1.1.国资委控股的油气勘探龙头，资源遍布全球
国资委控股的油气勘探龙头，2022 年回归 A 股。中国海洋石油有限公司于 1999 年 8 月 在香港注册成立，并于 2001 年 2 月在香港联合交易所挂牌上市。 2022 年 4 月 21 日成功登陆上海证券交易所主板市场，成为沪港两 地上市公司。2023 年 6 月 9 日，公司在香港联交所的香港股份交易增设人民币柜台。中国海 油是国内海上原油及天然气生产龙头，也是全球最大的独立油气勘探及生产商，截至 2024Q3， 中国海洋石油(BVI)公司持有公司 60.54%的股权，实控人为国务院国资委。
公司以油气销售为核心业务，其中石油贡献收入占该业务比近 9 成。中国海油是一家专 注于油气勘探、开发和生产的上游公司，同时积极发展海上风电等新能源业务进行绿色转型。 细分来看，油气销售板块贡献主要营收及毛利，2018-2023 年公司油气销售板块贡献营收从 1865.57 亿元上升至 3278.67 亿元，占总营收比重基本维持在 80%左右，进一步拆分油气销售板块，公司石油销售收入占总油气销售收入始终在 80%以上。贸易板块贡献营收从 358.3 亿元上升至 793.08 亿元，占总营收比重区间在 7%-20%不等。
坐拥中国海域优质油气资源，储量丰富夯实发展基础。根据《构建自立自强的海洋能源 资源绿色开发技术体系》，进入 21 世纪海洋石油特别是深水油气成为全球油气储量、产量的 主要增长点，近 10 年来全球约 65%-77%的新增油气储量来自海洋，全球年新增可采储量 40% 以上来自深海，其中 2012 年高达近 70%。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。据国家能源局，2023 年国内原油产量达 2.08 亿吨，其中海洋原油产量突破 6200 万吨，同比增产超 340 万吨，占全国原油增量比例达到 70%左右，丰富的海洋油气资源或成 为全球油气储产量最重要的接续之一。聚焦到上市公司，截至 2023 年末，公司在中国海域拥 有油气勘探面积约 20.84 万平方公里，占其在中国总勘探面积的 97%，储量丰富,资源优势明 显。同时，公司具备数十年的勘探开发经验，熟悉中国海域地质构造并具备从深水到超深水、 从南海到极地的全方位作业能力，2023 年中国海油在中国海域取得多项勘探成果，包括成功 评价渤中 26-6—渤海隐性潜山全球最大变质岩油田和开平南—南海深水深层首个亿吨级油 田，成功发现秦皇岛 27-3—渤海浅层亿吨级油田，进一步夯实了储量基础。
业务全球布局，海外油气资产占公司油气总资产约 44.6%。中国海油不仅以渤海、南海 西部、南海东部和东海为核心作业区域，经过 20 余年的全球化布局，其资产已遍及世界二十 多个国家和地区，包括印度尼西亚、澳大利亚、尼日利亚、伊拉克、乌干达、阿根廷、美国、 加拿大、英国、巴西、圭亚那和阿联酋等。截至 2023 底，海外油气资产占公司油气总资产 44.6%，海外净证实储量和海外净产量占对应总量比分别为 40.3%和 31.2%。
1.2.推进能源绿色转型，落子天然气勘探开发及海上风电
天然气是一种清洁、低碳、高效的化石能源。天然气是一种无味的气态碳氢化合物混合 物，主要成分是甲烷(CH4)，主要用作燃料和化工原料。根据《碳中和目标下中国天然气工业 进展、挑战及对策》，相较于其他化石燃料，天然气燃烧排放 CO2 较少，导致温室效应较低， 是清洁的化石能源，此外其资源充足，使用方便，与人类社会能源使用方式和系统高度契合， 是可能解决环境和气候问题的传统化石能源。
