当下石油价格达历史新高「中国石油深度研究报告 中高油价可持续 油气龙头盈利全面提升」

（报告出品方/作者：中信证券，王喆）

国内油气行业龙头，业务贯穿油气全产业链

中石油是我国油气行业龙头。中国石油成立于 1999 年，历经二十余年，迅速发展成 为我国油气行业占主导地位的油气生产和销售商，是中国销售收入最大的公司之一，也是 世界最大的石油公司之一。目前，公司业务分为勘探与生产、炼油与化工、销售、天然气 与管道四大业务，涵盖石油石化行业的各个关键环节，形成了优化高效、一体化经营的完 整业务链。

公司系优质国有控股化工企业，控股股东实力强劲。公司股权结构明晰，国资委间接 持有中石油 80%的股份，为公司的实际控制人与受益人。作为国有重要骨干企业，中石油 一方面是执行国家油气政策的有力推手与保障，一方面也保证了其在中国油气市场的重要 地位。另外，公司控股股东中国石油集团集油气勘探开发、炼油化工、油品销售、油气储 运、石油贸易、工程技术服务和石油装备制造于一体，2021 年在《财富》杂志全球 500 强中位居第四，跻身成为实力强劲的特大型石油石化企业集团。

公司业绩受油价影响，有望进一步筑底回升

公司油气资产规模大，盈利受油价影响波动较大。从近十年净利润来看，公司业绩与 油价的变化息息相关。2010-2014 年高油价时期，公司净利润高位运行，稳定在 1000 亿 元以上；随着 2015-2016 年油价的大幅下跌，公司业绩显著下降；2017-2019 年油价逐步 上行，公司盈利显著改善；2020 年，在油价及疫情双重压力下，公司业绩经历断崖式下 跌，之后筑底回升。从统计数据来看，公司归母净利润与原油价格大致呈现正相关关系。

2021 年以来，公司业绩修复势头强劲。油价自 2020 年年终跌至谷底以后呈现稳步上 行的趋势，到 2021 年 Q3 季度均价已恢复至 73.2 美元/桶。油价触底反弹，叠加国内外疫 情的进一步可控，促进公司业绩快速修复。2021 年前三个季度，公司营业收入达到 18,803 亿元，同比增长 32%；归母净利润达到 751 亿元，同比增长 646%。未来随着油价的进一 步上行，公司业绩有望保持持续增长。

四大业务并驾齐驱，生产经营形势持续向好

公司四大业务形成一体化产业链条，经营形势恢复上行。在油气产品价格上行、销量 提升的带动下，2021 年上半年，公司油气销售业务营业收入为 9,624 亿元，同比增长 28.5%； 毛利为 303 亿元，同比增长 96.5%。炼油与化工业务营业收入 4,594 亿元，同比增长 24.2%； 毛利为 1,254 亿元，同比增长 39.8%。勘探与生产业务营业收入为 3,130 亿元，同比增长 22.5%；毛利为 590 亿元，同比增长 48.5%。天然气与管道业务营业收入为 1,982 亿元， 同比增长 10.5%；毛利为 165.37 亿元，同比增长 6.4%。总的来看，油气销售业务占据公 司营收的主导，炼油与化工业务占据公司毛利的主导。

公司盈利能力稳中有升。近年来，公司在四大业务上都具有较为稳定的盈利能力，其 中炼油与化工业务毛利率常年保持在 25%以上，是公司盈利水平最高的业务；勘探与生产 业务盈利能力波动较大，2021 年上半年毛利率维持在 14.6%；天然气与管道、油气销售 业务毛利率较为稳定，分别处于 8%~10%、3%~5%左右的水平。在四大业务的带动下， 公司盈利能力整体复苏，2021 年上半年 ROE 增长至 4.2%。

公司费用控制成果显著，资产负债率保持在较低水平。近年来，公司销售、管理、财 务费用率呈现下降趋势，期间费用率从 2016 年的 9.9%减少至 2021 年前三季度的 6.4%， 显示出公司控费能力渐强。另外，公司资产负债率位于 40%~50%之间，保持在较低水平。

公司经营性现金流表现较好，持续优化投资结构。公司历史上经营性现金流表现较好， 基本上与净利润和折旧摊销之和接近，且常年维持在 3000 亿元以上。资本性支出上，公 司进一步优化投资结构，合理控制投资规模，2021 年上半年公司资本性支出为 739 亿元， 同比下降 1.2%。其中，上游勘探与生产为重点支持业务，平均占比在 75%左右，有助于 公司的可持续发展。（报告来源：未来智库）

疫情后全球原油需求复苏，未来 5 年有望持续增长

原油已成为最重要的交通运输用能源和化学工业原料。全球原油消费主要涵盖交通运 输、工业、商业及公共服务、农业、渔业、生活等领域，使用量持续增长。根据 IEA 数据， 1990-2020 年的 30 年间，仅 2008、2020 年全球原油需求出现负增长，前者为美国次贷 危机冲击全球经济，后者为新冠疫情压制交通运输活动及原油需求导致。从 IEA 数据来看， 2019 年的原油消费总量是 1990 年的 1.55 倍。具体来看，2019 年，交通运输领域（包括 乘用车、工程车辆、飞机、海运等领域）仍是原油的第一大使用领域，占比达 65.6%，其 余工业等领域占比为 34.4%。

全球原油消费量稳步增长，中国、美国、欧洲是需求增长的主要引擎。根据 IEA 数据， 全球原油消费 2000-2020 年年均复合增速 0.82%，除 2008 年全球金融危机、2020 年新冠疫情导致负增长外，其余年份均保持 1%以上增速。2016-2019 年全球原油需求增长 322 万桶/天，中国、美国、印度分别占比 39%、25%、16%，是主要的增长引擎。

疫情影响下需求大幅受损，随后逐步恢复是 2020 年以来油价大幅波动的主导因素。 2020 年 1、2 月下旬起国内、海外 Covid-19 疫情相继爆发，严格防控措施和经济活动停 滞导致全球石油需求锐减是本轮油价重回底部的主因。尽管 4 月 12 日 OPEC 达成史上最 大减产协议一度提振油价，但海外疫情持续恶化，库存累积压力导致 05 合约在截止交易 前遭到抛售，期货逼仓导致 4 月 21 日 WTI 05 合约以创历史记录的-37.1 美元/桶收盘。随 后 5-10 月，虽然 OPEC 执行了史上最大规模的减产，显著改善基本面，推动油价持续回 升，8 月 6 日 Brent 油价重新站上 45 美元/桶。但随着 8 月下旬起，欧洲、美国疫情陆续 复燃，10 月下旬欧洲多国重启疫情防控措施，Brent 油价在 2020 年 10 月底再次回落至 35 美元/桶附近。随着 11 月 9 日起辉瑞&Biotech、Moderna、阿斯利康以及国药、科兴等 公司的疫苗陆续获批并投放市场，疫情终将被有效控制和原油需求终将恢复的预期重新占 据市场主流，推动国际油价自 2020 年 11 月起持续上涨，并在 2021H1 创造历史上最大的 半年度涨幅。

