公司近期运营与业绩 - 公司业绩呈现下降趋势 主要源于主要原材料六八哌嗪和乙二胺价格持续走低 致使营业收入与净利润同步下降 [2] - 公司产品近几年销售数量情况公告未完整表述 [2] 募投项目进展 - 安徽子公司8800吨哌嗪系列产品项目已正式投产 旨在保证原材料安全稳定供应 属长期战略布局 现阶段因市场原材料充足采购价格低 公司原材料以对外采购为主 [2] - 年产10000吨40%哌嗪-1,4-双二硫代羧酸钾盐项目已结束试生产可正式投产 用于水体重金属污染捕获和垃圾焚烧重金属固化等方面 目前处于新产品市场推广阶段 [3] - 年产2000吨五甲基二乙烯三胺项目已完成1000吨试生产并成功投产 主要应用于聚氨酯发泡剂领域 [3] - 其他募投项目按计划有序推进 [3] 技术研发与合作 - 公司在碳吸收吸收剂领域与清华大学环境学院合作 联合成立哌嗪类吸收剂联合研究中心 结合双方在技术开发和工程应用方面的优势 [4] - CCUS项目即二氧化碳捕集利用与封存 是减少二氧化碳排放的技术 公司的哌嗪衍生物应用情况公告表述不完整 [4] 新项目投资与战略布局 - 公司与其他三方共同投资8亿元在广西钦州设立控股子公司 投资乙烯胺项目 [5] - 公司采用二氯乙烷法生产高附加值高胺类产品 区别于国内常用的乙醇胺法 联产出的乙二胺可作为现有产品原材料 延伸循环经济产业链 [5] - 选址钦州可节约原材料采购运输成本 就近销售副产物节约处理成本并带来经济效益 钦州港地理位置优越利于业务拓展 [5] 投资者关系活动 - 公司于9月3日上午10:30接待华泰柏瑞 财通资管 松熙资产 方正证券 中信证券等5家机构的调研 活动类别为特定对象调研 [1] - 公司副总经理兼董事会秘书鲁国富先生 研发总监刘帅先生参与接待 [1]

业绩表现与市场状况 - 公司经营业绩和利润呈现下降趋势 [2] - 业绩下滑主要因原材料六八哌嗪和乙二胺市场价格持续走低导致销售单价下降 [2] - 公司产品销售量基本保持稳定 [2] 募投项目进展 - 安徽子公司8800吨哌嗪系列产品项目已正式投产 [3] - 年产10000吨40%哌嗪-1,4-双二硫代羧酸钾盐项目结束试生产并正式投产 [3] - 年产2000吨五甲基二乙烯三胺项目已完成1000吨试生产并成功投产 [3] - 其他募投项目均按计划有序推进中 [3] 技术研发与合作 - CCUS项目通过哌嗪衍生物助力碳捕集绿色高效溶剂发展 [4][5] - 与清华大学环境学院联合成立"哌嗪类吸收剂联合研究中心" [5] - 开发以哌嗪环为主体的新型金属螯合剂和无卤阻燃剂等绿色化工产品 [5] 产业链布局与战略投资 - 在广西钦州投资8亿元设立控股子公司开展乙烯胺项目 [5] - 采用二氯乙烷(EDC)法生产高附加值高胺类产品 [5] - 项目选址钦州可节约原材料采购运输成本并便于副产物销售 [5] - 项目联产乙二胺作为公司现有产品原材料 [5] - 钦州港地理位置为业务拓展提供交通便利 [5]

业绩表现 - 三桶油2025年上半年合计营收3.07万亿元，净利润1750.09亿元，均出现同比下滑 [3] - 中国石化营收1.41万亿元同比下降10.6%，净利润214.83亿元同比下降39.8% [4] - 中国石油营收1.45万亿元同比下降6.7%，净利润839.93亿元同比下降5.4% [4] - 中国海油营收2076.08亿元同比下降8%，净利润695.33亿元同比下降13% [4] 油价影响 - 布伦特原油现货均价71.87美元/桶同比下跌14.5%，西得克萨斯中质原油均价67.60美元/桶同比下跌14.4% [6] - 国内汽油价格累计下调330元/吨，柴油价格累计下调315元/吨 [6] - 中国石油销售分部营收1.17万亿元同比下滑7.8%，中国石化营销分部营收7526亿元同比降低12.8% [6] 产量数据 - 国内原油产量1.08亿吨同比增长1.3%，原油进口量2.79亿吨同比增长1.4% [9] - 