中国石油各项业务布局情况如何？

精细勘探和高效开发成效显著，稳步推进增储上产。

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.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。

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。

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。