事件: 4月 28日，公司发布 2023年一季报：2023年第一季度，公司实现营收977.11亿元，同比+7.50%，环比-12.04%；实现归母净利润 321.13亿元，同比-6.38%，环比-2.49%。销售毛利率 49.21%，同比减少 9.17个百分点，环比增加 0.11个百分点；销售净利率 32.86%，同比减少 4.87个百分点，环比增加 3.23个百分点。 投资要点: 油价下行致 Q1业绩同环比下滑，公司油气产量稳步增长2023年一季度，公司实现归母净利润 321.13亿元，同比-21.88亿元，环比-8.19亿元；其中实现毛利润 480.84亿元，同比-49.83亿元，环比-64.64亿元。一季度毛利润同环比下滑，主要由于国际油价震荡走低，带动公司石油平均实现价格出现下滑。据 Wind，2023年一季度布伦特原油均价达82.23美元/桶，同比-15.80%，环比-7.25%； 而公司增储上产、提质增效取得积极成效，油气净产量实现稳步增长，2023Q1公司实现总净产量 163.9百万桶油当量，同比上升8.6%。同时，2023Q1公司投资净收益 8.74亿元，同比+8.35亿元，环比-4.23亿元，环比下滑或由于对联营合营企业投资收益减少所致； 2023Q1公司公允价值变动净收益 5.53亿元，同比+6.10亿元，环比+14.08亿元，或由于公司持有的交易性金融资产公允价值变动所致。期间费用方面，2023年一季度，公司销售/管理/财务费用率分别为 0.89%/1.71%/-0.05%，同比+0.05/+0.11/-0.80pct，环比+0.11/-0.96/-0.82pct，期间费用控制良好。展望未来，在 OPEC+产油国宣布自愿进行额外减产、美国战略石油储备来到历史低位，以及中国经济企稳回升背景下，原油价格有望中高位维持；而公司持续推进增储上产，新项目相继落地，油气产销量有望持续提升，进而有效推动业绩上行。 资本开支大幅提升，新项目有序推进公司积极推进重点项目建设，强化钻完井质量管理和进度把控，实现提产提效目标。同时，推进在产油气田稳产增产，持续优化调整井部署，提升单井产量；扎实开展油气藏精细研究，降低自然递减率。2023年，公司预计有超过 50个项目在建，包括中国的“深海一号”二期项目（陵水 25-1气田开发项目）、渤中 19-6凝析气田 I 期开发项目以及海外的圭亚那 Payara 项目、乌干达项目等；全年计划有 9个新项目投产，主要包括中国的渤中 19-6凝析气田 I 期开发、陆丰 12-3油田开发以及海外的巴西 Mero2和圭亚那 Payara 项目等。2023年第一季度，公司资本支出约人民币 247.36亿元，同比上升 46.1%，其中工程建设与开发生产板块资本支出 158.04亿元，同比上升78.1%；勘探板块资本支出 49.19亿元，同比上升 26.9%。 首个深远海浮式风电平台建造完工，绿色低碳工作稳步推进公司近年稳步推进绿色低碳发展，新能源业务进展顺利，规模化获取海南东方海上风电等项目。2023年 3月 26日，首个深远海浮式风电平台“海油观澜号”在广东珠海建造完工，将安装于海南文昌海域。 “观澜号”是中国第一个工作海域距离海岸线 100公里以上、水深超过 100米的浮式风电平台，也是全球首个给海上油气田供电、海域环境最恶劣的半潜式深远海风电平台,投产后，风机年发电量可达2200万千瓦时，通过动态海缆接入海上油田群电网，每年可节约燃料近 1000万立方米天然气，减少二氧化碳排放 2.2万吨。同时，油气绿色生产也扎实推进，2022年中国海上首个碳封存示范工程在恩平油田群建成，渤中-垦利油田群岸电二期项目也建成投用。 盈利预测和投资评级 预计公司 2023/2024/2025年归母净利润分别为 1212.44、1302.79、1350.31亿元，对应 PE 为 7.7、7.2、7.0倍，首次覆盖，考虑公司新项目有序推进，成本控制能力不断提 升，给予“买入”评级。 风险提示 国际原油和天然气价格波动风险、行业监管及税费政策风险、汇率风险、市场竞争加剧风险、油气储量的不确定性风险、海外经营风险。

事件：2023年4月27日晚，中国海油发布2023年第一季度报告。2023年一季度，公司实现营业收入977.11亿元，同比增长7.50%，环比下降12.04%；实现归母净利润321.13亿元，同比下降6.38%，环比下降2.49%；实现扣非后归母净利润314.60亿元，同比下降7.45%，环比下降4.57%；实现基本每股收益0.68元。 点评：公司产量持续增长，但受国际油价波动影响，2023Q1业绩同比及环比有所下降。2023Q1，公司油气净产量达163.9百万桶油当量，同比+8.54%，其中，石油液体产量128.4百万桶，同比+7.36%,天然气产量2075亿立方英尺，同比+12.77%；海外油气产量48.6百万桶，同比+16.55%，主要得益于圭亚那和巴西的产量增加，国内油气产量115.3百万桶，同比+5.49%，主要得益于新投产油田带来的产量增加。油气价格方面，2023Q1，布伦特原油均价82.10美元/桶，同比-16.14%，环比-7.37%。公司实现油价74.17美元/桶，同比-23.90%，环比-22.58%；实现气价8.33美元/千立方英尺，同比-0.24%，环比+2.21%。受布伦特油价波动和公司石油实现价格折价程度较深等因素影响，2023Q1公司利润出现同比及环比小幅下降。 资本支出同比大幅增加，桶油成本同比明显下降。2023Q1，公司实现资本支出247.36亿元，同比+46.10%，其中，勘探支出49.19亿元，开发支出158.04亿元，生产支出38.63亿元，为未来增储上产提供有力保障。2023Q1，公司桶油成本为28.22美元/桶（同比-2.37美元/桶），同比-7.75%，主要是由于油价下降带来所得税外的其他税项减少，其他税项主要包括资源税、合作区块增值税、城市维护建设税及教育费附加等项目；折旧、折耗及摊销下降是主要由于产量结构变化以及汇率变动的综合影响；作业费用下降主要得益于海外超预期产量的摊薄作用。其中，桶油作业费用6.99美元（同比-0.53美元）、桶油折旧折耗及摊销14.22美元（同比-0.72美元）、桶油弃置费1.06美元（同比-0.05美元）、销售管理费2.29美元（同比-0.12美元）、其他税金3.66美元（同比-0.95美元）。 新项目落地投产，全力做好增储上产。2023年，公司计划资本开支1000-1100亿元，最大同比增长7.32%，其中，勘探、开发、生产开支分别为180-198、590-649、210-231亿元，为国内增储上产提供有效支撑。2023-2025年，公司目标油气产量分别为650-660、690-700、730-740百万桶油当量，净产量增速约为6%。公司预计2023年将有9个新项目投产，主要包括中国的渤中19-6凝析气田Ⅰ期开发项目、陆丰12-3油田开发项目以及海外的巴西Mero2项目、圭亚那Payara项目等，权益高峰产量合计可达到16.2万桶油当量/天，支持公司未来产量目标的实现。