【信达证券】油气龙头与炼化巨擘，盈利稳健与价值增长兼具的央企中坚.pdf

2024-05-05

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一、油气综合一体化龙头，板块协同优势显著

1.1 全产业链布局，公司油气龙头地位稳固

上中下游全面布局，油气龙头地位稳固。中国石油天然气集团有限公司（下称“中国石油集团”）成立于 1998 年 7 月，历经二十五载发展，中国石油集团已成为中国油气行业占主导地位的油气生产和销售商，中国石油集团产业链布局完备，集国内外油气勘探开发和新能源、炼化销售和新材料、支持和服务、资本和金融等业务于一体，在全球 32 个国家和地区开展油气投资业务，油气龙头地位稳固。中国石油天然气股份有限公司（下称“中国石油”）是在原中国石油集团重组改制基础上设立的股份有限公司，为中国石油集团的上市主体，中国石油于 2000 年在港股及美股上市，2007 年在上海交易所挂牌上市。

公司股权结构稳定，参控股公司业务布局丰富。中国石油集团持有公司 82.46%股权，公司旗下包含 3 家主要联营企业、7 家主要控股子公司和 3 家主要合营企业，其参控股企业业务布局广泛，涵盖原油及天然气的勘探、开发、输送、生产和销售及新能源业务，原油及石油产品的炼制，基本及衍生化工产品、其他化工产品的生产和销售及新材料等业务活动。

公司发展战略聚焦主业，并实现全产业链优势互补。上游勘探开发及新能源方面，公司聚焦油气业务主业，形成“三个 1 亿吨”格局（即：国内原油产量、国内天然气产量当量、海外油气权益产量当量均保持 1 亿吨以上）并巩固发展，同时公司也根据国际国内油气市场变化，坚持高效勘探、效益开发，加大勘探开发力度，积极推动油气增储上产；此外公司也在加快从生产供应油气为主向生产供应油气热电氢多种能源转变。在炼油化工方面，公司炼油体量大、化工基础深厚，炼油能力位居世界第三、乙烯产能世界第六，高端化是公司炼化产业的主要发展路径，公司正加快从炼油为主的炼化基础产业向“基础+高端”的能源化工材料现代产业转变。公司作为石化一体化龙头，其上下游产业协同推动各环节优势互补，持续开拓公司战略发展新格局。

1.2 油价中高位背景下，公司盈利弹性有望释放

公司历史盈利能力与油价高度正相关。从历史数据看，公司营业收入、净利润与油价高度正相关，由于公司上游油气勘探开发规模大，公司归母净利润受油价波动影响较为明显。 2022 年受地缘政治影响国际油价大幅上升，公司营业收入为 32391.67 亿元，同比增长 24%，公司归母净利润为 1493.75 亿元，同比增长 62%；2023 年油价有所回落，但受益于产量增长及天然气销售板块景气上行，公司盈利明显增长，公司实现营业收入 30110.12 亿元，同比下降 7.04%，归母净利润为 1611.44 亿元，同比增长 8.34%。

分板块看，公司主营业务包括油气和新能源、炼油化工和新材料、天然气销售、销售四大板块，2023 在公司营业收入占比分别为 17%、23%、10%和 50%，其中销售板块贡献最大。从毛利率角度看，油气和新能源板块毛利率与原油价格波动保持较高同步性，毛利贡献主要受油价影响；炼油化工和新材料板块毛利率与原油价格呈现较高的负相关性，销售、天然气销售板块毛利率相对稳定，2010-2023 年中枢分别为 4%，8%。从盈利贡献角度看，上游油气及新能源板块在高油价周期中利润贡献最突出，其炼化板块在 2011-2014 年间对高油价承压能力偏弱，对盈利带来负向贡献，而近年来伴随新材料产业链、轻烃裂解制烯烃等板块持续布局，公司炼化板块在高油价周期下也贡献了一定利润；销售及天然气销售板块利润贡献波动较大，在油气价格波动时，其外购气成本及成品油库存跌价对盈利带来一定压缩。

1.3 公司财务状况良好，资本开支保持稳健

公司资产负债率稳定，经营性现金流充沛。负债率方面，自 2013 年来，公司资产负债率中枢维持在 44%左右，相较于国内外其他石化龙头企业，公司资产负债率处于较低水平。现金流方面，公司经营活动现金流充沛，近十年来公司经营活动现金流基本维持在 2500 亿以上，2023 年公司经营活动产生的现金流量净额高达 4566 亿元，同比增长 16%。

公司全产业链布局，具备较强的各环节产业协同能力。通过比较“三桶油”（中国石油、中国石化、中国海油）及海外其它石化企业龙头，公司通过上中下游全产业链布局，2013- 2023 年公司销售净利率和 ROE 中枢分别在 4%和 6%左右，具备一定的抗风险能力。相比于中国石化，公司在低油价情况下销售净利润与 ROE 相对偏低，而在高油价情况下销售净利润与 ROE 较高；此外，公司上游勘探开发业务规模更大，在油价中高位背景下利润贡献更加突出，而公司通过下游炼化产业布局，强化了各版块间盈利的协同性。

资本开支水平稳定，油价中高位运行背景下，油气与新能源开支占比上升。从历史数据看，公司资本开支主要集中于上游勘探开发业务，在油价高位时资本开支力度明显加大， 2023 年公司核心业务资本开支为 2734.84 亿元，与 2022 年基本一致。从各板块资本开支占比上看，2022 年上游油气与新能源板块资本开支占核心业务资本开支比重约 81%，2023 年进一步提升至近 91%；炼油化工和新材料板块占比从 2022 年的 15%降至 2023 年的 6%。整体来看，近年来伴随油价中高位运行，公司在上游勘探开发投入趋于集中，2024 年公司资本开支依旧以上游勘探开发为主，但相对开支强度有所放缓。

二、勘探开发：增储上产与油气价格高位推动上游景气度提升

2.1 精细勘探和高效开发成效显著，稳步推进增储上产

2.1.1 油田开发积累雄厚，陆上开采成本优势突出

公司油气资源禀赋良好，油气产量主要来自前六大油气田。公司在上游勘探开发业务板块拥有大庆、长庆、塔里木、西南、新疆、辽河等多个大型油气区，其中，长庆油田是中国最大的油气田，2022 年全年生产油气当量达 6501.55 万吨，占公司国内总产量的 1/6。公司整体油气产量主要集中在前六大油气田，根据我们统计，2022 年公司长庆、大庆、塔里木、西南、新疆、辽河六大油气产区合计生产约 1.9 亿吨油气产量当量，约占公司 2022 年油气总产量的 83%。

