中国海洋石油 CNOOC Limited (HKEX: 00883 / SSE: 600938)

一、投资摘要

中国海洋石油（以下简称"中海油"）是中国唯一拥有海上油气勘探开发专营权的上游公司，也是全球储量/产量规模领先的国际独立油气勘探开发企业之一。在 2026 年上半年国际油价宽幅震荡（Brent 现货月均价 $66.6–$117.3，简单均价约 $91.7）的背景下，公司量利齐升，H1 归母净利润人民币 858 亿元（同比 +23.4%）、净产量 398.7 百万桶油当量（同比 +3.7%），多项指标创历史同期新高，验证了其"低成本 + 稳增产 + 高分红"的盈利模式。

结论边界：中海油是"高股息、低估值、强壁垒、净现金"的上游周期标的，而非高成长故事。其安全边际来自分红与成本，上行来自油价与增储兑现。评级：审慎积极 / 条件性关注；12 个月基准目标价 HK$34（合理区间 HK$30–42），现价 HK$25.18 隐含约 +35% 空间，主要由估值修复（EV/EBITDA 2.8x→3.5–4.5x）与股息再投资驱动。该结论为可证伪的研究假设：若 Brent/实现价下行、海外 PSC 现金回收不及预期或单位成本上行，估值锚将明显下移。不构成个性化投资建议。

二、公司概况与行业定位

中海油 2001 年于港交所上市（后回 A 于上交所 600938），核心业务为油气勘探、开发与生产，几乎无炼化与销售板块，是"三桶油"中最纯的上游标的。公司通过自营作业与产品分成合同（PSC），在中国渤海、南海西部、南海东部、东海及陆上开展作业，并在全球二十余个国家持有权益（印尼、巴西、圭亚那、伊拉克、乌干达、尼日利亚、加拿大、美国等）。

H1 2026 公司约 69.0% 的净产量来自中国，海外油气资产占总油气资产约 39.0%。以储量与产量计，公司是全球最大的独立油气勘探开发公司之一，资产组合兼具中国海域"压舱石"与圭亚那、巴西等海外"弹性贡献"。

注：H1 为半年数，不可与全年直接比较；收入/产量 FY2021–2025 取自历年年报与 10-K 等效披露，H1 2026 取自 2026-08-26 中期报告与港交所公告。

三、竞争壁垒（护城河）

相较此前报告侧重的成本优势、股息与油价敏感性，本报告将竞争壁垒单列，因其是中海油长期超额收益与低估值修复的根本支撑。

3.1 海上专营权（制度性垄断）

依据《对外合作开采海洋石油资源条例》，外国企业参与中国海上油气勘探开发必须与中海油签订产品分成合同，中海油在中国海域拥有勘探开发的专属经营权与对外合作主导权。这一制度安排使公司在中国近海（渤海、南海等）形成事实上无可替代的卡位，陆上则归属中石油、中石化。制度壁垒 + 海域资料积累，使新进入者极难复制。事实

3.2 全球领先的桶油成本曲线

桶油主要成本长期稳定在 $28–30/桶油当量，处于全球上游第一梯队低位。成本优势来自：平台无人化率提升（2025 年约 18.6%，五年近翻倍）、无人机配送替代船舶、工程标准化提速、采收率从 1990 年代不到 20% 提升至约 35%（目标 2030–2035 年达 45%，"一个油田当两个开发"）。低成本意味着在 $60/桶甚至更低油价下仍可维持正自由现金流，构成穿越周期的安全垫。事实

单位 USD/boe；H1'26 为 29.7，仍显著低于多数全球同业 breakeven。

3.3 深水与复杂油气田技术壁垒

"深海一号"超深水大气田、"海基二号"亚洲第一深水导管架平台、"海葵一号"亚洲首艘圆筒型 FPSO、大位移井与钻井日效率屡创新高，叠加"海能-智擎"数智平台与海上平台无人化，构成高技术门槛。深水、深层、高温高压、火山岩潜山等领域的理论突破（如 H1'26 珠江口盆地火山岩潜山重大突破）持续拓展可动用储量边界。事实

