中国海油（600938）

　　一、经营情况回顾
　　需提醒投资者关注的关于公司报告期经营情况的其他重要信息
　　2024年第一季度，全球经济呈现出韧性，中国经济复苏动能逐渐增强。国际油价震荡上行，布伦特原油期货均价为81.76美元/桶，同比基本持平。本公司持续加大油气勘探开发力度，扎实推进提质增效升级行动，油气净产量稳步增长，成本竞争优势得到巩固，第一季度归母净利润创历史新高。
　　2024年第一季度，本公司实现总净产量180.1百万桶油当量，同比上升9.9%。其中，中国净产量123.2百万桶油当量，同比上升6.9%，主要来自新项目投产带来的产量贡献；海外净产量56.9百万桶油当量，同比上升16.9%，主要原因是圭亚那和加拿大产量增加。
　　2024年第一季度，本公司共获得2个新发现，并成功评价4个含油气构造。其中，中国海域成功评价渤中8-3南，开辟了海上超深层油气勘探新领域。在海外，圭亚那Stabroek区块获得新发现Bluefin，进一步扩大了区块东南部储量规模。
　　开发生产方面，绥中36-1/旅大5-2油田二次调整开发项目已成功投产。其他新项目正在顺利推进。
　　2024年第一季度，本公司未经审计的油气销售收入达约人民币899.8亿元，同比上升21.3%，主要原因是油气销量上升及实现油价上升。实现归属于母公司股东的净利润人民币397.2亿元，同比上升23.7%。公司桶油主要成本为27.59美元，同比下降2.2%。本季度内，本公司的平均实现油价为78.75美元／桶，同比上升6.2%；平均实现气价为7.69美元／千立方英尺，同比下降7.7%。
　　2024年第一季度，本公司资本支出约人民币290.1亿元，同比上升17.3%，主要原因是在建项目及调整井工作量同比有所增加。期内，本公司健康安全环保表现平稳。 收起▲

　　一、经营情况回顾概览
　　中国海油是一家专注于油气勘探、开发和生产的上游公司，是中国海上主要油气生产商，以储量和产量计，也是世界最大的独立油气勘探开发公司之一。截至二零二三年底，公司共有净证实储量约67.8亿桶油当量（含权益法核算的净证实储量约3.8亿桶油当量）。二零二三年，油气净产量达约1,857,619桶油当量／天（含权益法核算的净产量约55,927桶油当量／天）。
　　在中国，我们通过自营作业及合作项目，在渤海、南海西部、南海东部、东海和陆上进行油气勘探、开发和生产活动。截至二零二三年底，公司约59.7%的净证实储量及约68.8%的净产量来自中国。
　　在海外，我们拥有多元化的优质资产，在多个世界级油气项目持有权益，成为全球领先的行业参与者。目前我们的资产遍及世界二十多个国家和地区，包括印度尼西亚、澳大利亚、尼日利亚、伊拉克、乌干达、阿根廷、美国、加拿大、英国、巴西、圭亚那和阿联酋等。截至二零二三年底，海外油气资产占公司油气总资产约44.6%，海外净证实储量和海外净产量占比为约40.3%和约31.2%。
　　二零二三年，我们坚定不移加大勘探增储力度，油气资源基础持续夯实，净证实储量续写新高。我们坚持价值勘探，以寻找大中型油气田为指导，加强重点领域勘探攻关，全年共获9个新发现，并成功评价22个含油气构造，储量替代率达180%，储量寿命连续七年保持在10年以上。公司获得多个大型油气田战略发现，成功评价渤中26-6和开平南等亿吨级油田，成功发现秦皇岛27-3和圭亚那Lancetfish亿吨级油田以及神府深层煤层气亿吨级千亿方大气田；同时，多个领域性勘探获得战略突破。
　　我们坚定不移加快上产步伐，坚持稳定老油田、加快新油田，油气净产量达678.0百万桶油当量，再创历史新高。持续提高油田开发效益，在产油田自然递减率稳步下降，生产时率持续保持高位。加快产能建设步伐，渤中19-6凝析气田I期开发项目、圭亚那Payara项目等多个新项目顺利投产，有力支撑了产量增长。同时，工程建设能力显著攀升，持续推动工程标准化全面深化应用，推广新优快钻完井和提速提效技术体系，全年超过40个项目在建，将有力支持未来的可持续发展。
　　我们坚定不移推进科技自强自立，大力实施科技创新强基工程，为油气主业高质量发展贡献科技力量。中国首套500米级深水国产化水下生产系统稳定运行，累计产量超1亿方天然气。积极构建数智化赋能业务新格局，“深海一号”智能气田具备远程遥控生产能力，生产提效约3%；流花油田、恩平油田和白云气田实现“台风生产模式”；海上平台无人化率稳步提升。
　　我们扎实开展节能降碳，稳步推进新能源业务，有序发展零碳负碳产业，助力绿色低碳发展。全年绿电消纳折合减碳量超44万吨，海上油气田实现5万方／天以上火炬气回收利用。世界首个水深过百米、离岸距离超百公里的半潜式“双百”深远海浮式风电项目“海油观澜号”成功并网发电，累计供应绿电超1,400万度。中国首个海上二氧化碳封存示范工程项目正式投用，大亚湾CCS/CCUS集群研究示范项目扎实推进。
　　我们坚定不移推进提质增效，助力核心竞争力提升。二零二三年，油气销售收入达人民币3,279亿元，归母净利润达人民币1,238亿元，在油价下跌背景下保持了高水平的盈利能力。公司加强成本控制，继续巩固成本竞争优势，桶油主要成本为28.83美元。公司持续推进工程标准化，加快产能建设，加速项目审批，全年资本支出达人民币1,296亿元。
　　二零二三年，公司坚持统筹发展和安全，持续抓好安全生产，牢牢守住了高质量发展的底线。
　　二零二三年六月十九日，公司在香港联交所的香港股份交易增设人民币柜台（股票代码：80883），为股东及潜在投资者提供更多投资灵活性，助力提升离岸人民币市场的流动性和深度。
　　勘探二零二三年，我们以寻找大中型油气田为目标，把握油气并举、向气倾斜的总体勘探策略，攻坚新区新领域，聚焦规模发现和效益储量，夯实公司发展的资源基础。在中国，稳步推进深水／超深水和深层／超深层勘探，促进勘探开发深度融合，获得多个亿吨级大油田和首个深层煤层气千亿方大气田；在海外，积极拓展勘探新战场，持续推动圭亚那Stabroek区块中深层勘探取得新进展，区块勘探潜力进一步提升。
　　二零二三年，公司储量替代率达180%，继续保持较高水平。在净产量屡创历史新高的基础上，储量寿命连续7年稳定在10年以上，为未来可持续发展夯实了资源基础。
　　公司在核心区域－中国海域拥有面积广阔的勘探区块，在非洲、南美洲、北美洲和欧洲等地也持有多个勘探区块的权益。
　　在中国海域，勘探工作量保持高位运行，全年完成探井205口，自营采集三维地震数据14,038平方公里。公司在中国海域获得7个新发现，并成功评价了21个含油气构造。
　　二零二三年，中国海域取得的勘探成果主要包括：第一、大型油气田战略发现：加大风险与甩开勘探力度，积极拓展成熟区勘探，成功评价渤中26-6—渤海隐性潜山全球最大变质岩油田和开平南—南海深水深层首个亿吨级油田，成功发现秦皇岛27-3—渤海浅层亿吨级油田、神府深层煤层气—陆上深层煤层中国首个千亿方大气田和Lancetfish—圭亚那超深水深层亿吨级油田，进一步夯实了储量基础。
　　第二、领域性勘探战略突破：坚持新区、新领域、新类型勘探，渤海渤中凹陷超深层天然气领域、南海白云凹陷深水天然气领域、南海珠一坳陷深层领域和南海松南－宝岛凹陷深水深层油气领域获重大突破，增储上产接替战场进一步拓展。
　　第三、一体化勘探战略展开：加快勘探开发深度融合，一体化滚动勘探成效显著，新发现西江24-2实现快速见产，成功评价惠州25-11增储效果显著。
　　在中国陆上，我们加大非常规天然气勘探力度，完成非常规探井127口，采集三维地震200平方公里，二维地震数据475公里。陆上鄂尔多斯盆地发现神府深层煤层气大气田，新增探明地质储量超千亿方。此外，我们加快资源接续战略布局，煤层气业务成功拓展到新疆。
　　在海外，我们共完成探井10口，主要分布在圭亚那、加蓬和印度尼西亚。在圭亚那Stabroek区块获得Lancetfish亿吨级发现。截至二零二三年底，Stabroek区块作业者已宣布获得30余个油气发现，总可采资源量约110亿桶油当量。
　　二零二四年，我们将继续聚焦寻找大中型油气田，持续夯实增储上产资源基础，以高质量勘探促进中长期可持续发展。我们将坚持油气并举、向气倾斜；稳定渤海、加快南海、拓展东海、探索黄海、做强海外；推进非常规油气勘探。我们还将以南海、渤海和陆上三个万亿大气区为引领，持续推进中国天然气勘探。
　　工程建设与开发生产公司推进产能建设再提速，推广应用新优快钻完井和工程建设标准化，推动老油田精细挖潜，保障在产油气田稳产增产。同时，高效推动新油气田建设，多个重点项目提前投产。二零二三年，实现油气净产量约678.0百万桶油当量，超额完成年初设定的650-660百万桶油当量的产量目标，同比增长8.7%，连续多年实现快速增长，推动油气产量再上新台阶。
　　二零二三年，多个新项目成功投产，包括中国海域的渤中19-6凝析气田I期开发项目、陆丰12-3油田开发项目、恩平18-6油田开发项目以及圭亚那Payara项目、巴西Buzios5项目等。全年在建项目超过40个，重点项目开发建设进展顺利。
　　二零二三年，公司加快新油田建成投产，持续深化在产油田稳产增产，坚持精益生产管理，强化科技攻关能力。
　　第一，积极推进开发水平提升，保障在产油气田稳产增产。滚动勘探增加储量，夯实储量基础；内部挖潜，提高采收率；精细注水和稳油控水成效显著，海上油田自然递减率创历史最好水平；实施精细管理，优化停产检修，稳步提升生产时率。
　　第二，高效组织工程项目作业，强化资源统筹协调，以“缩短项目建设周期、加快产能建设、提升整体开发效益”为目标，加快新油气田建设、推动储量向产量的有效转化，产能建设再创新高，新项目顺利投产，重点项目提前投产。
　　第三，加快新优化钻完井和工程建设标准化推广应用，工程建设和开发生产提质提速提效成果显著。推广应用“新优快”模式，缩短项目开发周期，提前带来产量贡献，提高项目经济效益；总结区域开发经验，工程项目从个性化向标准化转变，从源头统一优化海上平台设计、采办和建造方式，推动新项目增速提效。
　　第四，充分发挥科技创新的驱动作用，有效带动油气田增产增效。加快稠油热采技术应用形成生产能力，推进低渗油藏压裂井产量稳步增长，贡献产量超百万吨；智能油田建设、油气田台风生产模式应用取得阶段性进展。
　　二零二四年，我们将积极推进重点项目建设，抓好钻完井质量管理和进度把控，进一步提产提效。同时，推进在产油气田稳产增产，持续优化调整井部署，提升单井产量；扎实开展油气藏精细研究，降低自然递减率；严控项目成本，加强项目后评价管理。
　　二零二四年，公司净产量目标为700-720百万桶油当量。多个重点新项目计划年内投产，包括中国的渤中19-2油田开发项目、深海一号二期项目、惠州26-6油田开发项目和神府深层煤层气勘探开发示范项目以及海外的巴西Mero3项目等。未来三年，我们在中国和海外有多个优质新项目计划投产，将有力支撑公司产量的进一步增长。
　　二、风险管理及内部控制
　　风险管理、内部控制及合规管理体系公司自成立以来，一直高度重视风险管理、内部控制及合规管理。公司清楚地认识到，建立和维持一套与公司战略目标配套、适应公司实际的风险管理、内部控制及合规管理体系是管理层的职责和任务。
　　公司董事会确保公司建立和维持适当且有效的风险管理和内部控制体系，在此基础上强化合规体系建设，并检讨风控合规体系建设的有效性，此类体系旨在管理公司在实现经营目标过程中可能面临的风险。董事会每年两次收到公司管理层关于风险管理、内部控制及合规管理体系的报告。所有重大的风险均会向董事会汇报。董事会亦对相应风险和应对计划做出评估。适当且有效的风险管理和内部控制体系可以帮助公司合理地减少因风险发生而可能造成的损失。公司设立的风控合规委员会，经董事会授权负责公司全面风险管理和内部控制工作的组织和实施，负责制定风险管理及内部控制体系，为风险管理和内部控制体系实施标准化的组织机构、授权、责任、流程和方法，持续监督公司风险管理及内部控制体系，定期向审核委员会和董事会报告公司风险管理、内部控制及合规管控情况。
　　风险因素尽管公司建立了风险管理体系来识别、分析、评价和应对风险，但我们的业务活动仍可能面临以下风险，这些风险可能会给公司战略、运营、合规和财务状况带来实质性影响。公司特别提醒您仔细考虑如下风险。
　　一、宏观经济及政策风险
　　（一）宏观经济风险
　　公司所处行业与宏观经济密切相关。全球经济、贸易增速进一步放缓。受地缘政治冲突、全球货币政策收紧等影响，各国经济复苏呈现较大差异。地缘政治、贸易摩擦等因素叠加对全球物资、人员和资本流动造成负面影响，全球供应链面临前所未有的挑战。宏观经济变化会影响石油及天然气的供给和下游需求，从而使得公司业绩受到不利影响。
　　（二）国际政治经济因素变动风险
　　国际政治经济形势复杂多变，俄乌冲突、巴以冲突、美欧日对俄制裁等因素加快世界格局深刻演变，引发国际能源市场剧烈震荡。美、俄等多国将于2024年举行大选，公司经营所在国面临更多政治或经济不稳定的情形，与之相关的国际行动、动乱和罢工、政局不稳、战争和恐怖主义行为等，可能会对公司的财务状况和经营结果产生负面影响。政权更替、社会动荡、其他政治经济或外交的变动或政策、法律、财税体制的变化并非公司所能控制，该等变化以及因不同国家间的关系恶化而导致的贸易及经济制裁可能会对公司的经营、现有资产或未来投资产生重大不利影响。
