【中银化工】公司深度-中国石油(601857.SH):增储上产业绩可期,优质资产价值重估

（以下内容从中银证券《【中银化工】公司深度-中国石油(601857.SH):增储上产业绩可期,优质资产价值重估》研报附件原文摘录）
　　增储上产业绩可期，优质资产价值重估 国际油价维持中高位，公司持续推进增储上产，油气开采业务盈利向好，同时，依托优质乙烷资源，公司乙烯的低成本优势具有稀缺性，另一方面，国内天然气价格市场化改革逐步推进，公司有望受益。 主要风险点 中国石油是中国最大的油气生产和销售商，也是世界最大的石油公司之一。公司主要业务包括原油和天然气的勘探、开发、生产和销售，原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售，基础石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售，天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售等。2023年前三季度，公司实现营收22,821.35亿元，同比减少7.06%，归母净利润为1,316.51亿元，同比增长9.78%，摊薄净资产收益率为9.28%，同比提升0.33 pct。 高油价叠加增储上产，上游油气业务盈利可期。我们预计2024年国际油价有望维持中高位水平。2023年前三季度，中国石油实现经营利润1,862.36亿元，其中，油气及新能源分部实现经营利润1,326.96亿元，油气当量产量达到1,315.4 百万桶，同比增长 5.1%，同时，2023 年上游资本性支出有望达到1,955.00 亿元，远期增储上产潜力提升，在中高油价背景下，公司上游油气开采业务或将延续高景气度。 乙烷资源助力炼化板块竞争力提升。2021年，中国石油乙烷裂解制乙烯产能达到140万吨，未来乙烷制乙烯产能将继续扩张，依托原料资源和工艺路线优势，公司乙烯的低成本优势具有稀缺性。此外，广东石化一体化炼厂完成投产，广西石化、吉林石化在建项目有序推进，炼化板块的行业竞争力有望提升。 国内天然气价格市场化改革，中国石油有望受益。海外天然气价格宽幅波动，国内天然气价格市场化改革逐步推进，2023年前三季度，中国石油向国内销售天然气1,553.64亿立方米，同比增长5.5%，天然气销售板块实现经营利润194.76亿元，同比增长24.50%。作为我国天然气供应上游龙头企业，天然气价格市场化改革，或推动天然气销售业务盈利持续修复。 管理效率提升， ESG成果显著。2022年“四费”费用率达到6.27%，较2018年减少2.24 pct。 2016年-2022年，员工总人数由50.88万人下降为39.84万人，人均创收由317.81万元提升至812.96万元，公司管理效率持续提升。另一方面，公司全面落实国家碳达峰碳中和战略规划，提出“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署，推动碳捕集、利用与封存（CCS/CCUS）工程实现商业化应用，并致力于打造“油气热电氢”综合能源公司，实现传统油气和新能源业务高质量融合发展。 评级面临的主要风险 油价下跌风险、环保政策变化带来的风险、经济异常波动、全球经济持续低迷。 01 特大型石化央企 一体化产业龙头 1.1中国石油基本概况 中国石油天然气股份有限公司（PetroChina Company Limited），简称中国石油（上交所：601857、港交所：0857），是中国最大的油气生产和销售商，也是世界最大的石油公司之一。公司主要业务包括原油和天然气的勘探、开发、生产和销售，原油和石油产品的炼制、运输、储存和销售，基础石油化工产品、衍生化工产品及其他化工产品的生产和销售，天然气、原油和成品油的输送及天然气的销售等。公司在2018年《财富》世界500强企业中排名第4名，在2022年标普全球普氏全球能源公司250强榜单中排名第17名。 中国石油集团为公司控股股东，成立于 1998 年 7 月，是根据国务院机构改革方案，在原中国石油天然气总公司的基础上组建的特大型石油石化企业。国务院国有资产监督管理委员会是公司的实际控制人。公司的股权结构较为集中，除中国石油集团外，公司目前无其他持股 10%或以上的法人股东（不包括香港中央结算（代理人）有限公司）。 中国石油天然气集团有限公司是一家集油气和新能源生产、成品油和化工新材料生产销售、天然气销售等业务于一体的综合性国际能源公司。