3.4 规模、储量与全球化资产配置

FY2025 净证实储量达 77.7 亿桶油当量（储量寿命约 10 年），公司披露近年储量替代率持续 >100%（国内外均>100%，2025 目标口径 ≥130%），但储量数量并不等同经济价值——需结合各区块开发成熟度、油品质量、采收率、作业者、资本强度与商业化路径判断。资产横跨中国海域与圭亚那、巴西、伊拉克等世界级项目，单一区域地质风险被分散；以作业者身份切入巴西桑托斯盆地盐下新区块（H1'26 Ametista），全球化版图扩容。规模经济 + 多元化资产，是长期稳增产的资源基础。事实

四、国内政策环境

4.1 增储上产与能源安全（核心顺风）

中国原油对外依存度长期高于 70%，天然气亦大量进口。中海油是国家"增储上产"七年行动计划（2019–2025，并延续至"十五五"）的海上主力执行者。政策导向明确支持国内油气增产、深海与非常规天然气开发，公司产量 3 年滚动目标由 2025 年 760–780 mboe 提升至 2027 年 810–830 mboe，国内占比维持约 67–69%。能源安全诉求使其资本开支与产量节奏具备"政策托底"属性。指引

2025/2026/2027 目标中枢 760/780/810 mboe；国内占比约 67–69%。

4.2 财税政策：资源税、石油特别收益金与矿区使用费

上游企业承担资源税、矿产资源补偿费/矿区使用费，以及石油特别收益金（"暴利税"）——当原油价格高于起征点后按超额累进征收。该机制在高位油价下部分侵蚀上游利润弹性，但中海油实现油价相对 Brent 存在约 $1–2.5/桶贴水、且桶油成本仅 $28–30，单位税金（所得税以外）约 $4/boe，整体仍具强盈利能力。政策本质是"涨价共享"，不削弱其低成本本质。事实

4.3 分红回报政策（股东友好）

公司承诺 2025–2027 年每年分红率不低于 45%（2024 年 44.7%、H1'26 45.2%）。H1'26 派发中期股息 HK$0.94/股（上市以来最高），派息额约人民币 388 亿元。在央企"市值管理"与"中特估"语境下，稳定且可预期的高分红是其估值修复的重要催化剂，亦与长期机构/南下资金偏好契合。指引

2021–2025 全年每股股息 1.48/1.45/1.25/1.40/1.28 港元；H1'26 中期 0.94 为上市最高。

4.4 绿色转型与深海/非常规导向

"十五五"延续深海、深层与陆上非常规天然气（页岩气/致密气）倾斜；公司推进岸电工程、浮式风电（"海油安澜号"并网，年供绿电约 5,400 万度）、深远海风电示范 CZ7 与海上 CCUS。绿色转型短期对利润贡献有限，但中长期关乎碳约束下的资产寿命与社会经营许可（social license to operate，即当地社区、政府及公众对企业持续运营的接受与信任）。指引

五、财务与业务分析

5.1 盈利质量（油价驱动、报告=调整）

作为纯上游公司，盈利几乎由"实现价格 × 产量 − 桶油成本"决定。H1'26 归母净利润 858 亿元（同比 +23.4%），扣非 857 亿元，报告与调整后差异极小（非经常性损益约 0.9 亿），盈利质量干净。2025 年 Brent 均价 $68.2（同比 -14.6%），实现油价 $66.47，油价下跌拖累利润约 228 亿元，但产量增长与成本优势合计补回超 470 亿元。事实

FY2025 归母净利润 1,221 亿元（同比 -11.5%，主因油价下跌）；H1'26 858 亿元（半年），已超过 FY2021 全年 703 亿元。

5.2 营收与盈利趋势（含油价 × 产量弹性）

营业收入 FY2021–FY2025 在人民币 2,466–4,223 亿元间波动，与油价高度同步；H1'26 营收 2,427 亿元（同比 +16.9%）。五年净利润 CAGR 受油价周期主导，但产量年均复合增速约 8%（2021 年 572.9 mboe → 2025 年 777.3 mboe），增产与降本是穿越油价下行的结构性支撑。事实