　　公司在俄罗斯拥有10%权益的Arctic LNG 2 LLC及其所运营的项目因俄乌军事冲突引发的制裁受到一定程度的不利影响。除此之外，截至本报告日，公司在海外其他项目均未受俄乌军事冲突影响，生产经营情况正常。
　　（三）行业政策变动风险
　　中国正在进行的油气体制改革可能会对公司在中国的业务产生一定影响，例如，中国外资准入政策目前已不再限制外资仅可通过合资合作形式参与中国境内的油气勘探、开发业务；2023年7月自然资源部新发布了《自然资源部关于深化矿产资源管理改革若干事项的意见》，基本延续了原2019年关于矿业权出让及退出方面的改革措施。未来，公司可能面临各类同行业竞争者对获取和持有油气区块的探矿权带来的竞争和挑战。此外，随着中国最新电力交易政策的不断出台，市场化电力价格的波动可能给公司新能源项目收益带来不确定性影响。
　　（四）气候变化及环保政策风险
　　随着《巴黎协定》的生效和公众对气候变化问题日益重视，各国碳排放政策逐步出台，中国也提出了“碳达峰、碳中和”的时间目标。能源转型进程的加速对油气产业提出了挑战。公司预计二氧化碳的排放量将随产量增长而增加，若缺乏经济可行且公众可接受的解决方案来减少存量和增量项目中二氧化碳的排放，将难以满足目前国家开展的设定减排标准、可再生能源占比计划、征收高额碳税、出台严格的监管法规等要求，可能会导致额外的成本增加以及声誉受损，也会在能源供应市场竞争加剧的情景下，导致公司运营成本提高。
　　公司的海上作业平台、勘探开发活动、陆地终端生产活动会产生废气、废水、固体废弃物、噪声和溢油风险，若管控不当，可能会发生排放不达标或处置过程不合规的情况，影响海洋生态环境，使公司的声誉和作业受到损害，增加生态环境修复、赔偿等费用，甚至导致公司面临诉讼和处罚。
　　二、市场风险
　　（一）原油及天然气价格波动产生的风险
　　原油及天然气价格的波动主要反映其供需变化，包括市场的不确定性和公司无法控制的其他因素，如宏观经济状况、OPEC及主要石油输出国的石油政策，与主要产油国相关的地缘政治、经济状况和行动、其他能源的价格和可获取性、自然灾害、天气条件和全球性重大突发公共卫生事件等。
　　油气价格波动可能会对公司的业务、现金流和收益产生实质性影响。油气价格具有不确定性。如果油气价格呈下行态势，且持续较长时间，可能对公司的业务、收入和利润产生不利影响，同时可能导致公司核销成本较高的储量和其他资产，减少公司可以经济地生产石油和天然气的产量。若油气价格长期低迷，则可能会影响公司对项目的投资决策。
　　（二）市场竞争日益加剧风险
　　新一轮科技革命和产业变革对能源产业发展产生深远影响。在中国及其他各经营所在国，公司都面临着与国家石油公司、大型一体化油气公司和独立油气公司在油气资源获取、替代能源、客户、资本融资、技术和设备、人才和商业机会等各方面的竞争。竞争可能会导致这些资源的短缺，从而可能会导致成本上升或收入的下降，对公司的业务、财务状况和经营业绩产生一定的负面影响。
　　同时，能源领域的环保监管日趋严格，全球积极推动向低碳清洁能源过渡和转型，新能源产业将得到快速发展。绿色低碳转型可能会导致替代能源的需求增加，进而导致能源供应市场竞争加剧，可能会对公司的经营和业绩产生不利影响。
　　三、经营风险
　　（一）HSSE风险
　　由于地理区域、作业的多样性和技术复杂性，公司日常作业各方面均存在潜在的健康、安全、安保和环境(HSSE)风险。公司的部分业务位于环境敏感地区或政治动荡区或在远离陆地的海上环境开展作业，尤其是进入墨西哥湾等新的深水领域。公司的作业使公司自身和公司经营所在的社区面临一些风险，包括可能发生的重大安全事故，以及自然灾害、社会动荡、人员的健康和安全失误、不可预见的外力破坏等所带来的结果，比如台风、海冰等可能破坏平台结构、海底管线因遭受外力破坏可能引发泄漏等。如发生重大HSSE事件，可能会导致人员受伤、死亡、环境损害、业务活动中断，公司声誉也将会受到重大影响，投标权受到影响，甚至最终失去部分区块的经营权。同时，部分作业所在国对HSSE的监管制度日趋严格。公司可能会因为违反HSSE相关法律法规而产生重大费用支出，如罚金、罚款、清理费和第三方索赔等。
　　此外，公司的油气运输包括海上运输、陆地运输和管道运输，因此可能面临倾覆、碰撞、海盗、恶劣天气导致的损毁或损失、爆炸以及油气泄漏等危险。该等危险可能导致严重的人员受伤、死亡、财产和设备的重大损毁、环境污染、营运亏损、遭受经济损失或声誉受损的风险。公司可能无法就所有该等风险全部安排保险，且未投保的损失和该等危险产生的责任可能对公司的业务、财务状况和经营结果造成重大不利影响。
　　（二）油气价格前瞻性判断与实际出现偏离的风险
　　公司为油气勘探开发企业，因此在评估油气项目或相关商业机会时，需要对油气价格进行前瞻性判断，而项目经济性回报通常在某种程度上取决于公司对于价格预测的稳健性和准确性。公司会定期回顾石油和天然气价格的预测，尽管公司认为目前对油气长期价格区间的前瞻性预测相对谨慎，但若未来出现较大偏离，则可能对公司造成重大不利影响。
　　（三）无法实现并购与剥离行为带来预期收益的风险
　　公司部分油气资产通过并购获取，在并购实践中可能出现多种原因会导致资产并购可能不会成功，例如整合和协同效应的困难、结果与关键假设的不同、东道国政府与公司预期不同的响应或反应、被低估的债务和费用。任何这些原因都会降低公司实现预期收益的能力。公司可能无法以可接受的价格成功地剥离非核心资产，导致公司的现金压力增加。资产剥离项目中，公司可能会因为过去的行为，或未能采取行动或履行义务而产生的后果承担责任，如果买方不履行其承诺，公司也可能承担责任。上述风险也可能会导致公司的成本增加，经营目标无法实现。
　　（四）对联合经营中的投资以及与合作伙伴共同经营控制有限的风险
　　由于油气行业的特殊性，公司的一部分运营是通过与合作伙伴合作或联合经营的形式实现的，公司对其经营或未来发展的影响和控制能力可能有限。公司对该等联合经营的运营或未来发展的影响和控制的有限性可能对公司资本投资回报率目标的实现产生重大不利影响并导致未来产生无法预期的成本。
　　（五）客户集中度较高的风险
　　报告期内，公司主要客户销售占比较高。如果公司任何的主要客户大幅减少向公司采购的原油或天然气，且公司未能及时寻找替代客户，将对公司的业绩造成不利影响。
　　（六）供应商集中度较高的风险
　　报告期内，公司向主要供应商进行的采购占比较高。公司为石油天然气的勘探、开发与生产商，主要从事勘探、开发活动，主要的采购为服务类采购。公司与主要供应商保持了良好的合作关系，并积极开发新供应商以保障供给的充分性并促进竞争。但若因偶发因素导致主要供应商无法继续向公司提供服务，且公司未能找到合适的替代供应商，公司的经营活动可能受到干扰，进而对公司业绩造成不利影响。
　　（七）未开发储量不能实现的风险
　　截至2023年末，公司的证实未开发储量占公司总储量比例约47.5%，公司在开发储量时面临不同的风险，主要包括建设风险、作业风险、地球物理风险、地质风险和监管风险。若公司未能及时和有效地去开发这些储量，可能会对公司业绩产生不利影响。储量评估的可靠程度取决于一系列的因素，包括技术和经济数据的质量和数量、公司所生产的石油和天然气的市场价格、油藏的生产动态、广泛的工程的判断、工程师的综合判断以及经营或资产所在国的财税体制。该等因素、假设和参与储量估计的参数公司无法完全实现控制，并且随着时间推移可能与实际情况有所偏差，可能会导致公司最初的储量数据出现波动。
　　（八）技术研发和部署风险
　　技术和创新是公司在竞争环境和勘探开发挑战下提升公司竞争力必不可少的。
　　比如，在稠油、油砂、页岩油气和煤层气等非常规油气资源的开发，深水开发和生产，海上油田提高采收率等方面，公司努力依托技术和创新实现公司战略，提升公司的竞争力和运营能力。若公司核心技术储备不足，可能会对公司的储量和产量目标、成本管控目标产生负面影响。
　　（九）网络安全和IT基础设施遭破坏风险
　　对于公司网络的恶意攻击、在网络安全或IT系统管理上的疏忽以及其他原因，可能使公司的IT基础设施遭到破坏或失效、导致业务中断、数据或敏感信息丢失或不当使用、人员受伤、环境危害或资产损毁、法律或法规的违反以及潜在的法律责任。这些行为可能会导致重大成本增加或公司声誉的损害。
　　（十）在加拿大的业务和作业面临的风险
　　当前加拿大运输与出口的基础设施有限，若没有建设新的运输与出口的基础设施，可能会影响到公司石油和天然气完整产能的实现。此外，公司出售到北美市场的产品可能要以比出售到其他（国际）市场更低的价格出售，这可能对公司的财务业绩造成重大不利影响。
　　此外，加拿大原住民对加拿大西部大部分地区拥有原住民所有权。因此，在今后的项目开始之前，与原住民进行磋商是谨慎的做法。若不能成功与相关原住民协商，可能会导致未来开发活动时间上的不确定性或延期。
　　四、财务风险
　　（一）汇率风险
　　公司的大部分油气销售收入为人民币和美元。人民币对美元的贬值可能产生双重效应。美元对人民币的升值使公司的油气收入增加，但同时使公司的设备及原材料进口成本增加，在收入与成本规模不一致的情况下，公司可能存在汇率风险。如公司境外资本支出存在资金缺口，需要通过境内人民币兑换为美元汇至境外支付，人民币对美元的汇率波动给公司带来一定汇率风险。
　　（二）外汇管制风险经营所在国关于股利分配的某些法律限制可能对公司的现金流产生重大不利影
　　响。比如，在外汇管制国家和地区设立的子公司向境外汇款必须满足当地法律法规的监管要求，且随时面临政策变动风险，可能导致公司无法及时收回子公司的现金收益。
　　（三）关联交易相关风险
　　公司经常会与中国海油集团及其关联公司进行关联交易。其中一些关联交易需要得到上市地监管机构的审查及公司独立股东的审批。如果这些交易不被批准，公司可能无法按照计划进行交易。
　　五、管理风险
　　（一）实际控制人对公司产生影响的风险
　　截至2023年末，中国海油集团直接及间接拥有或控制公司约62.04%的已发行股份（占港股和A股总股数的比例）。因此，中国海油集团可以对选举公司董事会成员、公司股息支付等决策产生影响。在中国现行法律下，中国海油集团拥有对外合作开采海洋油气资源的专营权。虽然中国海油集团承诺将其在任何新签石油合同下的所有权利和义务（国家公司的管理职能除外）转让给公司（除某些例外情况外），但是如果中国海油集团采取一些倾向于其自身利益的行动时，公司的战略、经营业绩和财务状况可能受到不利影响。
　　六、法律风险
　　（一）违反反腐败、反舞弊、反洗钱和公司治理等法律制度风险
　　公司作业所在国或区域反腐败、反舞弊、反洗钱和公司治理等方面监管法规不断变化与完善。如公司包括董事、高级管理人员及员工未遵循相关法律法规，可能导致公司被起诉或被处罚、损害公司的声誉及形象，以及公司取得新资源的能力，甚至会使得公司承担民事或刑事责任。
　　（二）违反数据安全相关法律法规的风险
　　隐私和数据保护相关法律法规日趋严格。公司经营业务或访问数据的一些国家和司法管辖区实施数据安全、数据隐私或数据保护的法律法规，例如《中华人民共和国个人信息保护法》、《欧盟一般数据保护条例》(GDPR)和《个人资料（私隐）条例》（香港法例第486章）。作为一家在多个国家和地区有业务运营的公司，由于在业务过程中接触和处理保密的、个人的或敏感的数据，公司在多个司法管辖区受到隐私和数据安全法律的约束，因此，可能需要大量开支以遵守世界各地不同的数据隐私法规。此外，未能遵守当前和未来的法律法规可能导致政府执法行动（包括高额罚金）、公司及管理人员和董事的刑事和民事责任、私人诉讼和／或对公司业务产生负面影响的不利舆论。
　　七、制裁风险
　　不同级别的美国联邦、州或地方政府对某些国家或地区及其居民或被指定的政府、个人和实体施加不同程度的经济制裁。无法预测未来是否会因为美国制裁政策的变化导致公司或其关联公司开展的业务、业务所在国家／地区或者合作伙伴受到美国制裁政策的影响。如果出现上述情况，则公司可能无法继续开展相关业务，或者无法在受影响的国家或地区或与受影响的合作伙伴继续开展业务，影响投资者对公司的认知与对公司的投资，损害公司获得新业务的机会或能力。
　　整体风险应对措施：公司努力构建与国际一流能源公司相匹配的风险管理体系。对重大风险统筹管理，分级分类应对，努力实现及时识别、防范、处置和报告。对重要业务领域进行风险监测预警，动态研判和处置。形成“事前防范、事中控制、事后评价”的全过程风险管理机制。
　　持续健全以风险管理为导向的内控制度体系。聚焦公司治理体系和治理能力现代化，加强合规体系建设，确保各项风险有效应对。
　　公司将环境、社会及管治(ESG)风险管理融入常态化风险管理之中，将气候变化、排放及废弃物、可再生能源、供应链、隐私与数据安全、有争议的开发等至少6类ESG风险纳入公司重大风险的风险源，定期评估并制定相应的应对措施。以HSSE风险为例，进一步强化安全生产责任落实，加强体系督查检查和专项提升，重点做好生产作业过程中的井控、承包商等安全管理，努力实现本质安全。根据《香港联合交易所有限公司证券上市规则》（“《联交所上市规则》”）要求。 收起▲

