投资评级 - 维持"买入"评级，目标价未明确提及但隐含看涨预期 [1][10] 核心财务表现 - 2025H1营业总收入226亿元（同比+4.5%），归母净利润18.3亿元（同比+13.1%） [5] - Q2单季营收125亿元（环比+24.3%），归母净利润12.35亿元（环比+107.97%） [5] - 年化ROE达13.4%（同比+0.4pct），成本费用利润率9.2%（同比+0.7pct） [6] - 毛利率15.33%（同比+1.18pct），资产负债率40.5%（同比-3.0pct） [6][8] 分业务增长 - 能源技术服务产业收入79.93亿元（同比+2.79%） [7] - 低碳环保与数字化产业收入38.70亿元（同比+11.17%） [7] - 能源物流服务产业收入116.40亿元（同比+5.13%） [7] - 新能源技术业务工作量同比+32.89%，数字化业务工作量同比+10.17% [7] 战略举措 - 推进"十大数字化模块"建设，新增3家智能工厂试运行 [8] - 布局6大战略性新兴产业领域，涉及137项产品与服务 [8] - LNG运输船项目进入"十船同造"阶段，海洋大数据生态系统完成陆地调试 [8] 行业前景 - 2025年全球油服市场规模预计3265亿美元（同比+3.3%） [9] - 母公司中国海油25-27年产量增速目标分别为5.9%/2.6%/3.8% [9] 盈利预测 - 25-27年归母净利润预测：42.62/46.98/52.15亿元，对应EPS 0.42/0.46/0.51元 [10] - 25年PE 9倍，PB 1.3倍，股息率4.0% [11][17] 市场数据 - 当前股价3.94元，总市值400.50亿元，近3月换手率28.39% [1] - 1年股价区间3.40-4.84元，相对沪深300近1年跑输22.12% [1][4]

公司业绩表现 - 2025H1公司实现营业总收入370 5亿元 同比+0 6% 归母净利润4 9亿元 同比+9 0% [4] - 2025Q2单季营业总收入192亿元 同比+4 99% 环比+7 56% 归母净利润2 74亿元 同比-0 16% 环比+25 44% [4] - 扣非归母净利润同比大幅增长68 8% 毛利率提升0 41pct至8 44% 年化ROE达10 97% 期间费用率下降0 61pct至6 05% [6] 财务结构调整 - 拟使用盈余公积2亿元 资本公积16亿元弥补累计亏损 弥补后母公司累计未分配利润归零 [5] - 该举措体现公司分红和提升投资者回报决心 有助于达到利润分配条件并推动高质量发展 [9] 市场开拓与合同情况 - 2025H1新签合同额637亿元 同比+3 2% 创"十三五"以来新高 其中国内集团市场344亿元(+3 0%) 海外市场196亿元(+71 8%) [7] - 海外高端市场突破显著：中标沙特阿美压裂项目 科威特钻井大包项目 厄瓜多尔钻完井总包等 [7][8] - 上调2025年新签合同目标至950亿元以上 其中海外市场目标270亿元 [8] 行业环境分析 - 2025H1布油均价70 81美元/桶(-15 1%) Q2均价66 71美元/桶(-21 5% YoY -11 0% QoQ) [6] - 国内增储上产政策持续 2025年能源法施行将推动油气高质量勘探开发 绿色低碳/CCUS等新业务迎机遇 [10] - 全球上游资本开支2024年海上+8 6% 陆上-7 9% 预计2025年达5824亿美元(+5%) 支撑油服行业景气度 [10]