5.2.0 油价环境：Brent 高波动 vs 公司实现油价

需严格区分外部 Brent 基准与公司实现油价。H1'26 Brent 现货出现剧烈波动——EIA 欧洲 Brent 月均价依次为 $66.6 / $70.9 / $103.1 / $117.3 / $107.1 / $85.4，半年简单平均约 $91.7，3–5 月因地缘事件冲高至 $100+。公司 H1'26 原油实现价 $85.49/桶（同比 +28.7%），相对 Brent 半年均价贴水约 $6.2，差额来自销售时点错配、国内外产品结构、天然气混合计价、海外 PSC 成本回收与利润油分成以及人民币汇率。因此营收增长由"实现价格上行 + 产量增加"共同驱动，而非简单等于 Brent 涨幅；单用 Brent 无法解释全部业绩。事实

半年波动区间 $66.6–$117.3，简单均价约 $91.7；公司实现价 $85.49 含贴水与结构差异。

五年 CAGR 约 8%；H1'26 398.7 mboe（半年），其中 Q1 207.9 mboe、Q2 190.8 mboe，Q2 环比回落约 8.2%（部分平台检修与项目投产节奏）。全年目标 780–800 在途。

5.2.1 分部分析（业务、地区与产品结构）

中海油分部披露涵盖勘探及生产（E&P）、贸易业务、公司总部。公司披露的"分部利润"已属净利润层级（合并分部利润 858.69 亿元 = 合并净利润），E&P 分部利润 844 亿元占合并净利润约 98.3%，是绝对盈利核心；贸易业务提供物流与市场份额，利润微薄；公司总部承担资金管理、利息与汇兑。事实

注：分部利润已为净利润层级，与利润表"营业利润→所得税→净利润"链衔接；E&P 844 亿 / 合并净利润 858.69 亿 ≈ 98.3%。

收入结构上，H1'26 油气销售收入 2,061 亿元（同比 +20.0%），其中石油液体收入占比约 87%，是营收与利润主引擎；天然气收入占比约 13%，同比略降，主因气价涨幅弱于油价、部分长协气价相对平稳及产量折算结构差异。产品上，H1'26 石油液体占产量 77.8%、天然气占 22.2%；石油液体产量同比 +4.8%，天然气产量同比基本持平。地区上，合并营业收入约 64% 来自中国客户，36% 来自海外客户；净产量约 69% 来自中国，海外产量因 Brent 定价、高品位油田（圭亚那/巴西）实现价格更高，单位收入贡献略优于国内。事实

石油液体产量同比 +4.8%，天然气基本持平；油气合计 384.6 / 398.7 mboe。

中国产量同比 +3.3%，海外 +4.6%，海外增量主要来自圭亚那 Yellowtail 与巴西 Buzios7。

5.2.2 桶油主要成本拆解

桶油主要成本不是简单的"采油现金成本"，而是覆盖作业费用、折旧折耗及摊销（含弃置费）、销售管理及运输费用、除所得税外其他税金的全口径单位成本。H1'26 桶油主要成本 $29.7/桶油当量，同比 H1'25 的 $26.94 上升约 10.3%，主要受油价上行带动资源税费与特别收益金增加、以及人民币贬值抬高美元折算成本影响。下表分项为按公司披露的费用总额、净产量与桶油主要成本反推的分析师估算（两年均同口径），用于结构对比，精确数值以公司披露为准。预测

注：H1'25 分项来自 2025 中期报告披露；H1'26 分项按公司披露的费用总额、净产量 398.7 mboe 与桶油主要成本 $29.7 反推估算，用于结构对比，精确数值以公司披露为准。

5.2.3 油价 × 产量敏感性（示意性）

盈利对 Brent 与产量双变量高度敏感，但 Brent 到归母净利之间存在非线性桥接：① 实现油价 = Brent − 贴水（约 $6，含时点/结构/PSC 分成）；② 油气销售收入 = 液体×实现油价 + 气×实现气价；③ 扣桶油成本（作业费+DD&A+弃置+销售管理+其他税金，约 $29–30）与可变税费（资源税、石油特别收益金随油价超额累进）；④ 加回利息收入、减财务费用与所得税（有效税率约 25%）、少数股东损益。故"每 $10/桶 ≈ ±280 亿元（税后）"仅为基于 H1'26 结构的示意性弹性，并非所有权益桶同比例变动；低位油价下特别收益金不触发、弹性较小，高位则税费侵蚀放大。情景