　　一、经营情况回顾概览
　　本公司是一家专注于油气勘探、开发和生产的上游公司，是中国海上主要油气生产商，以储量和产量计，也是世界最大的独立油气勘探开发公司之一。
　　2023年上半年，公司约70%的净产量来自中国。在中国，本公司主要通过自营作业和合作项目，在渤海、南海西部、南海东部和东海等区域进行油气勘探、开发和生产活动，并在陆上进行非常规油气勘探、开发和生产活动。
　　对于自营作业，我们担任项目作业者并拥有100%权益，通过自主勘探和开发增加储量和产量。对于合作项目，我们通过产品分成合同的形式与伙伴合作进行油气资源的勘探开发。2023年上半年，中国自营油气田和合作油气田的净产量占比分别为约86%和约14%。
　　在海外，本公司拥有多元化的优质资产，在多个世界级油气项目持有权益，成为全球领先的行业参与者。目前，本公司的资产遍及世界二十多个国家和地区，包括印度尼西亚、澳大利亚、尼日利亚、伊拉克、乌干达、阿根廷、美国、加拿大、英国、巴西、圭亚那、俄罗斯和阿联酋等。2023年上半年，海外净产量占比为约30%。
　　本报告期内，全球经济复苏乏力，中国经济延续恢复态势。国际油价震荡下行，布伦特均价同比降幅24%。公司积极应对外部挑战，持续推动油气增储上产、科技创新和绿色发展，坚持提质降本增效，保持了平稳的健康安全环保形势，取得了优良的生产经营业绩。
　　2023年上半年，油气净产量达331.8百万桶油当量，同比上升8.9%。公司实现油气销售收入人民币1,516.9亿元，同比下降14.1%；归母净利润人民币637.6亿元，同比下降11.3%，降幅远低于同期国际油价。
　　2023年6月19日，公司在香港联交所的香港股份交易增设人民币柜台（股票代码：80883），为股东及潜在投资者提供更多投资灵活性，助力提升离岸人民币市场的流动性和深度。
　　勘探2023年上半年，公司坚持价值勘探理念，加大风险勘探力度，在新区、新领域、新层系获得重大突破，不断夯实储量基础。在中国，积极攻坚深层、超深层，拓展成熟区，探索超浅层，快速高效推进陆上深煤层勘探；在海外，聚焦战略核心区，持续推动圭亚那Stabroek区块中深层勘探。
　　中国海域获5个新发现，分别为番禺10-6、开平18-1、西江24-2、秦皇岛32-6东和惠州26-6北，并成功评价14个含油气构造。其中，新发现番禺10-6和开平18-1探明地质储量均超2,000万吨，展现了珠江口盆地中深层领域勘探潜力；成功评价秦皇岛27-3大中型含油气构造，探明地质储量超5,000万吨，拓展渤海浅层规模岩性油藏勘探领域。
　　陆上非常规勘探取得重大进展，高效推进神府深层煤层气勘探评价，进一步提升资源动用潜力。
　　在海外，圭亚那Stabroek区块中深层勘探获积极进展，再获1个新发现Lancetfish，Fangtooth-1DST测试证实6,000米储层具备良好产能。
　　上半年，公司完成勘探井181口，采集三维地震资料6,391平方公里。
　　工程建设与开发生产上半年，公司加强生产组织，高效推进产能建设，计划年内投产的新项目中，巴西Buzios5项目已按期投产，渤中19-6凝析气田I期等7个新项目正在安装，其他新项目建设稳步推进。
　　公司强化精细生产，实施调整井等增产措施，深入挖掘上产潜力，油田自然递减率降至历史最好水平，在产油气田稳产增产成效显著。同时，加强资源协调，推动重点新项目提前投产，为产量快速增长提供有力支撑。上半年，油气净产量再创历史同期新高，达331.8百万桶油当量，同比上升8.9%。
　　分区域来看，中国油气净产量为231.2百万桶油当量，同比上升6.6%，主要得益于垦利6-1和陆丰15-1等油田产量上升的贡献。海外油气净产量为100.7百万桶油当量，同比上升14.4%，主要得益于圭亚那Liza二期和巴西Buzios油田的产量贡献。
　　上半年，公司石油液体和天然气产量占比分别为78%和22%。石油产量同比增长8.3%，主要得益于垦利6-1等新油田的投产；天然气产量同比上升10.9%，主要原因是东南亚3M气田产量贡献及中国陆上非常规天然气产量增长。
　　科技创新公司持续强化关键核心技术体系，自主创新能力不断增强。上半年，公司持续提升智能分注技术可靠性，支持海上油田自然递减率进一步下降；推动稠油热采技术创新应用，海上稠油热采产量获得显著提升。
　　公司生产智能化建设成效显著，无人平台建设改造稳步推进，初步完成智能油田标准体系制定；“深海一号”智能气田已具备远程遥控生产能力，向全面建成超深水智能气田迈出关键一步。
　　绿色低碳公司加快推动新能源与油气业务融合发展。上半年，世界首个半潜式“双百”深远海浮式风电项目在南海文昌油田成功并网发电，主力生产设施“海油观澜号”装机容量7.25兆瓦，预计每年减少二氧化碳排放约2.2万吨；首个海上二氧化碳封存示范工程项目在恩平15-1油田成功投用，初步建立海上二氧化碳捕集、注入、封存和监测技术及装备体系，填补了中国海上二氧化碳封存技术的空白。
　　公司加快推进绿色低碳体系建设，进一步扩大岸电工程应用范围，继续削减油气田开发全过程的能耗和碳排放强度。公司积极扩大海上油气田的绿电使用规模，预计年内将消纳5亿千瓦时绿电，折合降碳约44万吨。同时，火炬气回收利用等重点工程的逐步推进，有助于公司对未来碳排放强度进行有效管控。
　　乡村振兴2023年上半年，公司努力推动乡村振兴工作取得新发展、农业农村现代化迈出新步伐。
　　在海南省五指山市、保亭县、西藏尼玛县投入帮扶资金人民币6,200万元，实施23个帮扶项目，涵盖产业振兴、教育帮扶、基础设施建设等多个领域。项目帮助当地培育了新产业，拓宽了农民收入渠道，改善了当地居民生活，多元化帮扶实效显著。
　　环境信息情况属于环境保护部门公布的重点排污单位的公司及其主要子公司的环保情况说明：
　　(1)重点排污单位的主要排污信息
　　报告期内，公司7家下属单位被所在地生态环境主管部门确定为重点排污单位（以下简称“重点排污单位”），分别位于天津、葫芦岛、北海、澄迈、东方和三亚。
　　重点排污单位在报告期内排放的主要污染物中，废水主要有COD、氨氮等；废气主要有SO2、NOX、烟尘等。此外，重点单位产生的固体废弃物主要有生活垃圾、一般工业固体废物和危险废物等。对于主要污染物，重点排污单位利用生产污水处理系统、大气排放脱销装置、VOCs回收治理设施、沉降池等环境污染防治设施，采用浮选、生化处理工艺、生物降解、RCO炉催化氧化、冷凝吸附催化氧化、沉降、高效燃烧等工艺，处理达标后，通过设置的排放口进行排放，报告期内上述环境污染防治设施均正常运行。
　　重点排污单位共计设有废水排放口5个，主要分布于生产污水和生活污水外排口；废气排放口48个，主要分布于热媒锅炉、热水锅炉、热介质炉、直接加热炉、蒸汽锅炉、火炬等，采用的排放标准包括《污水综合排放标准》(GB8978-1996)《污水综合排放标准》(DB12/356-2018)《辽宁省污水综合排放标准》(DB21/1627-2008)《大气污染物综合排放标准》(GB 16297-1996)《锅炉大气污染物排放标准》(GB 13271-2014)《锅炉大气污染物排放标准》(DB12/151-2020)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)等。
　　报告期内，重点排污单位上述主要污染物的排放情况为：COD排放量33.96吨、氨氮排放量0.92吨、SO2排放量14.97吨、NOX排放量91.20吨、烟尘排放量0.07吨、颗粒物排放量1.42吨，均未超过所适用的2023年半年度核定排放量。此外，部分重点排污单位按照《城市污水再生利用城市杂用水水质》(GB/T18920-2020）中的绿化用水的标准将生活污水作为厂区绿化浇灌用水；对于生活垃圾、一般工业固体废物、危险废物等，重点排污单位均按照《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》《危险废物转移管理办法》等有关规定进行临时贮存，分类收集后交由具备相应资质的处置单位处置。
　　(2)防治污染设施的建设和运行情况
　　公司坚守“在保护中开发，在开发中保护”的原则，将生态环境保护视为实现可持续发展的根本，严格遵守相关环保法律法规和标准，不断强化建设项目全过程环境保护管理，2023年上半年度在环保管理及环保工程方面累计投入约人民币3.21亿元。
　　公司按照国家和地方的环境保护和污染防治法规标准要求建设废气、废水、固废和噪声等污染防治设施并编制和完善自行监测方案，并确保其有效稳定运行。加强建设项目全过程环保管理，严格落实国家关于建设项目环境影响评价、竣工验收、运营等方面管理要求。
　　(3)建设项目环境影响评价及其他环境保护行政许可情况
　　报告期内，重点排污单位执行环境保护设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用的“三同时”制度，建设项目均按照要求开展了环境影响评价，依法开展环保验收等相关工作。重点排污单位根据政府生态环境主管部门的要求，取得并保有《排污许可证》《辐射安全许可证》等许可证，并根据所适用的环境保护相关规定办理了危险废物网上备案、固定污染源排污登记等手续。
　　(4)突发环境事件应急预案及环境自行监测方案
　　报告期内，本公司按照国家突发环境事件应急预案和管理要求开展相关工作，重点排污单位结合自身情况编制了突发环境事件应急预案及环境自行监测方案，并在所在地环保主管部门对突发环境事件应急预案进行了备案，及时将环境监测数据上传至主管环保部门平台。
　　(5)报告期内因环境问题受到行政处罚的情况
　　报告期内，公司重点排污单位未因环境问题受到环保行政处罚。
　　报告期内，本公司重点排污单位之外的其他附属企业均按照本公司统一要求推进环保工作、落实环保责任，及时进行环保隐患排查，维护环境污染治理设施，最大限度减轻生产经营活动对环境的影响。本公司其他附属企业的环保行政处罚具体情况请见政府生态环境主管部门网站公开信息。

　　二、风险管理及内部控制
　　公司自成立以来，一直高度重视风险管理、内部控制及合规管理。公司清楚地认识到，建立和维持一套与公司战略目标配套、适应公司实际的风险管理、内部控制及合规管理体系是管理层的职责和任务。
　　公司董事会确保公司建立和维持适当且有效的风险管理和内部控制体系，在此基础上强化合规管理体系建设，并检讨风控合规体系建设的有效性，此类体系旨在管理公司在实现经营目标过程中可能面临的风险。董事会每年两次收到公司管理层关于风险管理、内部控制及合规管理工作的报告。所有重大的风险均会向董事会汇报。董事会亦对相应风险和应对计划做出评估。适当且有效的风险管理和内部控制体系可以帮助公司合理地减少因风险发生而可能造成的损失。公司设立的风控合规委员会，经董事会授权负责公司全面风险管理和内部控制工作的组织和实施，负责制定风险管理及内部控制体系，为风险管理和内部控制体系实施标准化的组织机构、授权、责任、流程和方法，持续监督公司风险管理及内部控制体系，定期向审核委员会和董事会报告公司风险管理、内部控制及合规管理工作情况。
　　风险因素尽管公司建立了风险管理体系来识别、分析、评价和应对风险，但我们的业务活动仍可能面临以下风险。
　　宏观经济及政策风险
　　(1)宏观经济风险
　　公司所处行业与宏观经济密切相关。全球经济增长动能不足，流动性持续收紧。
　　全球服务业和制造业持续复苏，中国经济在促消费政策、服务消费加快释放的带动下，消费有望温和修复。宏观经济变化会影响石油及天然气的供给和下游需求，从而可能使得公司业绩受到不利影响。
　　(2)国际政治经济因素变动风险
　　国际政治经济形势复杂多变，俄乌冲突加快世界格局深刻演变，引发国际能源市场剧烈震荡。若公司经营所在国出现政治或经济不稳定的情形，可能会对公司的财务状况和经营结果产生负面影响。
　　公司在俄罗斯拥有10%权益的Arctic LNG 2项目因军事冲突引发的制裁受到的不利影响尚未完全消除。除此之外，截至本报告日，公司在海外其他项目均未受俄乌军事冲突影响，生产经营情况正常。
　　(3)行业政策变动风险
　　中国正在进行的油气体制改革可能会对公司在中国的业务产生一定影响，未来，公司可能面临各类同行业竞争者对获取和持有油气区块的探矿权带来的竞争和挑战。
　　(4)气候变化及环保政策风险
　　随着《巴黎协定》的生效和公众对气候变化问题日益重视，中国提出了“碳达峰、碳中和”的时间目标。公司预计二氧化碳的排放量将随着公司产量增长而增加，若缺乏成熟可靠的二氧化碳减排技术，油气田化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放量将会持续上升。公司预期未来可能受到相关机构、组织在此领域的监管，可能会导致公司额外的成本增加，亦会影响公司声誉。
　　公司的海上作业平台和勘探开发活动会产生废水和固体废弃物，若管控不当，可能会发生排放不达标或处置过程不合规的情况，使公司的声誉和作业受到损害，增加成本投入，甚至导致公司面临诉讼和处罚。
　　市场风险
　　(1)原油及天然气价格波动产生的风险