公司海外油气资产布局优化，持续夯实增储上产基础。2015-2020 年，公司海外油气产量当量占其总产量约 14%左右，2021 年公司处置了一批海外低效油气资产，海外油气资产占比有所下滑，但整体资产质量提升。2023 年公司完成卡塔尔北方气田扩容项目、伊拉克西古尔纳 1 项目作业权移交协议签约，公司在乍得多赛欧坳陷、滨里海东缘获得新发现，海外油气业务结构、资产结构和区域布局持续优化，海外油气产量占比有所提升。2023 年全年完成海外油气产量当量为 195.7 百万桶，同比增长 13.2%，其中原油产量 163.4 百万桶，同比增长 17.7%；可销售天然气产量 1934 亿立方英尺，同比下降 5.1%。

公司油气产量稳中有升，高效勘探开发成效显著。近年来公司原油产量稳中有升，天然气产量增长潜力持续释放。原油方面，2023 年公司原油产量为 9.37 亿桶，同比增长 3%；截至 2023 年，公司剩余原油可采储量为 62 亿桶，同比下降 3%。天然气方面，2023 年公司天然气产量 3.66 万亿立方英尺，同比增长 6%，从储量角度看，截至 2023 年，公司剩余可采天然气储量达到 73 万亿立方英尺，同比减少 1%。2023 年公司油气产量当量为 17.59 亿桶，同比增长 4.4%，根据我们测算，2023 年公司油气产量当量约占全国的 59%，在上游勘探开发领域具备明显龙头优势。近年来公司加大老区油气稳产，新区增量上产策略，同时推动非常规油气高效勘探开发，2023 年中国石油在四川盆地、塔里木盆地等区域获得了 11 项重要发现和 6 项重大突破，增储上产潜力持续提升。

横向对比，公司剩余油气可采储量潜力释放空间大，陆上油气开采成本优势凸显。从储量上看，中国石油剩余油气可采储量在“三桶油”中具备明显优势，但由于我国陆上油气田开采年限较长，衰减问题更为明显，2014-2019 年剩余油气可采储量出现下滑，但近年来受益于增储上产政策支持及公司高效开发力度提升，2020-2023 年公司剩余油气可采储量有所回升。从油气操作成本上看，近年来公司油气操作成本总体稳定，2017-2023 年公司油气操作成本中枢为 11.42 美元/桶，受益于公司区块优势及成本管控能力提升，公司陆上油气开采成本具有相对优势。

2.1.2 增储上产政策助力，油气产量仍有上升空间

我国油气资源禀赋较弱，对外依存度高，但近年来原油勘探效益有所反弹。“富煤、贫油、少气” 是我国能源资源禀赋的典型特征，我国原油对外依存度较高，2023 年我国原油产量为 2.09 亿吨，同比增加 2.13%，表观消费量为 7.72 亿吨，同比增长 7.34%，原油对外依存度为 73%，同比增长 2 个 pct。根据国务院发展研究中心专家郭焦锋披露的数据，中国老油田年产量递减率为 10-15%，根据我们测算，我国每年需要新增约 2500 万吨以上原油产量来弥补油井递减量。近年来我国持续增加勘探开发投入，2022 年我国油气勘查投资规模达到了 822 亿元，同比增长 3%，我们根据年油气勘查投资规模/新增油气地质探明储量来衡量单位油气勘探投资额所对应的勘探效益，通过观察单位投资额下油气勘探效益，2015- 2019 年我国油气勘探效益持续下降，2019 年国家能源局正式实施油气行业增储上产“七年行动计划”，推动油气勘探效益提升，2020-2021 年全国油气勘探开发效益有所反弹，但国内油气资源禀赋整体仍偏弱，因此对于勘探开发业务而言，技术突破成为油气产量保障的关键力量。

保障能源安全、推进增储上产是长期战略。为将石油、天然气的对外依存度控制在合理水平，国家在“十二五”规划中就明确要求“加大石油、天然气资源勘探开发力度，稳定国内石油产量，促进天然气产量快速增长，推进煤层气、页岩气等非常规油气资源开发利用，积极发展海洋油气、海洋工程装备制造等新兴产业”。到了“十三五”期间，我国原油和天然气的对外依赖度依然不断攀升，从2016年的63%提升至2018年的69%。2019年5月，国家能源局主持召开“大力提升油气勘探开发力度工作推进会”。会上能源局提出“石油企业要落实增储上产主体责任，完成 2019-2025 七年行动方案”工作要求，业界称之为“油气增储上产七年行动计划”(以下简称七年行动计划)。七年行动计划提出之后，三大石油集团及延长石油纷纷调整各自的油气勘探开发部署，持续加大上游发展力度。

2.1.3 公司矿权基础雄厚，内部矿权流转助力开发效率提升

公司矿权基础优势突出，助力公司增储上产。近年来，由于竞争性出让政策出台，叠加国家划定并严守生态保护红线，“三桶油”整体矿权面积处于下行趋势。在矿权登记面积方面， 2023 年中国石油矿业权为 94.2 万平方千米，相较于其它国内油气企业，中国石油的矿权面积在“三桶油”中具有明显优势，有利于推进公司增储上产潜力释放。从矿权区块面积分布看，公司主要矿权面积集中在主力油田中，其中塔里木油田、长庆油田、大庆油田、西南油气田矿业权面积合计占比达到 54%。

公司矿权区块内部市场化流转改革深化，上游资产优化配置进一步升级。自 2017 年来，中国石油主动适应国家油气体制改革新形势，加强优质矿权内部勘探开发突破、资源探明和储量动用，实现油气勘探开发资源的有效配置。截至 2023 年 1 月，公司基于不同阶段的矿权政策，设定流转目标，制定流转原则和流转方案，实施了三批矿权内部流转与优化配置，合计共 35 个区块，总面积达 11.7 万平方公里，矿权内部流转涉及 38 个探矿权、11 个未动用储量区块。从成效角度看，公司在流转区块中取得了 3项重大突破、3项重要发现、 5 项新进展，一批储量得以有效动用，总转采面积可达 3135 平方公里，有效提升了储量增长潜力。

