国资委控股的油气勘探龙头，资源禀赋优异，股东回报丰厚。公司是中国最大的海上石油及天然气生产商，从事原油及天然气的勘探、开发、生产及销售，国资委为实际控股人。公司油气资源丰富，拥有中国海域95%以上的探矿权，并在多个海外巨型油气田重点区块持有权益，截至2023年公司油气储量达67.84亿桶油当量，2023年公司油气产量达185.76万桶油当量/天。此外，公司经营现金流稳健，且注重股东回报，2015年来股利支付率大多超过50%，并承诺2022-2024年股利支付率不低于40%。 需求存修复潜力，供给有望收紧，油价或将维持中高位。康波萧条期的地缘冲突给原油带来了风险溢价，逆全球化的背景也提高了能源的安全储备需求，美元信用风险也给实物资产带来了上行期权。需求方面：：2023年防疫政策优化叠加稳增长政策发力，国内原油消费复苏，并提振全球原油需求。海外加息结束展望降息，需求有望恢复，此外，全球范围内多炼厂投产有望推动需求增长。供给：2024年，OPEC+有望维持当前的减产框架，原油供给仍面临较为紧张的局面。此外，疫情期间库存井大量消耗，通货膨胀导致新增井盈利性下滑，美国页岩油产量增长乏力亦将限制全球原油供给增速。长期来看，国际油气公司资本开支不足导致资源接替能力下滑或将造成原油供给持续偏紧。价格：我们对全球石油供需边际缺口进行测算，根据测算结果，在衰退预期下，需求增速同比下滑，但欧佩克+自愿减产框架在接近于财政平衡油价的情况下有望保持，全年来看，石油供需格局整体略有宽松，但在中东局势日益紧张的情况下，供给端仍存在不确定性，油价有望维持中高位震荡。 低成本打造竞争壁垒，增储上产保障公司成长。凭借优异的成本管控能力，公司桶油作业成本持续下降，目前位于行业较低水平，油气产品差异性小，低成本优势为公司打造竞争壁垒，净利率水平位居国内外可比公司前列。此外，丰富的油气资源为公司奠定成长的基础，现金流稳健且债务负担较低保障公司增储上产，公司产储量有望持续增长，成长属性或不断夯实。 加码天然气及新能源，积极推进绿色低碳转型。公司践行低碳发展理念，稳健推进新能源布局。一方面，公司发力天然气业务，近5年来天然气产销量复合增速均在10%左右，产品结构中天然气占比亦不断提升；另一方面，公司依托海上作业技术及资源优势布局海上风电，择优发展陆上风光，公司海上风电及陆上风光项目将陆续投产，预计2025年将获取海上风电资源500-1000万千瓦，获取陆上风光资源500万千瓦。 投资建议：我们预计公司2024-2026年可实现归母净利润1363、1455、1527亿元，当前市值对应PE分别为10/9/9。考虑到公司稳健的增储上产行动，成长性较为明显，但PE低于海外可比公司，我们认为公司估值有提升空间。采用相对估值法，参考海外可比公司估值水平，我们给予公司2024年12.2倍PE，对应目标价35.01元，首次覆盖，给予“强推”评级。 风险提示：消费复苏不及预期；OPEC+减产不及预期；宏观经济波动风险。

事件描述3 月 21 日晚， 中国海油发布 2023 年报， 全年实现营收 4166.09 亿元，同比下降 1.33%，实现归母净利润 1238.43 亿元，同比减少 12.60%；实现扣非净利润 1251.88 亿元，同比减少 11.00%，基本每股收益 2.60 元。 经营层面良好，全年桶油成本继续下行业绩受一次性影响因素拖累，经营层面稳健。 公司第四季度实现营收1097.92 亿元，同比-1.16%，环比-4.32%；归母净利润 261.98 亿元，同比-20.45%，环比-22.68%；扣非净利润 294.82 亿元，同比-10.57%，环比-11.68%。 四季度盈利同比下滑受到北美地区油气资产计提减值准备影响，全年资产减值及跌价准备为 35.23 亿元。 另外，公司 2023 年除所得税外的其他税金较 2022 年增加 29.6%， 主要是根据本年新出台的法规确认矿业权出让收益的影响。 除一次性影响外经营层面稳健。 桶油成本继续下行，凸显核心竞争优势。 中国海油凭借较低的桶油生产成本、国际领先的生产技术、精简高效的人员配置降本增效，盈利能力在行业内处于领先水平。 2023 全年桶油成本为 28.83 美元，同比下降 5. 13%。 公司桶油作业费用全球领先， 2023 年该项费用为 7.54 美元/桶。公司桶油折旧、折耗与摊销费用处于行业平均水平且在逐年降低，由 20 13 年的 21.03 美元/桶降低至 2023 年 14.06 美元/桶。 积极资本开支推进增储上产，储量产量增速行业领先近年来，中国海油持续践行积极的资本开支以保证增储上产战略目标的实现，坚持增储上产，布局全球的战略，自 2016 年起资本持续增长， 过去 6 年公司资本开支 CAGR 达 13.09%。 2023 年全年资本支出 1296亿元，为历史新高。 2024 年预算资本开支 1250-1350 亿元。在持续资本开支保障下，公司储量与产量增长速度行业领先。 2023 年公司石油天然气净证实储量达到 381.7 百万桶油当量， 储量寿命（含权益法核算储量）达到 10 年，连续 7 年稳定在 10 年以上，储量替代率达到 182%。 2023年油气产量为 678 百万桶油当量， 连续 5 年创历史新高， 2024-2026 年油气产量目标为 700-720， 780-800， 810-830 百万桶， 2024-2025 年产量目标较上年指引大幅提升。 报告期内，公司在全球获得 9 个新发现，在国内落实多个亿吨级大油田，探获首个深煤层千亿方大气田；在海外，圭亚那项目再获亿吨级油田，以上项目为公司未来产量增长奠定基础。 2024 年，国内绥中 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、神府深层煤层气勘探开发示范项目和海外的巴西 Mero3XM 等将有力支撑产量增长。 重视股东回报， 维持高分红率和股息率2023 年中期/末期，公司每股分派 0.59/0.66 元港币，总派息额 594.58亿港元， 支付率达到 43. 6%。从股息率来看， 按照 2023/03/22 收盘价计算，中国海油（A）股息率为 4.23%， 中国海洋石油 (H)股息率 7.05%。公司此前承诺， 2022-2024 年公司全年股息支付率预计将不低于 40% ；全年股息绝对值预计不低于 0.70 港元／股（含税），预计 2024 年将维持高分红策略。 投资建议预计公司 2024-2026 年归母净利润分别为 1408.26、 1577.10、 1875.14亿元（2024-2025年原值为1460.46、1533.94亿元），同比增速为13.7%、12.0%、 18.9%。对应 PE 分别为 9.22、 8.24、 6.93 倍，维持“买入”评级。 风险提示（1） 新项目进度不及预期；（2） 原油天然气价格大幅波动；（3） 行业政策变化。

