【民生能源】中国石油(601857.SH)深度报告:源浚流长,根深叶茂

（以下内容从民生证券《【民生能源】中国石油(601857.SH)深度报告:源浚流长,根深叶茂》研报附件原文摘录）
　　【民生能源】 2022年12月28日 总览 投资评级：推荐 维持评级 摘要 ？ 中国石油从事油气勘探、炼油化工和运输销售，国内油气龙头地位稳固 中国石油作为国内油气龙头公司，布局了从油气上游勘探到中下游的炼油化工和运输销售整个产业链。2022H1，公司油气销售业务收入占比最大，但贡献主要业绩的是勘探生产和炼油化工业务，毛利占比分别为40.4%和36.1%。 ？ 全球油气供需紧张，油气价格中枢有望抬升 全球上游资本开支自2015年开始呈现阶梯式下滑，2020年因疫情影响再度大幅下降，尽管当前有所修复，但因企业资本投入意愿低，后续持续增长的空间较小，全球上游供给增长乏力的态势将越发凸显，而俄乌冲突的发生恰使供给约束问题加速暴露出来。原油方面：欧美国家对俄罗斯进行制裁后，俄油供给将长期性收缩，同时美国的产量增长也已达到瓶颈，OPEC则保持着较强的挺价意愿，随着需求端边际改善，原油基本面依旧紧张。天然气方面：2021年欧洲从俄进口占总进口量的38.6%。据IMF数据，俄罗斯主力管道断供后，欧洲天然气仍存在48亿立方米/年的缺口；若全部管道断供，则缺口高达360亿立方米/年。目前，欧洲冬季降温还在持续，供需矛盾或将在2023年2月左右显现，且因后续补库速度下降，新一年的储气率将难以达到100%的水平，从而供需偏紧的局面将中长期维持。 ？ 公司油气储量规模国内最大，且盈利能力有望随油气价格提升而增强 截至2021年末，公司的石油和天然气探明储量分别为60.64亿桶、74.92万亿立方英尺，油气储量均为国内最高，资源优势显著。公司原油产量稳定输出，天然气产量快速提升，2022年前三季度分别实现产量5.77亿桶和3.30万亿立方英尺；在油气价格高涨的背景下，2022H1勘探毛利率为32.3%。预计全球能源紧张具有中长期性，从而公司勘探业务的高盈利能力可持续。 ？ 炼油化工业务具有规模化、产业化特点，且不断向高端化升级 公司2021年炼油产能为2.1亿吨/年，为国内第二大炼油企业，且拥有13个千万吨级炼油基地，2022H1的炼油单位现金加工成本为209.5元/吨，规模化优势突出。此外，公司不断延伸产业布局，化工品方面，采用炼化一体的模式增强成本优势、提高石油利用率，增产增效高端化工品以提升内在价值；成品油方面，不断推进零售业务，一方面采用炼销一体获取渠道溢价，另一方面开拓加油站非油连带业务进行创收，最大化渠道价值。 ？ 投资建议 中国石油作为国内油气储量规模最大和炼油产能第二大的石油公司，具有显著的资源和规模优势，且公司产业结构完整，具有较强的抗风险能力。我们预计2022-2024年公司的归母净利润分别为1542.33/1581.00/1597.81亿元，对应EPS分别为0.84/0.86/0.87元，对应12月28日收盘价的PE均为6倍，维持“推荐”评级。 ？ 风险提示 勘探进程不及预期的风险，地缘政治风险；全球需求衰退的风险。 正文 1 公司介绍：历史悠久的国内油气龙头 1.1 上中下游全方位布局，龙头地位稳固 中国石油从事上游的油气勘探生产和中下游的炼油化工、运输销售，是国内最大的油气生产和销售商。中国石油成立于1999年11月5日，由中国石油集团独家发起设立；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；2022年8月，公司申请将ADS从纽交所退市。目前，公司的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与管道业务。在上游的勘探生产方面，公司在国内占据主导地位，拥有大庆、长庆、塔里木、西南、新疆、辽河等多个大型油气区；中下游方面，公司的运输管道和炼化产能等均具备规模化优势，从而形成油气上下游的一体化，有利于抵御行业波动风险。 公司背靠国资委，历史根基深厚。截至2022年三季度末，公司控股股东为中国石油集团，持股比例81.54%，实际控制人为国务院国资委。