当前我国天然气市场蓬勃发展，后续需求增量空间广阔。根据《碳中和目标下中国天然 气工业进展、挑战及对策》以及《天然气行业蓝皮书》，当前我国已经成为世界第四大天然气 生产国与第三大天然气消费国，2023 年全国天然气表观消费量 3900.35 亿立方米，同比增长 7%。同时参考《中国天然气行业年度运行报告蓝皮书（2023-2024）》的预测，2024 年在宏观 经济稳步增长、国际气价下降、替代能源供应增加等多重因素影响下，我国天然气消费量将 达 4212 亿立方米，增速为 6.2%，继续保持高速成长。从实际数据看，截至 2024 年 11 月， 我国天然气表观累计消费量达 3862.09 亿立方米，同比增长 9%。但值得注意的是，相较于欧 美国家，我国天然气消费比例和人均消费量仍处较低水平，世界天然气消费量占一次能源消 费量 24%，我国占比则为 8.4%，全球人均用气量为 493 立方米/人，美国为 2604 立方米/人， 中国仅为 270 立方米/人，未来我国天然气市场仍有较大发展空间。
顺应绿色低碳趋势，公司加大国内海上天然气勘探开发力度，近三年天然气产量增速在 12%左右。公司坚持“油气并举，向气倾斜”的勘探策略，以建成南海、渤海、陆上三个万亿 大气区为指引，持续推进国内天然气勘探，未来几年，随着陆上非常规、“深海一号”气田二 期项目和渤中 19-6 等大型气田的上产，天然气产量占比有望进一步提高。公司也在 2024 年 中期业绩会上提到目标是 2025 年国内天然气产量占总油气产量超过 30%。2014-2023 年，公 司净证实天然气储量已经从 6730.80 十亿立方英尺提升至 9190.30 十亿立方英尺，天然气产量 从 11.90 亿立方英尺提升至 22.16 亿立方英尺，贡献营收从 172.19 亿元提高到 454.2 亿元，对 应在油气销售收入中的占比从 8%提高至 14%。价格方面，公司的天然气价格主要通过与客户谈判 确定。一般情况下，天然气销售协议为长期合同，一定程度降低了市场气价波动带来的影响，未 来随着公司天然气产量逐步增加，该部分业务营收有望同步向上。
积极培育海上风电项目，与主业形成协同效应。2023 年初，国家能源局印发《加快油气 勘探开发与新能源融合发展的行动方案》，强调统筹推进油气供应安全和绿色发展，在稳油增 气的基础上，加快行业的绿色低碳转型。因此，新能源亦成为中国海油发展新产业的重要方 向。公司提出每年资本开支的 5%-10%将用于海上风电，以保持与全球同步的能源转型的步伐。 同时到 2025 年获取海上风电资源 500-1000 万千瓦，装机 150 万千瓦；获取陆上风光资源 500 万千瓦，投产 50-100 万千瓦。截至 2023 年底，公司海上风电项目“多点开花”。中国首座深 远海浮式风电平台“海油观澜号”成功并入文昌油田群电网，正式为海上油气田输送绿电。 投产后，年均发电量可达 2200 万千瓦时，节约燃料近 1000 万立方米天然气，减排二氧化碳 2.2 万吨。公司首个大型海上风电示范项目－海南 CZ7 海上风电示范项目一期，以及参股开 发的上海金山 30 万千瓦海上风电项目的开发工作正在有序推进。此外，陆上光伏业务稳步 推进，全面启动油气终端 10 个光伏建设项目，已累计投运 7 个项目，2023 年底终端光伏覆 盖率达到 70%。首个陆上集中式光伏项目－甘南合作市“牧光互补”项目已经成功并网发电，截 至 2023 年底，项目已生产绿电超 1100 万千瓦时。