中国石油油气当量产量9.24亿桶同比增长2.0%，其中原油产量4.76亿桶同比增长0.3% [11] - 中国石化油气当量产量2.63亿桶同比增长2.0%，天然气产量7362.8亿立方英尺同比增长5.1% [11] - 中国海油净产量3.85亿桶油当量同比增长6.1%，桶油成本降至26.94美元/桶 [7][11] 勘探开发 - 中国石化在海域油气、四川盆地超深层页岩气勘探取得重大突破 [10] - 中国海油获得5个新发现，评价18个含油气构造，并拓展圭亚那深水及哈萨克斯坦区块 [10] - 中国石油重点推进吉木萨尔页岩油和鄂东大宁—吉县煤岩气项目 [11] 新能源布局 - 中国石油新获风光发电指标1638万千瓦，风光发电量36.9亿千瓦时同比增长70% [12] - 中国石化LNG零售市场占有率国内第一，加快加气/充换电网络及氢能利用 [13] - 中国海油绿电发电量超9亿千瓦时，外购消纳绿电5亿千瓦时，投用海上首个CCUS项目 [13]

公司财务表现 - 营业收入157.48亿元，同比下降8.70%，主要因天然气国际业务销售量下降、煤化工产品销售量及价格下降、煤炭销售价格大幅下降所致 [3][37] - 归属于上市公司股东的净利润8.53亿元，同比下降40.67% [3] - 经营活动产生的现金流量净额28.23亿元，同比增长7.59%，主要因天然气国际业务量下降导致购买天然气货款支付的现金减少及收到上年煤炭销售货款 [3][37] - 加权平均净资产收益率3.12%，较上年同期减少1.66个百分点 [3] 业务板块运营 - 天然气板块实现LNG产量34,459.59万方（24.61万吨），同比下降5.95%；销量152,232.96万方（105.88万吨），同比下降30.12%，其中进口LNG业务因价格倒挂主动缩减规模 [20][21][22] - 煤炭板块原煤产量2,686.94万吨，同比增长175.11%；煤炭销售总量2,764.44万吨，同比增长75.97%，其中原煤销量增长84.90% [22] - 煤化工板块甲醇产量56.38万吨，同比下降2.52%；煤基油品产量31.63万吨，同比增长7.78%；乙二醇产量4.05万吨，同比下降13.57%；二甲基二硫醚产量6,283.73吨，同比增长0.83% [23][24][26] 行业环境分析 - 国内天然气产量1,308亿立方米，同比增长5.8%；进口量5,955万吨，同比下降7.8%；表观消费量2,119.7亿立方米，同比下降0.9% [12] - 国内原煤产量24.0亿吨，同比增长5.4%；进口煤炭2.2亿吨，同比减少11.13%；秦皇岛港5,500大卡动力煤现货均价685.23元/吨，同比下降22.14% [13] - 现代煤化工产业向高端化、多元化、低碳化转型，甲醇产能达10,720.5万吨，产量4,849.5万吨，同比增长12.74% [15][16] 重点项目进展 - 马朗煤矿已取得国家发改委核准批复、采矿许可证及初步设计批复，预计年产能1,000万吨 [27][28] - 哈萨克斯坦斋桑油气项目启动S-312井钻井工作，深度达1,660米，并推进原油进口手续办理 [28] - 江苏南通港吕四港区LNG接收站项目完成岸线调整审批，海域使用论证等报告待评审 [29] - 淖柳公路扩能改造项目完成45公里沥青铺设，预计9月底完工 [30] 核心竞争力 - 资源禀赋优势：拥有哈密地区低成本煤炭资源及哈萨克斯坦油气资源，煤炭开采成本低、安全程度高 [31][32][34] - 全产业链布局：覆盖上游资源勘探、中游加工转换及物流运输、下游终端销售网络 [36] - 技术创新能力：荒煤气制乙二醇技术年减排二氧化碳60万吨，硫化工项目采用国内首创甲硫醇硫化法 [32][33] - 氢能与CCUS布局：淖毛湖地区风光资源丰富，绿电制氢成本优势显著；CCUS项目源汇匹配佳，捕集成本低且驱油效益显著 [36][37]

