全年归母净利润同比增长11.4%，分红率达到44.7%

公司2024年实现归母净利润1380亿元，同比增长11.4%。公司2024年实现营业收入4205.1亿元（同比+0.9%），归母净利润1379.8亿元（同比+11.4%），经营性净现金流2208.9亿元（同比+5.3%），自由现金流975.0亿元（同比+9.7%）。公司2024年第四季度实现营业收入944.2亿元（同比-13.9%，环比-4.8%），主要由于原油价格下跌及贸易收入减少，归母净利润212.8亿元（同比-18.8%，环比-42.4%），主要由于计提资产减值损失80.3亿元，扣非归母净利润为175.3亿元（同比-40.5%，环比-52.2%），主要由于公允价值变动收益36.2亿元。 公司油气净产量再创新高，成本管控成效显著。公司2024年油气销售收入为3556.2亿元（同比+8.5%），油气净产量达到726.8百万桶油当量（同比+7.2%），其中国内净产量493百万桶油当量（同比+5.6%），得益于渤中19-6等油气田贡献，海外净产量234百万桶油当量（同比+10.8%），得益于圭亚那Payara项目等的投产。公司2024年石油液体平均实现价格76.8美元/桶（同比-1.6%），与布伦特原油均价贴水3.1美元/桶，较去年同期收窄1.1美元/桶，一方面受益于国内油价与布伦特油价价差收窄，另一方面受益于加拿大油砂折价大幅收窄。公司2024年桶油主要成本为28.52美元/桶油当量（同比-1.1%），同比下降0.31美元/桶油当量，成本管控效果显著。 资本开支力度稳步增长，与股东分享发展成果。公司2024年完成资本开支1325亿元，同比增加29亿元（同比+2.2%），2025年预计资本开支为1250-1350亿元。公司全年共获得11个新发现，成功评价30个含油气构造，净证实储量达72.7亿桶油当量，同比增长7.2%，储量寿命稳定在10年。公司在国内成功获得龙口7-1、秦皇岛29-6、惠州19-6、陵水36-1等多个新发现，在国外圭亚那Stabroek区块获得亿吨级新发现Bluefin，到2030年将实现8期项目运行，产能与产量将分别达到170、130万桶/天，同时成功获取莫桑比克、巴西和伊拉克共计10个新区块的石油合同。公司董事会建议派发每股0.66港元的末期股息（含税），全年股息达到1.40港元/股（含税），股息支付率为44.7%，H股股息率为7.5%，A股股息率为4.9%。 风险提示：原油价格大幅波动；自然灾害频发的风险；地缘政治风险等。 投资建议：由于油价下跌，我们下调公司2025-2026年归母净利润预测至1401/1437亿元（原值为1564/1633亿元），新增2027年归母净利润预测为1494亿元，摊薄EPS为2.95/3.02/3.14元，对于当前A股PE为9.0/8.7/8.4x，对于H股PE为6.0/5.8/5.5x，维持“优于大市”评级。 盈利预测和财务指标 公司2024年实现归母净利润1380亿元，同比增长11.4%。公司2024年实现营业收入4205.1亿元（同比+0.9%），归母净利润1379.8亿元（同比+11.4%），经营性净现金流2208.9亿元（同比+5.3%），自由现金流975.0亿元（同比+9.7%）。 公司2024年第四季度实现营业收入944.2亿元（同比-13.9%，环比-4.8%），主要由于原油价格下跌及贸易收入减少，归母净利润212.8亿元（同比-18.8%，环比-42.4%），主要由于计提资产减值损失80.3亿元，扣非归母净利润为175.3亿元（同比-40.5%，环比-52.2%），主要由于公允价值变动收益36.2亿元。 图1：中国海油营业收入及增速 图2：中国海油归母净利润及增速 公司油气净产量再创新高，成本管控成效显著。公司2024年油气销售收入为3556.2亿元（同比+8.5%），油气净产量达到726.8百万桶油当量（同比+7.2%），其中国内净产量492.7百万桶油当量（同比+5.6%），占比67.8%，得益于渤中19-6等油气田贡献，海外净产量234.0百万桶油当量（同比+10.8%），占比32.2%，得益于圭亚那Payara项目等的投产。