事项：根据中国海油官网报道，2024年9月4日，公司宣布乌石17-2油田群开发项目投产；2024年9月10日，公司宣布超深水天然气勘探再获重大突破。 国信化工观点：1）乌石17-2油田群开发项目投产，2026年产量有望达到9900桶油当量/日：乌石17-2油田群开发项目位于北部湾海域，平均水深约28米，主要生产设施包括新建1座井口平台和1座油气处理终端。计划投产开发井43口，其中采油井28口，注水井14口，评价井兼水源井1口。预计2026年将实现日产约9900桶油当量的高峰产量，油品性质为轻质原油。公司拥有该项目80%的权益，并担任作业者。 2）荔湾4-1构造超深水海域钻获高产天然气井，标志着超深水碳酸盐岩领域勘探首次取得重大突破：公司在珠江口盆地荔湾4-1构造超深水海域钻获一口天然气井，测试日产天然气无阻流量43万立方米，标志着中国超深水碳酸盐岩领域勘探首次取得重大突破。该井位于珠江口盆地面积最大的富烃凹陷——白云凹陷，距深圳东南约300公里、水深近1640米、垂深近3000米、完钻井深近4400米，在水平段钻遇气层约650米，揭示了中国超深水抱球虫灰岩领域广阔的勘探前景。该发现距离荔湾3-1已有开发设施较近，未来设施设备可共享共用，对于经济高效释放珠江口盆地深水天然气产能具有重要意义。 3）油价受到宏观经济与地缘冲突反复拉锯，OPEC+延长自愿减产时间，油价有望触底企稳：8月份以来，国际油价呈现宽幅震荡下跌趋势。我们认为供给端OPEC+将220万桶/日自愿减产目标再延长2个月至2024年11月底，同时俄罗斯、伊拉克、哈萨克斯坦等国有望在年内剩余时间执行补偿性减产；美国战略石油储备进入补充阶段，且页岩油资本开支不足，增产有限。随着降息周期开启，石油需求有望温和复苏。 4）公司未来天然气占比提升，业绩稳定性大幅增强：2024年8月，公司宣布陵水36-1气田天然气探明地质储量超1000亿立方米，为全球首个超深水超浅层大型气田。至此，公司在南海北部莺歌海、琼东南、珠江口三个盆地累计探明天然气地质储量超过1万亿立方米，提前实现“南海万亿方大气区”建设。根据公司发展规划，公司将于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。 2024年上半年，公司天然气产量为4610亿立方英尺，同比增长10.8%（油气净产量同比增长9.3%），主要由于番禺34-1及陆上天然气产量贡献，油气当量占比为21.8%。未来随着三个万亿大气区的建成投产，公司天然气占比有望持续提升，业绩稳定性大幅增强。 5）公司高度重视股东回报，2024年中期分红率为40%，积极回购维护合理市值水平：2024年7月，公司发布《关于2024年度“提质增效重回报”行动方案的公告》，将进一步推动公司高质量发展和投资价值提升，增强投资者回报。公司拟向全体股东派发中期股息每股0.74港元（含税），合人民币每股0.676元（含税），分红率约40%，与往年中期分红率基本持平。公司于9月4日-11日累计斥资3.95亿港元通过集中竞价交易回购2044.4万股H股股份，占总股本0.043%，每股回购价格区间为18.46-20.40港元。 6）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为8.2/7.9/7.5x，对应H股PE分别为5.6/5.3/5.0x，维持“优于大市”评级。评论：乌石17-2油田群开发项目投产，2026年产量有望达到9900桶油当量/日乌石17-2油田群开发项目位于北部湾海域，平均水深约28米，主要生产设施包括新建1座井口平台和1座油气处理终端。计划投产开发井43口，其中采油井28口，注水井14口，评价井兼水源井1口。预计2026年将实现日产约9900桶油当量的高峰产量，油品性质为轻质原油。公司拥有该项目80%的权益，并担任作业者。 荔湾4-1构造超深水海域钻获高产天然气井，标志着超深水碳酸盐岩领域勘探首次取得重大突破公司在珠江口盆地荔湾4-1构造超深水海域钻获一口天然气井，测试日产天然气无阻流量43万立方米，标志着中国超深水碳酸盐岩领域勘探首次取得重大突破。该井位于珠江口盆地面积最大的富烃凹陷——白云凹陷，距深圳东南约300公里、水深近1640米。该井垂深近3000米，完钻井深近4400米，在水平段钻遇气层约650米。该井揭示了中国超深水抱球虫灰岩领域广阔的勘探前景，有力推动了白云凹陷天然气勘探进程。该发现距离荔湾3-1已有开发设施较近，未来设施设备可共享共用，对于经济高效释放珠江口盆地深水天然气产能具有重要意义。 油价受到宏观经济与地缘冲突反复拉锯，OPEC+延长自愿减产时间，油价有望触底企稳8月份以来，国际油价呈现宽幅震荡下跌趋势。我们认为供给端OPEC+将220万桶/日自愿减产目标再延长2个月至2024年11月底，同时俄罗斯、伊拉克、哈萨克斯坦等国有望在年内剩余时间执行补偿性减产；美国战略石油储备进入补充阶段，且页岩油资本开支不足，增产有限。随着降息周期开启，石油需求有望温和复苏。 公司未来天然气占比提升，业绩稳定性大幅增强2024年8月，公司宣布陵水36-1气田天然气探明地质储量超1000亿立方米，为全球首个超深水超浅层大型气田。至此，公司在南海北部莺歌海、琼东南、珠江口三个盆地累计探明天然气地质储量超过1万亿立方米，提前实现“南海万亿方大气区”建设。根据公司发展规划，公司将于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。2024年上半年，公司天然气产量为4610亿立方英尺，同比增长10.8%（油气净产量同比增长9.3%），主要由于番禺34-1及陆上天然气产量贡献，油气当量占比为21.8%。未来随着三个万亿大气区的建成投产，公司天然气占比有望持续提升，业绩稳定性大幅增强。公司高度重视股东回报，2024年中期分红率为40%，积极回购维护合理市值水平2024年7月，公司发布《关于2024年度“提质增效重回报”行动方案的公告》，公司将进一步推动公司高质量发展和投资价值提升，增强投资者回报。公司拟向全体股东派发中期股息每股0.74港元（含税），合人民币每股0.676元（含税），分红率约40%，分红率与往年中期分红率基本持平。公司于9月4日-9月11日累计斥资3.95亿港元通过集中竞价交易回购2044.4万股H股股份，占总股本0.043%，每股回购价格区间为18.46-20.40港元。 投资建议：维持盈利预测，维持“优于大市”评级我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为8.2/7.9/7.5x，对应H股PE分别为5.6/5.3/5.0x，维持“优于大市”评级。

事项：2024年上半年，中国石油海外油气鲁迈拉、哈法亚、阿姆河等34个项目产量超额完成计划任务，重点产能和重点工程建设稳步推进，阿布扎比陆海二期油田群项目实现首油投产，哈法亚天然气处理厂项目成功投产。 国信化工观点：1）公司积极实施“走出去”战略，全力推进海外油气业务高质量发展：中国石油天然气集团公司1993年开始实施“走出去”战略开展国际化经营，以重大油气项目为抓手，深耕“一带一路”重点市场、重点国家，全方位加强国际合作，努力实现开放条件下能源安全，打造油气合作利益共同体。2005年12月，中国石油天然气股份有限公司以约207.4亿元收购中国石油集团下属中油勘探50%的权益，并对中油勘探拥有实质控制权，藉此拥有了中油勘探分布多个国家的多项油气资产。近年来中国石油全力推进海外油气业务高质量发展，形成了以勘探开发为核心的完整油气业务链，国际化经营五大油气合作区、四大战略通道、三大国际运营中心、五大工程服务与金融支持业务的“五四三五”格局进一步完善，上中下游产业链协同发展局面更加凸显。 2）国际石油合作模式多样化，我国提出“石油+”的新型合作模式。国际石油合作主要是资源国与国际石油公司在石油勘探、开发和交易等多方面开展合作，常规合作模式主要包括产品分成合作模式、服务型合作模式、矿税制合同等常规合作模式。其中，公司与伊拉克主要以服务型合作模式为主，与哈萨克斯坦、阿联酋、咋得等国家主要以矿税制合同为主，与巴西、莫桑比克、印度尼西亚、阿曼、尼日尔等国家主要以产品分成合作模式为主。此外，我国提出一种“石油+”的新型合作模式，倡导与资源国除了在石油领域合作外，也在核能、电力等领域合作，进一步推动在石油行业的深入合作，我国在与阿拉伯等国家的石油合作中采用了该新型合作模式。 3）海外油气资源丰富，公司海外原油产量快速增长，进一步保障国家能源安全。公司（集团公司）目前建成了中亚—俄罗斯、中东、非洲、美洲和亚太五个海外油气合作区，并积极推进推进自主勘探项目，加大优质项目获取力度，持续优化资产结构、业务结构和区域布局。2023年，中石油集团公司油气权益产量为10382.3万吨，为2019年以来连续第五年超1亿吨；中石油股份有限公司海外油气业务实现油气当量产量195.7百万桶，比上年同期的172.8百万桶增长13.2%，占中石油股份公司全部油气当量产量11.1%，其中原油产量163.4百万桶，比上年同期的138.8百万桶增长17.7%；可销售天然气产量193.4十亿立方英尺，比上年同期的203.7十亿立方英尺下降5.1%。 4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1735/1863/2029亿元的预测，摊薄EPS分别为0.95/1.02/1.11元，对于当前A股PE为8.3/7.8/7.1x，对于H股PE为5.6/5.3/4.9x，维持“优于大市”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