中国海油发布2023年年度报告：公司实现营业收入4166.09亿元，同比-1%；实现归母净利润1238.43亿元，同比-13%。 2023年Q4实现营业收入1097.92亿元，同比-1.2%，环比-4.3%，实现归母净利润261.98亿元，同比-20.4%，环比-22.7%。公司全年资产减值及跌价准备为35.23亿元，同比增加28.46亿元，主要受到北美地区油气资产计提减值准备的影响；除所得税外其他税金为243.31亿元，同比增加55.53亿元，主要受确认矿业权出让收益的影响。剔除补缴矿产特别收益和一次性北美地区减值等影响，公司业绩符合预期。 投资要点油气产销量新高，油价下跌背景维持优秀业绩2023年全球油价下滑，公司平均实现油价77.96美元/桶，同比-19.3%，平均实现气价7.98美元/千立方英尺，同比-7%。2023年公司净产量达678百万桶油当量，同比增长8.7%，连续五年创历史新高；2019-2023年净产量复合增长率达7.6%。销量方面，石油销量达5.15亿桶，同比+7.5%；天然气销量达807.4十亿立方英尺，同比+11.2%。实现油气销售收入3278.67亿元，同比-7.1%，降幅远低于油价降幅。 降本增效成果显著，继续巩固成本优势2023年公司加强成本控制，继续巩固成本竞争优势，桶油主要成本为28.83美元，同比-5.1%。其中桶油作业费用7.54美元/桶，同比-2.6%、桶油折旧折耗及摊销14.06美元/桶，同比-4.2%、桶油弃置费0.83美元/桶，同比-2.4%、销售管理费2.29美元/桶，同比-9.5%、除所得税以外的其他税金4.11美元/桶，同比-10.7%。 现金流充裕，重视股东回报公司2023年经营现金流2097亿元，同比+2%。2023年公司末期派息0.66港币/股，中期派息0.59港币/股，合计派息1.25港币/股，公司总股本约476亿股，合计分红约595亿港元，股息支付率达43.6%，按2024年3月22日收盘价及汇率，A股股息率约4.2%，H股股息率约7.1%。增储势头强劲，高油价中枢支撑高盈利公司资本开支及产量保持高位，2025/2026年公司净产量目标为780-800/810-830百万桶，未来三年油气开采规划增速高于行业内其他主要企业。截至2024年3月21日，布伦特油价为85.8美元/桶，较年初上涨13%，在地缘冲突不断，OPEC+挺价意愿强烈等背景下油价存在较强支撑，公司未来业绩和分红具有较强保障。 盈利预测预测公司2024-2026年收入分别为4413.6、4800、4901亿元，EPS分别为2.87、3.05、3.10元，当前股价对应PE分别为9.5、9、8.8倍，维持“买入”投资评级。 风险提示经济下行风险；产品价格大幅波动风险；项目建设不及预期风险；受环保政策开工受限风险；下游需求不及预期的风险。

公司实现归母净利 1238亿元， 同比-13%，给予 A/H 股“增持/买入”评级中国海油于 3月 21日发布年度报告，实现营收 4166.1亿元， yoy-1%，实现归母净利 1238.4亿元（扣非后 1251.9亿元）， yoy-13%（扣非后-11%）。 其中 Q4单季度营收 1097.9亿元， yoy/qoq-1%/-4%，实现归母净利 262.0亿元， yoy/qoq-20%/-23%。公司拟每股派现 0.66港元（含税），结合中期分红， 23全年股息支付率约 43.8%。 我们预计公司 24-26年归母净利润1325/1442/1513亿元，对应 EPS 为 2.79/3.03/3.18元（基于港币汇率 0.91，分别为 3.07/3.33/3.49港元），结合 A/H 股可比公司估值（Wind、 Bloomberg一致预期 24年平均 10.2/8.5倍 PE）， 考虑公司新项目成长性， 给予11x/9xPE， A/H 目标价 30.69元/27.63港元， 给予“增持/买入”评级。 增储上产成绩凸显，持续降本效果良好据公司年报， 2023年共获得 9个新发现，成功评价 22个含油气构造。实现石油液体销量 5.15亿桶，同比增 7.5%，实现天然气销量 8074亿立方英尺， 同比增 11.2%。受国际原油价格高位回落影响，石油液体实现价格 77.96美元/桶，同比下降 19.3%，天然气实现价格 7.98美元/千立方英尺，同比下降 7.0%。全年桶油当量主要成本下降 5.1%至 28.83美元/桶油当量，扣除税金等影响下降 4.11美元/桶至 24.72美元/桶。 综合毛利率 yoy-3.2pct 至50%。 公司 23年资本支出 1296亿元， yoy+26%。 OPEC+减产格局延续， 有望支撑 2024年油价高位运行据 Wind， 3月 20日 Brent/WTI 原油期货价格 85.95/81.27美元/桶， 24年以来分别+13.3%/+15.5%， Q1以来 Brent 平均油价 81.21美元/桶。 3月 3日， OPEC+决定将自愿减产协议延长至 6月底， IEA 预计 24年全球石油收支平衡将从盈余转为轻微赤字，其中供给增量主要来自美国、巴西、圭亚那及伊朗，需求端中国将贡献约 50%的增量。 24Q1以来，红海危机引发供应端潜在担忧，叠加俄罗斯炼厂及凝析油分离器遭袭，原油价格整体呈现上行趋势。我们认为 OPEC+减产格局仍将维持，主力产油国 24年预计财政平衡油价处于 60-80美元/桶，我们预计 24-25年 Brent 均价 82/80美元/桶。 23年油气净产量再创历史新高，新项目支撑未来可持续发展据公司年报， 23年末公司储量替代率达 180%，储量寿命连续 7年稳定在10年以上，净证实储量达 68亿桶油当量。公司预计 24/25/26年油气产量目标分别位于 7.0-7.2/7.8-8.0/8.1-8.3亿桶油当量。公司 23年油气净产量同比+8.7%至 678百万桶当量， 年内实现渤中 19-6凝析气田 I 期开发项目、圭亚那 Payara 项目、巴西 Buzios5项目等多个新项目顺利投产。 风险提示：国际油价波动风险；新项目投产进度不达预期风险。