按照产业链结构，中国石油主营业务分为三大环节：上游主要从事石油天然气勘探开发、运输、储存和新能源开发利用；中游主要从事成品油及石化产品的生产；下游主要从事成品油、化工品以及天然气的销售等相关业务。 1.2 油气和新能源分部贡献利润核心 2017年-2022年，油气和新能源分部在总营收中的占比由15.41%提高到16.88%，2022年该分部利润占比达到46.60%，是利润贡献最大的业务板块，2023年前三季度，油气及新能源分部实现经营利润1,326. 96亿元，同比减少4.5%。销售板块主要从事成品油销售， 2022年销售板块营收占比达到50.90%；2023年前三季度实现经营利润172.77亿元，同比增长138.6%。炼油化工和新材料是公司的重要业务组成部分，2023年前三季度实现经营利润278.12亿元，同比增长5.5%。公司是国内天然气主要上游供应商，2023年前三季度公司天然气销售业务实现营业收入3,927.14亿元，同比增长6.1%，实现经营利润人民币194.76亿元，同比增加24.50%。 公司经营业绩持续向好。2017-2022年，公司营业收入整体呈上升趋势，CAGR为9.95%，其中2020年，受全球新冠疫情和油气价格剧烈波动影响，营业收入出现阶段性下降，2021年以来，随着油价上涨和下游需求复苏，营业收入快速提升，2022年公司营业收入达到3.24万亿元，同比增长23.90%。盈利能力方面，公司归母净利润及净资产收益率快速增长，2017年-2022年公司归母净利润由227.93亿元增长到1,493.75亿元， CAGR为45.64%。2022年公司摊薄净资产收益率达到10.91%。2023年前三季度，公司实现营收22,821. 35亿元，同比减少7.06%，归母净利润为1,316. 51亿元，同比增长9.78%，摊薄净资产收益率为9.28%，同比提升0.33 pct。 1.3 推进央国企改革，管理效率持续提升 公司国企改革成效显著，管理效率迈上新台阶。近年来，中国石油持续推进内部降本增效，2023年国资委优化完善中央企业经营指标体系，提出“一利五率”经营指标体系和“一增一稳四提升”总体目标。2016年-2022年，中国石油的员工总人数由50.88万人下降为39.84万人，同时，中国石油的人均创收快速提升，由317.81万元提升至812.96万元。截至2023年上半年，公司员工人数为38.69万人，人均创收已达到382.48万元。 公司四费结构优化，经营管理高效稳健。随着公司降本增效的深入推进，公司期间费用率持续下降。2018年-2022年公司管理费由677.14亿元下降为505.23亿元，降幅达到25.39%，2019年-2022年销售费用、财务费用分别由741.08亿元、278.16亿元，降至683.52亿元、196.14亿元。随着科研投入的加大，研发费用有所上涨，2022年研发费用为200.16亿元，同比增长19.65%。综合来看，2022年“四费”费用率总占比为4.89%，较2018年减少2.24 pct。截至2023年前三季度，“四费”占比为5.21%，仍处于低位水平。 历史业绩与油价波动高度相关 根据历史业绩数据，公司盈利能力与国际油价走势具有较强的关联性，高油价的市场环境下，公司业绩整体向好。随着天然气产量及占比提升，炼厂规模升级以及产品结构优化，未来油价波动对公司业绩的影响或有所弱化。 估值方面，2019年以前，公司PB长期维持一倍以上，2023年以来，估值迎来明显修复，但当前估值仍处于历史中低位水平。 分红政策稳定持续，公司自2007年A股上市以来共实施现金分红32次，累计现金分红7,069.00亿元，分红率平均达到47.54%，股息支付率总体维持在45%以上，近三年累计现金分红(含回购)达到1,508.17亿元。2016年以来，公司每股股利最高为0.42元，股息率最高达到8.5%。2023上半年，中国石油按照每股0.21元派发中期股息，分红比率为45%，派息总额384.34亿元，A股年化股息收益率为5.6%。 02 油气及新能源：增储上产，降本增效 2.1 国际原油市场供需紧平衡，价格维持中高位 2019年以来，国际油价剧烈波动，2020年受全球公共卫生事件影响，油价大幅下跌，2021年及2022年，随着全球经济复苏，以及俄乌地缘政治冲突影响，国际油价一度超过120美元/桶，创下近10年价格新高。2023年以来，受美国央行持续加息、欧美银行业风险暴露、全球经济增速放缓等宏观因素以及OPEC+减产政策等综合影响，国际油价在中高位延续震荡。 展望国际原油市场，全球原油贸易体系仍在重塑，供需博弈加剧。