1988年3月，我国政府撤销了国内的石油工业部，组建了中国石油天然气总公司，并由其接管原归属于石油工业部管理的陆上油气勘探与生产单位。1998年，国家对中国石油天然气总公司和中国石油化工总公司进行重组，创立了两大集团——中国石油集团和中国石化集团，经过一系列资产置换，中国石油集团的主要资产集中在北部、东北和西北地区。作为国家授权的大型石化企业，中国石油集团见证了石化行业的发展和改革，具有深厚且牢固的历史根基。 1.2 勘探业务贡献业绩弹性，油价为主要驱动因素 公司营收和油价相关性较强，归母净利同随油价波动。公司作为上下游一体化的油气公司，营业收入和归母净利润的波动趋势和油价波动的相关性较强。截至2022年三季度末，公司营业收入为24554.01亿元，同比增长30.58%，归母净利润为1202.66亿元，同比增长60.09%，营收和业绩均为近十年同期最高水平。 销售业务收入占比最高，勘探业务贡献盈利弹性。从收入结构来看，油气的零售终端销售是公司主要的收入来源，2022年上半年收入占比达到83.13%；从毛利结构来看，勘探生产和炼油化工两大业务为公司主要的利润来源，2022年上半年毛利占比分别为40.40%和36.09%，毛利率分别为32.31%和21.82%。此外，由于勘探生产和炼油化工为上下游业务，因此毛利率变化趋势相反，使得公司近年的综合毛利率基本稳定，从而强化公司抵御风险的能力。 2 勘探生产：油气价格中枢抬升，公司盈利能力增强 2.1 资本支出不足，上游供给增长乏力 资本开支相比2015年之前发生阶梯式下滑，中长期资本开支不足导致供给增量有限。据OPEC数据，全球上游的资本开支自2015年开始呈现阶梯式下滑，2020年因疫情影响再度大幅下降。随着疫后经济的复苏，2021年资本支出增长约6%，预计2022年同比增长将超20%，但仍低于疫前水平。较低的资本开支意味着可投产的新区块有限，且随着在产井逐步枯竭，供给端增长乏力将越发凸显。 2.2 原油供给弹性缺失，地缘冲突加速供需矛盾的暴露 11月俄油产量下滑，欧盟禁令实施和俄油限价后供给将进一步缩减。据Rystad Energy数据，自俄乌冲突后俄罗斯原油产量相比目标产量差距较大，11月俄罗斯原油产量为945万桶/日，相比11月的计划产量少102万桶/日。从当前的贸易流向来看，截至12月14日，Bloomberg统计11月俄罗斯流向西欧的原油仍有2642万桶，因此，欧盟对俄罗斯的原油和石油产品的禁令分别于2022年12月和2023年2月落地后，俄罗斯的供给量仍有一定下降空间。此外，俄油被欧美国家限定的价格上限为60美元/桶，超过上限欧美企业将不提供金融、保险等服务，这可能造成的油轮堵塞和运力问题可能会使得俄罗斯原油的流动性下降。综合来看，俄罗斯海运前往欧盟的石油供给中断和海运流动性问题预计将导致俄油供给再次收缩，参考4-5月的低位水平，预计12月开始俄油产量还有25万桶/日的下降空间。 美国原油产量增长疲软，提产速度和提产空间均有限。在欧洲能源危机背景下，美国成为欧盟能源供应的主要替代国，但从美国当前的产量情况来看，主要页岩油产区新井单口井产量不断下滑，若想使得产量快速提升，则需要打更多的井，需要更高的投入，且加快单井的上产速度也会导致生产成本提升，而考虑到目前美国大型能源企业对于油气资本开支投入的意愿较低，产量难以快速提升。此外，截至12月16日，美国钻机数量已恢复至776台，原油日产量恢复至1210万桶/日，低于疫前的高位水平，且增长已展现出疲态，后续产量继续进行释放的空间有限。 OPEC+宣布减产200万桶/日，护盘决心较强。10月5日，OPEC+部长级会议宣布，从2022年11月开始，协议国的产量将在8月目标的基础上下调200万桶/日，其中包含OPEC减产的127万桶/日和非OPEC减产的73万桶/日，同时，减产协议有效期延长至2023年12月，并将部长级监督委员会的会议频次从一个月一次调整为两个月一次。OPEC+组织对全球原油的供给调配重要性再度凸显，其强烈的护盘决心为高油价提供了保障。 11月OPEC减产整体落实较好，考虑有效闲置产能较低，后续有望维持当前产量。