全球油气勘探开发形势 - 全球油气勘探开发投资5540亿美元，同比下降2.5%，为2021年以来首次下降，其中陆上投资3520亿美元（降8%），海域投资2020亿美元（增8%）[9] - 北美陆上投资1580亿美元（降10%），拉美及亚太海域投资1010亿美元（增9%）[9] - 全球新发现常规油气田210个，可采储量12.5亿吨油当量，非洲占比32%，深水-超深水领域储量占比45%[9][10] - 全球原油产量48亿吨（增1%），美洲、欧洲、中东地区增产，非洲、亚太、中亚-俄罗斯地区减产[10] - 深水原油产量3.7亿吨（增4.3%），页岩油产量7.7亿吨（增3%）[10] - 全球天然气产量40715亿立方米（增0.4%），致密气产量5774亿立方米（增1.5%），页岩气产量5652亿立方米（降3%）[12] - 国际石油公司低碳转型放缓，七大国际石油公司低碳资产交易金额92.4亿美元（降46%）[12] 中国油气勘探开发进展 - 国内油气勘探开发投资超4000亿元，2019-2024年累计投资2.24万亿元，年均较2018年增48%[14] - 2024年完成探井2300口，新建原油产能1937万吨、天然气产能351亿立方米[14] - 石油新增探明地质储量连续6年超11亿吨，天然气新增储量创"七年行动计划"新高[15] - 油气产量当量4.09亿吨，原油产量2.13亿吨（较2018年增2400万吨），天然气产量2465亿立方米（较2018年增860亿立方米）[17] - 海洋油气产量当量超8500万吨，页岩油产量超600万吨（增35%），非常规天然气产量超1000亿立方米（增5.5%）[17] - 深层超深层勘探获突破，塔里木盆地富满油田、顺北油气田等多口探井试获高产油气流[17][18][19] - 海域发现惠州19-6亿吨级油田、陵水36-1超深水超浅层大气田[20][21] - 页岩油在松辽、鄂尔多斯、四川等盆地获突破，致密气在四川盆地落实多个千亿立方米级储量区[21][22] - 页岩气在四川盆地新增3个千亿立方米储量区，涪陵页岩气田累计探明储量超万亿立方米[23] - 提高采收率技术年增原油产量超3600万吨，化学驱、稠油热采等技术广泛应用[30] - 四大气区（四川、鄂尔多斯、塔里木、海域）天然气产量占比84.7%[31] - 非常规天然气产量超1000亿立方米，其中致密气676亿立方米（增8.5%），页岩气超250亿立方米，煤层气138亿立方米（增17%）[36] 科技创新与装备发展 - 构建煤系全油气系统理论、复合陆缘盆地深层成藏理论等新地质理论[36][37] - 突破全节点高密度地震勘探、特深井钻完井、高温高压测井等技术[37][38] - 自主研发12000米特深井自动化钻机、175MPa电动压裂装备、深水导管架平台"海基二号"等装备[38][39] - AI技术应用加速，研发700亿参数昆仑大模型、油气藏动态仿真引擎等[39] 体制机制与政策支持 - 《中华人民共和国能源法》通过，明确鼓励非常规油气资源开发[41] - 推进油气探矿权竞争性出让，培育多元市场主体[42] - 强化协调保障机制，解决用地、航道等产能项目限制[43][44][45] - 发布油气勘探开发行业标准264项，包括CCUS、海上风电融合等标准[51] 绿色低碳转型 - 主要油气企业新增光伏/风电装机超400万千瓦，新增储能55万千瓦[46] - 中国石油建设6个新能源基地，中国石化建成高比例绿电替代示范区[46][47] - CCUS项目年注入二氧化碳近300万吨，累计注入1473万吨[48][49] - 吉林油田CCUS阶段提高采收率25.5%，胜利油田CCUS日产油量从220吨升至394吨[48][49][50] 2025年发展展望 - 目标原油产量稳产2亿吨，天然气连续九年增产百亿立方米[52] - 聚焦深层、深海、非常规、老区"四大领域"，加大风险勘探[52][53] - 推动页岩气、致密气、海洋油气等重点项目建设[53] - 发展万米深地理论、页岩油气体积开发等技术，提升数智化水平[53][54] - 推进油气与新能源融合，扩大CCUS项目规模[55]