我们认为，在国内增储上产政策和中国海洋石油集团有限公司落实“七年行动计划”的推动下，中海油将继续保持油气产量稳步增长，公司盈利也具备一定的成长空间。高股息+低估值，具备优质投资价值。在中海油2023年战略展望中，公司表示既要保持高资本开支实现油气产量6%增速，同时也要保证2022-2024年全年股息支付率不低于40%，绝对值不低于0.70港元/股（含税）。2022年，公司已派发中期股息0.7港元/股（含税），建议末期股息0.75港元/股（含税），全年普通股息1.45港元/股（含税），按2023年4月27日收盘价和港元兑人民币汇率计算，公司A股股息率为6.96%，H股股息率为11.67%，2022年合计分红将为604.7亿元，股利支付率达到42.67%，在同业中处于领先地位。另一方面，相比其他石油公司，公司在穿越油价大周期中展现出了更强的盈利性、较弱的波动性和更优秀的资产质量。在2010-2020年油价大周期中，中海油H股PE基本处于9-13倍，低于国内外可比同行平均水平，我们认为公司2022-2024年A股估值处于6-7倍，H股估值将处于3-4倍，也远低于自身历史估值。公司H股PB仅不到1倍，A股PB在1.5倍左右，叠加央企改革政策推进，公司存在大幅估值修复空间。 2023年油价中枢有望继续维持高位。展望2023年，2022年11月至2023年12月OPEC+执行基于2022年8月产量目标下调200万桶/天的大规模减产计划，叠加2023年5月后沙特等多国自愿减产合计达165万桶/天，OPEC+持续收紧供应，或是油价维持中高位的重要支撑力量。 到2022年底美国释放战略储备库存接近尾声且作用有限，2023年美国或将进入补库周期，72美元/桶的补库价格或可托底油价，考虑优质页岩油库存井已严重消耗，美国页岩油公司受投资者约束（分红、回购、还债）、供应链短缺、通胀成本高、政府清洁能源政策等一系列因素影响，资本开支增幅有限，增产意愿不强，我们预计2023年美国原油产量增速放缓。另外，巴西、圭亚那等南美原油产区产量逐步增长，但增幅有限，难改供给紧张大趋势。因此，我们预计2023年原油供给弹性不足，中国疫后经济复苏拉动全球原油需求增长，油价中枢有望维持高位。 盈利预测与投资评级：我们预测公司2023-2025年净利润分别为1307.30、1341.75和1439.41亿元，同比增速分别为-7.7%、2.6%、7.3%，EPS分别为2.75、2.82和3.03元/股，按照2023年4月27日A股收盘价对应的PE分别为6.69、6.52和6.07倍，H股收盘价对应的PE分别为3.98、3.88、3.62倍。公司受益于原油价格相对高位和产量增长，2023-2025年有望继续保持良好业绩，估值相对2010-2020油价大周期时期处于绝对底部，并明显低于行业水平，且享受高股息，我们维持对公司A股和H股的“买入”评级。 风险因素：疫情反复、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。

业绩简评中国海油于 2023年 3月 29日发布公司 2022年年度报告，公司 2022年实现营业收入 4222.3亿元，同比增加 71.6%；实现净利润 1416.8亿元，同比增加 101.5%。其中，2022Q4公司实现营业收入 1110.9亿元，同比增加 53.7%，环比增加 2.1%；实现净利润 329.2亿元，同比增加 88.4%，环比减少 10.7%，公司业绩符合预期。 经营分析 1、资本开支增加推动产量持续增长，公司未来成长性确定性较强： 当前全球原油价格预计持续维持中高位震荡，公司预计 2023年资本开支约为 1000-1100亿元，同比 2022年增长 0-10%，2023-2025年净产量目标分别为 650-660/690-700/730-740百万桶油当量。 原油价格中枢持续维持中高位叠加公司油气产量持续增长，公司未来成长性确定性较强。 2、持续推进新油气资产的勘探开发：公司 2022年净证实油气资产储量为 62.4亿桶油当量，同比增加 16.52%，近 6年储量寿命持续维持在 10年以上，夯实油气资产储量将进一步保障公司油气产出；公司 2022年油气总产量为 624百万桶油当量，同比增加 8.92%，公司原油、天然气储采比分别为 8.55、11.51，分别同比增加 0.17/减少 0.41，持续维持在较高水平。2023年公司预计将有九个新项目投产，未来业绩有所保障。 3、高股利支付率持续回报股东：公司 2022年现金分红共计 605.8亿元，股利支付率约 43%，同时公司股息率持续维持在较高水平，以 2022年 12月 31日收盘价为基准计算，2022年公司现金分红对应 A 股股息率为 8.33%，H 股股息率为 14.29%，与此同时，公司计划 2022-2024年全年股息支付率不低于 40%，股息绝对值不低于0.7港元/股（含税），公司股东投资回报丰厚。 盈利预测与评级我们看好油价中高位震荡下的未来公司业绩稳定性，由于 2023年原油价格略有回落，我们下调中国海油 2023-2024年盈利预测，下调幅度分别为 15%/9%，2023-2025盈利预测为 1247亿元/1340亿元/1396亿元，对应 2022-2024年 EPS 为 2.62元/2.82元/2.94元，对应 PE 为 6.4X/6.0X/5.7X，维持“买入”评级。 风险提示 （1）油气田投产进度不及预期； （2）原油供需受到异常扰动； （3）能源政策及制裁对企业经营的影响； （4）限售股解禁风险； （5）汇率风险。

事件：2023年3月29日，中国海油发布2022年年度报告。2022年，公司实现营业收入4222.3亿元，同比增长71.56%；实现归母净利润1417亿元，同比增长101.51%；实现扣非后归母净利润1402.5，同比增长105.73%；实现基本每股收益3.03元，同比92.99%。 2022年第四季度，公司实现营业收入1110.85亿元，同比增长53.74%，环比增长2.11%；实现归母净利润329.32亿元，同比增长88.37%，环比增长-10.71%；实现扣非后归母净利润329.65亿元，环比增长-9.37%；实现基本每股收益0.69元，同比增长76.92%，环比增长-10.39%。 点评：量价齐升助力，2022年公司业绩优秀。2022年原油价格维持高位震荡，布伦特原油均价99.04美元/桶，同比增长44.56%。2022年，公司实现油价96.59美元/桶，同比增长42.27%，实现气价8.58美元/千立方英尺，同比增长23.45%。产量方面，2022年公司油气净产量达623.8百万桶油当量，同比增长8.88%，其中，石油液体产量489.9百万桶，同比增长8.29%,天然气产量7787亿立方英尺，同比增长11.15%。