2.2 油气价格中高位运行，上游景气周期有望延续

2022 年上半年，俄乌冲突爆发，加拿大、美国、英国和澳大利亚先后宣布禁止进口俄罗斯石油，欧盟正式宣布对俄罗斯进行第六轮制裁，包括 2022 年 12 月禁止海运进口俄罗斯原油，2023 年 2 月禁止海运进口俄罗斯成品油，地缘政治危机使油价一度上涨至 120 美元/ 桶以上。货币超发叠加能源价格上涨导致美国甚至全球通胀率高涨，美联储加息幅度和加息频率提升，引发市场对于经济衰退的担忧，2022 年下半年原油价格单边下跌。 2023 年上半年，在美联储继续加息、欧美银行业危机叠加 OPEC+持续减产等多方因素影响下，市场进入供需相持阶段，原油价格在 70-80 美元/桶区间波动。 2023 年 7 月，沙特已实施 100 万桶/天的强势额外减产，加剧原油供应紧张，同时成品油消费特别是美国汽油消费进入旺季，油价企稳回升。 2023 年 10 月以来，受 OPEC+减产政策不及预期、需求走弱、原油期货多头头寸获利了结等空头因素交织影响，油价出现下行。 2024 年 2 月以来，受中东地缘局势紧张影响，叠加 OPEC+减产延长，多因素推动油价上涨。

综合过去油价回顾，我们认为，在市场对原油需求持续担忧的情绪下，本轮油价推升的本质在于供给端，即过去资本开支不足和资源劣质化引发的当前的原油供给弹性有限，从而使得以沙特为首的 OPEC+能够通过调控剩余产能对油价产生更大的边际影响。对于未来油价展望，我们认为，美国石油开采面临资源劣质化和成本通胀双重压力，以沙特为首的 OPEC+维持高油价意愿和能力仍没有弱化，原油供给偏紧的格局并未发生根本性改变，油价高位支撑仍然存在。

2.2.1 供给端：供给偏紧格局有望维持，对油价支撑托底作用凸显

美国原油产量未来增速或将放缓。根据2024年石化年度投资策略《景气周期下石化产业链上游及油服板块投资机遇》分析，截止 2023Q2，美国上市油企资本开支不断提升，经营现金流再投资比例升至 95%，较 2021-2022 年（50%以下）明显提升，但考虑成本通胀挤压实际投资水平，且受资源枯竭制约影响，我们认为美国原油产量增速或将放缓。根据彭博，2022 年美国二叠纪盆地水平井长度较 2018 年增长了 20-30%至 3000 米以上，但单位水平长度对应的页岩油生产效率却出现了下降。从盆地生命周期来看，页岩油生产盆地累计采出程度达到约 50%时，产量在此前后或将达峰，而 Goehring & Rozencwajg 预计美国最大的二叠产区或将在 2024Q4 累计采出程度达到 50%。据 EIA 在 2023.12 预测，2024 年美国原油增量仅为 19 万桶/天，或将较 2023 年 100 万桶/天以上的产量增幅大幅下降。

美国原油长期增长存在天花板，油气开采成本中枢上移。2023 年，受老井衰减加速以及新井产量增幅有限影响，美国页岩油月度产量增幅已经逐步下降至负数。根据 EIA 最新预测，美国原油产量或将在 2028-2030 年达峰，达峰产量为 1330-1340 万桶/天，较 2022 年 1183 万桶/天仅增加约 150-160 万桶/天。此外，根据达拉斯联储在 2024Q1 的调查数据，美国页岩油平均生产成本为 39 美元/桶，较 2023 年 37 美元/桶上升了 2 美元/桶。2024Q1，美国页岩油生产商新钻井的平均成本为 64 美元/桶，较去年 62 美元/桶上升了 2 美元/桶。成本上行一方面有望带来对油价的托底作用，亦或抑制油气资本开支意愿，美国产量增速有望趋缓。

俄罗斯近期的主动减产及长期产能瓶颈，或造成供给进一步收缩。俄罗斯计划从 2023 年 3 月至 12 月减产石油 50 万桶/天，同时 2023 年 8 月计划减少石油出口 50 万桶/天，2023 年 9 月计划减少石油出口 30 万桶/天并延长至 12 月。2023 年 11 月，俄罗斯宣布在 2024Q1 再次进行自愿减产，其中原油出口减少 30 万桶/天，成品油出口减少 20 万桶/天。2023 年 11 月，俄罗斯原油产量近 950 万桶/天，较 2 月实际减少近 40 万桶/天；俄罗斯石油出口量（原油+石油制品）为 750 万桶/天。2024Q1，俄罗斯原油出口计划减少 30 万桶/天，成品油出口减少 20 万桶/天。长期看，俄罗斯也面临资本开支不足的问题，或将对其长期产能造成损害。根据国际能源信息署 IEA 统计，俄罗斯原油产能已从 2021 年 10 月的 1042 万桶/天下降至 2023 年 9 月的 998 万桶/天，俄罗斯原油产能已经出现了衰减的问题。

本轮 OPEC+减产部分国家面临增产能力不足的客观约束，沙特减产挺价意愿较强烈。除沙特外的其他 OPEC+国家受产能上限制约，难以在 2-3 年内实现大幅增产。当前仅沙特、阿联酋拥有较多可自由支配的剩余产能，截至 2023 年 10 月两国剩余产能分别约为 315、 95 万桶/天，沙特内部协调能力和油价调控能力有望进一步增强。根据 IMF 预测，2024 年沙特财政平衡油价在 80 美金/桶左右，而 2023 年 7 月以来沙特减产 100 万桶/天驱动油价抬升 10 美金/桶所带来的收益远大于增产以量换价的收益，因此沙特减产托底高油价的意愿和可持续性均较为强烈。

