一、经营情况回顾
　　2025年前三季度，世界宏观环境复杂多变，全球经济在挑战中温和增长。国际油价呈现震荡下行态势，布伦特原油期货均价为69.91美元/桶，同比下跌14.6%。公司增储上产、提质增效取得积极成效，油气净产量持续提升，成本竞争优势持续巩固，盈利能力保持韧性。
　　2025年前三季度，公司油气净产量达578.3百万桶油当量，同比上升6.7%，其中天然气涨幅达11.6%。中国净产量达400.8百万桶油当量，同比上升8.6%，主要得益于深海一号二期和渤中19-2等油气田的产量贡献；海外净产量177.4百万桶油当量，同比上升2.6%，主要得益于巴西Mero3等项目带来的产量贡献。第三... 查看全部▼

　　一、经营情况回顾
　　2025年前三季度，世界宏观环境复杂多变，全球经济在挑战中温和增长。国际油价呈现震荡下行态势，布伦特原油期货均价为69.91美元/桶，同比下跌14.6%。公司增储上产、提质增效取得积极成效，油气净产量持续提升，成本竞争优势持续巩固，盈利能力保持韧性。
　　2025年前三季度，公司油气净产量达578.3百万桶油当量，同比上升6.7%，其中天然气涨幅达11.6%。中国净产量达400.8百万桶油当量，同比上升8.6%，主要得益于深海一号二期和渤中19-2等油气田的产量贡献；海外净产量177.4百万桶油当量，同比上升2.6%，主要得益于巴西Mero3等项目带来的产量贡献。第三季度，公司油气净产量达193.7百万桶油当量，同比上升7.9%。
　　2025年前三季度，公司共获得5个新发现，并成功评价22个含油气构造。第三季度，共成功评价4个含油气构造。其中，成功评价垦利10-6，持续扩大储量规模，有望成为中型油田；成功评价陵水17-2，一体化滚动增储成效显著。
　　开发生产方面，2025年前三季度，共投产14个新项目。第三季度，共投产4个新项目，包括垦利10-2油田群开发项目（一期）、东方1-1气田13-3区开发项目、文昌16-2油田开发项目和圭亚那Yellowtail项目。其他新项目正稳步推进。
　　2025年前三季度，公司实现油气销售收入约人民币2,554.8亿元，同比下降5.9%，主要原因是实现油价下降。归属于母公司股东的净利润达人民币1,019.7亿元，同比下降12.6%。前三季度，公司的平均实现油价为68.29美元／桶，同比下降13.6%；平均实现气价为7.86美元／千立方英尺，同比上升1.0%。桶油主要成本管控良好，前三季度桶油主要成本为27.35美元，同比下降2.8%。
　　2025年前三季度，公司资本支出约人民币860亿元，同比减少9.8%，主要原因是在建项目工作量同比有所降低。本报告期内，公司健康安全环保表现平稳。 收起▲

　　一、业务回顾
　　1.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。
　　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。二零二五年上半年，公司约69.3%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。二零二五年上半年，海外油气... 查看全部▼

