一、业务回顾
　　中国海油是一家专注于油气勘探、开发、生产和销售的公司，是中国海上主要油气生产商，也是世界最大的独立油气勘探开发公司之一。截至二零二五年底，公司净证实储量为77.7亿桶油当量。二零二五年，油气净产量达777.3百万桶油当量。
　　在中国，我们在渤海、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。截至二零二五年底，公司64.5%的净证实储量及69.1%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。截至二零二五年底，海外油气资产占公司油气总资产40%，海外净证实储量和净产量占比分别为35.5%和3... 查看全部▼

　　一、业务回顾
　　中国海油是一家专注于油气勘探、开发、生产和销售的公司，是中国海上主要油气生产商，也是世界最大的独立油气勘探开发公司之一。截至二零二五年底，公司净证实储量为77.7亿桶油当量。二零二五年，油气净产量达777.3百万桶油当量。
　　在中国，我们在渤海、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。截至二零二五年底，公司64.5%的净证实储量及69.1%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。截至二零二五年底，海外油气资产占公司油气总资产40%，海外净证实储量和净产量占比分别为35.5%和30.9%。
　　二零二五年，我们坚持以科技创新为引领，推进油气增储上产和提质降本增效，推动油气与新能源融合发展，持续提升治理现代化水平，加强风险防范能力建设，实现了公司的高质量发展。
　　主要经营指标
　　勘探二零二五年，我们坚持以寻找大中型油气田为目标，不断加大风险勘探和甩开勘探力度，全力推动勘探开发一体化，油气勘探成果丰硕。全年共获得6个新发现，成功评价28个含油气构造。
　　在中国海域，共完成探井202口，获得6个新发现，包括龙口25-1、曹妃甸22-3、锦州27-6、惠州21-8、涠洲10-5和涠洲10-5南，并成功评价了26个含油气构造。取得的勘探成果主要包括：
　　第一、加大风险与甩开勘探，在南海西部涠西南凹陷多类型潜山等新领域获得重大突破，进一步为增储上产接替战场拓展了勘探方向。
　　第二、加强勘探评价，在浅层岩性领域获得秦皇岛29-6亿吨级油田，展现良好前景的同时进一步夯实了储量基础。
　　第三、坚持价值导向，勘探开发一体化增储工程成效显著，成功评价陵水17-2和陵水25-1等多个含油气构造，为储量向产量的快速转化筑牢了根基。
　　在中国陆上，公司坚持全层系勘探理念，全年共完成探井123口，新增天然气探明地质储量超千亿方。
　　在海外，公司坚持价值勘探，共完成探井5口，在圭亚那Stabroek区块成功评价Lukanani和Ranger两个油田，并在伊拉克、哈萨克斯坦、印度尼西亚成功获取4个勘探新项目。
　　工程建设与开发生产二零二五年，公司坚持以产量最大化为核心，依托工程建设标准化和优智钻完井，深入实施勘探开发、地质工程、工程生产一体化协同管理模式，产能建设质效齐升，多个重点项目提前投产。公司持续提高开发水平，控制在产油田自然递减率，提升储量动用率和采收率，有效保障在产油气田稳产增产。二零二五年，油气净产量达777.3百万桶油当量，同比增长7.0%，连续多年保持增长。其中，天然气净产量达1,037.3十亿立方英尺，同比增长11.6%。
　　二零二五年，共有16个新项目成功投产，包括中国海域的渤中26-6油田开发项目（一期）、垦利10-2油田群开发项目（一期）以及巴西Buzios7、圭亚那Yellowtail项目等。全年在建项目超过80个，开发建设进展顺利。
　　二零二五年，公司持续推进在产油田稳产增产，加快重点项目建成投产，坚持精益生产管理，加强科研攻关与数智化建设。主要成果包括：
　　第一，持续提升开发水平，保障在产油气田稳产增产。提升油气藏精细描述水平，首次实现中国海上油气田全覆盖，夯实老油田稳产基础。持续加大老油田挖潜力度，迭代升级措施增产技术，不断提高在产油气田采收率。
　　第二，技术管理双轮驱动，推动产能建设提速提效。深化工程标准化应用，15个工程标准化应用项目成效显著，产能建设提速12%；强化钻完井精益化管理，应用少井高产技术组合，推动优智钻完井示范项目，实现示范项目提速26%。
　　第三，加强科技攻关与数智赋能，驱动开发生产提质增效。围绕提高采收率、低渗稠油经济开发、智能油田等重点方向开展技术攻关，推动水下生产系统、智能注采等关键技术规模化应用。深化数据治理与智能系统建设，提升油气田运营智能化水平，有效提升开发生产成效。