2024Q1，OPEC+原油供给仍保持谨慎。2023 年 11 月 30 日，第 36 届 OPEC+部长级会议结束。我们测算，2024Q1，相比于 2023.10 产量，OPEC+各国减产退出规模从原来的 138 万桶/天缩小为 26 万桶/天。巴西将于 2024 年加入 OPEC+组织，OPEC+对于原油市场的供给调控以及价格边际影响或进一步加强。

2.2.2 需求端：短期需求复苏仍不充分，长期需求达峰尚需时日

短期内原油需求或仍保持增长态势。当前美国经济表现出了较强韧性，通胀风险和利率矛盾有望在中美新一轮谈判中得到逐步化解；中国经济探底后有望修复，制造业 PMI 正逐渐回到景气区间，进出口贸易额同比降幅已现收窄，我们预计未来全球宏观经济仍能够对油价产生可持续支撑。根据 IEA、EIA 和 OPEC 三机构最新预测，2024 年全球原油需求增量将分别为 106、134、225 万桶/天，仍保持稳定增长。

长期来看原油需求达峰尚需时日。交通用汽柴油占据了全球油品消费的半壁江山，主要考虑新能源汽车替代效应的影响。考虑传统能源价格高涨推动新能源汽车渗透加速，我们采用新能源车渗透率按照 S 型上升的情景假设，对全球汽柴油消费进行预测，得到全球交通用汽柴油需求量将在 2025年达峰的预测结论。基于此，以及我们对航空煤油、工业用油、化工用油和其他用油的假设和模型，我们预计全球原油总需求量将在 2027 年左右达峰， 2027 年需求达峰量与 2022 年需求总量之间还存在约 400 万桶/天的增长空间。

美国进入战略补库阶段也有望拉动表观需求增长。根据 IEA 数据，当前美国 SPR 不到 4 亿桶，其战略原油库存已下降至历史相对低位。战略原油库存低位也促使美国进入 SPR 补库周期，美国政府在 2022 年 10 月其补库心理价位 67-72 美元/桶，2023 年 6 月，美国能源部官网发布声明表示，以 73 美元/桶的均价成功完成补库 300 万桶战略石油储备（SPR）的招标，而美国 2023 年 10 月补库心理价位已升至 79 美元/桶，我们认为美国 SPR 补库周期来临，其逐步抬升的补库预期价位也有望对油价形成托底支撑。

2.2.3 结论：原油供给受控，需求稳步增长，成本抬升及降息预期或将支撑油价保持中高位水平

产能周期引发能源通胀，看好原油等能源资源的历史性配置机会。我们认为，中长期来看油价将维持中高位，未来 3-5 年能源资源有望处在景气向上的周期，继续坚定看好本轮能源通胀，继续坚定看好原油等能源资源在产能周期下的历史性配置机会。展望 2024年，海外及国内经济或将迎来双重修复，原油需求仍保持增长态势；美国石油开采面临资源劣质化和成本通胀双重压力，以沙特为首的 OPEC+维持高油价意愿强烈，原油供给偏紧的格局或未改变；叠加美国长期的战略储备原油补库需求，我们预计油价或将持续处于中高位水平。

2.3 天然气市场化改革推进，公司有望迎来价量齐升

中国天然气行业消费持续增长，进口依赖度仍较高。近年来我国天然气产量、消费量持续抬升，2022 年受俄乌冲突影响，天然气价格大幅抬升，消费量同比小幅下降，2023 年伴随国内疫情影响减弱后，经济持续回暖，天然气消费量明显上行。根据我们测算 2010-2023 年，我国天然气表观消费量复合增长率为 10%。从消费结构上看，我国天然气近年来进口量快速增长，2023 年中国进口天然气 1.2 亿吨，较上年增长 11%，其中管道气和 LNG 占比分别为 41%、59%。从进口来源分布看，我国 LNG 主要来自澳大利亚、卡塔尔等国家，进口来源分布较广；管道气主要依赖中亚、俄罗斯地区供气，其中土库曼斯坦是我国管道气的核心来源，2021 年其进口占比达到 56%。

公司为我国天然气供应商龙头，市场占有率较高，但天然气板块经营利润易受国际天然气价格影响。2023 年公司国内天然气销售量为 2198 亿立方米，占国内总天然气消费量比重为 56%，近年来公司国内天然气消费量市场占比在 50%以上，行业龙头地位稳固。从经营效益角度看，公司天然气销售资源结构多样，近年来其国内可销售天然气产量占销售量比例在 64%左右，部分天然气供应仍需要外采，而成本端气源采购价易受国际天然气价格波动影响，因此公司天然气板块经营利润易受国际天然气价格影响。2022 年受俄乌冲突影响，国际天然气价格大幅波动，公司天然气经营利润明显下降，2023 年伴随国际天然气价格回落，公司实现天然气经营利润 430.44 亿元，较上年同期增长 301 亿元。

我们比较了公司国内天然气产量及销量情况，根据我们测算，2023 年，公司国内天然气产量约为 1396.7 亿立方米，公司国内天然气销售量为 2198 亿立方米，公司国内产量占其国内销售量比例约为 56%。2010-2023 年，公司国内天然气自供率平均为 63%，部分国内天然气供给需要外购。我们认为，公司通过合理利用天然气外采及自供比例，能够有效调整天然气供给成本结构，实现天然气销售板块的效益优化。

分气源来看，中石油天然气主要包括国产气、进口管道气及进口 LNG。在进口气方面，公司作为国内进口管道气主体，根据中国海关数据，2023 年公司进口天然气约 4867 万吨，约占公司天然气销售量的 30%，根据我们测算，2023 年公司进口管道气成本约 2806 元/ 吨，同比增长 7%；我们以公司天然气销量-国产气产量-管道天然气进口量计算公司 LNG 进口量，根据测算结果，2023 年公司进口 LNG 为 1135 万吨，约占公司销售量的 7%。近年来伴随公司国产气增储上产加速，公司整体进口气源占比较 2018 年有所下降。

“三桶油”横向对比，公司天然气储量及产量规模位居三桶油首位，公司剩余可开采储量充足，产量释放潜力空间广阔，2023 年公司天然气剩余可采储量为 2.04 万亿立方米，约为中石化、中海油的 8 倍。在天然气产量方面，2023 年公司实现可销售天然气产量为 1381 亿立方米，同比增长 6%；从增速看，2010-2023 年公司天然气产量复合增速为 6.3%，高于中国海油，略低于中国石化。