2022年第四季度，公司油气净产量达162.2百万桶油当量，同比增长7.63%，环比增长3.44%，其中，石油液体产量127.3百万桶，同比增长10.31%，环比增长4.26%,天然气产量2030亿立方英尺，同比增长-1.46%，环比增长1.00%。2022年公司产量增长主要来自于年内9个新项目成功投产，圭亚那成为海外产量增量贡献主力军。储量方面，2022年公司证实储量再创历史新高，达6239百万桶油当量，储量替代率达182%，储采比连续稳定在10年左右，未来发展潜力较大。销量和油气价格同时上涨使得营业收入显著增加，同时高油价下特别收益金的增加也导致营业成本的提升，总体来看，2022年公司盈利实现翻倍，业绩表现优秀。 资本支出同比增加，桶油成本控制良好。2022年，公司实现资本支出1025亿元，同比增长15.56%，其中，勘探支出205亿元，开发支出560亿元，生产支出239亿元，为未来增储上产提供有力保障。2022年第四季度，公司实现资本支出338.09亿元，同比增长6.53%，环比增长24.66%，其中，勘探支出66.75亿元，开发支出186.34亿元，生产支出73.41亿元。2022年，在国际原油价格持续高位的背景下，公司桶油成本为30.39美元/桶（同比+0.90美元），同比增长为3.05%，主要是由于油价上升带来所得税外的其他税项增加，其他税项主要包括资源税、合作区块增值税、城市维护建设税及教育费附加等项目。其中桶油作业费用7.74美元（同比-0.09美元）、桶油折旧折耗及摊销14.67美元（同比-0.66美元）、桶油弃置费0.85美元（同比+0.16美元）、销售管理费2.53美元（同比+0.02美元）、其他税金4.6美元（同比+1.47美元）。 高股息+低估值，具备优质投资价值。在中海油2023年战略展望中，公司表示既要保持高资本开支实现油气产量6%增速，同时也要保证2022-2024年全年股息支付率不低于40%，绝对值不低于0.70港元/股（含税）。2022年，公司已派发中期股息0.7港元/股（含税），建议末期股息0.75港元/股（含税），全年普通股息1.45港元/股（含税），按2023年3月29日收盘价和港元兑人民币汇率计算，公司A股股息率为7.54%，H股股息率为12.35%，2022年合计分红将为604.7亿元，股利支付率达到42.67%，在同业中处于领先地位。另一方面，相比其他石油公司，公司在穿越油价大周期中展现出了更强的盈利性、较弱的波动性和更优秀的资产质量。在2010-2020年油价大周期中，中海油H股PE基本处于9-13倍，低于国内外可比同行平均水平，我们认为公司2022-2024年A股估值处于5-6倍，H股估值将处于3-4倍，也远低于自身历史估值。公司H股PB仅不到1倍，A股PB仅在1倍左右，叠加央企改革政策推进，公司存在大幅估值修复空间。 新项目落地投产，全力做好增储上产。2023年，公司计划资本开支1000-1100亿元，最大同比增长7.32%，其中，勘探、开发、生产开支分别为180-198、590-649、210-231亿元，为国内增储上产提供有效支撑。2023-2025年，公司目标油气产量分别为650-660、690-700、730-740百万桶油当量，净产量增速约为6%。公司预计2023年将有9个新项目投产，主要包括中国的渤中19-6凝析气田Ⅰ期开发项目、陆丰12-3油田开发项目以及海外的巴西Mero2项目、圭亚那Payara项目等，权益高峰产量合计可达到16.2万桶油当量/天，支持公司未来产量目标的实现。我们认为，在国内增储上产政策和中国海洋石油集团有限公司落实“七年行动计划”的推动下，中海油将继续保持油气产量稳步增长，公司盈利也具备一定的成长空间。 2023年油价中枢有望继续维持高位。展望2023年，2022年11月至2023年12月OPEC+执行基于2022年8月产量目标下调200万桶/天的大规模减产计划，考虑本轮减产面临部分国家增产能力不足的客观约束，我们认为沙特内部协调和油价调控能力增强，控制产量托底油价效果或将强化。2022年12月欧盟开启分阶段禁运俄罗斯原油和石油产品，但考虑西方对俄油60美元/桶的限价与俄罗斯乌拉尔原油现价接近，影子船队在俄罗斯油运中的作用凸显，我们认为西方制裁措施对俄罗斯石油出口影响较为有限，同时美国也在私下鼓励一些全球大型贸易公司，恢复运输俄油，以保持稳定的供应。到2022年底美国释放战略储备库存接近尾声且作用有限，2023年美国或将进入补库周期，70美元/桶的补库价格或可托底油价，考虑优质页岩油库存井已严重消耗，美国页岩油公司受投资者约束（分红、回购、还债）、供应链短缺、通胀成本高、政府清洁能源政策等一系列因素影响，资本开支增幅有限，增产意愿不强，我们预计2023年美国原油产量增速放缓。另外，巴西、圭亚那等南美原油产区产量逐步增长，但增幅有限，难改供给紧张大趋势。因此，我们预计2023年原油供给弹性不足，中国疫后经济复苏拉动全球原油需求增长，油价中枢有望维持高位。 盈利预测与投资评级：我们预测公司2023-2025年净利润分别为1371.82、1391.31和1412.66亿元，同比增速分别为-3.2%、1.4%、1.5%，EPS分别为2.88、2.92和2.97元/股，按照2023年3月29日A股收盘价对应的PE分别为5.84、5.76和5.67倍，H股收盘价对应的PE分别为3.57、3.52、3.46倍。考虑到公司受益于原油价格高位和产量增长，2023-2025年公司有望继续保持良好业绩，估值相对2010-2020油价大周期时期处于绝对底部，并明显低于行业水平，且享受高股息，我们维持对公司A股和H股的“买入”评级。 风险因素：疫情反复、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：2023年 3月 1日，公司宣布在渤海海域获得渤中 26-6亿吨级油田发现，经测试，该井平均日产原油约 2040桶，天然气约 11.45百万立方英尺。 渤海第三个亿吨级油田发现，公司储量再度加码。继垦利 6-1、垦利 10-2后，公司再度在渤海发现第三个亿吨级油田发现——渤中 26-6，据报道，该油田探明地质储量超 1.3亿吨油当量，按正常采收率，能够开采原油超 2000万吨，提炼成汽油后可供 10000辆汽车正常行驶 30年，同时可开采天然气超 90亿立方米，能够满足天津市常住人口使用近 15年。公司的资源进一步得到夯实，储量接续进一步得到强化。 日产油气 2040桶和 11.45百万立方英尺，深化产量成长确定性。该油田位于渤海南部海域，平均水深约 22米，主要含油层系为太古界潜山，优质较好、为轻质原油。公司在该油田布置的发现井渤中 26-6-2井共钻遇油气层 321.3米，完钻井深 4480米，经测试，该井平均日产原油约 2040桶，相当于 2021年渤海区域日产油量的 0.41%，日产天然气约 11.45百万立方英尺，相当于 2021年渤海区域日产天然气量的 6.80%。