中国石油：油价上行期的多引擎兑现，
周期高位下的估值再校准

H1 2026 中国石油实现营业收入 15,274.9 亿元（+5.3%^事），归母净利润 1,039.4 亿元（+22.0%^事），扣非归母净利润 1,055.3 亿元（+23.7%^事）。利润增速显著高于收入增速，原因是实现原油价格从 66.21 美元/桶升至 76.53 美元/桶（+15.6%^事），上游盈利弹性被充分释放，而经营支出仅增长 4.2%，成本端保持了刚性。

本期最值得注意的结构变化，是四个分部经营利润首次同时实现同比增长：油气和新能源 1,004.5 亿元（+15.3%）、天然气销售 240.9 亿元（+29.3%）、炼化和新材料 145.2 亿元（+31.4%）、成品油销售 113.6 亿元（+50.3%）。上一版报告将公司定位为「一体化对冲的防御型能源平台」，本期数据说明该结构在油价上行期同样有效：上游贡献增量的同时，天然气与销售两个中下游分部合计贡献 92.62 亿元增量，占四分部总增量的 35.6%。

2.1 从收入到归母净利润的传导

营业收入增长 5.3%，经营支出增长 4.2%，两者之差形成经营利润 1,393.8 亿元（+17.6%）。经营支出中，采购、服务及其他 10,246.1 亿元（+4.5%）随油价上行而扩大，员工费用 857.9 亿元（+3.7%），勘探费用 58.5 亿元（−2.8%），折旧、折耗及摊销 1,255.3 亿元（+2.9%）。折旧摊销增速仅 2.9%，是利润增速高于收入增速的第二个来源：重资产结构下，产量持平而价格上涨时，单位固定成本被摊薄。

税前利润 1,458.7 亿元（+19.0%），所得税 307.5 亿元（+11.0%），实际税率 21.08%，低于 25% 的法定税率，主因海外业务与部分资源类子公司适用不同税率。净利润 1,151.1 亿元（+21.4%），其中少数股东损益 111.8 亿元（+15.5%），占净利润 9.7%，比例较上年同期基本持平。

扣非归母 1,055.3 亿元高于归母 1,039.4 亿元，差额 15.97 亿元。原因是非经常性损益合计约 −20.41 亿元：其他营业外收支 −26.97 亿元、非流动资产处置损益 −2.08 亿元，被政府补助 +5.43 亿元、金融资产相关损益 +3.05 亿元、所得税影响 +4.83 亿元部分抵消。非经常性项目为净拖累，本期盈利质量高于表观归母净利润〔事〕。

数据来源：中国石油 2026 年半年度报告〔事〕。2025 年 1 月起合并三家储气库公司（同一控制下企业合并），比较期已追溯调整，追溯前 H1 2025 归母净利润 840.07 亿元、追溯后 851.85 亿元。扣非归母高于归母，主因非经常性损益合计约 −20.41 亿元，其中其他营业外收支 −26.97 亿元、政府补助 +5.43 亿元、金融资产相关损益 +3.05 亿元。

2.2 半年度趋势

半年度序列显示，归母净利润的低点是 2025 年下半年（732.95 亿元），此后连续两个半年度回升，2026 年上半年首次突破千亿元，达到 1,039.4 亿元，创半年口径的历史新高。营业收入的波动幅度明显小于利润：五个半年度区间为 13,829.95 亿至 15,549.73 亿元，极差约 12%，而同期归母净利润极差达 39%。这一对比是理解公司一体化结构的起点——收入端的稳定性来自下游贸易与销售体量，利润端的弹性则几乎全部来自上游价格〔事〕。

数据来源：中国石油 2026 年半年度报告分部资料及 2025 年年报〔事〕。分部收入为抵销前口径，四分部分部收入合计 25,928.23 亿元，大于合并营业收入 15,274.91 亿元，差额为分部间销售抵销。四分部经营利润合计与集团经营利润的差额为总部及其他与内部抵销。

四个分部中，油气和新能源仍是绝对主体，占四分部经营利润合计的 66.8%，增量贡献 132.97 亿元，占四分部总增量 260.28 亿元的 51.1%。天然气销售的增量 54.61 亿元与成品油销售的 38.01 亿元合计 92.62 亿元，这部分增长不依赖油价，来自销量扩张、采购成本优化与新业务放量，是本期业绩中质量最高的部分〔判〕。

