2023年中国石油研究报告 增储上产，油气当量同比增长|全球要闻

一、中国石油：22年持续高分红，业绩创新高

（一）国资委控股，国内油气行业龙头霸主企业

中国石油由国资委控股，系国内油气行业最大的油气生产和销售商。公司由中国石 油集团于1999年11月5日独家发起设立，主营业务包括勘探与生产、炼油与化工、成 品油销售和天然气销售业务。2000年4月，公司在纽约证交所和香港联交所分别上市， 并于2007年11月在上海证券交易所挂牌。公司股权结构简单，直接控股股东为中国 石油天然气集团有限公司。截止23Q1，共持有82.46%股权，系公司第一大股东。国 务院国资委通过中国石油天然气集团有限公司和中国石油化工集团间接持有公司 83.46%股权，系公司实际控股人。

(资料图片)

四大业务格局稳固，打造油气行业龙头霸主。自成立以来，公司锚定“世界一流综 合性国际能源公司”战略目标，致力于占我国油气行业主导地位。截止23Q1,公司已 形成集勘探开发、炼化、销售于一体的优化高效业务布局。其中，勘探与生产板块主 要从事原油及天然气的勘探、开发，2022年，公司原油储量，天然气储量分别达到 64.18亿桶、73.45万亿立方英尺，在国内占显著优势地位；炼油与化工板块主要从 事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，2022 年，公司原油加工量达1.64亿吨；销售板块要从事炼油产品的销售以及贸易业务，公 司拥有国内最大规模和最广泛的油气输送管网，2022年，成品油销售达1.51亿吨； 天然气板块主要从事天然气、天然气的销售。

（二）持续高股息，现金流充沛，业绩稳增长

2022年经营业绩创新高，23Q1业绩稳健超预期。2022年，Brent原油价格突破120美元/桶，2023年以来Brent原油价格于80美元/桶上下高位波动。公司精准把握国际国 内油气市场变化，抓住国际油价上涨的有利时机，收入、利润等经营业绩指标均创 历史新高。2018年-2021年，公司营收和归母净利润整体波动上升。22年，公司全年 营业收入32397.67亿元，同比+23.9%；归母净利润1493.75亿元，同比+62.1%，创 历史新高。其中，勘探与开发业务系公司盈利弹性来源，受益于高油价，2022年， 公司实现毛利3289.5亿元，同比提升84.04%。23Q1，公司营业收入为7324.71亿元， 同比-6.0%；归母净利润463.3亿元，同比+12.2%，业绩稳健略超预期。

盈利能力环比提升，现金流充沛，费用端和负债端持续改善。盈利能力方面，2022 年公司毛利率、净利率和ROE分别为22.0%、5.1%和10.9%，为近五年最高位；23Q1 年公司毛利率、净利率和ROE（年化）分别为21.2%，6.6%，12.4%；费用率方面， 公司提质增效效果显著，三费费用率波动下行，2022年达到近五年最低位，23Q1公 司费用率为4.8%；现金流方面， 23Q1净现比为2.61，财务结构方面，公司资产负 债率连续三年下降，2022年公司资产负债率为42.5%，203Q1资产负债率为41.7%。

重视股东回报，分红比例保持高位。公司章程中明确规定在当年实现的归属于母公 司股东的净利润及累计未分配利润为正，且公司现金流可以满足公司正常经营和可 持续发展情况下，现金分红比例不少于当年实现的归属于母公司股东的净利润的 30%。根据公司历年年报数据，2008年以来，公司股利支付率一直维持在40%以上 水平，2020年分红比例最高超过168%。2022年度末期股息及中期股息合计约0.42 元/股，现金分红约773.41亿元，对应股利支付率为51.8%。以2023年12月31日收盘 价计算，公司A股股息率(TTM，近12个月分配股息占股价百分比，下同）为8.5%， H股股息率(TTM)为11.8%；以2023年5月19日收盘价计算，中国石油A股股息率(TTM) 为5.40%,H股股息率(TTM)为7.53%。