事件：公司发布2023年年度报告：实现营业收入4166亿元（同比-1%），归母净利润1238亿元（同比-13%）。其中2023Q4，实现营业收入1098亿元（同比-1%，环比-4%），归母净利润262亿元（同比-20%，环比-23%）。 公司2023年全年资产减值及跌价准备为35.23亿元，较2022年增长28.46亿元，主要系北美地区油气资产储量不佳，经济评估效益不佳，取消开发计划，计提减值准备。此外，公司2023年税金及附加同比增加50亿，主要是因为一次性补缴矿权转让金。整体而言，公司经营向好，刨除一次性影响，公司业绩亮眼。 持续增储上产，2023年实际油气净产量高于2023年初制定目标：公司上调调2024-2025年产量目标，披露2026年产量目标。1）2023年，公司实际净产量678百万桶油当量（同比+8.7%），其中石油净产量529.5百万桶（同比+8.1%），天然气864.7十亿立方英尺（同比+11.0%），高于2023年初目标。2）2024年，公司净产量目标为700-720百万桶油当量，其中中国、海外预计分别占69%、31%。2025、2026年，公司净产量目标分别780-800、810-830百万桶油当量。 资本支出持续加大，2023年资本开支符合公司目标：调公司上调2023年资本开支，大加大2024年资本开支力度。1）2023年，公司上调资本开支自1000-1100亿元至1200-1300亿元，实际资本支出1296亿元，符合公司目标，主要用于国内油气田的开发，以及海外圭亚那、巴西项目的开发。其中，勘探、开发、生产资本化、其他支出分别198、827、255、17亿元。2）2024年，公司资本支出总预算为1250-1350亿元，其中，勘探、开发、生产资本化支出预计分别占16%、63%、19%；中国、海外预计分别占72%、28%。 桶油成本管控良好，桶油作业费用位于行业前列：司公司2023年桶油主要成本本28.83美元/桶，较2022年降低-1.56美元/桶桶，同比-5.1%。其中，公司2023年作业费用7.54美元/桶，同比-0.2美元/桶（-2.6%）；折旧、折耗及摊销14.06美元/桶，同比-0.61美元/桶（-4.1%）；弃置费0.83美元/桶，同比-0.02美元/桶（-2.4%）；销售及管理费用2.29美元/桶，同比-0.24美元/桶（-9.5%）；除所得税以外的其他税金4.11美元/桶，同比-0.49美元/桶（-10.7%）。 国内外重点项目稳步推进：2024年，公司预计将有多个重要新项目投产，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、神府深层煤层气勘探开发示范项目、海外的巴西Mero3项目。 公司注重股东回报：公司于2023年中期、末期分别派息0.59、0.66港元/股，2023年全年分红比例约43.6%，合计派息约540亿元，按2024年3月21日收盘价，中海油A股股息率为4.0%；中海油H股税前股息率为6.9%，按28%扣税，税后股息率为4.9%。 盈利预测与投资评级：根据公司增储上产&新项目推进情况，我们调整2024-2025年归母净利润分别1382、1545亿元（此前为1404、1495亿元），新增2026年归母净利润1598亿元，2024年3月21日收盘价对应A股PE分别 10、9、8倍。公司盈利能力显著，成本管控优异，维持“买入”评级。 风险提示：宏观经济波动；油价波动；公司增储上产速度不及预期

中国海油于 2024年 3月 21日发布公司 2023年年度报告，公司2023年全年实现营业收入 4166.09亿元，同比减少 1.33%；全年实现归母净利润 1238.43亿元，同比减少 12.60%。其中，公司2023Q4实现营业收入 1147.53亿元，同比减少 1.16%； 实现归母净利润 261.98亿元，同比减少 20.45%。公司业绩在全年实现油价同比下跌 17.02%和 Q4大比例缴纳矿业权出让金双重影响下依旧维持强势，进一步体现公司优质资产的稀缺性和管理水平的优异。 油气产储量再创新高， 征收矿业权出让收益不改业绩稳健预期： 2023全年公司净证实油气资产储量为 67.8亿桶油当量，同比增加 8.65%。 公司油气产量持续维持较高增速，储采比维持较高水平，公司 2023年油气总产量为6.78亿桶油当量，同比增加 8.65%。 2023年公司原油、天然气储采比分别为 9. 14、 10.63，分别同比+0.30/-0.88，持续维持在较高水平。 此外， 2023年公司除所得税外其他税金为 243.31亿元， 相较于 2022年增长 55.5亿元， 主要为征收矿业权出让收益影响， 整体符合预期。 资本支出持续维持较高水平，公司未来成长确定性强： 2024年公司勘探开发资本支出指引为 1250-1350亿元，同比增加 1.63%。 2024年公司预计将有众多新项目投产，主要包括中国海域的绥中36-1/旅大 5-2油田二次调整开发项目、渤中 19-2油田开发项目以及海外的圭亚那 Yellowtail 项目和巴西 Mero4项目等， 2024-2026年公司净产量目标分别为 700-720/780-800/810-830百万桶油当量， 公司高成长性延续， 未来业绩有所保障。 持续维持高股息政策，股东投资回报丰厚： 公司持续维持高股息，投资回报丰厚。公司 2023年现金分红共计 539.34亿元（以 1港元兑 0.9071人民币计算），公司股利支付率约 43.55%，与此同时，公司股息率维持在较高水平，以 2023年 12月 31日收盘价为基准计算，公司 2023年 A 股股息率为 5.40%，H股股息率为 9.62%，含 2023年末期现金股利每股 0.66港元/股和半年度现金股利每股0.59港元/股，公司股东投资回报丰厚。 我们看好油价中枢稳健下的未来公司业绩稳定性和公司持续增长资本开支带来的成长性， 2024-2026盈利预测为 1348亿元/1404亿元/1452亿元，对应 2024-2026年 EPS 为 2.83元/2.95元/3.05元，对应 PE 为 10.0X/9.6X/9.3X，维持“买入”评级。 （1）油气田投产进度不及预期； （2） OPEC+减产执行强度不及预期风险； （3）原油供需受到异常扰动； （4）能源政策及制裁对企业经营的影响； （5）汇率风险； （6）其他不可抗力风险。