油气稳产夯实我国能源安全基石。作为重要的一次能源，石油和天然气是支撑我国工业 和经济社会发展的基础和“压舱石”。2024 年政府工作报告中明确提出：“强化能源资源安全 保障，加大油气、战略性矿产资源勘探开发力度。”国家能源局统计数据显示，2023 年国内 油气产量当量超过 3.9 亿吨，连续 7 年保持千万吨级快速增长势头，年均增幅达 1170 万吨 油当量。其中，原油产量达 2.09 亿吨，同比增产 400 万吨以上；天然气产量达 2324 亿立方 米，连续 7 年保持百亿立方米增产势头。但不可忽视的是，作为全球第一大能源消费国，截 至 2023 年，我国原油、天然气的对外依存度分别高达 73%、42%，能源安全形势依旧严峻。 对此，为有效提升我国油气自主供应能力，保障油气核心需求，国家能源局于 2019 年召开大 力提升油气勘探开发力度工作会议，提出“石油企业要落实增储上产主体责任，完成 2019- 2025 七年行动方案”的工作要求。
中国海油锚定增储上产目标，高资本开支带动油气产量逐年提升。中国海油积极响应国 家能源战略号召,近几年维持高资本开支持续夯实增储上产资源基础。据官网披露，2016- 2023 年中国海油每年实际资本支出从 490 亿元上升至 1296 亿元，其中 2022 年和 2023 年实 际资本支出增速分别为 16%和 26%。公司预计 2024 年资本支出将达到 1250-1350 亿元，其中， 勘探、开发、生产资本化预计分别占资本支出预算总额的约 16%、63%和 19%。据公司公告， 2024 年上半年公司共完成资本支出 631.25 亿元，同比增长 11.7%，其中勘探、开发、生产资 本化分别占比 15%、64%、20%。得益于此，2019-2023 年，公司合计净证实储量由 4807.9 百 万桶油当量提升至 6402.6 百万桶油当量，5 年 CAGR 为 7.4%；油气净产量由 1330740 桶油当 量/天提升至 1801692 桶油当量/天，5 年 CAGR 为 7.9%。
储量基础行业领先。油气公司可持续发展的保障，主要体现在两个指标：储量寿命和储 量替代率。前者反映油(气)田年初剩余可采储量与当年产量之比，后者反映年度新增加的可 采储量与年产量的比值，越大表示储量接替情况越好。从储量寿命来看，2018 年至 2023 年， 中国海油始终将自身储量寿命保持在 10 年左右，储量替代率稳步提升，截至 2023 年中国海 油的储量替代率已达到 182%。
发布产量规划指引，海内外多项目投产打开未来成长空间。展望未来，中国海油在《2024 年度“提质增效重回报”行动方案》中提到，表示将以“稳定老油田、加快新油田”为方针， 推动老油田精细挖潜，保障在产油气田稳产增产。根据规划，2024 年净产量目标为 700-720 百万桶油当量，其中，中国约占 69%、海外约占 31%。2025 年和 2026 年公司净产量目标为 780-800 百万桶油当量和 810-830 百万桶油当量。具体去看，2023 年公司多个新项目成功投 产，包括中国海域的渤中 19-6 凝析气田 I 期开发项目、陆丰 12-3 油田开发项目、恩平 18- 6 油田开发项目以及圭亚那 Payara 项目、巴西 Buzios5 项目。2024 年公司亦有多个重点新 项目计划投产，包括中国的绥中 36-1/旅大 5-2 油田二次调整开发项目、渤中 19-2 油田开发 项目、深海一号二期天然气开发项目、惠州 26-6 油田开发项目和神府深层煤层气勘探开发 示范项目以及海外的巴西 Mero3 项目，将有力支撑产量的增长。据中国海油官网，2024 年四 季度已有多个项目安全投产：2024 年 10 月 31 日，公司宣布巴西 Mero 3 项目安全投产；2024 年 11 月 6 日，公司宣布加拿大长湖西北项目已安全投产；2024 年 12 月 2 日，公司宣布惠州 26-6 油田开发项目投产；2024 年 12 月 3 日，公司宣布锦州 23-2 油田项目已投产。