二、全球油价中枢或长期中高位，炼化盈利底部提升

（一）OPEC持续减产，上游资本开支长周期下行

OPEC核心国继续加大减产力度。出于对高油价的诉求，自2022年以来，OPEC始终 保持减产意愿，且从2023年开始，OPEC不再召开高频的月度会议调整产量政策， 而是每6个月举行一次部长级会议（ONOMM），每两个月举行一次欧佩克+联合部 长级监督委员会（JMMC）会议，从而更加保证减产政策的稳定性。根据EIA数据， 截止2023年4月，OPEC国家原油产量2860.3万桶/天，同比3月减产19.1万桶/天。 2023年4月，沙特将与其他OPEC+产油国在原有的减产政策基础上，再次共同推进 新的自愿减产计划。从5月开始，沙特将自愿减产50万桶/日伊拉克自愿减产 21.1 万 桶/日；阿联酋自愿减产 14.4 万桶/日；科威特自愿减产 12.8 万桶/日；哈萨克斯坦 自愿减产 7.8 万桶/日；阿尔及利亚自愿减产 4.8 万桶/日；阿曼自愿减产 4 万桶/ 日，并延续到2023年底。

俄罗斯原油受到欧洲制裁。2022年1月底，俄罗斯与乌克兰爆发冲突。2022年5月底欧盟决定年底前禁止90%的俄罗斯原油进口。该冲突局势和欧美国家对俄罗斯大规模的经济制裁将进一步推动原油价格上行并导致俄罗斯原油产量下行。截至2022年5月，俄罗斯原油产量为8822.84千桶/日，相较于2022年1月的10066.37千桶/日下降了12.35%。2022年12月3日，G7、欧盟及澳大利亚将俄罗斯产海运原油的价格上限暂定为60美元/桶。欧洲制裁下，俄罗斯原本流向欧盟及英美日韩等西方国家的贸易流转向印度、中国、土耳其等国家。截止2023年1月，俄罗斯原油10958千桶/日，与2022年初产量高点相比下降2.9%，供给弹性有限。

美国新增产量有限。截止2023年5月12日，美国原油产量为1220万桶/日，相比于疫 情前高点1310万桶/日的差距由2022年初1月28日160万桶/日的差距缩小到90万桶/ 日.根据美国能源信息署EIA，预计2023年美国原油仅增产64.3万桶/天至1253万桶/ 天，2024年则仅增产16万桶/天至1269万桶/天，较疫情前的原油产量增速仍有较大 差距。美国以外石油钻机数下降。根据BakerHughes的全球钻机数据统计，美国以外活跃 石油钻机数在2020年开始同样大幅下降。2020年年初，美国以外活跃石油钻机数 1334座，疫情期间下跌至753座，截止2023年4月美国以外活跃钻机数恢复至1056 座，较疫情前水平仍有较大差距。

全球油气中上游资本开支弹性弱。自2016年起，全球油气中上游投资开始大幅下降。 2021年上游资本开支为3800亿美元，同比增长10%。根据IEA报告预测数据，2022 年全球石油和天然气投资较2021年将增加380亿美元，但仍比疫情前水平低约20%。 未来随着能源转型战略的推进，许多勘探和生产公司将部分投资预算转向于低碳能 源的生产，全球油气中上游资本开支弹性弱。

（二）美国新一轮补库周期或来临，全球需求上行

美国石油产品需求恢复至历史5年均值（2018-2022年），新一轮补库周期有望拉动原油需求。截止2023年第19周最新数据，美国炼厂炼油量已经恢复至1659.4万桶/日， 接近疫情前同期水平。从最新的石油产品需求数据来看，美国石油产品需求整体恢 复情况同样较好。截至2023年第19周，美国石油产品（成品汽油、燃料油、馏分油 等）需求为1955.8万桶/日，已恢复至5年均值水平附近。此外，自2021年下半年开 始，美国多次释放战略原油，目前原油战略储备已经降至4亿桶以下。根据彭博消息， 美国计划将战略石油储备补充到俄乌冲突、拜登宣布大规模释放储备前的水平，截 止2023年2月，美国原油储备位3.7亿桶，较历史均值7亿桶，下降3.3亿桶。新一轮 补库周期有望进一步拉动原油需求提升。

中国印度需求已处于近五年最好水平。从数据上看，我国石油产品表观需求已经大 幅超过疫情前水平，2023年3月石油产品表观需求为70.49百万吨，处于历史最高位； 印度炼厂炼油量2021年底已恢复至疫情前水平，最新数据显示2023年3月印度炼厂 炼油量为23.00百万吨，同样处于近五年最好水平。