业绩符合预期，减值及矿业权出让收益一次性影响利润。公司2023年实现营业收入4166.1亿元（同比-1.3%），实现归母净利润1238.4亿元（同比-12.6%），扣非归母净利润为1251.9亿元（同比-11.0%）；2023年单四季度实现营业收入1097.9亿元，（同比-1.2%，环比-4.3%），实现归母净利润262.0亿元（同比-20.5%，环比-22.7%），扣非归母净利润为294.8亿元（同比-10.6%，环比-11.7%）。公司全年资产减值及跌价准备为35.23亿元，同比增加28.46亿元，主要受到北美地区油气资产计提减值准备的影响；除所得税外其他税金为243.31亿元，同比增加55.53亿元，主要受到确认矿业权出让收益的影响。 持续增加资本开支力度，坚持增储上产，产量稳定提升。公司2023年资本开支为1296亿元，同比增加271亿元，共获得9个新发现，成功评价22个含油气构造，2024年资本开支目标为1250-1350亿元；证实净储量6784百万桶油当量，储量替代率达180%，储量寿命连续7年稳定在10年以上；实际净产量678.0百万桶油当量（同比+8.7%），其中石油净产量529.5百万桶（同比+8.1%），天然气净产量864.7十亿立方英尺（同比+11.0%），2024-2026年产量目标分别为700-720、780-800、810-830百万桶油当量。 成本管控良好，桶油成本持续降低。公司2023年桶油主要成本为28.83美元/桶油当量，较2022年降低1.56美元/桶（同比-5.1%）。2023年布伦特原油均价为82.2美元／桶（同比-17.0%），公司石油实现价格77.96美元/桶（同比-19.3%）；天然气实现价格7.98美元/千立方英尺（同比-7.0%）。 受益于成本下降，公司扣非后利润波动小于价格波动，抵抗油价波动风险能力显著增强。 公司现金流稳定，重视股东回报。公司2023年经营现金流2097亿元（同比+2.0%），建议2023年末期股息0.66港元/股（含税），全年股息1.25港元/股（含税），股息支付率43.6%，合计派息约540亿元，A股股息率为4.0%，H股税前股息率为6.9%，税后股息率约为4.9%。 风险提示：：原油价格大幅波动的风险；自然灾害频发的风险；地缘政治风险；政策风险等。 投资建议：：预计2024-2025年布伦特原油均价为85美元/桶，下调2024-2025年并新增2026归母净利润为1468/1564/1633亿元（原值为1545/1783亿元），同比+18.6%/+6.5%/+4.5%，EPS为3.09/3.29/3.43元，对应A股PE分别为9.2/8.6/8.3倍，对于H股PE分别为5.4/5.1/4.9倍，维持“买入”评级。

事件： 2024年 3月 21日， 公司发布 2023年年度报告。 2023年，公司实现营业收入 4166.09亿元，同比下滑 1.33%；实现归母净利润 1238.43亿元，同比下滑 12.60%；实现扣非归母净利润 1251.88亿元，同比下滑 10.74%。 23Q4毛利率同环比提升，归母净利率因税金提高环比下滑。 23Q4，公司实现营业收入 1097.9亿元，同比下降 1.16%，环比下降 4.32%；实现归母净利润 262.0亿元，同比下降 20.45%，环比下降 22.68%。 在公司优秀的成本管控下， 23Q4毛利率为 50.68%，同比提升 1.58pct，环比提升 3.89pct，而归母净利润环比大幅下降、归母净利率下降 5.67pct 的原因是 23Q4税金及附加占收入的比重环比提高了 4.82pct，若考虑 23Q4和 23Q3税金及附加相等，则公司23Q4归母净利润有望达到 295.4亿元，全年归母净利润有望实现 1271.8亿元，同比 23年仅下滑 10.25%，在油价下滑 17.23%的背景下，公司业绩韧性凸显。 净证实储量再创新高，油气产量同比增 8.7%。 截至 2023年末，公司净证实储量达到 67.84亿桶油当量，储量替代率高达 180%， 储量寿命连续 7年稳定在 10年以上，增储步伐稳步前行。 2023年，公司净产量达 6.78亿桶油当量，同比增长 8.7%，连续五年创历史新高；其中，石油液体产量 529.5百万桶，同比增长 8.1%，天然气产量 8647亿立方英尺，同比增长 11.0%。 2024年，公司继续稳产增产， 提高采收率和生产时率、 降低自然递减率， 多个重点项目于 2023下半年和 2024年初投产，如巴西 Buzios5项目 2023年 6月投产、高峰日产量20万桶油当量， 陆丰 12-3油田开发项目 2023年 9月投产、 高峰日产量 3万桶油当量， 渤中 19-6凝析气田 I 期开发项目 2023年 11月投产、 高峰日产量 3.7万桶油当量， 圭亚那 Payara 项目 2023年 11月投产、 高峰日产量 22万桶油当量， 巴西 Mero2项目 2024年 1月投产、 高峰日产量 18万桶油当量，同时公司陆上天然气产量实现 5年增长约 3倍。 据公司规划， 2024-2026年目标产量将进一步达 7.0-7.2、 7.8-8.0、 8.1-8.3亿桶油当量，产量增长势头不减。 提质降本增效，桶油主要成本同比下滑。 公司深挖成本下降潜力， 一方面，不断提升钻完井核心技术能力， 缩短项目开发周期；另一方面，开发平台向工程标准化转变， 推动新项目增速提效。 2023年，公司桶油主要成本管控效果明显，同比下降 5.13%，其中，桶油作业费/折旧摊销/弃置费/销售管理费用/除所得税以外的其他税金分别为 7.54/14.06/0.83/2.29/4.11美元/桶，同比分别下滑2.58%/4.16%/2.35%/9.49%/10.65%。 