需求端，全球原油需求仍保持增长，根据欧佩克11月份报告，预计2024年全球原油需求将增加225万桶/日，IEA的10月份月报预测2024年全球石油需求将增长88万桶/日，EIA在11月份发布的短期能源展望报告中，预测2024年全球原油需求增量为140万桶/日。供给端，美国方面，根据EIA公布的高频数据，截止到2023年11月10日当周，美国原油日产量为1320万桶/日，已超过2020年初的历史最高水平1300万桶。但值得注意的是，受人力成本增加和原材料成本上涨等因素影响，美国页岩油开采成本出现大幅增加，根据EIA的报告，2022年Q4美国48家油气公司当量油气的平均生产成本为28.26美元/桶，较2020年Q1增加71%。同时，美国油气行业正在出现新一轮的并购热潮，2023年5月，雪佛龙以63亿美元收购页岩油开发商PDC Energy；2023年10月11日，埃克森美孚宣布以595亿美元收购先锋自然资源公司；2023年10月23日，雪佛龙宣布将以530亿美元的价格收购页岩油企业赫斯公司（HES.US）。我们认为，在此轮高油价市场环境下，美国油气巨头对油气勘探开发领域的资本开支持审慎态度，更倾向于通过收购优质资产，获得优质现金流，随着油气行业竞争格局的调整，2024年美国原油产量的增长弹性或趋弱。另一方面，OPEC+在2024年或继续推行联合减产。我们预计2024年国际油价有望维持在中高位水平。中国石油作为国内油气生产龙头，受益于中高油价，油气及新能源板块有望维持高景气度。 2.2 中国石油油气资源禀赋优异 中国石油上游业务主要涉及原油及天然气的勘探、开发、销售，拥有中油勘探开发有限公司、大庆油田有限责任公司、长庆油田分公司、辽河油田分公司、塔里木油田分公司、新疆油田分公司、西南油气田分公司等18家勘探与生产分公司。十年来，中国石油形成并巩固了国内原油产量 1 亿吨、国内天然气产量当量 1 亿吨、海外油气权益产量当量 1 亿吨“三个 1 亿吨”新格局，有力的保障了我国油气供应。 2.3 中国石油油气产量稳步增长 原油开发方面，2020年以来，中国石油的原油产量稳步提升，可持续开发年限维持在合理区间。2022年中国石油的原油产量为906.2百万桶（折合约1.23亿吨)，同比增长2.06%。其中国内产量为767.4百万桶，海外产量为138.8百万桶。同时，非常规油气呈现快速增长，2022年公司页岩油产量为303.6万吨，首次突破300万吨；致密气产量411.3亿立方米，同比增长8.12%。2023 年，公司计划生产原油 912.9 百万桶，未来公司将坚持精细勘探效益开发，保障重点油气田稳产增产，提高老油气田采收率。截至2023年前三季度，原油总产量已达到706.0百万桶，同比增长4.3%，其中，国内原油产量583.8百万桶，同比增长1.2%；海外原油产量122.2百万桶，同比增长22.1%。 在天然气开发方面，2019年以来，中国石油的天然气净井数保持稳定。2022年中国石油的可销售天然气产量为4,675十亿立方英尺（约合1,323.8亿立方米），比上年同期增长5.8%，其中，国内可销售天然气产量4,471.3十亿立方英尺，海外可销售天然气产量203.7十亿立方英尺。非常规气方面，2022年公司非常规气勘探开采取得新突破，页岩气产量达到139.2亿立方米，煤层气产量达到30.1亿立方米。截至到2023年前三季度，公司可销售天然气产量已经达到3,656.6十亿立方英尺，同比增长6.1%，其中国内3,513.7十亿立方英尺，同比增长6.6%，海外142.9十亿立方英尺，同比下降4.0%。根据2022年公司年报，2023年公司可销售天然气产量有望达到 4,888.9 十亿立方英尺，未来公司将持续推进稳油增气，继续加大国内天然气开发力度，实现国内天然气产量较快增长。 2017-2022年，中国石油在油气和新能源分部的资本支出维持在高位，2022年油气和新能源分部资本开支为2,215.92亿元，同比增长24.31%，主要用于国内重点盆地资源的勘探开发，非常规资源开发和新能源工程，以及中东、中亚、美洲等海外重点项目产能建设，根据公司2023年半年报，预计 2023 年，油气和新能源分部的资本性支出将达到1,955.00 亿元，我们认为未来几年，公司油气和新能源分部的资本开支或维持高位，油气资源的产量和储量均有望提升。 2016-2022年中国石油油气和新能源板块的经营业绩整体呈上升趋势，营业收入CAGR为43.34%。