　　一、业务回顾
　　1.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。
　　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。二零二五年上半年，公司约69.3%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。二零二五年上半年，海外油气资产占公司油气总资产约41.7%。
　　本报告期内，全球经济分化态势延续，中国经济企稳向好。国际油价宽幅震荡，布伦特原油均价同比跌幅15.1%。面对复杂多变的外部环境，公司围绕高质量发展，大力实施增储上产，坚定科技创新驱动，扎实推进绿色发展，坚持提质降本增效，价值创造能力稳步提升。
　　二零二五年上半年，公司实现油气销售收入人民币171,745百万元，同比下降7.2%；归母净利润人民币69,533百万元，同比下降12.8%；油气净产量达384.6百万桶油当量，同比上升6.1%，其中天然气产量大幅上升12.0%。
　　2.勘探
　　上半年，公司坚持以寻找大中型油气田为目标，持续加大勘探力度，取得良好成效，夯实了油气储量基础。在中国，聚焦岩性、中深层、潜山等领域，获得多项勘探突破；在海外，坚持战略引领，加大区域研究和新机会评价力度，深耕合同区块，加快新获取区块的研究和作业准备。
　　中国海域共获得5个新发现，分别为龙口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。其中，在渤海湾盆地获得新发现锦州27-6和曹妃甸22-3，分别展现了古近系岩性领域广阔的勘探前景和浅层岩性良好的勘探前景；在北部湾盆地获得新发现涠洲10-5南，实现了中国南海海域首个变质岩潜山勘探领域的重大突破。陆上非常规天然气勘探进展顺利，储量稳步增长。
　　在海外，公司围绕战略重点区积极布局。伊拉克Block7区块石油合同和哈萨克斯坦Zhylyoi区块石油合同于期内签署并生效。圭亚那深水立体勘探持续增储，为该区块后续开发夯实资源基础。
　　3.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，渤中26-6油田开发项目（一期）、曹妃甸6-4油田综合调整项目、番禺10/11区块联合开发项目、文昌19-1油田二期项目、文昌9-7油田开发项目、涠洲5-3油田开发项目、旅大5-2北油田II期开发项目、东方29-1气田开发项目以及巴西Buzios7项目和Mero4项目已成功投产。深海一号二期项目全面投产，带动天然气产量大幅增长。涠洲11-4油田调整及围区开发项目等建设稳步推进。
　　公司强化精细生产组织、精益生产管理，生产时率持续保持较高水平；持续提升老油田开发水平，深化油藏精细描述，提高储量动用率和采收率，夯实在产油气田稳产基础；通过严密规划、高效执行，抓好精细注水和稳油控水，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，坚持以高效产能建设保障油气增储上产，作业效率和管理效能大幅提升。重点项目提前完工投产，产能建设周期进一步缩短。上半年，油气净产量再创历史同期新高，达384.6百万桶油当量，同比上升6.1%。
　　分区域来看，中国油气净产量为266.5百万桶油当量，同比上升7.6%，主要得益于“深海一号”二期等项目的产量贡献。海外油气净产量为118.1百万桶油当量，同比上升2.8%，主要得益于巴西和圭亚那项目带来的产量增长。
　　上半年，公司石油液体和天然气产量占比分别为77.0%和23.0%。石油液体产量同比增长4.5%，主要得益于渤中19-2和渤中19-6等油气田产量贡献；天然气产量同比上升12.0%，主要得益于“深海一号”二期全面投产带来的产量贡献。
　　4.科技创新
　　公司持续强化油气主业科研攻关，科技自主创新能力不断提升。扎实推进增储上产关键技术研究与应用，多专业联合创新攻关。工业化推广先进地震数据采集技术，规模化应效。“深海一号”智慧气田获中国“国家卓越级智能工厂”荣誉称号，成为石油石化领域唯一获此殊荣的上游单位。结合海上油气生产作业与人工智能技术，融合卫星遥感、无人装备与AI算法，实现对海洋溢油的精准溯源和对台风灾害的高效应急响应。开展自控系统升级改造，实现台风期间持续生产，台风模式累计已挽回产量损失超过60万吨油当量。持续完善“海能”人工智能模型，部署实施“AI+”重点场景，为产业智能化升级提供顶层指引。
　　5.绿色低碳
　　公司节能降碳协同增效，油气清洁生产取得新成效。持续加强用能替代，扩大绿电使用规模，上半年共消纳绿电超5亿千瓦时。完成存量1万方／天以上火炬气回收利用，在渤中34-2/4油田打造中国海上首个“零放空”采油平台。秦皇岛32-6油田实施精益用电管理，实现节电约1,800万千瓦时。深远海浮式风电平台“海油观澜号”稳定在产两周年，累计发电4,700万千瓦时。高栏终端二氧化碳回收利用项目安全运行一年，累计外输二氧化碳约5.7万吨。
　　促进油气勘探开发与新能源业务协同发展，新能源新产业培育取得新进展。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”的海洋能源循环利用新模式。文昌9-7油田搭载全球首套5兆瓦级海上高温烟气余热ORC发电装置，预计年发电量达4,000万千瓦时。
　　6.乡村振兴
　　上半年，公司以推动乡村振兴工作高质量发展为导向，围绕自身所能和帮扶地区所需，不断推动公司产业和乡村振兴融合发展，因地制宜探索发展农业新质生产力，助力乡村全面振兴。在海南省五指山市和保亭县、西藏尼玛县、广东省湛江市投入帮扶资金人民币7,055万元，启动实施25个帮扶项目，涵盖产业振兴、人才振兴、文化振兴、生态振兴、人居环境治理等多个领域。项目帮助当地培育新产业、农产品新品牌，促进农民增收，改善人居环境，夯实民生保障，多元化帮扶取得实效。
　　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。
　　（一）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。
　　1.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。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，区域经济分化延续。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，俄乌冲突及其引起的美欧日对俄制裁、巴以冲突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。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 LNG2LLC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。
　　(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。能源转型进程的加速对油气产业提出了挑战。公司面临转型和物理气候风险双重挑战，若不能及时有效应对，可能会面临投资和运营成本上升、主营业务收入下降的风险。
　　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，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。
　　2.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。公司面临着在油气资源获取、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。能源价格持续受到全球供需、地缘局势、绿色低碳等方面的影响，同时，能源领域的环保监管日趋严格，替代能源行业的不断进步和发展同样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。
　　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
　　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。
　　(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、数据安全、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。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。
　　(11)关联交易相关风险
　　公司经常会与中国海洋石油集团有限公司（以下简称“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。
　　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。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。
　　(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。
　　管理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法规风险
　　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。
　　(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。
　　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积极构建与国际一流能源公司相匹配的风险管理体系，持续完善风险管理和内控管理体系，对各项重大风险统筹管理，分级分类应对，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。中国海油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，近8年储量寿命稳定在10年，为增储上产奠定资源基础。公司持续加大开发生产力度，油气产量连续多年保持较快增长，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。中国海油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。中国海油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、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可持续发展。
　　成本管控良好，财务表现稳健。中国海油成本管控体系完善，具备行业领先的桶油盈利能力。多年来，我们保持良好的现金流创造能力，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。中国海油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、Mero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。公司坚持以海上新能源业务为主、择优发展陆上新能源。坚持推动新能源与油气生产融合发展，大力发展海上风电。坚持立足当前，着眼长远，稳步推进零碳负碳产业发展。 收起▲