第二季度归母净利润 5.7亿元再创历史新高， 业绩符合预期。 2024年上半年公司营收 41.1亿元（同比+16.2%） ， 归母净利润 10.8亿元（同比+77.7%） ，毛利率 33.2%（同比+10.8pcts） ， 净利率 26.2%（同比+9.1pcts） 。 其中第二季度公司营收 20.0亿元（同比+6.2%， 环比-5.7%） ， 归母净利润 5.7亿元（同比+61.1%， 环比+13.9%） ， 单季度毛利率 35.3%（同比+12.8pcts， 环比+4.0pcts） ， 净利率 28.8%（同比+9.8pcts， 环比+4.9pcts） ， 收入下滑主要由于公司全钢胎销量降低， 利润增长主要受益于海外半钢胎需求旺盛。 海外半钢胎供不应求， 全钢胎需求偏弱产销环比下滑。 2024年上半年公司海外销售收入 36.6亿元， 占比 89.1%， 国产品牌半钢胎具备高性价比的竞争优势， 海外市场需求量延续上涨态势； 全钢胎由于海外市场库存相对充足， 加之客户海运成本压力等因素，需求偏弱。2024年第二季度公司轮胎产量801.1万条（同比+10.5%， 环比-0.8%） ， 其中半钢胎产量 785.6万条（同比+10.9%，环比+1.5%） ， 全钢胎产量 15.5万条（同比-6.6%， 环比-53.8%） ； 轮胎销售 749.0万条（同比+5.4%， 环比-1.5%） ， 其中半钢胎销量 733.2万条（同比+5.6%， 环比+0.7%） ， 全钢胎销量 15.8万条（同比-3.8%， 环比-51.6%） 。 公司国际品牌竞争力日益增强， 加速推进海外基地布局。 2023年， 公司轮胎产品在美国替换市场的占有率超 5%、 在欧洲替换市场的占有率超 4%。 公司摩洛哥工厂正按计划稳步推进中， 全力争取 2024年四季度投产运行； 稳步推进“西班牙年产 1200万条高性能轿车、 轻卡子午线轮胎项目” ， 项目已经获得环评许可， 有望在 2025-2026年逐步建成投产。 公司制定了“833plus” 战略规划， 中期分红回馈股东。 公司计划用 10年左右时间在全球布局 8座数字化智能制造基地（中国 3座， 泰国 2座， 欧洲、非洲、 北美各 1座） ， 同时实现运行 3座研发中心（中国、 欧洲、 北美） 和3座用户体验中心， plus 是指择机并购一家国际知名轮胎企业。 公司拟向全体股东每 10股派发现金红利 2.1元（含税） ， 共计派发 2.2亿元（含税） ，分红率约 20%。 风险提示： 在建项目进度不达预期； 行业需求复苏不达预期； 主要产品价格下跌风险； 反倾销税不确定性等。 投资建议： 维持盈利预测， 预计公司 2024-2026年公司归母净利润为19.6/22.8/26.7亿元， 同比增速分别为 43.2%/16.3%/17.2%， 摊薄 EPS 分别为 1.91/2.22/2.60元， 当前股价对应 PE 分别为 12.1/10.4/8.9x， 维持“优于大市” 评级。

公司上半年归母净利润同比增长25.1%，业绩符合预期。公司2024年上半年实现营业收入2267.7亿元（同比+18.1%），归母净利润797.3亿元（同比+25.1%），扣非归母净利润为792.0亿元（同比+27.1%），经营性净现金流1185.5亿元（同比+19.0%），自由现金流554.3亿元（同比+28.6%）。公司2024年第二季度实现营业收入1153.0亿元（同比+22.2%，环比+3.4%），归母净利润400.1亿元（同比+26.4%，环比+0.7%），扣非归母净利润为397.2亿元（同比+28.7%，环比+0.6%），业绩符合预期。 公司油气净产量再创新高，油价上涨增强盈利能力，桶油成本持续优化。公司2024年上半年油气销售收入为1851.1亿元（同比+22.0%），油气净产量达到362.6百万桶油当量（同比+9.3%），其中国内净产量247.6百万桶油当量（同比+7.1%），海外净产量114.9百万桶油当量（同比+14.2%），主要得益于圭亚那Payara项目投产的产量贡献。公司2024年上半年石油、天然气产量分别同比增长8.8%和10.8%，产量占比分别为78.2%和21.8%。石油液体平均实现价格80.3美元/桶（同比+9.2%），与布伦特原油均价贴水3.1美元/桶，桶油成本为27.75美元/桶油当量（同比-1.5%），较2023年平均成本降低1.08美元/桶油当量（-3.7%）。 持续增加资本开支力度，勘探开发生产稳步推进。公司2024年资本开支目标为1250-1350亿元，上半年资本开支为631亿元，同比增加66亿元（+11.7%）。勘探方面，中国海域共获得6个新发现，成功评价4个含油气构造，海外圭亚那获得亿吨级新发现Bluefin；开发方面，绥中36-1／旅大5-2油田二次调整开发项目、渤中19-6气田13-2区块5井区开发项目、恩平21-4油田开发项目和乌石23-5油田群开发项目已成功投产，深海一号二期天然气开发项目和流花11-1/4-1油田二次开发项目等建设稳步推进。公司2024-2026年中国净产量目标分别为700-720、780-800、810-830百万桶油当量，中值增速分别为5%/11%/4%，中长期净产量增速有望维持6%-7%。 公司重视股东回报，中期股息每股0.74港元（含税），创历史同期新高。 公司拟向全体股东派发中期股息每股0.74港元（含税），合人民币每股0.676元（含税），分红率约40%，分红率与往年中期分红率基本持平。 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：维持盈利预测，预计公司2024-2026年归母净利润为1498/1564/1633亿元，摊薄EPS为3.15/3.29/3.43元，对于当前A股PE为9.4/9.0/8.6x，对于H股PE为6.3/6.0/5.5x，维持“优于大市”评级。

2024年上半年公司归母净利润同比增长 20.9%， 第二季度归母净利润 11.2亿元， 为单季度历史新高。 2024年上半年公司实现营收 216.3亿元（同比+4.7%） ， 归母净利润 16.2亿元（同比+20.9%） ， 扣非归母净利润 15.2亿元（同比+25.2%） ， 毛利率为 14.2%（同比+1.2pcts） ， 三费率为 3.8%（同比持平） ， 净利率为 7.8%（同比+1.0pcts） 。 2024年第二季度公司实现营收 124.3亿元（同比+20.7%， 环比+35.0%） ， 归母净利润 11.2亿元（同比+20.7%， 环比+122.5%） ， 扣非归母净利润 10.9亿元（同比+23.0%， 环比+148.0%） ， 毛利率为 15.8%（同比+1.1pcts， 环比+4.0pcts） ， 三费率为3.4%（同比+0.1pcts， 环比-1.1pcts） ， 净利率为 9.2%（同比+0.6pcts， 环比+3.4pcts） ， 第二季度归母净利润为历史新高。 公司抢抓油田增储上产时机， 能源技术服务产业收入快速增长。 2024年上半年公司能源技术服务产业实现营业收入 77.8亿元， 同比增长 20.1%， 公司着力提升油气生产领域核心技术和高端装备产品的供给能力， 核心能力建设持续推进， 核心产品实现系列化推广， 品牌价值进一步提高。 公司井下工具业务工作量同比增长 14.5%， 人工举升服务工作量同比增长 24.9%， 油田化学服务工作量同比增长 5.5%， 装备设计制造及运维服务工作量同比增长 6.7%。 碳环保与数字化产业发展态势良好， 能源物流服务产业收入小幅下滑。 2024年上半年公司碳环保与数字化产业实现营业收入 34.8亿元， 同比增长 2.9%。 公司重点围绕绿色低碳、 数字化、 新材料等战略性新兴产业主动布局， 安全技术、 应急、 技能提升业务工作量同比增长 28.8%， 数字化业务工作量同比增长 7.4%。 2024年上半年公司能源物流服务产业实现营业收入 110.7亿元，同比下降 4.4%。 受客户需求减少影响， 商品销售量整体下降 5.0%， 钻完井物料和燃料销售价格同比增长 1.0%， 石油化工品销售价格同比下降 0.3%。 公司聚焦科技攻关能力， 重点项目建设稳步推进。 2024年上半年公司年度327项主要任务完成率 51%， 重点投资类工程项目累计提前 445天。 “海洋石油 115” FPSO 坞修项目提前投运， LNG 运输船项目（一期） 首制船“绿能瀛”完工交付， 我国首艘通过中国船级社入级建造检验的 LNG 运输加注船“海洋石油 302” 完成首船加注。 公司承揽的东海地区首个 EPC 光伏项目——宁波终端分布式光伏建设项目成功并网发电。 风险提示： 原油价格大幅波动的风险； 项目进展不及预期的风险； 自然灾害频发的风险； 地缘政治风险； 政策风险等。 投资建议： 维持盈利预测， 预计公司 2024-2026年归母净利润分别为35.2/39.6/45.1亿元， 摊薄 EPS 为 0.35/0.39/0.44元， 对应当前 PE 分别为10.9/9.7/8.5x， 维持“优于大市” 评级。

上半年归母净利润同比增长 3.9%， 第二季度扣非归母净利润环比持平， 业绩符合预期。 2024年上半年公司实现营收 1.55万亿元（同比+5.0%） ， 归母净利润 886.1亿元（同比+3.9%） ， 扣非归母净利润 915.9亿元（同比+4.8%）。 2024年第二季度公司实现营收 7416.9亿元（同比-0.8%， 环比-8.7%） ， 归母净利润 429.3亿元（同比+3.1%， 环比-6.0%） ， 扣非归母净利润 458.0亿元（同比+5.9%， 环比持平） ， 业绩符合预期。 油气产量稳健增长， 成品油利润承压， 化工业务扭亏为盈。 2024年上半年公司油气与新能源板块、炼油业务、化工业务分别实现经营利润 916.6亿元（同比+7.2%） 、 105.5亿元（同比-43.3%） 、 31.3亿元（同比扭亏， 增利 32.9亿元） 。 2024年上半年公司实现油气当量产量 905.5百万桶油当量（同比+1.3%） ， 原油平均实现价格为 77.5美元/桶（同比+4.5%） ； 实现原油加工量 693.3百万桶（同比+3.0%） ， 生产成品油 6011.9万吨（同比+2.1%） ，化工产品商品量 1904.3万吨（同比+10.2%） ， 其中新材料产量 107.4万吨（同比+72.0%） ； 实现风光发电量 21.7亿千瓦时（同比+154.5%） 。 成品油销售市场需求承压， 天然气需求延续增长态势。 2024年上半年销售板块、 天然气销售板块分别实现经营利润 101.0亿元（同比-7.7%） 、 168.1亿元（同比+19.0%） 。 