单位：人民币亿元，示意性情景测算（非公司指引）。假设：实现油价 = Brent − $6 贴水、桶油成本 $29–30、有效税率约 25%、忽略 PSC 与特别收益金的二阶非线性；实际利润受特别收益金起征点、资源税、PSC 成本回收上限、汇兑与少数股东损益影响，区间仅供方向参考。情景

5.3 现金流与自由现金流（重点）

作为资源类企业，自由现金流（FCF）是估值锚。FY2025 经营现金流 2,090 亿元、资本开支 1,205 亿元、自由现金流 885 亿元；H1'26 经营现金流 1,416 亿元（同比 +29.7%）、自由现金流约 796 亿元。公司披露"资本支出"620 亿元为经营口径，现金流量表"购建固定资产、无形资产和其他长期资产支付的现金"533.75 亿元；二者差异约 86 亿元源于支出确认时点与资本化范围。事实

分红覆盖：H1'26 董事会宣派中期股息 HK$0.94/股，派息额约人民币 388 亿元（占半年净利润约 45.2%），属拟/应付义务，尚未现金支付。现金流量表"分配股利、利润或偿付利息支付的现金"仅 13.82 亿元，主要为当期利息支出；2025 年末股息已于 2026 年 7 月支付（派息日 7 月 10 日，在 H1 期末之后），因此 H1 现金流中并不包含该笔股息，更非 388 亿元 H1 中期股息已全额现金支付。该中期股息以应付股利形式计提，其中约 227 亿元列示于"应付股利"、其余部分主要列示于"其他应付款"，将于 2026 年下半年实际派发。以经营口径 FCF 796 亿元计，拟派中期股利覆盖率约 2.05 倍；以现金流量表口径 FCF 883 亿元计约 2.27 倍。事实

FY2025 与 H1'26（半年）对比；柱状图标签为人民币亿元。注：H1'26 资本开支采用公司经营口径 620 亿；若按现金流表口径 533.75 亿，FCF 为 883 亿。

5.4 资产负债表（主要科目与杠杆质量）

H1'26 末总资产 12,025 亿元（较年初 +9.5%），归母净资产 8,561 亿元（+6.6%）；资本负债率仅 7.3%（较年初 -0.7pp），带息负债约 576 亿元，而现金及高流动性资产逾 3,200 亿元，实际处于净现金状态。资产负债率约 28.6%，流动负债上升主要因中期应付股利增加，属季节性，不影响长期偿债能力。事实

证实储量与储量寿命是油气公司补充披露的资源量信息，并不直接计入资产负债表；资产负债表反映的是与油气资产相关的物业、厂房及设备（PPE）及油田拆除拨备。

5.5 资产·产能·储量·未来投产

FY2025 净证实储量 77.7 亿桶油当量（+6.9%），储量寿命（RLI）约 10 年；公司披露储量替代率（RRR = 当年新增证实储量 / 当年产量）近年持续 >100%。但储量质量需分层看待：① 证实储量（1P）为已商业开发的经济可采量，圭亚那/巴西盐下区块品位高、桶油成本更低，单位经济价值优于国内成熟油田；② 储量接替靠新发现 + 现有油田扩边 + 提高采收率（EOR）共同支撑，H1'26 获 4 个新发现（旅大16-1、秦皇岛30-3、恩平11-1 等）、评价 16 个含油气构造；③ F&D 成本（发现与开发成本）公司逐年披露，是比 RRR 更贴近"每桶储量是否创造价值"的指标，低桶油成本下 F&D 通常处行业优良区间。H1'26 有 5 个新项目投产（蓬莱19-3 二次调整、涠洲10-3 西区、惠州25-8、巴西 Buzios-8 等），但项目"宣布投产"≠ 全年产量/成本/自由现金流同比例贡献，需观察达产爬坡与权益产量确认。圭亚那、巴西主力油田持续上产，海外增量弹性可观。事实