考虑到OPEC协议国的实际产量持续低于目标产量，因此11月相比8月的实际可减产量要远低于200万桶/日，其中，主力减产国是沙特阿拉伯、阿联酋、科威特等国家。截至11月，OPEC参与减产协议的10个成员国产量合计为2447.8万桶/日，相比目标值低93.8万桶/日，其中，安哥拉和尼日利亚实际产量远低于目标值，阿尔及利亚、伊拉克、科威特、阿联酋、加蓬的产量略高于目标值，但超产总量之和仅为10.6万桶/日。后续来看，由于高闲置产能的沙特阿拉伯和阿联酋的产量释放持续低于目标产量，提产意愿不强；安哥拉和尼日利亚自疫后产量基本稳定，预计可利用的有效产能低于统计的闲置产能；而其他国家的闲置产能则较为有限，因此，未来OPEC协议10国的产量有望维持在当前水平。 非OPEC协议国潜在产量难以释放。OPEC未参与减产协议的国家中，闲置产能较高的有伊朗和委内瑞拉：（1）伊朗：在伊朗和美国新一轮的谈判后，伊核协议进展再次陷入停滞，且9月发生的“头巾事件”使得双方进入新一轮的博弈，目前来看，双方仍处于僵持状态。即使伊朗的闲置产能有希望释放，放量也需要一定时间；（2）委内瑞拉：今年以来，委内瑞拉的产量基本呈现稳定状态，预计12万桶/日的闲置产能中可释放的有效产量有限。非OPEC但参与了减产协议的OPEC+国家中，俄罗斯和哈萨克斯坦10月闲置产能较高，其中，哈国前期因为内乱、卡沙干大油田天然气泄露供应中断以及CPC管道在黑海的两个系泊点进行了维修，今年产量波动较大，但11月产量已经环比提升17.4万桶/日，恢复至正常水平162.0万桶/日。 原油库存低位，持续释放存在压力。为应对能源危机，美国11月份将从战略石油储备中再释放1000万桶石油，但当前美国的石油库存已下降至2004年左右的水平，达到了美国完成页岩油革命之后的最低点，这可能对美国本土的能源安全造成威胁，因此预期美国后续的石油库存释放将存在压力。 外部加息节奏可能放缓，内部政策释放积极信号，需求端边际改善。国际方面，在美联储连续加息的影响下，美国10、11月的CPI同比超预期回落至7.7%、7.1%，后续加息节奏或将放缓，需求端颓势或将见底。国内方面，地产连发“三箭”，政府相继出台银行信贷支持、债券融资帮扶、股权融资重启的相关政策，以期稳定房地产市场、稳定经济大盘，同时，疫情管控也在逐步优化，旅游出行等行业正在复苏，因此，国内需求端呈现边际改善局面，原油炼化需求将逐渐回暖。 2.3 国际天然气景气度上行，国内天然气加速发展 2.3.1 全球天然气供需关系紧张 天然气国际贸易活跃，俄罗斯、美国、中东地区为主要对外出口国。全球天然气资源分布较为集中，储量最大的5个国家分别是俄罗斯、伊朗、卡塔尔、土库曼斯坦和美国，5个国家汇集了已探明储量的64%，而欧洲和亚太地区的产量和消费量存在明显的差异，国内资源量不足。受天然气全球资源分布不均和供需错配的影响，天然气国际贸易活跃。从贸易结构来看，欧洲和亚太地区是主要进口地区，且欧洲主要以管道形式进口，亚太以LNG形式进口；美国、俄罗斯和中东是主要出口地区，俄罗斯主要以管道形式出口，中东则主要采用LNG形式。 欧洲天然气进口极大程度依赖于俄罗斯。据BP数据，2021年，欧洲进口的管道天然气中，有1670亿立方米来源于俄罗斯，占管道总进口的比重最高，达45.23%；第二大来源为挪威，进口1129亿立方米，占比30.58%。在LNG方面，欧洲的主要进口国为美国和卡塔尔，2021年分别进口308、225亿立方米，占LNG总进口的比重分别为28.47%、20.79%，此外，欧洲还从俄罗斯进口了174亿立方米的LNG。综合来看，欧洲对俄罗斯天然气的依赖性强，在欧洲进口的全部天然气中，合计从俄罗斯进口的量为1844亿立方米，占总进口比重的38.63%。 “北溪事件”持续发酵，欧洲天然气供给大幅收缩。自俄乌冲突以来，俄罗斯运往欧洲的天然气量逐渐下降，减少的量主要靠增加LNG进口和来源于挪威的管道进口补充。6月中旬以来，保持高运量的“北溪一号”多次暂停和减少输气量，俄罗斯出口至欧洲的天然气出现快速下滑，9月27日，北溪管道运营商表示北溪管道出现爆炸泄露问题，且修复工作将持续不止一年。目前，北溪管道已完全暂停输气，且只有土耳其溪天然气管道维持着正常的运输量，而该管道2021年出口至欧洲的天然气占比仅为8.30%。 