　　原油及天然气价格的波动主要反映其供需变化，影响因素包括市场的不确定性和其他公司无法控制的因素。油气价格波动可能会对公司的业务、现金流和收益产生实质性影响。
　　(2)市场竞争日益加剧风险
　　新一轮科技革命和产业变革对能源产业发展产生深远影响。在中国及其他各经营所在国，公司都面临着与国家石油公司、大型一体化油气公司和独立油气公司在油气资源获取、替代能源、客户、资本融资、技术和设备、人才和商业机会等各方面的竞争，可能会对公司的业务、财务状况和经营业绩产生一定的负面影响。
　　经营风险
　　(1)HSSE风险
　　由于地理区域、作业的多样性和技术复杂性，公司日常作业各方面均存在潜在的健康、安全、安保和环境(HSSE)风险。如发生重大HSSE事件，可能会导致人员受伤、死亡、环境损害、业务活动中断，公司声誉也将会受到重大影响，投标权受到影响，甚至最终失去部分区块的经营权。
　　此外，公司的油气运输包括海上运输、陆地运输和管道运输，因此可能面临倾覆、碰撞、海盗、恶劣天气导致的损毁或损失、爆炸以及油气泄漏等危险。该等危险可能导致严重的人员受伤、死亡、财产和设备的重大损毁、环境污染、营运亏损、遭受经济损失或声誉受损的风险。公司可能无法就所有该等风险全部安排保险，且未投保的损失和该等危险产生的责任可能对公司的业务、财务状况和经营结果造成重大不利影响。
　　(2)油气价格前瞻性判断与实际出现偏离的风险
　　公司会定期回顾石油和天然气价格的预测，尽管公司认为目前对油气长期价格区间的前瞻性预测相对谨慎，但若未来出现较大偏离，则可能对公司造成不利影响。
　　(3)无法实现并购与剥离行为带来预期收益的风险
　　公司部分油气资产通过并购获取，在并购实践中多种原因会导致资产并购可能不会成功。资产剥离项目中，公司可能会因为过去的行为，或未能采取行动或履行义务而产生的后果承担责任，如果买方不履行其承诺，公司也可能承担责任。上述风险也可能会导致公司的成本增加，经营目标无法实现。
　　(4)对联合经营中的投资以及与合作伙伴共同经营控制有限的风险公司对联合经营的运营或未来发展的影响和控制的有限性可能对公司资本投资回报
　　率目标的实现产生不利影响并导致未来产生无法预期的成本。
　　(5)客户集中度较高的风险
　　本报告期内，公司主要客户销售占比较高。如果公司任何主要客户大幅减少向公司采购原油或天然气，且公司未能及时寻找替代客户，将对公司的业绩造成不利影响。
　　(6)供应商集中度较高的风险
　　本报告期内，向公司主要供应商进行的采购占比较高。公司主要的采购为服务类采购。公司与主要供应商保持了良好的合作关系，并积极开发新供应商以保障供给的充分性并促进竞争。但若因偶发因素导致主要供应商无法继续向公司提供服务，且公司未能找到合适的替代供应商，公司经营活动可能受到干扰，进而对业绩造成不利影响。
　　(7)未开发储量不能实现的风险
　　公司在开发储量时面临不同的风险，若公司未能及时和有效地去开发这些储量，可能会对公司业绩产生不利影响。储量评估的可靠程度取决于一系列的因素，该等因素、假设和参与储量估计的参数公司无法完全实现控制，并且随着时间推移可能与实际情况有所偏差，可能会导致公司最初的储量数据出现波动。
　　(8)技术研发和部署风险
　　技术和创新是公司在竞争环境和勘探开发挑战下提升公司竞争力必不可少的举措。
　　公司努力依托技术和创新实现公司战略，提升公司的竞争力和运营能力。若公司核心技术储备不足，可能会对公司的储量和产量目标、成本管控目标产生负面影响。
　　(9)网络安全和IT基础设施遭破坏风险
　　对于公司网络的恶意攻击、在网络安全或IT系统管理上的疏忽以及其他原因，可能使公司的IT基础设施遭到破坏或失效、导致业务中断、数据或敏感信息丢失或不当使用、人员受伤、环境危害或资产损毁、法律或法规的违反以及潜在的法律责任。
　　这些行为可能会导致成本增加或公司声誉的损害。
　　(10)在加拿大的业务和作业面临的风险
　　当前加拿大运输与出口的基础设施有限，若没有建设新的运输与出口的基础设施，可能会影响到公司石油和天然气完整产能的实现。
　　此外，加拿大原住民申明其对加拿大西部大部分地区拥有原住民所有权，包括对某些矿产资源的所有权。因此，在今后的项目（包括进行矿物开采所必须的表层作业）开始之前，与原住民进行磋商是谨慎的做法。若不能成功与相关原住民协商，可能会导致未来开发活动时间上的不确定性或延期。
　　财务风险
　　(1)汇率风险
　　公司的大部分油气销售收入为人民币和美元，公司可能存在汇率风险。公司境外资本支出存在资金缺口时，需要通过境内人民币兑换为美元汇至境外支付，人民币对美元的汇率波动给公司带来一定汇率风险。
　　(2)外汇管制风险
　　经营所在国关于股利分配的某些法律限制可能对公司的现金流产生不利影响。
　　(3)关联交易相关风险
　　公司经常会与中国海油集团及其关联公司进行关联交易。其中一些关联交易需要得到上市地监管机构的审查及公司独立股东的审批。如果这些交易不被批准，公司可能无法按照计划进行交易。
　　管理风险
　　(1)实际控制人对公司产生影响的风险
　　中国海油集团直接及间接拥有或控制公司的股份。因此，中国海油集团可以对选举公司董事会成员、公司股息支付等决策产生影响。在中国现行法律下，中国海油集团拥有对外合作开采海洋石油资源的专营权。虽然中国海油集团承诺将其在任何新签石油合同下的所有权利和义务（国家公司的管理职能除外）转让给公司（除某些例外情况外），但是如果中国海油集团采取一些倾向于其自身利益的行动时，公司的战略、经营业绩和财务状况可能受到不利影响。
　　法律风险
　　(1)违反反腐败、反舞弊、反洗钱和公司治理等法律制度风险
　　公司作业所在国或区域反腐败、反舞弊、反洗钱和公司治理等方面监管法规不断变化与完善。如公司包括董事、高级管理人员及员工未遵循相关法律法规，可能导致公司被起诉或被处罚、损害公司的声誉及形象，以及公司取得新资源及／或进入资本市场的能力，甚至会使得公司承担民事或刑事责任。
　　(2)违反数据安全相关法律法规的风险
　　作为一家在多个国家和地区有业务运营的公司，由于在业务过程中接触和处理保密的、个人的或敏感的数据，公司在许多司法管辖区受到数据隐私和安全法律的约束，因此，可能需要大量开支以遵守世界各地不同的数据隐私法规。
　　美国制裁风险不同级别的美国联邦、州或地方政府对某些国家或地区及其居民或被指定的政府、个人和实体施加不同程度的经济制裁。无法预测未来是否会因为美国制裁政策的变化导致公司或其关联公司开展的业务、开展业务的国家／地区或者合作伙伴受到美国制裁政策的影响。如果出现上述情况，则公司可能无法继续开展相关业务，或者无法在受影响的国家或地区或与受影响的合作伙伴继续开展业务，影响投资者对公司的认知与对公司的投资，损害公司获得新业务的机会或能力。
　　整体风险应对措施：公司持续完善风险管理和内控管理体系，对各项重大风险统筹应对，形成“事前防范、事中控制、事后评价”的全过程风险管理机制。

　　三、核心竞争力分析
　　油气资源规模大，产量增长能力行业领先公司拥有丰厚的资源基础，保持稳健的产量增长势头。连续多年储量替代率保持在130%以上，储量寿命稳定在10年以上，为增储上产奠定资源基础。公司持续加大开发生产力度，油气产量连续5年保持较快增长，增速位居同业公司前列。
　　主导中国海域勘探开发，区域发展优势明显中国海域油气整体探明程度较低，未来油气储量产量增长潜力巨大。公司是中国最大的海上原油和天然气生产商，具备丰富的油气勘探开发经验，在中国海域拥有较高的勘探成功率。目前，公司在产油气田超过120个，已在中国海域建成完善的海上生产设施和海底管网系统，将有力支撑未来区域化勘探开发。
　　掌握海上油气勘探开发成套技术体系公司已建立起完整的海上油气勘探开发生产技术体系，突破了1,500米超深水油气田开发工程模式关键技术体系，并在中深层勘探、在生产油气田提高采收率、水下生产系统、稠油规模化热采有效开发等关键技术领域取得积极进展，为海上油气业务长远发展提供技术保障。
　　成本管控良好，财务表现稳健公司拥有完善的成本管控体系，具备行业领先的成本竞争优势和桶油盈利能力。多年来，我们保持良好的现金流创造能力，财务状况持续处于行业较高水平。公司财务状况稳健，资产负债率较低，具备较强的融资能力。
　　具备多元化资产结构公司在全球范围内布局油气资产，具备多元化的资产结构。在圭亚那Stabroek和巴西Buzios等多个世界级油气项目持有权益，资产遍及世界二十多个国家和地区，充分彰显公司的全球化经营管理能力。
　　稳健推进绿色低碳发展公司秉持绿色低碳发展理念，充分依托海洋资源开发的能力优势，积极布局新能源业务，加快发展海上风电。以岸电项目和智能油田建设为着力点，推动绿色低碳管控体系建设。大力推动CCS/CCUS研究，着力打造“减碳降碳”产业链。 收起▲

　　一、经营情况回顾
　　需提醒投资者关注的关于公司报告期经营情况的其他重要信息2023年第一季度，中国经济复苏动能逐渐增强，国内生产总值（GDP）同比增长4.5%。国际油价震荡走低，布伦特原油期货均价为82.16美元/桶，同比下降16.1%。本公司持续加大勘探开发力度，增储上产、提质增效取得积极成效，油气净产量实现稳步增长，成本竞争优势进一步巩固。
　　2023年第一季度，本公司实现总净产量163.9百万桶油当量，同比上升8.6%。其中，中国净产量115.3百万桶油当量，同比上升5.5%，主要由于新项目投产带来的产量贡献；海外净产量48.6百万桶油当量，同比上升16.6%，主要由于圭亚那和巴西产量增加。
　　2023年第一季度，本公司共获得2个新发现，并成功评价6个含油气构造。计划年内投产的新项目推进顺利。
　　2023年第一季度，本公司未经审计的油气销售收入达约人民币742.0亿元，同比下降9.9%，主要由于实现价格下降及油气销量上升的综合影响。实现归属于母公司股东的净利润人民币321.1亿元，同比下降6.4%。公司桶油主要成本为28.22美元，同比下降7.7%。本季度内，本公司的平均实现油价为74.17美元／桶，同比下降23.9%；平均实现气价为8.33美元／千立方英尺，同比基本持平。
　　2023年第一季度，本公司资本支出约人民币247.4亿元，同比上升46.1%，主要由于探井和在建项目工作量同比有所增加。期内，本公司健康安全环保表现平稳。
　　第一季度净产量概要（未经审计）包括本公司享有的按权益法核算的被投资实体的权益，其中，2023年一季度约5.2百万桶油当量，2022年一季度约4.9百万桶油当量。 收起▲

　　一、管理层讨论与分析
发展战略
　　中国海油是全球最大的独立油气勘探及生产集团之一，其主要业务是勘探、开发、生产及销售原油和天然气。公司的发展战略主要包括以下三部分的内容。
　　致力于储量和产量的增长作为一家从事勘探、开发、生产及销售原油和天然气的上游公司，公司致力于储量和产量的持续增长，将其视为公司发展的基石。公司坚持以效益为中心，通过勘探开发生产作业及价值驱动的并购来扩大储量和产量。勘探方面，公司将秉持油气并举，稳油增气的策略，深化渤海，加快南海，持续加强风险勘探，发展非常规，并积极践行海外价值勘探。开发生产方面，公司将以追求有效益的产量增长为目标，积极推进重点项目建设和在产油气田的稳产增产。
　　拓展天然气业务公司践行低碳发展理念，积极拓展天然气业务。公司扎实推进海上天然气勘探开发的同时，加大陆上非常规气勘探开发力度。公司将以南海首个自营深水大型整装天然气田“深海一号”为依托，建设南海万亿方大气区；以渤中19-6大型凝析气田为中心，建设渤海大气区；以中联公司为平台，大力发展陆上非常规天然气业务。到二零二五年，天然气总产量在公司油气总产量中的占比将持续提升。
　　保持审慎的财务政策公司坚持审慎的财务政策。得益于多年增储上产与提质增效，公司盈利能力显著增强。
　　二零二二年，公司继续保持成本竞争优势，桶油主要成本为30.39美元。公司注重现金流管理，财务状况良好。二零二二年，公司自由现金流达人民币1,108亿元，年底资本负债率为18.3%。公司已将成本控制作为绩效考核评价体系内的关键指标之一。未来，公司将继续控制成本，进一步巩固有竞争力的成本结构。
　　核心竞争力油气资源规模大，产量增长能力行业领先公司拥有丰厚的资源基础。截至二零二二年末，净证实储量约62.4亿桶油当量。二零二二年，储量替代率达182%，近6年储量寿命持续维持在10年以上，储量基础进一步夯实。年内，公司净产量达624百万桶油当量，同比增长8.9%，产量增速位居同业公司前列。
　　主导中国海域勘探开发，区域发展优势明显中国海洋油气整体探明程度较低，未来油气储量产量增长潜力巨大。公司是中国海域最主要的石油和天然气生产商，具备丰富的油气勘探开发经验，已成为中国海域盆地专家。目前，公司在中国海域拥有较高的勘探成功率，在产油气田超过120个。公司已在中国海域建成完善的海上生产设施和海底管网系统，将有力支撑未来区域化勘探开发。
　　掌握海上油气勘探开发成套技术体系公司已建立起完整的海上油气勘探开发生产技术体系，突破了1,500米超深水油气田开发工程模式关键技术体系，并在中深层勘探、强化水驱等增产措施、稠油规模化热采有效开发、在生产油气田提高采收率、水下生产系统等关键技术领域取得积极进展，有力支持海上油气业务长远发展。