投资评级 - 增持（维持）[1] 核心观点 - 公司2025年上半年营收44.17亿元，同比下降23.30%，归母净利润2.85亿元，同比下降28.16%，但扣非归母净利润2.58亿元，同比增长27.41%，毛利率19.60%，同比上升4.98个百分点[5] - 营收下滑主要因市政环保工程业务战略性收缩（收入同比下降64.40%）及热电业务受原材料价格下降影响（收入同比下降25.13%），但扣非净利增长彰显主业韧性，得益于工程业务向高毛利勘察设计转型（毛利率提升6.13个百分点）、热电业务成本优化（毛利率提升5.27个百分点）及装备制造业务海外拓展（收入同比增长26.51%至9.29亿元）[6] - 氢能业务实现里程碑突破，完成首批大标方电解槽交付（中能建松原项目），产品技术领先（1500Nm³/h碱性电解槽，产氢压力3.2MPa行业最高），已建成500MW制氢设备生产基地，受益于绿氢需求释放；另在火电灵活性改造（获中科院技术授权）和CCUS领域（能耗指标国内领先）布局新增长点[7] - 预计2025-2027年归母净利润分别为8.19/8.82/9.84亿元，对应PE 25/24/21倍[8] 财务数据总结 - 2025年上半年营收44.17亿元（YoY-23.30%），归母净利润2.85亿元（YoY-28.16%），扣非归母净利2.58亿元（YoY+27.41%），毛利率19.60%（+4.98pct）；Q2单季营收24.52亿元（YoY-14.23%），归母净利1.56亿元（YoY-25.84%），扣非净利1.41亿元（YoY+543.38%）[5] - 2024年营收91.13亿元（YoY-13.3%），归母净利7.04亿元（YoY-5.0%）；预计2025年营收97.46亿元（+6.9%），归母净利8.19亿元（+16.2%），毛利率稳定在19.1%左右[11] - 关键财务比率：2025E ROE 8.5%，净利率8.4%，资产负债率55.6%；每股收益2025E为0.86元，P/B 2.15倍[11][12]

业绩表现 - 2025年上半年油气销售收入达人民币1717亿元 [4] - 实现归母净利润人民币695亿元 [5] - 净产量达384.6百万桶油当量，同比增长6.1% [3] - 桶油主要成本为26.94美元/桶油当量，同比保持稳定 [4] - 天然气产量同比大幅增长12.0% [3] 勘探与生产 - 上半年获得5个新发现，成功评价18个含油气构造 [3] - 中国海域获得锦州27-6、曹妃甸22-3、涠洲10-5南等新发现 [3] - 海外圭亚那深水立体勘探持续增储，首次签署哈萨克斯坦勘探新区块石油合同 [3] - 国内外产量均超过历史同期最优水平 [3] - "深海一号"大气田高峰年产气量有望超过45亿立方米，成为中国最大海上气田 [3] 技术创新与数字化转型 - 推广应用先进地球物理技术，大幅提升深层地震资料品质 [3] - 规模化应用智能注采技术，助力中国海上油田控制自然递减率 [3] - 全面推进优智钻完井建设，实现示范项目提速26% [4] - 部署实施"AI+"重点场景，"深海一号"智慧气田获评中国首批卓越级智能工厂 [4] - 融合卫星遥感、无人装备与人工智能算法，实现对台风灾害的高效应急响应 [4] 绿色转型与新能源 - 上半年绿电发电量超9亿千瓦时，"海油观澜号"为文昌油田群稳定供应绿电 [4] - 外购并消纳绿电5亿千瓦时 [4] - 规模化应用永磁电潜泵，秦皇岛32-6油田实现节电约1800万千瓦时 [4] - 中国海上首个CCUS项目在恩平15-1平台投用，开创"以碳驱油、以油固碳"新模式 [4] - 渤海油田规划建成中国北方海上最大CCUS中心，实现二氧化碳产、注、储一体化 [4] 战略与展望 - 公司未来在国内投资稳中有增，同时寻找海外投资机会 [2][3] - 公司不依赖高油价，时刻为低油价做准备，希望利用充足现金流寻找有潜力的海外并购机会 [2] - 董事会决定派发2025年中期股息每股0.73港元（含税） [5] - 下半年公司保持战略定力，确保完成全年工作任务，推动海洋能源事业高质量发展 [5]