2024年上半年公司实现成品油销售 7905.3万吨（同比-2.0%） ， 其中国内销量 5844.7万吨（同比-1.5%） ； 实现天然气销售 1472.2亿立方米（同比+12.9%），其中国内销售天然气1149.4亿立方米（同比+5.8%），天然气平均实现价格 2.22元/立方米（同比-6.5%） 。 全年资本开支维持 2580亿元， 中期分红率达到 45.4%。 2024年上半年公司资本开支为 789.4亿元（同比-7.3%） ， 全年资本开支计划维持 2580亿元不变， 公司加大页岩气、 页岩油等非常规资源开发力度， 吉林石化、 广西石化转型升级项目稳步推进， 塔里木 120万吨/年二期乙烯项目开工建设。 公司全资子公司大庆油田拟以 59.8亿元收购大庆石油管理局持有的中油电能100%股权， 中油电能主要从事发电、 供电、 售电、 供热及电力工程设计施工等业务。 公司 2024年半年度拟派发现金红利人民币 0.22元（含税） /股，合计拟派发现金红利人民币 402.65亿元（含税） ， 中期分红率达到 45.4%。 风险提示： 油价大幅波动风险； 需求复苏不达预期； 国内气价上涨不达预期。 投资建议： 维持盈利预测， 预计公司 2024-2026年归母净利润为1735/1863/2029亿元， 摊薄 EPS 为 0.95/1.02/1.11元， 对于当前 A 股 PE 为9.5/8.9/8.2x， 对于 H 股 PE 为 6.5/6.2/5.7x， 维持“优于大市” 评级。

事项：根据中国海油官网报道，2024年7月15日，公司宣布在渤海中生界潜山勘探领域获重大突破；2024年7月23日，公司宣布在南海北部湾盆地探获千方井。 国信化工观点：1）中深层勘探技术取得重要突破，龙口7-1油气田创造渤海油田天然气测试产能的最高纪录：龙口7-1油气田位于渤海东部海域，平均水深约26米。发现井LK7-1-1共钻遇油气层约76米，完钻井深约4400米。经测试，该井日产天然气近百万立方米，日产原油约210立方米，创造了渤海油田天然气测试产能的最高纪录。本次中生界火山岩的成功钻探，表明公司在中深层勘探认识和技术上取得重要突破，也展示了我国渤海海域丰富的能源储备潜力。 2）乌石油田滚动勘探获得测试千方井突破，乌石16-5有望成为中型规模油田：乌石16-5构造位于南海北部湾海域乌石凹陷，平均水深约25米。评价井WS16-5-4完钻深度4185米，钻遇油层厚度超65米。经测试，该井平均日产油当量超1000立方米，获得乌石凹陷首口测试千方井突破，有望成为中型规模油田。 目前乌石油田群探明原油地质储量已超1亿立方米，随着公司技术创新不断突破，推动乌石油田周边滚动勘探，首口测试千方井展示了北部湾乌石凹陷成熟区滚动勘探开发的巨大潜力。 3）公司高度重视股东回报，积极回购维护合理市值水平：2024年7月18日，公司发布《关于2024年度“提质增效重回报”行动方案的公告》，公司将进一步推动公司高质量发展和投资价值提升，增强投资者回报。公司于7月19日、7月24日-26日累计斥资3.27亿港元通过集中竞价交易回购1636.6万股股份，占总股本0.034%，每股回购价格区间为19.74-20.70港元。 4）美国商业原油大幅去库，看好原油需求旺季量价齐升：2024年7月，WTI原油平均期货结算价为81.24美元/桶，较上月上涨2.5美元/桶（+3.2%）；布伦特原油平均期货结算价为84.50美元/桶，较上月上涨1.5美元/桶（+1.8%）。三季度是成品油需求传统旺季，原油在三季度有望出现大幅供需缺口，为油价形成支撑。截至7月19日当周，美国原油总库存为8.11亿桶，较上月减少2199.6万桶（-2.6%）。其中战略原油库存为3.74亿桶，较上月增加221.5万桶（+0.6%）；商业原油库存为4.36亿桶，较上月减少2421.1万桶（-5.3%）；库欣地区原油库存为3095.6万桶，较上月减少294.0万桶（-8.7%）。我们认为石油需求温和复苏，整体供需相对偏紧，预计年内布伦特原油价格有望维持80-90美元/桶，价格中枢有望持续上行。 5）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为9.4/9.0/8.6倍，对应H股PE分别为6.2/5.8/5.5倍，维持“优于大市”评级。评论：中深层勘探技术取得重要突破，龙口7-1油气田创造渤海油田天然气测试产能的最高纪录龙口7-1油气田位于渤海东部海域，平均水深约26米。发现井LK7-1-1共钻遇油气层约76米，完钻井深约4400米。经测试，该井日产天然气近百万立方米，日产原油约210立方米，创造了渤海油田天然气测试产能的最高纪录。本次中生界火山岩的成功钻探，表明公司在中深层勘探认识和技术上取得重要突破，也展示了我国渤海海域丰富的能源储备潜力。 乌石油田滚动勘探获得测试千方井突破，乌石16-5有望成为中型规模油田乌石16-5构造位于南海北部湾海域乌石凹陷，平均水深约25米。评价井WS16-5-4完钻深度4185米，钻遇油层厚度超65米。经测试，该井平均日产油当量超1000立方米，获得乌石凹陷首口测试千方井突破，有望成为中型规模油田。目前乌石油田群探明原油地质储量已超1亿立方米，随着公司技术创新不断突破，推动乌石油田周边滚动勘探，首口测试千方井展示了北部湾乌石凹陷成熟区滚动勘探开发的巨大潜力。 公司高度重视股东回报，积极回购维护合理市值水平2024年7月18日，公司发布《关于2024年度“提质增效重回报”行动方案的公告》，公司将进一步推动公司高质量发展和投资价值提升，增强投资者回报。公司于7月19日、7月24日-26日累计斥资3.27亿港元通过集中竞价交易回购1636.6万股股份，占总股本0.034%，每股回购价格区间为19.74-20.70港元。 美国商业原油大幅去库，看好原油需求旺季量价齐升2024年7月，WTI原油平均期货结算价为81.24美元/桶，较上月上涨2.5美元/桶（+3.2%）；布伦特原油平均期货结算价为84.50美元/桶，较上月上涨1.5美元/桶（+1.8%）。 三季度是成品油需求传统旺季，原油在三季度有望出现大幅供需缺口，为油价形成支撑。截至7月19日当周，美国原油总库存为8.11亿桶，较上月减少2199.6万桶（-2.6%）。其中战略原油库存为3.74亿桶，较上月增加221.5万桶（+0.6%）；商业原油库存为4.36亿桶，较上月减少2421.1万桶（-5.3%）；库欣地区原油库存为3095.6万桶，较上月减少294.0万桶（-8.7%）。 我们认为石油需求温和复苏，整体供需相对偏紧，预计年内布伦特原油价格有望维持80-90美元/桶，价格中枢有望持续上行。投资建议：维持盈利预测，维持“优于大市”评级我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为9.4/9.0/8.6倍，对应H股PE分别为6.2/5.8/5.5倍，维持“优于大市”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。

事项： 根据公司公告， 公司新材料新能源一体化项目（以下简称“卫星能源三期项目” ） 即年产 80万吨多碳醇项目一阶段装置经投料试生产后已成功产出合格产品， 标志着卫星能源三期项目一阶段一次开车成功。 国信化工观点： 1） 公司加码新材料新能源项目， 巩固碳三产业链龙头： 碳三产业链是以丙烷为基础的一系列化工新材料项目。 2021年 3月 20日， 公司与浙江独山港经济开发区管理委员会、 液化空气（中国） 投资有限公司在平湖市人民政府会议中心签署《新材料新能源一体化项目合作框架协议》 ， 公司总投资约 102亿元， 在独山港区管委会区域内投资新建年产 90万吨 PDH、 80万吨丁辛醇、 12万吨新戊二醇及配套装置， 并充分利用富余氢气资源， 解决公司氢能一体化项目原料问题。 液空中国拟依托公司丰富的氢气资源， 拟在独山港区管委会区域设立公司， 建设氢气充装站、 氢气液化装置， 构建氢能战略合作生态圈， 推动长三角地区氢能产业发展。 一期建设年产 3000吨的氢气充装站， 二期建设年产 11000吨的液氢装置及配套设施。 2） 80万吨多碳醇项目顺利投产， 完善公司碳三产业链上下游一体化配套： 按照公司 105万吨丙烯酸酯产能计算， 每年采购的丁辛醇数量约 65万吨， 公司此次 80万吨丁辛醇项目顺利投产后， 将实现碳三全产业链的一体化布局， 原料供应稳定性及产品盈利能力有望进一步提升， 卫星能源三期项目二阶段也即将投产。 此外， 公司年产 26万吨高分子乳液项目、 年产 20万吨精丙烯酸项目目前均正在建设中， 预计将在 2024年下半年、 2025年建成； 与 SK 合资的年产 4万吨 EAA 项目预计将在 2024年底建成， 预计 2025年投产。 3） 丁辛醇景气同比提升， 有望增厚公司利润。 2019-2023年我国正丁醇和辛醇产量复合增速均为 6%， 表观消费量复合增速分别为 5%和 7%。 2023年国内多元醇行业新增产能较少， 加之企业集中停车检修， 导致市场供应偏紧， 库存持续保持在较低水平， 需求稳定， 带动 2023年正丁醇和辛醇价格的高位运行。 进入2024年以来， 市场供应端逐渐宽松， 正丁醇和辛醇价格相对于 2023年的阶段性高位有所下降， 但与 2023年同期相比仍然同比上涨。 预期随着房地产、 家电、 汽车等行业需求回暖， 正丁醇和辛醇需求量将保持增长。 4） 投资建议： 我们维持对公司 2024-2026年归母净利润 62.5/77.3/88.7亿元的预测， 对应 EPS 分别为1.86/2.30/2.63元， 对应 PE 分别为 9.8/7.9/6.9倍， 维持“优于大市” 评级。