　　成本管控良好，财务表现稳健公司成本管控体系完善，具备行业领先的桶油盈利能力。多年来，我们保持了良好的现金流创造能力，财务状况持续处于行业较高水平。公司财务状况稳健，资产负债率较低，具备较强的融资能力。
　　具备多元化资产结构公司在全球范围内布局油气资产，具备多元化的资产结构以及全球化经营管理能力，在圭亚那Stabroek和巴西Buzios等多个世界级油气项目持有权益，资产遍及世界二十多个国家和地区。
　　稳健推进绿色低碳发展公司秉持绿色低碳发展理念，充分依托海洋资源开发的能力优势，积极布局新能源领域的业务。以岸电项目和智能油田建设为着力点，推动绿色低碳管控体系建设。同时加快发展海上风电，大力推动CCS/CCUS研究，择优发展陆上光伏发电。
　　二、风险因素
　　尽管公司建立了风险管理体系来识别、分析、评价和应对风险，但我们的业务活动仍可能面临以下风险，这些风险可能会给公司战略、运营、合规和财务状况带来实质性影响。公司特别提醒您仔细考虑如下风险。
　　一、宏观经济及政策风险
　　（一）宏观经济风险
　　公司所处行业与宏观经济密切相关。全球经济低增长态势或将延续，全球贸易增长速度、经济增速进一步放缓，世界经济复苏乏力。地缘政治、贸易摩擦等因素叠加对全球物资、人员和资本流动造成负面影响，通胀压力持续，全球供应链面临前所未有的挑战。宏观经济变化会影响石油及天然气的供给和下游需求，从而使得公司业绩受到不利影响。
　　（二）国际政治经济因素变动风险
　　国际政治经济形势复杂多变，俄乌冲突加快世界格局深刻演变，引发国际能源市场剧烈震荡。若公司经营所在国出现政治或经济不稳定的情形，与之相关的国际行动、动乱和罢工、政局不稳、战争和恐怖主义行为等，可能会对公司的财务状况和经营结果产生负面影响。政权更替、社会动荡、其他政治经济或外交的变动或政策、法律、财税体制的变化并非公司所能控制，该等变化以及因不同国家间的关系恶化而导致的贸易及经济制裁可能会对公司的经营、现有资产或未来投资产生重大不利影响。
　　公司在俄罗斯拥有10%权益的Arctic LNG 2项目因军事冲突引发的制裁受到一定程度的不利影响。除此之外，截至本报告日，公司在海外其他项目均未受俄乌军事冲突影响，生产经营情况正常。
　　（三）行业政策变动风险
　　中国正在进行的油气体制改革可能会对公司在中国的业务产生一定影响，例如，中国外资准入政策目前已不再限制外资仅可通过合资合作形式参与中国境内的油气勘探、开发业务；2019年12月31日，自然资源部发布了《自然资源部关于推进矿产资源管理改革若干事项的意见（试行）》，就开放油气勘查开采市场等矿产资源管理改革事项提出意见。未来，公司可能面临各类同行业竞争者对获取和持有油气区块的探矿权带来的竞争和挑战。
　　（四）气候变化及环保政策风险
　　随着《巴黎协定》的生效和公众对气候变化问题日益重视，各国碳排放政策逐步出台，中国也提出了“碳达峰、碳中和”的时间目标。各国“碳达峰、碳中和”目标的提出，将大大加速能源转型的进程，对油气产业提出了挑战。公司预计二氧化碳的排放量将随着公司产量增长而增加，若缺乏成熟可靠的二氧化碳减排技术，油气田化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放量将会持续上升。公司预期未来可能受到相关机构、组织在此领域的监管。如果公司无法找到经济可行且公众可接受的解决方案来减少存量和增量项目中二氧化碳的排放量，可能会导致公司增加额外的成本，亦会影响公司声誉。
　　目前已有国家通过设定减排标准、严格执行可再生能源占比计划、征收高额碳税、出台严格的监管法规等相关措施，推动全球向低碳清洁能源过渡。绿色低碳转型可能会导致能源供应市场竞争加剧，从而导致公司运营成本提高。
　　公司的海上作业平台和勘探开发活动会产生废水和固体废弃物，若管控不当，可能会发生排放不达标或处置过程不合规的情况，使公司的声誉和作业受到损害，增加成本投入，甚至导致公司面临诉讼和处罚。
　　二、市场风险
　　（一）原油及天然气价格波动产生的风险
　　原油及天然气价格的波动主要反映其供需变化，包括市场的不确定性和公司无法控制的其他因素，如宏观经济状况、OPEC及主要石油输出国的石油政策，与主要产油国相关的地缘政治、经济状况和行动、其他能源的价格和可获取性、自然灾害、天气条件和全球性重大突发公共卫生事件等。
　　油气价格波动可能会对公司的业务、现金流和收益产生实质性影响。油气价格具有不确定性。如果油气价格呈下行态势，且持续较长时间，可能对公司的业务、收入和利润产生不利影响，同时可能导致公司核销成本较高的储量和其他资产，减少公司可以经济地生产石油和天然气的产量。若油气价格长期低迷，则可能会影响公司对项目的投资决策。
　　（二）市场竞争日益加剧风险
　　新一轮科技革命和产业变革对能源产业发展产生深远影响。在中国及其他各经营所在国，公司都面临着与国家石油公司、大型一体化油气公司和独立油气公司在油气资源获取、替代能源、客户、资本融资、技术和设备、人才和商业机会等各方面的竞争。竞争可能会导致这些资源的短缺，从而可能会导致成本上升或收入的下降，对公司的业务、财务状况和经营业绩产生一定的负面影响。
　　同时，能源领域的环保监管日趋严格，全球积极推动向低碳清洁能源过渡和转型，新能源产业将得到快速发展。绿色低碳转型可能会导致替代能源的需求增加，进而导致能源供应市场竞争加剧，可能会对公司的经营和业绩产生不利影响。
　　三、经营风险
　　（一）HSSE风险
　　由于地理区域、作业的多样性和技术复杂性，公司日常作业各方面均存在潜在的健康、安全、安保和环境(HSSE)风险。公司的部分业务位于环境敏感地区或政治动荡区，部分业务在远离陆地的海上环境开展作业，尤其是进入墨西哥湾等新的深水领域。公司的作业使公司自身和公司经营所在的社区面临一些风险，包括可能发生的重大安全事故，以及自然灾害、社会动荡、人员的健康和安全失误、不可预见的外力破坏等所带来的结果，比如台风、海冰等可能破坏平台结构、海底管线因遭受外力破坏可能引发泄漏等。如发生重大HSSE事件，可能会导致人员受伤、死亡、环境损害、业务活动中断，公司声誉也将会受到重大影响，投标权受到影响，甚至最终失去部分区块的经营权。同时，不同作业所在国对HSSE的监管制度有可能会随着时间的推移更加严格。
　　公司未来可能会因为违反HSSE相关法律法规而产生重大费用，如罚金、罚款、清理费和第三方索赔等。
　　此外，公司的油气运输包括海上运输、陆地运输和管道运输，因此可能面临倾覆、碰撞、海盗、恶劣天气导致的损毁或损失、爆炸以及油气泄漏等危险。
　　该等危险可能导致严重的人员受伤、死亡、财产和设备的重大损毁、环境污染、营运亏损、遭受经济损失或声誉受损的风险。公司可能无法就所有该等风险全部安排保险，且未投保的损失和该等危险产生的责任可能对公司的业务、财务状况和经营结果造成重大不利影响。
　　（二）油气价格前瞻性判断与实际出现偏离的风险
　　公司为油气勘探开发企业，因此在评估油气项目或相关商业机会时，需要对油气价格进行前瞻性判断，而项目经济性回报通常在某种程度上取决于公司对于价格预测的稳健性和准确性。公司会定期回顾石油和天然气价格的预测，尽管公司认为目前对油气长期价格区间的前瞻性预测相对谨慎，但若未来出现较大偏离，则可能对公司造成重大不利影响。
　　（三）无法实现并购与剥离行为带来预期收益的风险
　　公司部分油气资产通过并购获取，在并购实践中可能出现多种原因会导致资产并购可能不会成功，例如整合和协同效应的困难、结果与关键假设的不同、东道国政府与公司预期不同的响应或反应、被低估的债务和费用。任何这些原因都会降低公司实现预期收益的能力。公司可能无法以可接受的价格成功地剥离非核心资产，导致公司的现金压力增加。资产剥离项目中，公司可能会因为过去的行为，或未能采取行动或履行义务而产生的后果承担责任，如果买方不履行其承诺，公司也可能承担责任。上述风险也可能会导致公司的成本增加，经营目标无法实现。
　　（四）对联合经营中的投资以及与合作伙伴共同经营控制有限的风险
　　由于油气行业的特殊性，公司的一部分运营是通过与合作伙伴合作或联合经营的形式实现的，公司对其经营或未来发展的影响和控制能力可能有限。公司对该等联合经营的运营或未来发展的影响和控制的有限性可能对公司资本投资回报率目标的实现产生重大不利影响并导致未来产生无法预期的成本。
　　（五）客户集中度较高的风险
　　报告期内，公司主要客户销售占比较高。如果公司任何的主要客户大幅减少向公司采购的原油或天然气，且公司未能及时寻找替代客户，将对公司的业绩造成不利影响。
　　（六）供应商集中度较高的风险
　　报告期内，公司向主要供应商进行的采购占比较高。公司为石油天然气的勘探、开发与生产商，主要从事勘探、开发活动，主要的采购为服务类采购。
　　公司与主要供应商保持了良好的合作关系，并积极开发新供应商以保障供给的充分性并促进竞争。但若因偶发因素导致主要供应商无法继续向公司提供服务，且公司未能找到合适的替代供应商，公司的经营活动可能受到干扰，进而对公司业绩造成不利影响。
　　（七）未开发储量不能实现的风险
　　截至2022年末，公司的证实未开发储量占公司总储量比例约49.9%，公司在开发储量时面临不同的风险，主要包括建设风险、作业风险、地球物理风险、地质风险和监管风险。若公司未能及时和有效地去开发这些储量，可能会对公司业绩产生不利影响。储量评估的可靠程度取决于一系列的因素，包括技术和经济数据的质量和数量、公司所生产的石油和天然气的市场价格、油藏的生产动态、广泛的工程的判断、工程师的综合判断以及经营或资产所在国的财税体制。该等因素、假设和参与储量估计的参数公司无法完全实现控制，并且随着时间推移可能与实际情况有所偏差，可能会导致公司最初的储量数据出现波动。
　　（八）技术研发和部署风险
　　技术和创新是公司在竞争环境和勘探开发挑战下提升公司竞争力必不可少的。
　　比如，在稠油、油砂、页岩油气和煤层气等非常规油气资源的开发，深水开发和生产，海上油田提高采收率等方面，公司努力依托技术和创新实现公司战略，提升公司的竞争力和运营能力。若公司核心技术储备不足，可能会对公司的储量和产量目标、成本管控目标产生负面影响。
　　（九）网络安全和IT基础设施遭破坏风险
　　对于公司网络的恶意攻击、在网络安全或IT系统管理上的疏忽以及其他原因，可能使公司的IT基础设施遭到破坏或失效、导致业务中断、数据或敏感信息丢失或不当使用、人员受伤、环境危害或资产损毁、法律或法规的违反以及潜在的法律责任。这些行为可能会导致重大成本增加或公司声誉的损害。
　　（十）在加拿大的业务和作业面临的风险
　　当前加拿大运输与出口的基础设施有限，若没有建设新的运输与出口的基础设施，可能会影响到公司石油和天然气完整产能的实现。此外，公司出售到北美市场的产品可能要以比出售到其他（国际）市场更低的价格出售，这可能对公司的财务业绩造成重大不利影响。
　　此外，加拿大原住民申明其对加拿大西部大部分地区拥有原住民所有权，包括对某些矿产资源的所有权。因此，在今后的项目（包括进行矿物开采所必须的表层作业）开始之前，与原住民进行磋商是谨慎的做法。若不能成功与相关原住民协商，可能会导致未来开发活动时间上的不确定性或延期。
　　四、财务风险
　　（一）汇率风险
　　公司的大部分油气销售收入为人民币和美元。人民币对美元的升值可能产生双重效应。美元对人民币的贬值使公司的油气收入降低，但同时使公司的设备及原材料进口成本降低，在收入与成本规模不一致的情况下，公司可能存在汇率风险。如公司境外资本支出存在资金缺口，需要通过境内人民币兑换为美元汇至境外支付，人民币对美元的汇率波动给公司带来一定汇率风险。
　　（二）外汇管制风险经营所在国关于股利分配的某些法律限制可能对公司的现金流产生重大不利影
　　响。比如，在外汇管制国家和地区设立的子公司向境外汇款必须满足当地法律法规的监管要求，且随时面临政策变动风险，可能导致公司无法及时收回子公司的现金收益。
　　（三）关联交易相关风险
　　公司经常会与中国海油集团及其联系人进行关联交易。其中一些关联交易需要得到上市地监管机构的审查及公司独立股东的审批。如果这些交易不被批准，公司可能无法按照计划进行交易。
　　五、管理风险
　　（一）实际控制人对公司产生影响的风险
　　截至2022年末，中国海油集团直接及间接拥有或控制公司约61.97%的已发行股份（占港股和A股总股数的比例）。因此，中国海油集团可以对选举公司董事会成员、公司股息支付等决策产生影响。在中国现行法律下，中国海油集团拥有对外合作开采海洋油气资源的专营权。虽然中国海油集团承诺将其在任何新签石油合同下的所有权利和义务（国家公司的管理职能除外）转让给公司（除某些例外情况外），但是如果中国海油集团采取一些倾向于其自身利益的行动时，公司的战略、经营业绩和财务状况可能受到不利影响。
　　六、法律风险
　　（一）违反反腐败、反舞弊、反洗钱和公司治理等法律制度风险
　　公司作业所在国或区域反腐败、反舞弊、反洗钱和公司治理等方面监管法规不断变化与完善，特别是美国、英国、欧盟、加拿大、澳大利亚、圭亚那及中国的相关法律法规。如公司包括董事、高级管理人员及员工未遵循相关法律法规，可能导致公司被起诉或被处罚、损害公司的声誉及形象，以及公司取得新资源及／或进入资本市场的能力，甚至会使得公司承担民事或刑事责任。