中短期来看，欧美防疫限制解除叠加冬季取暖油旺季推动近期需求强势复苏，预计 2022H1 原油需求可恢复到疫情前水平。随着海外防疫限制措施的逐步解除，欧美经济活 动和交通运输活动逐步复苏，叠加北半球进入冬季取暖油需求旺季，近期全球原油需求持 续回升。EIA 数据显示，截至 2022 年 1 月 7 日，美国原油库存（商业原油 SPR）已连续 10 周下降，创 2008 年 12 月以来新低，为近 13 年以来的历史同期最低水平。通常北半球 冬季取暖油需求旺季始于 10 月底、11 月初，在 1 月下旬达到高峰。同时由于当前欧美等 国已解除防疫复苏限制，短期原油需求复苏确定性强，有望对油价形成较强支撑。

分地区来看，国内需求仍在持续增长，欧美此次防疫封锁解禁是建立在疫苗逐步普及 的基础之上，11 月欧美飞行限制解除以来，海外航空活动强度迅速恢复，叠加北半球进入 冬季油品消费旺季，预计海外需求有望迅速恢复。EIA、IEA、OPEC 等机构预计 2022H1 全球需求可以恢复到疫情前水平。

长期来看，未来 5 年全球燃油车保有量有望持续增长，且由于化工领域需求仍在持续 增长，原油需求有望长期维持高位。原油需求可大致分为交通运输用成品油、化工用石油 原料两个方向，目前市场对于长期原油需求的核心关注点集中在新能源车替代燃油车将导 致交通运输用需求达峰并逐步下降。我们认为上述进程将必然发生，但由于新能源车的发 展才刚刚起步，在可预见的未来 5-7 年，预计全球燃油车保有量仍有望持续增长。

受产业结构转型、气候变化关键议题的驱动，国内、海外均推出诸多政策以扶持新能 源车产业发展。2015 年以来，国内出台一系列政策，鼓励新能源产业发展，相关产业从 直接补贴向间接扶持过渡，“双积分”、限购限行、充电桩等基础设施建设、电池回收政策 等促进措施有望推动产业健康发展。《新能源汽车产业发展规划(2021-2035 年)》已于 11 月 2 日发布，明确未来 10-15 年国内新能源汽车行业的发展目标。海外市场则主要依赖欧 洲、美国需求增长拉动，2020 年欧盟进入 CO2 排放新规考核期（对企业供给端），欧盟 各政府均大力度给予消费者购置补贴（对消费者需求端），GGII 预计 2021 年新能源车销 量有望翻番，特斯拉美国德州新工厂已于 2021 年中建成，满足北美不断增长的需求。

据 Wardsauto 统计，2019 年全球各类机动车保有量已突破 10 亿辆，其中新能源车不 足 2000 万辆，Wind 数据显示，截止 2019 年底中国机动车、新能源汽车保有量分别约 2.5 亿辆、344 万辆，新能源车仅占机动车总量的 1.4%。尽管近年来欧盟、国内均出台一系列政策以鼓励新能源汽车产业快速发展，但受技术、产能、续航、配套基础设施等因素的限 制，新能源车很难迅速替代大部分的燃油车。

中信证券研究部新能源汽车组预计中国、全球 2025 年新能源汽车销量将分别达到 1300、2271 万辆，均为 2020 年销量的 5.1 倍，届时新能源汽车渗透率有望分别提升到 36%~38%、23%~25%。目前全球每年报废乘用车数量约占新增量的 30%，因此在全球新 能源车渗透率达到 25%~30%以前，新能源车的增长无法导致全球乘用车对应原油需求整 体下降。上述假设下，预计全球新能源车渗透率将在 2026-2028 年达到 25%~30%，原油 需求达峰也有望稍晚于乘用车用原油需求达峰。

因此，预计未来 3-5 年全球原油需求仍将持续增长，考虑到未来 1 年原油需求仍在逐 步恢复到疫情前水平的进程中，按照 2022-2026 年原油需求年均增长 60~80 万桶/天计算 （疫情前全球需求年均增长 100-120 万桶/天），我们预测全球原油需求在 2026-2028 年达 峰时将达到 1.03~1.04 亿桶/天，较 2021 年水平增长 600-700 万桶/天。

即使考虑碳中和目标，未来 5-7 年全球原油需求也有望继续增长。汇总 2018 年至今 各类机构不同气候情景下对全球原油需求的预测，绝大多数研究认为全球原油需求将在 2025-2035 年期间达峰，与我们预测的 2026-2028 年达峰基本一致。

2014 年以来持续低资本开支抑制原油供应端增产潜力

OPEC 和美国是主要的原油供应方。随着北美页岩油自 2012 年以来快速增产，美国 占全球原油市场的份额逐年提升，并导致近年来原油市场出现供应过剩局面，迫使 OPEC（包括 OPEC 主要国家和俄罗斯）在 2016、2019 年两次主动减产。2020 年，OPEC、 美国和俄罗斯占据全球原油市场超 65%的份额，是最主要的原油供应国。如果加上哈萨克 斯坦、墨西哥等其他非 OPEC 减产协议国，即 OPEC 和美国，2020 年两方合计供应超 过 75%的原油，并且是唯二具备快速增产能力的群体。

油气行业特点鲜明，欧美大型国际油公司和发展中国家国家石油公司主导市场。油气 上游市场规模较大，各类规模企业并存，但由于石油行业具有资本密集、技术密集及行业 准入等特点，大型公司在行业竞争中占据主导地位，行业内主要境外公司包括埃克森美孚、 皇家壳牌、雪佛龙、英国石油、道达尔、康菲、Equinor、西方石油等。国内来看，中国石油、中国石化、中海油是中国油气上游市场主要经营主体。近年来，国内油气行业政策频 出，市场化改革不断推进，随着上游准入的放开与管网改革的深入，中国油气产业预计将 逐步开放，形成以大型国有油气公司为主导、多种经济成分共同参与的产业链竞争新格局。

2014 年油价大跌导致全球石油上游资本支出大幅削减。据 Rystad Energy，全球原油 上游资本支出从 2014 年的约 9400 亿美元降至 2016 年的 5600 多亿美元，降幅超 40%， 且 2016-2019 年仅缓慢恢复。2020 年受疫情影响，全球上游资本开支再次大幅下降 30%， 2020 年资本开支水平仅约 2013-2014 年的一半。

各国气候政策也在迫使石油公司削减资本开支。2021 年 6 月第一周被欧美媒体称为 石油工业“具有里程碑意义的一周”，当周壳牌在荷兰法院败诉，若后续上诉后仍维持原 判，则壳牌将被强制要求到 2030 年实现温室气体减排 45%，Eikon 预测这一强制减排计 划将导致壳牌的油气产量急剧下降 12%。同时，当周埃克森美孚和雪佛龙均在股东投票中 被强制要求重新规划公司在气候变化中的定位，采取足够措施减轻其业务对环境的影响。 法国道达尔也正面临投资者对公司 ESG 战略的仔细审查。