投资评级 - 维持"买入"评级，预计2025-2027年EPS分别为2.99元、3.52元和4.09元，对应2025年8月5日收盘价的PE分别为13.48X、11.42X和9.84X [3][11] 核心观点 - 作为国内民营油服龙头，公司在国内勘探开发深入和北美设备更新换代需求下竞争优势显著 [3] - 深耕天然气全产业链布局，技术矩阵覆盖勘探开发、集输储存、发电调压等环节，有望通过出海开启第二成长曲线 [3][6] - 中东天然气供需两旺，2029年油服市场规模CAGR达7.8%，中国企业市场份额低但成长性高 [6][56] - 国内"增储上产"政策保障需求韧性，非常规油气开发加速 [9][102] - 美国存量压裂设备2025年进入集中替换期，公司电驱压裂设备技术领先有望拓展市场 [10][46] 天然气产业链布局 - 构建贯通上中下游的综合业务体系，包括钻完井设备、压缩机组、液化工厂设计等 [88][90] - 独创"工艺设计+装备制造+工程实施"协同模式，提供全生命周期服务 [90] - 2025年签署5亿元储气库离心式压缩机组订单，实现技术深化应用 [86] - 海外EPC订单快速增长，2024年天然气业务新增订单同比增近2倍 [97] 中东市场机遇 - 中东天然气储产量不匹配，伊朗产量占比仅6.2%但储量占17%，增产潜力大 [31][32] - 2024年中东主导全球56%新签LNG出口合同，卡塔尔计划2030年产能达1.42亿吨/年 [38][40] - 2026年中东天然气消费量预计同比增4.1%，政策推动发电领域气代油 [48][49] - 公司拥有API Q2等多项国际认证，2024年接连斩获巴林、伊拉克等多国EPC项目 [92][97] 国内市场支撑 - 国内天然气消费量2010-2021年CAGR达12%，能源占比从4%提升至8.8% [59][60] - 储气库调峰能力5年翻番至266.7亿立方米，但工作气量/消费量比例5.8%仍低于全球平均10.4% [74][83] - 页岩气单井成本从1亿元降至5000-7000万元，钻井周期从150天缩至70天 [124] - "十四五"期间三桶油资本开支韧性较强，页岩油开发形成多个示范区 [102][127] 北美设备替换 - 美国2016-2018年投入的压裂设备将在2025年进入集中替换期 [10][46] - 公司电驱压裂设备核心配件实现自产，参数优于传统设备，运行费用降低30% [10][49] - 涡轮压裂设备为全球首创，双燃料系统提升能效 [50]

报告公司投资评级 - 维持对中国海油“买入”评级 [4][6] 报告的核心观点 - 垦利10 - 2油田群开发项目（一期）投产，高峰产量1.94万桶油当量/日，推动渤海油田实现4000万吨总产量目标，助力公司高质量增储上产 [1][2] - 公司采用联合开发方式，平台集两套生产系统于一体，钻完井工程技术取得关键突破，推动国产化工具应用革新 [3] - 2025年公司资本开支预算1250 - 1350亿元，25 - 27年产量目标逐年增长，增速趋于稳定，维持对公司盈利预测，看好其“增储上产”潜力和成本控制能力，业绩有望穿越油价周期实现长期增长 [4] 相关目录总结 事件 - 垦利10 - 2油田群开发项目（一期）投产，标志中国海上最大规模浅层岩性油田进入生产阶段 [1] 项目情况 - 项目位于渤海南部海域，平均水深约20米，依托已有设施开发，新建1座中心平台和2座井口平台，计划投产开发井79口，预计2026年实现约1.94万桶油当量/日高峰产量，油品为重质原油 [2] 技术创新 - 垦利10 - 2油田储量分布“散、窄、薄、杂”，中国海油创新采用“常规注水 + 蒸汽吞吐 + 蒸汽驱”联合开发方式，平台集两套生产系统于一体，钻完井工程技术取得多项关键突破，推广应用自主研发的高温电潜泵注采一体化技术 [3] 资本开支与产量目标 - 2025年资本开支预算1250 - 1350亿元，勘探、开发、生产资本支出占比分别为16%、61%、20%，国内、海外资本支出占比分别为68%、32% [4] - 