　　一、经营情况回顾
　　2025年第一季度，中国经济起步平稳、开局良好，国内生产总值（GDP）同比增长5.4%。国际油价冲高回落，布伦特原油期货均价为74.98美元/桶，同比下降8.3%。本公司坚持增储上产、降本增效，油气净产量稳步增长，成本竞争优势得到巩固。
　　2025年第一季度，本公司实现总净产量188.8百万桶油当量，同比上升4.8%。其中，中国净产量130.8百万桶油当量，同比上升6.2%，主要得益于渤中19-6等油气田的贡献；海外净产量58.0百万桶油当量，同比上升1.9%，主要得益于巴西Mero2等项目的贡献。2025年第一季度，本公司共获得2个新发现，并成功评价14个含油气构... 查看全部▼

　　一、经营情况回顾
　　2025年第一季度，中国经济起步平稳、开局良好，国内生产总值（GDP）同比增长5.4%。国际油价冲高回落，布伦特原油期货均价为74.98美元/桶，同比下降8.3%。本公司坚持增储上产、降本增效，油气净产量稳步增长，成本竞争优势得到巩固。
　　2025年第一季度，本公司实现总净产量188.8百万桶油当量，同比上升4.8%。其中，中国净产量130.8百万桶油当量，同比上升6.2%，主要得益于渤中19-6等油气田的贡献；海外净产量58.0百万桶油当量，同比上升1.9%，主要得益于巴西Mero2等项目的贡献。2025年第一季度，本公司共获得2个新发现，并成功评价14个含油气构造。其中，新发现的涠洲10-5展示了北部湾盆地潜山领域广阔的勘探前景；成功评价绥中36-1南，有望成为中型油田。开发生产方面，番禺10/11区块联合开发项目、渤中26-6油田开发项目（一期）、曹妃甸6-4油田综合调整项目、文昌19-1油田二期项目以及巴西Buzios7项目等已成功投产。其他新项目正在顺利推进。
　　2025年第一季度，本公司未经审计的油气销售收入约人民币882.7亿元，同比下降1.9%，主要由于实现油价下跌，油气销量上升部分抵销了实现油价下跌的影响。实现归属于母公司股东的净利润人民币365.6亿元，同比下降7.9%。公司桶油主要成本为27.03美元，同比下降2.0%。本季度内，本公司的平均实现油价为72.65美元／桶，同比下降7.7%；平均实现气价为7.78美元／千立方英尺，同比上升1.2%。
　　2025年第一季度，本公司资本支出约人民币277.1亿元，同比下降4.5%，主要由于勘探工作及调整井工作量同比有所减少。
　　此外，中国海油所属公司与英力士能源已就此前签署的股权售购协议完成交割。 收起▲