公司是多元化油服企业， 聚焦海上油气生产。 公司是中海油集团控股的上市公司， 以海洋石油生产技术服务为核心， 同时拓展陆上非常规油气田技术服务业务， 致力于发展成为以提高油气田采收率、 装备制造与运维 FPSO 一体化服务等为主导产业的能源技术服务公司。 公司 2023年营业收入 493.1亿元， 同比增长 3.2%， 归母净利润 30.8亿元， 同比增长27.5%， 目前形成能源技术服务、 能源物流服务、 低碳环保与数字化三大核心业务板块， 2023年营收分别为 188.8、 230.7、 99.7亿元， 营业利润分别为 18.0、 13.3、 5.5亿元。 油气价格有望维持高位区间， 能源安全推动我国海洋油气成为开发重点， 公司有望充分受益于中国海油增储上产。 我们预计布伦特油价有望维持在 80-90美元/桶的较高区间震荡。 中国能源安全结构性问题突出，2023年原油、 天然气进口依存度分别为 73%、 41%， 2019年国家能源局提出“油气增储上产七年行动计划” ， 鼓励国内石油公司加大勘探、 开发、 生产力度。 由于我国陆地油气资源的储量有限和开采成本提高， 能源勘探开发和生产逐步由陆地向海上转移， 海上油气成为我国油气增储上产的主要增量。 中国海油资本开支及油气产量逐年增加， 国内海上油气技术服务产业景气度持续提升。 2024-2026年中国海油净产量目标分别为 700-720、 780-800、 810-830百万桶油当量， 中长期来看， 中国海油净产量有望逐年快速增长， 公司油气服务工作量有望持续增长。 公司聚焦能源技术服务， 向多元化油服企业发展。 能源技术服务方面，海上油气田开发进入中后期， 稳产增产工作量加大， 存量装备的增加将带动装备运维工作量的提升， FPSO 生产技术服务盈利有望提升。 低碳环保与数字化方面， 安全环保技术服务及工业水处理等业务工作量预期提高， 有序打造海上风电、 光伏、 CCUS、 节能产品等产业服务能力。 能源物流服务方面， 随着海洋油气产量提升， 公司贸易量趋势向上， 服务工作量持续增加， LNG 运输业务有望成为该板块业绩新增长点。 盈利预测与估值： 综合绝对估值及相对估值方法， 我们认为公司股票合理估值区间在 5.46-6.24元之间， 对应 2025年 PE 为 14-16倍， 相对于公司目前股价有 28.5%-46.8%溢价空间。 我们预计公司 2024-2026年归母净利润分别为 35.2/39.6/45.1亿元， 每股收益 0.35/0.39/0.44元/股， 对应当前 PE 分别为 12.3/10.9/9.6倍。 首次覆盖， 给于“优于大市” 评级。 风险提示： 原油价格大幅波动的风险； 项目进展不及预期的风险； 自然灾害频发的风险； 地缘政治风险； 政策风险等。

事项：近日，我国首个页岩油水力压裂试验场在长庆庆城油田正式建成，为提高单井产量及下一步页岩油效益开发提供坚实基础。 国信化工观点：1）页岩油分布广泛，美国凭借页岩油革命实现能源独立：页岩油主要分布在北美和欧亚大陆，截至2017年底，全球页岩油地质资源总量为9368亿吨，技术可采资源量为618亿吨，可采资源量排名前三的分别为美国、俄罗斯和中国。美国页岩油开发最为成功，2000年以来，随着水平井和分段压裂等技术在页岩油勘探开发中的探索应用，美国页岩油开发成本不断降低，实现了多个页岩油项目的商业性开发。美国页岩油的快速发展使曾经全球最大的油气进口国美国实现了“能源独立”，深刻改变了世界油气供给格局。据EIA预测，在基准情景下，2040年美国的页岩油产量将达到154.4万立方米，约占美国石油总产量的67.3%。 2）我国页岩油赋存条件复杂，目前处于效益建产阶段，未来前景广阔。中国的页岩油资源主要赋存于陆相地层中，与北美地区相比中国富有机质页岩具有“一深、二杂、三多”的特点。这些特点决定了中国页岩油气的资源特征与美国广泛发育的海相页岩油气的资源特征有着显著的差别。我国鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地和四川盆地等5大盆地的页岩油地质资源量均超过20亿吨，合计在我国页岩油地质资源量占比超过95％。中国的页岩油开发起步较晚，还处于总体规划到技术突破的阶段，离实现工程巨大变革和全面规模效益开发阶段尚有差距，但从资源基础、工程技术能力和产量预期来看，中国具备页岩油革命能够取得成功的基本条件。2022年我国页岩油产量首次突破340万吨，较2018年产量翻了两倍。 3）中国石油不断推进技术创新与管理创新，页岩油开发成果不断涌现。经过多年技术攻关和实践，中石油已初步形成适合中国陆相页岩油地质开发特征的页岩油开发评价方法与技术。中国石油坚持“全生命周期管理”理念，探索形成了“一全六化”页岩油勘探开发模式，推进“五提产、五降本”系统工程，建立多个市场主体共同参与、平等竞争的市场机制，推动内部市场承包商联动创效，搭建油气生产物联网系统，促进了规模增储、效益开发。庆城油田是我国目前探明储量规模最大的页岩油油田，预计2025年页岩油产量超300万吨；吉庆油田是我国首个国家级陆相页岩油示范区，预计2025年产量页岩油产量达140万吨；大庆油田长期探索页岩油力争2025年产油量达100万吨；大港油田目前处于效益开发先导阶段，2025年产量有望达25万吨。 1）4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1735/1863/2029亿元的预测，摊薄EPS分别为0.95/1.02/1.11元，对于当前A股PE为11.2/10.5/9.6x，对于H股PE为7.8/7.3/6.7x，维持“优于大市”评级。评论：页岩油概述与美国页岩油革命页岩油是指已经生成但仍滞留于富有机质泥页岩微米、纳米级储集空间中的石油。从页岩油的概念而言，国外油气行业所界定的页岩油具有广义性，泛指了含泥页岩层系中页岩、砂岩、碳酸盐岩等各层位石油资源的统称，更接近国内所指的致密油的概念。EIA和USGS有关研究和报告中页岩油和致密油相互替代的情况也非常普遍。从严格意义上讲，美国实际勘探开发的页岩油大致包括了国内业界所指的页岩油和部分类型的致密油。中国将致密油和页岩油进行了区分，简单来说，页岩油无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺技术措施才能获得工业石油产量，而致密油在一定经济条件和技术措施下可以获得商业石油产量。 全球页岩油资源丰富，分布广泛。截至2017年底，全球页岩油地质资源总量为9368.4亿吨，技术可采资源量为618.5亿吨，主要分布在北美和欧亚大陆。北美地区页岩油技术可采资源量为185.5亿吨，占比30%；其次为包括俄罗斯在内的东欧地区，技术可采资源量为117.5亿吨，占比19%；亚太地区可采资源量为111.3亿吨，占全球的18%，技术可采资源量排名前三的国家依次为美国（21%）、俄罗斯（14%）和中国（7%）。美国页岩油开发最为成功，加拿大、中国、俄罗斯等国紧随其后。2000年以来，随着水平井和分段压裂技术在页岩油勘探开发中的探索应用，美国实现了多个页岩油项目的商业性开发。2020年，美国页岩油产量达3.5亿吨，占其石油总产量的50%以上，石油年产量超过沙特阿拉伯，居世界第一。此外，加拿大的页岩油产量也在不断增加，其他国家如中国、俄罗斯、阿根廷等，对页岩油的开发仍然处于早期阶段。 美国页岩油快速发展，使美国实现了能源独立。美国在近50年的发展中，页岩油气异军突起，使曾经全球最大的油气进口国美国实现了“能源独立”，深刻改变了世界油气供给格局。全美页岩油资源分布呈东多西少、主要赋存区占主导、其他区域零星分布的特点，Bakken、EagleFord页岩区带、Permian盆地是美国主要的页岩油产区，总技术可采储量高达262亿吨，占全美页岩油总量的80%。其中Permian盆地为美国丰度最好、产量最高的页岩油富集带，Bakken和EagleFord页岩区带位居二、三位，而Wolfcamp、Spraberry及Fortworth等盆地虽也有页岩油发现，但受储量、地质环境等条件的限制，开发价值不高。 Bakken盆地最早实现页岩油成功开发。美国的页岩油发展大致可划分为3个阶段，分别为发现探索阶段、转变思路和技术突破阶段以及快速发展阶段。 发现探索阶段（1999年之前）：1953年发现了Antelope油田，建立了Bakken组和ThreeForks组油气生产系统，1961年Shell公司在Billings鼻状构造区发现了较好的沉积区带，认识到Bakken组上段页岩可以生成油气。Bakken组上段页岩的第一口水平井于1987年开钻，水平段长794米，该井的成功钻探揭开了Bakken组上段页岩水平井钻井的新时代。到20世纪90年代，有超过20家公司参与了相关的勘探开发活动。但随着20世纪90年代油价的显著下降，以及Bakken组上段页岩产量不稳定及产量衰减等问题影响，Bakken组重新回到次要勘探开发目的层的状态。 思路转变与技术突破阶段（2000-2008年）：Bakken组中段的水平井钻井开始于2000年，发现了ElmCoulee油田，对每口水平井均进行了加砂或水力压裂，估计整个油田的最终可采储量大于3180万立方米，截至2011年底，该油田完钻水平井已超过4000口。随着水平井和水力压裂技术的成功应用，页岩油产量得以迅速提高。 快速发展阶段（2009年至今）：由于2009年起美国国内天然气价格持续低迷，因此各公司纷纷转向页岩油领域，Bakken页岩区的作业量和产量快速提升。以水平井分段压裂技术的应用为标志，页岩油勘探开发工作进一步向其他页岩区拓展，美国页岩油正式进入快速发展阶段。EagleFord、二叠纪盆地成为新的页岩油勘探开发热点地区，每年页岩油新钻井数及单井产量持续攀升，页岩油产量占比迅速增大。根据EIA统计数据，2011年美国页岩油产量首次突破5000万吨，2012年达1亿吨，2014年达2亿吨，2018年美国页岩油产量达到3.2亿吨，占美国石油总产量的58.7%，据EIA预测，在基准情景下，2040年美国的页岩油产量将达到154.4万立方米，约占美国石油总产量的67.3%。美国页岩油开发通过复制页岩气开发技术实现了产量的跨越式突破，其中两个关键技术为水平井钻井技术和水力压裂技术。美国统计数据中页岩油是致密油的重要组成部分，2004年美国仅有约15%的致密油通过水平井生产，2018年大幅增加至97%。据ENVERUS数据，2010年美国Permian盆地水平井平均长度为3879英尺，2022年增加至10000英尺。