## 行业经营变量地图

| 变量类别 | 这个行业应看的核心变量 | 当前材料已有事实 | 来源身份 | 仍缺什么事实 | 后续判断意义 |
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| **利润池** | 收入与利润依赖的产品结构（原油/天然气）、地区分布及对应价格水平。 | 2025年实现营业收入398,220百万元，归母净利润122,082百万元；2026年Q1实现营业收入116,100百万元，归母净利润39,144百万元 [1][2]。2025年石油液体和天然气产量占比分别为77%和23% [3]。 | reported_fact | 各细分地区利润池的拆分数据；各主力油田/气田的单井生命周期利润贡献。 | 需要验证油气产量结构变化与国际大宗商品价格波动对整体利润池扩缩的敏感度。 |
| **需求** | 验证真实需求的业务原子指标，如油气净产量、销量、储量替代率、储量寿命。 | 2025年净产量777.3百万桶油当量；2026年Q1净产量205百万桶油当量 [3]。2025年储量寿命为10.0年，储量替代率为167%（含权益法核算的储量） [4]。 | reported_fact | 终端客户结构及实际消纳周期；长协气量占整体产气量的具体比例及实际履约率。 | 需要验证当前高储量替代率及产量增长是否能持续转化为有效销量和稳定现金流。 |
| **客户选择/默认选择权** | **客户真实需求入口：** 工业制造、交通运输、化工原料及发电等基础能源消耗场景。<br>**替代集合与上位默认选择：** 其他国内外油气生产商、煤炭、可再生能源等；上位默认选择为全球定价的大宗商品现货及期货市场。<br>**公司所处位置：** 证据不足，大宗商品属性较强，价格被动接受者。<br>**行为事实：** 2025年石油液体销量与净产量相近，2025年平均实现油价为66.47美元/桶，低于同期布伦特原油均价（68.20美元/桶） [3][5]；天然气签有长期购销协议及“照付不议”条款 [6]。<br>**证据边界：** 默认选择权证据不足，还需行为事实验证；当前主要依靠资源储量与成本作为竞争要素。 | 2025年平均实现油价66.47美元/桶，实现气价7.95美元/千立方英尺 [5]；2026年Q1平均实现油价75.92美元/桶，实现气价7.69美元/千立方英尺 [5]。天然气销售存在长期购销协议并约定“照付不议”条款 [6]。 | reported_fact | 长期天然气合同中“超额提气”及不可抗力豁免情况的实际触发频率；不同原油品类对标布伦特原油的具体贴水比例变化。 | 需要验证在能源价格下行周期中，“照付不议”条款在多大程度上能保障销量与价格底线。 |
| **参与者经济性** | 衡量单位产能回报的核心指标，如桶油主要成本（包括作业费、折旧折耗、税金等）。 | 2025年桶油主要成本27.9美元/桶油当量，其中桶油作业费7.46美元；2026年Q1桶油主要成本28.4美元/桶油当量，桶油作业费6.66美元 [5][7]。 | reported_fact | 新建深水项目与老旧油田单位成本的详细差异；海外项目（如圭亚那、巴西）的实际单桶税费及分成比例。 | 需要验证在极端低油价下，当前的桶油成本结构是否仍能维持单位经济模型的正向回报。 |
| **价格/交易条件** | 对外部价格锚（布伦特油价）的依赖，以及税金与价格的联动机制。 | 2025年除所得税外其他税金占成本比重受油价影响波动，如2024年除所得税外其他税金20,276百万元，同比减少16.7% [8]；原油销售采取签订年度框架协议及参与市场竞争等措施 [9]。 | reported_fact | 矿业权出让收益等新增税费对单桶成本的长期刚性影响额度；海内外税收政策差异。 | 需要验证大宗商品价格波动与税金及附加费用的正相关性多大程度上对冲或放大了利润波动。 |
| **竞争恶化早期信号** | 资本开支效率下降、储量替代率跌破100%、资产减值、桶油折旧折耗上升。 | 2023年计提资产减值损失324百万元 [10]；2025年计提折旧、折耗及摊销79,771百万元 [11]；储量估值受未来油价和未来资本支出影响大 [12]。 | reported_fact / management_claim | 实际报废及油田拆除费用（弃置费）未来大规模发生的时点及对现金流的冲击规模。 | 需要验证新勘探项目（如变质岩油田、深海天然气）的资产减值风险及折耗率变化趋势。 |
| **现金流质量** | 经营现金流对资本开支的覆盖能力，派息的可持续性。 | 2025年经营现金流209,042百万元，资本支出113,731百万元 [11]；2025年每股派息1.28港元，派息率45% [1]；承诺2025-2027年股息支付率不低于45% [13]。 | reported_fact / official_promotion | 油田联合经营中的现金流控制权分配；资本支出中维护性开支与扩张性开支的具体比例。 | 需要验证持续超千亿人民币的资本开支是否会约束极端周期下的自由现金流及派息承诺。 |
| **增量经济模型** | 增长引擎：新油田投产、深水/深层勘探、海外并购或参股（圭亚那、巴西等）的储量与产量贡献。 | 2026年Q1资本支出33,020百万元（同比+19.1%） [1]。2026年指引资本支出112,000-122,000百万元，产量指引780-800百万桶油当量 [1][3]；海外净产量在2026年Q1同比增长12.3% [3]。有第三方担忧增产进度不及预期 [14]。 | reported_fact / third_party_view | 增量海外项目（如圭亚那Payara、巴西Mero）的回本周期与IRR；新能源/绿电销售的实际利润率模型 [15]。 | 需要验证资本开支的边际回报率（ROIC）是否能维持历史存量业务的水平。 |
| **行业外部依赖** | 宏观地缘局势、原油现货市场价格锚、全球通胀环境及汇率波动。 | 2025年由于油价下跌，特别收益金下降 [16]；汇率变动直接影响外币计价的桶油成本折算 [17]。有第三方提出假设，认为中东地缘政治局势紧张可能推升油价中枢 [13]，仍需验证。 | reported_fact / third_party_view | 人民币对美元汇率波动对公司外币资产负债及美元计价收入的净影响测算模型。 | 需要验证汇率与原油价格双重波动对公司实际人民币报表利润的联合放大/缩小效应。 |
| **所有权外部依赖** | 控股股东（中国海油集团）持股比例、关联交易占比、财务公司资金存管。 | 中国海油集团持股比例约为60.54% [18]。公司与集团订立三年期综合框架协议（包含油气销售、勘探开发服务），2025年油气及绿电销售上限为3,287.25亿元 [15]；在财务公司的每日最高存款余额上限为220亿元 [19]。 | reported_fact | 关联方勘探开发服务的市场化定价对标数据；关联方交易中加成的最高10%毛利 [20] 的实际执行均值。 | 需要验证巨额关联采购及资金存管是否影响少数股东的利润归属与现金流支配权。 |