俄罗斯停供造成的缺口难以完全弥补。据IMF数据，2021年欧洲从俄罗斯进口的管道天然气为1740亿立方米，若俄罗斯完全断供，欧洲可寻找的供给替代包括来源于美国和中东国家的LNG进口增量600亿立方米、来源于挪威和其他国家的管道天然气进口增量200亿立方米、核电新项目抵消的100亿立方米、以及其他燃料能源替代的140亿立方米，合计1040亿立方米，占俄罗斯进口气的比重为60%。此外，储备释放和需求缩减分别有170和170亿立方米，则欧洲的天然气仍然存在360亿立方米的缺口。若按照当前的管道开放情况，假设乌克兰管道和土耳其溪管道正常供应，则两管道未来的周输气量均为3亿立方米，年输气量为312亿立方米，那么，欧洲仍将存在48亿立方米的年缺口。 欧洲开始降温，供需矛盾或将显现。IEA于2022年3月发布了“减少欧盟对俄罗斯天然气依赖的10点计划”，指出欧盟需保证天然气库存在10月1日达到90%的水平；2022年6月，欧盟决议要求在2022年冬季之前天然气储存设施必须至少充注80％的天然气。截至11月中旬，欧盟储气率一直维持在95%以上，随着11月末欧洲开始降温，储气率逐渐回落，考虑到俄罗斯对欧洲的供应缩减，一旦美国、挪威等国家的产量或出口量未达到预期，欧洲对天然气的刚性需求将刺激天然气价格快速上涨，从而支撑国内外LNG市价同步增加。 拉长时间维度来看，欧洲天然气缺口将具有中长期性。短期来看，在乐观情况下，今冬欧洲的天然气市场供需也仅呈现出紧平衡的状态。由于欧洲供暖季持续时间为6个月，天然气消费量一般从9月开始上升，至第二年3月达到峰值，因此，到明年3月，欧洲的储气率将回落至低谷，供暖季结束，欧洲开始重新储气，但考虑到该谷值要远远低于往年的谷值水平，欧洲若想在6个月内使储气率重新回升至90%，则需要更多的天然气进口，参考IMF的数据，即使有新增的替代性供应，缺口仍然有48亿立方米/年，一旦俄罗斯完全断供，缺口则达到360亿立方米，从而国际天然气的供需失衡具有中长期性质。 2.3.2 国内天然气发展空间充足 国内天然气勘探进程加快。天然气主要成分是甲烷（CH4），一立方米热值约为8000-9000大卡，具有热值高、无污染的特点，且天然气发电具备启停时间短、爬坡速率快、调节性能好等调峰优势，能够和新能源有效互补，在能源绿色转型过程中起到关键的过渡作用。2015年起，我国天然气探明储量快速上升，至2021年储量已达到10.03万亿立方米。其中，2021年全国新增探明地质储量1.63亿立方米，同比增速为19.39%，包含8051亿立方米的常规气、7454亿立方米的页岩气和779亿立方米的煤层气，我国天然气储量增长速度较快，且随着技术的进步，可勘探开采的天然气形式呈现多样化，使得页岩气和煤层气得以快速增储，从而作为天然气的重要补充。 目前我国天然气的对外依存度仍然较高，供需缺口较大。据wind数据，截至2021年的五年期间，我国天然气消费量的年复合增长率为12.3%，远高于天然气产量的上涨速度8.4%，天然气供需缺口不断拉大。2021年天然气进口依存度为45.0%，相比2013年的32.5%逐年提高；2022年前三季度进口依存度下降主要是因为国际天然气价格走高，进口天然气容易出现亏损，且国内需求偏弱，导致天然气进口量同比下滑24.3%。 我国加快推动能源绿色低碳转型，2025年天然气产量目标为2300亿立方米以上。2022年1月，国家发改委和国家能源局联合印发《“十四五”现代能源体系规划》，明确了我国能源发展方针、主要目标和任务举措，其中提到，至2025年国内天然气年产量要达到2300亿立方米以上，并加快天然气长输管道及区域天然气管网建设，推进管网互联互通，完善LNG储运体系。作为国家扶持的清洁能源，天然气未来的发展空间广阔。 目前国内天然气的价格管理位于门站环节，采用政府指导价和市场化定价的“双轨制”形式，市场化改革仍在快速推进。自新中国成立以来，我国天然气价改经历了多个阶段，从高度集中的政府定价时期，到20世纪80年代开始的计划内、计划外双轨制，再到21世纪的政府指导价和市场化定价结合的形式，目前，煤层气、LNG等非常规气已经可以根据供求关系按照市价出售，但仍存在的问题是部分通过长输管网运输的LNG现货要受到管道气门站价的约束，按照基本门站价+最高上浮20%、下浮不限的方式进行销售。