3.1 炼化与新材料：从亏损边缘回到两位数盈利

数据来源：中国石油 2026 年半年度报告〔事〕。

化工业务经营利润从 13.92 亿元增至 27.92 亿元，几乎翻倍，是四个分部中改善幅度最大的子板块。公司归因于化工产品单位毛利及销量增加；销量端聚乙烯 +14.6%、聚丙烯 +20.4%、新材料产量 +61.4% 可以相互印证。需要放在更长的时间轴上理解：FY2025 全年化工业务经营利润 25.4 亿元、同比 −19.4%，处于产能过剩周期的底部，本期 27.92 亿元的半年利润已超过上年全年，是炼化景气触底回升的确认，而非单纯的价格波动〔事〕。同期炼油单位现金加工成本从 211.07 元/吨升至 232.59 元/吨（+10.2%），公司归因于原油加工量下降导致的摊薄效应减弱——这是产量因素，不是成本失控。

3.2 海外业务的贡献与集中度

本期海外业务实现营业收入 6,033.1 亿元，占集团营业收入 39.5%；实现税前利润 292.9 亿元，占集团税前利润 20.1%。海外业务的收入占比接近四成，但利润占比仅两成，说明海外资产的盈利效率低于国内。结合海外原油产量同比 −14.2% 的事实，海外资产的地区集中度（中东等）是需要在估值中折价处理的结构性因素〔判〕。

数据来源：中国石油 2026 年半年度报告〔事〕。国内/海外原油产量、风光发电量、CCUS 为报告披露值；海外业务收入与税前利润为占比口径折算。

油气当量产量 920.6 百万桶，同比 −0.3%，基本持平。拆开看，原油产量 462.9 百万桶（−2.8%），其中仅国内 −0.5%、海外 −14.2%；可销售天然气 2746.1 十亿立方英尺（+2.3%）。按 6 千立方英尺折算 1 桶当量计算，天然气在油气当量中的占比从上年同期的 48.4% 升至 49.7%，超过了 FY2025 全年的 48.5%。「稳油增气」在总量持平的约束下继续推进，且推进速度快于此前预期。

单位油气操作成本 10.68 美元/桶，同比 +5.3%。这个数字需要在两个参照系下解读：其一，FY2025 全年口径为 12.04 美元/桶，本期半年口径 10.68 美元仍显著低于全年水平，半年与全年口径因季节性与产量结构差异并不完全可比；其二，公司明确归因于人民币兑美元汇率升值及作业费等基本运行费增加，属于外生因素，而非成本控制体系失效。真正需要跟踪的指标是 FY2026 全年单位成本是否重回 12 美元/桶附近——若全年口径继续维持在 11 美元以下，则成本端的改善是实质性的；若回到 12 美元以上，则说明本期低值来自口径与季节性〔判〕。

4.1 油价弹性与情景测算

该弹性为简化模型：未计入海外权益油受产量分成合同与当地税制影响传导偏弱、天然气价格与油价的部分联动、以及成品油价格机制带来的滞后。实际弹性可能落在 25–40 亿元区间〔模〕。

油价是本报告估值框架中最重要的单一变量。按上述推导，实现油价每变动 1 美元/桶，年化归母净利润变动约 30.5 亿元。将该弹性应用于不同布伦特假设，得到的正常化归母净利润区间为 1,568 亿至 2,067 亿元，对应 DCF 每股价值 ¥10.08–¥14.62。当前布伦特现货 89.31 美元/桶已高于区间上沿假设，本报告基准情形取 78 美元，即假设高油价在未来 12 个月内部分回吐〔模〕。

压力测试放在区间下沿。布伦特 70 美元对应实现油价 65.40 美元，正常化归母净利润 1,720 亿元、可持续自由现金流 1,262 亿元，覆盖 FY2026E 派息总额 1,098 亿元 1.15 倍；布伦特 65 美元时归母净利润降至 1,568 亿元、可持续自由现金流 1,110 亿元，覆盖倍数降至 1.01 倍，自由现金流仅够覆盖当年派息，无余量用于去杠杆、回购或提高派息率。若资本开支维持 2,800 亿元而派息不作下调，布伦特需保持在 65 美元以上才不必动用资产负债表〔模〕。