2025年产量目标760 - 780百万桶油当量，目标中枢同比增长5.9%；2026年产量目标780 - 800百万桶油当量，目标中枢同比增长2.6%；2027年产量目标810 - 830百万桶油当量，目标中枢同比增长3.8% [4] 盈利预测 - 预计公司2025 - 2027年归母净利润分别为1354/1398/1443亿元，折合EPS分别为2.85/2.94/3.04元/股 [4] 财务数据 - 营业收入：2023 - 2027年分别为4166、4205、4266、4358、4452亿元，增长率分别为 - 1.33%、0.94%、1.46%、2.13%、2.17% [5] - 归母净利润：2023 - 2027年分别为1238、1379、1354、1398、1443亿元，增长率分别为 - 12.60%、11.38%、 - 1.85%、3.23%、3.22% [5] - 其他财务指标：如毛利率、EBITDA率、ROE等在2023 - 2027年有相应数据及变化 [13] 市场数据 - 总股本475.30亿股，总市值12381.55亿元，一年最低/最高22.59/31.56元，近3月换手率4.50% [6] 收益表现 - 相对收益：1M、3M、1Y分别为 - 3.17、 - 4.18、 - 27.75 [9] - 绝对收益：1M、3M、1Y分别为1.60、5.38、 - 5.70 [9]

报告公司投资评级 - 首次覆盖，给予“买入”评级 [11][13][133] 报告的核心观点 - 报告研究的具体公司业务包括能源技术服务、能源物流服务、低碳环保与数字化三个板块，上市后降本增效成果显著，期间费用呈下降趋势，业绩稳步增长 [2][7] - 全球海洋油气资源潜力大，超深水是未来趋势，海上油气资源探明程度低，加大勘探开发力度势在必行，公司与中海油油气生产相关性高，抗油价波动能力强，分红稳健，具备高股息潜力 [2][8][10] - 作为国内规模最大的海上油服企业，受益于行业景气度提升和国内增储上产推进，随着海洋深水油气田开发提速及低碳数字化业务规模化落地，公司有望持续受益 [11][133] 根据相关目录分别进行总结 业绩中枢向上的海上油服龙头 - 油服行业指与油气勘探和生产或上游能源行业相关的所有产品和服务，按用途分为陆上油服和海上油服，按应用流程可分为勘查、物探、钻井等环节，不同油服公司业务侧重不同 [21] - 报告研究的具体公司是中海油控股的上市公司，聚焦油气生产领域，致力于成为有中国特色的世界一流能源技术服务公司，业务包括能源技术服务、能源物流服务、低碳环保与数字化三个板块，具备综合性强、风险抵御能力强的业务竞争优势 [30][36] - 2018年国家出台七年行动计划，油服市场景气度提高，公司营收和业绩高速增长，2024年公司实现营业收入525.17亿元，同比增加6.51%，实现归母净利润36.56亿元，同比增加18.66%，且近年来公司注重费用率压降，期间费用呈下降趋势 [46][48] 保障能源安全增储上产，海上油服未来可期 - 市场化背景下石油公司增大资本开支主要基于油价提升，但国内三桶油受国家方针政策影响大，国家颁布一系列政策加大勘探开发力度，保障能源供给安全 [54] - 我国原油和天然气对外依存度逐年提高，国家要求加大油气勘探力度，国内油气稳产增产将稳步推进，包括加强重点含油气盆地勘探、保证老油田稳产、加快非常规油气资源勘探开发等 [55][58] - 中海油成本管控卓有成效，桶油主要成本下降，2023年后相比油价高位回落，其资本支出稳定增加，2017年开始油气已探明储量稳定增长，2025年仍有多个新项目投产，将有力支撑产量增长 [61][65][71] - 