我国天然气的市场化改革仍在不断深入，未来天然气定价模式有望和国际接轨，形成不同气源的竞争化定价。 2.4 公司原油产量稳定，天然气快速增长 油气储量规模国内最大，资源优势显著。截至2021年末，公司的石油证实储量为60.64亿桶，天然气的探明储量为749160亿立方英尺，油气储量均为国内最高，资源优势显著。其中，石油的探明已开发储量占证实储量的比重为88.63%，天然气的探明已开发储量占比为56.83%，待开发的资源量较为丰富。 持续的勘探发现保障原油产量稳定输出，天然气产量实现快速提升。公司的原油产量基本保持稳定，2021年原油产量为887.9百万桶，2022年目标产量为898.6百万桶，截至三季度末，已实现产量576.9百万桶；天然气产量则一直保持着上升趋势，2021年实现产量442百亿立方英尺，2012-2021年的CAGR为6.26%，2022年目标为462.5百亿立方英尺，截至三季度末已实现产量329.6百亿立方英尺。公司积极落实增储上产，国内方面，塔里木、河套、四川等盆地陆续获得多个油气新发现；国外方面，公司稳步推进项目合作，在伊拉克的鲁迈拉项目实现扩股，在尼日尔、哈萨克斯坦、乍得等地区的风险勘探取得新进展。多年来公司持续加强油气开发，使得公司油气产量占全国的比重一直保持在60%以上，国内油气开采的龙头地位稳固。 公司油气开采成本稳定，油气价格中枢抬升的行情下，盈利能力有望提高。2022年前三季度，公司的原油平均实现价格为95.19美元/桶，同比上涨51.9%，天然气的平均实现价格为7.78美元/千立方英尺，同比上涨31.2%；而公司的油气操作成本相对稳定，前三季度为11.73美元/桶，同比仅增长3.3%，在全球油气资源供应紧张，价格中枢有望抬升的背景下，预计公司的盈利能力将有所提高。此外，公司的天然气勘探进程不断加快，随着天然气价格市场化改革的推进，市价销售的天然气未来可能会形成新的盈利增长点。 持股国家管网集团，具有显著的运输优势。2020年，公司的管道资产进行了重组，公司将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了国家管网集团，从而持股国家管网集团29.9%的股权。截至2021年末，国家管网集团拥有在役油气管道总里程9.22万公里、在役LNG接收站7座、地下储气库5座以及12家省级管网公司股权。借助国家管网集团的油气基础设施带来的运输优势，公司拥有了国内最大规模和最广泛的油气输送管网，强化了市场影响力和渗透力。 3 炼油化工：规模化+产业化铸就护城河，高端化升级夯实竞争力 3.1 炼油产能国内第二，规模化优势显著 全国炼油产能增速放缓，目前已呈现供给过剩的局面。2015年之前，我国炼油产能保持着较高速的增长，此后增速有所回落，截至2021年，我国炼油产能达9.11亿吨/年，同比增长2.82%。目前，我国炼化行业已出现产能过剩的局面，2022年以来炼厂的产能利用率未到75%，相比之下，美国炼油厂不仅日均产能高于中国的100万桶/日以上，而且产能利用率基本在85%以上。出现这种情况的原因主要是我国炼化行业的过剩产能具有结构性特征：一方面，行业内存在大量规模小、没有稳定原料供应的地方炼厂；另一方面，过剩产能主要集中在低端产品上，而高端产品产能较为贫乏。 规模化、高端化是炼化行业的未来发展方向。据中国石化报数据，“十三五”期间，我国大型炼油产能投产潮兴起，2016-2020年，炼厂的平均规模由511万吨/年提升至600万吨/年，千万吨级炼厂数量由25座升至28座，预计至2025年，炼厂平均规模将进一步提升至702万吨/年，千万吨级炼厂数量则扩大到33座。此外，炼油厂的产出品除了成品油以外，还包括合成树脂、合成橡胶、有机原料等化工产品，其中，部分高性能材料和原料的进口依赖度均处于较高水平，尤其是PE、ABS等合成树脂作为光伏胶膜、新能源汽车的上游，近两年需求快速增长使得进口快速提升。在双碳和新兴科技产业不断壮大的背景下，成本效益化和产品差异化将成为行业竞争的决定性因素，即行业未来的主要发展方向为规模化和高端化。 