（三）供需错配下，全球油价有望维持中高位

自2020年受疫情影响原油价格大幅下跌以来，国际油价一路攀升。2022年初以来国 际油价呈现明显上行趋势，2022年6月油价触顶，布伦特油以及WTI结算价均突破 120美元/桶，布油结算价123.07美元/桶，WTI结算价122.11美元/桶。此后油价开始 逐步回调，截止2023年5月18日，布油结算价123.07美元/桶，WTI结算价122.11美 元/桶，布油结算价和WTI结算价分别为75.9和71.9美元/桶，较最高点下降61.67%和 58.88%，在历史中高位水平保持震荡态势。短期来看，OPEC持续减产，美国以外 石油钻机数大幅下降，美国新一轮补库周期来临有望拉动原油需求。长期来看，上 游资本开支长周期下行导致未来长期供给弹性大幅下降，全球原油需求保持上行趋 势下，全球油价有望维持中高中枢。

（四）炼油价差或维持高位，化工产品价差底部复苏

炼油价差或维持中高位，化工产品价差有望底部复苏。成品油方面，原油作为炼油 行业的上游原料，其价格波动会传导至国内炼油板块并影响产品价格。自2023年以 来，伴随上游油价中枢回落，成品油裂解价差持续修复，根据wind资讯数据，截止 2023年5月，国内汽油、柴油裂解均价分别为5475元/吨、4054元/吨，较2022年底历 史低点，分别增长44%、20%。伴随全球油价中枢或长期维持中高位，炼油价差有望 维持。化工品方面，公司炼化下游化工品主要为烯烃为主。根据百川资讯，自2023 年以来，国内乙烯-石油价差均价为1958元/吨，较2023年初增长231%，化工产品价 差迎来底部复苏。

三、上下游一体化全产业链齐力发展

（一）勘探与开发业务：增储上产，油气当量同比增长

量价齐升推动板块业绩高增。价格方面，自2022年初以来，受全球及地区政治经济、 地缘政治危机等多重因素，全球能源价格保持高位震荡态势，公司全年平均实现原 油价格为92.12美元/桶，同比增长40.5%，天然气平均实现价格2684元/千立方米， 同比增长55.2%。产量方面，2022年公司实现原油产量906.2百万桶，同比+2.1%； 可销售天然气产量4675十亿立方英尺，同比+5.8%；油气当量产量1685.4百万桶， 同比+3.7%。2023Q1公司实现原油产量236.3百万桶，同比+5.1%；可销售天然气 产量1294.1十亿立方英尺，同比+4.7%；油气当量产量452.0百万桶，同比+4.9%。 量价双重驱动，2022年及2023Q1公司勘探与开发业务分别实现营业收入人民币9292.79亿元及2167.02亿元，同比增长35.0%和3.5%。

增储上产，油气当量持同比增长，操作成本持续优化。储量方面，公司坚持精细勘 探、效益开发，稳步推进增储上产，持续推进“稳油增气”。截止2022年，中石油原油 储量64.18亿桶，同比增长5.8%，天然气储量73.45万亿立方英尺，同比减少2%，油 气当量储量186.6亿桶，同比增长0.6%。2023年，公司计划原油产量为912.9百万桶，同比+0.64%；可销售天然气产量为4888.9十亿立方英尺，同比+4.6%；油气当量合 计为1727.7百万桶，同比+2.5%，油气产量保持稳步增长。成本方面，公司持续深入 开展提质增效工作，加强成本费用控制。自2014年以来，油气操作成本不断优化。 截止2022年，公司单位油气操作成本由2014年13.76美元/桶降至12.42美元/桶，同 比2021年12.3美元/桶基本持平。23Q1,公司单位油气操作成本10.57美元/桶，比上 年同期的10.82美元/桶下降2.3%。

资本开支保持高位。根据公司年报，2022年，全年资本性支出为2743.1亿元，同比 增长9.2%。其中，勘探与开发业务分部资本性支出达2216亿元，占全年总资本支出 81%。截止2022年底，公司拥有石油和天然气（含煤层气）探矿权、采矿权总面积 240.7百万英亩，其中探矿权面积203.0百万英亩，采矿权面积37.7百万英亩；正在钻 探的净井数为441口，2022年完成多层完井数为7282口。2023年，公司预计全年资 本性支出为2435亿元。其中，勘探与开发业务分部资本性支出达1955.0亿元。国内 方面，公司主要是继续加强国内松辽、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木、四川、渤海湾等 重点盆地的规模效益勘探开发；海外方面，公司在做好中东、中亚、美洲、亚太等合 作区现有项目的经营同时，持续优质项目获取力度。