六、管理层指引

管理层对油价持谨慎态度（"高位能持续多久无人能确定"），资本开支按既定节奏推进；若国际出现优质并购机会，现金流充裕可支撑。下半年重心为"全力攻坚增储上产"。

七、估值

采用三法综合：Forward P/E（前瞻市盈率）、EV/EBITDA、DCF，并以股息率交叉验证。现价 HK$25.18（2026-08-26 收）对应 2025 年历史 P/E 约 9x、EV/EBITDA 约 2.8x（净现金口径）/ 3.1x（市值口径），处全球上游估值低端。现金定义统一：现金及现金等价物 1,617 亿 − 带息借款 576 亿 ≈ 净现金 1,042 亿（含租赁负债则约 936 亿；广义流动性净现金更高），故 EV 须减净现金而非加净债务。事实

7.1 Forward P/E（前瞻市盈率）

FY2026E EPS 估计人民币 3.0–3.45/股（H1'26 摊薄 EPS 1.8056，全年受 H2 油价回落影响）。按 8–10x Forward P/E（前瞻市盈率）（国际独立 E&P 11–14x、一体化油 10–12x）得 HK$26–38，中枢约 HK$32。此为算术可复算，但 EPS 尚未逐项桥接收入/产量/实现价/税费/特别收益金/财务费用/少数股东损益。预测

7.2 EV/EBITDA

FY2026E EBITDA 约人民币 3,500 亿元；EV = 市值 − 净现金（≈ 1,042 亿）。按 3.5–4.5x EV/EBITDA（国际独立 E&P 5–7x、一体化油 6x；现仅 2.8x）得 HK$31–39，中枢约 HK$35。桥接：市值 10,940 亿 − 净现金 1,042 亿 = EV 9,898 亿；÷ EBITDA 3,500 亿 = 2.83x；目标 3.5–4.5x 隐含股权价值 12,354–16,792 亿，÷ 475.3 亿股 × 1.094 ≈ HK$31–39。预测

7.3 DCF（油价/ WACC 敏感）

以 FY2026E FCF 约 1,000 亿元为基数、10 年 3% 增长 + 永续 2–2.5%、折现 WACC 8–10%、加回净现金 1,042 亿，得每股内在价值 HK$33–45，中枢约 HK$39。低杠杆使 WACC 可低至 8–9%。该区间对 WACC 与永续增长高度敏感，且未显式建模弃置现金支出与少数股东损益，仅作内在价值锚。预测

7.4 股息率锚定

若全年股息 HK$1.9/股（H1 已派 0.94，2025–2027 分红率 ≥45% 为下限而非每股下限），现价股息率约 7.5%；以 6% 目标股息率倒推合理价约 HK$32，与三法中枢一致。需提示：45% 是派息率下限，低油价/高资本开支情景下每股股息仍可能下降。预测

三法指向 HK$31–39（P/E/DCF 上限更高）；净现金修正后中枢较此前上移。

估值区间为本报告基于公开数据的情景测算，非承诺；油价情景下 DCF 与 P/E 对 Brent 高度敏感。加权中枢约 HK$35，考虑油价周期性与特别收益金风险，取保守基准目标价 HK$34（区间 HK$30–42）。

八、多空观点

九、催化剂

• 产量兑现：Q3/Q4 新项目投产与全年 780–800 mboe 目标达产进度。指引
• 油价：中东地缘与 OPEC+ 减产对 Brent 的支撑；若 Brent 稳定 $80+，盈利与分红上修。情景
• 分红/回购：2026 全年派息方案（预期 HK$1.8–1.9）、是否重启/加码回购。指引
• 十五五规划：官方披露产量与资本开支中长期指引，影响增长可见性。预测
• 海外资产：圭亚那/巴西项目上产、以作业者身份获取新区块的进展。事实
• 中特估/市值管理：央企分红与估值提升政策导向，利好港股折价修复。指引

十、风险

十一、评级与目标价

评级为条件性研究结论：若公司在 780–800 mboe 产量指引内稳定达标，且实现油价、经营现金流、资本开支与现金分红实际路径与本报告模型一致，则低成本、净现金与较高派息率提供估值支撑；反之若 Brent/实现价下行、海外 PSC 现金回收不及预期、单位成本持续上行或 FCF 与股利覆盖恶化，估值锚将明显下移。HK$34 为补全净现金定义与三法加权桥接后的基准情景目标价，非确定性结论。不构成个性化投资建议。