全球海洋油气资源潜力巨大，超深水是未来趋势，海上油气资源探明程度较低，加大海洋油气勘探开发力度势在必行，随着油价回升和我国加大海上油田勘探开发力度，油服行业进入复苏周期，以报告研究的具体公司等为首的油服公司将显著受益 [73][79][82] FPSO领衔能源技术，物流与环保构建下游基底 - 报告研究的具体公司业务覆盖海洋石油各主要环节，在多个海洋石油相关领域占据市场主导地位，还将业务延伸至能源开发中下游领域，FPSO是主流的海洋油气生产系统，公司在中国近海FPSO生产技术服务市场居主导地位，上市以来能源技术服务业务收入高速增长 [85][88][95] - 安全环保与节能板块持续拓展，成为长期发展支柱，公司利用自身优势，把握低碳节能和数字化发展新趋势，为长期可持续发展打下基础，公司是国内唯一一家溢油应急海洋环保服务提供商，且在能源开采技术创新方面成果显著 [99][101][107] - 报告研究的具体公司能源物流服务业务由物流服务、销售服务、配餐服务三部分构成，处于行业领先地位，海上油气产量提升叠加保供需求，能源物流服务经营趋势向上，LNG运输船项目陆续投运，预计贡献长足投资收益，但该业务收入易受油价影响，利润显著优于油价变化 [112][113][118] 投资建议 - 作为国内规模最大的海上油服企业，受益于油价中高位带来的行业景气度提升以及国内增储上产的推进，随着海洋深水油气田开发提速及低碳数字化业务规模化落地，公司有望持续受益，预计公司2025 - 2027年EPS分别为0.42元、0.47元和0.53元，对应2025年7月15日收盘价的PE分别为9.88X、8.69X和7.78X，首次覆盖，给予“买入”评级 [11][133]

报告公司投资评级 - 首次覆盖，给予“买入”评级 [1][3][71] 报告的核心观点 - 报告研究的具体公司是国内油气化工龙头企业，具备一体化优势，2025 - 2027年归母净利润预计分别为511.03、572.76、629.66亿元，同比+1.6%、+12.1%、+9.9%，对应EPS分别为0.42、0.47、0.52元，首次覆盖给予“买入”评级 [3][71] 根据相关目录分别进行总结 中国石化：国资控股的石化一体化龙头企业 - 报告研究的具体公司是国内最大的一体化能源公司之一，1998年重组成立中国石油化工集团有限公司，2000年发起设立股份制公司，同年H股上市，2001年A股上市，是上中下游一体化、石油石化主业突出、有完备销售网络、境内外上市的股份制企业，是国内第一大炼油公司和最大的成品油供应商 [8] - 截至2025Q1，石化集团直接持有公司68.52%股份，为控股股东，国务院国资委为实际控制人与受益人，公司下设超100家分支机构，经营资产和主要市场集中在东部、南部和中部地区 [9] - 公司设有勘探及开发、炼油、营销及分销、化工四大事业部，各事业部紧密联系、协同发展，具备一体化优势 [13] 炼化板块景气偏弱，短期盈利有所承压 勘探及开发：增储上产稳步推进，上游盈利同比提升 - 2024年公司资本支出1750亿元，同比-1.0%，勘探及开发板块资本支出823亿元，同比+4.7%，油气当量产量515百万桶，同比+2.2%，其中原油产量282百万桶，同比+0.3%，天然气产量14004亿立方英尺，同比+4.7%，2025年计划资本支出1643亿元，勘探及开发板块767亿元 [19][21] - 2021年来油气现金操作成本持续下降，2024年为745.4元/吨，同比-1.3% [32] - 2024年勘探与开发业务经营收入2972亿元，同比-0.9%，经营收益564亿元，同比+25.4% [33] 炼油：需求低迷价差收窄，炼油板块盈利承压 - 2024年全国成品油消费3.6亿吨，同比-2.8%，汽油、柴油、煤油消费量同比分别-1.9%、-6.1%、+11.4%，汽油、柴油、煤油裂解价差同比分别-1.8%、-7.7%、-14.6% [35] - 