　　（二）违反数据安全相关法律法规的风险
　　隐私和数据保护相关法律法规日趋严格。公司经营业务或访问数据的一些国家和司法管辖区实施数据安全、数据隐私或数据保护的法律法规，例如《中华人民共和国个人信息保护法》、《欧盟一般数据保护条例》(GDPR)和《个人资料（私隐）条例》（香港法例第486章）。作为一家在多个国家和地区有业务运营的公司，由于在业务过程中接触和处理保密的、个人的或敏感的数据，公司在许多司法管辖区受到数据隐私和安全法律的约束，因此，可能需要大量开支以遵守世界各地不同的数据隐私法规。此外，未能遵守当前和未来的法律法规可能导致政府执法行动（包括高额罚金）、公司及管理人员和董事的刑事和民事责任、私人诉讼和／或对公司业务产生负面影响的不利舆论。
　　七、美国制裁风险
　　不同级别的美国联邦、州或地方政府对某些国家或地区及其居民或被指定的政府、个人和实体施加不同程度的经济制裁。无法预测未来是否会因为美国制裁政策的变化导致公司或其关联公司开展的业务、开展业务的国家／地区或者合作伙伴受到美国制裁政策的影响。如果出现上述情况，则公司可能无法继续开展相关业务，或者无法在受影响的国家或地区或与受影响的合作伙伴继续开展业务，影响投资者对公司的认知与对公司的投资，损害公司获得新业务的机会或能力。
　　整体风险应对措施：公司努力构建与国际一流能源公司相匹配的风险管理体系。对重大风险统筹管理，分级分类应对，努力实现及时识别、防范、处置和报告。对重要业务领域进行风险监测预警，动态研判和处置。形成“事前防范、事中控制、事后评价”的全过程风险管理机制。
　　持续健全以风险管理为导向的内控制度体系。聚焦公司治理体系和治理能力现代化，加强合规体系建设，确保各项风险有效应对。
　　三、核心竞争力
　　油气资源规模大，产量增长能力行业领先公司拥有丰厚的资源基础。截至二零二二年末，净证实储量约62.4亿桶油当量。二零二二年，储量替代率达182%，近6年储量寿命持续维持在10年以上，储量基础进一步夯实。年内，公司净产量达624百万桶油当量，同比增长8.9%，产量增速位居同业公司前列。
　　主导中国海域勘探开发，区域发展优势明显中国海洋油气整体探明程度较低，未来油气储量产量增长潜力巨大。公司是中国海域最主要的石油和天然气生产商，具备丰富的油气勘探开发经验，已成为中国海域盆地专家。目前，公司在中国海域拥有较高的勘探成功率，在产油气田超过120个。公司已在中国海域建成完善的海上生产设施和海底管网系统，将有力支撑未来区域化勘探开发。
　　掌握海上油气勘探开发成套技术体系公司已建立起完整的海上油气勘探开发生产技术体系，突破了1,500米超深水油气田开发工程模式关键技术体系，并在中深层勘探、强化水驱等增产措施、稠油规模化热采有效开发、在生产油气田提高采收率、水下生产系统等关键技术领域取得积极进展，有力支持海上油气业务长远发展。
　　成本管控良好，财务表现稳健公司成本管控体系完善，具备行业领先的桶油盈利能力。多年来，我们保持了良好的现金流创造能力，财务状况持续处于行业较高水平。公司财务状况稳健，资产负债率较低，具备较强的融资能力。
　　具备多元化资产结构公司在全球范围内布局油气资产，具备多元化的资产结构以及全球化经营管理能力，在圭亚那Stabroek和巴西Buzios等多个世界级油气项目持有权益，资产遍及世界二十多个国家和地区。
　　稳健推进绿色低碳发展公司秉持绿色低碳发展理念，充分依托海洋资源开发的能力优势，积极布局新能源领域的业务。以岸电项目和智能油田建设为着力点，推动绿色低碳管控体系建设。同时加快发展海上风电，大力推动CCS/CCUS研究，择优发展陆上光伏发电。
　　四、展望
　　展望二零二三年，受多重因素影响，全球经济增长动能持续转弱，多国通货膨胀高企，金融危机风险加剧。中国经济发展长期向好，将为世界经济发展注入强劲动能，并对能源需求增长提供有力支撑。
　　在全球能源需求结构中，油气仍将在较长时间内占据主要地位。世界油气需求有望保持增长，尤其是中国油气需求为公司发展提供了广阔空间。同时，中国海洋油气、风能等资源丰富，海洋能源开发潜力巨大。
　　二零二三年，我们将顺应发展大势，发挥自身优势，坚持油气增储上产，推动科技自主创新，推进能源绿色转型，实施提质增效升级行动，不断提升价值创造能力，为股东带来更大回报。全年预计资本支出为1,000-1,100亿元人民币，产量目标为650-660百万桶油当量。年内计划投产9个新项目，储量替代率将不低于130%。同时，公司将保持良好的健康安全环保水平。 收起▲

　　一、经营情况回顾
　　2022年前三季度，国际金融市场波动明显，全球经济衰退风险加大。中国经济稳增长政策持续发力，经济延续恢复态势。受经济衰退预期、地缘政治风险等因素影响，前三季度国际油价宽幅震荡，布伦特均价为102.5美元/桶。公司抓住油价上涨有利时机，持续加大勘探开发力度，增储上产、提质增效取得积极成效，成本竞争优势进一步巩固，盈利水平大幅提升。
　　2022年第三季度，公司实现总净产量156.8百万桶油当量，同比上升8.8%。其中，中国净产量达106.9百万桶油当量，同比上升6.8%，主要得益于深海一号气田、流花21-2、陆丰14-4/14-
　　8、渤中19-4以及陆上非常规产量的贡献；海外净产量49.9百万桶油当量，同比上升13.5%，主
　　要得益于圭亚那Liza油田二期投产和巴西Buzios项目的产量贡献。
　　2022年第三季度，公司共获得5个新发现并成功评价4个含油气构造。其中，中国海域流花28-2西的发现，将高效带动流花28-2构造带中小型气田群的开发；崖城13-10的成功获得为崖城13-1气田储量接替打下基础，将保障粤港澳大湾区清洁能源供应。在海外，圭亚那Stabroek区块获得两个新发现，即Seabob和Kiru Kiru。该区块年内共获得7个新发现，目前区块可采资源量超110亿桶油当量。近期，宝岛21-1气田新增探明储量通过国家评审备案，天然气超500亿方，凝析油超300万方。宝岛21-1含气构造是南海首个深水深层大型天然气田，将为南海万亿大气区建设奠定坚实基础。
　　开发生产方面，2022年第三季度，东方1-1气田东南区及乐东22-1气田南块开发项目、垦利6-1油田10-1北区块开发项目和印度尼西亚3M项目已成功投产。
　　2022年前三季度，公司共获得14个新发现，并成功评价20个含油气构造。前三季度净产量达461.5百万桶油当量，同比上升9.3%，创历史同期新高。前三季度，共有6个项目成功投产，其他新项目均在稳步推进中。
　　2022年前三季度，公司实现未经审计的油气销售收入约人民币2,658.9亿元，同比上升67.6%，主要原因是国际油价上升和销量增加。归属于母公司股东的净利润达人民币1,087.7亿元，同比上升105.9%。前三季度，公司的平均实现油价为101.40美元／桶，同比上升55.8%，与国际油价走势基本一致；平均实现气价为8.14美元／千立方英尺，同比上升20.2%，主要原因是市场供求影响带来的价格上涨。公司桶油主要成本管控良好，前三季度桶油主要成本为30.29美元。
　　2022年前三季度，公司资本支出达到约人民币686.9亿元，同比增加20.6%，主要原因是工作量同比有所增加。
　　在获得良好经营成果和财务表现的同时，公司科技创新取得实效：首套自主研发的深水水下生产系统正式投用，对南海深水油气田有效开发具有重要意义；首套自主研发的浅水水下生产系统完成安装，实现了技术突破；恩平油田使用台风模式远程操控生产，实现极端天气下稳定运行近300小时，减少产量损失超20万桶。同时，公司绿色发展稳步推进，渤中-垦利油田群岸电工程项目导管架完成海上安装，甘南“牧光互补”项目开工建设，新能源板块粤、闽区域公司注册成立。 收起▲

　　一、经营情况的讨论与分析
　　本报告期内，全球经济在疫情反复中震荡，加之俄乌冲突的影响，全球经济增速明显回落，能源价格持续高位波动。面对复杂多变的外部环境，公司抓住国际油价处于相对高位的有利时机，大力推动增储上产，扎实推进重大工程建设，坚定实施科技创新，积极推动绿色低碳发展，坚持提质降本增效，生产经营业绩创历史同期最好水平。
　　2022年上半年，公司实现油气销售收入人民币1,766.8亿元，同比上升75.6%；归母净利润人民币718.9亿元，同比上升115.7%；油气净产量达304.8百万桶油当量，同比上升9.6%。
　　勘探上半年公司坚持价值勘探，共获得9个新发现，成功评价16个含油气构造，为公司可持续发展巩固资源基础。在中国，公司积极寻找大中型油气田，加大甩开勘探力度，努力突破新领域，持续推进勘探开发一体化；在海外，聚焦圭亚那等勘探核心区开展高效勘探评价，实现权益经济可采储量高速增长。
　　中国海域获4个新发现，分别为渤中26-6、渤中19-2、锦州14-6和文昌19-3。其中，渤中26-6含油气构造和渤中19-2含油气构造均已确认为大中型商业发现，分别展现了渤南太古界潜山良好勘探前景和渤中凹陷大面积连片岩性圈闭巨大勘探潜力。
　　此外，非常规勘探喜获新进展，公司海上首口页岩油涠页－1井钻探及压裂测试成功完成，陆上深煤层气井压裂施工顺利完成。
　　在海外，圭亚那Stabroek区块获得5个新发现，分别为Fangtooth、Lau Lau、Patwa、Barreleye和Lukanani。目前该区块可采资源量约110亿桶油当量，并有望进一步提升。
　　上半年完成勘探井152口（其中，海外7口，陆上非常规31口）；采集三维地震资料10,167平方公里。
　　工程建设与开发生产上半年，公司大力优化生产组织，加快产能建设步伐，计划年内投产的13个新项目中，涠洲12-8油田东区开发项目、圭亚那Liza二期项目和巴西Mero一期项目已按期投产。重大项目建设稳步推进，取得积极进展。垦利6-1油田5-1、5-2、6-1区块开发项目导管架和平台全部建造完工，恩平15-1油田开发项目已完成导管架和平台安装，陆丰15-1油田开发项目完成中国首座300米级深水导管架海上安装；渤中19-6凝析气田一期顺利开工建设。
　　上半年，得益于在产油气田生产时率保持较高水平、自然递减率得到有效控制，以及新投产项目带来产量贡献，公司油气净产量再创历史同期新高，达304.8百万桶油当量，同比上升9.6%。
　　分区域来看，中国净产量为216.8百万桶油当量，同比上升12.5%，主要原因是深海一号、流花21-2及渤中19-4等项目投产，以及曹妃甸6-4及陆上非常规产量上升的贡献。海外净产量为88.0百万桶油当量，同比上升3.0%，主要原因是圭亚那Liza二期项目投产和巴西Buzios的产量贡献。
　　上半年，公司石油液体和天然气产量占比分别为79%和21%。石油产量同比增长8.0%，主要得益于新油田的投产；天然气产量同比上升16.0%，主要原因是“深海一号”大气田投产和陆上非常规天然气产量上升。
　　海外发展上半年，公司着力加强海外运营管控，提升海外资产效益。一方面，公司追求有效益的产量增长，积极增加优质项目措施工作量，加大作业者和合作伙伴协调力度，巴西Mero一期项目和圭亚那Liza二期项目成功投产。同时，强化生产运营管理，有效控制非计划关停，在产项目维持较高生产时率，实现产量提升。海外净产量为88.0百万桶油当量，同比上升3.0%，创历史同期新高。
　　另一方面，公司加强海外资产风险管控，提高海外项目盈利能力，海外净利润和自由现金流均创历史同期最好水平。
　　科技创新公司加快科技创新步伐，持续加大攻关力度，科技对生产的支撑能力持续增强。
　　自主研发的首套深水和首套浅水水下生产系统顺利完成海底安装，为海上油气田的开发提供新的解决方案；自主设计建造的亚洲第一超深水导管架“海基一号”成功安装，标志公司完全掌握了深水超大型导管架平台设计建造安装全套关键技术。公司在“低边稠”油田高效开发等关键技术攻关方面取得了积极进展，有力支持了世界首个海上大规模超稠油热采开发油田－旅大5-2北油田一期项目顺利投产。
　　公司深入推进数字化转型，智能油田建设成效显著。秦皇岛32-6油田建成“智能油田”标杆项目，开创了“智能、安全、高效”的新型海上油气开采运用模式。
　　绿色低碳公司加快推进绿色低碳体系建设，进一步扩大岸电工程应用范围，继续削减油气田开发全过程的能耗和碳排。上半年，公司首次在海上平台大规模使用绿电，预计年内消纳1.86亿千瓦时绿电。
　　公司积极探索海上“负碳”产业新模式，中国海上首个二氧化碳封存示范工程恩平油田群CCS/CCUS示范项目有序推进，二氧化碳封存模块建造完成。公司还在大亚湾联合启动了中国首个海上规模化CCS/CCUS集群研究项目。
　　公司主动顺应能源转型趋势，充分利用自身海洋优势，促进油气业务和新能源业务融合发展，加速发展海上风电，择优发展陆上风光。上半年，新能源分公司成立，统筹海陆风光发电等新能源业务。公司积极获取海陆风光资源，成功中标上海金山海上风电场一期项目，成功投运首个海上油田群光伏电站－涠洲光伏电站，开工建造首个水深超百米、离岸距离超百公里的“双百”深远海浮式风电国产化研制及示范应用项目－文昌浮式风电示范项目。