2020年由于新冠疫情对生产和出口的影响，营业收入出现下降，2022年营业收入达到909.41亿元，同比增长35.79%，创下历史新高。盈利能力方面，2016年-2022年油气和新能源板块毛利润由379.33亿元增加到3,289.53亿元，CAGR达到43.34%。2018年以来，板块毛利率均在20%以上。 2.4 低碳转型和新能源融合发展 油气生产和碳减排融合发展。中国石油全面落实国家碳达峰碳中和战略规划，提出“清洁替代、战略接替、绿色转型”三步走总体部署。上游油气及新能源板块推进生产端节能减排和用能清洁替代，从源头上减少化石能源消耗和二氧化碳排放。公司大力发展碳捕集、利用和封存（“CCUS”）工程，应用CCUS-EOR技术，通过二氧化碳驱油提高油气田采收率，助力老油气田稳产。根据中国石油2022年度ESG报告， 2022 年，公司在吉林油田实施的 CCUS 专项工程年注入二氧化碳能力达到 80 万吨，年产油能力达到 20 万吨，原油采收率提高 25%以上。油气生产和碳减排的融合发展技术有望延缓老油气田自然递减，助力油田稳油增产。 打造“油气热电氢”综合能源公司。地热、氢能和绿电是中国石油新能源业务的重要发展方向，地热方面，2022年中国石油新增地热供暖面积 1,006 万平方米，累计地热供暖面积达到2,500万平方米。风、光发电项目方面，2022年公司首个自主设计建设的水面光伏发电工程——大庆油田建成，装机规模 18.7 兆瓦。公司累计已建成风、光发电装机超140万千瓦。氢能方面，2022年中国石油新增高纯氢产能 1,500 吨 / 年，高纯氢总产能达到 3,000 吨 / 年，2022 年新投运加氢站（综合服务站）23 座，累计建设加氢站35座，根据中国石油新闻中心的统计数据，2022年中国石油新能源开发利用能力达到800万吨标准煤/年。 03 炼油及化工板块：优质资源提升行业竞争力 3.1 国内炼油总产能企稳，下游产品转型持续推进 国内炼厂呈现央企、民企，以及外资等多元化主体共同参与的市场结构，其中，央企以中国石化、中国石油、中国海油、中国中化为代表，贡献国内65%以上的炼油产能，民企以民营大炼化以及山东独立炼厂为代表，约占国内炼油总产能的30%，此外，巴斯夫、壳牌等外资企业以合资的形式参与炼厂的运营和管理。 化工新材料自给率存在提升空间。根据中国石油和化学工业联合会的数据，2022年国内原油一次加工装置的平均开工率为73.6%，同比下降6.3%，低于全球炼化装置平均开工水平，主要是由于产品结构不合理，炼化装置的化工品收率依旧偏低，同时我国高端化工品自给率不足，根据2022年中国化工新材料产业发展报告的统计数据，2021年我国化工新材料的自给率为77%，其中工程塑料、高端聚烯烃树脂、高性能纤维、功能性膜材料的自给率分别仅为62%、58%、58%、67%。 落后炼厂产能逐步淘汰。 “十四五”期间，淘汰小产能，整合炼油指标，建设流程更长、开工率更高、产品更加多样化的炼化一体化项目是国内炼化行业发展的重要方向。 根据《石化和化工行业“十四五”规划指南》中的分类，炼厂按照规模可分为3大类，分别为大型（1000万吨/年以上）、中型（500~1,000万吨/年）和小型（500万吨以下）三类，其中，小型炼厂基本不具备发展下游化工的资源条件，将成为行业淘汰整合的主要方向。根据《2021年中国炼油工业发展状况与近期展望》的数据，中国200万吨/年及以下炼油能力为0.7亿吨/年，200万～500万吨/年炼油能力为1.2亿吨/年，小型炼厂在国内总产能的占比超过20%。未来随着石化产业规划政策的落地以及政府监管政策的收紧，小型炼厂产能退出速度有望加快。 3.2 中国石油炼厂提质升级 中国石油天然气集团股份有限公司拥有大型炼化一体化企业8个，千万吨规模炼厂13个。2022年，中国石油加工原油1,212.7百万桶，生产成品油10,535.4万吨，原油加工能力仅次于中国石化，此外公司乙烯、合成树脂、合成橡胶等产品的生产能力也在国内位居前列。2023年公司计划加工原油1,293百万桶，截至2022年第三季度，公司原油加工量已达到1,044百万桶，同比增长16.5%。 新旧产能转换，新型炼厂有序推进。2018年以来，中国石油先后完成了广东石化炼化一体化项目、兰州石化分公司长庆乙烷制乙烯项目和塔里木乙烷制乙烯项目等大型炼化项目。2022年中国石油在炼油及化工板块的资本性支出为417.71亿元， 2018年-2022年的CAGR为28.57%， 2023年上半年，广西石化炼化一体化转型升级项目和广东揭阳60万吨/年ABS及其配套工程等大型炼化项目有序推进。