　　分区域回顾中国在中国，我们主要通过自营作业和合作项目开展油气勘探、开发和生产活动。
　　自营作业：我们主要通过自营勘探和开发增加储量和产量。截至二零二五年底，中国90.0%的净证实储量和87.8%的净产量来自自营油气田。
　　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（包括原油和天然气）勘探开发。我们的实际控制人中国海洋石油集团有限公司（“中国海油集团”）拥有与外国合同者签订产品分成合同、在中国对外合作海域合作勘探开发生产油气资源的专营权。
　　中国海油集团已将其所有产品分成合同包括未来新签产品分成合同除国家公司管理和监管职能以外的权利和义务转让给本公司。
　　渤海是中国最大的原油生产基地，同时也是公司最主要的原油产区。二零二五年，公司在渤海共获得3个新发现并成功评价10个含油气构造。其中，成功评价秦皇岛29-6亿吨级油田，展现了渤海浅层岩性领域良好的勘探前景。年内，渤中26-6油田开发项目（一期）、旅大5-2北油田Ⅱ期开发项目、曹妃甸6-4油田综合调整项目和垦利10-2油田群开发项目（一期）等均已投产。
　　南海西部是公司重要的天然气产区。二零二五年，公司在南海西部获得2个新发现，成功评价13个含油气构造。其中，新发现涠洲10-5和涠洲10-5南，展示了北部湾盆地潜山领域广阔的勘探前景；成功评价陵水17-2和陵水25-1等多个含油气构造，一体化滚动增储成效显著。年内，东方29-1气田开发项目、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、东方1-1气田13-3区开发项目、文昌16-2油田开发项目和涠洲11-4油田调整及围区开发项目等均已顺利投产。
　　南海东部是公司重要的原油产区之一。二零二五年，公司在南海东部获得1个新发现，成功评价3个含油气构造。其中，成功评价陆丰13-8油田，储量规模得到持续扩大。年内，番禺10/11区块联合开发项目和西江油田群24区开发项目等均已顺利投产。
　　东海是公司主要面向长三角地区的天然气产区。二零二五年，公司在东海继续优化调整井部署，推动在产油气田持续稳产，推进海上平台无人化、少人化改造，加快海上智能油气田建设。
　　在中国陆上，公司专注于非常规天然气资源的勘探、开发、生产等业务，已在鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地建成临兴、神府和潘河三大生产基地。二零二五年，公司深化深层煤层气富集理论研究，加速推进深层煤层气、中浅层煤层气、致密气等多种类型气田评价，新增天然气探明地质储量超千亿方，其中深层煤层气占比超80%，展现了深层煤层气良好的勘探前景。
　　截至二零二五年底，中国的净证实储量达5,015.7百万桶油当量。其中，石油净证实储量为3,385.7百万桶油当量，天然气净证实储量为9,700.0十亿立方英尺，油气净证实储量持续稳定增长。年内，中国油气净产量达536.9百万桶油当量，同比增长9.0%。其中，石油液体净产量为401.8百万桶油当量，同比增长6.7%；天然气净产量为799.5十亿立方英尺，同比增长16.7%。
　　海外公司具备多元化的资产结构和国际化的经营管理能力，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，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。
　　亚洲（不含中国）是中国海油海外发展最先进入的区域。目前，公司主要在印度尼西亚和阿联酋拥有油气资产，并担任伊拉克米桑油田群技术服务合同中的主承包商。二零二五年，各项目生产稳定。此外，公司成功获取4个勘探新项目，分别为伊拉克Block7区块、哈萨克斯坦Zhylyoi区块以及印度尼西亚Gaea和GaeaII区块。
　　公司在大洋洲的油气资产主要位于澳大利亚。澳大利亚西北大陆架液化天然气项目向包括中国广东大鹏液化天然气终端在内的客户供气，增量气以现货LNG形式自主销售。二零二五年，西北大陆架液化天然气项目生产形势良好，实现增量气超预期。
　　非洲是公司海外的重要油气产地之一。公司在非洲的资产主要位于尼日利亚和乌干达。
　　二零二五年，公司在尼日利亚PML2/3/4和PPL261区块成功实施调整井和注采优化等增产措施，油田递减得到有效减缓控制；乌干达Kingfisher项目井场钻前工程已全部完成，油田生产设施已完成设备安装，正在开展电缆铺设工作。公司将继续与合作伙伴和乌干达政府开展积极合作，推动项目投产。