勘探领域对上游资本开支缩减最为敏感，2014 年以来全球油气新发现储量持续低于 开发量。通常油公司在低油价时期会优先下调与当前经营现金流相关性最弱的勘探环节相 关的资本开支，因此上游资本开支的缩减对勘探环节冲击最大。根据 BP 数据，2014-2019 年，全球原油年产量和消费量从 331.8 亿桶/年增长至 358.7 亿桶/年，而受到低油价对上 游资本开支的抑制，2014-2020 年间全球每年常规油气（常规原油占全球原油总储量的 89% 和产量的 92%）新增储量介于 77-203 亿桶/年之间，均低于全球每年原油开发量。2020 年，受疫情和低油价冲击，全球石油公司纷纷大幅削减资本开支，2020 年全球油气新增 储量仅 126 亿桶，为 21 世纪以来仅次于 2016 年的第二低。Rystad Energy 预测 2021 年 全球油气新增储量仅 46 亿桶，创 1946 年以来新低。

长期来看，2014 年低资本开支强度导致全球原油储备相对不足。根据 Rystad Energy 数据，即使按照非常激进的气候政策，目前全球原油可采量仅约 3780 亿桶，考虑到该部 分产量通过新技术应用和边界拓宽增产 5%，2050 年之前全球仍需 1210 亿桶额外的产量 以满足需求，对应约 4840 亿桶资源量，约相当于当前全球储量的三分之一。

高油价推动全球油气投资缓慢复苏，但在碳中和背景下前景仍难言乐观。受益于 2020Q4 以来的油价持续复苏，全球油气领域资本开支也走出 2020 年的低谷，持续温和 复苏。Rystad Energy 预测 2022 年全球油气领域资本开支总额有望同比增长 4%至 6280 亿美元，其中石油勘探与开发、天然气勘探开发及 LNG 环节分别同比增长 7%、14%至 3070、1490 亿美元。尽管如此，由于长期能源转型面临的不确定性，此轮资本开支的复 苏显得较为犹豫，Rystad 预测至 2024 年全球油气领域资本开支可能都无法回升到疫情前 （2019 年）的水平，全球原油增产潜力可能进一步受限。

从产量角度来看，2014 年以来的低资本开支强度导致全球仅存 OPEC 和美国两个具 备潜在增产能力的供应方。受较低的资本开支拖累，2015-2020 年期间，全球投资启动的 原油开发项目数量也大幅缩减，由于常规石油项目一般在投资 5-7 年后才可以建成投产。 因此，2015-2020 年较少的投产项目数量将导致 2021 年及以后全球常规原油增产乏力。

美国页岩油在疫情前是最主要的增产方，但页岩油增产需要持续的高强度资本开支。 与常规油田单井产量每年大约衰减 5%~10%不同，页岩油单井产量通常在首年就会衰减约 60%~65%，呈现出产量高爆发、高衰减的特性。因此页岩油产量的增长需要持续不断地 新打井，以新井产量增长弥补老井产量衰减，导致页岩油企业需要持续维持高额的资本支 出，以支撑其维持较大的新井规模来保证产量稳定或增长。

2019 年以前，80%以上的页岩油生产企业自由现金流为负。从历史数据来看，无论 是在高油价还是在低油价时期，大部分页岩油生产商的自由现金流（Free Cash Flow， CFO-CAPEX）长期为负值，整个北美页岩油行业的资本支出占经营现金流比例长期处于 100%以上。这是由于在高油价时期（2011-2014 年），页岩油公司的收入较高，但企业不 顾成本地加大资本开支，导致自由现金流为负；在低油价时期（2015 年至 2016 年），页 岩油公司相应缩减资本开支规模，但由于运营收入过低，导致自由现金流仍为负。

美国页岩油企以往主要通过债务融资补充现金流。由于页岩油企业的自由现金流长期 为负，因此需要持续融资以满足其高额资本开支的需求。美国页岩油企业融资通常包括银

行循环贷款、中长期债券（5~10 年）和股权融资。尽管 2015-2018 年美国进入加息周期 曾导致股权融资小幅增加，但债务融资仍为页岩油企补充现金流的主要方式。

过去 15 年，美国页岩油净损失现金流超 3000 亿美元，债务压力增大导致页岩油企 集体陷入现金流困境。根据德勤 2020 年的估算，过去 15 年中，美国页岩油行业净损失超 过 3000 亿美元的现金流。据 Bloomberg 测算，在有纪律的资本支出和更高的油价下，预 计美国页岩生产商在 2021 年将产生总共 300 亿美元的自由现金流，但仅是之前 15 年亏 损现金流的十分之一。2018Q4 国际油价暴跌加深了投资者对页岩油企财务状况的担忧。 2019 年以来，中小型页岩油企的银行授信额度不同程度的被下调。由于本轮页岩油生产 商的大规模债务融资基本形成于 2016-2019 年上半年，按 5~8 年的中长期债务周期计， 2020-2024 年是美国页岩油生产商的偿债高峰。Rystad Energy 预计 2020-2024 年美国 独立页岩油生产商需偿还超过 750 亿美元的债务。

主要的页岩油生产商均采取严格的资本开支纪律，计划在未来 5-8 年填补现有的现金 流缺口。迫于股东回报和现金流管控的压力，从 2021 年起，美国页岩油企开始采取更重 视现金流回报的经营策略，经营现金流再投资比例从疫情前的 80%~130%降至当前的 40%~65%。以先锋能源 PXD 为例，该公司预计 2021 年将实现 27 亿美元的自由现金流， 并将采取严格的现金流管控策略，力争在2021-2026年累计创造230亿美元的自由现金流。

相对克制的资本开支纪律导致美国页岩油很难大幅增产。从 2021 年 4-6 月发布的 2021Q1 经营情况及后续展望来看，多家页岩油企表态将仅在原油供应实质性紧张时增产， 不以油价高低为依据。目前，美国各页岩油主产区中，仅成本最低、资产最为优质的 Permian 盆地完井数有较为明显的增长，其余各产区均维持在 2020 年的低位。考虑到页岩油的高 衰减特性，EIA 预计 2021-2022 年美国页岩油产量将大概率维持在现有的 1100 万桶/天的 水平，除非生产商采取更为激进的资本开支策略。

OPEC 是另一大潜在增产方，但低油价导致 OPEC 国家财政情况恶化，财政收支平 衡需要高油价支撑。自 2014 年进入中低油价时期以来，OPEC 国家的财政状况持续恶化， 沙特、阿联酋、伊拉克、伊朗等中东产油国已连续多年财政赤字，政府债务占 GDP 比例 多已升至 20%~50%。由于 OPEC 国家绝大多数政府财政收入都在来自于石油天然气工业， 因此，上述国家的财政收支平衡需要高油价支撑。

OPEC 在过去 30 年经常采用产量限制措施以支撑油价。回顾近 30 年以来 7 次较大 的油价暴跌事件及后续反弹，除 2001 年美国 9·11 事件以外，其余 6 次暴跌均与基本面 需求骤减或供应骤增相关，且 OPEC 在 7 次油价暴跌期间均通过减产以支撑油价。历史上 OPEC 最大减产幅度分别为 2002、2008 年，当时分别通过 2、3 次合计减产 500、422.5 万桶/天，油价均在最后一次减产之后开始回升。