高额资本支出推动增储上产。 2023年公司完成资本支出 1296亿元，其中，勘探、开发、生产资本化的支出占比分别为 15.28%、 63.81%、 19.68%。 2024年公司计划资本支出 1250-1350亿元，同比 23年实际完成额相对稳定。 分红率 43.6%， A/H 股股息率分别为 4.00%/6.86%。 2023年公司建议派发年末含税股息 0.66港元/股，加上年中股息的 0.59港元/股，全年含税股息合计 1.25港元/股，股息支付率达 43.6%，以 2024年 3月 21日收盘价和港币兑人民币中间价 0.9071计算， A/H 股股息率分别为 4.00%/6.86%。 投资建议： 公司储产空间高，成本管控能力强， 兼具成长性和高分红的特点，且随着国资委将上市公司价值实现和市值管理分别纳入到公司绩效评价体系和央企负责人考核中，央企被低估的估值有望实现理性回归。我们预计，公司 2024-2026年归母净利润分别为 1373.40/1487.86/1579.00亿元， EPS 分别为2.89/3.13/3.32元/股，对应 2024年 3月 21日的 PE 分别为 10/9/9倍，维持“推荐”评级。 风险提示： 油气勘探建设不及预期，国际局势变动对原油价格造成冲击， 宏观经济不及预期，能源政策变动风险。

事件： 202 4年 3月 21日，中国海油发布 2023年年度报告。 2023年，公司实现营业收入 4166.09亿元，同比-1.33%；实现归母净利润 1238.43亿元，同比-12.60%； 实现扣非后归母净利润 1251.88亿元，同比-10.74%； 实现基本每股收益 2.6元，同比-14.19%。 公司资本负债率为 15.2%，同比-3.1pct。公司扣非后加权平均净资产收益率为 19.76%，同比-5.97pct。 2023年第四季度，公司实现营业收入 1097.92亿元，同比-1.16%，环比-4.32%；实现归母净利润 261.98亿元，同比-20.45%，环比-22.68%； 实现扣非后归母净利润 294.82亿元， 同比-10.57%， 环比-11.68%； 实现基本每股收益 0.6元，同比-21.74%， 环比-23.94%。 点评： 2023年公司实现油气销售收入 3279亿元，实现归母净利润 1238亿元。 其中，除所得税外其他税金较 2022年增加 55.53亿元，主要受新出台的法规确认矿业权出让收益的影响（补缴影响额约为 48亿元） 。公司资产减值损失较 2022年增加了 28.46亿元，主要受北美地区油气资产计提减值准备的影响。 国际油价大幅下降，实现油价价差收窄： 2023年原油价格维持高位震荡，布伦特原油均价 82.49美元/桶，同比-16.72%。 2023年，公司实现油价 77.96美元/桶，同比-19.29%， 较布油平均折价 4.53美元/桶， 实现气价 7.98美元/千立方英尺，同比-6.99%。2023Q4公司实现油价 81.29美元/桶，较布油平均折价收窄至 1.56美元/桶。 产量超额完成目标： 2023年公司油气净产量达 678百万桶油当量，同比+8.69%， 超额完成 650-660百万桶的产量目标。 其中， 石油产量 529.5百万桶（占比 78%） ，同比+8.08%,天然气产量 8647亿立方英尺（占比22%），同比+11.04%。 渤海稳居中国第一大原油生产基地；圭亚那和巴西保持海外产量增长主力区。 储量接续能力优秀： 2023年公司储量替代率达 180%， 储量寿命仍稳定维持在 10年以上。同时，公司成功评价全球最大变质岩亿吨级油田渤中 26-6、南海深水深层首个亿吨级油田开平南，成功发现秦皇岛 27-3-渤海浅层亿吨级油田、 Lancetfish-圭亚那超深水深层亿吨级油田、 神府深层煤层气-陆上深层煤层中国首个千亿方大气田。 诸多新发现在实现储量增长的同时，更打开了新区、新领域的持续勘探开发和增储上产空间，意义重大。 桶油成本保持优势： 2023年公司桶油主要成本为 28.83美元（同比-1.56美元）。其中， 桶油作业费用 7.54美元（同比-0.20美元） ，主要受汇率及产量增长影响； 桶油折旧折耗及摊销 14.06美元（同比-0.61美元），主要受汇率及产量结构变化影响； 桶油其他税金 4.11美元（同比-0.49美元），主要受油价下降影响。 另外， 2023年公司桶油作业费用出现逐季上涨，或主要为油服景气提升带来的操作费用增加所致。 2023年公司实现经营性净现金流入 2097亿元，有效覆盖投资与股东回报，具体来看： 资本开支保持高位： 2023年公司实现资本开支 1296亿元，同比+18.73%，勘探、开发、生产资本化支出比例分别为 15%、 64%、 20%。公司资本开支总量及开发阶段支出较年初计划有较大提升， 料将使得海油工程、中海油服/中海油田服务等油服类公司受益。 现金分红比例提升： 2023年公司合计支付每股股利 1.25港元（含税），分红比例 43.6%，较去年 42.7%有所提升。按 2024年 3月 21日收盘价计算， 2023年公司 A 股股息率 4%， H 股股息率为 6.9%。 盈利预测与投资评级： 我们预测公司 2024-2026年归母净利润分别为1376.60、 1504.92和 1584.13亿元，同比增速分别为 11.2%、 9.3%、5.3%， EPS 分别为 2.89、 3.16和 3.33元/股，按照 2024年 3月 21日 A股收盘价对应的 PE 分别为 9.81、 8.97和 8.52倍， H 股收盘价对应的PE 分别为 5.71、 5.22、 4.96倍。考虑到公司受益于原油价格高位和产量增长， 2024-2026年公司有望继续保持良好业绩， H 股估值仍有较大修复空间，且有望享受高股息， 我们维持对公司 A 股和 H 股的“买入”评级。 风险因素： 经济波动和油价下行风险；公司增储上产速度不及预期风险； 经济制裁和地缘政治风险。