公司 LNG 国际合作持续加深，气源供应保障能力持续提升。近年来公司与国际主产气国签订了多项供应合作协议，其中卡塔尔北方气田扩容项目、俄罗斯北极 LNG2 项目、莫桑比克超深水 LNG 项目等重点项目有效提升了公司资源保障能力。从 LNG 处理能力看，截至 2022 年底，公司共拥有江苏、唐山 2 座 LNG 接收站，全年气化和装车总量共计 158.3 亿立方米；实现 15 座 LNG 工厂运行生产，LNG 加工量共计 27.8 亿立方米。

公司管道资产并入国家管网，资源统筹规划能力有效提升。2020 年 7 月 23 日，中石油公告拟将所持有的主要油气管道、部分储气库、LNG 接收站及铺底油气等相关资产出售给国家管网集团，获得国家管网集团 29.9%股权。截至 2022 年，公司天然气管道长度为 1.7 万公里，公司 LNG 接站的总设计产能 1650 万吨/年，占全国接收站设计产能的 15%；储罐能力 236 万立方米，占全国储罐能力的 17%。我们认为，公司管道资产并入国家管网后，有望实现全国范围内油气资源的有效调配，同时统筹规划建设运营，提升天然气一体化供应能力，进一步降低管道投资成本。

公司天然气实现价稳健增长，有效抵御国际市场价格冲击。为应对国际市场冲击，国家多举措稳定天然气价格，有效缓解国际市场传导冲击，公司作为国内三大天然气源供应商之一，自 2014 年以来，公司天然气实现价与国际天然气价格基本同频变化，2023 年公司天然气实现销售均价 2076 元/千立方米，同比下降 23%，而国际天然气价格同期回落 60%，公司天然气实现价更加趋于市场化，有效抵御国际市场价格冲击所带来的盈利下行风险。

天然气上下游定价机制存在差异。天然气的终端销售价是由上游气源价，加上中游长输管输费形成省级门站价，再加上部分省内短途管输费和下游的配气费形成，即“门站价+省内短途管输费+配气费=终端用户价”。其中，上游气源的进口和开采以中国石油、中国石化和中国海油三家国企为主，LNG接收站和 LNG液化厂出厂价基本实现了市场化定价，而管道天然气出厂价实施政府指导定价。国家发展改革委对门站销售价格采取“基准价+浮动幅度”的价格管理方式，这是一种政府管控与市场调节相结合的价格管理方式。中游管输费、下游配气费以及终端用户价均实行政府定价。在天然气终端用气过程中，上游供应商通过市场化定价方式将气源成本向下游用户疏导，若上游气源价格抬升，下游城燃企业无法及时顺价，则产生气价倒挂的情况，影响下游企业回报。

顺价机制推进，公司天然气业务价量齐升空间有望打开。进入 2023 年后，天然气上下游价格联动机制在全国多地开始施行，截至 2023 年 7 月，全国已有 30 个地区在天然气价格联动机制方面出台政策。根据 2024 年三桶油出台的合同年管道气的定价方案，2023-2024 合同年居民气价较基准门站价上浮 15%，非居民气价较基准门站价上浮 20%。2024-2025 合同年定价方案上调居民气价格上浮比例，下调非居民气价格上浮比例，将管制气价格制定为在门站价基础上统一上浮 18.5%，实现居民与非居民气价格的并轨。天然气价格联动机制是天然气价格市场化推进的关键举措，一方面能够促进价格顺畅传导，增强下游城燃市场的供应能力；另一方面，天然气定价市场化有望进一步激发上游气源增储上产活力，公司作为国内天然气供应的关键气源，在天然气供应方面具有较强的定价权，顺价机制推进后，公司天然气业务有望迎来价量齐升空间。

2.4 推进油气新能源融合发展，打造“油气热电氢”综合能源公司

公司新能源业务稳步发展。2022 年 8 月，根据公司新能源战略规划，中石油将其“勘探与生产分公司”更名为“油气和新能源分公司”，标志公司新能源板块迈入新阶段。从布局战略看，公司新能源产业覆盖氢能、风光发电、地热、充换电等板块。氢能方面，公司氢能业务从 2021 年开始快速发力，2023 年公司高纯氢总产能达到 6600 吨/年。在地热方面， 2023 年，公司累计地热供暖面积超 3,500 万平方米，新签地热供暖合同面积超 4000 万平方米。在风电光伏方面，2023 年公司风电光伏发电量 22 亿千瓦时，新增风光发电装机规模 370 万千瓦。整体来看，公司 2023 年新能源开发利用能力达到 1150 万吨标煤/年，同比增长 44%，公司新能源业务发展势头正劲。

公司绿色低碳转型路径明晰，新能源接替潜力持续释放。公司将绿色低碳纳入发展战略，制定了碳达峰碳中和路线图，确定了绿色低碳转型发展“清洁替代、战略接替、绿色转型” 三步走总体部署，明确将新能源作为公司主营业务发展，组织制定了新能源新业务发展专项规划，推动公司向“油气热电氢”综合性能源公司转型。公司目标到 2025 年实现新能源产能比重达到一次能源生产的 7%，力争到 2035 年外供绿色零碳能源超过自身消耗的化石能源，基本实现热、电、氢对油气业务的战略替代，力争 2050 年左右实现“近零”排放，新能源新业务产能占据半壁江山。

三、炼化和新材料：政策加码叠加需求好转，业绩有望改善

3.1 油品：市场份额前列，叠加需求复苏，炼油板块优势持续增强

全国炼化龙头，基地化、规模化布局全面提升产能竞争力。2023 年，中国石油拥有 2.3 亿吨/年炼油加工能力，占全国炼能比例为 25%，居全国第二，仅次于中国石化。公司旗下拥有 25 家炼化企业，平均炼能为 900 万吨，业务覆盖炼油化工全产业，一体化优势显著。根据百川盈孚数据，我国千万吨级炼厂仅 38 家，公司千万吨级炼厂达 13 座，占全国千万吨级炼厂数量的 34%，在公司总体炼能比例中达到 69%，规模化优势突出。根据招商银行研究院数据，在相同的工艺流程下，1000 万吨/年炼厂的单吨完全操作成本比 500 万吨/年的炼厂低 10%左右，公司炼厂的大规模化有望显著降低生产成本。我们认为，公司单座炼厂规模化优势相对显著，顺应国家炼化行业一体化、大型化发展趋势，产能竞争力持续巩固。