此轮 OPEC 支撑减产的意愿超市场预期，展现了美国页岩油无力增产背景下 OPEC联盟的稳固性。此轮 OPEC 减产执行力度远超预期，从已披露的数据来看，10 个 OPEC 国家自 2020 年 5 月起减产额度一直保持在 550 万桶/天之上，为有史以来 OPEC 最大规 模的主动减产。该组织的减产有力缓解了疫情冲击下 2020 年前三季度全球原油供需失衡 的状况，并成为进入 2021Q2 以来支撑油价持续上涨的主要动力。

在当前 Brent 油价已超 75 美元/桶的情况下，由于各成员国财政收支平衡油价红线的 高低不同，OPEC 减产联盟可能会出现松动，但鉴于美国页岩油增产可能性较小，OPEC在供应端的话语权增强，我们倾向于认为 OPEC 仍能采取积极行动以支撑油价处于高位。

另一方面，由于多数常规油井在关闭后很难重启，通过对比 EIA 披露的全球闲置原油 产能，我们倾向于认为经过两年多的搁置，目前 OPEC 国家产量很难迅速恢复到 2018 年 10 月的峰值。以沙特为例，2020 年 3-4 月沙特曾短暂将产量提升至 1100 万桶/天水平， 但该产量是通过释放库存实现的，Bloomberg 估测该时期沙特通过释放库存贡献的产量在 150~200 万桶/天之间。

随着全球原油需求逐步恢复到疫情前水平并持续增长，OPEC 国家的减产压力将逐 步缓解。如果按照 EIA 披露的闲置原油产能测算，2022H1 需求回到疫情前水平后，现有 的原油闲置产能全部释放，全球原油供需可维持紧平衡，之后的需求增长就需要 OPEC释放更多产能。

伊朗被解除制裁的预期，伊朗原油回归市场引发投资者对于油价的担心。但复盘上一 轮解除制裁后的增产进度，预计次轮伊朗被解除制裁后的产量恢复可被需求端消化，对基 本面的冲击相对可控。2015 年 7 月 20 日，联合国安理会一致通过伊核协议，若以 2015 年 6 月伊朗原油产量 282.3 万桶/天为基准，伊朗在 6、12、18、24 个月之后分别较基准 值增产 6.4、79.4、90.2、99.4 万桶/天，并在 2017 年 9 月（26 个月之后）达到 383.5 万 桶/天的峰值产量，较基准值增产 101.2 万桶/天。当前伊朗原油产量约 250 万桶/天，假设 此轮美伊谈判成功后伊朗制裁被解除，参考上一轮增产进度，我们认为伊朗的产量释放节 奏将相对平稳，且有望被仍在迅速恢复的需求消化，对基本面的冲击相对有限。

油价展望：短期油价或超预期冲高，看好高油价长期持续性

疫情下原油需求大幅受损，随后逐步恢复是 2020 年以来油价大幅波动的主导因素。 2020 年 1、2 月下旬起，国内、海外 Covid-19 疫情相继爆发，严格防控措施和经济活动 停滞导致全球石油需求大幅锐减，是本轮油价重回底部的主因。尽管 4 月 12 日 OPEC达成史上最大减产协议一度提振油价，但海外疫情持续恶化背景下，库存累积压力导致 05 合约在截止交易前遭到抛售，期货逼仓导致 4 月 21 日 WTI 05 合约以创历史记录的-37.1 美元/桶收盘。随后 5-10 月虽然 OPEC 执行了史上最大规模的减产，显著改善基本面，推 动油价持续回升，8 月 6 日 Brent 油价重新站上 45 美元/桶。但随着 8 月下旬起，欧洲、 美国疫情陆续复燃，10 月下旬欧洲多国重启疫情防控措施，Brent 油价在 2020 年 10 月底 再次回落至 35 美元/桶附近。随着 11 月 9 日起辉瑞&Biotech、Moderna、阿斯利康以及国 药、科兴等公司的疫苗陆续获批并投放市场，疫情终将被有效控制和原油需求终将恢复的 预期重新占据市场主流，推动国际油价自 2020 年 11 月起持续上涨，并在 2021 年创造了 历史上最大的年度涨幅。

短期需求迅速恢复，低库存水平支撑叠加地缘政治因素催化，油价仍有望超预期冲高。 近期剑桥大学、帝国理工学院、香港大学等机构披露的研究表明 Omicron 变株传播能力强 但毒力较低，在呼吸道中的复制速度较 Delta 变株快 70 倍，尤其易感鼻粘膜，但肺部复制 速度仅为之前几种变株的 10 分之一，因此 Omicron 更类似上呼吸道病毒，对于全球疫情 及原油需求的影响有望好于此前市场预期。当前全球原油需求仍在持续恢复，OECD 国家、 美国原油库存均处于 2015 年以来的最低位，我们认为短期基本面和低库存对油价仍有支 撑，Brent 油价有望站稳 75 甚至 80 美元/桶之上。此外，由于伊核协议谈判、美俄争端及 其他地缘政治因素不断催化，短期油价仍有望超预期冲高。

中期来看，此轮油价周期有望在一年内达峰。从历史经验和基本面情况判断，此轮油 价上行周期有望在一年内达峰。复盘油价历史，1998 年以来的 5 轮油价上行周期持续时 间均在 2-3 年左右。基本面角度来看，全球需求正在持续复苏，预计 2021 年底至 2022 年上半年有望恢复至疫情前水平。长期来看，2014 年以来的低资本开支导致全球原油供 应端潜力不足。目前除亚太地区以外，美国、欧洲、中东原油库存均已回落至 5 年均值或 以下，OPEC 减产仍在推动原油库存向其预期的“2015 年以前低水平”回落。此轮油价上行周期始于 2020 年 11 月初，结合油价历史复盘、供需格局、库存水平、产油国诉求和 流动性环境，我们认为此轮油价上行周期有望在一年内达峰。

长期来看，看好低资本开支抑制供应端增产，支撑未来 2-3 年油价中枢维持在高水平。 历史上 3 轮油价超级周期均对应全球主要经济体的工业化进程和需求持续高速增长，我们 认为此轮油价进入超级周期的基本面基础不存在。但在可预见的未来 2-3 年，气候变化、 现金流管控等因素料仍将制约全球油气上游资本开支增长：美国页岩油企大概率将维持严 格的资本纪律；常规油气受 2014 年以来持续低资本开支拖累，增产潜力不足，随着需求 逐步恢复到疫情前水平并持续增长，我们预计 2022 年 Brent 油价中枢为 75-80 美元/桶， 高于 2021 年。尽管 2022 年起流动性或将逐步收紧，但我们看好在未来 2-3 年，供应偏紧 的基本面格局有望支撑 Brent 油价中枢维持在 65 甚至 70 美元/桶以上的中高水平。