4.2 储量基础与产量替代能力

半年报不披露储量数据，本表取自 2025 年年度报告〔事〕，为年末时点数，未反映 H1 2026 的变动。储采比按年末证实储量除以当年产量计算，属静态指标，不反映未来产量剖面。产量替代率综合了新增勘探、扩边与新发现、提高采收率、经济因素修正以及购入与出售储量，低于 100% 表示当年产量未被当年新增储量完全替代。

储量是判断上游资产可持续性的基础变量，也是判断本期海外产量下降性质的关键。H1 2026 海外原油产量 69.7 百万桶（−14.2%），公司归因于中东项目产量下降〔事〕。2025 年末集团证实油气当量储量 18,235.8 百万桶，较上年末减少 83 百万桶（−0.5%），产量替代率 95.5%，接近 100% 但略低于完全替代。在储量基数仅小幅收缩、天然气储量仍在增长的背景下，海外产量下降更符合项目排产与合同期安排的特征，而非资源基础衰减；这一判断是后文按中周期而非衰减情景设定正常化产量的前提〔判〕。

分项看，原油与天然气走向相反：证实原油储量 −2.2%，证实天然气储量 +0.4%，与「稳油增气」的产量结构变化方向一致。已开发原油储量的降幅（−7.0%）大于证实原油储量的降幅，使已开发占比由 80.7% 降至 76.8%。已开发储量是无需新增资本开支即可转化为产量的部分，其占比下降意味着维持产量对新增资本开支的依赖度上升，与 6.1 节资本开支向上游集中的判断相互印证。

储采比提供了另一重约束：按年末储量与 FY2025 产量计算，原油 6.4 年、天然气 13.6 年、油气当量 9.9 年。原油储采比处于国际同业偏低区间，是成熟陆上油田的常态，也解释了上游资本开支难以压缩的原因——维持 1,841.9 百万桶当量的年产规模，需要持续的勘探开发与提高采收率投入。本报告在正常化自由现金流中保留 2,800 亿元资本开支假设、而不按当期 750 亿元年化，依据即在于此〔模〕。

单位：千吨、人民币元/吨；天然气为亿立方米、人民币元/千立方米。数据来源：中国石油 2026 年半年度报告〔事〕。原油为全部外销原油；天然气为全部外销天然气及 LNG。

销量表揭示了一个与利润表方向相反的事实：成品油销量在收缩。汽油 −7.9%、柴油 −6.7%，而煤油 +2.3%、煤油均价 +46.2%。汽油与柴油销量下滑对应新能源车与 LNG 重卡对交通用油的替代，这是长期趋势而非周期性波动；煤油量价齐升则对应航空需求的持续恢复。公司在此背景下的应对是扩大成品油国内市场份额、发展车用 LNG 加注与充换电业务、增加非油品销售，销售分部经营利润同比增长 50.3% 说明这些措施在盈利层面已经见效。

成品油定价机制的传导幅度可以从价格涨幅的落差中量化。期内实现原油价格 +15.6%，而汽油均价 +6.3%、柴油 +10.1%、煤油 +46.2%。成品油出厂最高零售价由十个工作日一调的机制与国际原油价格联动，且在价格剧烈波动时存在调控空间，因此成品油均价涨幅系统性低于原油涨幅：汽油与柴油分别落后 9.3 与 5.5 个百分点。煤油涨幅最高（+46.2%），主要反映航空需求恢复与上年同期较低的基数，其定价市场化程度也高于汽柴油。对炼化与销售两个分部而言，这一机制的作用是双向的：油价快速上行期的库存收益会阶段性放大利润，而调价机制则压低售价传导的幅度。净效果体现在分部利润的弹性上——炼化和新材料 +31.4%、成品油销售 +50.3%，均低于上游油气和新能源的 +15.3%，与上述传导特征一致〔判〕。

天然气是本期质量最高的增长来源。销量 1,612.20 亿立方米（+3.9%），其中国内 1,248.90 亿立方米（+1.1%）；实现价格 2,379 元/千立方米（+1.7%）。价格涨幅仅 1.7%，意味着 54.61 亿元的利润增量主要来自采购成本优化与销售结构改善，而非提价。这一点与燃气分销商的顺价逻辑不同：中国石油的天然气销售分部同时拥有自产气与进口气，在进口气成本高企时，自产气的成本优势会放大；在进口气价格回落时，采购成本下降直接改善毛利。H1 2026 属于后一种情形——经营支出仅增长 1.1%，远低于收入增长 2.7%〔事〕。