3.1.地缘冲突与宏观变局持续拉锯，原油价格起伏震荡
2024 年前三季度市场供需与宏观共振，国际石油价格起伏动荡。2024 年，在地缘政治 局势、“OPEC+”产量政策、美联储降息预期、新能源产业快速发展等多重因素影响下，石油 供需市场持续调整，原油价格呈现宽幅震荡。1 月至 4 月中旬，地缘政治局势动荡支撑油价 高位震荡，巴以冲突和俄乌冲突持续进行，地缘局势异常动荡，布伦特月度均价由 79 美元/ 桶升至 89 美元/桶，并在 4 月中上旬见顶；5 月至 6 月初，由于巴以冲突始终未对国际原油 市场的供应产生实质性影响，市场对巴以冲突消息面的反馈逐渐“迟钝”，国际油价出现回落。 而在 6 月 2 日会议结果不及预期、全球经济疲软拖累原油需求、美联储不断推迟降息日程等 因素的影响下，国际油价 6 月初进一步下挫，5、6 月布伦特月度均价分别为 83 美元/桶。6 月上旬后国际油价出现反弹，主要原因是沙特表示 10 月开始的增产计划随时可能暂停或取 消，打消了市场对于未来增产可能的担忧情绪，同时美国传统燃油消费旺季到来，季节性利 好愈发明显，叠加美联储 9 月降息预期增强，多重利好下价格一路走强。7 月至 9 月上旬， 巴以双方 7 月上旬在停火谈判方面出现重大进展，地缘缓和契机出现，使得油价承压回落迹 象浮现，同时受全球石油库存的增加以及需求侧数据的疲软影响，国际油价一路下行，7、8 月布伦特月度均价分别为 84、79 美元/桶。9 月至今需求疲软与地缘风险的交织使得布伦特 原油价格在 70-80 美元/桶之间窄幅震荡，一方面，中东局势的不稳定推升了市场的担忧情 绪，对油价起到支撑作用；另一方面，市场对需求前景的信心缺失始终让价格承压前行。
全球的原油供给体系主要分为 OPEC 和非 OPEC 成员国，根据 2024 年 10 月美国能源信息 署（EIA）数据显示，2024 年 9 月，OPEC 原油产量占全球的 34%，非 OPEC 成员国中产量贡献 排名前二的分别为美国、俄罗斯，分别占比 17%、12%。OPEC 是由 12 个亚、非、拉石油生产 国联合而成的国际组织，其宗旨在于协调和统一成员国石油政策，维持国际石油市场价格稳 定，确保石油生产国获得稳定收入。成员国中原油产量排名前五的分别是沙特阿拉伯、伊拉 克、伊朗、阿拉伯联合酋长国、科威特，其中沙特阿拉伯的原油产出量占 OPEC 总原油产出量 的比重约 35%，意味其在 OPEC 中原油的话语权更大。美国曾经是原油进口国，20 世纪 70 年 代的石油危机促使美国政府和企业开始重视能源安全问题，并加大了对替代能源及本土油气 资源开发的投资力度，页岩气革命在此背景下应运而生，通过水力压裂法和水平钻井技术的 应用，使得原本难以开采的页岩层中蕴藏的巨大石油天然气资源得以释放，美国的能源独立 性逐步上升，到 2018 年底美国打破 75 年来对进口石油的依赖，首次成为石油净出口国。与 此同时在过去十年里，美国的原油产量已超过沙特和俄罗斯，成为世界第一大原油生产国。