此外，公司 2023-2025年净产量目标分别为650-660、690-700、730-740百万桶油当量，2021-2025年净产量的复合增长率为 6.25%~6.61%，渤中 26-6的发现深化了公司产量成长的确定性。 海洋油气成为我国能源的重要增长极，公司的技术和资源垄断优势凸显。 2022年，我国原油产量为 2.05亿吨，同比 2021年增长 2.90%；天然气产量为2178亿立方米，同比增长 6.40%。据《中国海洋能源发展报告 2022》预计，2022年我国海洋石油产量约 5862万吨，同比增长 6.9%；海洋天然气产量 216亿立方米，同比增长 8.6%。海洋油气产量增速均高于我国整体的油气产量增速，海洋油气已成为我国能源的重要增长极。与此同时，中国海油渤中 26-6油田的成功发现，打破了渤海南部探区潜山一直没有规模性商业发现的局面，打破了“潜山高部见水，水下无法找油”的传统认识，在海洋油气勘探前景广阔的背景下，公司的技术和资源垄断优势再度凸显。 投资建议：公司储产空间高，成本优势强，且高油价背景下业绩弹性较大，兼具成长性和高分红的特点。我们预计，公司 2022-2024年归母净利润分别为1414.23/1441.23/1445.75亿元，EPS 分别为 2.97/3.03/3.04元/股，对应 2023年 3月 2日的 PE 分别为 6/6/5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，疫情反复导致原油需求不及预期，能源政策变动风险。

事件：2023年 1月 19日，公司发布 2022年年度业绩预增公告。公司预计2022年归母净利润为 1396~1436亿元，与上年同期相比增加 693~733亿元，同比增长约 99%~104%；扣非归母净利润为 1383~1423亿元，与上年同期相比增加 701~741亿元，同比增长约 103%~109%。 22Q4公司归母净利润为 308.32~348.32亿元。据公告测算，2022年第四 季 度 ， 公 司 将 实 现 归 母 净 利 润 308.32~348.32亿 元 ， 同 比 增 长76.35%~99.23%，环比三季度下降 5.56%~16.40%；实现扣非归母净利润310.15~350.15亿元，同比增长 85.96%~109.95%，环比三季度下降 3.74%~14.74%。 油气量价齐升驱动公司业绩大幅增长。公司公告显示，2022年公司净产量预计将达到约 620百万桶油当量，超过目标产量 600~610百万桶油当量，实现同比增速约 8.22%。此外，2022年因俄乌冲突影响，油价加速上涨，全年布伦特原油均价为 98.60美元/桶，较 2021年上涨 39.25%；亨利中心交割天然气现货价均价为 6.45美元/百万英热单位，较 2021年上涨 65.54%。公司以油气勘探开发为主要收入和利润来源，价格和产量的快速上涨推动公司业绩实现大幅增长。 2025年净产量目标 730-740百万桶油当量，产量成长性高。公司 2023-2025年公司净产量目标分别为 650-660、690-700、730-740百万桶油当量，2021-2025年净产量的复合增长率为 6.25%~6.61%，产量具有高成长性。 2022年年末股息将不低于 1.174元/股。公司承诺，2022-2024年的股息支付率将不低于 40%，且无论公司经营表现如何，股息绝对值都将不低于 0.7港元/股。据公告测算，2022年公司每股收益为 2.93~3.02元/股，预计年末股息将不低于 1.174元/股。 投资建议：公司储产空间高，成本优势强，且高油价背景下业绩弹性较大，兼具成长性和高分红的特点。我们预计，公司 2022-2024年归母净利润分别为1414.23/1441.23/1445.75亿元，EPS 分别为 2.97/3.03/3.04元/股，对应 2023年 1月 19日的 PE 均为 5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，疫情反复导致原油需求不及预期，能源政策变动风险。

事件：2023 年1 月11 日，公司公告了2023 年经营策略，且保证2022-2024 年公司全年股息支付率将不低于40%，股息绝对值不低于0.70 港元/股。 2022 年产量超预期，未来目标产量更进一步。公告显示，2022 年公司净产量预计将达到约620 百万桶油当量，超过目标产量600-610 百万桶油当量，实现同比增速约8.22%。此外，公司进一步提高了2023-2024 年产量目标10 百万桶油当量，并规划了2025 年的产量，从而，2023-2025 年公司净产量目标分别为650-660、690-700、730-740 百万桶油当量。公司增储上产立场坚定，产量具有高成长性。 2023 年9 个新项目投产，资本支出持续投入。2022 年公司预计资本支出将达到约1000 亿元，达成全年资本支出目标，相比2021 年实现同比增长约12.74%；此外，2023 年公司资本支出预算为1000-1100 亿元，相比2022 年增速约为0-10%，其中，勘探、开发、生产资本化、其他分别占预算总额的18%、59%、21%、2%。公司较高的资本支出有望加快新区块的投产进程，公司预计2023 年将有9 个新项目投产，主要包括国内的渤中19-6 凝析气田I 期开发项目和陆丰12-3 油田开发项目、海外的巴西Mero2 项目和圭亚那Payara 项目等，支撑公司产量的接续增长。 股息支付率不低于40%，且以0.7 港元/股的绝对股息确保股东回报。公司确立了2022-2024 年的股息政策，预计全年的股息支付率将不低于40%，且无论公司经营表现如何，股息绝对值都将不低于0.7 港元/股。考虑到公司前三季度已实现基本每股收益2.34 元/股，则2022 年全年股息至少为0.94 元/股。我们预计，2022 年公司将实现归母净利润1400 亿元以上，按照40%的股息支付率计算，预计全年股息有望在1.18 元/股以上，股息率有望在7.64%以上。 投资建议：公司储产空间高，成本优势强，且高油价背景下业绩弹性较大，兼具成长性和高分红的特点。我们预计，公司2022-2024 年归母净利润分别为1406.41/1441.07/1445.70 亿元，EPS 分别为2.96/3.03/3.04 元/股，对应2023年1 月11 日的PE 均为5 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，疫情反复导致原油需求不及预期，能源政策变动风险。