数据来源：中国石油 2026 年半年度报告〔事〕。自由现金流为模型口径（经营活动现金流量净额减资本开支），公司未单独披露。

经营活动现金流量净额 2,512.8 亿元（+10.6%^事），相当于归母净利润的 2.42 倍，利润的现金含量处于健康水平。资本开支 750.1 亿元，自由现金流 1,762.7 亿元，覆盖中期股息 475.85 亿元达 3.70 倍。

但自由现金流的高值有两个不可复制的成分。其一，资本开支仅完成全年指引的 26.8%，下半年尚需投入约 2,044 亿元；其二，油价处于周期高位。以全年口径估算：若下半年经营现金流与上半年持平，全年经营现金流约 5,026 亿元，减全年资本开支 2,794 亿元，全年自由现金流约 2,232 亿元，对照 FY2025 的 1,177 亿元，增幅主要来自油价而非经营效率改善。这一区分决定了估值时应采用正常化自由现金流而非当期年化值〔模〕。

6.1 资本开支结构与进度

数据来源：中国石油 2026 年半年度报告〔事〕；全年为管理层预测值〔管〕。H1 完成全年指引的 26.8%，意味着下半年尚需投入约 2,044 亿元。

两个口径给出的方向相反，需要分开看。半年口径下，油气和新能源占比从 H1 2025 的 77.00% 回落至 72.53%，炼化和新材料从 19.67% 升至 22.08%，绝对额由 126.5 亿元增至 165.7 亿元（+30.9%）。全年预测口径则相反：油气和新能源占比升至 79.03%，意味着下半年剩余的约 2,044 亿元中将有更大比例投向上游。两者差异来自项目排期，而非投资方向的改变。若按全年预测执行，炼化和新材料下半年剩余额度约 261 亿元，吉林石化、广西石化、蓝海新材料等转型升级项目的推进节奏值得跟踪〔事〕〔管〕。

新能源与 CCUS 的资本效率需要用产出口径衡量，因为二者尚未单独列示分部利润。H1 2026 风光发电量 50.7 亿千瓦时（+37.3%），CCUS 注入二氧化碳 137.3 万吨（+14.2%）；油气和新能源分部上半年资本开支 544.10 亿元、占集团 72.5%，全年预测 2,208 亿元、占 79.0%。若下半年发电节奏与上半年持平，全年风光发电量约 101.4 亿千瓦时，对照 FY2025 的 79.3 亿千瓦时增长约 28%；按 0.35 元/千瓦时的陆上风电上网电价估算〔模〕，对应年收入约 35.5 亿元，不足集团年化营业收入的 0.12%。CCUS 目前不产生收入，属于合规与提高采收率导向的投入。这意味着新能源发电在中短期内仍是资本开支项而非利润项，其价值体现在上游自用绿电的成本节约、以及碳约束收紧后的长期牌照价值，不宜按集团平均回报水平评估；更合适的跟踪指标是单位资本开支对应的新增装机容量与 CCUS 注入量〔判〕。

6.2 股息与股东回报

数据来源：中国石油 2026 年半年度报告及派息公告〔事〕；2026 年全年股息为模型预测〔模〕。公司章程规定现金分红比例不低于当年归母净利润的 30%；H 股股息按宣派日前一周人民币兑港元中间价均值 0.86531 折算。

FY2025 全年每股派息 0.47 元、派息率 54.7%、派息总额 860 亿元，三项指标均创历史同期最好水平。2026 年中期股息每股 0.26 元、同比 +18.2%，派息总额约 475.85 亿元。若下半年维持同等派息力度，全年每股股息约 0.60 元，对应 A 股股息率 5.34%、H 股 6.80%，隐含派息率 50.6%。公司章程规定现金分红比例下限为当年归母净利润的 30%，近五年实际派息率均显著高于该下限，「十四五」期间年均派息率约 51%〔事〕。

数据来源：中国石油 2026 年半年度报告〔事〕。总负债增长快于总资产，主因应付账款及应计负债、租赁负债增加；归母权益仅增长 1.3%，因 2025 年末期股息 457.55 亿元于期内派发。

资产负债率从 36.37% 升至 38.89%（+2.52pp^事）。总负债增长 13.9%，快于总资产增长 5.6%，主因应付账款及应计负债增加（流动负债 +17.8%）与租赁负债增加（非流动负债 +9.6%）。归母权益仅增长 1.3%，原因是期内派发了 2025 年末期股息 457.55 亿元。权益增速显著低于利润增速，这在提高 ROE 的同时也意味着股息是股东回报的主要形式，而非留存收益的复利积累。