事件： 2024年 3月 18日，公司在渤海中北部海域成功发现秦皇岛 27-3亿吨级油田， 初步测试显示，单井日产原油约 742桶。 通过持续勘探，实现秦皇岛 27-3油田探明石油地质储量 1.04亿吨。 持续增储上产， 2023年实际油气净产量高于 2023年初制定目标： 公司上调 2024-2025年产量目标，披露 2026年产量目标。 1）2024年，公司净产量目标为 700-720百万桶油当量（同比+3.7%至 6.7%），其中中国、海外预计分别占 69%、 31%。 2025、 2026年，公司净产量目标分别 780-800、 810-830百万桶油当量。 2） 2023年初，公司预计 2023-2025年产量目标分别 650-660、 690-700、 730-740百万桶油当量。 2023年，公司实际净产量预计 675百万桶油当量，高于 2023年初制定的目标。 资本支出持续加大， 2023年资本开支符合公司目标： 公司加大 2024年资本开支力度，上调 2023年资本开支。 1）2024年，公司资本支出总预算为人民币 1250-1350亿元，其中，勘探、开发、生产资本化支出预计分别占 16%、 63%、 19%；中国、海外预计分别占 72%、 28%。 2） 2023年，公司上调资本开支自 1000-1100亿元至 1200-1300亿元，实际资本支出预计达约人民币 1280亿元，符合公司目标。 国内外新项目稳步推进： 2024年，公司预计将有多个重要新项目投产，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、神府深层煤层气勘探开发示范项目、海外的巴西 Mero3项目。 公司注重股东回报： 根据 2024年战略指引文件， 公司将保持 2022-2024年股息支付率不低于 40%，全年股息绝对值不低于 0.70港元/股（含税）。 盈利预测与投资评级： 根据公司增储上产&新项目推进情况，我们维持公司 2023-2025年归母净利润分别 1279、 1404、 1495亿元，同比增速分别-10%、 10%、 6%， 2024年 3月 18日收盘价对应的 A 股 PE 分别 10.5、9.5和 9倍。公司盈利能力显著，成本管控优异，维持“买入”评级。 风险提示： 宏观经济波动；油价波动；公司增储上产速度不及预期

事件：2024年3月18日，公司官网宣布，在渤海获得秦皇岛27-3亿吨级油田发现。2024年公司接连获得2个亿吨级发现，增储势头强势。2024年3月8日，公司在南海深水深层获得开平南亿吨级油田发现，开平南油田位于南海东部海域，平均水深约500米，油品性质为轻质原油，探明地质储量1.02亿吨油当量，该油田是中国首个深水深层亿吨级油田，展现了深水勘探的广阔前景，其发现井KP18-1-1d共钻遇油气层100.6米，完钻井深3462米，平均日产原油约7680桶，天然气约0.52百万立方英尺；2024年3月18日，公司再次宣布在渤海获得秦皇岛27-3亿吨级油田发现，秦皇岛27-3油田位于渤海中北部海域，平均水深约25米，油品性质为中-重质原油，探明石油地质储量1.04亿吨，是渤海中北部海域时隔10年后又一个亿吨级油田，其发现井QHD27-3-3共钻遇油层48.9米，完钻井深1570米，单井日产原油约742桶。日产不断升级，能源保障上新台阶。 产量挖潜方面，渤西作业公司围绕“稳”油田自然递减率与含水上升率、“挖”措施以治理低效油井、“抢”新井高效协同实现“完井即投产”，2月底，渤海油田渤西作业公司日产原油突破10000吨，刷新历史纪录；东方13-2气田作为我国海上最大高温高压气田持续推进智能化建设、提升生产效率，2023年气田成功部署4口调整井，日增产天然气达50万立方米，3月初，该气田日产气量突破730万立方米，创气田2024年日产量新高；南海东部流花4-1油田两口调整井顺利投产，日产原油达800立方米，标志着流花4-1深水油田时隔10年再次回到日产量超千方的巅峰。技术研发方面，2月下旬，我国海上首个热采吞吐先导试验平台--秦皇岛32-6作业公司南堡35-2油田WHPB平台日产原油突破1000立方米，创开发建设19年来最高水平，相关科研团队历经10余年实践，将稠油采收率提升10%。公司日产不断升级，新井新发现为增储上产提供了坚实支撑，24-26年，公司的产量目标为700-720、780-800、810-830百万桶油当量，23-26年产量CAGR为6.27%-7.13%，油气巨头成长依然强劲。24Q1业绩可期。2023年前三季度，布伦特原油期货结算价同比下滑12.05%，而中国海油同期归母净利润仅同比下滑10.23%；24Q1，布伦特原油期货结算价同比仅下滑1.37%，在公司优秀的成本管控以及产量的强劲推动下，我们预期24Q1公司业绩有望实现同比正增长。投资建议：公司储产空间高，成本管控能力强，兼具成长性和高分红的特点，且随着国资委将上市公司价值实现和市值管理分别纳入到公司绩效评价体系和央企负责人考核中，央企被低估的估值有望实现理性回归。 我们预计，公司2023-2025年归母净利润分别为1260.08/1376.65/1472.46亿元，EPS分别为2.65/2.89/3.10元/股，对应2024年3月18日的PE分别为11/10/9倍，维持“推荐”评级。风险提示：油气勘探建设不及预期，国际局势变动对原油价格造成冲击，宏观经济不及预期，能源政策变动风险。

