事件：2022年8 月25 日，中国海油发布2022 年半年度报告。2022 年上半年，公司实现营业收入2023.55 亿元，同比增长83.97%；实现归母净利润718.87 亿元，同比增长115.69%；实现基本每股收益1.57 元，同比109.33%。其中，2022 年第二季度实现营业收入1114.57 亿元，同比增长193.48%，环比增长22.62%；实现归母净利润375.86 亿元，同比增长202.92%，环比增长9.58%，实现扣非后归母净利润369.17 亿元，同比增长110.77%，环比增长8.60%。

    点评：

    量价齐升助力公司2022 年二季度业绩超预期。2022Q2 原油价格维持高位震荡，布伦特原油均价111.98 美元/桶，同比增长62.46%，环比增长14.52%。2022H1，公司实现油价103.85 美元/桶，同比增长66.5%，实现气价8.07 美元/千立方英尺，同比增长22.3%。产量方面，2022Q2 公司油气净产量达153.8 百万桶油当量，同比增长9.54%，环比增长1.85%，其中，石油液体产量120.9 百万桶，同比增长8.63%，环比增长1.09%,天然气产量190.7 十亿立方英尺，同比增长13.24%，环比增长3.64%。

    以上主要是国内深海一号、流花21-2 及渤中19-4 等项目投产，曹妃甸6-4 及陆上非常规产量上升，以及海外圭亚那Liza 二期项目投产和巴西Buzios 的产量贡献。

    中海油投资价值核心在于低成本优势。低成本是石油公司的核心竞争力，也是提升盈利和对抗油价波动风险的关键，使得公司在中低油价水平下仍具有持续盈利的能力。2022 年上半年，在国际原油价格大幅上涨的背景下，桶油成本为30.32 美元/桶，同比、环比增长仅为4.60%、2.79%，主要是由于油价上升带来所得税外的其他税项增加。其中桶油作业费用7.77 美元（同比+0.46 美元）、桶油折旧折耗及摊销14.52 美元（同比-1.27 美元）、桶油弃置费0.95 美元（同比+0.11 美元）、销售管理费2.29 美元（同比+0.06 美元）、其他税金4.79 美元（同比+1.98 美元），公司仍保持相对高的成本优势。我们认为，全球海上油服行业仍相对过剩，虽然油价上涨，但油服作业费用涨幅有限，并且随着公司继续加大勘探开发力度，尤其是圭亚那等深海大油田投产，储量和产量规模将进一步提升，折旧摊销成本有望维持低位，公司低桶油成本竞争优势将继续巩固。

    勘探成果为公司可持续发展巩固资源基础。2022H1，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。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。上半年公司完成勘探井152 口（其中，海外7 口，陆上非常规31 口），采集三维地震资料10167 平方公里。

    资本支出同比增加，全力做好增储上产。2022H1，公司实现资本支出416亿元，同比增长15.4%，其中，勘探支出87 亿元，开发支出219 亿元，生产支出104 亿元，为未来增储上产提供有力保障。截至目前，除已投产的涠洲12-8 油田东区开发项目、巴西Mero 一期以及圭亚那Liza 二期项目，其他10 个预计年内投产的新项目正在有序建设：海外方面，印度尼西亚3M（MDA、MBH、MAC）项目完成安装，预计年内投产高峰产量3.23 万桶/天。国内海域方面，1）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，预计投产高峰产量为3.61万桶油当量/天。2）垦利6-1 油田10-1 北区块开发项目已完成相关设备安装，预计高峰产量0.71 万桶油当量/天。3）恩平15-1 油田开发项目已完成导管架和平台安装，该油田群投产后预计高峰产量3.55 万桶油当量/天。4）渤中19-6 凝析气田一期顺利开工建设，预计高峰产量为1.53 万桶油当量/天。5）锦州31-1 气田开发项目顺利开工建设，预计高峰产量为0.21 万桶油当量/天。6）东方1-1 气田东南区及乐东22-1 气田南块开发项目完成相关设备安装，预计高峰产量0.29 万桶油当量/天。国内陆上方面，神府南气田开发项目和临兴中4/5 开发区开发项目顺利开工建设，潘河薄煤层气开发项目完成设备安装工作，预计高峰产量分别为0.95、0.65、0.21 万桶油当量/天。