数据来源：中国石油 2026 年半年度报告〔事〕。债务净额为公司披露口径，即债务总额减现金及现金等价物；该口径不含到期日三个月以上的定期存款，亦不含租赁负债。

债务到期结构方面，按未折现合同现金流量（含本金与利息）列示：一年以内 619.04 亿元、一至两年 179.64 亿元、两至五年 1,074.93 亿元、五年以后 660.00 亿元。一年内到期部分 619.04 亿元对应期末现金及现金等价物 2,272.1 亿元，覆盖倍数约 3.7 倍，短期偿付压力有限。币种结构上，美元债务占 42.6%，人民币升值会产生汇兑收益，反之则形成汇兑损失，这是本期单位油气操作成本上升的原因之一，也是利润表的双向扰动项〔事〕。

8.1 A/H 双市场估值

行情为 2026-08-28 收盘〔共〕。滚动归母净利润 1,772.31 亿元 = FY2025 1,573.02 − H1'25 840.07 + H1'26 1,039.36，其中 FY2025 与 H1’25 均取追溯前口径，两者相减后方可与追溯后口径的 H1’26 衔接〔模〕。TTM 每股股息为 FY2025 已派发的 ¥0.47；H 股股价按 1 港元 = 0.8621 元人民币折算，H 股股息另按宣派汇率 1 港元 = 0.86531 元人民币折算，两者差异使 H 股股息率高于按即期汇率折算的结果。每股净资产 ¥8.950。隐含 ROE 由 PB 除以 PE 反推，代数上等于归母净利润除以期末归母净资产，与股价无关，故两行必然同值，可据此校验市值与盈利基数的一致性。由于 PE、PB 的分母为同一盈利与净资产基数，其 H/A 差异在数值上等于市值折价，折价来源是两地投资者结构、流动性与分红税负差异，与基本面无关。

按滚动归母净利润 1,772.31 亿元计算，A 股滚动市盈率 11.60 倍、H 股 9.07 倍；按 FY2025 静态归母净利润计算，A 股 13.07 倍、H 股 10.22 倍，两者的差异来自盈利基数而非价格——H1'26 归母较 H2'25 高出约 306 亿元，静态口径系统性高估了倍数。市净率上，A 股 1.25 倍、H 股 0.98 倍，H 股低于每股净资产，意味着按账面权益计，H 股投资者支付的代价低于归属于他们的净资产。

H 股相对 A 股折价 21.8%。由于两地对应同一份盈利与同一份净资产，PE、PB 的折价幅度在数值上必然等于市值折价，差异不来自基本面，而来自投资者结构、港股通与南下资金的流动性约束，以及 H 股股息在内地投资者层面的税负处理〔判〕。对同一资产在同一时点上给出两个价格，这一价差本身是持有 H 股的额外收益来源，也是本报告把 A、H 分开给出目标价的原因。

8.2 国际同业对标

中国石化的下游属性与中国海油的上游纯度，都使国内三桶油之间的倍数比较无法回答「中国石油相对全球同类资产是贵还是便宜」。把样本换成国际一体化石油公司后，这个问题才有可验证的外部参照。隐含 ROE（PB 除以 PE）在代数上等于归母净利润除以期末归母净资产，与股价无关，因此可以在不依赖各家会计准则与报告期差异的前提下，把市场给出的 PE 拆成「资产回报水平」与「估值倍数」两个可复核的部分〔模〕。

国际同业行情为 2026-08-28 收盘〔共〕，六家全部取自腾讯行情美股终端同一口径，PE 与股息率为 TTM、PB 为最近报告期，两者基准不同，反推的隐含 ROE 带约 1–3 个百分点的口径噪声，仅作横向参考〔模〕。巴西石油为普通股 ADR（PBR.N），其优先股 ADR（PBR-A）倍数与之存在差异。总市值币种不同（人民币 / 港元 / 美元），绝对数值不可直接比较，仅用于标示体量量级。可比度分层依据业务结构与定价机制，不依据注册地：核心对标为上下游一体化且天然气或 LNG 在产量与利润结构中占比较高者，与中国石油的结构特征一致；参照为一体化但上游利润占比更高、天然气以北美 Henry Hub 定价为主者；不可比为存在国内燃料定价行政干预者，其倍数不构成定价锚〔判〕。