“双碳”约束+供给侧结构调整，落后产能持续出清。2021 年 9 月以来，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，国务院发布《关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通知（国发〔2021〕23 号）》，国家发展改革委发布《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》和《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021-2025 年）》，推动石化行业碳达峰，严控新增炼油能力，计划到 2025 年国内一次加工能力控制在 10 亿吨以内，主要产品产能利用率提升至 80% 以上，当前我国炼能总量约为 9.23 亿吨，根据我们统计，未来或将有超过 1 亿吨左右的炼能待释放，供给侧峰值或将来临。而在产能出清方面，多政策明确了未来石化产业落后产能出清指标，如在《产业结构调整指导目录（2023 年本，征求意见稿）》中明确了，除特殊规定外，总体上 200 万吨/年及以下常减压装置应当在 2023 年底前淘汰完毕；在《工业重点领域能效标杆水平和基准水平（2023 年版）》政策中，对于炼油、乙烯、对二甲苯、PTA 等多种石化化工产品都明确了在 2025 或 2026 年底前完成技术改造或淘汰退出。我们认为，目前我国炼能格局呈现大规模增量产能限制，小规模落后产能淘汰的局面，但国家也明确鼓励如高端树脂、高端化工新材料和绿色化学品的增量产能建设，行业高质量发展是当前产业结构转型的关键路径，因此在供给侧发展受限的环境下，行业集中度有望进一步提升。

成品油消费税进一步收紧，行业产能出清有望加速。自 1994 年国家首次从汽油、柴油征收消费税至今，成品油消费税呈现明显的征收范围扩大、税额提升的趋势，其中汽油、柴油、航空煤油分别自 0.2、0.1、0.1 元/升，提升至 1.52、1.2、1.2 元/升。消费税作为炼厂在销售成品油过程中的关键税金，是油品成本的重要组成部分，根据我们测算，以航空煤油为例，在 1.2 元/升的基础上，单吨航空煤油的消费税为 1495 元。由于消费税对盈利影响较大，中石化经研院专家指出，部分炼厂为逃避消费税，生产的汽柴油产品以其他化工产品的名目销售，若油品出厂后无法达到汽柴油标准，则以组分的形式销往调油商。我国成品油消费量较大，刻意规避、偷逃消费税现象突出，根据《关于做好 2020 年能源安全保障工作的指导意见》，其特别强调了对具有原油进口使用资质但发生严重偷漏税等违法违规行为的地方炼油企业，一经执法部门查实，则取消原油进口资质。我们认为，国家出台一系列政策收紧成品油消费税政策，将进一步营造公平竞争环境，同时倒逼具有偷逃税款等违法行为的炼厂退出市场，行业出清有望加速。

根据 2023 年 6 月发布的《关于部分成品油消费税政策执行口径的公告》，将汽油的重要调油组分烷基化油按照汽油征收消费税，进一步扩大了消费税征收范围。2022 年我国烷基化油产量为 952.38 万吨，汽油产量为 1.45 亿吨，烷基化油占汽油产量比例为 6.57%，根据我们测算，对烷基化油征收消费税后，单吨烷基化油消费税为 2096 元，烷基化油调油后，则单吨汽油成本或将存在 138 元的成本提升。我们以山东地炼 92 号汽油市场价/发改委汽油最高指导价作为成品油纳税达标率，近年来，伴随成品油消费税征税政策收紧，纳税达标率处于上行趋势。我们认为，新一轮成品油消费税改革后，烷基化油调油成本或将抬升，进一步压缩调油商市场利润空间，叠加行业纳税政策持续趋严，行业规范程度明显提升，具备合规经营的国营石化企业有望优先受益。

油品供给市场份额稳居前列，合规经营龙头市占率仍有望提升。从历史趋势看，2010- 2023 年，中国成品油产量整体呈增长趋势，然而近年来受新能源汽车消费替代等因素，成品油产量增速明显趋缓。从市场份额看，中国石油成品油产量份额整体相对稳定，近十年中枢为 29%左右，2023 年中国石油成品油产量为 1.22 亿吨，同比增长 16%，占全国成品油产量 31%，仅次于中国石化。未来伴随着行业政策趋严，合规经营龙头行业集中度有望进一步提升。

居民出行持续回暖，成品油需求支撑显著。2023 年国内疫情影响减弱后，居民出行持续恢复，交通运输行业回暖迅速，其中，2023 年国内公路货运量为 36.63 亿吨，基本恢复至疫情前水平，航空旅客运输量 0.42 亿人，与疫情前基本持平，居民出行回暖、交通运输修复，对成品油需求支撑强劲。从成品油消费量角度看，2023 年我国成品油累计消费量为 3.87 亿吨，已大幅超越 2019 年同期水平，出行修复对成品油消费具有明显支撑作用。2024 年伴随国内经济持续修复，居民出行需求有望继续提升，成品油消费复苏可期。

成品油出口配额领先，油品盈利实现优化配置。2023 年国内共下发三批合计 3999 万吨成品油出口配额，超过 2022 年全年水平，其中中国石油获得 1224 万吨，占比为 31%。从出口流向来看，2023 年我国成品油出口主要集中在东南亚地区，其中出口量最多的为新加坡，成品油出口量为 1041 万吨。我们以新加坡地区成品油价格-原油价格计算成品油价差，近年来由于国际油价高位运行，叠加东南亚地区经济及出行修复，东南亚地区成品油价差明显走阔。2024 年第一批成品油出口配额为 1900 万吨，较去年基本持平，公司获得 578 万吨出口配额。我们认为，2024 年全年成品油出口配额有望保持较高水平，同时公司能够根据海内外成品油价差表现进行内贸和出口端协同，有效平抑市场价差波动所带来的风险，提升炼油盈利的稳定性。