　　成本费用上半年，公司继续抓实成本管控工作，保持了成本竞争优势。在国际油价大幅上涨60.9%的环境下，桶油主要成本同比仅上涨4.6%，主要是由于油价上升带来所得税外的其他税项增加。
　　具体来看，折旧、折耗和摊销为人民币29,507百万元，比去年同期的人民币28,916百万元上涨2.0%，主要是产量和结构变化的影响。作业费用为人民币14,820百万元，比去年同期的人民币12,711百万元上涨了16.6%，主要是燃料价格上涨和部分油田维修和作业工作量增加。勘探费用为人民币7,405百万元，比去年同期的人民币5,025百万元上涨了47.4%，主要是公司加大风险勘探投资带来勘探投资和费用化率增加。除所得税外其他税项为人民币9,220百万元，比去年同期的人民币4,879百万元上涨了89.0%，主要是油价上升的影响。
　　资本支出上半年，公司资本支出完成情况良好，共完成资本支出人民币415.7亿元，较去年同期上涨15.4%。其中，勘探投资为人民币86.7亿元，同比增加5%，主要是由于物探地震采集工作量增加；开发投资为人民币218.7亿元，同比增加15%，主要是由于在建项目工作量高于去年同期；生产资本化投资为人民币104.2亿元，同比增加24%，主要是由于中国海上调整井工作量增加。
　　下半年工作计划下半年，公司将扎实推进勘探评价和产能建设，保持增储上产力度，为可持续发展打牢资源和产能基础。公司将高效组织生产，全力保障健康安全，确保全年生产经营目标顺利完成。公司将深入开展提质降本增效，继续保持成本竞争优势，不断提升价值创造能力。

　　二、报告期内核心竞争力分析
　　（一）油气资源规模大，产量增长能力行业领先
　　本公司是世界最大的独立油气勘探开发公司之一，拥有丰厚的资源基础。截至2021年末，本公司净证实储量约57.3亿桶油当量。近5年储量寿命持续维持在10年以上，储量替代率持续保持高位，产量增速位居同业公司前列。
　　（二）主导中国海域勘探开发，区域发展优势明显
　　本公司是中国海域最主要的石油和天然气生产商，主导中国海域勘探开发，具备丰富的中国海域油气勘探开发经验，熟悉区域内的地质构造并拥有成功的勘探开发记录，已建成了成熟的海上生产设施和海底管网系统，有力支撑未来区域化勘探开发。中国海域勘探程度较低，油气资源发现潜力巨大。
　　（三）掌握海上油气勘探开发成套技术体系
　　本公司已建立起500米水深以内完整的海上油气勘探开发生产技术体系，突破了1,500米超深水油气田开发工程模式关键技术体系，并在中深层勘探、强化水驱等增产措施、稠油规模化热采有效开发、在生产油气田提高采收率等关键技术领域取得积极进展，有力支持海上油气业务长远发展。
　　（四）成本管控良好，财务表现稳健
　　本公司成本管控体系完善，具备行业领先的桶油盈利能力。多年来，保持了良好的现金流创造能力，财务状况持续处于行业较高水平。本公司在国际资本市场获得较高信用评级，其中标准普尔评级为A+，穆迪评级为A1，展望稳定，前述评级与中国国家主权信用评级相同，为业务发展战略奠定良好资金基础。
　　（五）具备拥有多元化资产结构
　　本公司在全球范围内布局油气资产，具备多元化的资产结构以及全球化经营管理能力，在多个世界级油气项目持有权益，资产遍及世界二十多个国家和地区。
　　（六）秉持绿色低碳发展理念
　　本公司充分依托海洋资源开发的能力优势，积极布局新能源领域的业务。以岸电项目和智能油田建设为着力点，推动绿色低碳管控体系建设。同时大力推动CCS/CCUS研究，加快发展海上风电，择优发展陆上光伏发电。

　　三、可能面对的风险
　　尽管公司建立了风险管理体系来识别、分析、评价和应对风险，但我们的业务活动仍可能面临以下风险。
　　宏观经济及政策风险
　　(1)宏观经济风险
　　公司所处行业与宏观经济密切相关。2022年上半年，某些主要经济体的逆全球化冲击世界经济，新型冠状病毒肺炎疫情对全球经济产生的影响仍在持续，俄乌冲突推高全球能源品和农产品价格，油价受地缘政治压力持续震荡。宏观经济变化会影响石油及天然气的供给和下游需求，从而可能使得公司业绩受到不利影响。
　　(2)国际政治经济因素变动风险
　　国际政治经济形势复杂多变，若公司经营所在国出现政治或经济不稳定的情形，可能会对公司的财务状况和经营结果产生负面影响。
　　其他国家或地区制裁政策的变化可能导致公司或其关联公司开展的某些业务、开展业务的国家或地区或者合作伙伴受到影响。如果出现上述情况，将可能会对公司相关业务或者在受影响的国家或地区或与受影响的合作伙伴继续开展业务造成影响，也将可能会损害公司获得新业务的机会或能力。
　　(3)行业政策变动风险
　　中国正在进行的油气体制改革可能会对公司在中国的业务产生一定影响，未来，公司可能面临各类同行业竞争者对获取和持有油气区块的探矿权带来的竞争和挑战。
　　(4)气候变化及环保政策风险
　　随着《巴黎协定》的生效和公众对气候变化问题日益重视，中国提出了“碳达峰、碳中和”的时间目标。公司预计二氧化碳的排放量将随着公司产量增长而增加，若缺乏成熟可靠的二氧化碳减排技术，油气田化石燃料燃烧产生的二氧化碳排放量将会持续上升。公司预期未来可能受到相关机构、组织在此领域的监管，可能会导致公司额外的成本增加，亦会影响公司声誉。
　　公司的海上作业平台和勘探开发活动会产生废水和废弃物，若管控不当，可能会发生废水排放不达标或废弃物处置过程不合规的情况，使公司的声誉和作业受到损害，增加成本投入，甚至导致公司面临诉讼和处罚。
　　市场风险
　　(1)原油及天然气价格波动产生的风险
　　原油及天然气价格的波动主要反映其供需变化，影响因素包括市场的不确定性和其他公司无法控制的因素。油气价格波动可能会对公司的业务、现金流和收益产生实质性影响。
　　(2)市场竞争日益加剧风险
　　在中国及其他各经营所在国，公司都面临着与国家石油公司、大型一体化油气公司和独立油气公司在油气资源获取、替代能源、客户、资本融资、技术和设备、人才和商业机会等各方面的竞争，可能会对公司的业务、财务状况和经营业绩产生一定的负面影响。
　　经营风险
　　(1)HSSE风险
　　由于地理区域、作业的多样性和技术复杂性，公司日常作业各方面均存在潜在的健康、安全、安保和环境(HSSE)风险。如发生重大HSSE事件，可能会导致人员受伤、死亡、环境损害、业务活动中断，公司声誉也将会受到重大影响，投标权受到影响，甚至最终失去部分区块的经营权。
　　此外，公司的油气运输包括海上运输、陆地运输和管道运输，因此可能面临倾覆、碰撞、海盗、恶劣天气导致的损毁或损失、爆炸以及油气泄漏等危险。
　　该等危险可能导致严重的人员受伤、死亡、财产和设备的重大损毁、环境污染、营运亏损、遭受经济损失或声誉受损的风险。公司可能无法就所有该等风险全部安排保险，且未投保的损失和该等危险产生的责任可能对公司的业务、财务状况和经营结果造成重大不利影响。
　　(2)油气价格前瞻性判断与实际出现偏离的风险
　　公司会定期回顾石油和天然气价格的预测，尽管公司认为目前对油气长期价格区间的前瞻性预测相对谨慎，但若未来出现较大偏离，则可能对公司造成不利影响。
　　(3)无法实现并购与剥离行为带来预期收益的风险
　　公司部分油气资产通过并购获取，在并购实践中多种原因会导致资产并购可能不会成功。资产剥离项目中，公司可能会因为过去的行为，或未能采取行动或履行义务而产生的后果承担责任，如果买方不履行其承诺，公司也可能承担责任。上述风险也可能会导致公司的成本增加，经营目标无法实现。
　　(4)对联合经营中的投资以及与合作伙伴共同经营控制有限的风险公司对联合经营的运营或未来发展的影响和控制的有限性可能对公司资本投资
　　回报率目标的实现产生不利影响并导致未来产生无法预期的成本。
　　(5)客户集中度较高的风险
　　本报告期内，公司主要客户销售占比较高。如果公司任何主要客户大幅减少向公司采购原油或天然气，且公司未能及时寻找替代客户，将对公司的业绩造成不利影响。
　　(6)供应商集中度较高的风险
　　本报告期内，向公司主要供应商进行的采购占比较高。公司主要的采购为服务类采购。公司与主要供应商保持了良好的合作关系，并积极开发新供应商以保障供给的充分性并促进竞争。但若因偶发因素导致主要供应商无法继续向公司提供服务，且公司未能找到合适的替代供应商，公司经营活动可能受到干扰，进而对业绩造成不利影响。
　　(7)未开发储量不能实现的风险
　　公司在开发储量时面临不同的风险，若公司未能及时和有效地去开发这些储量，可能会对公司业绩产生不利影响。储量评估的可靠程度取决于一系列的因素，该等因素、假设和参与储量估计的参数公司无法完全实现控制，并且随着时间推移可能与实际情况有所偏差，可能会导致公司最初的储量数据出现波动。
　　(8)技术研发和部署风险技术和创新是公司在竞争环境和勘探开发挑战下提升公司竞争力必不可少的举
　　措。公司努力依托技术和创新实现公司战略，提升公司的竞争力和运营能力。
　　若公司核心技术储备不足，可能会对公司的储量和产量目标、成本管控目标产生负面影响。
　　(9)网络安全和IT基础设施遭破坏风险
　　对于公司网络的恶意攻击、在网络安全或IT系统管理上的疏忽以及其他原因，可能使公司的IT基础设施遭到破坏或失效、导致业务中断、数据或敏感信息丢失或不当使用、人员受伤、环境危害或资产损毁、法律或法规的违反以及潜在的法律责任。这些行为可能会导致成本增加或公司声誉的损害。
　　(10)在加拿大的业务和作业面临的风险
　　当前加拿大运输与出口的基础设施有限，若没有建设新的运输与出口的基础设施，可能会影响到公司石油和天然气完整产能的实现。
　　此外，加拿大原住民申明其对加拿大西部大部分地区拥有原住民所有权，包括对某些矿产资源的所有权。因此，在今后的项目（包括进行矿物开采所必须的表层作业）开始之前，与原住民进行磋商是谨慎的做法。若不能成功与相关原住民协商，可能会导致未来开发活动时间上的不确定性或延期。
　　财务风险
　　(1)汇率风险
　　公司的大部分油气销售收入为人民币和美元，公司可能存在汇率风险。公司境外资本支出存在资金缺口时，需要通过境内人民币兑换为美元汇至境外支付，人民币对美元的汇率波动给公司带来一定汇率风险。
　　(2)外汇管制风险
　　经营所在国关于股利分配的某些法律限制可能对公司的现金流产生不利影响。
　　(3)关联交易相关风险
　　公司经常会与中国海油集团及其关联公司进行关联交易。其中一些关联交易需要得到上市地监管机构的审查及公司独立股东的审批。如果这些交易不被批准，公司可能无法按照计划进行交易。
　　管理风险
　　(1)实际控制人对公司产生影响的风险
　　中国海油集团直接及间接拥有或控制公司的股份。因此，中国海油集团可以对选举公司董事会成员、公司股息支付等决策产生影响。在中国现行法律下，中国海油集团拥有对外合作开采海洋石油资源的专营权。虽然中国海油集团承诺将其在任何新签石油合同下的所有权利和义务（国家公司的管理职能除外）转让给公司（除某些例外情况外），但是如果中国海油集团采取一些倾向于其自身利益的行动时，公司的战略、经营业绩和财务状况可能受到不利影响。
　　法律风险
　　(1)违反反腐败、反舞弊、反洗钱和公司治理等法律制度风险
　　公司作业所在国或区域反腐败、反舞弊、反洗钱和公司治理等方面监管法规不断变化与完善。如公司包括董事、高级管理人员及员工未遵循相关法律法规，可能导致公司被起诉或被处罚、损害公司的声誉及形象，以及公司取得新资源及／或进入资本市场的能力，甚至会使得公司承担民事或刑事责任。
　　(2)违反数据安全相关法律法规的风险
　　作为一家在多个国家和地区有业务运营的公司，由于在业务过程中接触和处理保密的、个人的或敏感的数据，公司在许多司法管辖区受到数据隐私和安全法律的约束，因此，可能需要大量开支以遵守世界各地不同的数据隐私法规。 收起▲

　　一、 经营情况回顾
　　需提醒投资者关注的关于公司报告期经营情况的其他重要信息
　　2022年第一季度，中国经济开局总体平稳，国内生产总值（GDP）同比增长4.8%。一季度国际油价大幅攀升后高位震荡，布伦特均价为97.90美元/桶。本公司把握住油价回升机遇，继续坚持油气增储上产，积极推进能源绿色转型，深入推进提质降本增效，取得令人满意的经营业绩。
　　2022年第一季度，本公司实现总净产量151.0百万桶油当量，同比上升9.64%。其中，中国净产量109.3百万桶油当量，同比上升15.4%，主要由于曹妃甸6-4、流花21-2和深海一号气田等新项目投产带来的产量贡献；海外净产量41.7百万桶油当量，同比下降3.0%，主要是伊拉克米桑项目由于合同模式导致净产量同比下降。
　　2022年第一季度，本公司共获得4个新发现，并有13口评价井获得成功。其中，中国海域渤中26-6和渤中19-2获重大突破，均有望成为大中型规模油田。海外，圭亚那Stabroek区块获得新发现Fangtooth和Lau Lau。
　　计划于本年内投产的新项目中，涠洲12-8油田东区开发项目和圭亚那Liza二期项目已成功投产，
　　其他项目按计划推进。