公司2024年石油净产量为567.1百万桶油当量（同比+7.1%），占比78.0%，天然气净产量为159.7百万桶油当量（同比+8.4%），占比22.0%。 图3：中国海油油气产量及增速（单位：百万桶油当量） 图4：中国海油国内外油气产量分布（百万桶油当量） 公司2024年石油液体平均实现价格76.8美元/桶（同比-1.6%），与布伦特原油均价贴水3.1美元/桶，较去年同期收窄1.1美元/桶，一方面受益于国内油价与布伦特油价价差收窄，另一方面受益于加拿大油砂折价大幅收窄。 2024年桶油主要成本为28.52美元/桶油当量，同比降低0.31美元/桶油当量（-1.1%），其中作业费用7.61美元/桶，同比增长0.07美元/桶（同比+0.9%），主要是汇率变动和油田作业及维修工作量增加的综合影响；折旧、折耗及摊销14.34美元/桶，同比增长0.28美元/桶（同比+2.0%），主要是产量结构变化的影响；弃置费0.41美元/桶，同比降低0.42美元/桶（同比-50.6%），主要是弃置义务现值下降的影响；销售及管理费用2.16美元/桶，同比降低0.13美元/桶（同比-5.7%）；除所得税以外的其他税金4.00美元/桶，同比降低0.11美元/桶（同比-2.7%）。 图5：中国海油桶油主要成本（美元/桶油当量） 资本开支力度稳步增长，与股东分享发展成果。公司2024年完成资本开支1325亿元，同比增加29亿元（同比+2.2%），2025年预计资本开支为1250-1350亿元。 公司全年共获得11个新发现，成功评价30个含油气构造，净证实储量达72.7亿桶油当量，同比增长7.2%，储量寿命稳定在10年。公司在国内成功获得龙口7-1、秦皇岛29-6、惠州19-6、陵水36-1等多个新发现，在国外圭亚那Stabroek区块获得亿吨级新发现Bluefin，到2030年将实现8期项目运行，产能与产量将分别达到170、130万桶/天，同时成功获取莫桑比克、巴西和伊拉克共计10个新区块的石油合同，进一步扩大全球勘探业务区域。 图6：中国海油经营现金流及资本开支（单位：亿元） 公司董事会建议派发每股0.66港元的末期股息（含税），全年股息达到1.40港元/股（含税），股息支付率为44.7%，H股股息率为7.5%，A股股息率为4.9%。 公司在北部湾盆地获潜山勘探重大突破，旅大5-2、曹妃甸6-4、文昌19-1等新项目近期投产，看好公司长期成长。2025年3月6日，公司宣布在北部湾盆地古生界潜山勘探领域获重大突破，涠洲10-5油气田位于南海北部湾海域，平均水深约37米。探井WZ10-5-1Sa钻遇油气层283米，完钻井深约4840米。经测试，该井日产天然气约13.2百万立方英尺，日产原油约800桶，实现了北部湾盆地首个花岗岩潜山天然气勘探的重大突破。 2025年2月21日，公司宣布旅大5-2北油田Ⅱ期开发项目已投产，该项目位于渤海中部海域，平均水深约30米，计划投产开发井29口，其中包括生产井28口，水源井1口，油品性质为重质原油，预计2026年高峰产量将实现约6700桶油当量/天。 2025年3月17日，公司宣布曹妃甸6-4油田综合调整项目、文昌19-1油田二期项目已投产。曹妃甸6-4油田综合调整项目位于渤海西部海域，平均水深约20米，计划投产开发井25口，其中包括生产井22口，注水井3口，油品性质为轻质原油，预计2026年高峰产量将实现约11000桶油当量/天。文昌19-1油田二期项目位于珠江口盆地西部海域，平均水深约125米，计划投产开发井13口，油品性质为中质原油，预计2027年高峰产量将实现约12000桶油当量/天。公司持有涠洲10-5、旅大5-2、曹妃甸6-4、文昌19-1项目100%的权益，并担任作业者。 投资建议：由于油价下跌，我们下调公司2025-2026年归母净利润预测至1401/1437亿元（原值为1564/1633亿元），新增2027年归母净利润预测为1494亿元，摊薄EPS为2.95/3.02/3.14元，对于当前A股PE为9.0/8.7/8.4x，对于H股PE为6.0/5.8/5.5x，维持“优于大市”评级。 表1：可比公司估值表 财务预测与估值 资产负债表（百万元） 利润表（百万元） 现金流量表（百万元）