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## 公司特异性待验证关系

**1. 需要验证关联方交易定价原则与少数股东现金归属之间的关系**
- 触发事实：2025年向中国海油集团销售油气及绿电上限为3,287.25亿元；接受集团勘探、开发及配套服务，定价机制中存在“成本加不超过10%毛利”的兜底条款；且在关联财务公司日最高存款余额上限为220亿元 [20][15][19]。
- 为什么需要单独验证：公司上下游重度依赖母公司提供服务及作为销售渠道，关联存贷款和采购定价机制直接关系到公司利润池的留存及资金支配权。
- 相关判断维度：Ownership Reliability 
- 需要补充的事实：关联服务采购与第三方独立招标价格的对比数据；存管于财务公司的资金利率与同期市场银行存款利率的利差。
- 待验证关系：验证高比例关联交易是否存在向大股东转移费用的风险，以及多大程度上影响实际可自由支配的 Owner Earnings。

**2. 需要验证持续千亿规模的资本开支与增量储量/产量转化效率（ROIC）之间的关系**
- 触发事实：2025年资本支出120,500百万元，2026年资本支出指引为112,000-122,000百万元 [1]；2026年Q1资本支出同比上升19.1%至33,020百万元 [1]；2025年储量寿命为10.0年 [4]。
- 为什么需要单独验证：油气行业具有高消耗特性，持续高额资本开支是维持或增加产量的必需条件，该支出效率决定了企业资产负债表的膨胀是否有相应的现金流回报。
- 相关判断维度：Business Engine / 增长质量
- 需要补充的事实：新投产油田（如圭亚那项目、渤海深层变质岩油田）的实际开发阶段投资超支率；单桶新增证实储量的发现成本（F&D costs）。
- 待验证关系：验证新增资本开支在多大程度上转化为高毛利的有效产量，是否会因深海/复杂地质开发导致单位增量资本边际回报递减。

**3. 需要验证桶油成本中“非作业费用”对油价周期的敏感度及抗压能力**
- 触发事实：2025年桶油主要成本27.9美元/桶，其中作业费用仅7.46美元/桶 [5]；而“除所得税外其他税金”等项目受油价、新规（矿业权出让收益）影响波动明显（如2023年该项税金大增29.6%） [21][17]。
- 为什么需要单独验证：作业费虽然控制良好且占比低，但折旧折耗及税费占据了单位成本的大头，这些成本的刚性程度及随油价的波动机制直接决定底线利润。
- 相关判断维度：Durability / Owner Earnings Conversion
- 需要补充的事实：国内矿业权出让收益征收新规对各存量和增量油田的具体征收比例测算；极端低油价下税金的向下弹性。
- 待验证关系：验证当国际油价跌破特定阈值时，税费向下调整的缓冲机制多大程度上能保护公司的净现金流。

**4. 需要验证天然气长协“照付不议”条款对公司整体利润池稳定性的实际支撑程度**
- 触发事实：2025年天然气产量占油气总当量的23% [3]，且天然气实现价格（7.95美元/千立方英尺）在油价下跌的背景下逆势同比增长3% [5]；存在长期购销协议及“照付不议”惩罚条件 [6]。
- 为什么需要单独验证：原油业务高度暴露于全球宏观定价，天然气业务作为占比超两成的利润池，其长协机制是平抑周期波动的潜在缓冲垫。
- 相关判断维度：Durability / 证伪线索
- 需要补充的事实：“照付不议”条款下锁定的天然气销量占公司总天然气产量的比例；合同中不可抗力条款在需求疲软期被客户行使的历史记录。
- 待验证关系：验证长协天然气业务是否持续作为公司穿越大宗商品下行周期的有效稳定器。