核心财务表现 - 上半年实现营业收入1.45万亿元，经营利润1170.3亿元，归母净利润840.1亿元，自由现金流1122.8亿元同比增长11.5%，创历史同期最好水平 [1] - 中期分红预案拟每股派现0.22元，合计派发现金红利402.65亿元，派息率达47.9%，A/H股年化股息收益率分别为5.1%和7.1% [7] 油气与新能源业务 - 油气产量当量同比增长2%，其中国内产量当量增长2.7%，原油产量增长0.6%，天然气产量增长4.7%，均创历史新高 [2] - 油气单位操作成本同比下降8.1%，有效对冲国际油价同比下跌15.1%的影响 [2] - 风光发电装机规模达1024万千瓦，发电量36.9亿千瓦时（同比增1.7倍），外供电量19.2亿千瓦时（同比增2.0倍） [5] - CCUS项目注入二氧化碳超130万吨，产油超30万吨 [5] 炼化与新材料业务 - 炼化业务经营利润110.5亿元，原油加工量6.9亿桶（同比增0.1%）创历史新高 [3][4] - 优化产品结构：成品油产量下降0.9%，汽柴油收率降1.4个百分点，煤油产量增长7.6% [3][4] - 化工产品销量增长3.1%，新材料产量166.5万吨（同比增54.9%），连续三年保持超50%增长 [4][5] - 炼油单位现金加工成本同比下降2.2% [3] 销售与终端业务 - 国内成品油销量逆势增长0.3%，市场份额提升1.5个百分点，其中煤油/柴油销量分别增长3.8%和2.9% [3][4] - 车用LNG加注量同比增长59%，充换电量增长213%，非油业务利润增长5.5% [3] - 天然气销量同比增长4.2%，市场份额提高2.1个百分点，经营利润186.3亿元（同比增利18.2亿元） [4] 战略转型与产业布局 - 推进"油气热电氢"综合能源布局，加速向新能源、新材料转型 [5] - 成立昆仑资本投资未来产业，设立深圳新能源研究院、上海新材料研究院等研发机构 [7] - 投资入股2家可控核聚变企业，探索超深层地热、可燃冰、燃气勘探等前沿领域 [7] - 拓展航空燃料至航天领域，布局低空经济、具身智能机器人、合成生物等新材料应用 [7] 市值管理措施 - 通过分红、回购、增持等综合策略提升市值，已制定回购A/H股不超过5%股份的预案 [8] - 控股股东计划12个月内增持A/H股股份，金额介于28亿至56亿元 [8] - 将市值管理纳入管理层考核指标体系，设定定量与定性细则 [8]

业绩表现 - 三桶油上半年归母净利润同比均下跌 中国石油840.1亿元跌5.4% 中国石化214.8亿元跌39.8% 中国海油695.3亿元跌13% 合计同比减少290.5亿元 相当于每日少赚近1.6亿元 [1] - 三桶油营业收入同比跌幅5%-11% 中国石油出现近五年来首次营收与净利润双下滑 [1] - 中国石油油气和新能源分部营业收入同比下滑6.3%至4226.7亿元 经营利润同比下滑6.8%至919.29亿元 [2] - 中国海油油气销售收入同比下跌7.2%至1717.45亿元 其中石油液体销售收入同比跌近11%至1439.98亿元 [2] - 中国石化勘探及开发事业部经营收入同比下降5.9%至1446.6亿元 收益同比下降18.9%至236.38亿元 [2] 油价影响 - 布伦特原油现货均价同比跌幅约15% [1] - 中国石油上半年原油平均售价66.21美元/桶同比下滑14.5% [2] - 