事件：2022年12月22日，公司公告，全资子公司中海油（海南）新能源有限公司拟以自有资金15.18亿元购买公司实控人中国海油集团的全资子公司中国海洋石油东海有限公司所持有的中核汇海风电投资有限公司40%的股权。 股权收购价值年化PE为9.3倍，未来有望增厚公司利润。公告显示，2022年上半年，中核汇海实现净利润2.04亿元，年化后利润为4.08亿元，按照40%的股权折算，有望增厚中国海油净利润1.63亿元，相比2021年，该部分利润将贡献增长0.23%。公司拟以现金方式收购中核汇海40%的股权，收购价值为15.18亿元，对应PE为9.3倍，低于大多风光发电上市公司。 新增权益装机容量64万千瓦，风电风光资源持续布局。中核汇海于2014年成立，主要从事风力、光伏发电业务投资，据官网显示，截至2022年9月，中核汇海共有风电、光伏项目公司23家，项目装机总量为160万千瓦，权益装机容量为64万千瓦。根据中国海油的发展规划，至2025年，公司计划获取海上风电资源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，对中核汇海的收购有利于中国海油持续拓展新能源开发的既有优势，进一步加快绿色低碳转型的步伐。 新能源发力提速，海内外发展并行。公司积极发展海陆风光，江苏30万千瓦海上风电已实现全容量投产运行，正常运营期年上网电量约8.6亿千瓦时；位于加拿大阿尔伯塔省的Soderglen风电场装机容量70.5兆瓦，公司持有50%的权益，2021年发电为113070兆瓦时。今年以来，公司继续践行绿色能源转型，建设多个新能源项目，深远海浮式风电国产化研制及示范应用项目已开工建造；甘南“牧光互补”项目开工建设；涠洲终端分布式光伏示范项目成功并网，该项目终端总装机容量为4.5兆瓦，预计在25年运营期内，每年可向涠洲油田群及涠洲岛居民提供绿色清洁电力517万千瓦时，且公司计划到2025年使该电站实现“海上风场+光伏+储能+岸电”的全新供电模式。此外，公司还联合中标了金山海上风电场一期项目，新能源业务发展全力加速。 投资建议：公司储产空间高，成本优势强，且高油价背景下业绩弹性较大。 我们预计公司2022-2024年归母净利润分别为1402.49/1435.89/1439.43亿元，EPS分别为2.95/3.02/3.03元/股，对应2022年12月22日的PE均为5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，疫情反复导致原油需求不及预期，能源政策变动风险。

事件：2022年 10月 27日，公司发布 2022年第三季度报告。2022年前三季度公司实现营业收入 3111.45亿元，同比增长 78.97%；归母净利润为1087.67亿元，同比增长 105.86%；扣非归母净利润为 1072.85亿元，同比增长 108.35%。 22Q3公司业绩同比大涨，环比略微下降。2022Q3，公司营业收入为1087.90亿元，同比增长 70.99%，环比下滑 2.39%；归母净利润为 368.81亿元，同比增长 89.06%，环比下滑 1.88%。 上产提速，油气销售量价同增。1）量：2022Q3，公司油气净产量为 1.57亿桶油当量，同比上升 8.9%，环比上升 2.0%，其中：国内净产量为 1.07亿桶油当量，同增 6.8%，主要是垦利 6-1油田 10-1北区块开发项目、东方 1-1气田东南区及乐东 22-1气田南块开发项目于三季度投产；海外净产量为 0.50亿桶油当量，同增 13.4%，主要是印度尼西亚 3M 项目投产放量。2）价：受地缘政治影响，全球油气价格大幅上升，2022Q3公司实现油价 95.80美元/桶，同比增长 36.1%；实现气价 8.15美元/千立方英尺，同增 15.1%。 成本管控能力良好。2022年前三季度，公司的桶油主要成本为 30.29美元/桶，同比仅增长 1.3%，其中，桶油税金的大幅增加是导致桶油成本上升的主要原因。前三季度，公司桶油税金为 4.77美元/桶，同比上升 61.1%；桶油作业费为 7.87美元/桶，同比上升 3.0%；桶油折旧摊销为 14.24美元/桶，同比下降11.3%；桶油销售及管理费用为 2.51美元/桶，同比上升 4.6%；桶油弃置费为0.90美元/桶，同比上升 5.9%。 海内外均取得勘探新发现，公司储产持续加码。2022年第三季度，公司获得 5个新发现并成功评价 4个含油气构造。其中，流花 28-2西为今年中国海域首个深水勘探新发现，崖城 13-10则进一步保障粤港澳大湾区清洁能源；国外方面，圭亚那 Stabroek 区块再获 2个新发现，分别为 Seabob 和 Kiru Kiru，据公司数据，目前 Stabroek 区块可采资源量约 110亿桶油当量。 投资建议：公司储产空间高，成本优势强，且高油价背景下业绩弹性较大。 我们预计公司 2022-2024年归母净利润分别为 1438.49/1473.48/1465.14亿元，EPS 分别为 3.02/3.10/3.08元/股，对应 2022年 10月 28日的 PE 均为 5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，疫情反复导致原油需求不及预期，能源政策变动风险。

事件：公司发布2022年三季度业绩公告，报告期内公司实现营业总收入3111.45亿元，同比+78.97%；实现归母净利润1087.68亿元，同比105.86%。其中第三季度公司实现营业总收入1087.90亿元，同比+70.99%，环比-2.39%；实现归母净利润368.81亿元，同比+89.06%，环比-1.88%。 点评：油气量价齐升，公司持续稳定成本优势。据公告及业绩推介材料显示，2022年前三季度公司实现油气净产量461.5百万桶油当量，同比+9.31%；其中第三季度净产量约156.8百万桶油当量，同比+8.80%。原油实现价格为101.40美元/桶，同比+55.78%；实现气价8.14美元/千立方尺，同比+20.24%。公司桶油成本优势继续稳定，报告期内公司桶油成本大约为30.29美元/桶，同比+1.30%；成本上扬主要由于油价高涨导致桶油税金上涨、产量增加导致油田维修费用增加以及燃料价格高企导致单位作业费用增加。桶油DD&A同比-11.30%，主要由于产量结构变化和储量向好的综合影响。在低成本及高油价背景下，公司业绩有望持续向好。 积极落实增储上产，加大勘探力度并持续突破：据业绩推介材料显示，报告期内公司共计资本支出686.93亿元，同比+20.59%；其中勘探支出138.28亿元，同比+6.51%。前三季度共获得14个新发现井，成功评价20个含油气构造。海外圭亚那Stabroek区块再次获得2个新发现（Seabob、KiruKiru），当前该区块总可采资源量约110亿桶油当量。南海海域宝岛21-1新增探明储量天然气超500亿方，凝析油超300万方。产量方面，前三季度公司共有6个新项目投产，合计高峰产量或达到7.41万桶油当量/日。未来仍有3个项目在调试中，有望尽快投产，合计高峰产量有望在3.97万桶油当量/日。