中国海油2026年中报：量价齐升净利增23.40% 桶油成本升至29.7美元 增储上产与数智化为主线

一、战略主题演变：从"双曲线"蓝图到"数智海油"落地执行

宏观环境判断：2025年年报将外部形势定性为"严峻复杂、不确定因素显著增多"，当年布伦特原油均价68.2美元／桶，同比下跌约14.6%，管理层以"稳中求进、以量补价"应对油价下行。2026年半年报则将环境定性为"复杂多变、外部不确定性持续攀升"，上半年布伦特原油均价回升至87.6美元／桶，油价由"震荡下行"转为"宽幅震荡"。

战略重心迁移：2025年年报提出"守护油气主业'第一曲线'、打造新能源新产业增长'第二曲线'"的框架性表述；2026年半年报将其细化为可执行动作——制定"数智海油"建设场景图谱、"海能-智擎"数智平台整体部署、新能源从示范走向规模化布局。战略关键词从"稳中求进+增储上产"扩展为"增储上产+数智化转型+绿色低碳"，落脚点均为"建设具有鲜明海洋特色的世界一流能源资源集团"。

二、业务结构变化：产量增速中枢下移，海外接棒中国成为增长引擎

增长引擎切换：2025年产量增长主要由中国区域（+9.00%）和天然气（+11.60%）驱动；进入2026年上半年，海外净产量增速（+4.60%）反超中国（+3.30%），天然气产量同比基本持平，增长动力转向圭亚那Yellowtail、巴西Buzios7等海外石油液体项目。产量增速中枢从2025年的+7.00%降至+3.70%，与上半年投产新项目数量（5个，少于2025年全年的16个）相匹配。

勘探布局：2025年全年获得6个新发现、成功评价28个含油气构造，海外获取伊拉克、哈萨克斯坦、印度尼西亚4个勘探新项目；2026年上半年中国海域获4个新发现（旅大16-1、渤中34-2北、秦皇岛30-3、恩平11-1）、评价16个含油气构造，海外获得巴西桑托斯盆地Ametista区块（公司在该盆地首个作业者区块）及印尼Bintuni、Drawa区块。勘探节奏按半年口径基本持平，海外勘探由"获取项目"向"获取作业者地位"升级。

新能源业务：2025年为"开工年"（全球首座16兆瓦级张力腿型浮式风电平台、海南CZ7项目相继开工，恩平15-1平台CCUS投用）；2026年上半年进入"投用年"——"海油安澜号"并网发电、恩平15-1项目全面投用、东方1-1气田CCUS示范项目开工、广东及江苏新能源项目进入设计阶段。上半年消纳绿电近5亿千瓦时，而2025年全年绿电替代为9.5亿千瓦时。

三、关键措施执行情况：产量与资本支出进度符合"时间过半、任务过半"

2025年年报为2026年设定了全年产量目标780至800百万桶油当量、预计资本支出1,120至1,220亿元人民币。以2026年上半年实际数据衡量：

• 产量进度：上半年净产量398.7百万桶油当量，相当于全年目标的49.84%-51.12%，处于推进区间上半部；
• 资本支出进度：上半年完成资本支出619.93亿元（+7.60%），相当于全年预算的50.81%-55.35%，投入强度高于产量完成度。

勘探投入延续加码：2026年上半年勘探费用78.55亿元，同比+50.10%；2025年全年勘探费用为153.65亿元，较2024年的138.60亿元上升。管理层两年均解释为"坚持价值勘探基础上适度加大风险勘探力度"，2026年上半年勘探投资（96.28亿元，+5.90%）与勘探费用同步上升，反映勘探强度持续抬升。

股东回报兑现：2025年中期股息0.73港元加末期股息0.55港元，全年合计每股1.28港元，总派息额60,838百万港元，占当年归母净利润的45.0%；2026年中期股息每股0.94港元，创上市以来新高，高于2025年中期股息。2025年年报承诺"2025年至2027年全年股息支付率不低于45%"，2026年中期派息额度在盈利增长基础上同步放大。

成本控制出现松动迹象：桶油主要成本由2025年的27.9美元／桶油当量升至2026年上半年的29.7美元／桶油当量；上半年作业费用总额195.72亿元（+7.10%），增速高于产量增速（+3.70%），与2025年桶油作业费7.46美元／桶油当量、同比下降2.00%的态势形成反差。管理层表述为"继续保持良好的成本竞争优势"，成本上行主要受产量结构、通胀及服务价格影响。