（二）炼油与新材料业务：优化产品结构，加码高附加值化工品

炼油业务效益良好，化工业务减利亏损。2022年，公司炼油化工和新材料分部实现 营业收入11646.0亿元，同比+19.4%，其中炼油业务实现营业收入9067.8亿元，同 比+23.2%；化工业务实现营业收入2578.1亿元，同比+7.9%。盈利方面，原油价格 上涨推高原材料成本，2022年炼油化工和新材料分部业绩整体承压。2022年，公司 实现经营利润405.7亿元，同比-18.4%。2023Q1，公司炼油化工和新材料业务实现 经营利润84.7亿元，同比-21.3%，其中受成品油毛利减少、销量增长综合影响，炼 油业务实现经营利润94.0亿元，同比-12.6%；化工产品价格下降，导致化工业务经 营亏损9.3亿元。

优化产品结构，向高附加值化工品转型。公司坚持减油增化、减油增特，大力开发 化工新产品新材料取成效。根据公司财务报告，2022年，公司原油加工量1212.7万 吨。其中，公司汽、柴、煤油产量分别为4351.4、819.2、5364.8万吨，同比分别变 动-11.9%、-26.1%、+11.2%，化工产品（乙烯、合成树脂、尿素等）产量3156.8万 吨，同比+2.5%。化工新材料产量85.5万吨，同比增长56.3%。23Q1, 公司原油加工量327万吨，同比增8.1%。其中，汽、柴、煤油产量分别为1125.6、292、1357.8万 吨，同比-4.4%、32.7%、10.7%，化工产品产量849.1万吨，同比上涨3.5%，主要系 23Q1下游化工产品景气下行、毛利减少，公司根据市场需求及时调整产品结构所致。 根据公司年报，2023年公司计划原油加工量为1293.1百万桶，同比增长6.6%。

（三）商品销售业务：成品油销售回暖，非油业务快速增长

成品油销售逐步回暖，非油业务快速增长。公司商品销售业务主要包括加油站成品 油销售及非油品销售。2022年，商品销售分部实现总营收27718.9亿元，同比+27.7%， 总经营利润143.7亿元，同比8.3%。2023Q1，实现营业收入5881.2亿元，同比-7.6%； 经营利润81.6亿元，同比+79%。其中，成品油销售方面，22年，国内经济承压前行， 成品油市场需求转弱，伴随2023年，国内经济增速不断回升，成品油市场需求亦逐 步复苏。根据公司财务报告，2022年，公司共销售成品油15064.9万吨，比上年同期 下降7.8%，其中国内销售成品油10516.4万吨，比上年同期下降6.5%。

2023Q1，公 司销售成品油3757.5万吨，同比+6.5%。非油业务方面，公司大力发展非油业务，积 极推进加油站、加气站、充换电站、光伏站和综合能源服务站等销售网络建设，探索 “油品+商品+服务”营销模式。根据财报数据，2022年中石油加油站便利店数量为20600座，加油站非油品销售收入达到305.9亿元，同比增长21.6%，23Q1中石油加 油站便利店数量为19700座，非油业务逐步成为中国石油培育的新业绩增长点。

（四）天然气销售业务：国产天然气占比提升，多渠道控成本

资源端及成本端双重发力，多渠道稳利润。2022年，国际天然气价格处于历史相对 高位，公司从资源端和成本端两方面克服进口天然气成本上涨不利因素，努力提升 销售效益。资源端，公司大力增产国产天然气，2022年国产天然气的产量同比增长 6.4%，创历史新高。成本端，公司多渠道筹集低成本的天然气资源，优化进口天然 气的规模和结构。2022年，公司销售天然气2602.84亿立方米，同比下降 5.0%，实 现经营利润129.6亿元，同比-49.5%。2023Q1，公司销售天然气623.92亿立方米， 同比增长2.9%，实现经营利润101.36亿元，同比+13.3%，主要由于国产气销售及终 端零售业务利润增加。

四、持续绿色低碳转型，“一利五率”考核促提升

大力发展新能源业务，加快绿色低碳转型。2021年，公司将新能源业务纳入主营业 务发展，大力推动地热、风光气电融合发展，促进氢能产运储用全产业链发展，加强 CCS/CCUS产业布局，在迪拜、深圳、上海成立三家研究院，推动公司向“油、气、 热、电、氢”综合性能源公司转型。

公司制定了“3060”目标下的绿色低碳发展路径， 初步确定了“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走的总体部署，力争2025年左右实 现碳达峰，2035年外供绿色零碳能源超过自身消耗的化石能源，2050年左右实现“近 零”排放。根据公司财报，2022年，公司新能源业务发展全面提速，重点项目建设加 快推进，首个风光储一体化开发项目——大庆油田葡二联小型分布式电源集群应用 示范一期工程并网发电，累计建成风光发电装机规模超过140万千瓦，累计地热供暖 面积达到2500万平方米，新能源开发利用能力达到800万吨标煤/年，公司价值有待 重估。