短期供应增加势头难改，长期资本开支限制降低供给弹性。短期看，尽管存在对于中东 地缘政治局势升温的忧虑、俄乌地缘局势进展仍不明朗、OPEC+多次延长其减产措施时间等多 方面影响，市场对明年供应端的展望是相对充裕。美国、加拿大和圭亚那等“非欧佩克+”国 家额外的产量增长将挑战“欧佩克+”维持市场平衡的能力，IEA 预测全球石油市场到 2025 年将面临百万桶供应过剩。长期看，全球能源转型持续进行，走向“碳中和”的长期趋势有 望导致全球原油供给弹性下降。2020 年的新冠疫情和负油价对原油生产商的盈利能力和债务 情况均造成冲击，导致企业在增加资本开支方面变得更加谨慎。即便在 2022 年油价飙升至 100 美元/桶的情况下，原油生产商也更愿意于将这些资金用于债务偿还、股利发放和股票回 购，而不是增加资本开支。这种上游资本投入的显著减少可能会导致原油长期供给弹性下降， 增加供应短缺的风险，并出现供给下降快于需求的错配局面，从而在长期内对油价构成支撑。 从数据上看，尽管 2021 年以来全球油气开发投资连续三年回升，相较 2020 年以前的勘探投 资力度仍有一定差距。据国家油气战略证券研究所、中国石油勘探开发研究院和中国石油国 际勘探开发有限公司联合发布的《全球油气勘探开发形势及油公司动态(2024 年)》，2023 年， 全球常规油气勘探投资为 510.8 亿美元，同比增加 6.7%。国际七大石油公司（壳牌、英国石 油公司、道达尔能源、埃克森美孚、雪佛龙、埃尼、艾奎诺）的勘探投资同比增长 8.6%，境 外投资金额占 84.6%，同比增加 5%，其中深水超深水投资占 72%。但需要注意的是，报告中 同样提到全球现有油气项目的产量在 2029 年达到峰值 92.44 亿吨，2035 年降至 81 亿吨， 2050 年预计为 37 亿吨。其中，全球六大油气产区中，欧洲和亚太已过高峰产量期；2027 年 非洲达峰，为 6.06 亿吨；2029 年美洲达峰，为 33.31 亿吨；2030 年中东达峰，为 27.78 亿 吨；2033 年中亚-俄罗斯达峰，为 14.45 亿吨。
全球原油需求增速放缓。原油的直接需求来源于炼油厂，因此炼化产能、开工检修情况 可反映原油需求。与此同时，炼油厂的生产活动亦受到下游燃油和化工产品消费的影响，作 为原油产业链中的中游行业，上下游的收入和成本价差，是炼油厂炼油的主要驱动力。分区 域来看，全球的原油消费国以美国、中国、印度排名靠前，2024 年 1-9 月其月均需求量分别 占全球总需求量的 20%、16%、5%。国际能源署（IEA）在 2024 年发布的《2024 年石油报告 （Oil 2024）》中提到，不同的区域经济轨迹和清洁及节能技术的加速部署相结合，将逐渐减 缓石油需求增长的速度，2024 年 8 月以来，IEA、OPEC(欧佩克)和美国能源部更是一致下调 了 2024 年的国际原油需求增速预期。美国作为全球最大的原油需求国，尽管最近炼油利润 率强劲，但不利的需求趋势和附近出口市场的萎缩将给美国炼油利用率带来压力。IEA 预计 到 2030 年，美国炼油加工量将下降近 100 万桶/天，部分原因是宣布关闭总计近 40 万桶/天 的炼油能力，但主要原因是因为炼厂利用率需要进一步降低，以适应美国石油产品需求下降 140 万桶/天的趋势。中国作为全球第二大原油消费国，其炼油产能建设正逐渐放缓，IEA 表 示从 2027 年开始，预测期内中国没有重大的新建炼油项目。预测期内，中国年平均净增炼油 能力约为 13 万桶/天，远低于过去十年的年平均值 30 万桶/天的水平。另外，随着中国电动 汽车市场渗透率的提高和汽油需求的下降，车用燃料尤其是汽油的过剩将会加剧。