2024年公司加工原油2.52亿吨，生产成品油1.53亿吨，汽油/柴油/煤油产量同比分别+2.6%、-10.3%、+8.6%，炼油板块经营收入14815亿元，同比-3.2%，经营收益67亿元，同比-67.4% [43] 化工：供需格局趋向宽松，化工板块景气磨底 - 2024年国内乙烯产能5499万吨，同比+8.5%，2025 - 2027年分别规划新增产能1440、670、200万吨 [48] - 2024年公司化工产品经营总量8345万吨，同比+0.5%，化工板块经营收入5239亿元，同比+1.7%，经营收益-100亿元，同比-65.6% [50] 营销与分销：稳步推进结构转型，拓展充换电与非油业务 - 2024年公司推动“油气氢电服”综合加能站网络建设，向综合能源服务商转型，加强易捷服务生态建设，拓展充换电和非油业务，成品油总经销量239.3百万吨，同比+0.1%，营销及分销板块经营收入17144亿元，同比-5.7%，经营收益186亿元，同比-28.1% [55] 市值管理方案落地，长期重视股东回报 - 2024年公司提出“提质增效重回报”行动及未来三年股东分红回报规划，每年现金分红不少于净利润的65%，2025年发布市值管理办法，通过多种方式提升投资价值和投资者回报 [62] - 2024年拟派发现金股利每股0.286元，现金分红347亿元，按不同准则计算现金派息率分别约69%和71%，自2014年以来股利支付率始终在50%以上，合并计算后利润分派率分别约73%和75% [62] 盈利预测 - 预计2025 - 2027年勘探及开发业务收入分别为2944、2926、2928亿元，同比-1.0%、-0.6%、+0.1%，毛利率分别为31.3%、31.0%、31.1% [68] - 预计2025 - 2027年炼油业务收入分别为14661、14622、14656亿元，同比-1.0%、-0.3%、+0.2%，毛利率分别为17.9%、18.2%、18.5% [68] - 预计2025 - 2027年化工业务收入分别为5142、5118、5118亿元，同比-1.9%、-0.5%、持平，毛利率分别为1.4%、1.9%、2.2% [68] - 预计2025 - 2027年营销及分销业务收入分别为16873、16749、16627亿元，同比-1.6%、-0.7%、-0.7%，毛利率分别为4.8%、4.8%、4.7% [69] - 预计2025 - 2027年公司归母净利润分别为511.03、572.76、629.66亿元，同比+1.6%、+12.1%、+9.9%，对应EPS分别为0.42、0.47、0.52元，以2025/6/20收盘价测算，公司PB为0.83，低于可比公司，具备估值优势，首次覆盖给予“买入”评级 [71]

地缘政治与油价走势 - 美国介入伊以冲突导致地缘政治升级 布伦特原油和WTI原油价格分别上涨至75 78美元/桶和74 04美元/桶 涨幅分别为0 8%和1 2% [2] - 伊朗威胁封锁霍尔木兹海峡 该通道承担全球11%海运贸易量 包括34%海运石油出口和30%液化石油气出口 [4] - 地缘冲突加剧可能推动原油价格持续震荡上行 [2] 原油供需动态 - IEA下调2025年全球原油需求增长预期至72万桶/日 2026年下调至74万桶/日 主要因中美需求疲软 [3] - EIA将2025年需求增长预测下调18万桶/日至79万桶/日 [3] - OPEC+ 5月实际增产18万桶/日 低于计划的41万桶/日 IEA预计2025年OPEC+增产31万桶/日 2026年增15万桶/日 [3] 能源安全与运输风险 - 中国"三桶油"计划2025年油气当量产量增长1 6% 1 3%和5 9% 以应对能源安全挑战 [4] - 霍尔木兹海峡若被封锁将影响20%全球液化天然气贸易和18%化学品贸易 [4] - 油运价格指数BDTI TD3C-TCE飙升至57758美元/天 较冲突初期上涨72% [4]