国内高度依赖进口替代，政策鼓励油气增储上产

石油和天然气行业涉及国家能源安全，与国家经济命脉紧密相关，受到政府部门的高 度重视和管控。企业想要进入石油及天然气勘探开发与生产行业需要各级主管部门的审批 和监督。目前行业内主管部门包括国家发改委、自然资源部、国家能源局、应急管理部、生态环境部等。此外，行业自律性管理组织为中国石油和化学工业联合会。

我国油气对外依存度不断提升，能源安全形势严峻。2011-2020 年我国原油表观消费 量复合增速 4.7%，天然气表观消费量复合增速 10.5%，已成为全球第二大油气消费国。 但国内原油产量自 2015 年见顶后持续回落，天然气增产速度低于需求增速，油气对外依 存度逐年提升。2020 年我国原油表观消费量 7.4 亿吨，原油产量 1.9 亿吨，对外依存度首 次高达 73.6%，天然气表观消费量 3339 亿方，产量 1925 亿方，对外依存度升至 42.3%， 继续逼近 50%关口，国内能源供应安全不容乐观。

随着中国国民经济的快速增长，能源需求的日益增加，油气勘探开发和生产行业的相 关法律法规体系和行业监管体系正在不断地完善和发展。

国内油气增储上产，“七年行动计划”推动上游投资大幅增加。2019 年 5 月，国家能 源局组织召开大力提升油气勘探开发力度工作电话会，要求石油企业要落实增储上产主体 责任，不折不扣完成 2019-2025 年七年行动方案工作要求。10 月，国家能源委会议十九 大后首次召开，会议强调保障油气供应安全，加大油气勘探力度。（报告来源：未来智库）

勘探与生产：油气开采稳中有进，降本增效协同发展

中国石油是中国最大的原油和天然气生产商，油气资源丰富。公司拥有大庆、辽河、 新疆、长庆、塔里木、四川等多个大型油气区，油气当量储量和产量都具有优势。2000~2020 年，公司油气当量产量复合增速为 3.1%，2020 年产量达到 1625.2 百万桶油。2016 年后 随着油价逐步回升，中国石油逐步加大上游资本开支，储量接替状况良好。探明未开发油 气储量保持稳定，2020 年为 6279.2 百万桶油。

海内外勘探成果丰硕，油气开采稳中有进。在勘探与生产业务方面，中石油主攻海相 碳酸盐岩、前陆冲断带、岩性地层、页岩油气、新区、海域等六大领域方向，力争实现战 略性发现和突破。公司在鄂尔多斯岩油、川中古隆起北斜坡等具有规模化的探区，开拓四 川盆地川西二叠系火山岩、塔里木盆地库车秋里塔格构造带等战略接替区或重大接替领域。 近年来公司老油气田效益稳产，采收率稳定发展。2020 年，公司海外多个项目取得突破 性进展：乍得多西欧盆地风险勘探资源接替量得到落实，哈萨克斯坦宾里海中区块滚动勘 探顺利进行，尼日毕尔玛区块风险勘探取得进展。未来公司计划加大页岩气等非常规资源 开发力度，重点布局松辽、鄂尔多斯、塔里木、四川、渤海湾等重点盆地的油气勘探开发； 海外开展中东、中亚、美洲、亚太等合作区现有项目的效益开发；积极推进清洁能源替代 等新能源工程，立足长远发展，成为更具竞争力的油气资源供应商。

油气勘探单位操作成本稳中有降，毛利率管理得到改善。2020 年，公司勘探与生产 板块严格控制开发成本，海外业务统筹做好疫情防控和生产经营，多措并举推进提质增效， 努力控减投资和成本费用。2020 年公司单位油气操作成本为 11.10 美元/桶，比 2019 年 的 12.11 美元/ 桶下降 8.3%。2016 年后，受益于油价复苏，公司勘探板块毛利率回升。 2020 年，受油气价格大幅下降影响，勘探与生产板块毛利率略有降低。

炼油与化工：炼化下游持续复苏，减油增化提升盈利

全球炼化市场东移，国内炼化巨头受益

石化产业和市场随全球经济发展重心东移。进入二十世纪，伴随中国经济的崛起，亚 太地区经济快速发展，全球经济格局改变，世界经济重心东移。据 IMF 统计数据，2019 年亚太地区经济总量 31.7 万亿美元，占全球经济总量的 36%。2020 年新冠疫情席卷全球， Q1 原油价格跌至低谷。据 BP 发布的《2021 年世界能源统计年鉴》显示，2020 年世界能 源需求下降 4.5%，全球石油需求下降 9.3%，跌幅最大的为美国（-230 万桶/天）、欧盟（-150 万桶/天）和印度（-48 万桶/天）。中国几乎是唯一石油消费增长（22 万桶/天）的国家。

作为经济发展的重要产业之一，中国石化产品的消费逐年上升。根据《中国石化产业 发展分析与思考》（瞿亮,魏航宇,陈慧敏），2019 年我国石化产品消费总量已占全球的三分 之一。2019 年，全球乙烯消费量 1.6 亿吨，中国乙烯当量消费量（乙烯下游产品消费量折算）5271 万吨，约占全球的 33%，部分产品消费量占比甚至高达 50%以上，如 ABS 塑 料、PX（对二甲苯）等。预计到 2025 年，除了下游产业转移规模较大的合成橡胶外，我 国主要化工产品消费占比还将进一步扩大，整体将占全球的 40%左右。

碳中和限制了炼化行业的发展，国际巨头纷纷谋求转型。各国政府应对气候变化提出 碳中和战略，运输以及其他依赖石油的领域加速电气化，石油炼化行业格局相应发生变化。 壳牌、埃克森美孚、道达尔和 BP 等公司加快下游战略转变，推动炼化业务调整。近年来 五大国际石油公司都在持续削减炼油能力，加快炼厂转型，调整终端销售战略，重新调整 全球炼油布局。

亚洲地区供给缺口增大，国内炼化行业快速发展降低化工品对外依存度。随着壳牌、 BP 等石油公司持续调整炼油布局，削减亚太地区炼油能力，中东和亚太等新兴市场炼化 投资持续增加，而欧美地区的炼油能力大幅减少。2020 年中石化、中石油以 2.73 亿吨/ 年及 2.1 亿吨/年的炼油能力高居世界榜首。2019 年国内民营炼化行业迅速发展，乙烯、 丙烯、PX 等化工品的对外依存度均明显降低。

中石油炼油份额长期高居前列。长期以来，我国炼化产业由中石油、中石化等国企主 导，2000 年中石油中石化两家拥有国内 90%的炼油能力。2015 年，一批民营炼化项目获 批。2019 年底，民营大炼化项目陆续投产，带动了整个石化炼化行业的发展。2019 年中 石油仍然占据 33%的炼油市场份额，大连石化仍然是国内产能前十的炼厂，拥有 2050 万 吨/年的处理能力。