美国选举和降息落地，价格波动回归供需基本面。11 月海外美国大选落下帷幕，特朗普 获胜。从特朗普的政策倾向来看，为追求美国能源独立和促进经济与就业，其能源政策将重 新聚焦于最大限度提高石油和天然气产量，而不再关注应对气候变化，此举或推进美国油气 开采投资边际提速。另外，特朗普在竞选期间还曾提出以关税替代公司所得税，对外国商品 征收 10-20%的总体关税和中国 60%的关税，一旦落实对全球经济和贸易不利，无疑在中长期 削弱全球石油需求。商品属性方面，OPEC+在 12 月会议中再度推迟石油增产计划，将原定于 日均 220 万桶自愿减产措施延长至 2025 年 3 月底以提振价格。但短期需求处于季节性淡季， 中长期需求面临更多区域经济挑战和转向更清洁燃料的阻力，同时美国后续政策的变化亦可 能导致未来国际原油的供需格局逐步走向宽松，导致油价承压。地缘方面，当前中东地区的 紧张局势并没有降温的迹象，后续特朗普若推动谈判巴以、俄乌谈判，或推动原油市场地缘 溢价降低，然而也需密切关注其对伊朗和委内瑞拉实施更严格的制裁措施，此举或影响全球 石油供应预期。展望后市，短期内除非出现重大地缘冲突，油价大幅上涨可能性较低，但考 虑到当前油价已接近主要产油国的财政平衡价格，进一步大幅下跌的空间也相对有限，后续 需持续关注地缘政治局势演变、全球经济复苏力度以及影响供应端的政策方向等，2025 年在 供需偏弱情况下，整体油价中枢预计有所下移。
公司业绩与油价高度相关。2011-2014 年高油价时期，公司净利润均在 565 亿元以上； 2015-2016 年，受美联储加息、欧佩克不减产以及未来伊朗原油解禁等因素影响，国际油价 不断走低,公司净利润大幅下滑，2016 年仅实现 6.37 亿元；2017-2018 年，OPEC 延长减产协 议以及地缘风险加剧等因素助推国际油价再次走高，公司净利润同比呈现正向增长；2019 年 在全球原油供应过剩、美国页岩油产量快速增长以及地缘政治事件频繁发生的影响下，油价 震荡下行，但本年度公司营收利润却凭借产量增加及成本管控逆势上涨。2020 年超低油价下 公司再度逆势盈利 250 亿元，相较油价水平接近的 16 年盈利增加 244 亿元。2021-2023 年， 得益于油气价格的高位维持以及公司成本管控持续进行，公司净利润盈利能力大幅提升，连 续两年创历史新高，2023 年公司净利率达到 30.4%，ROE 为 19.6%。
3.2.低成本优势持续巩固，护航盈利释放
坚持成本管控，近十年桶油成本降幅明显。早在 2014 年初，中国海油便前瞻性地开展 以“质量合格率 100%，成本下降 10%，利润总额提高 10%”为目标、以提质增效为核心的“质 量效益年”活动。参考国资报告的采访，中国海油近年来在每年年初明确提出压减目标，总 量分解到各子企业，企业再进行月度目标分解，从而实现总量目标有效控制。同时不仅设置 总量目标，公司还将成本管控细化到单位成本，从上游油气开采的桶油成本到下游吨油加工成本，层层把关后最终实现效率目标。在持续的提质增效降本下，公司桶油主要成本亦由 2014 年的 42.30 美元/桶油当量下降至 2023 年的 28.83 美元/桶油当量，2024 年前三季度公司实 现桶油成本 28.14 美元/桶油当量，同比-0.8%，继续保持良好的竞争能力。值得一提的是， 在 2020 年油价低迷时期，公司成功将成本控制在 26.34 美元/桶油当量，达到近十年最低水 平，这充分证明了公司利用成本优势有效应对国际油价波动的能力。 石油开采行业的桶油主要成本包含以下五项，分别是桶油“生产作业费”、“折旧、折耗 与摊销费用（DD&A）”、“弃置费”、“销售及管理费”和“除所得税以外的其他税金”。2023 年 公司桶油主要成本的构成，49%由折旧、折耗与摊销费用构成，26%来自作业费用，14%来自除 所得税以外的其他税金，8%来自销售及管理费，3%来自弃置费。其中“折旧、折耗与摊销费 用”以及“作业费用”构成公司桶油成本最主要的部分。