中国海油平均售价69.15美元/桶同比下滑13.9% [2] 天然气业务 - 中国石油天然气销售均价同比涨超5%至2334元/吨 销售量增近3%达151.5万吨 [2] - 中国海油天然气平均售价同比上涨1.4%至7.9美元/千立方英尺 销量增长13.5%达4892亿立方英尺 带动天然气销售收入同比增超16%至277.5亿元 [2] - 中国石化仅液态LNG实现增长 销量增至193.4万吨 售价增至3811元/吨 [3] 下游业务 - 中国石油化工业务经营利润同比下滑55.5%至13.92亿元 [3] - 中国石化化工事业部经营收益亏损额扩大33.5%至42.24亿元 [3] - 中国石油销售分部经营利润同比跌超25%至101.04亿元 [3] - 中国石化炼油事业部和营销及分销事业部分别同比大跌50%至35.4亿元和46%至79.6亿元 [3] 行业趋势 - 中国市场汽油需求已于2023年触及峰值 整体油品需求预计2028年达峰 [4] - 电动汽车加速渗透对下游成品油业务产生明显影响 [3] 新能源布局 - 中国石油上半年风光发电量同比大增七成达36.9亿千瓦 新材料产量增超五成至166.5万吨 [4] - 中国海油上半年消纳绿电超5亿千瓦时 投用中国海上首个CCUS项目 [4] - 中国石化作为全球最大基石投资者入股宁德时代 计划今年建设不少于500座换电站 [4]

财务业绩 - 营业收入2076.08亿元 归母净利润695亿元 [2] - 派发中期股息每股0.73港元（含税）约合人民币0.67元 派息总额约316.02亿元 [2] 产量表现 - 净产量384.6百万桶油当量 同比增长6.1% 国内外产量均超历史同期最优水平 [3][4] - 国内油气净产量266.5百万桶油当量 同比上升7.6% 海外油气净产量118.1百万桶油当量 同比上升2.8% [5] - 天然气产量同比增长12% [3][5] 勘探进展 - 国内获得5个新发现（龙口25-1 锦州27-6 曹妃甸22-3 涠洲10-5和涠洲10-5南）并成功评价18个含油气构造 [3] - 渤海湾盆地锦州27-6展现古近系岩性勘探前景 曹妃甸22-3展现浅层岩性勘探前景 [3] - 北部湾盆地涠洲10-5南实现中国南海海域首个变质岩潜山勘探领域重大突破 [3] - 签署伊拉克Block7区块和哈萨克斯坦Zhylyoi区块石油合同 首次签署哈萨克斯坦勘探新区块 [3] 项目投产 - 渤中26-6油田开发项目（一期） 文昌9-7油田开发项目 巴西Buzios7 Mero4等10个油气田投产 [4] - 垦利10-2油田群开发项目（一期）7月投产 探明地质储量超1亿吨 预计高峰日产油气当量约3000吨 [5] - 东方29-1气田开发项目 东方1-1气田13-3区开发项目投产 "深海一号"大气田高峰年产气量有望超45亿立方米 [5] 技术创新 - 工业化推广先进地震数据采集技术 规模化应用先进处理技术提升深层地震资料品质 [6] - 规模化应用有缆/无缆智能分注技术 助力中国海上油田自然递减率降至9.5% [6] - 全面推进优智钻完井建设 实现示范项目提速26% [6] - "深海一号"智慧气田获"国家卓越级智能工厂"荣誉称号 [6] - 融合卫星遥感 无人装备与AI算法实现海洋溢油精准溯源和台风灾害高效应急响应 [6] - 台风模式累计挽回产量损失超60万吨油当量 [6] 成本与效益 - 油气销售收入1717亿元 桶油主要成本26.94美元/桶油当量 同比保持稳定 [7] - 布伦特原油均价同比跌幅15.1% [3] 绿色转型 - 规模化应用永磁电潜泵 秦皇岛32-6油田节电约1800万千瓦时 [7] - 绿电发电量超9亿千瓦时 外购并消纳绿电5亿千瓦时 [7] - 恩平15-1平台投用中国海上首个CCUS项目 开创"以碳驱油 以油固碳"新模式 [7] - 渤海油田规划建成中国北方海上最大CCUS中心 实现二氧化碳产 注 储一体化 [7]