3.2 销售：炼销一体化保障盈利能力，非油业务稳步创收

油品销售基础稳固，中高油价背景下，销售板块盈利较可观。在 2020-2022 年，受疫情影响，居民出行受限，叠加新能源汽车消费替代，中国石油单站加油量有所下滑。疫情影响减弱后，公司成品油消费明显修复，2023 年公司成品油总销售量 1.66 亿吨，同比增长 10%。从盈利角度看，公司成品油销售盈利易受下游需求及国际油价波动影响，2010-2023 年公司成品油外采量占其销售量比例平均为 38%，整体外采量占比较高。在国际油价上行趋势下，公司成品油库存增值，销售板块盈利表现较好；而在油价下行阶段，公司成品油销售板块易受库存减利等因素影响。我们测算了自 2010 年来公司销售板块的盈利中枢表现，在油价高于 80 美元/桶时，公司销售板块营业利润中枢为 150 亿，而当油价低于 80 美元/桶时，营业利润中枢为 32 亿，在中高油价背景下，公司成品油销售板块盈利相对可观。从行业市场占有率角度看，2023 年公司加油站数量为 2.28 万座，在国内市占率达到 20%，行业龙头地位稳固。我们认为，在中高油价背景下，公司成品油销售业务盈利稳定，叠加行业高市占率地位为公司打造独特的护城河，公司盈利保障性有望增强。

非油业务整体盈利水平稳中有升。中石油昆仑好客有限公司为中国石油的非油业务主体，主营加油站便利店业务。昆仑好客依托中国石油遍布全国的加油站网络，渠道及区位优势特征显著，截至2022年，昆仑好客在全国拥有两万多个门店，占据便利店市场总额的18.8%，门店数量位居全国连锁零售便利店第三。中国石油加油站受众广泛，公司推进客群管理，持续打造线上营销新业态。在经营业绩方面，近年来昆仑好客公司盈利贡献稳步提升， 2023 年，公司非油业务营业收入达到 323 亿元，同比增长 5%，实现营业利润 26 亿元，利润率为 8%，非油业务总体保持偏稳的业绩贡献。

3.3 化工：化工品盈利修复可期，叠加产业链优势互补推升资产质量

化工业务基石稳固，竞争优势持续增强。2023 年公司主要化工产品产量达到 2494 万吨，同比增长 5%，其中乙烯、合成树脂、合成纤维原料及聚合物、合成橡胶、尿素产量分别为 800、 1258、110、97、230 万吨，分别较上年同期增长 8%、8%、0%、-7%、-10%。从市场占比来看， 2023 年公司合成树脂、合成橡胶产量全国占比超 10%，乙烯产量占比在 20%以上，主要化工产品市场占有率较高。近年来公司乙烯、合成树脂及合成橡胶产品产量持续提升，公司持续优化产品结构，推进“基础+高端”化工战略，对高附加值、高端化产品实现有效增产，进一步增强公司化工板块竞争优势。

化工装置大型化，成本优势及产业链延伸能力凸显。乙烯作为衡量石化化工发展水平的关键产品，截至 2023 年中，公司及其旗下子公司共拥有 10 套乙烯项目，合计拥有 866 万吨乙烯产能，平均乙烯装置规模超过 80 万吨/年。同时，公司未来规划建设广西石化炼化一体化升级项目、吉林石化 120 万吨/年乙烯装置建设项目等百万吨以上大型项目，并陆续在 2025 年及之后投产。我们认为，一方面大型化的化工装置能够推动生产效能提升，另一方面大规模的化工产能有望增强炼化下游的产业链延伸和协同能力，持续提升公司化工产业发展水平。

国内乙烯产能缺口仍存，下游高端产品“卡脖子”与国产替代仍需时日，远期化工品需求红利有望延续。乙烯是石化化工品供给端的核心变量，我们根据 2023 年中国 GDP 实际增速，以及 IMF 对中国 2024-2025 年的 GDP 增速预测、人均乙烯消费量与经济增速的弹性系数，结合联合国对中国人口预测量，测算得到 2023-2025年中国乙烯当量需求分别为 6690、7044、 7405 万吨/年。我们根据 Globaldata Oil 数据，预计 2023-2025 年中国新增乙烯产能将达到 1800 万吨以上，年均产能增速为 12%。通过当量消费量和产能增量测算，我们预计 2023- 2025 年中国乙烯供给缺口或将分别达到 1445、1185、885 万吨。与此同时，受制于乙烯下游高端产品的“卡脖子”环节，我国部分乙烯下游产品仍需要依赖进口，伴随近年来我国高端聚烯烃产业发展，国内高端聚烯烃专利数量整体呈增长态势，但聚烯烃核心领域如聚合技术、催化剂技术以及加工改性技术等主要为美、日、欧等发达国家所垄断。2022 年我国高端聚烯烃自给率为 41%，而距离《关于“十四五”推动石化化工行业高质量发展的指导意见》中对于到 2025 年化工新材料保障水平达到 75%的目标仍有较大差距且时间紧迫，保障自给水平和破除高端产品的外部技术约束是需求端放量的关键动力。

降油增化顺势而为，化工板块原料保障能力提升。近年来，国内大炼化项目持续上马，行业竞争加剧，倒逼炼化产能加速结构化调整步伐。根据石油和化学工业规划院发布的《石油和化学工业“十四五”发展指南》，“十四五”期间，我国将持续推动炼油企业“降油增化”，炼厂将向“特色炼油+特色化工”的精细一体化模式发展。根据我们统计，公司成品油收率整体略高于中国石化，自 2019 年以来，公司持续开展降油增化举措，成品油收率自 2019 年的 71%下降至 2023 年的 66%，而从实际化工品产量来看，近年来公司乙烯、合成树脂产量稳步增长，二者在2017-2023年平均增速分别为6%、5%，整体降油增化效果显著。我们认为，公司通过开展降油增化，能够有效提升下游化工原料的保障能力，进一步完善化工产品结构和提升产品附加属性。