2015 年起公司桶油 DD&A 呈现下降趋势。参考《通过桶油 DD&A 变动公式保持和降低石油 公司桶油成本》的解释，桶油 DD&A 代表了石油公司在开始商业性生产前发生的费用和有关 固定资产的折耗、摊销、折旧，通常与矿区权益支出、勘探投资、开发及生产资本化投资有 关，尤其是开发及资本化投资，其规模可直接决定石油公司的预期收入。由于 DD&A 始终占据 公司桶油主要成本的 50%左右，因此对该部分的控制则显得尤为重要。据《中海油桶油成本 管控探析》可知，公司的 DD&A 变化情况大致分为三个阶段。1）2001-2009 年，与国际同业 基本同步，折旧折耗与摊销具有竞争优势；2）2010-2014 年，不论是桶油折旧折耗与摊销还 是增长幅度均超过国际同业，影响桶油成本竞争优势；3）受油田进入中后期、储量修正等因 素影响，桶油折旧折耗与摊销逐年下降，逐步向国际同业平均水平靠拢。截至目前，公司的 DD&A 已经从 2015 年高点的 23.53 美元/桶油当量降至 2023 年的 14.06 美元/桶油当量，降幅 达 40%。
公司作业费用处于同业前列。对于海洋石油企业来说，作业费包括海上人员费、直升飞 机费、供应船费、油料费、信息通讯气象费、维修费、油气水处理费、油井作业费、物流港 杂费、油气生产研究费、保险及统征上缴、健康安全环保费、租赁费、合作油田其它等 14 大 科目。中国海油作业费用自 2014 年起亦呈现下降趋势，中途年份因提高产出效率采取优化 措施增加工作量、油料/药剂等材料价格随油价上涨、人民币汇率升值等因素影响有所波动， 但到 2023 年公司作业费用已降至 7.54 美元/桶油当量，相较 2014 年降幅达 38%，亦位居行 业前列水平。
智能化开采有望助力降本增效。公司坚持把成本管控贯穿于勘探、开发、生产的全过程， 持续推进数字化、智能化转型，增强成本竞争优势。以中国海油渤海油田秦皇岛 32-6 油田为 例，该油田是我国第一个海上智能油田，其核心业务数字化覆盖率达 90%，可将秦皇岛 32-6 油田生产效率提升 30%，操作维护成本降低 5%到 10%，用工减少 20%，预计每年带来 3000 万 元的直接效益。展望未来，公司会积极推进“智能油田”“智能工程”“智能工厂”建设，助力生产运营模式全方位、全角度、全链条变革，有效降低生产运营成本的同时提升安全生产 的保障能力。
公司高度重视股东回报，近 20 年坚持分红。作为 A 股“高股息”的代表，中国海油历来 重视股东回报，2001 年上市（港股）以来，坚持每年派发两次现金分红，即使在 2016 年和 2020 年超低油价时依然维持可观的分红水平。在 2022 年回 A 股后，亦对于分红做了明确的 指引，根据 2024 年 1 月的《二零二四年经营策略公告》，里面提到中国海油 2022-2024 年全 年股息支付率预计将不低于 40%，无论公司的经营表现如何，2022 年至 2024 年，全年股息绝 对值预计不低于 0.70 港元／股（含税）。从近两年数据可以看到，公司 2022 年和 2023 年全 年股息分派情况均已达到上述预计。2024 年 8 月 29 日，公司发布 2024 年中期股息分配方 案，拟向全体股东每股派发 0.74 港元（含税），创历史同期新高，A+H 中期分红总额将达到 321.18 亿元。2024 年 10 月 14 日公司发布 2024 年 A 股中期股息分派实施公告，决定每股现 金红利为 0.67653 元（含税）。此次中期股息的总派发金额为 20.2 亿元（含税），以截至登记 日的全体 A 股股东为对象，涉及的 A 股股数为 29.9 亿股。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