事项： 根据埃克森美孚年报披露， 圭亚那 Stabroek 区块目前探明储量达 110亿桶以上， 目前已投产设计产能为58万桶/天， 预计到 2027年总产量超过 120万桶/天， 中国海油具备 25%权益。 国信化工观点： 1） 公司油气资源规模大， 坚持增储上产， 产量快速增长： 截至 2022年末， 公司净证实储量约为 62.4亿桶油当量， 同比增长 8.9%， 公司储量替代率达 182%， 近 6年储量寿命持续维持在 10年以上。 2022年， 公司净产量达到 624百万桶油当量， 同比增长 8.9%； 2023年前三季度， 公司净产量为 499.7百万桶油当量，同比增长 8.3%； 2） 公司资产遍及国内外， 海外产量增速更快： 分区域来看， 2023年前三季度国内净产量占比 69%， 海外净产量占比为 31%。 其中国内净产量 345.5百万桶油当量（合 127万桶油当量/天） ， 同比增长 6.7%， 海外净产量 154.1百万桶油当量（合 56万桶油当量/天） ， 同比增长 11.8%。 国外产量增速高于国内， 主要得益于圭亚那 Stabroek 区块 Liza 二期和巴西 Buzios 油田的产量贡献。 3） 公司参股圭亚那、 巴西等南美洲世界级项目， 提供长期油气产量增量： 截至 2022年底， 公司在南美洲（不含权益法核算的净证实储量， 下同） 净证实储量为 6.5亿桶油当量， 同比增长 36.5%； 2023年前三季度南美洲（不含权益法核算的净产量， 下同） 净产量分别为 19.9万桶油当量/天， 同比增长 119.7%。 圭亚那海上 Stabroek 区块， 是近年来全球最大的勘探发现之一， 2015-2023年区块累积获得新发现超过 30个，总可采资源量超过 110亿桶油当量， 公司拥有 25%的权益。 Stabroek 区块以轻质原油为主， 盈亏平衡点仅为 25-35美元/桶， 现有产能 58万桶/天， 2027年总产量预计超过 120万桶/天。 巴西 Buzios 油田和 Mero油田分别为巴西第一、 第三大储量油气田， 中国海油分别持有 7.34%、 10%的权益。 Buzios 油田可采资源量超过 345亿桶油当量， 现有净产量约 63.5万桶油当量/天， 预计 2027年 Buzios 油田净产量将达到 200万桶/天以上。 Mero 油田探明地质储量约 105亿桶， 是全球第三大盐下超深水油田， 现有设计产能约 35万桶油当量/天， 预计到 2026年净产量将达到 70万桶/天以上。 4） 投资建议： 我们维持对公司 2023-2025年归母净利润 1349/1545/1783亿元的预测， 对应 EPS 分别为2.84/3.25/3.75元， 对应 A 股 PE 分别为 10.1/8.8/7.6倍， 对应 H 股 PE 分别为 5.7/5.0/4.3倍， 维持“买入” 评级。

事件：2024年3月8日，公司在南海深水深层获得开平南亿吨级油田发现。经测试，该井平均原油产量约7680桶/天，天然气约0.52百万立方英尺。通过勘探，实现开平南油田探明地质储量1.02亿吨油当量。 持续增储上产，2023年实际油气净产量高于2023：年初制定目标：公司调上调2024-2025年产量目标，披露2026年产量目标。1）2024年，公司净产量目标为700-720百万桶油当量（同比+3.7%至6.7%），其中中国、海外预计分别占69%、31%。2025、2026年，公司净产量目标分别780-800、810-830百万桶油当量。2）2023年初，公司预计2023-2025年产量目标分别650-660、690-700、730-740百万桶油当量。2023年，公司实际净产量预计675百万桶油当量，高于2023年初制定的目标。 资本支出持续加大，2023：年资本开支符合公司目标：大公司加大2024年年调资本开支力度，上调2023年资本开支。1）2024年，公司资本支出总预算为人民币1250-1350亿元，其中，勘探、开发、生产资本化支出预计分别占16%、63%、19%；中国、海外预计分别占72%、28%。2）2023年，公司上调资本开支自1000-1100亿元至1200-1300亿元，实际资本支出预计达约人民币1280亿元，符合公司目标。 国内外新项目稳步推进：2024年，公司预计将有多个重要新项目投产，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、神府深层煤层气勘探开发示范项目、海外的巴西Mero3项目。 公司注重股东回报：根据2024年战略指引文件，公司将保持2022-2024年股息支付率不低于40%，全年股息绝对值不低于0.70港元/股（含税）。 盈利预测与投资评级：根据公司增储上产&新项目推进情况，我们调整公司2023-2025年归母净利润分别1279、1404和1495亿元（此前为1279、1404、1494亿元），同比增速分别-10%、10%、6%，2024年3月8日收盘价对应的A股PE分别 11、10和10倍。公司盈利能力显著，成本管控优异，维持“买入”评级。 风险提示：宏观经济波动；油价波动；公司增储上产速度不及预期

事件：3 月 8 日，中国海洋石油有限公司宣布在南海珠江口盆地发现我国首个深水深层油田开平南油田，探明油气地质储量 1.02 亿吨油当量，为我国在深水领域自主发现的最大油田，同时也是全球核杂岩型凹陷最大的商业发现。 南海油气田勘探再迎突破。公司长期深耕海上油气开采，本次新发现的开平南油田位于南海东部海域，油品性质为轻质油田，平均水深超 500 米、最大井深 4831 米，属深水深层油气田。经测试，该井平均日产原油约 7680 桶、天然气约 0.52 百万英尺，探明油气地质储量 1.02 亿吨油当量，测试平均日产油气超过千吨油当量，刷新国内深水深层油气测试产量记录。开平南油田也是继 2023 年开平 11-4 国内首个深水深层亿吨级油气发现、番禺 10-6 和惠州 26-6 北两个浅水深层规模油气发现后的又一重大突破，充分彰显南海深水勘探的广阔前景，为南海东部油田实现“2000 万吨以上稳产十年”目标进一步夯实储量家底。 产量目标与资本开支双增。根据《2024 年战略展望》，2023 年公司持续推进工程标准化、加快产能建设及项目审批，预计全年资本支出达 1280 亿元，高于 2023 年年初预算指引目标（1000-1100 亿元）。增储上产行动下，2024 年公司资本支出预算为 1250-1350 亿元，中枢值较 2023 年小幅提升。产量方面，预计 2023 年公司全年净产量达6.75 亿桶油当量，高于 2023 年年初指引。2024-2026 年公司滚动产量目标中枢分别为 7.1、7.9、8.2 亿桶油当量，其中 2024-2025 年产量目标中枢较 2023 年年初设定值相比上调 0.15、0.55 亿桶油当量。在建项目方面，2024 年公司国内海域、国内陆上及海外分别还将有多个主要项目预计投产，高峰产量权益值分别约 15.4、2.21、2.62万桶油当量/日。 低成本高分红的优质标杆。