　　北美洲是公司海外油气储量较大的地区。公司在北美洲的美国、加拿大以及特立尼达和多巴哥持有油气区块的权益。公司拥有加拿大长湖项目100%的工作权益，因高效实施调整井以及长湖西北项目上产，二零二五年长湖项目产量保持增长。二零二五年，中国海油所属公司与英力士能源签署的股权售购协议完成交割。协议涉及中国海油位于美国墨西哥湾的上游油气资产，主要包括在Appomattox油田和Stampede油田等油气项目的非作业者权益。
　　南美洲已成为公司海外油气储量和产量最大的地区，是公司产量增长的重要来源。公司在南美洲的巴西、圭亚那和哥伦比亚等地区持有油气区块的权益，并持有阿根廷BCENERGYINVESTMENTSCORP.50%的权益。
　　巴西深水区是全球最重要的油气开发区域之一。中国海油在巴西分别持有Mero油田和Buzios油田的权益。二零二五年，巴西Mero油田的Mero4项目顺利投产，该油田累计已投产4期项目。Buzios油田的Buzios7项目顺利投产，预计到二零二七年将有11期项目运行。
　　圭亚那海上Stabroek区块是近年来全球勘探热点之一，中国海油在该区块拥有25%的权益。二零二五年，Lukanani和Ranger两个油田获成功评价，Yellowtail项目顺利投产。
　　Stabroek区块已投产4期项目，预计到二零三零年将有8期项目运行。
　　在欧洲，中国海油持有英国北海Buzzard和GoldenEagle等油气田的权益，并持有俄罗斯ArcticLNG2LLC的股权。
　　截至二零二五年底，海外的净证实储量达2,757.4百万桶油当量。其中，石油净证实储量为2,416.8百万桶油当量，天然气净证实储量为1,940.3十亿立方英尺，油气净证实储量保持稳步增长态势。二零二五年，公司海外油气净产量达240.4百万桶油当量，同比增长2.7%。其中，石油液体净产量为197.9百万桶油当量，同比增长3.9%；天然气净产量为237.9十亿立方英尺，同比下降2.6%。
　　销售与市场
　　原油销售公司主要通过其全资附属公司－中海油国际贸易有限责任公司在国内市场销售中国海域生产的原油。对于在海外生产的原油，我们主要通过中海油国际贸易有限责任公司或中国海洋石油国际有限公司在国际或国内市场销售。
　　公司原油销售价格主要参考质量类似的国际基准油的价格而定，根据市场变化有一定的溢价或折价。原油以美元计价，但国内客户以人民币结算。目前，中国海油在国内销售三种类型的原油，即重质油、中质油和轻质油，挂靠的基准油价为布伦特(Brent)。我们在国内的主要客户为中国海油集团和中国石油化工集团及部分民营炼厂。公司在海外生产的原油主要挂靠布伦特、迪拜、阿曼和西德克萨斯中质原油(WTI)价格以及产油国国家石油公司官价等定期更新的原油交易价格在国际市场或国内市场进行销售。
　　二零二五年，公司实现石油液体销售量为589.2百万桶，同比上涨4.7%，平均实现油价为66.47美元／桶，同比下降约13.4%，与国际油价走势基本一致。
　　天然气销售公司的天然气价格主要通过与客户谈判确定。一般情况下，天然气销售协议为长期合同，合同条款中一般包括价格回顾机制。公司天然气用户主要分布在中国沿海地区，主要用户包括中海石油气电集团有限责任公司、中海石油化学股份有限公司和香港青山发电公司等。
　　公司在澳大利亚西北大陆架项目和印度尼西亚东固液化天然气项目的LNG主要依据长期供应合同，主要销往亚太地区多个客户，其中包括中国广东大鹏LNG终端和福建莆田LNG终端。
　　二零二五年，公司天然气销售量为984.0十亿立方英尺，比去年上升13.1%。天然气平均实现价格为7.95美元／千立方英尺，比去年上涨约3.0%，主要是海外实现气价上涨。
　　科技发展二零二五年，我们坚持科技自立自强，关键技术实现重要突破，为高质量发展提供强大助力。
　　增储上产关键技术研究与应用成果显著。我们创新勘探理论认识，指导在渤海海域斜坡带浅层再获亿吨级油田；规模化应用先进地球物理技术，夯实了勘探资料基础；规模化应用精细注水技术，助力中国海上油田自然递减率降至9.5%。
　　有序推进数智化转型。“深海一号”智慧气田入选中国首批领航级智能工厂培育名单；海上平台无人化率进一步提升；自主研发“海能－敖钦”助力钻井地质设计等关键场景提效30%；智能油田建设及勘探开发一体化领域的两项创新成果荣获国家级奖项。
　　低碳发展公司秉持绿色低碳发展理念，充分发挥整体优势，大力推动海上风电与油气生产融合发展，稳定拓展新能源业务，稳步推进绿色低碳发展。主要成果包括：