此外公司还有2个项目安装当中，2个项目建造当中。随着资本开支的不断推进，公司增储上产目标或将得到有效保障。 供应端压力较大，原油高位运行持续利好公司：从供需面观察，美国页岩油产量增长速度仍然缓慢，无论是钻机数量还是页岩油企业CAPEX都处于历史同油价时期低位，故美国短期大幅提高产量的可能性偏低。OPEC方面在10月宣布下调配额200万桶/日，供应端整体相对偏弱。需求方面国内需求恢复仍存空间，或对冲部分欧美需求下滑。库存方面拜登政府喊话或于11月释放1000万桶战略石油储备，但考虑美国战略石油库存相对低位（1984年来新低），且后期仍需面对通胀和地缘博弈，如果释放则可能加剧市场对远期原油供需紧平衡的担忧，并不一定能在中长期打压油价。因此从商品属性观察原油维 持高位运行的可能性相对较大，而公司业绩有望在此背景下充分受益。 投资建议：维持买入-A投资评级。我们基本维持中报时期对公司的业绩预期。预计公司2022年-2024年的净利润分别为1354、1430和1365亿元。 风险提示：增储上产不及预期，地缘政治风险，逆全球化生产风险，地域区块探明储量开发不及预期，安环生产风险，新能源替代风险等。

事件：2022年10月16日，中国海油发布2022年三季度业绩预增公告。2022年前三季度，公司预计实现归母净利润1078-1098亿元，同比+104至108%；预计实现扣非归母净利润1063-1083亿元，同比+106至110%。2022年第三季度，公司预计实现归母净利润359-379亿元，同比+84至95%，环比-4至1%，预计实现扣非后归母净利润354-374亿元，同比+95至106%，环比-4至1%。点评：公司2022年三季度业绩保持稳定。2022Q3,受宏观经济及需求衰退担忧影响，原油价格持续回调，布伦特原油均价97.70美元/桶，同比上涨33.4%，环比下降12.7%，与2022Q1油价基本持平。产量方面，2022Q3,南海莺歌海域东方1-1气田东南区及乐东22-1气田南块开发项目投产，预计将实现约44百万立方英尺/天的天然气高峰产量；渤海南部海域垦利6-1油田10-1北区块开发项目投产，预计2023年将实现约7100桶/天的原油高峰产量，两项目合计实现1.4万桶油当量/天的油气产量增长。利润方面，2022Q3公司预计实现归母净利润359-379亿元，或较2022Q1增加16-36亿元，主要考虑2022Q1-Q2投产新项目产量释放、成本控制效果显著以及美元升值产生汇兑收益等因素的影响。 原油产能周期推动国际油价长期高位运行，引发能源大通胀。一方面，OPEC+减产行为给油价奠定了坚实的底部支撑。2022年10月5日，OPEC+会议达成了疫情后的第二次大规模减产协议（较8月目标产量减少200万桶/天），据IEA和EIA预计，此次OPEC+国家的实际减产规模为100万桶/天，减产时间为2022年11月到2023年12月。需要注意两点：首先，在2022年9月会议上的试探性减产没有取得明显成效后，OPEC+选择在2022年10月会议上继续进行大规模减产；其次，美国曾试图阻止本次OPEC+减产，但沙特拒绝了美国“推迟减产”的要求。这两点表明，OPEC+稳定油价的决心和信心是比较坚定的。另一方面，我们认为2022Q4油价中枢有望抬升。2022Q4，原油需求端主要考虑欧洲冬季可能有原油替代天然气发电情况，美国冬季取暖用油需求提升；原油供给端主要考虑11月OPEC+大幅减产落实，以及12月欧盟分阶段禁运俄罗斯原油和俄油限价禁令。综合来看，2022Q4原油供给收紧，需求增长，原油或将处于去库阶段，我们认为油价中枢有望抬升。中海油投资价值核心在于低成本优势。低成本是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，使得公司在中低油价水平下仍具有持续盈利的能力。2022年上半年，在国际原油价格大幅上涨的背景下，桶油成本为30.32美元/桶，同比、环比增长仅为4.60%、2.79%，主要是由于油价上升带来所得税外的其他税项增加。其中桶油作业费用7.77美元（同比+0.46美元）、桶油折旧折耗及摊销14.52美元（同比-1.27美元）、桶油弃置费0.95美元（同比+0.11美元）、销售管理费2.29美元（同比+0.06美元）、其他税金4.79美元（同比+1.98美元），公司仍保持相对高的成本优势。我们认为，全球海上油服行业仍相对过剩，虽然油价上涨，但油服作业费用涨幅有限，并且随着公司继续加大勘探开发力度，尤其是圭亚那等深海大油田投产，储量和产量规模将进一步提升，折旧摊销成本有望维持低位，公司低桶油成本竞争优势将继续巩固。中海油维持高资本开支，实现产量增长。 在国内增储上产政策和在中国海洋石油集团有限公司“七年行动计划”的推动下，中海油将保持原油产量稳步增长。2021年，公司的油气产量为573百万桶油当量。到2022年，公司的油气净产量目标将为600-610百万桶油当量，其中中国约占69%、海外约占31%。2023-2024年，公司油气净产量将分别达640-650百万桶油当量和680-690百万桶油当量，其中中国约占65%、海外约占35%，海外产量占比提升。未来三年，公司的净产量增速预计在6-7%左右。到2025年，公司计划日产量目标达到200万桶油当量，年度净产量目标达730百万桶油当量，油气产量增长将带动公司业绩规模进一步扩大。2022年资本开支计划为900-1000亿元，按照公司2022年战略展望公布的未来3年产量目标，我们预计2022-2024年原油产量增速分别为4.3%、6.6%和6.2%。2022Q2，公司油气净产量达153.8百万桶油当量，同比增长9.54%，环比增长1.85%，其中，石油液体产量120.9百万桶，同比增长8.63%，环比增长1.09%,天然气产量190.7十亿立方英尺，同比增长13.24%，环比增长3.64%。前期分红承诺正在兑现，成就优质价值投资标的。2010-2014年高油价时期，中海油平均股利支付率为31%，2015-2020年低油价时期，中海油股利支付率维持在45%以上，超过了很多国际石油公司。2021年公司净利润703亿元，全年股利支付率超过80%，末期+特别股利支付率为66%。在中海油2022年战略展望中，公司表示既要保持高资本开支实现油气产量7%增速，同时也要保证2022-2024年全年股息支付率不低于40%，绝对值不低于0.70港元/股（含税）。2022年8月25日，公司宣告向全体股东派发中期股息每股0.70港元（含税），对应A股股息率3.46%，H股股息率为6.47%，2022上半年股利支付率为40.52%，达到公司分红承诺目标。截至2022年10月13日，公司A股股息派发已实施。中海油估值偏低，存在修复上行空间。相比其他石油公司，公司在穿越油价大周期中展现出了更强的盈利性、较弱的波动性和更优秀的资产质量。在2010-2020年油价大周期中，中海油H股PE基本处于9-13倍，低于国内外可比同行平均水平，我们认为公司2022-2024年A股估值处于5-6倍，H股估值将处于3倍，也远低于自身历史估值。从横向和纵向对比来看，公司存在大幅估值修复空间。盈利预测与投资评级：我们预测公司2022-2024年净利润分别为1350.53、1452.91和1543.21亿元，同比增速分别为92.05%、7.58%、6.21%，EPS分别为2.84、3.05和3.24元/股，按照2022年10月14日A股收盘价对应的PE分别为5.74、5.34和5.02倍，H股收盘价对应的PE分别为3.08、2.87、2.70倍。考虑到公司受益于原油价格高位和产量增长，2022-2024年公司业绩增长有望提速，估值相对2010-2020油价大周期时期处于低位，并明显低于行业水平，且享受高股息，我们维持对公司A股和H股的“买入”评级。风险因素：疫情反复、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。