2015-2016年的全球油价暴跌后，美国油气公司优化了水平井压裂技术，提高了页岩油的单井产量。持续的技术进步促持续的技术进步促进美国页岩油开发成本不断下降。美国页岩油开发技术包括选区与甜点评价、超长水平井、“一趟钻”钻井、立体井网（多分支）布井、细切割及重复水力压裂等技术。美国页岩油开发采取“工厂式”密集钻水平井的方法，目前美国生产页岩油的水平井超过10万口，钻井规模化降低了生产成本；由于钻头等技术的改进，从过去钻完一口水平井要更换多次钻头，发展到不用更换钻头“一趟钻”即可完成钻井，最长水平段可一次钻进近6000米。钻井用时从2008年的35-40天，减少到2018年的10天左右，效率提高了3-4倍；完井设计从最初的裸井一段压裂，发展到目前水平井压裂分30-65段；压裂完井时间从原来的3-4周，发展到目前的不到2周，如果同时考虑到压裂段的增加，单段压裂完井效率提高了5-6倍。在不断增加完井难度和复杂性的前提下，整体钻完井周期从原来的7-8周降低到目中国页岩油资源页岩油是未来我国原油稳产的重要资源领域。中国是一个“富煤、少油、缺气”的国家，我国实现“双碳”目标的基本路径是减煤、稳油、增气，大力发展可再生能源。在可再生能源具备足够规模，形成有效接替之前，国内2亿吨原油年产量的硬稳定是中国深入推进能源革命、建设新型能源体系的必要条件。目前，中国东部陆上油气勘探处于中高勘探程度阶段，且老油田进入开发后期阶段，面临高含水、储量动用难度大等问题，给原油产量硬稳定的目标带来了诸多挑战。页岩油开发利用对稳定国内原油产量，实现“双碳”目标意义重大。 我国陆相页岩油资源潜力大、分布广，具备加快发展的基础。2017年EIA发布中国页岩油技术可采资源量为43.9亿吨，位居世界第三位。近年来，随着勘探开发技术的进步，页岩油产量快速增长，中国石油企业“十四五”规划均将页岩油作为重点开发领域，预计2025年中国可实现页岩油年产量650万吨。未来5-10年是页岩油发展关键期，对于缓解我国油气供给形势、保持我国原油2亿吨稳产具有重要意义。中国页岩油主要分布在鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔和四川五大盆地。中国页岩油在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、柴达木、渤海湾、四川、三塘湖、酒泉等盆地均有分布。据中国石油勘探开发院数据，全国10大盆地的页岩油地质资源总量为319.0亿吨，技术可采资源总量为22.8亿吨。鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地和四川盆地5大盆地的页岩油地质资源量均超过20亿吨，在页岩油地质资源量中的总占比超95％。目前我国主要开发中高成熟度页岩油，中低页岩油资源总量巨大，前景可期。按照有机质热成熟度的高低，我国陆上页岩油分为中低成熟度和中高成熟度两大类。根据2019年自然资源部初步评价，中高成熟度页岩油地质资源量为145亿至215亿吨，中低成熟度页岩油技术可采资源量为200亿至250亿吨。中高成熟度页岩油在我国起步较早，现实性强，已开展相关工业试验。中低成熟度页岩油资源总量巨大，需要通过地下原位加热，把多类有机物降质改造，产生轻质油和天然气。中低成熟度页岩油开发目前正在进行先导试验研究，一旦取得技术和经济突破，有望在我国油气增储上产建设中发挥重要支撑作用，前景可期。我国页岩主要为陆相页岩，赋存条件复杂。根据页岩沉积环境，将页岩划分为海相、海陆过渡相和陆相页岩。中国的页岩油资源主要赋存于陆相地层中，与北美地区相比，中国富有机质页岩具有“一深、二杂、三多”的特点。“一深”指富有机质页岩的埋深大（埋深在3500米以深的页岩约占65%）；“二杂”指富有机质页岩的形成演化历史复杂、地表条件复杂；“三多”指富有机质页岩的类型多样、页岩的形成与分布时代广泛（多期）、页岩油气富集及成藏的控制因素众多。这些特点决定了中国页岩油气的资源特征与美国广泛发育的海相页岩油气的资源特征有着显著的差别。 中国页岩油资源主要分布在白垩系、上三叠统和古近系，埋深大部分小于3500米。中国页岩油的主要分布层系按照地层从新到老依次为新近系、古近系、白垩系、侏罗系、上三叠统和二叠系，页岩油资源主要集中分布在白垩系、上三叠统和古近系。中国重点盆地的页岩油资源主要富集在浅层（埋深＜2000米）和中—深层（埋深为2000-3500米）页岩中，浅层页岩油地质资源量和技术可采资源量分别为61.8亿吨、3.3亿吨，中—深层页岩油地质资源量和技术可采资源量分别为107.7亿吨、8.5亿吨。中国陆上页岩油勘探大致经历3个主要阶段：1）勘探探索阶段（1970-1998年）：相继在渤海湾盆地、江汉盆地、松辽盆地等泥页岩裂缝获得突破，同时鄂尔多斯盆地直井压裂砂岩获得工业油流，但受限于钻井和压裂工艺技术，未获实质性勘探突破。 2）快速突破阶段（2009-2018年）：鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、渤海湾盆地相继获得突破，水平钻井、体积压裂技术逐步应用，单井产量提升，实现了夹层型与混积型页岩油勘探快速突破。 3）多类页岩油规模勘探、逐步效益建产阶段（2018年至今）：松辽盆地古龙凹陷的历史性突破，揭开页岩型页岩油的勘探序幕。同时夹层型和混积型页岩油规模勘探不断扩大，效益建产逐渐实现。相继建成鄂尔多斯盆地陇东页岩油示范区、准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组国家级陆相页岩油示范区、大庆古龙陆相页岩油国家级示范区以及渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组国家级示范区，页岩油勘探开发进入新阶段。2022年页岩油产量首次突破340万吨，较2018年的产量翻了两番。其中长庆油田庆城页岩油初步实现规模效益开发，已形成200万吨生产规模。对比美国页岩油发展历史，中国页岩油开发大体需要经历3个阶段：第一阶段：资源边际开发阶段，以油藏评价、技术攻关配套、开发先导试验及小规模开发为主，投资成本较高（高于常规油），负向拉动作用明显；第二阶段：可规模开发、产能正向拉动阶段，技术明显进步、大幅度提高单井可采储量（EUR），投资成本大幅度下降，百万吨产能投资低于特低渗透储层或致密油，实现正向拉动，从而进入大规模开发；第三阶段：进一步提高采收率阶段，不同于美国页岩油资本市场的短周期、高衰竭开采模式，中国页岩油开发要着眼于将资源最大化转为产量，要以提高采收率为核心，采收率要达到20%-30%。 目前中国页岩油处于资源边际开发阶段，但中国具备页岩油革命成功的条件。中国的页岩油开发起步较晚，还处于总体规划到技术突破的阶段，离实现工程巨大变革和全面规模效益开发阶段尚有差距，但从资源基础、工程技术能力和产量预期来看，中国具备页岩油革命能够取得成功的基本条件。关键在于技术进步大幅度提高单井EUR，美国二叠盆地单井EUR从初期的2万吨提高至目前的8万吨以上，极大地促动了桶油完全成本的降低，从2014年的101.5美元降低至2022年的36.6美元。我国页岩油革命要成功，必须要有理念突破和管理创新，坚持全生命周期管理模式、一体化统筹、专业化协同、市场化运作、社会化支持、数字化管理、绿色化发展的“一全六化”非常规发展管理理念。中国石油天然气集团公司（中国石油）页岩油地质资源量约201亿吨，主体分布于鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔4大盆地（地质资源量共计172亿吨），年产量自2010年的2.5万吨增至2023年的391.6万吨，呈现了良好开发前景。中石油页岩油技术工艺创新：经过多年技术攻关和实践，中石油已初步形成适合中国陆相页岩油地质开发特征的页岩油开发评价方法与技术，主要包括岩相评价、储集性表征、可动性评价、可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析技术。 页岩油地球物理“甜点”识别与预测技术：应用三维地震高精度曲率、井控地震相、高分辨率反演等技术精细刻画微构造和页岩分布，形成了三维地震岩性、含油性、变系数脆性等多信息融合甜点预测技术，水平井甜点段钻遇率提高10.5%，单井产量提升86%；综合页岩油储层厚度、物性、视电阻增大率等参数构建了视储能系数模型，进行测井产能预测，庆城油田82口试油井图版符合率达到81.7%，有效支撑了庆城油田探明储量提交。 长水平井段优快钻完井技术与大平台丛式井立体开发技术模式：地质工程一体化全生命周期管理，已成为页岩油规模效益开发的重要理念。水平井与大规模体积压裂成为中高熟陆相页岩油开发重要手段。针对大面积连续分布的页岩油资源丰度较低和储层物性较差特征，创新采用三维地震多属性精细刻画与旋转地质导向相结合技术，实现了长水平井段钻探控制更大面积的目标。中国石油在鄂尔多斯盆地实施的华H90-3井水平井段长达5060米，刷新亚洲陆上最长水平井纪录；针对中国复杂的地表地貌条件和地下构造特征，以及陆相页岩油层段多、厚度大的特点，创新形成了水平井小井距、大平台和丛式井立体开发技术模式；庆城页岩油田华H100平台布井数达31口，纵向上实现了单平台三层系的一次性动用，节约土面积217.84平方千米，平均钻井周期降至18天，为庆城300万吨页岩油产能建设提供了有力支撑。 细分切割体积压裂技术工艺与“一段一策”差异化压裂模式：中石油长庆油田针对鄂尔多斯盆地长7段页岩储层裂缝条带状分布和低压特点，研发了以“多簇射孔密布缝+可溶球座硬封隔+暂堵转向软分簇”为核心的细分切割压裂技术工艺，创建了“造缝、补能、渗吸”一体化体积压裂模式，单井平均初期产量由前期的9.6吨/天提升到18.6吨/天，单井EUR由前期1.8万吨提升2.6万吨；针对页岩油储层物性差、非均质性强的特点，通过精细评价储层岩石力学参数和可压性指数，制定了“一段一策”差异化压裂施工模式，采用超密切割、连续铺砂和多级暂堵转向等工艺技术，提高裂缝导流能力，实现致密页岩油储层的有效改造。