公司炼油产能国内第二，规模化效应突出，原油加工成本优势显著。2021年公司炼油产能为2.1亿吨/年，为国内第二大炼油企业，占总产能的比重为23.05%，且公司拥有13个千万吨级炼油基地，预计将为公司的原油加工带来较高的规模效益。2022H1公司的炼油单位现金加工成本为209.5元/吨，略低于中国石化，具有较好的成本优势。 3.2 成品油：炼销一体+非油业务拓展获取渠道溢价 为适应经济产业的结构调整，公司柴汽比不断降低。在国内经济和产业结构的发展下，汽车保有量稳步提升、天然气等清洁能源对柴油逐步进行替代，为适应市场需求，公司调整自身柴汽比，汽油产量快速提升，柴油产量不断下降。截至2022年三季度末公司的柴汽比已从2012年的2.09降至1.18，成品油结构不断优化。 炼销一体模式有助于保障渠道资源、获取渠道溢价。在成品油的销售方面，公司灵活运用合资合作、特许经营、延期租赁等轻资产方式开发加油加气站，加快完善“零售+批直”“销售+服务”等一体化运作机制。公司炼销一体的模式不仅有利于获取渠道资源、提高市场占有率、保障自营炼厂后路畅通，而且采用轻资产的零售销售方式可以让公司从中获取渠道溢价，wind数据显示，汽柴油的零售价格相比批发价格和直销价格更高，且价差呈现出上升的趋势。 加油站规模持续扩张，非油业务稳步创收。公司坚持以零售为重点，不断扩张加油站数量，截至2021年末，公司拥有22800座加油站，其中资产型加油站有20734座，零售市场份额为35.3%。此外，公司借助加油站资产创新非油品业务商业模式，强化便利店营销，布局跨界合作零售网点，如“好客咖啡”、汽车换购店等，加快构建“人、车、生活”的生态圈，增强客户服务能力和创效能力。2022H1公司非油业务实现营收1.50亿元，同比增长12.0%。 3.3 化工：炼化一体+高端化升级提升内在价值 公司生产的化工品品种多样，可用于电子电器、汽车、建材、医疗等多个领域。作为国内第二大合成材料供应商，公司提供聚乙烯、聚丙烯、ABS、聚苯乙烯、SAN等合成树脂产品，丁苯橡胶、顺丁橡胶、丁腈橡胶、乙丙橡胶等合成橡胶产品，腈纶等合成纤维产品，形成了管材用、纤维用、薄膜用、医用、车用等多个专用聚烯烃产品系列。其中，聚烯烃管材专用树脂产品年销量占国内供应量50%，位列第一；丁腈橡胶、溶聚丁苯橡胶等产品市场份额亦位列国内第一；ABS树脂、乙丙橡胶等产品市场份额位列国内第二。 炼化一体增强竞争优势，增产增销高端化工品提升内在价值。公司积极推进减油增化，降低成品油收率，截至2022H1，公司化工产品的产量占原油加工量的比重已达到14.6%。同时，公司积极推进新材料业务，成立了上海新材料研究院，开展化工新产品新材料的研发，增产增销高端高附加值化工产品，2022年前三季度公司合成树脂产量为862.3万吨，产量提升明显。此外，今年上半年广东石化的炼化一体化项目已进入收尾和开车准备阶段，在油价高位的背景下，公司炼化一体项目将有效降低原料成本，且有利于提高石油利用率。 油价高位拖累化工业务盈利能力，需求边际改善期待底部反转。从公司过去的经营情况来看，因为勘探生产是主要的经营利润来源，从而公司的业绩和油价基本保持正相关的关系，且在油价高于80美元/桶的时候，炼化业务的经营利润往往是亏损的，但由于公司积极改善炼化产品结构，在今年原油均价高于100美元/桶、近期化工需求低迷的背景下，公司炼油业务依然保持着盈利的状态，前三季度经营利润为265.87亿元，化工业务仅微幅亏损，前三季度为-2.21亿元。从化工品的价差情况来看，目前各类产品价差均处于底部，在近期地产陆续放松、防疫逐步优化的政策调控下，需求有望迎来边际改善，后续业务盈利底部反转可期。 4 新能源：转型路径清晰，战略布局深远 公司战略转型路径清晰，预计2035年将实现新能源、油、气产能各1/3。公司制定了能源转型三步走战略，规划通过“十四五”的发展，达到新能源1500万吨油当量指标，力争在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，并推动新能源新业务与油气业务协同发展，使2035年实现新能源、油、气产能各1/3；2050年力争实现新能源和油气半壁江山的目标，完善“油、气、热、电、氢”五大能源平台。 