公司在 2024 年工作会议上着重强调要在大力增产保供的基础上加快高端化新兴产业转型，推进科技攻关和深化国企改革。成本曲线全球左端：根据公司公告，2022 年公司桶油五项成本约 30.39 美元，较 2013 年相比下降 14.63美元。其中，桶油作业成本约 7.74 美元/桶，显著低于埃克森美孚（13.09 美元/桶）和康菲石油（11.27 美元/桶）。高度重视股东回报：公司分红表现穿越周期，2022 年公司(A/H)股息率分别为 15.08%/14.53%。在此基础上，公司在 2024 年经营策略公告中再次承诺，2022-2024 年全年股息支付率预计将不低于 40%且无论公司经营表现，2022-2024 年全年股息率绝对值预计不低于 0.70 港元/股（含税），长期投资价值凸显。 盈利预测与投资建议：基于对当前国际油价的判断，我们维持盈利预测，预计 2023-2025 年公司归母净利润分别为 1259/1349/1409 亿元，对应 PE 分别为 11.6/10.8/10.3倍，对应 PB 分别为 2.1/1.8/1.5 倍（对应 2024/3/8 收盘价），维持 “买入”评级。 风险提示：油价波动；宏观经济波动；汇率风险；油田开发不及预期；信息更新不及时等。

事项：3月8日，中国海油宣布在南海深水深层获得开平南亿吨级油田发现，是截至目前我国在深水领域自主发现的最大油田。 国信化工观点：1）开平南油田是中国首个深水深层亿吨级油田，南海深水、超深水领域油气勘探开发潜力巨大：开平南油田坐落于珠江口盆地的南海东部海域，位于深圳市西南约300公里，此次发现的最大水深532米，最大井深4831米。发现井钻遇油气层100.6米，探明油气地质储量1.02亿吨油当量。测试井平均日产油气超过1000吨，平均日产原油约7680桶，天然气约0.52百万立方英尺，刷新了我国深水深层油气测试产量纪录。该油田的成功发现充分展现了南海深水勘探的广阔前景。 2）全球海上油气资源丰富，公司在海上资本开支占比较高：根据美国能源信息署（EIA）的估计，全球海上油气资源量约占全球油气资源总量的30%以上，其中海洋石油资源量约为1600亿桶，天然气资源量约为58亿立方米。2022年全球油气勘探投资483亿美元，其中海上勘探投资249亿美元，占比51%；全球共完成海上钻井319口，其中珠江口盆地，墨西哥湾，渤海盆地占全球前三，圭亚那第四。其中中国海油占全球勘探总投资5.9％，占全球海上勘探投资的11.6％。 3）公司专属经营中国领海油气资源开采，海外油气资源丰富：未来全球油气勘探开采主要在深海、超深海领域，中国海域当前还在浅海开发高峰前期，未来勘探空间巨大，实际储采比年限远超10年；公司参股圭亚那、巴西等世界级项目潜力巨大，长期储量巨大，桶油成本极低，提供长期油气产量增量。公司目前海外油气净产量占比约为30%，未来有望提升至35%，近几年海外原油核心增量来自圭亚那和巴西的新项目，其中圭亚那Stabroek区块目前探明储量达110亿桶以上，公司具备25%权益。公司圭亚那Stabroek区块目前三个平台总产量达到64.5万桶/日，高于总设计产能58万桶/天，预计到2027年总产量超过120万桶/天。 4）公司管理经营高效优异，聚焦上游业务盈利能力突出：公司自上世纪80年代开始长期与全球油气巨头合作，受益于国内装备制造业的巨大进步及海上勘探新技术应用，助力公司海上勘探能力不断提升，桶油成本持续降低。自由现金流增速高于利润增速，未来长期分红比例提升空间大，股息率提升空间较大。 5）投资建议：我们维持对公司2023-2025年归母净利润1349/1545/1783亿元的预测，对应EPS分别为2.84/3.25/3.75元，对应PE分别为9.9/8.6/7.5倍，维持“买入”评级。评论：开平南油田是中国首个深水深层亿吨级油田，南海深水、超深水领域油气勘探开发潜力巨大在海洋油气勘探领域，一般把水深超过300米的海域称为深水，把井深超过3500米的井定义为深层井。 平南油田坐落于珠江口盆地的南海东部海域，位于深圳市西南约300公里，此次发现的最大水深532米，最大井深4831米。发现井钻遇油气层100.6米，探明油气地质储量1.02亿吨油当量。测试井平均日产油气超过1000吨，平均日产原油约7680桶，天然气约0.52百万立方英尺，刷新了我国深水深层油气测试产量纪录。该油田的成功发现充分展现了南海深水勘探的广阔前景。 全球海上油气资源丰富，公司在海上资本开支占比较高根据美国能源信息署（EIA）的估计，全球海上油气资源量约占全球油气资源总量的30%以上，其中海洋石油资源量约为1600亿桶，天然气资源量约为58亿立方米。2022年全球油气勘探投资483亿美元，其中海上勘探投资249亿美元，占比51%；全球共完成海上钻井319口，其中珠江口盆地，墨西哥湾，渤海盆地占全球前三，圭亚那第四。其中中国海油占全球勘探总投资5.9％，占全球海上勘探投资的11.6％。 公司专属经营中国领海油气资源开采，海外油气资源丰富未来全球油气勘探开采主要在深海、超深海领域，中国海域当前还在浅海开发高峰前期，未来勘探空间巨大，实际储采比年限远超10年；公司参股圭亚那、巴西等世界级项目潜力巨大，期储量巨大，桶油成本极低，长提供长期油气产量增量。公司目前海外油气净产量占比约为30%，未来有望提升至35%，近几年海外原油核心增量来自圭亚那和巴西的新项目，其中圭亚那Stabroek区块目前探明储量达110亿桶以上，公司具备25%权益。公司圭亚那Stabroek区块目前三个平台总产量达到64.5万桶/日，高于总设计产能58万桶/天，预计到2027年总产量超过120万桶/天。公司管理经营高效优异，聚焦上游业务盈利能力突出公司自上世纪80年代开始长期与全球油气巨头合作，受益于国内装备制造业的巨大进步及海上勘探新技术应用，助力公司海上勘探能力不断提升，桶油成本持续降低。自由现金流增速高于利润增速，未来长期分红比例提升空间大，股息率提升空间较大。 投资建议：我们维持对公司2023-2025年归母净利润1349/1545/1783亿元的预测，对应PE分别为9.9/8.6/7.5倍，维持“买入”评级。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。