　　第一，坚持油气清洁生产，通过岸电工程等实现9.5亿千瓦时的绿电替代；创建海上油气田火炬气回收关键技术体系，完成存量1万方／天以上火炬气回收利用；规模应用永磁电潜泵。
　　第二，坚持油气与新能源融合发展，完成海上风电资源获取阶段目标；深远海浮式风电平台“海油观澜号”全年稳定运行，投运至今累计发电约6,000万千瓦时；全球首座16兆瓦级张力腿型浮式风电平台项目开工；深远海风电示范项目海南CZ7项目一期开工建设。
　　第三，坚持有序推动新产业发展。中国海上首个CCUS项目在南海投产，成功实现海上“CCS”向“CCUS”的跨越。此外，大亚湾区CCS/CCUS集群示范项目完成技术可行性研究。
　　二、公司关于公司未来发展的讨论与分析
　　中国海油是中国最大的海上原油及天然气生产商，亦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。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，秉持稳油增气、向气倾斜的策略，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。开发生产方面，以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。中国海油践行低碳发展理念，扎实推进海上天然气勘探开发，加大陆上非常规气勘探开发力度。
　　保持审慎的财务政策。中国海油坚持审慎的财务政策。得益于多年增储上产与提质增效，公司盈利能力不断增强，财务状况良好。公司将成本控制作为绩效考核评价体系内的关键指标之一，持续巩固有竞争力的成本结构。
　　二零二五年概览二零二五年，地缘政治冲突持续，通胀水平普遍下行，全球经济增长整体呈现疲软态势。根据国际货币基金组织统计，全球经济增速为3.3%。不同经济体的增长前景呈现显著分化：美国经济保持较强韧性；欧洲经济增长不及预期；中国经济增长稳健，结构持续优化，同比增长5.0%。受经济增长预期、地缘政治局势、市场供需关系、货币政策调整等多重因素影响，国际油价总体呈震荡下行走势。二零二五年布伦特原油均价68.2美元／桶，同比下跌约14.6%。
　　二零二五年，中国油气行业持续推进高质量发展，勘探开发成果显著，油气储量产量均创历史新高，为中国经济社会平稳运行提供了坚实支撑。
　　面对复杂严峻的外部环境，中国海油坚持油气增储上产，净证实储量和净产量再创新高；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，价值创造能力不断提升。
　　截至二零二五年十二月三十一日，公司每股基本和摊薄盈利分别为人民币2.57元和2.57元。董事会已建议派发末期股息每股0.55港元（含税）。
　　展望二零二六年，地缘政治风险进一步加大，局部冲突此起彼伏，油价不确定性明显加大。全球通胀压力抬头，经济增长乏力，不同经济体之间的增长分化将进一步加剧。中国更加积极有为的宏观政策将促进消费与投资回暖，为经济注入新动力，中国经济将继续担当全球经济增长的主要引擎。
　　全球能源转型的大势不可逆转，石油与天然气仍将在较长时间内保持其主导地位。中国经济持续回升向好，将为全球油气需求提供关键支撑，海洋油气作为中国油气产量增长的重要战略接续领域，将为公司带来广阔前景与发展机遇。同时，新能源在能源结构上的作用将愈发凸显，新能源技术突破与规模化加速。
　　二零二六年，我们将以油气增储上产筑牢发展底气，以价值创造赋能发展动力，以创新驱动引领产业升级，以国际化发展构建竞争优势，以绿色低碳积蓄发展潜力，奋力打造具有鲜明海洋特色的世界一流能源资源集团。公司全年产量目标为780至800百万桶油当量，预计资本支出为1,120至1,220亿元人民币。
　　同时，公司将一如既往重视股东回报，在各年度建议股息获股东大会批准的前提下，二零二五年至二零二七年，全年股息支付率不低于45%；公司将根据市场环境变化，秉承回报股东的原则，综合考虑公司股东的意愿、战略规划、经营状况等因素，适时对分红政策进行调整。
　　三、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。
　　董事会认为，截至二零二五年十二月三十一日，本公司风险管理及与财务报告相关的内部控制是有效的。
　　作为一家在香港和上海两地上市的公司，公司将一如既往地严格遵守各项监管规则，持续改进公司风险管理、内部控制和合规管理体系并维持良好的公司治理，以保证公司更加健康地发展。