新能源业务提速发展。公司加强新能源新业务发展战略规划和业务管理体系构建，成立了深圳新能源研究院，为新能源新业务的发展提供研发技术支持。2021年，中国石油新能源新业务发展全面提速，投资金额达到21.8亿元，在地热、氢能领域取得了长足进展，全年建成投产新能源项目39个，新增新能源开发利用能力350万吨标准煤/年，开发利用总量达到700万吨标准煤/年。2022H1，公司获得风光并网指标5360兆瓦，地热指标1120万平方米，鉴于发展步伐较快，公司调整2022年计划为2万兆瓦并网指标与2000万平方米地热指标。 公司已有多项新能源项目储备。2022年，公司陆续发行两期绿色中期票据，共涉及21个绿色产业项目，主要用于污染防治、清洁能源、能效提升、绿色交通4个领域，合计募集资金25亿元，新能源项目储备丰富，转型之路有序推进。 5 盈利预测与投资建议 5.1 盈利预测假设与业务拆分 （1）勘探与生产： 价格方面，在全球能源危机和原油产量增长空间有限的背景下，我们认为中长期内石油不会被迅速淘汰，需求仍具有一定刚性，从而预计未来3年油价将保持高位震荡，2022-2024年布伦特原油现货价格为103/100/95美元/桶。 产量方面，由于公司原油产量基本呈现平稳态势，天然气作为国家支持的过渡性清洁能源，产量将保持快速上涨，我们预计2022-2024年公司原油产量分别为9.0/9.0/9.0亿桶，天然气产量分别为45084/46887/49701亿立方英尺。 我们预计，2022-2024年公司勘探与生产的收入分别为8630.4/8243.5/7827.5亿元。 （2）天然气与管道： 因俄罗斯停止对欧洲的部分管道天然气运输，欧洲的天然气供需将保持紧平衡状态，国内天然气价格将同步维持高位，我们假设2022-2024年公司天然气的平均实现价格为2600/2620/2580元/千立方米，因此，预计2022-2024年天然气与管道业务收入分别为5920.0/6145.0/6234.0亿元。 （3）炼油与化工： 公司在不断降低成品油收率，提高高附加值化工品的产量，因此，我们预计2022-2024年公司聚乙烯产量分别为627.3/677.5/731.6万吨，聚丙烯产量分别为435.7/448.8/466.8万吨。2022-2024年炼油与化工业务收入预计分别为11512.2/11797.7/11267.4亿元。 （4）销售： 由于2022年油价大幅提高，公司的汽柴煤油销量有所下降，预计后续将稳步回升，且随着公司不断降低柴汽比，汽油的产销量增速将快于柴油。我们预计，2022-2024年公司销售业务的收入分别为27328.1/27753.3/26504.2亿元。 （5）合计： 未来3年内，天然气的产量增长和油气价格中枢抬升将成为公司收入增长的主要动力。我们预计，2022-2024年公司的营业收入分别为34534/34705/32367亿元。 5.2 估值分析与投资建议 公司是国内油气开采行业的龙头公司，同时兼具炼油化工等业务。我们选取国内油气储量规模较高的中国海油、业务结构和公司类似的中国石化作为国内可比公司；同时选取了国际著名的石油公司埃克森美孚、壳牌、BP、道达尔作为国际可比公司。对比后可见，2022-2023年国内可比公司的PE均值分别为6倍、6倍；国际可比公司的PE均值分别为12倍、13倍。公司现价对应的2022-2023年的PE均为6倍，显著低于国际石油龙头公司。 中国石油作为国内油气储量规模最大和炼油产能第二大的石油公司，具有显著的资源和规模优势，且公司产业结构完整，具有较强的抗风险能力。我们预计2022-2024年公司的归母净利润分别为1542.33/1581.00/1597.81亿元，对应EPS分别为0.84/0.86/0.87元，对应12月28日收盘价的PE均为6倍，维持“推荐”评级。 6 风险提示 1）勘探进程不及预期的风险。公司不断进行油气勘探以强化原油储量接续、夯实资源优势，同时加快天然气的上产以响应国家号召、实现能源过渡，且勘探生产业务在公司的毛利比重中占比较高，因此，公司的勘探进度和油气田的投产预期将会影响公司的收入和利润的变化，若建设时间受客观因素延长导致勘探进度不及预期，公司的业绩将会受到影响。 