中国海油于2022 年10 月16 日发布前三季度业绩预增公告，预计2022 年1-9 月归母净利约为1078 亿元-1098 亿元，相比去年1-9 月归母净利同比增长104%到108%，预计Q3 实现归母净利359 亿元-379 亿元，业绩符合预期。 经营分析高油价推动业绩维持高位：由于全球原油消费恢复及供应边际增量有限，全球原油价格在1-9 月持续维持较高水平，其中布伦特原油1-9 月季度平均期货结算价分别为97.9 美元/桶、112 美元/桶和97.7 美元/桶，相较于去年同期分别增长了60%/62%/33%，原油价格的上涨及持续维持高位推动中国海油业绩相较于去年同期大幅增长。 供应大幅减少或推动原油价格维持高位：虽然由于市场对于原油消费需求的悲观预期，当前原油价格相较于前三季度略有回落，但由于OPEC+的高油价诉求、大规模战略库存释储周期结束以及地缘政治持续紧张等因素，预计全球原油供应在11 月-12 月合计减少约387 万桶/天原油供应，全球原油供应或大幅减少，全球原油价格或持续维持高位。 投资建议我们看好 “双碳”政策下全球原油中长期持续维持供需偏紧，原油价格或维持相对高位，从而推动公司业绩持续维持景气状态。因此，我们维持中国海油2022-2024 年盈利预测为1359 亿元/1362 亿元/1378 亿元，对应2022-2024 年EPS 为2.85 元/2.86 元/2.89 元，对应市盈率为6.20X/6.18X/6.11X，维持“买入”评级。 风险提示1.油气田投产进度不及预期；2.原油供需受到异常扰动；3.三方数据误差影响；4.能源政策及制裁对企业经营的影响；5.限售股解禁风险；6.汇率风险

业绩创新高：中国海油发布2022年中报，公司实现营收2023.55亿元，同比+83.57%，实现归母净利润718.87亿元，同比+115.69%，其中Q2单季度实现营收1114.57亿元，同比+92.68%，实现归母净利润375.86亿元，同比+102.92%，单季度业绩创新高。产量方面，石油液体产量240.5百万桶，同比+8.0%，天然气产量3747亿立方英尺，同比+16.0%，均保持稳定增长。实现价格方面，油价实现价格103.85美元/桶，同比+66.5%，与2022H1布伦特原油均价104.9美元/桶折价不大。天然气实现价格8.07美元/千立方英尺，同比+22.3%。 公司成本管控能力强： 2022H1公司桶油成本为30.32美元/桶，同比+4.6%。其中主要是桶油税金成本的上涨，2022H1桶油税金4.79美元/桶，同比+70.5%。除去桶油税金外的成本还下降了0.64美元/桶。由此可见公司极强的成本管控能力。 增储上产夯实长期发展基础：公司上半年资本支出416亿元，同比+15.4%，其中勘探、开发的资本开支分别为87和219亿元。成果方面，公司计划年内投产的13个新项目中，涠洲12-8油田东区开发项目、圭亚那Liza 二期项目和巴西Mero 一期项目已按期投产。垦利6-1油田5-1、5-2、6-1区块开发项目导管架和平台全部建造完工，恩平15-1油田开发项目已完成导管架和平台安装，陆丰15-1油田开发项目完成中国首座300米级深水导管架海上安装；渤中19-6凝析气田一期顺利开工。增储上产为公司长期发展打下坚实基础。 我们预测公司2022-2024年每股收益分别为2.95、3.07、3.18元（原预测分别为2.13、2.20、2.28元），根据可比公司22年调整后平均市盈率，我们认为目前公司的合理估值水平为22年的7倍市盈率，对应目标价为20.65元，维持买入评级。 风险提示 油价大幅下跌；新项目不及预期；年产量不及预期；公允价值变动净收益的不确定性；汇率波动影响。

事件：2022年8月25日，中国海油发布2022年半年度报告。2022年上半年，公司实现营业收入2023.55亿元，同比增长83.97%；实现归母净利润718.87亿元，同比增长115.69%；实现基本每股收益1.57元，同比109.33%。其中，2022年第二季度实现营业收入1114.57亿元，同比增长193.48%，环比增长22.62%；实现归母净利润375.86亿元，同比增长202.92%，环比增长9.58%，实现扣非后归母净利润369.17亿元，同比增长110.77%，环比增长8.60%。 点评：点评：量价齐升助力公司22022年二季度业绩超预期。2022Q2原油价格维持高位震荡，布伦特原油均价111.98美元/桶，同比增长62.46%，环比增长14.52%。2022H1，公司实现油价103.85美元/桶，同比增长66.5%，实现气价8.07美元/千立方英尺，同比增长22.3%。产量方面，2022Q2公司油气净产量达153.8百万桶油当量，同比增长9.54%，环比增长1.85%，其中，石油液体产量120.9百万桶，同比增长8.63%，环比增长1.09%,天然气产量190.7十亿立方英尺，同比增长13.24%，环比增长3.64%。 以上主要是国内深海一号、流花21-2及渤中19-4等项目投产，曹妃甸6-4及陆上非常规产量上升，以及海外圭亚那Liza二期项目投产和巴西Buzios的产量贡献。 中海油投资价值核心在于低成本优势。低成本是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，使得公司在中低油价水平下仍具有持续盈利的能力。2022年上半年，在国际原油价格大幅上涨的背景下，桶油成本为30.32美元/桶，同比、环比增长仅为4.60%、2.79%，主要是由于油价上升带来所得税外的其他税项增加。其中桶油作业费用7.77美元（同比+0.46美元）、桶油折旧折耗及摊销14.52美元（同比-1.27美元）、桶油弃置费0.95美元（同比+0.11美元）、销售管理费2.29美元（同比+0.06美元）、其他税金4.79美元（同比+1.98美元），公司仍保持相对高的成本优势。