核心观点 - 渤中19-6凝析气田是中国东部首个探明储量超千亿立方米、技术可采储量超亿吨油当量的整装凝析气田，代表了中国在深海油气开采领域的技术突破与资本投入 [1][2][3] - 该气田通过高温高压环境下的技术创新实现高效开发，日产油气当量超万吨，成为渤海油田冲刺年产4000万吨目标的核心枢纽 [3][6][19] - 中国海油通过管理优化、技术创新和规模效应将桶油成本从2013年的45美元降至2024年的28.52美元，创国内"三桶油"最低成本纪录 [11][13][14] - 渤海油田产量占全国近六分之一，其增量曾贡献全国原油总增量的80%以上，2025年目标油气当量4000万吨，相当于中等产油国年产量 [19][21] - 公司在"增储上产"同时推进"节能降碳"，通过岸电工程、海上新能源应用和CCUS技术探索化石能源清洁化路径 [23][24][26] 技术突破 - 攻克5000米深太古界变质岩潜山开采难题，突破传统地质理论认为无法规模开采的认知 [2][6] - 研发耐受180℃高温、53兆帕高压（相当于指甲盖承受半吨重量）的钻井技术及生产管线 [6][7] - 实现凝析气田油/气/水高效分离，处理系统可剔除硫化物、二氧化碳等杂质，防止管道腐蚀和堵塞 [7][8] - 钻井周期从30天缩短至6天以内，单井成本节约数千万元，规模化应用形成核心竞争力 [14][16] 成本控制 - 建立"全生命周期成本"决策体系，设备选择综合考虑采购价、能耗、维修等全周期费用 [14] - 推动海上平台工程标准化，实现工厂化预制和模块化建造，大幅缩短建设周期 [14] - 采用"超级集群"开发模式，中心平台处理能力共享周边卫星油田，摊薄固定成本 [16][17] - 深水大型整装油气田因储量规模巨大，单位成本反低于公司平均水平 [17] 战略布局 - 2025年资本支出预算1250-1350亿元，80%投入上游勘探开发，重点保障京津冀能源供应 [19][21] - 建成全球最大岸电工程，年减碳175万吨，替代传统海上燃油/燃气发电机 [23] - 探索海上光伏（"蓬勃号"FPSO）和浮式风电（"海油观澜号"）新能源应用 [24] - 推进渤海CCUS中心建设，试验二氧化碳驱油与封存技术，提高采收率同时实现碳封存 [24][26]

渤海湾油气开发突破 - 渤海湾太古界变质岩潜山发现中国东部首个探明储量超千亿立方米、技术可采储量超亿吨油当量的整装凝析气田渤中19-6 [2] - 该气田日产油气当量超万吨，成为渤海油田冲刺年产4000万吨目标的核心枢纽之一 [3] - 开发面临高温高压挑战（井底温度超180°C、压力53兆帕），需突破钻井技术、管材耐受性等极限 [5] 海上油气开采技术体系 - 渤中19-6中心处理平台集成钻井、生产处理、生活支持等功能，构成完整海上生产体系 [3] - 生产处理系统采用多级分离技术，将凝析气田的"湿气"分离为合格原油和天然气 [6] - 平台采用28天轮换制，配备完善HSE管理体系，年安全演习超2.5万次保障高危作业环境 [7] 成本控制核心竞争力 - 桶油当量成本降至28.52美元（2024年），较2013年45美元下降37%，为国内"三桶油"最低 [9][10] - 降本三大支柱：全生命周期成本决策体系、钻井周期从30天压缩至6天的技术优化、超级集群模式实现规模效应 [11][12][13] - 南海深水大型整装油气田因储量规模摊薄成本，单位成本低于公司平均水平 [14] 国家能源战略布局 - 渤海油田产量占全国1/6，增量曾贡献全国原油增量的80%，2025年目标4000万吨油气当量 [16] - 2025年资本支出1250-1350亿元中80%投入上游勘探开发，重点保障京津冀能源供应 [17] - 垦利10-2等新油田投产支撑"能源饭碗端在自己手里"战略，增强供应自主性 [15][16] 绿色低碳转型路径 - 全球最大岸电工程年减碳175万吨，替代海上燃油发电机 [18] - 推进海上光伏（蓬勃号FPSO）、风电（海油观澜号）与油气田融合发展 [19] - 布局CCUS技术示范，探索二氧化碳驱油与封存，但大规模商业化仍存成本挑战 [19][20]