“一利五率”考核促提升，石化央国企价值重估。2023年1月，由国资委举办的中央 企业负责人会议提出2023年中央企业考核指标为“一利五率”，目标为“一增一稳四提 升”。相较于2022 年的变化主要是用净资产收益率替换净利润指标，用营业现金比 率替换营业收入利润率指标，对盈利能力、价值实现能力的考核更加重视。2月，国 资委发布《关于做好2023年中央企业投资管理进一步扩大有效投资有关事项的通知》， 提出要加大能源资源、粮食供应保障、战略性物资储备等领域布局力度；推动绿色 化数字化智能化转型发展。“一利五率”考核标准对公司持续向绿色低碳转型提出 更高要求，公司作为国内油气行业龙头霸主央企，价值重估正当时。

五、盈利预测

中国石油是我国油气行业占主导地位的最大的油气生产和销售商之一，是世界最大 的石油公司之一。公司油气资源丰富，业务布局完善，具备勘探与开发业务、炼油与 新材料业务、商品销售业务、天然气销售业务等上下游一体化布局。2022年，面对 世界经济复苏乏力、地缘政治局势动荡不安的严峻挑战，公司紧紧抓住油气能源价 格上行的有利时机，增储上产、减油增化，上下游业务协同发展，油气当量产量同比 提升，经营业绩创新高。2023年以来，能源价格保持上下高位震荡，公司资本开支 保持高位运行，我们看好未来油气价格中枢保持高位下，公司盈利中枢有望实现稳 定增长。具体来看：

（1）勘探与生产业务：公司勘探与生产板块业务主要包括原油及天然气的勘探、开 发、生产和销售。产量方面，2022年随着公司增储上产战略不断推进，原油、天然 气产量分别同比提升2.1%和5.8%。预计2023-2025年，公司原油、天然气产量分别 有望维持2.5%、6%增速；价格方面，自2023年以来，国际油气价格相较于2022年 高点有所下行，但仍处于历史高位。2022年，公司天然气平均实现价格2684元/千立 方米，23Q1,公司原油平均实现价格75.98美元/桶。假设2023-2025年，公司原油平 均实现价格分别为75、70、70美元/桶，天然气价格分别为2300、2300、2200/元千 立方米。成本方面，公司油气当量操作成本持续优化。预计2023-2025年板块营收增 速分别为-13%/-0.1%/2%，毛利率分别为35%/35%/35%。

（2）炼油与新材料业务：公司炼油与新材料板块业务主要包括成品油炼制以及化工产品的生产和销售。成品油方面，2022年，受疫情、国内经济增速放缓等多方面因 素影响，国内成品油市场需求转弱。2023年以来，国内经济增速不断回升，成品油 市场需求也逐步复苏；价格方面，2023年以来，伴随国际原油价格有所回落，国内 成品油销售价亦有所下调，但仍处于历史高位水平。化工产品方面，23Q1至今，多 少化工产品价格下降，原料价格高企，导致业务盈利承压。2022年，公司炼油与新 材料业务营收增速20%，毛利率22.6%，预计2023-2025年板块营收增速分别为2%/2%/2%，毛利率分别为24%/24%/24%。

（3）销售业务：公司商品销售业务板块业务主要包括加油站成品油及非油产品销售。 成品油销售方面，2023年，国内成品油需求复苏，价格维持历史高位水平，非油业 务作为公司培育的新量效增长点，在公司积极推进下，2022年营收实现大幅增长， 2023年有望持续。2022年，公司该板块营收增速28%，毛利率3.9%。预计2023-2025 年板块营收增速分别为-3%/3%/3%，毛利率分别为5%/5%/5%。 （4）天然气销售业务：受益于天然气价格高位震荡，公司天然气销量稳定增长，以 及进口天然气的规模和结构不断优化，公司天然气销售业务量价齐增。2022年，公 司该板块营收增速25%，毛利率2.8%。预计2023-2025年，板块营收增速分别为 5%/5%/5%，毛利率分别为3%/3%/3%。 （5）其它业务：假设业该板块2023-2025年营收增速分别为5%、5%、5%，毛利率 维持历史水准，分别为-5%、-5%、-5%。

（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。）

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