广西石化炼化一体化项目主要包括120万吨/年乙烯等14套化工装置，200万吨/年柴油吸附脱芳等2套炼油装置，项目完成后，广西石化汽柴油产量将减少，化工品收率将提升，可为下游乙烯装置提供大量优质原料。广东揭阳ABS项目包括60万吨/年ABS、13万吨/年丙烯腈、4,000吨/年乙腈、5万吨/年MMA、15万吨/年废酸再生5套主要生产装置，并已于 2023年2月开车投产，预计 2023 年炼油化工和新材料分部的资本性支出为人民币 340.00 亿元。 产品结构优化，化工品收率提升。2022年中国石油的成品油收率为64.19%，相比2018年下降5.13 pct；乙烯产量达到741.9万吨，同比增长10.5%，与2018年相比增加了185.0万吨。此外，2022年合成树脂产量为1162万吨，合成纤维原料及聚合物产量为109.9万吨，合成橡胶产量为104.4万吨。2023年前三季度乙烯、合成树脂、合成纤维原料及聚合物、合成橡胶的产量分别达到582.6万吨、915.8万吨，同比分别增长6.0%、6.2%。未来随着炼厂产品结构优化，中国石油的化工品收率及产量有望保持增长趋势。 3.3 稀缺乙烷资源，构筑乙烯成本优势 在我国，石脑油裂解、煤制烯烃、烷烃脱氢等烯烃生产工艺均有工业化应用。其中，石脑油裂解制烯烃的技术较为成熟，最早实现工业化，是我国主流的烯烃生产路线。石脑油裂解制烯烃的优势在于技术工艺成熟、装置运行稳定、产品丰富多样、原料适应性广，但该技术工艺流程长、设备多、投资大、能耗高。煤制甲醇制烯烃工艺目前有MTO和MTP两种代表性的工艺路线，该技术的优势在于开辟了一条非石油生产烯烃的技术路径，且原材料甲醇来源广泛，技术成熟可靠，劣势在于水资源消耗大、装置规模相对较小、资源利用不充分。乙烷裂解技术以乙烷为原料，乙烯收率明显高于石脑油工艺路线，且在现有技术中流程最短、成本最低，缺点在于原料乙烷供应受限，对比各工艺路线经济性，轻烃脱氢制烯烃具有工艺流程短，原料成本低、产品收率高等优势，在多数时间具有更强的盈利能力。 从全球范围来看，随着中东油田伴生气和北美页岩油气的大量开采利用，全球乙烯行业呈现裂解原料轻质化、多元化，装置规模大型化的新发展格局，根据中国化工报的报导，中东超过90%的乙烯装置、北美地区超过70%的蒸汽裂解装置都已采用乙烷、丙烷和液化石油气等轻质化原料。我国是世界第一大乙烯生产国，但我国乙烯工业仍主要以液态石脑油为原料，导致乙烯生产成本高于世界平均水平。 中国石油在乙烷制烯烃领域独具优势 根据中国化工报的报道，2017年，中国石油启动大型乙烯重大科技专项二期项目，联合多家单位开始乙烷制乙烯成套技术的集中开发。2021年8月，中国石油兰州石化长庆乙烷制乙烯项目80万吨/年乙烯装置和独山子石化塔里木60万吨/年乙烷制乙烯装置先后生产出合格乙烯产品，其中长庆石化是我国首次利用自主技术建成的乙烷制乙烯项目。在乙烷原材料供应方面，中国石油在长庆油田和塔里木油田建设了天然气分离乙烷项目，每年可稳定供给乙烷超过180万吨；在工艺技术方面，实现了乙烷制乙烯项目从生产技术、工程设计、施工建设的全流程自主运营；在提升产业链价值方面，中国石油通过乙烷裂解制乙烯工艺，既改变了天然气副产物乙烷燃料利用率低、附加值低的现状，又提高了中国石油的乙烯整体收率；在绿色发展方面，长庆石化乙烷制乙烯项目氮氧化物排放比常规裂解炉装置排放降低70%，废水回用率达到95%以上。根据巴音郭楞日报的报道，2023年12月，中国石油塔里木二期120万吨/年乙烯项目正式开工建设。依托于稀缺的乙烷资源禀赋，中国石油在乙烯产业链的竞争力有望提升。 3.4 数字化转型助力中国石油炼厂管理升 炼化行业生产工艺流程复杂、装置数量多、加工单元联系紧密，炼化企业数字化转型有利于提升炼厂及时反应能力，保障装置操作安全平稳。中国石油积极推进炼油化工板块数字化转型，将互联网、大数据、人工智能等技术与公司业务融合应用。根据中国石油新闻中心的报道，2017-2021年，中国石油的智能炼厂建设在成本管控、降低能耗物耗、提高产品效益、减少人工成本等方面累计创效达到76亿元，经济效益可观。 长庆石化是中国石油炼厂数字化转型示范试点，自2017年正式启动智能工厂建设以来，目前已搭建了国内首套全厂级、高精度的三维数字化工厂模型，建立了覆盖生产管理、设备管理、安全管理、能源管理等六大领域的可视化管控系统和平台。长庆石化在MEC（移动边缘计算）平台上部署的5G+动设备智能预警系统，可自动跟踪厂区内数百台动设备的运行状态，以预知性维修替代传统的定期维修模式，故障预警准确率达95%以上，检维修成本下降10%左右。