中国石油上半年经营业绩保持高位

中国经济报导：在国际油价震荡下行、能源市场复杂多变的 2025 年上半年，中国石油天然气股份有限公司凭借强劲的创新驱动力和精准的战略布局，实现了经营业绩的高位运行。面对布伦特原油均价同比下跌 14.5% 的不利市场环境，公司仍实现营业收入 1.45 万亿元，归母净利润 840.07 亿元，展现出强大的发展韧性和核心竞争力。

创新驱动战略引领业绩韧性增长

中国石油将创新置于发展战略的核心位置，形成了 "创新、资源、市场、国际化、绿色低碳" 五大发展战略和 "人才强企、提质增效、低成本发展、文化引领、数智石油" 五大战略举措的立体化发展体系。2025 年上半年，这一战略布局在业绩上得到充分印证 —— 尽管受国际油价同比下降 15% 的不利影响，公司净利润降幅（5.4%）远低于油价跌幅，业绩表现显著优于市场预期。

研发投入的持续加码为创新驱动提供了物质基础。2025 年上半年，公司研发投入达 98.99 亿元，同比增长 2.51%，重点投向油气勘探开发、炼油化工、新能源新材料等关键领域。在专利成果方面，截至 2025 年 9 月初，公司年内已获得发明专利授权 875 个，虽然数量较去年同期有所减少，但专利质量和转化效率显著提升，特别是在页岩油开发、CCUS（碳捕集利用与封存）、数智化技术等领域取得了一批具有自主知识产权的核心技术突破。

创新驱动的成效更直观体现在经营质量的提升上。公司自由现金流达到 1122.8 亿元，同比增长 11.5%，创下历史同期最好水平，显示出创新引领下企业价值创造能力的增强。同时，公司继续保持稳定的分红政策，决定派发 2025 年中期股息每股 0.22 元，派息额达 402.6 亿元，以实际行动回报投资者，彰显了对自身发展前景的坚定信心。

勘探开发技术突破实现 "以量补价"

在油气勘探开发领域，一系列关键技术的突破成为公司抵御油价波动的 "压舱石"。2025 年上半年，中国石油油气当量产量达到 9.24 亿桶，同比增长 2.0%，其中天然气产量增长 4.7%，油气当量产量和天然气产量均创历史同期新高，通过 "以量补价" 有效对冲了油价下跌的影响。

页岩油开发技术的重大突破尤为引人注目。在新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区，最高日产量首次突破 5000 吨，创下历史新高。更为难得的是，在玛北页岩油这一全球埋藏最深（普遍超 4500 米）、地质条件最复杂的页岩油藏开发中，科研人员创新采用 "大钻压" 钻井技术和强刚性稳斜钻具组合，将 2000 米水平段钻井周期缩短至 87 天，较邻井缩短 133 天，较首口试验井缩短 24 天，攻克了 "深埋、高硬、高压" 的世界级开发难题。这一技术创新不仅刷新了超深层页岩油高效开发的行业标准，更使玛北页岩油成为公司重要的产量增长点。

深地勘探领域同样取得历史性突破。2025 年 2 月，中国石油深地塔科 1 井于地下 10910 米处完钻，成为亚洲第一、世界第二垂深井，并全球首次在陆地万米深层钻探发现油气显示，为全球能源开发开辟了新领域，也为公司未来资源接替奠定了基础。在天然气开发方面，大吉煤岩气田年产能突破 25 亿立方米，进一步优化了公司的能源生产结构。

技术创新带来的不仅是产量增长，更有效降低了开发成本。通过持续的技术攻关和工艺优化，公司单位油气操作成本降至 10.14 美元 / 桶，较上年同期的 11.03 美元 / 桶下降 8.1%，在国际油价下行周期中显著扩大了毛利空间，充分体现了科技创新对成本控制的支撑作用。

数智化转型重构生产经营体系

中国石油大力实施 "数智石油" 战略举措，推进数智技术与能源产业深度融合，实现了全产业链效率效能的持续提升。这一转型不仅改变了传统的生产运营模式，更成为提质增效的重要引擎，为高质量发展注入新动能。

长庆油田的数字化转型成果堪称典范。作为全国首批、中国石油首家获得数字化转型成熟度国家标准 "四级" 认证的企业，长庆油田建成了国内最大规模的油气生产物联网系统，实现了 10 万余口油气水井和 2500 余座场站的数字化全覆盖，油水井、场站数字化覆盖率均达 100％。通过数据自动采集、工况自动诊断、远程集中监控、现场智能巡检、生产智能优化的全流程智能化改造，长庆油田在 2007 年至 2023 年间实现油气产量当量增长 2 倍多、油气水井数增长 300％的同时，用工总量保持不增，人均劳动生产率翻了一番，充分体现了数智化转型的巨大价值。

数智化技术的深度应用重构了生产管理模式。长庆油田构建的 "大调度、大集中、大监控" 模式，使 5 家单位实现厂级集中监控，55 个作业区实现直管井站 "两级监控"，完成了从 "人控" 到 "数控"、从 "手动" 到 "智动" 的全面升级。自主研发的大型一体化油气藏研究与决策支持系统（RDMS）整合了地震、钻井、测井等海量数据，为科研人员提供了精准的油气藏 "全景图"，使复杂的勘探研究工作效率显著提升。

