项目概况 - 全球规模最大的煤电碳捕集示范工程在华能甘肃正宁电厂完成72小时试运行并投入商业运营 标志着CCUS技术实现从万吨级示范到百万吨级工业化应用的历史性飞跃 [1] - 项目针对华能甘肃正宁电厂1号机组脱硫后净烟气开展碳捕集作业 捕集率超过90% 每小时处理二氧化碳能力相当于18000人一天生活的碳排放 [1] - 项目每年可捕集二氧化碳150万吨 相当于处理60万辆汽车一年的碳排放量 [2] 技术突破 - 项目在碳捕集 压缩 封存等关键环节突破多项技术瓶颈 核心装备100%国产化 [2] - 全球首创"二塔合一"复合式吸收塔 国内首台八级超临界二氧化碳压缩机 国内规模最大的深部咸水层多层封存体系 [2] - 捕集的二氧化碳纯度达99%以上 经压缩至超临界态后可实现地下地质封存 [1] 应用领域 - 二氧化碳可广泛应用于油田增采 绿色燃料合成及矿化建材等领域 打通捕集-利用-封存全产业链 [1] - 捕集后的二氧化碳可用于化工 生物领域 也可注入地下驱油提高原油流动性和驱油效率 [3] - 多余二氧化碳可封存在地下 海洋等安全场所 [3] 项目意义 - 为全球煤电绿色低碳转型提供中国方案 有力助推双碳目标落地 [1] - 将CCUS技术推向世界领先水平 为煤电行业低碳转型树立新标杆 [2] - 助力燃煤电厂实现大规模工业化深度减排 推动煤电绿色清洁发展 [2]

煤电碳捕集示范工程 - 全球规模最大的煤电碳捕集示范工程在华能甘肃正宁电厂投入商业运营 捕集率超过90% 每小时处理二氧化碳能力相当于18000人一天生活的碳排放量 [1] - 项目捕集二氧化碳纯度达99%以上 年捕集量150万吨 相当于处理60万辆汽车一年碳排放量 [3][5] - 项目突破多项技术瓶颈 包括全球首创"二塔合一"复合式吸收塔和国内首台八级超临界二氧化碳压缩机 核心装备100%国产化 [3] 页岩油开发进展 - 新疆吉木萨尔页岩油示范区累计产量突破500万吨 日产量首次突破5000吨 创历史新高 [8][10] - 示范区面积1278平方公里 油藏埋深3800多米 2025年以来已完成钻井48口 年累计生产页岩油130万吨 [10][12] - 形成钻井-压裂-采油全链条高效建产模式 平均完井周期缩短至31.7天 国内首个"无人巡检"采油管理区实现24小时智能运维 [12][14] 抽水蓄能电站建设 - 浙江缙云抽水蓄能电站全面投产发电 装机容量180万千瓦 安装6台单机容量30万千瓦机组 [16][18] - 电站设计年发电量18亿千瓦时 年抽水电量24亿千瓦时 可提供360万千瓦双向电力调节能力 [18][19] - 每年节约标准煤约23万吨 减少二氧化碳排放约46万吨 全国抽水蓄能电站投产总规模达6266.5万千瓦 [19] 天然气净化技术突破 - 国内单套处理规模最大的天然气净化厂在四川资阳投产 日处理能力720万立方米 最大日处理量1440万立方米 [20] - 首次应用完全自主知识产权的净化工艺和专利溶剂 关键设备国产化率100% 投资降低30% 运营效率提升超过37% [23] - 集成光伏和余压发电技术 每年节电3700多万千瓦时 减排二氧化碳2万余吨 相当于种植超100万棵树 [23]

绿色能源技术展示 - 全固态电池通过钢针穿刺、暴力剪切、高空跌落等极端测试，具备本征安全特性，适用于商超配送、物流骑手、共享电动车等高频率场景 [1][6] - 京东方零碳小屋采用钙钛矿BIPV技术，装机容量7kW，年均发电量约3800kWh，等效节约标准煤1.15吨，减少二氧化碳排放2.98吨 [1][4] - 华为推出全液冷超充技术，充电速度达"一秒一公里"，并通过光储充一体化方案构建电网友好型充电网络 [5] 传统能源企业转型 - 中国石化展示氢能、CCUS技术、地热、风光绿电及生物燃料五大新能源领域成果，实现从油气供应商向综合能源服务商转型 [2] - 中国海油实施400余项节能与低碳项目，实现节能量104万吨标准煤，减碳量315万吨二氧化碳当量 [2] - 中国石油高纯氢总产能达8100吨/年同比增长23%，建成加氢站26座同比增长24%，提供氢能制储输用一体化解决方案 [2] 数字化与智能化应用 - 北京燃气采用搭载128线激光雷达的无人机集群，可对20公里高压管线进行亚毫米级扫描，每日完成相当于200名巡检员工作量 [5] - 北京热力在供热管道植入5000个微型光纤传感器，实时监测温度、压力、振动等18项参数，构建管网泄漏动态仿真系统 [5] - 朝阳环境集团推出全链路AI智慧焚烧系统，通过多模态感知、多变量预测及多系统协同控制三大引擎解决行业技术难题 [7] 零碳园区建设 - 京能科技通过分布式光伏发电系统构建零碳园区能源供给体系，涵盖源、网、储、充等核心环节 [7] - 华通科技展示零碳园区能碳管理平台，包括虚拟电厂管理系统、工业综合能源管理系统等四大核心系统 [7] - 华贸中心实现100%绿电运营，2024年引入绿电4000余万度，减少二氧化碳排放2.4万吨，打造全国首个全周期零碳智慧商圈 [8] 服务贸易模式创新 - 企业将绿色技术拆解为可体验、可交易的服务模块，形成可复制推广的中国方案 [9] - 零碳绿色技术从概念展示转化为可交易的全球共享品，实现从技术展示到商业落地的转变 [9] - 中国石化易派客、易捷养车与中国石油好客昆仑等非油业务板块共同展示能源企业的服务创新 [3]

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]