除长庆石化外，中国石油在独山子石化、四川石化、广西石化、云南石化、大连石化也基本建成了智能工厂1.0企业。 3.5 炼化和新材料板块行业盈利有望修复 2015年以来，炼厂新旧产能转换以及产品结构调整，带动炼油及化工分部营收持续增长。2022年中国石油炼油和化工板块营业收入达到11,579.18亿元，创下历史新高。2015年—2022年炼油和化工板块营业收入CAGR为8.94%。2022年以来，受上游原材料价格上涨，国内炼厂产能增长，以及国内经济增速放缓等多重因素影响，炼化行业盈利短期承压，2022年中国石油炼油板块的毛利润为2,614.03亿元，毛利率为22.58%，相比2015年降低11.73 pct。2023年前三季度，炼油化工和新材料分部实现营业收入人民币9,027.56亿元，同比增长2.6%；实现经营利润278.12亿元，同比增长5.5%，其中炼油业务实现经营利润276.81亿元，同比增长4.1%；化工业务实现经营利润1.31亿元，同比扭亏为盈，增利3.52亿元。未来随着国内经济高质量发展，化工品需求复苏，炼化行业景气度提升，炼油和化工板块盈利有望继续修复。 04 天然气销量持续增长，盈利修复提升 4.1 中国天然气市场供需双增 国内天然气需求快速增长，产量逐步提升。需求侧来看，国内天然气消费快速增长，根据同花顺iFinD数据，2022年全国天然气表观消费量为3,663 亿立方米，同比下降 1.69%，2015-2022年CAGR为9.57%。根据发改委统计数据，2023年1-10月，全国天然气表观消费量3217.1亿立方米，同比增长7.1%。从消费结构看，工业燃料用气占比最高，达到42%；城市燃气消费占比为 33%，天然气发电、化工行业用气占比分别为17%和8%。供给侧来看，近十年来我国天然气产量持续增长，产能快速提升，根据国家统计局的数据，2022年我国天然气产量为2,177.90亿立方米，同比增长6.10%，2015-2022年CAGR为7.99%。2023年1-11月，我国天然气产量为2,095.90亿立方米，同比增长6.00%。 我国进口天然气包括管道气和LNG两种形式，LNG通过海运方式，实现就近供应，管道气通过管网系统，供应内陆各地。根据海关总署统计数据，2023年上半年，中国天然气进口量为781.5亿立方米，同比增长5.8%。其中管道气进口总量为320亿立方米，同比增长3.9%，占进口总量的40.9%；LNG进口量为461.5亿立方米，同比增长7.2%，占比59.1%。 受俄乌冲突影响，全球化石能源供应体系重塑，海外天然气价格宽幅波动的可能性增加，提高自产气占比，优化进口气来源，推动国内市场天然气价格机制改革，或成为保障我国天然气安全供应的重要手段。 4.2. 国内天然气定价机制改革有序推进 我国天然气定价机制共经历了多个时期。新中国成立后至1982年，天然气价格由国家统一制定，生产企业无权自主定价。1982年5月开始，我国天然气价格实行双轨制，即对天然气实行计划垄断性定价和市场定价两种不同的定价机制。2005年12月，国家发改委出台了改革天然气出厂价格形成机制的相关政策措施，对天然气统一实行政府指导价。2015年天然气价格改革提出天然气定价要“管住中间，放开两端”，即管住输配气成本和价格，放开天然气气源和销售价格，政府只对属于网络型自然垄断环节的管网输配价格进行监管，气源和销售价格由市场形成。2019 年11 月，《中央定价目录（修订征求意见稿）》明确将天然气划分为管制气与非管制气，对非管制气（包括页岩气、液化天然气、直供用户用气等）放开价格管制，供需双方可以自行确定价格，政府不再进行参与；管制气定价采取市场净回值法，把门站价格与进口燃料油、LPG 价格挂钩，实施“基准价+浮动幅度”的管理方式。 我国现有天然气上下游顺价机制仍有待完善。我国管道天然气终端下游用户类型分为居民用户和非居民用户，居民用户用气量相对较小且有明显季节性特点；非居民用户用气量大且稳定。天然气终端用户价为门站价与配气费之和，省级门站价格由各省政府确定，然而实际操作中，省级门站价的调整频率并不高。天然气价格调控机制滞后，难以适应价格宽幅波动的进口气价，造成上游天然气进口持续亏损，下游城燃企业经营承压：一方面，供气企业需要承担起保供责任；另一方面，进口高气价拉高天然气成本，而目前非居民用气顺价有明确上限，根据2019年国家发展改革委的规定，各省级天然气基准门站价格下，非居民气价允许上浮 20%。