可比度按业务结构与定价机制分层，不按注册地分层。核心对标组的四家——壳牌 10.06 倍、道达尔 10.81 倍、埃尼 13.79 倍、Equinor 11.22 倍——共同点是上下游一体化且天然气或液化天然气在产量与利润结构中占比较高。中国石油天然气占产量当量的 49.7%，并有单独的天然气销售分部贡献经营利润，与这四家在结构上最接近。四家的 PE 中位数 11.02 倍、PB 中位数 1.44 倍、TTM 股息率中位数 3.26%、隐含 ROE 中位数 13.75%。

雪佛龙列为参照而非核心对标：其隐含 ROE 10.76% 与中国石油 10.82% 几乎相同，但结构是上游利润占比更高，天然气以北美 Henry Hub 定价，气价中枢低于欧亚，且 19.43 倍 PE 与 2.09 倍 PB 位于全组最高，溢价来自美国上游资产的低政治风险敞口、短周期项目的资本效率以及长期连续提升股息的记录。把雪佛龙的倍数作为中国石油的目标，相当于假设市场给予中国石油同样的治理与资产地域溢价，这与 8.5 节只给部分收敛的处理不一致，故仅作参照〔判〕。巴西石油列为不可比：4.68 倍 PE、6.39% 股息率与 27.56% 隐含 ROE 是全组最极端的组合，其折价对应巴西联邦政府控股下的分红政策不确定性、国内燃料定价的行政干预以及选举年的政治扰动，三者都直接作用于现金分配的可持续性，其倍数不构成定价锚。Equinor 的国有持股比例约 67%，高于巴西石油，仍被列为核心对标，区别在于挪威的治理与天然气定价是市场化的。排除与否的依据是定价机制，不是股比〔判〕。

图 8 中的虚线为 PB = 1 的等值线，由 PB = ROE × PE 可得，在该线上 PE = 100 ÷ ROE。中国石油的隐含 ROE 为 10.82%，对应 PB = 1 的 PE 为 9.24 倍；H 股 9.07 倍落在该线下方，A 股 11.60 倍落在上方，这就是两地 PB 分别为 0.98 倍与 1.25 倍的几何表述。核心对标组四家全部位于该线上方，Equinor 与道达尔距离最远，对应市场对其天然气与液化天然气资产给到高于账面的定价。

再把倍数换算成市场要求的股权成本。由 PB =（ROE − g）÷（COE − g）反解，在 g = 2.5% 的一致假设下，A 股现价隐含 COE 9.13%、H 股 10.98%、核心对标组中位 10.34%。A 股隐含的股权成本比核心对标组低约 1.21 个百分点，H 股则高出约 0.64 个百分点。同一份资产，A 股投资者要求的回报低于国际同业，H 股投资者要求的高于国际同业，价差的方向与 8.1 节的折价完全一致。

股息率维度上，H 股 5.33%、A 股 4.19%，均高于核心对标组中位 3.26%，也高于雪佛龙 3.49%，仅低于巴西石油 6.39%。8.5 节的目标股息率 5.1% 由戈登增长模型反解得到，等于股权成本 10.34% 减可持续股息增速 5.23%，显著高于核心对标组中位 3.26%。这一差距不表示中国石油更便宜，而是两套定价体系的股权成本与股息增速假设不同：新兴市场国有石油公司的高股息率通常伴随派息可持续性的折价，巴西石油的样本把这一点表现得最直接〔判〕。

8.3 可持续自由现金流推导

实现油价折价的推导〔模〕：半年报披露 2025H1 布伦特期货均价 70.81 美元/桶、公司平均实现原油价格 66.21 美元/桶，折价 4.60 美元；2026H1 布伦特均价 87.60 美元、实现 76.53 美元，折价 11.07 美元〔事〕。折价随绝对油价扩大（重质原油品质价差在地缘溢价中走阔），按两点线性插值得斜率 0.3853 美元/美元，并以 2025H1 的 4.60 美元为下限，故中周期布伦特 78 美元对应折价 7.37 美元。油价向实现油价的有效传导系数为 61.5%，即布伦特每变动 1 美元，实现油价同向变动 0.615 美元。H1 2026 实际自由现金流处于高位，主因资本开支进度仅完成全年 26.8% 且油价处于周期高位，不可简单年化。