    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。2022 年H1，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。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。

    前期分红承诺正在兑现，成就优质价值投资标的。2010-2014 年高油价时期，中海油平均股利支付率为31%，2015-2020 年低油价时期，中海油股利支付率维持在45%以上，超过了很多国际石油公司。2021 年公司净利润703 亿元，全年股利支付率超过80%，末期+特别股利支付率为66%。在中海油2022 年战略展望中，公司表示既要保持高资本开支实现油气产量7%增速，同时也要保证2022-2024 年全年股息支付率不低于40%，绝对值不低于0.70 港元/股（含税）。2022 年8 月25 日，公司拟向全体股东派发中期股息每股0.70 港元（含税），合计291.30 亿元，对应A 股股息率3.46%，H 股股息率为6.47%，2022 上半年股利支付率为40.52%，公司前期分红承诺目前已兑现。

    中海油估值偏低，存在修复上行空间。相比其他石油公司，公司在穿越油价大周期中展现出了更强的盈利性、较弱的波动性和更优秀的资产质量。在2010-2020 年油价大周期中，中海油H 股PE 基本处于9-13 倍， 低于国内外可比同行平均水平，我们认为公司2022-2024 年A 股估值处于4-6 倍，H 股估值将处于3 倍，也远低于自身历史估值。从横向和纵向对比来看，公司存在大幅估值修复空间。

    原油产能周期推动国际油价长期高位运行，引发能源大通胀。短期来看，需求端，东欧政治局势动荡拖累了全球经济复苏节奏，其引发的能源供应紧张和价格飙升进一步抑制了原油需求，供给端，俄乌冲突影响已在5 月开始显现，沙特、阿联酋有增产能力但无明显增产意愿，且到2022年末剩余产能也消耗殆尽，OPEC 其他产油国有增产意愿但产能衰减无增产能力，美国页岩油恢复但产量增幅有限存瓶颈，美国战略原油储备已经达到1985 年以来最低水平，我们认为，俄乌冲突后，即使考虑到需求恢复速度放缓，2022 年全球原油供需缺口仍存在，油价在高位运行有支撑。中长期来看，2023-2025 年，沙特和阿联酋加大资本开支力度，但传统油田开发生产周期长，每年新增原油供给量有限；受能源政策、投资者压力、成本上升、优质区块损耗等影响，美国页岩油长期增产能力有限且存在瓶颈；加之美国未来几年要补充2022 年释放的战略原油储备，市场上商业原油库存放量有限；BP、壳牌等欧美能源公司致力于绿色能源将逐步减少原油产量；俄罗斯将因资本开支不足加速产能衰减，俄罗斯长期产量或将下降；美国与伊朗谈判有不确定性，但即使伊朗全部释放剩余产能，也仅有100 万桶/日。而我们预计即使考虑到经济增速放缓和新旧能源转型，2023-2025 年全球原油需求每年仍将维持100-150 万桶/日的增量，原油供给能力较难满足需求增量，因此我们认为从中长期来看，全球原油供需缺口将长期存在，油价将长期高位运行，中枢将继续抬升。

    盈利预测与投资评级：我们预测公司2022-2024 年净利润分别为1372.89、1446.43 和1563.07 亿元，同比增速分别为95.23%、5.36%、8.06%，EPS 分别为2.88、3.04 和3.28 元/股，按照2022 年8 月25 日A 股收盘价对应的PE 分别为6.13、5.82 和5.39 倍，H 股收盘价对应的PE 分别为3.28、3.11、2.88 倍。考虑到公司受益于原油价格攀升和产量增长，2022-2024 年公司业绩增长有望提速，估值相对2010-2020 油价大周期时期处于绝对底部，并明显低于行业水平，且享受高股息，我们维持对公司A 股和H 股的“买入”评级。

    风险因素：疫情反复、经济波动和油价下行风险；公司增储上产速度不及预期风险；经济制裁和地缘政治风险。