海内外成品油市场回暖，炼厂利润率稳中有升

疫情后全球成品油需求量持续恢复，未来炼厂产品仍有较大增长空间。2021 年迄今， 随着全球疫情放缓，各个国家和地区有序恢复生产生活，预计原油需求有望 2022 年恢复 至疫情前水平，下游成品油、化工品的市场均有较大增长空间。

疫情后全球炼厂裂解价差持续复苏。根据全球普氏能源资讯数据，2020 年汽油、柴 油、煤油、高硫燃料油价格均降至历史低点，甚至出现少数时间成品油产品与原油价格倒 挂。伴随全球疫情防控推进，2021 年全球炼厂裂解价差有所回升，汽油和柴油、燃料油 等产品价差扩张。目前高硫燃料油价差恢复至疫情前水平，汽油、柴油等产品价差仍较疫情前有一定差距。

历史上全球炼油利润率在 5%附近。根据标普全球普氏能源的炼油利润率（全球三大 炼油中心的基准利润率：美国海湾海岸(USGC)，欧洲西北部(鹿特丹 NWE)和新加坡）显 示，2020 年炼油利润率低至零点。2015~2019 年，USGC、NEW、Singhapore 的炼油利 润率约为 9%、4%、3.5%，USGC 远高于另外两地。炼油利润率保持较为稳定，一体化 大炼厂仍有较大利润空间。

原油加工量保持增长势头，成品油产量逐步回暖。受多个大型项目投产驱动，国内石 油化工产业继续扩张，根据国家统计局数据，2020 年我国原油加工量达到 6.74 亿吨，同 比增长 3%。2011-2019 年，我国汽油、煤油、产量稳步增长。2020 年，受新冠疫情及国 内外成品油消费不振的影响，相关企业加快“油转化”进程，通过调整生产工艺流程与进 一步延伸产业链等多种举措，降低成品油产出并增加石化产品供给。2020 年，我国成品 油产量为 3.65 亿吨，同比下降 4.2%，增速较 2019 年同期下降 7.8 个百分点。分品种来 看，汽油产量为 1.32 亿吨，同比下降 7%；柴油产量为 1.59 亿吨，同比下降 4.3%；煤油 产量为 4049.4 万吨，同比下降 23.2%。2021 年，汽油、煤油、柴油生产回暖，同比 2020大幅上涨，成品油市场逐步恢复至疫情前水平。

国内成品油市场增长放缓，疫情后消费量逐步恢复。随着民营炼厂的投产，国内炼油 产能急速增加。但由于汽车工业调整期的到来，加之电动、氢能汽车等行业的发展，预计 成品油需求增速将长期处于小幅下行通道，国内成品油市场将出现过剩的局面。2020 年， 疫情导致世界各地出现不同程度的封锁，减损了石油需求，据国家统计局数据，2020 年 国内成品油表观消费量为 2.90 亿吨，同比下降 7%。随着国内疫情形势逐步稳定，我国经 济社会秩序逐步恢复，国内经济状况持续回暖，成品油消费量呈现反弹。

汽油方面，2020 年上半年全民积极贯彻居家隔离政策，减少非必要外出，私家车出 行频次大幅下降，第一季度汽油消费量下降明显；随着国内疫情受控及相继出台的消费鼓 励政策，国内各地出行政策逐步放开，汽油消费量逐步回升。根据国家统计局的数据， 2021Q1 我国汽油消费量同比大增 23%。汽油车仍然是汽油下游最大的需求来源，未来几 年汽油车在二三线城市稳定上涨的需求量将继续带动汽油消费市场。综合来看，预计汽油 消费将呈现缓慢增长态势。

柴油方面，2020 年初各地推迟复工复产、限制国内与国际物流运输，客运与货运量 均显著下降，2020Q1 柴油消费量下降 16.1%，疫情受控后各地加快基础设施与工程建设 和房地产投资项目开发，刺激柴油消费量回升，2021Q1 柴油消费量同比上涨 6.3%。交通 运输、仓储等行业是柴油消费量最大的领域。未来几年，交通运输建设、道路及水利设施 重建、新农村建设和城市老旧小区改造等基础设施建设料将加快推进；新基建投资项目开 工将带来相关工程机械销量增加进而推动柴油消费量的回暖，预计柴油消费将低速增长。

煤油方面，航空煤油是主要的消费领域，占比 85%以上。航空业受疫情冲击，国内航 空客运与货运业务量下降显著，国际航空业务受冲击更大，煤油消费量大幅下降。2020 年前三个季度，航空煤油消费量同比下降 35.9%。航空煤油消费量骤减是成品油消费量下 降的主要原因。2021年国内航空业逐渐恢复疫情前水平，2021Q1煤油消费量是924万吨， 同比上涨 40%。国内旅游及商务出行恢复增长带动民航运量逐渐修复料将推动航空周转量 呈现缓慢上升的趋势，进而推动煤油消费反弹。

广东石化项目将提高公司炼油能力至 1.27 亿吨。广东石化炼化一体化项目是中石油 近年最大的在建工程，建成后将把中国石油的炼油能力从 1.07 亿吨提高到 1.27 亿吨，将乙烯加工能力从 634 万吨提高到 754 万吨。加上兰州与塔里木项目，乙烯加工能力将提高 到 894 万吨，将大大提高中石油的化工加工能力。

稳步推进控油增化，调整结构提高附加值

公司长期坚持优化生产布局和产品结构，合理调整柴汽比，大力减油增化。公司根据 市场需求保持化工装置高负荷运行，增产高附加值产品。2020年，公司生产成品油 10704.2 万吨，同比下降 9.1%；生产乙烯 634.5 万吨，同比增长 8.2%； 化工品产量 2885.3 万吨， 同比增长 12.0%。

公司坚持“分子炼油”理念，根据装置情况和所在区域，优化配置原油资源。公司根据 市场需求调整产品结构，加大减油增化力度，增产高标号汽油、航煤、石蜡、润滑油、沥 青、低硫船燃等高附加值炼油产品；保持化工装置高负荷长周期运行，加快新材料新产品 开发，增加高端高附加值特色化工产品比例。深化对标管理，持续改善经济技术指标，提 高综合商品率。大庆石化炼油结构调整升级改造、兰州石化乙烯产能恢复项目以及一批增 产航煤、低硫船燃项目建成投产，广东石化炼化一体化项目、塔里木和长庆乙烷制乙烯等 重点工程有序推进。

炼化下游化工品附加值高，是公司毛利率较高的业务。2019、2020 年公司炼化板块 毛利率分别为 26.7%和 26.03%，高于油气销售。2020 年，受疫情影响，上半年国内化工 产品产销均受到压制，下半年随着油价回升、复工复产快速推进，需求逐步释放并在三季 度集中爆发，带动化工产品市场加速回暖，特别是海外疫情蔓延导致炼厂停工，化工产品 进口减少，促进国内塑料等产品价格稳定。2021 年，国际原油价格震荡上行，国内宏观经济稳定复苏，油气产品需求同比增加。公司加强油气勘探开发，深入推进炼化结构调整 和转型升级，稳步推进新能源新材料业务布局，2021 年化工产品有望创造更好的收益。