勘探开发副产资源物尽其用，乙烷稀缺性带来资源壁垒。我国乙烯工业主要以液态石脑油和其他更重的油品为原料，乙烯生产成本明显高于世界平均水平，并连带影响了下游一系列石化产品的市场竞争力。公司上游勘探开发板块部分油田富含乙烷、液化石油气及轻烃组分的优质资源，但过去这些轻质组分都混在天然气中被用作燃料，无法实现副产物有效增值。2020 年，公司开始在榆林建设上古天然气处理项目，2021 年 8 月，公司兰州石化长庆 80 万吨/年乙烷制乙烯项目和塔里木 60 万吨/年乙烷制乙烯项目成功投产，合计产能 140 万吨/年；未来，公司仍将规划合计 360 万吨乙烷制乙烯项目，增量潜力有望持续释放。乙烷制乙烯项目具备产品收率高、装置单位投资低等诸多优势，而我国乙烷资源稀缺，近年来乙烷自给率持续下行，根据我们测算，2022 年中国乙烷自给率仅 56%，公司上游勘探开发板块带来的乙烷资源能够作为化工原料供应，进一步夯实了公司资源壁垒。

成本优势有望带来新利润增长极，推动化工板块资产质量提升。我们选取美国 MtB 乙烷价格为基准，假设乙烷制乙烯收率为 83%，加工成本为 150 美元/吨（由于公司乙烷主要来自上游勘探开发板块，暂不考虑海运费、关税等因素），测算得到 2011-2023 年乙烷制乙烯成本中枢为 432 美元/吨，而同期石脑油制乙烯成本中枢为 782 美元/吨，整体乙烷制乙烯较油基乙烯具备明显成本优势，此外公司乙烷主要来自上游天然气中分离得到，成本竞争力更加明显。此外，我们根据乙烯现货价、乙烷制乙烯成本测算了单套 120 万吨乙烷制乙烯项目 EBITDA，我们预计 2011-2023 年单套 120 万吨乙烷制乙烯项目 EBITDA 中枢或为 40-50 亿左右，有望缓解国际油价大幅波动对炼化板块盈利的影响，或将实现公司化工板块资产质量提升。

高油价对应炼化业绩承压掣肘逐步扭转，公司炼化资产价值有望迎来重估。我们测算了中国石油、中国石化加工单吨原油所对应的炼化板块营业利润贡献。根据测算结果，在 2021 年前，公司炼化板块业绩对高油价承受能力偏弱，在 2011-2014 年高油价周期下，公司炼化资产对净利润为负贡献。自 2021年开始，伴随公司乙烷制乙烯项目陆续投产、降油增化举措推进、“分子炼油”理念实施等多角度、全方位炼厂提质增效措施开展，公司炼厂对高油价承受能力明显提升。我们看到，在 2022-2023 年油价中高位运行背景下，中国石油原油单吨加工效益明显提升。我们认为，公司通过多举措降本增效，叠加乙烷制乙烯等上游资源协同项目上马，打造石油化工行业新竞争优势，同时进一步增强了炼化板块抗风险能力，并形成了独特的行业竞争壁垒，其炼化资产有望在转型优化升级背景下迎来价值重估机会。

四、国央企改革机遇来临，公司估值空间有望打开

中国石油工业全面深化改革，集团公司紧抓改革时代机遇。改革开放以来 40 年，中国石油工业改革持续深化，集团公司在改革中发挥重要作用。中国石油工业改革可分为四个阶段，分别是以放权让利为标志的改革开启阶段、市场经济管理体系阶段、现代企业制度改革和市场化阶段、全面深化改革阶段。我们认为，集团公司的改革历程顺应不同时期历史进程，近年来公司深化市场化改革，强调创新驱动与高质量发展战略，破解体制机制障碍、激发市场活力，核心竞争力有望进一步增强。国资委于 2022 年提出《提高央企控股上市公司质量工作方案》，在方案指导下，公司生产经营活力、经营效率有望进一步提升，奠定了其长期向好发展的基础。公司作为油气行业国央企龙头，在全面深化改革及国央企高质量发展背景下有望优先受益。

“一利五率”强化提质增效，业绩释放潜力有望提升。2023 年国资委召开中央企业负责人会议，会议明确，2023 年中央企业“一利五率”目标为“一增一稳四提升”，“一增”即确保利润总额增速高于全国 GDP 增速；“一稳”即资产负债率稳定在 65%左右；“四提升”即净资产收益率、研发经费投入强度、全员劳动生产率、营业现金比率 4 个指标进一步提升。2024 年 1 月，国务院国资委将对中央企业全面实施“一企一策”考核，通过签订个性化经营业绩责任书，引导企业努力实现高质量发展，全面推开上市公司市值管理考核。我们认为，国资委通过“一利五率”、市值管理等指标化考核，有利于进一步激发国央企市场化竞争实力，进一步释放其业绩增长潜力。

三桶油横向比较，在自由现金流方面，公司自由现金流在三桶油中优势显著，且受油价波动影响相对较小，其现金流抗风险能力突出且新资产布局时灵活性更高，公司业绩增长潜力有望释放；在资产负债率方面，三桶油整体资产负债率较接近，公司负债率位于三桶油中等水平，且近年来处于一定下行趋势；在营业现金比率方面，我们选取业务结构较接近的中石化进行比较，公司现金流的创造能力更加突出，2017-2023 年公司营业现金比率中枢为 15%左右；在研发经费投入方面，公司近年来研发经费投入强度整体较为稳定，整体投入强度略高于中石化。

对比海外油气龙头，公司估值仍处于较低水平。我们以市净率衡量公司估值水平，以历史各年度平均股价及净资产为基准，相较于海外油气龙头，公司市净率仍处于行业相对较低水平，其中港股估值水平更低。此外，我们对比了公司 ROE 和市净率估值分布，从当前来看，在相近的 ROE 水平下，公司当前 PB 估值性价比要优于壳牌等国际油气企业，且港股的估值性价比更优。我们认为，公司持续深化改革成效显著，但其估值水平仍与海外龙头相比仍有修复空间，特别是港股具备更高的投资性价比。

高股东回报成就高价值。公司保持稳健的股东回报，特别在公司盈利承压阶段仍保持较高的分红比例，根据我们测算，2015-2023 年公司平均股利支付率高达 80%，公司股利支付率在三桶油中处于中位水平。股息率方面，对比中石化 A 股、H 股与海外油气公司的股息率，按 2024 年 4 月 1 日收盘价计算，2023 年中国石油 A 股、H 股股息率分别为 5%和 7%，从历史股息率来看，其港股股息率优势更加明显，总体上看，公司具有较高的股东回报水平。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）