8.4 两阶段 DCF 与敏感性

〔模〕全部参数均为模型假设，与公司口径可能存在差异。终值折让由参数扰动直接推得，非经验性取值。

8.5 四法交叉与目标价

本报告出现两个盈利口径：估值使用正常化盈利 1,879.6 亿元，当年预测使用 FY2026E 盈利 2,170.4 亿元，两者相差 291 亿元。FY2026E 2,170.4 亿元对应上半年已实现的 76.53 美元/桶与下半年约 80 美元/桶的实现油价假设，反映的是当年实际经营环境；正常化盈利 1,879.6 亿元对应中周期布伦特 78 美元/桶、实现油价 70.63 美元/桶。两者的差额即本报告在估值中主动剔除的周期性超额盈利，而非数据不一致。四法中的市盈率法与股息率法均建立在正常化口径之上——股息率法使用正常化每股股息 ¥0.562（正常化归母 × 派息率 54.7%），而非 FY2026E 的每股 0.60 元；后者对应的 FY2026E 股息率 5.34%（A）与 6.80%（H）仅用于描述当期现金回报，不进入估值〔模〕。

四法均为模型测算〔模〕，权重为依据方法稳健性给出的分析判断〔判〕。股息率法与市盈率法通过派息率相互勾连：目标股息率 5.1% 与派息率 54.7% 隐含 PE 10.73x，与目标 PE 10.5x 相差约 2%，故两法结果接近属预期之内，不构成独立的第三重验证。

三档情景按 25% / 50% / 25% 加权得概率加权目标价 ¥11.05，较现价 −1.6%。以现价 ¥11.23 为基准，上行至乐观情形 +18.8%、下行至悲观情形 −19.3%，风险回报比约 0.97 : 1，接近对称。这是 A 股给予「中性」而非「增持」的直接依据：估值已基本反映回报水平，基准情形下价格空间不足以覆盖油价回落的尾部风险，持有回报主要来自股息而非价差〔判〕。

H 股目标价 HK$10.75 的推导方式与上一版不同。上一版直接沿用当时的 H/A 折价 21.8% 折算，隐含假设折价永久保持在当前水平；本版改为先由基本面给出每股价值 ¥10.90，按 1 港元 = 0.8621 元人民币换算为 HK$12.64，再按 15% 的目标折价定价，得 HK$10.75（自校验隐含折价 15.0%）。目标折价取 15% 而非 21.8%，依据是 6.2 节的税后收益率比较：H 股 6.80% 的税前股息率在扣除 20% 预扣税后为 5.44%，仍高于 A 股长期持有者的 5.34%，税负劣势已被折价完全补偿，继续维持当前幅度的折价缺乏基本面支撑。这一假设是判断〔判〕而非事实，若南向资金流入放缓或两地流动性差异扩大，折价收敛可能不发生。

〔判〕问题与结论为分析师判断，数据来自 2026 年半年度报告〔事〕、2025 年年报〔事〕与 2026-08-28 行情〔共〕。

10.1 未来 12 个月催化剂

10.2 风险矩阵

综合盈利质量、分部结构改善、储量基础、资产负债表与分红五个维度，A 股给予中性、H 股给予增持。A 股 12 个月目标价 ¥10.90，较现价 ¥11.23 −2.9%；H 股目标价 HK$10.75，较现价 HK$10.19 +5.5%。叠加股息，A 股 12 个月总回报约 2.4%（持股超 1 年免征股息税）、H 股约 10.9%（已扣 20% 预扣税）。A 股现价 ¥11.23 已高于目标价 ¥10.90，不建议在当前位置加仓；若股价回落至 ¥9.06–¥10.90 区间下沿（对应悲观至基准情景），风险回报比将转为有利。H 股现价 HK$10.19 低于目标价 HK$10.75，且税后股息率 5.44% 已高于 A 股，在 21.8% 的折价下具备相对配置价值。若股价跌破悲观情景目标价 ¥9.06、或布伦特跌破 70 美元/桶并持续一个季度，重新评估〔判〕。

11.1 与上一版结论的差异

〔判〕上一版报告结论基于 2025 年年报与 2026 年一季报；本版基于 2026 年半年度报告、2025 年年度报告储量数据及 2026-08-28 行情。目标价下修的主因是实现油价折价假设的修正，属口径校准而非基本面恶化。