创新形成了以“水平井+体积压裂”为核心的页岩油“甜点”优选、三维丛式水平井优快钻完井等五大技术系列，催生了10亿吨规模页岩油探明储量顺利发现，建成了亚洲陆上最大水平井平台华H100平台，与常规井相比，平台占地面积减少6成以上，实现了以最少的用地动用地下最多的储量。在地面仅占30多亩地，但在地下实际开采储层面积达4万多亩，打造了隐形“采油航母”。中石油页岩油运营模式创新中国石油坚持“全生命周期管理”理念，探索形成了“一全六化”页岩油勘探开发模式，推进“五提产、五降本”系统工程，建立多个市场主体共同参与、平等竞争的市场机制，推动内部市场承包商联动创效，搭建油气生产物联网系统，促进了规模增储、效益开发。大庆古龙按照“会战传统+项目管理+市场化模式”，成立页岩油勘探开发会战前线指挥部，构建“六化”全生命周期管理体系，建设形成了以“精确甜点预测与靶层优选、立体开发井网设计与排采制度优化、水平井优快钻完井、缝控体积改造2.0”为核心的地质工程一体化技术体系，建立“百万吨百人”高效模式。吉木萨尔构建“新型油田作业区+项目经理部”综合管理体制，做实责任主体。长庆油田建立油气田勘探开发一体化事业部，成立页岩油开发分公司，创新大项目组产建开发模式，构建“中石油队伍、社会化资源、内部模拟市场主体”三位一体的市场化体系，推行物资采购“工厂到现场”直达，实施智能化配套工程，促进了页岩油效益开发。 庆城油田页岩油开发庆城油田是我国目前探明储量规模最大的页岩油油田。庆城油田处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部，其行政区隶属于甘肃省庆城县、合水县及华池县。2019年，中国石油长庆油田公司在鄂尔多斯盆地伊陕斜坡西南部庆城地区长7油岩层组的生油岩层系内发现了10亿吨级源内非常规大油田-庆城油田，至2022年底，评价资源量35亿吨，累计落实地质储量18.4亿吨，探明地质储量11.5亿吨。该地区整体呈层薄、非均质性强等特点，堪称“磨刀石中的磨刀石”，开发难度极大。 庆城油田目前处于规模开发示范区建设阶段。鄂尔多斯盆地长7油层组页岩油的早期勘探和基础地质研究可以追溯到20世纪70年代。勘探开发过程以2011年和2017年为界可划分为3个阶段：2011年之前为生烃评价和兼探认识阶段；2011-2017年为勘探评价、探索技术和提产提效阶段；2018年以来为整体勘探与水平井规模开发示范区建设阶段。通过技术研发，庆城油田实现了规模效益开发。通过自主研发技术，庆城油田长7油层组页岩油储层实现了“千方砂、万方液、十方排量”的水平井体积压裂目标。井下微地震监测结果表明，体积压裂后形成的复杂裂缝体系有利于提高单井产量。创新形成了高密度细分切割、压裂前注水补能、提升油水置换率3项核心设计，研发了长水平段细分切割体积压裂技术，研制了可溶球座多功能驱油型滑溜水2项关键工具材料，集成了关键参数经济优化、多簇裂缝精细控制、工具材料自研自产3项降本措施，攻关形成了特色的长水平井细分切割体积压裂技术，实现了庆城油田页岩油规模效益开发。庆城油田建设国内首个水力压裂试验场，对推广非常规油气开发技术意义重大。2024年6月20日，在庆城油田，国内首个水力压裂试验场顺利完成2口检查井现场取心工作，并完成了岩心基础资料及各项配套测试资料的搜集整理，这标志着我国首个页岩油水力压裂试验场正式建成。该试验场集成光纤、微地震、示踪剂等多种先进测试分析手段，并开展取心验证，进而分析水力压裂裂缝特征，深化认识不同压裂工艺的裂缝扩展形态、支撑裂缝分布、支撑剂运移等关键问题，为井网井距优化、段簇设计、压裂顺序及提高采收率研究等提供依据，为后续工程地质方案优化调整提供了直观可靠的第一手资料，对助推非常规油气开发技术升级及实现页岩油规模效益开发具有重大意义。庆城油田预计2025年页岩油产量超300万吨。通过页岩油试验区的技术探索和庆城油田的勘探开发实践，中国石油长庆油田公司在地震、测井、储层改造等方面已形成一系列关键配套技术，实现了页岩油规模勘探开发的实质性突破。2022年庆城油田年产量达到164万吨。预计“十四五”末，庆城油田页岩油产能将超过500万吨，产量超300万吨，相当于增加一个中型油田。 吉庆油田页岩油开发吉庆油田是我国首个国家级陆相页岩油示范区，目前处于技术定型和规模化扩产阶段。由新疆油田公司吉庆油田作业区开发管理的新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区，是中国首个国家级陆相页岩油示范区。 吉庆油田作业区位于准噶尔盆地东部，面积1278平方千米，资源储量估算超过10亿吨。2023年，吉木萨尔凹陷页岩油产量达到63.5万吨。吉木萨尔页岩油的勘探开发可以划分为3个阶段:（1）勘探及开发先导试验阶段（2011-2015年）：2011年，吉25井在芦二段获得产量为18.3吨/天的工业油流，提交预测地质储量6115万吨。在这一阶段通过开展不同完井方式和不同压裂工艺的开发先导性试验，试验井在初期的井均产油量为21.0吨/天，一年期产油量仅2110吨，生产效果未达预期。主要原因是一类油层钻遇率低(平均为33.9%)，储层改造的加砂强度较低(平均为0.9m3/m)。 （2）评价及工业化试验阶段（2016-2020）：通过强化“甜点”选区、优化水平井设计、精细控制钻井轨迹，2016年在“上甜点段”部署实施了JHW023井、JHW025井两口水平井，其优质储层的钻遇率达85%以上。采用套管完井、密切割、大排量、大砂量压裂工艺进行储层改造，加砂强度达2.0m3/m，两口井投产后一年期的累积产油量均突破万吨。该阶段累积探明石油地质储量为1.53亿吨，预测储量为2.76亿吨。2020年3月，国家能源局、自然资源部联合，在吉木萨尔凹陷设立了“新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区”。 （3）技术定型及规模化建产阶段（2021年至今）：该阶段水平井立体开发模式形成，钻井、压裂工艺技术实现了成熟配套，降本提产效益明显。单井评估的最终可采储量(EUR)提高到3.82万吨，单井的钻压成本下降了42.7%，油藏进入规模化建产阶段。截至2023年底，吉木萨尔凹陷昌吉页岩油田累计完钻水平井252口，开井181口，产油量为2423吨/天，含水率为55.7%。昌吉页岩油田累计新建产能157.5万吨，产油量达63.5万吨，累积产油量为216.0万吨，预测最终采收率可达12.6%。公司通过科研攻关，提高了“黄金靶体”钻遇率，有效降低了开发成本。吉木萨尔凹陷的页岩油为源-储一体，决定水平井产能高低的关键因素是“甜点”中的“黄金靶体”，即一、二类“甜点”的油层。吉木萨尔凹陷页岩油“黄金靶体”的厚度为1.5-2.0米，井轨迹的控制难度很大，中国石油新疆油田公司为提高其钻遇率进行了技术攻关，“黄金靶体”钻遇率从43.4%提升至83.6%，资源动用程度由50%提高至89%，单井综合投资降至4500万元，实现了效益建产。 吉庆油田产能建设加快，预计2025年产量页岩油产量达140万吨。截至2024年一季度，吉庆油田围绕页岩油开发已取得1项理论创新与7项技术突破，陆相页岩油开发技术整体达到国际领先水平。截至2023年底，吉庆油田作业区页岩油累计完钻产能井252口，建成产能129.3万吨，2023年吉木萨尔页岩油产量达到63.5万吨，2024年页岩油计划产量突破90万吨，较2023年增加30万吨。按照计划，吉庆油田作业区今年将完成钻井100口，压裂井110口，2025年页岩油年产量将达到140万吨。大庆古龙页岩油开发大庆油田长期探索页岩油，2020年获得突破。松辽盆地是世界十大超级盆地之一，大庆油田位于松辽盆地北部，20世纪80年代开始探索页岩油。2016年以来，中国地质调查局联合大庆油田实施了松辽盆地陆相页岩油科技攻坚战，针对青山口组部署实施的7口钻井均获工业油气流，其中，松辽盆地北部松页油1HF井、松页油2HF井日产页岩油分别为14.37立方米、10.06立方米，松辽盆地南部吉页油1HF井日产页岩油16.4立方米，引领带动了松辽盆地的页岩油勘查。2020年4月，为探索古龙凹陷深部青山口组泥页岩油气富集规律而钻探的古页油平1井试油，试油期间最高日产油30.52吨，日产气13032立方米，成为古龙凹陷陆相页岩油勘探的战略突破井。 古龙页岩油资源禀赋好，价值高。与国内“非常规”油气开采成本高、递减快相比，古龙页岩油具有“三高”特点，游离烃的含量高、气油比高、压力系数高，因此流动性较好，易高产。油的品质好、密度低、黏度低、烃质组分高，一吨油可以产出27%的轻烃，天然气里面还有大量乙烷，价值较普通页岩油气更高。 能源局批准古龙油田设立国家级示范区，力争2025年产油量达100万吨。2021年公司提交石油预测地质储量12.68亿吨，开辟了5个先导试验井组。经国家能源局批准正式设立大庆油田古龙陆相页岩油国家级示范区。2023年成功交规模探明储量超2亿吨，青山口组Q9油层新部署的水平井全部达产达效，截至2023年底，示范区累产油27.8万。庆油田古龙陆相页岩油国家级示范区覆盖面积2778平方公里，设计水平井井位500口，建设产能300万吨，力争2025年年产油量100万吨以上。古龙页岩油是大庆油田战略接替资源，发展前景广阔。古龙页岩油地质储量30亿吨为目标，推动页岩油成为油田新的战略增长点。中长期规划致力于解决剩余储采比低、储采失衡的问题，支撑油田稳产，建成页岩油勘探开发国家示范区，引领中国陆相页岩油革命。 大港油田页岩油开发大港油田目前处于效益开发先导阶段。大港油田探区内页岩油资源丰富，主要分布在沧东凹陷孔二段和歧口凹陷沙三段、沙一段，早在2013年就开始陆相页岩油探索。经历研究探索、勘探突破、产能评价、先导试验4个阶段，目前基本实现效益开发。 （1）2013年开始，在常规油气勘探开发研究成果的基础上，中国石油大港油田开始进行页岩油的基础地质研究，以落实页岩油富集规律。