　　2022年第一季度，本公司未经审计的油气销售收入达约人民币823.8亿元，同比上升70.44%，主要由于国际油价上升和销量增加。实现归属于母公司股东的净利润达人民币343.0亿元，同比上升131.67%。公司桶油主要成本为30.59美元。本季度内，本公司的平均实现油价为97.47美元／桶，同比上升65.01%，与国际油价走势基本一致；平均实现气价为8.35美元／千立方英尺，同比上升24.44%，主要由于市场供求影响带来的价格上涨。
　　2022年第一季度，本公司资本开支约人民币169.3亿元，同比上升5.58%，主要由于工作量同比有所增加。期内，本公司健康安全环保表现良好。
　　第一季度净产量概要（未经审计）
　　包括本公司享有的按权益法核算的被投资实体的权益，其中，2022年第一季度约4.9百万桶油当量， 2021年一季度约4.7百万桶油当量。 收起▲

　　一、营业收入分析
　　公司主营业务突出，报告期各期主营业务收入占当期营业收入的比例均超过97%。公司的其他业务收入占营业收入的比例较小，不足3%。2020年，公司主营业务收入有所下降，主要由于2020年国际油价较低所致。
　　1、主营业务收入的产品构成
　　公司主营业务收入以油气销售为主，主要包括原油和天然气的销售。
　　（1）油气销售业务
　　油气销售业务是公司核心的板块，也是公司主要收入来源，2018年度、2019年度、2020年度和2021年1-6月，油气销售业务收入分别为18,655,655.68万元、19,717,259.04万元、13,960,120.94万元和10,062,513.61万元，占主营业务收入比重分别为83.89%、86.46%、92.00%和94.05%。近年来，公司加大油气项目的投资开发力度，油气储量、开采量和销售量逐年上升，因而油气销售收入规模在2019年有所上升；2020年油气销售收入下降，主要是由于当年国际油价下跌所致。
　　2020年，公司平均实现油气价格（以人民币计）同比降低31.72%，净销量规模同比上涨3.69%，油气销售收入同比下降29.20%。受国际油价下跌影响，公司平均实现油气价格下降，公司通过增储上产及优化产量结构抵消了部分油价下跌对收入的影响。
　　（2）贸易业务公司境内贸易业务收入主要来自于公司于中国境内在石油产品分成合同下
　　销售归属于外国合作方的原油及天然气。在该等模式下，发行人销售的油气产品均来自于公司作业的油气田项目，但因为该部分油气的销售收入本质上不归属于发行人勘探开发所得，为便于投资者理解，未纳入“勘探及生产”分部，计入“贸易业务”，但不属于与海油进出口同类的转口贸易业务。
　　2018年度、2019年度、2020年度和2021年1-6月，贸易业务收入分别为3,583,025.92万元、3,086,685.34万元、1,213,125.38万元和636,996.08万元，占主营业务收入比重分别为16.11%、13.54%、8.00%和5.95%。
　　2、营业收入的地区分布
　　报告期内公司的营业收入主要来源于中国境内，公司的油田和气田主要分布在中国的渤海、东海和南海地区。2020年以来，公司境外收入占比有所下降，主要是公司应对油价下降，优化产量结构的影响。 收起▲

经营成果
收入计算
中国
该公司在年度报告其他地方的合并财务报表中报告了总收入,包括石油和天然气销售、市场营销收入和其他收入。就公司在中国近海业务的收入而言,油气销售代表着油气销售总额减去应向中国政府支付的特许权使用费和石油份额。
油气销售总额包括公司在油气销售总额中的百分比权益,包括（i）公司独立油气物业的100%权益和（ii）公司在公司PSCs所涵盖的物业中的参与权益,而不是公司PSCs项下对外国合作伙伴的生产调整,作为偿还公司参与权益的勘探成本。
市场营销收入代表了该公司在该公司PSC下生产的石油和天然气的销售。该公司的外国合作伙伴有权在国际市场上出售其石油和天然气,或将其石油和天然气出售给该公司在中国市场转售。
其他收入主要是指向外国合作伙伴收取的项目管理费、向客户收取的手续费、向第三方销售稀释剂和处置石油和天然气物业的收益,并在提供服务或处置物业时予以确认。当补偿成为应收款项时,保险索赔的偿还得到确认。
印度尼西亚
该公司在印度尼西亚的附属公司的油气销售包括该公司对有关PSC所涵盖的物业的参与权益、根据该公司的印尼PSC可分配予印尼政府的油气的较少调整,以及就承包商必须以较低价格向印尼当地市场出售其特定百分比原油的国内市场义务而言。
伊拉克
来自伊拉克的石油销售包括该公司参与米桑项目的兴趣。
澳大利亚
该公司在澳大利亚的子公司的油气销售包括该公司参与西北大陆架项目的权益。
尼日利亚
该公司在尼日利亚的附属公司的石油和天然气销售包括该公司对有关PSC所涵盖的物业的参与权益。该公司按照权益法记录石油销售收入。收入是根据公司的参与利息减去租金特许权、特许权使用费和可分配给东道国的石油和天然气计算的。适用于深水属性的版税税率为零。
特立尼达和多巴哥
该公司在特立尼达和多巴哥的附属公司的石油和天然气销售包括该公司对有关私营保安公司所涵盖的物业的参与权益。
美国和加拿大
来自美国的石油和天然气销售包括该公司对Eagle Ford项目、Niobrara项目和墨西哥湾的物业的参与权益。
就源自加拿大的石油和天然气产品而言,当产品所有权在管道的交割点转移时,该公司的销售份额主要得到确认。收入是按照特许权使用费计算的。
联合王国
来自英国的油气销售包括该公司在Buzzard、Scott/Telford/Rochelle和Ettrick/Blackbird Properties中的参与权益。
未合并的投资对象
公司在未合并的被投资企业的石油和天然气销售中所占的份额不包括在其收入中,但其在这些被投资企业的利润或亏损中所占的份额作为其在联营企业和合营企业的利润或亏损中所占的份额的一部分,如其合并报表中所示的利润或亏损和其他综合收入。
2017年与2016年
合并净利润
公司的综合纯利由2016年的人民币6.37亿元大幅增加至2017年的人民币246.77亿元（37.928亿美元） ,主要由于国际油价环境较高导致盈利能力增加,以及由于公司采取高效措施而增加储备及降低成本的综合影响。
收入
2017年，公司净产量为4.702亿京东方（包括公司权益占被投资企业） ，较2016年的4.769亿京东方减少1.4% 。原油和液体销量的增长主要是由于2017年实际油价上涨。天然气销售量的增长主要是由于中国天然气需求增长导致的高价天然气（64257；ELD）产能的逐步释放,同时拉高了天然气价格和销售量。
业务费用
公司运营支出从2016年的人民币232.11亿元增长4.6%至2017年的人民币242.82亿元（37.321亿美元） ，每京东方运营支出从2016年的人民币50.6元（7.29美元）增长6.0%至每京东方53.6元（8.24美元） ，每京东方离岸中国运营支出从2016年的人民币44.1元（6.36美元）增长11.6%至每京东方49.2元（7.57美元） ，主要由于公司采取优化措施以提高生产效率而增加的工作量,以及成品油、化学品和其他材料的价格随油价上涨。每京东方的海外营运开支由2016年每京东方的人民币64.1元（9.23美元）下降2.7%至2017年每京东方的人民币62.4元（9.59美元） 。每京东方的海外营运开支由2016年每京东方的人民币64.1元（9.23美元）下降2.7%至2017年每京东方的人民币62.4元（9.59美元） 。
所得税以外的税
公司除所得税外的其他税项由2016年的人民币69.41亿元增加3.9%至2017年的人民币72.10亿元（11.082亿美元） ，主要由于油气销售增加。
勘探费用
该公司的勘探开支由2016年的人民币73.59亿元减少6.5%至2017年的人民币68.81亿元（10.576亿美元） ,主要是由于不确定井的成本较前几年根据后续储量评估被核销的成本更低,以及北美到期租约的核销减少。
折旧、损耗和摊销
公司的折旧、损耗及摊销由2016年的人民币689.07亿元下降11.1%至2017年的人民币612.57亿元（94.150亿美元） 。
拆除相关折旧、损耗及摊销成本由2016年的人民币15.69亿元下降75.6%至2017年的人民币3.83亿元（5890万美元） 。公司每京东方的平均拆解成本由2016年每京东方的人民币3.42元（0.49美元）下降75.1%至2017年每京东方的人民币0.85元（0.13美元） ,主要由于中国市场利率上升带来的资产报废义务现值下降。公司的折旧、损耗及摊销（不包括拆除相关折旧、损耗及摊销）由2016年的人民币673.38亿元下降9.6%至2017年的人民币608.74亿元（93.562亿美元） 。公司每京东方的平均折旧、耗竭及摊销（不包括与拆解有关的折旧、耗竭及摊销）由2016年每京东方的人民币146.8元（21.14美元）下降8.4%至2017年每京东方的人民币134.4元（20.66美元） ,主要由于采取有效措施改善生产表现及回收率,生产油气田的储备增加,以及2016年确认的油气资产减值导致摊销比率下降。
减值和拨备
公司减值及拨备由2016年的人民币121.71亿元减少25.0%至2017年的人民币91.30亿元（14.033亿美元） ，主要由于油气资产减值减少。2017年确认的油气资产减值亏损主要与位于中国、非洲及北美的油气田有关,主要由于油气价格预测修订及储备修订所致。2016年,位于北美、欧洲和非洲的某些油气属性受损,这体现在油价预测的修正和加拿大油砂资产运营计划的调整。请参阅本年度报告综合财务报表附注13。
销售和管理费用
公司的销售及行政开支由2016年的人民币64.93亿元增加5.7%至2017年的人民币68.61亿元（10.545亿美元） 。公司每京东方的销售及行政开支由2016年每京东方的14.15元（2.04美元）增加7.1%至2017年每京东方的15.15元（2.33美元） 。
财务费用/利息收入
公司财务成本由2016年的人民币62.46亿元减少19.2%至2017年的人民币50.44亿元（7.752亿美元） ，主要由于在建油气资产规模增加而产生的资本化利息成本增加。该公司的利息收入从2016年的人民币9.01亿元减少27.5%至2017年的人民币6.53亿元（1.004亿美元） ,主要原因是利率较高的存款占比下降。
汇兑损益,净额
公司的汇兑净收益于2017年变更为人民币3.56亿元（5470万美元） ,而于2016年的汇兑净亏损为人民币7.9亿元,主要由于人民币兑美元及港元波动所产生的汇兑收益增加。
投资收益
公司投资收益由2016年的人民币27.74亿元减少13.2%至2017年的人民币24.09亿元（3.703亿美元） ，主要由于利率较高的企业理财产品占比下降。
联营公司和合营企业的利润/亏损份额
该公司于2017年应占联营公司及一间合营公司的溢利变为人民币8.55亿元（1.314亿美元） ,而于2016年该公司应占亏损为人民币7600万元,主要由于2016年出售位于加拿大的Northern Cross（Yukon）Limited的股份而产生亏损。
所得税费用/信贷
2017年公司所得税费用变更为人民币11,680百万元（1,795.2百万美元） ,而2016年计入所得税抵免人民币5,912百万元,主要是因为2017年随着公司& #8217的盈利能力增加,所得税费用增加,此外,美国政府将联邦企业所得税率从35%降至21% ,并导致一次性注销净递延税项资产和增加所得税费用。
流动性和资本资源
经营活动产生的现金
经营活动现金流入由2016年的人民币728.63亿元增加30.0%至2017年的人民币947.34亿元（145.603亿美元） ，主要由于国际油价上升导致油气销售现金流入增加，部分被当期所得税费用增加所抵销。
用于投资活动的现金
2017年，公司资本开支付款（不包括收购）较2016年减少7.0%至人民币477.34亿元（7336.6万美元） 。公司2017年的开发支出主要与OML130项目、墨西哥湾深水区和美国页岩油气的资本支出有关,以及为改善在产油气田的恢复因素而产生的支出。该公司在这一年中没有发生重大的收购支出。
此外，该公司用于投资活动的现金也可归因于今年购买其他金融资产人民币1.22267亿元（约合187.921亿美元） 。公司投资活动产生的现金主要来自销售其他金融资产的收益人民币101,396百万元（15,584.3百万美元） ,以及公司到期三个月以上定期存款人民币1,450百万元（222.9百万美元）的减少。
用于筹资活动的现金
2017年，融资活动产生的现金净流出增加主要由于偿还银行贷款人民币130.52亿元（20.061亿美元） 、偿还金融票据人民币88.69亿元（13.631亿美元）和分配股息的现金流出人民币164.48亿元（25.280亿美元） ，部分被银行贷款收益人民币122.52亿元（18.831亿美元）所抵销。
2017年底，公司有息未偿还债务总额为人民币132,250百万元（20,326.5百万美元） ，而2016年底为人民币150,476百万元。2017年债务减少主要由于偿还金融票据及美元及人民币汇率变动的影响。公司的负债比率，定义为有息债务除以有息债务加股本之和，为25.8% ，低于2016年的28.2% 。
收起▲