在经营管理领域，数智化转型同样成效显著。通过生产经营财务全流程线上融合贯通，打破了传统的 "信息孤岛"，使财务、采购、招标等 3 万余项业务模块信息高效流转。业务协同办公平台优化了近 4000 个审批流程，最短审批时长仅 2 小时 19 分钟，平均审批时长缩短至 2.1 天，大幅提升了管理效率。页岩油开发公司通过构建地上地下一体化全生命周期管理体系，将百万吨用工数量控制在 300 人以内，彰显出数智赋能对生产效率的革命性提升。

新能源与绿色转型开辟增长新曲线

中国石油积极响应国家 "双碳" 目标，将绿色低碳纳入公司战略体系，加快向 "油气热电氢" 和 "炼化生精材" 的综合性国际能源与化工公司转型，新能源新材料业务成为高质量发展的重要增长极。2025 年上半年，公司在新能源领域持续提速，"风光" 发电量累计实现 36.9 亿千瓦时，同比增长 70.0%，新能源业务跑出了 "加速度"。

在新能源项目建设方面，多个重点项目取得实质性进展。年初，公司在运最大整装光伏项目 —— 塔里木油田上库光伏项目成功并网发电，预计每年可提供 21 亿千瓦时清洁电力；公司单体规模最大风电场 —— 吉林油田昂格风电场高效运营，从去年 9 月正式投产到今年 2 月，上网电量已突破 3 亿千瓦时。这些项目的顺利推进，不仅优化了公司的能源生产结构，更积累了宝贵的新能源项目开发运营经验。

CCUS（碳捕集、利用及封存）全产业链协同推进成为绿色转型的重要抓手。2025 年上半年，吉林石化 — 吉林油田二氧化碳管道工程、新疆油田 100 万吨碳捕集一体化示范项目开工建设，累计注入二氧化碳 130.5 万吨用于驱油与封存，全产业链协同效应初步显现。更值得关注的是，吉林油田 CCUS 技术成功走出国门，其承担的《印度尼西亚佳步区块 Gemah 油田二氧化碳驱可行性研究》项目获得 20.2 万美元合同款，成为中国石油首个实现 CCUS 技术国际创效的项目，标志着公司绿色技术获得国际认可。

新材料业务持续保持高速增长态势，成为炼化转型升级的重要成果。通过优化原油资源配置，动态调整产品结构，加大新产品新材料研发力度，公司新材料产量连续三年保持 50% 以上高速增长，2025 年上半年生产新材料 166.5 万吨，同比增长 54.9%。同时，乙烯产量、化工品销量等指标创历史同期最好水平，保税船用燃料油、石蜡等产品市场份额保持领先，彰显了公司在高端化工产品领域的竞争优势。

市场攻坚与成本控制筑牢发展根基

面对复杂多变的市场环境，中国石油通过创新营销模式和强化成本控制，进一步夯实了盈利基础。在成品油市场需求同比下降 3% 至 4% 的整体环境下，公司通过分品种、分区域、分客户制定差异化营销策略，实现国内成品油销量逆势增长 0.3%，其中煤油、柴油销量分别增长 3.8% 和 2.9%，成品油市场份额提升 1.5 个百分点，展现了强大的市场调控能力。

天然气销售业务实现量效双升，成为业绩增长的稳定器。公司持续优化天然气资源池结构和综合采购成本，积极拓展直销客户和工业客户，提升高效市场、高端客户销量占比。上半年国内销售天然气 1197.7 亿立方米，同比增长 4.2%，再创历史同期新高，市场份额提高 2.1 个百分点；天然气销售业务实现经营利润 186.3 亿元，同比增长 10.8%，为公司业绩提供了重要支撑。

传统加油站的转型升级步伐加快，成为新的利润增长点。公司正从传统能源加油站向油气氢电综合能源站转变，上半年车用 LNG 加注量同比增长 59%，充换电量同比增长 213%，非油业务利润增长 5.5%，多元化服务能力不断提升。同时，通过严格控制营销成本，吨油营销成本同比下降 0.3%，实现了销量增长与成本优化的协同发展。

炼油业务在行业周期磨底阶段展现出较强的抗风险能力。上半年原油加工量 6.9 亿桶，同比增长 0.1%，创历史同期新高。通过优化产品结构，成品油产量下降 0.9%，汽柴油收率下降 1.4 个百分点，煤油产量增长 7.6%，适应了市场需求变化。成本控制方面成效显著，炼油单位现金加工成本同比下降 2.2%，在原材料价格波动的环境下保持了盈利稳定性。

中国石油 2025 年上半年的业绩表现，充分印证了创新驱动对于企业高质量发展的核心支撑作用。在国际油价大幅波动的背景下，公司通过勘探开发技术突破实现产量增长，借助数智化转型提升运营效率，依托新能源新材料拓展增长空间，依靠市场攻坚和成本控制夯实盈利基础，构建起多维度、立体化的竞争优势，实现了经营业绩的高位运行。