当海外天然气价格大幅波动时，天然气终端价格变化远低于供气企业实际成本上涨幅度，超限部分主要由企业自行负担，进口天然气价格与门站价格形成倒挂，或影响国内天然气生产积极性，最终影响国内天然气行业的长期可持续发展。 新一轮天然气价格市场化改革逐步推进。2023年以来，天津市、北京市和杭州市等地方政府都提出建立和完善天然气上下游价格联动机制，在天然气价格大幅波动时灵活调整天然气销售价格。浙江省出台天然气体制改革方案，提出以管网独立和管销分离、天然气价格市场化、城镇燃气扁平化和规模化改革为重点的改革任务。 4.3 天然气销售业绩有望持续提升 中国石油在国内的天然气销量整体保持增长态势，2017年-2022年CAGR为11.34%，2023年以来，中国天然气市场需求进一步释放。2023年前三季度，中国石油的天然气销量为1,931.31亿立方米，同比增长1.9%，其中国内天然气销量为1,553. 64亿方，同比增长5.5%。2022年受俄乌冲突影响，中国石油的天然气销售均价大幅增长，同比上涨55.23%，2023年以来，国际天然气供应紧张的局面有所缓解，乌克兰危机对国际能源市场冲击减弱，天然气价格逐步回落，2023年上半年，中国石油的天然气平均实现价格为2,105元/千方，同比降低16.50%。 2015年-2022年，中国石油的天然气板块营收持续增长，营业收入CAGR为9.22%，2022年天然气板块营业收入达到5,133.31亿元，同比增长25%，再创历史新高。2020年以来，受新冠疫情、进口天然气价格上涨、以及国内经济增速放缓等多重因素影响，天然气板块盈利持续走低。2022年中国石油天然气板块的毛利润为137.64亿元，毛利率为2.68%，相比2015年的12.66%，降低9.98 pct。2023年前三季度，天然气销售板块实现营业收入3,927.14亿元，同比增长6.1%；实现经营利润194.76亿元，同比增长24.50%。未来随着国内天然气价格市场化改革的推进，以及天然气消费需求的增长，中国石油天然气销售板块营收及盈利有望持续提升。 05 加油站业务多元化，业绩成长可期 5.1 成品油消费量维持高位，加油站资产具有稀缺性 国内成品油消费量维持高位。2023年成品油需求向好，根据中国石化半年报统计，上半年，中国境内成品油表观消费量同比增长16.2%，其中，汽油增长9.8%，柴油增长15.1%，煤油增长78.1%。分产品来看，柴油是我国消费量最大的成品油品种，仓储物流是柴油的主要消费领域，占比超过60%，随着物流行业稳步增长，柴油的消费需求存在支撑。汽油消费量低于柴油，燃油车是汽油的核心应用领域，燃油车保有量、平均油耗和使用强度是影响国内汽油表观消费量的重要因素，随着新能源车销量的快速提升，新能源汽车在汽车保有量市场的占比逐步提升，但基于燃油车存量大，国内市场汽油的消费量仍有望在较长时间保持高位，煤油的消费量则有望随着国内经济复苏呈现持续增长。展望未来，国内成品油需求虽然增速放缓，但消费总量有望在较长时间维持高位。 加油站属于稀缺性资源。我国新建加油站申办条件较为严苛，需要经历预核准、规划确认、发改委立项批复、住建局建筑规划许可、取得商务部门预核准、通过国土部门招拍挂程序，取得土地使用权等阶段。近年来，随着成品油流通审批制度改革，加油站审批流程有所简化。2018年外资加油站数量和股比限制取消，2019年，根据《国务院办公厅关于加快发展流通促进商业消费的意见》（国办发[2019]42号），石油成品油批发仓储经营资格审批取消，成品油零售经营资格审批下放至地市级人民政府。成品油零售行业市场化改革持续推进，但《危险化学品经营许可证》和《成品油零售经营批准证书》仍具有较高的审批要求，此外资金规模大、供应链要求高、品牌粘性强等因素也决定了成品油零售行业具有极高的进入壁垒，现有加油站是稀缺性优质资产。 5.2 传统成品油业务趋稳，新兴非油业务快速增长 据隆众资讯统计数据， 2022年中国加油站总数量达11.50万座，其中，中国石化和中国石油的加油站总数量超过5万座，此外，以中石化、中石油为代表的主营加油站主要分布在比较繁华的城区以及车流量较大的地区，而民营加油站在非城区占比较多，主营加油站相比于民营加油站具有明显区位优势。2017-2021年，中国石油加油站数量逐年上升。2022年末，中国石油的加油站数量达到22,586座，相比2017年增加1187座。截至2023年前三季度，中国石油加站数量为22,509座。 2023年成品油销售量明显提升，前三季度中国石油销售汽油、煤油、柴油12,562.4万吨，同比增长13.4%，国内销售汽油、煤油、柴油9,307.9万吨，同比增长17.2%。