层气、发展致密气、拓展页岩气”的发展思路，持续推进增储上产。
公司陆上天然气增储方向明确。中国海油非常规天然气探明地质储量快速增长，资源高丰度区和构造简单区的资源量已经快速转化为储量。中国海油陆上万亿立方米大气区建设将在致密气、深层煤层气和中浅层煤层气3个现实增储方向进行重点攻关和储量落实。
鄂尔多斯盆地东缘是中国海油陆上的主要天然气探区。根据2022年最新资源评价结果，中国海油矿区内非常规天然气总资源量约3.2万亿方，具备建成万亿大气区的资源基础。其中，致密砂岩气地质资源量约1万亿方，主要分布于黄甫、神府、临兴中、临兴东和临兴西区块。煤层气地质资源量约1.9万亿方，其中，中浅层煤层气（煤层埋深＜1500m）资源量0.7万亿方，主要分布在寿阳、柿庄北、柿庄南、焦作和潘庄等区块；深层煤层气（煤层埋深≥1500m）地质资源量约1.2万亿方， 主要分布在临兴中、临兴西、临兴东、神府和黄甫5个区块。此外，鄂尔多斯盆地东缘还发育碳酸盐岩和铝土岩天然气藏，预测地质资源量约0.3万亿方。截至2022年底，中国海油已探明陆上非常规天然气地质储量约5000亿方。2023年，加快深煤层气勘探节奏，大幅提升深煤层气钻井、压裂和排采工作量，新增探明地质储量超过1000亿方，获得神府深煤层超千亿方整装大气田的重大突破，进一步夯实了陆上万亿方大气区储量基础。预计2026-2028年将实现中国海油陆上鄂东－沁水万亿大气区建设目标。
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公司天然气下游非居民用户占比大，平均实现价格高
我国天然气定价系统中门站价为体系核心。中国天然气定价体系主要包括井口价、进口价、门站价、终端零售价、管输费、配气费等。其中根据“管住中间、放开两头”的发展思路，门站价目前是整个天然气定价体系的核心。国内门站价目前由国家发改委制定核准，门站价格以下的销售价格则由省级价格主管部门核准。门站价是指国产陆上或进口管道天然气的供应商与下游购买方在天然气所有权交接点的价格，等于井口价格（含净化费）与管道输送费之和。在定价方式上，国内一般选取上海市场作为计价基准点，各省门站价在上海门站价的基础上加上升贴水来确定。
保供要求下，居民用气价格明显低于非居民用气价格。目前门站价基准水平维持稳定，但是在交易过程中，实际成交价格可以在基准价格上进行一定上浮或下浮。根据《关于理顺居民用气门站价格的通知》，居民用气与非居民用气价格机制衔接，供需双方可以基准门站价格为基础，在上浮20%、下浮不限的范围内协商确定具体门站价格。从城燃公司的购气成本上看，实际成交价格在持续提升，并且居民气和非居民气上浮比例也有所不同。出于保供的要求，一般居民气门站价涨幅较低，居民用气价格远低于非居民用气价格，其差价甚至达到超过1元／每立方米。
公司天然气下游客户多为工业企业，天然气平均实现价格高。公司天然气用户主要分布在中国东南沿海地区，主要用户包括中海石油气电集团有限责任公司、中海石油化学股份有限公司和香港青山发电公司等。中海石油气电集团有限责任公司（简称“气电集团”）为中国海洋石油集团有限公司的全资子公司，负责统一经营和管理中国海油天然气及发电板块业务。气电集团电力板块布局主要集中在东南沿海一带，共有7家企业，总装机容量682万千瓦，涵盖GE、三菱、西门子等厂家生产的国内主流燃气发电机组，截至2022年底，累计发电量超2600亿度，消纳天然气超500亿方；中海化学是中国海洋石油集团有限公司旗下一家以天然气深加工为主业，从事化肥、化工产品的开发、生产及销售的现代化大型企业；香港青山发电厂自1996年通过“崖城-香港”输气管线使用崖城13-1油气田的天然气为原料发电，2012年崖城13-4气田，2021年“深海一号”等都开始向香港输送天然气，年输送天然气可发电量占香港总发电量的25%以上。凭借这些稳定优质的工业用户，2023年公司天然气平均实现价格达7.98美元/千立方英尺，约合2.00元/立方米。
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