报告行业投资评级 - 看好/维持 [2] 报告的核心观点 - 2024年海外通胀减缓、国内经济修复间接支撑大宗商品需求，2024年油价宽幅震荡同比下降，2025Q1 Brent现货均价环比上涨，OPEC+增产等因素影响油价波动 [3][4][5] - A股油气开采板块通过增储上产提高销量，营收表现优于同期油气价格变动，仍将保持较高景气度；油价下降使A股炼化及贸易板块业绩承压，期待改善 [6][7][8] - 油价中枢下移情况下，重点关注具备高股息和高成长的公司 [9] 根据相关目录分别进行总结 2024年以来海外通胀与国内经济情况 - 2024年以来美国CPI同比涨幅逐步下降，2025年Q1通胀压力继续减缓维持在3%以下；2024年国内制造业PMI为49.78，2025年1 - 4月围绕荣枯线50上下波动，有助于缓解估值压力并稳定市场预期，间接支撑大宗商品需求 [3][18] 2024 - 2025Q1油价情况 - 2024年Brent原油现货均价79.61美元/桶，同比下降2.87%，2025Q1均价75美元/桶，环比上涨1.3%；2024年WTI年度均价75.58美元/桶，同比下降2.87%，25Q1均价75.03美元/桶，同比下降7.54% [4][20] - 2022年以来OPEC+产量决策多为减产，2024年受非OPEC+供应增长等影响油价下跌，2025年一季度因美国制裁影子船队等油价回升，4 - 6月受OPEC+增产及美国关税等影响油价下跌，后续地缘变动和需求季节性回升或支撑油价 [5][24][25] A股油气开采板块情况 - 2024年我国原油产量2.13亿吨，同比增长1.85%，天然气产量2464.51亿立方米，同比增长6.03%，国内天然气表观消费量同比增加9.66%；25Q1原油产量同比增长1.09%，天然气表观消费量同比增加9.66% [6][32] - 2024年油气开采板块营业收入4253.19亿元，同比下降1.22%，归母净利润1388.58亿元，同比上升8.27%；2025Q1营业收入1079.66亿元，同比下降5.96%，归母净利润367.90亿元，同比下降9.36% [6][31][33] - 如中国海油2024年营收和归母净利润同比上升，25Q1同比下降；中石油2024年营收同比下降、归母净利润同比增长，25Q1营收同比下降、归母净利润同比上升 [6][35][36] A股炼化及贸易板块情况 - 2024年炼化及贸易板块营业收入同比下降3.29%，归母净利润同比下降5.06%；25Q1营业收入同比下降7.25%，归母净利润同比下降6.18% [7][8][37] - 业绩变化因全球贸易摩擦加剧、油气产品价格下降、销售数量减少、销售净利率下降等；2024年行业面临成本高企和需求不足压力，2025年一季度油价中枢回落成本压力缓解，但需求端仍不足，板块期待改善 [8][37][40] - 如中国石化2024年和25Q1营收与归母净利润均同比下降 [8][40] 投资建议 - 市值管理考核推进，企业兼具分红能力与意愿，未来高股息率有望持续，2024年中国石油、中国石化、中国海油、中国海洋石油股息支付率分别为52.24%、69.06%、44.27%、45.10% [53] - 推荐中国海油、中国海洋石油，同样有望受益标的有中国石油、中国石油股份、新天然气 [9][53]