2）地缘政治风险。地缘政治的发生可能会影响原油供给国的出口或原油需求国的进口，从而影响到全球的供需局面，并可能造成油价的大幅波动。 3）全球需求衰退的风险。2022年以来，受地缘政治、新冠疫情、美联储加息等因素的影响，全球通货膨胀持续发展，进而引发了全球范围内的“加息潮”，在此背景下，全球经济衰退风险加剧。若需求衰退程度较大，可能刺激油价下跌，对公司业绩造成影响。 公司财务报表数据预测汇总 相关报告 中国石油（601857.SH）深度报告：源浚流长，根深叶茂 - 2022.12.28 报告作者： 周泰 执业证号：S0100521110009 邮箱：zhoutai@mszq.com 王姗姗 执业证号：S0100122070013 邮箱：wangshanshan_yj@mszq.com 分析师承诺 本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并登记为注册分析师，基于认真审慎的工作态度、专业严谨的研究方法与分析逻辑得出研究结论，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。本报告清晰准确地反映了研究人员的研究观点，结论不受任何第三方的授意、影响，研究人员不曾因、不因、也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接收到任何形式的补偿。 评级说明 免责声明 民生证券股份有限公司（以下简称“本公司”）具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。 本报告仅供本公司境内客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告仅为参考之用，并不构成对客户的投资建议，不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，客户应当充分考虑自身特定状况，不应单纯依靠本报告所载的内容而取代个人的独立判断。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容而导致的任何可能的损失负任何责任。 本报告是基于已公开信息撰写，但本公司不保证该等信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，且预测方法及结果存在一定程度局限性。在不同时期，本公司可发出与本报告所刊载的意见、预测不一致的报告，但本公司没有义务和责任及时更新本报告所涉及的内容并通知客户。 在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银行、财务顾问、咨询服务等相关服务，本公司的员工可能担任本报告所提及的公司的董事。客户应充分考虑可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一参考依据。 若本公司以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构独自为此发送行为负责。该机构的客户应联系该机构以交易本报告提及的证券或要求获悉更详细的信息。本报告不构成本公司向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议。本公司不会因任何机构或个人从其他机构获得本报告而将其视为本公司客户。 本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构或个人不得以任何形式、任何目的进行翻版、转载、发表、篡改或引用。所有在本报告中使用的商标、服务标识及标记，除非另有说明，均为本公司的商标、服务标识及标记。本公司版权所有并保留一切权利。 民生证券研究院： 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