销售业务：油气销售稳健发展，布局加氢站助力碳中和

销售业务是中石油最大营收来源。2018~2019 年公司油气分销的营收占比在 85%左 右，2020 年受疫情影响略有降低至 75%。2020 年中国石油有 40%左右的成品油销往国外 市场，是国际油气服务的重要提供商。中国石油的加油站同时提供便利店服务，2020 年 约有 2 万家门店。昆仑好客作为中石油便利店品牌，2019 年在中国连锁百强榜单排名第 35 位，贡献了较好的利润。

加油站建设推进销售业务增长。中石油和中石化是国内两大油气分销商，加油站分布 遍布全国。2000 年，中国石油的加油站数量约占中国石化的一半。2002~2007 年，中石 化的加油站维持在 3 万座左右，中石油迅速推进加油站建设，同比增长高于中石化。2011 年以后，中石油的加油站布局速度也高于中石化，2020 年加油站数目已经达到 22619 座。 稳定增长的加油站数量是油气销售的重要保障。

成品油销售业绩稳健发展，为经营性现金流提供有力保障。中国石油的成品油销售收 入稳健发展，我们预计在油价进一步回暖的情况下，中国石油的销售业务将表现出更强的 优势。高额的成品油销售是中国石油全年流动资金的重要来源之一，其波动与销售业务的 收入呈正相关，全年保持在 3000 亿元左右。

加油站 充电站打造新模式，助力新能源绿色发展。2018 年，国家发布《关于加快电 动汽车基础设施建设的指导意见》，要求到 2020 年基本建成满足超过 500 万辆电动汽车充 电需求的基础设施。同年，中国资源交通集团与中石油签订协议，取得超过 840 家加油站 的充电站建设与经营权。加油站与充电站的新运营模式有望成为销售业务的新增长点。

拓展加氢业务，展现冬奥会新标杆。2020 年 11 月以来，中国石油作为服务保障北京 2022 年冬奥会和冬残奥会的重要力量，积极落实“绿色、共享、开放、廉洁”办奥理念， 在张家口、北京和延庆赛区周边，先后升级建成河北太子城加氢站、北京福田加氢站、北 京金龙综合能源服务站和河北崇礼北油氢合建站，遴选出 18 座油(氢)保供站点和 7 座 LNG 保供站点，以更高品质的油、氢、气等能源产品和优质服务为冬奥会提供综合能源保障。

政策 市场双轮驱动，天然气行业快速发展

天然气是最清洁的化石能源，碳中和背景下极具发展潜力。

我国天然气行业处于快速发展阶段，过去 10 年行业 CAGR 为 9.6%。我国天然气表 观消费量持续上升，2020 年达到 3250 亿方，同比增速 7%。由于我国天然气行业需求显 著高于产量增速，进口依赖度持续提升，2020 年我国天然气进口依赖度提升至 42%。天 然气进口主要包括气态进口（管道）和液化天然气（LNG）进口，管道进口相对刚性，LNG 有望成为未来进口量增长的主要部分，2020 年 LNG 占中国天然气行业供给量的 28%，占 进口量的 66%。未来随着天然气的推广使用，产量和消费量有望进一步提升。

天然气行业下游需求主要包括城市燃气、工业燃料、发电及下游化工生产。我国天然 气及下游的消费量持续上涨。2018 年城市燃气、工业燃料、发电及化工占比分别为 35.8%、 32.9%、22.2%、9%，是天然气的主要消费领域。

目前中国天然气消费占比远低于美国、日本等发达国家。中国富煤少碳的资源配置下， 国内能源供应主要来自煤炭，占比 58%，天然气仅有 8%。美国、日本、欧盟的天然气消 费占比分别为 12%、26%、11%，全球平均比例为 27%，相比之下，中国的天然气供给比 例仍有较大提升空间。

中国能源转型势在必行。2011 年之后，国内煤炭的使用量从快速增长模式转变为稳中 有降，占能源消费总量比例从 70%降至 2019 年的 56%。同时，核电、风电、光伏发电、 氢能等新能源的消费量快速增长，从 2010 年的 1%提升至 2019 年的 7.3%。中国的能源 结构正在从过去的单一使用煤、石油和天然气等化石燃料向多种新能源协同发展迈进使得 经济逐步，新能源的发展使得工业向清洁生产和低碳环保转型。

天然气在一次能源消费结构中的占比有望持续提升。BP 预计我国天然气消费量占比 及总量将从 2020 年的 8%、4.0 亿吨标煤、3250 亿方增加至 2030 年的 15%、8.9 亿吨标 煤、7239 亿方和 2040 年的 14.6%、9.3 亿吨标煤、7560 亿方，CAGR 为 8.33%。2020 年天然气在一次能源消费结构中的占比约为 9%，未来有望持续升至 2040 年的 15%左右。

政府出台多项政策支持天然气战略发展。为了优化能源结构、发展低碳经济、促进节能减排、提高人民生活质量，政府出台了多项天然气政策，旨在统筹国内外资源、市场， 提高天然气在一次能源消费结构中的比重，优化天然气消费结构，提高能源利用效率。这 些政策为天然气的长期发展提供指导意义，促进天然气产业的蓬勃发展。此外，“煤改气” 政策的推行，使得天然气的下游消费领域持续拓展，消费结构不断优化。在“煤改气”政 策驱动下，“2 26”城市所在省市煤炭消费量稳中有降，天然气消费量快速提升，2005-2017 年 CAGR=17.6%。未来随着煤炭消费量的下降，天然气消费增量空间仍然较大。

“十三五”规划基本完成，“十四五”规划仍具空间。2020 年是“十三五”规划的收 官之年，“十三五”时期我国天然气在一次能源消费结构中的比例从 5.9%提高到 8.5%，天 然气产量 1888 亿立方米，基本实现预期目标。2020 年中国人均天然气消费约 230 立方米， 远低于世界平均水平 514 立方米。若人均消费达到当前世界平均水平，则我国天然气消费 总规模可增至 7000 亿立方米以上，未来发展空间可观。“十四五”规划提出稳步推进天然 气产业上中游各环节的体制改革；提高国内天然气勘探开发力度；促进天然气对外合作； 稳定社会对天然气市场发展和行业改革的预期。我们预计“十四五”时期中国天然气消费 有望迈入中高速增长阶段，产供储销体系建设也将更加完善，随着上下游竞争环境的改变， 门站价格有望放开，竞争性市场初步形成。

天然气产量持续提升，量价齐升盈利可期

中石油天然气产量远高于中石化和中海油。中国石油 2020 年天然气储量为 764370 亿立方英尺，天然气产量 42210 亿立方英尺，天然气产量分别是中石化、中海油的 3.9、 7.3 倍，远远超过中石化与中海油。随着中国推进清洁能源的利用，中石油天然气的储量 与生产能力将迎来更大的盈利空间。

储采比与接替率保证天然气开采可持续。随着天然气生产规模的扩大，天然气的储量 成为核心竞争力。近几年各公司储采比均逐年下行，各公司的天然气接替率都在 50%-300% 左右浮动，相比之下，中石油的天然气储采比为 20 年，远高于中石化和中海油。