同时，公司对对沧东凹陷老井复查与改造，通过压裂改造与试油测试，有13口井获得工业油流；（2）2017年以后，大港油田设计了两口先导试验水平井，均稳定生产700天以上，累计产油量达2万吨以上，实现了页岩油水平井高产稳产的重大突破，为后期页岩油水平井的部署和经济化勘探开发奠定了重要基础；（3）2019-2021年，在勘探获得突破基础上，总结形成了适合黄骅坳陷的页岩油开发模式，页岩油日产油量3年上了3个台阶，2021年建成10万吨/年生产能力，率先在渤海湾盆地实现湖相页岩油工业化开发；（4）2022年至今，沧东凹陷孔二段页岩油正处于效益开发先导试验阶段，依靠地质认识和工程技术进步，逐步提高单井产量。2022年，在产能评价的基础上，优选沧东凹陷页岩油5号平台开展先导试验，测试单井峰值产量为39.6-122.3吨，单井评估的最终可采储量（EUR）为4.34-4.47万吨，建成了10万吨级效益开发示范平台。2024年大港油田新建成效益开发试验平台，试采实现产量效益达标。至此，大港油田在沧东、歧口两个凹陷均建立效益开发先导试验平台，形成了陆相纹层型页岩油效益建产技术序列。大港油田依靠地质认识和工程技术进步，逐步提高单井产量。大港页岩油2025年产量有望达25万吨。大港油田页岩油走过10年艰辛探索历程，沧东凹陷孔二段形成一套可复制的效益开发技术序列，公司结合大港油田页岩油复杂小断块、纵向甜点多的特点，制定了“以效益开发为中心，边评价边实施”开发原则，按照“成熟区拓展效益建产规模、接替区加强效益建产试验、潜力区加大勘探评价力度”整体思路，力争实现2025年25万吨、2030年50万吨和2035年100万吨页岩油上产目标。 2025年我国页岩油产量预计为650万吨，公司产量占据大部分，2030年我国页岩油产量预计达到1000万吨，成为我国原油稳产2亿吨重要保障。预计2025年我国页岩油产量为650万吨，中国石油庆城油田页岩油产量预计超300万吨；吉庆油田作业区岩油年产量将达到140万吨；2025年吉木萨尔页岩油原油产量预计将达到140万吨；古龙页岩油力争2025年年产油量100万吨以上；大港页岩油产量达到25万吨。2023年中国石油和化学工业联合会副会长孙伟善表示，2026年-2030年通过升级和优化技术，持续降低成本，中国页岩油产量预计达到1000万吨/年以上，成为中国原油年产2亿吨以上稳定的重要保障。投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1735/1863/2029亿元的预测，摊薄EPS分别为0.95/1.02/1.11元，对于当前A股PE为11.2/10.5/9.6x，对于H股PE为7.8/7.3/6.7x，维持“优于大市”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

事项：根据中国海油官网报道，2024年6月27日，公司宣布恩平21-4油田开发项目投产；2024年7月1日，公司宣布乌石23-5油田群开发项目投产。 国信化工观点：1）恩平21-4油田是我国海上首个超深大位移井项目，2025年有望实现5300桶油当量/天高峰产量：恩平21-4油田位于南海东部——深圳西南方约200公里海域，平均水深约89米，属于小型砂岩边际油田，日产轻质原油可达740吨，预计2025年将实现日产约5300桶油当量的高峰产量。公司依托8公里外的恩平20-5无人平台，采用2口超深大位移井开发，其中最大井深超9500米，水平位移8689米，不仅刷新我国海上钻井的深度纪录，也创造了水平长度的新纪录。 大位移井技术的特点是其轨迹并非垂直向下，而是在达到特定深度后，以“拐弯”的方式横向钻进至预定的油区，能对远距离、小储量的油气田进行精准、高效开发，为海上复杂地带油气开发提供技术支撑。在恩平21-4油田项目中，超深大位移井的水垂比高达4.43。大位移井技术的成功应用，预计将帮助南海东部边际油田的储量扩增超过5000万吨，为我国的能源安全发展提供有力保障。 2）乌石23-5油田是中国海上首个绿色设计油田，2026年有望实现18100桶油当量/天高峰产量：乌石23-5油田群位于南海北部湾海域，平均水深约28米，主要生产设施包括新建2座井口平台，并对乌石陆地终端进行改扩建，计划投产开发井43口，其中采油井28口，注水井15口，油品性质为轻质原油，预计2026年将实现日产约18100桶油当量的高峰产量。 乌石23-5油田是中国海上首个全方位绿色设计油田，也是南海首个海上油田岸电项目。乌石23-5油田群开发项目为原油处理站、液化天然气站、液化石油气站、生产水站、变电站、5G基站“六站合一”，在乌石终端设置生产水处理站，实现生产水全流程零排放、零污染；通过天配置天然气一体化处理设备和储罐，可将伴生天然气有效转化为液化天然气以及液化石油气两种产品并储存、装车外输，实现了伴生气的全流程深度有效利用。 3）6月国际油价大幅反弹，看好需求旺季量价齐升：截至6月28日收盘，布伦特原油现货价格为86.94美元/桶，较上月末上涨6.47美元/桶，涨幅为8.0%。6月上旬，OPEC+将366万桶/日减产延长至2025年底，将220万桶/日减产延长至2024年9月底，并计划于2024年10月份起开始逐步增产，因此布伦特油价最低跌至76.7美元/桶，但随后沙特与俄罗斯重申必要时OPEC保留暂停或逆转产量政策的选择，油价开始止跌企稳；6月中下旬，美国5月通胀数据低于预期，令美联储9月降息预期升温，同时中东以色列与黎巴嫩关系紧张，地缘局势重新加剧。此外市场预计成品油需求旺季即将到来，原油在三季度有望出现大幅供需缺口，为油价形成支撑。我们认为石油需求温和复苏，整体供需相对偏紧，预计年内布伦特原油价格有望维持80-90美元/桶，价格中枢有望持续上行。 4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为11.2/10.7/10.2倍，对应H股PE分别为7.0/6.7/6.4倍，维持“优于大市”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。

事项：根据彭博报道，圭亚那Stabroek区块的三家联合开发者埃克森美孚、赫斯、中国海油（权益占比分别为45%、30%、25%）已经选择Hammerhead项目作为第七个开发项目，并于2024年6月25日向圭亚那政府递交了环境授权申请。 国信化工观点：1）Hammerhead项目最大设计产量为18万桶/天，最快有望于2029年投产：Hammerhead项目是圭亚那Stabroek区块的第九个发现，被发现于2018年8月，其发现水深为3773英尺（约1150米），含油砂岩油藏深度为197英尺（约60米），并可被安全钻探至13862英尺（约4225米）深。Hammerhead项目最大设计产量为18万桶/天，有望于2025年获得圭亚那政府监管部门批准，并有望于2029年投产。 2）Stabroek区块可采资源量约110亿桶油当量，现有三个在产项目，合计产能为58万桶/天：2015年埃克森美孚在Stabroek区块获得第一个高质量石油发现，截至2023年底，区块累积获得新发现超30个，区块内总可采资源量约110亿桶油当量。根据埃克森美孚披露，Stabroek区块Liza项目一期、二期分别于2019年、2022年投产，三期Payara项目于2023年11月提前投产。根据圭亚那政府数据，2024年1-4月圭亚那Stabroek区块平均产量为61.6万桶/日，相当于全年生产2.2亿桶，比圭亚那政府预测的2.02亿桶多9%；其中4月份平均产量为62.5万桶/日，合计产量为1876万桶，仅次于3月份的1895万桶（平均61.1万桶/日）。 3）Stabroek现有三个在建项目，合计产能为75万桶/天，2027年总产能有望超过130万桶/天：目前Stabroek区块四期Yellowtail项目、五期Uaru项目、六期Whiptail项目均已经完成圭亚那政府审批，将分别于2025、2026、2027年投产，设计产能均为25万桶/天，预计到2027年Stabroek区块总产能超过130万桶/天。若Hammerhead项目进展顺利，2029年圭亚那Stabroek区块油气产量有望突破150万桶/天。 4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为10.2/9.7/9.3倍，对应H股PE分别为6.7/6.4/6.1倍，维持“优于大市”评级。

事项：2024年6月6日，中国海油宣布在南海西部超深水超浅气层勘探领域获得重大突破。 国信化工观点：1）我国超深水超浅气层领域勘探获得重大突破：陵水36-1气田位于南海西部海域，平均水深约1500米。 主要含气层系为第四系乐东组储层，平均气层埋深210米，探井测试无阻天然气流量超1000万方/天（约合5.7万桶油当量/天），2023年中国海油油气产量约为185.7万桶油当量/天。陵水36-1是中国海油继荔湾3-1、“深海一号”（陵水17-2）、“深海一号”二期（陵水25-1）、宝岛21-1、开平南等油气田后，在深水勘探领域又一重大突破。后续中国海油将持续开展超浅层储层勘探及开发关键技术攻关，为新型天然气资源的利用、加快深海油气资源勘探开发贡献力量。 2）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。 3）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。南海是公司天然气增储上产的主战场之一，陵水36-1的测试成功，进一步夯实了南海‘万亿大气区’资源基础。 公司将继续加大南海油气勘探开发力度，不断提升能源供应能力。 4）5月份国际天然气市场价格企稳回暖：5月以来，随着北半球夏季到来，在高温天气的刺激下，天然气发电制冷需求增加；同时美国FREEPORTLNG出口终端恢复正常运行，美国LNG出口量恢复性增加，5月份国际天然气市场价格企稳回暖。2024年5月，NYMEX天然气期货平均收盘价为2.41美元/百万英热单位，较上月上涨0.62美元/百万英热单位（+34.9%）；HenryHub天然气平均现货价为2.15美元/百万英热单位，较上月上涨0.55美元/百万英热单位（+34.5%）；东北亚液化天然气平均到岸价为11.23美元/百万英热单位，较上月上涨1.16美元/百万英热单位（+11.5%）；中国液化天然气平均出厂价格为4319元/吨，较上月上涨189元/吨（+4.6%）。 