其中，汽油、煤油、柴油销售量分别为3933.0万吨、766.5万吨、4,609. 4万吨，同比分别增长13.3%、70.6%和14.6%。 非油业务是加油站业务的重要组成部分，进一步完善了成品油销售的服务体系。中国石油的非油业务以加油站为平台，做大做精便利店业务，做实做强汽服及集采、自有商品业务，加快推进加油站快餐、生鲜等业务，并探索广告、金融、保险、专卖、车辅产品、便民服务等跨界经营，致力于通过融合、共享、跨界，为消费者提供“一站式”的服务，着力构建“人·车·生活”生态圈。2018年以来，非油业务发展迅速， 2022年，中国石油非油品销售额305.9亿元，同比上涨21.64%，2018年-2022年CAGR为8.25%， 2023年上半年非油品销售额为170.5亿元，同比增长13.32% 。2023年三季度，中国石油完成对普天新能源的股权收购，汽车充电领域的布局有望加速。 5.3 销售分部有望稳中向好 中国石油销售板块营业收入稳步增长，仅在2020年受到疫情影响有所下降，2015-2022年营业收入CAGR为10.43%。2022年营业收入达到27,423.69亿元，同比增长27.96%，创下历史新高。依托于加油站的稀缺资源属性，营销及分销板块的毛利率相对稳定。2015-2022年销售板块毛利润从547亿元增长到1,017.54亿元，CAGR达到9.27%。未来随着我国经济高质量发展，能源需求持续提升，以及加油站业务模式多元化转型，销售分部业绩有望稳中向好。 06 风险提示 油价下跌风险。影响油价走势的不确定性风险有增加的趋势，美联储加息频率、OPEC+减产协议退出或者重新协商、俄乌冲突加剧等因素都有可能给油价走势带来影响，甚至在个别时点会引起油价异常巨大的波动，并因此给行业政策、企业盈利带来负面影响。 环保政策变化带来的风险。油气田及炼厂的生产、加工过程可能伴有污染物或副产物的产生，因此我国环保政策的设计和执行对于石化行业来讲事关重大，有可能给企业的正常运行、原材料的稳定供应、价格的走势都带来不可预计的影响。 经济异常波动。石化产品与国计民生息息相关，经济发展和人民生活水平直接影响行业的下游需求。作为典型的周期性行业，化工行业又将面临供给侧改革的相关政策的影响。 全球经济低迷。当前全球经济增长放缓，终端需求疲软，石化企业盈利或承压。 披露声明 本报告准确表述了证券分析师的个人观点。该证券分析师声明，本人未在公司内、外部机构兼任有损本人独立性与客观性的其他职务，没有担任本报告评论的上市公司的董事、监事或高级管理人员；也不拥有与该上市公司有关的任何财务权益；本报告评论的上市公司或其它第三方都没有或没有承诺向本人提供与本报告有关的任何补偿或其它利益。 中银国际证券股份有限公司同时声明，将通过公司网站披露本公司授权公众媒体及其他机构刊载或者转发证券研究报告有关情况。如有投资者于未经授权的公众媒体看到或从其他机构获得本研究报告的，请慎重使用所获得的研究报告，以防止被误导，中银国际证券股份有限公司不对其报告理解和使用承担任何责任。 评级体系说明 以报告发布日后公司股价/行业指数涨跌幅相对同期相关市场指数的涨跌幅的表现为基准： 公司投资评级： 买 入：预计该公司股价在未来6-12个月内超越基准指数20%以上； 增 持：预计该公司股价在未来6-12个月内超越基准指数10%-20%； 中 性：预计该公司股价在未来6-12个月内相对基准指数变动幅度在-10%-10%之间； 减 持：预计该公司股价在未来6-12个月内相对基准指数跌幅在10%以上； 未有评级：因无法获取必要的资料或者其他原因，未能给出明确的投资评级。 行业投资评级 强于大市：预计该行业指数在未来6-12个月内表现强于基准指数； 中 性：预计该行业指数在未来6-12个月内表现基本与基准指数持平； 弱于大市：预计该行业指数在未来6-12个月内表现弱于基准指数； 未有评级：因无法获取必要的资料或者其他原因，未能给出明确的投资评级。 沪深市场基准指数为沪深300指数；新三板市场基准指数为三板成指或三板做市指数；香港市场基准指数为恒生指数或恒生中国企业指数；美股市场基准指数为纳斯达克综合指数或标普500指数。 风险提示及免责声明 本订阅号仅面向中银证券客户中符合《证券期货投资者适当性管理办法》规定的专业投资者，若非前述专业投资者，请勿订阅、接收或使用本订阅号中的任何信息,中银证券及其雇员不因接收人收到本信息而视其为服务对象。 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