LNG 进口资源丰富，管网改革优化市场

我国天然气储产比较低，未来需求增量将主要依赖进口补充。自 2019 年国家提出油 气增储上产七年行动计划以来，两年间中国天然气探明储量增加了约 2.3 万亿立方米，成 效明显。“十三五”期间，中国累计新增天然气探明储量约为 49880 亿立方米，超额完成 国家《天然气发展“十三五”规划》目标（40000 亿立方米）。我国天然气基础储量（地 质勘探程度较高，可供企业近期或中期开采的资源量）与产量之比仍在 30 以上，短中期 增产有物质基础保证。然而自产气存在开采周期长等缺点，预计进口气仍为未来我国最大 的天然气资源增量来源。

管道气来源有限、投资周期长，未来进口缺口将主要由 LNG 弥补。长期以来，我国 进口天然气以管道气为主，LNG 只占进口量 15%左右，主要用于冬季调峰。2015 年来我 国 LNG 进口量加速增长，近 5 年复合增速 28%，远超于管道天然气增速，进口量从 2016年 365 亿立方米增长至 2020 年 944 亿立方米，增长 159%；同期进口管道气从 392 亿立 方米增长至 483 亿立方米，增长 23%。LNG 进口来源进一步多元化。2020 年我国进口 LNG 来自 24 个国家，较 5 年前增加 9 个国家，进口格局愈发多元化。

全球 LNG 供给充足，亚洲引领进口增长。2019 年全球天然气总产量达到 3.92 万亿 立方米，总消费量达到 3.84 万亿立方米。卡塔尔、美国、澳大利亚是主要 LNG 出口国， 亚洲是 LNG 主要进口国。中国、印度等亚洲国家的快速发展催生 LNG 进口需求，澳大利 亚是我国主要进口国。

天然气产业链分为三个部分：上游勘探生产、中游运输以及下游分销。上游勘探生产 主要指天然气的勘探开发，相关资源集中于中石油、中石化和中海油及 LNG 海外进口部 分。中游运输包括通过长输管网、省级运输管道、LNG 运输船和运输车等。我国的天然气 中游此前呈现垄断性，未来由国家管网公司统一管理，市场将逐步放开。下游分销主要由 燃气公司从事该项业务，除燃气分销以外，燃气公司主业还包括燃气接驳、燃气运营和燃 气设备代销等，服务于居民、工商业等用户。

我国 LNG 市场价格完全放开，管道天然气由基准门站价指导。不论是天然气资源企 业和销售企业的交易，还是销售企业和终端用户的交易，国内 LNG 价格全部由市场化定 价。管道天然气方面，我国当前采用基准门站价指导的方式，由基准门站价确定不同用户 的门站价，再由净回值法确定上游井口价，或加上输配费确定终端价。

管网公司投入运营，油气体制改革取得突破性进展。2019 年 12 月 9 日，国家石油天 然气管网集团有限公司（以下简称“国家油气管网公司”）在北京正式成立，标志着我国 油气体制改革取得实质性突破，改革将迈入新阶段。天然气行业现有的产运储销一体化格 局将逐渐被打破，产业链原有的收益模式、利益分配格局也面临重构。2020 年发布的《中 央定价目录》，按照“管住中间，放开两头”的天然气价格改革思路，天然气价格部分只 有“跨省（自治区、直辖市）管道运输价”，对于天然气门站价，采取“2015 年以后投产 的进口管道天然气，以及具备竞争条件省份天然气的门站价格，由市场形成；其他国产陆 上管道天然气和 2014 年底前投产的进口管道天然气门站价格，暂按现行价格机制管理， 视天然气市场化改革进程适时放开由市场形成”。这是中国 2011 年开始天然气价格形成机 制改革以来最具颠覆性的改革，未来天然气定价有望渐趋市场化。

管网剥离，中石油储备现金优化发展。2020 年 7 月 23 日，公司与国家石油天然 气管网集团有限公司签署协议，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（包含所持公司股权）出售给国家管网集团，获得国家管网集团股 权及相应的现金对价。国家管网集团的注册资本拟定为人民币 5,000 亿元，其中，公司 出资人民币 1,495 亿元，股比 29.9%。中国石油剥离部分管道资产，收获了现金补偿， 更加聚焦上游油气勘探开发和下游市场开拓，缓解公司资本性支出压力。同时，中石油获 得国家管网公司的部分股权，将充分利用全国油气储运设施，提升运营效率及价值创造能 力，获得来自国家管网集团的中长期投资收益。

盈利预测

收入及毛利率假设：

公司主要业务包括油气销售、炼油与化工、勘探与生产、天然气与管道等，其主要产 品石油化工产品和衍生化工产品广泛应用在汽车、建筑、电子、制药、纺织、颜料和家具 制造等领域。

随着全球疫情防控形势逐渐好转，各国工业生产逐步恢复，预计 2022 年上半年全球 原油需求恢复到 2019 年同期水平，Brent 油价中枢在未来 3 年内均将达到 70 美元/桶或之 上，且在可预见的未来 3-5 年中高油价可持续。我们按照 2021-2023 年 Brnet 油价中枢分 别为 70、72、70 美元/桶的较保守假设进行公司的收入及利润预测，预计公司在 2021-2023 年的收入分别为 24248/24399/24134 亿元。

毛利率方面，我们也采取较为保守的预测。公司勘探与生产板块毛利率与油价直接挂 钩，我们预计 2021-2023 年公司该板块毛利率将不低于 2021 年上半年水平。公司炼油与 化工、天然气与管道、油气销售等其他板块资产结构不断优化、运营效率持续提升，预计 未来 3 年毛利率有望稳中有升，我们保守假设 2021-23 年上述板块毛利率与 2020 年大致 持平。

预计公司原油产量稳定增长，开采成本维持稳定；天然气产量增速超过原油，CAGR 约 5-10%。公司炼油新增产能来自于华北石化、广东石化等，预计 2023 年原油与成品油价 差略向下，盈利有所回落。公司乙烯新增产能来自于自身产能优化，以及未来广东石化、 塔里木、长庆榆林等项目投产。乙烯价差 2020 年企稳，2022 年之后有望长期反弹。销 售公司业绩稳定向上，预计非油品业务将会有较快的增长。

费用率假设：伴随着勘探炼化一体化发展战略的逐步实施，由于高油价导致收入规模 显著增长，叠加公司降本控费力度不断加大。预计在未来三年，公司销售、管理费用率将 略有降低（1%左右），研发费率基本保持稳定，整体费用率呈现小幅度下降。

公司作为国内前三名石油石化企业集团，是中国油气行业中最大的油气生产和销售商， 其在生产规模和炼化技术方面均展示出较大的优势，并且产品在海内外市场占有较大的市场 份额，品牌认可度高。我们预计 2021~2023 年公司净利润为 925/938/943 亿元，对应 EPS 预测分别为 0.51/0.51/0.52 元，对应 BPS 为 6.98/7.24/7.49 元。

（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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