5）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为9.5/9.1/8.7倍，对应H股PE分别为6.4/6.1/5.8倍，维持“优于大市”评级。评论：u我国超深水超浅气层领域勘探获重大突破陵水36-1气田位于南海西部海域，平均水深约1500米。主要含气层系为第四系乐东组储层，平均气层埋深210米，探井测试无阻天然气流量超1000万方/天（约合5.7万桶油当量/天），2023年中国海油油气产量约为185.7万桶油当量/天。陵水36-1是中国海油继荔湾3-1、“深海一号”（陵水17-2）、“深海一号”二期（陵水25-1）、宝岛21-1、开平南等油气田后，在深水勘探领域又一重大突破。后续中国海油将持续开展超浅层储层勘探及开发关键技术攻关，为新型天然气资源的利用、加快深海油气资源勘探开发贡献力量。 u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。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。南海是公司天然气增储上产的主战场之一，陵水36-1的测试成功，进一步夯实了南海‘万亿大气区’资源基础。公司将继续加大南海油气勘探开发力度，不断提升能源供应能力。5月份国际天然气市场价格企稳回暖5月以来，随着北半球夏季到来，在高温天气的刺激下，天然气发电制冷需求增加；同时美国FREEPORTLNG出口终端恢复正常运行，美国LNG出口量恢复性增加，5月份国际天然气市场价格企稳回暖。2024年5月，NYMEX天然气期货平均收盘价为2.41美元/百万英热单位，较上月上涨0.62美元/百万英热单位（+34.9%）；HenryHub天然气平均现货价为2.15美元/百万英热单位，较上月上涨0.55美元/百万英热单位（+34.5%）；东北亚液化天然气平均到岸价为11.23美元/百万英热单位，较上月上涨1.16美元/百万英热单位（+11.5%）；中国液化天然气平均出厂价格为4319元/吨，较上月上涨189元/吨（+4.6%）。投资建议：维持盈利预测，维持“优于大市”评级我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为9.5/9.1/8.7倍，对应H股PE分别为6.4/6.1/5.8倍，维持“优于大市”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。

事项：5月24日，中国海油宣布其全资子公司与莫桑比克能矿部及莫桑比克国家石油公司(ENH)签订了莫桑比克5个海上区块的石油勘探与生产特许合同。 国信化工观点：1）公司获得莫桑比克五个石油区块特许合同：此次签订的合同涉及S6-A、S6-B、A6-D、A6-E和A6-G共计5个区块，均位于莫桑比克海域，总面积约2.9万平方公里，水深500米至2500米。根据合同规定，上述区块的勘探期第一阶段均为4年，中国海油旗下5家全资子公司担任勘探及开发阶段作业者，并分别拥有5个区块的作业者权益（S6-A70%，S6-B77.5%，A6-D77.5%，A6-E80%，A6-G79.5%），莫桑比克国家石油公司拥有剩余的非作业者权益。 2）公司为首次在莫桑比克获得油气资源，未来在莫桑比克石油和天然气领域业务有望快速扩张：2021年11月，莫桑比克能矿部启动了第六轮国家石油和天然气特许权招标，总共涉及16个海上区块。最终中国海油中标5个区块，意大利埃尼集团中标1个区块。根据莫桑比克国家石油协会(INP)，中国海油和埃尼集团提出的第一阶段勘探计划将投资约3.7亿美元，并在深水区钻探至少4口油井。中国海油在合同生效后将进行地震数据采集和深水钻井工作，届时或将发现新的石油资源，这一战略举措标志着其在莫桑比克石油和天然气领域业务的显著扩张。 3）公司海外油气产量快速增长：公司2024年第一季度净产量为180.1百万桶油当量（同比+9.9%），其中国内净产量123.2百万桶油当量（同比+6.9%），海外净产量56.9百万桶油当量（同比+16.9%），主要得益于圭亚那和加拿大长湖油砂项目的产量贡献。根据圭亚那政府数据，2024年1-4月圭亚那stabroek区块平均产量为61.6万桶/日，相当于全年生产2.2亿桶，比圭亚那政府预测的2.02亿桶多9%；其中4月份平均产量为62.5万桶/日，合计产量为1876万桶，仅次于3月份的1895万桶（平均61.1万桶/日）。 4）投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为9.0/8.6/8.3倍，对应H股PE分别为5.7/5.5/5.3倍，维持“买入”评级。评论：公司获得莫桑比克五个石油区块特许合同：此次签订的合同涉及S6-A、S6-B、A6-D、A6-E和A6-G共计5个区块，均位于莫桑比克海域，总面积约2.9万平方公里，水深500米至2500米。根据合同规定，上述区块的勘探期第一阶段均为4年，中国海油旗下5家全资子公司担任勘探及开发阶段作业者，并分别拥有5个区块的作业者权益（S6-A70%，S6-B77.5%，A6-D77.5%，A6-E80%，A6-G79.5%），莫桑比克国家石油公司拥有剩余的非作业者权益公司为首次在莫桑比克获得油气资源，未来在莫桑比克石油和天然气领域业务有望快速扩张：2021年11月，莫桑比克能矿部启动了第六轮国家石油和天然气特许权招标，总共涉及16个海上区块。最终中国海油中标5个区块，意大利埃尼集团中标1个区块。根据莫桑比克国家石油协会(INP)，中国海油和埃尼集团提出的第一阶段勘探计划将投资约3.7亿美元，并在深水区钻探至少4口油井。中国海油在合同生效后将进行地震数据采集和深水钻井工作，届时或将发现新的石油资源，这一战略举措标志着其在莫桑比克石油和天然气领域业务的显著扩张。 公司海外油气产量快速增长：公司2024年第一季度净产量为180.1百万桶油当量（同比+9.9%），其中国内净产量123.2百万桶油当量（同比+6.9%），海外净产量56.9百万桶油当量（同比+16.9%），主要得益于圭亚那和加拿大长湖油砂项目的产量贡献。根据圭亚那政府数据，2024年1-4月圭亚那stabroek区块平均产量为61.6万桶/日，相当于全年生产2.2亿桶，比圭亚那政府预测的2.02亿桶多9%；其中4月份平均产量为62.5万桶/日，合计产量为1876万桶，仅次于3月份的1895万桶（平均61.1万桶/日）。 投资建议：我们维持对公司2024-2026年归母净利润1498/1564/1633亿元的预测，对应EPS分别为3.15/3.29/3.43元，对应A股PE分别为9.0/8.6/8.3倍，对应H股PE分别为5.7/5.5/5.3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。

近日， 中国石油西南油气田非常规天然气勘探获得新进展， 该油气田梓潼区块 SXM 组水平井文浅 4 井测试获日产致密气 80 多万方， 无阻流量超 200 万方。 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， 非常规天然气成为增产重要力量： 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， 同比增长 7.2%。 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。 非常规天然气占全国天然气产量比例自 2018 年的 35%上升至 43%， 成为天然气产量重要增长力量。 目前我国非常规天然气处于勘探中早期， 探明率明显偏低， 是未来增储上产的主力。 2） 非常规天然气主要包括致密气、 页岩气和煤层气， 我国均实现了商业化开采： 非常规天然气是指用传统技术无法获得自然工业产量、 需用新技术改善储集层渗透率或流体黏度等手段才能经济开采的天然气，主要包括致密气、 页岩气、 煤层气等。 我国致密气勘探处于早中期， 致密气具有储量落实程度高、 储层认识相对清楚、 已形成适用的开发技术体系、 开发风险相对较低的优势， 鄂尔多斯盆地是致密气开发重点，远景产量规模为 700-800 万亿立方米。 中国页岩气开发处于起步阶段， 目前页岩气开采技术实现了独立自主， 未来勘探开发重点为新区新领域的勘探开发和老区挖潜及提高采收率， 新区带、 新层系及新类型领域发展空间广阔， 2030 年页岩气产量有望达到 400 亿立方米。 我国煤层气目前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， 未来发展方向为中浅层新区域开发及深层煤层气规模化开发， 规划2030 年实现煤层气产量达 300 亿立方米， 长远时期逐步实现 1000 亿立方米年产量。 3） 公司非常规天然气业务规划明确， 增产前景广阔： 公司矿权区页岩气、 致密气及煤层气资源量分别为46.7 万亿立方米、 19.96 万亿立方米、 13.4 万亿立方米。 公司“十四五” 期间天然气增量部分主要来自非常规资源， 预计非常规天然气产量比“十三五” 末增长 3 倍。 公司致密气在鄂尔多斯等区新增探明储量 1.4万亿立方米， 新建产能 655 亿立方米/年， 2025 年产量达到 400-450 亿立方米； 页岩气预计在川南中-深层3500-4000m 探明或基本探明储量 4 万亿立方米， 新建产能 350 亿立方米/年， 2025 年产量达到 270-300 亿立方米； 煤层气新增探明储量 1100 亿立方米， 2025 年产量达到 30 亿立方米。 4） 投资建议： 我们维持对公司 2024-2026 年归母净利润 1735/1863/2029 亿元的预测， 摊薄 EPS 分别为0.95/1.02/1.11 元， 对于当前 A 股 PE 为 10.6/9.9/9.1x， 对于 H 股 PE 为 7.5/7.0/6.4x， 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。