我们认为，全球海上油服行业仍相对过剩，虽然油价上涨，但油服作业费用涨幅有限，并且随着公司继续加大勘探开发力度，尤其是圭亚那等深海大油田投产，储量和产量规模将进一步提升，折旧摊销成本有望维持低位，公司低桶油成本竞争优势将继续巩固。 勘探成果为公司可持续发展巩固资源。基础。2022H1，公司坚持价值勘探，共获得9个新发现，成功评价16个含油气构造。中国海域获4个新发现，分别为渤中26-6、渤中19-2、锦州14-6和文昌19-3。其中，渤中26-6含油气构造和渤中19-2含油气构造均已确认为大中型商业发现，分别展现了渤南太古界潜山良好勘探前景和渤中凹陷大面积连片岩性圈闭巨大勘探潜力。此外，非常规勘探喜获新进展，公司海上首口页岩油涠页－1井钻探及压裂测试成功完成，陆上深煤层气井压裂施工顺利完成。在海外，圭亚那Stabroek区块获得5个新发现，分别为Fangtooth、LauLau、Patwa、Barreleye和Lukanani，目前该区块可采资源量约110亿桶油当量，并有望进一步提升。上半年公司完成勘探井152口（其中，海外7口，陆上非常规31口），采集三维地震资料10167平方公里。 ，资本支出同比增加，全力做好增储上产。2022H1，公司实现资本支出416亿元，同比增长15.4%，其中，勘探支出87亿元，开发支出219亿元，生产支出104亿元，为未来增储上产提供有力保障。截至目前，除已投产的涠洲12-8油田东区开发项目、巴西Mero一期以及圭亚那Liza二期项目，其他10个预计年内投产的新项目正在有序建设：海外方面，印度尼西亚3M（MDA、MBH、MAC）项目完成安装，预计年内投产高峰产量3.23万桶/天。国内海域方面，1）垦利6-1油田5-1、5-2、6-1区块开发项目导管架和平台全部建造完工，预计投产高峰产量为3.61万桶油当量/天。2）垦利6-1油田10-1北区块开发项目已完成相关设备安装，预计高峰产量0.71万桶油当量/天。3）恩平15-1油田开发项目已完成导管架和平台安装，该油田群投产后预计高峰产量3.55万桶油当量/天。4）渤中19-6凝析气田一期顺利开工建设，预计高峰产量为1.53万桶油当量/天。5）锦州31-1气田开发项目顺利开工建设，预计高峰产量为0.21万桶油当量/天。6）东方1-1气田东南区及乐东22-1气田南块开发项目完成相关设备安装，预计高峰产量0.29万桶油当量/天。国内陆上方面，神府南气田开发项目和临兴中4/5开发区开发项目顺利开工建设，潘河薄煤层气开发项目完成设备安装工作，预计高峰产量分别为0.95、0.65、0.21万桶油当量/天。 加快推进绿色低碳体系建设，进一步扩大岸电工程应用范围。2022年H1，公司首次在海上平台大规模使用绿电，预计年内消纳1.86亿千瓦时绿电。公司积极探索海上“负碳”产业新模式，中国海上首个二氧化碳封存示范工程恩平油田群CCS/CCUS示范项目有序推进，二氧化碳封存模块建造完成。公司还在大亚湾联合启动了中国首个海上规模化CCS/CCUS集群研究项目。公司主动顺应能源转型趋势，充分利用自身海洋优势，促进油气业务和新能源业务融合发展，加速发展海上风电，择优发展陆上风光。公司积极获取海陆风光资源，成功中标上海金山海上风电场一期项目，成功投运首个海上油田群光伏电站－涠洲光伏电站，开工建造首个水深超百米、离岸距离超百公里的“双百”深远海浮式风电国产化研制及示范应用项目－文昌浮式风电示范项目。 前期分红承诺正在兑现，成就优质价值投资标的。2010-2014年高油价时期，中海油平均股利支付率为31%，2015-2020年低油价时期，中海油股利支付率维持在45%以上，超过了很多国际石油公司。2021年公司净利润703亿元，全年股利支付率超过80%，末期+特别股利支付率为66%。在中海油2022年战略展望中，公司表示既要保持高资本开支实现油气产量7%增速，同时也要保证2022-2024年全年股息支付率不低于40%，绝对值不低于0.70港元/股（含税）。2022年8月25日，公司拟向全体股东派发中期股息每股0.70港元（含税），合计291.30亿元，对应A股股息率3.46%，H股股息率为6.47%，2022上半年股利支付率为40.52%，公司前期分红承诺目前已兑现。 中海油估值偏低，存在修复上行空间。相比其他石油公司，公司在穿越油价大周期中展现出了更强的盈利性、较弱的波动性和更优秀的资产质量。在2010-2020年油价大周期中，中海油H股PE基本处于9-13倍低于国内外可比同行平均水平，我们认为公司2022-2024年A股估值处于4-6倍，H股估值将处于3倍，也远低于自身历史估值。从横向和纵向对比来看，公司存在大幅估值修复空间。 原油产能周期推动国际油价长期高位运行，引发能源大通胀。短期来看，需求端，东欧政治局势动荡拖累了全球经济复苏节奏，其引发的能源供应紧张和价格飙升进一步抑制了原油需求，供给端，俄乌冲突影响已在5月开始显现，沙特、阿联酋有增产能力但无明显增产意愿，且到2022年末剩余产能也消耗殆尽，OPEC其他产油国有增产意愿但产能衰减无增产能力，美国页岩油恢复但产量增幅有限存瓶颈，美国战略原油储备已经达到1985年以来最低水平，我们认为，俄乌冲突后，即使考虑到需求恢复速度放缓，2022年全球原油供需缺口仍存在，油价在高位运行有支撑。中长期来看，2023-2025年，沙特和阿联酋加大资本开支力度，但传统油田开发生产周期长，每年新增原油供给量有限；受能源政策、投资者压力、成本上升、优质区块损耗等影响，美国页岩油长期增产能力有限且存在瓶颈；加之美国未来几年要补充2022年释放的战略原油储备，市场上商业原油库存放量有限；BP、壳牌等欧美能源公司致力于绿色能源将逐步减少原油产量；俄罗斯将因资本开支不足加速产能衰减，俄罗斯长期产量或将下降；美国与伊朗谈判有不确定性，但即使伊朗全部释放剩余产能，也仅有100万桶/日。而我们预计即使考虑到经济增速放缓和新旧能源转型，2023-2025年全球原油需求每年仍将维持100-150万桶/日的增量，原油供给能力较难满足需求增量，因此我们认为从中长期来看，全球原油供需缺口将长期存在，油价将长期高位运行，中枢将继续抬升。 盈利预测与投资评级：我们预测公司2022-2024年净利润分别为1372.89、1446.43和1563.07亿元，同比增速分别为95.23%、5.36%、8.06%，EPS分别为2.88、3.04和3.28元/股，按照2022年8月25日A股收盘价对应的PE分别为6. 13、5.82和5.39倍，H股收盘价对应的PE分别为3.28、3. 11、2.88倍。考虑到公司受益于原油价格攀升和产量增长，2022-2024年公司业绩增长有望提速，估值相对2010-2020油价大周期时期处于绝对底部，并明显低于行业水平，且享受高股息，我们维持对公司A股和H股的“买入”评级。 风险因素：疫情反复、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。