四、核心能力建设：研发投入维持高位，"数据+AI"双轮驱动成型

2025年年报披露研发投入合计54.81亿元（费用化31.12亿元、资本化23.69亿元），占营业收入比例1.38%，研发人员5,037人、占公司总人数的21.82%，形成"深水水下采油树及控制系统自主化阶段性突破""海能-敖钦"钻井设计提效30%等成果。

2026年上半年半年报未单列研发投入总额，但技术成果更新明显：350℃高温电泵注采一体化技术在垦利10-2稠油热采油田全面推广应用并实现连续两轮有效注采；攻关形成超深大位移井高效建产技术；国内首艘自主集成大型压裂船完成首批作业，为海上低渗油田开发提供经济方案。能力构建方向由单一勘探开发硬技术，向"数据+AI"软基建延伸——"海能-智擎"完成整体部署、沉淀可复用服务540个，海上油田生产智能注采联动场景入选2026世界人工智能大会高价值场景，对应2025年"深海一号"智慧气田入选中国首批领航级智能工厂的升级路径。

五、财务表现与经营质量：量价双击修复盈利，现金流质量优于利润增速

利润弹性来源：2025年收入与利润双降，主因实现油价-13.40%，被净产量+7.00%部分对冲；2026年上半年实现油价+23.60%、油气销量387.7百万桶油当量（+3.70%）形成量价齐升，油价弹性贡献显著大于销量贡献。油气销售收入中，石油液体收入1,789.13亿元（+24.20%）贡献绝对增量，天然气收入271.73亿元（-2.10%）因销量基本持平而小幅回落。

现金流质量：2026年上半年经营活动现金流量净额1,416.31亿元，增速（+29.70%）高于归母净利润增速（+23.40%），经营现金流／营业收入比值由2025年的约52.5%升至58.4%。投资活动净流出547.33亿元（收窄25.80%），融资活动净流出33.42亿元（收窄85.10%，主因偿还债务减少）；流动负债较2025年末+54.20%主要为应付股利增加。资本负债率7.3%，较2025年末减少0.7个百分点，债务杠杆处于低位。

费用结构：折旧、折耗和摊销423.85亿元（+7.80%，跟随销量上升）；销售、管理及运输费用54.59亿元（+2.40%）；汇兑收益净额6.13亿元（-49.10%，美元对港币汇率波动收窄）；所得税费用276.44亿元（+10.30%）。2025年年报曾计提资产减值及跌价准备38.09亿元，2026年半年报未列示同类大额减值事项。

六、风险认知演进：从"价格下行压力"切换至"波动与流动性风险"

两份报告的风险因素框架基本一致（宏观、市场、经营、财务、法律、制裁等），但表述重心随市场环境迁移：

• 2025年年报突出油价"震荡下行"风险（实际均价68.2美元／桶）、转型与物理气候风险细化（温室气体定价、台风等极端天气）、行业政策变化（2025年7月1日施行的新《矿产资源法》、电力交易市场化对新能源项目收益的不确定性）；
• 2026年半年报将油价风险表述为"剧烈波动""宽幅震荡"，新增"全球流动性收紧预期上升"及贸易摩擦对全球物资、人员、资本流动的负面影响，并延续Arctic LNG 2项目因制裁受到不利影响的提示。

风险认知随油价环境从单边下行切换为双向波动，公司同时保留"油气价格前瞻性判断与实际偏离"风险条目，表明对高油价持续性持谨慎态度——该判断与上半年勘探费用+50.10%、资本支出+7.60%的逆周期投入形成组合：以油价景气窗口加大资源接替投入。

综合结论

2025年与2026年上半年构成中国海油经营的两个对立样本：前者是油价下行（-13.40%）下的防御年，以产量+7.00%对冲价格、以桶油成本降至27.9美元巩固竞争力；后者是油价回升（+23.60%）下的弹性兑现年，营收、归母净利润、经营现金流均创历史同期最好水平，中期股息同步创上市以来新高。战略层面，增储上产与成本管控的连续性未被油价波动打断，勘探费用连续两年加码、资本支出进度过半、海外作业者地位实现突破，为其后周期产量接替埋下伏笔。

值得关注的三个平衡点：其一，桶油主要成本较2025年上行1.8美元／桶油当量，作业费用增速（+7.10%）高于产量增速（+3.70%），成本优势的边际收窄需要在下半年"深化精益管理"中验证；其二，产量增速从+7.00%降至+3.70%、天然气产量由+11.60%转为基本持平，全年780至800百万桶油当量目标的实现依赖下半年投产项目放量；其三，上半年利润弹性主要由实现油价+23.60%贡献，若布伦特均价自87.6美元／桶回落，量价结构将重新考验盈利韧性。公司在油价高位的逆周期资本开支与勘探投入，是观察其"以时间换储量、以储量换产量"战略执行效果的关键变量。

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