　　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。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，全球秩序多极化趋势加速演进；乌克兰、中东地区地缘政治局势持续紧张，加快世界格局深刻演变。美国中期选举带来的不确定性将影响未来全球能源和气候政策。新兴产业竞争愈演愈烈，关键资源争夺加剧，进一步推动全球产业格局重构。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ArcticLNG2LLC及其所运营的项目因俄乌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未受俄乌冲突的直接影响，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；2025年7月1日，新《矿产资源法》开始施行。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。对于转型气候风险，在政策与法律方面，公司面临着温室气体相关定价增加等风险，在技术与市场方面，公司面临着化石能源降碳技术不达预期、碳氢化合物市场供需变化等风险。若不能及时有效应对，可能会导致投资和运营成本上升、主营业务收入下降。在声誉方面，若出现争议事件，将不利于公司与利益相关方的关系，可能有损公司品牌形象。对于物理气候风险，在气候变化背景下，台风等极端天气现象的增多也为公司带来挑战。
　　这一系列风险会对造成公司运营地点风险暴露提升，导致勘探、设备维修费用增加，从而提高运营成本。
　　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，同时使公司的声誉和作业受到影响，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。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。
　　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，故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。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导致潜在风险。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。
　　（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公司向主要供应商进行的采购占比较高。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关键要素。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公司遭到网络的攻击、或在网络安全、数据安全、IT系统管理上的疏忽以及其他原因，可能使公司的信息系统或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。若出口基础设施达到产能，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，加拿大原住民主张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。
　　（十一）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。
　　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。
　　五、实际控制人对公司产生影响的风险
　　截至2025年末，中国海油集团直接及间接拥有或控制公司约62.13%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法规风险公司作业所在国或区域在反腐败、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，可能需要为此支付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。 收起▲

　　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▲